Titre de série : |
Mémoire Master d'ingénierie Génie Electrique et Energétique |
Titre : |
Modélisation statique et validation du modèle du réseau national interconnecte (RNI) du Burkina Faso sous powerfactory |
Type de document : |
texte imprimé |
Auteurs : |
Fayçal Nabib KOANDA |
Année de publication : |
2024 |
Importance : |
62 p. |
Langues : |
Français (fre) |
Résumé : |
Face à une croissance de la demande énergétique, des politiques énergétiques sont élaborées pour répondre à cette forte demande tout en réduisant le tarif du kWh d’énergie. Dans cette optique, des initiatives sont prises pour intégrer massivement des centrales photovoltaïques au réseau électrique. Cependant, pour que le réseau puisse supporter cette intégration de sources de production intermittentes, des analyses dynamiques sont nécessaires pour évaluer les effets probables. Avant d’effectuer ces analyses dynamiques, il est essentiel d’avoir un modèle statique qui tienne compte des limites opérationnelles du réseau en régime permanent. C’est dans ce contexte que nous avons créé une réplique du réseau dans le logiciel PowerFactory. Nous avons choisi ce logiciel en raison de sa capacité à enregistrer l’évolution des réseaux et à effectuer diverses analyses, notamment le calcul solaire des systèmes photovoltaïques à partir de leurs coordonnées et du temps d’étude. Avant de procéder à l’analyse, nous avons présenté le réseau pour mieux le comprendre. Notre objectif était de valider ce modèle de réseau étendu. Pour ce faire, nous l’avons d’abord modélisé élément par élément dans l’état de l’année 2024, puis nous avons envisagé des évolutions en différentes phases pour les années 2025 et 2026. Ensuite, nous avons calibré le modèle afin qu’il puisse effectuer des analyses statiques avec des valeurs réelles. Le calibrage s’est concrétisé par la convergence du flux de puissance. Nous avons ensuite réalisé une analyse en suivant un scénario fourni par la SONABEL : le pic diurne du 29 septembre 2023. Cette analyse visait à comparer les données de sortie issues du calcul du flux de puissance avec les données de fonctionnement réel du réseau. Les résultats ont montré un écart minimal entre les valeurs de sortie du modèle et les valeurs réelles, avec une moyenne de 0,06% pour les niveaux de tension et de 1,86% pour les taux de charge des lignes. De plus, 90% des jeux de barres présentaient des écarts de tension dans les intervalles de tolérance, tout comme 80% de nos lignes. En conclusion, nous pouvons affirmer que le modèle que nous avons réalisé est valide.
Abstract : Faced with growing energy demand, energy policies are being developed to meet this high demand while reducing the cost per kWh of energy. In this context, initiatives are being taken to integrate photovoltaic power plants into the electrical grid massively. However, for the grid to support this integration of intermittent production sources, dynamic analyses are necessary to assess the probable effects. Before conducting these dynamic analyses, it is essential to have a static model that considers the grid's operational limits under steady-state conditions. It is in this context that we created a replica of the grid in the PowerFactory software. We chose this software because of its ability to record the evolution of networks and perform various analyses, including the solar calculation of photovoltaic systems based on their coordinates and the study time. Before proceeding with the analysis, we presented the grid to better understand it. Our objective was to validate this extended grid model. To do this, we first modeled it element by element in the state of the year 2024, then we considered evolutions in different phases for the years 2025 and 2026. Next, we calibrated the model so that it could perform static analyses with real values. The calibration was achieved by the convergence of the power flow. We then conducted an analysis following a scenario provided by SONABEL: the daytime peak of September 29, 2023. This analysis aimed to compare the output data from the power flow calculation with the actual operating data of the grid. The results showed a minimal discrepancy between the model’s output values and the real values, with an average of 0.06% for voltage levels and 1.86% for line load rates. Additionally, 90% of the busbars had voltage discrepancies within tolerance intervals, as did 80% of our lines. In conclusion, we can affirm that the model we created is valid. |
Mémoire Master d'ingénierie Génie Electrique et Energétique. Modélisation statique et validation du modèle du réseau national interconnecte (RNI) du Burkina Faso sous powerfactory [texte imprimé] / Fayçal Nabib KOANDA . - 2024 . - 62 p. Langues : Français ( fre)
Résumé : |
Face à une croissance de la demande énergétique, des politiques énergétiques sont élaborées pour répondre à cette forte demande tout en réduisant le tarif du kWh d’énergie. Dans cette optique, des initiatives sont prises pour intégrer massivement des centrales photovoltaïques au réseau électrique. Cependant, pour que le réseau puisse supporter cette intégration de sources de production intermittentes, des analyses dynamiques sont nécessaires pour évaluer les effets probables. Avant d’effectuer ces analyses dynamiques, il est essentiel d’avoir un modèle statique qui tienne compte des limites opérationnelles du réseau en régime permanent. C’est dans ce contexte que nous avons créé une réplique du réseau dans le logiciel PowerFactory. Nous avons choisi ce logiciel en raison de sa capacité à enregistrer l’évolution des réseaux et à effectuer diverses analyses, notamment le calcul solaire des systèmes photovoltaïques à partir de leurs coordonnées et du temps d’étude. Avant de procéder à l’analyse, nous avons présenté le réseau pour mieux le comprendre. Notre objectif était de valider ce modèle de réseau étendu. Pour ce faire, nous l’avons d’abord modélisé élément par élément dans l’état de l’année 2024, puis nous avons envisagé des évolutions en différentes phases pour les années 2025 et 2026. Ensuite, nous avons calibré le modèle afin qu’il puisse effectuer des analyses statiques avec des valeurs réelles. Le calibrage s’est concrétisé par la convergence du flux de puissance. Nous avons ensuite réalisé une analyse en suivant un scénario fourni par la SONABEL : le pic diurne du 29 septembre 2023. Cette analyse visait à comparer les données de sortie issues du calcul du flux de puissance avec les données de fonctionnement réel du réseau. Les résultats ont montré un écart minimal entre les valeurs de sortie du modèle et les valeurs réelles, avec une moyenne de 0,06% pour les niveaux de tension et de 1,86% pour les taux de charge des lignes. De plus, 90% des jeux de barres présentaient des écarts de tension dans les intervalles de tolérance, tout comme 80% de nos lignes. En conclusion, nous pouvons affirmer que le modèle que nous avons réalisé est valide.
Abstract : Faced with growing energy demand, energy policies are being developed to meet this high demand while reducing the cost per kWh of energy. In this context, initiatives are being taken to integrate photovoltaic power plants into the electrical grid massively. However, for the grid to support this integration of intermittent production sources, dynamic analyses are necessary to assess the probable effects. Before conducting these dynamic analyses, it is essential to have a static model that considers the grid's operational limits under steady-state conditions. It is in this context that we created a replica of the grid in the PowerFactory software. We chose this software because of its ability to record the evolution of networks and perform various analyses, including the solar calculation of photovoltaic systems based on their coordinates and the study time. Before proceeding with the analysis, we presented the grid to better understand it. Our objective was to validate this extended grid model. To do this, we first modeled it element by element in the state of the year 2024, then we considered evolutions in different phases for the years 2025 and 2026. Next, we calibrated the model so that it could perform static analyses with real values. The calibration was achieved by the convergence of the power flow. We then conducted an analysis following a scenario provided by SONABEL: the daytime peak of September 29, 2023. This analysis aimed to compare the output data from the power flow calculation with the actual operating data of the grid. The results showed a minimal discrepancy between the model’s output values and the real values, with an average of 0.06% for voltage levels and 1.86% for line load rates. Additionally, 90% of the busbars had voltage discrepancies within tolerance intervals, as did 80% of our lines. In conclusion, we can affirm that the model we created is valid. |
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