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Etude Impact des centrales EnR sur les réseaux moritanien

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ETUDE DE L’IMPACT DES ENERGIES
RENOUVELABLES SUR LE RESEAU
INTERCONNECTE MAURITANIEN
MEMOIRE POUR L’OBTENTION DU MASTER EN GENIE ELECTRIQUE ET
ENERGETIQUE
OPTION : GENIE ENERGETIQUE ET PROCEDES INDUSTRIELS
Présenté et soutenu publiquement le 25 Octobre 2016 par
KANE Aminata Ciré
Travaux dirigés par :
Monsieur Madieumbe GAYE: Maître de mémoire, Ingénieur de recherche à 2iE
Dr Amal Maouloud : Maître de stage, Assistante technique à la Direction Exécution de
Projet de la SOMELEC
Jury d’évaluation :
Mr Madieumbe GAYE
Mr Henri KOTTIN
Mr Moussa KADRI
Promotion 2015/2016
Etude de l’impact des énergies renouvelables dans le réseau interconnecté
mauritanien
Dédicaces
A la mémoire de mes défunts grands-parents maternels. Puisse le
bon Dieu leur accorder le paradis éternel.
A ma grand-mère Coumbe Hapsé qui m’a accompagnée par ses
prières. Que Le Tout Puissant vous garde et vous procure santé,
bonheur et longue vie pour que vous demeuriez le flambeau
illuminant le chemin de notre famille.
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KANE Aminata Ciré - Mémoire de fin d’étude, Master 2 GEE 2015/2016
2016
Etude de l’impact des énergies renouvelables dans le réseau interconnecté
mauritanien
2016
Remerciements
Je tiens en tout premier lieu à rendre grâce au Tout Puissant.
Je tiens ensuite à remercier le directeur de la cellule étude et planification de la SOMELEC
Mr Ousmane TALL pour son accueil chaleureux et affectif ainsi que tout le personnel de la
DEP.
Je tiens également à remercier mes encadreurs de la direction exécution de projets Mme Amal
Maouloud, Seidou Boye et Méda Diagne et leur exprime toute ma reconnaissance pour les
idées transmises, leur constante disponibilité et les efforts qui ont abouti à l’accomplissement
de ce travail.
Je remercie toute l’équipe d’encadrement de 2iE pour avoir tout mis en œuvre afin d’assurer
la réussite de notre formation plus particulièrement mon directeur de mémoire Mr Madieumbe
Gaye ingénieur de recherche à 2iE, sous la direction duquel ce travail a été réalisé.
Mes plus profonds remerciements vont à mes parents. Tout au long de mon cursus, ils m’ont
toujours soutenu, encouragé et aidé. Ils ont su me donner toutes les chances pour réussir.
Qu’ils trouvent, dans la réalisation de ce travail, l’aboutissement de leurs efforts ainsi que
l’expression de ma plus affectueuse gratitude.
Mes remerciements vont également à mon oncle et mentor Ousmane Kane pour ses précieux
conseils et son soutien sans faille.
A mes tuteurs Oumou et Ibrahima Barro pour leur hospitalité durant mon séjour au Burkina
Faso et à toute ma famille.
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KANE Aminata Ciré - Mémoire de fin d’étude, Master 2 GEE 2015/2016
Etude de l’impact des énergies renouvelables dans le réseau interconnecté
mauritanien
2016
Résumé
Ce rapport présente l’étude de l’impact de l’installation des nouveaux projets de centrales
d’énergie renouvelables sur les moyens de production existants et sur la sécurité d’exploitation
du réseau électrique mauritanien.
En effet, la nouvelle vision du secteur de l’énergie, engagée par le gouvernement mauritanien
se concrétise à travers la construction de centrales solaires et éoliennes pour pallier au
problème d’autonomie énergétique et faire face aux défis de l’approvisionnement du pays de
manière sûre, continue et à moindre coût moyennant un renforcement soutenu des
infrastructures y afférentes.
Les actions concrètes menées au cours de ce travail sont, d’une part, l’état des lieux du parc
de production d’électricité à partir des centrales thermiques et des centrales ENR afin de
ressortir le taux de couverture par les énergies renouvelables et l’impact de ces dernières sur
l’économie en combustible et lubrifiant.
D’autre part, une étude détaillée du réseau a été réalisée à travers sa modélisation avec le
logiciel NEPLAN. Les analyse statiques et dynamiques effectuées dans le but d’étudier
l’impact des centrales ENR sur la stabilité du réseau montrent que l’intégration de ces
centrales ne pose pas de problème particulier par rapport à la répartition des puissances et aux
courants de court-circuit.
Enfin, Sur la base de l’analyse des moyens de production et celle des résultats des simulations,
des propositions de mise en œuvre pour garantir la sécurité d’exploitation du système avec
l’intégration des sources d’énergies renouvelables seront identifiées et établies de manière
quantitative.
Mots-clefs
Production d’électricité
Mix énergétique
Energie renouvelable
Stabilité du réseau
Répartition de puissance
Courants de court-circuit
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KANE Aminata Ciré - Mémoire de fin d’étude, Master 2 GEE 2015/2016
Etude de l’impact des énergies renouvelables dans le réseau interconnecté
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2016
Abstract
This report presents the study of the impact of the installation of new renewable power projects
on existing means of production and on the safe operation of the Mauritanian network.
Indeed, the new visions of the energy sector, initiated by the Mauritanian government is
realized through the construction of solar and wind power plants to alleviate the problem of
energy dependence and meet the challenges of supplying the country's safely, continuously
and cost effectively for a sustained strengthening of related infrastructure.
The concrete actions undertaken are, firstly, the condition of the electricity generation capacity
from thermal power plants and REC to highlight coverage by renewable energy and the impact
of recent on fuel and lubricant economy.
Other hand, a detailed study of the network was realized through its modeling software with
NEPLAN and static and dynamic analysis to study the impact of plants on ENR network
stability shows that integration of RES power plants poses no particular problem in relation
to the distribution of powers and short-circuit currents.
Finally, Based on the analysis of means of production and the results of the simulations, the
rules to be implemented to ensure the safe operation of the system with the integration of
renewable energy sources will be identified and established quantitatively.
Keywords
Electricity production
Energy mix
Renewable energy
Grid stability
Frequency
Power distribution
Short-circuit currents
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Liste des sigles et abréviations
SOMELEC
: Société Mauritanienne d’Electricité
ENR
: Energie renouvelable
LVRT
: Tenue aux creux de tension
CEP
: Cellule Etude et Planification
DEP
: Direction Exécution de Projet
MWc
: Méga Watt crête
CCT
: Temps Critiques d’Elimination des Défauts
OMVS
: Organisation pour la Mise en Valeur du fleuve Sénégal
HT
: Haute Tension
HVO
: Heavy Fuel Oil (Fuel Lourd)
MW
: Mégawatt
CGFO
: Câble de Garde à Fibres Optiques
SONATEL (Sénégal)
: Société Nationale des Télécommunications
ORE
: Opérateur du Réseau d’Electricité
PDR
: Point de Raccordement
REM
: Réseau électrique mauritanien
CNC
: Centre National de Conduite
SOGEM
: Société de Gestion de l’Energie de Manantali
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Liste des tableaux
Tableau 1: caractéristiques des modules PV ....................................................................................... 19
Tableau 2: Caractéristiques des onduleurs ......................................................................................... 21
Tableau 3: Paramètres de la machine asynchrone ...................................... Erreur ! Signet non défini.
Tableau 4: Production des centrales thermiques de Jui.15 à Fév.16 .................................................. 24
Tableau 5: Production des centrales ENR ........................................................................................... 26
Tableau 6: Allocation des unités de production mauritaniennes (scénario de base) ......................... 34
Tableau 7: Perte par ligne ................................................................................................................... 35
Tableau 8: Surcharge des nœuds: violation des limites inférieures ................................................... 35
Tableau 9: Surcharge des nœuds: violation des limites inférieures ................................................... 36
Tableau 10: Courants de court-circuit triphasés ................................................................................. 37
Tableau 11: Temps critiques d’élimination (année 2016, scénario de base et « Max ENR ») ............ 40
Tableau 12: Paramètres de la caractéristique LVRT du réseau mauritanien4 ......... Erreur ! Signet non
défini.
Tableau 13: Niveau de réserve tournante .................................................... Erreur ! Signet non défini.
Tableau 14: Paramètres de la caractéristique LVRT du réseau mauritanien ...................................... 51
Tableau 15:Paramètres des lignes du réseau 225 kV de la SOMELEC .................................................. ii
Tableau 16:Paramètres des lignes du réseau 90 kV de la SOMELEC..................................................... ii
Tableau 17:Paramètres des lignes du réseau 33kV de la SOMELEC ..................................................... ii
Tableau 18: Paramètres des transformateurs de transmission ........................................................... iii
Tableau 19:Paramètres des transformateurs du réseau de transport. ............................................... iii
Tableau 20: Réactances shunt .............................................................................................................. iv
Tableau 21: Paramètres du modèle dynamique des alternateurs (part 1) .......................................... iv
Tableau 22:Paramètres du modèle dynamique des alternateurs (part II) ............................................ v
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Liste de figures
Figure 1: Principe de fonctionnement des smart grid ........................................................................... 4
Figure 2: perturbations de tension dans les réseaux ............................................................................ 6
Figure 3: Organigramme de la Cellule Etude et Planification ............................................................. 13
Figure 4: Centrale hydroélectrique de Manantali ............................................................................... 16
Figure 5: Vue du poste de livraison 225/33kV de l’OMVS .................................................................. 17
Figure 6:Schéma synoptique de la centrale solaire Sheikh Zayed ...................................................... 18
Figure 7: Combiner Box (boitier de combinaison)............................................................................... 20
Figure 8: Caractéristique « puissance électrique vs vitesse du vent » de la turbine .......................... 22
Figure 9: Parc éolien de Nouakchott ................................................................................................... 23
Figure 10: Production des centrales thermiques de Jui.15 à Fév.16................................................... 25
Figure 11: Production totale de chaque centrale ENR ........................................................................ 26
Figure 12: Production de la centrale éolienne par rapport à la production totale d'énergie
renouvelable........................................................................................................................................ 27
Figure 13: Production mensuelle des centrales thermiques et des sources ENR ............................... 27
Figure 14: Part du renouvelable par rapport au thermique................................................................ 28
Figure 15: Consommation en combustible ......................................................................................... 28
Figure 16: Interface du logiciel ............................................................................................................ 32
Figure 17: Affichage des résultats ....................................................................................................... 33
Figure 18: Voltage au nœud Duale 225 kV - Défaut éliminé en un temps inférieur au CCT .............. 41
Figure 19: Voltage au nœud Duale 225 kV - Défaut éliminé en un temps supérieur au CCT............. 41
Figure 20: Vitesse angulaire du groupe G1_duale- défaut éliminé en un temps inférieur au CCT ..... 42
Figure 21: Vitesse angulaire du groupe G1_duale- défaut éliminé en un temps supérieur au CCT ... 42
Figure 23: Vitesse angulaire du groupe G1_duale- défaut éliminé en un temps supérieur au CCT….42
Figure 24: Caractéristique LVRT du réseau ......................................................................................... 43
Figure 25: Caractéristique LVRT typique ............................................................................................. 44
Figure 26: Résultat de simulation dynamique - déconnexion de la machine « CCTG NKT GT1 » ....... 46
Figure 27: Résultat de simulation dynamique - déconnexion du parc éolien de NKT ........................ 47
Figure 28: Résultat de simulation dynamique - déconnexion de la machine « CCTG NKT GT1 » ....... 48
Figure 29: Résultat de simulation dynamique - déconnexion de parc solaire de NKT ........................ 48
Figure 30: Résultat de simulation dynamique - déconnexion de parc éolien de NKT ........................ 49
Figure 31: Caractéristique LVRT typique ............................................................................................. 50
Figure 32: « Voltage Ride Through Capability » pour les centrales ENR ............................................. 55
Figure 33: Courbe de réponse « puissance active – fréquence » pour les centrales ENR .................. 56
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Etude de l’impact des énergies renouvelables dans le réseau interconnecté
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Table des matières
Dédicaces........................................................................................................................................... ii
Remerciements ................................................................................................................................ iii
Résumé ............................................................................................................................................. iv
Abstract ............................................................................................................................................. v
Liste des sigles et abréviations ......................................................................................................... vi
Liste des tableaux ............................................................................................................................ vii
Liste de figures ............................................................................................................................... viii
I.
INTRODUCTION GENERALE ........................................................................................................... 1
I.1 Contexte et objectifs .................................................................................................................... 1
II.
ETAT DE L’ART ............................................................................................................................... 3
II.1 Le réseau de transport d’électricité, vecteur d’optimisation ..................................................... 3
II.2 La nécessaire modulation de la consommation .......................................................................... 3
II.3 Stabilité dynamique des réseaux électriques industriels ............................................................ 5
II.4 La qualité de l’énergie électrique ................................................................................................ 5
METHODOLOGIE DE L’ETUDE ........................................................................................................ 7
o
Étude de l’impact des centrales ENR sur le parc de production ............................................... 8
o
Étude de stabilité du réseau de transport................................................................................. 8
o
Propositions pour l’intégration des centrales ENR ................................................................... 9
III.
PRESENTATION DE LA STRUCTURE D’ACCUEIL........................................................................ 10
III.1 Cadre organique ....................................................................................................................... 10
III.2 Organigramme.......................................................................................................................... 13
IV.
ETAT DES LIEUX DU PARC DE PRODUCTION D’ENERGIE ELECTRIQUE DU RESEAU
INTERCONNECTE ................................................................................................................................. 14
IV.1 La centrale du Nord ou centrale duale..................................................................................... 14
IV.2 La centrale Arafat 1 .................................................................................................................. 14
IV.3 La centrale Wharf ..................................................................................................................... 15
IV.4 La centrale hydroélectrique de Manantali ............................................................................... 15
IV.5 La centrale solaire Sheikh Zayed .............................................................................................. 18
IV.6 La centrale éolienne 30MW de Nouakchott ............................................................................ 21
V.
PRODUCTION DES CENTRALES ET CONSOMMATION EN COMBUSTIBLE ET LUBRIFIANT ........... 24
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Etude de l’impact des énergies renouvelables dans le réseau interconnecté
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V.1 Production totale des centrales thermiques – analyse de l’évolution..................................... 24
V.2 Production des centrales d’énergie renouvelable .................................................................... 26
V.3 Consommation en combustibles et lubrifiant........................................................................... 28
VI.
ETUDE DE STABILITE DU RESEAU INTERCONNECTE ................................................................ 29
VI.2 Schéma unifilaire du réseau ..................................................................................................... 30
VI.3 Présentation du logiciel NEPLAN.............................................................................................. 31
VI.4 Analyse statique ....................................................................................................................... 33
VI.4.1 Analyse de la répartition de puissance ............................................................................. 33
VI.4.2 Calcul des courants de court-circuit .................................................................................. 36
VI.5 Analyse dynamique .................................................................................................................. 38
VI.5.1 Analyse de stabilité transitoire: ........................................................................................ 39
VI.5.2 Analyse de stabilité de fréquence ..................................................................................... 44
VI.6 Résultats et discussion ............................................................................................................. 50
VI.6.1 Analyse de stabilité transitoire ......................................................................................... 50
VI.6.2 Analyse de stabilité en fréquence ..................................................................................... 51
VII. CONCLUSION ET PERSPECTIVES: RECOMMANDATIONS POUR L’INTEGRATION DES CENTRALES
ENR ...................................................................................................................................................... 53
VII.1 Conclusion générale ................................................................................................................ 53
VII.2 Recommandations pour le raccordement des centrales ENR ................................................ 53
VII.2.1 Tolérance pour les déviations de tension et fréquence................................................... 53
VII.2.4 Réponse de fréquence ..................................................................................................... 55
VII.3 Aspects opérationnels à prendre en compte pour atteindre le niveau de pénétration des
sources ENR proposé. ...................................................................................................................... 56
Références bibliographiques ............................................................................................................. i
Annexes ............................................................................................................................................. ii
Annexe1 ......................................................................................................................................... ii
Annexe 2 ....................................................................................................................................... vi
Annexe 3 ...................................................................................................................................... vii
Annexe 4 ..................................................................................................................................... viii
Annexe 5 ....................................................................................................................................... ix
Annexe 6 ........................................................................................................................................ x
Annexe 7 ....................................................................................................................................... xi
x
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Etude de l’impact des énergies renouvelables dans le réseau interconnecté
mauritanien
I.
2016
INTRODUCTION GENERALE
I.1 Contexte et objectifs
A l’instar des autres pays en voie de développement, la république islamique de la
Mauritanie reste confrontée de plus en plus à de sérieuses difficultés d’approvisionnement en
énergie électrique. L’électricité, du fait de sa disponibilité restreinte, demeure couteuse et par
conséquent inaccessible pour la plupart de la population. Cette situation justifie en partie
l’absence d’initiatives pouvant conduire au développement. C’est pour cette raison qu’une
politique énergétique appropriée doit être mise sur pieds de façon urgente pouvant améliorer
d’une part les conditions de vie de la population et d’autre part booster le processus de
développement.
Ainsi, une politique de généralisation de l’accès à l’énergie électrique de qualité est favorisée
par l’état Mauritanien, soucieux de relever un des défis majeurs du 21ème siècle, l’autonomie
énergétique et la facilité de l’accès à l’énergie pour tous. Mieux, l’Etat cherche à orienter
encore sa politique énergétique en intégrant dans son volet de généralisation, un programme
ambitieux d’utilisation d’énergies renouvelables (ENR) à grande échelle. Cette politique a
pour objectif de réduire la dépendance de la Mauritanie par rapport aux besoins en
combustibles fossiles.
C’est dans ce contexte que l’Etat a misé sur des projets de construction de centrales solaire et
éolienne produisant de l’électricité à base d’énergie propre. Ces derniers ont un impact à long
terme considérable sur l’autonomie du pays mais nécessite une révision et un contrôle constant
du réseau interconnecté du fait de l’influence des fluctuations de puissance et de fréquence
des centrales ENR.
Pour évaluer la portée de l’intégration des centrales ENR dans le réseau interconnecté, nous
avons scindé le travail en trois grands chapitres. En première partie, nous avons présenté le
parc de production électrique incluant les centrales thermiques et les centrales ENR. Ensuite
nous avons effectué une collecte de données afin d’étudier l’évolution de la production des
centrales thermiques et leur consommation en combustible et lubrifiant ainsi que l’énergie
produite injecté dans le réseau par les centrales solaire, éolienne et hydroélectrique. En
troisième partie, une étude détaillée du réseau a été effectué incluant une analyse statique
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KANE Aminata Ciré - Mémoire de fin d’étude, Master 2 GEE 2015/2016
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(Analyse de la répartition des puissances, étude des courants de court-circuit triphasé) et une
analyse dynamique (Etude de stabilité transitoire, étude de stabilité en fréquence).
Enfin, nous avons conclu le travail par l’élaboration de perspectives et recommandations pour
les règles d’intégration des centrales ENR. Ces règles seront formulées sous formes
d’exigences techniques à respecter par les productions renouvelables et sous forme de règle
de conduite du système afin d’assurer une exploitation optimale des centrales ENR.
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II. ETAT DE L’ART
Le caractère variable de l’énergie renouvelable (la production varie en effet d’un jour à l’autre
en fonction de la présence de vent, de soleil...) impose une plus grande flexibilité dans la
gestion du système électrique et également une nouvelle façon de piloter le réseau et de se
préparer aux variations des injections liées à ce type de production. Ainsi, il incombe aux
gestionnaires de réseau de pallier à certains désagréments récurrents :
 Instabilité du réseau entrainant un déclenchement de ce dernier et des délestages sur
l’ensemble des territoires desservie par le réseau interconnecté de l’OMVS
(Organisation pour la Mise en Valeur du fleuve Sénégal) à savoir le Mali et le Sénégal.
 Une exploitation des centrales solaires et éoliennes en-deçà de leur capacité. En effet,
elles doivent être conçues pour résister aux perturbations (chute de tension et de
fréquence) sans se déconnecter du réseau ou réduire leur production.
II.1 Le réseau de transport d’électricité, vecteur d’optimisation
Une mission essentielle du réseau de transport d’électricité est de constituer un outil de
solidarité territoriale. Ceci est rendu possible par deux caractéristiques du réseau qui permet
d’une part de mutualiser les moyens de production et d’autre part d’intégrer une diversité et
une complémentarité du mix électrique.
II.2 La nécessaire modulation de la consommation
Un des défis à relever pour les opérateurs de réseau comme pour les producteurs d’énergie
renouvelable est l’importante variabilité des caractéristiques de l’électricité produite par issue
des unités de production renouvelable. Comme l’échelle de temps de variation est très réduite,
et que le réseau a besoin d’une vraie stabilité et d’un équilibre instantané, il est nécessaire de
développer des modes de gestion appropriés et des outils techniques garantissant la sécurité
des réseaux. Cela passe par un ensemble de technologies connues sous le nom de smart grid.
Ce sont les réseaux électriques publics auxquels sont ajoutés des fonctionnalités issues des
nouvelles technologies de l’information et de la communication (NTIC). Le but est d’assurer
l’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité à tout instant et de fournir un
approvisionnement sûr, durable et compétitif aux consommateurs.
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KANE Aminata Ciré - Mémoire de fin d’étude, Master 2 GEE 2015/2016
Etude de l’impact des énergies renouvelables dans le réseau interconnecté
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Figure 1: Principe de fonctionnement des smart grid
Source : Commission de Régulation de l’Energie de France
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II.3 Stabilité dynamique des réseaux électriques industriels
L’énergie électrique étant très difficilement stockable, il doit y avoir en permanence équilibre
entre la production et la consommation.
Les générateurs, les récepteurs et les réseaux électriques qui les relient ont des inerties
mécaniques et/ou électriques qui rendent difficile le maintien d’un équilibre garantissant une
fréquence et une tension relativement constantes.
Normalement, face à une variation de puissance, le système électrique, après quelques
oscillations, retrouve un état stable. Dans certains cas, le régime oscillatoire peut diverger.
Des études sont nécessaires pour pouvoir éviter ce phénomène et garantir la stabilité du réseau
électrique. Elles le sont particulièrement dans le cas des réseaux industriels qui comportent un
ou des groupes générateurs et des moteurs.
II.4 La qualité de l’énergie électrique
Un réseau électrique a en général une stabilité globale qui se manifeste par un équilibre à
grande
échelle
dans
le
temps
et
dans
l’espace
de
l’ensemble
du
système
production/transport/consommation. Mais une analyse plus fine révèle qu’en réalité, il y a en
permanence et en tous lieux des événements provoquant des fluctuations qui seront
compensées, sauf catastrophes. Ainsi la notion de qualité de l’électricité apparaît sous l’aspect
de (figure2)
 La continuité de fourniture : c’est la disponibilité de l’énergie électrique en un endroit
donné qui peut être interrompue par des coupures brèves (< 1 min.) ou longues (> 1
min.).
 La forme de l’onde de tension (fréquence, amplitude, durée) ; dans ce cas les
perturbations sont généralement classées en fonction de leur plage de fréquence :
-
Phénomènes à haute fréquence (kHz ➙ MHz) : surtensions à fronts raides dues à
la foudre ou à certaines manœuvres (ex. sectionneurs, interrupteurs, certains
disjoncteurs).
-
phénomènes à basse fréquence (50 Hz ➙ kHz) : surtensions de manœuvre,
harmoniques,
-
phénomènes autour de la fréquence industrielle (0 ➙ 100 Hz) : fluctuations rapides
(20 ms ➙ 1 s) ou lentes (supérieures à la seconde) telles que déséquilibre, creux
5
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Etude de l’impact des énergies renouvelables dans le réseau interconnecté
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de tension dus à la mise en service de fortes charges ou à un court-circuit dans la
distribution.
La variation de fréquence peut résulter :
 d’un court-circuit proche d’une source ou d’une très grosse variation de puissance de
la source.
 du passage sur une source de remplacement ou de secours.
Figure 2: perturbations de tension dans les réseaux
Source : Schneider Electric, cahier technique n°185, Stabilité dynamique des réseaux électriques
industriels
6
KANE Aminata Ciré - Mémoire de fin d’étude, Master 2 GEE 2015/2016
Etude de l’impact des énergies renouvelables dans le réseau interconnecté
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2016
METHODOLOGIE DE L’ETUDE
La méthodologie générale de cette étude comprend quatre tâches principales :
-
Collecte de données ;
-
Étude de l’impact des centrales d’énergies renouvelables sur le parc de production
conventionnel;
-
Étude de stabilité du réseau de transport avec le logiciel NEPLAN ;
-
Propositions pour l’intégration des centrales ENR.
Un aperçu des différentes tâches est présenté sur la figure suivante.
Collecte de
données
Étude de
l’impact des
centrales
d’énergies
renouvelables
sur le parc de
production
Étude de
stabilité du
réseau de
transport
Propositions
pour
l’intégration des
centrales ENR
Les sections suivantes décrivent de manière brève chaque tâche de cette étude. La description
détaillée de chaque étude sera présentée dans les chapitres respectifs de chacune.
o Collecte de données
Une mission de collecte de données a été effectuée pour relever les caractéristiques des
différentes centrales, leur production mensuelle, consommation en combustible et lubrifiant.
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Etude de l’impact des énergies renouvelables dans le réseau interconnecté
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o Étude de l’impact des centrales ENR sur le parc de production
Les objectifs de cette tâche de l’étude sont les suivantes :
-
Évaluer les impacts de l’intégration des sources ENR sur le parc de production existant
(unités thermiques) et aussi sur la couverture de la demande ;
-
Estimer l’évolution de la consommation en combustible et lubrifiant de Juillet 2015 à
février 2016
o
Étude de stabilité du réseau de transport
Les différentes analyses qui seront effectuées dans cette tâche sont décrites dans ce qui suit.
Etude de
stabilité du
réseau
Analyse
statique
Analyse de la
répartition de
puissance
8
Calcul des
courants de
court-circuit
Analyse
dynamique
Analyse de
stabilité
transitoire
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Analyse de
stabilité de
fréquence
Etude de l’impact des énergies renouvelables dans le réseau interconnecté
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o Propositions pour l’intégration des centrales ENR
Sur base de l’analyse des moyens de production et sur base des résultats des simulations, les
règles à mettre en œuvre pour garantir la sécurité d’exploitation du système avec l’intégration
des sources d’énergie renouvelable seront identifiées et établies de manière quantitative. Ces
règles seront formulées, par exemple, sous formes d’exigences techniques à respecter par les
productions renouvelables, ou sous forme de règle de conduite du système. Seront déterminés
notamment :
-
La puissance maximale des centrales ENR ;
-
L’exigence de pouvoir fonctionner temporairement à puissance réduite ;
-
La nécessité de participer à la réserve tournante ;
-
La nécessité de participer au réglage de tension et puissance réactive ;
-
La nécessité de rester connecté et revenir à un état normal de fonctionnement après un
court-circuit ;
-
La nécessité de maintenir le niveau de production après un creux de tension.
Les règles qui ont un impact sur le CNC (Centre National de Conduite) en cours d’étude seront
clairement indiquées.
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KANE Aminata Ciré - Mémoire de fin d’étude, Master 2 GEE 2015/2016
Etude de l’impact des énergies renouvelables dans le réseau interconnecté
mauritanien
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III. PRESENTATION DE LA STRUCTURE D’ACCUEIL
La Société Mauritanienne d’Electricité (SOMELEC) qui a été créée, à partir de la scission de
l’ex-SONELEC (décret N° 2001-88 du 27 juillet 2001 modifié par décret 2003-008 du 17
février 2003). Régie par un contrat-programme avec l’Etat, la SOMELEC assure la
production, le transport, la distribution, l’achat et la vente de l’électricité en milieu urbain.
Elle gère actuellement 44 centres.
III.1 Cadre organique
Conseil d’administration
LA SOMELEC est gérée par un Conseil d’Administration composé de dix membres. Le
Conseil est présidé par un président nommé par un Décret du Conseil des Ministres. Sur les
dix membres du conseil, deux membres sont des représentants du Ministère du Pétrole de
l’Energie et des Mines, six membres représentants le Ministère des Affaires Economiques et
du Développement, le Ministère de l’intérieur et le Ministère du Commerce, un membre
représentant la Banque Centrale de Mauritanie et un représentant du Personnel. Le conseil se
réunit au moins trois fois par an en session ordinaire, sur convocation du Président et en
session extraordinaire, sur convocation du Président. Il désigne en son sein un comité de
gestion pour le contrôle et le suivi de ses délibérations. Le Conseil d’Administration élabore
les programmes d’activité et d’investissement, et prépare l’état des prévisions des recettes et
des dépenses, le compte d’exploitation et le bilan de fin d’exercice. Le mandat du conseil et
de son président est de trois ans.
Le directeur général
Il assure le fonctionnement des services de la SOMELEC et veille sur l’exécution des
décisions du Conseil d’Administration auquel il rend compte de sa gestion.
Le Directeur Général représente la SOMELEC vis-à-vis des tiers et signe, en son nom, toutes
conventions relatives à son objet ; il représente la SOMELEC en justice, poursuit l’exécution
de tous jugements et fait procéder à toutes saisies.
Aux fins d’exécution de sa mission, le Directeur Général exerce l’autorité hiérarchique et le
pouvoir disciplinaire sur l’ensemble du personnel ; il nomme et révoque le personnel,
conformément à l’organigramme et dans les formes et aux conditions prévues par le Statut du
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personnel. Il peut déléguer au personnel placé sous son autorité le pouvoir de signer tous ou
certains actes d’ordre administratif.
Structure organisationnelle
L’organigramme en vigueur actuellement à la société est composé d’un Conseil
d’Administration, un Directeur Général, un Directeur Général Adjoint, un ensemble de
conseillers et de chargés de mission, une Ecole des métiers et des onze directions suivantes :
(1) Direction d’Exécution des Projet, (2) Direction des travaux neufs, (3) Direction
Production, (4) Direction Transport et Distribution, (5) Direction Commerciale, (6) Direction
du Contrôle de Gestion, (7) Direction des Ressources Humaines (8) Direction Financière et
Comptable, (9) Direction de l’Informatique et du Système d’information, (10) Direction des
Achats et Approvisionnements , (11) Direction des Moyens Généraux.
Ce stage a été réalisé dans la Cellule Etudes et Planification (CEP) actuellement dénommé
Direction d’Exécution des projets (DEP) dont les principales missions sont :

 Etudes
-
Toute étude statistique ou prospective à caractère économique
-
Toute étude, travaux, contrôles relatifs aux moyens techniques de production,
transport, distribution d’électricité et en particulier ceux entrepris totalement ou
partiellement dans le cadre d’un financement extérieur.
-
Définir la normalisation des matériels et équipements
-
Tenir à jour la cartographie des ouvrages
 Suivi et planification
-
Préparer et assurer le suivi des dossiers de recherche de financement pour les études
et les projets en relation avec les autres structures concernées ;
-
Participer au processus de passation des contrats y afférents (lancement DAO,
évaluation des offres, négociations) ;
-
Assurer le suivi des conventions de financement en relation avec les autres structures
concernées ;
-
Assurer le suivi d’exécution des marchés en relation avec les autres structures
concernées ;
11
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-
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Assurer la coordination avec les autres structures concernées par les projets et travaux
;
-
Assurer les relations avec les Administrations et les bailleurs de fonds ;
-
Veiller à la qualité du transfert des équipements aux unités d’exploitation.
12
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III.2 Organigramme
La figure3 ci-dessous donne l’organigramme de la cellule Etude et planification des
Projets (1) de la SOMELEC (Société Mauritanienne d’Electricité).
Directeur cellule etude et
planification
Assistant technique
Secrétaire
Assistant technique
Chef serice logistique
Agent comptable
Responsable production
Ingénieur
électromécanicien
Ingénieur
électromécanicien
Responsable transport
et distribution
Ingénieur électricien
Responsable génie civil et
cartographuie
Chef service
cartographie
Ingénieur électricien
Dessinateur
Ingénieur électricien
Agent
cartographe
Ingénieur
électromécanicien
Ingénieur
électromécanicien
Ingénieur
électromécanicien
Ingénieur
électromécanicien
Ingénieur
électromécanicien
Ingénieur
électromécanicien
Chef service
génie civil
Ingénieur génie civil
Responsable etudes
générales et
cartograpie
Chef service normes
et réglementations
Chef service
technico,econo,
environnemenatales
Coontremaitre
Agent cartographe
Ingénieur électricien
Ingénieur électricien
Ingénieur électricien
Ingénieur électricien
Ingénieur électriciene
Figure 3: Organigramme de la Cellule Etude et Planification
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IV. ETAT DES LIEUX DU PARC DE PRODUCTION D’ENERGIE
ELECTRIQUE DU RESEAU INTERCONNECTE
Dans ce chapitre, nous allons décrire le parc de production d’énergie électrique du réseau
interconnecté mauritanien. Le réseau de transport est actuellement constitué des
infrastructures réalisées dans le cadre de l’OMVS (Organisation pour la Mise en Valeur du
fleuve Sénégal). Il correspond aux 900 km de lignes 225 kV entre Manantali et Nouakchott et
des 186 km de lignes 90 kV entre le poste de Matam et le centre de Boghé. Quatre postes
HT/HTA relient les centrales de Nouakchott (75MVA), Rosso (20MVA), Boghé (10MVA)
Kaédi (10MVA) et Sélibaby (10 MVA) au réseau interconnecté de l’OMVS. Nous allons axer
cette étude sur les centrales thermiques Arafat 1, wharf et centrale du Nord qui sont les plus
importantes du réseau ainsi que les centrales solaires Sheikh Zayed, éolienne et
hydroélectrique de Manantali. (2)
IV.1 La centrale du Nord ou centrale duale
Mise en service depuis fin 2015, la centrale du Nord appelée également Centrale duale est la
plus grosse des centrales installées à Nouakchott. Elle est composée de 12 groupes
électrogènes fonctionnant au fioul lourd et au gaz naturel d'une puissance totale de 180 MW
et des dispositifs de contrôle et de commande et des auxiliaires électromécaniques et
électriques nécessaires au fonctionnement de l’installation. La structure comporte aussi deux
postes d'évacuation de l'énergie de capacités 11/33 et 33/225 KV et un parc de combustibles
d'une capacité totale de stockage de 12000m cube.
IV.2 La centrale Arafat 1
La centrale Arafat 1 est située dans la partie sud de la ville, à la limite entre les quartiers Arafat
et El Mina, au bord de la route menant à Rosso. Elle est de type thermique. Le bâtiment abrite
6 groupes Diesel fonctionnant au HFO d’une puissance nominale installée de 7MW chacun.
La puissance disponible de ces groupes est toutefois limitée à 5.5 MW, ce qui confère à la
centrale une puissance disponible de 38,5 MW. Les groupes G1 à G4 sont de la marque MAN
et Son du type 9L52/55B. Ils ont été mis en service en 1989 et ont été déclassés en 2013. Les
groupes G5 et G6 sont également de la marque MAN et sont du type 9L48/60B. Ils ont été
mis en service en 2001 et seront déclassé (remplacées) par de nouveaux groupes) en 2021.
Tous les groupes de cette centrale génèrent leur puissance à une tension de 5,5 kV. Quatre
d’entre eux (G1 à G4) injectent leur énergie sur le jeu de barres 15 kV du poste de répartition
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Arafat au travers de leur transformateur bloc respectif 5.5/15 kV. Les deux autres groupes
délivrent l’énergie qu’ils produisent sur le jeu de barres 33 kV du poste de répartition, au
travers de leur transformateur bloc respectif 5.5/33 kV.
IV.3 La centrale Wharf
La centrale du Wharf a été mise en service en 2011. Comme son nom l’indique, elle est située
dans la zone du Wharf (A l’Ouest de la ville). Elle est du type thermique. Elle a une puissance
installée totale de 36 MW et est composée de 3 modules abritant chacun 3 groupes Diesel
fonctionnant au fuel lourd (HFO) d’une puissance de 4 MW. Les groupes débitent sur un jeu
de barre de 11 kV. L’énergie produite par cette centrale est injectée au réseau de distribution
de Nouakchott au niveau du poste Ouest de répartition 33/15 kV qui est situé directement à
côté de la centrale au travers de deux transformateurs élévateurs 11/33 kV d’une puissance de
32 MVA.
IV.4 La centrale hydroélectrique de Manantali
Cette centrale, construite entre 1997 et 2002 au pied du barrage de Manantali (en service
depuis1988) a une puissance de 200 MW avec un productible environ de 807 GWh en année
moyenne d’hydraulicité. Le réseau de transport HT, long de plus de 1700 km comprend 12
postes de transformation HT/MT au Mali, en Mauritanie et au Sénégal, un Dispatching central
à Manantali qui assure la coordination de l’exploitation du Réseau Interconnecté de Manantali
(RIMA) avec ceux des Sociétés d’Electricité (SdE) des Etats-Membres de l’OMVS.
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Figure 4: Centrale hydroélectrique de Manantali
Source : SOGEM
La centrale est équipée de cinq groupes Turbine Kaplan de 41MW chacun sous 46 m de chute
d’eau. Cinq alternateurs de 47MVA chacun et transformateurs associés, 1 Micro Turbine,
Cinq transformateurs de puissance de 11/225kV, 1 Groupe Diesel secours, des équipements
auxiliaires et un pont roulant. Toutes les consignes peuvent être modifiées à l'aide de boutons
poussoirs. Le synoptique est relié directement à l'automate de commande. Toutes les valeurs
analogiques (tension, courant, puissance active, puissance réactive, consigne d'ouverture,
vitesse etc.) nécessaires pour la conduite d'un groupe sont affichées sur des instruments de
mesure. Les cinq groupes possèdent un synoptique avec instruments de mesure permettant la
conduite de la centrale. Les opérations sont pilotées numériquement. Dès qu'un paramètre
change, tel le débit du fleuve, la régulation s'effectue numériquement par des commandes
passées aux turbines dont les pales s’ajustent automatiquement à l’écoulement présent dans
l’installation hydroélectrique.
Le dispatching
Il assure la coordination de l’exploitation du réseau interconnecté de L’OMVS, veille au
maintien de la tension et de la fréquence et assure toutes les manœuvres sur le réseau
interconnecté de Manantali. Le dispatching
renferme également les interfaces des
équipements de télécommunication, de rapatriement des données des Postes HT pour les
télémesures, les télésignalisations et les télécommandes.
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Ce réseau de transport est équipé d’un Câble de Garde à Fibres Optiques (CGFO), financé en
partie par des opérateurs historiques de la téléphonie: Mauritel et SONATEL (ayant déjà des
installations nécessaires). La fibre optique est utilisée pour la télé conduite, la télé action et la
téléphonie d’exploitation pour le projet ainsi que pour les télécommunications publiques par
les opérateurs de télécommunication.
Le poste de livraison 225/33kV de l’OMVS
Le poste de livraison 225/33 kV de l’OMVS est situé au sud de la ville de Nouakchott, à
proximité de la centrale Arafat 1. Ce poste est constitué des équipements suivants :

Une travée d’arrivée qui accueille la ligne 225 kV en provenance du poste de Rosso

Deux travées 225 kV transformateurs

Une travée réactance

Deux transformateurs 225/33 kV de 75 MVA

Une réactance de 20 MVar

Un bâtiment de contrôle commande abritant également le poste 33 kV.
Ce poste injecte l’énergie en provenance de la centrale Hydroélectrique de Manantali au poste
de répartition 33/15 kV Arafat de la SOMELEC.
Figure 5: Vue du poste de livraison 225/33kV de l’OMVS
Source : SOGEM
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IV.5 La centrale solaire Sheikh Zayed
La centrales solaire SHEIKH ZAYED inaugurée le 14 Avril 2013est située au Nord-Est de la
ville de Nouakchott et couvre une superficie de 30ha avec une puissance installée de 15MWc.
Elle est opérationnelle depuis le 14 Mars 2013. Entre Juillet 2015 et Février 2016, la
production a oscillé entre 10,73 MW et 12,167 MW avec des Coefficient Moyenne Charge
allant de 39,38% à 50,12%. L’énergie produite par cette centrale est injectée au réseau de
distribution de Nouakchott au niveau du poste Nord de répartition 33/15 kV situé à proximité
de la centrale au travers de 9 transformateurs élévateurs 400V/33 kV d’une puissance de 1,6
MVA chacun. (2)
La figure6 illustre la constitution de la centrale
DC
Modules
photovoltaïque
DC
Coffret de
regroupement
Onduleur
AC
AC
LV
HV
Transformateur
AC
Armoire
électrique
Réseau
Figure 6:Schéma synoptique de la centrale solaire Sheikh Zayed
Les équipements qui constituent la centrale sont:
 Les modules photovoltaïques
Le nombre total des modules photovoltaïques Masdar utilisés est de 29.826 d’une surface
unitaire de 5,72 m2 par module. Deux technologies de couches minces différentes ont été
utilisées, le silicium amorphe (a- Si) et micromorphes (a- Si / μc -Si). La puissance installée
totale est de 15003000 Wc soit 15 MWc.

Les panneaux du type Amorphe Silicon installés sont constitués de deux types :
18
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- type 1 : 1296 panneaux de Puissance égale à 410W chacun
- type 2 : 3690 Panneaux de puissance égale à 420W chacun

Les panneaux du type silicium Micromorphe installés sont constitués de 24840
panneaux de puissance variant entre 470W à 560W. (2)
Le tableau1 récapitule les caractéristiques des modules PV utilisés.
Tableau 1: caractéristiques des modules PV
Source: Présentation de la centrale solaire Cheikh Zayed
 Les boitiers de jonction :
Ce sont des boitiers de connexion, ils sont utilisés pour simplifier le câblage des panneaux
photovoltaïques de la centrale et offrir une protection contre les surtensions et les
surintensités. 117 boitiers de jonction ont été installés dans la centrale. Ci-dessous, à la
figure7, des photos illustratives.
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Figure 7: Boitier de jonction
 Les onduleurs
L’onduleur photovoltaïque joue le rôle d’interface entre le champ photovoltaïque et le réseau
électrique. Il fonctionne uniquement en journée pendant les heures d’ensoleillement en
convertissant le courant continu du champ photovoltaïque en courant alternatif. La tension de
sortie des onduleurs est couplée en triphasée puis élevée par un transformateur qui injecte
directement l’énergie produite sur le réseau de distribution.
Au total dix-sept (17) onduleurs DC / AC de type SMA Solar Technology sont installés dans
la centrale. Il existe deux tailles différentes d'onduleurs utilisés, 16 onduleurs de 760 kW et
un onduleur de 500 kW. Les caractéristiques de chaque onduleur sont résumées dans le
tableau2.
20
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Tableau 2: Caractéristiques des onduleurs
Source : Présentation de la centrale solaire Cheikh Zayed
IV.6 La centrale éolienne 30MW de Nouakchott
Elle est composée de 15 éoliennes de 2 mégawatts chacune réparties en trois lignes, pour une
puissance totale de 30 mégawatts, des dispositifs de contrôle commande, les instruments
électriques nécessaires au fonctionnement de l’installation, un poste de livraison d’énergie de
33 kV et de 2 liaisons de connexion de 33 kV d’une longueur totale de 26 kilomètres.
21
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Tableau 3: Paramètres de la machine asynchrone
Paramètre
Valeur
Puissance apparente nominale (MVA)
2,04
Puissance active nominale (MW)
2
Tension nominale du rotor (V)
220
Tension nominale du stator (V)
690
Résistance du stator (Rs) (pu)
0,0065
Résistance du rotor (Rr) (pu)
0,0074
Réactance du stator (Xs) (pu)
0,0972
Réactance du rotor (Xr) (pu)
0,1049
Réactance de magnétisation (Xm) (pu) 5,572
Moment d'inertie (H) (kgm2)
195
Vitesse nominale du rotor (rpm)
15,83
Source: GAMESA, cahier technique des turbines éoliennes Gamesa G97
Figure 8: Caractéristique « puissance électrique vs vitesse du vent » de la turbine
Source: GAMESA, cahier technique des turbines éoliennes Gamesa G97
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Figure 9: Parc éolien de Nouakchott
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V. PRODUCTION DES CENTRALES ET CONSOMMATION EN
COMBUSTIBLE ET LUBRIFIANT
Dans cette partie, nous allons effectuer une collecte de données pour évaluer la production des
centrales thermiques, la contribution des énergies renouvelables ainsi que la consommation
en combustible et lubrifiant sur la période de juillet 2015 (mise en service de la centrale
éolienne) à février 2016.
V.1 Production totale des centrales thermiques – analyse de l’évolution
Les centrales thermiques qui composent le réseau interconnecté de la SOMELEC sont: les
centrales de Nouakchott (Arafat 1, Arafat 2, Wharf et Nord) ainsi que celles de certaines villes
environnantes telles que Rosso, Boghe, Kaédi et Selibaby. Ces dernières étant des villes peu
peuplées, la quasi-totalité de leur besoin en électricité est couvert par la centrale
hydroélectrique de Manantali. Le tableau1 montre l’énergie totale fournie par chaque centrale.
On note une production négative pour certaines centrales, cela est dû à la mise en arrêt de
leurs groupes électrogènes et fonctionnement des appareils auxiliaires. (3)
Tableau 4: Production des centrales thermiques de Jui.15 à Fév.16
Production (en kWh)
Centrale
2015
2016
Juillet
Aout
Septembre
Octobre
Novembre
Décembre
Janvier
Février
Centrale Arafat 1
6 388
7 161
7 452
6 027
695
839
1 500
1 253
Centrale Arafat 2
697
0
0
0
0
0
0
0
Centrale Wharf
10 279
10 296
9 394
7 617
1 143
2 201
1 800
2 310
Centrale Nord
26 229
24 204
24 659
24 356
25 012
21 061
20 661
21 310
Centrale Rosso
-0,2
-0,4
-0,3
-0,3
-0,3
-0,3
-1
-0,3
Centrale Kaédi
-3,7
-3,7
4,7
-9,6
1,8
-9,4
9,7
-9,4
Centrale Selibaby
-1,3
4,6
-2,3
3,1
-0,5
26,1
14,2
87,3
Centrale Boghe
-0,4
-0,3
-0,5
-0,4
-0,4
-0,1
3,9
-0,3
TOTAL
43 587
41 661
41 507
37 993
26851
24117
23 988
24 950
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La figure10 ci-dessous permet de voir l’évolution de la part des énergies fossiles en fonction
du temps. On remarque que la contribution des centrales thermiques diminue progressivement
jusqu’en décembre où elle commence à se stabiliser. Cette baisse est le résultat des
dispositions prises par les gestionnaires de réseau pour une exploitation optimale des centrales
ENR :
 Suppression de la centrale Arafat 2
 Interruption de l’export vers le Sénégal du productible des centrales hydroélectriques
de l’OMVS disponible à la Mauritanie.
 Une prévision correcte et fiable de l’énergie disponible des sources ENR. Cette mesure
a favorisé leur meilleure exploitation mais aussi un stockage de l’ énergie pendant les
périodes de grands vents et les heures de fort ensoleillement pour être utilisée pendant
les heures de pointe grâce à l’utilisation des réservoirs des unités hydroélectriques de
l’OMVS.
50 000
45 000
Production (en kWh)
40 000
35 000
30 000
25 000
20 000
15 000
10 000
5 000
0
Figure 10: Production des centrales thermiques de Jui.15 à Fév.16
25
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V.2 Production des centrales d’énergie renouvelable
Dans le contexte actuel d’instabilité du prix et d’épuisement des réserves de pétrole, le parc
de production d’électricité à partir des énergies renouvelables a été renforcé avec la mise en
service du parc éolien 30 MW de Nouakchott à partie du mois de juillet 2015. Ces centrales,
bien que dépendantes des conditions climatiques, ont un impact considérable sur le système
de production de la SOMELEC.
Le tableau5 et la figure11 donnent un aperçu de la production d’électricité à partir des
sources d’énergie renouvelable. (3)
Tableau 5: Production des centrales ENR
Production (en kWh)
Centrale
2015
2016
Juillet
Aout
Septembre Octobre
6 810
11 314 7 010
2 015
1 833
5 474
2 944
14 299
16 091 13 603
TOTAL
Novembre
Décembre
Janvier
Février
8 022
10 767
8 500
5 380
6 313
64 116
1 883
1 578
1 559
1 583
1 819
1 606
13 876
4 710
6 558
11 369
12 043
11 552
12 334
66 984
16 158
23 695
22 126
18 751
20 253
144 976
Barrage
hydroélectrique
de Manantali
Centrale solaire
Centrale
éolienne
Production (en kWh)
TOTAL
80 000
70 000
60 000
50 000
40 000
30 000
20 000
10 000
0
Barrage hydroélectrique de
Manantali
Centrale solaire
Centrale éolienne
Figure 11: Production totale de chaque centrale ENR
26
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Pour la période juillet 2015-février 2016, la centrale éolienne a produit une quantité
importante d’énergie figure12. Cela peut s’expliquer par la nouveauté des équipements et des
conditions météorologiques favorables comme le montrent les données récoltées par les mats
de mesure. Elle est suivie de près par le barrage hydroélectrique de Manantali.
L’augmentation de la contribution des sources d’énergies renouvelables dans la couverture de
la demande est clairement visible figure12.
Centrale
éolienne
32%
Total
68%
Figure 12: Production de la centrale éolienne par rapport à la production totale d'énergie renouvelable
70 000
Production (kWh)
60 000
50 000
40 000
30 000
Energie renouvelable
20 000
Thermique
10 000
0
Figure 13: Production mensuelle des centrales thermiques et des sources ENR
27
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L’évaluation de la part des énergies renouvelables par rapport au thermique (figure14) donne
un aperçu sur l’étendu de l’impact des énergies renouvelables sur la production totale injectée
sur le réseau.
Energie
renouvelable
45%
Energie
Thermique
55%
Figure 14: Part du renouvelable par rapport au thermique
V.3 Consommation en combustibles et lubrifiant
Pour évaluer les gains en combustible et lubrifiant réalisés, nous avons relevé la
consommation mensuelle des centrales en fuel, gasoil et huile figure15. Cette dernière a
diminué progressivement depuis l’extension du parc d’énergie renouvelable. (3)
Consommation (lLitre)
12 000 000
10 000 000
8 000 000
6 000 000
4 000 000
2 000 000
0
Figure 15: Consommation en combustible
28
KANE Aminata Ciré - Mémoire de fin d’étude, Master 2 GEE 2015/2016
Huile
Gasoil
Fuel
Etude de l’impact des énergies renouvelables dans le réseau interconnecté
mauritanien
VI.
2016
ETUDE DE STABILITE DU RESEAU INTERCONNECTE
La stabilité des réseaux est notamment caractérisée par les fluctuations de puissances
transitées dans le réseau et se mesure par les variations dans le temps des tensions et
fréquences associées.
Il faut distinguer :
 La stabilité en régime statique : le réseau a un comportement stable, c’est-à-dire que,
soumis à de petites perturbations, il revient à son point de fonctionnement initial ceci
avec d’éventuelles oscillations amorties jusqu’au retour à l’équilibre.
 La stabilité en régime dynamique : le réseau est apte à éviter tout régime oscillatoire
divergent et à revenir à un état stable acceptable. Ceci inclut l’intervention éventuelle
des protections et automatismes divers fonction des perturbations envisagées.
Les caractéristiques du réseau électrique s’expriment en terme de:
-
Fréquence : 50 ou 60 Hz selon les pays.
-
Tension de quelques centaines de volts à quelques centaines de kV, selon qu’on soit
au point de raccordement de l’installation au réseau ou au point de livraison.
Ces grandeurs de base sont influencées par
-
l’intensité du courant qui circule dans les lignes et les câbles ; laquelle est liée aux
puissances actives et réactives générées, transportées et consommées.
-
La puissance active est produite par les alternateurs à partir d’énergie thermique ou
mécanique, et consommée également sous forme thermique ou mécanique par les
récepteurs,
-
La puissance réactive est produite ou consommée dans tous les éléments du réseau. Il
faut noter qu’en régime dynamique, l’énergie active est « stockée » par les machines
tournantes (inertie), et que l’énergie réactive l’est également, sous forme magnétique
(ex. transformateurs ou machines tournantes) ou capacitive (ex. câbles).
29
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VI.2 Schéma unifilaire du réseau
30
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2016
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mauritanien
2016
VI.3 Présentation du logiciel NEPLAN
Le logiciel NEPLAN est un instrument indispensable pour les utilisateurs de système de
planification et d’information des réseaux électriques et de gaz, ainsi que des réseaux
d’adduction d’eau. Il permet d’évaluer les perturbations de réseaux aux points de livraison ou
aux points de connexion au moyen de tableaux et graphiques. Les données sont saisies selon
la feuille de données des règles techniques.

Caractéristiques Générales du logiciel NEPLAN
Les différentes caractéristiques de l’outil sont :
-
Simulation de toute sorte et de toute taille de réseau. Algorithmes de calcul puissants
récents (incluant la méthode de Newton-Raphson et de Hardy-Cross)
-
Pas de restriction sur le nombre de nœuds et d’éléments. - Calculs simultanés de tout
nombre de réseaux partiaux.
-
Calcul de la répartition de puissance avec ou sans profils de charge.
-
Calcul d’optimisation des points de sectionnement et des Réseaux de Distribution
-
Calcul des Harmoniques.
-
Calcul des protections et des court-circuit.
-
Importation de données de consommation mesurées.
-
Changement des demandes à travers des facteurs de charges globaux, régionaux ou
simultanés.
-
A chaque canalisation les charges de lignes peuvent être connectées (ex. habitations,
chauffage, industrielles, ...).
31
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Figure 16: Interface du logiciel

Affichage des Résultats sur NEPLAN
-
Affichage automatique des résultats sur le schéma du réseau.
-
Coloriage selon les plages de variable (tension, nœud, éléments….).
-
Mise en surbrillance des éléments surchargés.
-
Sortie de résultats sur une feuille de calcul comme Excel, avec possibilités de
copier/coller dans MS Excel.
-
Sortie sur fichiers ASCII ou base de données SQL pour évaluation future (ex. MS
Excel). - Affichage des résultats dans un gestionnaire de graphiques sophistiqué (ex.
barre ou ligne graphique).
-
Les boîtes de résultats peuvent être déplacées, supprimées, dimensionnées, coloriées
et cachées.
-
Sortie de résultats automatiquement définie : l’utilisateur peut sélectionner les unités,
les variables, leur police, leur précision, leur emplacement.
32
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mauritanien
2016
Figure 17: Affichage des résultats
VI.4 Analyse statique
VI.4.1 Analyse de la répartition de puissance
Cette section présente la méthodologie et les résultats pour l’analyse statique du réseau
mauritanien. L’objectif de cette partie de l’étude est de déterminer l’impact de l’intégration
des sources ENR dans le réseau mauritanien du point de vue statique et aussi déterminer les
éventuelles contraintes pour l’intégration des sources ENR. Les calculs réalisés dans cette
partie de l’étude sont les suivants :
-
Analyse de la répartition de puissance ;
-
Calcul des courants de court-circuit triphasés.
Les détails sur la méthodologie employée pour chaque type de simulation, ainsi que les
résultats correspondants, sont présentés dans ce qui suit.
33
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VI.4.1.1 Méthode utilisée
La méthode de calcul choisie pour le calcul de la répartition des puissances (load-flow) est la
méthode de Newton-Raphson étendu.
Les données d’entrée qui permettent le calcul des puissances de transits dans les lignes
électriques et la chute de tension au niveau des postes sont :
 La production électrique :
 La consommation électrique au niveau des jeux de barre (creux de charge et pointe de
charge) :
 Tension admissible au niveau des nœuds : ±10%
Les objectifs du calcul de répartition de puissance sont :
 Vérifier la conformité des flux de puissance et des niveaux de tension du réseau
(plusieurs scénarios modification de la charge dans le temps, restruturation du réseau)
 Vérifier la tenue des matériels (câbles, conducteurs, transformateur…)
 Tester et valider des modifications sur le réseau
VI.4.1.2 Résultats de simulation
Les calculs de répartition de puissance et de courant de court-circuit ont été réalisés avec le
logiciel NEPLAN. Pour le calcul de répartition de puissance, deux cas de figures ont été
étudiés : d’une part le scénario de base c’est-à-dire mise en marche des unités de production
habituelles et d’autre part le démarrage des unités thermiques de Nouadhibou.
-
Scénario de base
Dans ce scénario, la charge totale vaut 175 MW (85 MVar). Le dispatching des unités de
production mauritaniennes est présenté dans le tableau6. La production totale à partir des
sources ENR est égale à 57,7 MW (production maximale dans les parcs éoliens de Nouakchott
et Nouadhibou et dans la centrale solaire Sheikh Zayed).
Tableau 6: Allocation des unités de production mauritaniennes (scénario de base)
34
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mauritanien
P.généré
Q.généré
(MW)
(Mvar)
G1_Duale
15
G2_Duale
Machine
V(pu)
Vnom (kV)
4,3
1,046
11
15
4,3
1,046
11
G3_Duale
10
4,3
1,047
11
G4_Duale
10
4,3
1,047
11
G5_Duale
10
4,3
1,047
11
G6_Duale
10
4,3
1,047
11
CCnkt1
40
8,5
1,036
11
CCnkt2
40
8,5
1,041
11
CCnkt3
40
8,5
1,041
11
EONDB
15
0
0,992
11
PV_NKT
12,7
0
1,021
33
0
1,022
33
eolien_NKT 30
2016
Les résultats du calcul de répartition de puissance montrent que la tension en chaque nœud du
réseau mauritanien reste dans la marge de ±10% défini dans les critères d’exploitation du
réseau excepté ceux aux alentours de Nouadhibou comme l’illustre le tableau8. Aucune
surcharge des éléments du réseau de transport (lignes et transformateurs) n’est à signaler. Les
pertes actives sur le réseau de transport sont égales à 0,97MW (0,55% de la production totale).
Tableau 7: Perte par ligne
Un (kV)
35
perte ligne perte ligne
(MW)
(Mvar)
15
0
33
P
perte Q
perte
transformateur transformateur
(MW)
(Mvar)
0
0
3,179
0,434
1,198
0
28,722
90
0,004
-0,019
0
0,082
225
1,532
-4,855
0
24,698
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mauritanien
2016
Tableau 8: Surcharge des nœuds: violation des limites inférieures
Niveau de tension des nœuds (%)
N_PK1_1
89,86
-
NDB1
Noeud_3 Noeud1_NDB NDB_2 PK
88,04 88,04
88,04
87,55
Tasiast
87,4 87,16
Site
intermédiaire
87,16
SIN
PK_1 N_PK1_2
87,16 87,01 85,99
Mise en marche des unités thermiques de Nouadhibou
Pour cette deuxième simulation nous avons mis en marche la centrale thermique de
Nouadhibou. Les résultats sont présentés dans le tableau9. La conclusion importante de cette
partie de l’étude est que le parc éolien de Nouadhibou doit être capable de régler la tension au
point de connexion sur le réseau de transport. Ceci est justifié par le fait que le réseau
électrique dans la zone de Nouadhibou est exploité en antenne par rapport au reste du réseau.
Pour cette raison, si les unités thermiques de Nouadhibou ne sont pas en exploitation (en raison
du coût de production plus élevé des centrales à HFO), le contrôle de tension dans cette zone
est dégradé et de la puissance réactive doit être fournie par les parcs éolien. Si ces derniers ne
sont pas en service en même temps que les centrales au HFO il pourrait avoir des problèmes
de contrôle de tension.
Tableau 9: Surcharge des nœuds: violation des limites inférieures
Niveau de tension des nœuds (%)
NDB_2 PK
89,84
PK_1
89,47 88,65
Tasiast
88,42
Site
intermédiaire
88,42
SIN
N_PK1_2
88,42
86,46
VI.4.2 Calcul des courants de court-circuit
Cette section présente les résultats de calcul de courants de court-circuit triphasés sur les jeux
de barre 33Kv, 90Kv et 225kV du réseau. Les calculs sont effectués suivant la norme CEI
60909 (VDE 0102) qui s’applique à tous les réseaux, radiaux et maillés, jusqu’à 550 kV. Basée
sur le théorème de Thevenin, elle consiste à calculer une source de tension équivalente au
point de court-circuit pour ensuite déterminer le courant en ce même point. Toutes les
alimentations du réseau et les machines synchrones et asynchrones sont remplacées par leurs
impédances.
36
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2016
Résultats des simulations
Les résultats du calcul des courants de court-circuit sont présentés dans tableau10. Il doit être
observé que le niveau de court-circuit est élevé (supérieur à 20 kA) au niveau des jeux de barre
33kV Centrale duale_1, Poste Ouest, Arafat_1 et N_PK1_2. Les niveaux élevés de courtcircuit dans ces nœuds sont dus à la concentration de la production à Nouakchott (centrales
Duale et à Cycle Combiné) et à la proximité entre les postes 33 kV dans la ville de Nouakchott.
Les résultats montrent aussi que les niveaux de court-circuit dans le scénario « Avec centrales
ENR » sont inférieurs aux niveaux dans le scénario de base. Ce comportement est expliqué
par le fait que les centrales ENR ont une contribution aux courants de court-circuit inférieure
par rapport à celle des centrales de production classiques.
Tableau 10: Courants de court-circuit triphasés
Icc (kA)
Nœud
V (kV)
SIN
Scénario de base
Avec centrales ENR
33
15,107
14,908
Centrale duale
225
9,201
9,106
Centrale duale_1
33
28,911
27,303
NDB_2
90
7,744
7,362
PK
90
8,052
7,699
PK_1
225
3,684
3,565
Arafat_1
33
25,945
22,138
Arafat
225
2,742
2,439
Poste Nord
33
24,5
22,88
Poste Ouest
33
26,119
25,861
Site intermédiaire
225
4,25
4,144
N_PK1_2
33
24,724
24,548
N_PK1_1
33
10,146
10,436
Tasiast
225
4,129
4,029
L’analyse des courants de court-circuit indique qu’il n’y a aucune contrainte à la connexion
des centrales ENR au réseau Mauritanien liée aux niveaux minimaux de courant de courtcircuit pour le raccordement des centrales ENR.
Pour le reste du réseau le niveau de court-circuit sur les jeux de barre (JDB) 33kV Centrale
duale_1, Poste Ouest, Arafat_1 et N_PK1_2 sont assez élevés. Ces valeurs élevées ne sont pas
dues à la présence des nouvelles centrales ENR, mais à la concentration de centrales de
production thermiques sur le réseau de NKT. En raison de l’absence d’informations détaillées
37
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sur la topologie du poste « Duale », il est supposé qu’il est équipé en simple JDB dans les
niveaux 33 kV et 225 kV. De manière à contourner le problème de courant de court-circuit
trop élevé, les alternatives suivantes sont suggérées :
 Remplacement des éléments des niveaux de coupure plus élevés:
- Centrale duale_1 33 kV : 40kA ;
- Poste Ouest 33 kV : 31.5 kA ;
- Arafat_1:31.5 kA;
- N_PK1_2: 31.5 kA.
 Si possible, modification de la topologie du poste « Duale » en passant d’un simple
JDB vers une topologie avec double JDB. Cette modification permet la réduction du
courant de court-circuit dans le JDB 33 kV du poste « Duale ».
 Sinon, rajouter des limiteurs de courant de court-circuit (réactances).
 Pour l’exploitation future du système électrique mauritanien, les dispatcheurs devront
maintenir le niveau de court-circuit en dessous des niveaux max des appareilles de
coupure. La fonction de calcul de court-circuit devra être incluse dans les
spécifications pour les nouveaux outils de calcul du centre de conduite national.
VI.5 Analyse dynamique
Cette partie présente la méthodologie et les résultats pour l’analyse dynamique du réseau
Mauritanien pour les années cibles de 2014, 2016 et 2020. L’objectif de cette partie de l’étude
est de déterminer l’impact de l’intégration des sources ENR dans le réseau Mauritanien du
point de vue dynamique et aussi déterminer les éventuelles contraintes pour l’intégration des
sources ENR. Les simulations réalisées dans cette partie de l’étude sont les suivantes :
 Analyse de stabilité transitoire :
- Calcul des temps critiques d’élimination des défauts et comparaison aux performances des
dispositifs de protection (temps d’élimination de défaut).
- Analyse de l’impact des courts-circuits triphasés et détermination des caractéristiques de
tenue aux creux de tension requise de chaque centrale ENR á leur point de raccordement au
réseau.
 Analyse de stabilité en fréquence :
38
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mauritanien
2016
Toutes les simulations dynamiques sont réalisées à l’aidé de l’outil EUROSTAG de GDF
Suez.
Les détails sur la méthodologie employée pour chaque type de simulation, ainsi que les
résultats correspondants, sont présentés dans ce qui suit.
VI.5.1 Analyse de stabilité transitoire:
L’objectif de l’étude de stabilité transitoire est de vérifier la capacité du système à supporter
des défauts dans le réseau sans que cela entraine des pertes de synchronisme de machines ou
autres effets déstabilisants pour le réseau. Cette étude est divisée en deux parties :
 Calcul des temps critiques d’élimination des défauts (CCT) et validation avec les
paramètres des dispositifs de protection ;
 Analyse de l’impact des court-circuites triphasés et détermination des
Caractéristiques de tenue aux creux de tension de chaque centrale ENR dans leur point de
connexion au réseau.
Le temps de base d’élimination des défauts est égal à 100 ms. Les CCT sont calculé pour des
temps d’élimination en back-up.
Les résultats de cette partie de l’étude permettront de justifier les recommandations pour les
paramètres des protections et les caractéristiques de tenue aux creux de tensions qui seront
applicables aux nouvelles centrales ENR à installer sur le réseau mauritanien.
Les suggestions qui seront émises ici donnent une indication des temps maximaux
d’élimination de défaut. Cependant, les réglages de protections doivent faire l’objet d’une
étude détaillée tenant en compte des aspects tels la sélectivité, la sécurité ou encore la
coordination du plan de protection.
Résultats des simulations :
Les résultats des calculs des temps critiques d’élimination des défauts sont présentés dans le
tableau11. Les CCT les plus bas sont situés aux niveaux 33 kV et 225 kV dans le poste de la
Centrale Duale, ainsi que dans le niveau 225 kV du poste d’Arafat.
39
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CCT (ms)
Vnom
Nœud
(kV)
Scénario de base
Scénario Max ENR
"
temps
d'élimination
Pointe
Creux
Pointe
Creux
maximale
de
défauts (ms)"
Arafat
225
359
309
344
309
309
Arafat_1
33
>500
447
>500
450
447
Centrale duale
225
309
278
297
278
278
Centrale duale_1
33
322
316
313
322
313
N_PK1_1
33
>500
>500
>500
>500
500
N_PK1_2
33
>500
>500
>500
>500
500
NDB_2
90
>500
>500
>500
>500
500
PK
90
>500
>500
>500
>500
500
PK_1
225
>500
>500
>500
>500
500
Poste Nord
33
>500
>500
>500
>500
500
Poste Ouest
33
>500
>500
>500
>500
500
SIN
33
>500
>500
>500
>500
500
Site intermédiaire
225
>500
>500
>500
>500
500
Tasiast
225
>500
>500
>500
>500
500
Tableau 11: Temps critiques d’élimination (année 2016, scénario de base et « Max ENR »)
Les figures ci-dessous illustrent le phénomène de perte de synchronisme d’une unité. On y
observe la réponse dynamique du système après un court-circuit triphasé au nœud Centrale
duale 225 kV éliminé en un temps inférieur au CCT (figure18 et figure20 ) et en un temps
supérieur au CCT (figure19 et figure21)
40
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Figure 18: Voltage au nœud Duale 225 kV - Défaut éliminé en un temps inférieur au CCT
On remarque que dans le cas où le défaut triphasé est éliminé avant le Temps Critique
d’élimination de défaut (CCT), la tension au nœud Centrale duale oscille légèrement entre 0
pu et 3,1 pu avant de revenir à la normale en 300 ms.
Figure 19: Voltage au nœud Duale 225 kV - Défaut éliminé en un temps supérieur au CCT
41
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Cependant, si le défaut est éliminé après le CCT, la tension du nœud hausse jusqu’à 6,3pu et
le système prend plus de temps pour se stabiliser (800 ms). figure19
Figure 20: Vitesse angulaire du groupe G1_duale- défaut éliminé en un temps inférieur au CCT
Figure 21: Vitesse angulaire du groupe G1_duale- défaut éliminé en un temps supérieur au CCT
42
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Les figure19 et figure21 illustrent le différent comportement du système selon que le courtcircuit triphasé est éliminé avant ou après le CCT. Dans le second cas le groupe G1_duale
perd le synchronisme pendant plus longtemps.
Calculs du gabarit de tenue aux creux de tension (LVRT)
La tenue aux creux de tension ou LVRT est une exigence prévue par les règlements techniques
afin de maintenir les générateurs connectés au réseau en cas de tension transitoirement basse,
en particulier après un court-circuit.
Les codes de réseau imposent généralement un gabarit de tension au-delà duquel les unités
doivent être capables de rester connectées. Ce gabarit est une courbe dans le plan tension en
fonction du temps.
La caractéristique LVRT d’un réseau est obtenue par simulation des court-circuit sur chaque
nœud du réseau éliminé en temps de protection back-up. Les courbes transitoires de tension,
sur chaque nœud et pour chaque défaut, sont comparées et l’enveloppe obtenues minimale de
toutes les courbes détermine la caractéristique LVRT recherchée qui sera imposée aux ENR
du système. Bien que semblables, ces courbes peuvent différer d’un système à l’autre en
fonction des caractéristiques du parc ; de la structure du réseau et de la nature de la charge.
Les résultats des simulations visant à l’obtention de la caractéristique LVRT du système sont
présentés à la figure24.
Figure 22: Caractéristique LVRT du réseau
La figure25 présente la caractéristique LVRT pour le réseau mauritanien. Les valeurs
présentées sur le tableau12 sont recommandées.
43
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Figure 23: Caractéristique LVRT typique
VI.5.2 Analyse de stabilité de fréquence
L’objectif de l’étude de stabilité de fréquence est de vérifier la capacité du système à
surmonter les phénomènes transitoires qui font suite à des déséquilibres de puissance, et donc
de vérifier l’ aptitude du système à passer des conditions de fonctionnement avant incident
aux conditions finales en restant stable et ça, dans la mesure du possible, sans activer les plans
de défense tels que le délestage de charge par sous-fréquence.
VI.5.2.1 Définition des niveaux minimaux de la réserve tournante
Afin de corriger rapidement tout écart de fréquence dans les grands réseaux électriques,
chaque gestionnaire de réseau de transport met à disposition dans sa zone une réserve de
puissance active (réserve tournante) qui est rapidement mobilisée en fonction des besoins
nécessaires à l’équilibre. Les niveaux minimaux de la réserve tournante assurés par chaque
pays desservi par le réseau de l’OMVS sont consignés dans le figure13.
Tableau 12: Niveau de réserve tournante
Participation dans la
Mauritanie Sénégal
Mali
14,6
74,5
37,9
20
60
50
réserve tournante
(%)
Réserve (MW)
44
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mauritanien
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En considérant le développement de la nouvelle liaison « Nouakchott-Tobène » et du réseau
interne du Mali, le réseau mauritanien sera interconnecté avec les réseaux du Sénégal et du
Mali de manière relativement plus forte. En conséquence, les trois systèmes doivent partager
la réserve tournante de manière proportionnelle à la charge de pointe de chaque système.
La plupart des systèmes électriques sont conçus pour que dans des conditions normales
d'exploitation, la réserve tournante soit toujours au moins égale à la capacité du plus grand
générateur plus une fraction de la pointe de charge. La valeur totale de la réserve tournante
est égale à 130 MW (taille de la plus grosse machine du réseau du Sénégal).
VI.5.2.2Résultats des simulations
Cette section présente les résultats des simulations dynamiques pour l’analyse de la stabilité
de fréquence du réseau mauritanien dans les scénarios de pointe et creux de charge de l’année
2016. Les évènements simulés sont ceux considérés comme étant les plus critiques du point
de vue de la stabilité de fréquence c’est-à-dire la perte de l’unité de plus grande taille. Nous
avons considéré la nouvelle centrale à cycle combiné de Nouakchott comme étant la plus
grosse unité.
 Creux de charge
Dans ce scénario, la charge est initialement alimentée par la Centrale à Cycle Combiné de
NKT (exploité à sa capacité nominale), la Centrale Duale et les parcs éoliens de Nouakchott
et de Nouadhibou. L’import d’énergie des centrales hydroélectriques de l’OMVS (Manantali
et Félou) est nul. L’export de la Mauritanie vers le Sénégal est d’environ 130 MW.
Le creux de la charge se trouve en soirée, où l’irradiation solaire est nulle. Par conséquent, la
production des centrales solaires PV de NKT-Nord et NKT-Est est supposé être nulle dans ce
scénario. La production des parcs éoliens de NKT et NDB est supposée égale à leurs capacités
nominales (30 MW et 25 MW, respectivement).
-
Les résultats des simulations dynamiques de l’incident correspondant à la déconnexion
d’une turbine à gaz (TAG) de la centrale CC de NKT (voir figure26), qui est l’incident le plus
critique de ce scénario, montrent qu’aucune protection de machine n’est activée après
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mauritanien
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l’incident et que le système est stable. La fréquence moyenne du réseau diminue jusqu’à 49.49
Hz avant de remonter à 49.68 Hz (les critères de fréquence sont respectés). La déconnexion
de la TAG1 de la centrale CC de NKT résulte en la réduction d’environ 40 MW de l’export
vers le Sénégal.
Chute de puissance sur la ligne Duale-Arafat (vert) et
Chute de fréquence sur le réseau
SIN-Tasiast (mauve)
Figure 24: Résultat de simulation dynamique - déconnexion de la machine « CCTG NKT GT1 »
-
Les résultats des simulations dynamiques de l’incident correspondant à la déconnexion
du parc éolien de NKT (voir figure27) montrent qu’aucune protection de machine n’est activée
après l’incident et que le système est stable. La fréquence moyenne du réseau diminue jusqu’à
49.62 Hz avant de remonter à 49.83 Hz (les critères de fréquence sont respectés). La
déconnexion du parc éolien de NKT résulte en la réduction d’environ 22 MW de l’export vers
le Sénégal.
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Chute de puissance sur la ligne Duale-Arafat (vert) et
Chute de fréquence sur le réseau
SIN-Tasiast (mauve)
Figure 25: Résultat de simulation dynamique - déconnexion du parc éolien de NKT
 Pointe de charge
Dans ce scénario, la charge est alimentée par la Centrale à Cycle Combiné de NKT (exploité
à sa capacité nominale), par la Centrale Duale, par les parcs éoliens de Nouakchott et de
Nouadhibou et par les centrales solaires PV de NKT-Nord et NKT Est. La partie
mauritanienne de l’énergie des centrales hydroélectriques de l’OMVS (Manantali et Félou)
est exportée vers le Sénégal.
La production des centrales solaires PV de NKT-Nord et NKT-Est est supposée égale à leurs
capacités nominales (12.7 MW nette et 30 MW, respectivement). La production des parcs
éoliens de NKT et NDB est supposée égale à leurs capacités nominales (30 MW et 25 MW,
respectivement).
L’export de la Mauritanie vers le Sénégal (en considérant le swap avec le Sénégal de la partie
de la production des centrales de l’OMVS réservé à la Mauritanie) est d’environ 150 MW.
-
Les résultats des simulations dynamiques de l’incident correspondant à la déconnexion
d’une TAG de la centrale CC de NKT (voir figure28), qui est l’incident le plus critique de ce
scénario, montrent qu’aucune protection de machine n’est activée après l’incident et que le
système est stable. La fréquence moyenne du réseau diminue jusqu’à 49.69 Hz avant de
remonter à 49.81 Hz (les critères de fréquence sont respectés). La déconnexion de la TAG1
de la centrale à Cycle Combiné de Nouakchott résulte en la réduction d’environ 43 MW de
flux sur les lignes d’interconnexion entre la Mauritanie et le Sénégal.
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Chute de fréquence
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Chute de puissance sur la ligne Duale-Arafat (vert) et
SIN-Tasiast (mauve)
Figure 26: Résultat de simulation dynamique - déconnexion de la machine « CCTG NKT GT1 »
-
Les résultats des simulations dynamiques de l’incident correspondant à la déconnexion
de la centrale solaire PV Sheikh Zayed (voir figure29) montrent qu’aucune protection de
machine n’est activée après l’incident et que le système est stable. La fréquence moyenne
du réseau diminue jusqu’à 49.68 Hz avant de remonter à 49.84 Hz (les critères de fréquence
sont respectés). La déconnexion du parc éolien de NKT résulte en la réduction d’environ 35
MW de flux sur les lignes d’interconnexion entre la Mauritanie et le Sénégal.
Chute de fréquence
Chute de puissance sur la ligne Duale-Arafat (vert) et
SIN-Tasiast (mauve)
Figure 27: Résultat de simulation dynamique - déconnexion de parc solaire de NKT
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-
2016
Les résultats des simulations dynamiques de l’incident correspondant à la déconnexion
du parc éolien de NKT (voir figure30) montrent qu’aucune protection de machine n’est
activée après l’incident et que le système est stable. La fréquence moyenne du réseau
diminue jusqu’à 49.77 Hz avant de remonter à 49.89 Hz (les critères de fréquence sont
respectés). La déconnexion du parc éolien de NKT résulte en la réduction d’environ 25 MW
de flux sur les lignes d’interconnexion entre la Mauritanie et le Sénégal.
Figure 28: Résultat de simulation dynamique - déconnexion de parc éolien de NKT
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VI.6 Résultats et discussion
VI.6.1 Analyse de stabilité transitoire
Les résultats de l’analyse de stabilité transitoire montrent que l’intégration des centrales ENR
au réseau mauritanien réduits les temps critiques d’élimination des défauts et, par
conséquence, dégrade les performances en stabilité transitoire. Ce phénomène est expliqué
par le fait que les centrales ENR (unités d’inertie réduite) se substituent aux unités thermiques
classiques et, par conséquence, l’inertie globale du système diminue et l’injection de courants
de court-circuit pas les générateurs ENR est plus bas par rapport aux unités classiques.
Cependant, il doit être observé que les temps critiques d’élimination de défaut (CCT) dans les
nœuds identifiés comme critiques dans les résultats des simulations sont bas même sans la
présence des centrales ENR. La conclusion est que ces niveaux de CCT relativement faibles
sont une caractéristique plutôt intrinsèque du réseau mauritanien. Cet aspect est amplifié par
l’introduction de centrales ENR.
La caractéristique de tenue au creux de tension du réseau mauritanien a été obtenue à partir
des simulations de court-circuit sur chaque nœud du réseau éliminé en temps de protection
back-up. Les courbes transitoires de tension sur chaque nœud et pour chaque défaut sont
comparées et le minimum de toutes les courbes est utilisé pour déterminer la caractéristique
LVRT du système. Les recommandations pour les critères de LVRT du système mauritanien
sont présentées dans la figure31 et le tableau14.
Figure 29: Caractéristique LVRT typique
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Tableau 13: Paramètres de la caractéristique LVRT du réseau mauritanien
V1 (pu)
V2 (pu)
V3 (pu)
t1 (s)
t2 (s)
t3 (s)
t4 (s)
0,45
0,65
0,85
0,5
0,7
1,3
2
Les recommandations suivantes sont proposées:
 Utiliser des constantes de temps des contrôleurs de tension plus basse et augmenter le
niveau de plafond des tensions d’excitation ;
 Équiper les turbines à vapeur des centrales à cycle combiné avec des dispositifs de
fermeture rapide des vannes pour améliorer la stabilité transitoire du réseau ;
 Accélérer la réponse des dispositifs de protection.
Les résultats du LVRT (tenue aux creux de tension) sont contraignants mais sont basés sur
des hypothèses et les informations collectées auprès de la SOMELEC. Les résultats peuvent
être améliorés en diminuant les temps critiques d’élimination de défaut. Il est recommandé
d’harmoniser et accélérer les protections installées sur le réseau sur base d’une étude de
protections détaillée.
VI.6.2 Analyse de stabilité en fréquence
Les résultats de l’analyse de stabilité de fréquence pour les incidents les plus critiques
montrent qu’il n’y a pas de problème de stabilité ou de violation des critères d’exploitation du
réseau. Les contingences d’unité de production dans le réseau mauritanien résultent en une
réduction de l’export d’énergie vers le Sénégal. Cette situation se produit également en cas de
réduction de la de vitesse du vent ou d’irradiation solaire (variation de production des centrales
ENR).
Les recommandations suivantes sont formulées en suivant les résultats d’analyse de stabilité
de fréquence:
 En cas d’exploitation en îlotage (situation d’urgence), le niveau de réserve tournante
doit être adapté de manière à être égale à la taille de la plus grosse unité du système) ;
 Les parcs éoliens doivent être capables de réduire leurs productions en situation de
surproduction d’énergie. Ce type de situation peut arriver suite à la perte des liaisons vers le
Sénégal ou en situation d’îlotage de la zone de Nouadhibou.
51
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 En considérant le niveau de pénétration attendue des sources ENR, une prévision
correcte et fiable de l’énergie disponible des sources ENR est une condition essentielle
pour pouvoir exploiter le système en sécurité. Les fonctions de prévision de production
renouvelable devront être incluses dans les outils à disposition des dispatchers mais
aussi dans les processus de planification à court terme (planification opérationnelle).
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VII. CONCLUSION ET PERSPECTIVES: RECOMMANDATIONS
POUR L’INTEGRATION DES CENTRALES ENR
VII.1 Conclusion générale
Compte tenu des résultats obtenus dans l’évaluation de la part des énergies renouvelables dans
la couverture de la demande, nous pouvons dire qu’on est parvenu à atteindre l’objectif de
généralisation de l’accès à l’électricité et de diversification des sources d’énergie. En effet
avec un taux de couverture de 45% en 2016, la production d’électricité avec les énergies
renouvelables connait un essor considérable au cours de ces 3 dernières années. Leur injection
au réseau a nécessité une révision de la stabilité et de la sécurité de ce dernier. Cependant le
raccordement des centrales ENR ne présentent aucune Il en résulte une élaboration de
perspectives et recommandations pour assurer d’une part la sécurité du réseau et d’autre part
une meilleure utilisation des unités de production.
VII.2 Recommandations pour le raccordement des centrales ENR
Au terme de notre étude, nous allons établir une liste d’e.xigences techniques minimales et de
règles de raccordement des centrales ENR connectées au réseau électrique mauritanien.
VII.2.1 Tolérance pour les déviations de tension et fréquence
-
La centrale ENR doit être capable de rester connectée pour des écarts de fréquence et
de tension au point de raccordement dans des conditions d'exploitation normales et
anormales décrites dans ce code de raccordement au réseau, tout en réduisant la
puissance active le moins possible.
-
La centrale ENR doit être capable de supporter les variations de fréquence du réseau
et d’opérer de manière stable en conformité avec les exigences de ce code de
raccordement au réseau.
-
Les conditions de fonctionnement normales et les conditions de fonctionnement
anormales sont décrites dans la Section 1.1 et 1.2, respectivement.
VII.2.1.1Conditions de fonctionnement normal
-
Les centrales ENR doivent être conçues pour être capables de fonctionner dans la
gamme de tension de ± 10% autour de la tension nominale au PDR.
53
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-
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La fréquence nominale du REM est 50 Hz et est normalement contrôlée dans la plage
allant de 48.5 Hz à 51 Hz. La centrale ENR doit être conçue pour être capable de
fonctionner de manière permanente dans cette plage de fonctionnement.
-
Lorsque la fréquence sur le Réseau d’Exploitation Mauritanien est supérieure à 52.0
Hz durant plus de 4 secondes, la centrale ENR doit être déconnectée du réseau.
-
Lorsque la fréquence sur le REM est inférieure à 47.0 Hz durant plus de 200 ms, la
centrale ENR peut être déconnectée.
VII.2.1.2 Conditions de fonctionnement anormal
-
La centrale ENR doit être conçue pour résister à des sauts de phase soudains jusqu'à
40° au PDR sans se déconnecter ou réduire sa production. La centrale ENR doit, après
une période transitoire, reprendre la production normale (niveau avant-perturbation)
au plus tard 5 secondes après que les conditions de fonctionnement au PDR soient
revenues à des conditions normales de fonctionnement.
-
La centrale ENR doit être conçue pour résister et répondre aux conditions de tension
décrites dans cette section et illustrées à la figure32.
-
La centrale ENR doit être capable de résister à des chutes de tension à zéro, mesurée
au PDR, pour une période minimale de 0.5 secondes sans se déconnecter, comme
indiqué à la figure32.
-
La centrale ENR doit être capable de résister à des pics de tension allant jusqu'à
120% de la tension nominale, mesurée au PDR, d'une durée minimale de 2 secondes,
sans déconnexion, comme représenté sur la figure32.
-
La figure32 s'applique à tous les types de défauts. La ligne en gras représente la tension
minimale (en cas de sous-tension) et maximale (en cas de surtension) de toutes les
tensions de phase.
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Figure 30: « Voltage Ride Through Capability » pour les centrales ENR
VII.2.4 Réponse de fréquence
-
En cas d'écart de fréquence dans le REM, les centrales ENR doivent être conçues pour
être capables de fournir une réponse en puissance active afin de stabiliser la fréquence
du réseau. La précision de mesure de la fréquence du réseau doit être au moins égale
à ±10 mHz.
-
En cas de fréquence supérieure à la fréquence nominale, la centrale ENR doit être
capable de réduire sa puissance active afin de stabiliser la fréquence conformément à
la figure33. La précision de mesure de la fréquence du réseau doit être au moins égale
à ±10 mHz.
-
Lorsque la fréquence sur le REM est supérieure à 50.5 Hz, la centrale ENR doit réduire
la puissance active en fonction de la variation de la fréquence, comme illustré sur la
figure33. La pointe de cette courbe doit pouvoir être adaptée après la mise en service
du parc renouvelable.
-
Une fois que la fréquence dépasse 52 Hz au-delà de 4 secondes, la centrale ENR doit
déclencher pour protéger le REM.
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Figure 31: Courbe de réponse « puissance active – fréquence » pour les centrales ENR
VII.3 Aspects opérationnels à prendre en compte pour atteindre le niveau de
pénétration des sources ENR proposé.
Ces aspects sont les suivants :
-
Coordination de l’utilisation des réservoirs des unités hydroélectriques de l’OMVS
pour stocker l’énergie pendant les périodes de grands vents et les heures de fort
ensoleillement pour être utilisée pendant les heures de pointe ;
-
Les procédures d’ordonnancement des moyens de production doivent être optimisés
pour permettre les démarrages/arrêts de machines pendant la journée pour maintenir
des réserves requises ;
-
La nécessité d’exploiter les centrales renouvelables sans modulation à la baisse (toute
la puissance disponible est injectée sauf pour quelques heures/année) ;
-
Les centrales à cycle combiné doivent être exploitées en priorité;
-
La centrale duale est exploite pour permettre la modulation de la production grâce à
sa granularité (petites unités avec une bonne capacité de montée en charge) ;
-
La production des sources ENR doit être accompagnée de prévisions à court terme
afin d’optimiser l’utilisation des unités thermiques et de minimiser le nombre de cycles
démarrages/arrêts ;
-
Un système de supervision en temps réel du réseau est nécessaire afin d’optimiser
l’exploitation du système et assurer le bon fonctionnement des sources ENR et des
unités classiques ;
-
Les nouveaux parcs renouvelables devraient être contrôlables à distance. Il doit être
possible de réduire l'injection de puissance active des parcs en temps réel pour compenser
des surproductions ou des surcharges de lignes.
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Références bibliographiques
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2. Réseau Interconnecté de l’OMVS (RIO) – Principes Généraux d’Exploitation du Réseau
Interconnecté de l’OMVS » (OMVS, Août 2002)
3. Masdar (March 25th, 2013). Photovoltaic System Operations & Maintenance:
Mauritania 15MW Solar Power Project : Nouakchott, 2013, 83p.
4. SOMELEC. Rapport d’activités 2015 et 2016.
5. Schneider Electric Cahier technique n° 185: Stabilité dynamique des réseaux électriques
industriels.
6. Les pertes en réseau influencées par l'intégration des énergies renouvelables: ELIA Group
2013
7. Plan Directeur de Production et Transport de L’Énergie Électrique en Mauritanie entre
2011 et 2030 – Rapport Provisoire » (INTEC, Novembre 2012)
8. Réseau de Transport d'Electricité de France: Technologies des smart grid
9.Étude_d’interconnexion_des_réseaux_électriques__Sénégal_–_Mauritanie_–_Maroc__Espagne__-_Analyse_préliminaire_3
10. Ph. CARRIVE, "Réseaux de Distribution - Structure et Planification" Techniques de
l'Ingénieur, Traité Génie électrique D 4210, 2006
11. Documentation technique de référence Chapitre 3 - Performances du réseau public de
transport Article 3.1- Plages de tension et de fréquence normales et exceptionnelles
(Version 2 applicable à compter du 24 avril 2009)
12. Schneider Electric, Cahier technique n° 141: Les perturbations électriques en BT.
13. Actualisation du Plan Directeur Révisé des Moyens de Production et de Transport
d’Énergie Électrique de la CEDEAO » (Tractebel Engineering, 2011)
14. Étude de Faisabilité de la Ligne HT Nouakchott – Tobène et des Postes HT Associés –
Phase I » (Tractebel Engineering, Décembre 2013).
15. Schneider Electric Cahier technique n°158: Calcul des courants de court-circuit
i
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Annexes
Annexe1 Paramètres du réseau de transport
Lignes et câbles
Tableau 14:Paramètres des lignes du réseau 225 kV de la SOMELEC
Poste 1
Poste 2
Long. (km)
Conducteurs
R (pu)
X (pu)
Bsh (pu)
155
630sqmm AAAC
0,0168
0,126
0,1097
49
630sqmm AAAC
0,0053
0,04
0,0692
Centrale duale 252
630sqmm AAAC
0,0269
0,2034
0,3582
Centrale duale 21
630sqmm AAAC
0,0023
0,0172
0,0296
Site
PK 41
intermédiaire
Site
intermédiaire
Site
intermédiaire
Poste Arafat
Tasiast
Tableau 15:Paramètres des lignes du réseau 90 kV de la SOMELEC
Poste 1
Poste 2
Long. (km)
Conducteurs
R (pu)
X (pu)
Bsh (pu) Imax
Nouadhibou
PK 41
49
0900Halm1*228 0,0053 0,0368 0,0753
640
Tableau 16:Paramètres des lignes du réseau 33kV de la SOMELEC
Poste 1
Poste Nord
Poste 2
Centrale
Duale
Centrale
Poste
Duale
Centre
Centrale
Poste
Duale
Nord-Est
Poste Nord
Poste Arafat
ii
Poste
Arafat
Parc éolen
Long.
(km)
7,4
15
8
12,6
11
Conducteurs
AL
3*1*630mm2
AL
3*1*630mm2
AL
3*1*630mm2
AL
3*1*630mm2
AL
3*1*630mm2
R (pu) X (pu)
Bsh
(pu)
Imax MVA
0,0251 0,0619 0,0098 782
33
0,0328 0,0809 0,0128 782
33
0,0386 0,0952 0,0151 782
33
0,0486
782
33
0,0424 0,1047 0,0166 782
33
0,12
0,019
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MVA
75
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Transformateurs
Tableau 17: Paramètres des transformateurs de transmission
Puissance
Tension
Poste
Quantité
Centrale duale
3
75
225
Arafat
2
75
Arafat
1
PK 41
Tension
Ucc (%)
Prises
33
10
±32%
225
33
10
14,5
33
15
8,88
2
75/65/10
225
90/33
Nouadhibou
2
65
90
90
Rosso
1
20
225
33/15
Rosso
1
10
90
33
10
Boghe
1
10
90
15
10
Kaédi
1
10
90
15
10
apparente (MVA) primaire (kV)
secondaire (kV)
15
10
Transformateurs élévateurs
Tableau 18:Paramètres des transformateurs du réseau de transport.
Poste
Quantité
Puissance
Tension
apparente (MVA) primaire (kV)
Tension
secondaire (kV)
Ucc (%)
Prises
Centrale duale
12
21
33
11
10
Arafat 1
2
10
5,5
330
8
±5%
Arafat 1
2
31,5
15
33
7,34
±10%
Arafat 1
4
10
5,5
15
8
±5%
Arafat 2
7
2
15
11
7
±5%
Wharf
3
32
33
11
7
±5%
CC Nouakchott
1
50
225
11
10
CC Nouakchott
1
100
225
2*11
Centrale th. NDB
2
15
15
11
10
Eolienne NKCHTT
15
2,5
33
0,69
7
PV NKCHTT
1
0,5
33
0,27
6
iii
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Réactances Shunt
Tableau 19: Réactances shunt
-
Réactance
Poste
Quantité
Total (Mvar)
Centrale duale (225 kV)
1
25
25
Site intermédiaire (225 kV)
4
25
100
PK 41 (225 kV)
1
25
25
(Mvar)
Données dynamiques des unités thermiques
Tableau 20: Paramètres du modèle dynamique des alternateurs (part 1)
Sn
Pn
Un
Ra
Xd
X'd
X''d
(kV)
(pu)
(pu)
(pu)
(pu)
0,0043 0,176
1,33
0,28
0,22
0,84
5,5
0,0043
0,18
1,44
0,28
0,225
0,89
0,251
0,29
1,54
11
0,0405
0,15
1,56
0,27
0,16
0,78
0,78
0,18
4
11
0,0081
0,13
1,37
0,22
0,14
0,68
0,3
0,15
10,5
11
0,005
0,172
1,65
0,45
0,3
0,95
0,38
20,798 16,64
11
0,0228
0,15
1,876
0,324
0,198
0,946
0,38
Centrale
Unités
Arafat 1
G1-G2
10
7
5,5
Arafat 1
G3-G6
8,75
7
Arafat 2
G1-G7 1,924
wharf
G1-G9
(MVA) (MW)
5,08
Xl (pu)
Xq (pu)
X'qw
X''q
(pu)
(pu)
0,24
Centrale
thermique de
Nouadhibou
G1-G2 14,187
Centrale du
G1-
Nord/Duale
G12
CC Nouakchott
G1-G3 51,625
40
11
0,0015 0,125
2,46
0,212
0,149
2,25
0,25
0,18
CC SIN
G1-G3 51,625
40
11
0,0015 0,125
2,46
0,212
0,149
2,25
0,25
0,18
iv
KANE Aminata Ciré - Mémoire de fin d’étude, Master 2 GEE 2015/2016
Etude de l’impact des énergies renouvelables dans le réseau interconnecté
mauritanien
2016
Tableau 21:Paramètres du modèle dynamique des alternateurs (part II)
T'do
T"do
T'qo
T"qo
(s)
(s)
(s)
(s)
G1-G2
3,8
0,007
0,06
2
0,0755
Arafat 1
G3-G6
3,4
0,018
0,125
3
Arafat 2
G1-G7
2,1
0,088
wharf
G1-G9
3,2
3,8
Centrale
Unités
Arafat 1
H (s) md=mq nd=nq
Régulateur Droop
de vitesse
(%)
6,391
DIESEL
4
0,0755
6,391
DIESEL
4
0,055 1,11
0,1
6
DIESEL
4
0,073
0,03
1,5
0,1
6
DIESEL
4
0,007
0,06
2
0,067
5,5
DIESEL
4
0,13 1,372 0,1023
7,368
GASENG
4
Centrale
thermique de
Nouadhibou
G1-G2
Centrale du
G1-
Nord/Duale
G12
9,298 0,03
CC Nouakchott
G1-G3 10,5
0,05
1
0,05 4,121
0,08
8,8278 STEAMCC
4
CC SIN
G1-G3 10,5
0,05
1
0,05 4,121
0,8
8,8275 STEAMCC
4
v
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Etude de l’impact des énergies renouvelables dans le réseau interconnecté
mauritanien
Annexe 2: Réseau interconnecté de la SOMELEC
vi
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2016
Etude de l’impact des énergies renouvelables dans le réseau interconnecté
mauritanien
Annexe 3 : Répartition de puissance
vii
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2016
Etude de l’impact des énergies renouvelables dans le réseau interconnecté
mauritanien
Annexe 4: Etude de court-circuit
viii
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2016
Etude de l’impact des énergies renouvelables dans le réseau interconnecté
mauritanien
2016
Annexe 5 : Rapport de production de la centrale solaire Cheikh Zayed pour le mois de
février 2016
CENTRALE PV15MW
févr.-16
Energie Produite
Energie livrée au Réseau
Energie importée
Conso. des Auxiliaires Généraux
Production Journalière Maximale
Pointe Maximale de Puissance
Coefficient moyenne charge
Heures de marche moyenne
Température moyenne module
Vitesse maximale du vent
Le: 21
Le: 11 à 13h 5min
kWh
kWh
kWh
kWh
kWh
Kw
%
heure
°C
m/s
Energie
produite(kwh) Energie importée(kwh)
Energie livrée(kwh)
70 383 000
68 776 868
1 606 132
Nouveau index
Ancien index
Diff
1 615 873
1 606 132
480
9 741
73 753
12 167
44,46
9,9
30,3
7,5
1 615 873
480
Coefficient de disponibilité
Heure T
Onduleur N°:1
Onduleur N°:2
Onduleur N°:3
Onduleur N°:4
Onduleur N°:5
Onduleur N°:6
Onduleur N°:7
Onduleur N°:8
Onduleur N°:9
Onduleur N°:10
Onduleur N°:11
Onduleur N°:12
Onduleur N°:13
Onduleur N°:14
Onduleur N°:15
Onduleur N°:16
Onduleur N°:17
290
290
290
290
290
290
290
290
290
290
290
290
290
290
290
290
290
4930
Heures Indispo
C.Dispo
Cause de l’arrêt
Etat
5
98,28
Entretiens combiners
En marche
5
98,28
Entretiens combiners
En marche
4
98,62
Entretiens combiners
En marche
6
97,93
Entretiens combiners
En marche
6
97,93
Entretiens combiners
En marche
9
Entretiens
96,90
combiners, onduleurs et salle
MT
En
marche
9
Entretiens
96,90
combiners, onduleurs et salle
MT
En
marche
10
Entretiens
96,55
combiners, onduleurs et salle
MT
En
marche
9
Entretiens
96,90
combiners, onduleurs et salle
MT
En
marche
5
Entretiens
98,28
combiners, onduleurs et salle
MT
En
marche
4
98,62
Entretiens combiners
En marche
7
Entretiens
97,59
combiners, onduleurs et salle
MT
En
marche
7
Entretiens
97,59
combiners, onduleurs et salle
MT
En
marche
4
98,62
Entretiens combiners
En marche
7
Entretiens
97,59
combiners, onduleurs et salle
MT
En
marche
7
Entretiens
97,59
combiners, onduleurs et salle
MT
En
marche
7
Entretiens
97,59
combiners, onduleurs et salle
MT
En
marche
111
97,75
Coefficient moyen charge
ix
Energie produite
N° jours
1 615 873
29
P.Nomi N° H.F par
nale
jour
coef.M.CH
16*760+
500
9,9
44,46
KANE Aminata Ciré - Mémoire de fin d’étude, Master 2 GEE 2015/2016
Etude de l’impact des énergies renouvelables dans le réseau interconnecté
mauritanien
Annexe 6 : Dispositions des éoliennes : Parc de Nouakchott
x
KANE Aminata Ciré - Mémoire de fin d’étude, Master 2 GEE 2015/2016
2016
Etude de l’impact des énergies renouvelables dans le réseau interconnecté
mauritanien
2016
Annexe 7 : Extrait données mat de mesure du parc éolien de Nouakchott (tous les 10mn)
(Mât Mét.) Vit.
Date
horizontale
maximale 10 min.
xi
(Mât Mét.) Vit.
horizontale
minimale
10 min.
(Mât Mét.) Vit.
horizontale
moy. 10 min.
01/01/2016 00:10:00
11,16
10,1
10,64
01/01/2016 00:20:00
11,81
10,74
11,36
01/01/2016 00:30:00
13,01
7,048
11,26
01/01/2016 00:40:00
13,75
12,73
13,36
01/01/2016 00:50:00
13,28
7,325
10,8
01/01/2016 01:00:00
13,52
7,325
11,83
01/01/2016 01:10:00
13,38
11,16
11,89
01/01/2016 01:20:00
12,18
11,11
11,63
01/01/2016 01:30:00
12,73
10,51
12,01
01/01/2016 01:40:00
11,48
7,232
9,64
01/01/2016 01:50:00
11,81
8,2
9,85
01/01/2016 02:00:00
11,71
8,02
9,91
01/01/2016 02:10:00
11,85
7,279
10,04
01/01/2016 02:20:00
11,02
7,972
9,72
01/01/2016 02:30:00
11,16
8,43
9,93
01/01/2016 02:40:00
11,71
7,972
9,79
01/01/2016 02:50:00
11,67
8,02
9,84
01/01/2016 03:00:00
11,9
8,3
9,9
01/01/2016 03:10:00
11,34
7,694
9,73
01/01/2016 03:20:00
11,07
8,48
9,91
01/01/2016 03:30:00
11,39
7,556
9,85
01/01/2016 03:40:00
10,56
7,14
9,09
01/01/2016 03:50:00
11,3
7,186
8,91
01/01/2016 04:00:00
12,18
8,53
11,07
01/01/2016 04:10:00
11,99
9,27
10,94
01/01/2016 04:20:00
11,67
9,13
10,81
01/01/2016 04:30:00
11,34
6,863
8,62
KANE Aminata Ciré - Mémoire de fin d’étude, Master 2 GEE 2015/2016
Etude de l’impact des énergies renouvelables dans le réseau interconnecté
mauritanien
xii
2016
01/01/2016 04:40:00
11,81
7,694
10,24
01/01/2016 04:50:00
12,18
7,463
10,47
01/01/2016 05:00:00
11,67
9,31
11,11
01/01/2016 05:10:00
11,53
8,8
10,81
01/01/2016 05:20:00
11,39
8,25
10,23
01/01/2016 05:30:00
11,76
8,48
10,23
01/01/2016 05:40:00
11,39
9,03
10,48
01/01/2016 05:50:00
11,25
8,2
10,3
01/01/2016 06:00:00
11,07
7,417
9,46
01/01/2016 06:10:00
11,16
7,556
9,4
01/01/2016 06:20:00
11,16
7,787
9,24
01/01/2016 06:30:00
10,7
7,186
9,08
01/01/2016 06:40:00
10,56
7,463
8,91
01/01/2016 06:50:00
10,79
7,602
9,15
01/01/2016 07:00:00
10,84
7,232
9,28
01/01/2016 07:10:00
10,88
7,232
9,11
01/01/2016 07:20:00
10,24
7,51
9,24
01/01/2016 07:30:00
10,47
7,094
8,74
01/01/2016 07:40:00
10,19
7,325
8,98
01/01/2016 07:50:00
11,21
7,279
9,14
01/01/2016 08:00:00
10,79
7,186
9,09
01/01/2016 08:10:00
10,84
7,186
8,97
KANE Aminata Ciré - Mémoire de fin d’étude, Master 2 GEE 2015/2016
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