Mémoire Présentée en vue de l'obtention du diplôme de MAGISTER COMPENSATION D’ENERGIE REACTIVE PAR CONVERTISSEUR STATIQUE. Option Par Mr. HADDAD SALIM Soutenu le : / DEVANT LE JURY / 2006. Grade Etablissement PRESIDENT : Mr. A. BENRETEM MC U ANNABA RAPPORTEUR : Mr. A. HADDOUCHE MC U ANNABA Mr. S. SAAD MC U ANNABA Mr. E. HADJAJ AOL MC U ANNABA EXAMINATEURS : i En signe de respect et de reconnaissances, je dédie ce travail à mes très chers parents qui ont tout fait pour me voir heureux. Je vous aime très fort Je dédie ce travail ; A mes frères et sœurs ; A mes nièces et neveux ; A tous ceux qui me sont chers. ii Je tiens à remercier mon encadreur sans lui ce mémoire n'aurait jamais eu lieu : monsieur HADDOUCHE ALI, Son encadrement m'a offert la possibilité d'élargir mon spectre de connaissances scientifiques et d'ouvrir la voie à des recherches futures. Je tiens à remercier Monsieur A. BENRETEM pour avoir présidé mon jury. J’exprime également ma profonde reconnaissance à Messieurs S. SAAD et E. HADJAJ AOL d’avoir évaluer ce travail. J’exprime également ma profonde reconnaissance à mon ami de toujours monsieur BOUYEDA HOCINE pour son aide. Qu’ils trouvent ici toute ma gratitude ma sincère reconnaissance. iii Tables des matières INTRODUCTION GENERALE………………………………………….. P 1 CHAPITRE I. QUALITE D’ENERGIE ELECTRIQUE Introduction………………………………………………………………………………… P 3 I. 1. Phénomènes perturbateurs de QEE ……………………………………………………P 3 I.2.Indice de QEE…………………………………………………………………………… P 3 I.2.1. Variations de Fréquence………………………………………………………………..P 6 I.2.2. Variation Lente de Tension…………………………………………………………… P 6 I.2.3. Variation rapide de Tension …………………………………………………………. .P 6 I.2.4. Creux de tension………………………………………………………………………. P 7 I. 2.5. Les Surtensions ……………………………………………………………………… P 8. I.2.6. Harmoniques………………………………………………………………………….. P 9 I.2.7. Déséquilibre du courant et de la tension…………………………………………….. P12 I.3. Solutions d’amélioration QEE dans un réseau électrique I.3.1. Solutions traditionnelles ……………………………………………………………...P14 I.3.1.1. Déséquilibre (élimination des courants perturbateurs)……………… …….P14 I.3.1.1.1. Rééquilibrage des courants du réseau électrique ……………… ..P14 I.3.1.2. Harmonique (Compensation des courants harmoniques)…………………...P15 I.3.1.3. Creux de tension (élimination des tensions perturbatrices) ………… ……..P16 I.3.1.4. FLICKER (Compensation d’énergie réactive)…………………………… P17 I.3.2. Solutions modernes I.3.2.1. Harmoniques (Dépollution des courants perturbateurs) ………………… ...P17 I.2.2. Creux de Tension (Dépollution des tensions perturbatrices) ………………....P18 I.3.2.3. FLICKER (Compensation d’énergie réactive)……………………………...P18 I. 4. Vue d’ensemble sur les principaux phénomènes perturbateurs, Avec quelque solution…………… P19 I. 5. Conclusion ……………………………………………………………………………. P20 Tables des matières iv CHAPITRE II. ANALYSE DES METHODES DE L’AMELIORATION DU FACTEUR DE PUISSANCE. Introduction ……………………………………………………………………………...P 21 II.1. Notions de Puissance électrique en alternatif sinusoïdal……………………………..P 24 II.2. Inconvénient d’un faible facteur de puissance…...................................................... P25 II.3. Causes du faible facteur de puissance……………………………………………… P 27 II.4. Moyens d’amélioration du facteur de puissance…………………………………… P 27 II.4. 1.Théorie de compensation d’énergie réactive ……………………………...P 27 II.4.2. Moyens de compensation de puissance réactive …………………………P 29 II.4.2.1. Compensateurs synchrones…………………………………………….P 29 II.4.2.1.1. Description du convertisseur synchrone ……………………P 30 II.4.2.1..2. Modélisation du convertisseur synchrone …………………..P 31 1. Le modèle de l'alternateur …………………………………….P 31 2. Le modèle du moteur synchrone ……………………................P 33 II.4.2.1..3. Mode de fonctionnement en Alternateur dans un réseau ……P 35 II.4.2..2. Batteries de condensateurs……………………………………………..P 38 II.4.2.2.1. Compensation Shunt …………………………………………P 39 II.4.2.2.2. Compensation Série ………………………………………….P 42 II.4.2.3. Compensateurs Statiques………………………………………………..P 44 II.4.2.3.1.Compensateur Statique à Capacité Variable (TS.C)…………..P 44 II.4.2.3.2. Compensateur Statique à réactance contrôlé (TS.R)………….P 45 II.4.2.3.3. Mode de Control et Réglage des Compensateurs Statiques…..P 46 II.4.2.4. Convertisseurs Statiques…………………………………………………P 49 II.4.2.4.1. Compensateurs Parallèles……………………………………..P 49 II.4.2.4.2. Compensateurs Parallèles ……………………………………..P 52 II.4.2.4.3. Compensateurs Hybride Parallèle série ……………………….P 53 II.5. Conclusion …………………………………………………………………………... P 54 v Tables des matières CHAPITRE III. AMELIORATION DU FACTEUR DE PUISSANCE PAR U P F C. Introduction………………………………………………………………………………...P 55 III.1. Flux de puissance dans une ligne de transmission …………………………………...P 56 III.2. Systèmes de Transmission à Courant Flexible (FACTS) …………………………………………………………P 60 III.2.1. Elément de base (thyristors) des FACTS ………………………………………….P 61 III.2..2. Composants modernes pour convertisseurs De grandes puissances………………………………………………………P 62 III.2..3. Topologies modernes des convertisseurs Pour l’interaction avec le réseau…………………………………………….P 63 III.2.4. Technique MLI ……………………………………………………………………P 65 III.3. Le régulateur de charge universel (UPFC)…………………………………………...P 67 III.3.1. Opération de Base et Caractéristiques de L’ UPFC ……………………………….P 69 III.3.1.1. Mode de Control automatique …………………………………………...P 72 III.3.1.2. Mode de compensation. ………………………………………………….P 76 III.4. Conclusion …………………………………………………………………………....P79 CHAPITRE IV. MODELISATION ET SIMULATION DE L’U P F C. Introduction…………………………………………………………………………………P 80 IV.1. Principe de fonctionnement de l’ UPFC ……………………………………………..P 80 IV. 2. Modélisation du régulateur de charge (UPFC) ……………………………………...P 82 IV.2.1. Le modèle Permanent……………………………………………………………….P 82 IV.2.2. Le modèle linéaire …………………………………………………………………P 82 vi Tables des matières IV.2.3. Le modèle de l’état dynamique………………………………………………...P 83 IV.3. Modèle de Stabilité Transitoire………………………………………………………P 83 IV.3.1. Etat dynamique………………………………………………………………………P 83 IV .3.2. Etat stable ………………………………………………………………………… P 89 IV .3.3. Limites de contrôle ………………………………………………………………. P 89 IV .3.3.1. Limites de Control du Convertisseur shunt …………………………….P 90 IV .3.3.2. Limites de Control du Convertisseur série ……………………………. P 91 IV.3.4. Mode de Control du régulateur de charge (UPFC)………………………………... P 93 IV.3.4. 1. Mode de Control du convertisseur Shunt ………………………P 93 IV.3.4. 2. Mode de Control du convertisseur Série ……………………….P 95 IV. 4. Réseau étudié ………………………………………………………………………………. P 99 IV.5. SIMULATION ………………………………………………………………P 102 IV.6. Conclusion ………………………………………………………………….. P103 CHAPITRE V. TRAITEMENT DES RESULTATS V.1. Résultats de Simulation ………………………………………………………P 104 CONCLUSION GENERALE ……………………………………….P 108 REFERENCES ……………………………………………………….P 111 ANNEXES……………………………………………………………. P114 vii Liste des Figures Fig.I.1. Fluctuations de Tension…………………………………………………………… P6 Fig. I.2. Creux de Tension…………………………………………………………………. P7 Fig. I.3. Surtension transitoire……………………………………………………………… P8 Fig. I.4. Effet des Charge non linéaire…………………………………………………….. P9 Fig. I.5. Distorsion provoquée par les harmoniques……………………………………….. P10 Fig. I.6. Diagramme de Fresnel des puissances……………………………………………. P12 Fig. I.7. Déséquilibre de Tension…………………………………………………………… P13 Fig. I.8. Montage de Steinmetz pour le rééquilibrage…………………………………….... P15 Fig. I.9. Filtre passif résonnant …………………………………………………………….. P16 Fig. I.10. Filtre passif amorti………………………………………………………………. P16 Fig. II.1. Synoptique d’un réseau complet…………………………………………………. P22 Fig. II.2. Tension&Courant en alternatif sinusoïdal………………………………………… P24 Fig.II.3. Impact du Facteur de Puissance …………………………………………………… P25 Fig.II.4. Principe de compensation………………………………………………………… P27 Fig.II.5. Stator convertisseur synchrone…………………………………………………. P30 Fig. II.6. Modèle de l’alternateur ………………………………………………………… P31 Fig. II.7. Diagramme vectoriel (Modèle alternat.)………………………………………… P32 Fig. II.8. Modèle du moteur ………………………………………………………………… P33 Fig. II.9. Diagramme vectoriel (Modèle moteur.)…………………………………………… P34 Fig. II.10. Interaction Compensateur Synchrone avec réseau………………………………. P35 Fig. II.11. Modes de fonctionnement du compensateur synchrone ……………………….. P37 Fig. II.12. Compensation Shunt …………………………………………………………….. P39 Fig. II.13. Diagramme Vectoriel…………………………………………………………… P41 Fig. II.14. Compensation Série………………………………………………………………. P42 Fig. II.15. Compensateur TSC……………………………………………………………… P45 Fig. II.16. Compensateur TSR………………………………………………………………… P46 Fig. II.17. Schéma de régulation en boucle fermée………………………………………… P46 Fig. II.18. Système de Régulation de la puissance réactive………………………………… P48 Fig. II.19. Schéma fonctionnel d’un STATCOM……………………………………………. P50 Fig. II.20. Diagramme vectoriel de STATCOM…………………………………………… P51 Fig. II.21. Schéma fonctionnel d’un SSSC………………………………………………… P52 Fig. III.1. Ligne de transmission…………………………………………………………… P56 Fig. III.2. Développement et limites de puissance des dispositifs conventionnels………… P61 Fig. III.3. Transistor IGBT en boîtier pressé et a tension de blocage élevée. ……………… P62 Fig. III.4. Thyristor IGCT a commande intégrée…………………………………………… P63 Fig. III.5. Convertisseur de tension ………………………………………………………… P64 Fig. III.6. Convertisseur MLI……………………………………………………………… P66 Fig. III.7. UPFC……………………………………………………………………………… P68 Fig. III.8. Configuration U P F C……………………………………………………………. P69 Fig. III.9. Diagramme de phase……………….............................................................. P70 80 Liste des Figures Fig. III.10. Ligne de transmission avec U P F C Fig. III.11. Mode de control automatique Fig. III.12. Relation P-Q pour différentes valeurs de δ P72 P72 Fig.III.13. Mode de Compensation. Fig. III.14. Schéma équivalent UPFC Fig. III.16. Diagramme de phase. P76 Fig.IV.1. Modèle Fonctionnel (UPFC) Fig.IV.2. Modèle Stabilité Transitoire Fig. IV.3. Limites de control du convertisseur shunt en état stable. Fig. IV.4. Limites de control du convertisseur série en état stable. Fig.IV.5. Control de base de l’amplitude de la tension envoyée Par le convertisseur Shunt. Fig.IV.6. Control de base de l’angle (α) de la tension produite Par le convertisseur Shunt Fig.IV.7. Mode de Control (PQ). Fig. IV.8. Synoptique du réseau bouclé MSA Fig. IV.9. Puissance active& réactive four a l’arrêt Fig. IV.10. Puissance active& réactive four en marche. Fig. IV.11 Comparaison Cos φ ; a. Four a l’arrêt b. Four en Marche. Fig. IV.12. Incorporation d’un UPFC dans le réseau HT/MT Du complexe MITTAL STEEL ANNABA. P81 P75 P77 P77 81 P84 P91 P92 P94 P95 P96 P99 P100 P101 P101 P102 Introduction Générale Les distributeurs et les utilisateurs de l’énergie électrique ont été toujours confrontés à un certain nombre de difficultés inhérentes à la continuité de service, au rendement de transmission de l’énergie, aux variations de l’amplitude de la tension ; ainsi qu’à des autres phénomènes tels que les fluctuations rapides de tension et les déséquilibres de tension. En 1985, une directive européenne ‘ relative au rapprochement des dispositions des états membres en matière de responsabilité du fait des produits défectueux’ stipulait explicitement que l’électricité est aussi un produit. Depuis on parle beaucoup de la qualité du produit d’énergie électrique, cette dernière est supposée excellente à la sortie des centrales avec une tension et fréquence optimales. Le système entier « productiontransport- distribution » contribuer a consolider cette qualité « stabilité d’amplitude et de fréquence », mais elle subit nombre de contraintes au cours de son transport sous l’influence des installations perturbatrices ou parfois à des incidents atmosphériques. L’énergie électrique alors est un produit différent qui pose des problèmes de qualité différents des autres produits industriels ; donc le maintien d’une bonne qualité du produit demeure le souci majeur des exploitants des réseaux électrique, notamment avec la croissance des utilisateurs des taux d’harmoniques et de déséquilibre de courants. La circulation de ces courants perturbés provoque des problèmes de stabilité, surcharge des lignes, importante consommation d’énergie réactive et d’une manière générale l’accroissement des pertes. Par le passé, ces problèmes ont été résolus (anticipé) en ayant des marges de stabilité, le problème d’augmentation de la charge ne se posé plus, avec l’utilisation des moyens classiques (transformateurs déphaseur, compensation série ou parallèle d’énergie réactive, modification des consignes de production, action sur l’excitation des générateurs). Mais ces techniques s’avèrent actuellement trop lentes et insuffisantes pour répondre efficacement aux perturbations du réseau sous l’effet des nouvelles contraintes. Pour répondre a ces nouvelles contraintes et résoudre les problèmes de la qualité d’énergie, notamment l’amélioration du facteur de puissance il y a tendance d’utilisé des nouvelles techniques utilisons les FACTS. Ces éléments permettent d’améliorer la stabilité du système, de contrôler les transits de puissance, gérer les échanges de puissance réactive en temps réel et par 82 Introduction Générale Conséquent une exploitation efficace des réseaux par action continue et rapide sur les différents paramètres du réseau (déphasage, tension, impédance). Les perturbations causées par la croissance de la demande d’énergie réactive ont un impact sur la stabilité d’un réseau électrique. Les conséquences peuvent être très graves, pouvant même conduire à l’effondrement du réseau. Notre travail se veut une analyse profonde des indices de qualité d’énergie et des moyens de leur amélioration. L’étude de technique de compensation par convertisseur nous a permis de prouver son efficacité du point de vue amélioration de qualité d’énergie aussi que la stabilité du réseau lui même. Le présent mémoire se compose de cinq chapitres : Le premier chapitre sera consacré à la description des perturbations qui affectent le courant et la tension dans un réseau électrique autrement dit aux indices de qualité d’énergie électrique. Dans ce chapitre nous présenterons également les différentes méthodes d’amélioration modernes et traditionnelles. Tout en terminant par une analyse comparative des différentes techniques. Dans le deuxième chapitre, nous étudierons la compensation d’énergie réactive comme solution d’amélioration de la QEE, nous présenterons l’influence d’un mauvais facteur de puissance sur les utilisateurs, fournisseurs et producteurs d’énergie électrique dans le but de son amélioration tout en terminant par une analyse comparative des différents techniques de compensation d’énergie réactive. Le troisième chapitre sera consacré aux dispositifs FACTS, nous détaillerons le principe de compensation de ces dispositifs ainsi que leur influence sur le flux de puissance. Le quatrième chapitre, nous passerons à la modélisation et la simulation du réseau électrique en question (réseau d’alimentation complexe sidérurgique MITTAL STEEL ANNABA) avec l’incorporation de l’ UPFC en utilisant le logiciel MATLAB – PSAT. Le cinquième chapitre sera consacré au traitement des résultats. 83 Notre travail s’achèvera par des conclusions et des recommandations pour l’amélioration de la qualité de l’énergie électrique. Chapitre I. Qualité d’énergie électrique Introduction Ces vingt dernières années, on parle beaucoup de la qualité de l’énergie électrique (QEE). Cette dernière est supposée excellente a la sortie des centrales, le système de transmission de cette énergie contribue a consolider cette qualité (stabilité d’amplitude et de fréquence, puissance de court circuit….), alors qu’en pratique elle subit nombreuse altérations au cours de son transport, principalement sous l’influence des installations perturbatrice, de la clientèle ou des incidents fortuits. La tension subit généralement beaucoup de perturbations de deux origines distinctes [1] : • Les perturbations de tension causées par le passage, dans les réseaux électrique, des courants perturbateurs comme les courants harmoniques, déséquilibres réactifs. • Les perturbations de tension causées par des tensions perturbatrices comme les tensions harmoniques et déséquilibrées et les creux de tension. Ces perturbations ont des conséquences néfastes sur le réseau, allons parfois à l’effondrement de ce dernier et mettre en nocturne toute une population. Ce qui oblige tous les acteurs en présence, qu’ils soient gestionnaires de réseaux, utilisateurs ou intervenants. Parmi tous ces acteurs le gestionnaire à une responsabilité de mettre en œuvre les moyens pour maîtriser ces contraintes qui s’imposent. Pour ce faire plusieurs solutions d’amélioration de sont a distinguées. I. Phénomènes perturbateurs de QEE I.1. Indice de QEE 84 L’alimentation électrique consiste en un système triphasé d’ondes de tension qui se caractérise par [1] : • La fréquence, • L’amplitude des trois tensions, • La forme d’onde qui doit être la plus proche possible d’une sinusoïde, Chapitre I. Qualité d’énergie électrique • La symétrie du système triphasé, caractérisé par l’égalité des modules des trois tensions et leur déphasage relatif. Une alimentation parfaite n’existe pas, on dit que les quatre caractéristiques sont affectées de « perturbations », de nature physique, incidents liés à l’installation ou bien des incidents liées à l’exploitation. Le tableau I.1 synthétise la définition de la qualité d’énergie et met en évidence les phénomènes perturbateurs qui dégradent cette qualité [2]. QUALITE DE PUISSANCE= Continuité de Tension+Qualité de Tension. QEE Phénomènes perturbateurs Continuité de Tension -Longues interruptions Qualité de tension -Fréquence : Déviations -Amplitude : Déviations Flicker Descente -Forme d’onde : Harmoniques (inter.) -Symétrie : 85 Déséquilibre. Tab. I.1. QEE et phénomènes perturbateurs. Chapitre I. Qualité d’énergie électrique Donc quatre possibilités distinctes de perturbations sont a souligner: 1. Les fluctuations de la fréquence : elles sont rares et ne sont observées que lors de circonstances exceptionnelles, par exemple certains défauts graves du réseau, au niveau de la production ou du transport. 2. Les variations de l’amplitude : il ne s’agit pas des variations lentes de tension qui sont corrigés par les transformateurs de réglage, mais de variations rapides de tension ou de creux de tension se présentant souvent sous forme d’à-coups brusque. Les creux de tension peuvent être soit isolés, soit au moins répétitifs, de forme régulière ou non. 3. La modification de la forme d’onde de la tension :cette onde n’est alors plus sinusoïdale, et peut être considérée comme représentable par une onde fondamentale à 50Hz, associée soit à des harmoniques de fréquences multiples entier de 50Hz, soit de même parfois à des ondes de fréquence quelconque. 4. La dissymétrie du système triphasé, que l’on appelle déséquilibre. On peut, en plus, mentionner un type particulier de perturbations difficile à classer puisqu’il concerne tout à la fois l’amplitude et la forme d’onde : ce sont les variations transitoires d’amplitude dont la durée est inférieur à 10 ms [1]. Afin de bien analyser les perturbations des réseaux électriques, afin de trouver les meilleures méthodes d’amélioration, nous allons s’intéresser a deux types de perturbations, à savoir les perturbations de courant et celles de tension. • Les courants perturbateurs comme les courants harmoniques, les courants déséquilibrés et la puissance réactive sont majoritairement 86 émis par des charges non linéaires, à base d’électronique de puissance, et/ou déséquilibrés. La puissance réactive peut être aussi consommée par des charges linéaires inductives comme les moteurs asynchrones qui sont largement présents dans les sites industriels. • Les perturbations de tension comme les creux, les déséquilibres et les harmoniques de tension trouvent généralement leurs origines dans le réseau électrique lui-même parfois également dans les charges. Chapitre I. Qualité d’énergie électrique II.2. Variations de Fréquence Les variations de fréquence sont généralement très faibles (moins de 1%) et ne causent pas en général des préjudices aux équipements électriques et électroniques [1]. Mais peuvent être gênantes sur dans les petits réseaux isolé ou certain processus nécessitent un réglage très précis et peuvent subir des dysfonctionnement en cas d’alimentation par un groupe de secours avec des fréquences non stable. La norme EN50160 exige que la fréquence ne doit pas dépasser (50+1 HZ), a la rigueur et en tenant compte parfois des conditions extérieurs la valeur de la fréquence peut être tolérée jusqu’au (50+2 HZ). II.3. Variation Lente de Tension La valeur efficace de la tension varie continuellement, en raison de modifications des charges alimentées par le réseau. Les appareils usuels peuvent supporter sans inconvénients des variations lentes de tension dans une plage d’au moins de ±10% de la tension nominale. II.4. Variation rapides de Tension Des fluctuations de tension, répétitives ou aléatoires, sont provoquées par des variations rapides de puissance absorbée ou produite par des installations telles que les soudeuses, four a arc, éoliennes…etc. 87 Fig.I.1. Fluctuations de Tension [2] Chapitre I. Qualité d’énergie électrique II.5. Creux de tension Un creux de tension est une diminution brusque de la tension de fourniture U f. Cette diminution, située entre 90% et 10% de la tension nominale Un, est suivie du rétablissement de la tension après un cours laps de temps. Un creux de tension peut durer de 10 ms à 3 min [1]. La plupart des appareils électriques admettent une coupure totale d’alimentation d’une durée inférieure à 10 ms. Fig. I.2. Creux de Tension [2] Origines : Il y a deux types de phénomène à l’origine des creux de tension : 88 • Ceux provenant du fonctionnement d’appareils à charge fluctuante ou de la mise en service d’appareils appelant un courant élevé au de démarrage (moteurs, transformateurs……….etc.). • Ceux liés aux phénomènes aléatoires, comme la foudre ou tous les courtscircuits accidentels sur les réseaux de distribution, ou les réseaux internes des clients (défaut d’isolation, blessure de câble, projection de branches sur les lignes aériennes). Les creux de tension sont caractérisés par leur profondeur et par leur durée. Ils sont monophasés, biphasés ou triphasés suivant le nombre de phases concernées. Chapitre I. Qualité d’énergie électrique Conséquences : Les creux de tension sont susceptibles de perturber le fonctionnement de certaines installations industrielles et tertiaires. En effet, ce type de perturbation peut causer des dégradations de fonctionnement des équipements électriques qui peuvent aller jusqu’à la destruction totale de ces équipements. II. 6. Les Surtensions Les surtensions les plus fortes, mais heureusement peu fréquente sont du généralement au conditions atmosphérique (Foudre). Leur amplitude peut atteindre plusieurs KV dans les réseaux aériens BT. Et elles peuvent se propager même dans les réseaux BT souterrains. Les surtensions transitoires se produisent aussi dans les installations des utilisateurs (clients) lors du déclenchement d’appareils BT. Leur contenu énergétique est moindre que pour les surtensions de foudre, mais leur amplitude peut dépasser 1 KV en BT [1], ce qui présente un danger pour les circuits électroniques. 89 Fig. I.3. Surtension transitoire [2] Conséquences : Les surtensions transitoires peuvent provoquer des dégâts importants, dysfonctionnement des appareils sensible, cette sensibilité a augmenté avec le développement de l’électronique de contrôle, commande et de puissance. La norme EN50160 fixe les niveaux de surtensions selon le schéma de liaison à la terre de l’installation : Chapitre I. Qualité d’énergie électrique • réseaux à neutre à la terre (raccordé directement ou avec une impédance) : la surtension ne devra pas dépasser 1,7 Un ; • réseaux à neutre isolé ou résonant : la surtension ne devra pas dépasser 2 Un. II.7. Harmoniques Origines : Dans de nombreux cas le courant consommé par la charge n’a plus une forme de sinusoïde pure, notamment ces dernières années avec la présence des équipements électriques utilisant des convertisseurs statiques a entraîné une augmentation sensible du niveau de pollution harmonique dans les réseaux. Ces équipements électriques sont considérés comme des charges non linéaires émettant des courants harmoniques de différentes fréquences. Le passage de ces courants harmoniques dans les impédances du réseau électrique peut entraîner des tensions harmoniques au point de raccordement et alors polluer les consommateurs alimentés par le même réseau électrique. 90 Exemple de système polluant Tension e(t) 1 i(t) e(t) 2 S(t) Le courant appelé est non sinusoïdal, son contenu harmonique sera présent sur toute la ligne de distribution aval. t déclenchement des thyristors i(t) Fig. I.4. Effet des Charge non linéaire [5] Conséquences : De nombreux effets des harmoniques sur les installations et les équipements électriques peuvent être cités. Chapitre I. Qualité d’énergie électrique Fig. I.5. Distorsion provoquée par les harmoniques [3] Les effets les plus importants sont l’échauffement, la diminution du facteur de puissance, usure prématuré des équipements l’interférence avec les réseaux de télécommunications et fonctionnement intempestif des équipements • L’échauffement : les pertes totales par effet joule sont la somme de celles du fondamental et des harmoniques. 91 • l’interférence avec les réseaux de télécommunications : le couplage électromagnétique entre les réseaux électrique et de télécommunication peut induire dans ces derniers des bruits importants. Dans le cas de résonances, une partie des réseaux de télécommunications peut être rendue inutilisable. • Les défauts de fonctionnement de certains équipements électriques : En présence des harmoniques, la tension (ou le courant) peut changer plusieurs fois de signe dans une demi période ; par conséquent, tout appareil dont le fonctionnement est basé sur le passage par zéro des grandeurs électriques (appareils utilisant la tension comme référence) peut être perturbé. • Le risque de résonance : Les fréquences de résonance des circuits formés par des inductances des transformateurs et des câbles sont normalement élevées. Ce n’est pas le cas lorsque des batteries de capacité sont raccordées au réseau pour relever le facteur de puissance ; les fréquences de résonance peuvent devenir assez faibles, et coïncider ainsi avec celles des harmoniques engendrés par les convertisseurs statiques. Dans ce cas, il y aura des phénomènes d’amplification d’harmoniques. Différentes grandeurs sont définies pour chiffrer ces perturbations. Parmi celles-ci les plus utilisées sont : Chapitre I. Qualité d’énergie électrique 1. Le taux d’harmonique de rang h : S = h Où : C C (I.1) h 1 C h représente la composante harmonique de rang h, C 1 représente la composante fondamentale. 2. Le taux global de distorsion harmonique : THD = 3. Le facteur de puissance : 92 ∞ 2 ∑ C C 2 h 2 1 (I.2) Normalement, pour un signal sinusoïdale le facteur de puissance est donné par le rapport entre la puissance active P et la puissance apparente S. les générateurs, les lignes de transport et les appareils de contrôle et de mesure sont dimensionnés pour la tension et le courant nominaux. Une faible valeur du facteur de puissance se traduit par une mauvaise utilisation des ces équipements. Dans le cas où il y a des harmoniques, une puissance supplémentaire appelée la puissance déformante (D), donnée par la relation, apparaît comme le montre le diagramme de Fresnel D = 3.V 50 h =2 ∑ 1 I 2 (I.3) h Le facteur de puissance (F. P) devient : F.P = P = cos ϕ . cos γ P +Q +D 2 2 1 2 On voit bien que les harmoniques affectent aussi le facteur de puissance Chapitre I. Qualité d’énergie électrique S’ D γ Q S P Φ1 Fig. I.6. Diagramme de Fresnel des puissances 93 (I.4) Il est usage de dire que, dans les installations industrielles, les tensions harmoniques dont le THD est inférieur à 5% ne produisent pas d’effet notable. Entre 5% et 7% on commence à observer des effets, et pour plus de 10% les effets sont quasi certains [1]. La norme EN50160 fixe les niveaux de tensions harmoniques jusqu’au 25ème rang et indique que le taux global de distorsion harmonique ne doit pas dépasser 8 %. Concernant la puissance réactive, le fournisseur autorise ses clients à en consommer, sans être facturé, jusqu’à 40% de la puissance active absorbée [4]. Cela se traduit, pour des charges linéaires, par un facteur de puissance cosφ ≥0.928 ou par un angle de phase φ≤21.8° [5]. I.8. Déséquilibre du courant et de la tension Origine du déséquilibre : Un récepteur triphasé électrique qui n’est pas équilibré et que l’on alimente par un réseau triphasé équilibré conduit à des déséquilibres de tension dus à la circulation de courant non équilibrés dans les impédances du réseau. Ceci est fréquent pour les récepteurs monophasés basse tension. Mais cela peut également être engendré, à des tensions plus élevées, par des machines à souder, des fours à arc ou par la traction ferroviaire. Chapitre I. Qualité d’énergie électrique Fig. I.7. Déséquilibre de Tension [6] 94 Conséquences du déséquilibre : Il est plus intéressant d’abord le problème du déséquilibre par type d’équipement. Le déséquilibre d’une installation triphasé peut entraîner un dysfonctionnement des appareils basses tensions connectés : • Mauvais fonctionnement d’un appareil monophasé alimenté par une tension très faible (Lampe à incandescence qui fournit un mauvais éclairage). • Destruction d’un appareil monophasé alimenté par une tension trop élevée, il peut être détruit (claquage d’un filament de lampe par surtension). Concernant les dispositifs triphasés d’électronique de puissance, principalement les ponts redresseurs, le fonctionnement en présence de déséquilibre entraîne l’apparition de composantes harmoniques non caractéristiques, notamment des harmoniques de rang multiples de 3. L’apparition de ces courants harmoniques peut poser des problèmes, comme la génération d’une anti-résonance lors du filtrage de l’harmonique de rang 5 [1]. Outre les effets classiques des harmoniques, ces fréquences non caractéristiques peuvent conduire, dans certains cas, au blocage de la commande. La conséquence des composants inverses sur les machines tournantes est la création d’un champ tournant en sens inverse du sens de rotation normal, d’où un couple de freinage parasite et des pertes supplémentaires qui provoquent l’échauffement de la machine. Concernant les effets d’un déséquilibre homopolaire, il faut signaler le risque d’échauffement du conducteur neutre dans un réseau BT qui, lorsque le conducteur est d’un diamètre trop faible, peut provoquer une rupture du conducteur ou un incendie. Chapitre I. Qualité d’énergie électrique La norme EN50160 fixe le taux de déséquilibre inverse admissible à 2 % sur les valeurs efficaces calculées sur10 minutes pour 95 % du temps d’une semaine. 95 II. SOLUTIONS D’ AMELIORATION QEE DANS LES RESEAUX ELECTRIQUES Afin de compenser les perturbations, séparées en deux types : courant et tension, deux solution d’amélioration, traditionnelle et moderne, vont être étudiées. II.1. Solutions traditionnelles Suivant les types des perturbation, courant et tension, deux solutions traditionnelles de sont analysées. II.1.1. Déséquilibre (élimination des courants perturbateurs) Afin de dépolluer les réseaux électrique de ce type de perturbation, plusieurs solutions existent. II.1.1.1. Rééquilibrage des courants du réseau électrique Puisque les courants déséquilibrés dans un réseau électrique basse tension résultent généralement des charges monophasées et biphasées mal réparties, la première solution est la répartition égale des charges sur les trois phases. Une autre solution est l’installation d’un compensateur passif composé d’inductance et de condensateur. La figure (I.8) montre ce compensateur appelé montage de Steinmetz. Ce montage permet de présenter à 50 Hz une impédance équilibrée [1]. Cependant, le montage de Steinmetz provoque un fort déséquilibre pour des fréquences différentes de50 Hz, Avec des résonances qu’il faut éviter d’exciter à proximité d’un générateur d’harmoniques. Chapitre I. Qualité d’énergie électrique 96 X = Lω = 3R R Réseau Triphasé Charge résistive X= 1 = 3R Cω Fig. I.8. Montage de Steinmetz pour le rééquilibrage. II.1.1.2. Harmonique (Compensation des courants harmoniques) Plusieurs solutions existent pour limiter la propagation et l’effet des harmoniques dans les réseaux électriques : • L’augmentation de la puissance de court-circuit du réseau et l’utilisation de convertisseurs peu polluants qui ont pour effet de diminuer la distorsion harmonique. • L’utilisation de dispositifs de filtrage pour réduire la propagation des harmoniques produits par la charge non linéaire. Le filtrage consiste à placer en parallèle sur le réseau d’alimentation une impédance de valeur très faible autour de la fréquence fondamentale du réseau. Parmi les dispositifs de filtrage les plus répandus, on distingue : Le filtre passif résonnant et le filtre passif amorti ou passe-haut. Chapitre I. Qualité d’énergie électrique 97 Fig. I.9. Filtre passif résonnant Fig. I.10. Filtre passif amorti • Le filtre résonnant est un filtre très sélectif. Il peut se connecter en parallèle avec d’autres filtres résonnants. • Le filtre passe-haut compense les harmoniques supérieurs ou égaux à sa fréquence propre. Il peut se connecter en parallèle avec d’autres filtres résonnants. Ces dispositifs sont utilisés pour empêcher les courants harmoniques de se propager dans les réseaux électriques. Ils peuvent aussi être pour compenser la puissance réactive. Malgré leur large utilisation dans l’industrie, ces dispositifs peuvent présenter beaucoup d’inconvénients : • Manque de souplesse à s’adapter aux variations du réseau et de la charge. • Equipements volumineux. • Problèmes de résonance avec l’impédance du réseau. II.1.1.3. Creux de tension (élimination des tensions perturbatrices) Les tensions perturbatrices dans un réseau électrique basse tension sont principalement les Creux de tension, les tensions harmoniques et les tensions déséquilibrés. Ces deux dernières sont généralement causées par les circulations des courants harmoniques et/ou déséquilibrés 98 Chapitre I. Qualité d’énergie électrique Pour dépolluer les réseaux électriques de ces deux types de perturbation, on peut limiter la circulation des courants perturbateurs en utilisant les solutions traditionnelles présentées précédemment dans le cas des perturbations de courant. Quant au creux de tension, la solution la plus fréquente dans les milieux sensibles (hôpitaux, sites industrielles……etc.) est d’utiliser des groupes électrogènes qui se substituent au réseau électrique. Mais la limitation de la puissance de ces groupes ainsi que la qualité médiocre de l’énergie électrique fournie restent un problème. II.1.1.4. FLICKER (Compensation d’énergie réactive) La puissance réactive est majoritairement consommée par les moteurs asynchrones et plus récemment par des dispositifs à base d’électronique de puissance. Différentes méthodes de compensation sont utilisées pour relever le facteur de puissance. La plus simple consiste à placer des batteries de condensateur en parallèle avec le réseau et des compensateurs synchrones produisant de l’énergie, réactive. II.2. Solutions modernes Les solutions de dépollution traditionnelle ne répondent plus à l’évolution des réseaux électriques et des charges à protéger, comme nous venons de le décrire précédemment, d’autres solutions modernes ont été proposées. II.2.1. Harmoniques (Dépollution des courants perturbateurs) La première solution de dépollution consiste à fabriquer la charge la moins polluante possible, comme le pont redresseur dodécaphasé, de manière à réduire le taux d’émission d’harmonique. Les appareils à prélèvement sinusoïdal sont aussi proposés pour la compensation des harmoniques et de la puissance réactive. Cependant, ces solutions entraînent un coût supplémentaire et demandent plus que le savoir-faire 99 habituel pour les mettre en œuvre. De plus, ces solutions ne résolvent pas les problèmes causés par les charges polluantes qui existent sur le marché. Chapitre I. Qualité d’énergie électrique Afin d’accompagner l’évolution des contraintes du fournisseur et du consommateurs sans imposer un changement aux installations, une famille de filtres actifs parallèles a été proposée comme une solution de dépollution des perturbations en courants. II.2.2. Creux de Tension (Dépollution des tensions perturbatrices) D’autres solutions modernes pour la compensation des creux de tension se base sur l’utilisation de dispositifs de compensation à réserve d’énergie comme les ASI (Alimentation sans Interruption). Ces dispositifs sont intercalés en série entre le réseau polluant et l’installation à désensibiliser pour assurer une fourniture de l’énergie électrique même pendant les creux de tension ou les coupures brèves. Le problème est la limitation en puissance de ces dispositifs et leur autonomie qui n’est pas toujours adaptée à la durée des creux de tension ou aux coupures brèves. II.2.3. FLICKER (Compensation d’énergie réactive) Afin d'augmenter la performance dynamique et réaliser une compensation variable en fonction de la consommation d'énergie réactive de la charge, il est nécessaire d'utiliser des convertisseurs statiques de puissance réactive avancée [ ], utilisés plus particulièrement pour injecter de la puissance réactive en un point du réseau, de façon à augmenter la puissance maximale transmissible et la stabilité du réseau. Les convertisseurs statiques de puissance réactive, tel que les éléments FACTS (STAT COM, UPFC,..) utiliser aujourd’hui des onduleurs triphasés pour régler la puissance réactive absorbée ou transmise au réseau, d’autre applications plus récente en développement, sont la compensation Série , le variateur de charge UPFC utilisé surtout dans les réseaux de transmission afin d’augmenter la stabilité du réseau de transmission [ ]. Ce dernier fera l’étude de notre mémoire. 100 Chapitre I. Qualité d’énergie électrique III. Vue d’ensemble sur les principaux phénomènes perturbateurs, avec quelque solution [2] Type de perturbation Origine Conséquences Solutions Possibles Coupure longue Court-circuit, surcharge, déclenchement intempestif, (maintenance) Arrêts d'équipements, pertes de production, dégâts Alimentation de secours (réseau), alimentation sans interruption (ASI) Court-circuit, (enclenchement de gros moteur) Arrêts d'équipements, pertes de production, dégâts Creux de tension et coupure brève Fluctuation rapide (Flicker) Harmonique Installations fluctuantes (four à arc, soudeuse, moteur à démarrage fréquent, éolienne…) Papillotement de l'éclairage Conditionneur de réseau, conception de l'équipement sensible, alimentation sans interruption Compensateur synchrone, compensateur statique de puissance réactive, conditionneur actif, condensateur série Installations non linéaires (électronique de puissance, arcs électriques…) Effets thermiques (moteurs, condensateurs, conducteurs de neutre…), diélectriques (vieillissement d'isolant) ou quasi instantanés (automatismes) Filtrage actif ou passif, self anti-harmonique, déclassement d'appareil Installations non linéaires et fluctuantes (four à arc, soudeuse, éolienne), changeurs de fréquence, télécommande centralisée Papillotement de l'éclairage fluorescent, dysfonctionnement d'automatismes, dégâts mécaniques sur machines tournantes Filtrage actif ou passif, amortissement de filtres antiharmoniques, conception de l'équipement sensible Déséquilibre Installations déséquilibrées (traction ferroviaire…) Echauffement de machines tournantes, vibrations, dysfonctionnement de protections Dispositif d'équilibrage, conditionneur de réseau Surtension Court-circuit, commutations, Déclenchements, danger pour Séparation galvanique, Inter harmonique 101 foudre les personnes et pour les matériels enclenchement synchronisé, résistance de pré insertion Tab. I.2. Principaux phénomènes perturbateurs. Chapitre I. Qualité d’énergie électrique III. Conclusion Dans ce chapitre nous avons présenté les perturbations affectant la qualité de l’énergie électrique (Q.E.E) dans un réseau électrique, cette dernière est caractérisée par les indices suivants : • La fréquence. • L’amplitude des trois tensions. • La forme d’onde. • La symétrie. Parmi les facteurs qui provoque des perturbations majeurs et déprécié la Q.E.E sont : • Variations de la fréquence. • Variations lentes&rapides de la tension. • Harmoniques (inter harmonique). • Dissymétrie du système triphasé (déséquilibre). Nous avons présenté plusieurs solutions d’amélioration traditionnels et modernes tels que : • Rééquilibrage des courants du réseau. • Filtrages des harmoniques. • Compensation d’énergie réactive. L’amélioration du facteur de puissance constitue sans doute un paramètre très important dans l’amélioration de la qualité de l’énergie du point de vue technique et économique. 102 CHAPITRE II. Analyse des méthodes de l’amélioration du facteur de puissance Introduction L’histoire des réseaux de distributions d’énergie électrique est née en 1882 avec la mise en place à NEW-YORK, par Edison, d’une centrale de génération électrique à courant continu d’environ 33KW. Il semble que la première station de distribution d’énergie électrique en Angleterre fut construire à Londres à peu près en même temps et qu’elle fonctionnait aussi en courant continu sous une tension de 100volts et une capacité de 60KW [7]. Ce mode de génération d’énergie électrique (à courant continu) ne permet pas de transmettre cette énergie très loin car on ne peut la générer et l’utiliser qu’à des tensions basses pour des raisons de sécurité et d’isolation. Il fallait donc construire des stations de génération prés des centres de consommation et chacun y allait de ses propres projets de mini réseaux [7]. L’invention du transformateur en 1885 par Deri et autres, et la construction par Stanley d’un transformateur utilisable pour la distribution d’énergie démontrèrent en 1884-1886 que le futur passait par l courant alternatif. Mieux encore, le brevet anglais numéro 6481 émis à Nicolas Tesla en 1888 [7] amorça la distribution et l’usage de l’énergie électrique en systèmes polyphasés. La contre verse entre Edison qui proposait le courant continu et Westinghouse qui avait acquis les droits sur les transformateurs et proposait le courant alternatif, fait la manchette des grands quotidiens de l’époque et se régla par la suprématie du c.a. en 1890 une première ligne de transmission courant alternatif (22Km) à 330 volts était mise en opération en Orégon. (USA)[7]. Au début de 1894, il existait a Etats-Unis un poste de génération biphasé et quatre postes de générations triphasés ; un départ modeste mais très prometteur. 103 Actuellement, le réseau électrique réel est constitué de diverses centrales de productions. Les tensions produites par les alternateurs sont élevées en HT (haute tension) puis en THT (très haute tension) pour être transportées sur de longues distances. Après cela, on rabaisse la tension dans la gamme des MT (moyennes tensions) de façon à alimenter directement des agglomérations ou des industries. Dans chaque quartier, on trouve des postes de transformation abaisseurs qui délivrent la tension domestique BT (basse tension : 230V) à un certain nombre de pôles de consommation. CHAPITRE II. Analyse des méthodes de l’amélioration du facteur de puissance Il est à noter que les trois phases des lignes de distribution MT et BT est réparties sur l'ensemble des utilisateurs de façon à équilibrer au maximum le réseau. En effet, il est impératif d'imposer l'équilibre des courants pour éviter le déséquilibre des tensions inévitable lié à l'absence du neutre sur les lignes HT et THT. La figure II.1 représente le schéma synoptique d'un réseau complet sur le schéma suivant : 104 Fig. (II.1). Synoptique d’un réseau complet [7] En analysons ce schéma plusieurs particularités sont à noter : • Le réseau électrique doit accéder au plus près des lieux de consommation et doit former un ensemble maillé de telle manière qu'il y ait toujours plusieurs chemins possibles pour relier deux points. • L'énergie électrique ne se stocke pas, il est donc impératif de fournir en permanence l'énergie consommée par l'ensemble des utilisateurs. CHAPITRE II. Analyse des méthodes de l’amélioration du facteur de puissance Donc pour s’adapter à l’augmentation de l'appel en puissance, des chutes de tension dues à l'impédance des lignes vont apparaître et par conséquent la tension du réseau varie en amplitude. Ce problème majeur oblige l’exploitant de maintenir, en permanence, l’équilibre entre l’offre et la demande potentielle, étant entendu que l’équilibre instantané entre la production et consommation est une condition nécessiteuse de fonctionnement du système production – transport - consommation (que nous appellerons aussi système électrique, plutôt que réseau). Les réseaux de transport et d’interconnexion (THT) contribuent donc de façon déterminante au maintien de l’équilibre entre la demande et l’offre, ainsi qu’à la sécurité d’alimentation et à l’économie de l’exploitation. Dans la pratique, on cherche à exploiter un réseau triphasé de transport : • En maintenant les chute de tension en tout point de ce réseau entre certaines limites techniques. La tension en un sommet quelconque d’un réseau se déduit de la tension en un point où elle est fixée par un alternateur au moyen de l’expression (approximative) de la chute relative de tension ; ∆U RP + XQ = U U (II.1) 2 • En minimisant les pertes actives dues au transit des puissances active et réactive ; ces pertes peuvent s’exprimer sous la forme : 105 3RI = R 2 P +Q U 2 2 (II.2) 2 Où P est fixée à un instant donné. Les expressions (II.1) et (II.2) montrent qu’il est souhaitable d’avoir un plan de tension U (c’est-à-dire une tension en chaque point du réseau) aussi élevé que possible et de réduire les transits de puissance réactive Q. CHAPITRE II. Analyse des méthodes de l’amélioration du facteur de puissance Pour ce faire il faut : • Augmenter l’excitation des alternateurs. • Compenser localement la consommation réactive des charges et les pertes réactives des réseaux Pour réduire les transits de puissance réactive. Ce dernier point fera l’objet de notre chapitre. II.1. Notions de Puissance électrique en alternatif sinusoïdal En alternatif sinusoïdal, les différentes puissances s'expriment facilement en fonction de V, I et du déphasage ϕ entre courant et tension. En partant toujours de l’hypothèse d’une tension et d’un courant déphasés d'un angle φ: v(t) = Vmax.cos(ωt) i(t) = Imax.cos(ωt – φ) v(θ) i(θ) 0 2π ϕ >0 Fig. II.2. Tension&Courant en alternatif sinusoïdal. Puissance apparente 106 θ=ωt (II.3) S = Veff.Ieff = V.I Puissance active 2π P = 1 ∫v(t).i(t).dt = 1 ∫Vmax.cosθ.I max cos(θ −ϕ) T (T) 2π 0 2π Vmax.I max.cosϕ =Vmax.I max ∫ 1 (cos(2θ −ϕ)+cos(ϕ))= 2π 0 2 2 On utilisons uniquement les tensions et courants efficaces I=Imax/√2 et V=Vmax/√2. La puissance active s'écrit alors :P = V.I.cosϕ (II.4) CHAPITRE II. Analyse des méthodes de l’amélioration du facteur de puissance Puissance réactive Q = V.I.sinϕ (II.5) La puissance réactive électrique Q peut être positif ou négative, elle dépend du signe de l'angle de déphasage (φ). Par convention, si une charge est inductive, elle absorbe de la puissance réactive ; si elle est capacitive, elle fournit de la puissance réactive [8]. En réalité, la puissance réactive sert à l’alimentation des circuits magnétiques des machines électriques (transformateurs et moteurs) et de certains appareils tels que les lampes fluorescentes. mais par contre, la transporter en même temps que la puissance active conduit à surdimensionné les lignes de transport et de distribution et donc à en augmenter le coût ou les faire fonctionner à leurs limites, ce qui peut conduire à des instabilités néfastes pour la qualité de service[5]. Facteur de puissance En alternatif sinusoïdal (uniquement), le facteur de puissance est : k = cosϕ=P/S (II.6) II. 2. Inconvénient d’un faible facteur de puissance 107 La présence d'un facteur de puissance <1 dans une installation a une conséquence très négative : Le courant fourni pour produire cette puissance est surélevé par rapport au cas où le facteur de puissance est égal à 1[5]. L'exemple simple ci-dessous le confirme : V I cosϕ = 1 Puissance P V Icosϕ=1 = P/V 2Icosϕ=1 ! I cosϕ = 0.5 Puissance P Icosϕ=0.5 = P/V/0.5 = Fig.II.3. Impact du Facteur de Puissance [5] CHAPITRE II. Analyse des méthodes de l’amélioration du facteur de puissance En revanche, la tarification de l'énergie comptabilise uniquement la puissance active consommée. De ce fait, les deux utilisateurs ci-dessus payent la même facture, alors que le récepteur dont le cosϕ=0.5 consomme deux fois plus de courant efficace [5]. En revanche, les sociétés de production d'énergie électrique surtaxent les utilisateurs dont le cosϕ est <0.8, de manière à pénaliser le surdimensionnement du réseau qu'implique la nécessité d'un courant trop grand. Quand une installation, ou un réseau électrique présente un cosϕ<0.8, il est nécessaire de modifier l'installation de manière à élever ce facteur [5]. Etant donné que la grande majorité des installations sont plutôt inductives, c'est-à-dire que le cosϕ<1 est dû à la présence d'inductances dans les circuits. Donc on constate que le facteur de puissance peut influencer sur le producteur, distributeur et l’utilisateur et cela comme suit : a. Pour le producteur Le dimensionnement d’un alternateur ou d’un transformateur dépend de sa puissance apparente. Donc à égalité de puissance active l’alternateur, le transformateur, sont d’autant plus gros et plus coûteux que le facteur de puissance est plus petit [8]. De plus le rendement des machines est alors faible et la régulation des tensions est plus difficile. 108 b. Pour le distributeur Une installation déjà existante (prévue pour une certaine puissance apparente) peut fournir d’autant moins d’énergie active que le facteur de puissance est plus faible. Elle est mal utilisée. Le capital investi est d’un moindre rapport [8]. On conçoit dés lors que le producteur et distributeur ne tolèrent pas que l’utilisateur ait une installation ayant un facteur de puissance trop faible. c. Pour l’utilisateur L’utilisation lui-même est directement intéressée par le facteur de puissance de son installation, il influe sur la chute de tension du transformateur placé à l’entrée de celle-ci et sur celles des canalisations. De ce fait les moteurs peuvent être sous voltés. Même s’il supporte les inconvénients dont il est responsable, on conçoit que le producteur et distributeur CHAPITRE II. Analyse des méthodes de l’amélioration du facteur de puissance Ont tout de même de bonne raison de le pénaliser. En cas de facteur de puissance trop faible, l’utilisateur doit payer l’énergie réactive consommée [8]. II.3. Causes du faible facteur de puissance Souvent un faible facteur de puissance pour causes de mauvaises conditions d’utilisations du matériel, ou bien pour des problèmes liées à la construction de ce dernier [8]. En définitive, un faible facteur de puissance à souvent pour causes de mauvaise condition d'utilisation du matériel, ces conditions correspondant par exemple : - Pour les transformateurs à un fonctionnement à vide ou faible charge. - Pour les moteurs Asynchrones, à des marches à vide ou à faible charge fréquente, auxquelles il convient d'ajouter parfois un niveau de tension d'alimentation trop élevé [8]. - Pour l'éclairage fluorescent a une mauvaise conception. 109 De tout ce qui précède il en résulte qu'où est souvent contraint d'améliorer le facteur de puissance. II.4. Moyens d’amélioration du facteur de puissance II.4.1. Théorie de compensation d’énergie réactive Considérons l'impédance Z = r.ejϕ = R+jX, I représentant une charge inductive (X >0), ci V contre. Z cosϕ <1 La puissance réactive correspondante est Q = X.I² I L'ajout d'un condensateur C en tête du circuit ne C V modifie pas la charge et ne rajoute aucune Z cosϕ'=1 puissance active. En revanche, C consomme de la puissance réactive et va donc donner un nouveau facteur de puissance : cosϕ' On sait que QC = -CωV². Le théorème de Boucherot apporte : Qtot = Q + Fig.II.4. Principe de compensation [5]. QC CHAPITRE II. Analyse des méthodes de l’amélioration du facteur de puissance La compensation de puissance réactive consiste à assurer Qtot = 0 C’est-à-dire à QC = Q et cosϕ'=1 Le Condensateur à choisir a alors la valeur : C = X.I²/ωV² = Q/ωV 110 (II.7) Du coup il est intéressant de connaître la formule générale qui donne la valeur de la capacité en fonction du cosϕ et du cos ϕ'. Si cette compensation était parfaite (Q = 0), on aurait une chute de tension relative de l’ordre de RP/U2 et des pertes de l’ordre de RP 2/U 2. Les pertes croissant peu lorsque Q < P (soit Q2<<P2), il peut être souhaitable, pour améliorer la sûreté de l’exploitation, de surcompenser le réseau, c’est-à-dire de fournir une puissance réactive plus élevée que celle qui est consommée [9], de façon, par exemple, à annuler la chute de tension (Q = – RP /X). Dans ce cas, on peut montrer que les pertes augmentent, c’est-à-dire que le gain sur les pertes dû à l’augmentation de la tension est inférieur à leur accroissement dû à l’augmentation de Q. Le minimum théorique pour les pertes est donc la compensation totale. Par ailleurs, d’un point de vue économique, la compensation cesse d’être intéressante lorsque le coût des moyens de compensation, compte tenu de leur taux d’utilisation, devient supérieur au gain réalisé sur les pertes [5]. Il appartient donc au planificateur de réseau de rechercher le meilleur compromis et de doser et localiser la compensation à installer en prenant en compte son coût et ses avantages [5]. Dans les réseaux chargés, Ce sont alors les alternateurs qui assurent l’équilibre d’ensemble, avec des performances dynamiques qui rendent leur utilisation indispensable pour compléter l’action des condensateurs utilisés en base [8]. CHAPITRE II. Analyse des méthodes de l’amélioration du facteur de puissance II.4.2. Moyens de compensation de puissance réactive Les lignes et les câbles, eux, produisent au contraire en permanence la puissance réactive par leur capacité transversale, mais ils absorbent aussi proportionnellement au carré de la charge Par la réactance longitudinale. On sait qu’au total ces deux phénomènes se compensent lorsque la puissance transitée est égale à la puissance caractéristique [8]. Pratiquement, la puissance transitée est inférieure à la puissance caractéristique dans tous les câbles HT et dans les câbles MT à grosse section. Les câbles sont donc en moyenne des producteurs de la puissance réactive. 111 Au contraire, les lignes aériennes transitent fréquemment une puissance supérieure à leur puissance caractéristique. Elles constituent donc suivant les cas d’une manière générale, Aussi bien un consommateur qu’un producteur, de la puissance réactive. Elle en résulte qu’à pleine charge, on ne doit pas prélever une puissance réactive importante sur les réseaux de transport, alors qu’au contraire, a faible charge, il est nécessaire d’en Prélever une certaine quantité. Dans le premier cas en, effet la puissance réactive appelée par la charge ne peut être fournie par le réseau de transport qui est lui-même consommateur mais seulement par les centrales. Elle circule sur tout le réseau de transport en provoquant des chutes de tensions et des pertes. Dans le deuxième cas, le réseau de transport étant producteur de puissance réactive, si celle-ci n’est pas absorbée par la charge, elle remonte jusqu’au générateurs, créant une élévation de tension, qui peut être excessive, aux points de livraison aux réseaux de distribution. Pour couvrir les besoins en puissance réactive indispensable pour le fonctionnement des récepteurs on à souvent recours à ce qu’on appelle les sources supplémentaires de puissance réactive. Parmi ces ressources on distingue : • Les Compensateurs Statiques • Les Compensateurs synchrones peuvent également fournir de l’énergie réactive • Les convertisseurs Statiques II.4.2.1. Compensateurs synchrones Dans les systèmes énergétiques, les générateurs synchrones sont les principaux producteurs de puissances actives et réactives. Pour la puissance active. Ils sont l’unique source, par contre CHAPITRE II. Analyse des méthodes de l’amélioration du facteur de puissance Pour la puissance réactive la quantité produite par ces sources est limite par les conditions de fonctionnement normales des machines des centrales. La quantité produite n’est pas constante [10]. 112 Les compensateurs synchrones sont très utilisés dans les systèmes électriques pour résoudre des problèmes de compensation de la puissance réactive et de réglage de la tension. II.4.2.1.1. Description du convertisseur synchrone Le moteur synchrone et l'alternateur sont identiques, fonctionnant à partir des mêmes principes, et seulement le sens de l'écoulement d'énergie détermine si le convertisseur est un alternateur ou un moteur. Il faut noter l’énergie circule de la tension qui est en avance de phase vers la tension qui est en retard de phase [9]. Le convertisseur possède un stator alimenté par une source d'énergie triphasée, les trois courants de phase produiront un champ magnétique (ϕ1) tournant à 120 f/p, la bobine secondaire du moteur élémentaire est alimentée avec du courant continu, un champ magnétique unidirectionnel ( ϕ2) sera existant dans l'axe de la bobine. Les électrotechniciens avaient surtout besoin des moteurs synchrones pour corriger le facteur de puissance. Fig.II.5. Stator convertisseur synchrone [9]. Le couple peur être représenté par la formule : T(t) = k ϕ1ϕ2 sin(ωs - ωm)t + δ. (II.8) CHAPITRE II. Analyse des méthodes de l’amélioration du facteur de puissance 113 Il faudra démarrer les moteurs synchrones au moyen d'un autre moteur ou encore de combiner une cage d'écureuil (moteur asynchrone) avec une bobine alimentée avec du courant continu (moteur synchrone). II.4.2.1.2. Modélisation du convertisseur synchrone Le convertisseur peut être modéliser en deux models ; moteur ou alternateur. 3. Le modèle de l'alternateur Si on fait tourner la bobine du rotor de la machine élémentaire et qu'on alimente cette bobine en courant continu, on génère au stator trois tensions déphasées de 120° dans le temps. Si on suppose que le système est équilibré et qu'on tient compte de la phase "a" seulement, la tension générée dans cette phase voit l'impédance propre Zg de cette phase. Le modèle que l'on utilisera contiendra: Fig. II.6. Modèle de l’alternateur [9] Une bobine (rotor) qui doit être alimentée par un courant continu Icc; cette bobine produit le champ unidirectionnel ϕ qui tourne avec le rotor. - une source de tension interne Eg que l'on considère sinusoïdale, donc représentée par un phaseur et dont l'amplitude sera proportionnelle à ϕ seulement si on néglige la saturation de la carcasse de fer. - une impédance Zg que l'on considère constante si on néglige la saturation de la carcasse de fer, donc représentée par un nombre complexe. - une vitesse angulaire ωs que l'on considère constante et qui est produite par le couple moteur de la source d'énergie primaire Tm. 114 CHAPITRE II. Analyse des méthodes de l’amélioration du facteur de puissance - une tension aux bornes externes Vb qui est disponible pour alimenter une charge. - une charge (en pointillé) qui déterminera la valeur de Ig en réalisant la relation Vb = Zc Ig (II.9) Il faut noter que la vitesse de rotation du système demeure constante aussi longtemps que Tm = Tr (II.10) Le couple synchrone n'existe qu'à la vitesse synchrone et L’écoulement d'énergie est de Eg vers Vb. Prenant comme référence Vb et supposant une charge inductive, le diagramme des phaseurs de ce circuit sera: Fig. II.7. Diagramme vectoriel. Ce diagramme est complet et sera simplifié encore par l'élimination de Rg. L’écoulement d'énergie est toujours de la tension qui est en avance de phase vers la tension qui est en retard de phase Eg vers Vb.. 115 CHAPITRE II. Analyse des méthodes de l’amélioration du facteur de puissance 4. Le modèle du moteur synchrone Le modèle du moteur synchrone est identique au modèle de l'alternateur, mais pour bien comprendre les relations d'écoulement d'énergie, on doit le présenter comme suit : Fig. II.8. Modèle du moteur [9] Le modèle que l'on utilisera contiendra: - une bobine (rotor) qui doit être alimentée par un courant continu Icc; cette bobine produit le champ unidirectionnel ϕ qui tourne avec le rotor. - une source de tension interne Em que l'on considère sinusoïdale, donc représentée par un phaseur et dont l'amplitude sera proportionnelle à j seulement si on néglige la saturation de la carcasse de fer. - une impédance Zm que l'on considère constante si on néglige la saturation de la carcasse de fer, donc représentée par un nombre complexe. - une vitesse angulaire ωs que l'on considère constante et qui est produite par le couple du moteur synchrone Tm. - une tension aux bornes externes Vb (source d'énergie électrique) qui est disponible pour alimenter le moteur. - une charge mécanique qui demandera de l'énergie sous un couple résistant Tr. 116 - La caractéristique de ce couple résistant sera à déterminer et quelques fois ce ne sera pas facile. CHAPITRE II. Analyse des méthodes de l’amélioration du facteur de puissance Il faut noter que la vitesse de rotation du système demeure constante aussi longtemps que Tm = Tr, (II.11) Le couple synchrone n'existe qu'à la vitesse synchrone et L’écoulement d'énergie est de Vb vers Em Prenant comme référence Vb et supposant une charge mécanique constante, le diagramme des phaseurs de ce circuit sera pour un facteur de puissance (cos θ ) donné: Fig. II.8. Modèle du moteur [9] Ce diagramme est complet et sera simplifié encore par l'élimination de Rm. L’écoulement d'énergie est toujours de la tension qui est en avance de phase vers la tension qui est en retard de phase. 117 CHAPITRE II. Analyse des méthodes de l’amélioration du facteur de puissance II.4.2.1.3. Mode de fonctionnement en Alternateur dans un réseau Le principe de leur fonctionnement est le même que celui d’un moteur synchrone sans charge (avec un arbre qui tourne à vide). U Réseau Charge • I CS • • jX I E d q • I U • I • I U • E • U=U cs Fig. II.9. Interaction Compensateur Synchrone avec réseau E : f e m du compensateur synchrone. q X U : Réactance longitudinale du d : Tension du compensateur synchrone. CS Le branchement du compensateur synchrone au réseau met en interaction la F e m avec la tension du réseau. Leur différence définit le sens du courant et sa valeur dans la réactance ( X ). d • • • I = I −I E U (II.12) Autrement : I= E −U X q d 118 cs (II.13) CHAPITRE II. Analyse des méthodes de l’amélioration du facteur de puissance Du fait que la tension du réseau est constante, le courant résultant du compensateur synchrone varie avec la variation de la (f.e.m) est obtenue par la variation du courant • d’excitation rotorique ( I ex ). Si le courant d’excitation est tel que : i i i E = U → I = 0. q (II.14) cs En désignant pour ce cas ; • • I ex = I 0,ex (II.15) On peut définir : • • • • • Iex ≠ I0,ex ⇒ E q ≠ U c. s⇒ I≠0. • • • • • Iex < I0,ex ⇒ E q < U c. s⇒ I< 0 • • • (II.16) • (Sous excitation). • Iex > I0,ex ⇒ E q > U c. s⇒ I>0 (Sur excitation). La puissance réactive du compensateur synchrone est définie par : Q = 3U I = cs Le courant I q −U ) U X (II.17) cs cs d • • Cas 1 : (E cs E q < U c. s circule du nœud du réseau vers le compensateur, c’est un régime de consommation du réactif. Dans ce régime la valeur maximale consommée peut être atteinte. si : t = 0 → E = 0 ex q →Q = cs E 2 cs (II.18) d • • Cas 2 : U X q = U c. s Q =0 cs 119 (II.19) CHAPITRE II. Analyse des méthodes de l’amélioration du facteur de puissance • • Cas 3 : E q > U c. s Le courant I circule du compensateur vers le nœud du réseau. Dans ce régime le compensateur injecte la puissance réactive dans le nœud. La puissance réactive produite augmente avec l’augmentation du courant d’excitation mais cette augmentation ne doit pas dépasser la valeur nominale. i i Eq U i I i jI x i Eq i cs jI x i U d i Eq i d I i U cs i U− U i i U− U cs i U cs i cs cs i U− U cs I I Cs Cs (a) Sous excitation (b) Cs (c) Sur excitation Fig. II.10. Modes de fonctionnement du compensateur synchrone [11] D’après les régimes de fonctionnement du compensateur synchrone, il peut être utilisé aux points du réseau de transport ou il peut être encore nécessaire dans quelque cas exceptionnels, pour résoudre des problèmes techniques particuliers tels que celui de la stabilité dynamique du réseau ou celui des variations rapides de tensions provoquées par certaines charges fluctuantes [11]. Il faut noter que ce compensateur présente des avantages et des inconvénients Avantages : Ce moyen de compensation est avantageux puisqu’il : • Excellent rendement (un facteur de puissance voisin de 1). • Peut être placé prés des consommateurs. 120 CHAPITRE II. Analyse des méthodes de l’amélioration du facteur de puissance • Facile à régler comme producteur ou consommateur de puissance réactive. • Effet autorégulateur. Inconvénients : Il a été délaissé de son application comme compensateur malgré leurs mérites pour les inconvénients: • Coût initial élevé. • Machine tournante qui demande des entretiens. • Pertes actives relativement importantes. • la force motrice, n’est pas toujours compatible avec la demande instantanée de puissance réactive. • il peut décrocher dans le cas d'une surcharge brusque ou d'une chute de tension importante du réseau. Ceci nécessite une surveillance particulière avec l'utilisation de dispositifs de sécurité, encombrants. • il a besoin d'un générateur à courant continu pour assurer son excitation. Cet organe supplémentaire augmente le prix du moteur. • il ne peut démarrer qu'à très faible charge en exigeant soit un moteur auxiliaire de lancement, soit le démarrage en asynchrone avec un réducteur de tension au démarrage en asynchrone avec un réducteur de tension au démarrage. II.4.2.2. Batteries de condensateurs Les condensateurs sont connus depuis longtemps (bouteille de leyde en 174 S) ils sont commencés à utiliser sur les réseaux vers les années 1920[13], les premiers appareils étaient réalisé avec des couches de papier placées entre les électrodes en feuilles métallique : étain, Clinquant, Aluminium. L'ensemble était imprégné d'huile minérale. En 1932 [13], un important progrès juste obtenu en remplacent l'huile minérale par un imprégnant chloré cette technique se développe aux ETATS-UNIS et apparut en FRANCE vers 1950[13]. De nombreux perfectionnement conduit au condensateur normalisé de 20 KVAR dont plus de 100.000 unités sont actuellement en service sur le réseau d'électricité de France. Les progrès accomplis dans la production des matières 121 CHAPITRE II. Analyse des méthodes de l’amélioration du facteur de puissance Les progrès accomplis dans la production des matières des matières premières et dans leur mise en oeuvre permettent de mettre au point des unités de 50 / 100KVAR[ 13] au moment ou les progrès dans cette technologie Paraissaient, un nouveau pas important à été franchi avec l'introduction de matières plastique. On réalise actuellement des condensateurs dont les puissances unitaires atteintes plusieurs centaines de KVAR. Ces batteries sont très utilisées dans les réseaux de distribution pour le réglage de la puissance réactive et la tension. En générale une batterie de condensateurs est constituée par un système de condensateurs branchés en combinaison : série- parallèle, selon la disposition des condensateurs sur le réseau électrique, on peut distinguer deux types de compensation : Compensation shunt, série. II.4.2.2.1. Compensation Shunt La chute de tension d’un réseau de distribution avant le branchement de BC s’exprime : ∆U 12 = Pch r + Q ch X U2 (II.20) S = P + jQ ch 1 2 i U S = P + jQ 2 ch jQ i BC 2 1 i BC i I+ I U ch ∆U ∆U i i U 2 ∆U U BC 2a Fig. II.11. Compensation Shunt 122 ad ch CHAPITRE II. Analyse des méthodes de l’amélioration du facteur de puissance Pour obtenir une tension admissible ( U ) aux bornes de la charge en branche la 2, ad (BC). Ce qui donne : ∆U = ad P r + (Q − Q ) U ch ch bc (II.21) 2 , ad La tension U 2 est augmentée d’un écart : ∆ U BC = U 2 , ad − U 2 = ( U 1 − ∆ U ad ) − ( U 1 − ∆ U ) = ∆ U − ∆ U ad = P r + Q X P r + (Q − Q ) X − U U ch ch ch ch 2 = BC 2 , ad P r+Q X P r+Q X Q − + U U U ch ch ch ch 2 2 , ad BC X (II.22) 2 , ad Du fait que : Q X 1 1 ≈ ⇔ ∆U = U U U BC BC 2 2 ,ad 2 ,ad Autrement : Q = U .b = U .ω.c 2 BC 2 ,ad 2 ,ad On obtient : ∆U = ω.c.x.U BC Ou bien en % de 2 ,ad (II.23) UN : ∆U 0 BC = 0 ω.c.X.U U 2 ,ad .100 (II.24) N D’où la valeur de C pour assurer l’écart voulu est : C= ∆U .U ω.X.U .100 0 BC 0 2 ,ad 123 N (II.25) CHAPITRE II. Analyse des méthodes de l’amélioration du facteur de puissance Le diagramme vectorielle suivant présente l’amélioration de cosφ de la ligne (au point 2) J S S Q ch Q BC R ϕ ϕch P 2 Fig. II.12. Diagramme Vectoriel Il y a une amélioration de cosφ de la ligne dans le point 2. Les (BC) shunts statiques, sont montées au voisinage des consommateurs du réactif et fournissent une puissance réactive inférieur (celle qui est demandée). Mais dans des cas particuliers et si seuls la tenue de toutes les tensions dans les limites étroites est importante ; on peut amené à les installer, pour obtenir plus de puissance réactive qu’il N’en est consommé sur place. Les dimensionnements des condensateurs shunts dépend étroitement du niveau de tension. Les avantages et les inconvénients qui porte ce moyen de compensation sont : Avantages : • Simplicité, peut être installé au voisinage des utilisateurs. • Moins de pertes, moins des chutes de tension, augmentation de la capacité de transport. Inconvénient : • Réglage discontinu, coût élevé. • Très cher si l’on veut annuler la chute de tension (sur compensation). • Effet diminuer lorsque la tension baisse. 124 CHAPITRE II. Analyse des méthodes de l’amélioration du facteur de puissance II.4.2.2.2. Compensation Série Avant le branchement de BC • • • • U = U − ∆ U = U − 3I(r + jx ) 2 1 1 • = U − 3Ir − j 3Ix. 1 (II.26) Après branchement : U • 2 , ad • • • 1 c 1 • • 1 c r ad • = U − 3I(r + jx )+ j 3 I X 1 • = U − 3I(r + j( x − x )) = U − ∆ U X Xc (II.27) c 2 I U Fig. II.13. Compensation Série. On a : • • ∆ U = 3I(r + jx ) • • • ∆ U = 3I(r + jx )− j 3 IX ad La tension U c est augmentée d’un écart : 2 • ∆U • BC • = ∆U − ∆ U 1 • ad • • = 3I(r + jx )− ( 3 I( r + jx ) + j 3 I X ) c • ∆U • • BC • = j 3 IX = j 3(I + j I )X = 3I X + j 3I X c a c r ⇒ ∆U = BC QX U 2 2 ,ad 125 r c c a (II.28) c CHAPITRE II. Analyse des méthodes de l’amélioration du facteur de puissance Ou bien : X = C ∆U = BC Ou bien en % de U 1 ωc Q ωcU (II.29) 2 2 ,ad N Q 100 ∆U 0 = 0 ωcU .U 2 BC 2 , ad (II.30) N On peut alors donnée la valeur nécessaire de la capacité pour assurer l’écart voulu. C= 100 Q 0 ω U U ∆U 0 (II.31) 2 BC N 2 ,ad Il faut noter qu’en : • Régime de court circuit le courant à travers (BC) devient très grand et la tension du condensateur risque de dépasser la valeur de charge, c’est pour ça que le système de compensation est équipé de moyens automatiques de protection. • Court circuit le courant à travers (BC) devient très grand et la tension du condensateur risque de dépasser la valeur de charge, c’est pour ça que le système de compensation est équipé de moyens automatiques de protection • court circuit le courant à travers (BC) devient très grand et la tension du condensateur risque de dépasser la valeur de charge, c’est pour ça que le système de compensation est équipé de moyens automatiques de protection. • les compensateurs séries sont peut utilisés sur les réseaux à moyenne et haute tension, par contre sur les réseaux de transport à grande distance sous des tensions supérieurs À 220 KV ; leur utilisation est fréquente avec une puissance unitaire importante. Ils sont utilisés pour le but : • De réduire ou d’annuler les chutes de tensions. • D’améliorer la stabilité du système énergétique dans certains cas. • L’absence d’usure mécanique et un entretien réduit. • De faibles pertes. • Un faible volume et une installation facile 126 CHAPITRE II. Analyse des méthodes de l’amélioration du facteur de puissance Ces condensateurs peuvent avoir des effets négatifs, les plus importantes sont : • Nécessité des systèmes de protection coûteux. • Ne compense qu’une faible partie de la puissance demandée. En générale les batteries de condensateurs sont actuellement le moyen le plus économique et le plus simple de production d’énergie réactive, pour les avantages précédentes. Leur limitation est liée à certains problèmes technique comme : • la puissance réactive fournie n’est réglable simplement • la puissance réactive fournie varie avec la tension d’alimentation • la mise sous tension provoque un violent appel de courant • si la fréquence de résonance avec l’inductance de la source est proche de celle d’un harmonique existant, cet harmonique est amplifié et peut devenir gênant ou dangereux. II.4.2.3. Compensateurs Statiques Grâce au développement de l’électronique de puissance, la compensation d’énergie réactive par des moyens statiques est devenue possible par des compensateurs statiques de puissance réactive (SVC). Ces dispositifs constitués d’éléments électriques (batteries de condensateur, bobine…est) et d’éléments d’électronique pour commutation (thyristors) permettant des variations rapides et continue de puissance réactive pour éliminer les fluctuations de la puissance réactive absorbée par certains appareils provoquent des fluctuations de tension qui peuvent être gênantes pour tous les usagers [12]. Les compensateurs statiques, constitués d’une batterie de condensateurs et d’un absorbeur à réactances avec réglage de courants avec des valves à thyristors, sont capables d’atténuer cette fluctuation, même lorsqu’elles sont rapides comme dans le cas des fours à arc [12].Il existe différente configuration de compensateurs tels que : II.4.2.3.1.Compensateur Statique à Capacité Variable (TS.C) Les compensateurs à capacité variable TSC (Thyristors Switched Capacitors) Sont composés d'unités de condensateurs commutés par thyristors, la figure (II.14) montres un exemple de compensateur statique à capacité variable. 127 CHAPITRE II. Analyse des méthodes de l’amélioration du facteur de puissance T G C Fig. II.14. Compensateur TSC. La batterie de condensateur et fractionné en gradins appropriés qui sont individuellement commutés par des thyristors bidirectionnels. Pour ce type de compensation des règles importantes doivent être respecté. Les compensateurs doivent être pré chargé à la valeur crête du réseau et enclenchés lorsque cette tension devient égale à celle du pré charge [12]. Ce système nécessite pour obtenir une compensation fixe. D’utiliser un nombre important de condensateurs et la mise en œuvre d'une commande complexe. II.4.2.3.2. Compensateur Statique à réactance contrôlé (TS.R) Les compensateurs statiques (TSR) (Thyristor Switched Reador) sont fréquents utilisé pour améliorer la stabilité des réseaux d'énergie électrique. Ils sont le plus souvent composés d'unités de réactances réglées par thyristors absorbant de la puissance réactive. La figure (II.15.) montre une inductance brancher en parallèle avec un condensateur non réglable (fixe). Ce principe est plus avantageux que le premier (TSC) ou la compensation est du type discontinue car la régulation de la puissance réactive ce fait par échelons. Il existe donc toujours une différence entre la puissance réactive fournie (Q c ) et celle consommée (Q v), Cette différence Qv - Qc = Qr Constitue une charge pour le réseau. 128 CHAPITRE II. Analyse des méthodes de l’amélioration du facteur de puissance Charge variable Fig. II.15. Compensateur TSR II.4.2.3.3. Mode de Control et Réglage des Compensateurs Statiques Le but de l’utilisation des thyristors pour la commande des gradins au lieu des anciens contacteurs électromécanique, c’est d’introduire une avance de phase pour en anticiper les fluctuations, ainsi l’augmentation du temps de réponse en boucle fermée [12]. La figure II.16. Présente le principe de la régulation phase par phase, la référence de la régulation est l’opposé de la variation mesurée par rapport à une puissance de consigne [12] Charge &Filtres V C + Consigne Régulateur + Absorbeur i - a Mesures Fig. II.16. Schéma de régulation en boucle fermée. 129 i ch Courant De ligne CHAPITRE II. Analyse des méthodes de l’amélioration du facteur de puissance La puissance réactive est mesurée par la formule : Q = VIsin ϕ (II.32) *Le courant étant en retard par rapport a la tension par un angle (φ) La tension instantanée à la fréquence (f1) est de la forme : V(t) = V cos ωt (II.33) *Avec : ω=2 п f1 Le courant en ligne est en retard d’un angle (φ) par rapport à la tension : i(t) = Isin(ωt − ϕ) (II.34) De (II.33) et (II.34) on obtient : Q (t) = VIcos ωt sin(ωt − ϕ) 1 (II.35) Pour un déphasage de (+п/2 ou – п/2) : Q (t) = VIsin ωt cos(ωt − ϕ) (II.36) 2 De (II.35) et (II.36) on obtient : Q(t) = VIsin [ ωt − (ωt − ϕ)] = VIsin ϕ (II.37) Cette dernière valeur donne la mesure de la puissance réactive en l’absence des harmoniques et d’autres perturbations [12]. Cette puissance réactive calculée nous donne la puissance de référence pour un facteur de puissance désirée (cosφ=0.9). La nouvelle puissance réactive calculée sera comparée par un comparateur, la figure II.17 nous montre le principe de réglage de la puissance réactive ( fournit au réseau [14]. 130 Q K ) qu’on doit CHAPITRE II. Analyse des méthodes de l’amélioration du facteur de puissance Réseau Q Q C Impuls Lα (α) + Q - rref Q Inductances Commande Par thyristors Avec batteries fixes Commande Des thyristors K - Q Q = 0.4P ref + r Q Q K ϕ r V Calculateur P I Fig. II.17. Système de Régulation de la puissance réactive Le signal de sortie représente la puissance réactive qu’on doit fournir au réseau, qui est : Q = Q −Q Lα c (II.38) K A partir de la dernière équation on obtient la valeur de l’angle d’amorçage (α) Les avantages et les inconvénients qui porte ce moyen de compensation sont : Avantages : • Une amélioration de la stabilité statique et dynamique du réseau. • Une régulation de la tension ; avec limitation selon la puissance réactive échangée avec le réseau. • Une atténuation considérable de phénomène du FLICKER, provoqué par des charges fortement perturbatrices. 131 CHAPITRE II. Analyse des méthodes de l’amélioration du facteur de puissance Inconvénient : L’inconvénient majeur de ces compensateurs, c’est les limites (tension et courant) d’utilisation en basse tension, parfois nous somme obligé de compenser en haute tension pour équilibrer un réseau de transport. Les nouvelles recherches en électriques de puissance ont abouti à des thyristors (GTO, IGBT) avec des tensions et courants très élevés. Actuellement la compensation en haute tension s’effectue par des convertisseurs a base des thyristors GTO. II.4.2.4. Convertisseurs Statiques Devant les problèmes de transit de puissance, la compagnie américaine EPRI (Electric Power Research Institue) a lancé, en 1988, un projet d’étude des systèmes FACTS afin de mieux maîtriser le transit de puissance dans les lignes électriques [15]. Le concept FACTS regroupe tous les dispositifs à base d’électronique de puissance qui Permettent de compenser l’énergie réactive et améliorer l’exploitation du réseau électrique. La technologie de ces systèmes (Interrupteur statique) leur assure une vitesse supérieure à celle des systèmes électromécaniques classiques. De plus, elles peuvent contrôler le transit de puissance dans les réseaux et augmenter la capacité efficace de transport tout en maintenant voir en améliorant, la stabilité des réseaux. Les systèmes FACTS peuvent être classés en trois catégories [16] : • Les compensateurs parallèles à base de GTO thyristors. • Les compensateurs séries à base de GTO thyristors. • Les compensateurs hybrides (série - parallèle) à base de GTO thyristors. II.4.2.4.Compensateurs Parallèles Le principe de ce type de compensateur est connu depuis la fin des années 70 mais ce n’est que dans les années 90 que ce type de compensateur a connu un essor important grâce aux développements des interrupteurs GTO de forte puissance [15].Le STATCOM présente plusieurs avantages : • bonne réponse à faible tension : le STATCOM est capable de fournir son courant nominal, même lorsque la tension est presque nulle. 132 CHAPITRE II. Analyse des méthodes de l’amélioration du facteur de puissance • bonne réponse dynamique : Le système répond instantanément. Cependant, le STATCOM de base engendre de nombreux harmoniques. Il faut donc utiliser, Pour résoudre ce problème, des compensateurs multi niveaux à commande MLI ou encore Installer des filtres [17]. La figure II.18 représente le schéma fonctionnel d’un STATCOM, les cellules de commutation sont bidirectionnelles, formées de GTO et de diode parallèle [18]. Le rôle du STATCOM est d’échanger de l’énergie réactive avec le réseau. L’onduleur est couplé au réseau par l’intermédiaire d’un transformateur shunt de couplage. Réseau Iac Transformateur Shunt Vsortie = KVdc ∠α I dc V dc Fig. II.18. Schéma fonctionnel d’un STATCOM. 133 CHAPITRE II. Analyse des méthodes de l’amélioration du facteur de puissance L’échange d’énergie réactive se fait par le contrôle de la tension de sortie de l’onduleur Vsh, Laquelle est en phase avec la tension du réseau V Le fonctionnement peur être décrit de la façon suivante [17] : • Si la tension Vsh est inférieure à V, le courant circulant dans l’inductance est déphasé de (–п/2 ) par rapport à la tension V ce qui donne un courant inductif (Fig. II.19-a). • Si la tension Vsh est supérieur à V, le courant circulant dans l’inductance est déphasé de (+п/2) par rapport à la tension V ce qui donne un courant capacitif (Fig. II.19-b). • Si la tension Vsh est égale à V, le courant circulant dans l’inductance est nul et par conséquent il n’y a pas d’échange d’énergie. Ish Vsh V V Ish a) Courant inductif b) Courant capacitif Fig. II.19. Diagramme vectoriel de STATCOM. Les avantages et les inconvénients qui porte ce moyen de compensation sont : Avantages : • Vsh Pouvoir échanger de l’énergie de nature inductive ou capacitive uniquement a l’aide d’une seul inductance. Contrairement au compensateur statique, de pouvoir fournir un courant constant important même lorsque la tension V diminue [17]. 134 CHAPITRE II. Analyse des méthodes de l’amélioration du facteur de puissance Inconvénient : • Une seule fonction qui est l’échange d’énergie réactive (absorber/fournir) avec le jeu de barre. II.4.2.4.Compensateurs Parallèles Ce type de compensateur série SSSC (Compensateur Synchrone Statique Série) est le plus important dispositif de cette famille. Il est constitué d’un onduleur triphasé couplé en série avec la ligne électrique à l'aide d'un transformateur [17]. La figure II.19 représente le schéma fonctionnel d’un SSSC, Son rôle est d’introduire une tension triphasée, à la fréquence du réseau, en série avec la ligne de transport. Cette tension est en quadrature avec le courant de ligne [18]. I ligne Réseau Iac I dc Transformateur Shunt V dc Energie Stockée Fig. II.19. Schéma fonctionnel d’un SSSC. 135 CHAPITRE II. Analyse des méthodes de l’amélioration du facteur de puissance Par l’injection d’une tension série avec la ligne de transmission, nous pouvons régler la valeur apparente de l’inductance ou de la capacité ainsi introduite dans la ligne ; V = − jKXI B (II.39) Les avantages et les inconvénients qui porte ce moyen de compensation sont : Avantages : • Echange de la puissance active avec le système par l’utilisation du système de stockage d’énergie [17]. • Evite l’apparition des oscillations de résonance avec le réseau. Inconvénient : • Il s’intéresse uniquement a la ligne de transmission, parfois on est obligé de contrôler le bus envoyeur pour plus de stabilité dans le réseau. .4.2.5.Compensateurs Hybride Parallèle série GYUGYI a présenté le concept de l’ UPFC en 1990. L’originalité de ce compensateur est de Pouvoir contrôler les trois paramètres associés au transit de puissance dans une ligne électrique : • la tension, • l’impédance de la ligne, • le déphasage des tensions aux extrémités de la ligne. La description de ce équipement fera l’objet du prochain chapitre, son utilisation dans les réseaux électrique est l‘objet de ce travail. 136 CHAPITRE II. Analyse des méthodes de l’amélioration du facteur de puissance II.5. Conclusion : Le facteur de puissance est l’un des plus importants indices de la qualité d’énergie électriques dans les réseaux électriques. Un mauvais facteur de puissance à des influences pour tous les acteurs : producteur, fournisseur et exploitant de l’énergie. L’amélioration de ce facteur demeure le souci majeur surtout pour le fournisseur (réseau de transport), la compensation d énergie réactive est l’unique solution pour l’améliorer. Pour ce faire plusieurs méthodes sont a distinguées : • Compensateur Synchrone. • Compensation par batteries de condensateurs. • Compensateurs Statiques. • Convertisseurs Statiques. Les deux premières méthodes ont démontrées leurs limites, par leurs modes de contrôles classiques, elles ne répondent pas en temps réel face aux perturbations dont fait l’objet le réseau électrique. La troisième méthodes est l’une des plus performantes, par son mode de control et réponse en temps réel. Mais tous simplement son domaine d’utilisation est limités par le courant et la tension qu’ils supportent les thyristors, ce qui rend la compensation en haute tension pratiquement impossible. La dernière méthodes est la plus récente (FACTS), elle offre la possibilité de compenser en haute tension avec des thyristors GTO qui supportent des courants et tensions très grandes en plus leur avantage de suivre l’évolution de la puissance active et réactive dans deux plans différents. L’ UPFC est un compensateur qui est plus complet que les autre, en pratique elle utilisé pour la gestion de l’énergie dans les réseaux électriques. 137 Chapitre III. Amélioration du facteur de puissance Par U P F C Introduction Les réseaux de transport à courant alternatif existants ne sont pas été conçu pour une commande facile des flux d’énergie, il en résulte des problèmes de réglage du régime dynamique (instabilité) et permanent (surcharge) [19]. Par le passé, les réseaux de transport ont été conçus pour être indépendant, l’échange de puissance active était rare, mais en cas de nécessité les systèmes de transmission ne pouvaient pas être contrôlé assez rapidement en cas de changement dynamique. Ces problèmes ont été résolus (anticipé) habituellement en ayant les marges de la stabilité. Actuellement, le problème d’augmentation de la charge du système ne se pose plus, avec la possibilité d’augmenter en sécurité la charge par plusieurs approches: • Installation des condensateurs en parallèle (shunt) pour supporter les tensions des systèmes a un niveau très satisfaisant. • Installation des condensateurs en série pour réduire la réactance de ligne de transmission par l’augmentation de la capacité de ligne (transfert optimal de la puissance). • Installation des transformateurs déphaseurs (phase Shifting transformer), qui sont appliqués pour contrôler le flux de puissance en introduisant un changement dans la phase entre les deux bus de transmission (envoyeur/récepteur). L’inconvénient majeur de ces techniques, c’est qu’elles utilisent des appareils dont le contrôle est lents de point de vue mécanique, ils sont très utiles dans un état stable du système mais de point de vue dynamique, leurs réponse en temps réel est trop lente [19]. Si ces systèmes de contrôle mécanique ont été faits pour répondre plus vite (en temps réel), l’exploitation des systèmes de transmission serait améliorée considérablement. En autorisant l’utilisation de toute la capacité du système et en maintenant des niveaux adéquats de stabilité. Ce concept a été mené à une nouvelle approche introduite par l’institut de recherche dans l’électronique de puissance (EPRI) dans la fin des années 1980. Appelé FACTS (Flexible Alternative Current Sytem), c’était une réponse à un appel pour plus d’usage effectif des ressources déjà existantes dans les systèmes de transmission [20]. Et on comprend mieux 138 Chapitre III. Amélioration du facteur de puissance Par U P F C L’importance cruciale que revêt la maîtrise des flux d’énergie sur les réseaux, en exploitant les nouvelles possibilités offertes par l’électronique de puissance il est maintenant possible de remédier à ces problèmes [19]. III.1. Flux de puissance dans une ligne de transmission La puissance active et réactive (Flux de Puissance) dans une ligne de transmission dépend de l’amplitude de la tension et l’angle de phase dans les deux extrémités (bus d’envoi et de réception) ainsi que l’impédance de la ligne. Donc par une simple combinaison on peut contrôler la puissance active, aussi bien que la puissance réactive dans une ligne de transmission (Fig. III.1). Bus S Bus R I ligne VS R X PS + jQ S PS + jQ S PR + jQ R VR Figure (III.1). Ligne de transmission. La valeur efficace de la tension/phase au point (S) d’envoi est : V =V δ S S S La valeur efficace de la tension/phase au point (R) de réception est : V =V δ R R R La puissance complexe injectée au point S est obtenu par : S = P + jQ = V I s S S 139 S * line (III.1) Chapitre III. Amélioration du facteur de puissance Par U P F C Ou : I : La valeur conjuguée du courant/phase de la ligne. * line P ,Q S : Respectivement la puissance active et réactive S En utilisons la loi d’ohm le courant da la ligne peut être écrit comme suit : I line = V −V = (V − V )(G + jB) R + jX S R S (III.2) R Ou : R, X : Respectivement la résistance et la réactance de la ligne. G, B : Respectivement la conductance et la Susceptance de la ligne: R X ⎞ ⎛ ,B = − ⎜G = ⎟ R +X X +R ⎠ ⎝ 2 2 2 2 La valeur conjuguée de l’équation (III.1) s’écrit : S = P − jQ * S En utilisant l’équation (III.2) : ( S * S = V −V V * S 2 S S * V V = V − δ V δ =V V S R S S R R S R R (III.3) S )(G + jB) (III.4) ⎛ cos (δ − δ ) − ⎞ ⎟ ⎝ j sin (δ − δ ) ⎠ (− (δ − δ )) = V V ⎜ S R S R S R S (III.5) R L’équation (III.5) est obtenue par l’application de l’identité d’Euler V − δ = V(cos δ − j sin δ ) En séparant la partie réel et imaginaire de l’équation (III.5) l’expression de la puissance active et réactive injectée au bus (S) s’écrit comme suit : P = V G − V V G cos(δ − δ ) − V V B sin (δ − δ ) Q = −V B − V V G sin (δ − δ ) + V V B cos(δ − δ ) 2 S s S R S R S R S R 2 S s S R S 140 R S R S R (III.6) Chapitre III. Amélioration du facteur de puissance Par U P F C La puissance active et réactive au bus de réception (R) : P = −P = −V G + V V G cos(δ − δ ) − V V B sin (δ − δ ) Q = −Q = V B − V V G sin (δ − δ ) − V V B cos(δ − δ ) 2 0 R R S R S R S R S R 2 0 R R S R S R S R S R P , Q : Représente respectivement la puissance active et réactive injectée au bus (R). R R Les pertes en puissance dans la ligne sont obtenus par : P = P −(− P ) = (V + V )G − 2 V V G cos (δ − δ 2 L S R Q = Q −( − Q L S R ) 2 S R S R S R ) = −(V + V )B + 2V V B cos(δ − δ ) 2 2 S R S R S (III.8) R En utilisant l’approximation : X>>R (une transmission typique). G est négligée, La susceptance est remplacé par B=-1/X. L’expression de la puissance active transmise du bus (S) au bus (R) devienne : P = −P = −V V B sin (δ − δ S P = S (δ = δ − δ ) S R R s R S R VV B sin (δ − δ X )= S R S R ) (III.9) VV B sin δ = P (δ ) X S R 0 : est appelé l’angle de puissance. La puissance réactive transmise par la ligne du point (S) au point (R) est : V − V V cos(δ − δ ) X − V + V V cos(δ − δ − Q = V B − V V B cos(δ − δ ) = X − Q = Q (δ) Q = −V B + V V B cos(δ − δ 2 S s S R S R )= 2 S S R S R 2 2 R R R 0 R S R S S R S R ) (III.10) R Il est clair d’après l’équation (III. 8) que la valeur de la puissance active transmise sur la ligne peut être augmenté par : • Augmentation de l’amplitude de la tension. • Réduire la réactance de line (exemple ; compensation de la ligne). • Augmentation de l’angle de puissance (exemple ; changement de la phase). 141 (III.7) Chapitre III. Amélioration du facteur de puissance Par U P F C Le flux de puissance peut être modifié par un changement de signe de l’angle de puissance, par exemple une angle de puissance positive correspond a un flux de puissance du bus d’envoi vers le bus de réception, par contre une angle de puissance négative correspond a un flux de puissance du bus de réception vers le bus d’envoi. Donc les quatre paramètres qui affectent le flux de la puissance active et réactive sont : VS , VR , X , δ . Pour mieux comprendre le flux de puissance, il faut combiner entre l’équation (III. 8) et (III. 9) comme suit : 2 VV ⎞ V (P (δ )) + ⎜⎛ Q(δ ) + ⎞⎟ = ⎜⎛ ⎟ 2 2 S R ⎝ 0 X⎠ 2 R (III.11) ⎝ X ⎠ L’équation représente un cercle centré au point : V ⎞ ⎛ ⎜ 0,− ⎟ X⎠ ⎝ 2 R Et un rayon qui égale : Vs VR X Finalement, la relation entre la puissance active et réactive envoyer a la ligne a partir du point de l’envoi (S) peut exprimer par : 2 V VV ⎞ (P (δ )) + ⎜⎛ Q (δ ) − ⎟⎞ = ⎜⎛ ⎟ 2 2 S ⎝ S S X⎠ S 2 (III.12) R ⎝ X ⎠ La moyenne du flux de la puissance réactive est définie par : Q −Q V −V V −V =− Q = B= 2 2 2X S R 2 2 2 2 S R S R (III.13) SR Il est clair d’après l’équation (III.13) l’amplitudes des deux tensions (envoyée/recevais) et la réactance de la ligne affectent le flux de puissance réactive. 142 Chapitre III. Amélioration du facteur de puissance Par U P F C C’est dans ce concept que vient la naissance des FACTS (Flexible alternative current system); ces équipements permettent le control des ces paramètres en temps réel [19], ainsi la variation de la puissance transmise en tenant compte des conditions du système de transmission. La capacité du contrôle rapide, dans des limites convenablement définies, peut augmenter la stabilité transitoire et dynamique aussi bien qu’éliminer les perturbations dans le système Causées dans la majorité des cas par les défauts de courts-circuits. Par exemple augmenter ou abaisser la valeur de la réactance de la ligne de transmission X, peut être constatée dans les équations (III.10) et (III.11). Le réglage des amplitudes des tensions d’envoi VS et de réception VR peut aussi permettre de contrôler le flux de puissance dans la ligne de transmission [19]. Donc ces éléments permettent de modifier d’une façon ou d’une autre les flux d’énergie (puissance active et réactive), mais il faut noter aussi que ces contrôleurs rapides ont un impact positif en état dynamique transitoire dans un réseau électrique, par augmentation da la stabilité du système. Parmi ces contrôleurs on distingue : • Compensateur statique de puissance réactive SVC (Static Var Compensateur) • Variateur de charge universel UPFC (Universel Power Flow Controller) • Condensateur série fixe et commandé par thyristor TCSC (ThyristorControlled Serie Capacitor). • Transformateur déphaseur PST (Phase-Shifiting Transformer) • Compensateur synchrone statique STATCOM (Synchrone Static Compensator) • Compensateur série synchrone statique SSSC (Synchronous Static Serie Compensator) III.2. Systèmes de Transmission à Courant Flexible (FACTS) La naissance voila plus de dix ans FACTS, pour répondre aux difficultés croissantes dans les réseaux et notamment avec l’augmentation de la demande (beaucoup de jeu générateurs, jeux de barres) [21]. Donc l’exploitation de ces derniers, la maîtrise des flux de puissances peut être considérablement améliorée en termes de performances et 143 Chapitre III. Amélioration du facteur de puissance Par U P F C De souplesse par l’adjonction d’éléments de types FACTS (Flexible Alternative Current Transmission Systems). Ces systèmes électroniques permettent d’améliorer la stabilité du système, de contrôler les transits de puissance et de gérer les échanges de puissance réactive sur une partie d’un réseau maillé [8]. III.2. 1. Constitution des FACTS Durant les trois décennies passées, les développements de dispositifs à semiconducteurs de puissance ont abouti successivement à l’apparition des éléments commandables à fermeture tels que les thyristors, ainsi que les éléments commandables à la fermeture et à l’ouverture tels que GTO et L’ IGBT l’un après l’autre, ces déférentes technologies ont atteint des niveaux de puissances limites, en relation avec les applications respectives [22]. L’histoire des GTO’ s a commencé en 1970s [18] par l’augmentation considérable du courant se qui a rendre la possibilité de les utilisées en haute tension, tels que compensateurs statique de puissance réactive (SVC), TCSCs, TCCAPRs Les recherches ont aboutis en 1998 au plus grandes puissances de convertisseurs statiques à pulsation [22], [23], [24]. En effet, le développement de transistors de types IGBT pour une tension de blocage de près de 3 KV, permettant de déclencher un courant de plus de 3.6 KA, a permis la réalisation d’une installation de compensation statiques de 22 MV AR, basée sur la structures de l’onduleur à pulsation à trois niveaux, et modulé en PWM. Fig. III.2. Développement et limites de puissance Des dispositifs conventionnels. 144 Chapitre III. Amélioration du facteur de puissance Par U P F C Les générations futures de dispositifs à semi conducteurs de grande puissance verront certainement apparaître un nouveau matériau semi-conducteur, le carbure de silicium SiC, extrêmement intéressant par ses propriétés de conduction ainsi que ses propriétés de résistance à la température élevée[22]. Fig. III.3. Transistor IGBT en boîtier pressé et a tension De blocage élevée. Dans la phase intermédiaire durant laquelle des activités intenses sont consacrées à la fabrication de wafers de SiC de dimensions acceptables, des autres développements de composants à base de silicium voient proposent des solutions alternatives à, considérer sérieusement. III.2. 2. Composants modernes pour convertisseurs de grandes puissances Après la réalisation d’application de puissances extrême à l’échelle du GW, sur la base de convertisseurs commutés naturellement et utilisant des thyristors conventionnels, le développement des technique de mise en série en série des dispositifs d’enclenchements et de déclanchements a permis de réaliser des onduleurs de tension à pulsation dans des gammes de puissance de plus en plus élevées. Un premier développement est représenté par la technique de commande dure des GTO qui abouti à un élément a commande intégrée appelé IGCT (Integrated Gate Commutated Thyristor) [22]. Les excellentes propriétés à l’état passant, de même que la possibilités de surcharge font de cet élément un candidat sur pour la réalisation des grandes puissances. De plus, le principe de la commande dure qui fait circuler 145 Chapitre III. Amélioration du facteur de puissance Par U P F C Par la gâchette un courant d’évacuation de porteurs très important et atteignant momentanément une valeur supérieure au courant d’anode, permet la manœuvre simultanée de plusieurs dispositifs connectés en série. Fig. III.4. Thyristor IGCT a commande intégrée. III.2. 3. Topologies Modernes des Convertisseurs pour l'interaction avec le réseau: la topologie des convertisseurs (a pulsation), peuvent influencer librement les formes d'ondes des courants prélevés ou injectées dans un réseau de puissance [19]. le convertisseurs de tension triphasé representé sur la figure (III.5) est composé de: • Six semi-conducteurs controlés (06 thyristors de type GTO), pour façonner la forme de la tension de sortie altenatif de l'onduleur a partir d'une tension continue. • Six semi conducetur incontrolés (06 diodes) pour donner un chemin au courant , toutes fois que le chemin sur thyristors est bloquée. 146 ChapitreIII. Amélioration du facteur de puissance Par U P F C +V /2 DC 3’ 5 1’ 1 5’ 3 N 4 6’ 4’ ’2’ 6 2 −V /2 DC Fig. III.5. Convertisseur de tension triphasé En s'assurons que le courant est positif s'il circule du système (réseau a courant altenatif) au coté continue ( opération redresseur) , mais il devient négatif s'il circule du coté continue vers le résaeu (opération onduleur). donc le contrôle de l'angle de la tension de sortie produite par le convertisseur au système de transmission de courant alternatif (AC) c’est : le contrôle de la puissance active échanger entre le convertisseur et le système de transmission (AC), cette dernière circule comme suit : 1. Du coté continue (DC) vers le système de transmission (AC) (opération de l’onduleur) si la tension produite du convertisseur est en arrière par rapport a la tension du système (réseau). 2. du coté alternatif (système) vers le coté continue (opération redresseur) Si la tension produite du convertisseur est en arrière par rapport a la tension du système AC.(L'action de l’onduleur est emportée par les GTO' s pendant que l'action du redresseur est emportée par les diodes). 3. Deux changements sur la même branche ne peuvent pas être en même temps. 147 ChapitreIII. Amélioration du facteur de puissance Par U P F C Le control d'échange de la puissance réactive entre le système (réseau) et le convertisseur c'est le control de l'amplitude de la tension produite par le convertisseur et elle s'effectue comme suit: 1. Le convertisseur produit la puissance réactive pour le système (réseau) si l'amplitude de la tension produite du convertisseur est plus grande que l'amplitude de la tension de système. 2. le convertisseur absorbera la puissance réactive si l’amplitude de la tension produite du convertisseur est moins que celle du système. Notons ici que, La tension produite du convertisseur peut être contrôlées en utilisant plusieurs techniques; tel que la modulation de largeur d’impulsion (PWM). Cette technique peut être conçues pour le contenu le plus bas des harmoniques. Cependant, il est attendu que le développements récents dans l’électronique de puissance autoriseront usage pratique de contrôle P W M. Dû à leur simplicité beaucoup d'auteurs, [25], [26], [27], [28], a utilisé PWM contrôlent des techniques dans leurs études U P F C. III.2. 4. Techniques MLI (Modulation de Largeur Impulsion) Parmi les techniques (MLI), les plus répandue c’est la technique MLI sinusoïdale, Cette dernière compare un signal de référence( Vr), avec une amplitude (Ar) par rapport au signal (Vc), d'amplitude ( Ac ). Il faut noter que : • Vr > Vc le signal résulte du thyristors 1 (turn-on) et le thyristors 4 (gate turn off) • Vr < Vc le signal résulte du thyristors 1 (gate turn off) et le thyristors 4 (turnon) 148 ChapitreIII. Amélioration du facteur de puissance Par U P F C + V V 2 r DC c 1 − V 1 1 1 1 + DC V 2 DC t 4 4 4 4 4 − Fig. III.6. Convertisseur MLI La fréquence fondamentale de la tension de sortie du convertisseur est déterminée par la fréquence du signal de référence. • V 2 contrôler l'amplitude du signal de référence, c'est contrôler la largeur des impulsions. L’indice de modulation de l'amplitude est défini par le rapport: m= Ar AC (III.14) * Pour m≤1, le pic de l'amplitude de la composante de la fréquence fondamental du tension de sortie du convertisseur est exprimé par: V=m 149 V 2 DC (III.15) V 2 DC ChapitreIII. Amélioration du facteur de puissance Par U P F C Finalement Les redresseurs MLI sont des onduleurs utilisés "à l'envers" qui permettent de Produire une tension continue à partir d'un réseau alternatif (un redresseur), mais en absorbant sur le dit réseau des courants sinusoïdaux, à facteur de puissance unitaire. Ils sont, comme nous l'avons déjà souligné, entièrement réversibles [29]. La contrainte de commande sera donc d'imposer que Q et les harmoniques de courants absorbées par l’onduleur soient nulles [29]. Donc cette combinaison des convertisseurs (technique MLI) donnera lieu a des utilisations dans le secteur de la gestion flexible des flux de puissance, ou dans le secteur de la compensation, secteur que l'on regroupe aussi dans un domaine appelé "Power Quality", c'est-à-dire la qualité de la puissance, qui sous entend les formes des courants ainsi que les formes de tensions. Parmi ces topologies modernes qui permettent l'injection ou la compensation série on cite le régulateur de charge universel "U P F C", ce dernier permet la compensation série de la tension et peut étre utilisé comme stabilisateur de tension pour des utilisateurs sensibles. III.3. Le régulateur de charge universel UPFC (Unified Power Flow Controler) Nous avons étudié dans le chapitre II, les trois composants du système FACTS : parallèle, série et hybride ‘série parallèle’. L’ UPFC appelé aussi déphaseur Régulateur Universel [17], est l’un des appareils les plus prometteurs a proposé dans le concept des FACT’s, il est capable de contrôler, simultanément et indépendamment, la puissance active et la puissance réactive de la ligne. L'UPFC qui a été proposé par L. Gyugyi en 1991 [20],[31], [32], [33], équipements FACTS ; Aujourd'hui, il est utilisé à l'origine pour contrôle indépendant de la puissance active et réactive dans une transmission réglée pour une opération flexible, fiable et économique et charger du système de puissance. Il peut contrôler les trois paramètres associés au transit de puissance ; la tension, l’impédance et l’angle de transport de la ligne (angle de puissance). 150 ChapitreIII. Amélioration du facteur de puissance Par U P F C Il est constitué de deux onduleurs à pulsations connectés dos à dos et partagent le même lien a courant continue (condensateur tampon). Cependant on peut faire varier la puissance active et réactive circulant sur une ligne à haute tension. La figure III.7. Représente un UPFC qui est composé de : • un premier onduleur (1) appelé onduleur parallèle, est connecté à la ligne au travers d’un transformateurs (2) et fonctionne comme un redresseur afin de maintenir la tension fixe sur le condensateur tampon (3) et par conséquent contrôler la puissance réactive. • Un deuxième onduleur (4), appelé onduleur série est alimenté par la tension (Uc) et permit d’injecter une tension en série avec la ligne au travers du transformateur (5). Cette tension additionnelle (Ua) étant variable en module et en phase, il est possible dans une certaine mesure de varier la tension Un’. Ainsi on peut modifier statiquement le flux des puissances active et réactive transmise par la ligne [24]. Un Ua 2 5 3 Uc 1 4 Fig. III.7. UPFC. La première installation a été réalisée par l’institut American Electric Power (AEP), ensuite il a installé un UPFC de 160MVA à Inez Substation in eastern Kentucky, cette implantation est la première dans le monde [35]. 151 Chapitre III. Amélioration du facteur de puissance Par U P F C Très récemment ce même institut (AEP) a réalisé un UPFC de ±320MVA, 138KV. D’autres projet en cours de réalisation pour la construction d’un UPFC de ±200MVA, 345KV [34]. III. 3.1. Opération de Base et Caractéristiques de L’ UPFC L’ UPFC combine plusieurs opérations des équipements FACT’ s, il est capable de la réglage de la tension, compensation série et réglage de la phase en même temps. Ainsi il a l’avantage de contrôler séparément la puissance active et réactive transmise dans une ligne de transmission. La configuration de L’ UPFC est représentée sur la figure V −V + SO V C Onduleur 1 S VR Onduleur 2 Fig. III.8. Configuration U P F C La configuration de L’ UPFC est représentée sur la figure III.8. Consiste deux onduleurs pour source de tension, l’onduleur 1 est en parallèle avec la ligne de transmission par contre l’onduleur 2 est en série. III. 3.1. a. L’onduleur (2) série : assure la fonction principale de l’ UPFC par l’injection d’une tension V à travers un transformateur. Cette tension C 1. En amplitude : V (0 ≤ V ≤ V C C C max 2. En angle : δ(0 ≤ δ ≤ 360° ) 152 ) Chapitre III. Amélioration du facteur de puissance Par U P F C Il est considéré comme source de tension synchrone, parce que le courant de la ligne de transmission coule à travers cette source de tension. Il est obligé d’échanger la puissance active et réactive avec la ligne de transmission à travers le transformateur série. La puissance réactive demandée est générée indépendamment par lui-même, la puissance active échangée avec le système est produite ou absorber en actualité par l’onduleur (1) a travers le lien commun (DC). Les quatre opérations de l’onduleur série sont illustrées sur le diagramme de phase suivant : − V 2 max + V 1 max + V1 V2 − V2 - V 3 max - V 3 + V3 + V 3 max V1 + V2 V S + V1 V3 VSE - V1 + V 2 max V S − V1 - V 1 max VS V S + VSE VS VS (a) V S − V 2 θ −θ I ligne VS + V2 V 2 max (b) (c) (d) Fig. III.9. Diagramme de phase. (a) Opération de réglage de la tension : l’amplitude de la tension du bus d’envoi VS est augmentée (ou bien abaisser) par l'injection d'une tension V1 , avec une amplitude maximale V 1max en phase (ou bien or phase) avec V S . (b) Opération de Compensation série réactive : la compensation est obtenue par l’injection d’une tension V2 , avec une amplitude maximale de V2 max orthogonale au courant de ligne I ligne . L’ajout de la tension effective à travers l’impédance de la ligne 153 Chapitre III. Amélioration du facteur de puissance Par U P F C X, cette dernière est augmentée (ou abaisser) si la tension V2 est en arrière par rapport au courant I ligne par 90° (ou V2 est en avance par rapport au courant I ligne par 90°). (c) Opération Changement de phase : le changement de phase désiré est achevé par l’injection d’une tension V 3 avec une angle (phase) (Ө), la tension V S est changée par (± Ө) en gardant son amplitude constante. (d) Opération global : c’est la somme des opérations précédente c à d control simultanée du voltage V S (a), l’impédance (b) et la phase (c). en sommant les trois opérations l’ UPFC assure des multifonctions pour le control des flux de puissances dans un système de transmission. La tension injectée V = V + V + V , Tel méthode c’est comme produire un courant de la se 1 2 3 ligne qui résultera de la puissance active et réactive désirée sur la ligne de transmission. Par conséquent l’onduleur série peut opéré en quatre modes : 1. Mode d’injection direct d’une tension. 2. Mode de compensation de l’impédance de la ligne. 3. Mode de réglage de la phase. 4. Mode de control automatique du flux de puissance. III. 3.1. b. L’onduleur (1) parallèle : la fonction de base c’est de produire ou absorber la puissance active demandée par l’onduleur (2) série au lien commun (DC). En plus l’onduleur (1) shunt peut produire ou absorber indépendamment la puissance réactive. Dans ce chapitre nous allons traiter les deux modes de control automatique et le mode de compensation par l’injection d’un courant. 154 Chapitre III. Amélioration du facteur de puissance Par U P F C III. 3.1.1. Mode de Control automatique : Le mode de control automatique de puissance par UPFC, est illustré sur la figure (III.11) ; L’ UPFC est placé à l’entrée de la ligne de transmission entre les deux bus (S) et (R), la conductance de la ligne est négligée [19]. V se S S1 I V ligne X P + jQ R X V V V =V +V s S1 S SE sh Fig. (III.11). Ligne de transmission avec U P F C V ( V ≠ 0) X ϕ SE se V V V S δ SE V R V X ( VSE = 0) S1 Fig. (III.12). Mode de control automatique. 155 Chapitre III. Amélioration du facteur de puissance Par U P F C La puissance complexe de la ligne recevait au bus (R) : S=V I R * ⎛V +V −V ⎞ =V ⎜ ⎟ jX ⎝ ⎠ S ligne SE * R (III.15) R Ou : V = V (δ − ϕ ) SE SE S SE La valeur conjuguée de la puissance apparente (S) : ⎛V +V −V ⎞ S = P − jQ = V ⎜ ⎟ jX ⎝ ⎠ * S SE * R (III.16) R En séparons la composante réelle et l’imaginaire de l’équation (III.16) l’expression de la puissance active et réactive devienne : V V VV sin δ + sin (δ − ϕ ) = P (δ ) + P (δ, ϕ ) X X VV V VV Q=− + cos δ + cos(δ − ϕ ) = Q (δ ) + Q (δ, ϕ X X X P= SO R R SE SE 0 SE SE (III.17) 2 R S R R Se SE 0 SE Sachant que l’amplitude de la tension série est contrôlée entre 0 et v SE ) SEmax , sa phase est contrôlée entre 0 et 360° et toute angle δ. Il est clair d’après l’équation (III.17) que la puissance active et réactive recevais au point (R) dans système de transmission avec un UPFC est contrôlée entre : Pmin (δ ) ≤ P ≤ Pmax (δ ) Q min (δ ) ≤ Q ≤ Q (δ ) max Ou : VV X VV P (δ ) = P (δ ) + X P min max (δ) = P (δ ) − R SE max R SE max 0 0 156 Chapitre III. Amélioration du facteur de puissance Par U P F C VV X VV Q (δ ) = Q (δ ) + X Q min (δ ) = Q (δ ) − R SE max R SE max 0 min 0 V avec une amplitude VSE qui tourne la rotation du vecteur de la tension injectée SE avec une angle de 0 a 360° [19], cela permet de controller le flux de la puissance active et réactive dans les limites d'un cercle avec un rayon de: R= VV X R SE max le centre de ce cercle est au point: (P (δ ), Q (δ )). 0 0 ce cercle est définé par l'equation : VR VSE max ⎞ ⎟ ⎝ X ⎠ (P(δ, ϕ ) − P (δ )) + (Q(δ, ϕ )) = ⎛⎜ 2 SE 2 0 se 2 (III.18) la figure ( ) montre la courbe de la puissance réactive demandée au bus de reception (R) contre une puissance active transmise comme une fonction de l'amplitude la tension V et l'angle ϕse pour quatre valeur de l'angle δ, δ=0°,30°,60° et 90°, SE avec: V2 VS = VR = V, =1 X et VV X R SE max = 0.5 157 ChapitreIII. Amélioration du facteur de puissance Par U P F C la capabilité de l'UPFC de contrôler indépendament le flux de la puissance active et réactive en n'importe quel point est illustrés ci-dessous [19]. Fig.III .13. Relation P-Q pour différente valeur de δ 158 ChapitreIII. Amélioration du facteur de puissance Par U P F C III. 3.1.2. Mode de Compensation de I’UPFC : La configuration conventionnelle se résume comme suit [36]: • Chaque onduleur partage le même lien a courant continue (condensateur DC). • Chaque onduleur est obligé d’échanger la puissance active avec l’autre et avec la ligne de transmission. • Le transformateur utilise une interface entre la ligne de transmission et chaque onduleur. VR VS VC VSO VC IC − I IC Onduleur 1 Onduleur 2 Fig.III.14. Mode de Compensation. Opération de Compensation : • L’onduleur (2) série, génère la tension désirée V pour le control de la C puissance active et réactive, donc agir comme contrôleur de la tension de source. • L’onduleur (1) shunt, produit ou absorber la puissance active pour l’onduleur (2), injecter un courant pour la ligne pour garantie ici que la puissance active qui coule vers les deux onduleurs soit nulle. 159 Chapitre III. Amélioration du facteur de puissance Par U P F C Le schéma équivalent représenté comme suit: 2I −I C I Vc x ond1 I Vso VR IC IC − I ond 2 Fig. III.15. Schéma équivalent UPFC • L’onduleur (1) devrait contrôler le courant de l’onduleur (2) ( I C ) et le courant de l’onduleur (1) ( I C - I ) perpendiculaire a leurs tensions respectives ( V SO − V ). C Ou : I est le courant de ligne au point de réception. V VC s δ VSO I VSO − VC I −I C IC Fig. III.16. Diagramme de phase. 160 V et C Chapitre III. Amélioration du facteur de puissance Par U P F C En sommaire ; • La commande de l’onduleur (2) série c’est la tension désirée V . C • La commande de l’onduleur (1) shunt c’est le courant ( I C - I ). • V : est calculée facilement par la puissance demandée par le système. C • ( I C - I ) : après que la tension est calculée le courant sera calculée comme V C suit : Etant donnée que δ est la phase du vecteur de tension V , la phase du vecteur de C courant I C devrait être: I = δ + 90° C La puissance active transmise a l’onduleur (1) peut être écrite comme suit : ( P = V −V 1 so c )( I − I ) c (III.19) P1 = VSO I Ccos(δ ± 90°) + VC Icos(δ − θ 2 ) − VSO Icosθ 2 = 0 (III.20) De l’équation (III.20) l’amplitude du vecteur de courant I C est : VSO Icosθ 2 − VC Icos(δ − θ2 ) VSO cos(δ ± 90°) (III.21) VSO Icosθ 2 − VC Icos(δ − θ 2 ) δ ± 90° VSO cos(δ ± 90°) (III.22) IC = IC = Après que I C est calculée, ( I C - I ) sera calculée facilement. I ; est détecter par le capteur du courant dans le système de transmission.. 161 Chapitre III. Amélioration du facteur de puissance Par U P F C III. 4. Conclusion : Le flux d’énergie sur les réseaux électrique, est une préoccupation majeure des exploitants. La maîtrise de gestion de ces flux à une importance cruciale, en autorisant l’utilisation de toute la capacité du système et de la maintenir à des niveaux adéquats de stabilité. Les systèmes FACTS ont la capacité de gérer le flux d’énergie dans un réseau électrique, grâce aux avancées récentes dans la technologie des GTO/IGBT, le temps de réaction de ces dispositifs a diminué à quelque milli- secondes. Les systèmes FACTS peuvent contrôler la puissance transmissible dans les lignes de transports en utilisant trois méthodes : la compensation série, la compensation shunt et la compensation hybride. La compensation hybride (série parallèle) de la puissance réactive, l’ UPFC peut être utilisé en plusieurs modes : • Mode d’injection direct d’une tension. • Mode de compensation de l’impédance de la ligne. • Mode de réglage de la phase. • Mode de control automatique du flux de puissance. L’ UPFC est un compensateur qui est plus complet que les autres, grâces à ces multiples fonctions. En pratique ce dernier peut être utilisé pour la gestion des flux de l’énergie dans les réseaux électriques. il est important de remarquer que ce dispositif peut avoir d’autre taches et fonctions en plus de sa mission de compensation d’énergie réactive. 162 Chapitre IV. Modélisation&simulations UPFC Introduction Nous avons étudié dans le chapitre (III), l’un des plus performants des composants FACTS : L’UPFC (Unified Power Flow Controler), appelé aussi déphaseur régulateur Universel (DRU) ou variateur de charge universel [17]. Il est capable de contrôler, simultanément et indépendamment, la puissance active et la puissance réactive de la ligne. Il peut contrôler les trois paramètres associés au transit de puissance ; la tension, l’impédance et l’angle de transport de la ligne. Afin de pouvoir étudier le comportement du système et la synthèse des lois de commande, il est nécessaire d’établir un modèle adéquat du dispositif. Nous avons étudié un réseau 63 kV réel (EL HADJAR) associé à un UPFC. Le modèle détaillé représente correctement les limites de commande et de fonctionnement du contrôleur. Les résultats de simulations obtenues par le logiciel MATLAB-PSAT. IV.1. Principe de fonctionnement de l’ UPFC Le régulateur de charge (UPFC) est constitué de deux convertisseurs, qui partagent la même liaison en courant continue (condensateur), connecté au réseau à travers deux transformateurs. La structure de base du régulateur avec la technique de commande MLI est représentée sur la figure (IV.1) [18]. L’onduleur série injecte une tension à la même fréquence que celle du réseau et dont l’amplitude et la phase sont ajustables. Ce réglage d’amplitude et de phase permet d’obtenir trois modes de fonctionnement de la partie série : • Contrôle de tension : la tension injectée est en phase avec celle du coté S. • Contrôle de l’impédance de ligne : la tension injectée est en quadrature avec le courant de ligne. Ce mode permet de faire varier l’impédance de la ligne comme un compensateur série. • Contrôle de phase : l’amplitude et la phase de la tension injectée sont calculées de manière à obtenir le même module de la tension avant et après l’ UPFC. 163 Chapitre IV. Modélisation&simulations UPFC Vs ∠δs I ∠θ s I ∠θ s l V ∠δ l m V ∠δ m r V ∠δ I ∠θ sh a :1 sh se a sh :1 V ∠α ish V ∠β + V − C ise dc Commutati -on logique Commutati -on logique α β m sh mse CONTROLEUR U P F C p l ref Q l ref v dc ref v s ref v ∠δ v ∠δ s s r r v dc Fig.IV.1. Modèle Fonctionnel (UPFC) Le but principal de ces trois modes de fonctionnement est le contrôle des puissances active et réactive qui transitent dans la ligne. De plus, l’ UPFC est capable de combiner les différentes compensations et de basculer d’un mode de fonctionnement à un autre [15]. La partie shunt peut être utilisée afin de compenser la puissance réactive pour le maintien du plan de la tension au nœud S et éventuellement fournir de la puissance active injectée dans le réseau par la partie série. L’étude du comportement des systèmes et la synthèse des lois de commande nécessitent la construction de modèles adéquats 164 r Chapitre IV. Modélisation&simulations UPFC IV. 2. Modélisation du régulateur de charge (UPFC) Pour simuler un système de puissance qui contient un UPFC, ce dernier doit être modélisé en plusieurs modèles : • • • Model Permanent (steady state). Model Dynamique Transitoire (transient Stability). Model Linéaire (linearized Model). IV.2.1. Le modèle Permanent Ce modèle se reporté comme un modèle injection est décrit dans [19], [38]. L’UPFC est modelé comme une réactance série avec les charges dépendantes injectées à chaque fin de la réactance série. Le modèle est simple et utile pour comprendre l’impact du régulateur de charge (U P F C) sur le système de puissance (réseau). Cependant la modulation de l'amplitude et le contrôle de la phase (angle) du convertisseur série doivent être ajusté manuellement pour trouver la solution du flux charge désirée. Si le régulateur est opéré en mode de control automatique (maintien le flux de puissance a une valeur pré spécifié entre deux point (bus) d’envoi et de réception et régler la tension d’envoi a une valeur spécifique), ce dernier travail comme : • générateur (PV bus) au jeu de barre d’envoi (Sending bus). • Charge (PQ bus) au jeu de barre de réception (Receveiving bus). Cette méthode est un outil simple et facile mais il faut toujours travailler en contrôlons simultanément le flux de la puissance (active, réactive) et l’amplitude de la tension envoyée. .2.2. Le modèle linéaire IV Le modèle linéaire d’un réseau de puissance qui contient un régulateur de charge (UPFC) est utile pour les analyses et le control des petits signaux, le modèle linéaire de l’ UPFC est présenté dans [26], [19] et [39]. En dérivant ce model quelque simplification ont été faite (par exemple l’échange dynamique de la liaison a courant continue est négligée). 165 Chapitre IV. Modélisation&simulations UPFC IV.2.3. Le modèle de l’état dynamique Ce modèle est connu comme le model de la fréquence fondamentale, est décrit dans [19], [25], [39], [27] et [28]. Ce modèle consiste de deux sources de tension, une connectée en série et l’autre en parallèle avec le réseau pour représenter les deux sources de convertisseurs (série, shunt). Chaque source de tension est modélisée pour injecter deux tensions de même fréquence du réseau. Le model présenté dans [16] néglige l’effet dynamique du liaison de courant continue (capacité) lesquels peuvent faire des résultats non exact, les models présentées dans [25], [27], [28] et [18] introduit l’effet dynamique du liaison de courant continue (capacité), elle peut être utilisée pour l’étude de l’effet du régulateur (UPFC) sur le comportement de la puissance (P) active du système de transmission mais il sont pas introduit les pertes due au commutation des semi-conducteurs . Donc dans notre travail, on a utilisé le modèle de stabilité transitoire mais on a introduit les pertes en commutation et on a les modéliser par deux résistances l’une en série et l’autre en parallèle. IV.3. Modèle de Stabilité Transitoire IV.3.1. Etat dynamique Dans la condition d’équilibre, la tension produite (sortie) des deux convertisseurs cela implique que les deux convertisseurs (Shunt et Série) dans le régulateur de charge (UPFC) peuvent être modeler en source de tension shunt et série, Connectés au système de transmission a travers deux transformateurs shunt et série respectivement. La condition d’équilibre du système est exprimé par : (IV.1) Pac = Pdc + Ppertes En remplaçons P par leur valeur dans (4.1) on obtient : ac p =p +p sh dc pertes +p se 166 .2) IV( Chapitre IV. Modélisation&simulations UPFC V δ S S P + jQ S I θ liigne V δ m ligne SR I θ s km v s se α r Rse + jX se Pdc km v δ − α sh V δ Pse + jQse Rsh + jX sh m r a se : 1 I sh θ sh dc r SR a sh : 1 s Psh + jQsh sh P + jQ m +V δ − S + Vdc - c m β Rc dc δ ± s π −β 2 se REGULATEUR DE CHARGE U P F C Pref Q ref V V S , ref P dc ref mesur Q mesur V rS V dc Fig.IV.2. Modèle Stabilité Transitoire. Ainsi la puissance triphasé instantanée qui circule du réseau vers le convertisseur parallèle (Shunt) peut être représenté par : (En négligeons les pertes dans le transformateur shunt, en supposons qu’en est à la fréquence fondamental et la condition de balance (IV.1). P = 3V I cos( δ − θ ) sh p =3 sh s sh k a v v sin α x sh sh sh 167 s .3) IV( sh .4) IV( r Chapitre IV. Modélisation&simulations UPFC Ou: : La valeur efficace du phaseur de la tension envoyé V S δS : La valeur efficace du phaseur de la tension de l’onduleur Shunt V sh δ S − α a : Le rapport de transmission du transformateur Shunt. sh X : La réactance équivalente sh : L’angle de control α Dans l’autre coté la puissance instantanée de l’onduleur série échangé avec la ligne de transmission (en négligeant les pertes dans le transformateurs) est égale : P = 3V I se sr Ou: I line ligne cos ( δ − θ sr line ) .5) IV( : La valeur efficace du phaseur de la tension série produite par l’onduleur série θ VSR δ SR : La valeur efficace du phaseur du courant de la ligne de transmission line La référence de la tension envoyée du jeu de barre est choisie v = 2V sin ( ωt + δ s s s ) v = 2V sin ( ωt + δ − α ) sh v = se sh s 2V sin ( ω t + δ − β ) se s .6) IV( .7) IV( .8) IV( Où : La valeur efficace de la tension produite par les deux onduleurs (Shunt, Série respectivement) est égale : v sh = kmsh v dc v = km v se se 168 .9) IV( dc .10) IV( Chapitre IV. Modélisation&simulations UPFC Avec : k= : Pou r les convertisseurs a technique MLI 1 2 2 V : La tension de la liaison a courant continue (capacité) m sh , m se dc : L’indice de la modulation d’amplitude du convertisseur Shunt et Série. La relation entre la tension de l’onduleur série et la line de transmission est obtenue Par : v = a v ± jx i . sr se se .11) IV( line line La dernière équation indique que la tension à travers les réactances du transformateur série dépend du courant de transmission. . En estimons les pertes dans le système, qui sont dues généralement au pertes des commutation dans les deux convertisseurs série et shunt. ces pertes seront modéliser approximativement en utilisons deux résistances, l’une (Rse) en série et l’autre (Rsh) en parallèle. Les pertes dans la liaison a courant continue (condensateur) peuvent être représenté par une résistance (Rc=1 /Gc) connecté en parallèle avec le condensateur. .1) peut représenté comme suit : p sh − p se = Vdc (c IV L’équation ( dv dc 2 2 2 ) + v dc G C + 3(a sh I sh ) R sh + 3(a se I se ) R se dt .12) IV( I dc 3 a vv ⎛ dv ⎞ sin α = v ⎜ c ⎟ + v G + 3v i cos (δ − θ x ⎝ dt ⎠ sh s sh dc dc 2 dc c sr line sr )3(a I ) R + 3(a I ) R 2 line sh sh 2 sh se se se .13) IV( sh dV VI VI G a I a I =3 cos(δ − θ ) − 3 cos ( δ − θ ) − V −3 R −3 R dt CV CV C CV CV dc s sh l s sh dc L’équation dynamique l dc .14) IV( des Convertisseurs shunt et série 2 sh C 2 sh dc 2 se 2 l sh dc se .14) IV( dc peut être utilisé pour déterminer la tension de sortie . 169 Chapitre IV. Modélisation&simulations UPFC .10), IV.9) et (IV.14), (IV à partir des équations ( Le modèle de la stabilité transitoire peut être représenté par : ⎡x ⎢ ⎢•x ⎢⎣ • x x c1 c1 c2 ⎤ ⎥=f ⎥ ⎥⎦ ⎛ x , α, β, m , m , v , v , ⎞ ⎟ ⎜ ⎝ v , v , v ,δ ,δ ,u ⎠ c1 c dc dc ,ref se sh s ,ref s s r (IV.15) r : représente les variables de control de position des convertisseurs shunt et Série (par exemple l’angle (α) dans la figure (IV.2) : représente les variables du système définis intérieurement et affecté c2 par le control (par exemple la tension Vs dans la figure IV.2). Il faut noter que tous changement de ces variables dépend du type de control utilisé dans les convertisseurs. Finalement l’équation du control du système est représentée par : 1. Le convertisseur Shunt : ⎡P − V I cos ( δ − θ ) ⎤ ⎢ ⎥ ⎢Q − V I sin(δ − θ ) ⎥ ⎢ ⎥ ⎢⎣P − V G + k V V G cos ( δ − α ) + k V V G sin ( δ − α ) ⎥⎦ sh sh sh s sh 2 s 2 s sh sh s sh s sh sh dc s g sh sh s ( α ,ksh ,Vs ,Vdc ,δs ,Ish ,θsh ,Psh ,Qsh ) 170 sh dc s sh s = 0 (IV.16) Chapitre IV. Modélisation&simulations UPFC 2. Le convertisseur Série : ⎡ P − P − V I cos ( δ − θ ) ⎤ ⎢ ⎥ ⎢ Q − Q − V I sin ( δ − θ ) ⎥ ⎢ ⎥ ⎢ P − V I cos ( δ − θ ) ⎥ ⎢ ⎥ ⎢ Q − V I sin ( δ − θ ) ⎥ ⎢ ⎥ ⎢P − P − P − P ⎥ ⎢ ⎥ ⎢Q − Q − Q − Q ⎥ ⎢ ⎥ ⎢ P − V G + k V VG cos ( δ − β ) ⎥ ⎢+ ⎥ ⎢ k V VB sin ( δ − β ) ⎥ ⎢ ⎥ ⎢ Q + V B − k V VB cos(δ − β) ⎥ ⎢+ ⎥ ⎢ k V VG sin ( δ − β ) ⎥ ⎢ ⎥ ⎢ ⎥ ⎣ ⎦ s sh s s sh r m r se =0 (IV.17) ligne se se se dc ligne ligne m sh 2 ligne s m ligne r se dc se se 2 se se ligne sh se s ligne r s s s m s s ligne se dc se dc se se gse ( β ,k se ,Vdc ,Vs ,Vr ,Vsr ,δs ,δr ,δsr ,Il ,θl ,Ps ,Pr ,Psh ,Pse ,Qs ,Qr ,Qsh ,Qse ) ⎡ I cos(θ ) − I cos(θ ) − I cos(θ ) ⎤ ⎢ ⎥ ⎢ I sin(θ ) − I sin(θ ) − I sin(θ ) ⎥ ⎢ ⎥ ⎢ P − V I cos(δ − θ ) ⎥ ⎢ ⎥ ⎣Q − V I sin(δ − θ ) ⎦ s s s sh s s s s sh sh s s sh s s ligne ligne ligne s s ligne =0 s g con ( Vs ,δs ,Is ,Ish ,Iligne ,θs ,θsh ,θligne ,Ps ,Qs ) L’admittance de chaque convertisseur est définie par G + jB = ( R + jX ) 171 −1 (IV.19) (IV.18) Chapitre IV. Modélisation&simulations UPFC IV .3.2. Etat stable Pour le modèle Stable, la tension continue du condensateur doit être constante, fixe à sa valeur pré spécifié. A ce stade il faut s’assurer que les pertes dans le lien a condensateur n’influe pas sur la puissance active supplémentaire satisfera la puissance active demandée par le convertisseur série au convertisseur shunt. La commande MLI du régulateur (UPFC) pour le modèle stable peut être dérivé aisément d'équation (IV.15) à (IV.18). Les variables de l’équation du contrôle de l'état stables sont réduites à : ⎡V − V ⎢ ⎢V − V ⎢P − P ⎢ ⎢Q − Q (V − V ) ⎢P − P − G V − R I − R I ⎢ ⎢g (α,k ,V ,V ,δ ,I ,θ ,P ,Q ) ⎢g (β,k ,V ,V ,V ,V ,δ ,δ ,δ ,I ,θ ,P ,P ,P ⎢ ⎢ P ,Q ,Q ,Q ,Q ) ⎢g (V ,δ ,I ,I ,I ,θ ,θ ,θ ,P ,Q ) ⎣ s s ref dc dcref r rref r rref sh se sh C sh se se r se s conv r s rref 2 dc s dc s dc s r sh s sh s 2 sh sh sh sr 2 r se sh s sh r sr r se sh r s sh r s s r s r sh ⎤ ⎥ ⎥ ⎥ ⎥ ⎥ ⎥ ⎥ ⎥ ,⎥ ⎥ ⎥ ⎥ ⎦ =0 (IV.20) Les équations (IV.16), (IV.17) et (IV.18) aussi font partie du model stable et restent inchangées. IV .3.3. Limites de control Les limites du régulateur, son aptitude ainsi que sa fiabilité ont été discutés dans [34] et [42]. Donc pour que la simulation soit fiable, il très important de prendre en considération : 1. Les limites des courants pour les deux convertisseurs (Shunt, Série). 2. Les limites de transfert des puissances par les semi-conducteurs (limites des paramètres physique). 3. Il faut estimer la tension série a injecter. 172 Chapitre IV. Modélisation&simulations UPFC Le control du convertisseur shunt et série sera découplé, quand une limite est atteinte dans une variable en un du convertisseur, un autre variable correspond au même convertisseur doit s'être rendu compte pour consistance de l’ensemble d'équation non linéaire. IV .3.3.1. Limites de Control du Convertisseur shunt : Le convertisseur shunt assure le control de la tension du bus d’envoi (Vs) et la tension continue (VDc). • Si la limite du courant est atteinte, seulement une variable (Vs) ou (VDc) sera obtenu après résolution de l’équation (IV.20). En admettons que les pertes résistive sont trop petit, les équations qui détermine la puissance et le courant du convertisseur peuvent être écrite comme suit : P ≈− sh k VV sin ( α ) X sh dc k sh (IV.21) I sh ≈ K sh2 Vdc2 − Vk2 2 + Qsh 2 X sh X sh Si la tension alternative est autour de sa valeur nominale (par exemple 1.p.u), P ≈− sh sin ( α ) X sh , (IV.22) Ish ≈ 2Qsh X sh D’après (IV.22) ; le courant (Ish), est fortement lié avec la puissance réactive ainsi que l’amplitude de la tension envoyée (Vs). Alors que le control de la puissance de transfert de la tension (VDc) est directement influencée par le changement de la phase (α) ; variable de base qui défini le flux de puissance (chargement et déchargement de la capacité). 173 Chapitre IV. Modélisation&simulations UPFC La stratégie de commande présentée sur la figure (IV.3) définie le mode de control du convertisseur shunt tout en respectant ces limites I =I sh I sh > I max max V >V dc dc ref α=α V >V min dc Q sh < 0 VS = VSref V <V S I sh > I max Ish < I max Qsh > 0 S α dc ref min <α<α Sref α>α max >0 α=α 0<V < max max V =V dc 0 < VS < VSref V >V Sref α < α min < 0 I sh = I max dc dcref Vdc < Vdcref Vdc > Vdc ref V dcref Fig. IV.3. Limites de control du convertisseur shunt En état stable. IV .3.3.2. Limites de Control du Convertisseur série : Le convertisseur série règle le flux de puissance active ; • si l’un des variables (Ir) ou (Vsr) atteint ces limites, (Pr) est contrôlé pendant que (Qr) a ces limites. La stratégie de commande présentée sur la figure (IV.4) définie le mode de control du convertisseur série tout en respectant ces limites 174 Chapitre IV. Modélisation&simulations UPFC I >I 0<I <I 0<V <V P =P r sr r r sr (V > V ) sr max sr max rref Q =Q r V >V (I < I ) r max rmax r I = I (V = V V < V (I < I P =P r Q r > Q r ref (Q r < Q r ref ) rref max rmax sr r sr max sr max r rmax ) ) I =I V =V r r max sr sr max Q * aucune * valeur r rref Q <Q l sr rmax r r r ref (Q > Q ) r r ref P >P r rref Fig. IV.4. Limites de control du convertisseur série En état stable. Finalement, l’indice de modulation (msh) et (mse) sont maintenu au dessous de 1 p.u Pour éviter toute sur modulation qui peut générer des harmoniques [43]. Les limites des variables ainsi que (Ksh) et (Kse) de l’équation (IV.20) peuvent être conduits comme suit : • pour le convertisseur shunt, si la limite de (Ksh) est atteinte, le control de la tension est perdu et d’où la tension (Vr) est libre de changer. Donc il faut contrôler la tension envoyer (Vs) afin d’éviter que (Ksh) arrive a ces limites. • Pour le convertisseur série, les limites de (Kse) peut être accommodé comme limites sur la tension série a inséré (Vsr). 175 Chapitre IV. Modélisation&simulations UPFC IV.3.4. Mode de Control du régulateur de charge (UPFC) Le régulateur de charge UPFC peut varié significativement sa stratégie de contrôle (control indépendant de la puissance active et réactive), il est utilisé vraisemblablement pour contrôler : • l’amplitude de ces bus ou il est connecté par la génération/absorption de la puissance réactive. • le control de flux de puissance par le réglage de l’amplitude et la phase de la tension injectée. IV.3.4. 1. Mode de Control du convertisseur Shunt : Le convertisseur shunt assure deux opérations de control : • Control de l’amplitude de la tension au bus d’envoi par la génération ou bien l’absorbation de la puissance réactive, • Fournir ou bien absorbe de la puissance active demandée par le convertisseur série au condensateur (DC link) ; donc il est possible de réaliser la balane de puissance active entre les deux convertisseurs par le control de la tension continue VDC. Tous excès ou bien déficit en puissance active augmente ou bien baisse la tension continue. Le convertisseur shunt (AC/DC) utilise deux contrôleurs (PI) séparés, le premier (PI) control directement la tension du bus (S) a travers l’indice de modulation d’après l’équation suivante [40] : v = sh 1 2 2 Ou : msh : L’indice de modulation 0≤ msh ≤1. 176 m v sh (IV.23) dc Chapitre IV. Modélisation&simulations UPFC max + K p ac + V sref - K lac S m sh min K M dc 1 + STM dc Vsmesure Fig.IV.5. Control de base de l’amplitude de la tension envoyée Par le convertisseur Shunt. Le deuxième régulateur (PI) contrôle la tension continue du condensateur en variant directement l’angle (α) comme suit : 1. si (α<δs) ; la tension produite par le convertisseur shunt est en arrière par rapport a la tension du bus d’envoi (S) et par conséquent le condensateur charge. 2. si (α>δs) ; la tension du convertisseur est en avance par rapport a la tension du bus d’envoi (S) et par conséquent le condensateur décharge. Les limites de l’angle (α) représente les limites de transfert de puissance active, théoriquement ; -90° ≤α<90°. Mais pratiquement les limites choisie pour un control effective est : -25° ≤α<25° [27]. 177 Chapitre IV. Modélisation&simulations UPFC max V dc ref - K p ac + K lac ∆α + α S min + K M dc δs 1 + STM dc V dc mesuree Fig.IV.6. Control de base de l’angle (α) de la tension produite Par le convertisseur Shunt. IV.3.4. 2. Mode de Control du convertisseur Série : Deux différentes schémas de control pour le convertisseur série : • Control de tension et de la puissance : Le premier schémas de control est proposé dans [42] est présenté sur la figure (IV.7) ; Ce schéma montre le control automatique du flux de puissance pour le convertisseur série, la tension de sortie du convertisseur est variable pour le control de la puissance active proposé (origine) dans la ligne et le control de la tension au bus de réception (R). 178 Chapitre IV. Modélisation&simulations UPFC max P + K p ac + rref - K lac VQ S min K M dc 1 + STM dc Pr max Qlref Q - K p ac + lref + K lac S min K M dc 1 + STM dc QQl l Fig.IV.7. Mode de Control (PQ). 179 VP Chapitre IV. Modélisation&simulations UPFC Il faut noter que : • La tension du bus de réception (R) est utilisée comme référence pour le système, la tension du convertisseur et le courant de la ligne peuvent être décomposé en deux composantes : o L’une (P) est en phase avec la tension (Vr), o L’autre (Q) est en décalage de 90° par rapport à (Vr). Vse = Vp2 + VQ2 I θ = ( I − jI ) e r r P Q (IV.24) jδr En négligeons l’impédance de la ligne : Pr ≈ Vr I P Q ≈ VI r • r (IV.25) Q Control de la puissance active et réactive en décomposition (d-q) Le deuxième schéma de control proposé dans [45] ; pour la décomposition du signal en (d-q). Tous les valeurs de control mesurées seront transformée en (p. u.) tels que : V , V , V etI r s dc ligne Le convertisseur série contrôle le flux de puissance par le contrôle de la tension série injectée en contrôlons les deux sortie ; l’indice de modulation (mse) et l’angle (β). Le contrôle de ces deux paramètres s’effectué comme suit : 180 Chapitre IV. Modélisation&simulations UPFC Le contrôle de ces deux paramètres s’effectué comme suit : R =R +R se X =X +X se T r T r K= R T ωB XT V = 2V rd r V = 2V cos ( δ − δ Sd s V = 2V sin ( δ − δ Sq V =V − seq sq X x ω s ) s ) r s r V = V −V − T 2 sed B sd rd X x ω T B 1 V +V 2 V = se m = se 2 2 sed seq 8V 3V ise dc β = − tan − ( 1 V seq V sed 181 ) 1 Chapitre IV. Modélisation&simulations UPFC Ou : ωB : la fréquence fondamental du système en rad/s. X1, X2 c’est les deux sorties des contrôleurs PI. 225/63KV Depuis que ce contrôle ne fait pas beaucoup de suppositions concernant le comportement du système. Il choisi pratiquement dans tous les logiciels de simulations dont notre outil de simulation MATLAB- PSAT. IV. 4. Réseau étudié Nous avons considéré pour notre étude le réseau HT/MT du complexe sidérurgique D'ELHADJAR indiqué par la figure 4.4 [30]. Le réseau est constitué de trois postes HT/MT (225KV/63KV) ; Poste N°l, 2&3 avec une PMD de l'ordre de 135 MW [37]. 1. Le premier poste N°l ; est alimenté a partir de SONALGAZ d'une tension de l'ordre de 225KV, cette tension est abaisser a 63KV par l'intermédiaire d'un transfo de 70 MVA. Ce poste alimente les unités suivantes : LAC, COX, SCE GENERAUX, ZONE NORD. 2. Le poste N°3 ; est alimenté a partir de SONALGAZ d'une tension de l'ordre de 225KV, cette tension est abaisser a 63KV par l'intermédiaire d'un transformateur de 70 MVA. Ce poste alimente la zone MPF dont les unités suivantes : PMA, COK, HFX. 3. Le poste N°2 ; est alimenté a partir de SKIKDA d'une tension de 225 KV, cette tension est abaisser a 63KV par l'intermédiaire d'un transformateur de 70MVA. Ce poste est le plus solliciter dans le complexe par la complexité des clients qu'ils alimentent; tels que l'aciérie électrique, Tandem Chapitre IV. Modélisation&simulations UPFC 182 LAF et TSS . Chapitre IV. Modélisation&simulations UPFC 11 faut noter que le réseau du complexe travail en boucle fermée comme suit : SONALGAZ Poste 63 KV N°2 Poste 63 KV N°1 Poste 63 KV N°3 Fig. IV.8. Synoptique du réseau bouclé MSA. Actuellement le réseau du complexe fonctionne avec beaucoup plus de problèmes tels que : * instabilité de la tension du au chutes de tension, provoquent des F1ICKER. * Courants asymétriques. *Distorsions harmoniques. Origine du problème : L'aciérie électrique est le plus grand consommateur de l'énergie au sein du complexe, il est alimenté à partir poste N°2 (63 KV) par ces deux fours à arcs ; EBT (48 MVA) et LHF (12.5 MVA). Son rôle se détermine par la récupération de la ferraille, Après une mise en forme l'acier obtenue serve les deux four a arc pour la fabrication des lingots et biellette. Les deux 183 fours a arcs doivent fonctionner en fusion décharges solides, l'instabilité de l'arc formé entre les électrodes et la charge provoque des variations rapides très importantes du courant d'où les fluctuation de la puissance réactive absorbé au réseau En outre, les fluctuations des puissances ne sont pas asymétrique et se produisent d'une façon irrégulière sur chaque phase. Ces perturbations entraînent aussi des variations de tension qui gênent les installations voisine, raccordées au même poste voir le même réseau Les figures (IV.9), (IV.10) et (IV.11) montrent l'impact de la mise en marche du grand four EBT sur la charge du réseau : 30 25 20 15 10 5 0 32 9" 44 9" 5 10 2 "0 10 0 "3 10 0 "5 11 4 "0 11 6 "1 11 4 "2 11 8 "5 4 9" 9" 24 P(MW) Q(MVAR) Fig. IV.9. Puissance active& réactive four a l’arrêt. 25 20 15 P(MW) Q(MVAR) 10 5 09"50 09"30 09"10 08"50 08"30 08"10 07"40 07"20 07"00 06"40 06"20 06"00 0 Fig. IV.10. Puissance active& réactive four en marche. 184 Chapitre IV. Modélisation&simulations UPFC COSQ COSQ 1 0,8 0,6 0,4 0,2 0 1 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 Fig. IV.11 Comparaison Cos φ ; a. Four a l’arret b. Four en Marche. Pour remédier a ces problèmes ; l’ex SNS a opté pour des dispositifs de compensation tels que : compensateur synchrone, compensateur statique à gradin. Ces derniers sont a l’arrêt aujourd’hui. Dans ce travail, nous proposons une compensation plus flexible, efficace par rapport aux méthodes utilisées auparavant dans le complexe. Une compensation par UPFC, ce dernier est incorporée au niveau du poste N°2 63 KV, qui assure généralement l’alimentation de l’aciérie électrique et parfois tous le complexe. Nous avons utilisée logiciel MATLAB-PSAT, ce dernier est conçu pour l’analyse et le control des réseaux électrique. 185 Chapitre IV. Modélisation&simulations UPFC IV.5. Simulation : Fig. IV.12. Incorporation d’un UPFC dans le réseau HT/MT Du complexe MITTAL STEEL ANNABA. Nous avons construis le modèle du réseau, en utilisant la librairie Simulink MATLAB-PSAT. L’incorporation du convertisseur UPFC est choisie au niveau du bus Y (poste 63 KV N°2), ce dernier qui assure aussi l’alimentation d’autre clients perturbateurs tels que ; TENDEM LAF, TSS et parfois toute l’usine a travers le réseau bouclé. Donc il est indispensable de veiller sur la stabilité de tension au niveau de ce poste, par un moyen adéquat qu’en propose dans ce travail. 186 Chapitre IV. Modélisation&simulations UPFC IV.6. Conclusion L'UPFC est un dispositif puissant parmi les systèmes FACTS. Dans ce chapitre nous avons développé le modèle dynamique transitoire de l' UPFC et nous avons vérifié ces caractéristiques. La définition des limites de control pour la partie parallèle et la partie série. Nous a permis de choisir la méthode de décomposition en (d-q) comme méthode d'identification des références. Nous avons également utilisé la méthode basée sur la M L I pour contrôler les onduleurs de tension. Enfin, nous avons fait des simulations avec le logiciel MATLAB-PSAT. 187 Chapitre V. Traitement des résultats V.1. Résultats de simulation La simulation par le logiciel MATLAB-PSAT. Passe tout d'abord par le choix des Références : • Les tensions dans les bus S, Y, Y’ : V=1 p.u. • Les puissance dans le bus 4 (four a arc) : P=0.8 p.u. Q=0.6 p.u. A l'instant t=2 s, nous avons changé les références de puissance au bus 04 pour qu’elles deviennent : P=0.2 p.u et Q=1.2 p.u. Ensuite, à l'instant t=5 s nous avons remis les références initiales. La figure V.1., montre les variations de : • La charge demandée. • La tension au bus Y (poste 63 N°2). • La tension au bus Y’ (poste 63 N°2). • La tension générée par SONALGAZ ; bus S. • La puissance active dans la ligne UPFC. • La puissance réactive demandée. La figure V.2., montre les variations de : • la tension aux bornes du condensateur. • L’angle alpha du convertisseur Shunt. • L’angle beta du convertisseur Série. • La tension injectée par la partie série. • l’indice de modulation shunt msh. • l’indice de modulation série mse. Nous remarquons que • les tension au bus (Y), (Y’) et (S) suivent leurs consignes, tension fixe a (1 p.u.) malgré les perturbations au niveau du bus 04 de l’aciérie électrique. Cela valide le bon fonctionnement de l’ U P F C. 188 Chapitre V. Traitement des résultats • La tension aux bornes du condensateur reste constante, grâce au convertisseur Shunt. En effet, la variation de l’angle alpha ainsi que l’indice de modulation shunt (msh) montre que la partie parallèle injecte (ou consomme) de la puissance réactive de manière à ce que la tension du réseau reste constante (tension au bus S). • La tension au bus (Y’) reste constante, grâce au convertisseur série. en effet l’injection d’une tension série, la variation de l’angle beta ainsi que l’indice de modulation série (mse) montre que la partie série maintien la puissance active dans la ligne de transmission ainsi que la tension fixe au bus de réception. • malgré l’augmentation de la puissance réactive, la tension générée par le système reste constante ce qui confirment que les deux convertisseurs (série, shunt), injecte de la puissance réactive dans le système. • malgré l’augmentation de la charge du système , la tension générée par le système reste constante ce qui confirment que les deux convertisseurs (série, shunt), échange de la puissance active avec le système. 189 Chapitre V. Traitement des résultats Fig V.1. Résultats de simulations du contrôle de variation de la charge Par UPFC. 190 Chapitre V. Traitement des résultats Fig.V.2. Fig V.1. Résultats de simulations du contrôle de variation de la charge Par UPFC 191 Conclusion générale La compensation de l’énergie réactive dans les réseaux électrique constitue un sujet important pour les exploitants, comme nous avons pu le constater tout le long de ce travail. Notre travail a été consacré a la compensation de l’énergie réactive par convertisseur afin d’améliorer la qualité de l’énergie électrique et d’assurer une stabilité d’un réseau électrique. Nous avons présenté les perturbations affectant la qualité de l’énergie électrique (Q.E.E) dans un réseau électrique, cette dernière est caractérisée par les indices suivants : • La fréquence. • L’amplitude des trois tensions. • La forme d’onde. • La symétrie. Parmi les facteurs qui provoque des perturbations majeurs et déprécié la Q.E.E sont : • Variations de la fréquence. • Variations lentes&rapides de la tension. • Harmoniques (inter harmonique). • Dissymétrie du système triphasé (déséquilibre). Nous avons présenté plusieurs solutions d’amélioration traditionnels et modernes tels que : • Rééquilibrage des courants du réseau. • Filtrages des harmoniques. • Compensation d’énergie réactive. L’amélioration du facteur de puissance constitue sans doute un paramètre très important dans l’amélioration de la qualité de l’énergie du point de vue technique et économique. Le facteur de puissance est l’un des plus importants indices de la qualité d’énergie électriques dans les réseaux électriques. Un mauvais facteur de puissance à des influences pour tous les acteurs : producteur, fournisseur et exploitant de l’énergie. 192 Conclusion générale L’amélioration de ce facteur demeure le souci majeur surtout pour le fournisseur (réseau de transport), la compensation d énergie réactive est l’unique solution pour l’améliorer. Pour ce faire plusieurs méthodes sont a distinguées : • Compensateur Synchrone. • Compensation par batteries de condensateurs. • Compensateurs Statiques. • Convertisseurs Statiques. Les deux premières méthodes ont démontrées leurs limites, par leurs modes de contrôles classiques, elles ne répondent pas en temps réel face aux perturbations dont fait l’objet le réseau électrique. La troisième méthodes est l’une des plus performantes, par son mode de control et réponse en temps réel. Mais tous simplement son domaine d’utilisation est limités par le courant et la tension qu’ils supportent les thyristors, ce qui rend la compensation en haute tension pratiquement impossible. La dernière méthodes est la plus récente (FACTS), elle offre la possibilité de compenser en haute tension avec des thyristors GTO qui supportent des courants et tensions très grandes en plus leur avantage de suivre l’évolution de la puissance active et réactive dans deux plans différents. L’ UPFC est un compensateur qui est plus complet que les autre, en pratique elle utilisé pour la gestion de l’énergie dans les réseaux électriques. Le flux d’énergie sur les réseaux électrique, est une préoccupation majeure des exploitants. La maîtrise de gestion de ces flux à une importance cruciale, en autorisant l’utilisation de toute la capacité du système et de la maintenir à des niveaux adéquats de stabilité. Les systèmes FACTS ont la capacité de gérer le flux d’énergie dans un réseau électrique, grâce aux avancées récentes dans la technologie des GTO/IGBT, le temps de réaction de ces dispositifs a diminué à quelque milli- secondes. Les systèmes FACTS peuvent contrôler la puissance transmissible dans les lignes de transports en utilisant trois méthodes : la compensation série, la compensation shunt et la compensation hybride. 193 Conclusion générale La compensation hybride (série parallèle) de la puissance réactive, l’ UPFC peut être utilisé en plusieurs modes : • Mode d’injection direct d’une tension. • Mode de compensation de l’impédance de la ligne. • Mode de réglage de la phase. • Mode de control automatique du flux de puissance. L’ UPFC est un compensateur qui est plus complet que les autres, grâces à ces multiples fonctions. En pratique ce dernier peut être utilisé pour la gestion des flux de l’énergie dans les réseaux électriques. Il est important de remarquer que ce dispositif peut avoir d’autres taches et fonctions en plus de sa mission de compensation d’énergie réactive. L'UPFC est un dispositif puissant parmi les systèmes FACTS. Dans ce chapitre nous avons développé le modèle dynamique transitoire de l' UPFC et nous avons vérifié ces caractéristiques. La définition des limites de control pour la partie parallèle et la partie série. Nous a permis de choisir la méthode de décomposition en (d-q) comme méthode d'identification des références. Nous avons également utilisé la méthode basée sur la M L I pour contrôler les onduleurs de tension. Enfin, nous avons fait des simulations avec le logiciel MATLAB-PSAT. Les résultats de simulations ont validé notre méthode de compensation, avec une stabilité des tensions au niveau des bus, malgré les perturbations causées par la mise en marche des fours a arc de l’aciérie électrique. 194 Références [1] M.A.E ALALI, ‘Contribution à l’étude des compensateurs actifs des réseaux électriques basse tension’, Thèse de doctorat de l’université de LOUIS PASTEUR (STRASBOURG), 12 Septembre 2002. [2] ALAIN ROBERT (ELIA), ‘Qualité de l’électricité dans le marche libéralisé’, Séminaire organisé par le professeur Jean-Louis LILIEN, université de LIEGE, 8 décembre2004. Cahier technique, ‘la distribution B.T.’, Catalogue général SOCOMEC France. JEAN –PAUL LERY&GILBERT BATCH, ‘Les stations de pompage d’eau’ troisième éditions, technique et documentation de l’A.G.H.T.M 1980. LAC LASNE, ‘Notions de base et réseau électrique’, cours du département Electrotechnique-Electronique-Automatique de l’université de BORDEAUX 12/2005. K. 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