Centrale hydroélectrique de Busanga. Choix des équipements électromécaniques et études socio-économiques et environnementales.

REPUBLIQUE DEMOCRATIQUE DU CONGO UNIVERSITE DE LUBUMBASHI FACULTE POLYTECHNIQUE Département d'Electromécanique

« CHOIX DES EQUIPEMENTS ELECTROMECANIQUES &
IMPACTS SOCIO-ECONOMIQUES ET ENVIRONNEMENTAUX DE
LA CENTRALE HYDROELECTRIQUE
DE BUSANGA/ KOLWEZI »



Travail de fin d'études présenté et défendu par :

KUBELWA YATSHAMBA Daniel

En vue de l'obtention du diplôme d'ingénieur civil électromécanicien

Directeur : Prof Dr Ir Hubert MAKENGO Docteur en science

Abstract: La problématique du déficit énergétique dans notre pays ou mieux dans notre province, le Katanga est alarmante et la demande en énergie de ces dernières années ne fait qu'augmenter, créant une instabilité de notre réseau interconnecté. Parmi les sites répertories, nous avons Busanga, un site qui se trouve sur le Lualaba et à environ 100 km de la ville minière de Kolwezi. A ce niveau du Lualaba, le site a un débit moyen de 140 ??³ et une hauteur brute de 137 m. Dans cette étude, le choix des équipements électromécaniques est présenté ainsi que une évaluation de l'impact économique and environnementaux. Aux questions de savoir si ce projet sont économiquement rentable et ne présent que d'insignifiant environnemental impact ont été répondue.

ANNEE ACADEMIQUE : 2007-2008

EPIGRAPHE

« Si le hasard existe, c'est surtout pour les

esprits exercés »

Louis Pasteur.

I

«...Mais le précieux trésor d'un homme,

c'est de l'activité »

La Bible.

IN MEMORIUM

II

A ma très chère regrettée mère, maman chérie : AUDREY KAKENGE BUSHINDI FLORETTE que la terre a jugé bon d'appeler inopinément et m'a contraint à grandir sans l'affection maternelle...Aujourd'hui Ton fils est un monsieur.

« Que ton âme repose en paix »

III

DEDICACE

A mon Dieu mon créateur et Jésus mon sauveur que la gloire leur soient rendus à perpétuité : sur terre comme au ciel.

A mon père Léonard KUBELWA MUSAYA pour vos sacrifices et vos multiples conseils

A ma tante Emmerance KAKENGE pour vos conseils et votre

présence.

A mes frères et soeurs : Nathan KUBELWA, Lois KUBELWA, Nono KUBELWA, Jean-Luc KUBELWA, Kathy KUBELWA, Joice KUBELWA, Joas KUBELWA, Benadja KUBELWA, Eunice KUBELWA, Plamedie KUBELWA : par le lien sacrée qui nous unit.

A mes cousins, cousines, oncles et tantes

A toute ma famille scientifique

Que je dédie ce travail

Daniel KUBELWA.Y.M

REMERCIEMENTS

Au terme de ce travail marquant la fin de mes études d'ingénieurs civil électromécaniciens et qui, en effet durant, constitue le reflet des connaissances acquises durant les six longues années passés à la faculté, qui nous soit permis à cette occasion de remercier tous les professeurs, chefs des travaux et les assistants de la faculté Polytechnique, et tous ceux qui, de près ou de loin ont participé à notre formation intellectuelle, qu'ils trouvent ici l'expression de notre gratitude.

Au moment où nous rédigeons ce travail, qu'il nous soit permis de remercier très sincèrement : le professeur Hubert MAKENGO qui en dépit des multiples occupations à accepter de prendre la direction de ce travail, et l'ingénieur MUTALE : chef de la centrale hydroélectrique de N'seke de m'avoir encadré pendant mon stage. Leurs remarques et suggestions pertinentes leur ont valu notre reconnaissance et notre gratitude

Que tous nos amis, camarades et compagnons de lutte trouvent ici nos sentiments les plus profonds et chaleureuses gratitudes pour leur soutien, pensons particulièrement à : JAY-JAY TSHIMANGA, PAPY NUMBI, HERVE BIHINI, PEPE KALEND, JIJI KATUMBO, JEANNOT MPIANA, NFELA MALWILU, JEAN-MARC

IV

NKOMBA.

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III.2. PRESENTATION DU SITE DE BUSANGA 23

Sommaire

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IN MEMORIUM Error! Bookmark not defined.

DEDICACE Error! Bookmark not defined.

REMERCIEMENTS Error

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INTRODUCTION 8

CHAPITRE I. PRODUCTION DE L'ENERGIE ELECTRIQUE 10

I.0. PROBLEMES FONDAMENTAUX 10

I.1. CLASSIFICATIONS DES CENTRALES 10

I.1.1. Centrales hydrauliques 11

I.1.2. Centrales thermiques 12

I.1.3. Centrales nucléaires 14

I.1.4. Avantages de l'aménagement hydraulique 15

I.1.5. Energie hydraulique dans notre pays. 16

CHAPITRE II. SITUATION HYDROELECTRIQUE DU KATANGA 19

II.1. DEFICIT ENERGETIQUE AU KATANGA 19

II.1.1. Etat des lieux des réseaux électriques du Katanga 19

II.1.2. Conséquences majeures 20

II.2. Actions d'améliorations envisagées 20

II.2.1 Réhabilitation et modernisation des centrales hydroélectriques existantes 20

II.2.2. Construction de nouvelles centrales hydroélectriques 22

CHAPITRE III. AMENAGEMENT HYDRO-ELECTRIQUE DE BUSANGA 23

III.1. HISTORIQUE 23

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V.2.1. Intérêt et amortissement 94

III.2.1. Morphologie de la région de Kolwezi. 24

III.2.2. Climat végétation et hydrographie 24

III.2.3 HYDROLOGIE DU SITE 25

III.2.4. Bassin versant 28

III.3. AMENAGEMENT HYDROELECTRIQUE 28

III.3.1. Le barrage 29

III.3.2. Ouvrage de dérivation 33

III.3.3. Evacuateur de crue 33

III.3.4. Ouvrage d'amenée 34

III.3.5. Prise d'eau 34

III.3.6. Ouvrage de restitution 35

III.3.7. Emplacement de la centrale et poste de transformation et de dispersion 35

III.3.8. Galerie et routes d'accès 36

CHAPITRE IV. CHOIX DES EQUIPEMENTS DE LA CENTRALE 38

IV.1. CHOIX DES EQUIPEMENTS HYDROMECANIQUES 38

IV.1.1. Choix de la turbine 40

IV.1.2. Calcul de la conduite forcée 50

IV.1.3. Ouvrages des mises en charge 62

IV.2. CHOIX DES EQUIPEMENTS ELECTRO-MECANIQUES 67

IV.2.1. Choix de l'alternateur 69

IV.2.2. Choix selon le type d'entrainement et la vitesse de rotation 71

IV.2.3. Caractéristiques essentielles de l'alternateur 72

IV.4.Choix des transformateurs 82

IV.4.1. Transformateurs du niveau I : 10.5-110kv 82

CHAPITRE V. EVALUATIONS FINANCIERES ET ECONOMIQUES 85

V.1. EVALUATIONS FINANCIERES 85

V.1.1. Principes d'évaluation financière d'un projet d'investissement 85

V.1.2. Inventaires des moyens 85

V.1.3. Estimation du coût total du projet. 86

V.2. ESTIMATION DE LA RENTABILITE 93

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V.2.2. Frais d'exploitation 94

V.2.3. Revenus et bénéfices (profit) 95

V.2.4. Estimation proprement dit de la rentabilité sur le projet Busanga 95

V.3. Impact social de ce projet 96

CHAPITRE VI. EVALUATION DES CONSEQUENCES SUR L'ECOSYSTEME DE

L'AMENAGEMENT HYDROELECTRIQUE DE BUSANGA 97

VI.1. Choix du moment des travaux 98

VI.2. Diminution du bruit lié aux groupes turbine-alternateur. 98

VI.3. Amélioration de la qualité des eaux 98

VI.4. Restauration de l'habitat pour les poissons 98

CONCLUSION GENERALE 99

ANNEXE II. COURBE DE DEBIT CLASSE 104

ANNEXE III. SITUATION DE L'ENERGIE ELECTRIQUE DU KATANGA 105

ANNEXE IV. PROJECTION DE LA DEMANDE DE L'ENERGIE ELECTRIQUE 106

ANNEXE V. SCHEMA SIMPLIFIEE DU RESEAUX DUKATANGA 107

ANNEXE VI. PHOTO GORGES DE KATENDA & LIT DU LUALABA/BUSANGA 109

ANNEXE VII. FORMES ET CALCULS DES GALERIES 98

ANNEXE VIII. LES UNITES DE MESURES UTILISEES 110

BIBLIOGRAPHIE 111

Ouvrages 111

Rapports 111

Mémoires 111

Cours 111

Adresses Internet 112

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Certaines de ces centrales sont en fin de vie ; et présentent de fissures sur leur barrage demandent donc une réhabilitation générale : la démolition de tout l'aménagement et leur

INTRODUCTION

A quels rythmes, la demande mondiale d'énergie électrique peut-elle croître au cours de prochaines décennies ? Cette question n'est pas nouvelle. Depuis le XIX siècle, les industries de l'énergie et les administrations qui règlementent leurs activités, la soulèvent périodiquement. L'énergie électrique comme les autres forment d'énergie revêtent d'une grande acuité depuis deux décennies. Les perspectives mondiales de la consommation de l'énergie électrique seront probablement multipliées par douze comme de 1950 - 1990 avec cette industrialisation en plein essor.

Pour la RDC, notre pays cette demande sera multipliée par 15 à 20 fois à l'intérieur du pays comme à l'extérieur. A l'intérieur avec l'effet « mining » qui donne place à la pyrométallurgie et à l'hydrométallurgie, à l'extérieur : au nord comme au sud du continent voire même en Europe, plusieurs projets de connexion à notre réseau électrique se dessinent. En outre des pays déjà connectés (bien sûr qui veulent accroître leur demande en puissance).

Et pourtant nous en sommes qu'à 16% du potentiel hydroélectrique soit 77.400 GWh. sur 100.000 MW, soit 37% de ressources hydroélectrique de l'Afrique.

Malgré le projet en cours « grand Inga » qui prévoit l'aménagement hydroélectrique de 52 groupes de 750 MW chacun, les récentes études effectuées montrent que d'ici 2016 un déficit de 1000 Mw, le potentiel garanti ne fera pas face à cette demande grandissante. Il sera donc nécessaire et important de renforcer la puissance électrique de notre réseau électrique pour la stabilité intérieure et extérieure, et pour des fins aussi bien économiques que stratégiques.

Surtout pour la province du Katanga ou la production et la charge est presqu'en adéquation, les centrales qui y sont installées tourne en plein régime pour de simple variations de courant les principaux groupes de centrales déclenchent et peuvent être généralisé sur l'ensemble du réseau d'interconnexion provoquant ce qu'on appelle « BLACK OUT »

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reconstruction qui couterait plus chère que si nous construisons une nouvelle centrale de puissance équivalente.

Eu égard à ce qui précède, nous avons eu ce privilège, pour notre travail de fin d'études, de porter notre choix sur : « la réalisation d'une centrale hydroélectrique sur le site de Busanga de 224 Mégawatts (choix des équipements électromécaniques & son évaluation économique, sociale et environnementale en tant que projet) ». Une façon de redynamiser l'énergie électrique dans notre pays ayant des conditions géo-physico-climatiques qui offrent diverses possibilités hydroélectriques tout en respectant la protection et la préservation de l'environnement.

Hormis l'introduction et la conclusion, notre travail aura deux parties :

- La 1ère partie : considérée comme technique liés à la production de l'énergie électrique, principalement au choix des équipements vitaux : électromécaniques et hydromécaniques

- La 2ème partie, elle est un apport de ce travail en tant que projet et qui comprendra une évaluation économique, sociale et environnementale du projet.

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CHAPITRE I. PRODUCTION DE L'ENERGIE ELECTRIQUE

La production de l'énergie électrique de grande puissance est une industrie très complexes quelques soit la forme de son obtention cela veut dire : la transformation de la matière première en énergie électrique. Cette production doit être supérieure à la consommation (de 8 à 10%) pour juste compenser les pertes lors de la production (Transformation de l'énergie) et lors du transport de l'énergie électrique.

Nous distinguons plusieurs sources d'énergie primaires pour obtenir de l'énergie électrique qui est la forme d'énergie d'un emploi particulièrement commode en raison de l'aisance avec la quelle elle peut être transportée. Il est d'autre part facile de la transformer en une autre forme d'énergie : mécanique (moteur), thermique (résistance), lumineuse (éclairage), chimique (électrolyse).

I.0. PROBLEMES FONDAMENTAUX

Nous savons que dans un système de production électrique, l'énergie ne peut être stockée. Il faut donc que la puissance des consommateurs soit égale à celle qui est disponible sur le réseau. Tout déséquilibre se traduit par les fluctuations de tension et de fréquence sur le réseau.

C'est en maintenant les tensions et les fréquences constantes que le producteur d'énergie ajuste la puissance produite et celle qui est demandée ; c'est la base du problème de production. Il faut donc pouvoir produire la quantité demandée par le consommateur. Il faut être à mesure de fournir la puissance maximale aux heures de pointe, c'est-à-dire au moment de la plus haute consommation :

- La première condition est de déterminer des quantités de combustibles ou les réserves d'eau destinées à être transformées en énergie électrique

- La deuxième condition est de définir le nombre de groupes à mettre en oeuvre (puissance installée) pour faire face aux pointes.

I.1. CLASSIFICATIONS DES CENTRALES

Il existe trois principaux types de centrales pour produire de l'énergie électrique :

- Les centrales hydrauliques - Les centrales nucléaires

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- Les centrales thermiques

I.1.1. Centrales hydrauliques

Les centrales hydro-électriques convertissent l'énergie de l'eau en mouvement en énergie électrique. L'énergie provenant de la chute d'une masse d'eau est tout d'abord transformée dans une turbine hydraulique en énergie mécanique. Cette turbine entraîne un alternateur dans lequel l'énergie mécanique est transformée en énergie électrique.

I.1.1.1. Puissance disponible

D'une façon générale, la puissance que l'on peut tirer d'une chute dépend non seulement de la hauteur de chute mais aussi du débit du cours d'eau. Le choix de l'emplacement d'une centrale hydro-électrique dépend donc de ces deux facteurs.

La puissance disponible est donnée par l'équation :

P = 9,8 q. h (1.1)

Où : Puissance en Kilowatts

: Débit en mètre cube par seconde : Hauteur de chute en mètre

A cause des pertes, la nature de la puissance mécanique que l'on peut recueillir sur l'arbre de la turbine est inférieure à la valeur de la puissance fournie par l'eau. Cependant, le rendement des turbines hydrauliques est élevé : de l'ordre de 85 à 95% pour les grosses unités. Dans les alternateurs, la transformation de la puissance se fait à un rendement de 90 à 98%.

I.1.1.2. Types de centrales hydrauliques

Suivant la hauteur de chute nous distinguons

- Les centrales de haute chute : ont des hauteurs de chute supérieures à 300m ; elles utilisent des turbines Pelton. La capacité du réservoir est relativement faible.

- Les centrales de moyenne chute : ont des hauteurs comprises entre 30 et 300m ; elles utilisent des turbines Francis (Ex. la centrale de Mwadingusha : hauteur de chute 110m)

- Les centrales de basse chute, ou centrales au fil de l'eau ont des hauteurs de chute inférieures à 30m ; elles utilisent des turbines Kaplan à pâles orientables. Ces centrales sont établies sur les fleuves et rivières à fort débit. (Ex. Centrale Beauharnois, sur le St-Laurent, Canada, hauteur de chute 25m, puissance 1574 MW).

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I.1.1.3. Parties principales d'une centrale hydro-électrique

Une centrale hydro-électrique comporte essentiellement :

- Le barrage de retenue et le déversoir ; - La conduite d'amenée

- La conduite d'échappement

- L'usine proprement dite.

1. Barrage

Les barrages de retenue sont établis en travers du lit des rivières, ils servent à concentrer les chutes près des usines et à former des réservoirs d'emmagasinage. On peut ainsi créer des réserves d'eau pour compenser l'insuffisance de débit pendant les périodes de sécheresse et assurer ainsi à l'usine une alimentation en eau plus uniforme.

Les barrages peuvent être en béton ou en terre. Les barrages du type poids sont les plus utilisés ; ils s'opposent à la poussée des eaux par leur masse. Et les barrages voûtes sur lesquels est reparti sur son arc de cercle toute la poussée (répartition égale ou distribution).

2. Conduite d'amenée

Elle amène l'eau du barrage jusqu'aux turbines. A l'extérieur de l'usine, elle est constituée soit par un canal, un tunnel ou un tuyau. La partie intérieure, appelée conduite forcée, est en béton, en acier ou en fonte. On dispose, à l'entrée de la conduite forcée, des vannes qui permettent de contrôler l'admission de l'eau.

3. Conduites d'échappement

Après être passé dans les turbines, l'eau retourne dans la rivière par la conduite d'échappement ou canal de fuite.

4. Salle de commande

Les appareils de commande et de contrôle sont groupés ensemble dans une salle d'où le personnel peut surveiller la marche des groupes générateurs.

I.1.2. Centrales thermiques

Les centrales thermiques produisent l'électricité à partir de la chaleur qui se dégage de la combustion du charbon, du mazout ou du gaz naturel. La plupart ont une capacité comprise entre 200 MW et 2000 MW afin de réaliser les économies d'une grosse installation. Nous la trouvons souvent près d'une rivière ou d'un lac, car d'énorme quantité d'eau sont requises pour le

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refroidissement de la vapeur sortant des turbines. Ainsi les ressources hydrauliques sont déjà harnachées dans la plupart des pays modernes qui se fient sur les centrales thermiques pour suppléer à l'énergie hydroélectrique.

I.1.2.1. Organisation d'une centrale thermique

a. Immense Chaudière

Elle est construite en hauteur dans laquelle on brûle le combustible. La chaleur est absorbée par l'eau circulant dans une série de tube qui entoure les flammes.

b. Balon ou réservoir

Contenant de l'eau et de la vapeur à haute pression. Il constitue à la fois le point de départ de la vapeur vers les turbines et les récepteurs de l'eau d'alimentation de retour.

c. Turbine haute pression (HP)

Qui permet une première expansion de la vapeur durant laquelle une partie de l'énergie thermique est convertie en énergie mécanique.

d. Turbine moyenne pression (MP)

Semblable à la turbine HP sauf qu'elle est plus grosse pour permettre à la vapeur de se détendre davantage.

e. Turbine basse pression (BP)

A double carter qui enlève le reste de l'énergie thermique disponible dans la vapeur permettant à cette dernière de se détendre dans un vide presque complet à l'intérieur du condenseur.

f. Condenseur

Qui provoque la condensation de la vapeur, grâce à la circulation d'eau froide venant de l'extérieur et circulant dans les tubes.

g. Réchauffeur

Dans cet échangeur de chaleur, une partie de la vapeur qui a passé par la turbine HP réchauffe l'eau d'alimentation, après quoi la vapeur se condense aussi dans le condenseur.

h. Pompe d'alimentation

Qui refoule l'eau d'alimentation contre la forte pression régnant à l'intérieur du ballon, et complète ainsi le cycle thermique.

Comme dans une centrale thermique conventionnelle le rendement global est semblable (entre 30 et 40 %) et l'on doit encore prévoir un système de refroidissement.

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i. Brûleur

Provoquant la combustion de gaz, du mazout ou du charbon pulvérisé projeté à l'intérieur de la chaudière.

j. Ventilateur soufflant l'air requis pour la combustion Ventilateur aspirant les gaz brûlés qui s'échappent par la cheminée.

I.1.2.3. Exemple d'une centrale thermique de la France

Une centrale de 480 MW (40 fois plus puissante que le modèle réduit)

- Puissance électrique : 480 MW

- Consommation de charbon : 40 Kg/s ou 144 t/h

- Consommation d'air : 400 Kg/s

- Puissance de la chaudière : 1200 MW

- Débit de vapeur : 320 Kg/s

- Eau de refroidissement (ayant ) : 14.400 Kg/sec ou 51.840 m3/h

Si on doit installer une tour de refroidissement, elle doit évaporer une quantité d'eau égale à 2% ? 51.840 = 1.032 m3/h.

Et plus généralement leur rendement est de l'ordre de 40%. I.1.3. Centrales nucléaires

Les centrales nucléaires produisent l'électricité à partir de la chaleur libérée par une réaction nucléaire. Si l'on provoque la division du noyau d'un atome, procédé qu'on appelle fission nucléaire, libère une quantité considérable d'énergie.

Nous remarquons qu'une réaction chimique telle que la combustion du charbon produit un simple regroupement des atomes sans que leurs noyaux soient affectés.

Contrairement à une centrale thermique, la chaudière brûlant par le combustible fossile, qui est remplacée par un réacteur contenant le combustible nucléaire en fission.

Une telle centrale comprend donc une turbine à vapeur, un alternateur, un condenseur,

etc.

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I.1.3.1. Energie libérée par la fission atomique

Lorsque le noyau d'un atome subit la fission, il se sépare en deux : la masse totale des deux atomes ainsi formés est habituellement différente de l'atome original. S'il y a une diminution de la masse, une quantité d'énergie est libérée, sa valeur est donnée par la formule d'Einstein :

E = m
· ???? (1.2)

Où Energie libérée

Diminution de masse en Kg Vitesse de la lumière.

La quantité d'énergie libérée est tellement énorme car, pour une diminution de 1?g (microgramme) seulement, il en découle une énergie de 91.010 joules qui est l'équivalent énergétique de 3 tonnes de charbon.

Lors de telle fission de l'atome d'uranium, il se produit précisément une légère diminution de masse. Cependant comme l'uranium 235 est plus fissile que l'uranium 238, ce pour cela qu'on construit de grandes usines pour extraire l'uranium 235 utilisé dans certains réacteurs.

P=i.g.p.q _v .H

L'installation des centrales nucléaires coûte énormément cher (coût d'installation, équipement, maintenance et sécurité environnementale) qu'il faudrait des investissements énormes que notre pays ne dispose pas à ce jour. Aussi, il faudrait noter que notre pays la RDC peut développer ce trois types de centrales ayant dans son sous-sol de l'uranium en abondance (Shinkolobwe), le charbon (Bassin de Lukengo et Luena), le gaz méthane (Lac Kivu) et une immense hydrographie (de l'Est à l'Ouest et du Nord au Sud) si nous ne pouvons citer que ces cas.

I.1.4. Avantages de l'aménagement hydraulique

Depuis la fin du 19 siècle pratiquement aucune utilisation peu importante de l'énergie hydraulique n'a été réalisée sans passer par l'intermédiaire de l'électricité qui est la forme d'énergie la plus commode dont les principales raisons sont :

- La puissance P que met en ouvrage une chute d'eau d'une hauteur H et d'un débit qv est Théoriquement donnée par :

(1.3)

Où

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: Rendement

: Pesanteur (accélération)

: Poids volumique de l'eau

Et que le rendement est beaucoup meilleur que celui des installations thermiques modernes (? = 40 %).

- La production hydraulique apparaît très intéressante parce qu'elle est totalement exempté de la pollution aussi bien pour l'atmosphère que pour l'eau (ni pollution bactériologique, ni pollution chimique) contrairement à l'énergie nucléaire qui demande une sécurité d'exploitation importante (nous nous souvenons de la centrale nucléaire de Tchernobyl).

- L'eau étant une source inépuisable

I.1.5. Energie hydraulique dans notre pays.

La République Démocratique du Congo, notre pays a un énorme potentiel hydroélectrique qui, selon les estimations, serait de l'ordre de 100.000 Mw, soit 13 % du potentiel hydroélectrique mondial. Ce potentiel existe surtout à Inga sur le fleuve Congo, à 200 km en aval de Kinshasa qui pourrait générer actuellement environ 45.000 Mw soit la moitié du potentiel total de notre pays.

Les chutes d'eau figurent comme un poste essentiel et primordial à l'actif du bilan énergétique de la RDC. Un ensemble harmonieux des facteurs climatiques et topographiques concourent à cette fastidieuse énergie lente et son renouvellement des sites hydrauliques.

Nous pouvons alors repartir 5 zones énergétiques dans la répartition des sites hydrauliques à savoir :

- Au Sud Ouest (Bas-Congo)

Cette partie du pays ayant 45.000 Mw soit 210?109 KWh/an comme potentiel pour un quotient d'utilisation de 7000 heures par an sur le fleuve Congo (Matadi) une exploitation rentable de nos jours avec le projet Inga 2.

- Au Sud-est (Katanga)

Le développement industriel particulièrement remarquable a été rendu possible grâce au système hydroélectrique bien exploité (Lualaba, Luena, Lufira, Luapula, Lomami) les rivières sont caractérisées par des débits importants et les dénivellations sont également importantes (chutes,

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courants, rapides). Ceci nécessite la construction des grands ouvrages qui servent à augmenter la hauteur de chute tout en assurant grâce à des réservoirs, une régénération saisonnière du débit.

- Au Sud

Groupant les provinces du Bandundu, Kasaï Oriental et Occidental. Les ressources hydrauliques de cette partie du pays sont nombreuses mais peu exploitée et mal connues.

- A l'Est (Les Kivu, Maniema)

Cette partie de la nation présente des possibilités hydrauliques immenses nous dénombrons sept chutes de moyennes et petites importances.

- Au Nord (Equateur, Province Orientale)

Ce sont les provinces qui disposent des potentiels hydroélectriques les plus faibles, les moins exploités, nous pourrons citer pour exemple dans l'Equateur la centrale de Mobayi dont la puissance est de 10 Mw.

Comme nous l'avons remarqué, notre pays possède d'immenses potentialités hydroélectriques mais qui ne sont malheureusement mal connue et mal exploités. Mais des études préliminaires ont été effectuées, lancées par le gouvernement ; pour doter notre pays des microcentrales ainsi, alimenter les ménages ruraux, et cela pour chaque territoire ; et pour réhabiliter les centrales qui ne tournent plus à 100% de leur puissance parce que l'utilisation de l'énergie électrique est en plein essor dans le monde et dans notre province nous citons le Katanga.

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Figure 1.1 centrale thermique



Figure 3.2 centrale hydroélectrique



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CHAPITRE II. SITUATION HYDROELECTRIQUE DU KATANGA

La province du Katanga est alimentée par cinq centrales qui tournent de nos jours à savoir : INGA, NZILO, N'SEKE, KONI et MWADINGUSHA, dont quatre sur les cinq sont implantées au Katanga : NZILO, N'SEKE, KONI et MWADINGUSHA.

Les quatre centrales de la province du Katanga, totalisent une puissance installée de 510 MVA capable de fournir une quantité d'énergie totale de quelques 2,7 Twh. Chaque centrale à pour caractéristique :

- La centrale de KONI 3x16 MVA = 48 MVA installée sur la Lufira (90 Km de la ville de Likasi).

- La centrale de MWADINGUSHA, elle aussi sur la Lufira 3x12 MVA = 36 MVA + (3x13,2 MVA) installée.

- La centrale de NZILO, sur la Lualaba 4x30 MVA = 120 MVA installée.

- La centrale de N'SEKE construite à environ 30 Km en aval de NZILO 4x69 MVA = 276 MVA installée.

Ces 5 centrales sont en réseau interconnecté entre elles ; la panne de l'une ne peut pas préjudicier les abonnés qu'elle alimente. Le système est appliqué dans tous les réseaux du monde, afin de permettre une alimentation sans interruption en énergie électrique.

La production de l'énergie est partielle, il faut entendre par ce qui précède qu'il faudrait acheminer vers le lieu d'utilisation.

II.1. DEFICIT ENERGETIQUE AU KATANGA

II.1.1. Etat des lieux des réseaux électriques du Katanga

a. Age avancé des installations de production et des réseaux implantés depuis l'époque coloniale et configurés pour les besoins d'exploitation minière en grande partie ;

b. 40 % du parc de production sont indisponibles depuis plus de trois décennies ;

c. Ces réseaux se caractérisent aujourd'hui par une vétusté et une dégradation très avancées à cause d'un manque de maintenance requise et des nouveaux investissements ;

d. Les causes majeures d'écart entre puissance totale installée et puissance totale disponible sont les

suivantes :

Arrêt des équipements,

Consignation,

Arrêts obligatoires du fait des pannes

o Incidents sur le réseau de transport et/ou de distribution,

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o Incidents sur les autres réseaux interconnectés,

o Incidents provoqués par les clients.

II.1.2. Conséquences majeures

· Du fait de la dégradation de l'outil de production et du développement intensif des projets miniers, il y a incapacité de répondre aux sollicitations actuelles de la demande ; d'où déséquilibre entre l'offre et le demande. (Annexe2 projection de consommation)

· Déficit de 500 MW en 2008 et de 1000 MW en 2009 dans les réseaux interconnectés Ouest-sud

· Relativement faible en Province il y a quelques années du fait d'une stagnation de l'économie, le besoin en énergie électrique a considérablement augmenté de sorte que nous risquons de connaître un déficit en énergie en tenant compte surtout des projets miniers en développement et dont la réalisation dégage, à l'horizon 2012, un besoin supplémentaire d'au moins 1000 MW.

· D'où la recherche de financements initiée par le Gouvernement Provincial en vue de la construction d'une ou plusieurs centrales hydroélectriques.

II.2. Actions d'améliorations envisagées

· Réhabilitation et modernisation des centrales hydroélectriques existantes

· Construction de nouvelles centrales hydroélectriques

II.2.1 Réhabilitation et modernisation des centrales hydroélectriques existantes

Pour résorber ce déficit, les projets ci-dessous s'avèrent indispensables :

· Réhabiliter et fiabiliser toutes les centrales hydroélectriques du Katanga (N'seke, Nzilo, Mwadingusha, Koni, Bendera, Mpiana Mwanga, Kilubi) ainsi que la station de conversion de Kolwezi ;

· Construire les nouvelles centrales de Busanga et de N'zilo II ;

· Explorer et mener des études de faisabilité sur les sites hydroélectriques du Katanga déjà identifiés et à identifier sur les nombreux cours d'eaux en vue de la construction des barrages et centrales de toute taille ; pour amorcer un développement intégral du Katanga et accroître le taux de desserte en énergie électrique ;

· Poursuivre la réhabilitation et la faisabilité des centrales d'Inga I et Inga II, ainsi que le développement des projets Inga III et Grand Inga. Car en effet l'industrie lourde du Katanga aura toujours besoin de l'injection de puissance des centrales d'Inga.

· Exécution du plan directeur à l'horizon 2015 pour un coût global d'environ 842.754.903,00 USD.

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Figure 2.1 carte des reseaux futurs du Katanga



?

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II.2.2. Construction de nouvelles centrales hydroélectriques

Consciente du manque à gagner face à la forte demande d'énergie électrique formulée par les Pools énergétiques de l'Afrique Australe et du ralentissement ou de l'arrêt brutal que subiraient les projets industriels miniers en développement dans la Province du fait de la persistance du déficit en énergie électrique ; la province du Katanga recherche des financements adéquats pour résorber, endéans cinq ans, ce déficit toujours croissant ne garantit pas la stabilité de son développement.

C'est pourquoi nous avons fait le choix sur le site de Busanga, un site inachevé, projet abandonné en 1969 ; où la réalisation d'une centrale sera un plus pour notre pays.

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CHAPITRE III. AMENAGEMENT HYDRO-ELECTRIQUE DE BUSANGA

III.1. HISTORIQUE

Les premières études du site de Busanga ont été effectuées de 1956 à 1958. Des recherches géologiques et galeries ont été exécutées de 1955 à 1957, date à la quelle il a été décidé de post poser la construction de Busanga.

En juillet 1968, la Générale Congolaise des Minerais (GECOMIN)¹ demanda à la T.E²de reprendre les études de l'aménagement de Busanga et d'établir dans une première phase, un avant-projet de l'aménagement en se basant sur les études antérieures et sur toutes les nouvelles données de base concernant la topographie (hydrologie et géologie).

De façon à faire le point de tous ces travaux de reconnaissance et à préciser l'emplacement du barrage et de la centrale ainsi que les caractéristiques ou les ouvrages liés à la géologie et à la nature. La

T.E avec l'accord de la GECOMIN, a demandé à Monsieur LOMBARDI, Ingénieur - Conseil à Locarna et Monsieur DAL VESCO, Professeur de Géologie à l'Ecole Polytechnique Fédérale de Zurich d'effectuer une mission sur place en 1969.

Mais ce projet a été arrêté en 1969 pour deux principales raisons à savoir :

- La crainte de Kinshasa que le Katanga soit énergétiquement indépendant ce qui aurait favorisé la recherche de l'autonomie (bien sur après la sécession de 1960)

- La construction de la ligne Inga-Shaba qui au départ pour Kinshasa était une ligne expérimentale (Courant continu) dans sa première facette au contraire pour mieux contrôler cette dite province.

Il faudrait aussi souligner que l'argent qui devrait servir pour l'aménagement de Busanga c'est celui qu'on aurait été utilisé pour la ligne Inga-Shaba.

III.2. PRESENTATION DU SITE DE BUSANGA

Le site de Busanga se trouve à 3 Km du village Busanga de l'altitude 10°11' Sud et la longitude 25°24' Est. Il est situé à 95 Km de la ville minière de Kolwezi et 390 Km de la ville de Lubumbashi chef lieu de la province du Katanga.

¹ Des nos jours, Générale des carrières et mines.

² Traction et Electricité

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III.2.1. Morphologie de la région de Kolwezi.

L'altitude moyenne de cette région varie entre 1000 et 1500 m, il se distingue des zones morphologiques suivantes :

- Une zone à relief très tourmenté au nord-ouest c'est le patrimoine de NZILO (jusqu'à Busanga et au-delà) dans cette zone affleure des roches diverses (Quartzites et schistes métamorphiques) que l'on rapporte au Kibarien, le Lualaba (Source du fleuve Congo) et quelques tributaires y creusent des forages profondes où ils coulent en suite de rapides et des chutes avant de déboucher dans la dépression de l'Upemba. Nous pouvons retenir les gorges de Katenda ou sera placé le barrage de Busanga.

- Les hauts plateaux sableux de Manika au Sud-ouest d'une part et ceux de Biano d'autre part au Nord-est.

- La haute vallée de Lualaba sépare ces plateaux au Sud du promontoire de NZILO que le fleuve serpente d'abord dans une large plaine alluviale. En amont de son confluent avec la Bona, le plateau se rétrécie et des rapides apparaissent. Les terres basses sont actuellement recouvertes par le lac artificiel crée par le barrage Nzilo.

- Deux versants faiblement inclinés entrecoupés de petits reliefs, réunissent la vallée du Lualaba aux plateaux.

III.2.2. Climat végétation et hydrographie

La région de Kolwezi connaît par son altitude (1000 à 1500m) et parsemé de nombreux rivière et lac (lac artificiel de NZILO aussi) a un climat humide tempéré à tendance océanique. Notons en passant que le lac de NZILO consiste en une retenue du barrage de Nzilo érigé sur le fleuve Lualaba. Le dit lac s'étend sur 60 Km de long et est couvert d' une longue saison pluvieuse (qui commence en septembre pour se terminer en Avril) et une courte saison sèche (qui va d'avril en septembre).Cette alternance des saisons est liée aux variations de précipitation qu'à celle de température annuelle est de 20,1° avec une variation annuelle de 6 à 8° tandis que la Température moyenne est de l'ordre de 20, 7° on atteint néanmoins un maximum absolu de 31,2° en septembre octobre et un minimum d'environ 6° en juin -juillet.

Le secteur étudié est couvert par une forêt claire que l'on appelle « MIOMBO » un endroit ou on y rencontre le « MUHULU » ou forêt dense sèche et le long de certain cours d'eau le « MUSHITU » qui signifie forêt galerie avec plusieurs espèces sempervirentes. Selon le même auteur, la moyenne des précipitations oscille autour de 1500 mm³.

³ Lunda thèse 2000 (Etude de la stabilité de kov)

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L'hydrographie appartient dans sa totalité au bassin de Lualaba, la région et sillonné par de nombreux petits cours d'eau qui prennent leurs sources au plateau de Manika, tout en se rattachant cependant aux sous bassins de la rivière Musonoï et de la luilu.

_P = _?P

_{a a} i N

III.2.3 HYDROLOGIE DU SITE

III.2.3.1. Analyse des données pluviométriques

Les données ont été recueillies à partir d'un pluviomètre installé aux environs de la centrale hydroélectrique de N'seke. Elles résultent des observations hydrologiques s'étalant sur une période de 10 ans. Les valeurs enregistrées sont consignées au tableau de l'annexe1. La valeur du coefficient de variation inférieure à 0,5 suggère une loi normale tandis que celle supérieure à 0,5 une loi dissymétrique⁴.

= ₁

Étant donné que la moyenne arithmétique d'une variable aléatoire n'est significative que lorsque la variable est en adéquation avec la loi normale, seule les moyennes arithmétiques de pluies mensuelles dont la distribution suit la loi normale seront prises en compte.

a. Module de pluviométrie mensuelle

C'est la moyenne arithmétique des hauteurs annuelles de précipitation pendant une période donnée, il est donné par la formule :

_N

₁

(3.1)

_i

Où,

= Module pluviométrique annuel

= donnée correspondant à l'année hydrologique

= Nombre d'année hydrologique. Pour la période considérée, le module

pluviométrique annuel est estimé à 1970 mm avec un écart-type de 282,4mm. Le coefficient de variation est de 0,22 alors que la moyenne de pluies annuelles.

b. Le module pluviométrique mensuel

Ce module est défini comme étant la moyenne des hauteurs mensuelles de précipitations d'un mois, considéré pendant une période donnée de l'année

⁴ Cours de statistique appliquée

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(3.2)

Où,

= Module pluviométrique mensuel

= donnée pluviométrique correspondant à un mois déterminé de l'année j = Nombre d'année.

Le développement mathématique de cette relation intégrant les précipitations recueillies aux environs de Busanga donne des modules pluviométriques mensuels pour une période d'observation de 10 à 14 années hydrologiques. Les résultats obtenus sont présentés dans le tableau 3.1. Dans ce tableau se dégagent les constatations suivantes :

Tableau 3.1: Module pluviométrique mensuel

Mois	Module pluviométrique (mm)	Ecart-type	Coefficient de variation
Septembre	31,65	47,5	1,5
Octobre	105,85	71,5	0,68
Novembre	190,33	68,6	0,36
Décembre	338,21	91,7	0,27
Janvier	382,5	72,3	0,19
Février	286,2	72,7	0,25
Mars	304,75	61,6	0,20
Avril	122,74	47,0	0,38
Mai	20,75	14,7	0,71
Juin	1,0	8,3	8,33
Juillet	0,00	0,00	-

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Août

1,25

6,6

5,28

Mois de juillet n'a connu aucune lame de pluie tombée durant la période considérée.

Durant les mois de mai, juin, août, septembre et octobre les précipitations sont irrégulières et ne suivent pas la loi normale, cette variation peut être expliquée si l'on considère d'autres lois statistiques notamment la loi de Galton ou celle de Gumbell.

Le mois le plus pluvieux reste celui de janvier avec 382,5mm d'eau il est suivi du mois de décembre (338,21mm), de mars (304,75mm) février (286,2mm) et mai (207,5mm).

III.2.3.2. débit classé équipe sur le site

Le débit est le volume d'eau qui passe en un point fixe pendant un temps donné. Le débit classé est le débit moyen pendant une période déterminée (journalier ou mensuel)

Tableau .3.2 : débit moyen mensuel.

Mois	Débit [m^3/sec]
Janvier	145,925
Février	144,634
Mars	196,506
Avril	185,880
Mai	112,866
Juin	91,619
Juillet	90,691
Août	76,449
Septembre	75,765
Octobre	85,845
Novembre	118,932
Décembre	150,927

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Débit moyen

140,234

Le tableau ci-haut, nous donne le débit moyen annuel de Busanga (site) et les différents débits sont résumés sur une courbe qu'on appelle courbe de débit classé mensuel (Annexe II)

III.2.4. Bassin versant

Par bassin versant, il faudrait penser à l'aire totale (superficie) mise à la portée d'un ouvrage hydraulique.

Le bassin versant total qui sera mis à la portée de Busanga est de 22940 Km² et pour un volume total du réservoir 1080millions de m³ de niveau 882(volume utile compris entre 860 et 882).

III.3. AMENAGEMENT HYDROELECTRIQUE

D'une manière générale, l'aménagement hydroélectrique a pour rôle de prélever les débits dans lesquels l'énergie hydraulique correspondant à la hauteur de chute est transformée en énergie électrique. Il existe une grande diversité d'aménagements qui se ramène aux trois variantes à savoir :

- Aménagement à accumulation d'eau

- Les barrages de pompage ou turbinages

- Aménagement par dérivation.

Pour Busanga nous opterons pour un aménagement à accumulation d'eau : un lac naturel ou artificiel permet de retenir l'eau et de l'accumuler en vue des périodes d'étiage ou pour l'utiliser au moment où la demande d'énergie est particulièrement importante.

La chute peut être celle provoquée par le barrage à accumulation (usine au pied du barrage) mais en général, elle est plus importante pour réguler la masse d'eau (constance).

Ce site qui a été choisi pour installer une centrale remplis les conditions primordiales

entre autre :

- De l'eau en quantité suffisante avec un débit régulier : débit moyen de 140 m3/sec.

- Une chute moyenne avec un débit moyen

- chute brute maximum de 137 m - chute brute minimum de 125 m

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- une roche dure et solide que présentent les fosses du Katenda (roche compétente en socle)

III.3.1. Le barrage

Le type de barrage à construire dépend des conditions hydrauliques du cours d'eau que l'on veut utiliser.

Pour le profit Busanga, il a été opté la construction d'un barrage - voûte en béton qui sera fortement incurvé en plan, de sorte qu'il transmettra une partie importante des efforts aux flancs de la vallée. Les courbes de niveau de la roche doivent être parallèles à l'axe de la vallée ou mieux, légèrement convergente vers l'aval.

III.3.1.1 Emplacement du barrage

Topographiquement, le site se présente bien pour l'implantation d'un barrage-voûte avec un niveau du couronnement, le rapport L/H varie entre 1,6 et 2,0 pour les 4 emplacements étudiés (tableau3.3).

La fondation des ouvrages sur la roche définie par la mission géophysique au dessous du niveau 800 et correspond aux toits des terrains ayant des vitesses de 3200 à 3500m/sec. En dessous du niveau 800, il a été admis que les arcs devraient s'appuyer sur le rocher situé à 5 m en dessous au terrain naturel.

Les caractéristiques des barrages des quatre emplacements examinés sont résumées dans le tableau suivant : Sur la figure ci-dessus les volumes de béton (a) et d'excavation sont calculés avec une profondeur de fouille de 5m comme dans le projet de 1959.

(b) les volumes de béton et d'excavation sont calculés en admettant qu'au dessus de la côte 800 le niveau de fouille correspond au toit des vitesses 3,20-3,50 m/sec et qu'en dessous de la côte 800, les excavations auraient une profondeur de 5m.

Le rayon doit avoir moins de 200m pour que cet effet soit effectif, mais la méthode la plus simple est basée sur la formule du tube établie par Mariotte⁵ (1673) et on montre par Naier⁶ en1826 : elle consiste à partager le barrage en anneau qui résiste à la pression den l'eau qui lui est directement appliquée, cette pression p ayant une valeur en MPa (Méga Pascal), égale à la profondeur h en mètre à son niveau. Cette formule dite « du tube » donne la contrainte moyenne t en MPa, e étant l'épaisseur de l'arc en mètres et R le rayon de courbure en mètre.

⁵ Physicien-Mathématicien Français 17^° Siècle

⁶ Ingénieur Constructeur Hollandais 19^° Siècle

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(3.3)

Cette formule oblige à des adaptations pour obtenir les contraintes réelles dans la voûte en raison pour citer dans les encastrements de la structure dans ses fondations.

Daniel K u b e l w a P a g e | 31

Tableau 3.3. Caractéristiques de différents emplacements du barrage étudiés

Caractéristiques	Emplacement retenu
	1959(a)	1(b)	2(b)	3(b)	4(b)
Longueur L [m]	219,8	245	236,6	274,4	228,2
Hauteur max [m]	140	140	140	140	140
Rapport L / H	1.57	1.75	1.69	1.96	1.63
Volume du béton [m^3]	144.000	163.000	207.000	234.000	195.000
Volume excavation [m^3]	63.500	67.200	70.500	84.000	72.000
Rayon couronnement [m]	140.00	140.00	160.00	160.00	140.00
Epaisseur crête ec [m]	4.00	4.60	4.60	4.60	4.00
Epaisseur minimum à la base [m]	15.30	15.30	18.25	18.25	15.30
Epaisseur moyenne [m]	16.40	16.40	19.65	19.65	16.40
Ouverture de l'arc moyen - niveau 880 - niveau 760	85° 68°	96° 60°	86° 45°	101° 44°	111° 57°

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Figure3.1 Emplacement du barrage, ouvrages d'amenée et principes des efforts



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III.3.2. Ouvrage de dérivation

L'examen des lignes d'eau relevées dans les gorges montre que sa dénivellation entre pool central et pool inférieur est de 2,70 m, se répartissant grosso-modo comme suit :

- Au droit du pool central : 1, 70m

- Entre le pool central et le pool inferieur : 1,00m

- Ce qui donne un total de 2,70 m.

La solution qui a été retenue prévoit deux galeries de dérivation, la première située à l'emplacement du barrage et la seconde au droit du pool central. Cette dernière galerie permet de mettre à sec le pool central et ainsi de régulariser son lit.

De façon à récupérer une hauteur de 1,70m. De plus, elle permettra d'exécuter depuis l'aval des galeries de fuite et, en particulier, leurs têtes de sortie.

Les ouvrages de dérivation comprendront :

? A l'emplacement du barrage :

- Une galerie de 180m de longueur, de section utile 55 m² (revêtue ou non)

- Un batardeau amont arasé au niveau 772 environ pour réaliser une mise en charge permettant

l'évacuation de 300 m³/sec.

- Un batardeau ovale de faible hauteur.

? Au droit du pool central dans lequel se fait la restitution des eaux turbinées :

- Une galerie de 220 m de longueur, de section utile 55 m².

- Un batardeau amont arasé au niveau 758 et du batardeau aval.

Entre les deux galeries de dérivation, les eaux continueront à s'écouler dans le lit du

Lualaba.

Après ouvrages, la galerie de dérivation amont sera obturée par un bouchon en béton. La galerie de dérivation sera équipée des vannes.

III.3.3. Evacuateur de crue

La topographie des lieux avec des versants très raides. En ce qui concerne l'évacuateur de crue présente deux possibilités :

Pertuis d'évacuation placé sur la partie supérieure du barrage. Ce genre d'ouvrage dans le présent cas est assez défavorable pour la conception de l'ouvrage et ne permet pas de compenser les évidements par des forcements adéquats.

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Pertuis d'évacuation fine de 4m de hauteur et de 10m de largeur équipés des vannes et situés au niveau 850 permettraient l'évacuation de 1400 m³/sec.

La zone d'impact et du jet (sous 30m de charges) se situera à environ 100 m en aval du barrage et serait protégée par un bassin de tranquillisation de 10m de profondeur formé par un contre barrage en béton.

III.3.4. Ouvrage d'amenée

Deux profils différents ont été étudiés pour les ouvrages d'amenée :

Pour le profil A nous avons en premier lieu une galerie à faible pente, ayant une section utile en fer à cheval de 26m², revêtue de béton non-armé. Cette galerie est suivie d'un puits vertical d'une section circulaire de 5m de diamètre (19,6m²). La longueur totale de la galerie et du puits desservant les groupes 1 et 2 est de 339 m tandis qu'elle est de 369 m pour les groupes 3 et 4.

L'extrémité inférieure du puits verticale se scinde en deux conduites de 3,50 m de diamètre alimentant chacune une turbine. La perte de charges des ouvrages d'amenée est de 1,10 m pour les groupes 1 et 2 ; et de 1,20 m pour les groupes 3 et 4.

Ce type d'ouvrage d'amenée ne convient que si la centrale est située à une certaine distance à l'aval du barrage.

Pour le profil B, dans ce profil la prise d'eau est reliée directement à la centrale par un puits incliné à 90% et ayant un diamètre intérieur de 5 m (section utile de 19,6m²).

La longueur développée du puits incliné est de 175 m pour les groupes 1 et 2 et de 210 m pour les groupes 3 et 4. L'extrémité aval du puits blindé se divise en deux branchements, ayant chacun 3,50m de diamètre. La perte de charges est de 1,10m pour le groupe 1 et 2 et de 1,15m pour les groupes 3 et 4.

III.3.5. Prise d'eau

Le problème des prises d'eau essentiellement lié à celui des excavations de cet ouvrage qui seront assez délicates à réaliser dans une paroi rocheuse très raide, et probablement altérée sur certaines profondeurs.

Dans cette optique, on a étudié deux types de prises d'eau : le type 1 consiste à laisser en place le Stross se trouvant au dessus de la trompette d'entrée. De ce fait, ce dernier doit avoir une forme assez allongée et la vanne de garde est placée dans un puits vertical situé à une distance d'environ 20 m des grilles de protection. Ce type de prise d'eau n'offre d'intérêt que si la roche est de qualité suffisante et permet de conserver le stross roché dont il est question ci-haut.

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La prise d'eau de type 2 est une forme plus ramassée, la distance entre grilles et la vanne n'étant que de 10m environ, les excavations à l'air libre sont ainsi réduites au minimum.

Le type 1 est préférable pour son moindre coût et sa réalisation déterminée avec

sécurité.

III.3.6. Ouvrage de restitution

De même que pour les ouvrages d'amenée, il est prévu une galerie à une section utile de 27 m² en fer à cheval. Dans le cas du profil A la longueur des galeries de fuite, comptée à partir de la centrale, est de 150 m tandis que le profil B, elle est de 245 m.

Tableau 3.4 Caractéristiques principales des profils A et B

Ouvrage d'adduction -Galerie : - longueur - section utile - forme de la section -puits : - inclinaison - longueur - diamètre intérieur - section utile	Profil A		Profil B
	Groupe 1 et 2	Groupe 3 et 4	Groupe 1 et 2	Groupe 3 et 4
	250 26m^2 Fer à cheval 6% de la verticale 89 m 5 m 19,6 m^2	280 26m^2 Fer à cheval 6% de la verticale 89 m 5 m 19,6 m^2	- - - 90% 175 m 5 m 19,6 m^2	- - - 90% 210 m 5 m 19,6 m^2
Galerie de fuite : - Longueur - Section utile - forme de la section	150 m 27,5 m^2 Fer à cheval	140 m 27,5 m^2 Fer à cheval	245 m 27,5m^2 Fer à cheval	230 m 27,5m^2 Fer à cheval

III.3.7. Emplacement de la centrale et poste de transformation et de dispersion

Pour l'emplacement de la centrale et poste de transformation et de dispersion, quatre pistes de solution ont été envisagé que nous pouvons donner dans le tableau ci-après :

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Tableau 3.5.Solutions envisagées pour l'implantation de la centrale

	Solution 1	Solution 2	Solution 3	Solution 4
Largeur max [m]	32	19	23	26,4
Longueur [m]	91	98	84	91
Hauteur [m]	36	16	36	36
Volume d'excavateur [m3]	70.000	69.000	60.000	65.000

Une cheminée d'aération implantée à la sortie des aspirateurs des turbines permet de faire tomber la pression à une valeur égale à la pression atmosphérique et d'éviter ainsi les surpressions importantes.

Les eaux turbinées sont finalement restituées au Lualaba, au droit du « pool central » par l'intermédiaire d'un ouvrage en béton qui peut être protégé par des batardeaux métalliques. On pourra ainsi régulariser cette section du Lualaba et abaisser le niveau de restitution, en mettant à sec pendant les travaux sous protection par des batardeaux.

Le tableau ci-après donne les caractéristiques principales des ouvrages d'amenée et de restitution pour les profils A et B. Il y a lieu également d'examiner la nécessité de prévoir un blindage métallique pour le puits vertical et le puits incliné. Dans le cas où le rocher permettrait de renoncer au blindage, le profil B deviendrait nettement plus économique que le A.

La préférence doit être tournée vers la solution 4 qui est la plus économique ou l'on prévoit que les transformateurs sont installés le long de la paroi amont de la centrale tandis que les locaux de commande et les bureaux placés en aval de façon à réduire la largeur de la centrale, les transformateurs sont installés au dessus de l'espace prévu pour les vannes sphériques des turbines. Et leur manutention se fera à l'aide d'un pont roulant spécial à faible portée.

III.3.8. Galerie et routes d'accès

III.3.8.1. Galerie d'accès à la centrale

Pour l'accès à la centrale on a prévu une galerie de 7m de large et de 7m de hauteur partant de la côte 778, descendant en faible pente (environ 5%) jusqu'à la centrale qui aura une longueur de 550 m.

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Une galerie d'attaque qui permettra d'accéder à la partie inférieure des puits blindés ou inclinés des ouvrages d'amenée d'eau. Cette galerie permettra d'évacuer les déblais du collecteur et des puits d'amenée et également d'introduire les blindages du répartiteur.

Enfin, on a prévu une galerie permettant d'accéder au pool central à partir de la galerie d'accès à la centrale. Cette galerie servira à exécuter les ouvrages de dérivation aval et les galeries de fuite.

III.3.8.2. Routes d'accès

On a prévu deux routes, l'une pour assurer la liaison entre l'entrée de la galerie d'accès et la route Kolwezi-Bukama, la seconde permettra d'atteindre la crête du barrage ainsi que la plate-forme des prises d'eau à partir de la route desservant l'actuelle cité.

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CHAPITRE IV. CHOIX DES EQUIPEMENTS DE LA CENTRALE

Dans ce chapitre, nous ferons le choix uniquement des équipements vitaux d'une centrale hydroélectrique moderne évidemment nous brosserons aussi sur quelques théories les accompagnants (en donnant aussi quelques dimensions)

Ces équipements vitaux sont d'une manière générale repartis en deux groupes

principaux :

? Les équipements dit « hydromécanique » : ou circulent l'eau et ou qui transforment l'énergie de l'eau en énergie mécanique, il s'agit de :

· Turbine

· Conduite forcée

· Vannes

· Cheminée d'équilibre.

? Les équipements électromécaniques, qui sont :

· Alternateur

· Excitatrice

· Transformateurs.

Ces équipements, nous aurons soit à les calculer ou soit à les trouver d'un catalogue pour leur choix.

IV.1. CHOIX DES EQUIPEMENTS HYDROMECANIQUES

a) Les valeurs fondamentales de l'aménagement Les valeurs fondamentales sont :

· La retenue maximale : 882 m

· La retenue minimale : 870 m

Le lac de retenu de Busanga sera alimenté par les débits turbinés de Nseke et de l'apport du bassin versant de N'seke, de la rivière Busanga y compris la Lufupa soit un volume de 308 millions de m³.

b) Calcul de la hauteur nette.

Comme nous aurons 4 groupes dont 3 groupes seront en service, le reste d'eaux seront évacuées par les vannes de crue

Daniel Kubelwa Page |

39

La valeur de la hauteur nette est donnée par la relation dérivant de l'équation de

Bernoulli :

(??6-11,)₊ + (/Z 0 (PO -Pa)

Hnette = HO -- H_a = Z 4.1

???? P _l -- _a~ ( )

Où ??₀ : Hauteur brute

???? : Hauteur d'eau en mètre équivalent à sa pression atmosphérique.

???? , ???? , ???? : vitesse, pression, altitude se rapportant à ???? .

??₀ , ??₀ , ??₀ : vitesse, pression, altitude se rapportant à la hauteur brute??_?? .

??0?????? = 137 ?? ?????????? = 125 ??

???? est trouvée dans les tables et en faisant des interpolations Appliquons la méthode de Lagrange Tableau : Pression

Nous trouvons ???? = 8,7 ??

????= ??????- ??,??= ??????,?? ??

c)Le débit a équipé Busanga

Nous avons eu à effectuer, le calcul du débit qui sera équipe à Busanga est l'ordre de 140 m³ pour calculer le débit qui sera turbine sans pour autant perturber le niveau du réservoir (niveau critique) cela veut dire :

??é?? - ???? · ?????????? = 0 ???? = ^??é??(4.2) ??????????

Où, ??é?? débit équipé

?????????? : Débit à turbiner

???? : Facteur de charge hydraulique de la centrale d'ordre de 0,69 d'une manière générale

?????????? = = ??????,?????? ????/??????

??,??????

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Qturb =

202,895 4 = 50, 73 m^3/sec

Nous allons faire le choix en considérant les éléments trouvés ci-haut : IV.1.1. Choix de la turbine

Il existe différentes sortes de turbines dans la transformation de l'énergie mécanique qui trouvent leur différence de choix dans leurs formes, puissances à développer, leurs dispositions et les conditions hydrologiques en présence. Ces différentes turbines sont : turbines Pelton, turbines Francis et turbine Kaplan

Ces trois familles de turbines sont les turbines les plus classiquement employées mais leur choix repose principalement, comme soulignées ci-haut sur les caractéristiques hydrologiques en présence.

Figure.4.1. Schéma des équipements hydromécaniques



IV.1.1.1. Choix selon la hauteur de chute

Le site de Busanga présentera sur son aménagement hydraulique une hauteur de chute de 128,3 m (hauteur nette). Alors notre choix se portera sur la turbine Francis suivant que nous nous trouvons sur une moyenne chute (20 m à 400 m). Cette façon de faire le choix

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d'une turbine n'est pas souvent approuvée, car nous sommes souvent butés au problème incontesté de la cavitation, phénomène très dangereux sur la roue de la turbine que nous aurons à développer dans les lignes ici-bas. C'est ainsi nous recourons à la notion de vitesse spécifique.

IV.1.1.2. Choix selon de la vitesse spécifique

Une façon admise et exacte de faire, et que les différents types de turbines sont classées en fonction d'un seul paramètre dérivé de la loi de similitude : la vitesse spécifique. Il en existe plusieurs définitions qui peuvent encore se retrouver dans la documentation des fabricants et cette vitesse permet au fabricant de donner à la roue, une forme particulière afin de minimiser le phénomène de cavitation, c'est dire de l'adapter aux conditions du site.

Pour ce faire, nous effectuerons d'abord le calcul de dimensions principales de la turbine pour avoir, à partir de formule empirique la vitesse spécifique.

Le calcul d'une turbine Francis est très complexe, nous avons pratiquement toujours recours à des essais sur modèle. D'une manière très général, nous pouvons définir les grandeurs caractéristiques d'une turbine Francis de la manière suivantes (Fig.4.2).

· Diamètre intérieur à l'entrée ??1?? : ?????? = ??, ????v ?? (4.3)
?? v??

??

? Diamètre ??0 : ???? = ??, ???????? (4.4)

? Hauteur de directrice ??0: ???? = ?? (4.5)

??·????·??,????????

? Vitesse de sortie : ???? = ??v?? · ?? · ?? (4.6)
K : coefficient qui dépend de la hauteur de chute, comme repris dans le tableau 4.1

l Section du distributeur: ?????????? = ???? · ?? · ???? (????) (4.7)
Tableau 4.1 : Coefficient K fonction de la hauteur.

Hauteur	25	50	100	200	300	400	500	600
K	O, 24	O,20	O,17	O, 13	O, 11	O, 09	O, 07	O, 05

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Figure.4.2. Dimensions principales d'une turbine Francis



En appliquant la méthode de Lagrange, pour H=128,3 m ; on trouve K=0,159

(Loi linéaire).

??1?? = 2,453 ?? ; ??_L = 3,188 ?? ; V ?? = 7,98 ??/??????

B₀ = 0,626 ?? ; ?????????? = 6,266 ??²

Ainsi, la vitesse de rotation est donnée par la formule empirique suivante :

n = ????, ?? · ???? / ?? ?? (4.8)

????i

Ou,

h : La hauteur de chute nette.

n = ??????,?????? ~??????,?????? ??r/min (Valeur normalisée)

La vitesse de rotation en tr/min d'une turbine travaillant sous une chute de 1 m et délivrant une puissance de 1 KW.

Ou,

_p??/??

N?? = n· (4.9)

H?? /??

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Ns : vitesse spécifique

P : Puissance

H : Hauteur nette

n : vitesse de rotation en t/min.

Nous pouvons trouver :

Q ¹/22

n_q=n
·

H

3/ , (4.10)

⁴

??_q= 3,13
· .f??
· ??_q-- 3,(1
· n_q (4.11)

n_q : vitesse spécifique travaillant à 1m de hauteur avec un débit de 1m³/sec. rl : Rendement

Le débit est de 50 m³/sec et la hauteur nette de 128,3 m

n_q = (333 + ¹)
·

3 (5(1)(1,5

(12288,3)(1,75= 61,83 t_r/min

La valeur approchée de NS est 185,60 tr/min d'après le tableau 3.2. Notre choix se portera sur la turbine Francis.

Tableau 4.2. Différentes valeurs de vitesses spécifiques des turbines

TURBINE	NS (tr/min)	^Nq (tr/min )
PELTON (H grand et Q petit)	6 60	2 20
FRANCIS (H moyen et Q moyen)	50....350	50 120
KAPLAN (H petit et Q grand)	200...950	65 300

IV.1.1.3. Choix de la disposition de la turbine7

La disposition verticale convient le mieux, par le fait que la puissance unitaire d'une turbine est de 56 MW beaucoup supérieure au seuil fixé pour une disposition horizontale (Puissance < 10 MW). Et cela permet :

⁷ Selon la firme française ALSTOM : constructeur et monteur des groupe turbine-alternateur.

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? D'éloigner le générateur de la turbine ce qui sera utile mais conduit à appliquer sur le plancher de la salle de machine le poids du mobile. ? De réduire l'encombrement de la salle des machines.

IV.1.1.4. Détermination de la vitesse d'emballement

La vitesse d'emballement ???? est la vitesse maximale qu'une turbine peut atteindre sous une chute donnée lorsqu'elle fonctionne à vide. Elle se situe entre 1,5 et 3,5 fois la vitesse nominale selon le type de la turbine. Et à cette vitesse elle provoque de dégâts énormes, car il est impossible de l'arrêter.

A titre indicatif pour un projet, nous adoptons les données suivantes pour une

turbine Francis. ? Pour ????= 40 ? Pour ????= 80	? ?	?80 ?120	???? ???? = 1,7?? 2,0 ???? 2,0 ? ? 2,2
			???? =

Avec n_n : vitesse de rotation nominale.

Pour notre cas n_q se situe entre 40 = ???? = 80, la vitesse d'emballement est de ???? = ??, ???????????? ???????? ??????,?????? ????/??????

III.1.1.5. Eléments de construction de la turbine Francis

La turbine Francis, dans sa forme moderne, est composée des éléments

suivants :

1°. Une bâche spirale : reçoit l'eau sous pression de la conduite forcée et la distribue vers l'intérieur de l'anneau qu'elle forme. Sa tenue mécanique est assurée par un cercle d'entretoises profilées en acier.

2°. Le distributeur est placé au niveau de l'anneau de la bâche spirale. Ses vingt à trente aubes orientables, placées dans le prolongement des entretoises en acier-chrome, permettent d'ajuster le débit-volume turbine.

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Figure 4.3 partie principale d'une turbine



3°. Une roue à admission radiale centripète à sortie axiale forme le coeur de la turbine. C'est la seule pièce tournante. Elle comporte dix à vingt aubes non orientables (mat. Acier Chrome inoxydable)

4°. Le diffuseur ou aspirateur reçoit l'eau à la sortie de la roue et la conduite à la sortie de la turbine comme son non l'indique, il permet d'abaisser la pression de la roue, sous l'effet du dénoyage éventuel de la machine et grâce à une augmentation progressive de sa section de passage.

IV.1.1.6. Phénomènes particuliers de la turbine Francis

Une roue Francis est souvent, pendant son fonctionnement le siège des deux phénomènes très dangereux qui doivent être prise en compte lors de la conception et le choix de la dite turbine. Il est donc important pour notre travail que nous en parlons à savoir :

? La cavitation

? Le tourbillon de Von KARMAN (ou encore Vortex)

1°. Cavitation

La cavitation est la formation en un point de l'écoulement des bulles d'air lorsque la pression en ce point est inférieure à la tension vapeur (la pression à laquelle le liquide se vaporise) qui est de 22 mm Hg (soit : 29,326. 10² Pa) ou encore : de nids de vapeur

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au sein d'un liquide ou presque toujours à proximité immédiate de la surface limitrophe, contrairement au phénomène d'ébullition, qui peut être provoqué par un apport de la chaleur ou par une diminution de la pression du liquide. Le phénomène de cavitation consiste en une vaporisation locale : une implosion.

La cavitation prend naissance ; soit par accroissement de vitesse qui se traduit par une baisse de pression locale, soit par une réduction de la pression à la sortie de la roue qui favorise l'apparition de la cavitation.

La cavitation détruit le matériel par ses martellements avec comme conséquence l'érosion des aubes, diminution de la durée de vie, c'est pour cette raison que les constructeurs effectuent des essais en laboratoire qui ont pour objet de déterminer le degré et le genre de cavitation. Ces essais détermineront le coefficient de cavitation ou coefficient de Thoma :

(???? - ???? - ????)

?? = (4.12)
????

Où, - ??: coefficient de cavitation ou de Thoma

- h?? : pression atmosphérique

- h?? : pression vapeur (m)

- h?? : hauteur d'aspiration

- h?? : chute nette

Il y a lieu, pour notre turbine de calculer la hauteur limite maximale h?? d'aspiration (avec h_n= 128,3 ??)

? Variation de la pression atmosphérique donnée par tableau (Atmosphère normalisée internationale INA)

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Tableau 4.3. Pression atmosphérique en fonction de l'altitude.

Altitude [m]	0	500	1000	200
???? [??l	10	9,42	8,87	7,84

En appliquant la méthode de Lagrange nous trouvons pour l'altitude 870, h?? = 8,7 ?? ? Variation de la pression de dégagement de vapeur, tableau ci-après :

Tableau 4.4. Pression en fonction de la température.

Température
C°	8	10	15	20	25	30
Hv [m]	0,105	0,125	0,155	0,24	0,325	0,435

La température moyenne de l'eau est de 20°C. Alors que la pression de dégagement vapeur h?? est de 0,24.

En pratique, différentes recherches nous ont montré que pour une turbine Francis, le coefficient de Thoma est donné par :

??,??????

??= ??, ???????? ( ????

??????) (4.13)

Avec,

n?? = 185,6 tr/??in

??: Le coefficient de cavitation est de ?? = 0,090

La hauteur limite h?? pour que la turbine ne soit pas trop exposée au phénomène de cavitation en partant de la formule (4.12), nous trouvons :

h?? = h?? - ??h?? - h?? = -??,?????? ??

Niveau aval de l'eau

h?? = 3,087??

Pour d'autres débits, en particulier pour les débits inférieurs, entre 40 et 60% du débit nominal, le tourbillon de sortie devient très intense et il peut provoquer de violentes

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La hauteur d'installation est donc directement liée au phénomène de cavitation, raison pour laquelle lorsqu'on implante un groupe, avec beaucoup de compromis à trouver au niveau d'installation (les excavations sont généralement très coûteuses pour abaisser le niveau d'installation) on n'y remédie pas, mais on attenue les effets de la cavitation. Pour ce faire, on utilise :

? Les compresseurs de stabilisation au niveau présumé de la cavitation ? Les hydro injecteur ou hydro émulseur

Ce qui permet plusieurs plages de fonctionnement de la turbine Francis suivant la vitesse. Sinon, la turbine ne fonctionnera pas que pour les plages compris entre 0 à 20% et 40 à 60% de sa vitesse nominale.

a) Hydro émulseur

Une émulsion d'air et d'eau produit par un hydro émulseur est injectée au-dessus de la roue et la traverse axialement pour être distribuée par la pointe de roue qui elle est perforée des trous. L'eau sous pression alimentant l'hydro-émulseur est prélevée immédiatement en aval de la vanne sphérique.

Si pour notre projet nous utilisons un hydro-émulseur, sa pression doit être supérieure à 12,83Kgf/cm²

b) Aspiration naturelle

Une gaine d'aération avec prise d'air extérieur et de distributeur installé à l'écluse de l'aspirateur permettent dès qu'un vide se crée à cet endroit, cette dépression fait que l'air soit aspiré.

2°. Tourbillon de Von KARMAN ou encore vortex

L'écoulement dans une turbine à réaction se compose à l'entrée de la roue et d'un tourbillon à la sortie de la roue. Ce dernier ne disparait complètement qu'au point de meilleur rendement ??.

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instabilités qui peuvent être néfastes et même entrer en résonnance avec la fréquence propre de l'aube.

Figure 4.4. Phénomène de vortex dans turbine Francis



Les instabilités sont dues au phénomène de la torche de cavitation au coeur du tourbillon de sortie là où la pression est basse il se forme une colonne, ou force de vapeur d'eau (figure 4.4) plus avant dans l'aspirateur cette torche vapeur implose violemment, il s'ensuit des chocs à basse pression qui peuvent mettre en danger l'installation.

Charges dynamiques élevées sur la machine et les fondations (appuis) En induisant des pulsations de pression dans la conduite et par là des fluctuations de débit et de puissance. Ce phénomène peut être difficile à prévoir, on peut y remédier selon divers dispositifs décrit :

? Soit en désorganisant la rotation de la torche par des systèmes guide-eau placés dans l'aspirateur

l Soit le plus souvent par l'entrée d'air à un endroit précis, naturelle ou forcée, cet air permet d'amortir les chocs et éventuellement de modifier la fréquence ou pulsation, mais il peut entraîner une baisse de rendement de la turbine 1 à 2%.

La quantité d'air nécessaire varie en fonction de l'endroit d'injection et du débit turbiné en général on adopte les valeurs suivantes :

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? Injection en aval de la roue = 0,2 à 5% du débit turbiné

? Injection en amont de la roue = 0,2 à 5%o du débit turbiné.

Il est vraiment important de souligner le domaine de fonctionnement prévu pour la turbine dans le cahier de charge afin que les fournisseurs ne négligent pas le phénomène de la torche et prennent dans le cas échéant les mesures préventives car on peut aussi utiliser une grille anti-vortex.

IV.1.1.7. Axes de développement de la turbine Francis

L'augmentation continue de la puissance n'est pas limitée seulement aux ouvrages du génie civil. Il en va de même pour les nouvelles installations, grâce à des progrès technologiques dans les différents domaines :

- La disponibilité de moyens de calcul toujours plus performants permet d'aborder des calculs d'écoulement imaginables. Voici quelques années encore la possibilité d'optimiser par le calcul géométrique ouvre ainsi la voie à la conception des machines plus efficaces dans des plages de fonctionnement toujours plus étendues.

- Le progrès de la métallurgie repousse les frontières du réalisable. Des alliages plus résistant plus homogènes rendent possible la construction des turbines fonctionnant à des niveaux d'énergie plus élevés. D'autres alliages résistants à l'érosion permettent d'accroître la puissance spécifique des turbines sans les exposer à la destruction par la cavitation.

- Avec le développement du réglage automatique, la commande à distance des unités de production crée les conditions pour une gestion plus rationnelle des ressources en énergie à l'échelle continentale.

IV.1.2. Calcul de la conduite forcée

La conduite forcée est le tuyau menant l'eau à la turbine. Ce tuyau est convergent pour obtenir une grande vitesse de turbinage. Elle relie l'ouvrage d'amenée aux turbines et est dimensionnée pour tenir à la surpression et à la dépression d'un coup de bélier sur une fermeture rapide de la turbine. Elles sont en général en acier, soit en viroles lisses.

IV.1.2.1. Calcul du diamètre intérieur de la conduite.

Il est nécessaire et important, pour nous, avant de bien dimensionner de connaître le diamètre intérieur de la conduite en utilisant. La relation avec le débit, de la vitesse vient de la formule :

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??·??

y S = (4.14)

??·???? ??

Ou,

V?? : vitesse d'eau à la sortie ????' : le diamètre intérieur

V?? a été trouvé au point 4.1.1. : V ?? = 7,97??/ sec ??t ?? = 50 ??³ / Alors

??????

????' = ??, ?????? , le diamètre intérieur est de 2,83 m.

IV.1.2.2. Calcul de l'épaisseur

L'épaisseur est une dimension très délicate car, elle doit supporter les dépressions et surpressions, nous pouvons avant toute chose définir quelques notions qui seront très importantes pour la suite de nos calculs :

- PN : la pression nominale est la désignation numérique d'un composant d'un système d'écoulement d'eau liée aux caractéristiques mécaniques. Elle correspond à la puissance admissible, en bar pour le transport de l'eau à 20°C.

- PFA : la pression de fonctionnement est la pression hydrostatique maximale sans surpression qui est admise en utilisation continue avec l'eau dans la plage de température concernée. ?????? < ????.

- PMS : la pression maximale de service d'un élément de canalisation est la pression inférieure maximale admissible en service dans cet élément, pour le type d'application envisagé.

a) Coup de bélier

La fermeture rapide et brusque de circulation du liquide dans une canalisation entraîne une surpression momentanée (coup de bélier) qu'il faut prendre en compte dans le choix de la conduite forcée ou encore les coups de bélier consistent en des oscillations de pression (surpression et dépression alternatives).

- Calcul de l'épaisseur :

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L'épaisseur est donnée par la relation tenant compte du coup de bélier :

P.??"

?? = (4.15)

ea+P

Ou,

e : Épaisseur (mm)

P : pression intérieure, en MPa correspond à PN

a : Contrainte de calcul dans la paroi du tube en MPa.

D_N : Diamètre extérieur nominal en (mm).

Ou encore après transformation, on a :

P.??`'

?? = (4.16)

2*K*R

Avec,

D1' : Diamètre intérieur

K : Coefficient de résistance (K = 1 - tube soude)

R : Résistance à la fatigue du métal admise 8 Kg/mm².

e=	128,3x2,83.10^6	= 22, 675 mm
	2x1x8,1.10^6

L'épaisseur est de 23 mm, à cet endroit, le coup de bélier est élevé c'est-à-dire la ou l'onde de choc est très prononcée.

Après avoir calculé l'épaisseur maximale admissible, il nous faudra à présent calculer à quelle surpression (ou dépression) voire même le temps auxquels correspond au coup de bélier et enfin l'épaisseur minimale.

a.1. Calcul de la célérité « a » de l'onde se propageant dans la conduite forcée.

La vitesse de propagation de l'onde est donnée par la formule ci-après :

9900

j43,3+ -x-

`~ e

a=

(4.17)

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10⁶

Avec, K' =

??

Où,

?? est le module d'élasticité du matériau (?? = 210.000 Kg/c??² pour l'acier) e : Épaisseur de la conduite

???? : le diamètre intérieur de la conduite

????????

?? = = ??????, ???? ??/??????

v??3, 3 + ?????? × ??, ??3??3

??, ?? * ?????? × ??3

La célérité de l'onde est de 957,55 m/sec.

a.2. Calcul de la surpression

Les coups de bélier provoquant les surpressions les plus importantes correspondent à une fermeture rapide de la circulation de liquide. Dans ces conditions, la surpression est calculée par la formule d'ALLIEVI :

Pour ?? < 2???? (où T est le temps de fermeture et L la longueur de la conduite de la vanne) d'où :

2 * 89

??< 957,55 =0,186~0,2 ??ec

Pour ?? < 0,2 ??ec, nous avons : O?? = #177; (??+??) (4.18)

??

Où,

O?? = Op : Surpression dans la conduite

?? : Célérité de l'onde se propageant dans la conduite ?? : la vitesse du liquide dans la conduite

g = 9,81 ??/??ec² : Accélération de la pesanteur

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a.3 Vérification de la tenue de la conduite forcée à la surpression du au coup de bélier. Nous allons à partir des expressions (formules) d'ALLIEVI connaissant la

pression dans la conduite p et la surpressionOp, il suffit de vérifier que p + Op < 2 x PMs Or dans les premières approximations p <_ PMs et Op < PMs ^Avec PMs = 12,8 bars

Op = + ^(axOv) (ALLIEVI)

A

Nous allons pour des raisons de commodité tracer le tableau pour Ov allant de 0,1 m/sec à 2 m/sec trouver la surpression de plus simple variation de pression pour voir qu'il doit être la marge de cette variation par rapport à la puissance moyenne de service.

Tableau 4.5: L'évolution de la surpression en fonction de la variation de vitesse.

Variation de vitesse Ov[m/sec]	Surpression Op [bars]
0,1	0,976
0,2	1,952
0,3	2,928
0,4	3,904
0,5	4,881
0,6	5,856
0,7	6,833
0,8	7,808
0,9	8,785
1,0	9,761
1,1	10,737
1,2	11,713
1,3	12,689
1,4	13,665
1,5	14,641
1,6	15,617
1,7	16,594
1,8	17,570

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1,9	18,546
2,0	19,522
2,1	20,498

La surpression ou la variation de pression qui peut être admis est de [0 ; 1,314] à ??? = 1,314 [m/sec], nous avons ??? = ??MS

Figure 4.5.évolution de la variation de pression en fonction de la variation de vitesse



25

20

15

10

0

5

0 0,5 1 1,5 2 2,5

Äv

ÄP

PRESSION DE SERVICE

a.4 Dispositif anti-coup de bélier à prévoir

Plusieurs remèdes anti-coup de bélier, selon la nécessité seront prévus dans notre

circuit :

- Orifice compensateur

Les orifices compensateur ne sont montés que sur les turbines Francis et seulement pour les cas ou la conduite forcée risque de subir de dangereux coups de bélier comme dans notre cas est surtout lors d'un délestage du groupe. On dévie l'amont du distributeur via le canal de fuite au moyen d'un déchargeur. L'orifice compensateur ou

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déchargeur s'ouvre lorsque le distributeur se ferme rapidement puis se referme ensuite lentement.

- Cheminée d'équilibre

La cheminée d'équilibre est équipée de reniflons qui assure la protection contre le coup de bélier introduisant dans la conduite forcée la quantité d'air qui doit remplacer l'eau qui en sort en cas de dépression.

IV.1.2.3.Bilan de pertes de charge

a. Régime d'écoulement en charge des fluides dans les conduites

- Régime laminaire : chaque particule se déplace parallèlement à l'axe du tube et avec une vitesse constante.

- Régime turbulent : les diverses particules fluides se déplacent dans des directions et à des vitesses variables et il se forme des tourbillons. Ces régimes sont caractérisés par la valeur que prend le nombre de Reynolds défini par la formule :

R_e=^vo (4.19)

Dans laquelle :

V est la vitesse moyenne de fluide dans la section considérée du tube, en mètres par

seconde ;

D : le diamètre intérieur du tube en mètres ;

v : la viscosité cinématique du fluide en mètres carré par seconde.

En régime laminaire, Re est inférieur à 2400 ; en régime turbulent Re est supérieur à 2400.

Dans nos conduites,	Re =	7,98 * 2,83
		y

y est la viscosité cinématique de l'eau (m²/sec) qui dépend de la température comme repris dans le tableau ci-dessous :

Re =	7, 98 * 2, 83	= 22, 58. 106
	1, 007 * 10-^6

Où - J : pertes de charge en mètres

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Avec la température de l'eau T= 20°C.

R?? > 2400 ? Nous sommes en régime turbulent

Tableau 4.6. Viscosité cinématique de l'eau en fonction de la température

Température [°C]	Viscosité cinématique ?????? [m^??/s??c]
0	1,7920
5	1,5200
10	1,3080
15	1,1420
20	1,0070
25	0,8970
30	0,8040
35	0,7270
40	0,6610
50	0,5560
60	0,4420

b. Pertes de charge dans les conduites pleines

On a utilisé jusque dans les années 50, une très grande variété des formules de pertes de charge, plus ou moins empiriques. La plupart d'entre elles ont été abandonnées peu à peu en faveur notamment de la formule de colebrook, qui a l'avantage d'être rationnelle et de plus applicable à tous les fluides ; son seul inconvénient est son expression mathématique complète et c'est pourquoi quelques formules empiriques équivalentes sont encore envisagées.

1°Formule de Darcy

Appelée également quelque fois la formule de Darcy - Weisbach, c'est la

formule fondamentale qui définit la perte de charge d'une canalisation :

??·????

?? = (4.20)

??·??·??

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- ?? : coefficient de pertes de charge

- ?? : vitesse moyenne du fluide dans la conduite - ???? : diamètre intérieur de la conduite.

2°Formule de Colebrook Celle -ci s'écrit :

v?? = -?? ?????????? [ ??

?? ??,???? + ??,????

???? · ?? v??] (4.21)

Et donne la valeur de ë à porter dans la formule (4.20)

Où K, est le coefficient de rugosité équivalent en mètres.

3° Pertes singulières

Après la cheminée d'équilibre, la galerie blindée descend avec un angle de 90°

ou sont emmanchée une culotte à laquelle dérive deux conduites forcée. Les pertes de charge singulières dans ces cas résulteront par la formule :

??? = ?? ???? (4.22)

??·??

Dans laquelle :

- ?h : est la perte de charge en mètre de liquide,

- ?? : la vitesse moyenne dans la section considérée en mètre par seconde ; - ?? : l'accélération de la pesanteur

- ?? : un coefficient sans dimension dependant de la nature au point singulier dont il s'agit. K est donné pour les divers cas les plus courants.

- Coude de la galerie blindée

Le calcul de pertes découle de la formule (4.22)

?? : est donné par le tableau ci - après en fonction de r ;

- ?? : rayon de courbure coude en mètres ;

- ?? : diamètre intérieur de la galerie blindée

D'après la formule de Weisbach nous avons :

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[0,

dl3,5k = 131 + 1,847 _(2
·r/ ]
· (4.23)
????

Tableau 4.8. Différentes valeurs de K en fonction de ^rd et 9°

r d ??°	1	1,5	2	2,5
11°25	0,037	0,021	0,018	0,017
32°05	0,074	0,043	0,036	0,034
30°	0,098	0,057	0,048	0,046
45°	0,147	0,085	0,073	0,069
90°	0,294	0,170	0,145	0,138
180°	0,588	0,341	0,291	0,275

Figure 4.6 coude arrondi



Pour notre cas, la valeur de l'angle à considérer est 0° = 90, valeur donnée et a= 2 pour limiter les pertes et facile à faire dans la construction.

Alors : k = 0,145

La vitesse est donnée par :

v= .12
· g
· h= .12* 9,81(128,3- 89) = 27,76 m/sec

0,0275

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Alors nous trouvons : ??? = ??, ?????? * (????,????)?? ?????,????

= ??,?????? ??

-

Pertes dans la culotte

Figure. 4.7. La culotte de conduites ou branchement de prise



è

????

????

???? co

??????

???= ???? · ??

- Qt : débit total (débit d'arrivée) en mètre aube.

- Qb : débit dans un branchement latéral - Qr : débit dans un branchement latéral

Tableau 4.7. Différente valeur de K en fonction du rapport ????

????

????	0	0,2	0,4	0,6	0,8	1
????
????	0,04	0,08	0,05	0,07	0,021	0,035
????	0,095	0,088	0,089	0,095	0,110	0,128

????= ???? ? ???? = ²???? ; ????

???? = 0,5

Ainsi, par la méthode de Lagrange, nous trouvons : ???? = 0,01 ???? ???? =

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k = 0,275 ?????? 30° = 0,01375 ???? Nous trouvons ??? = ??, ?????? ?? ?? : Déviation en degrés

- Bilan des pertes.

· pertes dans la galerie d'amenée : Äh = 1,2 m

· pertes dans la culotte : Äh = 0,538 m

· pertes dans la coude arrondie : Äh = 5,654 m

Les pertes totales sont de l'ordre de 7,4 m

Nous allons montrer comment il faudrait faire en sorte pour que ces pertes de charges soient négligeables pour chaque conduite, en faisant un assemblage de conduite forcée convergente, et comme nous aurons l'assemblage de plusieurs tuyaux :

Le nombre de tuyaux = ??????g???????? ???????????? ???? ???? ????????????????

??????g???????? ????????????????é?? ??'???? ????y????

La longueur normalisée d'un tuyau est de 6 m, alors il nous faudrait 15 tuyaux, dont 6 de diamètre intérieur uniforme de 2,93 m, les 7 autres de 2,83 m de diamètre et enfin un tuyau qui aura une forme conique ayant comme diamètres de deux types des tuyaux.

Figure 4.8 conduite forcée convergente



??·????

???? = (4.24)
?? .??·??

Où ???? : Épaisseur dans la première conduite (épaisseur minimale admissible) ?? : Pression de service

D?? : Le diamètre intérieur

k : Resistance à la fatigue (K=1) coefficient d'assemblage.

???? =	12,???? * 1??^??* 2??????	= 11, 77 ????
	??* 1* ??.1??^??

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62

Nous aurons comme épaisseurs normalisées 12 mm pour les tuyaux de 36 premiers mètres en partant de l'amont et 24 mm pour 42 derniers mètres.

IV.1.3. Ouvrages des mises en charge

A l'aval, les ouvrages à écoulement libre se terminent par une chambre de mise en charge sur laquelle les conduites forcées sont raccordées de façon à ne jamais être dénoyées car l'admission d'air dans une conduite forcée est très dangereuse. Leur volume est déterminé par les variations de niveau dues aux variations rapides de charge. Un déversoir permet de limiter la côte de l'intumescence, en cas de déclenchement des turbines.

Les galeries en charge, comme pour notre cas Busanga , se terminent par le branchement des conduites forcées et de la cheminée d'équilibre qui est donnée approximativement en fonction de la galerie d'amenée, dans notre cas nous en aurions un pour les deux galeries blindées qui auront pour but de réduire les coups de bélier des conduites forcées et des galeries suite à un arrêt rapide de turbines. Les plus simples sont constituées d'un réservoir cylindrique à axe généralement vertical ou incliné d'un angle de 60°C creuse dans le rocher. Un étranglement à la base permet de réduire l'amplitude des oscillations est la hauteur de l'ouvrage, d'autres possibilités comme l'écrasement vers le haut, la construction, des galeries latérales de construction d'un déversoir permettent d'adapter l'ouvrage à la géologie.

Figure.4.9 cheminée d'équilibre

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63



Pour un cas très simple de cheminée d'équilibre qui jouera les deux rôles :

- Comme chambre de mise en charge

- Comme un dispositif anti-coup de bélier.

Avec

D_G : Diamètre moyen de la galerie en fer en cheval

et donne les approximations ci-après:

D1 = 6,74 D_G ; D2 = 3,96 D_G ; ??3 = 4,40 D_G

D4 : Diamètre du canal reliant la galerie et la cheminée mais il faut prévoir un batardeau. ??₁ = 0,57 D_G

Pour notre galerie blindée canal d'amenée, aura : ???? = ??, 55 ??, alors

???? = 30,65 m ; ??2 = ???? m ; ??3 = 20 m ; ???? = 2,6 m

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64

Pour déterminer la hauteur maximale de notre cheminée d'équilibre qui es donnée pour une installation hydraulique par une formule empirique découlant de phénomène de coups de bélier

Figure 4.10 Principe de détermination de la hauteur d'une cheminée d'équilibre



La hauteur d'eau maximale peut atteindre par la cheminée est donnée par :

4 * ??,

????ax= ??o - ???? + * vⁱ (4.24)

11*d *D g

Où q : le débit volumique

d : le diamètre de la galerie d'amenée avec d=DG= 4,55m

D : le diamètre de la cheminée avec D=D2= 18m L : longueur de la galerie= 250m

Z0 - Z2 : hauteur de la galerie d'amenée= 128,3-89=39,3m g : 9,81m/sec²

Nous trouvons la hauteur maximale d'eau dans la cheminée est de Z,,,, = 43,23m

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65

Notre cheminée aura une hauteur supérieur 43,23m, et il nous faudrait à présent trouver la période d'oscillation qui fait monter l'eau à cette hauteur qui est donnée par :

??

r=2n-*_d *J^I, (4.25)
g

On a : r=125,42 sec =2 min 5 sec, comme oscillation. En admettant cela nous trouvons le temps t=0,25?? ainsi donc t=31,36 sec

IV.1.3.1. Choix des vannes

a). Fonctions

Les vannes sont les organes permettant de mettre hors d'eau les adductions et de fermer le débit sur les machines ou de régler les débits à restituer ou en crue.

Sur les ouvrages de prise, selon les types de barrages, elles peuvent assurer les fonctions de réglage de la côte, d'évacuation des crues, de dé gavage, de prise sur l'ouvrage d'amenée, de restitution, etc.

Sur les ouvrages d'amenée, elles peuvent assurer les vidanges du canal ou de la galerie. En amont d'une conduite forcée, une vanne de tête est indispensable pour fermer rapidement en cas de fuite ou de rupture ; son action doit alors être automatiquement commandée par la vitesse d'eau de la conduite.

Et pour isoler les parties aval des installations, les dispositions pour la mise en place de batardeau en amont prévus.

b). Vannes de têtes

Aux niveaux de vannes de têtes, nous aurons à choisir quatre vannes papillons qui auront un diamètre de 2,93 m intérieur, fixé à la conduite par une bride + boulons, l'étanchéité sera assurée, soit par un contact direct entre l'anneau du siège et l'anneau du bord de lentille, soit au moyen des matériels en caoutchouc.

L'ouverture sera assurée par un servomoteur à pression d'huile qui doit être maintenu en pression et durant le service normal, à défaut la fermeture s'effectue au moyen d'un contre poids permettant ainsi la sécurité du manoeuvre, le poids ou contre poids est donnée par :

pression de service * surface interieur

P_c _ _ 8000 N

1000

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66

Le poids du contre poids sera de 800 Kg

Ces vannes sont aussi appelées vannes sécurités de tête placée entre la galerie d'amenée et conduite forcée.

Figure 4.10. Vanne papillon



c). Vannes de pieds

Par contre, cette vanne aura un diamètre de 2,83 m, cela est dû comme souligne ci-haut pour rattraper les pertes de charge.ici on utilise les vannes dites « sphérique »

Ces vannes n'engendrent aucune perte de charge singulière dans la conduite hydraulique. Elles permettent toujours d'interrompre le plein débit de la turbine.

L'étanchéité, en position fermée est assurée par un siège métallique annulaire à secteur sphérique, le frottement sur système d'étanchéité est très faible voire nul avec l'utilisation d'un point mobile.

La commande d'ouverture-fermeture est d'effectuer à l'aide d'un servomoteur à l'huile ou nous allons prévoir comme à N'seke pour l'ouverture l'eau et la fermeture l'huile sous pression.

Figure.4.11. Vanne sphérique

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67



IV.2. CHOIX DES EQUIPEMENTS ELECTRO-MECANIQUES

Il faudrait entendre par équipements électromécaniques tout équipement électrique, mécanique ou électromécanique qui transforme l'énergie mécanique en énergie électrique ou encore équipement qui aide à maintenir une bonne tenue la production de l'énergie électrique (protection, excitation, alternateur, transformateur, ...).

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Après avoir fait le choix sur les équipements hydromécaniques, il nous faudra à présent, faire le choix des équipements électromécaniques, mais nous ne nous limiterons pas seulement au choix pour certains nous ferons aussi de petit calcul de dimensionnement, pour d'autres par contre nous nous faciliterons la tache à faire seulement le choix.

Figure 4.12 schéma simplifie d'équipements électromécaniques



Nous parlerons, dans cette partie comme repris sur le schéma ci-dessus

(figure.4.6) :

- Alternateur + son Excitation - Transformateurs

Cette caractéristique est obtenue grâce au champ magnétique continu délivrée par l'excitation de la roue polaire. C'est une condition imposée pour le

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69

IV.2.1. Choix de l'alternateur

Un alternateur est une machine qui transforme l'énergie mécanique en énergie électrique, le courant qui y produit en dit alternatif.

Le choix d'un alternateur s'effectue de plusieurs manières selon que nous voulons avoir une grande puissance mécanique à transforme en puissance électrique.

Le choix se fera en fonction :

- Du type d'alternateur

- De la puissance à développer

- De la vitesse de rotation

IV.2.1.1. Type d'alternateur

Il existe deux types qui sont utilisés pour la production de l'énergie électrique :

- Alternateur synchrone - Alternateur asynchrone

Le choix entre ces types de générateur dépend des conditions fixées pour l'exploitation de l'aménagement hydroélectrique :

- Réseau interconnecté ou isolé

- Puissance active

- Puissance réactive

- Investissement

- Coût d'exploitation

- Encombrement pour la même puissance à développer

a). La machine synchrone

- En réseau interconnecté, comme son nom l'indique. La machine tourne en parfait synchronisme avec le réseau sur laquelle elle est couplée. Elle est accrochée à la fréquence du réseau.

Tableau 4.9. Comparaison de deux types d'alternateur.

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70

fonctionnement de la machine « si la roue perd le synchronisme » elle décroche et la machine ne peut alimenter le réseau interconnecté.

- En réseau isolé, dans le cas, la machine impose la fréquence au réseau électrique. Grâce à son système d'excitation, elle peut alimenter tout le réseau, pour autant que sa puissance soit suffisante. La fréquence sera imposée et réglée par la vitesse de rotation du groupe, donc par le régulateur de la turbine.

b). La machine asynchrone

- En réseau interconnecté à l'inverse de la machine synchrone, la machine asynchrone n'est pas accrochée à la fréquence du réseau. Elle tourne en glissant, c'est-à-dire que sa vitesse de rotation est différente de quelques pourcents par rapport à celle du champ tournant du réseau. Elle est excité par le réseau lui-même ce qui limite l'utilisation. En général la puissance au réseau doit être supérieure d'au moins dix fois celle du groupe asynchrone installé. D'autres parts lorsqu'il y a manque de tension sur le réseau, le groupe ne peut plus fonctionner en autarcie.

- En réseau isolé (dans certains cas de microcentrale 50 KW) il est possible d'utiliser un groupe asynchrone triphasé sur un réseau isolé à charge monophasée, l'excitation est fournie par des condensateurs. Il est même possible d'alimenter le réseau isolé en triphasé car lorsque le rotor est entraîné, il y a une faible tension rémanente produisant un petit flux qui permet d'auto-exciter la machine ou ne pourra toutefois alimenter que les charges ohmiques, car la machine ne peut pas produire d'énergie réactive.

c). Comparaison entre l'alternateur synchrone et alternateur asynchrone

La comparaison est synthétisée dans le tableau 4.9 pour nous faciliter sur le

choix.

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	Synchrone	Asynchrone
Excitation	Oui	Non
Réglage de la tension possible	Oui	Non
Réglage de la puissance réactive possible	Oui	Non
Alimentation sur le réseau interconnecté	Oui	Non
Alimentation d'un réseau isolé possible	Oui	Non (sauf cas spécial)
Synchronisation nécessaire à la mise en oeuvre sur le réseau	Oui	Non
Rendement	Supérieur	Faible
Coût d'investissement	Cher (par KW installé)	Moins cher
Coût d'exploitation	Cher (dépend de la puissance installée)	Moins cher
Construction	Complète	Plus simple

Notre choix se porte sur l'alternateur synchrone parce que :

- Notre réseau est interconnecté

- Notre centrale débitera une grande puissance très supérieure à 100 KW (ou il est possible d'utiliser un alternateur synchrone, etc.

IV.2.2. Choix selon le type d'entrainement et la vitesse de rotation

Nous avons eu à parcourir quelques types de centrale dans notre premier

chapitre :

- Centrale thermique - Centrale nucléaire		Turbo-alternateur
- Centrale hydraulique			Hydro-alternateur

Etant donné ce qui précède notre alternateur hydraulique et ces types d'alternateur n'excédent pas une vitesse de 500 tr/min à cause de l'emballement (sauf pour la Pelton) : suivant la puissance de la turbine et la charge d'eau la vitesse de rotation des alternateurs hydrauliques varie dans les limites de 50 à 600 tr/min. les valeurs plus grandes de

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la vitesse de rotation sont relatives aux usines de haute chute équipées des turbines de faible puissance et les valeurs plus faibles aux usines de basse chute utilisant les grosses turbines.

Par contre les turbo-alternateurs sont d'une manière générale construit pour la vitesse de 3000 tr/min et donc leur nombre de période p=1. Pour le cas des centrales nucléaires (Atomique) ou parfois les paramètres de la vapeur disponibles ne permettent pas d'avoir une vitesse de rotation de la turbine supérieure à 1500 tr/min ou construit des turboalternateurs de p=2 (paires de pôles).

Le nombre de périodes ou plus couramment la fréquence donne la fabrication

possible :

????* ??

?? = (4.26)

??

Avec p : nombre de paire des pôles Et, n : vitesse de rotation en tr/min.

Pour notre cas : p=	???? *????	= ?? ?????????? ???? ??ô??????
	??????,??????

Notre turbine tourne à la vitesse de ?????? ?? ?? ????/?????? les différentes vitesses en fonction de paire de pôles se trouve dans le tableau 4.9.

Tableau4.10 vitesse de rotation en fonction du nombre de pôles.

Vitesse (tr/min)	3000	1500	1000	750	600	500	428,6	375	333,3	300	272,7
Nombre de pôles	2	4	6	8	10	12	14	16	18	20	22
Nombre de pair de pôles	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11

Le plus souvent le rotor de turbo-alternateur est du type rotor à pôles lisses et pour l'alternateur hydraulique est du type rotor à pôles saillants. Les types de ces deux pôles dépendent de la vitesse imposée au rotor.

IV.2.3. Caractéristiques essentielles de l'alternateur

La puissance mécanique qui sera fournit à l'alternateur est de 56 MW, pour les rendements supérieurs et considérons le facteur de puissance 0,94 (plage de fonctionnement).

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73

La puissance apparente est de

S_n = Po * ri (4.27)

cos (p_o

Ou pn, : est la puissance de la turbine

S = 56x0,96 =60 MVA

S_n

??,9

D: rendement de l'ordre de : 0,95 à 0,97. a) Choix de la tension

Un ordre de grandeur approché de la tension optimale Uopt(en kv) d'un alternateur hydraulique est donné par la formule :

Uopt = I%S (4.28)

Ou, S est la puissance apparente

Nous trouvons la tension optimale Uopt= 7,746 kv

Dans la plupart des normes, le choix de la tension se fait suivant des plages de puissances et ainsi éviter d'avoir des conducteurs de dimensions énormes :

- 10<x<30 MVA - --- 3,3 à 6,6 kv

- 30<x<100 MVA - --- 10 à 15 kv

- 100 < x < 500 MVA - --- 20 à 40 kv

- Etc.

Nous nous retrouvons dans la plage de 30 < x < 100 MVA comme à Nseke la tension est de 10,500 KV, nous serons aussi contraint de choisir cette tension pour des multiples avantages techniques.

3??

Alors le courant statorique est donné par : I?? = v3*????,5 = 3300 A et son

couplage du stator évidemment) est « étoile ».

b) Choix de la classe thermique ou d'isolement.

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La classe thermique fixe la température maximale admissible de l'isolation choisie pour celle-ci doit être comptée à partir d'une température ambiante.

Tableau 4.11. Classe thermique en fonction de classe d'isolation

Classe d'isolation	Température de classe	??? par rapport à la température ambiante
A	105°	65°
E	120°	80°
B	130°	90°
F	155°	115°
H	180°	140°

Les classes thermiques sont groupées dans le tableau 4.10 pour une température ambiante de 40°C.

La classe d'isolation pour notre stator est F : 155°C parce que la plupart des machines donne un mauvais rendement quand elle chauffe.

c) Estimation du poids de l'alternateur

Un alternateur hydraulique de grande puissance pèse plus que celui de faible puissance cela veut dire plus la plus puissance augmente plus. Pour l'alternateur synchrone pour produire 10 MW, il pèse 20.000 Kg donc 500 W/Kg. Pour 56 MW, il pèsera environ 112 tonnes.

d) Choix du système d'excitation

Le rotor de l'alternateur doit être alimenté par un courant continu réglable. Pour une forte puissance ce courant I2 peut atteindre plusieurs centaines d'ampères ; comme il est peut commander directement un courant d'une telle intensité, l'excitation est obtenue à partir de deux ou plusieurs étages.

1°. Utilisation d'une excitatrice

Le dispositif le plus fréquemment utilisé est une génératrice à courant continu, appelée excitatrice montée sur l'arbre de la machine synchrone. L'induit de la machine est relié aux balais frottant sur l'alimentation du rotor de la machine synchrone.



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Pour les machines de puissance moyenne, l'excitatrice est montée en excitation en dérivation, de courant d'excitation I_e et est réglé par le rhéostat d'excitation de l'excitatrice et leur utilisation est comprise dans le plage d'énergie de 100 KW à 1 MW (capacité de la résistance).

Pour les machines de plus forte puissance, on utilise d'excitatrices montées en dérivation, L'excitatrice principale ?????? alimente le rotor de la machine synchrone et sa propre excitation provient de l'induit de l'excitatrice secondaire ?????? le reglage du courant Ie se fait par le circuit d'excitation secondaire, les organes de réglage travaillent sous une faible puissance,

2°. Excitations par « diodes tournantes »

Pour les fortes puissances (50 -1500 MW), la fourniture d'un courant élevé par les balais et les bagues, est délicat à réaliser il est possible d'améliorer le dispositif de diode tournant (figure 4.11).

Figure 4.11 schéma de principe de diodes tournantes

Les parties essentielles des machines sont représentés en hachuré et les inducteurs en quadrillés.

L'excitatrice secondaire ?????? est un alternateur triphasé excité par des aimants permanent au rotor. L'excitatrice principale ?????? est un autre alternateur triphasé dont le stator est l'inducteur. Son excitation réglée par le redresseur à thyristor placé entre?? ???? et ??????.

Lorsque la machine est excitée par une ou des excitatrices sur l'arbre, les pertes d'excitation sont comprises dans les pertes mécaniques.

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L'induit de Ex, alimente un redresseur à diodes PD3 solidaire du rotor de la machine synchrone, d'où le nom de diodes tournantes donné à ce dispositif qui permet d'éviter l'utilisation de bagues et de balais.

Pour des raisons économiques et techniques nous faisons le choix de diodes tournantes afin d'éviter chaque fois l'utilisation des balais à changer à chaque entretien.

3°. Détermination de caractéristiques de l'excitatrice

Pour déterminer les caractéristiques de l'excitatrice (tensions, courants et puissances, ...) nous allons tenir compte des hypothèses en procédant par calcul du rendement de la machine (alternateur +turbine +exc.) où le courant (puissance) de l'excitation entre en jeu. Et, nous savons que la puissance active est produite par le rotor et que la puissance réactive est générée par l'excitatrice. Ce pourquoi nous remarquerons que les caractéristiques telles que tension et courant du rotor sont identiques à celles de l'excitatrice principale

Tableau 4.13 Choix de la puissance d'excitation en fonction de la puissance nominale

Puissance Nominale en KVA	Rendement %		Puissance d'excitation en kw
	Puissance totale	3/ Puissance ??
1000	92,5	-	11
3000	94,5	-	25
5000	95,0	-	32
10.000	95,1	95,0	56
15.000	95,4	95,0	74
20.000	95,4	95,0	94
30.000	95,7	95,3	120
40.000	95,9	95,5	180
50.000	96,4	96,0	220
60.000	96,4	96,0	250
13 _ Puissance electrique fournie Puissance mécanique+Puissance d'excitation				(4.29)

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Comme nous le remarquons, sous cosö = 0,9 la courbe de la figure3.6 nous donne l'évolution de puissance d'excitation Pex en fonction du rendement ? ; pour le bon fonctionnement du système la puissance d'excitation doit être compris entre



0,4

Pex

0,3

0,2

0,1

0

0,959 0,96 0,961 0,962 0,963 0,964 0,965 0,966 0,967 0,968 0,969 0,97

-0,1

-0,2

-0,3

-0,4

?

Figure4.12 courbe de la puissance d'excitation en fonction du rendement

e) Choix du système de protection

Ce tableau ci-dessous, extrait des documents ABB⁸ présente l'application normale des systèmes de protection des alternateurs.

La protection d'un alternateur a pour but d'empêcher ou de réduire à une valeur acceptable les dangers provenant des causes externes ou internes pourront mettre en danger ou affecter la machine.

Ce but peut être atteint grâce à une série de dispositifs tels que :

? Système de détection électrique à relais ? Dispositifs de désexcitation

? Parafoudres

? Bobines d'excitation

⁸ Asea Broun Boveri une firme Helvétique-Suédoise spécialisé dans le domaine de protection électrique.

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	Puissance alternateur MVA
	0 4		4 15				15 50				50 200			Turbo
Surveillance des diodes du dispositif statique d'excitation		4		4				4				4
Surcharge rotor
Terre rotor
Court circuit entre spires			6						6			6
Différentiel alternateur
Différentiel couplage bloc alternateur + Transformateur
Minimum de fréquence				3				3		3
Minimum de tension		2		2				2				2			2
Maximum de tension
Terre stator (défaut à la masse)
Rupture d'excitation
Marche asynchrone
Auto-excitation
Retour d'énergie		1			5				5	5
Minimum d'impédance
Distance
Charge dissymétrique
Maximum d'intensité	RST		RT( RT(S)			RT(S RT(S)				RT(S RS RT(S) RST

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Surcharge

RS RST

(R)S(T (R)S(T)

(R)S(T (R)S(T)

(R)S(T (R)S(T)

RS RST

Tableau 5.11.Application des systèmes de protection selon la puissance selon ABB¹

			Nécessaire Pas nécessaire Selon son désir



2

4

3

5

1

6



R(T)

Symbole représenté dans le tableau 3.1 (Légende)

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Nécessaire dans certains cas

Uniquement pour la machine à vapeur ou diesel

Uniquement pour excitation thyristor aux bornes de la machine Uniquement pour centrales de pompages

Uniquement avec diodes tournantes

Inutile avec les turbines Pelton

Uniquement s'il y a plusieurs conducteurs de la même phase par encoche

Uniquement pour les phases R et T

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Afin de satisfaire aux exigences requises le système de protection électrique doivent être sensible et précis, rapide voire très rapide, sélectif et fiables.

a. La sensibilité

La sensibilité dépend dans une large mesure de l'amplitude des perturbations. Dans certains cas il est nécessaire de prévoir soit un filtrage des perturbations, soit une amplification de la grandeur mesurée, afin d'obtenir une différence sensible entre celle-ci et les perturbations.

b. La rapidité

La rapidité est déterminée par la vitesse de déclenchement du disjoncteur ou de l'organe de protection, le temps de commande au relais de protection des constances de temps magnétiques et électriques, les autres éléments de la chaîne.

Il faut noter de nos jours, les relais électroniques permis, dans une très large mesure, une augmentation de la rapidité de déclenchement.

c. La sélectivité

La sélectivité d'un système de protection, c'est l'aptitude de ce système à ne mettre hors service que la partie de l'installation concernée par défaut d'où l'importance, pour la qualité du service d'avoir une excellente sélectivité des systèmes de protection.

d. La fiabilité

La fiabilité du système comprend non seulement les organes de protection mais bien toutes ces chaines, c'est-à-dire la mesure le câblage, l'appareillage auxiliaire y compris les sources de courant continu, les relais et leur réglage, les disjoncteurs. 4 choix des transformateurs de puissance

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82

IV.4.Choix de transformateur

Pour faire le choix des transformateurs de puissance nous allons nous écarter du rapport de 1969 de la TE, en proposant pour ce projet deux niveaux de transformation de :

- 10.5 à 110kv

- Et puis de 110 à 220kv

Pour la transformation des courants triphasés nous avons le choix entre :

- Trois transformateurs monophasés - Un transformateur triphasé

- Deux transformateurs monophasés

Pour le projet le choix se portera sur l'utilisation de trois transformateurs monophasés que nous appelons =pôles=. Le choix sur ce mode de transformation des courants triphasés présente comme avantage ci-après :

Le poids et l'encombrement du transformateur triphasés monobloc à très grande puissance sont supérieurs ; aux possibilités de transport par route ou par chemin de fer, on utilise alors un groupe de trois transformateurs monophasés : chacun d'eux bien évident en effet, plus léger et moins encombrant qu'un transformateur triphasé identique

Lorsque les trois transformateurs sont couplés en triangle, et que l'un de transformateurs tombé en panne : on couple les deux autres en triangle ouvert

Pour notre cas nous envisagerons un ou deux transformateurs de réserve pour la sécurité d'exploitation

IV.4.1. Transformateurs du niveau I : 10.5-110kv

A ce niveau, les transformateurs élévateurs forment un « bloc » avec l'alternateur c'est-à-dire le couplage se fera sur le jeu de barre de 110 kv

a. Choix de la puissance

Partant de la puissance active installée total de 240MVA pour les quatre groupes en raison de 60MVA par groupe, donc chaque transformateur aura une puissance de 20MVA

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Nous allons prévoir pour notre installation 14 transformateurs monophasés (pôles) dont 12 seront en service permanent et les deux autres de réserve

b. Mode de couplage

Il existe plusieurs modes de couplage classique pour obtenir un transformateur triphasé partant des transformateurs monophasés à savoir :

Figure.4.13. schéma normalisé du couplage triangle-étoile Ä/Y



- Couplage triangle-triangle A /A

- Couplage étoile-triangle Y/Y

- Couplage triangle-étoile A/Y

- Couplage étoile-triangle Y/A

Mais, il est évident que pour réaliser les modes de couplage cités ci-haut, il

faudrait que les pôles remplissent certaines conditions incontournables ci-après :

- Avoir même rapport de transformation

- Avoir même tension nominale primaire

- Avoir même tension de court-circuit

- Avoir même indice horaire

- Avoir même déphasage du courant

Le couplage sur quel nous avons porté notre choix est couplage triangle-étoile

Dy parce que il ne présente pas d'inconvénients, et comme avantage : il réduit

l'isolation au minimum.

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Son indice horaire III comme montre la méthode vectorielle à la figure ci-dessous est souvent déterminée par le tracé du diagramme vectoriel et nous trouvons un indice horaire III=11 et nous pouvons calculer le déphasage à partir de ce qui précède, nous avons :

O = - ????. ?? (4.29)

??

Avec, O : le déphasage

Nous trouvons un déphasage de 30° du courant secondaire par rapport au courant primaire

c. Refroidissement

Le refroidissement de transformateurs pour de grande puissance est toujours à huile et à flux forcé (à l'aide de ventilateurs)

Tableau 5.12 Caractéristiques de transformateurs de puissance

Pn	Intensité nominale en A				ìcc	Pcc	Intensité de court-circuit en kA
MVA	5,5 kv	10 kv	15 kv	20 kv	%	MVA	5,5 kv	10 kv	15 kv	20 kv
5	525	290	190	145	7	72	7,5	4,1	2,7	2,1
10	1050	580	385	290	10	100	10,5	5,8	3,8	2,9
15	1575	870	575	435	11	136	14,3	7,9	5,2	4,0
20	2100	1160	770	530	12	167	17,5	9,7	6,4	4,8
30		1740	1150	870	13	231		13,3	8,8	6,7

Où, Pn : puissance nominale du transformateur

ìcc : tension de court-circuit du transformateur Pcc : puissance de court-circuit

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CHAPITRE V. EVALUAION SOCIO- ECONOMIQUES

Après avoir établi qu'un projet est techniquement réalisable, il nous faudrait à présent faire une analyse sur son avantage économique et sa rentabilité financière pour l'exécuter et enfin montrer son apport à la population.

C'est pour cela nous aurons à faire une évaluation financière : estimation des coûts d'investissement ainsi que l'étude de rentabilité.

V.1. EVALUATIONS FINANCIERES

V.1.1. Principes d'évaluation financière d'un projet d'investissement

La réalisation d'un investissement exige que l'on prenne des décisions stratégiques. Dans ce contexte, un investissement ne sera entrepris que si l'espérance des gains futurs est supérieure à l'investissement initial.

C'est pour cela, il existe un certain nombre ou techniques susceptibles d'aider le décideur dans son choix. Ces méthodes ne constituent pas des remèdes miracles et doivent être utilement intégrées dans la stratégie globale du projet.

V.1.2. Inventaires des moyens

L'étude de la faisabilité permet à l'investisseur de prendre la décision d'accepter ou de refuser la réalisation de ce projet. Cette évaluation financière repose sur l'ensemble des dépenses d'investissement à engager, les flux futurs qui seront engendrés ainsi que la durée de vie du projet qui est estimée à 25 ans au minimum.

V.1.2.1. Investissement en capital fixe

Le capital fixe sera constitué pour notre projet essentiellement en immobilisations incorporelles, il s'agira de :

- Des immobilisations corporelles : il s'agit essentiellement

- La construction (barrage) ; installation (mécanique et électrique) machines et outillages bâtiments, du matériel roulant, du mobilier de bureau.

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- Les frais de premier établissement (licence et brevet) des immobilisations incorporelles.

V.1.2.2. Investissement en cycle d'exploitation

Il comprend généralement tout les objets relatifs et utilisés en période d'exploitation :

- Achat de stock (graisse, huile, carburant) - Prestation de services (salaires + prime) - Maintenance

Initialement, les dépenses d'investissement en capital fixe sont financées par des capitaux de longue durée, les capitaux propres ou emprunts à long terme, ce dernier est couramment utilisé comme mode dans notre pays.(banque mondiale, fonds monétaires,....).

V.1.3. Estimation du coût total du projet9.

Il existe plusieurs méthodes pour faire l'estimation du coût total d'investissement d'un projet qui dépendent de la nature du marché étudié, de la qualité et quantité des données qu'on possède et du degré de précision qu'on souhaite obtenir pour estimer le coût total d'un projet.

Ainsi donc, pour notre projet, nous utiliserons la méthode dite « méthode de E » Cette méthode est appelée « Power Factor Applied to plantor capacitif ». Cette méthode est utilisée pour les estimations du type ordre de grandeur et factorisant, qui consiste en une relation entre le capital d'investissement d'une nouvelle installation et d'une usine similaire existante en utilisant le rapport de capacité suivant la relation ci-après :

C?? = C.f.R^x (5.1)

Où,

C?? : capital fixe de la nouvelle installation

C : capital fixe de l'installation existante

R : rapport de capacité entre la nouvelle usine et l'installation existante

⁹ Etudes et gestion des projets, cours : Pr Dr Ir kalenga N.M 2007

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x: Coefficient (exposant) tenant compte de la complexité de l'usine x ? 0,6 ou 0,7 f : indices de coût

En effet, pour l'installation existante, prenons le cas de la centrale d'Imboulou, centrale construit par une entreprise chinoise située à 215 Km de Kinshasa ; la centrale développe une puissance de 120 MW. La construction qui a nécessité un investissement de l'ordre de 280 millions de dollars USD.

Ainsi, pour Busanga la puissance installée sera de 224 MW, considérons que le projet débutera en 2010, trouvons, l'estimation par cette méthode.

L'indice de coût est obtenu en faisant l'interpolation, les données de l'index des coûts du tableau ci-après

Tableau 5.1. Constants indexes as annual average¹⁰

Marshall and swift installed-equipment (indexes 1926 =100)
Year	All industries	Process industry
1990	915,1	929,3
1991	930,6	949,9
1992	943,1	957,9
1993	964,1	971,4
1994	993,4	992,8
1995	1027,5	1029,0
1996	1039,1	1048,5
1997	1056,8	1063,7
1998	1061,9	1077,1
1999	1068,3	1081,9
2000	1089,0	1097,7
2001	1093,9	1106,9
2002	1099,5	1116,3
2003	1104,1	1120,1
2004	1108,6	1127,3
2005	1109,8	1133,3
2006	1115,7	1141,7

10www.bussinesshill.com

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2007	1118,2	1150,7
2008	1123,4	1152,9

Le tableau reprend les indices des coûts de quelques firmes ayant, l'année, indices des coûts pour toutes les entreprises, mais ce qui nous intéresse c'est la première et la deuxième colonne dans la rubrique de « Marshall and Swift installed - équipement » ou en 1926 donnait une valeur égale à 100. Le tableau a été téléchargé sur le site web de Mc Graw-Hill qui ne donne que des valeurs de 1926 à 2008 mais pour raison de commodité mais nous aurons à prendre de 1990 à 2008

L'indice de coûts annuels moyens f?? Pour 2007et 2008 est donné par le

tableau 5.1.:

f?? = 1124,7 - 1123,4 = 1,3 (f2008 - f2007)

?? = 280 ????????????????

120

224

R=

= 1,87

Nous nous proposons pour des raisons techniques très délicats de prendre le coefficient de la complexité, le profit étant mécanique et électrique à la fois de prendre x ? 0,7

Le coût estimé sera alors de ???? = ??,?? X ?????? · ????⁶ X (??, ????)??,?? = 56??,??5 ????????????????

Le montant obtenu peut toujours être ajusté du fait que c'est un coût approximative, nous pouvons alors prendre un chiffre rond pour raison de commodité et de ne pas avoir trop de chiffre.

???? = 6???????????????????? De dollars américains

Tableau 5.2. Répartition des coûts par types de travaux¹¹

	Millions de dollars US	Milliards de Franc-congolais
Génie civil 36% du FCI	216	172,800
Equipement hydromécaniques 14% de FCI	84	67,200

¹¹ Selon la répartition effectuée dans le projet d'Imboulou

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Equipements électromécaniques 25% de	150	120,000
FCI
Ingénierie et administration 8% du FCI	48	38,400
Divers (taxes et impôts) 7% du FCI	42	33,600
Aléas et imprévu 10% du FCI	60	48,000
TOTAL	600	480,000

La répartition des coûts par types des travaux est présentée dans le tableau 5.2. ces différentes répartitions des coûts ont été trouvées en fonction de pourcentage de chacun de ce type de travaux dans le coût total.(au moment où nous avons effectués ces calculs 1 dollars =800 Fc).

V.1.3.1. Coût de travaux connexes d'accompagnement

Il faudrait aussi entrevoir la construction de route d'accès, les travaux liés à l'environnement, la cité du maître d'oeuvre et la ligne d'évacuation de l'énergie.

a) Route d'accès à la centrale

Cette route existe mais en mauvais état, elle découle de la route Kolwezi - Bukama (la nationale N°1) cette route à la principale est à 10 km nous envisageons une route asphaltée dans les normes soit 1 millions de dollars pour 1 km. Cette route coutera 10 millions de dollars (8 milliards de Franc-congolais).

b) Les travaux liés à l'environnement

Dans notre petite étude sur l'environnement, vu au deuxième chapitre de notre travail, l'exécution de ce projet aura des impacts négatifs sur l'environnement entre autres : la déforestation et la destruction des abris des certains animaux virant près de l'endroit choisi pour abriter ce projet important pour l'équilibre de l'écosystème. La solution sera donc de planter de jeunes arbres dans les périphériques de notre site qui sera supérieure à la quantité ou au nombre des arbres détruite pour contribuer au protocole de Kyoto près de deux millions de jeune plantes seront envisagé à être mises à la terre. Ce qui coûtera environ 1 millions de dollars US (soit 800 millions de franc). Y compris aussi la mise en nature (près deux site) certains animaux.

c) La cité du maître d'oeuvre

Cette centrale aura pour gestion des agents qui doivent être logés, pris en soins

V.1.3.2. Durée de vie du projet

Un projet est crée pour qu'il vive le plus longtemps possible. Cependant, les

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c'est-à-dire garantir leur santé et l'éducation de leurs enfants et leurs loisirs.

Une cité sera érigée, elle comptera près de cents cinquante maisons de type ville, un hôpital, une école, un cercle récréatif, une maison d'hébergement, bref une cité complète et moderne pour une somme de 6 millions de dollars (30 000 USD pour une maison).

d) la ligne d'évacuation de l'énergie.

Cette énergie doit être directement utilisée c'est pour cela, la ligne d'évacuation de l'énergie qui partira de Busanga au répartiteur Ouest pour être interconnecté à notre réseau (de la province) Busanga à Kolwezi via Nzilo sur une longueur de 80 km.

Nous savons que pour une ligne de 400 KV (EDF) au Km équivaut 500.000 dollars US soit pour une ligne de 80 Km de 220 KV, nous aurons à utiliser 22 Millions de dollars qui sera répartis comme suit :

Tableau 5.3. : Ventilation du coût d'une ligne électrique aérienne.

		400 KV	225 KV	150 KV	90 KV
Ventilation %	Pylônes	32	36	38	34
	Fondations	10	12	13	20
	Conducteurs	50	43	40	38
	Matériels et isolateurs	8	9	9	8
Ventilation matière,	Etudes	6	12	14	13
	Fournitures	61	52	50	46
	constructeurs	33	36	36	41
	main d'oeuvre en %	100	100	100	100

Notre ligne correspondra à la ventilation d'une ligne de 225 KV (même famille). En tenant compte, de tout ce qui précède le coût final estimé sera de : 640 Millions de dollars (511,200 Milliards de Fc pour 1 USD=800 Fc).

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investissements physiques utilisés par le projet doivent être évalués en fonction de leur durée de vie économique.

Cette durée ne doit pas être nécessairement égale à la durée fiscale qui sert de base à la détermination du montant des amortissements annuels. Comme certains investissements ont une année de vie très longue (supérieure à 10 ans). C'est le cas des projets hydroélectriques qui ont une durée de vie supérieure à 25 ans (leurs équivalents sont conçus de façon à travailler longtemps).

L'évaluation financière du projet prendra en considération une datation aux amortissements annuels pour tenir compte de cette dépréciation subie par les investissements au fil du temps. Cette dépréciation constitue pour l'entreprise une charge d'exploitation qui n'entraîne pas une sortie des fonds, alors les équipements qui doivent subir une dépréciation :

· Equipements de protection électrique : fusibles, sectionneur, disjoncteurs.

· Vannes et vannage

· Equipements de contrôle et de mesure

· Transformateurs

· Turbines

· Alternateurs + excitatrice

· Régulation et protection

Il est à noter que la durée de vie de ces équipements varient de 10 à 30 ans voire même 40 ans pour leurs remplacement total et en sont les éléments principaux d'une centrale.

Mais pour des raisons de prudence dans le monde des affaires et les imprévus nous pouvons prendre seront répartis dans le tableau 4.2. (Répartition des coûts par type des travaux) : deux groupes, les éléments qui seront dépréciés sur une recovery period de 10 ans qui représentent 20 % de l'investissement total et les autres 20 à 25 qui représentent 40 % de l'investissement.

Le calcul de la dépréciation directe ne sera pas évident, elle est donnée par :

?? = ?? (5.2)

n

Où - V : est l'investissement original dans le bien au début de la recovery period.

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- n : durée de la recovery period. Pour le groupe de 10 ans : 640×0,2 d = 10 Pour le groupe de 20 ans :	U?? = 12,8Millions sur 10 ??ns ??????
640×0,4 d = 20		U?? = 12,8 Millions sur 25 ??ns ??????

Nous aurons à faire une dépréciation de 25,6 Millions/??nnée pendant 20 ans et 12,8 pendant 10 ans.Cette méthode ci-haut ne tiennent pas compte de l'actualisation.

C'est pourquoi, il serait important d'utiliser la méthode dite la méthode MARCS qui tient compte de l'actualisation et exige toujours une année additionnelle au delà de la recovery period comme établi dans le tableau 5.4.

Tableau 5.4 Méthode de MARCS (Recovery Period)

Recovery year	Recovery period
	3 years	5 years	7 years	10 years	15 years	20 years
1	33,33	20,00	14,29	10,00	5,00	3,750
2	44,45	32,00	24,49	18,00	9,50	7,219
3	14,80	19,20	17,49	14,40	8,55	6,677
4	7,41	11,52	12,49	11,52	7,70	6,177
5		11,52	8,93	9,22	6,93	5,713
6		5,76	8,92	7,37	6,23	5,285
7			8,93	6,55	5,90	4,888
8			4,46	6,55	5,90	4,522
9				6,56	5,91	4,462
10				6,55	5,90	4,461
11				3,28	5,91	4,462
12					5,90	4,461
13					5,91	4,462
14					5,90	4,461
15					5,91	4,462
16					2,95	4,461
17						4,462

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18						4,461
19						4,462
20						4,461
21						2,231

V.2. ESTIMATION DE LA RENTABILITE

Plusieurs critères existent pour évaluer un projet d'investissement parmi ceux-ci, nous retiendrons les plus connus et les plus utilisés :

? Le critère de valeurs actuelles nettes (Net present value)

? Le critère du taux interne de rentabilité (internal rate of return) ? Le critère de délai de récupération (pay back period)

? L'indice de profitabilité (index of profitability)

D'une manière générale, la rentabilité d'une installation est obtenue en comparant les coûts annuels avec les recettes. Du côté recette on aura à calculer l'énergie en KWh disponible (produite) et du côté dépenses les coûts de construction et d'exploitation seront considérés.

Le profit que nous pouvons tirer de ce projet dépend directement de la manière de valoriser l'énergie produite. Cette rentabilité peut être évaluée selon le schéma de calcul du tableau 5.5.

Tableau 5.5 : Schéma de calcul pour évaluer la rentabilité d'une centrale hydroélectrique

Coûts d'investissements - Génie civil - Equipements hydromécaniques - Equipements électromécaniques - Coûts annexes	Dépenses annuelles, intérêts et amortissement du capital investi + frais d'exploitation et d'entretien, impôts, fixes et assurances Total dépenses annuelles
Bénéfices Production d'énergie KWh par année	Revenus financiers annuels, consommation propre (= remplacement, achat d'énergie) prix d'achat + refoulement dans le réseau : prix de reprise

Tableau 5.7 : Valeurs estimatives des frais annuels pour l'exploitation et l'entretien d'une centrale hydroélectrique.

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	Total revenus annuels
Comparer les revenus avec les dépenses

V.2.1. Intérêt et amortissement

Le solde des frais d'investissement sera converti en annuité à l'aide d'un facteur tenant compte des intérêts et de l'amortissement des capitaux nécessaires à la reconstruction, fonds propres ou emprunt (dépréciation).

Le taux hypothécaire sera adopté pour le calcul des intérêts si les taux réduits ne sont pas obtenus sur une part de l'investissement. Dans le cas contraire, un taux moyen sera calculé en fonction des différents taux partiels.

Il est judicieux de déduire le taux d'inflation de l'intérêt du capital investi ; les frais financiers et d'exploitation pourront alors être pris en compte à valeur fixe pour toute la durée d'amortissement. Le tableau 5.6. Donne les facteurs d'annuité pour différents taux d'intérêt et durée d'amortissements.

Tableau 5.6. Différentes valeurs de facteur d'annuités.

Durée d'amortissement en années	Taux d'intérêt corrigé (taux du jour moins inflation) %	3 %	4 %	5 %	6 %	7 %
10	0,111	0,117	0,123	0,130	0,136	0,141
15	0,078	0,084	0,090	0,096	0,103	0,110
20	0,061	0,067	0,074	0,080	0,087	0,094
25	0,051	0,057	0,064	0,071	0,078	0,086
30	0,045	0,051	0,058	0,065	0,073	0,081

V.2.2. Frais d'exploitation

Les valeurs estimatives pour les frais d'exploitation et d'entretien sont exprimées en % des frais d'investissements.

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Types de coûts	Taux des frais annuels	Référence pour le calcul des frais
1. Turbine + alternateurs + leurs régulations	3 à 6 %	Investissement pour les composants concernés		2. Barrage, prise d'eau, conduite forcée
1,2 à 1,6 %	Investissement pour les ouvrages concernés	3. Bâtiment de la centrale et installation
0,4 à 0,6 %	Investissement pour les ouvrages concernés	4. Taxes, impôts, assurances administration.
0,8 à 1,5 %	Investissement total

Signalons que ces coûts incluent le charge pour le personnel d'exploitation ; le gardiennage, administration ainsi que le relevé des compteurs et instruments de mesure.

Les coûts annuels totaux concernant la latitude hydroélectrique comprendront donc les intérêts et amortissement plus en frais d'exploitation et d'entretien. Ils s'élèvent à environ 8 à 12 % de l'investissement qui ressort du tableau 5.7.

V.2.3. Revenus et bénéfices (profit)

La manière d'utiliser l'énergie produite détermine la rentabilité d'une centrale hydroélectrique. Dans notre pays nous nous tournons de la façon dont la société national de l'électricité facture ((énergie × prix de vente)+ éventuelle taxe de puissance + éventuellement le courant réactif)

V.2.4. Estimation proprement dit de la rentabilité sur le projet Busanga a. Production d'énergie annuelle

E = 8000 X 'bel (5.3)

Où,

E : Energie en KWh

'yet : Puissance électrique

Pourquoi 8000 heures? nous supposons que dans les 8760 (385×24 heures) de marche, les 760 heures seront destinées aux heures d'entretien et intervention.

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? Puissance installée : 56 X 4 = 224 K?? ? Puissance garantie : 56 X 3 = 168 ????

E = 168 · 10³ X 8000 = ???????? · ?????? ??????

b. Investissement total

Comme nous avons trouvé à la première partie de ce chapitre l'investissement

total : 640 millions dollars US.

A.1. Dépenses annuelles

Durée de l'amortissement A moyenne 25 ans ; intérêts I 8,5% ; inflations In 4,5% ; facteur d'annuité A (voir tableau 5.7): 4% pour 25 ans

Tableau 5.8 les charges estimées sur le projet

A + I + In :	U$ 40,96 Millions
Exploitation et entretien	U$ 11,008 Millions
Taxes et assurances, administration	U$ 5,120 Millions
Total des dépenses annuelles	U$ 57,088 Millions

A.2.Rentabilité

Prix de vente moyen pour un KWh au taux de la SNEL est de 0,14 U$/KWh.

- Recettes annuelles 1344. 10⁶ KWh×0,14 U$/KWh= 186,76 Millions -Bénéfice brute annuelle (recettes moins dépenses)

???????????????? = 186,76 - 57,028 = U$ ??????,?????? M??ll??????s

Ainsi nous obtenons, le cash-flow net ou le profit net ce qui restera à faire c'est à présent à payer aux emprunts de l'investissement.

V.3. Impact social de ce projet

Près de 450 personnes sont concernées par la construction du barrage car elles seront déplacées mais doivent être relocalisées. Par ailleurs, il apparaît également que le bénéfice à tirer en terme d'emploi crées ne seraient pas à négliger en cette période de « cinq

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chantiers ». 2000 personnes seront appelées à travailler lors de l'étape de construction. A l'étape de l'exploitation 150 personnes trouveront un emploi permanent avec le Développement de la centrale, des maisons seront construites pour les travailleurs tout comme les conditions de vie seront nettement améliorées avec des routes, des hôpitaux et des écoles, pour ne citer que ceux-là.

CHAPITRE VI. EVALUATION DES CONSEQUENCES SUR L'ECOSYSTEME DE L'AMENAGEMENT HYDROELECTRIQUE DE BUSANGA

Les conséquences sur l'écosystème de l'aménagement d'une centrale hydroélectrique se séparent en deux grands types à savoir :

- Les conséquences directes qui sont les résultats de l'influence directe de la construction sur l'écosystème.

- Les conséquences indirectes qui proviennent d'un effet par ricochet.

L'étude d'impact fait également la distinction entre :

- Les répercussions environnementales liées à la phase de travaux et qui sont donc temporaires - Les répercussions liées à l'exploitation de la centrale qui sont permanentes.

Nous pouvons alors pour notre aménagement, donner, des conséquences classiques

dans ce cas :

a. La détérioration de la qualité des eaux :

L'immobilisation prolongée de l'eau dans les retenues favorise la stratification des eaux et le développement des algues. L'eau étant riche en éléments nutritifs, l'eau prélevée en profondeur sera alors plus chargée en azote ammoniacal par exemple, et moins riche en oxygène.

b. Atteintes aux poissons et au milieu aquatique en général

Les ouvrages hydroélectriques constituent (pour cette partie poissonneuse) un obstacle pour les poissons migrateurs. Il faudra donc envisager la mise en place de dispositifs de

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franchissement des barrages (passe à poissons).

c. La déforestation du lieu ou doit être érigé le barrage et la cité une vaste étendue de terre sera déboisée pour abriter les ouvrages, en envisagera de planter d'autres arbres pour faire une compensation.

VI.1.Choix du moment des travaux

Dans notre pays le plus souvent, il est à noter l'impact environnemental est négligé (ne pas considérer) or il s'avère très important pour préserver l'écosystème.

Pour ce qui concerne la population des poissons durant la phase de construction, les travaux de dynamitage ne sont réalisés à l'extérieure de la période sèche (saison sèche) pour éviter un nuage de poussière et de faibles charges seront utilisées pour limiter l'onde de choc qui pourrait être fatale pour le barrage de N'seke (barrage à enrochement) ainsi que les diverses activités des communautés des poissons.

Pour ce qui concerne les oiseaux, les travaux entraîneront la perle temporaire d'une aire d'alimentation de pintade et oies, espèces menacée dans cette région de mesure d'atténuation particulière supplémentaire comme la sensibilisation des travailleurs.

VI.2. Diminution du bruit lié aux groupes turbine-alternateur.

Puisque l'usine sera souterraine, donc les groupes seront immerger il n'y aura plus de problème de bruit.

VI.3. Amélioration de la qualité des eaux

La qualité de l'eau peut être améliorée par différents moyen en choisissant de niveau de prise d'eau dans la retenu, en facilitant la ré-aération naturelle à l'aval immédiat de l'ouvrage ou en mettant en place des déversoirs pour aérer l'eau turbinée.

VI.4. Restauration de l'habitat pour les poissons

Il est possible de recréer des zones de la reproduction des poissons mais aussi de mettre en place des dispositifs de franchissement des barrages (passe-poissons) serait encore idéal.

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En ayant ces caractéristiques, nous sommes à mesure de faire le choix des équipements vitaux qui constitueront la centrale à savoir : la turbine, la conduite forcée, les vannes, alternateur+

CONCLUSION GENERALE

Nous arrivons au terme de notre travail « Choix des équipements & Impact socio-économique et environnementaux de la centrale hydroélectrique de Busanga.

Il nous parait raisonnable de rappeler les grandes lignes qui l'ont constitué

La problématique du déficit énergétique dans notre pays ou mieux dans notre province du Katanga est alarmante, la demande de l'énergie de ces dernières années ne fait qu'augmenter, créant une instabilité de notre réseau interconnecté

Ceci étant, deux possibilités s'offrent à cette situation à savoir : la réhabilitation des centrales existantes qui ont dépassé leur durée de vie, et d'autre part, la construction de nouvelles centrales sur des sites déjà identifiés.

Face à ces deux possibilités, nous avons choisi la dernière. Alors pourquoi avoir choisi la construction des nouvelles centrales ? Parce qu'à ce stade la réhabilitation coutera très cher et prendra beaucoup de temps pour être réalisée par rapport à la construction.

Parmi les sites, nous avons Busanga, un site qui se trouve sur le Lualaba et à environ 100 km de la ville minière de Kolwezi. A ce niveau du Lualaba, le site a un débit moyen de 140 ??³ et une hauteur brute de 137 m.

Une centrale hydroélectrique étant très complexe, nous avons seulement eu à faire le choix des équipements vitaux et une évaluation socio-économico-environnementale, les horizons sont

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son excitatrice et le transformateur qui est l'une de l'ossature de notre travail

En effet, pour le choix de la turbine et le calcul de la conduite forcée, il est important de tenir compte des phénomènes néfastes qui limitent nos champs de choix et de calcul qui sont entre autre que la cavitation, le vortex et le coup de bélier.

Pour la turbine, la hauteur ne suffit pas pour donner les caractéristiques, il faudrait considérer la vitesse spécifique qui permet de faire un choix judicieux de celle-ci tout en limitant les effets de la cavitation.

Pour la conduite, le coup de bélier permet de déterminer la valeur minimale de l'épaisseur qui résistera à la variation de pression qui se manifeste par l'onde de choc se propageant à une vitesse très élevée.

Pour l'alternateur les paramètres importants sont la puissance de la turbine, la tension, la fréquence, le facteur de puissance, la classe d'isolation et son mode d'excitation s'avèrent important pour le fournisseur ces différents paramètres. Le choix s'est porté sur un alternateur synchrone à pôles saillant avec excitatrice sans balais (diodes tournantes).

Chaque transformateur triphasé est constitué de trois transformateurs monophasés que nous appelons pôles permettant d'avoir plusieurs avantages techniques et économiques.

Enfin, nous avons eu ce privilège de faire une évaluation économique, sociale et environnementale, car de nos jours, nous ne pouvons pas parler de la technologie et de l'économie sans associer l'environnement.

Ce projet est-il économiquement rentable ? A cette question nous disons OUI, il est économiquement rentable par l'estimation de l'investissement a effectué et, tout en faisant la simulation du cash-flow brut nous remarquons qu'il n'y aura pas de pertes ni des charges énormes.

Y aura-t-il une part pour la population ? La création d'emploi temporaire et permanent, direct et indirect.

Quel est son impact environnemental sur la région ? Ce projet ne présentera pas d'impact environnemental majeur sur celle-ci.

Notre pays, comme nous le disons le plus souvent, n'est pas seulement un scandale géologique ; c'est aussi une bombe hydrologique que nous devons valoriser pour produire de l'énergie électrique ainsi, garantir notre économie et s'affirmer stratégiquement.

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ouverts à tous ceux qui aimeraient marcher sur le même chemin.

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ANNEXE

I. Levées pluviométriques mensuelles

II. courbe de débits classés

III. Situation de l'énergie électrique du Katanga

IV. Projection de la demande d'énergie électrique par les industries minières

V. Schéma du reseaux simplifie du Katanga

VI. Formes et calculs des galeries

VII. Photos gorges Katenda et lit du Lualaba

VIII. Les unités de mesures utilisées

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ANNEXE II. COURBE DE DEBIT CLASSE



1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Mois

DEBIT en m3/sec

250

200

150

100

50

0

1 : Janvier 2 : Février 3 : Mars 4 : Avril 5 : Mai 6 : Juin

7 : Juillet 8 : Août 9 : Septembre 10 : octobre 11 : Novembre 12 : Décembre

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ANNEXE III SITUATION DE L'ENERGIE ELECTRIQUE DU KATANGA



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ANNEXE IV. PROJECTION DE LA DEMANDE DE L'ENERGIE ELECTRIQUE



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Annexe V SCHEMA SIMPLIFIEE DU RESEAUX DUKATANGA



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ANNEXE VI FORMES ET CALCULS DES GALERIES



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ANNEXE VII. PHOTO GORGES DE KATENDA & LIT DU LUALABA/BUSANGA





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ANNEXE VIII. LES UNITES DE MESURES UTILISEES

l La longueur :- le mètre m -le millimètre mm

l la surface : - le mètre carré m²

l Le volume : mètre cube m³

l le débit : mètre cube par seconde m³/sec

l la vitesse : mètre par seconde ??/??????

l la vitesse angulaire : tours par minutes : ????/??????

l la puissance : kilowatt kW

l l'énergie : kilowattheures : kWh

l la pression : Pascal Pa (1Pa = 1,02 *10-5 ???? / )
????²

l la tension : le volt v

l l'intensité du courant : ampère A

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BIBLIOGRAPHIE

Ouvrages

1. A .CORHAY & M. MBANGALA, Fondements de gestion financière, édition Ulg, Liège, 2007, pp 111-141.

2. A.E.G, Installations électriques de production et distribution d'énergie, 3è???? édition AEG, 1956, p 94.

3. B. COMTE, Exploitation et Maintenance des groupes hydroélectrique, 1^????édition EEF,

1700 Fribourg, Suisse, 1994, pp 40-280.

4. F. ROMERIO, Les controverses de l'énergie, 1???? édition U.P.L, Lausanne, 2007, pp 19100.

5. G. REMENIERAS, Hydrographie de l'ingénieur, 2è???? édition Eyrolles, Paris, 1980, pp 266-300.

6. P. LAVY, Production d'électricité par aménagements hydrauliques, édition Technip, Grenoble, 2003.

7. P. MOUSSON, Formulaire, édition Lavoisier, Paris, 1981, pp 8-31

Rapports

1. ACEC, Centrales hydroélectrique, Charleroi, Mai 1983.

2. Ministère de l'énergie de la RDC, les enjeux énergétiques en RDC, Kinshasa, 2007

3. SNEL/PRS, Situation énergétique du réseau sud, Likasi Novembre 2008.

4. T E, Aménagement hydroélectrique de Busanga, Rapport préliminaire, Bruxelles Décembre 1969.

Mémoires

1. JP TSHITEYA, La problématique de l'énergie électrique dans la ville de Lubumbashi, Polytech-UNILU 2007, p 16

2. P.KYABUTA, Optimisation de l'énergie électrique à l'ouest du Katanga, Polytech-UNILU, 2007, p

Cours

1. A. PANDA, Centrales et réseaux électriques, Polytech-UNILU 2005.

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2. JP.BAZOLANA, Applications de l'énergie électrique, Polytech-UNILU 2009

3. P.KALENGA, Etude et gestion des projets, polytech-UNILU 2008.

4. T.KAMABU, Machines électriques, Polytech-UNILU 2005

5. T.SUMUNA, énergétiques, Polytech-UNILU 2006

6. T.SUMUNA, Turbomachines I, Polytech-UNILU 2005.

Adresses Internet

1. www.ABB.com(protection équipements, mois de Mai 2009)

2. www.google.com (motor research)

3. www.Mag-energie.com(Au secours du Katanga avec 240 MW ; mois d'Avril 2009)

4. www.SNEL.cd(situation énergétiques de la RDC et du Katanga ; mois de Janvier 2009)

5. www.wikipedia.org (turbine, barrage, débit; mois d'Août 2008)

6. www.worldenergy.org(perspectives énergétiques ; mois de Novembre 2008)