Optimisation du transit d’énergie sur la ligne d’interconnexion 132 kv niamey-birnin kebbi

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I

Elhadji Moussa Abagana Boukar TS ELECTROTECHNIQUE 2015-2018

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Dédicace

II

À mes parents !!!

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Remerciements

Aucune oeuvre humaine ne peut se réaliser sans la contribution d'autrui. Il est donc important pour moi d'adresser mes remerciements à tous ceux qui, de près ou de loin, m'ont accordé leur soutien de tous ordres dans la rédaction de ce mémoire, fruit d'un stage effectué au sein du site Niamey II de la Nigelec. Par ailleurs je remercie, et ce, à titre particulier, ces personnes ayant contribué d'une manière ou d'une autre à sa réalisation.

Il s'agit de :

- Mon père Elhadji Moussa Abagana pour tous ses efforts (prière, conseil etc.)

- Ma mère Halima Boukar pour tous ses efforts (prière, conseil etc.)

- Ma tante Andry Chekou Koré pour tous ses efforts (prière, conseil etc.)

- Monsieur Koffi N'Guessan, Directeur général de l'INSTITUT NATIONAL

POLYTECHNIQUE FELIX HOUPHOUET BOIGNY (INP-HB) de Yamoussoukro ;

- Monsieur Tanoh Aka, Directeur de l'Ecole Supérieure d'Industrie (ESI) ;

- Monsieur Somo Coulibaly, notre encadreur pédagogique pour ses critiques,

prescriptions, enseignements et pour son expertise dont nous avons bénéficié dans la

réalisation de notre mémoire ;

- Monsieur Hassane Farouk, notre maitre de stage

- Monsieur Ayouba Byfodi électricien au sein du site Niamey II.

- À tous mes enseignants de l'INP-HB.

III

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Sommaire

Introduction : 1

PARTIE I : Généralité 2

Chapitre I : Présentation de l'entreprise (source : document Nigelec) 3

I. Historique 3

II. Direction Production & Transport (DPT) 3

III. Organigramme de la Nigelec 5

Chapitre II : Présentation du thème 6

I. Enoncé du thème : 6

II. Cahier de charges : 6

III. Plan simplifié du travail : 6

Chapitre III : L'aspect général d'un réseau de transport d'électricité 7

I. Les paramètres liés au réseau de transport d'électricité 7

II. Les équipements constituants un réseau de transport HT : 11

III. Effet couronne : 19

PARTIE II : 21

Introduction 1 : 22

Chapitre I : Le poste de Niamey II 23

I. Modélisation du schéma de la ligne 132KV Birnin Kebbi-Niamey 23

II. Schéma unifilaire du post d'interconnexion du site Niamey II 24

III. Le système actuel de gestation au sein du site Niamey II 25

Chapitre II : Analyse des données de la consommation sur la ligne 132 KV Birnin Kebbi 26

I. La consommation du mois d'Avril de l'an deux mille dix-huit `04/2018' 27

II. La consommation du mois de Mai de l'an deux mille dix-huit `05/2018' 29

III. Consommation du mois d'août de l'an deux mille dix-huit `08/2018' 31

IV. La consommation du premier jour du mois de septembre de l'an deux mille dix-huit 33

Conclusion 1 : 34

Chapitre III : les solutions pour l'optimisation de l'énergie sur la ligne 132 KV 35

I. Diminution de la résistance R des conducteurs 35

Conclusion 2 : 40

II. Minimisation du courant en ligne 40

Conclusion 3 : 48

III. Le coût économique 57

Recommandations : 58

Conclusion générale : 59

IV

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Avant-propos

Par le décret 96-678 du 4 septembre 1996 l'Institut National Polytechnique Félix Houphouët Boigny (INPHB) de Yamoussoukro a vu le jour. Il a été créé par la fusion et la restructuration de quatre grandes écoles que sont :

- L'Institut Agricole de Bouaké (IAB) ;

- L'Ecole Nationale Supérieure d'Agronomie (ENSA) ;

- L'Institut National Supérieur de l'Enseignement Technique (INSET) ;

- L'Ecole Nationale Supérieure des Travaux Publics (ENSTP).

Comprenant aujourd'hui les grandes écoles suivantes :

- Les classes préparatoires aux grandes écoles (CPGE) ;

- L'Ecole Supérieure d'Agronomie (ESA) ;

- L'Ecole Supérieure des Travaux Publics (ESTP) ;

- L'Ecole Supérieure des Mines et Géologies (ESMG) ;

- L'Ecole Supérieure d'Industrie (ESI) ;

- L'Ecole Supérieure de Commerce et d'Administration des Entreprises (ESCAE),

- L'Ecole de Formation Continue et du Perfectionnement des Cadres (EFCPC) ;

- L'Ecole Doctorale Polytechnique (EDP) ;

L'INP-HB s'est donné comme vocation la formation des ingénieurs et des techniciens supérieurs compétitifs au niveau de la sous-région et même dans le monde entier dans les domaines du commerce, de l'administration, de l'industrie, de l'agronomie, des mines et du génie civil.

L'ESI, l'école à laquelle nous appartenons, est chargée de la formation des techniciens supérieurs et des ingénieurs sur une période de trois (3) années dans presque tous les domaines de l'industrie.

V

Pour mieux assurer la formation de ses étudiants, l'ESI associe à la formation théorique, des travaux pratiques, des visites d'entreprises, des projets internes et des stages. Ces stages

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permettent aux élèves de confronter la formation théorique à la pratique dans la résolution d'un problème réel. Le stage de troisième année est sanctionné par le diplôme préparé.

A cet effet, un stage de fin de cycle, d'une durée de trois (3) mois durant le second semestre de la troisième année, est obligatoire. Pendant ce stage, l'étudiant est amené à réaliser un Projet de Fin d'Etudes (PFE) qui sera soutenu en fin d'année scolaire devant un jury composé de spécialistes du domaine de formation. C'est d'ailleurs dans ce cadre que s'inscrit le présent mémoire qui est le résultat du stage fait à la Nigelec dans son site de Niamey II durant la période du 6 août au 31 octobre 2018.

VI

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Liste des sigles, symboles et abréviations

? Sigles

Sigle	Signification
INP-HB	Institut National Polytechnique Félix Houphouët Boigny
THT	Très Haute Tension
HTA/B	Haute Tension catégorie A/B
H/M/BT	Haute/Moyenne/Basse Tension
AAAC	All aluminium alloy conductor ( tout conducteur d'alliage d'aluminium)
M/KW	Méga/Kilowatt
kV	Kilovolts
BK	Birnin Kebbi

? Abréviations

Abréviation/symbole	Signification
	Signe de proportionnalité
Nigelec	Société Nigérienne d'électricité
Cos	Facteur de puissance

VII

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Liste des tableaux

Tableau 1 : Les niveaux de tension définis par les normes NF C 15-100 et NF C 13-200 8

Tableau 2 : Nombre d'assiettes d'isolateurs en fonction de la tension de la ligne 15

Tableau 3 : Dimensions de l'isolateur en fonction de tension de tenue 16

Tableau 4 : Les causes de la pollution et son remède : 17

Tableau 5 : les conducteurs actuels de la ligne 132 kV BK (source : agent Nigelec) 36

Tableau 6 : caractéristiques des matériaux ( source : electronique-et-informatique.fr) 36

Tableau 7 : Puissance et courant de court-circuit (source : Manuel de travaux pratiques du

Professeur Jean-Louis LILIEN) 38

Tableau 8 : section minimale des conducteurs à choisir en fonction du temps de court-cir 38

Tableau 9 : caractéristiques du câble choisi 39

Tableau 10 : caractéristiques du câble de garde choisi 40

Tableau 11 : détails sur le diagramme des puissances 41

Tableau 12 : Les caractéristiques des condensateurs 45

Tableau 13 : Contrôleur des batteries des condensateurs CQ900 45

Tableau 14 : Disjoncteur (Version débrochable à commande frontale) 46

Tableau 15 : Sectionneur 46

Tableau 16 : Batterie fixe 47

Tableau 17 : Module du condensateur DryQ choisi 48

Tableau 18 : Sectionneur et disjoncteur choisis 48

Tableau 19 : Compensateur synchrone 53

Tableau 20 : Expérience réalisée sur la production locale (Pl) (lecture faite sur SCADA) 54

Tableau 21 : Pmax et Pmin mensuelles du 11/2017 au 10/2018 56

Tableau 22 : Feuille de route pour l'amélioration de la tension sur la ligne 132 kV BK 57

Tableau 23 : Tableau récapitulatif des équipements choisis 57

VIII

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Liste des figures

Figure 1 : représentation des câbles en vue de face 11

Figure 2: les différentes parties d'un pylône 13

Figure 3 : schéma représentant les lignes des tension transitoires 15

Figure 4 : les capacités parasites 16

Figure 5 : contournement 17

Figure 6 : silhouettes de rapace 19

Figure 7 : Histogramme des puissances des pointes journalières du mois d'Avril 2018 27

Figure 8 : Histogramme des puissances des pointes journalières du mois de mai 2018 29

Figure 9 : Histogramme des puissances des pointes journalières du mois d'août 2018 31

Figure 10 : données du 20/08/2018 à 21h/22h 32

Figure 11 : Histogramme des puissances horaires du 01/09/2018 33

Figure 12 : Pertes de transport par composante 35

Figure 13 : Modèle réduit de la liaison 38

Figure 14 : la puissance apparente sans et avec condensateur 41

Figure 15 : évolution de la réactance capacitive en fonction de la fréquence 43

Figure 16 : les localisations de la compensation d'énergie réactive 44

Figure 17 : Schéma de l'installation avec compensation (source : étudiant). 49

Figure 18 : Alternateur synchrone 50

Figure 19 : Moteur synchrone 51

Figure 20 : schéma récapitulatif de transfert entre le réseau et le compensateur synchrone 51

Liste des photos

PHOTOS 1 : Image du réseau de transport aérien du poste du site Niamey II 10

PHOTOS 2 : Fils de garde 12

PHOTOS 3 : Photo d'un isolateur 14

PHOTOS 4 : Balises diurne et nocturne 18

PHOTOS 5 : Bretelles au poste du site Niamey II (Représentés en jaune) 18

PHOTOS 6 : Effet de couronne sur un éclateur (ligne de 500 kV) 19

IX

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Résumé

Ce mémoire de fin d'études du cycle technicien supérieur dans l'option Electrotechnique, fait l'objet d'un stage effectué au sein du site Niamey II de la Nigelec et porte sur le sujet :

<< Optimisation du transit d'énergie sur la ligne d'interconnexion 132 KV Niamey-Birnin Kebbi >>. Dans un premier temps, ce document aborde les différents paramètres associés à un réseau de transport d'électricité très haute tension et les équipements mécaniques et électriques que compose ce réseau. Ensuite l'analyse des relevés des données sur le transit effectué avec cette la ligne, notamment sur le mois d'avril, de mais, d'août et de septembre de l'année en cours (2018). Après l'analyse approfondie du transit d'énergie, une phase aborde des solutions usuelles pour relever le facteur de puissance afin de compenser la puissance réactive qui est un mal nécessaire pour la ligne.

X

Mots clés : très haut tension, optimisation, ligne d'interconnexion, facteur de puissance, puissance réactive.

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Introduction :

De nos jours l'électricité est devenue l'élément indispensable pour un pays industrialisé et/ou un pays qui aspire au développement. Pour produire une énergie satisfaisant les besoins des consommateurs, il faut forcement une structure compétente pour l'assurer.

Au Niger, la société officielle qui s'occupe de l'électricité nationale est la Nigelec.

La société nigérienne d'électricité (Nigelec) a signé un accord avec la plus haute autorité du gouvernement du pays frontalier (le Nigeria) pour satisfaire aux besoins de la population du Niger dans le domaine de l'énergie électrique. Cette énergie transportée constitue environ quatre-vingt pour cent de la consommation de la ville de Niamey et de Dosso. Pour éradiquer cette perte ce thème nous a été soumis : << Optimisation du transit d'énergie sur la ligne d'interconnexion 132 KV Niamey-Birnin Kebbi >>.

Comme toute entreprise publique ou privée, la Nigelec se préoccupe de ses réalisations économiques surtout ses dépenses sur la livraison d'énergie à ses abonnés/clients. Cependant durant la livraison de cette énergie électrique du pays voisin (le Nigéria) au Niger sur un réseau aérien d'une longueur de deux cent soixante-quatre kilomètres (264 km), d'énormes pertes sont constatées et ces pertes coûtent chaque année plus d'un milliard de FCFA à cette société.

C'est dans cette optique que j'ai eu cette lourde tâche d'analyser ce fléau relatif au transit électrique afin de parvenir à un résultat optimal.

1

Avant de trouver un moyen d'optimisation, je me focalise sur l'analyse du transit effectué antérieurement sur cette ligne pour identifier les différents facteurs liés à ce phénomène.

2

PARTIE I : Généralité

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Chapitre I : Présentation de l'entreprise (source : document Nigelec)

I. Historique

La société nigérienne d'électricité (NIGELEC) est une société anonyme d'économie mixte (SAEM) au capital de 76.448.870.000 de franc CFA. Elle a été créée le 7 septembre 1968 en remplacement de la société africaine d'électricité (SAFELEC) qui elle-même a succédé à Energie AOF une société coloniale en 1959.

La Nigelec gère la mission du service publique de l'énergie électrique au Niger sous le régime de la concession, avec pour objet la réalisation de toute entreprise ou opération de production, d'achat, d'importation, de transport et de distribution d'énergie électrique sur toute l'étendue du territoire national.

La Nigelec tire son énergie de trois sources suivantes :

? Du Nigéria (environ 85%)

? D'achat local (environ 5%)

? De production propre (environ 10%)

La société est placée sous l'autorité d'un directeur général nommé par décret pris en conseil de ministre.

II. Direction Production & Transport (DPT)

II.i Mission de la DPT

Assurer la gestion optimale des ouvrages de production et transport d'énergie électrique

II.ii Attributions :

-Définir la politique en matière de gestion et de maintenance des ouvrages de production et de transport d'énergie électrique,

- Elaborer et mettre en oeuvre les procédures et consignes d'exploitation,

- Définir les règles et procédures de maintenance des ouvrages de production et de transport, - Veiller à la disponibilité des ouvrages de production et de transport d'énergie électrique,

3

- Assurer les gros entretiens des ouvrages de production (Révisions d'Attelages et Révisions Générales des centrales régionales),

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- Assurer les gros entretiens des infrastructures de transport (Révision des changeurs de prises en charge des transformateurs, des disjoncteurs et le Contrôle des protections),

- Participer à l'étude et à la construction des nouveaux ouvrages de production et transport,

- Contrôler et suivre la mise à jour des plans et schémas des infrastructures de production et de transport,

- Participer à l'élaboration des schémas directeurs des infrastructures de production et de transport,

- Elaborer (en rapport avec les services concernés) et gérer les contrats relatifs aux achats d'énergie électrique, de combustibles et de lubrifiants,

- Gérer les mouvements d'énergie,

- etc.

II.iii Structure :

La Direction comprend trois (3) services :

- Service Production (SPRO)

- Service Transport (STRA)

- Service Maintenance Electrique & Mécanique (SMEM)

II.iv Organigramme de la Direction Production et Transport (DPT)

4

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III. Organigramme de la Nigelec

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Chapitre II : Présentation du thème

I. Enoncé du thème :

Optimisation du transit d'énergie sur la ligne d'interconnexion 132 KV Niamey-Birnin Kebbi.

II. Cahier de charges :

Les principaux points de ce travail consistent :

? Dans un premier temps à vérifier grâce aux données du transit, si les pertes d'énergie (qui pèsent très lourd à la NIGELEC) sont dues à un phénomène normal ou à une anomalie.

? Et dans un second temps à trouver un moyen afin d'optimiser ces pertes quelqu'en soit leur nature.

III. Plan simplifié du travail :

? Un résumé sur l'électricité en général et en particulier sur le réseau de transport. Cela
est cadré par la première partie (Généralité).

6

? Analyse des données de la consommation d'énergie et proposition des solutions (seconde partie).

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Chapitre III : L'aspect général d'un réseau de transport d'électricité

I. Les paramètres liés au réseau de transport d'électricité

I.i Les formes de la tension transportée :

L'énergie électrique produite par les centrales (Hydroélectriques, photovoltaïque...) est transportée en haute et très haute tension, ce qui permet d'acheminer de fortes puissances sur de longues distances, en minimisant les pertes.

La production et le transport de l'énergie électrique se font généralement en régime alternatif triphasé. L'avantage du courant alternatif par rapport au courant continu est qu'il permet d'élever et d'abaisser facilement la tension, grâce à des transformateurs. Cela permet, pour une même puissance transportée, de réduire les pertes par effet Joule.

La tension fournie par les alternateurs des centrales est le plus souvent de 20 kV. Elle est élevée en sortie de centrale pour être transporter vers les postes.

On utilise des lignes à haute tension dès qu'il s'agit de transporter de l'énergie électrique sur des distances supérieures à quelques kilomètres, surtout pour le transport international par exemple le cas de la ligne 132 KV Birnin Kebbi-Niamey.

Le but est non seulement :

? De réduire les chutes de tension en ligne, les pertes en ligne. ? Mais aussi et surtout d'améliorer la stabilité des réseaux.

Les lignes peuvent être aériennes ou souterraines, voire sous-marines.

On utilise dans le monde entier majoritairement des lignes aériennes pour le transport d'énergie à très haute tension, l'importance en est que l'air environnant sert d'isolation pour ces lignes et la chaleur produite par le flux de courant électrique dans le conducteur peut facilement être évacuée dans l'environnement.

Les lignes aériennes souffrent d'opposition de la population, et elles sont remplacées peu à peu par des lignes souterraines. Cependant, celles-ci posent davantage de problèmes techniques, de maintenance, et le coût d'installation et de dépannages en est beaucoup plus élevé. La perturbation d'un câble souterrain est souvent due à une avarie.

Quant aux lignes sous-marines elles servent à acheminer l'électricité produite par les parcs éoliens off-shore, ou les interconnexions avec les îles. Dans ce cas, le courant continu haute tension (lignes HVDC) est préférable.

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A infrastructure équivalente, ces lignes permettent de transporter jusqu'à trois fois plus de puissance que les lignes haute tension en courant alternatif, tout en minimisant les pertes. Elles permettent de parcourir une distance plus grande, sans poste intermédiaire.

Il peut être techniquement plus avantageux d'utiliser le courant continu dans trois situations bien spécifiques :

1er cas - Lignes aériennes sur de très longues distances : lorsqu'une ligne à haute ou très haute tension atteint ou dépasse une distance de l'ordre de 1 500 km, le transport en courant continu s'impose pour des raisons techniques.

En effet, en technologie alternative, plus la longueur de la ligne augmente, plus le déphasage est important. Et à partir de 1 500 km de long, qui correspond à un déphasage de 90 °, on rencontre des problèmes de synchronisation et de stabilité sur le secteur.

2e cas - Lignes d'interconnexion entre deux réseaux asynchrones : aujourd'hui, deux réseaux asynchrones ne peuvent pas être interconnectés en courant alternatif. La technologie en courant continu est alors techniquement nécessaire pour gérer le décalage de fréquence entre les réseaux concernés, et pour assurer la liaison d'interconnexion en toute sécurité.

3e cas - Liaisons souterraines ou sous-marines au-delà de 50 km : on ne peut pas acheminer l'électricité en courant alternatif. Pour des raisons techniques, les courants continus sont plus adaptés à des câbles immergés ou enterrés sur de longues distances.

Les tensions des lignes de transport électrique sont des tensions de catégorie HTB supérieures à cinquante kilovolts.

Tableau 1 : Les niveaux de tension définis par les normes NF C 15-100 et NF C 13-200

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I.ii L'énergie perdue sur la ligne durant le transit :

I.ii-i Le phénomène Effet joule :

L'effet Joule est engendré par la transformation de l'électricité en chaleur dans un conducteur. Lorsqu'on fait passer du courant dans un câble conducteur, les électrons libres (charges électriques) circulent en se frayant un chemin parmi les atomes des matériaux qui composent les fils, et heurtent ces atomes, qui se mettent à vibrer. Sous l'effet des chocs, une partie de l'énergie électrique se transforme en chaleur.

_{Pertes Joules}

_R ? _I2

Ce phénomène se produit presque toujours, mais il est surtout important lorsque l'intensité du courant est élevée. C'est pour cette raison que les appareils électriques chauffent au bout d'un certain temps d'utilisation, ou qu'une surintensité peut déclencher un incendie.

Tous les matériaux offrent une résistance au courant : plus la résistance est grande, plus les électrons ont de mal à circuler et dégagent de la chaleur : c'est l'effet Joule. C'est cet effet qui est utilisé dans les ampoules à incandescence, ou dans les résistances chauffantes par exemple. En effet, lorsqu'on chauffe un objet, il devient incandescent et émet de la lumière : le filament en tungstène des ampoules oppose une résistance au passage du courant, et s'échauffe, produisant la lumière.

Les métaux, par contre, sont bons conducteurs du courant en général : la résistance est faible, et si l'effet Joule se produit, il reste invisible.

I.ii-ii La puissance perdue en ligne :

L'effet Joule correspond à l'énergie dissipée sous forme de chaleur lorsqu'un courant circule dans un conducteur. Les conducteurs s'échauffent quand les électrons circulent et se bousculent abondamment ou quand ils ne sont pas suffisamment conducteurs (résistance), l'électricité transformée en chaleur n'est plus utilisable en tant que telle, on parle alors de pertes par effet Joule.

Les pertes en ligne sont donc dues principalement à l'effet Joule, qui dépend essentiellement de l'intensité et de la résistance : plus celles-ci sont élevées, plus l'effet Joule, et les pertes qui en découlent, sont importants.

:

=

Ce que traduit la formule

(R : résistance ohmique de fils conducteurs,

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I : intensité du courant traversant les câbles), on voit avec cette formule que les pertes par effet Joule sont proportionnelles au carré de l'intensité, on comprend facilement l'intérêt de la diminuer.

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L'utilisation de la haute tension permet, à puissance transportée égale, de diminuer l'intensité

( ), et donc de réduire les pertes. C'est donc pour minimiser les pertes en ligne que le
transport de grandes quantités d'électricité se fait en haute et très haute tension.

Par ailleurs, pour diminuer la résistance, on peut agir sur trois facteurs : la résistivité des matériaux utilisés pour fabriquer les câbles de transport, la longueur et la section de ces câbles (la résistance diminue avec l'augmentation de la section).

La résistance d'un fil conducteur se formule ainsi (avec R : la résistance en ohm,

Ro : la résistivité en Ù.m, L : la longueur du conducteur en m et S sa section en mm²)

y' Plus un fil est long, plus sa résistance est grande y' Plus un fil est fin, plus sa résistance est grande y' Plus la résistivité du matériau est grande, plus la résistance est grande

Les pertes sur le réseau sont inévitables, on peut s'efforcer de les réduire au maximum, mais pas de les supprimer totalement.

PHOTOS 1 : Image du réseau de transport aérien du poste du site Niamey II

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II. Les équipements constituants un réseau de transport HT :

II.i Conducteurs

C'est un ensemble de trois câbles qui conduit l'énergie électrique juste à la sortie des centrales électriques après la transformation HTA/THT au poste d'interconnexion de transformation ou de dispatching. Ces conducteurs sont généralement faits en cuivre (mais le cuivre est rare dans les nouvelles lignes car ce matériau est de plus en plus cher et à conductibilité égale, deux fois plus lourd qu'un conducteur fait en aluminium), d'Aluminium, ou à partir d'alliage : Aldrey, Aluminium-Acier. Les conducteurs sont constitués de brins toronnés qui pour réduire l'effet de peau sont isolés l'un de l'autre par une couche d'oxyde. Dans les conducteurs Aluminium-Acier, les brins d'Aluminium sont toronnés autour d'une corde (âme) en acier qui assure une résistance mécanique plus élevée.

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Câble simple Câble Al-Acier Câble compact

Figure 1 : représentation des câbles en vue de face

À partir de la tension 220 KV les lignes doivent être normalement équipées par des conducteurs en faisceau. Ceux-ci sont constitués de plusieurs conducteurs (deux, trois, voire 4) distants en général d'environ 40 cm et reliés électriquement les uns aux autres à l'aide des entretoises environ tous les 50 m (voir annexe n°1). Cette disposition permet de maintenir les champs superficiels des conducteurs à des valeurs admissibles.

Les conducteurs des lignes aériennes haute tension sont toujours nus. La distance entre les fils conducteurs doit être suffisante pour empêcher leur contact, même sous l'action d'un vent violant. Et leur diamètre doit être choisi en correspondance avec la tension définie par les normes du constructeur pour pouvoir supporter le courant qui les traverse.

Quant au fil de garde, il ne transporte pas le courant. Etant placé au-dessus des conducteurs des phases, il joue un rôle de paratonnerre au-dessus de la ligne, en attirant les coups de foudre, et en évitant le foudroiement des conducteurs. Concernant sa structure, Il est en général réalisé en Almélec-acier. Au centre de ce fil on place parfois un câble fibre optique qui sert à la communication de l'exploitant. Si on décide d'installer la fibre optique sur un fil

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de garde déjà existant, on utilise alors un robot qui viendra enrouler en spirale la fibre optique autour du fil de garde.

PHOTOS 2: Fils de garde

II.ii Les pylônes

Ils sont destinés à maintenir et à supporter les conducteurs à une hauteur suffisante du sol et des obstacles tout en respectant un espacement entre les conducteurs, ceci permet de garantir la sécurité et l'isolement par rapport à la terre, les câbles étant nus (non recouverts d'isolant) pour pouvoir limiter le poids et le coût. Ces supports permettent de maintenir les conducteurs en nappe horizontale soit en nappe verticale (drapeau) ou en triangle (voir annexe n°1).

Pour assurer la durée de vie ainsi que la stabilité du réseau de transport, les pylônes nécessitent d'être choisis en tenant compte d'un certain nombre de contraintes ci-après : les charges permanentes, les charges d'exploitation, les charges climatiques et les charges dues aux secousses sismiques, suivant ses conditions primordiales les pylônes peuvent être de ces trois (3) catégories des matériaux : métal, béton et bois (voir annexe n°1).

En principe, un système des lignes aériennes du réseau de transport en haute tension est composé de trois conducteurs qui constituent les phases, parfois aussi appelées « système » ou « terne » et un autre conducteur placé au-dessus des trois phases appelé fil de garde.

En général un pylône est composé de trois parties à savoir :

12

? La tête ? Le fût ? Le pied

THÈME : Optimisation du transit d'énergie sur la ligne
d'interconnexion 132 KV Niamey-Birnin Kebbi

Figure 2: les différentes parties d'un pylône

On peut en distinguez trois grands types de pylônes électriques, chaque type se caractérise de par sa taille, sa forme ainsi que le milieu d'emploi (environnement) :

? Pylône en monopode (voir annexe n°2) ? Pylône en haubané (voir annexe n°2). ? Pylône en treillis (voir annexe n°2).

II.iii Isolateurs

Selon la commission électrotechnique internationale (CEI) : <<Un isolateur est un dispositif destiné à isoler électriquement et à maintenir mécaniquement un matériel ou des conducteurs portés à des potentiels différents>>.

Ceci est dans le but d'assurer la sécurité d'exploitation, la qualité et la continuité de service en empêchant les court-circuit etc. Les isolateurs sont fabriqués à partir des matériaux suivants : céramique, verre, matériau synthétique qui ont une résistance assez importante au passage du courant et dont la conductibilité est pratiquement nulle. Les isolateurs des lignes aériennes occupent un double rôle :

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13

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? Rôle électrique : ils permettent d'isoler électriquement les lignes de transport d'énergie électrique des pylônes mis à la terre.

? Rôle mécanique : ils portent ces lignes, ce qui implique une résistance aux différentes contraintes mécaniques dues surtout au poids des câbles conducteurs, son balancement en présence de vent, etc.

En pratique l'isolateur est composé d'un isolant auquel sont fixés deux pièces métalliques dont l'une des pièces porte les conducteurs et l'autre utilisée pour le fixer au support (pylône électrique).

Pièce n° 1 Pièce n° 2

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PHOTOS 3 : Photo d'un isolateur On distingue deux types d'isolateurs de lignes aériennes :

y' Isolateur rigide : les assiettes sont collées

Un isolateur rigide est relié au support par une ferrure fixe.

y' Isolateur en éléments de chaîne : les assiettes sont emboîtées

C'est un isolateur constitué d'un matériau isolant équipés de pièces métalliques de liaison.

On distingue plusieurs formes d'isolateurs : (voir annexe n°3)

Les isolateurs possédant les meilleures propriétés d'auto - nettoyage sont considérés les mieux adaptés à un environnement donné.

Il y a plusieurs positions de fixation des isolateurs sur le réseau de transport (voir annexe n°3).

14

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Il est important de savoir que le nombre d'isolateurs est fonction du niveau de la différence de potentiels (DDP), donc plus la tension de la ligne est élevée, plus le nombre d'isolateurs dans la chaîne est grand.

Tableau 2 : Nombre d'assiettes d'isolateurs en fonction de la tension de la ligne

Tension ( KV )	63	90	225	400
Nombre s'assiettes	6	9	12	19

II.iii-i Dimensionnement électrique :

L'isolateur doit supporter la tension de service, ainsi que les tensions transitoires :

y' Par temps sec (ligne de contournement)

y' Sous pluie, sous brouillards salins, en présence de pollution (ligne de fuite)

Figure 3 : schéma représentant les lignes des tension transitoires

_{Lc Lc}

_Lp ?? _Lp ??

_{2 2}

Critères :

1. La rigidité diélectrique de l'air est beaucoup plus élevée que celle de la surface isolante :

2.

15

Isolateur de classe A : ; Isolateur de classe B : La tension de perforation n'est spécifiée que pour les isolateurs de classe B

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Tableau 3 : Dimensions de l'isolateur en fonction de tension de tenue Exemples (CEI 60273)

Tension de tenue à 50 Hz sous pluie [kV]	Tension de tenue au choc de foudre [kV]	Hauteur [mm]	Diamètre [mm]	Ligne de fuite [mm]
35	75	215	135 à 170	190
230	550	1220	170 à 250	1970
740	1675	3850	De 330 à 420	6700

Influence des capacités parasites :

Dans la ligne haute tension, les capacités parasites contre terre et contre la ligne conduisent à une distribution inhomogène du potentiel le long de la chaine d'isolateur.

Figure 4 : les capacités parasites

II.iii-ii Dimensionnement mécanique :

Sur une ligne à haute tension, les isolateurs :

? Doivent supporter le poids des conducteurs qui peuvent peser plusieurs kilogrammes par mètre ;

? Subissent des efforts de flexion et de torsion, dus au balancement des conducteurs sous l'effet du vent.

Donc les isolateurs doivent répondre aux essais de rupture mécanique et électromécanique conformes aux normes internationales.

16

Pour avoir une bonne précision sur la fiabilité des isolateurs, d'autres contraintes sont aussi soumises à essais : sous pluie, sous brouillard salin, sous pollution, choc thermique, galvanisation des conducteurs, perturbations radioélectriques, etc.

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La poussière, les acides, le sel et les autres polluants qu'on retrouve dans l'atmosphère se déposent sur les isolateurs et diminuent leurs propriétés isolantes. Cette pollution risque de créer des court-circuits ou des surtensions.

II.iii-iii Contournement :

Le contournement se produit sur la surface de l'isolateur lorsqu'une décharge électrique s'établit entre ses extrémités et contourne la surface de l'isolateur. Le contournement provoque l'ouverture du disjoncteur, car il établit un court-circuit entre le conducteur et le pylône (défaut monophasé à la terre). Le contournement cause habituellement l'interruption momentanée de l'écoulement de l'énergie dans le réseau. Les interruptions bien qu'elles soient néfastes, peuvent être tolérées dans des endroits ruraux. Dans des secteurs urbains avec les industries de pointe (production de véhicules...), les interruptions ne sont pas acceptables parce qu'elles causent d'énormes pertes financières de production, des machines bloquées et des pertes de contrôle du cycle du processus.

_U ?

Décharge électrique = Contournement

Figure 5 : contournement

L'effet de contournement se déroule suivant un processus (voir annexe n°4).

Pour une tension alternative, au passage par zéro la décharge s'éteint. A la demi-alternance qui suit, la décharge doit obligatoirement réamorcer et ne dispose tout au plus que de 10 ms pour produire le contournement. Pour ces conditions, le contournement est plus difficile en tension alternative qu'en tension continue.

Condition de réamorçage (empirique) :

où I = courant de fuite maximal au cours

	800x
	I

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de la demi-alternance précédente, x = longueur de la décharge à réamorcer. Tableau 4 : Les causes de la pollution et son remède :

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			Causes
Pollution naturelle			Pollution industrielle	Pollution mixte
Marine	désertique		Fumées des ( usines, véhicules etc.)	Naturelle + industrielle

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Remèdes		Allongement de la ligne de fuite
		Graissage : absorbe les grains de pollution
		Lavage périodique : par un jet d'eau à haute pression
		Anneaux de garde : réduisent l'effet couronne

II.iv Balises :

Des balises diurnes, nocturnes et avifaunes insérées sur les câbles à proximité des aéroports, permettant de mieux visualiser les lignes.

? Balise diurnes : Ce sont de sphères de couleur et chaque balise a une seule couleur. ? Balise nocturne : Balise de type à éclairage ou à éclat alimentée par une source

autonome, un convertisseur dans le système garantisse un éclairage constant.

PHOTOS 4 : Balises diurne et nocturne

II.v Bretelles :

Placées sur les câbles de part et d'autre de la chaine d'isolateurs, elles assurent la continuité électrique de la ligne.

PHOTOS 5 : Bretelles au poste du site Niamey II (Représentés en jaune)

II.vi Protection des oiseaux :

18

Les spirales et les silhouettes de certains rapaces permettent d'éloigner les oiseaux de l'ouvrage. Ils effarouchent les oiseaux, qui sont le plus souvent traqués par ces redoutables prédateurs. C'est le principe de l'épouvantail : quand les oiseaux repèrent la silhouette de

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rapace, ils augmentent leur hauteur de vol car le rapace attaque par au-dessus et évitent la collision avec le câble. Selon les oiseaux à effaroucher, l'une ou l'autre des deux types de silhouettes de rapace sont utilisées : l'une ressemblant à un « faucon pèlerin », l'autre à un « autour des palombes ».

Figure 6 : silhouettes de rapace

III. Effet couronne :

L'effet couronne ou effet de couronne est un phénomène engendré par l'ionisation de l'air, dès que le champ électrique régnant autour du conducteur devient suffisant. Les conducteurs des lignes aériens présentent une évolution de corona en décharges discrètes appelées « aigrettes » ou « effluves », cette évolution est dû à la grandeur de leur diamètre.

Lorsqu'on applique une tension entre deux conducteurs dont l'espacement est grand par rapport à leurs diamètres, il n'y a pas de changement visible dans l'état de l'air atmosphérique entourant les fils si la tension aux bornes est faible. Toutefois, lorsque la tension appliquée dépasse une certaine valeur, appelée tension de claquage critique, les conducteurs seront soumis à l'effet couronne qui se présente sous forme de points lumineux bleuâtres (sur certaines aspérités métalliques) ou lignes lumineuses ou parfois d'une longue « gaine lumineuse ».

PHOTOS 6 : Effet de couronne sur un éclateur (ligne de 500 kV)

Si la tension appliquée est augmentée de la valeur de panne, un flash-over se produira entre les conducteurs en raison de la rupture de l'isolation de l'air, si les conducteurs sont lisses, la lueur de la couronne sera uniforme sur toute la longueur du conducteur, sinon les aspérités apparaîtront plus lumineuses. Ce phénomène se produit dans différents cas :

19

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-* Pendent le temps pluvieux ou brouillard. Les gouttelettes d'eau favorisent l'apparition d'aigrettes autour des conducteurs ;

-* Lorsque les conducteurs ou les isolateurs de la ligne commencent à être pollués,
comme cela finit forcément par arriver après un certain nombre d'années ;

-* Lorsqu'un conducteur ou un isolateur est devenu défectueux, à la suite d'une rupture mécanique localisée. Dans ce cas, les perturbations engendrées par l'effet de couronne peuvent servir à localiser le défaut.

Le phénomène de la couronne est affecté par l'état physique de l'atmosphère ainsi que par la condition de la ligne. Il existe plusieurs facteurs influant sur la corona dont l'atmosphère, la taille du conducteur, l'espacement entre les conducteurs et enfin la tension de la ligne.

Le critère souvent utilisé consiste à vérifier que le champ superficiel reste bien inférieur à 18 kVeff/cm. Ce champ « Emax » se calcule par la formule :

? ?

2x H minx EPH ?

_Emax

_{?kVeff /cm?}

?

_Veff

? ? ? ?? ?

_{rx 4 x H min 2} ? _EPH2

?

_{rx ln}

?

?

Cette partie consacrée à l'étude du réseau électrique de transport aérien, regroupe les différents éléments nécessaires pour acheminer une puissance sur de longues distances. Cette étude est très capitale, puisqu'il faut connaitre les types des équipements et leurs matériaux utilisés dans leur fabrication afin de poser une solution au problème.

Il existe un grand rapport avec la partie II qui traite de l'analyse et gestion du transit, puisque les pertes en ligne sont dues aussi à certains équipements utilisés sur la ligne tels les câbles... dont nous avons pu les présenter dans la première partie.

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20

21

PARTIE II :

Analyse et gestion du transit

d'énergie sur la ligne 132 KV

Birnin Kebbi au poste

d'interconnexion du site Niamey II.

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Introduction :

L'énergie électrique reçue au niveau du poste d'interconnexion du site Niamey II en provenance de Birnin Kebbi à travers la ligne de transport 132 KV est gérée au sein de ce site sous plusieurs plans techniques avant d'être livrée dans les postes de distribution.

J'énumère la gestion du transit en ces points constituants les principales tâches du site :

y' La compensation de la ligne 132 KV au besoin par un groupe de bancs des condensateurs d'une capacité de vingt-huit méga var (38MVAR).

y' La variation de la tension sur la ligne grâce aux CPC des transformateurs (ces transformateurs sont utilisés pour abaisser la tension du jeu de barres cent trente-deux kilovolts (J B 132 KV) en soixante-six kilovolts (66KV) et vingt kilovolts (20KV) en vue de les livrer respectivement aux postes (Goudel, Niamey Nord) et Niamey III).

y' Le contrôle des paramètres associées au transit tels : la tension, les puissances active et réactive, le facteur de puissance, les températures (d'huile et d'enroulements des transformateurs), la position des CPC, la valeur de SF6.

y' La synchronisation des différentes arrivées (ligne 132 KV Birnin Kebbi, ligne 132 KV Gorou Banda) pour une meilleure mise en parallèle sur le point d'interconnexion (J B 132 KV).

Pour arriver à une optimisation de l'énergie consommée au niveau de Niamey notamment à travers la ligne cent trente-deux kilovolts (132 KV) en provenance de Birnin Kebbi, j'essaye d'analyser les différentes données sur la consommation telles les puissances active et perdue durant le transit afin d'identifier les causes de ces pertes pour une éventuelle prévention de perte d'énergie.

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Chapitre I : Le poste de Niamey II

I. Modélisation du schéma de la ligne 132KV Birnin Kebbi-Niamey sur le logiciel XRelais (source : étudiant)

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II. Schéma unifilaire du post d'interconnexion du site Niamey II (source : document Nigelec)

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III. Le système actuel de gestation au sein du site Niamey II

III.i La gestion et/ou collecte des données du transit

Toutes les informations concernant les signaux du réseau d'interconnexion sont récupérées et stockées sur l'ordinateur via le système de contrôle et d'acquisition de données dénommé SCADA. Les grandeurs physiques HT comme le courant et la tension sont tout d'abord abaissées pour pouvoir les lire sur les appareils basse tension (voir le schéma électrique du poste au I). Ainsi on a :

? Un transformateur de potentiels 132/0.11 KV ? Et un transformateur de courant TC de 800/1A.

Avant leur stockage ces informations sont récupérées par le l'unité centrale « SICAM AK 1703 ACP » alimentée par une tension continue de cent dix volts (100V DC).

Les CPC des transformateurs peuvent être commandé de deux sortes :

? Manuelle : à l'aide d'un outil métallique(manivelle), on change la position.

? Automatique : on peut changer la position du CPC à distance à l'aide du SCADA.

III.ii Les appareils électriques et électroniques utilisés dans ce milieu

A ce poste d'interconnexion, plusieurs appareils électriques et électroniques sont mis en place pour le contrôle, la mesure, et assurer la protection des lignes et des équipements HT (voir annexe n°4).

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Chapitre II : Analyse des données de la consommation sur la ligne 132 KV Birnin Kebbi

Ces données sont recensées après chaque heure de consommation par les agents travaillant par un système de quart appelés « surveillants de quart ».

La puissance perdue correspond à la différence entre la puissance active disponible au poste de Birnin Kebbi et les puissances actives reçue sur les deux postes notamment le poste de Dosso et le poste du site Niamey II. Ce qui nous amène à écrire l'équation suivante :

, on a : (Pj=puissance perdue ; Pbk : puissance active côté Birnin

Kebbi ;Pn2=puissance active côté Niamey II ; Pd=puissance active côté Dosso).

Pour une étude plus simplifiée de la consommation, nous avons choisi de représenter que les puissances maximales journalières sur le graphique, c'est-à-dire les puissances «active côté Niamey II (Pn2) et perdue en ligne (Pj)« correspondant à la pointe de la puissance active journalière coté Birnin Kebbi.

Les repères se présentent comme suit :

26

- En abscisse la date allant du 01 au dernier jour du mois en question - En ordonné les puissances active (Pa) et perdue (Pj) en MW.

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I. La consommation du mois d'Avril de l'an deux mille dix-huit `04/2018' (voir annexe n°5)

40,00

90,00

( 77,61 _ 78 03 78,93 77 57 79,18 77 13 77 40

80,00P73,8974,88 75,42 74,96 i5,42 76,40 76,40 74,72 76,09 74 40 i5,37,75,81

71,83 71,07 73,12 73,73 72,46 71,79 72,68 72,80 73,38 73,89 74,14

70,00

60,00

50,00

30,00

20,00

10,00

0,00

P(MW)

19,3

18,97

1 avril 2018

2 avril 2018

21,10 21,8

3 avril 2018

4 avril 2018

18,6

5 avril 2018

21,8

19,36

6 avril 2018

7 avril 2018

30,86

20,95 21,40 21,49 22,49 21,25

8 avril 2018

9 avril 2018

10 avril 2018

11 avril 2018

12 avril 2018

Courbe Pn2 Courbe Pj

13 avril 2018

20,14 21,77 21,34 20,45 21,15 21,42

19,0

14 avril 2018

15 avril 2018

16 avril 2018

17 avril 2018

18 avril 2018

19 avril 2018

20 avril 2018

22,80 23,71 22,38 22,83 24,023,72

18,53

20,49 21,01 20,08

21 avril 2018

22 avril 2018

23 avril 2018

24 avril 2018

25 avril 2018

26 avril 2018

27 avril 2018

28 avril 2018

29 avril 2018

Date

⁸

30 avril 2018

Figure 7 : Histogramme des puissances des pointes journalières du mois d'Avril 2018

Commentaire :

? Le premier jour de ce mois a enregistré une perte de 18.97MW pour une puissance active reçue de 73.89MW sous 120kV sur la ligne à Niamey II à 22h, alors qu'à 21h (voir annexe n°5) du même jour la perte était de 18.55kW sous 122kV-72,93MW, bien que la tension a chuté de 2 kV la puissance reçue à 22h dépasse celle de 21h de 0.89MW, cela est non seulement dû à la valeur de puissance plus élevée

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au poste de BK précisément la puissance est de 99MW-138KV tandis que à 21h la puissance était de 98MW-138KV. Donc nous pouvons déduire que la puissance à Niamey est proportionnelle à celle fournie par le poste de BK malgré la chute de tension observé au niveau de Niamey II (C'est le cas aussi du 24/04/2018, voir annexe n°5). Mathématiquement (pour Pbk1Pbk2 ; Ubk1=Ubk2 on a : Pn21et Pn22 à Pbk1,2 même si Un21et Un22 nonà Ubk1,2).

? On constate que la journée qui a enregistré moins des pertes est celle du 21/08/2018, cela s'explique par le fait que la tension est bonne, atteignant ainsi 125kV plus proche de la tension nominale coté Niamey II (132kV) par rapport aux autres jours du mois. D'ailleurs dans cette journée précisément à 9h la puissance est de 99MW-141kV coté Birnin Kebbi et 74,4MW-125KV coté Niamey II avec une perte de 18.53MW, tandis que le 15/04/2018 pour la même puissance de 99MW la perte était de 21.77MW ce qui implique que pour une même puissance tirée sur la ligne la perte est différente dans ces deux périodes, cela se justifie par le fait que les tensions sont différentes (141 et 138 kV) au niveau du poste de Birnin Kebbi sur ces deux périodes de ce mois d'avril.

Mathématiquement (pour Pbk1=Pbk2 ;Ubk1Ubk2 les pertes sont différentes (Pj1Pj2)).

? La plus grande perte est observée à la date du 13/04/2018, mais cette perte s'explique par la faiblesse de la tension précisément de 137KV sur la ligne coté BK, puisque le lendemain, le 14/04/2018 à 1h pour cette même tension de 137KV malgré que la puissance est diminuée de 8MW (102MW) la perte est de 20.14MW et que la tension à Niamey reste la même (123KV) que celle du 13/04/2018 à 21h. De ce fait, nous déduisons que pour une même tension dans deux moments différents à Birnin Kebbi on peut avoir une même tension correspondante à ces deux moments au poste de Niamey II malgré la différence des puissances tant au niveau de BK qu'au niveau de Niamey II correspondantes à ces moments précis.

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Mathématiquement (pour Pbk1>Pbk2 ; Ubk1=Ubk2 on a : Pj1>Pj2 mais que : Un21=Un22 ; Pn21<Pn2).

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II. La consommation du mois de Mai de l'an deux mille dix-huit `05/2018' (voir annexe n°6)

40,00

90,0

80,0

70,00

60,00

50,00

30,00

20,00

10,00

0,00

P(MW)

4,92 75,72 75,63 76,23 74,60 73,44 75,74 73,18 77,34 78,66 78,3175,92 76,85 74,30 72,60 75,33

24,18 23,01 22,72 20,58 21,85 20,0

01/05/18 02/05/18 03/05/18 04/05/18 05/05/18 06/05/18 07/05/18 08/05/18 09/05/18 10/05/18 11/05/18 12/05/18 13/05/18 14/05/18 15/05/18 16/05/18 17/05/18 18/05/18 19/05/18 20/05/18 21/05/18 22/05/18 23/05/18 24/05/18 25/05/18 26/05/18 27/05/18 28/05/18 29/05/18 30/05/18

25,40 22,64

21,08 20,1

15,90

21,81 22,48 25,11 25,04 25,02

Courbe Pn2 Courbe Pj

68,18

14,28

78,40 78,03

75,83 75,21 75,13

74,01

21,79 23,16

19,1

21,66 22,08 22,1

4,40

27,36

21,16

0,53 71,71 71,66

21,54 21,14

10,8

7,22

63,67

14,76

74,86

21,52

Date

⁸

Figure 8 : Histogramme des puissances des pointes journalières du mois de mai 2018

Commentaire : Ce jour du 01/05/2018 à 14h, la perte est très grande par rapport à la puissance tirée à Niamey, on a tiré que 74,92MW mais on a perdue 24,18MW, cette perturbation est causée par la chute de tension de 4KV alors que la puissance a monté de 18MW côté Birnin Kebbi entre 13h et 14h, ce qui a entrainé une baisse de 2KV de la tension coté Niamey II. Une perte considérée énorme est observée au 15/5/2018 à 13h, cela est dit à la chute de tension survenue au poste de Birnin Kebbi lors de l'augmentation de la puissance active de 6MW et c'est bien normal que la

perte augmente, puisque en observant cette formule I = P nous comprenons bien que si la puissance augmente quand bien même la

_3UCos?

tension reste intacte à sa valeur de 12h le courant doit nécessairement augmenté à plus forte raison que la tension chute. On observe le même phénomène que précédemment à la date du 24/5/2018 quand la puissance a augmenté de 5MW et une baisse de tension de 1KV ; et ce spectacle a provoqué une perte globale de 27,36MW sur la ligne 132KV BK. Il y a eu également des pertes considérées quasi normales, comme le cas du

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transit effectué le 28/05/2018 qui était de 67,22MW transportée à 0h causant une perte de 10,87MW, cela est dit à une baisse à la puissance de 6MW entre 22h du 27/05/2018 et 0h. Le 24/05/2018 à 9h00 la perte est la plus élevé (27,36MW) sur l'histogramme des pointes journalières pour une puissance reçue à Niamey II de 64,40MW, alors que le 10/05/2018 à 11h on a tirée 78,66MW à Niamey II sur la ligne BK engendrant une perte de 21,08MW. Cette perte grandiose est la conséquence de l'écrasement de 1KV de la tension sur les deux postes BK et Niamey II avec une augmentation brusque de la puissance de 5MW coté Birnin Kebbi (C'est le même incident que celui du 01/05/2018, si la puissance remonte et que la tension baisse simultanément le courant doit inévitablement augmenter).

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III. Consommation du mois d'août de l'an deux mille dix-huit `08/2018' (voir annexe n°7)

40,00

90,00

80,00

70,00

60,00

50,00

30,00

20,00

10,00

0,00

80,

1

01/08/18 02/08/18 03/08/18 04/08/18 05/08/18 06/08/18 07/08/18 08/08/18 09/08/18 10/08/18 11/08/18 12/08/18 13/08/18 14/08/18 15/08/18 16/08/18 17/08/18 18/08/18 19/08/18 20/08/18 21/08/18 22/08/18 23/08/18 24/08/18 25/08/18 26/08/18 27/08/18 28/08/18 29/08/18 30/08/18

14 77,61 78,25 78,28 77,52 79,12 76,95	77,61 77,92 77,22 80
75,93 76,18
	73,72
	25,16
9,92 21,64 18,45 19,95 ^20,71 19,84 19,74 19,89 20,16	19,89 20,09 21,61 19,62

,

70

29

Courbe Pn2 Courbe Pj

47

83

,49

,45 79,82 81, 80,10 81,29

75,01 75,49 76,28 77,50

2,31

21,66 2

78,17	78,46 78,21
77,45 1,53 18,21 19,6	75,74 75,30 23,55 20,75 20,10 20,52

1,56

10,36

16,3

20,7

18,7

18,60

19,83

Figure 9 : Histogramme des puissances des pointes journalières du mois d'août 2018

Commentaire : On constate que la plus grande puissance perdue (Pj=25,16MW) de ce mois se situe au 10/08/2018 à 2h, alors que la plus grande

puissance transportée du mois c'est au 24^ème jour à 1h. Ce phénomène s'explique par cette formule : I = P , le 10/08/2018 à 1h la

_3UCos?

puissance était de 94MW/144KV et subitement à 2h on passe à 100MW/144KV, la puissance a monté de 6MW alors que la tension est intacte,

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donc par ce fait le courant a augmenté engendrant ainsi une énorme perte. En plus le 22/08/2018 la puissance a considérablement chuté à 0h, elle est sans doute due à une chute de tension en ligne entre 23h et 0h, à 23h du 21/08/2018 on a 123KV à Niamey II, tout d'un coup elle chute à 2KV alors que la puissance et la tension livrées par le poste de Birnin Kebbi sont les mêmes pendant ces deux instants (23h et 0h).

D'autre part, le 25/08/2018 la perte est le minimum sur le graphe, cela est dû à l'augmentation de la puissance active de 5MW coté Birnin Kebbi ce qui a engendré un rehaussement de la tension à Niamey II de 3KV s'approchant ainsi d'avantage de la tension nominale de la ligne (132KV).

32

Figure 10 : données du 20/08/2018 à 21h/22h

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? _{141 KV ;1 44 KV} ?

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IV. La consommation du premier jour du mois de septembre de l'an deux mille dix-huit `01/09/2018' (vor annexe n°8)

40,00

80,00

70,0

60,00

50,00

30,00

20,00

10,00

0,00

P(MW)

75,01

18,16

0h

76,10 75,75

17,18

1h

17,65

2h

71,90

18,64

3h

74,82

15,71

4h

74,40

15,38

5h

68,00

9,89

6h

65,89

10,06

7h

69,92

13,03

8h

Pn2 et Pj du 1/09/2018

71,56

Courbe Pn2 Courbe Pj

15,34 16,70

9h

71,06

10h

¹

74,18

16,45

11h

¹

72,03

16,75

12h

¹

73,01

15,83

13h

72,34 72,55

14,97

14h

15,82

15h

70,95

15,61

16h

68,98

15,59

17h

69,18

7,48

18h

71,31

10,13

19h

71,81

12,47

20h

71,44

11,96

21h

75,30

16,40

11,32

22h

Heure

^h

72,87

23h

Figure 11 : Histogramme des puissances horaires du 01/09/2018

Commentaire : On constate que la perte en ligne a chuté considérablement après 0h jusqu'à 2h du matin, alors qu'on a une même puissance active à BK de 0h à 2h (98MW). Cela peut s'expliquer par le gain en tension de la ligne au niveau du post de BK de 1KV, plus précisément on

est passé de 136KV (minuit) à 137KV à 1h et 2h. Dans l'intervalle , les pertes sont moindres et non proportionnelles par rapport à celles

des dernières heures précédentes, ce phénomène est dû au gain de tension coté BK mais aussi à la baisse des puissances actives

au poste de BK. Et la perte minimale de cette journée est à 18h, elle est de 7,48MW, cela est dû à la performance de la tension par rapport à la chute brusque de la puissance active à BK, c'est-à-dire malgré que la puissance a chutée de 8MW entre 17h et 18h la tension n'a chuté que de 3KV ; alors qu'entre 6h et 7h la puissance n'a chuté que de 2MW entrainant une chute de tension de 3KV.

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Conclusion :

Après l'analyse de ses différentes données liées au réseau de transport Niamey-Birnin Kebbi, j'ai découvert plusieurs situations surprenantes mais cela peut se justifier en connaissant certaines problématiques liées au réseau HT telles que : la chute de tension, la variation de la résistance des conducteurs, les puissances réactives des récepteurs des abonnés HTA etc. Par exemple, dans certains cas on constate qu'à deux périodes différentes, pour transporter une même puissance sous une même tension les pertes sont différentes, cela est dû à la chute de tension et j'ai essayé à l'expliquer sous le commentaire de l'histogramme du mois d'avril de l'an deux mille dix-huit. Logiquement si la puissance est élevée la perte l'est aussi à condition que la tension soit bonne ; mais la proportionnalité entre les pertes ne s'obtient que si les tensions sont aussi proportionnelles ; en d'autres termes pour que les pertes dans deux périodes différentes soient proportionnelles il faut que les tensions aussi soient identiques entre elles au niveau de chaque poste (BK, Niamey II) ou qu'elles soient proportionnelles entre elles à ces deux postes. On peut comprendre cette hypothèse de l'exemple suivant :

Samedi le 01/09/2018 on a enregistrée à 15h et 16h respectivement 72,55MW/122KV, 70,95MW/122KV au poste de Niamey II, avec des pertes en ligne respectives de 15.82MW,15.61MW ; on remarque que les pertes sont sensiblement proportionnelles.

Mathématiquement nous pouvons dire :

- Pour et , les pertes seront proportionnelles () si les tensions et sont proportionnelles () aussi. - Pour et , les pertes seront proportionnelles () si les tensions et sont proportionnelles () aussi.

Nous constatons que la puissance perdue sur la ligne est en majeure partie indépendante de la Nigelec, c'est à-dire que ses pertes sont à peu près normales. Mais dans certains cas on constate une chute de tension inappropriée, cela est causé par les récepteurs à très grande inductance des abonnés MT de la Nigelec.

Nota Bene : Un point reste à souligner : il s'agit de la tension nominale de 132KV, plus la tension en ligne est supérieure à cette tension moins la perte est élevée.

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Chapitre III : les solutions pour l'optimisation de l'énergie sur la ligne 132 KV

Il ressort que l'origine des pertes sur un réseau de transport ont plusieurs natures, cependant la grande partie de ces pertes est causée par l'effet joule.

^{Pertes en ligne}

^{Effet Joule}

^{Effet Couronne}

^Shunt

^Fuite

^Induction

^8%

6% 3%

^2%

^81%

Figure 12 : Pertes de transport par composante

Après l'analyse des différents histogrammes nous constatons que les pertes sur cette ligne 132KV Niamey-Birnin Kebbi ne sont pas seulement dues aux cinq phénomènes cités sur la figure 20, mais aussi à une gestion inappropriée du réseau au poste de Birnin Kebbi (certaines remarques sont faites sur ces sujets au niveau des différents commentaires sous les histogrammes réalisés). La production locale souvent utilisée comme une source de secours notamment lors d'une baisse significative de la tension au poste de Birnin Kebbi n'est pas

aussi gérée d'une façon normative. Comme , donc cette puissance perdue ne

dépend que de deux paramètres à savoir :

? La résistance R des conducteurs de ligne

? Le courant I en ligne

Nous essayons d'étudier chacun des paramètres :

I. Diminution de la résistance R des conducteurs

Pour minimiser les pertes joules en ligne, la résistance des câbles doit être la très faible possible.

Dans notre cas, les conducteurs de la ligne ont les caractéristiques suivantes :

35

_S 242 ^ ⁹ 10^{^6} = 18,763636? RCu20°C = 18,763636.

_S 242 ^ ⁹ 10^{^6} = 17,890909 ? RAg20°C = 17,890909.

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Tableau 5 : les conducteurs actuels de la ligne 132 kV BK (source : agent Nigelec)

Matériau	Section(S) mm^2	Longueur(L) km	Résistivité du matériau A 20°C .m
Almélec ( AGS)	242	264	32,610^"-9

La résistance pour chaque conducteur de phases se calcule de la manière suivante :

= 10^-9 ^6 = 35,5636 ? R20°C

La résistance pour chacun des conducteurs est de : R = 35,5636

I.i Comparaison entre l'almélec et d'autres matériaux usuels

Nous allons calculer la résistance des conducteurs qui sont en matériaux autre que l'almélec pour la même section de 242mm² :

Tableau 6 : caractéristiques des matériaux ( source : electronique-et-informatique.fr)

Matériau	Section(S) mm^2	Longueur(L) Km		Résistivité du matériau À 20°C .m	Coefficient de température à 20°C
Aluminium	242	264		28,410^"-9	0,004308
Cuivre				17,210^"-9	0,004041
Argent				16,410^"-9	0,0038
Aldrey				3210^"-9	0,0036
L 264 ? 1000 R ? ? ? 28,4 ? ? S 242 - = 10^^-9 L 264 ? L 264 ? 1000 ?			10^^6 =30,98181818 ? RAl20°C=30,98181818.

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In	Sn ? =		? 3

37

Nous remarquons que pour une même section des câbles, le conducteur en almélec a plus de résistance que celui en aluminium, deux fois plus de résistance que le conducteur en argent et presque deux fois celui fait en cuivre et ceci est due à sa résistivité plus élevée. Donc pour pouvoir réduire les pertes en agissant sur la résistance, il va nous falloir changer les câbles, pour envisager une tel projet beaucoup de défis reste à relever. Mais pour ce qui concerne notre travail nous allons juste proposer une solution dans le but de minimiser les pertes en ligne.

I.ii Dimensionnement des nouveaux conducteurs pour la ligne

Nous avons conservé le même matériau que celui existant qui est l'almélec pour le nouveau choix des conducteurs et c'est pour plusieurs raisons qui sont :

_R ? ? ?

- Il a une contrainte à la rupture en traction beaucoup plus importante que celle d'aluminium (320 à 380 MPa contre 150 à 190 MPa).

- Il a une masse volumique beaucoup plus faible que celle de cuivre (2700Kg/m³ contre 8890Kg/m³).

_{656,076 A In} ? _{656,076 A}

_L

_S

Pour rappel, les conducteurs utilisés actuellement sur la ligne 132KV Niamey-BK sont en almélec et ont une section de 242mm² chacun, cela dit que nous allons nous intéresser sur la section, comme on n'envisage pas de modifier la longueur de la ligne. De la formule

, il parait clairement qu'il faut augmenter la section pour diminuer la résistance comme la longueur est constante et initialement la résistivité des matériaux est prise à 20°C. Au niveau mécanique, le calcul de la résistance des conducteurs est soumis aux règlementations internationales. Les contraintes dues aux conditions climatiques (Vitesse du vent, température...) doivent être connues. Pour ce qui est des critères requis pour le dimensionnement électrique des conducteurs d'une ligne haute tension on a : Courant et tension nominaux, courant de court-circuit, chute de tension.

Le dimensionnement de la ligne se limite qu'aux conducteurs, pour cela nous allons conserver les valeurs existantes du transformateur principal du poste de Birnin Kebbi : Sn=150MVA, Un=132KV.

₃ ? _Un

_{150 x} 1000000 ?

_{x 132x 1000}

I.ii-i Détermination du courant nominal de la ligne

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I.ii-ii Détermination du courant du court-circuit

, la puissance de court-circuit Scc est fonction du réseau environnant la ligne
étudiée, mais du point de vue dimensionnement, nous retenons sa valeur dans ce tableau :

Tableau 7 : Puissance et courant de court-circuit (source : Manuel de travaux pratiques du Professeur Jean-Louis LILIEN)

Notre tension nominale est de 132 KV, la valeur de tension normalisée directement supérieure

est de 150KV, le courant de court-circuit est : ?

Afin de trouver la section minimum permettant de supporter ce courant durant le temps tcc, nous disposons de la formule suivante :

(? t < 5 sec)

Calcul de Smin des matériaux pour les nouveaux conducteurs à choisir pour t=1,2,3,4s : Tableau 8 : section minimale des conducteurs à choisir en fonction du temps de court-circuit

Matériau	a	Smin
Cuivre	105,3	332,22mm^2 ;	469,92mm^2 ;	575,54mm^2 ;	664,57mm^2
Aluminium	55,07	635,37mm^2 ;	898,55mm^2 ;	1100,49mm^2	; 1270,74mm^2
AMS	61,98	564,53mm^2 ;	798,37mm^2 ;	977,80mm^2 ;	1129,07mm^2

I.ii-iii Détermination de la chute de tension

R X

U1 U2

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Figure 13 : Modèle réduit de la liaison

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(R'70°CI et

(R'70°CI

La norme NF C 15-100 prévoit une chute de tension de 8%.

Le conducteur choisi est l'AGS 570, c'est un conducteur homogène en alliage d'aluminium

(AAAC) et ces caractéristiques sont dans le tableau ci-après :

Tableau 9 : caractéristiques du câble choisi

_0,0583? / _{Km 264 Km} ? _0,0583 ? / _Km

Type	Norme	Référence IMACAB/ancien code/EN 50183	Tension	Courant admissible en régime permanent à 55°C
AGS	CEI 60104	AGS 570	THT	840A
(alliage	NF EN 50183	Aster 570	HTA/B
d'aluminium)
	NM 06-3-066	570-AL4
Section	Charge de rupture assigné	Résistance électrique max à 20°C	Module d'élasticité	Conditionnement standard Touret (m)
570mm^2	18530 daN	0,0583	5410^3MPa	T 1500
Température maximale régime permanent		Coefficient de dilatation linéaire		Réactance électrique linéique X
55°C		0,000023 K^-1		0,4

I.ii-iv Vérification de l'AGS 570 :

? Résistance de chacun des trois (3) conducteurs :

R20°Ctotale = Lligne = =15,3912

?

R20°Ctotale = 15,3912

, on a eu à réduire avec ce choix du câble AGS 570 la

39

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résistance de la ligne de 56,72%. ? Courant nominal

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Le calcul du courant nominal au point A nous a donné , et le câble AGS 570

choisi a un courant admissible de 840A, donc il pourra bien supporté le courant In de la ligne. En ce qui concerne la section minimale de court-circuit, au point B on a eu une section minimale de 564,53mm² pendant un temps d'une seconde (1s) pour les câbles en alliage d'aluminium, et on constate bien que le câble AGS 570 a une section de 570mm² donc supérieure à 564,53mm².

? Calcul de la chute de tension

L(R'70°C et In= 840A; Un=132KV; L=264Km

= 0.8 ; 0.6 et X=0.4?/Km

R70°C = R20°C [ = 0,0583[1+ 0,000023(70-20] = 0.05897?/Km

%

La chute de tension est de 0,835% soit environ 1102,2 V, alors l'AGS 570 respecte bien la norme NF C 15-100 qui prévoit une chute de tension admissible de 8%.

Le de câble de garde est un alliage almélec-acier avec circuit de télécommunication intégré, il est associé aux câbles conducteurs qui sont choisis en fonction du givre (voir annexe n°9).

Tableau 10 : caractéristiques du câble de garde choisi

Type	Section	Masse sans graisse	Diamètre du circuit de télécommunication
Thym 157,4	100,9 mm^2 : Almélec 56,5 mm^2 : Acier	0,90 kg/m	10 mm

Conclusion 2 :

Le câble AGS 570 respecte bien les trois règles, donc il peut être utilisé sur cette ligne d'interconnexion 132 kV Niamey-Birnin Kebbi sans le moindre doute.

II. Minimisation du courant en ligne

Sur cet aspect, nous envisageons d'apporter plusieurs moyens pour minimiser le courant en ligne sur la ligne 132KV Niamey-Birnin Kebbi. Ces moyens sont les suivants :

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y' La compensation de la ligne par les batteries des condensateurs.

y' Corriger la tension sur la ligne par la production locale, cela nous permettra d'abaisser le courant en ligne tout en gardant la puissance constante.

y' Installer des compensateurs synchrones.

II.i Renforcement de la qualité du transit sur la ligne par les bancs des condensateurs

C'est un moyen très clés pour réduire les courants en ligne et donc l'énergie réactive absorbée due au déphasage entre courant et tension, ainsi la tension s'améliore mais aussi le coût de la facturation. Pour ce faire, l' installation d'une source d'énergie réactive en parallèle avec le

réseau est nécessaire, ce qui nous permettra de relever le facteur de puissance .

II.i-i Les réalités de la puissance réactive

- Diagramme des puissances

Figure 14 : la puissance apparente sans et avec condensateur Tableau 11 : détails sur le diagramme des puissances

Lettres	Signification	Relations
P	Puissance active
S1	Puissance apparente avant compensation
S2	puissances apparentes après compensation
Q1	puissance réactive sans condensateur
Q2	puissance réactive avec condensateur	: Déphasage sans condensateur	: Déphasage avec condensateur
QC	puissance réactive du condensateur

On constate avec le diagramme des puissances ci-haut, que l'angle a bien diminué après l'ajout de la puissance réactive fournie par les condensateurs, ce qui a permis la réduction de

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la puissance réactive de Q1 à Q2. Les récepteurs inductifs déphasent leur courant de -90° par rapport à la tension, tandis que les récepteurs capacitifs déphasent le courant de 90° par rapport à la tension. En principe, la composition vectorielle de ces intensités ou puissances réactives (inductive et capacitive) conduit à une intensité ou puissance résultante réactive inférieure à celle existant avant l'installation de condensateurs. Donc les condensateurs produisent de l'énergie réactive mais négative alors que les récepteurs inductifs (transformateurs etc.) consomment de l'énergie réactive.

_RP ? _XQ

? _U ? _U1 ? _U2 ?

- Intérêts de la compensation

Rappelons que beaucoup des équipements électriques comme les transformateurs, les moteurs ... ont besoin de l'énergie réactive pour engendrer des champs électromagnétiques. La compensation revient donc à partir d'une source d'énergie réactive qui peut être des condensateurs de fournir une énergie réactive à la place du réseau. En plus, si un réseau n'est pas compensé, il est presque impossible de maintenir les tensions d'exploitation à l'intérieur des limites permises lors d'une variation importante due aux variations de la charge ou aux manoeuvres d'équipements.

Cette compensation en énergie réactive possède plusieurs avantages notamment : y' Un gain en tension considérable au bout de la ligne, ce qui implique une minimisation des chutes de tension et des pertes en lignes.

_U2

, en considérant cette formule de calcul, on constate bien que la
chute de tension diminue si Q diminue.

y' L'augmentation de la puissance active disponible au secondaire des transformateurs y' La puissance apparente diminue, donc pour les installations BT en général, on préconise une économie sur le dimensionnent des équipements électriques.

42

y' Diminution de la puissance réactive, donc une économie sur la facture d'électricité. L'inconvénient des condensateurs est que leur faculté à se poser aux courants harmoniques diminue quand la fréquence augmente, ce qui entraîne une augmentation de l'intensité absorbée par les condensateurs et provoque leurs échauffements qui accélèrent le vieillissement des condensateurs ou leurs destructions dans les cas extrêmes.

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Z(û)			f(Hz)

Figure 15 : évolution de la réactance capacitive en fonction de la fréquence La compensation à l'usage des condensateurs est de deux sortes :

-* Les condensateurs de valeurs fixes ou batterie fixe (non fragmentés). La batterie de condensateurs à une puissance constante.

-* Les batteries de condensateurs en gradins avec régulateur (ou batteries automatiques) qui permettent d'ajuster la compensation aux variations de consommation de l'installation (fragmentés).

Ce type d'équipement permet d'ajuster la puissance réactive fournie aux variations de consommation, et ainsi de maintenir le cos? à la valeur désirée. La valeur du cos? est détectée par un relais varmétrique qui commande automatiquement l'enclenchement et le déclenchement des gradins en fonction de la charge et du cos? désiré (voir annexe n°10).

- Les différents emplacements de la compensation par condensateurs

La compensation par condensateurs peut se faire sur plusieurs points du réseau, c'est-à-dire du premier poste de transformation après la production jusqu'à l'installation des abonnés BT( ). Ainsi la compensation de l'énergie peut être :

· Globale : voir 1 , 2 , 3 de la figure 20 ci-dessous

· Par secteur : voir 4 , 5 de la figure 20 ci-dessous

·

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Individuelle : par exemple un gros moteur MT ou BT

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Réseau HT

Figure 16 : les localisations de la compensation d'énergie réactive

Cependant il n'y a pas de compensation universelle, donc celle-ci dépend essentiellement du système de gestion énergétique des pays et/ou des distributeurs.

_Q0 ? ₃ ? _Un ? _I0

II.i-ii L'installation des batteries des condensateurs

- Un aperçu sur l'existant

Il faut noter que la Nigelec dispose déjà des batteries des condensateurs en gradins fournissant au besoin à ce réseau de transport 132KV Niamey-Birnin Kebbi une puissance réactive globale de vingt-huit méga var (28 MVAR). Ces condensateurs sont en gradins de : 3 groupes de 8 MVAR et un groupe de 4 MVAR. Cette compensation est insuffisante ou inappropriée du point de vue pratique, puisque ces batteries des condensateurs en gradins sont branchées au réseau en question via un transformateur abaisseur de 132kV/20kV et ce transformateur consomme malheureusement une grande partie de la puissance réactive produite par ces condensateurs. Un transformateur consomme du réactif pour la magnétisation de ses

enroulements, en général cette puissance réactive est égale à Qt où ; avec

( cette puissance est fixe et dépend seulement du courant magnétisant à

_S2

vide I0) et Q = Ucc Sn (cette puissance est proportionnelle au carré de la puissance apparente S

qui le transit). Bref, en plus de ces batteries des condensateurs de vingt-huit méga var (28MVAR), ce poste dispose d'une batterie fonctionnelle des condensateurs de dix méga var (10MVAR) branchée sur le jeu de barre 20 kV, elle est couplée au réseau en manoeuvrant manuellement sur le contact à distance d'un disjoncteur (voir annexe n°11).

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- Une nouvelle perspective

Comme notre principal objectif est d'optimiser ce transit d'énergie, pour ce faire, nous allons conserver ces batteries des condensateurs tout en modifiant leur emplacement. Tout d'abord rappelons que ses batteries sont branchées à la ligne à travers un transformateur, vu que ce type de montage ne satisfait pas la compensation, nous avons deux options : soit nous les relions directement à la ligne sans l'intermédiaire d'un transformateur ou soit nous les remmenons sur le jeu de barre 20 kV du poste d'interconnexion du site Niamey II. La deuxième option est convenable, puisque les batteries ne peuvent pas supporter la tension 132 kV de la ligne. En ce qui concerne la batterie des condensateurs de 10 Mvar, il faut qu'elle soit fragmentée en deux gradins de 5 Mvar chacun, donc il y aura par la suite six (6) gradins sur le jeu de barres vingt kilovolts (J B 20 kV), (Voir le schéma XRelais). La batterie des condensateurs de 10 Mvar a subi une telle dissociation juste pour qu'il n'y ait pas de surcompensation puisque dans certains moments la puissance sur la ligne est tés faible, c'est ce qu'on observe le 1/06/2018 à 12h lorsqu'on a eu une puissance de 13,76 MW sur la ligne,

comme , avec = 0,97 on a Q=3,4084 Mvar, on voit que dans cette situation

on ne peut pas mettre la batterie des condensateurs de 10 Mvar (voir annexe n°12). Tableau 12 : Les caractéristiques des condensateurs

Marque/Type/ Norme	Tension d'isolement (Ui)	Capacité	Liquide d'imprégnation	Puissance kvar
Merlin Gerin propivar CEI 60871 1997	38-95kV	Type 1 : 7,336 Type 2 : 21,696	Jarylec C101	Type 1 : 61,6 Type 2 : 185

II.i-iii Choix des équipements des protections des batteries

Pour un contrôle adéquat et une surveillance en temps réel de ces batteries, un appareil est nécessaire, ainsi notre choix s'est porté sur l'appareil de contrôle CQ900.

Tableau 13 : Contrôleur des batteries des condensateurs CQ900

Gamme/marque

Modes de contrôle

Tension de service

Communications

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CQ900R		- local : automatique ou manuel	90 à 264 Vac	- USB
ABB				- Radio ABB CapLink
		- à distance via		- Interfaces RS232 et
		SCADA ou autre		Ethernet et DNP3.0

Pour le choix des disjoncteurs et sectionneurs, on retient les caractéristiques du transformateur

alimentant le jeu de barre 20 kV qui sont : Sn=40MVA ;Un=20kV ; 1154,7 A

La tension d'alimentation des appareils basse tension de tension continu est de 110V DC. Tableau 14 : Disjoncteur (Version débrochable à commande frontale)

Type	Pouvoir de coupure	Ir	Tension nominale	Marque	Type de la prise BT
Evolis 24 kV	16 à 31,5 kA	630 à 2500 A	24 kV	Schneider Electric	Harting

Tableau 15 : Sectionneur

Interrupteur-sectionneur tripolaire
Type	Tension nominale	Courant nominal	Pouvoir de coupure	Pouvoir de fermeture sur court-circuit	Marque	Norme
NAL	24 kV	1250 A		50 Ka	ABB	CEI 129,254,694
Information pour la commande
Type	Tension assignée	Courant assigné	Distance entre pôles	Référence no.	Poids	Commande mécanique
NAL 24- 12K275R	24 kV	1250 A	275	NHPL054040R1	41 kg	type K
Sectionneur de terre

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Type		Pouvoir de fermeture	Dimension	Tension nominale	Unité de réf. UniMix
SHS2/ES 24.25		62,5 kA	1VCD003321	24 kV	A

Remarque : La nouvelle disposition des batteries des condensateurs offre au réseau à travers le jeu de barres (J B 20 kV) la possibilité d'avoir jusqu'à trente-huit méga var de puissance réactive, cette action a bien amélioré la gestion actuelle du transit notamment la politique de l'offre et la demande, cependant l'objectif n'est totalement pas atteint dans une autre vision, c'est-à-dire qu'en principe on souhaite que la puissance réactive soit aux environs de cinquante pour cent (50%) de la puissance active disponible au point d'arrivée du poste d'interconnexion du site Niamey II. En effet pendant le temps de pointes les puissances actives à l'arrivée peuvent aller au-delà de quatre vint méga watt (80 MW) ; mais l'étude des données nous montre que pendant un espace d'un an allant du novembre 2017 à octobre 2018 la puissance reçue n'a jamais dépassé 83,75 MW. Partant de cette base, la moitié de cette puissance de 83,75 MW est égale à 41,875 MW, la compensation peut être dans ce cas à peu près de 41 Mvar.

Nous essayons alors de combler le seuil souhaité ; cet ainsi que le CP227 a été opté. Tableau 16 : Batterie fixe

Type/nombre	Tension assignée	Puissance réactive	Protection	Couplage
CP227	22 kV	720 kvar	Déséquilibre par	Double étoile
			TC et relais
Nombre : 6
Liquide imp.	montage	Fréquence	Température ambiante	Dimensions
Propivar	Cellule IP23	50 Hz	40° (max)	L(2,35m); m(350kg);
sans PCB				H(2m); P(1,4m)

Les batteries des condensateurs existantes étant réorganisées, nous prévoyons de compenser maintenant le réseau directement sans l'intermédiaire d'un transformateur. Les caractéristiques du réseau sont : Un = 132kV, In = 656,079 A, Sn = 150 MVA.

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Le compensateur par condensateurs choisi, a les caractéristiques ci-après : Tableau 17 : Caractéristiques du condensateur DryQ choisi

Type	Tension	Puissance max	Marque
Condensateur DryQ	5-138 kV	100 Mvar	ABB

Les avantages du DryQ est qu'il est sec donc il n'y a pas de risque de fuite, alors pas d'incendie, en plus il dispose des ailettes de silicone qui optimise un refroidissement du condensateur et il a l'aptitude de s'adapter à différentes classes de tension.

Les équipements HT choisis pour pouvoir monter en sécurité sur le réseau 132 kV ce condensateur DryQ :

Tableau 18 : Sectionneur et disjoncteur choisis

Sectionneur
Type	Courant nominal	Tension nominale	Durée de court- circuit	Marque
GW55	3150 A	72,5 à 245 kV	50 kA pendant 3s	ABB
Disjoncteur
Type/Marque	Courant nominal	Tension nominale	Courant de court- circuit	Courant nominal de fermeture/verrouillage
LTB 145D1/B ABB	3000 A	145 kV	40 kA	104 kA

Conclusion 3 :

Cette démarche menée dans le but de renforcer la compensation du transit par des batteries des condensateurs a connu de nombreux résultats que nous estimons satisfaisants. Ces résultats sont subdivisés en deux phases dont un groupe de sept gradins sur le jeu de barres 20 kV et un module du condensateur DryQ sur la ligne 132 kV arrivée BK.

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II.i-iv Circuit unifilaire de la ligne avec batterie des condensateurs

Figure 17 : Schéma de l'installation avec compensation (source : étudiant).

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II.ii Installation des compensateurs synchrones :

II.ii-i Description et principe de fonctionnement

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Les compensateurs synchrones sont des moteurs synchrones tournant à vide, dont l'excitation est réglée pour fournir ou absorber la puissance réactive qui permet, par son transit en un point du réseau, d'ajuster la tension de ce point. Avec les performances dynamiques qu'exige un haut niveau de sûreté du réseau, les compensateurs synchrones sont des moyens d'actions privilégiés. Ces compensateurs synchrones assurent le maintien de la stabilité dynamique par leurs caractéristiques mieux adaptées à ce rôle que celles des condensateurs (inertie, réactance transitoire faible, régulation rapide d'excitation) et en plus ils ont un programme d'échange d'énergie réactive. Ils sont branchés entre phase et terre, contrôlent la tension grâce à l'injection de l'énergie réactive. Le compensateur agit comme une énorme capacitance ou inductance variable dont la valeur est réglable en faisant varier le courant d'excitation de son rotor. Le moteur et l'alternateur synchrone se diffèrent par leur sens de l'écoulement d'énergie, ils forment un convertisseur qui si un courant continu est injecté sur les balais du rotor, ceux-ci le conduiront sur le rotor en rotation, ainsi le rotor à bobine excitée (électroaimant) génère un champ unidirectionnel dans la bobine du stator qui produira un système de tensions triphasées décalées de 120° (alternateur synchrone) et si son stator est alimenté par une source des tensions triphasées alternatives, sa bobine produit un champ tournant à 120f/p (moteur synchrone). Donc il faudra démarrer les moteurs synchrones au moyen d'un autre moteur ou encore de combiner une cage d'écureuil (moteur asynchrone) avec une bobine alimentée avec du courant continu (moteur synchrone). Cet exemple (figures 11 et 12) nous éclaircie les deux modes du convertisseur synchrone (alternateur / moteur synchrone).

Source d'énergie primaire

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Figure 18 : Alternateur synchrone

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d'interconnexion 132 KV Niamey-Birnin Kebbi

Charge mécanique

Figure 19 : Moteur synchrone

II.ii-ii Interaction du compensateur synchrone avec le réseau

U

Ui = Ui cs

Xd : Réactance longitudinale

UCS : Tension du compensateur synchrone.

EQ = f.é.m. du compensateur synchrone

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Figure 20 : schéma récapitulatif de transfert entre le réseau et le compensateur synchrone Le branchement du compensateur synchrone au réseau met en interaction sa f.é.m. avec la tension du réseau. Leur différence définit le sens du courant et sa valeur dans la réactance (Xd). On a la relation suivante : Ii = IⁱE - Ii??, autrement dit I = EQ-Ucs

.

Xd

Du fait que la tension du réseau est constante, le courant résultant du compensateur synchrone varie avec la variation de la (f.é.m.) obtenue par la variation du courant

d'excitation rotorique (iEx).

Si le courant d'excitation est tel que : ÉQ = ÙJ cs ? Ii = 0 ;

En désignant pour ce cas : IⁱEx = Ii0,Ex ;

on peut définir : Iⁱex # Iⁱ0,Ex ? EⁱQ # Ui cs ? Ii = 0

Si Iⁱex < Iⁱ0,Ex ? EQ < ti cs ? Ii < 0 le rotor est alors sous-excité.

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Cependant si I^?ex > I^?O,???? ? ????? > ??? ???? ? I ? > O le rotor du compensateur est surexcité.

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

La puissance réactive du compensateur synchrone : ?????? = v?? ??? ???? I Ù????

????

En fait, le compensateur synchrone fait face à trois sortes d'états, ainsi on a : Premier état : Cas où ????? < ??? ????

Dans cet état, le courant circule I du noeud du réseau vers le compensateur, c'est un régime de consommation du réactif. Dans ce régime la valeur maximale consommée peut être atteinte.

.

Xd

Si tEX = 0 est ? ????? = O alors QCS = U? Cs2

Deuxième état : Cas où ????? = ??? ???? Dans cette situation ?????? = O Troisième état : Cas ????? > ??? ????

Ici le courant I circule du compensateur vers le noeud du réseau. Dans ce régime le compensateur injecte la puissance réactive dans le noeud et cette puissance réactive produite augmente avec l'augmentation du courant d'excitation jusqu'à atteindre sa valeur nominale.

II.ii-iii Les avantages et inconvénients

Comme tout autre équipement industriel, le compensateur synchrone présente tant des avantages mais aussi quelques faiblesses :

Avantages	Inconvénients
- Excellent rendement (un facteur de	- Machine tournante qui demande des entretiens
puissance voisin de 1)	- Pertes actives relativement importantes
- Peut être placé près des	- la force motrice, n'est pas toujours compatible
consommateurs
	avec la demande instantanée de puissance réactive
- Facile à régler comme producteur ou	- Il a besoin d'un générateur à courant continu
consommateur de puissance réactive
	pour assurer son excitation. Cet organe
- Effet autorégulateur	supplémentaire augmente le prix du moteur...

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II.ii-iv Choix du compensateur synchrone

Tableau 19 : Compensateur synchrone

Puissance max	Tension nominale	Type	Température ambiante
75 Mvar	1-15 kV	ABB synchronous condenser	-55 à + 65°

Les dispositifs choisis pour les batteries des condensateurs (sectionneur, disjoncteur) peuvent être utilisés pour ce compensateur synchrone.

_{3 UCos} ?

II.iii Correction de la tension sur la ligne par la production locale :

Sur ce site de Niamey II, on a le poste électrique qui constitue le principal point d'arrivé de la ligne 132KV Niamey-Birnin Kebbi et l'interconnexion entre cette même ligne avec la ligne de la production locale notamment la ligne 132 KV Gorou Banda. Ces deux lignes sont soigneusement mises en parallèle sur le jeu de barres 132KV (J B 132KV). Il arrive souvent que la tension sur la ligne 132KV Niamey-Birnin Kebbi soit faible, parfois ça peut chuter jusqu'à 114KV (c'est ce qu'observe à la date du 08/08/2018 à 19h). En effet, cette insuffisance de tension est en majeure partie corrigée par la production locale, c'est-à-dire en produisant suffisamment de puissance à local pour rehausser la tension sur le jeu de barre 132KV ce qui permettra une augmentation de la tension sans changer la puissance sur la ligne Birnin Kebbi.

_P

_I?

Examinons cette hypothèse avec la formule : , on a ; si la
tension augmente et que la puissance reste constante : le courant va inévitablement chuter. Ainsi la puissance perdue en ligne par l'effet joule se minimise à chaque fois que la tension est montée. À titre d'exemple mercredi le 31/10/2018, à 9h :12mn :46s on a 75,06MW/120,06KV/364,68A sur la ligne 132KV Niamey-Birnin Kebbi quand le surveillant de quart à demander d'augmenter la puissance active de la production locale de 3 MW, ainsi à 9h13 on a remarqué 74,27MW/123,50KV/347,68A sur cette ligne, ce qui implique une diminution du courant de 17A contre un gain de 3,44KV en tension. Il en est de même le mercredi à 9h52 la ligne BK a 75,94MW/120,41KV/368,24A et après une augmentation de la production locale de 2MW on a relevé 76MW/123,36KV/357,31A on constate avec ce cas aussi que le courant a diminué de 10,93A contre une amélioration de la tension de 2.95KV. Une dernière expérience est faite à 15h, là on a relevé à 15h00 76,81MW/117,85KV/384,53A, après une augmentation de 3MW de la production locale, on

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est arrivé à 77,04MW/123,60KV/368,42A à 15h01, ce qui nous a facilité une réduction de 16,53A du courant avec un gain de 6,56KV tension sur la ligne 132KV Birnin Kebbi.

D'autre part, mardi le 23/10/2018 on a 77MW/383A sur la ligne 132KV Niamey-Birnin Kebbi, quand la production locale a augmenté de 3MW, nous avons relevé 77MW/368A ce qui a pu réduire ce courant de 15A.

La réciproque du système est avérée, en d'autres termes si on diminue la puissance active de la production locale, le courant remonte davantage. Ajuste titre mercredi le 31/10/2018, quand le surveillant de quart a demandé de baisser la production locale de 2MW, les valeurs de la ligne 132KV BK sont de 75,30MW/125,54KV/350,08A à 17h05, après cette baisse en puissance active on a les valeurs suivantes sur la ligne 132KV BK 75,93MW/123,97KV/357,41A à 17h06. Ce qui implique une élévation de l'intensité du courant de 7,33A avec une chute de 1,57KV en tension.

Tableau 20 : Expérience réalisée sur la production locale (Pl) (lecture faite sur SCADA)

Augmentation de P de 3MW		Diminution de P de 2MW
mercredi le 31/10/2018		mercredi le 31/10/2018
9h :12mn ; avec Pl=24MW	9h13 ; avec Pl=27MW	17h05 ; avec Pl=33MW
15h00 ;avec Pl=32MW	15h01 ; avec Pl=35MW	17h06 ; avec Pl=31MW

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9h52 ; avec Pl= 27MW

Augmentation de P de 2MW

9h53 ; avec Pl=29MW

Vu que la production locale peut alléger la perte en ligne sur ce réseau de transport 132KV Niamey-Birnin Kebbi, nous proposons une feuille de route qui tient compte de la demande d'énergie dans la ville de Niamey surtout pendant les heures de pointe. La gestion actuelle de cette production locale supervisée par le poste d'interconnexion du site Niamey II n'est pas totalement basée sur des principes techniques tels que :

? Des calculs approximatifs préalables des valeurs que peuvent prendre la tension et le courant après une variation de la production locale.

? Le temps de couplage des groupes sur la ligne, ici il faut noter qu'en général la gestion actuelle du couplage des quatre groupes est qu'en fonction de la demande d'énergie de la ville un premier groupe est mis en marche, ainsi peu à peu sa puissance augmente jusqu'à atteindre la nominale ou à peu près pour ensuite lancer la marche d'un second groupe ainsi de suite jusqu'au couplage total de tous les groupes sur le réseau bien sûr en fonction de la demande.

La ligne de la production locale couplée sur le jeu de barres 132KV (J B 132KV) est celle qui transporte l'énergie fournie par la centrale thermique de Gorou Banda ; cette centrale a une capacité nominale en puissance active de 4*21MW. Ce sont quatre groupes des moteurs diésel qui peuvent tourner ensemble ou séparément et dont chacun a une puissance nominale de vingt un mégawatts (21MW).

Dans ce tableau ci-dessous, nous avons regroupés toutes les puissance minimales et

maximales observées sur chaque mois pendant la période allant du novembre 2017 à octobre 2018.

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Tableau 21 : Pmax et Pmin mensuelles du 11/2017 au 10/2018

Mois	Puissance				Tension
	Birnin Kebbi		Niamey II		Birnin Kebbi		Niamey II
	Min	Max	Min	Max	Min	Max	Min	Max
Octobre 2017	74	102	59,47	83,75	144	142	125	121
Novembre 2017	37	97	24	78,6	144	144	130	126
Décembre 2017	30	87	34,60	75,6	135	145	126	126
Janvier 2018	49	86	42,10	68,40	142	143	129	129
Février 2018	16	100	15,50	77,63	137	142	132	125
Mars 2018	54	103	44,60	77,6	136	143	130	122
Avril 2018	100	104	40,70	79,18	140	144	121	123
Mai 2018	74	107	37,21	78,66	134	143	121	125
Juin 2018	53	108	13,76	82,87	134	139	122	126
Juillet 2018	39	109	32,01	83,22	144	143	125	124
Août 2018	44	110	36,98	83,49	131	146	122	124
Septembre 2018	49	108	42,88	81,93	144	143	132	124
Intervalles	Min Max		Min Max		Min Max		Min Max

Dans cette feuille de route nous avons la colonne de la puissance coté Niamey II, nous allons donner deux plages concernant la puissance disponible sur la ligne BK. Ces plages des puissances sont vraiment approximatives, parce que dans notre analyse de données nous avons remarqué que la proportionnalité entre les pertes n'est presque jamais garantie. La première case de la ligne Birnin Kebbi contient un intervalle des puissances minimales mensuelles enregistrées sur l'espace d'un an du novembre 2017 à octobre 2018, et la deuxième contient les puissances maximales sur le même espace d'année.

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Tableau 22 : Feuille de route pour l'amélioration de la tension sur la ligne 132 kV BK

Secteur	Puissance
Ligne Birnin Kebbi
Augmentation de la production locale (Pl)

III. Le coût économique

Tableau 23 : Tableau récapitulatif des équipements choisis

Nom	Désignat ion	Quantité	Prix unitaire	Prix total
Câble	AGS 570	264*1,574t	2127 $/t	883 845,072 $ 490 534 015 FCFA
Contrôleur des batteries des C	CQ900R
Disjoncteur	Evolis 24 kV
Interrupteur- sectionneur	NAL 24-12K275R
Sectionneur de terre	SHS2/ES 24.25
condensateur	CP227
condensateur	Condensateur DryQ
Moteur synchrone	ABB synchronous condenser
Câble	Thym 157,4
Sectionneur	GW55
Disjoncteur	LTB 145D1/B

Le bilan des câbles s'élève à 1 471 602 045 F CFA

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Recommandations :

Nous proposons à la société Nigelec quelques méthodes pouvant réduire la consommation d'énergie réactive qui est la source des pertes d'énergie.

- Installation des batteries des condensateurs au niveau des postes de distribution publique HTA/BT de la ligne 132 kV BK dans les villes concernées Niamey et Dosso.

- Imposer aux prochains abonnés MT l'installation d'une batterie de condensateur en fonction de leur puissance souscrite des villes concernées.

- Encourager les abonnés existants à placer une batterie des condensateurs.

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- relever le facteur de puissance au niveau du point de dérivation de Dosso avec le condensateur DryQ.

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Conclusion générale :

Notre étude à consister à l'analyse des pertes en ligne dans un contexte de livraison d'énergie électrique «complexe«, c'est-à-dire le transport d'énergie sur une longue distance et surtout en aérien. En fait, ce phénomène n'est jamais résolu parfaitement, en d'autres termes on peut minimiser les pertes par effet joule sur un réseau alternatif de transport d'énergie électrique mais on ne peut pas les supprimer définitivement malgré la nouvelle démarche entreprise sur le plan mondial par les scientifiques c'est-à-dire la notion de `'supraconducteurs».

Au bout de ce travail, nous pouvons retenir que les pertes en ligne sont de diverses natures telles que l'effet joule, couronne, shunt, induction, la fuite ; et que les méthodes retenues pour solutionner ces pertes telles que les batteries des condensateurs, le moteur synchrone et la production de puissance active locale sont des moyens appropriés et usuels jusqu'à ce jour. Et bien qu'il soit impossible de neutraliser ces pertes, les solutions que nous avions apportées telles que les nouveaux câbles choisis, le choix des compensateurs par batteries des condensateurs et synchrone contribuerons à la minimisation de ces pertes, donc à un rendement optimal.

En fait, le câble AGS 570 réduit la résistance de la ligne de 56,72% donc il réduit la perte de 56,72% et les compensateurs (par condensateurs et synchrone) améliorent la tension en modifiant la puissance réactive (mais cette réduction n'est pas fixe, elle dépend du facteur de puissance).

Je suppose qu'il soit plus profitable de produire de l'énergie électrique à l'interne que de payer à l'extérieur ; à proprement parlant je suggère à cette société de renforcer sa production locale par des centrales photovoltaïques et/ou éoliennes.

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Bibliographie

[1] Alain DOULET et Jean-Paul HORSON, Réseaux électriques de transport et de répartition, technique de l'ingénieur, Réf. Internet : 42263.

[2] Vanilli Sandra TEFEGUIM, ETUDE DE LA CONSTRUCTION D'UNE LIGNE ELECTRIQUE HAUTE TENSION 90kV PA-WONA, MEMOIRE de master.

Webographie :

[1] https://www.ingenieurs.com/documents/exposes/les-pylones-354.php

Visité le 13 septembre 2018 à 9h

[2] https://fr.wikipedia.org/wiki/Pyl%C3%B4ne %C3%A9lectrique Visité le 13 septembre 2018 à 9h

[3] https://www.ingenieurs.com/documents/exposes/les-pylones-354.php Visité le 13 septembre 2018 à 9h

[4] https://www.techniques-ingenieur.fr/base-documentaire/energies-th4/problematiques-
communes-des-reseaux-electriques-ingenierie-42267210/effet-couronne-sur-les-reseaux-electriques-aeriens-d4440/

Visité le 20 septembre 2018 à 14h

[5]

i

http://blog.formatis.pro/balises-ht Visité le 25 septembre 2018 à 11h

ii

Annexes

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	THÈME : Optimisation du transit d'énergie sur la ligne d'interconnexion 132 KV Niamey-Birnin Kebbi

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	THÈME : Optimisation du transit d'énergie sur la ligne d'interconnexion 132 KV Niamey-Birnin Kebbi
Annexe n°1 :

A. Quelques exemples des faisceaux :

Faisceau à trois conducteurs (triple)

Faisceau à deux conducteurs (double) Faisceau à quatre conducteurs (quadruple)

B. Les différentes dispositions des conducteurs

Armement en drapeau en triangle en nappe

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C. Les différentes sortes de pylônes

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Annexe n°2 :

A. Pylône monopode

Ils sont généralement de forme cylindrique en béton, ce qui permet de les construire selon le procédé des coffrages glissants. Ils appliquent des efforts horizontaux et des moments de renversement sur la fondation. Ils présentent de nombreux avantages, cependant comparativement au pylône en treillis leur prix est beaucoup plus élevé :

· leur entretien beaucoup moins important que les pylônes métalliques

· Ils procurent un accès facile aux antennes

· L'intérieur peut abriter des équipements radioélectriques.

En voilà quelques exemples des pylônes en monopode : MUGUET ; ROSEAU ; FOUGERE

B. Pylônes haubanés

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Le pylône en V haubané est un pylône métallique en treillis. À la différence du pylône traditionnel, son fût forme un V fermé par la console. Il est fixé au sol par sa base et par quatre haubans en acier d'un diamètre de 12,7 mm tendus à un angle de 35°. Il a l'avantage d'être beaucoup plus léger que le pylône en treillis traditionnel un pylône en V pèse 11,8 t plutôt que 21 pour celui en treillis et permet d'allonger les portées à 460 m en moyenne. Quant au pylône à chaînette, il est utilisé sur certaines sections des lignes. Il supporte des conducteurs à 735 000 Volts. Ce type de pylône nécessite moins d'acier galvanisé que le pylône haubané en V ; il est donc comparativement moins lourd et moins cher.

C. Pylône en treillis

Ces pylônes autostables appelés aussi «polypodes« sont des structures métalliques rigides fixées au sol par des fondations en béton. Ils peuvent supporter plusieurs antennes de grande surface, fonctionnant à des fréquences élevées.

Ils conduisent à des efforts d'arrachement sur certains appuis et de compression sur d'autres ; des efforts horizontaux souvent modestes sont également à prendre en compte.

Leur section est en général carrée et parfois triangulaire. La partie inférieure de forme pyramidale peut, suivant la hauteur, se poursuivre par une charpente de section constante ou progressivement décroissante. La largeur à la base, de l'ordre de 5m pour une hauteur de 50m est fonction croissante de la hauteur, et le plus souvent l'ensemble est démontable et assemblé par boulonnerie. Ces pylônes sont souvent munis d'une échelle intérieure et leurs membrures sont réalisées en fer cornière laminé à chaud ou en sections de tube convenablement protégées par galvanisation à chaud. En voilà quelques exemples des pylônes en treillis : des pylônes : portique, chat, F44, à triangles etc.

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Annexe n°3 :

A. Isolateurs rigides : on en a plusieurs sortes.

Isolateur rigide à tige

Isolateur rigide à socle

Isolateur rigide à fût massif

B. Isolateurs en éléments de chaine : on a plusieurs sortes de fixation

Rotule et logement de rotule (Ball and socket)	Chape et tenon (Clevis and tongue)		Crochet et oeillet (Hook and eye)

C. Positions de fixation des isolateurs

? Position ancrage : dans ce cas les isolateurs sont placés horizontalement, donc ils sont

presque à 90° par rapport aux pylônes électriques d'encrage.

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? Position en V : ils permettent ainsi de limiter le mouvement latéral des câbles conducteurs.

? Suspension droite : ce type d'isolation est la plus fréquemment utilisée

Annexe n°4 :

A. Le processus de contournement d'un isolateur

Il se résume par un dépôt de pollution sur la surface de l'isolateur, une fois ce dépôt devenu humide, il se transforme en électrolyte conducteur ce qui engendre un courant de fuite sur la surface puis l'électrolyte s'évapore en formant une bande sèche. C'est ainsi, presque la totalité de la tension aux bornes de l'isolateur s'établit aux extrémités de cette zone comme la résistance de la bande sèche est supérieure par rapport au reste de l'électrolyte. Il se produit alors un claquage dans la bande sèche : soit la décharge s'éteint (il n'y a pas de contournement) ou soit la décharge progresse sur la surface (il y a contournement de l'isolateur).

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B. Les appareils utilisés sur ce poste du site Niamey II - Equipements de protection

Nom	Appareils de protection
La ligne 132KV Birnin Kebbi	Principal numéro 1 : IED REL 670, Nombre = 1 ; Principal numéro 2 : L-PRO 4000, Nombre = 1 Relais de déclenchement principal : TR241H2, nombre = 2	;
La ligne 132KV Gorou Banda	Protection différentielle : SIPROTEC 7SL86, nombre = 1 ; Protection contre les surintensités : SIPROTEC 7SJ85, nombre = 1
Les transformateurs 1 et 2 de 132/20KV	Protection différentielle : SIPROTEC 7UT61, nombre = 1 ; Protection contre les surintensités : SIPROTEC 7SJ62, nombre = 2
Le jeu de barres 132 KV (J B 132KV)	Protection différentielle : SIPROTEC 7SS85, nombre = 1

- Equipements de contrôle et de mesure

Nom	Appareils de contrôle, mesure
La ligne 132KV Birnin Kebbi	Supervision : Relais de déclenchement XR151(S), nombre = 2 ; Bloc de test : Circuit de transformateur de
	courant : ERMLG01, nombre = 2 ; Circuit de transformateur de tension : ERMLG01, nombre = 2 ;
	Relais de supervision de phases : XR351, nombre : 6
La ligne 132KV Gorou Banda	Relais de consignation : 7PA2331, nombre = 2 ; Relais de surveillance du circuit de déclenchement :
	7PA3032, nombre = 2 ; BCU (Unité de contrôle de la baie) : SIPROTEC 6MD66, nombre = 1

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Les transformateurs 1 et 2 de 132/20KV	Relais de consignation : 7PA2331, nombre = 4 ; Relais de surveillance du circuit de déclenchement :
	7PA3032, 6 ; Relais numérique : SIPROTEC 6MD66, nombre = 4
Le jeu de barres 132 KV (J B 132 KV)	Bloc de test : 2MLG 02, nombre = 9 ; Relais de consignation : 7PA2231, nombre = 1 ; 7PA2331, nombre = 1
Common BCU( Unité de control de baies communes)	SIPROTEC 6MD66, nombre = 2
Panneau enregistreur des défauts	SIPROTEC 7EK85, nombre = 3 ; Test block : 2RMLG 02, nombre = 7
Panneau d'unité de station	Unité centrale : SICAM AK 1703 ACP, nombre = 1 ; Commutateur Ethernet : RSG2100, nombre = 4
Panneau du système GPS	Horloge GPS : T-GPS-F5A, nombre : 3
Panneau de passerelle (HS)	SICAM AK 1703 ACP, nombre = 2 ; Pare-feu :USG6000, nombre = 2
Système à courant porteur (HS)	PowerLink PSPA2-DC, nombre = 1
Chargeur des batteries	Type : GZDW ; Référence : IEC 60439-1 ; Marque : Guangzhou Baiyun Electric Equipment

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- Equipements HT

Noms	Caractéristiques	Nombre
Transformateurs	Type : SFZ-40000/132TH, SN : 40 MVA, Marque : TBEA	2
	Type : TLSN 7852, SN = 50 MVA, Marque : Sherkate Sahami Aam	1
	Type : ORS 15/230, SN : 15 MVA, Marque : Pauwels Trafo Belgium	1
Moniteur de surtension	Type : 3EX5 050, Marque : Siemens, Fonction : Compteur de surtension pour parafoudre HT	3
	Type : LSM, classe : 3, Marque : LAMCO	3
Disjoncteurs	Type : LW35-145, Marque : Pinggao group	3
	Type : 3AP1FI, UN : 132 kV, IN : 2000 A, Marque : Siemens	3
Transformateur de courant	Type : IMB 145, I1N : 1200 A, I2N : 1 A, UN : 145 kV, Marque : ABB	6
Transformateur de tension	Type : TCVT 145, U1N : 132 kV, U2N : 110 V	6
Cellule HTA	KYN44-24, J B 20 kV (nouveau tableau), Marque : Guangzhou Baiyun Electric Equipment
	Vercors M6, J B 20 kV (Ancien tableau), Marque : Merlin Gerin

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Annexe n°5 : Relevé du mois d'Avril de l'an deux mille dix-huit (04/2018)

- Données du 01/04/2018 à 21h/22h

- Les pointes journalières de ce mois

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Annexe n°6 : Relevé du mois de mai de l'an deux mille dix-huit (05/2018)

- Les pointes des puissances journalières de ce mois

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Annexe n°7 : Relevé du mois d'août de l'an deux mille dix-huit (08/2018)

- Les pointes des puissances journalières de ce mois

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Annexe n°8 : Relevé 01/09/2018 sur la ligne 132 kV BK - Puissances horaires

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Annexe n°9 : Tableau des câbles en fonction du givre (Technique de l'ingénieur, Jean-Pierre LEVÊQUE et André CHANAL, norme NF EN 50182)

- Câble de garde

Niveau de tension	Conducteurs	Câbles de garde classiques	Câbles de garde à circuits de télécommunication incorporé
HT	Aster 228	Phlox 94,1	Thym 107
	Aster 366	Phlox 116,2	Thym 157,4
225 kV	Aster 570	Phlox 147,1	Thym 157,4
400 kV	Aster 570	Phlox 228	Thym 157,4

- Câbles conducteurs

Tension (kV)	Givre léger ou inexistant	Givre moyen	Givre lourd
63/90	Aster 228 Aster 366 Aster 570	Pastel 288 Pastel 299 Pastel 412 Pétunia 612	Pastel 299 Pastel 412 Pétunia 612
225	Aster 570 2 Aster 570	Pétunia 612 2 Pétunia 612	Pétunia 612 2 Pétunia 612 Ou 1 Aster 1600
400	2 Aster 570 3 Aster 570 4 Aster 570 (1)	2 Pétunia 612 2 Aster 1144 2 Aster 1600	2 Pétunia 612 2 Aster 1600
Par suite des contraintes d'environnement et des difficultés de construction d'ouvrage neufs, les ouvrages à 400 kV sont le plus souvent équipés de faisceaux 4 Aster 570

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Annexe n°10 : principe de la compensation automatique d'une installation

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Annexe n°11 : Condensateur à valeur fixe du site Niamey II

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Annexe n°12 : Relevé du transit du 01/06/2018 à 12h

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Table des matières

Dédicace I

Remerciements III

Sommaire IV

Avant-propos V

Liste des sigles, symboles et abréviations VII

Liste des tableaux VIII

Liste des figures IX

Liste des photos IX

Résumé X

Introduction : 1

PARTIE I : Généralité 2

Chapitre I : Présentation de l'entreprise (source : document Nigelec) 3

I. Historique 3

II. Direction Production & Transport (DPT) 3

II.i Mission de la DPT 3

II.ii Attributions : 3

II.iii Structure : 4

II.iv Organigramme de la Direction Production et Transport (DPT) 4

III. Organigramme de la Nigelec 5

Chapitre II : Présentation du thème 6

I. Enoncé du thème : 6

II. Cahier de charges : 6

III. Plan simplifié du travail : 6

Chapitre III : L'aspect général d'un réseau de transport d'électricité 7

I. Les paramètres liés au réseau de transport d'électricité 7

I.i Les formes de la tension transportée : 7

I.ii L'énergie perdue sur la ligne durant le transit : 9

I.ii-i Le phénomène Effet joule : 9

I.ii-ii La puissance perdue en ligne : 9

II. Les équipements constituants un réseau de transport HT : 11

II.i Conducteurs 11

II.ii Les pylônes 12

II.iii Isolateurs 13

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II.iii-i Dimensionnement électrique : 15

II.iii-ii Dimensionnement mécanique : 16

II.iii-iii Contournement : 17

II.iv Balises : 18

II.v Bretelles : 18

II.vi Protection des oiseaux : 18

III. Effet couronne : 19

PARTIE II : 21

Introduction 1 : 22

Chapitre I : Le poste de Niamey II 23

I. Modélisation du schéma de la ligne 132KV Birnin Kebbi-Niamey sur le logiciel XRelais

(source : étudiant) 23

II. Schéma unifilaire du post d'interconnexion du site Niamey II (source : document

Nigelec) 24

III. Le système actuel de gestation au sein du site Niamey II 25

III.i La gestion et/ou collecte des données du transit 25

III.ii Les appareils électriques et électroniques utilisés dans ce milieu 25

Chapitre II : Analyse des données de la consommation sur la ligne 132 KV Birnin Kebbi 26

I. La consommation du mois d'Avril de l'an deux mille dix-huit `04/2018' (voir annexe

n°5) 27

II. La consommation du mois de Mai de l'an deux mille dix-huit `05/2018' (voir annexe

n°6) 29

III. Consommation du mois d'août de l'an deux mille dix-huit `08/2018' (voir annexe n°7)

31

IV. La consommation du premier jour du mois de septembre de l'an deux mille dix-huit

`01/09/2018' (vor annexe n°8) 33

Conclusion 1 : 34

Chapitre III : les solutions pour l'optimisation de l'énergie sur la ligne 132 KV 35

I. Diminution de la résistance R des conducteurs 35

I.i Comparaison entre l'almélec et d'autres matériaux usuels 36

I.ii Dimensionnement des nouveaux conducteurs pour la ligne 37

I.ii-i Détermination du courant nominal de la ligne 37

I.ii-ii Détermination du courant du court-circuit 38

I.ii-iii Détermination de la chute de tension 38

I.ii-iv Vérification de l'AGS 570 : 39

Conclusion 2 : 40

II. Minimisation du courant en ligne 40

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II.i Renforcement de la qualité du transit sur la ligne par les bancs des condensateurs 41

II.i-i Les réalités de la puissance réactive 41

II.i-ii L'installation des batteries des condensateurs 44

II.i-iii Choix des équipements des protections des batteries 45

Conclusion 3 : 48

II.i-iv Circuit unifilaire de la ligne avec batterie des condensateurs 49

II.ii Installation des compensateurs synchrones : 50

II.ii-i Description et principe de fonctionnement 50

II.ii-ii Interaction du compensateur synchrone avec le réseau 51

II.ii-iii Les avantages et inconvénients 52

II.ii-iv Choix du compensateur synchrone 53

II.iii Correction de la tension sur la ligne par la production locale : 53

III. Le coût économique 57

Recommandations : 58

Conclusion générale : 59

Bibliographie i

Webographie : i

Annexes ii

Annexe n°1 : iii

Annexe n°2 : v

Annexe n°3 : vii

Annexe n°4 : viii

Annexe n°5 : Relevé du mois d'Avril de l'an deux mille dix-huit (04/2018) xii

Annexe n°6 : Relevé du mois de mai de l'an deux mille dix-huit (05/2018) xiii

Annexe n°7 : Relevé du mois d'août de l'an deux mille dix-huit (08/2018) xiv

Annexe n°8 : Relevé 01/09/2018 sur la ligne 132 kV BK xv

Annexe n°9 : Tableau des câbles en fonction du givre (Technique de l'ingénieur, Jean-Pierre

LEVÊQUE et André CHANAL, norme NF EN 50182) xvi

Annexe n°10 : principe de la compensation automatique d'une installation xvii

Annexe n°11 : Condensateur à valeur fixe du site Niamey II xviii

Annexe n°12 : Relevé du transit du 01/06/2018 à 12h xix

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