UNIVERSITE D’AOMEY -CALAVI

UNIVERSITE D’ABOMEY-CALAVI ********** ECOLE POLYTECHNIQUE D’ABOMEY-CALAVI

********** DEPARTEMENT DE GENIE ELECTRIQUE

Option : Energie électrique

POUR L’OBTENTION DU

DIPLÔME D’INGENIEUR DE CONCEPTION

Thème :

Rédigé par :

Joël Hermann GAHOU

Sous la direction de :

Maître de mémoire : Maître de stage :

Pr. Vincent S. HOUNDEDAKO Ing. Samadi ADECHOUBOU

Enseignant-Chercheur à l’EPAC/UAC, Directeur Régional SBEE Maître de conférences Atacora-Donga

ETUDE DE L’IMPACT DE L’INJECTION DE L’ENERGIE D’UNE CENTRALE PHOTOVOLTAÏQUE DE 60 MVA SUR LE RESEAU

ELECTRIQUE DE LA SBEE DE LA VILLE DE NATITINGOU

Année académique 2016-2017 8ème Promotion

Dédicaces

Mémoire d’ingénieur de conception en GE/EE réalisé par GAHOU Joël Hermann i

DEDICACES

Je dédie ce travail à tous ceux qui m’ont soutenu de près et de loin,

A mon père

GAHOU Emmanuel, pour tous les efforts consentis jour et nuit pour assurer, à

moi et à mes frères, la meilleure éducation possible et un grand avenir. Merci

pour tout.

A ma mère

AGONMADAMI Pascaline,pour avoir fait tout son possible pour que nous ses

enfants suivons le bon chemin dans la vie et dans les études. Merci pour tes

prières et bénédictions.

A ma sœur et à mes frères

Joël Hermann GAHOU

Remerciements

Mémoire d’ingénieur de conception en GE/EE réalisé par GAHOU Joël Hermann ii

REMERCIEMENTS

Avant tout propos je tiens à remercier Dieu tout puissant pour m’avoir donné la

patience, le courage et surtout la santé nécessaires pour aller au bout de la

réalisation de ce mémoire.

Je tiens également à exprimer mes plus profondes gratitudes envers :

Le Pr. SOUMANOU Mohamed, Directeur de l’EPAC ;

Le Pr. Clément AHOUANNOU, Directeur Adjoint de l’EPAC ;

Le Dr. Théophile K. HOUNGAN, Chef du Département de Génie

Electrique de l’EPAC ;

Le Pr. Vincent S. HOUNDEDAKO, enseignant-chercheur à

l’EPAC,Maître de mémoire, pour sa disponibilité et son encadrement tout

au long de ce travail ;

Les enseignants et techniciens du département de Génie Electrique de

l’EPAC, pour tous les efforts consentis pour notre formation ;

Monsieur Laurent TOSSOU, Directeur Général de la SBEE ;

Monsieur Samadi ADECHOUBOU, Directeur Régional SBEE Atacora-

Donga ;

Monsieur Gabin ABAGLI, Chef Service Gestion Réseaux, Direction

Régionale SBEE Atacora-Donga, pour avoir mis à notre disposition tous

les documents nécessaires pour l’étude du réseau HTA Atacora-Donga ;

Tous les agents de la Direction Régionale SBEE Atacora-Donga pour leur

charmant accueil et leur disponibilité ;

Monsieur Corentin ADJOVI, Directeur Général de COMTEL/SINUS

Technologies ;

Monsieur Vodounnon SOUMAÏLA, Directeur Adjoint de SINUS

Technologies, pour m’avoir permis d’intégrer son équipe de techniciens et

d’ingénieurs pendant mes six (06) mois de stage ;

Tous les employés de SINUS Technologies, pour m’avoir toujours

considérer comme un des leurs ;

Remerciements

Mémoire d’ingénieur de conception en GE/EE réalisé par GAHOU Joël Hermann iii

Monsieur ADJOU Michel ;

DAH SOTIN Eugène, Ancien agent de la SBEE à la retraite, pour ses

précieux conseils ;

Tous mes amis et toutes les personnes qui, de près ou de loin, m’ont aidés

et témoignés de leurs soutiens durant la réalisation de ce travail ainsi qu’à

la réussite de mon cursus universitaire.

Acronymes et Abréviations

Mémoire d’ingénieur de conception en GE/EE réalisé par GAHOU Joël Hermann iv

ACRONYMES ET ABREVIATIONS

VRA……….…………………………………………..……Volta River Autority

TCN…………………………….……………Transmission Company of Nigeria

SBEE……………………………………Société Béninoise d’Energie Electrique

MVA……….………………………..…………………………Méga Voltampère

HTA…………………………………….……………Haute Tension catégorie A

PV…………………………………………………………………Photovoltaïque

Wc……………………….………………….…………………………Watt-crête

DC………………………………..…………..……………………Direct Current

MPPT…………………………………….……Maximum Power Point Tracking

CEB…………………..………………………Communauté Electrique du Bénin

2KP………………………………………….…Kouandé-Kérou-Wassa Pehunco

BT…………………………………………….……………………Basse Tension

CEI…………………………..……Commission Electrotechnique Internationale

SF6……………………………..….……………………Hexafluorure de Souffre

MW…...………………………….…………....………………………MégaWatt

MVA…………..…………………..………..……...…………Méga VoltAmpère

MVAr……………………………...……….....………Méga voltampère réactive

Liste des figures et illustrations

Mémoire d’ingénieur de conception en GE/EE réalisé par GAHOU Joël Hermann v

LISTE DES FIGURES ET ILLUSTRATIONS

Figure 1.1 : Schéma de principe de fonctionnement d’une centrale PV connecté

au réseau

Figure 2.1 : Modélisation du réseau HTA SBEE Atacora-Donga

Photo 2.1 : Champ électrique Bérécingou

Photo 2.2 : Jeux de barres de la centrale de Bérécingou

Photo 2.3 : Transformateur de tension

Photo 2.4 : Transformateur de courant

Photo 2.5 : Disjoncteur champ Bérécingou

Photo 2.6 : Sectionneur du champ de Bérécingou

Photo 2.7 : Transformateur abaisseur du champ de Bérécingou

Photo 2.8 : Armoire de contrôle du champ de Bérécingou

Photo 2.9 : Transformateur auxiliaire du champ de Bérécingou

Photo 2.10 : Un des groupes électrogènes de la centrale

Photo 2.11 : Salle de contrôle de la centrale

Photo 2.12 : Transformateur élévateur de la centrale de Bérécingou

Liste des tableaux

Mémoire d’ingénieur de conception en GE/EE réalisé par GAHOU Joël Hermann vi

LISTE DES TABLEAUX

Tableau 1.1 : Données météorologiques mensuelles

Tableau 1.2 : Caractéristiques du transformateur de puissance

Tableau 1.3 : Caractéristiques type d’onduleur choisi

Tableau 1.4 : Caractéristiques module photovoltaïque

Tableau 1.5 : Caractéristiques du condensateur à courant continu

Tableau 1.6 : Caractéristiques de la batterie de stockage

Tableau 1.7 : Caractéristiques du régulateur

Tableau 2.1 : Tableau récapitulatif des postes de transformations de la région

Atacora-Donga

Tableau 2.2 : Récapitulatif des longueurs de lignes, des sections de lignes et

des sections de conducteurs

Tableau 3.1. : Différents types de poste de transformation

Tableau 3.2 : Caractéristiques transformateur de puissance

Tableau 3.3 : Tensions assignées correspondant aux tensions de service

Tableau 3.4 : Caractéristiques disjoncteur HTA

Tableau 3.5 : Caractéristiques électriques du disjoncteur BT

Tableau 3.6 : Choix de la section des jeux de barres en conformité avec la

norme ICE 60865-1

Tableau 3.7 : Courants de court-circuit

Tableau 3.8 : Caractéristiques du transformateur de tension

Tableau 3.9 : Caractéristiques du transformateur de courant

Tableau 4.1 : Ecoulement de la puissance produite sur la ligne Natitingou-

Djougou-Parakou (Scénario 1)

Tableau 4.2 : Ecoulement de la puissance sur la ligne Natitingou-Djougou-

Parakou-Savè-Onigbolo (Scénario 1)

Tableau 4.3 : Estimation des charges horizon 2025

Liste des tableaux

Mémoire d’ingénieur de conception en GE/EE réalisé par GAHOU Joël Hermann vi


Djougou-Parakou

Liste des tableaux

Mémoire d’ingénieur de conception en GE/EE réalisé par GAHOU Joël Hermann vii



Tableau 4.6 : Chutes de tension générées par l’installation de la centrale à

Natitingou




Djougou (Scénario 3)

Résumé / Abstract

Mémoire d’ingénieur de conception en GE/EE réalisé par GAHOU Joël Hermann viii

RESUME

Le présent projet de fin de formation, apporte sa modeste contribution à

l’amélioration du travail effectué par l’ingénieur AKOGNITCHE Denis-Luc sur un

système décentralisé de production et d’injection d’énergie photovoltaïque sur

le réseau électrique de la SBEE de Natitingou. Le travail de dimensionnement

étant déjà réalisé, nous nous sommes proposé d’étudier les impacts afférents

au raccordement de la centrale dimensionnée sur le réseau électrique de la

ville de Natitingou. Pour ce faire nous avons, dans un premier temps, fait une

étude du réseau alimentant la ville de Natitingou afin de déterminer, le point

probable de raccordement de la centrale au réseau électrique de la ville, les

besoins en énergie de la ville et ses environs, et les zones que peuvent couvrir

la future centrale. Dans un second temps, nous avons fait un écoulement de la

puissance produite par la centrale sur les zones choisies,pour la couverture de

la centrale. Nous avons observé des pertes en ligne assez importantes, ce qui

nous a conduit à finalement proposer de déplacer la future centrale de la ville

de Natitingou et de l’implanter dans la ville de Djougou qui, non seulement

présente un ensoleillement proche de celui de Natitingou, mais aussi

l’écoulement de puissance à partir de cette ville donne des résultats très

satisfaisants pour ce qui est des pertes en ligne et des chutes de tension.

Mots clés : énergie solaire, réseau électrique, ville de Natitingou, écoulement

de puissance, pertes en lignes, direction régionale SBEE Atacora-Donga

ABSTRACT

The present project of end of study, make a modest contribution to the

improvement of the work carried out by the electrical engineer, AKOGNITCHE

Denis-Luc, on a decentralized system of production and injection of

photovoltaic energy on the electrical network of the SBEE of Natitingou. As the

design work has already been carried out, we have decided to study the

impacts of the connection of the power plant to the electricity network of the

Résumé / Abstract

Mémoire d’ingénieur de conception en GE/EE réalisé par GAHOU Joël Hermann ix

town of Natitingou. In order to do this, we initially carried out a study of the

network feeding the city of Natitingou in order to determine, the probable

point of connection of the power station to the city’s electricity network, the

energy needs of the city and its surroundings, and areas that can be covered by

the future power station. In second step, we made a flow power from the

power plant over the areas chosen for the coverage of the plant. We have

observed fairly large line losses, which led us finally, propose to move the

future power plant from the city of Natitingou and implant it in the town of

Djougou which not only presents a sunshine close to that of Natitingou, but

also the flow of power from this city gives very satisfactory results in terms of

line losses and voltage drops.

Keywords: solar energy, electrical network, town of Natitingou, power flow,

loss in lines, SBEE Atacora-Donga regional Directorate

Table des matières

Mémoire d’ingénieur de conception en GE/EE réalisé par GAHOU Joël Hermann 1

Table des matières

Dédicaces…………………………………………………………………….…..i

Remerciements…………………………………………………………………..ii

Acronymes et abréviations…………………………………………………...…iv

Liste des figures et illustrations……………………………………………….…v

Liste des tableaux…………………………………………………………….…vi

Résumé / Abstract……………………………………………………………..viii

Table des matières…………………………………………….…………………x

INTRODUCTION GENERALE………………………………………………1

Chapitre 1 : Caractéristiques de la centrale photovoltaïque de 60 MVA

destinée à être installée dans la ville de Natitingou………………………..…5

Introduction partielle…………………………………………….………………5

1.1. Structure générale d’une centrale photovoltaïque raccordée au réseau

électrique conventionnel……………………………………..…………8

1.2. Calcul des paramètres……………………………………………….……8

1.2.1. Présentation du logiciel PVSyst……………………………………9

1.2.2. Données météorologiques de la ville de Natitingou.…………..…10

1.2.3. Dimensionnement du transformateur de puissance théorique……10

1.2.4. Puissance d’entrée de l’onduleur…………………………………11

1.2.5. Calcul du nombre d’onduleurs……………………………………12

1.2.6. Nombre de modules PV……………………..……………………12

1.2.7. Calcul de la puissance produite par le champ PV……...…………13

1.2.8. Capacité du condensateur……………………..…….….…………14

1.2.9. Capacité des batteries……………………….………….…………14

1.3. Choix des équipements de la centrale…………….…..…………………14

1.3.1. Onduleur solaire…………………………….….…………………15

1.3.2. Dimensionnement du champ PV…………….……………………17

1.3.3. Condensateur à courant continu…………….……………………18

Table des matières


1.3.4. Batteries de stockage…………………………..…………………19

1.3.5. Régulateur solaire……………………………...…………………20

1.3.6. Suiveur solaire………………………………….…………………21

Conclusion partielle…………………………………………….………………21

Chapitre 2 : Etude du réseau électrique et estimation de la consommation

énergétique de la ville de Natitingou

Introduction partielle…………………………………………….………….…23

2.1. Présentation du réseau HTA alimentant la ville de

Natitingou…………………………………………….…………………23

2.1.1. Architecture du réseau électrique SBEE Atacora-Donga………23

2.1.2. Présentation des postes sources et de répartition………………24

2.1.2.1. Poste source CEB Djougou………….…………………24

2.1.2.2. Poste de répartition de Soubroukou……………………25

2.1.2.3. Poste de la CEB Natitingou……………………………25

2.1.2.4. Sous-station de la SBEE Bérécingou…….……………25

2.1.2.4.1. Champ électrique……..…….……………………25

2.1.2.4.2. La centrale thermique de Bérécingou……………26

2.2. Modélisation sous Néplan du réseau HTA de la région Atacora-

Donga …………………………………………………………………..34

2.2.1. Inventaire des postes de transformation HTA/BT………………37

2.2.2. Tableau récapitulatif de longueur de lignes et sections de

conducteurs…………………………………………….………..39

2.2.3. Modélisation du réseau………………………………….………40

2.3. Estimation des besoins en énergie électrique……………………………41


Chapitre 3 : Couplage de la centrale au réseau

Introduction partielle…………………………………………….……………46

Table des matières


3.1. Choix de la puissance du poste de transformation au niveau de la

centrale…………………………………………….………………….…46

3.2. Choix du poste de transformation……………………………….………46

3.3. Différents composants d’un poste de transformation……………………47

3.4. Choix du transformateur de puissance……………………..……………47

3.5. Choix des disjoncteurs HTA et BT……………………………...………49

3.6. Dimensionnement des jeux de barre HTA………………………………50

3.7. Transformateurs de mesure…………………………………………...…54

3.8. Relais de couplage…………………………………………………….…56

3.9. Relais de découplage……………………………………………….……56


Chapitre 4 : Etude de l’écoulement de la puissance produite par la centrale

Introduction partielle…………………………………………….………..……59

4.1. Présentation de la méthode de Load flow………………….……………59

4.1.1. Généralités……………………………………..…………………59

4.1.2. Formulation du problème…………………………………………61

4.2. Méthodes de résolution…………………………….……………………64

4.2.1. Méthode de Gauss Seidel………………...….……………………64

4.2.2. Méthode de Newton Raphson……………….……………………66

4.2.3. Méthode de Newton-Raphson découplée…………...……………75

4.2.4. Méthode de Newton-Raphson découplée rapide…………………76

4.2.5. Méthode numérique………………………………………………77

4.3. Ecoulement de la puissance sur le réseau électrique du Bénin……….…78

4.3.1. Scénario 1 : Charges actuelles du réseau année 2017……….……79

4.3.2. Scénario 2 : Projection des charges sur l’année 2026……………79

4.3.3. Scénario 3 : Centrale installée à Djougou……...…………………81

4.3.4. Synthèse…………………………………………….….…………86


Table des matières


CONCLUSION GENERALE……………………………………...…………90

Références Bibliographiques…………………………………………………91

Annexes…………………………………………….……………………….…92

Introduction générale


INTRODUCTION GENERALE

Depuis les années 1990, le photovoltaïque a connu une croissance très forte

en raison de la volonté de certains états de prendre en compte l’épuisement

des ressources fossiles et les problèmes environnementaux générés par les

moyens de production conventionnels. Ainsi la production et l’installation de

modules photovoltaïques ont fortement progressé ces dernières années à

travers le monde.

Cette croissance est favorisée par l’octroi de soutiens financiers des

gouvernements et la mise en place de lignes de production par des entreprises

liées notamment au secteur pétrolier. Cet engouement pour le photovoltaïque

a permis, non seulement d’acquérir une maturité technologique (y compris

pour les installations de grande puissance), mais aussi une baisse constante des

coûts de production des modules, composant le plus onéreux d’une

installation. Une vraie dynamique du photovoltaïque se crée un peu partout

dans le monde. L’engouement et les engagements de certains gouvernements,

la maturité technologique et la baisse des coûts de production qui sont

généralement associées au développement d’une activité, laissent à penser

que de plus en plus de pays feront une part à la solution photovoltaïque.

Le Bénin, de par sa situation énergétique actuelle et surtout de son

important ensoleillement, offre un cadre privilégié au développement de la

technologie photovoltaïque. Le Bénin a longtemps bâti sa politique de

développement énergétique sur les importations d’énergies et sur la base de

l’offre prépondérante de services d’énergie de tendance fossile. Cette politique

de développement, n’est pas viable à long et même moyen terme puisque :

Elle accroît la dépendance énergétique du Bénin vis-à-vis de ses

voisins, aussi bien pour ses importations d’énergies que pour ses

importations d’hydrocarbures.

Elle a un impact négatif sur toute l’économie béninoise à cause de

dépendance permanente envers ses fournisseurs d’énergie (la VRA et la

TCN) et de la hausse permanente du prix des hydrocarbures.

Elle ne résout pas les problèmes de pics de consommation,

intervenant généralement les après-midi de saisons sèches très chauds.



L’intérêt du photovoltaïque d’un point de vue énergétique se fait donc

fortement sentir au Bénin, notamment pour le gestionnaire de réseau (la

SBEE). Le photovoltaïque permet en effet de diversifier la production

d’électricité, de mettre en avant un bilan écologique favorable ou encore de

lisser les pics de consommation en journée puisque la courbe de production

photovoltaïque coïncide par exemple aux courbes de consommation d’un

immeuble de bureaux, ou d’une climatisation.

C’est dans l’optique de contribuer au développement de la technologie

photovoltaïque que nous avons décidé d’apporter notre contribution au travail,

intitulé « Production de 60 MVA à injecter sur le réseau électrique de

Natitingou pour combler le déficit énergétique du Bénin à l’aide d’une centrale

photovoltaïque », réalisé en 2015 par notre collègue l’ingénieur AKOGNITCHE

Denis-Luc. Le choix de la ville de Natitingou comme emplacement de la future

centrale fut effectué en raison du fortensoleillement que propose la ville. Le

dimensionnement de la centrale a tenu uniquement compte de l’estimation

horizon 2026 du déficit énergétique du Bénin et du niveau de tension en HTA

de la ville de Natitingou, sans faire une étude approfondie du réseau électrique

au travers duquel est alimentée la ville de Natitingou. Afin de corriger ce léger

manquement, nous proposons d’étudier les impacts de l’installation de cette

centrale dans la ville de Natitingou et les conditions de son raccordement au

réseau électrique.

Notre projet de fin de formation s’intitule donc : « Etude de l’impact de

l’injection de l’énergie d’une centrale photovoltaïque de 60 MVA sur le

réseau électrique de la SBEE de la ville de Natitingou ».

L’objectif de ce travail est d’étudier le raccordement de la centrale, déjà

dimensionnée, sur le réseau électrique existant de la SBEE. Pour ce faire notre

travail sera structuré de la manière suivante :

- Le chapitre 1 présente les caractéristiques de la centrale de 60

MVA installée dans la ville de Natitingou.

- Le chapitre 2 présente le réseau HTA de la zone Atacora-Donga et

relève les insuffisances afférentes au réseau



- Le chapitre 3 est consacré au raccordement de la centrale sur le

réseau

- Le chapitre 4 fait l’étude de l’écoulement de la puissance produite

par la centrale sur le réseau électrique de la SBEE

Finalement, nous terminons ce mémoire par une conclusion générale qui

résume notre étude.


CHAPITRE 1 :

CARACTERISTIQUES DE LA CENTRALE PHOTOVOLTAIQUE DE 60

MVA DESTINEE A ETRE INSTALLEE DANS LA VILLE DE

NATITINGOU

Caractéristiques de la centrale photovoltaïque de 60 MVA destinée à être installée dans

la ville de Natitingou


Introduction partielle

La présente étude fait suite à une étude réalisée sur le dimensionnement d’une

centrale photovoltaïque de 60 MVA, destinée à être installée dans la ville de

Natitingou dans l’optique de réduire le déficit global énergétique du Bénin.

L’objectif du présent travail, est d’étudier les impacts afférents au raccordement

de la dite centrale sur le réseau électrique de la SBEE. Mais avant de nous

pencher sur cet objectif, nous avons fait un récapitulatif des choix effectués par

le dimensionnement, pour les différentes composantes de la centrale.

1.1. Structure générale d’une centrale photovoltaïque raccordée au réseau

électrique conventionnel

Les systèmes de production d’énergie photovoltaïque raccordés au réseau

sont une tendance à la décentralisation du réseau électrique. L’énergie est

produite plus près des lieux de consommation réduisant ainsi la nécessité

d’augmenter la capacité des lignes de transport et de distribution de l’énergie. Le

modèle standard d’une centrale PV connectée au réseau se présente

conformément au schéma de la figure 1.1




Figure 1.1 : schéma de principe de fonctionnement d’une centrale PV

connecté au réseau

La centrale PV est constituée d’un certain nombre de composantes qui se

présentent comme suit :

Module photovoltaïque

Les modules photovoltaïques sont composés d’un ensemble de cellules mises

en série, réalisant la conversion proprement dite de la lumière du soleil en

électricité. Ils sont eux-mêmes associés en série et en parallèle pour former un

champ photovoltaïque d’une puissance crête Pc définie selon des conditions

spécifiques d’éclairement, de température et de spectre solaire (1000W/m², 25°C

et AM 1.5). Une grande proportion de modules est issue d’un composant de




base, le silicium, de composition cristalline. Les capteurs les plus utilisés

actuellement sont des panneaux rectangulaires de quelques centimètres

d'épaisseur, pesant quelques kilos et d'une surface comprise entre 0.5 et 3m².

Plusieurs modules sont regroupés et reliées entre elles soit en série ou en

parallèle afin de former le générateur PV. La mise en série des modules permet

d’augmenter la tension délivrée par le générateur tandis que la mise en parallèle

permet d’augmenter l’intensité du courant.

Onduleur photovoltaïque

Le rôle de l’onduleur est de transformer le courant continu fourni par le

champ photovoltaïque en un courant alternatif ayant toutes les caractéristiques

du courant alternatif fourni par le réseau électrique. L’onduleur est un appareil

électronique de haute technologie, géré par microprocesseur, garantissant que le

courant produit répond exactement aux normes fixées par les compagnies

d'électricité ou les autorités compétentes. Il se présente sous la forme d'un boîtier

métallique muni d'un radiateur pour les plus petits, ou de grandes armoires

constituées de plusieurs compartiments pour les plus grands.

Batteries solaires

La batterie sert à stocker l’énergie produite par le champ de modules PV.

L’énergie stockée est restituée la nuit ou dans les périodes de faible insolation et

permet d’assurer une certaine continuité de la production d’énergie

indépendamment des aléas. Dans un système photovoltaïque, la batterie remplit

trois fonctions importantes : autonomie, courant de surcharge, stabilisation de la

tension. Les plus utilisées en système PV sont les batteries au plomb-acide. Une

batterie d’accumulateur est caractérisée par :

Sa tension nominale en volt (V)

Sa capacité de stockage en Ampères heures (Ah)




Régulateur solaire

Le régulateur de charge (appelé aussi contrôleur de charge) mesure en

permanence la tension de la batterie et gère l’apport de courant provenant du

panneau photovoltaïque. Le rôle du régulateur dans une installation

photovoltaïque est de contrôler le niveau de la charge et de décharge des

batteries solaires et permet donc d’améliorer la durée de vie des batteries.

1.2. Calcul des paramètres

Le cahier de charge de la centrale PV est conçu pour qu’elle puisse injecter

sur le réseau HTA de la ville de Natitingou une puissance de 60 MVA. Cette

puissance sera délivrée par l’onduleur qui a une tension efficace composée égale

à 400V. Cependant, le réseau HTA de la ville est caractérisé par la tension

efficace composée U = 15 kV de fréquence f = 50 Hz. Cet état des choses

implique l’utilisation d’un transformateur de puissance qui nous permettra

d’élever la tension produite par l’onduleur de notre centrale à une tension

efficace composée de 15 kV. Le préalable pour le calcul des différents

paramètres de la centrale sera donc le dimensionnement et le choix d’un

transformateur de puissance théorique.

1.2.1. Présentation du logiciel PVSyst

Le logiciel PVsyst 5.06 est un logiciel de simulation et de dimensionnement

d’installations solaires photovoltaïques autonomes et raccordés au réseau. Ce

logiciel a été élaboré par l’Université de Genève (en Suisse), son concepteur est

André Mermoud. Le logiciel PVsyst 5.06 dispose de plusieurs entrées : entrée

flux solaires moyens mensuels, températures moyennes mensuelles, besoins

énergétiques, choix de modules PV et de leur inclinaison, choix des batteries,




régulateurs de charge, onduleurs, entrée du nombre de jours d’autonomie, du

taux de couverture solaire et du coût d’investissement (achat matériel, coût

d’installation du système). Les principaux résultats de la simulation sont : la

puissance du champ requis, la capacité de stockage, les caractéristiques des

composants sous des conditions précises et le coût de revient du kilowattheure

(kWh).

Le logiciel PVsyst donne la meilleure configuration en lui spécifiant la

puissance nominale installée, le type d’onduleur et de panneaux utilisés

PVsyst dispose dans sa base de données d’éléments de la majeure partie des

fabricants de module et d’onduleur.

1.2.2. Données météorologiques de la ville de Natitingou

Située dans la partie septentrionale du Bénin, à une distance de près de 550

km de Cotonou, Natitingou est l’une des communes du département de

l’Atacora. Elle couvre une superficie de 3.045 km2 soit 304500 ha. Les

coordonnées géographiques (latitude : 10°19’ Nord, longitude : 1°23’ Est) et les

données météorologiques dans le tableau 1.1 ci-dessous ont été fournies par le

logiciel PVsyst_PVgis

Tableau 1.1 : Données météorologiques mensuelles année 2015

Mois J F M A M J J A S O N D Ann Unité

Température 27,2 28,7 29,2 28,2 27,5 26,3 25 23,6 24,6 29,6 26,4 25,4 26,6 °C

Irradiation 7,00 7,03 6,73 6,87 6,84 4,60 3,97 3,92 4,94 5,97 6,98 6,79 5,96 kwh/m2.J

Eclairement 332 293 280 286 285 192 165 163 206 249 271 289 252 W/m2

Par soucis de conformité avec l’étude préalable réalisée sur le

dimensionnement de la centrale nous considérons les mêmes données

enregistrées en 2015




1.2.3. Dimensionnement du transformateur de puissance théorique

Nous avons besoin d’un transformateur d’une puissance de 60 MVA, des

tensions au primaire et au secondaire respectivement de 400V et 15kV.

Les caractéristiques du transformateur de puissance choisi sont présentées

dans le tableau 1.2 :

Tableau 1.2 : Caractéristiques du transformateur de puissance

Transformateur de puissance

Type S(F) (P) S11-6300

Puissance assignée 63000 Kva

Tension au primaire 400 V

Tension au secondaire 15 kV

Rendement 96,25

Connexion symbole YNyn0d11

Perte due à la charge 240 kW

Perte à vide 45 kW

Impédance de court-circuit 7 %

Fréquence 50 Hz

1.2.4. Puissance d’entrée de l’onduleur

Pour dimensionner l’onduleur, il est nécessaire de connaître la puissance

d’entrée maximale puis celle de la sortie qui entrera dans le transformateur. Le

rendement du transformateur est de 96,25% et celui de l’onduleur varie de 93%

à 98%.




La puissance d’entrée du transformateur représente en même temps la

puissance de sortie de l’onduleur. Les puissances d’entrée de l’onduleur et du

transformateur sont données par les relations suivantes :

Pentrée_ondul =𝑃𝑒𝑛𝑡𝑟é𝑒_𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓

𝑅0 (1.1)

Pentrée_transf =𝑃𝑠𝑜𝑟𝑡𝑖𝑒_𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓×𝐹𝑃

𝑅𝑓 (1.2)

Pentrée_ondul : Puissance d’entrée des onduleurs

𝑃𝑠𝑜𝑟𝑡𝑖𝑒_𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓 : Puissance à la sortie du transformateur de puissance

𝑃𝑒𝑛𝑡𝑟é𝑒_𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓 : Puissance à l’entrée du transformateur de puissance

𝑅0 : Le rendement de l’onduleur

𝐹𝑃 : Le facteur de puissance du transformateur

𝑅𝑓 : Le rendement du transformateur

Application numérique

D’après le tableau (modèle transformateur) : 𝑃𝑠𝑜𝑟𝑡𝑖𝑒_𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓 = 63𝑀𝑉𝐴 ,

𝑅𝑓 = 96,25%

Prenons : 𝑅0 = 98% et 𝐹𝑃 = 0,96

Pentrée_ondul =63000000 × 0,96

0,9625= 62,84 𝑀𝑊 ≈ 63 𝑀𝑊

𝐏𝐞𝐧𝐭𝐫é𝐞_𝐨𝐧𝐝𝐮𝐥 =𝟔𝟑

𝟎, 𝟗𝟖= 𝟔𝟒, 𝟐𝟗𝑴𝑾𝑪

1.2.5. Calcul du nombre d’onduleurs

Le nombre d’onduleurs à utiliser pour la centrale varie en fonction des

caractéristiques du type d’onduleur sélectionné en particulier de la puissance DC




maximale par type d’onduleur. La formule de calcul du nombre d’onduleurs se

présente comme suit :

Nond =𝑃𝑒𝑛𝑡𝑟é𝑒_𝑜𝑛𝑑𝑢𝑙

𝑃𝑑𝑐 (1.3)

𝑁𝑜𝑛𝑑 : Nombre d’onduleur

𝑃𝑑𝑐 : Puissance DC maximale d’un onduleur

1.2.6. Nombre de modules PV

Pour déterminer le nombre de modules PV, il faut tout d’abord connaître la

puissance maximale des modules PV (Wc) à utiliser et aussi tenir compte de la

puissance maximale à injecter au réseau (W) et du rendement de conversion en

puissance de l’onduleur solaire. Le rendement de conversion en puissance des

onduleurs solaires actuels varie généralement entre 93% et 98%. Notons que

plus le rendement est élevé, plus le coût de l’onduleur est élevé mais moins on

utilise de modules PV. Le nombre total 𝑁𝑡𝑜𝑡 de module PV d’un sous-champ est

calculé par la formule :

Ntot =𝑃𝑒𝑛𝑡𝑟é𝑒_𝑜𝑛𝑑𝑢𝑙

𝑁𝑠𝑜𝑢𝑠_𝑐ℎ𝑎𝑚𝑝×𝑃𝑝𝑣 (1.4)

𝑃𝑒𝑛𝑡𝑟é𝑒_𝑜𝑛𝑑𝑢𝑙 : Puissance à l’entrée des onduleurs

𝑁𝑠𝑜𝑢𝑠_𝑐ℎ𝑎𝑚𝑝 : Nombre de sous-champ que comporte la centrale PV

𝑃𝑝𝑣 : La puissance crête du module PV

1.2.7. Calcul de la puissance produite par le champ PV

La puissance produite par le champ photovoltaïque (PC) est donnée par la

formule suivante :

𝑃𝐶 = 𝑁𝑠𝑜𝑢𝑠_𝑐ℎ𝑎𝑚𝑝 × 𝑁𝑠 × 𝑁𝑝 × 𝐼𝑚𝑝 × 𝑉𝑚𝑝 (1.5)




Avec :

𝑁𝑠𝑜𝑢𝑠𝑐ℎ𝑎𝑚𝑝 : Le module de sous-champ de la centrale PV

𝑁𝑠 : Le nombre de chaînes de modules PV connectées en série

𝑁𝑝 : Le nombre de chaînes de modules PV connectées en parallèle

𝐼𝑚𝑝 : Courant au point de puissance maximale

𝑉𝑚𝑝 : Tension au point de puissance maximale

1.2.8. Capacité du condensateur

Le condensateur à courant continu est un élément très important dans le

circuit à courant continu. Il permet de filtrer les courantes hautes fréquences. La

capacité C du condensateur est déterminée par la relation suivante :

C =−τ

VmaxImax

×ln(VminVmax

) (1.6)

Où :

Vmax : Tension maximale générée par un sous-champ PV

Vmin : Tension minimale générée par un sous-champ PV

Imax : Courant maximal générée par un sous-champ PV

τ: Constante de temps du condensateur

Vmax = 𝑁𝑠 × 𝑉𝑚𝑝1 (1.7)

Vmin = Ns × Vmp2 (1.8)

Imax = Np × Imp (1.9)

𝑁𝑠 : Nombre de modules PV en série dans un sous-champ

Np : Nombre de chaines de modules PV en parallèle dans un sous-champ




𝑚𝑝1𝑒𝑡 Imp Sont respectivement la tension et le courant au point de puissance

maximale du module PV dans les conditions standards de température et

d’éclairement.

1.2.9. Capacité des batteries

La capacité de stockage des batteries s’exprime en ampère-heure (Ah) et est

déterminée par la relation suivante :

𝐶𝑏 =𝑛.𝐸𝑗

𝑋.𝑉𝑏 (1.10)

Avec :

𝑉𝑏 : Tension d’usage des batteries ;

n : nombre de jours d’autonomie

X : profondeur de décharge ;

𝐸𝑗 : Énergie journalière à stocker

1.3. Choix des équipements de la centrale

1.3.1. Onduleur solaire

Le choix de l’onduleur solaire s’est fait en se basant sur le paramètre de la

puissance d’entrée de l’onduleur qui a été calculé grâce à la formule

Cette puissance a une valeur de 64,29 MWc. Ainsi le choix s’est porté sur

l’onduleur Sunnytripower MPPT / HPC4M dont les caractéristiques se

retrouvent dans le tableau 1.3




Tableau 1.3 : Caractéristiques type d’onduleur choisi

Modèle / Référence SunnyTripower MPPT / HPC4M

Caractéristiques d’entrée (DC)

Puissance DC maximale 3225 KW

Tension d’entrée maximale 3500 V

Plage de tension MPP 1000 V- 3200 V

Tension d’entrée minimale 400 V

Courant d’entrée maximal 3000 A

Caractéristiques de sortie (AC)

Puissance assignée (à 400 V) 3160 kW

Tension nominale 400 V

Fréquence 50 Hz

Courant de sortie maximal 2500 A

Facteur de puissance à la puissance assignée Réglable de 0,8 à 1 (inductif/capacitif)

Rendement de conversion en puissance 98 %

La puissance DC maximale de l’onduleur choisie est d’après le tableau d’une

valeur de 3225kWc. Cette valeur est insuffisante pour supporter les 64,29 MWc

qui sont prévues. Ce qui implique donc l’utilisation de plusieurs onduleurs du

même type. Le calcul du nombre d’onduleurs nécessaire est donné par la

formule :

Nond =𝑃𝑒𝑛𝑡𝑟é𝑒_𝑜𝑛𝑑𝑢𝑙

𝑃𝑑𝑐 (1.11)

Nond =64290000

3225≈ 20

Le dimensionnement de l’onduleur a prévu 20 onduleurs de marque

Sunnytripower et de référence MPPT / HPC4M.




Pour éviter la défaillance des onduleurs qui peut impliquer la perte de

production de l’ensemble de l’installation, le dimensionnement de la centrale a

prévu de répartir la centrale en 20 sous-champs à raison d’un onduleur par sous-

champ.

1.3.2. Dimensionnement du champ PV

Le choix des modules photovoltaïques s’est porté sur la technologie

polycristalline de référence « BLD200-30P », tiré de la base de données

du logiciel PV/SYST. La technologie polycristalline présente l’avantage d’un

bon rendement,certes légèrement inférieur à celui de la technologie

monocristalline, mais aussi l’avantage du prix qui est nettement moins cher

comparativement au prix de la technologie monocristalline. Les caractéristiques

électriques à 1000 W/m² et 25 °C de ce module PV sont présentées dans le

tableau 1.4

Tableau 1.4 : Caractéristiques du module photovoltaïque

Caractéristiques du module PVG = 1000 W/m2 ; T = 25 °C

Tension de circuit ouvert (Vco) 36,1 V

Courant de court-circuit (Icc) 7,31 A

Tension au point de puissance maximale (Vmp) 29,94 V

Courant au point de puissance maximale (Imp) 6,69 A

Puissance maximale (Pmp) 200,29 WC

Le choix du module photovoltaïque étant fait et les caractéristiques de ce dernier

connues, l’application de la formule 1.4, de calcul du nombre de modules,

définie plus haut donne :

Ntot =𝑃𝑒𝑛𝑡𝑟é𝑒_𝑜𝑛𝑑𝑢𝑙

𝑁𝑠𝑜𝑢𝑠_𝑐ℎ𝑎𝑚𝑝×𝑃𝑝𝑣 (1.4)




Remarquons que le champ PV sera divisé en 20 sous-champs.

Application numérique :

La puissance d’entrée de l’onduleur calculée grâce à la formule 1.2 est :

𝑃𝑒𝑛𝑡𝑟é𝑒_𝑜𝑛𝑑𝑢𝑙 = 64,29 𝑀𝑊𝑐

D’après le tableau 1.4 : 𝑃𝑝𝑣 = 200,29 𝑊𝑐 donc on a :

Ntot =64,29

20 × 200,29≈ 16100

𝐍𝐭𝐨𝐭 = 𝟏𝟔𝟏𝟎𝟎 𝐦𝐨𝐝𝐮𝐥𝐞𝐬 𝐏𝐕

Chaque sous champ de la centrale dispose donc de 16100 modules PV dont 161

chaînes de modules de 100 en série. Ainsi le champ délivre une puissance totale

définie par la formule 1.5 définie plus haut :

𝑃𝐶 = 𝑁𝑠𝑜𝑢𝑠_𝑐ℎ𝑎𝑚𝑝 × 𝑁𝑠 × 𝑁𝑝 × 𝐼𝑚𝑝 × 𝑉𝑚𝑝 (1.5)

D’après le tableau 1.4 : 𝐼𝑚𝑝 = 6,69𝐴 ; 𝑉𝑚𝑝 = 29,94 𝑉 ; 𝑁𝑠 = 100 ; 𝑁𝑝 = 161

𝑃𝐶 = 20 × 100 × 161 × 6,69 × 29,94

𝑷𝑪 = 𝟔𝟒𝟒𝟗𝟔, 𝟐 𝒌𝑾𝒄

La puissance produite par le champ photovoltaïque est de 64496,2 kWc

1.3.3. Condensateur à courant continu

Le choix du condensateur s’est porté sur un condensateur qui a une capacité

dont la valeur est calculée grâce à la formule et les caractéristiques du module

PV du tableau. Ainsi nous avons comme définie plus haut :

C =−τ

VmaxImax

×ln(VminVmax

) (1.6)

Or 𝑉𝑚𝑝1 = 29,94; Vmp2 = 24,3𝑉 ; Imp = 6,69𝐴;𝑁𝑠 = 100; Np = 161

En appliquant les formules 1.7; 1.8 et 1.9 nous avons:

𝑉𝑚𝑎𝑥 = 100 × 29,94 = 2994 𝑉

𝑉𝑚𝑖𝑛 = 100 × 24 = 2400 𝑉

𝐼𝑚𝑎𝑥 = 161 × 6,69 = 1077,09 𝐴 ; Prenons τ = 10ms




C =−10−2

2994

1077,09× ln (

2400

2994)≈ 𝟏𝟔𝟐𝟔𝟖 µ𝐅

Vu que la capacité du condensateur est trop élevée et que les catalogues des

fournisseurs ne présentent pas des valeurs aussi élevées, le choix a été fait sur la

mise en parallèle de deux condensateurs de 8133,9µF,soit la moitié de la

capacité calculée.

Les caractéristiques du condensateur choisi sont présentées au tableau 1.5

Tableau 1.5 : Caractéristiques du condensateur à courant continu

Référence Capacité Tension maximale Courant maximal ondulé

VHDC8000-3200 8150Mf 3200 V 1080 A

1.3.4. Batteries de stockage

Le choix des batteries s’est fait en se basant sur la capacité de stockage

nécessaire pour la centrale. Elle est calculée par la formule 1.10 développée plus

haut :

𝐶𝑏 =𝑛.𝐸𝑗

𝑋.𝑉𝑏 (1.10)

Pour connaître l’énergie journalière stockable, le dimensionnement de la

centrale a inséré les données météorologiques du site d’installation et la

puissance maximale générée par un sous-champ PV. Le logiciel PV/SYST

donne l’énergie maximale délivrée par chaque sous-champ PV et cette énergie

est égale à 20819 kWh/j. La tension minimale d’entrée de l’onduleur étant de

400 V, compte tenu de la chute de tension de l’onduleur, la tension d’usage des

batteries de stockage est fixée à 432 V.

Pour une journée d’autonomie : n = 1

𝑉𝑏 = 432 𝑉 ; 𝑋 = 70 % ; 𝐸𝑗 = 20810 kWh/j

On a:




𝑏 =1 × 20819000

0,7 × 432= 𝟔𝟖𝟖𝟒𝟓, 𝟗 𝑨𝒉

Les caractéristiques de la batterie choisie sont présentées dans le tableau 1.6

Tableau 1.6 : Caractéristiques de la batterie de stockage

Modèle Hoppecke 40 OPzVsolar. Power

3500

Code 0303079

Tension 48 V

Capacité (10 h / 24 h / 100 h) 3030 Ah / 3108 Ah / 3535 Ah

Dimension (L / l / H) 215 mm / 580 mm / 815 mm

Poids 240 kg

La capacité totale à couvrir est de 68845,9 Ah or le type de batterie choisie

dispose d’une capacité de 3108Ah /24 (capacité d’une batterie en 24 heures). La

tension de charge est 432V et en choisissant les batteries de 48V, nous aurons

l’association en série de neuf (09) batteries de stockage donc le nombre de

batterie 𝑁𝑏 se calcule comme suit :

𝑁𝑏 = 9 ×𝐶𝑏

3108 (1.12)

𝑁𝑏 = 9 ×68845,9

3108≈ 9 × 23 ≈ 𝟐𝟎𝟕

Conformément aux caractéristiques de la batterie choisie, une connexion en

parallèle de 23 rangées de batteries sera réalisée. Ce qui équivaut à 71484 Ah

comme capacité de stockage en 24 heures. Une rangée de batteries est composée

de l’association en série de 9 batteries de stockage, ce qui donne leur tension

d’usage qui est de 432 V. Chaque centrale disposera donc de 207 batteries de




stockage de 48 V. Ce qui veut dire que la centrale (l’ensemble des 20 sous-

champs) aura au total 4148 batteries de stockage de 48 V chacune.

1.3.5. Régulateur solaire

Le régulateur est utilisé pour assurer la protection des batteries contre la

surcharge et la décharge profonde. Le choix du régulateur est dicté par la tension

d’entrée, sa tension de charge (Vch), sa tension de décharge (Vdé) et son courant

d’entrée/sortie. Pour le calcul de la capacité des batteries de stockage, nous

avons limité la profondeur de décharge à 70%, celle de la charge sera limitée à

115%. Pour ce qui concerne le courant d’entrée (IE)/sortie (IS) du régulateur, il

est recommandé qu’il soit supérieur ou égal à 1,25 fois le courant maximal

produit par le champ PV.

𝑉𝑐ℎ = 1,15 × 𝑉𝑏 (1.13)

𝑉𝑑é = 0,7 × 𝑉𝑏 (1.14)

𝐼𝐸 = 𝐼𝑆 = 1,25 × 𝐼𝑚𝑎𝑥 (1.15)

Avec :

𝑉𝑏 : Tension d’usage des batteries de stockage

𝐼𝑚𝑎𝑥 : Courant maximal produit par le champ PV

𝑉𝑏 = 432 𝑉 ; 𝐼𝑚𝑎𝑥 = 1077,09 𝐴

𝑉𝑐ℎ = 1,15 × 432 = 496,8 𝑉

𝑉𝑑é = 0,7 × 432 = 302,4 𝑉

𝐼𝐸 = 𝐼𝑆 = 1,25 × 1077,09 = 1346,36 𝐴

Les caractéristiques du régulateur choisi sont présentées au tableau 1.7




Tableau 1.7 : Caractéristiques du régulateur

Modèle Référence Tension d’entrée

maximale Vch/Vdé IE/IS

Tristar TS

MPPT

C 1300 3200 V 505 V / 310 V 1350 A / 1350 A

Notons que chaque sous-champ disposera aussi d’un régulateur solaire ainsi

nous aurons au total 20 régulateurs solaires pour la centrale PV.

1.3.6. Suiveur solaire

Pour optimiser le rendement de notre installation PV, il serait intéressant

d’utiliser un système de poursuite de la trajectoire apparente au soleil. Ce

système c’est le suiveur solaire. On a des suiveurs à deux axes et des suiveurs à

un axe. Le dimensionnement de la centrale a prévu un suiveur à un axe afin

d’effectuer une variation uniquement en azimut. En effet, le Bénin étant situé

aux environs de l’équateur, l’effet de la variation en hauteur n’est pas

remarquable.

Conclusion partielle

Dans ce chapitre nous avons repris les conclusions d’une précédente étude pour

le dimensionnement de la centrale. Notre constat général est que le

dimensionnement a été fait en tenant compte uniquement du déficit énergétique

national, et de la tension de livraison de la ville de Natitingou, sans tenir compte

ni des besoins énergétiques de la ville de Natitingou ni des caractéristiques du

réseau électrique de la ville de Natitingou. Le prochain chapitre sera consacré au

réseau électrique de la ville de Natitingou et nous permettra de connaître les

besoins réels en énergie de la ville de Natitingou et les insuffisances du réseau.


CHAPITRE 2 :

ETUDE DU RESEAU ELECTRIQUE ET ESTIMATION DE LA

CONSOMMATION ENERGETIQUE DE LA VILLE DE NATITINGOU

Etude du réseau électrique et estimation de la consommation énergétique de la ville de

Natitingoou



L’emplacement choisi pour l’implantation de la centrale est la ville de

Natitingou qui est le chef-lieu du département de l’Atacora. L’énergie produite

sera acheminée de Natitingou vers les autres localités de l’Atacora et dans la

mesure du possible vers d’autres départements du Bénin. Nous allons donc faire

une étude du réseau électrique de la ville de Natitingou, qui nous permettra

d’identifier les caractéristiques du réseau et ses insuffisances par rapport aux

caractéristiques de la centrale dimensionnée.

2.1. Présentation du réseau HTA alimentant la ville de Natitingou

2.1.1. Architecture du réseau électrique SBEE Atacora-Donga

La ville de Natitingou est alimentée au travers du réseau électrique de la SBEE

Atacora-Donga. La configuration du réseau se présente comme suit :

L’énergie électrique utilisée sur le dit réseau provient du Nord-Togo et

alimente le poste source de la CEB de Djougou.

Deux (02) travées, l’une de 20kV et l’autre 33kV, quittent le poste source

de la CEB Djougou pour alimenter le poste de répartition de la SBEE de

Djougou localisé à Soubroukou.

Du poste de répartition de Djougou partent quatre départs :

o Un départ de 20kV pour alimenter la ville de Djougou

o Un départ de 20kV qui alimente Bassila

o Un départ de 33kV qui alimente Ouaké

o Et un départ qui fait un bouclage sur la ville de Parakou en passant

par Wêwê. La portion de ligne quittant Wêwê pour Parakou est dans

la grande partie du temps laissée ouverte et se retrouve fermée


Natitingoou


seulement en cas de défaut d’alimentation au niveau de la ville de

Parakou

Parallèlement aux deux travées qui quittent le poste source CEB Djougou

pour le poste de répartition de la SBEE Djougou, une ligne de 33kV

alimente directement un petit poste de la CEB dans la ville de Natitingou

Le poste de la CEB Natitingou alimente un champ situé au niveau de la

sous-station SBEE de Bérécingou.

Au niveau de la sous-station de Bérécingou, prennent naissance (02) deux

départs :

o Le premier alimente directement la ligne 2KPB (Kouandé, Kérou,

Wassa Pehunco et Banikouara) avec un niveau de tension de 33kV

o Le second alimente la ville de Natitingou avec une tension de 15kV.

Le niveau de tension est abaissé du 33kV venant du champ à 15kV

grâce à une association d’un transformateur abaisseur et d’un autre

élevateur. Cette association de transformateurs permet à la centrale

thermique de Bérécingou de pouvoir synchroniser l’énergie qu’elle

produit avec celle du champ avant de pouvoir être élevee au niveau de

tension de 15kV pour alimenter la ville de Natitingou.

Sur la ligne qui alimente la ville de Natitingou se trouve une dérivation de

15kV qui alimente Boukoumbé et environs, et deux transformateurs en

cascade qui alimentent la zone Tanguiéta-Porga avec une tension de 20kV

2.1.2. Présentation des postes sources et de répartition

2.1.2.1. Poste source CEB Djougou

Le département de la Donga est alimenté en énergie électrique directement à

partir de la CEB Nord-Togo. Le poste source du département se retrouve dans la

ville de Djougou. Le Nord-Togo est relié au poste source de la CEB situé à

Djougou par une ligne aérienne d’ossature 161kV. Au niveau du poste source de


Natitingoou


la CEB, cette tension est rabaissée en deux tensions de niveaux différents : une

tension de 20kV et une autre de 33kV.

2.1.2.2. Poste de répartition de Soubroukou

Le poste de répartition situé à Soubroukou, appartient à la SBEE. Il reçoit les

deux niveaux de tension de 20kV et 33kV, provenant du poste source de la CEB

Djougou, sur deux jeux de barres : l’un de 20kV et l’autre de 33kV. Du jeu de

barres de 20kV est alimenté Bassila et la ville de Djougou, tandis-que celui de

33kV alimente Ouaké et Wêwê.

2.1.2.3. Poste de la CEB Natitingou

Le département de l’Atacora est alimenté à partir du poste source de la CEB

situé à Natitingou. Il prend sa source à partir du poste source de Djougou sous

une tension de 33kV et alimente la sous-station SBEE de Bérécingou

2.1.2.4. Sous-station de la SBEE Bérécingou

Elle est constituée d’un champ électrique et d’une centrale thermique. Une

illustration de la sous-station est présentée sur la photo 2.1


Natitingoou


2.1.2.4.1. Champ électrique

Photo 2.1 : Champ électrique Bérécingou

C’est le champ électrique qui reçoit toute l’énergie électrique en provenance du

poste source CEB de Natitingou. Cette énergie arrive sur le jeu de barre de 33kV

qui se trouve dans le champ et quitte le jeu de barre par le départ 33kV 2KPB et

le départ pour la centrale.


Natitingoou


Les jeux de barres

Photo 2.2 : Jeux de barres de la centrale de Bérécingou

Encore appelés barres omnibus, il s’agit d’un conducteur de faible impédance

auquel peuvent être reliés plusieurs circuits électriques en des points séparés.

Les jeux de barres sont typiquement soit des barres plates, soit des tubes, car ces

formes permettent de dissiper efficacement les pertes grâce à un bon ratio entre

leur surface dissipatrice et leur surface conductrice.

Les arrivées

Nous avons deux arrivées différentes sur les jeux de barres. L’arrivée 1 et

l’arrivée 2.

Chaque arrivée est constituée de câbles de section 3×300 mm2, d’un

transformateur de potentiel (TP ou TT) par phase, d’un sectionneur d’entrée,


Natitingoou


d’un disjoncteur, d’un transformateur de courant (TC ou TI) par phase et d’un

sectionneur de sortie.

Transformateurs de potentiel et de courant

Ils sont appelés les réducteurs de mesures. Ils constituent les yeux et les oreilles

des relais de protection. Ils ont pour rôle de ramener la grandeur à mesurer à une

valeur facilement mesurable et de permettre un isolement galvanique entre les

jeux de barres et les organes de protection.

Transformateur de potentiel (TP)

Encore appelé transformateur de tension (TT), il ramène la tension électrique à

de faibles valeurs facilement mesurables.

Photo 2.3 : Transformateur de tension


Natitingoou


Transformateur de courant (TC)

Aussi appelé transformateur d’intensité (TI), il ramène la valeur du courant à

une grandeur facilement mesurable

Photo 2.4 : Transformateur de courant

Disjoncteur

Un disjoncteur est un appareil de connexion capable d’établir, de supporter et

d’interrompre des courants dans les conditions normales du circuit. Il peut aussi

supporter, pendant une durée spécifiée, et les interrompre, des courants dans des

conditions de surcharge ou de court-circuit.L’illustration d’un des disjoncteurs

utilisés pour le champ se trouve sur la photo 2.5.


Natitingoou


Photo 2.5 : Disjoncteur champ Bérécingou

Sectionneur

Le sectionneur est un appareil électromécanique permettant de séparer de façon

mécanique, un circuit électrique et son alimentation, tout en assurant

physiquement une distance de sectionnement satisfaisante électriquement.

L’objectif peut être d’assurer la sécurité des personnes travaillant sur la partie

isolée du réseau électrique ou bien d’éliminer une partie du réseau en

dysfonctionnement pour pouvoir en utiliser les autres parties. La photo 2.6

montre un des sectionneurs du champ.


Natitingoou


Photo 2.6 : Sectionneur du champ de Bérécingou

Départs

Départ 2KPB

Le départ 2KPB est celui qui alimente la ligne de 33kV du même nom. Il

reprend la même configuration que les arrivées et est donc constitué de

transformateurs de courant et de tension, de disjoncteur et de sectionneurs

d’entrée et de sortie. A la sortie du sectionneur de sortie on retrouve la ligne

2KPB qui alimentent directement Kouandé, Kérou, Pehounco et Banikouara

sous une tension de 33kV.


Natitingoou


Départ centrale

Il s’agit d’une travée qui achemine l’énergie fournie par la CEB à la centrale.

Elle est constituée d’un sectionneur d’entrée, d’un disjoncteur, d’un sectionneur

de sortie et d’un transformateur abaisseur.

Transformateur abaisseur

Photo 2.7 : Transformateur abaisseur du champ de Bérécingou

Le transformateur a pour rôle d’abaisser la tension provenant du champ, qui est

d’une valeur de 33kV, à une tenson d’une valeur de 11kV. Il s’agit d’un

transformateur de marque ABB dont les caractéristiques se trouvent à

l’annexe1.


Natitingoou


Salle de commande des relais de protection

Elle contrôle les déclenchements et réenclenchement des différents systèmes de

protection qui se trouvent au niveau du champ. Les relais de protection détectent

toute anomalie d’une grandeur électrique en mesurant et en analysant les

signaux qu’ils reçoivent d’appareils spécifiques situés dans le champ et

ordonnent les déclenchements et réenclenchements des organes de protection.

Les relais de la salle de commande du champ électrique sont numériques. Ils

convertissent les signaux provenant des TC et TT en valeurs numériques. Ces

valeurs sont ensuite analysées par un microprocesseur qui gère le

fonctionnement des appareils de protection.

Photo 2.8 : Armoire de contrôle du champ de Bérécingou


Natitingoou


Les relais sont alimentés en tension par un transformateur auxiliaire et un

ensemble de batteries d’accumulateurs qui assurent la continuité de

fonctionnement pour les appareils de la salle de commande.

Photo 2.9 : Transformateur auxiliaire du champ de Bérécingou

2.1.2.4.2. La centrale thermique de Bérécingou

La centrale est constituée d’un ensemble de groupes électrogènes SIIF, d’une

salle de contrôle, d’un transformateur auxiliaire et d’un transformateur

élevateur.

Groupes SIIF

Les groupes électrogènes permettent d’assurer la continuité du fournissement en

énergie électrique de la ville de Natitingou en cas de défaut au niveau

d’approvisionnement au niveau de la CEB. Ces groupes sont au nombre de six

(06) : G1, G2, G3, G4, G5 et G6. Les six (06) groupes sont de la même marque

Leroy-Somer et ont les mêmes caractéristiques.La photo 2.10 est celle d’un des

groupes de la centrale.


Natitingoou


Photo 2.10 : Un des groupes électrogènes de la centrale

Salle de contrôle

Photo 2.11 : Salle de contrôle de la centrale


Natitingoou


C’est dans cette salle que se fait la synchronisation entre les cinq groupes

électrogènes et l’énergie fournie par la CEB. Chaque groupe électrogène dispose

d’un synchroscope et d’une armoire électrique propre à lui comportant

disjoncteur et relais de protection. Le synchroscope permet de synchroniser

manuellement ou de façon automatique chaque groupe électrogène en agissant

sur ses différents paramètres. La salle dispose de huit (08) armoires. Deux

permettent la surveillance du fonctionnement de chaque organe de la centrale,

cinq comportent les synchroscopes de (05) cinq groupes électrogènes et la

dernière est l’armoire de l’arrivée CEB.

Transformateur auxiliaire

Les appareils de la salle de contrôle sont alimentés par un transformateur

auxiliaire et un groupe électrogène auxiliaire. Ce groupe électrogène est

différent des cinq autres groupes électrogènes qui eux alimentent la ville de

Natitingou tandis-que ce groupe électrogène assure l’alimentation sans

interruption des appareils de la salle de contrôle.

Transformateur élévateur

L’énergie produite à la sortie des jeux de barres de synchronisation des groupes

électrogènes et la CEB, est élevée d’une tension de 11kV à une tension de 15kV

avant d’être injectée sur le réseau de Natitingou. L’élévation de la tension se fait

grâce à un transformateur élévateur 11kV/15 kVillustré par laphoto 2.12.Ses

caractéristiques se trouvent à l’annexe 2.


Natitingoou


Photo 2.12 : Transformateur élévateur de la centrale de Bérécingou

2.2. Modélisation sous Néplan du réseau HTA de la région Atacora-Donga

2.2.1. Inventaire des postes de transformation HTA/BT

Dans le mois de Septembre 2016, la Direction Régionale SBEE Atacora -

Donga, a fait, par l’intermédiaire de ses agents, un recensement des différents

postes de transformation HTA/BT de la région, et une série de mesures de

charges au niveau des transformateurs. Le tableau 2.1 est un récapitulatif

quantitatif par localité des différents ouvrages de distribution :


Natitingoou


Tableau 2.1 : Tableau récapitulatif des postes de transformations de la région

Atacora-Donga

Nom de la localité Nombre de

transformateurs Tension de

livraison (kV) Puissance

installée (kVA)

Puissance réelle

consommée (kW)

Porga 5 20 400 50,677

Matéri 3 20 200 75,877

Nodi- Cobly - N'Dahonta – Taïcou

4 20 410 74,627

Tanguieta 11 20 965 319,114

Cotiakou 4 20 300 18,583

Boukoumbé 9 15 780 81,109

Natitingou 47 15 6 863 1 606,962

Péhunco 14 33 1 410 348,204

Kérou 7 33 660 409,304

Kouandé 8 33 660 170,900

Manigri 3 20 420 214,769

Bassila 9 20 1 110 395,685 Aledjo 6 20 610 56,283

Djougou 1 54 20 9 980 2 032,394

Djougou 2 38 33 4 310 544,137

TOTAL 222 29 078 6 398,623

La région Atacora-Donga compte au total 222 ouvrages de distribution pour un

total de 47 pour la ville de Natitingou. La puissance totale installée est de

29 078_kVA soit 29,078 MVA pour toute la région Atacora-Donga et de

6 863_kVA soit 6,863 MVA pour la ville de Natitingou. Toute la puissance

installée n’est pas toute fois consommée. La puissance réellement consommée

par la région Atacora-Donga est 6 398,623 kW soit 6,398 MW dont 1,606 MW

utilisée par la ville de Natitingou.

2.2.2. Tableau récapitulatif de longueur de lignes et sections de

conducteurs

Etude du réseau électrique et estimation de la consommation énergétique de la ville de Natitingoou


Tab

leau

2.2

: R

écap

itula

tif

des

longueu

rs d

e li

gnes

, des

sec

tions

de

lignes

et d

es s

ecti

ons

de

conduct

eurs

POSTE SOURCE

Départ HTA (Ligne d'Ossature)

LIGNE DE DERIVATION ET PROLONGEMENT

Niveau de Tension

Longueur (Km) - Nature et section des fils conducteurs Longueur totale de

ligne

Point de coupure sur

ossature 34,4 mm2 Almélec

54,6 mm2 Almélec

75,5 mm2 Almélec

93 mm2 Almélec

117 mm2 Almélec

SOU

BR

OU

KO

U (

PO

STE

DE

REP

AR

TIO

N) OUAKE SEMERE 33kV 48 48 Km 1

PARAKOU 33kV 136 136 Km 1

DJOUGOU-KOPARGO (Prolongement) 20kV 2 65 67 Km 2

DERIVATION BIRNI MARO 20kV 2 02 Km 1

DERIVATION TCHABIKOUMAN 20kV 5 05 Km 1

DERIVATION SINIGRE 20kV 7 07 Km 1

NALOHOUI 20kV 1,5 1,5 Km

BASSILA 20kV 85 85 Km 2

BASSILA-MANIGRI 20kV 7 7 Km

DJOUGOU 20kV 30 Km 2

DERIVATION VERS KOLOKONDE

20kV 40 40 Km 1

DERIVATION VERS PARAKOU 20kV 10 10 Km 1

BER

ECIN

GO

U

Natitingou BANIKOUARA 33kV 268 268 Km 5

NATITINGOU NATITINGOU ville 15kV 0,5 8,8 1,2 9 19,5 Km 8

POPERIAKOU 15kV 12 12 Km 1

EMBRANCHEMENT VERS BOUKOUMBE

15kV 58 58 Km 1

EMBRANCHEMENT VERS KOUAFA

15kV 20 20 Km 1

Changement de niveau de tension par mise en cascade

de deux transformateurs POPERIAKOU-TANGUIETA 20kV 38 38 Km 1


Natitingoou


2.2.3. Modélisation du réseau HTA Atacora-Donga

Nous avons fait la modélisation grâce au logiciel Neplan. Le réseau modélisé se

trouve sur la page suivante du document. Il prend en compte uniquement ce qui

est existant sur le réseau au moment de la rédaction du mémoire à l’exception de

la centrale hydroélectrique de Yéripao d’une capacité de production saisonnière

de 600 kVA. La future centrale, objet de notre étude, ne se retrouve donc pas sur

cette modélisation du réseau HTA Atacora-Donga que nous présentons à la

figure 2.1


Natitingoou


Figure 2.1 : Modélisation réseau HTA SBEE Atacora-Donga

ARRIVEE NORD-TOGO

161 kV

T1 161 / 33 KV T2 161 / 20 KV T3 161 / 33 KV

33 kV

20 kV

33 kV

DJOUGOU

20 kV

BASSILA

20 kV

OUAKE

33 kV

WÊWÊ

33 kV

33 kV

T4 33 / 11 KV 2KPB

33 kV

11 kV

AC

Groupes Electrogènes

T5 11 / 15 KV

BOUKOUMBE

15 kV

T6 15 / 5,5 KV

T7 5,5 / 20 KV

TANGUIETA

20 kV

Poste source CEB Djougou

Centrale Bérécingou

Poste source

CEB Natitingou

Poste répartition

SBEE Djougou

Champ

Bérécingou

Modélisation réseau HTA

SBEE Atacora-Donga

NATITINGOU

15 kV


Natitingoou


2.3. Estimations des besoins en énergie électrique

En prenant en compte un facteur de puissance global de 0,9 pour toute la région

Atacora-Donga, nous avons une puissance réelle disponible de 26,17 MW pour

la région et une puissance 6,17 MW pour la seule ville de Natitingou. En faisant

le rapport entre les puissances réelles nous obtenons un taux d’utilisation de

24,45% pour la région Atacora-Donga et de 26,03% pour la ville de Natitingou.

L’étude du réseau HTA de la région Atacora-Donga au travers duquel est

alimentée la ville de Natitingou nous permet de tirer les conclusions suivantes :

Constat N°1

Les besoins réels de la ville de Natitingou sont de l’ordre de 1,6 MW, pour une

puissance installée de 6,863 MVA. Besoins qui n’ont pas rapport avec le déficit

de la ville vu que la fourniture en énergie de la ville est essentiellement assurée

par la CEB, la centrale thermique de Bérécingou et la Centrale Hydroélectrique

de Yéripao. Ainsi, installer une centrale solaire de 60 MVA juste pour la ville de

Natitingou serait une perte, même avec une prévision sur dix (10) ans.

Constat N°2

La région Atacora-Donga qui, englobe les villes de Natitingou,Djougou,

Tanguiéta, Bassila, la zone 2KP et environs, a un besoin réel en énergie

électrique évaluée à 6,398 MW pour une puissance totale installée de 29,078

MVA. L’étude sur le dimensionnement de la centrale table sur une augmentation

moyenne de la demande globale d’énergie sur le sol béninois de 8% chaque

année. En prenant en compte ce paramètre nous aurons donc une augmentation

globale de 80% à l’horizon 2026 ; soit un total de 12,79 MVA pour un facteur

de puissance de 0,9. Ce besoin en énergie, bien qu’étant bien supérieur à celui


Natitingoou


de la ville de Natitingou, reste néanmoins largement en deçà des 60 MVA

prévues pour la centrale solaire.

Constat N°3

Ces deux premiers constats, nous indiquent que la centrale ne peut seulement se

contenter d’alimenter la ville de Natitingou ou la région Atacora-Donga mais

aussi d’autres régions du Bénin. En nous référant à la carte des réseaux

HTB/HTA du Bénin (voir annexe) nous constatons que les régions du Bénin

sont alimentées par les lignes 161 KV de la CEB qui, relient le Bénin et le Togo.

L’objectif de cette nouvelle centrale est de contribuer à réduire le déficit

énergétique au Bénin. Donc elle doit uniquement alimenter le territoire béninois

si elle veut remplir ces conditions. Nous proposons de faire transiter l’énergie

produite par la ligne 161 KV Natitingou-Djougou-Parakou. De Parakou, faire

transiter l’énergie produite par la ligne Parakou-Savè-Kétou-Onigbolo en

construction. L’énergie produite pourra alimenter les départements de l’Atacora,

la Donga, le Borgou, l’Alibori, le Zou, les Collines et le Plateau.

Constat N°4

La région Atacora-Donga dispose de trois niveaux de tensions différentes :

33kV, 20kV et 15kV. Le dimensionnement a prévu une élevation de la tension

produite par la centrale à une tension de 15kV qui est le niveau de tension

normale pour alimenter la ville de Natitingou mais pas le niveau de tension

recommandé si nous voulons transiter toute la production par la ligne 161kV que

nous avons choisi. Nous optons plutôt pour un niveau de tension de 33kV soit le

niveau de tension du poste source de Natitingou. Ainsi nous aurons juste à

utiliser les installations déjà disponibles sans grands bouleversements.


Natitingoou



Dans ce chapitre nous avons fait l’inventaire des postes de répartition et des

postes sources de la région Atacora-Donga car c’est au travers du réseau

électrique Atacora-Donga qu’est alimentée la ville de Natitingou. Cela a permis

de faire une modélisation sous Neplan du réseau électrique de la région. Nous

avons fait un récapitulatif des puissances consommées par les différentes

localités de la région. Nous sommes venus à la conclusion que la centrale sera

raccordée au poste source de Natitingou après élévation de la puissance produite

à une tension de 33kV. La puissance produite sera transitée par la ligne 161 KV

Natitingou-Djougou-Parakou. Dans le prochain chapitre nous allons étudier le

raccordement de la centrale au jeux de barres du poste source de la ville de

Natitingou situé à Bérécingou.


CHAPITRE 3 :

COUPLAGE DE LA CENTRALE AU RESEAU

Couplage de la centrale au réseau



Le dimensionnement de la centrale a prévu un transformateur élévateur de

400V/15kV, tablant sur une injection directe de l’énergie produite sur le réseau

de la ville de Natitingou. Notre étude du réseau électrique de la région Atacora-

Donga nous a conduits à reconsidérer cela et à opter pour une injection de

l’énergie produite sur le poste source de Natitingou dont le niveau de tension est

plutôt de 33 kV. Nous allons dans ce chapitre, dimensionner les différents

éléments du poste de transformation qui élève pourra élever l’énergie produite à

la tension de 33kV.

3.1. Choix de la puissance du poste de transformation au niveau de la

centrale

Le poste source de Natitingou servira de point de raccordement entre la centrale

solaire et le réseau électrique de la région Atacora-Donga. Ainsi, nous allons

utiliser un transformateur pour élever la tension générée par l’onduleur à celle

du réseau. Le réseau HTA du poste de livraison CEB Natitingou est caractérisé

par la tension efficace composée U = 33 kV et de fréquence f = 50 Hz. La

tension efficace composée de l’onduleur est égale à 400 V et la puissance

maximale injectée au réseau est égale à 60 MVA. Nous aurons donc à élever la

tension d’un niveau de 400 V à un niveau de 33 kV.

3.2. Choix du poste de transformation

Le tableau 3.1 résume les différents types de poste de transformation existants



Tableau 3.1. : Différents types de poste de transformation

Poste de transformation Puissance maximale installée

Poste sur poteau H 61 < 250 Kva

Poste en cabine H 59 < 1250 kVA

Postes intérieurs maçonnés >1250 kVA

Nous avons besoin d’un transformateur dont la puissance est de 60 MVA à

injecter sur le réseau. Parmi tous les postes de transformation cités dans le

tableau précédent, il est donc intéressant d’installer le poste intérieur maçonné

parce qu’il utilise des puissances très importantes et aussi présente l’avantage

d’offrir une meilleure sécurité et une mise en place plus rapide.

3.3. Différents composants d’un poste de transformation

Un poste de transformation comporte principalement les éléments suivants :

Un transformateur de puissance

Une partie HTA qui comprend :

l’arrivée ou les départs (soit aérien ou soit souterrain) ;

le disjoncteur HTA ;

des fusibles de protection;

un transformateur de tension (TT) ;

un transformateur de courant (TC)

Un interrupteur ou un disjoncteur BT au niveau de la partie BT

Un relai de couplage au réseau

Un relai de découplage au réseau

3.4. Choix du transformateur de puissance

Le transformateur de puissance est certainement le dispositif qui a permis l'essor

puis la domination des réseaux alternatifs pour le transport, la distribution et



l'utilisation de l'énergie électrique. En effet, un transformateur de puissance est

une machine électrique statique permettant un changement de tension alternative

avec un excellent rendement. Il transforme de ce fait, une tension alternative en

une autre tension alternative de même fréquence. Pour notre centrale nous

voulons un transformateur de puissance 63 MVA capable d’élever une tension

de valeur de 400V à une tension de 33kV. Ce type de transformateur rentre dans

la classe des transformateurs spéciaux donc loin des standards habituels des

fabricants. L’obtention de type de transformateur nécessitera donc une

commande spéciale auprès des fabricants.

Les caractéristiques du transformateur de puissance choisi sont présentées dans

le tableau 3.2 :

Tableau 3.2 : Caractéristiques transformateur de puissance

Transformateur de puissance

Type S(F) (P) S33-63000

Puissance assignée 63000 kVA

Tension au primaire 400 V

Tension au secondaire 33 kV

Rendement 96,2

Connexion symbole YNyn0d11

Perte due à la charge 240 kW

Perte à vide 45 kW

Impédance de court-circuit 7%

Fréquence 50 Hz



3.5. Choix des disjoncteurs HTA et BT

Côté HTA

Un disjoncteur est destiné à établir, supporter et interrompre des courants sous

sa tension assignée (la tension maximale du réseau électrique qu'il protège). Il

est donc l’appareil de protection essentiel d’un réseau à haute tension, car il est

seul capable d'interrompre un courant de court-circuit et donc d'éviter que le

matériel connecté sur le réseau soit endommagé par ce court-circuit.

En effet, la tension assignée du disjoncteur est prise en fonction de la tension de

service de l’installation. Le tableau 3.3 résume quelques tensions assignées

correspondant aux différentes tensions de service.

Tableau 3.3 : Tensions assignées correspondant aux tensions de service

Tension assignée Tension de service de l’installation

7,2kV 3,5kV ; 5kV ; 5,5kV et 6kV

12kV 6kV ; 6,6kV ; 10kV et 11kV

17,5kV 10kV ; 11kV ; 13,8kV et 15kV

24kV 15kV ; 20kV et 22kV

36kV 22kV ; 30kV et 33kV

7,2kV 3,5kV ; 5kV ; 5,5kV et 6kV

12kV 6kV ; 6,6kV ; 10kV et 11kV

La tension de service retenue finalement pour la centrale est de 33 kV. La

tension assignée au disjoncteur est donc de 36 kV. Le disjoncteur approprié est

le disjoncteur du type SF6. Nous avons choisi d’utiliser un disjoncteur analogue

à celui utilisé dans le champ de Bérécingou. Le tableau 3.4 est un tableau

récapitulatif des différentes caractéristiques du disjoncteur HTA selon la norme

CEI 62271-100.



Tableau 3.4 : Caractéristiques disjoncteur HTA

Type/Code GL 107X F1

Tension nominale 36 kV

Tension de tenue assignée aux chocs

de foudre 170 kV

Courant nominal de service 2000 A

Durée nominale de court-circuit 3 s

Pouvoir de coupure 40 kA

Fréquence 50 Z

Côté BT

Les caractéristiques du disjoncteur BT sont présentées dans le tableau 3.5 :

Tableau 3.5 : Caractéristiques électriques du disjoncteur BT

Type Compact NS6300

Tension assignée 400 V

Intensité nominale 6300 A

Pouvoir de coupure 35 kV

Fréquence 50 Hz

3.6. Dimensionnement des jeux de barre HTA

Afin de dimensionner ces barres, il faut s’assurer que les conducteurs doivent

vérifier la condition suivante :

− Electrique : Les sections des jeux de barres doivent être dimensionnés

pour supporter le courant d’emploi et résister au courant de court-circuit.

Pour le calcul, on s’est basé sur la norme IEC 60865-1.



Contraintes Electriques dans les jeux de barres

Section des barres

Le courant nominal qui traverse les barres est le double du courant assigné par le

transformateur. Soit 𝐼𝑍 ce courant

𝐼𝑍 = 2 × 𝐼𝑆 (3.1)

𝐼𝑆 = 𝑆𝑛

√3×𝑈𝑠 (3.2)

Avec :

𝐼𝑆 : Courant nominal au secondaire du transformateur

𝑈𝑠 : Tension nominale au secondaire du transformateur

𝑆𝑛 : Puissance apparente du transformateur

𝐼𝑆 = 63000000

√3 × 33000= 1102,2 𝐴

𝐼𝑍 = 2 × 1102,2 = 2204,4 𝐴

Section 1 : S1

La section supportant le passage du courant nominal, est en se référant aux

valeurs se trouvant dans tableau 3.6 :



Tableau 3.6 : Choix de la section des jeux de barres en conformité avec la

norme ICE 60865-1

Diamètre

(mm)

Section

(mm2)

Intensité admissible (A) Portée

maximale

(m)

Tube AGS Tube AG3

26/30 176 590 460 4,1

22/30 327 800 620 4,75

30/40 550 1160 900 6,1

40/50 707 1250 1120 7,33

54/60 537 1330 1030 7,45

50/60 864 1700 1320 8,35

64/70 631 1540 1200 8,37

60/70 1021 1960 1520 9,35

74/80 725 1720 1340 9,16

70/80 1178 2000 1720 10,25

80/90 1335 2470 1920 11,25

90/100 1492 2500 2110 12,1

104/120 2815 4000 3110 15

184/200 4826 6000 21,2

Suivant le tableau 3.6, la section appropriée provient du tube AGS de section

1492 mm2 car IZ = 2204,4 A.

S1 = 1492 mm2



Section 2 : S2

Cette section est nécessaire pour la tenue thermique du jeu de barre en cas du

court-circuit triphasé. La section du conducteur doit satisfaire la condition

suivante :

S2 ≥Icc

k√t (3.3)

Avec

Icc : Courant de court-circuit maximal

k ∶ Coefficient de condition (dépend du matériau utilisé pour AGS k=104)

t = 1s (Temps de coupure maximale des appareils de protection)

Selon la norme internationale standard IEC 60865-1, les courants de court-

circuit sont donnés dans le tableau 3.7 :

Tableau 3.7 : Courants de court-circuit

Réseaux électriques THT HT

Courant de court-circuit

maximal ICC 40 kA 31,5 kA

S2 ≥31500

104√1 (3.4)

𝐒𝟐 = 𝟑𝟎𝟐, 𝟖𝟖 mm2

Pour définir la section réelle des jeux de barre, on choisit le maximum des

sections précédemment calculées.

S = max(S1,S2)= 1492 mm2



D’où d’après le tableau, cette section correspond à un tube d’aluminium

90/100 mm.

3.7. Transformateurs de mesure

Ils permettent de faire des mesures de haute tension ou de forts courants de

façon sécuritaire à l’aide d’instruments de mesure standard. Ils permettent aussi

d’isoler les instruments du circuit de puissance.

Transformateurs de tension (TT)

Les transformateurs de tension sont des transformateurs de haute précision dont

le rapport de transformation varie très peu avec la charge. Ils sont utilisés sur les

lignes à haute tension pour alimenter les appareils de mesure (voltmètres,

wattmètre) ou de protection (relais). Ils servent à isoler ces appareils de la haute

tension et à les alimenter à des tensions appropriées.

Les caractéristiques du transformateur de tension sont données dans le tableau

3.8:

Tableau 3.8 : Caractéristiques du transformateur de tension

Transformateur de tension

Tension au primaire Up 33000 V

Tension au secondaire US 100 V

Tension assignée 36 kV

Puissance nominale Sn 50 VA

Fréquence 50 Hz



Transformateur de courant

Les relais reçoivent des informations qui proviennent d’un dispositif appelé

transformateur de courant. En effet, il n’est pas possible de brancher directement

les relais sur le réseau HTA. Du point de vue électrique, les transformateurs de

courant ont les rôles suivants :

délivrer à leur secondaire une intensité, image fidèle de celle qui

circule, dans le conducteur HT concerné ;

assurer l’isolement galvanique entre la HT et les circuits de mesure et

de protection ;

protéger les circuits de mesure et de protection de toute détérioration

lorsque survient un défaut sur le réseau HT.

Pour le choix du transformateur de courant, nous avons tenu compte du réseau

existant. Ainsi, les courants primaire et secondaire du réseau existant ont pour

valeur respectives égales à 1250A et 5A.

Les caractéristiques du transformateur de courant résumées dans le tableau 3.9

Tableau 3.9 : Caractéristiques du transformateur de courant

Transformateur de courant

Courant primaire assigné (I1) 2500 A

Courant secondaire assigné (I2) 5 A

Rapport de transformation (I1/I2) 500

Puissance de précision assignée Pn 30 VA

Classe de précision 5 %

Facteur limite de précision 10

Tension assignée (Upr) 24 kV



3.8. Relais de couplage

Le rôle du relais de couplage consiste à coupler la centrale PV au réseau. Il

autorise la fermeture du disjoncteur lorsque la tension générée par la centrale PV

est identique à celle du réseau. Le relais synchrocheck«NPRG810-1G » est

choisi pour le couplage. Il est automatique et assure le contrôle de synchronisme

entre un seul générateur et un réseau.

3.9. Relais de découplage

Le rôle du relais de découplage consiste à déconnecter la centrale PV du réseau

en cas de défaut sur ce dernier. Les relais de types H1 et H2 sont régis par la

norme C 15-400 [GP_05] qui s’applique à toute installation de production

d’électricité raccordée au réseau HTA. Ils autorisent l’ouverture du disjoncteur

lorsque :

− la tension homopolaire (pour les défauts monophasés) est supérieure à 10 %

de la tension nominale ;

− la tension composée n’est pas comprise entre 85 % et 115 % de la tension

composée nominale ;

− la fréquence du réseau n’est pas comprise entre 47,5 Hz et 51 Hz.

Le choix du relais de découplage est fonction de la puissance produite par la

centrale PV et de celle produite par le réseau.

Par conséquent, le relais de découplage choisi est le type H4. C’est pour le cas

notamment des centrales de puissance supérieure à 10 MW. La protection de

découplage type H4 comporte une « protection de base » réalisée au moyen

d’un dispositif de télé découplage et une « protection complémentaire »



constituée de relais de mesure de tensions et de fréquence. La valeur nominale

du transformateur de tension pour la réception du signal est de l’ordre de 100 V.


Dans ce chapitre, après avoir donné les raisons du choix du poste maçonné avec

cellules fonctionnelles. Nous avons procédé au dimensionnement des éléments

importants du poste. Le transformateur dont nous avons besoin rentre dans la

gamme des transformateurs spéciaux et dont l’acquisition nécessite une

commande spéciale auprès des fournisseurs. L’étude du raccordement de la

centrale au réseau terminée, nous allons étudier l’écoulement de la puissance de

la centrale sur le réseau que nous avons choisi dans le chapitre 2.

Etude de l’écoulement de la puissance produite par la centrale


CHAPITRE 4 :

ETUDE DE L’ECOULEMENT DE LA PUISSANCE PRODUITE

PAR LA CENTRALE




Précédemment, nous avons étudié les conditions de raccordement la centrale

photovoltaïque au réseau électrique de la région Atacora-Donga. Dans le présent

chapitre nous allons faire l’étude de l’écoulement de l’énergie produite par la

centrale sur le réseau. Cela nous permettra de déterminer les pertes

qu’engendreront le raccordement de la centrale au réseau et l’écoulement de

l’énergie produite sur la ligne de 161kV Natitingou-Djougou-Parakou-Savè-

Onigbolo.

4.1. Présentation de la méthode de Load flow

4.1.1. Généralités

Le dimensionnement d’une unité de production d’énergie électrique raccordée

sur un réseau de transport et de distribution existant, nécessite l’élaboration d’un

bilan de puissance afin de déterminer les puissances actives et réactives

réellement consommées sur le réseau.

On est en particulier amené à évaluer l’impact des changements sur l’état du

réseau existant tel que :

Augmentation des niveaux de tension,

Installation de nouvelles lignes de transport.

Interconnexion d’un réseau avec d’autres.

Le calcul de l’écoulement de puissance est réalisé pour :

- La définition de l’état du réseau : L'objectif du calcul d’écoulement de

puissance dans un réseau est de déterminer l'état du réseau selon les charges

connectées et leur répartition sur tous les accès du réseau. Le calcul fournit une

image précise du flux de puissance active et réactive dans chaque élément du

réseau de transport, ainsi que les niveaux de tension en chaque nœud. Ce calcul

est basé sur l'hypothèse que le réseau fonctionne à l'état d'équilibre et que les



générateurs fournissent de l'énergie sous forme de courant alternatif (CA)

sinusoïdale et de tensions triphasées équilibrées.

- Le calcul des flux de courant : La valeur du courant circulant à travers

chaque élément du réseau (ligne, un câble ou un transformateur) ne doit pas

dépassé les valeurs nominales de courant de ces composants. Le calcul du flux

de courant ne doit pas dépasser ces valeurs. Des valeurs excessives du courant

peuvent conduire à une surchauffe des composants et même à une rupture.

- Le calcul des pertes en ligne : Le calcul d’écoulement de puissance permet à

travers les flux de courant une évaluation des pertes de puissance dans les lignes

et les transformateurs. Des Pertes excessives peuvent conduire à la

reconfiguration du réseau afin de minimiser ces dernières sur l'ensemble du

réseau.

- L’établissement d’une stratégie d'adaptation et de contrôle : La

détermination des tensions aux nœuds et de la puissance active et réactive que

chaque générateur doit fournir pour assurer la livraison de puissance à chaque

charge permet de définir les instructions de commande pour la régulation de

chaque machine connectée au réseau. Ce calcul est également utilisé dans

l'analyse de stabilité.

- L’optimisation de la capacité de transit de puissance : Il est possible

d'optimiser le flux de puissance afin d'augmenter la capacité de transfert de

puissance disponible dans le réseau en utilisant des algorithmes basés sur le

concept de contraintes et de fonction objectif.



4.1.2. Formulation du problème

Equations générales de la puissance

La puissance complexe 𝑆𝑖 = 𝑃𝑖 + 𝑗𝑄𝑖injecté au nœud i, en fonction des tensions

aux nœuds et les éléments de la matrice admittance nodale𝑌𝑏𝑢𝑠 , en tenant

compte de l’expression du courant injecté Ii au nœud i, est donnée par la relation

suivante:

𝑆�̅� = �̅�𝑖 + 𝑗�̅�𝑖 = �̅�𝑖 . 𝐼𝑖∗ = �̅�𝑖 . ∑ �̅�𝑖𝑗

∗ . �̅�𝑗∗

𝑗≠𝑖 (4.1)

L’expression de la puissance complexe conjuguée s’écrit

𝑆𝑖 = 𝑃𝑖 + 𝑗𝑄𝑖 . (�̅�𝑖𝑖 . �̅�𝑖 + ∑ �̅�𝑖𝑗�̅�𝑗𝑗≠𝑖 ) (4.2)

𝑆𝐼∗ = �̅�𝑖𝑖 . �̅�𝑖

∗. �̅�𝑖 + �̅�𝑖∗. ∑ �̅�𝑖𝑗

𝑛𝐽+1𝑗≠𝑖

. �̅�𝑗 (4.3)

En exprimant la tension sous sa forme polaire en module | | et argument θ,

l’expression de la puissance complexe devient

𝑆�̅�∗ = �̅�𝑖𝑖 . |�̅�𝑖|

2 + |�̅�𝑖|∑𝑌𝑖𝑗̅̅ ̅

𝑛

𝑗=1𝑗≠𝑖

. |�̅�𝑗|𝑒𝑗(𝜃𝑗−𝜃𝑖) (4.4)

𝑃𝑖 = 𝑅é𝑒𝑙(𝑆�̅�∗) = 𝑅é𝑒𝑙 {�̅�𝑖

∗∑�̅�𝑖𝑗

𝑛

𝑗=1

. �̅�𝑗} (4.5)

𝑄𝑖 = −𝐼𝑚𝑎𝑔(𝑆�̅�∗) = −𝐼𝑚𝑎𝑔{�̅�𝑖

∗∑�̅�𝑖𝑗

𝑛

𝑗=1

. �̅�𝑗} (4.6)

Puissances écoulées dans les lignes

Pour calculer la puissance qui s’écoule dans la branche reliant les accès i et j, le

courant qui circule entre les accès i et j a pour expression :

𝐼𝑖𝑗 = �̅�𝑖𝑗 . (�̅�𝑖 − �̅�𝑗) + �̅�𝑖0�̅�𝑖 (4.7)

Et la puissance apparente :

𝑆�̅�𝑗 = �̅�𝑖 . 𝐼�̅�𝑗∗ (4.8)



𝑆�̅�𝑗 = �̅�𝑖 . [�̅�𝑖𝑗 . (�̅�𝑖 − �̅�𝑗) + �̅�𝑖0�̅�𝑖]* (4.9)

𝑆�̅�𝑗 = |𝑉�̅�|2. �̅�𝑖𝑗

∗ − �̅�𝑖 . �̅�𝑗∗. �̅�𝑖𝑗

∗ + |�̅�𝑖|2. �̅�𝑖0

∗ (4.10)

De même la puissance apparente qui s’écoule de l’accès j vers l’accès i vaut :

𝑆�̅�𝑖 = |𝑉�̅�|2. �̅�𝑖𝑗

∗ − �̅�𝑗 . �̅�𝑖∗. �̅�𝑖𝑗

∗ + |�̅�𝑗|2. �̅�𝑗0

∗ (4.11)

Puissance écoulée dans les transformateurs régulateurs

Considérant un transformateur régulateur dont sa matrice admittance est :

[𝑌] = [

𝑌𝑖𝑗𝑎2

−𝑌𝑖𝑗𝑎

−𝑌𝑖𝑗𝑎

𝑌𝑖𝑗

] (4.12)

Le courant qui circule entre les accès i et j est donné comme suit :

𝐼�̅�𝑗 =�̅�𝑖𝑗𝑎2. �̅�𝑖 −

�̅�𝑖𝑗𝑎. �̅�𝑗 =

1

𝑎. �̅�𝑖𝑗 (

1

𝑎. �̅�𝑖 − �̅�𝑗) (4.13)

Et la puissance a pour valeur :

𝑆�̅�𝑗 = �̅�𝑖 . 𝐼�̅�𝑗∗ = �̅�𝑖 . [

1

𝑎�̅�𝑖𝑗 (

1

𝑎�̅�𝑖 − �̅�𝑗)] (4.14)

𝑆�̅�𝑗 =1

𝑎2(�̅�𝑖)

2. �̅�𝑖𝑗∗ −

1

𝑎�̅�𝑖𝑗∗ �̅�𝑗

∗. �̅�𝑖 (4.15)

D’autre part le courant qui circule de l’accès j vers l’accès i :

𝐼�̅�𝑖 =1

𝑎. �̅�𝑖𝑗 (�̅�𝑗 −

1

𝑎�̅�𝑖) (4.16)

𝑆�̅�𝑗 = �̅�𝑗 . 𝐼�̅�𝑖∗ = �̅�𝑗 . [

1

𝑎�̅�𝑖𝑗 (�̅�𝑗 −

1

𝑎�̅�𝑖)] (4.17)

𝑆�̅�𝑖 =1

𝑎2(�̅�𝑗)

2. �̅�𝑖𝑗

∗ −1

𝑎𝑌𝑖𝑗∗ . 𝑉𝑗

∗. �̅�𝑖 (4.18)

Calcul des pertes totales dans le réseau

Pour un élément du réseau reliant deux accès i et j on a :

𝑆�̅�𝑜𝑠𝑠𝑖𝑗 = 𝑆�̅�𝑗 + 𝑆�̅�𝑖 (4.19)

Tel que



𝑆�̅�𝑜𝑠𝑠𝑖𝑗 : Puissance apparente perdue dans la branche (i-j) ;

𝑆�̅�𝑗 : Puissance apparente qui transite de l’accès i vers l’accès j ;

𝑆�̅�𝑖: Puissance apparente qui transite de l’accès j vers l’accès i ;

D’où

�̅�𝐿𝑜𝑠𝑠𝑖𝑗 = 𝑅é𝑒𝑙{𝑆�̅�𝑜𝑠𝑠𝑖𝑗} (4.20)

�̅�𝐿𝑜𝑠𝑠𝑖𝑗 = 𝐼𝑚𝑎𝑔{𝑆�̅�𝑜𝑠𝑠𝑖𝑗} (4.21)

�̅�𝐿𝑜𝑠𝑠𝑖𝑗: Puissance active perdue dans la branche (i-j)

�̅�𝐿𝑜𝑠𝑠𝑖𝑗: Puissance réactive perdue dans la branche (i-j)

La puissance totale perdue dans le réseau est égale à la somme des puissances

perdues dans toutes les branches du réseau.

𝑆�̅�𝑜𝑠𝑠 =∑𝑆�̅�𝑜𝑠𝑠𝑖𝑗 (4.22)

�̅�𝐿𝑜𝑠𝑠𝑖𝑗 = 𝑅é𝑒𝑙 {∑𝑆�̅�𝑜𝑠𝑠𝑖𝑗} (4.23)

�̅�𝐿𝑜𝑠𝑠𝑖𝑗 = 𝐼𝑚𝑎𝑔 {∑𝑆�̅�𝑜𝑠𝑠𝑖𝑗} (4.24)

Classification des accès d’un réseau électrique

Pour un réseau d’énergie électrique, on peut identifier trois types d’accès (ou

jeux de barres) à savoir :

- Accès bilan (ou barre d’équilibre) : 1 seul accès

- Accès générateur (P,|�̅�|) : 15% des accès

- Accès de charges (P, Q) : 85% des accès

Chaque accès est caractérisé par quatre grandeurs réelles, à savoir :

- Puissance active (P)

- Puissance réactive (Q)

- Module de la tension (|�̅�|)

- Angle de déphasage (θ)



Pour chaque accès, deux grandeurs sont spécifiées, et les autres varient suivant

la demande en énergie électrique de l’ensemble des abonnés. Pour les accès de

charges qui représentent généralement 85% des accès d’un réseau, la puissance

complexe demandée (P et Q) est spécifiée. Il reste à déterminer |�̅�| et θ qui

varient avec la demande en énergie électrique.

Pour les accès générateurs, où le module de la tension peut être régulé à l’aide

de régulateur de tension, P et |�̅�| sont spécifiées, il reste à déterminer Q et θ.

Pour de tels accès, la puissance réactive est généralement bornée entre les

limites QminetQmax.

A part ces deux types d’accès, on considère un accès bilan puisque dans un

réseau d’énergie électrique, la production totale est égale à la demande, plus les

pertes dans les lignes. Aussi du fait qu’on ne peut pas déterminer d’avance les

pertes de puissances, on doit considérer un accès générateur à part, pour fournir

toute production additionnelle en dehors de la demande effective. Pour cet accès

bilan, |�̅�| et θ sont spécifiés et il reste à déterminer P et Q.

4.2. Méthodes de résolution

4.2.1. Méthode de Gauss Seidel

La méthode de Gauss Seidel est une méthode itérative utilisée dans la résolution

des systèmes linéaires à plusieurs inconnus. Cette méthode fixe d’abord des

valeurs initiales des inconnus pour un premier calcul des résultats. Ces nouvelles

valeurs sont utilisées comme données initiales pour une deuxième itération ainsi

de suite. On arrête le processus itératif une fois que la différence entre les

valeurs obtenues entre deux itérations est inférieure à une tolérance notée (ε).

Principe de la méthode

La méthode de Gauss Seidel est une méthode itérative qui, à partir des valeurs

initiales du vecteur inconnu (X0), calcule de nouvelles valeurs X* par la fonction



G(X), la différence entre les vecteurs ∆X appelée erreur de calcul est évaluée. Si

l’erreur ∆X est inférieure à la précision de calcul ε, on arrête les itérations, la

nouvelle valeur du vecteur X* est considérée comme solution du problème,

sinon cette nouvelle X* sera considérée valeur initiale X0 et on continue les

itérations jusqu’à ce que l’erreur de calcul ∆X soit inférieure à la précision ε.

Soit le système d’équations

(

𝑎11𝑥1 + 𝑎12𝑥2 + 𝑎13𝑥3 +⋯⋯+ 𝑎1𝑛𝑥𝑛 = 𝑏1𝑎21𝑥1 + 𝑎22𝑥2 + 𝑎23𝑥3 +⋯⋯+ 𝑎2𝑛𝑥𝑛 = 𝑏2

⋮⋮⋮⋱⋮⋮𝑎𝑛1𝑥1 + 𝑎𝑛2𝑥2 + 𝑎𝑛3𝑥3 +⋯⋯+ 𝑎𝑛𝑛𝑥𝑛 = 𝑏𝑛

(4.25)

Où

𝑎𝑖𝑗: représentent des coefficients

𝑏𝑖 : constantes

𝑥𝑖 : inconnue

Ce système d’équation peut être écrit sous une autre forme où on tire de chaque

équation l’expression de 𝑥𝑖

{

𝑥1 =

𝑏1 − 𝑎12𝑥2 + 𝑎13𝑥3 +⋯⋯+ 𝑎1𝑛𝑥𝑛𝑎11

𝑥2 =𝑏2 − 𝑎21𝑥1 + 𝑎23𝑥3 +⋯⋯+ 𝑎2𝑛𝑥𝑛

𝑎22⋮ ⋮ ⋮ ⋱ ⋮

𝑥𝑛 =𝑎𝑛1𝑥1 + 𝑎𝑛2𝑥2 + 𝑎𝑛3𝑥3 +⋯⋯+ 𝑎𝑛𝑛−1𝑥𝑛−1

𝑎𝑛𝑛

(4.26)

aii ≠ 0, i=1, 2, … n .Si on note par k le nombre d’itérations, cette méthode

consiste à évaluer xk+1 à partir de xk. Le système d’équation précédent peut

alors s’écrire.

{

𝑥1

𝑘+1 =𝑏1 − 𝑎12𝑥2

𝑘 + 𝑎13𝑥3𝑘 +⋯⋯+ 𝑎1𝑛𝑥𝑛

𝑘

𝑎11

𝑥2𝑘+1 =

𝑏2 − 𝑎21𝑥1𝑘 + 𝑎23𝑥3

𝑘 +⋯⋯+ 𝑎2𝑛𝑥𝑛𝑘

𝑎22 ⋮ ⋮ ⋮ ⋱ ⋮

𝑥𝑛𝑘+1 =

𝑎𝑛1𝑥1𝑘 + 𝑎𝑛2𝑥2

𝑘 + 𝑎𝑛3𝑥3𝑘 +⋯⋯+ 𝑎𝑛𝑛−1𝑥𝑛−1

𝑘

𝑎𝑛𝑛

(4.27)



Qui peut aussi s’écrire :

𝑥𝑖𝑘+1 =

𝑏𝑖 − 𝑎𝑖2𝑥2𝑘 + 𝑎𝑖3𝑥3

𝑘 +⋯⋯+ 𝑎𝑖𝑛𝑥𝑛𝑘

𝑎𝑖𝑖, 𝑖 = 1,2,⋯𝑛 (4.28)

Ou aussi

𝑥𝑖𝑘+1 =

1

𝑎𝑖𝑖(𝑏𝑖 −∑𝑎𝑖𝑗𝑥𝑗

𝑘

𝑛

𝑗=1

) , 𝑖 = 1,2,⋯𝑛 (4.29)

La méthode de Gauss appelé aussi méthode de Jacobi nécessite un vecteur de

valeurs initiales pour commencer les itérations

𝑥0 =

{

𝑥10

𝑥20

⋮𝑥𝑛0}

(4.30)

Le processus d’itération va s’arrêter une fois la condition de convergence est

satisfaite :

|xik+1 − xi

k|𝑖=1,2,…𝑛

≤ε (4.31)

ε : précision de calcul

La méthode de Gauss Seidel est une amélioration à la méthode de Jacobi qui

consiste à calculer l’inconnue à l’itération k+1 xk+1

en fonction des valeurs des

inconnues xketx

k+1 respectivement aux itérations k et k+1 comme suit :

𝑥𝑖𝑘+1 =

1

𝑎𝑖𝑖(𝑏𝑖 −∑𝑎𝑖𝑗𝑥𝑗

𝑘+1

𝑖−1

𝑗=1

− ∑ 𝑎𝑖𝑗𝑥𝑗𝑘

𝑛

𝑗=𝑖+1

) , 𝑖 = 1,2,⋯𝑛 (4.32)

Le nombre d’itérations de la méthode de Gauss Seidel peut être amélioré en

utilisant à chaque itération un facteur d’accélération α comme suit :

𝑥𝑖𝑘+1 = 𝑥𝑖

𝑘 + 𝛼(𝑥𝑖𝑘+1 − 𝑥𝑖

𝑘) (4.33)

4.2.2. Méthode de Newton Raphson

Principe de la méthode de Newton Raphson

Soit le système d’équation non linéaire suivant :



{

𝑌1 = 𝑓1(𝑥1, 𝑥2, 𝑥3, ⋯⋯ , 𝑥𝑛)

𝑌2 = 𝑓2(𝑥1, 𝑥2, 𝑥3, ⋯⋯ , 𝑥𝑛)⋮ ⋮ ⋮ ⋮ ⋮ ⋮ ⋮ ⋮ ⋮ 𝑌𝑛 = 𝑓𝑛(𝑥1, 𝑥2, 𝑥3, ⋯⋯ , 𝑥𝑛)

(4.34)

Si on suppose que les solutions initiales du système sont :

(𝑥10, 𝑥2

0, 𝑥30, ⋯⋯ , 𝑥𝑛

0) (4.35)

Les erreurs :

(∆𝑥10, ∆𝑥2

0, ∆𝑥30, ⋯⋯ , ∆𝑥𝑛

0) (4.36)

Donc

(𝑥10 + ∆𝑥1

0𝑥20 + ∆𝑥2

0, 𝑥30 + ∆𝑥3

0,⋯⋯ , 𝑥𝑛0 + ∆𝑥𝑛

0), 𝑖 = 1, 𝑛 (4.37)

En appliquant le développement en série de Taylor d’ordre (1) aux points

(𝑥1, 𝑥2, 𝑥3, ⋯⋯ , 𝑥𝑛)

on aura :

𝑌𝑖 = 𝑓𝑖(𝑥10, 𝑥2

0, 𝑥30, ⋯⋯ , 𝑥𝑛

0) + ∆𝑥10𝜕𝑓𝑖𝜕𝑥1

+ ∆𝑥20𝜕𝑓𝑖𝜕𝑥2

+ ∆𝑥30𝜕𝑓𝑖𝜕𝑥3

+⋯+ ∆𝑥𝑛0𝜕𝑓𝑖𝜕𝑥𝑛

+ 𝐶𝑖 (4.38)

En négligeant les termes d’ordre supérieur posant : C1, C2, C3, … Cn, on aura le

système d’équations suivant :

[ ∆𝑌1

0

∆𝑌20

⋮∆𝑌𝑛

0] =

[ 𝑌1 − 𝑓1

0

𝑌2 − 𝑓20

⋮𝑌𝑛 − 𝑓𝑛

0]

[ ∆𝑌1

0

∆𝑌20

⋮∆𝑌𝑛

0] =

[ 𝜕𝑓1𝜕𝑥1

𝜕𝑓1𝜕𝑥1

𝜕𝑓1𝜕𝑥1

⋯⋯ 𝜕𝑓1𝜕𝑥1

𝜕𝑓1𝜕𝑥1

𝜕𝑓1𝜕𝑥1

𝜕𝑓1𝜕𝑥1

⋯⋯ 𝜕𝑓1𝜕𝑥1

⋮ 𝜕𝑓1𝜕𝑥1

𝜕𝑓1𝜕𝑥1

𝜕𝑓1𝜕𝑥1

⋯⋯ 𝜕𝑓1𝜕𝑥1]

.

[ ∆𝑥1

0

∆𝑥20

⋮∆𝑥𝑛

0] (4.39)

Ou sous forme matricielle :

[∆𝑌] = [𝐽]. [∆𝑋] (4.40)

Avec

[J] : Matrice Jacobien.

La méthode de Newton-Raphson consiste à calculer les éléments du vecteur X, à

la kieme

+1 itération par :



𝑖𝑘+1 = 𝑥𝑖

𝑘 + ∆𝑥𝑖𝑘 𝑖 = 1,2…𝑛 (4.41)

Ce vecteur servira pour le nouveau jacobienJafin de déterminer les nouvelles

valeurs de xien résolvant le système d’équations par la méthode adéquate de

résolution de systèmes linéaires. Ce processus de calcul est répété jusqu’à

l’obtention de la précision désirée, et on arrête le processusd’itération une fois

que pour

|𝑥𝑖𝑘+1 − 𝑥𝑖

𝑘| ≤ 𝜀 pour i=1,2…𝑛

Application de la méthode de Newton-Raphson pour l’écoulement de

puissance

Reprenons l’équation permettant de calculer la puissance apparente 𝑆�̅�

𝑆�̅� = �̅�𝑖 . (∑�̅�𝑖𝑗 . �̅�𝑗

𝑛

𝑗=1

)

∗

(4.1)

𝑃𝑖 = 𝑅𝑒𝑎𝑙{𝑆𝑖} ; 𝑄𝑖 = 𝐼𝑚𝑎𝑔{𝑆𝑖}

La méthode de N.R a plusieurs variantes selon que l’on exprime les éléments de

la matrice admittance nodale et tensions aux accès en coordonnées cartésiennes,

polaires ou hybrides.

Différentes formes

a) Forme cartésienne :

Dans la forme cartésienne, les grandeurs sont exprimées sous leurs formes

rectangulaires (partie réelle et partie imaginaire) :

𝑉𝑖 = 𝑒𝑖 + 𝑗𝑓𝑖 ; 𝑖 = 1, 𝑛

𝑌𝑖𝑗 = 𝐺𝑖𝑗 + 𝑗𝐵𝑖𝑗 ; 𝑖 = 1, 𝑛 ; 𝑗 = 1, 𝑛

On aura alors :

𝑃𝑖 = 𝑒𝑖∑(𝐺𝑖𝑗𝑒𝑗 − 𝐵𝑖𝑗𝑓𝑗)

𝑛

𝑗=1

+ 𝑓𝑖∑(𝐵𝑖𝑗𝑒𝑗 − 𝐺𝑖𝑗𝑓𝑗)

𝑛

𝑗=1

(4.42)



𝑖 = 𝑓𝑖∑(𝐺𝑖𝑗𝑒𝑗 − 𝐵𝑖𝑗𝑓𝑗)

𝑛

𝑗=1

+ 𝑒∑(𝐵𝑖𝑗𝑒𝑗 − 𝐺𝑖𝑗𝑓𝑗)

𝑛

𝑗=1

(4.43)

Forme hybride :

On a :

�̅�𝑖 = |�̅�𝑖|𝑖𝑒𝑗𝜃𝑖 (4.44)

�̅�𝑖𝑗 = 𝐺𝑖𝑗 + 𝐵𝑖𝑗 (4.45)

En séparant les parties réelles et imaginaires, on obtient :

𝑃𝑖 = |𝑉𝑖|∑|𝑉𝑗|

𝑛

𝑗=1

. [−𝐺𝑖𝑗 𝑐𝑜𝑠(𝜃𝑖 − 𝜃𝑗) + 𝐵𝑖𝑗 𝑠𝑖𝑛(𝜃𝑖 − 𝜃𝑗)] (4.46)

Qi = |Vi|∑|Vj|

n

j=1

. [Gij sin(θi − θj) − Bij sin(θi − θj)] (4.47)

Forme polaires :

On a :

�̅�𝑖 = |�̅�𝑖|𝑒𝑗𝜃𝑖 (4.48)

Et �̅�𝑖𝑗 = |�̅�𝑖𝑗|𝑒𝑗𝜑𝑖𝑗 (4.49)

Et en séparant la partie réelle de la partie imaginaire on aura :

𝑃𝑖 = |�̅�𝑖|∑|�̅�𝑗|

𝑛

𝑗=1

. |�̅�𝑖𝑗|. 𝑐𝑜𝑠(𝜃𝑖 − 𝜃𝑗 − 𝜑𝑖𝑗) (4.50)

𝑄𝑖 = |�̅�𝑖|∑|�̅�𝑗|

𝑛

𝑗=1

. |�̅�𝑖𝑗|. sin(𝜃𝑖 − 𝜃𝑗 − 𝜑𝑖𝑗) (4.51)

Ou bien :

{𝑃𝑖 = 𝐹(𝜃, |�̅�|)

𝑄𝑖 = 𝐺(𝜃, |�̅�|) 𝑖 = 1, 𝑛 (4.52)

Formulation des équations de la méthode de Newton Raphson

Les équations (4.50 et 4.51) sont formées donc de 2n équations permettant de

calculer P et Q avec 2ninconnus θ et|𝑉|



En différenciant les équations (4.50 et 4.51) on aura :

{

∆𝑃𝑖 =∑

𝜕𝑃𝑖𝜕𝜃𝑗

∆𝜃𝑗

𝑛

𝑗=1

+∑𝜕𝑃𝑖

𝜕|�̅�𝑗|∆|�̅�𝑗|

𝑛

𝑗=1

∆𝑄𝑖 =∑𝜕𝑄𝑖𝜕𝜃𝑗

∆𝜃𝑗

𝑛

𝑗=1

+∑𝜕𝑄𝑖

𝜕|�̅�𝑗|∆|�̅�𝑗|

𝑛

𝑗=1

(4.53)

Physiquement, les ∆Piet ∆Qireprésentent la différence entre les valeurs

spécifiées et celles calculées des puissances actives Pspécet réactives Qspécqui

peuvent être calculées comme suit :

[ ∆𝑃1⋮∆𝑃𝑛∆𝑄1⋮

∆𝑄𝑛]

=

[ 𝜕𝑃1𝜕𝜃1

⋯⋯ 𝜕𝑃1𝜕𝜃𝑛

𝜕𝑃1

𝜕|�̅�1| ⋯⋯

𝜕𝑃1

𝜕|�̅�𝑛|⋮ ⋱ ⋮ ⋱ ⋮

𝜕𝑃𝑛𝜕𝜃1

⋯⋯ 𝜕𝑃𝑛𝜕𝜃𝑛

𝜕𝑃𝑛

𝜕|�̅�1| ⋯⋯

𝜕𝑃𝑛

𝜕|�̅�𝑛|

𝜕𝑄1𝜕𝜃1

⋯⋯ 𝜕𝑄1𝜕𝜃𝑛

𝜕𝑄1

𝜕|�̅�1| ⋯⋯

𝜕𝑄1

𝜕|�̅�𝑛|⋮ ⋱ ⋮ ⋱ ⋮

𝜕𝑄𝑛𝜕𝜃1

⋯⋯ 𝜕𝑄𝑛𝜕𝜃𝑛

𝜕𝑄𝑛

𝜕|�̅�1| ⋯⋯

𝜕𝑄𝑛

𝜕|�̅�𝑛|]

.

[ ∆𝜃1⋮∆𝜃𝑛∆|�̅�1|⋮

∆|�̅�𝑛|]

(4.54)

avec :

[𝐽1] =

(

𝜕𝑃1

𝜕𝜃1⋯

𝜕𝑃1

𝜕𝜃𝑛

⋮ ⋱ ⋮𝜕𝑃𝑛

𝜕𝜃1⋯

𝜕𝑃𝑛

𝜕𝜃𝑛)

; [𝐽2] =

(

𝜕𝑃1

𝜕|𝑉1|⋯

𝜕𝑃1

𝜕|𝑉𝑛|

⋮ ⋱ ⋮𝜕𝑃𝑛

𝜕|𝑉1|⋯

𝜕𝑃𝑛

𝜕|𝑉𝑛|)

;

[𝐽3] =

(

𝜕𝑄1

𝜕𝜃1⋯

𝜕𝑄1

𝜕𝜃𝑛

⋮ ⋱ ⋮𝜕𝑄𝑛

𝜕𝜃1⋯

𝜕𝑄𝑛

𝜕𝜃𝑛)

; [𝐽4] =

(

𝜕𝑄1

𝜕|𝑉1|⋯

𝜕𝑄1

𝜕|𝑉𝑛|

⋮ ⋱ ⋮𝜕𝑄𝑛

𝜕|𝑉1|⋯

𝜕𝑄𝑛

𝜕|𝑉𝑛|)

(4.55)

Système d’équation à résoudre :

Le système d’équation sous forme matricielle à résoudre s’écrit comme suit :



{{∆𝑃}{∆𝑄}

} = [𝐽]𝑘 . {{∆𝜃}

{∆|�̅�|}}𝑘

(4.56)

Avec :

[𝐽] = [𝐽1 𝐽2𝐽3 𝐽4

]

{{𝜃}

{|�̅�|}}𝑘+1

= {{𝜃}

{|�̅�|}}𝑘

+ [𝐽1 𝐽2𝐽3 𝐽4

]−1(𝑘)

. {{∆𝑃}{∆𝑄}

}𝑘

(4.56)

{|�̅�𝑖|

𝑘+1 = |�̅�𝑖|𝑘 + ∆|�̅�𝑖|

𝑘

𝜃𝑖𝑘+1 = 𝜃𝑖

𝑘 + ∆𝜃𝑖𝑘 𝑖 = 1,2,… 𝑛

Calcul des éléments du Jacobien :

L’expression des éléments du Jacobien dépendent de la forme avec laquelle on

représente les tensions et les éléments de la matrice admittance qui peuvent être

polaires, cartésiens ou hybrides..

a) Forme polaire

Les éléments du Jacobien peuvent être calculés à partir des équations (4.50 et

4.51), et ce en les dérivant par rapport aux modules des tensions et aux angles de

phases.

1) Eléments de J 1 :

𝜕𝑃𝑖𝜕𝜃𝑖

= −|�̅�𝑖|∑|�̅�𝑗|

𝑛

𝑗=1𝑗≠𝑖

. |�̅�𝑖𝑗|. sin(𝜃𝑖 − 𝜃𝑗 − 𝜑𝑖𝑗) 𝐸𝑙é𝑚𝑒𝑛𝑡𝑠 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑑𝑖𝑎𝑔𝑜𝑛𝑎𝑙𝑒 (4.58)

𝜕𝑃𝑖𝜕𝜃𝑘

= −|�̅�𝑖|. |�̅�𝑘|. |�̅�𝑖𝑘|. sin(𝜃𝑖 − 𝜃𝑘 − 𝜑𝑖𝑘) 𝐸𝑙é𝑚𝑒𝑛𝑡𝑠 ℎ𝑜𝑟𝑠 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑑𝑖𝑎𝑔𝑜𝑛𝑎𝑙𝑒 (4.59)

Eléments de J 2 :



𝑃𝑖

𝜕|�̅�𝑖|= ∑|�̅�𝑗|

𝑛

𝑗=1𝑗≠𝑖

. |�̅�𝑖𝑗|. cos(𝜃𝑖 − 𝜃𝑗 − 𝜑𝑖𝑗)

+ 2. |�̅�𝑖|. |�̅�𝑖𝑖|. cos(𝜑𝑖𝑖) 𝐸𝑙é𝑚𝑒𝑛𝑡𝑠 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑑𝑖𝑎𝑔𝑜𝑛𝑎𝑙𝑒 (4.60)

𝜕𝑃𝑖

𝜕|�̅�𝑘|= |�̅�𝑖|. |�̅�𝑖𝑘|. cos(𝜃𝑖 − 𝜃𝑘 − 𝜑𝑖𝑘) 𝐸𝑙é𝑚𝑒𝑛𝑡𝑠 ℎ𝑜𝑟𝑠 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑑𝑖𝑎𝑔𝑜𝑛𝑎𝑙𝑒 (4.61)

Eléments de J 3 :

𝜕𝑄𝑖𝜕𝜃𝑖

= |�̅�𝑖|∑|�̅�𝑗|

𝑛

𝑗=1𝑗≠𝑖

. |�̅�𝑖𝑗|. cos(𝜃𝑖 − 𝜃𝑗 − 𝜑𝑖𝑗) 𝐸𝑙é𝑚𝑒𝑛𝑡𝑠 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑑𝑖𝑎𝑔𝑜𝑛𝑎𝑙𝑒 (4.62)

𝜕𝑄𝑖𝜕𝜃𝑘

= −|�̅�𝑖|. |�̅�𝑘|. |�̅�𝑖𝑘|. cos(𝜃𝑖 − 𝜃𝑘 − 𝜑𝑖𝑘) 𝐸𝑙é𝑚𝑒𝑛𝑡𝑠 ℎ𝑜𝑟𝑠 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑑𝑖𝑎𝑔𝑜𝑛𝑎𝑙𝑒 (4.63)

Eléments de J 4 :

𝜕𝑄𝑖

𝜕|�̅�𝑖|= ∑|�̅�𝑗|

𝑛

𝑗=1𝑗≠𝑖

. |�̅�𝑖𝑗|. sin(𝜃𝑖 − 𝜃𝑗 − 𝜑𝑖𝑗)

− 2. |�̅�𝑖|. |�̅�𝑖𝑖|. sin(𝜑𝑖𝑖) 𝐸𝑙é𝑚𝑒𝑛𝑡𝑠 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑑𝑖𝑎𝑔𝑜𝑛𝑎𝑙𝑒 (4.64)

𝜕𝑄𝑖

𝜕|�̅�𝑘|= |�̅�𝑖|. |�̅�𝑖𝑘|. sin(𝜃𝑖 − 𝜃𝑘 − 𝜑𝑖𝑘) 𝐸𝑙é𝑚𝑒𝑛𝑡𝑠 ℎ𝑜𝑟𝑠 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑑𝑖𝑎𝑔𝑜𝑛𝑎𝑙𝑒 (4.65)

Forme hybride

Les éléments du Jacobien peuvent être calculés à partir des équations (4.50 et

4.51), et ce en les dérivant par rapport aux modules des tensions et aux angles de

phases.

1) Eléments de J 1 :



𝑃𝑖𝜕𝜃𝑖

= −|�̅�𝑖|∑|�̅�𝑗|

𝑛

𝑗=1𝑗≠𝑖

. [𝐵𝑖𝑗 cos(𝜃𝑖 − 𝜃𝑗)

− 𝐺𝑖𝑗 sin(𝜃𝑖 − 𝜃𝑗)] 𝐸𝑙é𝑚𝑒𝑛𝑡𝑠 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑑𝑖𝑎𝑔𝑜𝑛𝑎𝑙𝑒 (4.66)

𝜕𝑃𝑖𝜕𝜃𝑘

= −|�̅�𝑖||�̅�𝑘|. [−𝐵𝑖𝑗 cos(𝜃𝑖 − 𝜃𝑘)

+ 𝐺𝑖𝑗 sin(𝜃𝑖 − 𝜃𝑘)] 𝐸𝑙é𝑚𝑒𝑛𝑡𝑠 ℎ𝑜𝑟𝑠 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑑𝑖𝑎𝑔𝑜𝑛𝑎𝑙𝑒 (4.67)

Eléments de J 2 :

𝜕𝑃𝑖

𝜕|�̅�𝑖|= ∑|�̅�𝑗|

𝑛

𝑗=1𝑗≠𝑖

. [𝐵𝑖𝑗 sin(𝜃𝑖 − 𝜃𝑗) + 𝐺𝑖𝑗 cos(𝜃𝑖 − 𝜃𝑗)]

+ 2|�̅�𝑖|𝐺𝑖𝑖 𝐸𝑙é𝑚𝑒𝑛𝑡𝑠 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑑𝑖𝑎𝑔𝑜𝑛𝑎𝑙𝑒 (4.68)

𝜕𝑃𝑖

𝜕|�̅�𝑘|= |�̅�𝑖|. [𝐵𝑖𝑘 sin(𝜃𝑖 − 𝜃𝑘)

+ 𝐺𝑖𝑘 cos(𝜃𝑖 − 𝜃𝑘)] 𝐸𝑙é𝑚𝑒𝑛𝑡𝑠 ℎ𝑜𝑟𝑠 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑑𝑖𝑎𝑔𝑜𝑛𝑎𝑙𝑒 (4.69)

Eléments de J 3 :

𝜕𝑄𝑖𝜕𝜃𝑖

= −|�̅�𝑖|∑|�̅�𝑗|

𝑛

𝑗=1𝑗≠𝑖

. [𝐵𝑖𝑗 sin(𝜃𝑖 − 𝜃𝑗)

+ 𝐺𝑖𝑗 cos(𝜃𝑖 − 𝜃𝑗)] 𝐸𝑙é𝑚𝑒𝑛𝑡𝑠 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑑𝑖𝑎𝑔𝑜𝑛𝑎𝑙𝑒 (4.70)

𝜕𝑄𝑖𝜕𝜃𝑘

= |�̅�𝑖||�̅�𝑘|. [−𝐵𝑖𝑘 sin(𝜃𝑖 − 𝜃𝑘)−𝐺𝑖𝑘 cos(𝜃𝑖

− 𝜃𝑘)] 𝐸𝑙é𝑚𝑒𝑛𝑡𝑠 ℎ𝑜𝑟𝑠 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑑𝑖𝑎𝑔𝑜𝑛𝑎𝑙𝑒 (4.71)

Eléments de J 4 :



𝑄𝑖

𝜕|�̅�𝑖|= ∑|�̅�𝑗|

𝑛

𝑗=1𝑗≠𝑖

. [−𝐵𝑖𝑗 cos(𝜃𝑖 − 𝜃𝑗) + 𝐺𝑖𝑗 sin(𝜃𝑖 − 𝜃𝑗)]

− 2|�̅�𝑖|𝐵𝑖𝑖 𝐸𝑙é𝑚𝑒𝑛𝑡𝑠 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑑𝑖𝑎𝑔𝑜𝑛𝑎𝑙𝑒 (4.72)

𝜕𝑄𝑖

𝜕|�̅�𝑘|= |�̅�𝑖|. [−𝐵𝑖𝑘 cos(𝜃𝑖 − 𝜃𝑘)

+ 𝐺𝑖𝑘 sin(𝜃𝑖 − 𝜃𝑘)] 𝐸𝑙é𝑚𝑒𝑛𝑡𝑠 ℎ𝑜𝑟𝑠 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑑𝑖𝑎𝑔𝑜𝑛𝑎𝑙𝑒 (4.73)

Résolution

Pour un accès k générateur (P,|�̅�|) où l’amplitude de la tension |𝑉𝑘|est spécifiée

et reste constante, alors Δ|𝑉𝑘| = 0. Il est donc nécessaire de supprimer la ligne

et de la colonne correspondant à k dans la matrice J4 tant que Δ|𝑉𝑘| = 0. Cela

doit être appliqué pour tous les accès générateurs. Par conséquent, les

puissances réactives injectées en ces nœuds peuvent être calculées directement

par l’équation (4.51) . Il est alors nécessaire de vérifier que la puissance réactive

calculée à chaque accès générateur i est dans les limites de puissance réactive

spécifiées:

Il existe deux approches pour pondre en considération cet aspect.

Première méthode : Itérer jusqu’à la convergence, en ignorant un éventuel

dépassement des limites de puissance réactive. Après convergence, on vérifie

pour chaque accès générateur s’il y’a eu effectivement un dépassement et on

procède comme suit :

1) s’il n’y a aucun dépassement des limites des puissances réactives des accès

générateurs, alors la solution obtenue est la solution de notre problème.

2) si l’une ou plusieurs limites des puissances réactives des accès générateurs

sont violées, alors on procède comme suit :



On vérifie pour chaque accès k générateur (P, |�̅�|) :

- Si Qmin < Qi <Qmax, la puissance réactive de la machine est maintenue à la

valeur calculée,

- Si Qi> Qmax, on fixe Qi = Qmax, et on change l’accès k en un accès de

charge,

- Si Qi <Qmin, on fixe Qi = Qmin et on change l’accès k en un accès charge

dans lequel P et Q sont fixées et on poursuit les itérations.

Pour les accès ayant changé de statut devenus accès charge (P, Q), il est

nécessaire de réintroduire les lignes et les colonnes correspondantes dans le

Jacobien J4.

On reprend ensuite le processus d’itérations jusqu’à la convergence et procédé

aussi la vérification des accès générateurs si leurs limites sont respectées ainsi de

suite.

Deuxième méthode : procéder à chaque itération aux vérifications décrites dans

la première méthode jusqu’à convergence en procédant au changement d’état

des accès nécessaires ainsi qu’à l’introduction des lignes et colonnes du

Jacobien J4 des accès ayant changéd’état et devenues accès charges.

4.2.3. Méthode de Newton-Raphson découplée

Une difficulté majeure de la méthode de Newton-Raphson est la nécessité

d’évaluer et de résoudre le système d’équation linéaire (4.55) par des méthodes

directes ou itératives. Cependant, le jacobien doit être réévalué et le système

linéaire (4.55) doit être résolu pour chaque itération, donc, il ya la motivation

pour trouver des moyens de simplifier ce temps consommé. La puissance active

P est très sensible aux changements d’angle ∆θ, pendant que la puissance

réactive QV dépendait des changements des modules des tensions ∆|�̅�|. Il est

raisonnable alors de partager les systèmes d’équations (IV.55) en deux systèmes

d’équations découplé (P est découplée de ∆V, et Q est découplée de ∆θ ).



Les éléments des sous matrices J1, J2, J3 et J4 donnés par les équations (4.58-

4.66 ou 4.67-4.73 ) et sur la base des considérations précédentes, les éléments de

J2 et J3 peuvent être négligés respectivement devant ceux de J1 et J4 :

Le système précédant (4.55) devient :

{{∆𝑃}{∆𝑄}

}𝑘

= [𝐽1 00 𝐽4

]𝑘

. {{∆𝜃}

{∆|�̅�|}}𝑘

(4.74)

Ce système est équivalent à :

{∆𝑃}𝑘 = [𝐽1]𝑘 . {∆𝜃}𝑘 (4.75)

{∆𝑄}𝑘 = [𝐽4]𝑘 . {∆|�̅�|}𝑘 (4.76)

4.2.4. Méthode de Newton-Raphson découplée rapide

Deux chercheurs, B. Scott et O. Alsac, décrivent une série d’approximation qui

produit d’avantage de simplifications. On doit introduire ces simplifications à la

méthode découplée en ajoutant l’adjectif rapide à la méthode. Pour comprendre

la méthode, on rappelle l’équation générale qui constitue l’entrée diagonale

de la matrice∂P

∂θ :


= |�̅�𝑖|. |�̅�𝑗|. |�̅�𝑖𝑗|. 𝑠𝑖𝑛(𝜃𝑖 − 𝜃𝑗 − 𝜑𝑖𝑗) (4.77)

En fonctionnement normal du réseau, les modules des tensions en pudes accès

sont tous voisins de l’unité et les différences entre les angles de phase des

tensions des accès interconnectés sont faibles et peuvent être négligées devant

θij.

θi − θj ≪ φij

On peut alors écrire


= |�̅�𝑖|. |�̅�𝑗|. |�̅�𝑖𝑗|. 𝑠𝑖𝑛(−𝜑𝑖𝑗) (4.78)


= −|�̅�𝑖|. |�̅�𝑗|. |�̅�𝑖𝑗|. 𝑠𝑖𝑛(𝜑𝑖𝑗) = −|�̅�𝑖|. |�̅�𝑗|. 𝐵𝑖𝑗 (4.79)



|V̅i| ≈ 1


= −|�̅�𝑖|. |�̅�𝑗|. 𝐵𝑖𝑗 ≈ −𝐵𝑖𝑗 (4.80)

De la même façon, on détermine les éléments de la sous matrice [J4]:

𝜕𝑄𝑖

𝜕|�̅�𝑗|= −|�̅�𝑖|. |�̅�𝑗|. 𝐵𝑖𝑗 ≈ −𝐵𝑖𝑗 (4.81)

Le problème consiste à résoudre les deux systèmes suivant :

{∆𝑃}𝑘 = −[𝐵]{∆𝜃}𝑘 (4.82)

{∆𝑄}𝑘 = −[𝐵]{∆|�̅�|}𝑘 (4.83)

4.2.5. Méthode numérique

De nombreux logiciels ont été développés pour la résolution des problèmes de

d’écoulement de puissance. Parmi ces logiciels, nous avons Powerworld ou

Neplan. Ces logiciels permettent de réaliser une modélisation graphique des

élements du réseau objet de l’étude, de faire la simulation du réseau et de sortir

les résultas voulus. Pour notre travail nous allons utiliser le logiciel Neplan que

nous considérons comme une « boîte noire ». Elle reçoit comme données

d’entrée les puissances consommées (produites) et la topologie du réseau et

fournit comme résultats les vecteurs avec les tensions dans les nœuds, les

courants sur les lignes et les pertes Joule globales.

4.3. Ecoulement de la puissance sur le réseau électrique du Bénin

Neplan est un logiciel de calcul développé par la société BCP (Busarello + Colt

+ Partner) SA. Il permet entre autres de modéliser les réseaux électriques et de

calculer l’écoulement de puissance à travers les différentes branches du réseau

étudié. Pour le calcul de l’écoulement de la puissance de la centrale solaire nous

avons donc fait appel au logiciel Neplan. Pour ce faire nous avons considérer la

centrale solaire comme seul générateur du réseau d’étude. Ainsi la centrale de



Yéripao et le poste de livraison de la CEB Djougou n’apparaissent pas sur notre

modèle d’étude (Voir modèle d’étude à l’annexe). Notre étude de l’écoulement

se décline en trois scénarios différents. Dans le premier scénario nous allons

considérer les caractéristiques actuelles des différentes charges du réseau

d’étude, dans le second scénario nous ferons une projection sur 2026 pour les

valeurs des charges et dans le troisième on déplacera la centrale dans la ville de

Djougou. La méthode de calcul utilisée est celle de Newton-Raphson.

4.3.1. Scénario 1 : Charges actuelles du réseau année 2017

Ecoulement de la puissance produite sur la ligne Natitingou-Djougou-

Parakou

Pour faire l’étude de l’écoulement nous allons prendre en compte les charges de

la région Atacora-Donga et aussi celle de la région Borgou-Alibori qui est

symbolisé par le poste source de Parakou de 161kV. L’estimation de la demande

en énergie de la zone Borgou-Alibori tourne autour de 8 MW. La simulation

effectuée nous donne les résultats se trouvant dans le tableau 4.1 :




Djougou-Parakou (Scénario 1)

Puissance

active (MW)

Puissance

réactive(Mvar)

Perte active

(MW)

Perte réactive

(Mvar)

Centrale solaire 14,987 7,591 0 0

Transformateurs

Poste source

Djougou 11,383 5,989 0,0051 0,1644

33kV Djougou 0,546 0,267 0,0005 0,0055

20kV Djougou 2,807 1,373 0,0027 0,0508

Poste source

Parakou 8 3,92 0,0118 0,2593

Champ Bérécingou 2,304 1,127 0,0009 0,0198

Centrale Bérécingou 2,304 1,127 0,0012 0,0248

Tanguiéta 0,553 0,264 0,001 0,0102

Lignes de Transports

Natitingou-

Boukoumbé 0,081 0,04 0,0004 0

Natitingou-Tanguiéta 0,539 0,264 0,0142 0

Bérécingou-Natitingou 1,607 0,787 0,0601 0

Kouandé-Kérou-

Péhunco 0,938 0,455 0,0096 0

Natitingou-Djougou 11,383 5,989 0,351 0

Soubroukou-Ouaké 0,5 0,245 0,0014 0

Soubroukou-Bassila 0,667 0,327 0,0192 0

Soubroukou-Djougou 2,032 0,996 0,0858 0

Soubroukou-Wêwê 0,044 0,022 0 0

Soubroukou-Parakou 8,015 4,179 0,0035 0

Parakou-Savè 0 0 0 0

Charge Savè-Onigbolo 0 0 0 0



La centrale solaire génère une puissance active de 14,987 MW et une puisance réactive

de 7,591Mvar soit une puissance apparente de 16,79Mva. Cette puissance permet de

couvrir entièrement les besoins en énergie de la région Atacora-Donga mais aussi celle

de la région Borgou-Alibori. Cela ne représente que 32,98 % de la capacité totale de

production avec des pertes énergétiques exprimées à 0,5684 MW pour les pertes

actives et 0,5348 Mvar pour les pertes réactives soit une perte totale de 0,78 Mva.

Ecoulement de la puissance sur la ligne Natitingou-Djougou-Parakou-

Savè-Onigbolo

L’écoulement de puissance sur la ligne Natitingou-Djougou-Parakou a montré

que seules les 32,98 % des capacités de la centrale sont utilisées. Les 67,02 %

restantes pourront donc être injectées sur la ligne de 161kV Savè-Onigbolo. Les

résultats de l’écoulement sont résumés dans le tableau 4.2 :





Puissance active

(MW)

Puissance

réactive(Mvar)

Perte active

(MW)

Perte réactive

(Mvar)


Transformateurs

Poste source

Djougou 45,433 25,049 0,0935 3,0326

33kV Djougou 0,546 0,273 0,0006 0,0065

20kV Djougou 2,83 1,383 0,0032 0,0604

Poste source Parakou 8,014 4,231 0,0141 0,3105



Tanguiéta 0,553 0,264 0,001 0,0102


Natitingou-

Boukoumbé 0,081 0,04 0,0004 0


Bérécingou-

Natitingou 1,607 0,787 0,0601 0

Kouandé-Kérou-

Péhunco 0,938 0,455 0,0096 0




Soubroukou-

Djougou 2,032 0,996 0,1045 0



Parakou-Savè 33,51 16,13 0,2102 0

Charge Savè-

Onigbolo 33,3 16,13 0 0



La production de la centrale solaire est de 54,294 MW comme puissance active

et de 24,651 Mvar comme puissance réactive soit 59,62 Mva comme puissance

apparente tandisque les pertes actives sont estimées à 7,26 MW et les pertes

réactives à 3,47 Mva. La puissance qui transite par la ligne Savè-Onigbolo est de

33,3 MW en puissance active et 16,13 Mvar en puissance réactive. Le total des

pertes est de 8,04 MVA. Ces pertes sont énormes et représentent les pertes au

niveau des transformateurs et dans les lignes de transports. La majeure partie des

pertes se situe au niveau de la ligne qui relie Natitingou à Djougou sous une

tension de 33kV. Les pertes à ce niveau sont estimées à 6,6081 MW soit 82 %

des pertes estimées.

4.3.2. Scénario 2 : Projection des charges sur l’année 2026

Nous avons fait une projection sur l’année 2026 et calculé les besoins de la zone

d’étude pour cette année. Nous avons pour cela considéré une augmentation de

8% chaque année des besoins. L’estimation des différentes charges en 2026 est

résumée dans le tableau 4.3 :

Tableau 4.3 : Estimation des charges horizon 2025

Localité Puissance active Puissance réactive

Tanguiéta 0,9702 0,4697924

Boukoumbé 0,1458 0,0705996

Natitingou 2,8926 1,4006612

2KP 1,6704 0,8088448

Parakou 14,4 6,9728

Djougou 3,6576 1,7710912

Bassila 1,2006 0,5813572

Ouaké 0,9 0,4358

Wêwê 0,0792 0,0383504



A l’aide des nouvelles charges nous avons refait le calcul de l’écoulement de

puissance.

Ecoulement de la puissance produite sur la ligne Natitingou-Djougou-

Parakou

Les résultats de l’écoulement de puissance sur la ligne Natitingou-Djougou-

Parakou sont consignés dans le tableau 4.4:




Djougou-Parakou

Puissance active

(MW)

Puissance

réactive(Mvar)

Perte active

(MW)

Perte réactive

(Mvar)


Transformateurs

Poste source Djougou 20,74 11,475 0,0178 0,5755

33kV Djougou 0,984 0,474 0,0017 0,0187

20kV Djougou 5,248 2,535 0,0096 0,1829




Tanguiéta 1,019 0,47 0,0034 0,0349


Natitingou-

Boukoumbé 0,146 0,071 0,0014 0


Bérécingou-

Natitingou 2,893 1,401 0,2066 0

Kouandé-Kérou-

Péhunco 1,702 0,809 0,0317 0




Soubroukou-Djougou 20,74 11,475 1,2324 0



Parakou-Savè 0 0 0 0

Charge Savè-

Onigbolo 0 0 0 0



Avec les nouvelles charges, la centrale solaire produit comme puissance active

27,982 MW et 14,412 Mvar comme puissance réactive, soit 31,47 Mva. Cette

puissance représente 52,45 % de la capacité totale de la centrale. Les pertes sont

estimées à 1,9991MW et 1,8631Mva.

Ecoulement de la puissance sur la ligne Natitingou-Djougou-Parakou-

Savè-Onigbolo

L’écoulement de puissance sur la ligne Natitingou-Djougou-Parakou a montré

que seuls les 52,45 % des capacités de la centrale sont utilisés. Les 47,55 %

restants seront pourront être injectés sur la ligne de 161kV Savè-Onigbolo. Les

résultats de l’écoulement sont résumés dans le tableau 4.5





Puissance

active (MW)

Puissance

réactive(Mvar)

Perte active

(MW)

Perte réactive

(Mvar)


Transformateurs

Poste source

Djougou 41,794 23,008 0,0778 2,521

33kV Djougou 0,987 0,495 0,0019 0,0208

20kV Djougou 5,301 2,556 0,0107 0,2037




Tanguiéta 1,019 0,47 0,0034 0,0349


Natitingou-

Boukoumbé 0,146 0,071 0,0014 0


Bérécingou-

Natitingou 2,893 1,401 0,2066 0

Kouandé-Kérou-

Péhunco 1,702 0,809 0,0317 0




Soubroukou-

Djougou 3,658 1,771 0,3539 0



Parakou-Savè 20,677 9,46 0,0768 0

Charge Savè-

Onigbolo 20,6 9,46 0 0





apparente tandisque les pertes actives sont estimées à 6,762 MW et les pertes

réactives à 3,937 Mva. La puissance qui transite par la ligne Savè-Onigbolo est

de 20,6 MW en puissance active et 9,46 Mvar en puissance réactive. Le total des

pertes est de 7,82 MVA. Ces pertes sont énormes et représentent les pertes au

niveau des transformateurs et dans les lignes de transports. La majeure partie des

pertes se situe au niveau de la ligne qui relie Natitingou à Djougou sous une

tension de 33kV. Les pertes à ce niveau sont estimées à 5,474MW soit 70 % des

pertes estimées. Nous avons aussi calculé les chutes de tensions sur le réseau.

Ainsi on a comme suit dans le tableau 4.6:


Natitingou

Jeux de Barres Tension

nominale (kV)

Pourcentage

tension de

fonctionnement

Tension de

fonctionnement

Chute de

Tension

Poste source

Bérécingou 33 100 33 0

Centrale

Bérécingou 11 99,31 10,9241 0,0759

Natitingou 15 98,47 14,7705 0,2295

Boukoumbé 15 97,69 14,6535 0,3465

Tanguiéta 20 96,89 19,378 0,622

2KPB 33 97,01 32,0133 0,9867

Poste source

Djougou 161 88,08 141,8088 19,1912

Poste source

Parakou 161 87,44 140,7784 20,2216

33kV Djougou 33 87,17 28,7661 4,2339

20kV Djougou 20 86,53 17,306 2,694



Les chutes de tension relevées sont très importantes surtout au niveau de

Djougou et de Parakou où nous avons des jeux de barres fonctionnants à 87% de

leur valeur nominale.

4.3.3. Scénario 3 : Centrale installée à Djougou

Dans ce scénario la centrale est installée dans la ville de Djougou et non dans la

ville de Natitingou.Nous allons considérer les charges prévues pour 2026 afin de

pouvoir comparer les résultats avec ceux obtenus pour le scénario 2.

L’écoulement de puissance se fera directement sur la ligne Natitingou-Djougou-

Parakou-Savè-Onigbolo. Les résultats obtenus sont résumés dans le tableau

4.7 :





Puissance

active (MW)

Puissance

réactive(Mvar)

Perte active

(MW)

Perte réactive

(Mvar)


Transformateurs

Poste source

Djougou 6,114 2,944 0,0014 0,0439

33kV Djougou 0,985 0,491 0,0015 0,0168

20kV Djougou 5,206 2,517 0,0086 0,1644

Poste source

Parakou 14,4 6,973 0,037 0,8156

Champ

Bérécingou 4,281 2,065 0,0032 0,0702

Centrale

Bérécingou 4,281 2,065 0,0043 0,0876

Tanguiéta 1,02 0,47 0,0035 0,036


Natitingou-

Boukoumbé 0,146 0,071 0,0015 0

Natitingou-

Tanguiéta 1,02 0,47 0,0502 0

Bérécingou-

Natitingou 2,893 1,401 0,2133 0

Kouandé-Kérou-

Péhunco 1,703 0,809 0,0327 0

Natitingou-

Djougou 6,114 2,944 0,0935 0

Soubroukou-

Ouaké 0,904 0,436 0,0043 0

Soubroukou-

Bassila 1,201 0,581 0,0613 0

Soubroukou-

Djougou 3,935 1,771 0,2777 0

Soubroukou-

Wêwê 0,079 0,038 0 0

Soubroukou-

Parakou 42,545 21,298 0,0934 0

Parakou-Savè 28,014 13,51 0,1145 0

Charge Savè-

Onigbolo 20,6 9,46 0 0





apparente. La puissance qui transite par la ligne Savè-Onigbolo est de 20,6 MW

en puissance active et 9,46 Mvar en puissance réactive. Les pertes totales sont

estimées à 1,302 MW comme pertes actives et 1,234 Mvar comme pertes

réactives. Le total des pertes est estimé à 1,79 Mva soit 2,99 % de la production

totale. Les pertes en lignes les plus élevées sont de 0,277 MW et se retrouve au

niveau de la ligne Soubroukou-Djougou. Le calcul des chutes donne les résultats

consignés dans le tableau 4.8 :


Djougou (Scénario 3)

Jeux de Barres Tension

Nominale (kV)

Pourcentage

Tension de

fonctionnement

Tension de

fonctionnement

Chute de

Tension

Poste source

Bérécingou 33 98,46 32,4918 0,5082

Centrale

Bérécingou 11 97,76 10,7536 0,2464

Natitingou 15 96,9 14,535 0,465

Boukoumbé 15 96,11 14,4165 0,5835

Tanguiéta 20 95,29 19,058 0,942

2KPB 33 95,41 31,4853 1,5147

Poste source

Djougou 161 100 161 0

Poste source

Parakou 161 99,33 159,9213 1,0787

33kV Djougou 33 99,2 32,736 0,264

20kV Djougou 20 98,65 19,73 0,27

Parakou 20 96,87 19,374 0,626

Savè-Onigbolo 161 99 159,39 1,61



Les chutes de tensions tournent autour de 1% et les jeux de barres fonctionnent à

plus de 95% de leur tensions nominales.

4.3.4. Synthèse

Les résultats des différentes simulations montre que l’énergie produite par la

centrale doit transiter par la ligne Natitingou-Djougou-Parakou-Savè-Onigbolo.

Cependant, l’installation de la centrale dans la ville de Natitingou engendre,

d’énormes pertes et des chutes de tensions importantes, dûes au transport d’une

grande partie de l’énergie sous une tension de 33kV entre Natitingou et

Djougou. Pour réduire les pertes et les chutes, nous préconisons donc que

l’emplacement de la centrale soit modifiée et que la centrale soit transférée dans

la ville de Djougou. L’ensoleillement à Djougou est tout aussi important et cela

permet de réduire considérablement les pertes. La centrale installée à Djougou

permettra donc de combler les besoins en énergies de Natitingou, Djougou,

Parakou, Bassila, Wêwê, Ouaké, Tanguiéta, Boukoumbé même avec une

augmentation des charges de 8% chaque année. Elle pourra aussi injecter une

puissance de 22,668 Mva sur la ligne Savè-Onigbolo à l’horizon 2025.


L’étude de l’écoulement de puissance a montré que les 60 MVA prévus pour la

centrale ne sauraient uniquement alimenter la région Atacora-Donga. Afin

d’écouler toute la puissance produite, nous avons choisi de faire transiter la

production suivant la ligne Natitingou-Djougou-Parakou-Savè-Kétou-Onigbolo,

afin d’alimenterles départements de l’Atacora, la Donga, le Borgou, l’Alibori, le

Zou, les Collines et le Plateau.

Conclusion générale


CONCLUSION GENERALE

Le présent travail s’inscrit dans la suite du travail effectué par l’Ingénieur

AKOGNITCHE Denis Luc pour l’obtention de son diplôme d’ingénieur

électrique. Son travail consistait à produire une puissance 60 MVA, à injecter

sur le réseau électrique de la ville de Natitingou pour combler le déficit

énergétique du Bénin, à l’aide d’une centrale photovoltaïque. Son travail s’est

appuyé principalement sur le déficit du Bénin et du niveau de tension de

livraison en HTA de la ville de Natitingou qui est de 15 kV sans tenir compte

des problèmes d’écoulement de puissance auxquels pourrait être confrontée la

centrale ainsi dimensionnée. Notre travail à nous a consisté à analyser

l’écoulement de la puissance ainsi produite sur le réseau électrique de la ville de

Natitingou. Notre constat a été que ni la ville de Natitingou, ni la région

Atacora-Donga, dont fait partie Natitingou ne sont en mesure d’écouler toute la

puissance produite par la centrale et cela même avec une projection de la

demande sur 2025. Nous avons finalement choisi de faire transiter l’énergie

produite par la centrale par la ligne 161 kV Natitingou-Djougou-Parakou-Savè-

Onigbolo. Ainsi l’énergie non consommée par la région Atacora-Donga sera

dirigée vers la région Borgou-Alibori et les autres départements du Bénin. Le

calcul de l’écoulement de puissance sur la ligne 161 kV Natitingou-Djougou-

Parakou-Savè-Onigbolo a montré que l’implantation de la centrale à Natitingou

comme convenu au départ engendrait d’énormes pertes et d’énormes chutes de

tension aux points de consommation de l’énergie. Nous avons conclu finalement

qu’il fallait revoir le lieu d’implantation de la centrale et avons proposé

d’installer la centrale dans la ville de Djougou.

Références bibliographiques


REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES

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électrique de la ville de Natitingou pour combler le déficit énergétique du

Bénin, à l’aide d’une centrale photovoltaïque »

[2] Karima BERGHEUL, « Etude de Faisabilité de la Centrale Photovoltaïque de

Ghardaïa de 20 MWet son injection sur le Réseau Moyenne Tension »

[3] Groupe de réflexion sur la vision du secteur de l’énergie électrique,

« Document de politique et de stratégie de développement du secteur de

l’énergie électrique au Bénin », Année 2008

[4] Promotion de l’Electrification Rurale et de l’Approvisionnement Durable en

Combustibles Domestiques PERACOD, « Etude de faisabilité technico

économique de la filière photovoltaïque raccordée réseau au Sénégal »

[5] Millénium challenge corporation, Marcel Veilleux et Thomas Clausen,

« Rapport d’étude de faisabilité sur le système de distribution du Bénin »,

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[6] Schneider Electric, « Cahier technique n° 213 »

[7] Athmane BOUZIDI, « Modélisation et simulation des réseaux électriques »

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[9] Guide d’utilisation du logiciel Neplan

[10] Gabin ABAGLI, Schéma unifilaire du réseau HTA de Bassila, Mai 2016

Références bibliographiques


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[12] Gabin ABAGLI, Schéma unifilaire du réseau HTA de Kouandé-Péhunco-

Kérou, Mai 2016

[13] Gabin ABAGLI, Schéma unifilaire du réseau HTA Djougou-Natitingou, Mai

2016

[14] Gabin ABAGLI, Schéma unifilaire du réseau HTA de Natitingou-

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[15] Cahier de relevé des charges/Direction Régionale Atacora-Donga/Année

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[16] MAMA Malick Igor, « Modélisation du réseau HTA de la ville de Cotonou et

Estimation des pertes de distribution »

[17] Gilmore Cherif Babatoundé, « Contribution à la réduction du déficit

énergétique au Bénin par injection de l’énergie photovoltaïque sur le réseau

électrique de la SBEE de l’arrondissement d’Abomey-Calavi »


ANNEXES

Annexes


Annexe 1 : Caractéristiques transformateur abaisseur

Caractéristiques du transformateur de puissance sous-

station Bérécingou

Marque ABB

Type KTRP 36 NC 20000

Numéro 5215233

Année 1999

Couplage Dyn1

Refroidissement ONAN (ONAF)

Puissance nominale Sn 20 000kVA (26 600 kVA)

Primaire 34 500 + 2 * 2,5 % V / 335 A

Secondaire 11 000 V / 1050 A

Prises ONAN 20 000kVA (ONAF 26 600kVA)

Primaire Secondaire Primaire Secondaire

3 34500V/335A 11000V/1050A 34500

V/445 A

11 000 V /

1396 A

ABC nabc ABC nabc

1 36 225,0 V

2 35 362,5 V 319 A 424 A

3 34 500,0 V 335 A 445 A 1396 A

4 33 637,5 V 352 A 469 A

5 32 775,0 v

Bornier TC

N 1600/5A

A 1600/5A 1600/5 /20VA/ 5P10

B 1600/5A

A 500/5A

B 500/5A 500 / 5A / 20VA / SP10

C 500/5A

C

1600/5A (1 S1 - 1S2) 1600 / 5A / 20VA

1500/5A (2 S1 - 2 S2) 1500 / 15A / 10 VA

Classe10 / Fs<10

20000 kVA 26000 kVA

Tape position N° 1 3 5 1 3 5

Impédance de Cc 10,4 10,4 10,6 13,8 13,8 14,1

Résistance de Cc 0,43 0,44 0,46 0,57 0,59 0,61

Puissance à vide 21,2 KVA

Tension en circuit ouvert 10,6 Kv

Masse huile 6 100 KG

Masse totale 33 300 KG

Annexes


Annexe 2 : Caractéristiques transformateur élévateur

Caractéristiques du transformateur élevateur de la centrale de

Bérécingou

Marque ABB

Type UCLRN 380/900

Numéro 1LIT00701B

Année 2000

Couplage YNn1

Refroidissement ONAN /ONAF

Puissance

nominale Sn 12500 kVA / 16000 kVA

Primaire 15000 V + 8 * 1,5 % / 481,1 A

Secondaire 11000 V / 656 A

Prises HT (volts) Prises HT (volts)

1 13200 10 15225

2 13425 11 15450

3 13650 12 15675

4 13875 13 15900

5 14100 14 16125

6 14325 15 16350

7 14550 16 16675

8 14775 17 16800 (429,6/549,9 A)

9 15000 481,1 A 615,8 A (11000) V

Un : 15000 / 11000 V In : 656 / 839 A

TC 1000/2A/15VA Class: 3 Positionné sur la phase 2 BT

Niveau

d'isolation CF95F138/CF75F 128kV

Classe

d'isolement Classe A

Masse huile 6 500 KG

Masse totale 27 000KG

Annexes


Annexe 3 : Caractéristiques groupe électrogène auxilliaire

Caractéristiques groupe électrogène auxilliaire

Marque Olympian

Type GEP50

N° de série E3374B/004

Puissance réelle 36 kW

Puissance Apparente 45 kVA

Facteur de puissance 0,8

Tension 400/230 V

Courant nominal 65 A

Vitesse nominale 1500 tr/mn

Fréquence 50 Hz

Nombre de phases 3

Classe Isolation H

Température ambiante Maximum 30° C

Couplage alternateur S*STAR

Masse 7720 kg

Excitation 26,4 V 3,3 A

Régulateur tension R230

Protection Alternateur IP23

Annexes


Annexe 4 : Caractéristiques groupes électrogènes

Caractéristiques groupe électrogène

Marque Leroy-Somer

Type LSA 54 L75

N° de série 166224-6

Puissance réelle 2320 kW

Puissance Apparente 2900 kVA

Facteur de puissance 0,8

Tension nominale (Y) 11000 V

Courant nominal (Y) 152,2 A

Vitesse nominale 1500 tr/mn

Fréquence 50 Hz

Nombre de phases 3

Classe Isolation F

Echauffement 105 K

Régulation R449 + R726

Masse 7720 kg

Excitation A vide En charge

1,6 A 54 V 5,4 A

Rlt côté entrainement 6232 MC3

rlt côté opposé 6323 MC3

Annexes


Annexe 5 : Cartes réseaux HTB du Bénin (Nord)

Annexes


Annexe 6 : Cartes réseaux HTB du Bénin (Sud)

Annexes


Annexe 7 : Modèle de calcul de l’écoulement de puissance (centrale installée à Natitingou)

Poste source Bérécingou33 kV

poste source Djougou161 kV

Répartition parakou161 kV

Sortie centrale Bérécingou15 kV

Savè ; Ouèssè ; Onigbolo161 kV

Charge Boukoumbé

Charge Natitingou

Alim Nati15 kV

Alim Boukoumbé15 kV

Charge Tanguiéta

Alim charge Tanguiéta 20 kV

Transfo Tanguieta

Alim Wêwê33 kV

Alim Ouaké33 kV Alim Djougou

20 kV

Alim Bassila20 kV

Transfo 33kV Djougou


Alim Parakou20 kV

Charge Ouaké Charge BassilaCharge Wêwê Charge DjougouCharge Savè

Charge Parakou

Djougou 33kV33 kV

Répartition 20kV Djougou20 kV

Centrale Bérécingou11 kV

Transfo champ Bérécingou

Charge 2KP

Alim 2KPB33 kV

Transfo Centrale

Transfo Parakou

Ligne Natitingou

Alim Tanguiéta20 kV

Ligne Tanguiéta

Ligne Ouaké Ligne Bassila Ligne Djougou

Savè

Départ Nati33 kV

Transfo Poste source Djougou

Ligne départ Nati

33 kV

33 kV

Ligne Péhunco

Ligne Kérou

Ligne Kouandé

33 kV

Ligne Wêwê

Ligne Wêwê

161 kV

Ligne Parakou

Ligne Parakou

Centrale solaire

Ligne Boukumbé

Annexes


Annexe 8 : Modèle de calcul de l’écoulement de puissance (centrale installée à Djougou)

Poste source Bérécingou33 kV

poste source Djougou161 kV

Répartition parakou161 kV

Sortie centrale Bérécingou15 kV

Savè ; Ouèssè ; Onigbolo161 kV

Charge Boukoumbé

Charge Natitingou

Alim Nati15 kV

Alim Boukoumbé15 kV

Charge Tanguiéta

Alim charge Tanguiéta 20 kV

Transfo Tanguieta

Alim Wêwê33 kV

Alim Ouaké33 kV Alim Djougou

20 kV

Alim Bassila20 kV



Alim Parakou20 kV

Charge Ouaké Charge BassilaCharge Wêwê Charge DjougouCharge Savè

Charge Parakou

Djougou 33kV33 kV

Répartition 20kV Djougou20 kV

Centrale Bérécingou11 kV

Transfo champ Bérécingou

Charge 2KP

Alim 2KPB33 kV

Transfo Centrale

Transfo Parakou

Ligne Natitingou

Alim Tanguiéta20 kV

Ligne Tanguiéta

Ligne Ouaké Ligne Bassila Ligne Djougou

Savè

Départ Nati33 kV

Transfo Poste source Djougou

Ligne départ Nati

33 kV

33 kV

Ligne Péhunco

Ligne Kérou

Ligne Kouandé

33 kV

Ligne Wêwê

Ligne Wêwê

161 kV

Ligne Parakou

Ligne Parakou

Ligne Boukumbé

Centrale solaire

Documents

UNIVERSITE D’AOMEY -CALAVI