POUR L’OBTENTION DU
DIPLÔME D’INGENIEUR DE CONCEPTION
Thème :
Réalisé et soutenu le 11 Décembre 2015 par : BIO GUERRA Salim
Devant le jury composé de :
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ECOLE POLYTECHNIQUE D’ABOMEY-CALAVI
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DEPARTEMENT DU GENIE ELECTRIQUE Option : Energie Electrique
CONTRIBUTION A L’AMELIORATION DE LA STABILTE EN TENSION DU RESEAU ELECTRIQUE DE LA COMMUNAUTE
ELECTRIQUE DU BENIN (CEB) PAR UTILISATION DES FACTS
Réalisé par BIO GUERRA Salim Sous la direction de :
Président : Dr Vincent S. HOUNDEDAKO, Enseignant à l’EPAC Membres : 1) M. Luc NASSARA, Enseignant à l’EPAC ;
2) Dr Ramanou A. BADAROU, Enseignant à l’EPAC, maître de mémoire ; 3) M. Delphin A. AGOSSOU, Chef Service Exploitation Région Bénin de la CEB, tuteur de stage.
Année Académique : 2014-2015
Je dédie cette œuvre à :
Allah le Tout puissant, le Miséricordieux, l’Omnipotent, l’Omniscient ; pour m’avoir orienté sur le chemin de la probité intellectuelle, de la persévérance dans les difficultés les plus atroces, de la rigueur dans le travail à accomplir.
Par la présente œuvre, je voudrais réitérer ma soumission absolue à Allah ;
Mon père Sabi G. BIO GUERRA, pour avoir toujours fait de ma réussite, l’une de ses préoccupations majeures ;
Ma mère Assana SEIDOU, qui m’a transmis les règles morales de la vie et qui n’a cessé de m’offrir son soutien moral et son encouragement pour ma réussite. Que Dieu te protège.
Salim BIO GUERRA
Nous présentons ici notre profonde gratitude à tous ceux qui, de près ou de loin, ont contribué de quelque manière que ce soit à l’aboutissement de ce travail. Nous tenons à adresser nos sincères remerciements à vous :
Professeur Félicien AVLESSI, Directeur de l’EPAC pour nous avoir permis de suivre cette formation de qualité ;
Professeur Clément BONOU, notre Directeur Adjoint pour tous les sacrifices que vous avez consentis pour notre formation ;
Dr François-Xavier FIFATIN, notre chef de département pour ses conseils et son soutien inconditionnel ;
Dr. BADAROU Ramanou, notre maître de mémoire pour son aide, son orientation et sa disponibilité, aussi pour la confiance et la compréhension qu’il m’a toujours manifestées. Qu’il soit béni de la grâce d’Allah le Très Haut ;
Messieurs Robert HANGNILO, Vincent S. HOUNDEDAKO, Théophile HOUNGAN et Luc NASSARA professeurs du département de Génie Électrique qui ont participé à la réussite de notre formation ;
M. Salifou DJIBRIL, Directeur Général de la CEB pour l'opportunité offerte afin que sa structure soit le cadre pratique d'étude de mon thème, et pour les bonnes conditions de travail qui m’y ont été assurées ;
M. Laurent MEDEWOU, Directeur Régional du Transport Bénin pour avoir accepté de me recevoir pour mes stages dans les Postes de la DRTB ;
M. Delphin A. AGOSSOU, Chef du Service Exploitation Région Bénin de la CEB, vous nous avez bien accueillis, votre dévouement pour le travail bien fait, votre dynamisme, votre disponibilité et vos nombreux conseils et remarques ont beaucoup érigé ce travail. Merci pour avoir accepté de diriger ce mémoire ;
M. Patient KOUAGOU, Chef Division Appareillage, pour son apport, ses conseils et son soutien pour la réussite de ce travail ;
Messieurs Ayoub SINA BOUROU, Fredy SOGLO, Lazard DJOUGBENOU, Benjamin HLAHOSSOU, Jonas HOUDE et Colvetty pour nous avoir acceptés comme stagiaire à la salle de commande et l’ambiance fraternelle qui a régné durant tout le temps passé à la CEB ;
Mes frères et sœurs Bakari, Fadel, Issaou, Zouléath, Rébécath BIO GUERRA, mes tantes et oncles pour leur soutien ;
Mes camarades de la 8ème promotion pour l’atmosphère de fraternité qui a régné tout le long de notre cursus de formation à l’EPAC ;
A mes amis, bien que n’ayant pas pris part au travail en lui-même ont été indispensables à son élaboration. Je les remercie pour leur soutien, intérêt et amitié.
Que les membres du jury trouvent en ce mémoire, l’expression de nos salutations profondes, pour avoir accepté de juger ce travail.
SOMMAIRE
DEDICACE ...i
REMERCIEMENTS...ii
SOMMAIRE………...iv
LISTE DE SIGLES, ACRONYMES ET ABREVIATIONS... vii
LISTE DES TABLEAUX ...ix
LISTE DES FIGURES ... x
LISTE DES ANNEXES ... xii
RESUME ... xiii
ABSTRACT ...xiii
INTRODUCTION GENERALE ... 1
CHAPITRE 1 : Présentation du réseau de la Communauté Electrique du Bénin (CEB) et ses problèmes………....4
1.1 Présentation du réseau de la CEB………5
1.2 Les Postes………9
1.3 Le régime d’exploitation………...………10
1.4 Le réseau réduit de la CEB………...…….11
1.5 Problématique et objectif de l’étude………...12
1.5.1 Problématique de l’étude………...12
1.5.2 Objectifs………15
Conclusion partielle……….15
CHAPITRE 2 : Simulation du réseau de la CEB………..…….16
Introduction partielle………...17
2.1 Présentation du logiciel de simulation (MATLAB-PSAT)...………17
2.1.1 Modèle schématique du logiciel de simulation ………18
2.1.2 Rôle de chaque nœud………18
2.2 Modélisation du réseau suivant PSAT………..19
2.2.1 Modèle équivalent des différents composants du réseau selon le logiciel PSAT……….19
2.2.2 Les grandeurs réduites………...20
2.2.3 Modélisation et paramétrage de chaque élément du réseau………..……23
2.2.4 Modèle complet réduit du réseau sous PSAT………..…….25
2.3 Simulation du modèle complet………..27
2.3.1 Hypothèse de simulation………...………27
2.3.2 Simulation du réseau……….28
2.4 Présentation des résultats de simulation………..……….30
2.5 Analyse et validation du modèle………..………33
2.6 Causes d’instabilité de la tension ………..…………..35
2.6.1 Les surtensions…………..………..35
2.6.2 Manque local d’énergie réactive………..………36
2.6.3 Chute de tension………37
2.6.4 Production trop éloignée de la consommation………..38
2.6.5 Creux de tension………38
Conclusion partielle……….39
CHAPITRE 3 : AMELIORATION DE LA STABILITE EN TENSION DU RESEAU DE LA CEB………...40
Introduction partielle………...41
3.1 Etude des différentes méthodes de correction de l’instabilité en tension….31 3.1.1 Les méthodes actuelles utilisées par la CEB……….31
3.1.2 Les méthodes traditionnelles……….44
3.1.2.1 Les transformateurs déphaseurs………...…44
3.1.2.2 Compensateur synchrone……….45
3.1.2.3 Compensation traditionnelle shunt………...46
3.1.2.4 Compensation traditionnelle série………49
3.1.3 Les méthodes modernes………...………51
3.1.3.1 Les transformateurs à prise réglable automatique………51
3.1.3.2 Les dispositifs FACTS (Flexible Alternating Current Transmission System)……….52
3.1.4 Dispositifs FACTS les plus utilisés………..………57
3.1.4.1 Principe de fonctionnement des dispositifs FACTS…………...…….57
3.1.4.2 Dimensionnement du dispositif de régulation de tension ………..…58
3.2 Simulation du réseau en présence des FACTS les plus utilisés …………..59
3.2.1 Le SVC (Static Var Compensator)………59
3.2.2 Compensateur Statique Synchrone (STATCOM)……….62
3.2.3 Variateur de charge universel UPFC……….64
3.3 Analyse des différents résultats de simulation……...………..65
3.4 Recommandation………..67
Conclusion Partielle……….67
CHAPITRE 4 : EVALUATION DU COUT D’INVESTISSEMENT ET LA
RENTABILITE DU PROJET……….……..68
Introduction partielle………...69
6.1 Inventaire des matériels………69
6.2 Les travaux ………..………...69
6.2.1 Les travaux de génie civil………...………..69
6.2.2 Exécution des travaux ………..………...69
6.3 Elaboration du devis estimatif………..70
6.4 Etude de la rentabilité des investissements………..………71
Conclusion partielle……….72
CONCLUSION GENERALE ET PERSPECTIVES …...73
REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES ...76
ANNEXES...79
LISTES DES SIGLES, ACRONYMES ET ABREVIATIONS
CEB : Communauté Electrique du Benin VRA : Volta River Authority
TCN : Transmission Compagny of Nigeria HTA : Haute Tension catégories A
HTB : Haute Tension catégories B BT: Basse Tension
MVA: Mega Volt-Ampère kV: kilo volt
PSAT: Power System Analysis Toolbox P: Puissance active
Q: Puissance réactive V : Tension
R : Résistance X : Réactance Y : Admittance
FACTS : Flexible Alternating Current Transmission System PU : Per Unit
CEI : Commission Electrotechnique Internationale RTE : Réseau de Transport d’Electricité
BC : Batterie de Condensateurs
IEEE : Institute of Electrical and Electronics Engineers TCSC : Thyristor-Controlled Series Capacitor
TSSC : Thyristor Switched Series Capacitor SSSC : Compensateur Série Synchrone Statique
TT : Transformateur de Tension TC : Transformateur de Courant DVR : Dynamics Voltage Restorer TSC : Thyristor Switched Capacitor TCR : Thyristor Controlled Reactor TSR : Thyristor Switched Reactor EN : European norm
SVC : Stat Var Compensator
CSPR : Compensateur Statique de Puissance Réactive CF : Condensateurs Fixes
STATCOM : Statique Compensateur SVG : Static Var Generator
UPFC : Unified Power Flow Controler DRU : Déphaseur Régulateur Universel GTO : Gate Thyristor turn-Off
G : Gain
LISTE DES TABLEAUX
Tableau 2.1 : Différents types de nœuds et les paramètres associés…………19
Tableau 2.2 : Valeurs des grandeurs de base………28
Tableau 2.3 : Configuration de l’alimentation des Postes du réseau de la CEB.28 Tableau 2.4 : Relevé des charges dans les Postes de la CEB dans la journée du 08 Avril 2015………....29
Tableau 2.5 : Résultats de simulation avec les charges de 00h………30
Tableau 2.6 : Résultats de simulation avec les charges de 04h………31
Tableau 2.7 : Résultats de simulation avec les charges de 09h………31
Tableau 2.8 : Résultats de simulation avec les charges de 13h………32
Tableau 2.9 : Résultats de simulation avec les charges de 20h………….……32
Tableau 6.1 : Devis estimatif du coût du projet……….……….70
LISTE DES FIGURES
Figure 1.1 : Schéma synoptique du réseau de la CEB……….7
Figure 1.2 : Schéma réduit du réseau de la CEB………..12
Figure 2.1 : Modèle schématique du simulateur………..…...18
Figure 2.2 : Modèle des éléments du réseau électrique………20
Figure 2.3 : Schéma électrique d’une ligne de transport………..23
Figure 2.4 : Modèle en ‘π’ d’une ligne.………23
Figure 2.5 : Modèle électrique du transformateur………...24
Figure 2.6 : Modèle du réseau électrique de la CEB sous MATLAB / PSAT…26 Figure 2.7 : Diagramme montrant la variation de 𝜀………...……….33
Figure 2.8 : Diagramme montrant la variation de tension sur les différents jeux de barres après simulation………34
Figure 2.9 : Réseau électrique à deux nœuds………36
Figure 2.10 : Modélisation d’une ligne courte……….37
Figure 2.11 : Creux de tension……….39
Figure 3.1 : Changeur de prises d’un transformateur………42
Figure 3.2 : Schéma d’une compensation shunt par une réactance inductive…43 Figure 3.3 : Schéma électrique d'un transformateur déphaseur………45
Figure 3.4 : Compensateur shunt……….47
Figure 3.5 : Diagramme vectoriel………48
Figure 3.6 : Compensation série………..49
Figure 3.7 : a) Compensateur TCSC b) Compensateur TSSC……….53
Figure 3.8 : Compensateur TCSR………...54
Figure 3.9 : Compensateur SSSC………55
Figure 3.10 : Compensateur TSC………56
Figure 3.11 : Compensateur TSR………56
Figure 3.12 : Compensateur SVC……….61
Figure 3.13: Diagramme illustrant les tensions avant et après correction en présence du SVC dans le réseau……….61 Figure 3.14 : Compensateur STATCOM……….63 Figure 3.15: Diagramme illustrant les tensions avant et après correction avec l’utilisation du STATCOM……….63 Figure 3.16 : Compensateur UPFC……….65
LISTE DES ANNEXES
A1 : Caractéristiques des transformateurs du réseau interconnecté de la CEB...80 A2 : Caractéristiques des lignes du réseau interconnecté de la CEB…………..81 A3 : Image d’un SVC fabriqué par l’entreprise ABB………82
RESUME
Certains Postes du réseau de la CEB sont confrontés à des instabilités de tension notamment les Postes du nord Bénin et nord Togo. Ces instabilités de tension sont dues à la longueur et à la forte ou faible charge ; ce qui entraine des hausses de tension aux heures creuses et des baisses de tension aux heures de pointe hors normes.
En simulant le réseau avec le logiciel PSAT, nous avons pu évaluer l’évolution de la tension sur les différents jeux de barres. Cette simulation nous révèle des irrégularités sur la qualité de la tension ; ce qui nous a amené à installer des compensateurs statiques à Sokodé et à Parakou. L’installation de ces dispositifs a pu corriger les instabilités ressenties sur les Postes de Sokodé, Atakpamè, Kara, Djougou et Parakou. Cette solution nous a permis de réduire les variations de tension de ±12% à ±4% de la tension nominale quelle que soit la charge.
Enfin, le coût du projet est estimé à environ quatre milliards dix-huit million quatre cent soixante mille (4.018.460.000) FCFA tous frais confondus.
Mots clés : Instabilité de tension, heures creuses, heures de pointes, compensateur statique.
ABSTRACT
Some stations networks of the CEB are faced with voltage instabilities including Post North Benin and North Togo. These voltage instabilities due to the length and the high or low load; which causes the voltage spikes-peak and brownouts during peak hours outsized.
By simulating the network with the PSAT software, we were able to evaluate the evolution of the voltage on the different busbars. This simulation reveals irregularities on the quality of the voltage; which led us to install static var compensators in Sokodé and Parakou. The installation of these devices could correct the instabilities experienced on sets Sokode Atakpamè, Kara, Djougou and Parakou. This solution has allowed us to reduce voltage variations in the nominal voltage regardless of the load.
Finally, the project cost is estimated at about four billion eighteen million four hundred and sixty thousand (4,018,460,000) CFA all costs and expenses.
Keywords: voltage instability, off-peak, peak hours, static compensator.
INTRODUCTION
GENERALE
La Communauté Electrique du Bénin (CEB), compte tenu de sa structure et du transit de puissance qui ne cesse d’augmenter à cause des besoins en énergie qui obligent les populations des deux pays sans cesse croissante à consommer plus d’énergie électrique, est confrontée aux contraintes suivantes : limite thermique des câbles, chutes de tension hors normes, instabilité en tension due à des coups de foudre et hausse de tension due à une faible charge.Jusqu'à la fin des années 1980, les seuls moyens permettant de garder la stabilité en tension suite à un défaut étaient des dispositifs non automatisés : les transformateurs-déphaseurs à réglage en charge pour le contrôle de la puissance active ; les bobines d'inductance et les condensateurs commutés par disjoncteurs électromécaniques pour le maintien de la tension et la gestion du réactif.
Actuellement la CEB a sur son réseau des inductances permettant de rabaisser la tension en cas de surtension. Lors d'un défaut ou faible charge provoquant la surtension, l'opérateur est censé mettre la réactance dans le réseau par l'intermédiaire d'un disjoncteur. Toutefois, des problèmes d'usure ainsi que leur relative lenteur ne permettent pas de répondre spontanément suite à une variation de tension ; ils sont par conséquent difficilement utilisables pour un contrôle continu des flux de puissance. En cas de baisse de tension due à une surcharge des lignes, la CEB adopte une politique de délestage des départs ce qui joue sur les activités de la population.
C'est pourquoi la présente étude intitulée << Contribution à l’amélioration de la stabilité en tension du réseau électrique de la Communauté Electrique du Bénin (CEB) par utilisation des FACTS>> fait l'objet de notre mémoire.
Aujourd’hui, grâce à l’amélioration des performances de l’électronique de puissance, on voit apparaître de nouveaux équipements connus sous l’appellation FACTS (Flexible Alternating Current Transmission System) qui permettent d’améliorer la stabilité des réseaux électriques et accroître la puissance de transport des lignes. Le développement récent des dispositifs FACTS ouvre de nouvelles perspectives pour une exploitation plus efficace des réseaux électriques par action continue et rapide sur les différents paramètres du réseau (tension, déphasage, impédance). Ainsi, les transits de puissance seront mieux contrôlés et les tensions mieux stabilisées, ce qui permettra à la CEB
d’augmenter les marges de stabilité ou de tendre vers les limites thermiques des lignes.
Afin d’aboutir à une meilleure étude de la situation nous avons articulé ce document en quatre chapitres :
Dans le chapitre 1 nous avons décrit le réseau électrique de la CEB et les problèmes auxquels il est confronté ; ce réseau a été réduit pour faciliter son étude ;
Le chapitre 2 est consacré à la modélisation et simulation du réseau par le logiciel MATLAB / PSAT en vue d’identifier les Postes atteints par les instabilités de tension ;
Le chapitre 3 est relatif à l’étude des différentes méthodes de correction de l’instabilité de tension et au choix de la méthode la plus appropriée à notre étude ;
Le chapitre 4 présente une estimation du coût de réalisation du projet et de sa rentabilité.
CHAPITRE 1 :
Présentation du réseau de la Communauté Electrique du Bénin (CEB) et ses problèmes
1.1 Présentation du réseau de la CEB
La Communauté Electrique du Bénin (CEB) est un organisme inter-état regroupant le TOGO et le BENIN. Elle est née de l'accord international instituant le code bénino-togolais de l'électricité du 27 juillet 1968, révisé le 23 décembre 2003. Ce code confère à la Communauté Electrique du Bénin (CEB), le monopole du transport et des importations/exportations de l’énergie électrique sur l’ensemble du territoire des deux Etats. Les principales missions qui lui sont assignées sont :
Réaliser et exploiter selon les règles appliquées par les sociétés industrielles et commerciales, des installations de production d'énergie électrique pour les besoins des deux Etats ;
Conclure en cas de nécessité, avec les pays voisins des deux Etats, des accords relatifs à l'importation et à l'exportation de l'énergie électrique, chacun des deux Etats s'engageant à ne conclure aucun accord séparé d'importation d'énergie électrique ;
Assurer, grâce à son centre de formation professionnelle et de perfectionnement, la sélection, la formation et le perfectionnement au profit des agents des entreprises des deux Etats ;
Planifier la production et le transport de l'énergie électrique en liaison avec les ministères en charge de l'énergie électrique pour les besoins des deux Etats.
La CEB, dans sa mission de produire et de transporter l’énergie électrique, dispose d’un vaste réseau de transport réparti sur les deux territoires (Bénin et Togo). Ainsi les énergies de la VRA et de la CIE sont acheminées par la ligne 161 kV double terne (L100 et L110) jusqu'à la sous station de Lomé Aflao. De cette station, partent ensuite deux autres lignes, une en direction du Poste de Momè - Hagou, il s’agit de la ligne 161 kV double terne (L120 et L130) et l’autre en direction de Lomé Port, il s’agit de la ligne 161 kV simple terne (L140). Le Poste de Momè-Hagou est un Poste de jonction où viennent une ligne 161 kV simple terne (L410) du barrage hydroélectrique de Nangbéto et une ligne 161 kV double terne (L220 et L230) d’Avakpa . De la sous station de Momé-Hagou partent également les lignes 63 kV simple terne L30, L31, L32 et L33 qui alimentent respectivement les Postes de Tabligbo, de l’OTP, de Lokossa et d’Anfoin.
Du Poste de Nangbeto, l’énergie peut être acheminée vers Parakou en passant par Atakpamè, Sokodé, Kara et Djougou en exploitant respectivement les lignes161 kV L420, L450, L820, L810 et L750.
Les Postes de Dapaong et de Mango sont alimentés par la VRA venant de Bawku (Nord Ghana).
L’énergie de la TCN à la sous station de Sakété (Bénin) qui est aussi un point de jonction entre cette ligne et une ligne provenant de Nangbéto passant respectivement par Bohicon et Onigbolo avec les lignes 161 kV L430, L300 et L310 . De la sous-station de Sakété, part une ligne161 kV double terne (L200 et L210) qui dessert le Poste de Cotonou-vêdoko en direction de Maria-Gléta par les lignes L220 et L230.
Du Poste de Maria-Gléta partent deux lignes161 kV double terne (L225 et L235) en direction d’Avakpa où rallie alors le Poste de Momé-Hagou (Togo) par les même ligne L225 et L235.
La figure N°1.1 montre le réseau électrique actuel de la CEB
ADJ
130 km
56 km 61 km
178 km
92 km
10 km
47 km 83 km
75 km 11 km
76 km
LAF
LPO
NAT KAR DJO
ATA
SOK
NAN BOH
SAK ONI
TAN PAR BEM
PNO CAK MOM
CMG
CVE
LOK LEG
LOME
T C N
I K
E J A V
R A
G H A N A
AVA
= ligne existante 161 kV
= Ligne 161 kV exploitée en 33 kV = Ligne 63 kV
= Projet en cours
29 km
106 km
58 km 131 km
198 km
36,5 km 76 km
33 km 17,2 km
260 km
28 km
110 Km
CIN
DAP
38 km
Figure : 1.1 : Schéma synoptique du réseau de la CEB
LEGENDE
• NAT: POSTE 161 kV NATITINGOU
• BEMB : POSTE 161 kV BEMBEREKE
• KAR : POSTE 161 kV KARA
• DJO : POSTE 161 kV DJOUGOU
• PAR : POSTE 161 kV PARAKOU
• ATA : POSTE 161 kV ATAKPAME
• NAN : POSTE 161 kV et CENTRALE HYDROELECTRIQUE DE NANGBETO
• BOH : POSTE 161 kV BOHICON
• ONI : POSTE 161 kV ONIGBOLO
• LEGBASSITO : POSTE 161 kV LEGBASSITO
• LOME C : POSTE 330 kV LOME C
• ADJ : POSTE 161kV et CENTRALE HYDROELECTRIQUE D’ADJARALA
• CMG : POSTE 161 kV et CENTRALE THERMIQUE DE MARIA GLETA
• SAK : POSTE 330 kV DE SAKETE
• CVE : POSTE 161 kV DE COTONOU VEDOKO
• CAK : POSTE 63 kV ET CENTRALE THERMIQUE D’AKPAKPA
• PNO : POSTE 63 kV DE PORTO-NOVO
• AVA : POSTE 161 kV D’AVAKPA
• MOM : POSTE 161 kV DE MOME-HAGOU
• LOK : POSTE 63 kV DE LOKOSSA
• LAF : POSTE 161 kV DE LOME AFLAO
• LPO : POSTE 161 kV et CENTRALE THERMIQUE DE CONTOUR GLOBAL
• DAP : POSTE 161 kV DE DAPAONG
• CIN : POSTE 161 kV DE CINKASSE
1.2 Les Postes
Par définition, un Poste (ou une sous-station) est une installation d’organes de liaison et d'organes de manœuvre où parvient l'énergie des centrales et d'où cette énergie est orientée vers les centres de consommation. Les Postes d’interconnexion servent parfois de points d’alimentation des réseaux régionaux et internationaux.
Un Poste source est un Poste de transformation où la tension HTB issue du réseau de transport est abaissée pour alimenter le réseau de distribution HTA.
Une partie de l’énergie reçue dans les Postes de la CEB est transformée (abaissée) pour alimenter les distributeurs (CEET ou SBEE) ou les industriels.
La seconde partie non transformée est envoyée vers d’autres Postes. Il faut noter la présence d’un transformateur de puissance auxiliaire HTA / BT pour l’alimentation du Poste dans la plupart du temps. Ces Postes comportent des appareils principaux suivants: transformateurs de puissance, disjoncteurs, interrupteurs, sectionneurs, parafoudres, sectionneurs de terre, transformateurs de tension, transformateurs de courant, jeu de barres, cellules.
Les Postes de la CEB sont installés sur l’ensemble du territoire des deux pays avec plusieurs niveaux de tension.
Le Bénin dispose de 518 km de ligne de transport d'énergie de 20 kV, 33 kV, 63 kV, 161 kV et 330 kV pour une capacité de transformation de 826,5 MVA répartie sur les Postes suivants :
Le Poste de Cotonou - Vêdoko (194 MVA);
Le Poste d'Onigbolo (70 MVA) ; Le Poste de Bohicon (40 MVA) ; Le Poste de Lokossa (32,2 MVA) ; Le Poste d'Avakpa (19 MVA) ; Le Poste de Sakété (412,5 MVA) ; Le Poste de Djougou (20 MVA) ; Le Poste de Parakou (20 MVA) ; Le Poste de Maria-Gléta (19 MVA).
Le Togo dispose de 419,6 km de ligne de transport d’énergie de 63 kV et 161 kV pour une capacité de transformation de 407,16 MVA répartie sur les Postes suivants :
Le Poste de Lomé Aflao (85 MVA) ;
Le Poste de Lomé Port (80 MVA) ; Le Poste de Momé-Hagou (100 MVA) ; Le Poste d'Atakpamé (21 MVA);
Le Poste de Dapaong (10 MVA);
Le Poste d'Anfoin (16 MVA);
Le Poste de Kara (20 MVA);
Le Poste de Tabligbo (70 MVA);
Le Poste de Cinkassé (5,16 MVA).
Parmi les Postes de la CEB, trois Postes abritent des sources de production à savoir : les Postes de Nagbéto, Lomé Port, et Maria-Gléta.
Notons que La CEB possède également un centre de conduite centralisée du réseau (Dispatching) logé à la Direction Générale à Lomé.
1.3 Le régime d’exploitation
Il existe deux régimes d’exploitation: le régime normal et le régime normal secours.
Le régime normal est le mode d’exploitation selon le schéma d’exploitation normale sans black-out d’une source ou panne sur un départ. Ce régime est le plus souvent perturbé par des travaux de maintenance fréquents (consignations) et des pannes. Ainsi la configuration d’exploitation est constamment modifiée.
Le régime normal-secours intervient lorsque pour raison de panne ou de travaux sur une ligne dénommée x, on reprend l’alimentation de cette ligne par une autre ligne dénommée y par le point de coupure du réseau existant, dans le Poste de transformation commun à ces deux lignes. Le régime normal-secours entraîne un report de charges sur la ligne de secours qui voit ainsi ses caractéristiques (résistance, réactance, longueur, etc.) modifiées. Il faut alors s’assurer que les protections puissent supporter ce report de charge. Il existe plusieurs cas de figures en fonction de la configuration du réseau. Le réseau de la CEB, à ce propos est bien conçu pour répondre à ce régime normal- secours, les principaux Postes peut être alimenté suivant plusieurs schémas.
1.4 Le réseau réduit de la CEB
Des suppositions sont faites pour obtenir un réseau plus réduit afin de faciliter sa modélisation dans la suite. Le réseau est actuellement alimenté par deux grandes sources (TCN et VRA) qui ne sont pas synchronisées et des sources auxiliaires comme : la centrale hydroélectrique de Nangbéto et les centrales thermique de Maria- Gléta et de Lomé Port La CEB a majoritairement sur son réseau des postes de transformation.
Compte tenu de l’absence de tableau d’affichage des paramètres du réseau dans certains Postes et de vouloir faire la simulation en 161 kV, plusieurs Postes seront regroupés :
La ligne Parakou - Bembéréké est une ligne de 161 kV exploitée actuellement en 33 kV. Le Poste de Bembéréké sera mis ensemble avec celui de Parakou. Donc dans le réseau réduit les notations (PAR – BEM) seront représentée par (PAR) qui est un Poste en 161 kV ;
La ligne Djougou - Natitingou est aussi une ligne de 161 kV exploitée actuellement en 33 kV. Les Postes de Djougou et Natitingou seront mis ensemble. Donc dans le réseau réduit les notations (DJO – NAT) seront représentées par (DJO) du fait qu’il est un Poste en 161 kV ;
La ligne Momé-Hagou - Lokossa est une ligne de 63 kV. Ce Poste sera mis sous celui de Momé-Hagou. Donc dans le réseau réduit les notations (MOM – LOK) seront représentées par (MOM) ;
La ligne reliant les Postes Cotonou-vêdoko, Cotonou Akpakpa et Porto- novo est une ligne de 63 kV. Ces trois Postes seront regroupés en un seul Poste et représentés par le Poste de Cotonou-Vêdoko du fait de son niveau de tension 161 kV qui est le niveau de tension d’étude. Ainsi nous aurons donc (CVE – CAK - PNO) représentés par (CVE) ;
Outre les raisons de regroupement suscitées, particulièrement les Postes de Dapaong et Cinkassé sont directement interconnectés avec la VRA et ne sont pas encore reliés au grand réseau de la CEB. Ils ne figureront donc pas dans le réseau réduit de la CEB.
Au niveau de tous les Postes, l’énergie transformée et envoyée vers les distributeurs ou les privés sera modélisée par une charge unique consommatrice d’une puissance active et d’une puissance réactive.
Après toutes ces suppositions, nous obtenons un réseau constitué de : 30 nœuds, 15 transformateurs de puissances, 15 charges, 15 lignes de transmissions HTB, 02 inductances et 05 sources de production.
Tout le réseau sera donc en 161 kV. Le réseau réduit de la CEB se présentera comme le montre la figure suivante.
Figure 1.2 : Schéma réduit du réseau de la CEB
1.5 Problématique et objectif de l’étude 1.5.1 Problématique de l’étude
Le réseau de transport de la CEB, qui constitue des lignes pour l’acheminement de l’énergie électrique, doit pouvoir supporter en fonctionnement normal, les quatre contraintes suivantes sans subir aucun dommage:
o Le courant nominal doit être inférieur à la limite thermique du câble ; o Le câble doit supporter le courant de court-circuit ;
o La tension au niveau des jeux de barres doit toujours se retrouver dans une plage de ±10% de la tension nominale ;
BOH ONI
LPO SAK LAF MOM
CVE MAG AVA
PAR SOK
ATA NAN
DJO KAR
o La stabilité du réseau doit être respectée.
Le respect de ces contraintes techniques est fondamental pour garantir aux clients, l’optimisation de la disponibilité de l’énergie électrique et assurer la fiabilité de la fourniture de l’énergie électrique c’est-à-dire une énergie ayant les spécifications suivantes : tension et fréquence se trouvant dans une fourchette bien définie selon les normes.
Le réseau de la VRA et celui de la TCN étant des réseaux infinis, imposent grâce à leur régulateur de vitesse, des fréquences et des déphasages différents. Ce phénomène qui a rendu cette synchronisation impossible crée beaucoup de difficultés à la CEB, à savoir :
Difficulté dans l’exploitation du réseau de la CEB;
Les coupures répétées constatées au niveau des clients. Des coupures dues au changement de fournisseurs à travers les manœuvres dans les Postes de transformation, ce qui n’assure pas la continuité du service et rend le réseau non fiable ;
Les surtensions temporaires sur les jeux de barres de certains Postes dues au transfert de charge d’un jeu de barre à un autre;
Les baisses de tensions sur les jeux de barres aux heures de pointe sur des postes tirant une puissance très considérable dans le réseau;
D’énormes pertes en ligne dues au transport de l’énergie de la TCN vers les deux Nords par un itinéraire très long de 668,5 km:
SAKETE-ONIGBOLO-BOHICON-NANGBETO-ATAKPAME- SOKODE-KARA-DJOUGOU-PARAKOU [4]
Une des préoccupations des exploitants est l’étude du comportement de la tension dans les réseaux de transport de l’énergie électrique. En fait, plusieurs problèmes survenus sur le réseau ont été associés à des instabilités de tension. La dégradation de la tension a des impacts négatifs sur l’utilisateur entre autres l’augmentation de la consommation du courant électrique, la détérioration des appareils électroménagers, les incendies, les déclenchements intempestifs des organes de protection et une baisse des activités économiques des consommateurs. La tension doit être maintenue dans des limites fixées par les règles d'exploitation des réseaux électriques. Ces limites sont définies dans chaque pays selon le type de réseau en fonction de son niveau de tension.
L’amplitude de la tension est un facteur crucial pour la qualité de l’énergie électrique. Elle constitue en général le premier engagement contractuel du transporteur d’énergie. Habituellement, l’amplitude de la tension doit être
maintenue dans un intervalle de ±10% autour de la valeur nominale. Dans le cas idéal, les trois tensions ont la même amplitude, qui est une constante. [5]
Les limites de tension ne doivent pas être dépassées en raison des conséquences suivantes :
Les limites supérieures de tension sont imposées pour tous les niveaux d'exploitation par la tenue diélectrique des matériels, ainsi que par les limites de saturation des transformateurs de puissance. La tension est limitée car une tension trop élevée peut réduire la durée de vie d'appareils utilisateurs ;
Les limites inférieures de tension sont imposées au niveau des réseaux de distribution par le fonctionnement correct des appareils industriels ou domestiques. Au niveau des réseaux de transport, les limites inférieures de tension sont liées à la sécurité du système électrique dans son ensemble; une tension trop basse aura les conséquences suivantes :
- Surcharge des éléments de transport (lignes et transformateurs) par augmentation du courant, et risque de déclenchement des protections associées;
- Instabilité de tension pouvant entraîner un écroulement de tension;
- Perte des éléments de production (stabilité statique des alternateurs, limites de fonctionnement des groupes et de leurs auxiliaires). [3]
Les moyens utilisés actuellement pour réguler la tension dans les Postes de transformation électrique de la Communauté Electrique du Bénin (CEB) sont les régleurs de charge, les réactances inductives, le transfert de charges sur des départs moins chargés et les permutations des sources VRA (Volta River Authority) et TCN (Transmission Compagny of Nigeria).
1.5.2 Objectifs
L’objectif principal visé par la présente étude est de permettre le renforcement de la qualité du service et d’augmenter le rendement du réseau.
De manière plus spécifique, cette étude vise à maintenir la tension de service dans une fourchette de ∓10% de la tension nominale.
Conclusion partielle
Dans ce chapitre, nous avons pris connaissance du réseau général de la CEB auquel nous avons fait certaines considérations afin d’obtenir un réseau plus réduit qui pourra faciliter la simulation dans la suite. Les principaux problèmes rencontrés dans l’exploitation du réseau de la CEB ont été ressortis dans la problématique et l’annonce des objectifs de notre étude.
CHAPITRE 2 :
Simulation du réseau de la CEB
Introduction partielle
Nous consacrons ce chapitre à la simulation du réseau de la CEB. Le réseau réel tel que présenté nous serait très difficile à simuler ; c’est pour cela que nous sommes obligés d’utiliser un modèle compatible avec un logiciel pratique en l’occurrence le logiciel MATLAB / PSAT. Ceci en vue d’étudier le comportement du réseau suivant plusieurs périodes (faible, moyenne et forte charge) et de pouvoir identifier les Postes atteints par le défaut d’instabilité en tension.
2.1 Présentation du logiciel de simulation (MATLAB / PSAT) [1] [8]
MATRIX LABORATORY (MATLAB) est un système interactif de programmation scientifique, pour le calcul numérique et la visualisation graphique. Il contient des bibliothèques spécialisées (toolbox) qui répondent à des besoins spécifiques: analyse numérique, traitement du signal, optimisation des systèmes, modélisation et l’analyse des systèmes électriques de puissance, etc. PSAT (Power System Analysis Toolbox) est une boîte à outils de MATLAB pour le contrôle, l’analyse statique et dynamique des systèmes électriques. En effet, il permet de construire graphiquement les réseaux électriques de puissance, de les modifier à l’aide de SIMULINK, d’opérer des simulations et de sortir les résultats. Il contient plusieurs modules d’analyse et de simulation de l’écoulement de puissance comme :
• Le module d’écoulement de puissance <PF> ;
• Le module d’écoulement de puissance en continu <CPF> ;
• Le module de répartition optimale de charges <OPF> ;
• Le module d’analyse de la stabilité du réseau ;
• Le module d’étude du comportement dynamique du réseau électrique.
Nous allons utiliser dans la suite le module d’écoulement de puissance <PF>, la bibliothèque SIMULINK des composants de réseau électrique et l’éditeur de modèle utilisateur pour la modélisation et la simulation du réseau électrique de la CEB.
En plus des algorithmes mathématiques et modèles, PSAT inclut une variété d’outils supplémentaires, comme suit :
Des interfaces utilisateurs graphiques très conviviales ;
Une bibliothèque SIMULINK des composants de réseau électrique ;
Un outil de conversion des données dans d’autres formats ;
Un éditeur de modèle utilisateur ;
Un usage de la ligne de commande de MATLAB.
2.1.1 Modèle schématique du logiciel de simulation
Les entrées sorties du logiciel pour la simulation de l’écoulement de puissance sont modélisées dans le schéma suivant :
Entrées : Sorties :
Répartition de P et Q dans
Nœud charge : PQ les lignes de transport et
Nœud tension : PV les charges ; Nœud bilan : V, Ɵ Tension U sur les jeux de barres.
Figure 2.1: Modèle schématique du simulateur PSAT
- P, Q : puissances active et réactive des charges ;
- P, V : puissance active et tension de sortie des générateurs ;
- 𝜃𝜃, V : déphasage et amplitude de la tension sur les différents nœuds;
- R, X et Y : résistance, réactance et admittance des lignes de transport.
2.1.2 Rôle de chaque nœud [2]
Chaque nœud du réseau électrique est caractérisé par quatre variables : Pi, Qi, Vi,Ѳi. Si nous connaissons deux des quatre variables en chaque nœud, nous pouvons déterminer les deux autres. Les entrées du logiciel ont uniquement rapport avec les différents types de nœuds:
Nœuds P-V : pour ce type de nœud, on associe généralement les centrales de production. On spécifie la puissance active et le module de la tension. Les variables à déterminer sont la phase de la tension et la puissance réactive ; la production de l’énergie réactive est limitée par des valeurs inférieures et supérieures, Qmin et Qmax respectivement. Si l’une des deux limites est atteinte, la valeur se fixe à cette limite et la tension se libère, le nœud devient alors un nœud (PQ) ;
Nœud P-Q : pour ce type de nœud, on associe les charges. Ces dernières sont caractérisées par la consommation des puissances active et réactive fixées. Les variables à déterminer sont le module et la phase de la tension.
Logiciel de simulation
Paramètres des lignes de transport
(R, X et Y)
On peut aussi associer des générateurs avec des puissances active et réactive fixées ;
Nœud V- 𝜃𝜃 : pour ce type de nœud, on associe la centrale de production la plus puissante. Dans un nœud k (nœud de référence ou nœud bilan ou slack bus), on spécifie la phase 𝜃𝜃 et le module de la tension. Les valeurs à déterminer sont les puissances active et réactive.
Nous pouvons résumer ces différents nœuds et ces paramètres dans le tableau suivant :
Tableau 2.1 : Différents types de nœud et les paramètres associés Types de nœuds Paramètres
connus
Paramètres Inconnus
Nœud bilan V ,θ P , Q
Nœud tension P , V Q ,θ
Nœud charge P , Q V ,θ
2.2 Méthode de calcul du logiciel : Algorithme de Newton Raphson [3]
Le développement sera fait en utilisant le Jacobien Soit à résoudre :
P(𝜃𝜃,𝑉) = 𝑃𝑃0 (n-1) équations Q(𝜃𝜃,𝑉) = 𝑄0 (n-p-1) équations
�𝑃𝑃0 =𝑃𝑃(𝜃𝜃(𝑚−1),𝑉(𝑚−1)) 𝑄0 =𝑄(𝜃𝜃(𝑚−1),𝑉(𝑚−1))� =�
𝜕𝑃𝑃
𝜕𝜃𝜃
𝜕𝑃𝑃
𝜕𝑄 𝜕𝑉
𝜕𝜃𝜃
𝜕𝑄
𝜕𝑉
�
𝑚−1
�𝜃𝜃 − 𝜃𝜃(𝑚−1) 𝑉 − 𝑉(𝑚−1)� Ou en posant
∆𝑃𝑃(𝜃𝜃(𝑚−1) = 𝑃𝑃0− 𝑃𝑃(𝜃𝜃(𝑚−1),𝑉(𝑚−1)) ∆𝜃𝜃(𝑚−1) = 𝜃𝜃 − 𝜃𝜃(𝑚−1)
∆𝑄(𝜃𝜃(𝑚−1) = 𝑄0 − 𝑄(𝜃𝜃(𝑚−1),𝑉(𝑚−1)) ∆𝑉(𝑚−1) =𝑉 − 𝑉(𝑚−1) Pour le calcul des puissances, on a donc à résoudre l’équation :
�∆𝑃𝑃(𝜃𝜃(𝑚−1)
∆𝑄(𝜃𝜃(𝑚−1)� =�
𝜕𝑃𝑃
𝜕𝜃𝜃
𝜕𝑃𝑃
𝜕𝑄 𝜕𝑉
𝜕𝜃𝜃
𝜕𝑄
𝜕𝑉
�
𝑚−1
�∆𝜃𝜃(𝑚−1)
∆𝑉(𝑚−1)�
Pour ceux de la phase et tension, on a :
�∆𝜃𝜃(𝑚−1)
∆𝑉(𝑚−1)� =�
𝜕𝑃𝑃
𝜕𝜃𝜃
𝜕𝑃𝑃
𝜕𝑄 𝜕𝑉
𝜕𝜃𝜃
𝜕𝑄
𝜕𝑉
�
𝑚−1
−1
�∆𝑃𝑃(𝜃𝜃(𝑚−1)
∆𝑄(𝜃𝜃(𝑚−1)�
Cette méthode nécessite de calculer à chaque itération le Jacobien et son inverse. La méthode converge très rapidement (4 à 6 itérations environ) à condition de partir de valeurs initiales convenables.
2.3 Modélisation du réseau suivant PSAT
2.3.1 Modèle équivalent des différents composants du réseau selon le logiciel PSAT
Modèle des composants ordinaires d’un réseau électrique
Modèle des différents éléments de compensation de la famille FACTS : Sources de production ;
: Nœud de connexion, les entrées et sorties sont susceptibles d’être modifié selon le cas ;
: La charge qui représente les consomateurs dans notre réseau réel ;
: Le transformateur de puissance ; : Ligne électrique (modèle en pi)
: Capacitance et Inductance shunt utilisées pour la compensation
Figure 2.2 : Modèle des éléments du réseau électrique
2.2.2 Les grandeurs réduites
Le système de grandeurs réduites permet à l’ingénieur électricien d’avoir constamment à l’esprit des ordres de grandeurs relatifs à certains paramètres indépendamment des niveaux de tension et de puissance.
• Puissance, tension et courant de base.
Considérons le système triphasé équilibré auquel sont associées les variables complexes :
- U�: la tension composée;
: Compensateur statique de puissance réactive ;
: Compensateur série commandé par thyristor
: Compensateur statique synchrone ;
: Compensateur Série Synchrone Statique ;
: Variateur de charge universel
- I̅: le courant de phase;
- Z� : l’impédance du circuit ; - S� : la puissance complexe.
Dans un système triphasé équilibré, l’amplitude de la tension entre phases et celle de la tension simple sont liées par la relation suivante :
𝑈 =√3.𝑉 (2.1)
La puissance complexe traversant la section est donnée par :
𝑆̅ = 3𝑉�𝐼̅∗ = √3.𝑈�𝐼̅∗ =𝑃𝑃+𝑗𝑄 (2.2) Elle se décompose en puissance active P (en Watt) et puissance réactive Q (en Voltampère réactif).
La puissance apparente, S , s’exprime en Volts- Ampères ; le déphasage entre V et I est représenté par l’angle ‘φ’ dont le cosinus est appelé « facteur de puissance ».
La tension (φ-N) et le courant sont liés entre eux par la loi d’ohm :
𝑉� = 𝑍̅.𝐼̅ (2.3)
Nous définissons le système de grandeurs réduites « Per Unit » de la manière suivante :
𝑆̅𝑝𝑢 =𝑆𝑆̅
𝐵 ; 𝑈�𝑝𝑢 =𝑈𝑈�
𝐵 ; 𝐼̅𝑝𝑢 = 𝐼𝐼̅
𝐵 (2.4)
La relation dans le système des grandeurs de base est :
𝑈𝐵 =√3.𝑉𝐵 𝑆𝐵 =√3.𝑈𝐵.𝐼𝐵 𝑉𝐵 =𝑍𝐵.𝐼𝐵 (2.5) Les grandeurs de base, indicées ‘B’, choisies judicieusement, permettent de simplifier considérablement les calculs dans les réseaux d’énergie électrique. Dans le système de base, la puissance se conserve et la loi d’Ohm reste également d’application.
En divisant membre à membre les équations (2.1) et (2.5), nous obtenons :
𝑈�𝑝𝑢 = 𝑉�𝑝𝑢 (2.6)
De même l’expression (2.7) est obtenue en divisant membre à membre (2.2) et (2.5), nous avons :
𝑆̅𝑝𝑢 = 𝑈�𝑝𝑢. 𝐼̅𝑝𝑢 (2.7)
• Impédance et admittance de base On sait que :
𝑍̅𝑝𝑢 =𝑍𝑍�
𝐵 ; 𝑌�𝑝𝑢 = 𝑌𝑌�
𝐵 (2.8)
D’après l’équation (2.5) : 𝑍𝐵 =𝑉𝐼𝐵
𝐵 = 𝑉𝐼𝐵
𝐵�3𝑉3𝑉𝐵
𝐵� =3𝑉3𝑉2𝐵
𝐵𝐼𝐵 (2.9) 𝑍𝐵 =𝑈𝑆𝐵2
𝐵 (2.10)
De façon analogue on aura :
𝑌𝐵 = 𝑈𝑆𝐵
𝐵2 (2.11)
En remplaçant 𝑍𝐵 et 𝑌𝐵 dans l’équation (2.8), on a : 𝑍̅𝑝𝑢 = 𝑍̅𝑈𝑆𝐵
𝐵2 et 𝑌�𝑝𝑢 =𝑌�𝑈𝑆𝐵2
𝐵 (2.12)
La puissance complexe en p.u devient, en fonction de l’impédance 𝑍̅𝑝𝑢 : 𝑆̅𝑝𝑢 = 𝑈𝑍𝑝𝑢2
𝑝𝑢∗ (2.13)
Et en fonction de l’admittance, on a :
𝑆̅𝑝𝑢 = 𝑌𝑝𝑢∗ .𝑈𝑝𝑢2 (2.14)
2.2.3 Modélisation et paramétrage de chaque élément du réseau
Modèle des lignes
Malgré leur grande diversité, les lignes possèdent des propriétés électriques communes. En effet, toute ligne possède une résistance, une réactance inductive et une réactance capacitive. Ces impédances sont reparties uniformément sur toute la longueur de la ligne si bien qu’on peut représenter la ligne par une série section R, L, C identiques (figure 2.3). Chaque section représente un tronçon de ligne d’une longueur donnée et les éléments r, xL, xC, représentent les impédances pour cette longueur.
On peut simplifier le circuit de la figure 2.3 en additionnant les résistances individuelles pour former une résistance totale R. de la même façon, on obtient une réactance inductive totale XL et une réactance capacitive totale XC (en
dérivation). On partage XC en deux éléments de valeurs 2XC localisés aux deux extrémités de la ligne comme le montre la figure 2.4 où 𝑌 = 𝑋1
𝐶 représente l’admittance de la ligne [17].
Figure 2.3 : Schéma électrique d’une ligne de transport Les paramètres essentiels d’une ligne sont [1]:
la puissance apparente de base en MVA, la tension de base en kV et la fréquence en Hz de la ligne ;
la résistance de la ligne en p.u ;
la réactance de la ligne en p.u et
la susceptance de la ligne en p.u.
Le modèle de la ligne utilisé dans la configuration du réseau électrique HTB de la CEB est le modèle en ‘π’ d’après la fiche technique du réseau. Pour le paramétrage de la ligne dans PSAT, on utilisera le modèle en ‘π’ qui se met sous la forme :
Figure 2.4 : Modèle en ‘π’ d’une ligne
r est la résistance linéique de la ligne [Ω/km] ;
R = r. l est la résistance totale de la ligne électrique ;
x = wL est la réactance longitudinale linéique de la ligne [Ω/km] avec L l’inductance de la ligne électrique ;
X = x. l est la réactance totale de la ligne électrique ;
y = wc est l'admittance transversale linéique [S/km] avec C la capacité de la ligne électrique et Y = y. l est l’admittance totale de la ligne électrique.
Modèle du transformateur [1]
Pour paramétrer un transformateur, PSAT utilise le modèle électrique du transformateur décrit sur la figure ci-dessous :
V’1
m
V’2=V1/m
V1 V2
I1 I2
Y= 1
R+jX
Figure 2.5 : Modèle électrique du transformateur
R1, R2 : résistances des enroulements primaire et secondaire du transformateur;
X1, X2 : réactances de l’enroulement primaire et secondaire du transformateur ; I1, I2 : courants dans les enroulements primaire et secondaire ;
V1, V2 : tensions dans les enroulements primaire et secondaire ; y : admittance du transformateur et
m : rapport de transformation.
R = R2+ m2R1 et X = X2+ m2X1 (2.15) m = |𝐼̅|𝐼̅2|
1| = |V��V�1|
2′�
Les paramètres d’un transformateur de puissance sont :
La puissance apparente de base en MVA, la tension de base en kV (la tension primaire du transformateur) et la fréquence en Hz du transformateur ;
Le rapport de transformation (tension primaire/tension secondaire) ;
La résistance du transformateur en p.u ;
La réactance du transformateur en p.u.
Modèle des charges
A la différence des générateurs, on ne peut individualiser chaque consommation.
C’est l'agrégat de consommation en un nœud du réseau qui constitue la
‘‘charge’’ (load) caractérisant ce nœud.
La puissance appelée par la charge varie avec la tension et la fréquence qui règnent au niveau de cette charge. Toutefois, une analyse en régime stationnaire suppose la constance de la fréquence.
Dans le cadre de notre travail, il est supposé qu’une charge peut être vue comme consommatrice de puissances active PC et réactive QC . QC peut être positive (cas d’une charge inductive) ou négative (cas d’une charge
capacitive). Il sera adopté le modèle des charges selon lequel les puissances actives PC et réactives QC sont constantes aussi longtemps que la tension appliquée reste dans des limites raisonnables. [3]
Les paramètres essentiels d’une charge sont:
La puissance apparente de base en MVA, la tension de base en kV ;
Les puissances active et réactive en p.u.
2.2.4 Modèle complet réduit du réseau sous PSAT
D’après le modèle réduit du réseau de la CEB retenu dans le chapitre 1, nous pouvons éditer notre réseau d’étude sous le logiciel PSAT suivant l’équivalent de chaque élément du réseau.
Figure 2.6 : Modèle du réseau électrique de la CEB sous MATLAB / PSAT
2.3 Simulation du modèle complet 2.3.1 Hypothèse de simulation
Les hypothèses seront formulées sur tous les équipements du réseau:
Hypothèse sur les jeux de barres
Chaque jeu de barres est caractérisé par sa tension nominale. Pour la simulation, leur tension est fixée à la nominale sauf pour les nœuds générateurs, bilan et leur déphasage nul. Après la simulation, toutes les tensions doivent évoluer dans une limite de sécurité (±10% de la tension nominale). En dessous ou au-dessus de cette limite, il y a des risques d’instabilité de tension du fait de l'augmentation des pertes dans le réseau.
Par contre, si les tensions sont très élevées, il y aura des risques de destruction des équipements.
Le réseau électrique de la CEB étant splitté, nous procéderons à la simulation en deux temps. Nous allons considérer la tension de la TCN comme le puissant générateur qui débite sur la barre de Sakété (Slack) dans un premier temps et dans le second celle de la VRA sur la barre de Lomé Aflao.
Hypothèse sur les lignes et les transformateurs
La puissance transitée (courant) dans les lignes doit être inférieure à sa limite maximale qui est généralement la limite thermique de la ligne. C'est pourquoi le modèle réduit considéré du réseau, doit assurer une précision acceptable par rapport au calcul de répartition de charge du réseau interconnecté complet.
Comme les regroupements de nœuds sont liés entre eux par une ligne liant un nœud de chaque côté, les paramètres des lignes et des transformateurs seront enregistrés conformément aux données. Ensuite pour les transformateurs de puissance, ce sont les modèles à prise fixe qui sont prises en compte pour le fait qu’au moment des relevées des données des simulations, les tensions sont supposées constantes.
Hypothèse sur les charges
Concernant les relevés des charges pour les simulations, les valeurs des puissances actives et réactives sont obtenues à partir des regroupements de nœuds auxquels sont connectées ces charges. Ces valeurs de puissances sont obtenues à des heures fixes de la journée.
2.2.4 Simulation du réseau
Si nous prenons une puissance de base de 100 MVA et une tension de base correspondante à la tension nominale du réseau étudié, nous obtenons les valeurs consignées dans le tableau suivant :
Tableau 2.2 : Valeurs des grandeurs de base
SB UB ZB
100 MVA 161 kV 259,21 Ohms
Toutes les données techniques de chaque élément du réseau sont déjà calculées par la CEB et consignées sur la fiche technique en annexe A1 et A2.
Le réseau de la CEB étant splitté, nous avons scindé le réseau selon l’alimentation ordinaire des Postes c’est-à-dire sans black-out de l’une des deux grandes sources (TCN et VRA). Le plus souvent la source VRA alimente tout le sud Togo ainsi que le Poste de Lokossa (Bénin) tandis que celle de la TCN alimente tout le Bénin excepté Lokossa, le centre et le nord Togo excepté Dapoang et Cinkassé. Ces derniers ne faisant pas partie du réseau interconnecté de la CEB. La configuration qui sera utilisée pour la simulation est récapitulée dans le tableau suivant :
Tableau 2.3 : Configuration de l’alimentation des Postes du réseau de la CEB Sources Les Postes alimentés
VRA LAF, LPO, MOM
TCN SAK, CVE, CMG, AVA, ONI, BOH, NAN, ATA, SOK, KAR, DJO, PAR Pour la validation du modèle, cinq simulations seront faites et donneront une idée des comportements du réseau pendant pratiquement toutes les périodes de la journée : périodes de faibles, moyennes et fortes charges. Nous avons fait des relevés des charges dans les Postes du réseau interconnecté de la CEB à des heures précises de la journée (00h, 4h, 9h, 13h et 20h). Après avoir regroupé les charges du même nœud, nous avons procédé au relevé des données de la date du 08 Avril 2015. Ces données sont consignées dans le tableau suivant :
Tableau 2.4 : Relevé des charges dans les postes de la CEB dans la journée du 08 Avril 2015
Désignation
00h 04h 09h 13h 20h
P(MW) Q(MVAr) P(MW) Q(MVAr) P(MW) Q(MVAr) P(MW) Q(MVAr) P(MW) Q(MVAr)
SAK 0.01 0.009 0.01 00 0.2 0.1 0.01 0.01 0.2 0.18
ONI 10 8.6 07 3.4 07 3.7 10 6.4 11 9.02
BOH 12 06 11.5 5.5 10.8 5.7 11.2 5.8 14.9 6.9
CVE 39 39.2 85.1 46.2 87.5 41.1 87.2 34.2 67 54.6
AVA 6.36 06 5.14 3.6 4.83 2.18 5.4 3.78 8.14 6.14
CMG 14 5.89 11.38 5.67 9.56 4.92 11.61 5.98 16.64 7.37
PAR 4.7 2.66 5.05 2.45 5.94 3.68 6.04 4.37 7.13 5.53
DJO 6.55 3.36 5.01 2.57 5.84 3.77 5.59 3.77 7.46 5.21
KAR 16.7 9.01 15.5 8.37 13.8 8.55 11.6 7.80 22.2 16.07
SOK 3.54 1.91 3.18 1.63 3.50 2.26 4.6 3.21 5.21 3.77
ATA 29.8 14 20.33 07 22.76 10.10 25.5 15 38 20
MOM 23 11.5 21 11 22.5 11.5 25.5 13 28 14.5
LPO 42 18.1 38 13.23 43 26.4 43 29 48 37.68
LAF 69.03 54.17 58.9 40.03 69.39 33.20 72.67 42.98 77.27 63.56
2.4 Présentation des résultats de simulation
Après avoir modélisé le réseau de la CEB, nous sommes passés à la simulation par le logiciel d’étude qui est PSAT. La méthode utilisée par le logiciel est celle de Newton Raphson. Les résultats de simulation sont donnés dans les tableaux suivants selon la période de simulation.
o Un : la tension nominale des jeux de barres ;
o Uréel : la tension aux jeux de barres relevée le 08/04/2015 aux heures de la simulation ;
o UExp : le module de la tension aux jeux de barres obtenu par le simulateur ;
o ∆=�Un−UUnExp�x 100 : la variation de tension évaluée sur les jeux de barres par rapport aux tensions nominales.
o 𝜀 = �URéelUréel−UExp�x 100 : l’incertitude relative de la valeur calculée par rapport à celle relevée.
Tableau 2.5 : Résultats de simulation avec les charges de 00h
Sources Postes
00h
UExp Uréel 𝜀 ∆
(kV) (pu) (kV) (pu) (%) (%)
V R A
LAF 161 1.00 162.30 1.0081 0.8010 0.00
LPO 155.50 0.9658 159.88 0.9930 2.7396 3.4161 MOM 154.93 0.9623 157.02 0.9753 1.3310 3.7718
T
C
N
SAK 161 1.00 163 1.0124 1.2270 0.00
CVE 162.74 1.0108 165 1.0248 1.3697 1.0807
CMG 161 1.00 163.27 1.0141 1.3903 0.00
AVA 163.60 1.0161 165.13 1.0257 0.9265 1.6149 ONI 164.87 1.0240 163.47 1.0153 0.8564 2.4037 BOH 166.82 1.0361 164.36 1.0209 1.4967 3.6149 NAN 169.43 1.0524 165 1.0248 2.6848 5.2360 ATA 168 1.0435 162.73 1.0107 3.2385 4.3478 SOK 170.70 1.0602 165.41 1.0274 3.1981 6.0248 KAR 171.13 1.0292 166.29 1.0329 2.9106 6.2919 DJO 173.58 1.0781 170 1.0559 2.1059 7.8137 PAR 174 1.0807 170.24 1.0574 2.2086 8.0745
