IV.2 PLANIFICATION DES RESEAUX INTERCONNECTES,
EXECUTION
ET EVALUATION DES PROJETS ENERGETIQUES
Après une étude visant à présenter
comment devrait être analyser une relation causale entre consommation
d'énergie électrique et croissance économique, la
connaissance du mode de calcul du taux de couverture, taux, de desserte et taux
d'électrification s'avére important car cela permet une meilleure
connaissance des population béneficiant déjà d'un
raccordement au réseau électrique.
Selon le PNUD, pour différentes filières dans le
domaine électrique, trois notions sont usuellement employées,
à savoir : le taux de couverture (géographique), le taux de
desserte et le taux d'électrification (Figure
4.2). La notion de taux de couverture est très importante,
puisque la visualisation du réseau au moyen d'un SIG va permettre, au
moyen d'un critère économique et financier ramené à
une distance (maximale) de vérifier l'intérêt de raccorder
une localité donnée au réseau versus d'autres options
comme les systèmes décentralisés.
? Taux de couverture géographique :
C'est le rapport entre la population vivant dans les
localités électrifiées et la population totale de la zone
: TC = Popzelec/ Popz
? Taux de desserte : C'est le
rapport entre la population ayant effectivement accès au service
(desservie) et la population des localités électrifiées :
TD = Popdess/Popzelec
? Taux d'électrification :
C'est le rapport entre la population desservie et la population
totale de la zone : TE = Popdess/ Popz
Il apparaît très clairement que : TE = TD*TC,
autrement dit que le taux d'électrification est égal au taux de
desserte multiplié par le taux de couverture.
? Taux d'accès : En ce qui
concerne l'électricité, c'est ceux qui ont accès dans un
pays à l'électricité par rapport à la
totalité de la population. C'est donc identique au taux
d'électrification.
? Taux de pénétration :
Taux de pénétration : c'est équivalent au
taux de desserte.
Ménages électrifiés
Ménages de la zone
Ménages
non
électrifiés
137
Figure 4.2 : Illustration géographique des
zones d'électrification
Expérience de la planification actuelle de
l'Electrification rurale décentralisée au
Cameroun
L'Agence d'Electrification Rurale du Cameroun a
réalisé en 2002 une étude de faisabilité dans la
Province du Centre. La revue de cette étude permet de dégager la
vision actuelle de la planification des projets d'électrification
rurale.
Les initiatives d'ERD sont très rares au Cameroun mais
il y en a eu quelques uns tel que le projet d'électrification rurale
décentralisée dans la Province du Centre qui a pour objectif
global de contribuer à la transformation du monde rural par
l'amélioration des conditions de vie, l'augmentation de la
productivité des entreprises et activités rurales et le
renforcement des capacités des communautés rurales et des
collectivités décentralisées. Le projet concernait 19
localités, retenues sur la base des critères successifs suivants
:
1- Centres administratifs non électrifiés,
2- Localités non électrifiées ayant une
population de plus de 1000 habitants,
3- Localités précédentes offrant une
possibilité de réplication de la démarche ERD par
réseau isolé au sein du même arrondissement, et enfin
4- Sélection des localités se situant à
priori dans une zone hors de l'influence du réseau AES-SONEL. Pour
atteindre cet objectif global, et étant donné son
caractère novateur, le projet d'électrification rurale
décentralisée dans la Province du Centre vise à :
1- Clarifier par la pratique, l'environnement institutionnel,
contractuel, juridique, financier et fiscal de l'électrification rurale
décentralisée hors zone de concession AES SONEL, par la mise en
place d'un projet d'électrification rurale décentralisée
sur une base commerciale, fondée sur l'équité et une
approche par la demande.
2- Impliquer le secteur privé camerounais national et
local et les collectivités locales, renforcer leurs capacités
technique et organisationnelle pour intervenir dans le domaine de
l'électrification rurale décentralisée.
3- Promouvoir les solutions techniques adaptées
à moindre coût, y compris les solutions à base
d'énergies renouvelables (solaire, éolien), tout en garantissant
la qualité du service et en assurant la protection des consommateurs.
138
Le Schémas techniques retenus pour satisfaire la
demande dans les localités étudiées, les moyens de
production électrique suivants avaient été retenus :
- Le raccordement au réseau AES-SONEL par antenne MT
lorsque l'éloignement le justifie : en ce sens, une localité
alimentée à partir du réseau AES-SONEL, achète
l'énergie en moyenne tension, le système électrique local
étant alors entièrement de son ressort,
- La production autonome par groupe diesel comme option
d'électrification de base : la solution « groupe diesel » a
été retenue comme scénario de référence pour
les localités qui ne sont pas raccordables au réseau AES SONEL.
L'option de n'équiper qu'avec un seul groupe a été
adoptée afin de limiter le coût d'investissement. Les puissances
unitaires des groupes ont été standardisées (100, 80, 50,
40 et 20 kVA) et un juste dimensionnement en fonction de la demande de chaque
localité a été adopté,
- L'équipement des sites potentiels
hydroélectriques à proximité des 19 localités
étudiées : après un travail cartographique autour de
toutes les localités enquêtées et une mission de
reconnaissance, trois sites potentiels de développement de Petites
Centrales Hydroélectriques (PCH) ont été
identifiés,
- La diffusion de kits photovoltaïques : une option kits
solaires a été également étudiée, en
complément aux autres schémas d'électrification,
malgré une rentabilité financière inférieure
à celle des autres options étudiées.
4.2.1. Planification des réseaux
interconnectés
Dans l'optique d'une meilleure gestion des difficultés
pouvant survenir lors du fonctionnement d'un réseau en particulier dans
un contexte de décentralisation, la planification, permet de choisir une
solution technique à un problème posé grâce à
des études technico technico-économiques. Les problèmes
techniques peuvent être à court terme dans l'année ou
à long terme dans un horizon de 30 ans à 40 ans. Des calculs
technico-économiques simples permettent de trouver les solutions
adaptées aux problèmes à court terme.
La planification à long terme quand à elle
consiste à mettre en place des schémas directeurs de
développement du réseau électrique c'est
c'est-à-dire à trouver son avenir le plus probable en se fondant
sur des hypothèses réalistes afin de s'adapter à
l'évolution des contraintes (charges, environnement, production). La
mise en place de schémas directeurs permet d'étudier les
réseaux existants, d'analyser leur performance et leurs failles de
façon à établir des stratégies de
développement à coût minimal. Pour cela, les
différentes solutions proposées doivent respecter un ensemble de
critères portant sur l'indice de fiabilité et le produit PL
(Puissance par unité de Longueur) définie plus bas.
Le SAIDI (System Average Interruption
Duration Index) est le temps moyen de coupure par an et par client. Le
SAIFI (System Average Frequency Duration Index) est la
fréquence moyenne de coupure par an et par client. Enfin,
l'END est l'Energie Non Distribuée par an.
Ces trois indices de fiabilité donnent une image de la
qualité du réseau [39].
SAIFI
? ? ? ? ? ? ? ?
T i ? N i ? N
i
cou cl cou
?
?
Ntot
i
cl cou
i?
N i
tot? ?
cou cou cou
SAID i ?
(4.6)
END
i ?N i
tot ? ?
Avec :
- Tcou (i) = Durée de la coupure du tronçon i(min)
- Ncl (i) = Nombre de clients coupés,
139
- Ncou(i) = Nombre de coupures,
- Ntot (i) = Nombre total de clients,
- Pcou (i) = Puissance coupée.
Pour calculer un indice de fiabilité IND total (IND
représentant le SAIDI, SAIFI ou END), on aura donc:
où (n) est le nombre de tronçons du
réseau. Le calcul de Tcou, Ncl, Ntot et Pcou dépendent des
organes de coupure utilisés et de leur emplacement ainsi que du mode
d'exploitation du réseau. Le produit PL pour une zone donnée est
le produit de la puissance totale consommée par les clients de la zone
par la longueur totale de la zone qui alimente les clients.
Le produit PL pour une zone donnée est le
produit de la puissance totale consommée par les clients de la zone par
la longueur totale de la zone qui alimente les clients. En d'autres termes, si
on tente d'équilibrer cet indice, des clients qui consomment peu
d'énergie seront alimentés par une longueur de conducteur plus
importante que des clients qui consomment beaucoup d'énergie. La
probabilité de défaut étant proportionnelle à la
longueur de conducteur, on minimise ainsi la puissance coupée lors d'un
défaut et donc on améliore la qualité de service. Par
ailleurs, l'équilibrage de ce critère permet d'assurer une
équipartition des risques de défauts [39].
P N
max ? ?
I N
? ? ?
max U? 3 ? cos ? ?
4.2.1.1. Calcul technico-économique pour le
choix de stratégie finale
Après avoir effectué les
calculs économiques conduisant au choix de l'investissement
énoncé au paragraphe ci-dessus, il importe d'effectuer le choix
des solutions technique par exemple celui des câbles d'alimentation d'une
circonscription territoriale. Pour dimensionner le conducteur, il faut
déterminer la puissance qui sera consommée à l'horizon
choisi. On suppose que les charges évoluent de manière constante
de t% par an sur N années. La puissance consommée à
l'année N est :
(4.7)
Le lien entre la puissance maximale consommée
Pmax (N) et l'intensité Imax (N), qui transite dans les
conducteurs est : (4.8)
U = tension (kV), cos(ö)
= facteur de puissance de la charge On obtient donc :
? (4.9)
On peut ainsi déterminer le type de conducteur et sa
section minimale. Dans notre exemple à partir de l'intensité
calculé.
Le coût actualisé sur N années du
réseau pour différents types de conducteurs permet de
déterminer la section économique du câble à utiliser
tout en tenant compte de la section minimale imposée par la contrainte
de courant maximal. Cette méthode de calcul prend en compte
l'investissement initial (coût de la fourniture du conducteur) ainsi que
celui des pertes par effet Joule. L'expression du coût a actualisé
est donc:
N C < P ( n )
C act = I + ? n
n 0 ( 1 )
= i
+
(4.10)
- Cact = coût actualisé en kCFA Francs
- I = investissement à l'année 0 en kCFA Francs
- C = coût d'un kW de pertes à la point pointe en
kCFA Francs
- P(n) = pertes à la pointe à l'année n en
kW
- i = taux d'actualisation en %
140
L'expression des pertes est donnée par la formule
suivante
Par ailleurs, S(n) est définit par : S(0) étant
la puissance apparente de la charge à
l'année 0. Ainsi, d'où On pose
l'expression du coût actualisé est :
(4.11)
Le coût actualisé Cact est donc
calculé pour le type de câble choisit.
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