Pose du rotor du groupe G1 de la Centrale Hydroélectrique de Nangbéto
9 mars 2023
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Ce lundi 06 mars 2023, le deuxième et dernier rotor
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01
La régularisation partielle du cours du fleuve Mono dont les crues ont souvent créé des dommages importants dans les régions d’Athiémé au Bénin et de Yoto au Togo.
02
La production d’énergie électrique pour une moyenne de 150 kwh/an.
03
La production agricole et la pêche.
L’aménagement hydroélectrique de Nangbéto est une unité de production d’énergie électrique de la CEB. Cet aménagement se trouve au Togo dans la préfecture de l’Ogou Canton d’Akparé à 45 km à l’Est de la ville d’Atakpamé. Situé sur le fleuve Mono, le barrage crée un bassin d’accumulation permettant de réguler le cours avale du fleuve Mono. Il a créé une chute suffisante pour la mise en valeur du potentiel hydroélectrique. À sa côte nominale (144.00 IGN) la retenue ainsi créée couvre une superficie de 180 km2 pour un volume total de 1.715 x 106 m³ d’eau dont seulement 1.465 x 106 est transformables en énergie.
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La régularisation partielle du cours du fleuve Mono dont les crues ont souvent créé des dommages importants dans les régions d’Athiémé au Bénin et de Yoto au Togo.
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La production d’énergie électrique pour une moyenne de 150 kwh/an.
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La régularisation partielle du cours du fleuve Mono dont les crues ont souvent créé des dommages importants dans les régions d’Athiémé au Bénin et de Yoto au Togo.
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La production agricole et la pêche.
Ce lundi 06 mars 2023, le deuxième et dernier rotor
Le barrage se trouve à 140 Km environ de l’embouchure du fleuve. Les apports proviennent du bassin versant qui couvre une superficie de 15.680 Km2. La capacité du réservoir est de 1.715.000.000 m3.
L’apport débit annuel est estimé à 88,5 m3/s correspondant à un apport de 2.800.000.000 m3 / an.
Niveau mini d’exploitation : 130 m IGN
Niveau des plus hautes eaux : 146,50 m IGN
Transformateurs
Caractéristiques
Turbines
Calage de la roue : 106.00 IGN
Alternateurs
Facteur de puissance : cos = 0,9
Les dispositions de la Centrale de Nangbéto en énergie et en puissance sont fortement liées à la saison pluvieuse qui s’étend en moyenne sur trois mois soit de la mi-juillet à la mi-octobre.
Le mode d’exploitation de la Centrale dépend essentiellement de l’hydrologie et des puissances maximales que le réseau CEB doit recevoir de la VRA chaque mois.
En saison humide de mi-juillet à mi-octobre les 2 groupes fonctionnent à plein débit. Toutes les saisons de pluies n’étant pas forcément bonnes mettre les groupes à fond n’est pas la meilleure solution si l’on ne remplit pas la retenue à la fin des pluies : on aura turbiné les eaux à des basses chutes. La tendance des saisons à leur début importe beaucoup.
L’énergie à produire en saison sèche (de mi-octobre à mi-juillet) est représentée par la quantité d’eau stockée dans la retenue à la fin de la saison des pluies. A la côte maximale (144 msm) de remplissage le volume de la retenue correspond à 95 GWH. Avant 1992 cette énergie était divisée en des parts mensuelles qui sont placées sur les monotones de charges du réseau CEB de la façon la plus optimale pour réduire la puissance à importer de la VRA.
Le site a été découvert en 1947 par Monsieur MAS, Directeur de l’hydraulique de l’Afrique Occidentale Française.
Les études de faisabilité réalisées en 1979 par un consortium Franco-Suisse : SOGREAH – ELECTROWATT ont débouché sur l ’élaboration du projet d ’exécution. Les travaux de construction de l ’aménagement ont commencé en 1984 et ont duré 3 ans. L’exploitation industrielle de l’usine a commencé depuis septembre 1987.
Situé sur le fleuve Mono, le barrage crée un bassin d’accumulation permettant de réguler le cours aval du fleuve Mono. Il a créé une chute suffisante pour la mise en valeur du potentiel hydroélectrique. A sa côte nominale (144.00 IGN) la retenue ainsi créée couvre une superficie de 180 km2 pour un volume total de 1.715 x 106 m3 d’eau dont seulement 1.465 x 106 est transformable en énergie.