etude de l’impact des energies

Promotion 2015/2016

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

Etude de l’impact des énergies renouvelables dans le réseau interconnecté

mauritanien 2016

ii KANE Aminata Ciré - Mémoire de fin d’étude, Master 2 GEE 2015/2016

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.


mauritanien 2016

iii KANE Aminata Ciré - Mémoire de fin d’étude, Master 2 GEE 2015/2016

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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iv KANE Aminata Ciré - Mémoire de fin d’étude, Master 2 GEE 2015/2016

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


mauritanien 2016

v KANE Aminata Ciré - Mémoire de fin d’étude, Master 2 GEE 2015/2016

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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vi KANE Aminata Ciré - Mémoire de fin d’étude, Master 2 GEE 2015/2016

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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vii KANE Aminata Ciré - Mémoire de fin d’étude, Master 2 GEE 2015/2016

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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viii KANE Aminata Ciré - Mémoire de fin d’étude, Master 2 GEE 2015/2016

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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ix KANE Aminata Ciré - Mémoire de fin d’étude, Master 2 GEE 2015/2016

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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x KANE Aminata Ciré - Mémoire de fin d’étude, Master 2 GEE 2015/2016

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


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1 KANE Aminata Ciré - Mémoire de fin d’étude, Master 2 GEE 2015/2016

I. 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


mauritanien 2016


(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.


mauritanien 2016


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.


mauritanien 2016


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


mauritanien 2016


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


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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.

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.

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


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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

Calcul des courants de court-circuit

Analyse dynamique

Analyse de stabilité

transitoire

Analyse de stabilité de fréquence


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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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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


mauritanien 2016


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 ;


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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.


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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).

Figure 3: Organigramme de la Cellule Etude et Planification

Directeur cellule etude et planification

Responsable production

Ingénieur électromécanicien








Responsable transport et distribution

Ingénieur électricien







Ingénieur électriciene

Responsable génie civil et cartographuie

Chef service cartographie

Dessinateur

Agent cartographe

Agent cartographe

Chef service génie civil

Ingénieur génie civil

Coontremaitre

Responsable etudes générales et cartograpie

Chef service normes et réglementations

Chef service technico,econo,

environnemenatales

Secrétaire Assistant technique

Assistant technique Chef serice logistique

Agent comptable


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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

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 :

Modules

photovoltaïque

Coffret de

regroupement Onduleur Transformateur Armoire

électrique

Réseau

DC DC AC

LV

AC

HV

AC


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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.


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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.


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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

Centrale

Production (en kWh)

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.

Figure 10: Production des centrales thermiques de Jui.15 à Fév.16

0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

35 000

40 000

45 000

50 000

Pro

du

ctio

n (

en

kW

h)


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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)

Figure 11: Production totale de chaque centrale ENR

0

10 000

20 000

30 000

40 000

50 000

60 000

70 000

80 000

Barrage hydroélectrique deManantali

Centrale solaire Centrale éolienne

Pro

du

ctio

n (

en

kW

h)

Tableau 5: Production des centrales ENR

Centrale

Production (en kWh)

TOTAL 2015 2016

Juillet Aout Septembre Octobre Novembre Décembre Janvier Février

Barrage

hydroélectrique

de Manantali

6 810 11 314 7 010 8 022 10 767 8 500 5 380 6 313 64 116

Centrale solaire 2 015 1 833 1 883 1 578 1 559 1 583 1 819 1 606 13 876

Centrale

éolienne 5 474 2 944 4 710 6 558 11 369 12 043 11 552 12 334 66 984

TOTAL 14 299 16 091 13 603 16 158 23 695 22 126 18 751 20 253 144 976


mauritanien 2016


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.

Figure 12: Production de la centrale éolienne par rapport à la production totale d'énergie renouvelable

Figure 13: Production mensuelle des centrales thermiques et des sources ENR

Centrale éolienne

32%

Total68%

0

10 000

20 000

30 000

40 000

50 000

60 000

70 000

Pro

du

ctio

n (

kWh

)


Thermique


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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.

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)

Figure 15: Consommation en combustible

Energie Thermique

55%


45%

0

2 000 000

4 000 000

6 000 000

8 000 000

10 000 000

12 000 000

Co

nso

mm

atio

n (

lLit

re)

Huile

Gasoil

Fuel


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VI. 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).


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VI.2 Schéma unifilaire du réseau


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, ...).


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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.


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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.


mauritanien 2016


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)


mauritanien 2016


Machine P.généré

(MW)

Q.généré

(Mvar) V(pu) Vnom (kV)

G1_Duale 15 4,3 1,046 11

G2_Duale 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

eolien_NKT 30 0 1,022 33

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) perte ligne

(MW)

perte ligne

(Mvar)

P perte

transformateur

(MW)

Q perte

transformateur

(Mvar)

15 0 0 0 3,179

33 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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Tableau 8: Surcharge des nœuds: violation des limites inférieures

- 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 PK_1 Tasiast Site

intermédiaire SIN N_PK1_2

89,84 89,47 88,65 88,42 88,42 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.

Niveau de tension des nœuds (%)

N_PK1_1 NDB-

1 Noeud_3 Noeud1_NDB NDB_2 PK Tasiast

Site

intermédiaire SIN PK_1 N_PK1_2

89,86 88,04 88,04 88,04 87,55 87,4 87,16 87,16 87,16 87,01 85,99


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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 court-

circuit 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

Nœud V (kV)

Icc (kA)

Scénario de base Avec centrales ENR

SIN 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 court-

circuit 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


mauritanien 2016


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 :


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.


mauritanien 2016


Nœud Vnom

(kV)

CCT (ms)

Scénario de base Scénario Max ENR " temps

d'élimination

maximale de

défauts (ms)"

Pointe Creux Pointe Creux

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)


mauritanien 2016


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


mauritanien 2016


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


mauritanien 2016


Les figure19 et figure21 illustrent le différent comportement du système selon que le court-

circuit 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.

La figure25 présente la caractéristique LVRT pour le réseau mauritanien. Les valeurs

présentées sur le tableau12 sont recommandées.

Figure 22: Caractéristique LVRT du réseau


mauritanien 2016


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

Mauritanie Sénégal Mali

Participation dans la

réserve tournante

(%)

14,6 74,5 37,9

Réserve (MW) 20 60 50

https://fr.wikipedia.org/wiki/R%C3%A9serve_de_puissance

https://fr.wikipedia.org/wiki/R%C3%A9serve_de_puissance


mauritanien 2016


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


mauritanien 2016


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 fréquence sur le réseau

Chute de puissance sur la ligne Duale-Arafat (vert) et

SIN-Tasiast (mauve)

Figure 24: Résultat de simulation dynamique - déconnexion de la machine « CCTG NKT GT1 »


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.


mauritanien 2016


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.


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.


mauritanien 2016


Chute de fréquence


SIN-Tasiast (mauve)

Figure 26: Résultat de simulation dynamique - déconnexion de la machine « CCTG NKT GT1 »


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


SIN-Tasiast (mauve)

Figure 27: Résultat de simulation dynamique - déconnexion de parc solaire de NKT


mauritanien 2016



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


mauritanien 2016


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


mauritanien 2016


Tableau 13: Paramètres de la caractéristique LVRT du réseau mauritanien

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.

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


mauritanien 2016


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).


mauritanien 2016


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.


mauritanien 2016


- 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.


mauritanien 2016


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.


mauritanien 2016


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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i KANE Aminata Ciré - Mémoire de fin d’étude, Master 2 GEE 2015/2016

Références bibliographiques

1. Organigramme de la Cellule Etude et Planification.

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


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ii KANE Aminata Ciré - Mémoire de fin d’étude, Master 2 GEE 2015/2016

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)

PK 41 Site

intermédiaire 155 630sqmm AAAC 0,0168 0,126 0,1097

Site

intermédiaire Tasiast 49 630sqmm AAAC 0,0053 0,04 0,0692

Site

intermédiaire Centrale duale 252 630sqmm AAAC 0,0269 0,2034 0,3582

Poste Arafat Centrale duale 21 630sqmm AAAC 0,0023 0,0172 0,0296

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 MVA

Nouadhibou PK 41 49 0900Halm1*228 0,0053 0,0368 0,0753 640 75

Tableau 16:Paramètres des lignes du réseau 33kV de la SOMELEC

Poste 1 Poste 2 Long.

(km) Conducteurs R (pu) X (pu)

Bsh

(pu) Imax MVA

Poste Nord Centrale

Duale 7,4

AL

3*1*630mm2 0,0251 0,0619 0,0098 782 33

Centrale

Duale

Poste

Centre 15

AL

3*1*630mm2 0,0328 0,0809 0,0128 782 33

Centrale

Duale

Poste

Nord-Est 8

AL

3*1*630mm2 0,0386 0,0952 0,0151 782 33

Poste Nord Poste

Arafat 12,6

AL

3*1*630mm2 0,0486 0,12 0,019 782 33

Poste Arafat Parc éolen 11 AL

3*1*630mm2 0,0424 0,1047 0,0166 782 33


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iii KANE Aminata Ciré - Mémoire de fin d’étude, Master 2 GEE 2015/2016

- Transformateurs

Tableau 17: Paramètres des transformateurs de transmission

Poste Quantité Puissance

apparente (MVA)

Tension

primaire (kV)

Tension

secondaire (kV) Ucc (%) Prises

Centrale duale 3 75 225 33 10 ±32%

Arafat 2 75 225 33 10

Arafat 1 14,5 33 15 8,88

PK 41 2 75/65/10 225 90/33

Nouadhibou 2 65 90 90 15 10

Rosso 1 20 225 33/15

Rosso 1 10 90 33 10

Boghe 1 10 90 15 10

Kaédi 1 10 90 15 10

Transformateurs élévateurs

Tableau 18:Paramètres des transformateurs du réseau de transport.

Poste Quantité Puissance

apparente (MVA)

Tension

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


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iv KANE Aminata Ciré - Mémoire de fin d’étude, Master 2 GEE 2015/2016

- Réactances Shunt

Tableau 19: Réactances shunt

Poste Quantité Réactance

(Mvar) Total (Mvar)

Centrale duale (225 kV) 1 25 25

Site intermédiaire (225 kV) 4 25 100

PK 41 (225 kV) 1 25 25

- Données dynamiques des unités thermiques

Tableau 20: Paramètres du modèle dynamique des alternateurs (part 1)

Centrale Unités Sn

(MVA)

Pn

(MW)

Un

(kV)

Ra

(pu) Xl (pu)

Xd

(pu)

X'd

(pu)

X''d

(pu) Xq (pu)

X'qw

(pu)

X''q

(pu)

Arafat 1 G1-G2 10 7 5,5 0,0043 0,176 1,33 0,28 0,22 0,84 0,24

Arafat 1 G3-G6 8,75 7 5,5 0,0043 0,18 1,44 0,28 0,225 0,89 0,251 0,29

Arafat 2 G1-G7 1,924 1,54 11 0,0405 0,15 1,56 0,27 0,16 0,78 0,78 0,18

wharf G1-G9 5,08 4 11 0,0081 0,13 1,37 0,22 0,14 0,68 0,3 0,15

Centrale

thermique de

Nouadhibou G1-G2 14,187 10,5 11 0,005 0,172 1,65 0,45 0,3 0,95 0,38

Centrale du

Nord/Duale

G1-

G12 20,798 16,64 11 0,0228 0,15 1,876 0,324 0,198 0,946 0,38

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


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v KANE Aminata Ciré - Mémoire de fin d’étude, Master 2 GEE 2015/2016

Tableau 21:Paramètres du modèle dynamique des alternateurs (part II)

Centrale Unités T'do

(s)

T"do

(s)

T'qo

(s)

T"qo

(s) H (s) md=mq nd=nq

Régulateur

de vitesse

Droop

(%)

Arafat 1 G1-G2 3,8 0,007 0,06 2 0,0755 6,391 DIESEL 4

Arafat 1 G3-G6 3,4 0,018 0,125 3 0,0755 6,391 DIESEL 4

Arafat 2 G1-G7 2,1 0,088 0,055 1,11 0,1 6 DIESEL 4

wharf G1-G9 3,2 0,073 0,03 1,5 0,1 6 DIESEL 4

Centrale

thermique de

Nouadhibou G1-G2

3,8 0,007 0,06 2 0,067 5,5 DIESEL 4

Centrale du

Nord/Duale

G1-

G12 9,298 0,03 0,13 1,372 0,1023 7,368 GASENG 4

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


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Annexe 2: Réseau interconnecté de la SOMELEC


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Annexe 3 : Répartition de puissance


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Annexe 4: Etude de court-circuit


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Annexe 5 : Rapport de production de la centrale solaire Cheikh Zayed pour le mois de

février 2016

CENTRALE PV15MW

Energie Produite 1 615 873 kWh

Energie livrée au Réseau 1 606 132 kWh

Energie importée 480 kWh

Conso. des Auxiliaires Généraux 9 741 kWh

Production Journalière Maximale Le: 21 73 753 kWh

Pointe Maximale de Puissance Le: 11 à 13h 5min 12 167 Kw

Coefficient moyenne charge 44,46 %

Heures de marche moyenne 9,9 heure

Température moyenne module 30,3 °C

Vitesse maximale du vent 7,5 m/s

Nouveau index

Ancien index

Diff

Coefficient de disponibilité

Heure T Heures IndispoC.Dispo Etat

Onduleur N°:1 290 5 98,28 En marche

















4930 111 97,75

Coefficient moyen charge

Energie produite N° jours

P.Nomi

nale

N° H.F par

jour coef.M.CH

1 615 873 29

16*760+

500 9,9 44,46

Entretiens combiners, onduleurs et salle MT



Entretiens combiners










480


févr.-16

1 606 132

Energie importée(kwh)Energie livrée(kwh)

Energie

produite(kwh)

70 383 000

68 776 868

1 615 873

Cause de l’arrêt





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Annexe 6 : Dispositions des éoliennes : Parc de Nouakchott


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Annexe 7 : Extrait données mat de mesure du parc éolien de Nouakchott (tous les 10mn)

Date

(Mât Mét.) Vit.

horizontale

maximale 10 min.

(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


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xii KANE Aminata Ciré - Mémoire de fin d’étude, Master 2 GEE 2015/2016

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

etude de l’impact des energies

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