Memoire Online - Stratégie de croissance des unités territoriales du Cameroun, production décentralisée d'électricité

Dans les systèmes électriques actuels on distingue, selon le niveau de tension, la fonction et la topologie trois

De la même manière les consommateurs se classent en suivant les trois catégories :

Pour les plus gros sites industriels, en raison de la consommation très importante, le client est directement

raccordé en HTB (63 ou 90 kV) voire THT (225 kV). Dans ce cas, le client possède un réseau interne

comprenant un poste de transformation HTB/HTA un réseau HTA, des postes HTA/BT et différents réseaux

Dans les installations de taille moyenne, le client est directement raccordé au réseau HTA.

C'est le cas par exemple pour un hôpital ou un fabricant de matériel électronique. Ici, la structure du réseau électrique comprend une station HTA/BT et différents réseaux BT. Ce type d'installation intègre de plus en plus des sources d'alimentation autonomes.

Cette catégorie comprend tous les consommateurs tels que les consommateurs domestiques, les petits sites industriels, etc. Dans ce cas, les consommateurs sont directement raccordés au réseau BT (230 V, 400 V). Les réseaux électriques sont des systèmes non linéaires. La stabilité de leur fonctionnement est assurée au voisinage d'un point d'équilibre. Ainsi nous distinguons différentes formes de stabilités (Figure 3.5) que nous présentons sous l'angle de phénomènes de l'amplitude de la perturbation et des échelles de temps.

Figure 3.5 : classement de différentes formes de stabilité de systèmes production-transport[38]

Pour un système électrique donné, cette stabilité est définie comme la capacité de ce système à maintenir le cDonnéts dtnquêtt

synchronisme entre ses générateurs. En effet, selon la nature de la perturbation provoquant cette instabilité,

Dans un grand système interconnecté, la fréquence subit des variations relativement faibles, même lors d'incidents sévères. L'instabilité de fréquence concerne essentiellement les situations où la perte de plusieurs 2. 'attraction

lignes de transport conduit à un morcellement du système. Si un bloc se détache du reste du système, il évolue vers une fréquence propre et le contrôle de celle-ci peut être difficile en cas de déséquilibre important entre production et consommation au sein de ce bloc. En cas de déficit de production, la chute de la 2

fréquence peut être arrêtée par un délestage de charge (en sous-fréquence). Par contre, en cas de surplus de production, la hausse de la fréquence du système est arrêtée par une déconnexion rapide de certaines unités de productions de sorte que l'équilibre production-consommation soit rétabli.

On peut définir la stabilité de tension comme la capacité d'un système d'énergie électrique à maintenir des tensions stables à tous ses noeuds après avoir été soumis à une perturbation à partir d'une condition initiale de fonctionnement de ce système. Dans un certain nombre de réseaux, l'instabilité de tension est considérée comme une importante contrainte d'exploitation. Il existe différents types d'instabilité de tension :

Il n'est pas rare que les lignes de transport soient exploitées bien en dessous de leur capacité thermique en raison des contraintes de tension, de stabilité ou d'exploitation du système électrique. Plusieurs technologies peuvent alors améliorer le transit de puissance. Le transformateur déphaseur est le dispositif le plus utilisé pour repousser les limites thermiques liées aux flux de bouclage ou à la mise en parallèle des lignes. La compensation série est une autre technique couramment employée sur les liaisons CART longues distances. L'exploitation de ce type d'équipement permet d'effectuer une évaluation hors ligne de l'analyse de sécurité (déterminer si oui ou non un système électrique peut satisfaire aux critères de fiabilité et de sécurité pour les deux phases statique et transitoire de post contingence, et cela pour toutes les contingences crédibles) des systémes électriques. Dans l'environnement d'exploitation, un système est donc considéré comme sécurisé si les critères d'exploitation (les limites de stabilité statique/dynamique) sont respectés pour les conditions de pré- et de post contingence. En effet, les calculs nécessaires pour évaluer correctement la sécurité d'une seule condition de fonctionnement prédéfinie du système électrique sont techniquement rigoureux et exigent des efforts considérables. En conséquence, l'évaluation de la sécurité a toujours été menée hors ligne via la procédure de planification d'opération des systèmes électriques. En effet, cette procédure détermine de façon exhaustive, en utilisant des outils tels que le calcul de répartition de charge, la simulation dynamique (temporelle), etc, les performances statiques et dynamiques des conditions de fonctionnement prévisibles à court terme du système électrique.

Le débat sur la construction de nouvelles lignes ou la réhabilitation des couloirs existants pour un développement d'interconnexions entre systèmes électriques nationaux en zone CEMAC, ne soulève pas que des questions techniques. En prenant pour exemple l'Europe à travers l'UCTE (Union pour la Coordination du Transport de l'Electricité) qui assure la gestion globale du réseau de transport européen. C'est à dire l'interconnexion à l'échelle européenne pour permettre une solidarité entre partenaires en mutualisant les secours lors des défaillances d'un équipement de transport ou de production. Les conditions politiques doivent être réunies ainsi que des lois établies qui permettraient de résoudre les litiges avenir face aux différentes difficultés que présagent le choix technique de conception du réseau interconnecté en zone CEMAC.

Le Cameroun fort de sont poids au sein de la sous région à définit un cadre légal d'exercions de l'activité de production, transport et distribution de l'énergie électrique à l'intérieur ou extérieur du Cameroun. Elle est énumérée par les textes ci-dessous :

- La loi n° 98/022 du 24 décembre 1998 régissant le secteur de l'électricité

- L'Arrêté n° 061/CAB/MINMEE du 30 Janvier 2001 fixant la composition des dossiers et les frais d'instruction des demandes de concession, de licence, d'autorisation et de déclaration en vue de l'exercice des activités de production, de transport, de distribution, d'importation, d'exportation et de vente d'énergie électrique.

Malgré les avantages techniques et économiques incontestables réalisés grâce au développement des interconnexions entre les systèmes électriques nationaux, ce développement met la sûreté de fonctionnement de chaque système électrique national à la merci des aléas originaires des autres systèmes électriques nationaux auxquels il est interconnecté.

Pour satisfaire la sûreté de fonctionnement d'un grand réseau électrique interconnecté, les pays de la CEMAC doivent définir un centre de contrôle moderne de système électrique en partant de la fonction d'analyse en ligne de sécurité de ce système électrique considéré dépassé aujourd'hui, à l'exécution de la fonction de modélisation en ligne du système électrique.

Cette fonction consiste à construire à partir des mesures prises en temps réel de ce système par le biais du système SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition), un modèle complet qui reflète les conditions d'opération actuelles de ce système (une fonction exécutée périodiquement et automatiquement tous les 3 à 5 minutes par l'estimateur d'état). Celui-ci doit prend en compte non seulement les contingences internes du système, mais aussi les contingences externes originaires des autres systèmes voisins. Le modèle ainsi construit en ligne dans le centre de contrôle de ce système doit donc comprendre non seulement le modèle du système considéré, mais aussi les modèles de tous les autres systèmes interconnectés à ce dernier pour une analyse de sécurité en ligne compréhensive du système.

3.1.2.1. Evaluation de la Sécurité d'un Système d'Energie Electrique

L'ouverture du marché de l'électricité au Cameroun entrainera plusieurs contraintes tant au niveau de l'offre en énergie électrique, qu'au niveau de la demande. Les règles du jeu du secteur électrique ont ou vont évoluer en profondeur : ouverture à la concurrence de la production d'électricité, production décentralisée, possibilité pour les (gros) consommateurs d'électricité de choisir leur fournisseur, déregulation du marché à cause de nouvelles technologies. Le contexte de la libéralisation du marché de l'énergie, la recherche de la compétitivité par les compagnies d'électricité fait que la qualité est un facteur différentiateur. Sa garantie peut être, pour un industriel, un critère de choix d'un fournisseur d'énergie. La qualité de l'électricité devient ainsi un sujet stratégique pour les compagnies d'électricité. Pour cela, les compagnies d'électricité devraient chercher à se conformer aux régles en matiére d'évaluation de la sécurité des systémes d'énergie électrique. Disposer une certification de conformité en la matiére en est une preuve marketing pour attirer plus de gros consommateurs. Disposer d'un réseau électrique moderne recommande l'usage d'un outils assurant intelligent devant resoudre des problémes complexes sur le réseaux électrique. Cest ainsi que le systéme SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition) repondant à plusieurs normes en matiére de qualité d'électricité rendre en jeu. La figure ci-dessous essaye de décrire ses fonctionnalités.

Dans le nouvel environnement concurrentiel et de décentralisation, l'incertitude liée à la prédiction de conditions de fonctionnement futuristes des réseaux électriques a créé un besoin pour une nouvelle approche de l'évaluation de la sécurité des systèmes électriques : l'évaluation en ligne (Figure 3.6 ). Cette approche est bien différente de l'évaluation hors ligne utilisée. En effet, dans cette nouvelle approche, l'analyse de sécurité pour le point de fonctionnement actuel du système électrique est presque effectuée au moment où il se produit, et avec une vitesse suffisante pour déclencher une action de contrôle automatique (action préventive), ou pour donner un temps suffisant aux opérateurs pour qu'ils réagissent s'il découle des résultats de l'analyse de sécurité qu'au moins une des contingences analysées a le potentiel de faire migrer leurs systèmes de l'état normal à l'état critique. Puisque cette approche effectue les analyses de sécurité sur un « snapshot » représentant les conditions actuelles de fonctionnement du système, l'incertitude liée à l'analyse de sécurité effectuée hors ligne en utilisant les conditions prévisibles de fonctionnement du système électrique est largement éliminée. Cette approche fournit un mécanisme, semblable à celui du radar,

qui balaie continuellement le système afin de détecter des problèmes potentiels qui peuvent survenir à la suite de l'occurrence d'une contingence.

Estimation d'état construit un modèle représentant l'état actuel du système

Chercher les tables des
limites de sécurité pour tous
les états possibles du système

Figure 3.6 Evaluation hors - ligne, Evaluation en ligne de sécurité de système électrique[38]

Procéder continuellement à l'évaluation de la sécurité des réseaux électriques conduit à:

Déterminer le degré de sécurité (sûr, critique, dangereux) de l'état présent.

Déterminer le degré de sécurité de l'état présent en rapport avec une éventuelle faille de quelque composant du système. (Analyse de Contingences)

Proposer les actions de contrôle appropriée pour conserver ou retrouver une situation de sécurité acceptable.

Dans cette optique il importe de moderniser les réseaux en les rendant plus intelligent au point où il seraient capable d'anticiper face aux problémes pouvant survenir. C'est là qu'apparaît les smart grids, Les réseaux intelligents ou « smart grids » sont des réseaux d'électricité qui, grâce à des technologies informatiques, ajustent les flux d'électricité entre fournisseurs et consommateurs. En collectant des informations sur l'état du réseau, les smart grids contribuent à une adéquation entre production, distribution et consommation.

Il est nécessaire de différencier smart grid et compteur communicant (ou « smart meter »), qui renseigne le consommateur sur sa demande en électricité. Smart grids est une appellation générale pour l'ensemble des technologies et des infrastructures « intelligentes » installées. Chez le particulier, le compteur communicant est une première étape dans la mise en place des Smart grids.

intégrer de manière efficiente les actions de l'ensemble des utilisateurs (producteurs et consommateurs) afin de garantir un approvisionnement électrique durable, sûr et au moindre coût». Les Smart grids associent les technologies de l'information et de la communication (TIC) aux réseaux.

Les systèmes communiquant, en parallèle des réseaux de distribution, ainsi que l'intelligence embarquée doivent permettre un meilleur ajustement entre production et consommation d'électricité et l'intégration des énergies renouvelables.

L'inconvenient ou limites des Smart grids est leur vulnerabilité face au pirats informatiques et autres spécialistes aux TIC pouvant acceder facilement. D'où la nécessité de créer des Smart grids bien sécurisés comme les systémes SCADA ; Le coût des investissements reste élevé. En effet, les smarts grids doivent être implantés sur l'ensemble du réseau et impliquer tous les acteurs pour être efficaces ; L'autre obstacle est la diversité des acteurs, car ils doivent mettre au point des systèmes communicants variés avec des logiques convergentes. De plus, les données recueillies sont complexes à gérer et à stocker, compte tenu de l'importante quantité d'informations à traiter. Enfin, les informations sur les horaires ou les activités des consommateurs et des producteurs sont confidentielles. Des normes sur la protection des données doivent être appliquées.

Les réseaux intelligents peuvent être définis selon quatre caractéristiques :

Flexibilité : ils permettent de gérer plus finement l'équilibre entre production et consommation. Fiabilité : ils améliorent l'efficacité et la sécurité des réseaux.

Accessibilité : ils favorisent l'intégration des sources d'énergies renouvelables sur l'ensemble du réseau.

Economie : ils apportent, grâce à une meilleure gestion du système, des économies d'énergie et une diminution des coûts (à la production comme à la consommation).

Au sens large, un réseau intelligent associe l'infrastructure électrique aux technologies numériques qui analysent et transmettent l'information reçue. Ces technologies sont utilisées à tous les niveaux du réseau : production, transport, distribution et consommation.

? Un contrôle des flux en temps réel : des capteurs installés sur l'ensemble du réseau indiquent instantanément les flux électriques et les niveaux de consommation. Les opérateurs du réseau peuvent alors réorienter les flux énergétiques en fonction de la demande et envoyer des signaux de prix aux particuliers pour adapter leur consommation (volontairement ou automatiquement).

? L'interopérabilité des réseaux : l'ensemble du réseau électrique comprend le réseau de transport et le réseau de distribution. Le premier relie les sites de production d'électricité aux zones de consommation : ce sont les grands axes qui quadrillent le territoire. Le réseau de distribution s'apparente aux axes secondaires. Il achemine l'électricité jusqu'aux consommateurs finaux. Par l'échange instantané d'informations, les smart grids favorise une interopérabilité entre les gestionnaires du réseau de transport et ceux du réseau de distribution.

? L'intégration des énergies renouvelables au réseau : les réseaux intelligents reposent sur un système d'information qui permet de prévoir à court et à long terme le niveau de production et de consommation. Les énergies renouvelables qui fonctionnent souvent par intermittence et de façon peu prévisible (ex : l'éolien) peuvent ainsi être mieux gérées.

? Une gestion plus responsable des consommations individuelle : les compteurs communicants (ou compteurs évolués, "Linky") sont les premières versions d'application du réseau intelligent. Installés chez les consommateurs, ils fournissent des informations sur les prix, les heures de pointe de consommation, la qualité et le niveau de consommation d'électricité du foyer. Les consommateurs peuvent alors réguler eux-mêmes leur consommation au cours de la journée. De leur côté, les opérateurs du réseau peuvent détecter plus vite les pannes.

À long terme, le développement des smart grids devrait s'étendre à l'ensemble des réseaux interconnectés du Cameroun. Toutefois, l'implantation des réseaux intelligents dépend de l'efficacité des dispositifs techniques et de l'implication des parties prenantes.

Parmi elles, les consommateurs auront un rôle clé. En effet, l'équilibre du système électrique sera davantage géré par l'utilisateur final. Une sensibilisation du public sur les enjeux du système sera alors nécessaire pour en comprendre l'utilité. Cela exigera aussi un accès aisé aux informations via des interfaces multiples et simples (Smartphones, ordinateurs, etc.).

Au niveau politique, la Plateforme Technologique des Etat de la CEMAC devrait financer le développement des réseaux intelligents pour favoriser l'interconnexion. Aux Etats-Unis par exemple, M. Barack Obama a décidé d'un investissement de 3,4 milliards de dollars dans le développement des smart grids.

Les smart grids devraient changer les habitudes de consommation et la relation des consommateurs avec le système de production. Ils devraient favoriser une modération de la demande tout en contribuant à la protection de l'environnement. Car ces systémes permettent de reduire les coupures d'énergie sur le réseau.

Le concours de plusieurs acteurs est nécessaire dans le processus de développement des réseaux intelligents:

Les consommateurs, en régulant eux-mêmes leur consommation d'électricité, participent à l'efficacité du système.

Les producteurs d'électricité comme AES-SONEL, alimentent les réseaux de transport d'électricité et doivent être capables de répondre en temps réel à la demande. Le développement des smart grids permet également aux producteurs décentralisés de petites capacités (ex : les éoliennes ou les panneaux photovoltaïques appartenant à des particuliers) d'être raccordés.

Les gestionnaires des réseaux de transport et de distribution, ainsi que les constructeurs de matériel électrique gèrent et installent les équipements de mesure assurant la sécurité et le fonctionnement des réseaux. Ils sont les acteurs techniques majeurs du développement des smart grids.

Les gestionnaires de processeurs et de systèmes informatiques comme Info vista, Intel, Google ou Cisco System, développent les technologies d'information indispensables au fonctionnement des réseaux intelligents.

Les pouvoirs publics soutiennent et encadrent le développement des réseaux intelligents notamment par la définition de normes de communication et la protection des systèmes contre les intrusions ou détournements.

Tous ces efforts de développement ont été possible grâce aux progrès de l'électronique de puissance qui ont donné naissance aux dispositifs FACTS qui permettent de mieux maîtriser le transfert d'énergie dans les lignes et matériels électriques, tels que les transformateurs. Les plus simples de ces composants sont le condensateur à thyristors et le compensateur statique d'énergie réactive SVC (Static Var Compensator), qui équipent en grand nombre des points stratégiques du réseau de transport. De même, le TCSC (Thyristor Controlled Series Capacitor) conjugue compensation de puissance réactive et amortissement des oscillations de puissance. Le fleuron des FACTS est le compensateur statique synchrone STATCOM (STATic

COMpensator), qui injecte et absorbe de la puissance réactive sur le réseau, en fonction des fluctuations de tension du système électrique. Enfin, le nec plus ultra de la technologie est le régulateur universel UPFC (Unified Power Flow Controller), qui peut agir sur la puissance active et la puissance réactive de la ligne indépendamment l'une de l'autre, soutenir rapidement la tension et gérer le flux d'énergie. Toutes variantes confondues, les FACTS sont susceptibles d'augmenter de 20 % à 40 % la capacité de transit des lignes jusqu'ici bridées par des contraintes de tension ou de stabilité.

Différents modules de cet outils d'analyse en ligne existent, une brève présentation est faite en dessous (Figure 4.9 ) :

Le système informatique de conduite, connu dans la littérature technique anglo-saxonne sous le nom de SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition), est conçu pour assurer une très haute disponibilité des fonctions de supervision et de décision. En effet, les réseaux de télécommunication sécurisés de ce système acheminent, jusqu'au centre de conduite, les informations captées via les concentrateurs distants (RTUs, Remote Terminal Units en anglais) localisés dans les postes et les centrales. Puis, au centre de conduite, ces informations sont filtrées et traitées pour être présentées en temps réel à l'opérateur et pour être utilisées par l'estimateur d'état dans le but de construire un modèle d'aide à la décision. Le deuxième principal rôle du SCADA consiste à réacheminer les ordres de contrôle vers les matériels télécommandés existants dans les postes et les centrales électriques en utilisant les mêmes réseaux de télécommunication sécurisés.

Puisque la fonction d'analyse de la sécurité en ligne est effectuée d'une manière cyclique.

Il faut donc disposer à intervalles réguliers de quelques minutes d'un modèle détaillé du réseau, obtenu à partir de mesures faites dans le réseau, sur lequel l'analyse de sécurité peut s'effectuer. Dans ce contexte, l'estimateur d'état joue un rôle essentiel, car il est parfaitement capable d'exploiter les télémesures et les télésignalisations acquises à un instant donné par le biais du système SCADA, et après en avoir vérifié l'observabilité, pour construire le modèle qui correspond le mieux avec les mesures prises à cet instant. Selon le type d'analyse de sécurité effectuée (statique ou dynamique) le modèle obtenu de l'estimateur d'état doit être complété par :

L'analyse de sécurité statique/dynamique se fait normalement d'une manière déterministe en utilisant les outils analytiques comme le calcul de répartition de charge la simulation dynamique, etc. En effet, ces outils utilisent un modèle détaillé du système électrique pour déterminer la réponse statique/dynamique de système à l'égard de chacune des contingences analysées. Ainsi, étant donné le temps de calcul considérable des outils analytiques, l'analyse de sécurité en ligne cherche à compléter ces outils analytiques par des outils synthétiques. Les outils synthétiques sont basés sur des techniques d'apprentissage automatique dont le but principal est d'accélérer la procédure d'analyse des contingences en déterminant uniquement les contingences dangereuses pour une analyse détaillée effectuée par les outils analytiques.

Si le module d'analyse de sécurité en ligne détermine que les marges de sécurité évaluées par rapport à des incidents plausibles ne sont pas suffisantes pour garantir que le système électrique continue de fonctionner en état normal si l'un ou l'autre de ces incidents plausibles a lieu alors des actions préventives doivent être prises pour augmenter ces marges de sorte que la vulnérabilité du système soit éliminée à l'égard de toutes

les contingences plausibles. En effet, le contrôle préventif de la sécurité peut conduire un gestionnaire de réseau à ajuster les capacités de transfert « Available Transfer Capabilities » annoncées, à modifier un schéma de production, à imposer le maintien en service d'un groupe (afin, par exemple, de disposer de son contrôle de la tension et de sa réserve de puissance réactive) voire, dans des situations extrêmes, de délester préventivement de la charge. Toutes ces actions ont un coût. De plus, dans le contexte de l'ouverture du marché de l'électricité, ces décisions doivent être prises de manière plus transparente en s'appuyant sur des critères et des outils de calcul appropriés.

Figure 3.9 : Différents modules du système de l'évaluation en ligne de la sécurité statique/dynamique des systèmes électriques [38]

3.1.2.2. Contraintes mathématiques d'interconnexion des réseaux électriques

Figure 3.10 : configuration du réseau électrique interconnecté de la CEMAC

L'exploitation dans le domaine de conduite en ligne des grands systèmes électriques interconnectés ainsi que la conduite des informations détaillées disponibles sont normalement limitées à une zone de réglage qui forme seulement une partie du système interconnecté, dénommée le système interne ou bien le système étudié. En effet, l'analyse de sécurité statique à l'égard du système interne doit prendre en compte l'influence et la réaction du système externe auquel le système interne est interconnecté via les lignes d'interconnexion. Cette méthode de gestion de réseau de transport se ramène à une philosophie précédemment définie et dénommée décentralisation des réseaux interconnectés. En supposant que seulement un minimum

d'informations sur le système externe est disponible, dans ce cas aussi les modèles statiques réduits apparaissent indispensables pour remplacer les modèles complets indisponibles des systèmes externes.

La connexion du modèle statique réduit des systèmes externes au modèle complet du système interne en vue de la construction d'un modèle compact, mais représentatif du système interconnecté pour l'étude du système interne, ne doit pas modifier l'état déjà connu du système interne. Cela veut dire que les puissances actives/réactives arrivant aux (ou sortant des) noeuds frontières des équivalents doivent correspondre exactement aux puissances circulant dans les lignes d'interconnexion.

Dans le cas où l'équivalent est déterminé à partir d'un état connu du système externe, certains modèles réduits peuvent être connectés directement aux noeuds frontières du système interne tout en préservant sans modification les puissances dans les lignes d'interconnexion. Autrement dit, lors de la connexion de certains types d'équivalents au système interne, la somme algébrique des puissances aux noeuds frontières est intrinsèquement nulle. Pour d'autres types d'équivalents, la connexion au système interne nécessite une procédure d'ajustement qui implique simplement l'addition des injections des puissances fictives aux noeuds frontières afin de préserver les valeurs connues des puissances dans les lignes d'interconnexion.

Dans un réseau électrique un meilleur écoulement de puissance permet d'optimiser le réseau tout entier et de pallier aux problèmes creux ou d'écroulement de puissances. Compte tenu de la croissance des besoins énergétique, des systèmes technologiques sont installés pour mesurer les différents problèmes inérants à un réseau et les études entreprises dans les bureaux d'études par les spécialistes pour résorber aux défaillances. Les consommateurs étant dispersés et le plus souvent distant des centres de production, ceux-ci sont dans la majorité des cas installés prés de centres de consommation importante et pour pallier aux éventuelles défaillances sur le réseau local, des moyens locaux sont constitués le plus souvent par des centrales thermiques, groupes électrogènes ou autres. Dans le cas des réseaux très vastes on est contraint de les interconnecter afin de satisfaire les consommateurs.

Le système électrique d'un réseau haute tension peut être résumé par le schéma ci-dessous.

_V1

_V2

_V1

_V2

₈₁

_L82

(3.1)

En supposant le transfert de puissances du point 1 vers le point 2 on aura les équations générales de la puissance active, réactive et apparente sur la ligne de transport en haute tension suivante :

Si la ligne de transport est purement inductive on aura les équations simplifiées des puissances actives et réactives suivantes :

L'équation matricielle représentant la valeur de la tension à un noeud correspondant à la circulation du courant dans le réseau, utilise la valeur de l'admittance du circuit de la branche.

Les éléments de la diagonale de la matrice sont déterminés par avec et les autres éléments

extérieurs à la diagonal sont définies par d'où nous pouvons écrire la matrice de notre réseau.

Dans un grand système électrique interconnecté (constitué de plusieurs zones de réglage) l'ensemble des noeuds peuvent être partitionnés en trois groupes de noeuds (Figure 3.11):

noeuds du réseau interne (I) formant l'ensemble des noeuds de la zone de réglage étudiée.

noeuds frontières (F) entre le système interne et le reste du système interconnecté.

noeuds externes (E) : tous les noeuds du système interconnecté sauf les noeuds du système interne et les noeuds frontières.

Avec cette subdivision (systèmes externe, frontière et interne), on veut écrire l'équation matricielle décrivant les relations courant-tension aux différents noeuds des trois sous-systèmes comme suit :

_{E EE EF E}? ?_ _{YEF FF
FI}LIIJ L0 _{YIF YII}? _?UI
IF= _{YFE FF +YFF +YFF}YFI UF

YFF : Première sous-matrice admittance des noeuds frontières qui ne contient que les admittances des lignes

YFF :deuxième sous-matrice admittance des noeuds frontières qui ne contient que les admittances des lignes

YFF :troisième sous-matrice admittance des noeuds frontières qui ne contient que les admittances des lignes

U_E, U_F, : représentent respectivement la matrice des tensions nodales aux noeuds frontières, aux noeuds

, , : représentent respectivement la matrice des courants injectés aux noeuds frontières, aux noeuds

Figure 3.11: Grand système électrique interconnecté divisé en trois sous systèmes Interne-Frontière - Externe

Pour une analyse d'un cas de réseau interconnecté, nous considérons une interconnexion entre le Cameroun et la RCA à travers la centrale au fil de l'eau de Lom Pangar (Figure 3.12 ). Le schéma illustré ci-dessous est cas d'étude théorique qui pourrait illustrer un cas pratique sur le terrain.

Figure 3.12: Réseau électrique simple divisé en trois sous-systèmes (externe, interne, frontière) [38]

Pour cet exemple, on construit les sous matrices d'admittance du réseau ci-dessus, comme il suit:

?+ _{17 12 12}
? ?
_{Y Y} + _Y + _Y + _Y ? _Y ? _{21 12 23 28 27} 23 ? FF
? ?
? ₀ ? _{Y Y} + _Y
_{32 39 32} ?

Une présentation futuriste du réseau électrique sur le plan technique dans une perspective d'intégration à travers l'interconnexion des réseaux nationaux de la CEMAC, mérite un temps lieu d'être effectif afin de promouvoir la croissance des économie et la réduction de la pauvreté dans un contexte de promotion des initiatives locales de développement au travers d'une gouvernance décentralisée des activités de développement.

Il importe de relever pour une bonne fonctionalité du réseau, un systéme de protection adéquat doit être mieux étudier puis installé. Mais il différe selon la configuration du réseau. Le système de protection des réseaux maillés (ou bouclés) est plus complexe que celui qui protège les réseaux en antenne, car en cas de défaut sur une ligne d'un réseau maillé, le courant se répartit sur les différentes branches du réseau.

Stratégie de croissance des unités territoriales du Cameroun, production décentralisée d'électricité

3.1.2. FACTS solution pour l'extension des réseaux haute tension

3.1.2.1. Evaluation de la Sécurité d'un Système d'Energie Electrique