REPUBLIQUE ALGERIENNE 0DEMOCRATIQUE ET POPULAIRE
publicité
REPUBLIQUE ALGERIENNE 0DEMOCRATIQUE ET POPULAIRE MINISTERE DE L'ENSEIGNEMENT SUPERIEUR ET DE LA RECHERCHE SCIENTIFIQUE UNIVERSITE DES SCIENCES ET DE LA TECHNOLOGIE «Mohamed Boudiaf » ORAN FACULTE DE GENIE ELECTRIQUE DEPARTEMENT D’ELECTROTECHNIQUE ECOLE DOCTORALE DE GENIE ELECTRIQUE (USTO) Option : Réseaux Electriques Intitulé du mémoire : Influence des FACTS sur L’écoulement De puissance Dans Les Réseaux D’énergie Electriques Présenté par : Mr MEFTOUHI ABDELMALEK En vue de l'obtention du diplôme de : Magister Mémoire soutenu devant le jury composé de : Mr T. Bouthiba Professeur USTO MB Président Mr A. Allali Maitre de Conférences (A) USTO MB Rapporteur Mr H. Bouzeboudja Maitre de Conférences (A) USTO MB Examinateur Mr M. Laouer Maitre de Conférences (A) U. Saida Examinateur Année universitaire 2012/2013 Tout d’abord je remercie le bon dieu le tout puissant de m’avoir donné le courage et la volonté pour pouvoir réaliser ce modeste travail. J’exprime mes sincères remerciements Je tiens à remercier vivement mon encadreur Dr Allali Ahmed Maitres de conférences qui a manifesté son entière disponibilité pour mon encadrement, et n’a ménagé aucun effort pour l’aboutissement de ce travail. Je remercie également Pr Bouthiba Tahar (président de jury) et Dr Bouzeboudja Hamid et Dr Laouer Mohamed Maitres de conférences (A) respectivement université de USTO M.B et université Moulay Tahar de Saida de l’intérêt dont ils font preuve à mon égard pour lire ce mémoire et en assistant à ma soutenance. Je remercie également Pr Benaichaba chellali (responsable de l’école doctoral Promotion 2008) et Dr Laoufi A., Dr Tamali M. Maitres de conférences université de Bechar, Pr Chaker A. de l’ENSET Oran, et Pr Rahli M. de USTO M.B qui ont contribué à notre formation. Mes profonds remerciements à: • L’ensemble des enseignants qui ont participé à ma formation. • Tous ceux qui ont contribué de prés ou de loin à l’élaboration de ce travail. • Mon cher ami, Mr Madi Houcine, pour son encouragement. Résumé: Le développement technologique a contribué à une augmentation de la consommation d’énergie qui a eu pour conséquence un accroissement des puissances à générer et à transporter. Pour résoudre le problème de l’acheminement de la puissance disponible sur les lieux de consommation, il est nécessaire de déterminer le niveau de production de chaque groupe et les transits de puissance dans le réseau. L'expansion continuelle des réseaux de transport d'énergie montre les limites des capacités de transit des systèmes existants. Les gestionnaires de réseaux sont contraints d'exploiter le système au plus prés de ses limites thermiques et dynamiques, alors que les consommateurs sont de plus en plus exigeants quant à la qualité de l'énergie et la continuité de service. L'amélioration de la qualité de l'énergie, l'augmentation de la capacité de l'énergie, transitée et le contrôle des réseaux existants peuvent être obtenu grâce à la mise en place de nouvelles technologies. Les FACTS à base d'électronique de puissance apportent des solutions dynamiques, efficaces et prouvées à la conduite des réseaux. Certaines lignes situées sur des chemins privilégiés peuvent être surchargées. Dès lors, il est intéressant pour le gestionnaire du réseau de contrôler ces transits de puissance afin d'exploiter le réseau de manière plus efficace et plus sûre. La technologie FACTS est un moyen permettant de remplir cette fonction. Avec leur aptitude a modifier l'impédance apparente des lignes, les dispositifs FACTS peuvent être utilisés aussi bien pour le contrôle de la puissance active que pour celui de la puissance réactive ou de la tension. Plusieurs types de FACTS existent et le choix du dispositif approprié dépend des objectifs à atteindre. Ce travail présente une étude de l’impact du SVC sur l’écoulement de puissance, en utilisant le logiciel Neplan. les résultats numérique sont effectuées sur un system de 30 Nœuds, les résultats avec et sans SVC sont comparé en terme de tensions, de flux de puissance active et réactive pour démontré la performance du model SVC. Mots clés: FACTS, SVC, écoulement de puissance, logiciel Neplan لقد ساهم التطور التكنولوجي إلى زيادة في استهالك الطاقة مما أدى إلى زيادة القوة لتوليد ونقل لحل المشكلة من توجيه: ملخص استمرار التوسع في. وقوة التدفقات في الشبكة،من الضروري لتحديد مستوى اإلنتاج من كل مجموعة, الطاقة المتاحة في المو قع استهالك و يضطر مسيرو الشبكة لتشغيل النظام وعلى مقربة من حدودها الحرارية.شبكات نقل الطاقة يبين حدود قدرات العبور من النظم القائمة ، وزيادة قدرة الطاقة، تحسين نوعية الطاقة. واستمرارية الخدمة، بينما المستهلكين يطالبون بصورة متزايدة حول نوعية الطاقة،والديناميكية . من خالل إدخال تكنولوجيات جديدة يمكن تحقيق النقل الجيد ومراقبة الشبكات يمكن لبعض الخطوط على. وأثبتت فعاليتها في إدارة الشبكات، المعتمدة على االلكترونيات تقدم حلول الديناميكيةLes FACTS من المثير لالهتمام لمسيري الشبكة التحكم في تدفق الطاقة لتشغيل الشبكة أكثر كفاءة، من اآلن فصاعدا.المسارات المفضلة تجاوز طاقتها ويمكن استخدامها على حد،مع قدرتها على تغيير الممانعة الظاهرية الخطوط، هي وسيلة لتحقيق هذه المهمة.Les FACTS وأكثر أمانا واختيار الجهاز المناسب يعتمد، Les FACTS هناك عدة أنواع من.سواء للسيطرة على االستطاعة الفعالة واالستطاعة الرادية أو الجهد يتم تنفيذ النتائج العدديةNeplan وذلك باستخدام برنامج، في تدفق االستطاعةSVC هذا العمل يعرض دراسة ألثر.على األهداف المرجوة التدفق واالستطاعة الرادية للحصول على أداء، من حيث التوترSVC يتم مقارنة النتائج مع وبدون، عقدة03على نظام العقد المتكون من .logiciel Neplan ، تدفق االستطاعة،Les FACTS ،SVC : الكلمات المفتاحية. SVC حافل لنموذج Table des matières Introduction général…………………………………………………………………….. 1 Chapitre I : Etat de l’art I. Etat De L’art………………………………………………………………………...... 4 I.1Introduction…………………………………………………………………………... 4 I.2 Définition des FACTS ……………………………………………………………… 5 I.3 Classification des dispositifs FACTS……………………………………………….. 6 I.4 Rôle des dispositifs FACTS ………………………………………………………… 7 I.5.1 Compensateurs parallèles ………………………………………………………… 8 I.5.1. 1 TCR (Thyristor Controlled Reactor)…………………………………………… 8 I.5.1 .2 SVC Compensateur statique de puissance réactive ……………………………. 9 I.5.1 .3 STATCOM Compensateur statique synchrone ………………………………... 9 I.5.2 Compensateurs Séries……………………………………………………………... 10 I.5.2 .1 TSSC Compensateur série commuté par thyristor ……………………………... 10 I.5.2 .2 Compensateur série commandé par thyristor (TCSC)………………………….. 10 I.5.2 .3 SSSC Compensateur série synchrone ………………………………………….. 11 I.5.3 Compensateur série parallèle (hybride) …………………………………………... 12 I.5.3 1 Contrôleur de transit de puissance universel (UPFC) …………………………... 12 I.5.3 2 Transformateur déphaseur commandé par thyristor (TCPST) …………………. 13 I.5.3.3 Régulateur d’angle de phase commandé par thyristor (TCPAR) ………………. 13 I.5.3.4 Régulateur de tension commandé par thyristor (TCVR)………………………... 13 I.6 Conclusion ………………………………………………………………………….. 14 Chapitre II : Répartition des puissances dans les réseaux électriques II. Répartition des puissances dans les réseaux électriques…………………………….. 15 II.1 Introduction………………………………………………………………………… 15 II.2 Le Système de puissance…………………………………………………………… 16 II.2.1 Caractéristiques des systèmes électriques………………………………………... 16 II.2.1 .1 Centrales électriques …………………………………………………………... 16 II.2. 1.2 Réseau de transport …………………………………………………………… 17 II.2. 1.3 La consommation électrique ………………………………………………….. 17 II.3.1 Fonctionnement du système d’énergie électrique ……………………………….. 17 II.3.2Architecture du réseau électrique ………………………………………………… 18 II.4.1 Phénomènes liés à la qualité de l’énergie………………………………………… 19 II.4.1.2 Les harmoniques ……………………………………………………………….. 19 II.4.1.3 Les creux de tension et les coupures brèves……………………………………. 21 II.4.1.4 Variations et fluctuations de tension…………………………………………… 22 II.4.1.5 Surtensions……………………………………………………………………... 23 II.4.1.6 Déséquilibre ……………………………………………………………………. 24 II.6 Puissance transmise par une ligne électrique………………………………………. 25 II.6.1 Chute de tension dans une ligne …………………………………………………. 26 II.6.2 Compensation de la puissance réactive…………………………………………... 27 II.6.3 Compensation Traditionnelle ……………………………………………………. 27 II.6.3.1 La compensation parallèle (shunt) …………………………………………….. 27 II.6.3.2 Compensation traditionnelle série……………………………………………… 29 II.7 Modélisation du système de puissance ……………………………………………. 30 II.7.1 Introduction ……………………………………………………………………… 30 II.7.2 Les éléments du modèle………………………………………………………….. 31 II.7.2.1 Modèle du générateur ………………………………………………………….. 31 II.7.2.2 Réseau de transport ……………………………………………………………. 31 II.7.2.3 Modèle de transformateurs……………………………………………………... 32 II.7.2.4 Modèle des lignes de transmission …………………………………………….. 33 II.7.2.5 Modèle des charges ……………………………………………………………. 34 II.7.3 Les équations d’état généralisé du modèle ………………………………………. 35 II.8 Moyens de compensation réactive et de réglage de tension ……………………….. 35 II.8.1 Condensateurs et inductances fixes ……………………………………………… 36 II.8.2 Groupes de production et compensateurs synchrones …………………………… 37 II.8.3.Compensateurs statiques ………………………………………………………… 37 II. 9 Résolution du problème de la répartition de puissance …………………………… 37 II.9.1 méthode de Newton-Raphson …………………………………………………… 37 II.9.2 Application de la méthode pour le calcul de l’écoulement de puissance ………... 38 II.9.3 Calcul des jacobiens ……………………………………………………………... 40 II.10. Algorithme de Newton –Raphson ……………………………………………….. 41 II.11 Conclusion ………………………………………………………………………... 42 Chapitre III : Compensateur statique D’énergie réactive (SVC) III .Compensateur statique D’énergie réactive (SVC)…………………………………. 44 III.1 Introduction ……………………………………………………………………….. 44 III.2 Définition du SVC ………………………………………………………………... 44 III.3.1 Historique du SVC ……………………………………………………………… 45 III.3.2 Avantage du SVC ………………………………………………………………. 46 III.3.3 Structure d u SVC (Static Var Compensator)…………………………………… 46 III.4 Constitution du SVC ……………………………………………………………… 47 III.4 1 Condensateur fixe (FC) …………………………………………………………. 47 III.4 2 Réactance commandée par thyristors (TCR) …………………………………… 47 a) Principe de fonctionnement…………………………………………………….. 47 III.4 3 Condensateur commuté par thyristors (TSC) …………………………………… 48 III.4.4 TCR (Réactance Commandées par thyristor) …………………………………... 50 III.5 Modélisation du dispositif SVC …………………………………………………... 53 III.5.1 Modèle de compensateur statique de puissance réactive SVC …………………. 53 III.6 Emplacement du SVC …………………………………………………………….. 54 III.6 1 SVC placé en un nœud du réseau ……………………………………………….. 54 III .6 .2 SVC placé au milieu d'une ligne……………………………………………….. 54 III.7 Conclusion………………………………………………………………………… 55 Chapitre IV : Environnement du Logiciel NEPLAN IV .Environnement du Logiciel NEPLAN……………………………………………… 56 IV.1. Introduction……………………………………………………………………….. 56 IV.2.Interface utilisateur ………………………………………………………………. 57 IV.2.1 Barre d'outils ……………………………………………………………………. 57 IV.2.2 Espace de Travail………………………………………………………………... 57 IV.2.3 Gestionnaire des variantes ……………………………………………………… 57 IV.2.4 Fenêtre des symboles …………………………………………………………… 57 IV.2.5 Fenêtre des messages …………………………………………………………… 57 IV.3. Aide en ligne …………………………………………………………………….. 57 IV.4. Organisation des données ………………………………………………………... 59 IV.5. Les éléments de base de Neplan…………………………………………………. 59 IV.5.1Nœud…………………………………………………………………………….. 59 IV.5.2 Elément …………………………………………………………………………. 59 IV.6.1 Modélisation des éléments Actifs ………………………………………………. 60 IV.6.2 Équipement de protection, transformateurs de courant et de tension …………… 60 IV.6.3 Poste …………………………………………………………………………….. 60 IV.6.4 Symbole ………………………………………………………………………… 60 IV.6.5 Interrupteurs …………………………………………………………………….. 60 IV.6.6 Zones et les régions …………………………………………………………….. 61 IV.6.7 Réseaux partiel ………………………………………………………………….. 61 IV.7 La création D’un Nouveau Projet ………………………………………………… 62 IV.7.1 Etape 1 : créer un nouveau projet………………………………………………. 62 IV.7.2.1 Etape 2 : Saisir Un réseau …………………………………………………….. 63 IV.7.2.2 Données d’entrée ……………………………………………………………... 64 IV.8.Saisir le réseau…………………………………………………………………….. 64 IV.8.1 Saisir un élément ………………………………………………………………... 64 IV.8.2 saisir Un nœud ………………………………………………………………….. 65 IV.8.3 saisir une liaison ………………………………………………………………... 66 IV.8.4 Construire le réseau entier (Astuces pour saisir les lignes) …………………….. 66 IV.9 Tester votre réseau ……………………………………………………………….. 67 IV.10 Répartition des puissances ………………………………………………………. 67 a) Ouvrir le projet …………………………………………………………………. 67 b) Paramètres du calcul …………………………………………………………… 68 c) Choisir les variables de sortie pour les résultats ………………………………. 69 d) Calcul…………………………………………………………………………… 70 IV.11 Conclusion ………………………………………………………………………. 70 Chapitre V : Simulation V .Simulation…………………………………………………………………………… 72 V.1.Introduction……………………………………………………………………….... 72 V.2.Structure du réseau simulé ………………………………………………………… 72 V.3. Données du réseau de 5 nœuds …………………………………………………… 72 V.3.1 Données des nœuds du réseau …………………………………………………… 73 V.3.2 Données des Branches du réseau ………………………………………………... 73 V.4.Présentation du réseau a étudié ……………………………………………………. 73 V.5.Résultats et interprétations ………………………………………………………… 74 V.5.1 Résultats des tensions et des puissances ………………………………………… 74 V.6. Données du réseau à 30 nœuds…………………………………………………... 74 V.6.1 Tableau des valeurs planifiées du réseau ….…………………………………….. 75 V.6.2 Caractéristiques du réseau………………………………………………………... 76 V.7 Présentation du réseau à étudier……………………………………………………. 77 V.8 Illustration …………………………………………………………………………. 78 V.9 Les différents cas de résolution……………………………………………………. 78 V.9.1 Résultats de calcul de répartition des charges LF (load flow)…………………… 79 V.9.2.Interprétation …………………………………………………………………….. 80 V.9.3 résultats de Calcul de l’écoulement de puissances (avec un SVC) ……………… 81 V.9.4 Interprétation……………………………………………………………………... 82 V.9.5 Résultats de calcul de l’écoulement de puissance (avec deux SVC)……………. 84 V.9.6 Interprétation……………………………………………………………………... 86 V.9.7 Résultats de calcul de l’écoulement de puissance (avec trois SVC)…………….. 88 V.9.8 Interprétation……………………………………………………………………... 89 V.9.9 Résultats de calcul de l’écoulement de puissance (avec Quatre SVC)………….. 91 V.9.10 Interprétation……………………………………………………………………. 92 V.9.11 Résultats de calcul de l’écoulement de puissance (avec cinq SVC)…………… 94 V.9.12 Interprétation……………………………………………………………………. 95 V.10 Analyse des résultats ……………………………………………………………... 99 V. 11 Conclusion ……………………………………………………………………….. 100 Conclusion générale…………………………………………………………………….. 101 Bibliographie……………………………………………………………………………. 103 Introduction générale INTRODUCTION GENERALE La croissance économique et démographique impose de renforcer la sécurité, les capacités de transit et la flexibilité des réseaux de transport d’électricité. Un réseau électrique fiable est un des piliers des économies développées et un levier essentiel pour les économies en développement. Un approvisionnement fiable à un prix abordable s’appuie sur les réseaux de transport et de distribution, traits d’union entre les centres de production et les zones de consommation. Face à un marché en pleine mutation, les opérateurs de réseaux se doivent de trouver des moyens pour exploiter les lignes de transport existantes plus efficacement, augmenter les échanges d’énergie transfrontaliers et garantir la qualité du produit « électricité»; d’où le regain d’intérêt pour des solutions pointues. Toutes ces solutions, qu’elles soient fondées sur des méthodes traditionnelles ou des technologies innovantes, doivent servir à réguler les flux d’énergie entre le producteur et le consommateur, et garantir la stabilité du réseau. Avec le développement technologique et industriel que vie le monde entier la demande en énergie électrique est en augmentation continue et sans cesse. Pour satisfaire ces besoins et acheminer cette énergie aux points de consommation dispersés sur un large espace géographique; les réseaux électriques, ayant des capacités de transit limité à cause des limites thermique des lignes, doivent s'élargir et de nouvelles lignes d'extension seront ajoutées. Face à ce problème et devant les contraintes environnementale, écologique et économique de reconstructions de nouvelles lignes, 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 et d'augmenter leurs capacités de transfert.[1]. Si l’électronique de puissance est couramment utilisée dans l’industrie : pour piloter les machines tournantes, pour la commande des actionneurs, l’alimentation des charges.., son champ d’application s’est élargi dans un premier temps au réseau de transport électrique, il s’agit des systèmes FACTS (Flexible AC Transmission System). Le nouveau contexte énergétique a dans un second temps ouvert des possibilités très larges au niveau de la distribution électrique. Les nouveautés sont essentiellement la dérégulation du marché de l’électricité et la politique énergétique visant à promouvoir les énergies renouvelables. Ainsi l’électronique de puissance a un potentiel énorme pour entre autres : - l’interfaçage des producteurs au réseau, comme par exemple pour : les systèmes éoliens, les systèmes photovoltaïques, les micro-turbines, les piles à combustibles... ; - l’interfaçage de réseaux et la distribution en courant continu ; 1 Introduction générale - l’amélioration de la qualité d’énergie du réseau. Ces dernières permettent de résoudre certains problèmes liés aux perturbations en tension ou courant pouvant être néfastes pour les producteurs et/ou au bon fonctionnement du réseau en lui-même ; - le réglage des flux énergétiques actifs et réactifs transitant dans les lignes.[3] La gestion du réseau électrique ne consiste pas seulement à faire en sorte que les transits de puissance soient inférieurs aux capacités de transport du réseau. Il faut également surveiller plusieurs paramètres techniques, dont le niveau de tension et qu’il doit rester dans une plage autorisée en tout point du réseau, dans toutes les situations de production et de consommation prévisibles. En effet, la tension peut localement être dégradée et le système électro énergétique s’accompagne inévitablement par des pertes des puissances actives et réactives dans les lignes et les transformateurs. Les pertes réactives peuvent être considérables et leur compensation exige l’augmentation de la puissance des installations. En conséquence les indices techniques et économiques de fonctionnement des réseaux et des récepteurs d’énergie électrique, changent d’une manière négative. Ces conséquences peuvent être réduites par le moyen de la compensation de l’énergie réactive en agissant sur les paramètres du compensateur dans le nœud du réseau électrique. Bien que le domaine de la compensation de l’énergie réactive soit connu d’une manière générale, mais, il reste que les industries sont investies de charges puissantes à caractères non linéaires tel que les fours électriques ; ce qui nous permet d’apprécier l’importance du problème et ses imbrications multiples dans le domaine de l’économie. Pour ce genre de charge, la compensation de l’énergie électrique rencontre des difficultés lors de l’élaboration des réseaux électriques et des moyens de compensation quoi sont souvent liées à des questions principales. Parmi ces questions ; l’équilibre et l’évaluation de la balance de la puissance réactive dans les nœuds à tension non sinusoïdale et le choix des installations de compensation dans les nœuds du réseau à caractère non sinusoïdal. [2] Ce travail s'articule autour de l’influence des systèmes de contrôle rapide des réseaux électriques utilisant les ressources offertes par l’électronique de puissance. Ces systèmes sont les dispositifs FACTS, permettant de contrôler l’écoulement de puissance active à travers une ligne de transport d’énergie électrique. 2 Introduction générale Afin de répondre aux objectifs cités ci-dessus, ce mémoire est organisé en Cinq chapitres de la manière suivante : Dans le premier chapitre nous présentons les différentes structures de FACTS (parallèle, série et hybride) basées sur les Thyristors ou les IGBT/GTO. Un aperçu sur le fonctionnement des réseaux électriques, on va voir brièvement les facteurs qui limitent la puissance transmissible dans une ligne de transport et la chute de tension provoquée par le transit de puissance, on va également discuter l’analyse de l’écoulement de puissance et les différents moyens classiques de compensation, est l’objet du deuxième chapitre. - Afin d’étudier le comportement de SVC associé à un réseau de transport et la synthèse de sa loi de commande, le troisième chapitre développe un modèle de SVC. La structure de base, le principe de fonctionnement, le modèle mathématique. Dans le quatrième chapitre nous présentons L’utilisation l’environnement du logiciel, NEPLAN pour l’étude de l’écoulement de puissance dans un réseau d’énergie électrique. - Dans le cinquième chapitre nous présentons d’abord le schéma équivalent du réseau étudié, en suite nous exposons les résultats de simulation obtenus par le logiciel NEPLAN, ainsi leurs interprétations. Enfin, il ne nous restera plus qu’à conclure et a proposé des perspectives d’études futures permettant de compléter ce travail. 3 Chapitre I Etat de l’art I. ETAT DE L’ART I.1 Introduction: Les réseaux maillés, soumis à des boucles de puissance indésirables entre zones interconnectées, subissent des surcharges de lignes, des problèmes de stabilité et de toute manière un accroissement des pertes. Les moyens classiques de contrôle des réseaux (transformateur à prises réglables en charge, transformateurs déphaseurs, compensateurs série ou parallèle commutés par disjoncteurs, modification des consignes de production, changement de topologie du réseau et action sur l'excitation des générateurs) pourraient dans l'avenir s'avérer trop lents et insuffisants pour répondre efficacement aux perturbations du réseau, compte tenu notamment des nouvelles contraintes. Il faudra vraisemblablement, dans l'avenir, compléter leur action en mettant en œuvre des dispositifs électroniques de puissance à grande vitesse de réponse, récemment développés et connus sous l'appellation FACTS (Flexible Alternative Current Transmission System) pour le contrôle des réseaux. Le développement récent des dispositifs FACTS ouvre de nouvelles perspectives pour une exploitation plus efficace des réseaux par action continue et rapide sur les différents paramètres du réseau (déphasage, tension, impédance). Ainsi, les transits de puissance seront mieux contrôlés et les tensions mieux tenues, ce qui permettra d'augmenter les marges de stabilité ou de tendre vers les limites thermiques des lignes. [04] Les systèmes de transmission en courant alternatif sont considérés comme non- flexibles. L’écoulement de puissances ne peut pas être contrôlé le long de son chemin désiré. Les réseaux électriques souffrent des chemins parallèles et des boucles de puissance. Par conséquent, quelques lignes de transmission sont surchargées. Pour les longues lignes, le problème de la stabilité transitoire après un défaut majeur, est fréquemment un facteur de limitation. On parle actuellement avec instance sur la libéralisation du marché de l’énergie électrique et son ouverture à la concurrence. Une nouvelle conception de l’exploitation et de la planification s’impose inévitablement. Parmi les solutions récentes, adaptées à un tel changement, c’est l'utilisation de la nouvelle technologie à base d’électronique de puissance FACTS (Flexible AC Transmission system). Les systèmes FACTS sont des moyens de contrôle rapides et flexibles capables de faciliter l’écoulement de puissance, d’augmenter la capacité de transfert de l’énergie électrique, de réduire les coûts de génération et d’améliorer la sécurité et la stabilité du réseau. Contrairement, à ce que nous avons connu, en termes de compensateurs classiques et des stabilisateurs statiques du réseau électrique, le but est de réaliser un contrôle à grande vitesse des paramètres électriques du système de transmission comprenant la tension, l’impédance et l'angle de phase. La commande à grande vitesse de un ou deux de ces paramètres est possible par l’utilisation des dispositifs FACTS. [05] 4 Chapitre I Etat de l’art Aujourd'hui cette technologie "FACTS" s'impose pour les systèmes énergétiques en augmentant leurs capacités de transport, en améliorant le contrôle des paramètres de ces derniers donc leur assurer une flexibilité du transfert de l'énergie L’intérêt de ces systèmes est non seulement de pouvoir contrôler l’écoulement de puissance dans les réseaux, mais aussi d’augmenter la capacité effective de transport jusqu’à leur limite thermique maximale tous en maintenant, voir en améliorant la stabilité des réseaux. Les différents systèmes FACTS existant peuvent être classés en trois catégories [06]. Les compensateurs parallèles. Les compensateurs série ou compensateurs d’impédance. Les compensateurs déphaseurs. Les systèmes de transmission du courant alternatif incorporant des contrôleurs à base d'électronique de puissance et autres contrôleurs statiques afin d'améliorer la contrôlabilité des réseaux électriques ainsi que la capacité de transfert des lignes.ces FACTS ont l’aptitude d'accommoder aux changements du système énergétique et aux conditions de fonctionnement en maintenant l'état stable et de suffisantes marges de stabilité transitoire.[01] La répartition des puissances et le maintien de la stabilité des systèmes électriques s’appuient sur des dispositifs classiques comme les régulateurs automatiques de tension, les stabilisateurs de systèmes électriques, les transformateurs et, enfin, les dispositifs de transport flexible en courant alternatif FACTS qui doivent être pris en compte dans les algorithmes de régulation. I.2 Définition des FACTS: “FACTS” est un terme générique qui caractérise l’ensemble des équipements mettant en jeu de l’électronique de puissance (diodes, thyristors, GTO, IGBT…..), Ces éléments jouent le rôle d’interrupteurs très rapides ; ce qui confère aux dispositifs FACTS une vitesse et une fiabilité bien supérieures à celles des systèmes électromécaniques classiques. Ces équipements contrôlent dynamiquement ensemble ou séparément les différents paramètres du réseau : tension, impédance, la phase du réseau…. Ils sont utilisés pour améliorer, d’une façon générale les performances d’un réseau (stabilité, capacité de transport….) Les FACTS (abréviation anglaise de Flexible AC Transmission Systems), sont définis comme suit : Ceux sont des systèmes à courant alternatif incorporant des éléments d’électronique de puissance et d’autres contrôleurs statiques pour l’amélioration de la contrôlabilité et la capacité du transit de la puissance. Ils peuvent contribuer à faire face aux problèmes rencontrés dans l’exploitation des réseaux électriques. Il est possible d’augmenter la puissance active transitée entre deux réseaux soit en maintenant la tension des systèmes, soit en augmentant l’angle de transport entre les deux systèmes, en réduisant artificiellement l’impédance de la liaison. En jouant sur un ou plusieurs 5 Etat de l’art Chapitre I de ces paramètres, les FACTS permettant un contrôle précis des transits de puissance réactive, une optimisation des transits de puissance active sur les installations existantes et une amélioration de la stabilité dynamique du réseau.ils permettent aussi aux consommateurs industriels de réduire les déséquilibres de charges et de contrôler les fluctuations de tensions crées par des variations rapides de la demande de puissance réactive et ainsi d’augmenter les productions.[10] I.3 Classification des dispositifs FACTS: Le tableau de la figure I.1 représente te les grandes catégories des dispositifs de contrôle des réseaux électriques; la colonne sur la gauche contient les systèmes conventionnels constitues de composant de base RLC et transformateurs de valeurs fixes (compensation fixe) ou variable commandés par des interrupteur mécaniques. Les dispositifs FACTS continents également les mêmes composants mais rapidement commander avec des interrupteurs statiques et convertisseurs de l'électronique de puissance. Figure. I.1 Catégories des Dispositifs FACTS La colonne gauche des systèmes FACTS présente les contrôleurs à base des thyristors ou bien à des convertisseurs à thyristor tel que le SVC et le TCSC qui sont connu depuis plusieurs dizaines d'années à titre de compensateurs shunt et série respectivement et qui ont prouvé leur fiabilité dans le contrôle des réseaux. Les dispositifs dans la colonne de droite sont la technologie la plus avancée des FACTS avec des convertisseurs de sources de tension à base des interrupteurs statiques sophistiqués IGBT (Insulated Gate Bipolar Transistors) ou bien les IGCT (Insulated Gate Commutated 6 Chapitre I Etat de l’art Thyristors) tel que le STATCOM, le SSSC et l'UPFC. Ces convertisseurs de source de tension fournissent ou injectent une tension totalement contrôlable en amplitude et en phase en série ou en parallèle dans le réseau selon les exigences de contrôle en exerçant une MLI sur les gâchettes des interrupteurs de ces convertisseurs.[01] Chaque élément de ces colonnes peut être structuré selon sa connexion au réseau, en général Les FACTS sont devisés en trois grandes catégories principales : - Compensateurs séries: ces compensateurs sont connectés en série avec le réseau comme une impédance variable (inductive ou capacitive) ou une source de tension variable. Utilisés pour la compensation série de la puissance réactive et par leur influence sur l'impédance effective des lignes ils interviennent dans le contrôle du flux de puissance et la stabilité de ce dernier. En général ces dispositifs séries injectent une tension en série avec la ligne de transmission. - Compensateurs shunts: Ils consistent en une impédance variable, source variable ou une combinaison des deux. Ils injectent un courant dans le réseau à travers le point de connexion. Ils sont principalement pour la compensation de la puissance réactive et par conséquence contrôler de tension des nœuds. - Compensateurs hybrides série-shunt: c'est une combinaison des dispositifs séries et shunts commandé d'une manière coordonné afin d'accomplir un contrôle prédéfini. Ils permettent un contrôle multi variables, ils servent à contrôler le flux de puissance active et réactive, la tension et l'angle de transport de l'énergie. [07] I.4 Rôle des dispositifs FACTS: Le développement des dispositifs FACTS est essentiellement dû aux progrès réalisés dans le domaine des semi-conducteurs de puissance et plus particulièrement des éléments commandables tels le thyristor et le thyristor GTO. Les FACTS représentent une alternative aux dispositifs de réglage de puissance utilisant des techniques passives : bobine d’induction et condensateur déclenchés par disjoncteur, transformateur déphaseur à régleur en charge mécanique, etc. dans les dispositifs FACTS, les interrupteurs électromécaniques sont remplacés par des interrupteurs électroniques. Ils disposent ainsi de vitesses de commande très élevées et ne rencontrent pas les problèmes d’usure de leurs prédécesseurs. De ce fait, les FACTS possèdent une très grande fiabilité et une flexibilité pratiquement sans limite. Dans un réseau électrique, les FACTS permettent de remplir des fonctions tant en régime stationnaire qu’en régime transitoire. Ils agissent généralement en absorbant ou en fournissant de la puissance réactive, en contrôlant l’impédance des lignes ou en modifiant les angles des tensions. En régime permanent, les FACTS sont utilisés principalement dans les deux contextes suivants : 7 Chapitre I Etat de l’art Le maintien de la tension à un niveau acceptable en fournissant de la puissance réactive lorsque la charge est élevée et que la tension est trop basse, alors qu’à l’inverse ils en absorbent si la tension est trop élevée; Le contrôle des transits de puissances de manière à réduire, voire supprimer, les surcharges dans les lignes ou les transformateurs ainsi que pour éviter les flux de bouclage dans le réseau. Ils agissent alors en contrôlant la réactance des lignes et en ajustant les déphasages. De par leur vitesse de commande élevée, les FACTS possèdent de nombreuses qualités en régime dynamique. Ils permettent en particulier : D’accroître le réserve de stabilité transitoire ; D’amortir les oscillations de puissance ; De supporter de manière dynamique la tension.[08] I.5.1 Compensateurs parallèles: Selon la demande des consommateurs, les lignes électriques doivent transporter des puissances actives et aussi des puissances réactives. Afin d’éviter des pertes supplémentaires à cause de la transmission du courant réactif et pour augmenter la stabilité des réseaux interconnectés il est nécessaire de compenser la puissance réactive au niveau des sous stations d’interconnexion. L’apparition d’équipements utilisant l’électronique de puissance revient vers la fin des années soixante 60. L’avantage de ces dispositifs permet d’éliminer les parties mécaniques de rendement mauvais et de réaction assez lente, et d’avoir un temps de réponse très court .Ces équipements étaient constitués essentiellement d’une inductance en série avec un gradateur, le retard à l’amorçage des thyristors permettait de régler l’énergie électrique réactive absorbée par l’inductance du dispositif. En effet tous les compensateurs parallèles injectent du courant au réseau à travers les points de raccordement. La connexion d’une impédance variable en parallèle sur le réseau électrique résulte en une consommation ou une injection d’un courant variable, cette injection de courant modifie les puissances actives et réactives qui transitent dans la ligne [09]. Les compensateurs parallèles les plus utilisés sont : I.5.1. 1 TCR (Thyristor Controlled Reactor): Un circuit TCR est composé d’une impédance placée en série avec deux thyristors montés en antiparallèle, comme le montre la figure (I.2), la valeur de l’impédance est continuellement changée par l’amorçage des thyristors. Un thyristor se met à conduire quant un signal de gâchette lui est envoyé, et la tension à ses bornes est positive, il s’arrête de conduire lorsque le courant qui le traverse s’annule. Un dispositif TCR seul n’est pas suffisant pour pouvoir compenser la puissance réactive dans un réseau, car il ne dispose pas de source de puissance 8 Etat de l’art Chapitre I réactive. Généralement on dispose avec un TCR des bancs de condensateurs comme source de puissance réactive, et le TCR contrôle cette source de puissance. Figure I.2 Représentation du TCR I.5.1 .2 SVC Compensateur statique de puissance réactive : Le SVC (Static Var Compensator) est définit comme un générateur (ou absorbeur) statique d’énergie réactive, shunt selon IEEE, dont la sortie est ajustée en courant capacitif ou inductif afin de contrôler des paramètres spécifiques du réseau électrique, typiquement la tension des noeuds. Le compensateur statique de puissance réactive SVC est le premier dispositif FACTS qui apparaît dans les années 1970 pour répondre à des besoins de stabilisation de tension rendue fortement variable du fait de charges industrielles très fluctuantes telles les laminoirs et les fours à arc. Les SVC sont des FACTS de première génération. Ils utilisent des thyristors classiques, commandables uniquement à l’amorçage. Figure I.3 Représentation du SVC I.5.1 .3 STATCOM Compensateur statique synchrone: IEEE définit le STATCOM (Static Synchronous Compensator) comme un générateur synchrone fonctionnant comme un compensateur parallèle de l’énergie réactive dont le courant capacitif ou inductif généré peut être contrôlé séparément de la tension du réseau. Le compensateur statique synchrone STATCOM, autrefois appelé compensateur statique de puissance réactive avancé fait partie de la deuxième génération des FACTS. Il correspond à l’équivalent statique exact de la machine synchrone classique fonctionnant en compensateur, mais sans inertie. Il est principalement utilisé pour la compensation dynamique 9 Etat de l’art Chapitre I des réseaux, afin de faciliter la tenue de tension, d’accroître la stabilité en régime transitoire et d’amortir les oscillations de puissance. Figure I.4 Schéma de base d’un STATCOM. I.5.2 Compensateurs Séries : La réactance des lignes est une des limitations principales de la transmission de courant alternatif dans les longues lignes. Pour remédier à ce problème, la compensation série capacitive a été introduite afin de réduire la partie réactive de l’impédance de la ligne. Les dispositifs FACTS de compensation série sont des évolutions des condensateurs série fixes. Ils agissent généralement en insérant une tension capacitive sur la ligne de transport qui permet de compenser la chute de tension inductive. I.5.2 .1 TSSC Compensateur série commuté par thyristor: IEEE définit le TSSC (Thyristor Switched Series Capacitor) comme un compensateur capacitif qui se compose de plusieurs condensateurs en série. Chaque condensateur commandé par un commutateur de thyristor qui assure une compensation par palier. Le Compensateur série commuté par thyristor TSSC (Thyristor Switched Series Capacitor), est le premier qui apparaît dans la famille des compensateurs série. Il est constitué de plusieurs capacités montées en série, chacun étant shunté par une valve à thyristors montée en dérivation. I.5.2 .2 Compensateur série commandé par thyristor (TCSC): IEEE définit le TCSC comme étant un compensateur à réactance capacitif qui consiste en une série de condensateurs en parallèle avec des inductances commandées par thyristor afin de pouvoir assurer une variation homogène de la réactance capacitive. Le TCSC permet une compensation qui varie entre 20% inductive et 80% capacitive. 10 Etat de l’art Chapitre I Figure I.5 la structure du TCSC. I.5.2 .3 SSSC Compensateur série synchrone: IEEE définit le SSSC (Static Synchronous Series Compensator) comme étant un générateur synchrone statique fonctionnant sans source d’énergie électrique extérieure comme les compensateurs série, dont la tension de sortie est contrôlable indépendamment du courant de ligne afin d’augmenter ou de diminuer la chute de tension globale, et ainsi de contrôler la puissance électrique transmise. Le compensateur série synchrone SSSC est un dispositif FACTS de deuxième génération. Il est formé d’un convertisseur de tension inséré en série dans la ligne par l’intermédiaire d’un transformateur. Le SSSC agit sur le courant de la ligne en insérant une tension en quadrature avec ce dernier, la tension pouvant être capacitive ou inductive. Un SSSC est capable d’augmenter ou de diminuer le flux de puissance dans une ligne. Le comportement d’un SSSC peut être assimilé à celui d’un condensateur ou d’une inductance série réglable. La différence principale réside dans le fait que la tension injectée n’est pas en relation avec le courant de ligne. De ce fait, le SSSC présente l’avantage de pouvoir maintenir la valeur de tension insérée constante, indépendamment du courant. Il est donc efficace tant pour des petites charges (faibles courants) que pour des grandes charges. Un autre avantage du SSSC réside dans le fait que ce type de compensateur n’insère pas de condensateur en série avec la ligne de transport. De ce fait, il ne peut pas provoquer de résonance hyposynchrone. De plus sa taille est réduite en comparaison au celle du TCSC. 11 Etat de l’art Chapitre I Figure I.6 : Schéma de base du SSSC. I.5.3 Compensateur série parallèle (hybride): Les compensateurs FACTS cités précédemment (série ou parallèle), permettent d’agir uniquement sur un des trois paramètres déterminant la puissance transmise dans une ligne (tension, impédance et angle). Par une combinaison des deux types de dispositifs, il est possible d’obtenir des dispositifs hybrides capables de contrôler simultanément les différentes variables précitées. I.5.3 1 Contrôleur de transit de puissance universel (UPFC): IEEE définit l’UPFC comme étant une combinaison entre un STATCOM et un SSSC couplés via une liaison à courant continu, pour permettre un écoulement bidirectionnel de la puissance active entre la sortie du SSSC et celle du STATCOM. L’UPFC permet le contrôle de la tension, de l’impédance, et de l’angle ou d’écoulement de la puissance active et réactive de la ligne. L’UPFC est capable de remplir toutes les fonctions des autres dispositifs FACTS. Il peut être utilisé particulièrement pour : Réglage de la tension ; Contrôle de flux de puissance active et réactive ; Amélioration de la stabilité ; Limitation des courants de court-circuit ; Amortissement des oscillations de puissance. 12 Etat de l’art Chapitre I Figure I.7 : schéma de base d’un UPFC I.5.3 2 Transformateur déphaseur commandé par thyristor (TCPST): IEEE définit le TCPST (Thyristor Controlled Phase Shifting Transformer) comme étant un transformateur déphaseur ajusté par thyristor afin de fournir un angle de phase rapidement variable. Transformateur déphaseur commandé par thyristor TCPST, est le premier équipement FACTS combiné. I.5.3.3 Régulateur d’angle de phase commandé par thyristor (TCPAR): IEEE définit le TCPAR (Thyristor Controlled Phase Angle Regulator), comme étant un transformateur déphaseur qui permet le contrôle du déphasage entre ses tensions terminales tout en gardant leurs amplitudes invariables. Le régulateur d’angle de phase commandé par thyristor TCPAR, contrairement au TCPST, est capable de fournir (ou d’absorber) l’énergie réactive au réseau. I.5.3.4 Régulateur de tension commandé par thyristor (TCVR): IEEE définit le TCVR (Thyristor Controlled Voltage Regulator) comme étant un transformateur contrôlé par thyristor qui permet la commande de la phase de tension d’une manière continue. Le régulateur de tension commandé par thyristor TCVR, est un autre membre de la famille des FACTS combinés. Leur prix relativement réduit, leur confère un avantage certain dans le contrôle de l’écoulement d’énergie réactive.[08] 13 Chapitre I Etat de l’art I.6 Conclusion: La technologie de la compensation par des FACTS s'est avéré une solution fiable et rentable aux problèmes de qualité de l'onde reliés à la puissance réactive et active. Ainsi, de nombreux travaux de recherche publiés dans ce domaine, publiés dans ce domaine. Les gestionnaires de réseau sont en train d’exploiter le système de transport aux prés de ses limites thermiques et dynamiques, alors que les consommateurs sont de plus en plus exigeants quant à la qualité de l’énergie et à la continuité de service. Les équipements à base d’électronique de puissance, y compris leurs commandes appropriées, offrent des solutions efficaces à ce problème. Grâce aux avancées récentes dans la technologie GTO/IGBT, le temps de réaction des dispositifs FACTS a diminué de quelques millisecondes. Dans ce chapitre nous avons présenté les types de compensation shunt, série et hybride appliquées au contrôle des réseaux électriques. 14 Chapitre II Répartition des puissances dans les réseaux électriques II. REPARTITION DES PUISSANCES DANS LES RESEAUX ELECTRIQUES II.1 Introduction: L’utilisation croissante et le progrès des technologies de l’information et de la communication, qui répondent à des besoins réels, ont clairement apporté de nombreux bénéfices. Néanmoins, l’utilisation de ces techniques, qui certes évoluent très rapidement, a parfois un impact sur le fonctionnement du réseau électrique et peut s’avérer source de vulnérabilités.[16] La qualité de l’électricité est devenue un sujet stratégique pour les compagnies d’électricité, le personnel d’exploitation, de maintenance ou de gestion de sites tertiaires ou industriels et les constructeurs d’équipements, essentiellement pour les raisons suivantes : La nécessité économique d’accroitre la compétitivité pour les entreprises. La réduction des couts liés a la perte de continuité de service et a la non qualité, le cout des perturbations (coupures, creux de tension, harmonique, surtensions atmosphériques.) est élevé. Un système de puissance est un système hautement non-linéaire qui fonctionne dans un environnement en évolution continuelle: charges, puissance de génération, topologie du réseau, etc…. Le système peut aussi être soumis à des perturbations ; la perturbation peut être faible ou importante. De petites perturbations, sous forme de variations de charge, se produisent continuellement. Le système doit être capable de "répondre" de façon satisfaisante aux besoins de la charge. Le système doit également être capable de résister à de nombreuses perturbations d’une nature sévère comme la foudre, la perte d’une unité de génération, un court-circuit sur une ligne de transmission, etc… . [11] La consommation d'énergie électrique est en hausse progressive et cette tendance se poursuivra dans l'avenir. De plus, on vit dans l'ère de l'électronique et de l'informatique, et toutes les charges électroniques sont très sensibles aux fluctuations de son alimentation. Étant un système dynamique, le système électrique ne facilite pas le respect de ces standards. Différentes charges sont branchées et débranchées à différents moments, et cela introduit des différents niveaux de stress au réseau. De nombreuses charges industrielles sont non linéaires (donc, elles ont un comportement de génératrice des harmoniques). .[12] Le système électrique est un réseau-source alimentant un très grand nombre de clients à partir d’un petit nombre de centrales de production. L’énergie produite par les centrales transite sur les lignes de haute et très haute tensions du réseau de transport maillé sur une zone couvrant un ou plusieurs Etats, puis est acheminée sur des réseaux de distribution de moyennes et basses tensions dont l’arborescence permet d’atteindre les clients finals. L’énergie électrique est produite en même temps qu’elle est consommée; donc, en permanence, la production doit s’adapter à la consommation. Il faut, donc, ajuster les puissances active et réactive des générateurs interconnectés dans un réseau électrique dans leurs limites admissibles afin de satisfaire la charge électrique fluctuante avec un coût minimal. [15] 15 Chapitre II Répartition des puissances dans les réseaux électriques II.2 Le Système de puissance: Un grand réseau électrique (appelé aussi système de puissance) se compose d’éléments (générateurs, transformateurs, lignes,…), plus ou moins nombreux selon la taille du réseau interconnectés, formant un système complexe capable de générer, de transmettre et de distribuer l’énergie électrique à travers de vastes étendues géographiques. Un modèle mathématique typique non-réduit d’un "grand" système peut contenir jusqu’à 15000, voire plus, variables d’état Ainsi, les systèmes de puissance modernes sont caractérisés par taille et complexité croissantes. Plus la dimension d’un système de puissance augmente, plus les processus dynamiques et l’analyse des phénomènes physiques sous-jacents sont complexes. Outre leur taille et leur complexité, les systèmes de puissance présentent un comportement non-linéaire et variant dans le temps. Les non-linéarités peuvent être introduites par des éléments à fonctionnement discontinu tels relais, thyristors, …, par des éléments avec hystérésis ou saturation. Figure II.1. Les différents niveaux d’un système de puissance. L’étude de la performance dynamique d’un système de puissance est très importante pour les opérateurs du système (point de vue économique) et la société en général (point de vue de fiabilité). Une étape essentielle dans ce type d’étude est de comprendre physiquement et mathématiquement les phénomènes dynamiques d’intérêt. [11] II.2.1 Caractéristiques des systèmes électriques: II.2.1.1 Centrales électriques: Les caractéristiques technico-économiques des centrales électriques sont déterminantes pour leur exploitation. Trois types de caractéristiques ont une influence pour l’exploitation d’une centrales électriques à court terme: son coût de production; ses contraintes techniques et sa fiabilité. Le plus important de ces trois caractéristiques est le coût variable de production. Les unités de production présentent différents degrés de fiabilité et d’incertitude. Ce degré de 16 Chapitre II Répartition des puissances dans les réseaux électriques fiabilité peut être interprété comme le degré de précision dans la prévision de la capacité de production d’une centrale. II.2. 1.2 Réseau de transport: Le rôle principal du réseau de transport est la liaison entre les grands centres de consommation et les moyens de productions. Ce rôle est particulièrement important car on ne peut pas stocker l’énergie électrique à grande échelle à l’heure actuelle. Un réseau de transport doit être exploité d’une manière particulière: il doit être exploité dans les limites de fonctionnement autorisées. Ces limites ou contraintes du réseau sont exprimées par des valeurs maximales ou minimales sur certaines variables du réseau (fréquence, écoulement de puissance sur les lignes ou transformateurs, niveau de tension, etc.). Si ces limites sont dépassées, le réseau risque de devenir instable. II.2. 1.3 La consommation électrique: Naturellement, plus la prévision est réalisée en avance par rapport au moment de la consommation, moins elle est précise. En effet, les valeurs de ces variables, notamment celles liées aux conditions météorologiques, peuvent se modifier dans ce laps de temps. Une prévision éloignée du temps réel génère des erreurs de prévision, plus ou moins conséquentes. Les prévisions de consommation effectuées plusieurs jours à l’avance se basent principalement sur la combinaison des consommations réelles des jours précédents et la prévision des conditions climatiques. Pour ce faire, une multitude de variables sont traditionnellement utilisées pour expliquer et prédire le niveau de consommation d’électricité: la température, l’heure de la journée, le jour de la semaine (jour ouvrable, week-end), le prix, etc. L’impact de la plupart de ces variables est lié aux conditions climatiques, aux habitudes de consommation, aux rythmes de vie et au pays considéré. En suivant le rythme de l’activité quotidienne et économique et en temps réel en fonction de la météo du moment. Les différentes utilisations individuelles de l’énergie électrique, à chaque moment, se traduisent par de fortes fluctuations de la consommation dans le temps. Cependant, pour un intervalle de temps d’une demi-heure, ces fluctuations ont un certain caractère cyclique au cours de la journée, de la semaine, et de l’année en créant une saisonnalité. II.3.1 Fonctionnement du système d’énergie électrique: Un système d’énergie électrique peut être caractérisé par sa fréquence et ces différents niveaux de tension. La stabilité de ces grandeurs à l’intérieur de valeurs contractualisées assure la stabilité du système dans son intégralité. Pour cela les producteurs centralisés se doivent de répondre à ce que l’on appelle les services système, c'est-à-dire qu’ils participent entre autres au réglage de tension et de fréquence en des termes définis par les gestionnaires 17 Chapitre II Répartition des puissances dans les réseaux électriques du réseau de transport auquel ils sont raccordés. Il existe également différents dispositifs mis en œuvre sur l’ensemble du réseau, et plus particulièrement sur les réseaux de distribution, qui permettent de maintenir la tension dans sa plage contractuelle. De plus un réseau électrique n’est pas exempt d’aléas, qu’ils soient d’origine naturelle, matérielle ou humaine, le système électrique doit pouvoir y faire face en retrouvant rapidement un fonctionnement normal, et ce avec le minimum de désagréments pour le consommateur. II.3.2Architecture du réseau électrique: L’exploitation du réseau sous forme maillé accroît la sûreté de fonctionnement puisqu’elle permet d’assurer la continuité de service en cas d’incident sur une ligne ou sur une unité de production. Les liens entre les différents niveaux de tension sont assurés par l’intermédiaire de transformateurs. Figure II.2 : Architecture des réseaux électriques L’énergie électrique est ensuite acheminée vers les consommateurs raccordés en basse tension (BT) (400 / 230 V) à travers les réseaux de distribution qui fonctionnent généralement sous une tension de 20 kV (HTA). Ces réseaux sont raccordés au réseau de transport via des 18 Chapitre II Répartition des puissances dans les réseaux électriques postes sources et sont principalement exploités sous forme radiale en milieu rural (arborescence) et en coupure d’artère en milieu urbain (boucle ouverte). Avec ce type d’architecture les flux de puissance transitant sur les réseaux de distribution sont unidirectionnels. Ces réseaux ont donc été dimensionnés à cet effet et disposaient des moyens de contrôle nécessaires pour assurer une bonne fourniture et continu d’énergie électrique aux consommateurs. Bien qu’il existait déjà des moyens de production raccordés sur ces réseaux. [13] II.4.1 Phénomènes liés à la qualité de l’énergie: II.4.1.2 Les harmoniques: La prolifération des équipements électriques utilisant des convertisseurs statiques a entraîné ces dernières années une augmentation sensible du niveau de pollution harmonique des réseaux électriques. Ces équipements électriques sont considérés comme des charges non linéaires émettant des courants harmoniques dont les fréquences sont des multiples entiers de la fréquence fondamentale, ou parfois à des fréquences quelconques. Le passage de ces courants harmoniques dans les impédances du réseau électrique peut entraîner des tensions harmoniques aux points de raccordement et alors polluer les consommateurs alimentés par le même réseau Les fréquences harmoniques sont des multiples entiers du fondamental de la fréquence d’alimentation, à savoir, pour un fondamental à 50 Hz, le troisième harmonique sera à 150 Hz, et le cinquième à 250 Hz. Une forme d’onde présentant de la distorsion harmonique n’est bien évidemment pas sinusoïdale, ce qui signifie qu’un appareil de mesure simple, tel qu’un multimètre ferromagnétique calibré pour fournir la valeur efficace, indiquera une valeur erronée. Il faut également noter que l’onde peut présenter plus de deux passages par zéro à l’intérieur d’un cycle et qu’en conséquence, tout appareil utilisant le passage par zéro comme référence risque de dysfonctionner. La cause principale de l'existence des harmoniques de tension est l'injection des courants non sinusoïdaux par des charges dites non linéaires qui provoquent une chute de tension non sinusoïdale en circulant à travers l'impédance du réseau. Joseph FOURIER a démontré que toute fonction périodique non sinusoïdale peut être représentée par une somme de termes sinusoïdaux dont le premier, à la fréquence de répétition de la fonction, est appelé fondamental, et les autres à des fréquences multiples du fondamental appelés harmoniques, A ces termes purement sinusoïdaux peut se rajouter une éventuelle composante continue. y t Y0 y n 2 sin 2. .h. f h (II.1) Avec: y 0 : Valeur de la composante continue, 19 Chapitre II Répartition des puissances dans les réseaux électriques y h : Valeur efficace de l'harmonique de rang h, 2 . f : Pulsation de la fréquence du fondamental, h : Déphasage de la composante harmonique de rang h. Cette notion d'harmonique s'applique à l'ensemble des phénomènes périodiques quelle que soit leur nature, en particulier au courant alternatif. h: est appelé rang harmonique (h > 1). La composante de rang 1est la composante fondamentale. La valeur efficace est : yeff y02 y12 y22 yh2 ............ (II.2) On caractérise la pollution d’un réseau de manière globale par le taux de distorsion harmonique (THD : Total Harmonic Distortion) en tension ou en courant : y THD h h y1 2 (II.3) Les harmoniques proviennent principalement de charges non linéaires dont la caractéristique est d’absorber un courant qui n’a pas la même forme que la tension qui les alimente comme il est représenté dans la figure suivante. Figure II.3: Représentation de la déformation de la tension. Les principales sources d’harmoniques sont : - Les charges industrielles qui se composent des équipements d’électronique de puissance (variateurs de vitesse, redresseurs à diodes ou à thyristors, onduleurs, alimentations à découpage) et les charges utilisant l’arc électrique (fours à arc, machines à souder, éclairage (lampes à décharge, tubes fluorescents)). Les démarrages de moteurs par démarreurs électroniques et les enclenchements de transformateurs de puissance sont aussi générateurs d’harmoniques (temporaires). 20 Chapitre II Répartition des puissances dans les réseaux électriques II.4.1.3 Les creux de tension et les coupures brèves : L'énergie électrique peut subir en un point du réseau pendant un court laps de temps une chute brutale de l'amplitude de la tension supérieure à 10% de la tension nominale, ce sont les creux de tension. Cette baisse de l'amplitude peut dépasser les 90% de la tension nominale, il s'agit alors d'une coupure brève. Figure II.4: Creux de tension et coupure brève Les creux de tension et les coupures brèves sont principalement causés par des défauts d'isolement qui apparaissent sur le réseau de transport ou de distribution, provoqués par des causes externes ou internes au réseau du distributeur. Les causes externes sont dues aux conditions atmosphériques (orage, foudre, vent, neige.), aux amorçages avec des corps étrangers (végétations, animaux, percussions de véhicules, terrassement.) et aux actes de malveillance. Les causes internes correspondent à des défaillances de matériels (lignes, câbles, transformateurs.) et à des manœuvres d'utilisateurs (démarrage de gros moteur, mise accidentelle d'une phase au neutre, enclenchement de charges importantes.). Il y a aussi des Perturbations impulsives ou transitoires qui sont des perturbations plus courtes que les creux de tension, leurs causes et leur propagation sont souvent identiques à celles des creux de tension. Les conséquences de ces perturbations se manifestent par des échauffements supplémentaires et par la diminution de la durée de vie des transformateurs, moteurs...etc. L’amplitude et la forme d’onde: ceux sont les variations transitoires d’amplitudes dont la durée est inférieure à 10 ms. Les variations de l’amplitude : il ne s’agit pas des variations lentes de tension qui sont corrigées par les transformateurs de réglage en charge, mais de variations rapides de tension ou de creux de tension se présentant souvent sous forme d'à-coups brusques. Les creux de tension peuvent être soient isolés, soient plus ou moins répétitifs, de forme régulière ou non. L'isolement des défauts par les dispositifs de protections (disjoncteurs, fusibles) provoquent des coupures (brèves ou longues) pour les utilisateurs alimentés par la section en 21 Chapitre II Répartition des puissances dans les réseaux électriques défaut du réseau. Les coupures brèves sont souvent le résultat du fonctionnement des automatismes de réseau tels que les réenclencheurs rapides et/ou lents, les permutations de transformateurs ou de lignes. Les coupures longues sont le résultat de l'isolement définitif d'un défaut permanent par les dispositifs de protection ou de l'ouverture volontaire ou intempestive d'un appareil Causé par : court-circuit, surcharges, maintenance, déclenchement intempestif. II.4.1.4 Variations et fluctuations de tension: Les variations de tension sont des variations de la valeur efficace ou de la valeur crête d’amplitude inférieure à 10 % de la tension nominale. Les fluctuations de tension sont une suite de variations de tension ou des variations cycliques ou aléatoires de l’enveloppe d’une tension dont les caractéristiques sont la fréquence de la variation et l’amplitude. Figure II.5: Fluctuation de la tension ou Flicker L'origine du flicker provient par exemple de démarrage de gros moteurs et des fours à arc. Il a comme conséquences le dysfonctionnement de certains appareils électriques, la fragilité des composants électroniques et le désagrément visuel. La mise en service ou hors service des appareils électriques et le fonctionnement de certaines charges à puissance variable entraînent des variations de tension qui se manifestent sous deux formes principales : - Des variations lentes de tension se produisant à des intervalles de temps supérieurs à quelques secondes. Ces variations sont dues principalement au branchement et débranchement des charges et en général ne dépassent pas les ±10% de la tension nominale. Ils ne causent pas de préjudice pour la plupart des équipements électriques. - Des variations rapides de tension conduisant à une composition spectrale de fréquence dans la bande 0,5 et 25Hz. Ces variations sont dues aux charges dont la puissance absorbée fluctue de manière rapide, tels que les fours à arc, les machines à souder, les moteurs à couples pulsatoires ou à démarrages fréquents. Ces fluctuations rapides sont particulièrement ressenties sur le flux lumineux des lampes car elles provoquent un papillotement de la lumière, connu aussi comme flicker et qui est fort désagréable pour les consommateurs. 22 Chapitre II Répartition des puissances dans les réseaux électriques II.4.1.5 Surtensions: Toute tension appliquée à un équipement dont la valeur de crête sort des limites d’un gabarit défini par une norme ou une spécification est une surtension. Les surtensions sont de trois natures, - Temporaires à fréquence industrielle ; - De manœuvre ; - D’origine atmosphérique (foudre). Elles peuvent apparaître : - En mode différentiel (entre conducteurs actifs ph/ph – ph/neutre) ; - En mode commun (entre conducteurs actifs et la masse ou la terre). [14] Figure II.6: les surtensions transitoires Les surtensions correspondent à des augmentations de l’amplitude de la tension de 1,1 pu à 1,8 pu. Les surtensions sont moins fréquentes que les creux de tension et sont généralement dues à des courts circuits dans les systèmes à neutre isolé qui engendrent à la fois des creux de tension et des surtensions. En cas de court-circuit monophasé dans un tel système, les deux phases non concernées par le défaut peuvent prendre une valeur pouvant aller jusqu’à 1,73 pu, c’est à dire la tension composée. En cas de court-circuit biphasé, la phase non affectée par le défaut se caractérise par une surtension qui peut aller jusqu’à 1,5 pu. Figure II.7 Exemple de surtension 23 Chapitre II Répartition des puissances dans les réseaux électriques Des surtensions peuvent également être provoquées par des phénomènes d’origine atmosphérique (foudre), par des déclenchements de charges importantes, par des mauvais fonctionnements de régulateurs de tensions, par ferrorésonance ou par des manœuvres sur le réseau. Ce type de surtensions se caractérise généralement par une durée très brève et s’assimile le plus souvent à des transitoires. II.4.1.6 Déséquilibre: Trois grandeurs de même nature et de même pulsation forment un système triphasé équilibré lorsqu’elles ont la même amplitude et lorsqu’elles sont déphasées de ±120°. Lorsque les grandeurs ne vérifient pas ces conditions de phase et d’amplitude, on parle d’un système triphasé déséquilibré Figure II.8 Exemple de déséquilibre des amplitudes et des phases Les déséquilibres sont généralement dus à des charges monophasées car dans ce cas les courants absorbés sur les trois phases sont d’amplitude et/ou de phase différente, d’où un déséquilibre des trois tensions. Le déséquilibre des tensions peut également être dû à des charges triphasées, lorsque celles ci ne sont pas symétriques. On parle d’un déséquilibre d’amplitude lorsque les trois tensions n’ont pas la même valeur efficace, et d’un déséquilibre de phase lorsque le déphasage entre les trois phases successives n’est pas de 120°. Le niveau de déséquilibre est lié à la fois à la puissance et la localisation des charges perturbatrices, et à la puissance de court-circuit du réseau amont. Le bouclage des réseaux, favorable à l’obtention d’une puissance de court-circuit élevée, permet de diminuer le degré de déséquilibre. Les déséquilibres de tension engendrent des composantes inverses de courant, qui provoquent des couples de freinage parasites et des échauffements dans les moteurs à courant alternatif. Ils peuvent également perturber le fonctionnement des dispositifs à thyristors à commande de phase.[17] 24 Chapitre II Répartition des puissances dans les réseaux électriques II.6 Puissance transmise par une ligne électrique: L'énergie électrique est transportée par des lignes électriques de capacités limitées à cause des limites thermiques des câbles, des tensions appliquées aux bornes et de l'angle de charge . Les puissances transmises par une électrique radiale sont données par les formule qui suivent: Considérons la figure II.9 qui représente une ligne électrique alimentant une charge (P+jQ) en admettant que la résistance de la ligne est très faible vis-à-vis de la réactance, l'impédance est donc: ZS=jXS Figure II .9 ligne électrique alimentant une charge En prenant la tension au borne de la charge comme référence des phases figure .II 9.b et en négligeant la résistance Rs, le courant sera en phase avec Vr, La puissance demandé par la charge sera donnée par les équations qui suivent: [01] s r P jQ v r I r* , Q Ir v s v r Zs P v s .v r sin Xs v s .v r v2 cos r Xs Xs (II.4) (II.5) Si aucune précaution n’est prise pour maintenir Vr constante lorsque la charge varie, on a : V r V S cos (II.6) En remplaçant dans (II.4) en aura : On ne peut transporter qu’une puissance active maximale par phase égale à: P vs2 sin 2 2X s (II.7) Pmax V S2 2X S (II.8) Dans ce cas on ne peut transporter qu'une puissance maximale pour un angle 45 25 Chapitre II Répartition des puissances dans les réseaux électriques Si l’on maintient Vr constante, ce qui implique que Q2 n’est plus nulle, mais ne remet pas en cause l’expression (II.4): Pmax VS2 Xs (II.9) Figure II.10 : Schéma monophasé équivalent Figure II 11: Diagramme vectoriel des tensions Pour améliorer la capacité de transfert des réseaux, on voit donc qu’il est essentiel de disposer du plus grand nombre possible de points à tension fixée. II.6.1 Chute de tension dans une ligne: La figure II.10 qui représente une ligne de transport d’impédance complexe Z R jX et la tension n’est tenue qu’à l’extrémité 1 (coté générateur), l’extrémité 2 (coté charge) absorbant une puissance S2 P2 jQ2 Si le réseau n’est pas trop chargé, le diagramme de tension donné par la figure II.11 conduit à assimiler la chute de tension ΔV à ; V V1 cos V2 (II.10) L’angle de transport θ étant petit (réseau peu chargé), si φ désigne le déphasage du courant par rapport à la tension à l’extrémité réceptrice 2, on peut écrire, pour un réseau monophasé: [09] V RI cos XI sin (II.11) 26 Chapitre II Répartition des puissances dans les réseaux électriques V RI V V2 V cos XI 2 sin V2 V2 (II.12) P2 R Q2 X V2 (II.13) On montre de même que: sin XP2 RQ2 V1V2 (II.14) L’hypothèse du réseau peu chargé permet d’écrire : V1 V2 V (II.15) Pour un réseau triphasé: U RP XQ U U2 sin XP RQ U2 (II.16) (II.16) Si, R << X (R ≈ 0) : U XQ U sin XP U2 (II.18) (II- 19) II.6.2 Compensation de la puissance réactive : Un réseau électrique est défini comme un ensemble d'appareils destinés à la production, au transport, à la distribution à partir de la centrale de génération jusqu'aux centrales industrielles, commerciales et résidentielles. Le transport de cette énergie se fait sur les conducteurs tels que les lignes aériennes et les câbles souterrains. Afin que l'énergie électrique soit utilisable, le réseau de transport et de distribution doit satisfaire les exigences suivantes: -Assurer au client la puissance dont il a besoin. -Fournir une tension stable dont les variations ne dépassent pas ± 10% de la tension nominale. -Fournir une fréquence stable dont les variations ne dépassent pas ± 0.5%. - Fournir l'énergie à un prix acceptable. - Maintenir des normes de sécurité. - Veuillez à la protection de l'environnement. II.6.3 Compensation Traditionnelle: II.6.3.1 La compensation parallèle (shunt): La compensation parallèle (shunt) consiste à enclencher des condensateurs shunt et/ou des inductances shunt connectés entre les phases du réseau et la terre en général par le biais de disjoncteurs à différents endroits sur le réseau pour -modifier l'impédance des lignes, dans le 27 Chapitre II Répartition des puissances dans les réseaux électriques but de maintenir des niveaux de tension acceptables suivant l'état de charge du réseau. Ces éléments permettent de compenser les réseaux en puissance réactive et de maintenir la tension dans les limites contractuelles. Cette technique de compensation est dite passive car elle fonctionne en tout ou rien. C'està-dire qu'elle est soit en service, par exemple lorsqu'une inductance shunt est enclenchée, soit complètement hors service lorsque l'inductance est retirée. Lorsqu'elle est en service, aucune modification des inductances ou des condensateurs n'est effectuée pour essayer de contrôler la tension ou l'écoulement de puissance. Figure II.12 : Représentation d’une ligne HT Figure II.13 : Schéma unifilaire d’un circuit sans compensation Figure II.14 : Schéma unifilaire d’un circuit avec compensation Dans le but de maintenir des niveaux de tension acceptables suivant l'état de charge du réseau. [20] Parmi les moyens de compensations traditionnelle shunt de l’énergie réactive on a: 1. Compensateur synchrone. 2. Inductance. 3. Batterie de condensateur. 28 Chapitre II Répartition des puissances dans les réseaux électriques Il existe deux régimes de fonctionnement pour le compensateur synchrone : - Consommation de la puissance active et fourniture de la puissance réactive au réseau, un tel régime est appelé régime de surexcitation donc le compensateur synchrone injecte de la puissance réactive dans le réseau. -Consommation de la puissance active et réactive, un tel régime est appelé un sous excitation donc le compensateur consomme de la puissance réactive. Figure II.15 : Schéma d’alimentation d’un réseau avec compensateur synchrone Les inductances sont utilisées pour compenser la puissance réactive fournie par les lignes (THT) et les réseaux de câbles souterrains en heures creuses et lors de manœuvre de mise sous tension. Elles sont branchées soit directement, soit au secondaire d’un transformateur et permettant une limitation des surtensions. Les batteries de condensateurs sont actuellement le moyen le plus économique et le plus simple de production d’énergie réactive.les batteries de condensateurs peuvent être implantées en trois modes différents. [21] II.6.3.2 Compensation traditionnelle série : La puissance active échangée entre deux systèmes peut être augmentée si l'on réduit l'impédance de la liaison. C'est ce que réalise la compensation série par l'adjonction d'un banc de condensateurs d'impédance XC en série avec la ligne. Les condensateurs sont placés en série sur une ligne dont ils compensent partiellement la réactance, et ils diminuent la longueur électrique de la ligne. La compensation série est utilisée sur certaines lignes à haute tension à la fois très chargées et très longues. Figure II.16 : Principe de la compensation série. 29 Chapitre II Répartition des puissances dans les réseaux électriques Artificiellement l'impédance de la ligne est donc réduite de XL à (XL-XC) et le transit de puissance est augmenté. De plus, comme la montre le diagramme de Fresnel illustré sur la figure II .16 , l'angle de transport δ est réduit. Figure II.17 : Schéma d’alimentation d’un réseau électrique avec une compensation série La technique de compensation shunt consiste en un groupe de condensateurs en parallèle avec les inductances shunt équivalentes de la ligne de transport, qui permet d'injecter la puissance réactive demandée pour le système au point de raccordement du banc des condensateurs. Le but de cette compensation est de maintenir la tension constante au bout de la ligne indépendamment des variations de la charge.[19] II.7 Modélisation du système de puissance: II.7.1 Introduction: La première étape, lorsqu’on veut analyser et commander un système électrique de puissance, consiste à trouver un "bon" modèle mathématique. Généralement, un modèle, dans l’analyse des systèmes, est un ensemble d'équations ou de relations, qui décrit convenablement les interactions entre les différentes variables étudiées, dans la gamme de temps considérée et avec la précision désirée, pour un élément ou un système. Par conséquent selon le but de l’analyse, un élément ou un même système physique, peut donner lieu à des modèles différents. Dans de nombreux cas, le choix du modèle correct est souvent la partie la plus difficile de l’étude. Le point essentiel est de trouver le "bon modèle" qui réalise un compromis entre la fidélité du comportement qualitatif et quantitatif et la simplicité de mise en œuvre à des fins d’analyse et de synthèse. Les modèles complexes ont généralement besoin d’un nombre plus important de paramètres. En outre, l’obtention de valeurs fiables pour ces paramètres exige un travail important. Enfin si des méthodes trop complexes sont utilisées, l’analyse et les calculs sont inutilement "volumineux" et l’interprétation du résultat exige également un travail très important [22]. - Les modèles présentés dans ce chapitre concernent les éléments suivants : - les unités de production : générateurs électriques. - les transformateurs et les lignes de transmission du réseau de transport. - les charges enfin pour la partie consommation. 30 Chapitre II Répartition des puissances dans les réseaux électriques II.7.2 Les éléments du modèle: II.7.2.1 Modèle du générateur: L’énergie électrique est généralement produite par les machines synchrones. Ces dernières sont caractérisées par une vitesse de rotation de l’arbre de sortie de chaque machine égale à la vitesse de rotation du champ tournant. Pour obtenir un tel fonctionnement, un couple mécanique issu d’une énergie primaire source, comme l’énergie hydraulique, l’énergie nucléaire ou l’énergie chimique, est appliqué à l’axe de la machine synchrone via un lien mécanique intermédiaire, à savoir la turbine. La position du champ magnétique rotorique est alors fixe par rapport au rotor : ceci impose en fonctionnement normal une vitesse de rotation identique entre le rotor et le champ tournant statorique. Ainsi, les enroulements du stator sont soumis à des champs magnétiques qui varient périodiquement. Une f.é.m. de courant alternatif est donc induite dans le stator. Enfin, nous supposerons que l’angle de rotor (position angulaire du rotor par rapport à la référence tournante au synchronisme) coïncide avec l’angle de la tension interne du générateur. Le groupe turbo-alternateur est considéré comme le cœur du réseau électrique, il assure la production de l’énergie électrique demandée par le consommateur. Dans notre cas, le groupe turboalternateur est modélisé par une source de tension constante qui injecte, au niveau du nœud auquel il est connecté, une puissance active et réactive. L’alternateur possède deux boucles de régulation automatique, une pour le réglage automatique de la puissance AGC (Automatic Génération Control) et l’autre pour le réglage automatique de la tension AVR (Automatic Voltage Regulator). La production de l’énergie réactive dans un générateur est limitée suivant l’équation Qgmin Qg Qgmax (II.20) Cette limitation est due principalement à la limite thermique du bobinage statorique et rotorique ainsi que la limitation de l’angle rotorique permise 30 . [08] II.7.2.2 Réseau de transport: Le réseau de transport relie toutes les centrales électriques dans un système de puissance et distribue la puissance aux différents consommateurs. Les éléments principaux du réseau sont les lignes aériennes à haute tension, les câbles souterrains, les transformateurs et les jeux de barres. Des éléments auxiliaires peuvent être trouvés : des condensateurs en série, des réactances shunts et des systèmes compensation, des systèmes de protection…. Pour la modélisation de notre système de puissance, nous nous intéressons à établir le modèle de transformateurs et le modèle de lignes de transmission. 31 Chapitre II Répartition des puissances dans les réseaux électriques II.7.2.3 Modèle du transformateur: Le transformateur permet d’élever l’amplitude de la tension alternative disponible à la sortie de l’unité de production pour l’amener aux niveaux requis pour le transport. A l’autre extrémité de la chaîne, côté consommateurs, les transformateurs sont utilisés pour abaisser la tension et la ramener aux valeurs utilisées dans les réseaux de distribution. Outre la transmission de l’énergie électrique avec modification des tensions, les transformateurs peuvent être utilisés pour contrôler les tensions de nœuds des réseaux. Ce contrôle de tension utilise la variation du nombre de spire des transformateurs. La figure (I.18) montre le schéma équivalent du transformateur (sans circuit magnétique): il est doté de plusieurs prises (côté haute tension) permettant de modifier le nombre de spires du primaire. L’impédance Z T correspond à l’impédance équivalente totale vue du primaire. Dans certains transformateurs, la modification de spires requiert de mettre l’appareil hors service et de changer manuellement les connexions. Plus généralement, cette modification peut être effectuée en charge et sans interrompre le courant qui parcourt l’enroulement dont on modifie le nombre de spires. Le dispositif correspondant, appelé régleur en charge, comporte un contacteur conçu pour éviter la formation d’arcs électriques (susceptibles d’endommager les contacts) et un moteur électrique pour entraîner ce contacteur. Figure II.18 Modèle simplifié du transformateur Si N1 est le nombre de spires côté haute tension et N2 est le nombre de spires côté basse tension, le rapport de transformation m est défini par: m N1 N2 (II.21) La relation entre la tension du côté primaire V1 et la tension du côté secondaire V2 à vide est : V2 V1 m (II.22) Si la tension du primaire diminue, la tension du secondaire peut être maintenue constante en diminuant le rapport m , pratiquement en effectuant un changement de prise du côté primaire. En charge, l’équation (II.21) n’est plus applicable à cause de l’impédance ramenée au primaire du transformateur Z T , mais le principe de fonctionnement reste le même [22]. 32 Chapitre II Répartition des puissances dans les réseaux électriques La figure (II.19) représente le schéma équivalent en π du transformateur sans circuit magnétique. Dans notre étude, les régleurs en charge ne sont pas modélisés : ainsi le rapport de transformation reste fixe pendant les simulations dynamiques. Toutefois, nous en tenons compte lors du calcul d’écoulement de puissance, de manière à ce que les tensions restent dans leurs limites autorisées et que la convergence de l’algorithme de l’écoulement de puissance reste assurée. II.7.2.4 Modèle des lignes de transmission: Les réseaux de transport assurent la liaison entre les centres de production et les zones de consommation. Ils permettent aussi d’échanger de la puissance à travers les lignes d’interconnexion, entre pays ou grandes zones relevant de gestionnaires de réseaux différents. Les modèles des lignes de transmission utilisés dans l’analyse dynamique des réseaux électriques sont habituellement classés en trois groupes, en fonction des longueurs des lignes, (longues, moyennes, courtes). Compte tenu des longueurs et de la fréquence de fonctionnement, typiquement 50-60 Hz, une ligne de transmission se caractérise par un modèle à constantes localisées (les phénomènes de propagation sont négligés car L<<λ/2π, où λ est la longueur d’onde associée à la fréquence f). La structure la plus employée pour ce modèle est le schéma équivalent en , figure (II.20). Il se caractérise par trois paramètres principaux : - une résistance série R. - une réactance constituée d’une inductance de série L due au couplage par champ magnétique entre les conducteurs. - une capacité de shunt C due au couplage par champ électrique entre les conducteurs. Figure II.19. Modèle en du transformateur. 33 Chapitre II Répartition des puissances dans les réseaux électriques Figure II.20. Modèle en π d’une ligne de transmission. II.7.2.5 Modèle des charges: La charge représente : - soit une charge matérielle réelle - soit l’impédance d’entrée équivalente d’un système de puissance, non explicitement représenter dans le modèle du système. En conséquence, lorsque les systèmes de puissance sont analysés, seuls les réseaux et les sous-réseaux de transport sont modélisés, tandis que les réseaux de distribution ne le sont habituellement pas: ils sont simplement remplacés par des charges équivalentes. Pour l’analyse de la stabilité, chaque charge représente habituellement une partie relativement importante du système comportant typiquement des réseaux de distribution de basse et moyenne tension, de faibles sources d’énergie fonctionnant au niveau de la distribution, les régulateurs de tension de distribution, … . Elle inclut également les différentes charges réelles tels les moteurs, les éclairages et les appareils électriques. Les modèles de charges les plus utilisés sont généralement des modèles statiques. Le caractère statique est lié à la description de la charge par des équations purement algébriques. Soit un nœud de tension V L , auquel une charge consommant une puissance PL jQL est reliée. Cette charge peut être représentée par des admittances statiques GL PL VL 2 et BL QL VL comme le montre la figure (II.21). 2 Figure II.21. Modélisation d’une charge par son admittance équivalente 34 Chapitre II Répartition des puissances dans les réseaux électriques L’admittance équivalente de charge est calculée après avoir déterminé les données nécessaires de l’étude de l’écoulement de puissance : YL PL jQL VL2 (II.23) II.7.3 Les équations d’état généralisé du modèle: Un système de puissance est un système dynamique non-linéaire, qui peut être décrit par un ensemble d’équations différentielles ordinaires non-linéaires couplées du premier ordre et un ensemble d’équations algébriques.[22] Nous rappelons ci-dessous les équations décrivant le modèle déduit du système de puissance : i 1 (Tmi Tei Di (i 1)) 2Hi (II.24) ( 1) 0 'qi fd i (II.25) 1 ( fdi 'qi ( di 'di ) di ) Td0i (II.26) 1 ( a (Vref Vt U S ) fd ) a (II.27) ei 'qi qi (qi 'di ) di qi (II.28) Vdi qi qi (II.29) Vqi 'qi 'di di (II.30) Vti Vdi2 Vqi2 (II.31) n di Y ij ( Sij 'qj ( qj 'dj ) Cij qj ) (II.32) j 1 n qi Yij (Cij 'qj ( qj 'dj ) Sij qj ) (II.33) j 1 II.8 Moyens de compensation réactive et de réglage de tension: Les moyens de compensation et de réglage à mettre en œuvre doivent faire face aux fluctuations périodiques liées à l'évolution journalière des transits de puissance mais aussi aux variations brusques liées aux incidents sur le réseau. Les dispositifs de compensation de l'énergie réactive et de réglage de la tension sont: - des condensateurs et inductances fixes ; - des compensateurs synchrones ; - des compensateurs statiques (SVC) ; - des transformateurs à prises variables (en charge ou à vide) ; 35 Chapitre II Répartition des puissances dans les réseaux électriques - les groupes générateurs. L'ajustement rapide et fin de l'énergie réactive en HT et le réglage de tension sont assurés par les groupes générateurs (boucles de réglage de tension) et les condensateurs des postes de transformation vers le réseau de répartition. En distribution, la compensation du réactif se fait au niveau des consommateurs par la tarification qui pénalise un mauvais cos, l'ajustement de la tension se réalisant par les prises en charge des transformateurs au niveau des postes. II.8.1 Condensateurs et inductances fixes: Les bancs de condensateurs installés en dérivation peuvent atteindre quelques Mvar fractionnables par gradins de 2 à 4 Mvar, voir 10 Mvar. Ils sont utilisés pour améliorer le facteur de puissance au niveau de charges inductives. Parmi leurs inconvénients : - la puissance réactive produite diminue lorsque la tension diminue alors qu'elle devrait augmenter ; - surtensions et surintensités à l'enclenchement. Les batteries de condensateurs sont fractionnées en gradins mis en ou hors tension par disjoncteurs ou actuellement par thyristors (ce qui supprime toute usure du matériel et accroît la vitesse de réponse), commandés par relais var-métrique qui mesure l'erreur entre valeur de consigne et puissance fournie. Des bancs de condensateurs peuvent être insérés en série avec les conducteurs d'une ligne afin de diminuer sa réactance. On diminue aussi la chute de tension entre la source et la charge comme indiquée sur la figure (II.22). On voit que ce type de compensation diminue l'angle de transport θ et agit donc aussi sur le transit de puissance active et augmente la limite de puissance transmissible et la stabilité du réseau. Figure II.22 Principe de la compensation série. Les inductances sont utilisées pour absorber la puissance réactive produite par des lignes longues à très haute tension à faible charge ou des réseaux de câbles. Elles sont généralement raccordées au tertiaire de transformateurs et leur puissance peut aller de 50 Mvar (via un transformateur à trois enroulements) à 400 Mvar en raccordement direct sur des lignes de très haute tension. 36 Chapitre II Répartition des puissances dans les réseaux électriques II.8.2 Groupes de production et compensateurs synchrones: Les groupes de production sont les sources de tension du réseau et peuvent produire ou consommer de l'énergie réactive: une machine synchrone surexcitée fournit de l'énergie réactive comme un condensateur. En sous-excitation, elle absorbe du réactif comme une inductance. Vu l'éloignement électrique entre centres de production et de consommation, les groupes ne compensent pas les charges mais peuvent faire face aux besoins en réactif du réseau. La fourniture de puissance réactive en surexcitation est limitée par le courant rotorique maximum et en absorption par la stabilité de la machine synchrone. Cette limite peut varier avec des régulateurs de tension. Un compensateur synchrone était une machine synchrone sans charge, spécifiquement conçue pour la production ou l’absorption de puissance réactive en ajustant l'excitation. Les limites sont les mêmes que pour les groupes de centrales. Des valeurs typiques vont de 20 à 60 Mvar en fourniture et de 10 à 30 Mvar en absorption. Ils sont branchés le plus souvent au tertiaire d'un transformateur. Le grand avantage par rapport aux condensateurs ou inductances passives est leur grande flexibilité sous toutes conditions de charge (réglage continu), par contre leur coût est élevé tant en investissement qu'en maintenance. II.8.3.Compensateurs statiques: L'électronique de puissance a permis, outre des liaisons à courant continu, l'introduction de compensateurs purement statiques, constitués de capacités et d'inductances commandés par des thyristors montés en tête-bêche. On aura ainsi par la mise en parallèle d'une inductance réglable par thyristors (TCR: Thyristor Contrôler Reactor) et de batteries de condensateurs commutables également par thyristors, un réglage continu de l'inductance par modification de l'angle d'allumage des thyristors. C'est le principe du compensateur statique (SVC: Static Var Condenser). [18][09] II. 9 Résolution du problème de la répartition de puissance: II.9.1 méthode de Newton-Raphson: Etant donné un system d’équation non linéaire: y f ( x) Le principe de la méthode est basé sur le développement en série de Taylor de la fonction autour des corrections portées sur les variables .L’écriture développée donne. [31] - [34] f (x 0 X ) f (x 0 ) f ' (X 0 )X f '' (x 0) 2 X 2 ...... (II.34) 37 Chapitre II Répartition des puissances dans les réseaux électriques Où f ' x et f '' x représentent respectivement la premier et la seconde dérivé de y par rapport à x0, Si x est petite alors x 2 peut être négligée, pour une correction petite x , la relation est :, [35]-[37] f (x 0 x ) f (x 0 ) f ' (X 0 )X (II.35) f (x 0 x ) f (x 0 ) f ' (X 0 )X (II.36) Où En représentant le changement dans (y=f(x)): y dy x dx 0 (II.37) Si y est une fonction avec des variables multiples x1 , x2 , x3 .. xn alors: y y y y y x 1 x 2 x 3 ...... x n dx 1 dx 2 dx 3 dx n (II.38) x1 , x2 , x3 ,. xn Représentent les corrections portées sur les variables x1 , x2 , x3 .. xn L’écriture matricielle du system est: y1 y1 x1 y 2 y2 y3 x1 y3 x1 . yn yn x1 y1 x2 y1 x3 y2 x2 y2 x3 y3 x2 y3 x3 . . yn x2 yn x3 y1 xn x1 y2 x2 ... xn x3 y3 xn ... . yn xn ... xn (II.39) Ainsi, on arrive à un système d’équation linéaire qui est simple à résoudre. La méthode sera davantage explique par son application au calcul de l’écoulement de puissance.[23] II.9.2 Application de la méthode pour le calcul de l’écoulement de puissance: Elle nous permet de résoudre un système d’équation non linéaire en exprimant les puissances actives et réactives en fonction des tensions nodales. L’équation de la puissance complexe au nœud (i) est: Si* Pi jQi Vi I i (II.40) Le courant Ii s’exprime en fonction des admittances aux nœuds par la relation suivante: 38 Chapitre II Répartition des puissances dans les réseaux électriques n I i YijV j (II.41) j 1 En substituant l’équation (II – 40) dans l’équation (II – 41) on obtient: n Si Pi jQi Vi .Yij .V j (II.42) j 1 On peut exprimer les tensions des nœuds et les éléments de la matrice admittance en module et argument: Vi Vi i (II.43) V j V j j (II.44) Yij Yij ij (II.45) On remplace ces valeurs dans l’équation (II.42): S Pi jQi Vi * i V .Y n j 1 j ij i j ij (II.46) Les composantes (réelles et imaginaires) de la puissance du nœud i: Pi Vi* V j .Yij cos i j ij n (II.47) j 1 Qi Vi* V j .Yij sin i j ij n (II.48) i 1 Avec la linéarisation des équations (II.47) et (II.48) auteur du point ,i k et Vi k en utilisant le développement en série de Taylor autour des ces points en choisissant n comme nœud de bilan on trouve: [38]-[40] P2 k 2 K P2 k k Pn P n 2 k Q2 Q k2 2 Q k n k Qn 2 J 1 P2 k n P2 k V2 J 2 Pn n Pn k V2 Q2 k n Q2 k 2 Qn k n Qn k 2 J 3 k J 4 P2 k Vn 2 k Pn k k n Vn Q2 k V k 2 n Vn k k Qn n (II.49) 39 Chapitre II Répartition des puissances dans les réseaux électriques L’équation (II.49) peut être écrite sous la forme réduite suivante. P J1 Q J 3 J 2 J 4 V (II.50) Avec: J1 , J 2 , J 3 , J 4 : représentent les sous matrices du Jacobi. II.9.3 Calcul des éléments du Jacobien: Les éléments du Jacobien sont calculés à partir de l’équation (II.47) et (II.48): Les éléments de J1: Les éléments non diagonaux sont: n Qi Vi .V j .Yij cos i j ij i j 1 (II.51) Les éléments diagonaux sont: n Pi Vi .V j .Yij sin i j ij i j i (II.52) Les éléments de J2: Les éléments non diagonaux sont: Pi ViYii cos i j ij Vj (II.53) Les éléments diagonaux sont: n Pi 2 ViYii cos ij ViYij cos i j ij Vi j i (II.54) Les éléments de J3: Les éléments non diagonaux sont: Qi Vi .V j .Yij cos i j ij j i j (II.55) Les éléments diagonaux sont: n Qi Vi .V j .Yij cos i j ij i j i (II.56) Les éléments de J4: Les éléments non diagonaux sont: 40 Chapitre II Répartition des puissances dans les réseaux électriques Qi ViY j sin i j ij j i Vj (II.57) Les éléments diagonaux sont: n Qi 2 Vi .Yii sin ij V j .Yij sin i j ij Vi j i (II.58) Le test de convergence de la méthode s’effectue comme suit: Pi , Qi Sont les variations respectives des puissances actives et réactives du nœud (i) définies par: Pi PiP PiC et Qi QiP QiC (II.59) Avec: PiP : Puissance active planifiée au nœud i. PiC : Puissance active calculée au nœud i. QiP : Puissance réactive planifiée au nœud i. QiC : Puissance réactive calculée au nœud i. Le passage d’une itération vers l’autre se fait à partir des ajustements suivants: i 1 i i Vi 1 Vi Vi (II.60) (II.61) Où λ est le nombre d’itérations. II.10. Algorithme de Newton –Raphson: [41] - [44] 1ere Etape: Introduction des données du réseau. Détermination de la matrice admittance. Les puissances actives et réactives des charges du réseau sont données dans le tableau de planification. 2emeEtape: Calcul des puissances actives Pi et réactives Qi pour i 1 à n 1 , à l’exception du nœud n de référence. 3eme Etape: Puisque les valeurs des puissances planifiées sont données par le tableau de planification, on peut calculer les variations de puissance telles que: Pinject Pinject Plani Pinject Calcul 41 Chapitre II Répartition des puissances dans les réseaux électriques Qinject Qinject Plani Qinject Calcul Où: (λ) numéro d’itération, Pinject Plani , Qinject Plani : Puissances planifiées. Pinject Calcul , Qinject Calcul : Puissances calculées. 4eme Etape: On détermine la variation maximale pour les variations puissances: MAX Pi et MAX Qi 5eme Etape: On procède à un test de convergence pour le max de Pi et Qi .Si une de ces deux valeurs est supérieure à une certaine tolérance () on passe au calcul du jacobien (J). 6eme Etape: On se retrouve avec un système d’équations non linéaires dont la résolution est faite par la matrice inverse. Les corrections sur les composantes des tensions sont déterminées pour chaque nœud. 7eme Etape: Les corrections sur les tensions sont utilisées pour déterminer les nouvelles estimations des tensions nodales comme suit : i 1 i i et Vi 1 Vi Vi 8eme Etape: 1 1 Les nouvelles valeurs des angles et des tensions i et Vi sont remplacées pour le calcul des puissances Pi et Qi et on revient à l’étape (3) pour refaire le processus itératif. La fin du processus itératif se fait lorsque les variations des puissances à savoir: Pi et Qi deviennent inférieures à la précision (). [45] - [47] II.11 Conclusion: Dans ce chapitre, nous avons présenté le fonctionnement des réseaux d’énergie électrique ainsi que Les principales perturbations électriques et leurs caractéristiques tel que (creux de tension ,surtension, déséquilibre ….), puis on a entamé à l’étude de la Puissance transmise par une ligne électrique et a la compensation de cette puissance .finalement on a présenté une méthode de résolution du problème de répartition des puissance (Algorithme de Newton – Raphson ).Dans la suite, on va modélisé l’un des dispositifs FACTS(SVC). 42 Chapitre III Compensateur statique d’énergie réactive (SVC) III .COMPENSATION STATIQUE D’ENERGIE REACTIVE (SVC) III.1 Introduction: Les dispositifs FACTS font en général appel à de l'électronique de puissance, des microprocesseurs, de l'automatique, des télécommunications et des logiciels pour parvenir à contrôler les systèmes de puissance. Ce sont des éléments de réponse rapide. Ils donnent en principe un contrôle plus souple de l'écoulement de puissance. Ils donnent aussi la possibilité de charger les lignes de transit à des valeurs près de leur limite thermique, et augmentent la capacité de transférer de la puissance d'une région à une autre. Ils Limitent aussi les effets des défauts et des défaillances de l'équipement, et stabilisent le comportement du réseau. Le compensateur statique SVC est un dispositif qui sert à maintenir la tension en régime permanent et en régime transitoire à l'intérieur de limites désirées. Le SVC injecte ou absorbe de la puissance réactive dans la barre où il est branché de manière à satisfaire la demande de puissance réactive de la charge, le SVC tire le courant capacitif ou inductif du réseau. Le contrôle approprié de cette réactance équivalente permet le règlement de grandeur de tension au point de SVC de raccordement.[24] Un SVC est généralement constitué D’un ou plusieurs bancs de condensateurs fixes ou commutable soit par disjoncteur soit par thyristors(Thyristor Switched Capacitor) et d’une réactance réglable (Thyristor Controlled Reactor ) le courant traversant la réactance est contrôlé par des valves à thyristors. Il peut donc varier entre zéro et sa valeur maximale grâce au réglage de l’angle d’amorçage des thyristors. Le système de contrôle qui génère les impulsions de gâchette des thyristors mesure soit la tension au point de connexion soit la puissance réactive dans la charge associée et calcule l’instant auquel il faut amorcer les valves. III.2 Définition du SVC: Le Static Var Compensator (SVC) aussi appelé Compensateur Statique de Puissance Réactive est un équipement de compensation parallèle à base d’électronique de puissance capable de réagir en quelques cycles aux modifications du réseau.il permet entre autres la connexion de charges éloignées des centre de production et la diminution des effets des défauts ou des fluctuations de charges. Le SVC règle la tension sur ses bornes en commandant la quantité de puissance réactive a injecté ou absorbé dans un système d'alimentation. Quand la tension de système est basse, le SVC développe la puissance réactive (SVC capacitif). Quand la tension de système est haute, il absorbe la puissance réactive (SVC inductif). [25] L’association des dispositifs TCR, TSC, bancs de capacités fixes et filtres d’harmoniques constitue le compensateur hybride, plus connu sous le nom de SVC (compensateur statique d’énergie réactive) dont le premier exemple a été installé en 1979 en Afrique du Sud. La caractéristique statique est donnée sur la figure III.1. Trois zones sont distinctes : - une zone où seules les capacités sont connectées au réseau, - une zone de réglage où l’énergie réactive est une combinaison des TCR et des TSC, 44 Chapitre III Compensateur statique d’énergie réactive (SVC) - une zone où le TCR donne son énergie maximale (butée de réglage), les condensateurs sont déconnectés. Figure III.1 : Caractéristique d’un SVC III.3.1 Historique du SVC: Le compensateur statique de puissance réactive SVC (Static Var Compensator) est apparu dans les années soixante-dix, le premier SVC est installé dans l'ouest de Nebraska, en Amérique du Nord, pour répondre à des besoins de stabilisation de tension rendue fortement variable du fait de charges industrielles très fluctuantes telles que les laminoirs ou les fours à arc. Les SVCs sont des FACTS de la première génération. Ils utilisent des thyristors classiques, commandables uniquement à l'amorçage. Plusieurs conceptions différentes ont été proposées. Toutefois, la plupart des SVCs sont construits à partir des mêmes éléments de base permettant de fournir ou d'absorber de la puissance réactive. Depuis 1970 plus de 300 SVC est installé autours du monde, plus de 90 installé au Amérique du Nord. La figure (III.2) montre l’évolution d'installation du SVC dans le monde jusqu'à l'année 2006 [26]. Figure III.2: Schéma du SVC et TCBR 45 Chapitre III Compensateur statique d’énergie réactive (SVC) La figure III.3 donne une représentation schématique monophasée d'un compensateur statique shunt. Il est composé d'un condensateur de réactance "XC" dont la puissance réactive fournie peut être complètement enclenchée ou complètement déclenchée et d'une bobine d'induction de réactance inductive "XL" dont la puissance réactive absorbée est commandée entre zéro et sa valeur maximale par des thyristors montés en tête-bêche pour assurer des inversions très rapides du courant. Figure III.3: Représentation schématique monophasée d’un compensateur Statique III.3.2 Avantage du SVC: Les raisons principales d’incorporer le SVC dans des system de transmission et de distribution sont: Tension stabilisation des systèmes faibles. Réduction des pertes de transmission. Augmentation de la capacité de transmission. Stabilité croissante pour des perturbations passagères. Atténuation croissante de petite perturbation. Amélioration de la commande tension et de la stabilité. Atténuation des oscillations de puissance. III.3.3 Structure du SVC (Static Var Compensator): La structure de base de ce contrôleur est l'association des dispositifs TCR et TSC en parallèles connectés au réseau à travers un transformateur de couplage figure III.4: - TCR (thyristor controlled reactor): c'est une réactance en série avec un gradateur, sa valeur est continuellement variable selon l'angle d'amorçage des thyristors. - TSC (thyristor swithed capacitor): des capacités commandées par thyristors fonctionnant en pleine onde. 46 Chapitre III Compensateur statique d’énergie réactive (SVC) Le premier SVC installé sur une ligne de transport d'énergie était en 1979 en Afrique du sud. Figure III.4 structure d'un SVC, schéma équivalent. III.4 Constitution du SVC: Le compensateur statique SVC est composé de plusieurs éléments tel que le condensateur fixe (FC), qui est commandé par des éléments mécaniques; d'une réactance commandée par thyristors (TCR), et de condensateurs commutés par des thyristors (TSC), et parfois de réactance commutée par thyristors (TSR), et des filtres d'harmoniques. III.4 1 Condensateur fixe (FC): Le condensateur fixe fournit à la barre une puissance réactive fixe, il est connecté au réseau mécaniquement et comporte un contrôle pour l'ouverture du disjoncteur qui le relie à la barre. III.4 2 Réactance commandée par thyristors (TCR): a) Principe de fonctionnement: La réactance commandée par thyristors TCR (Thyristor-Controlled Reactor) possède une bobine d'inductance fixe L branchée en série avec une valve à thyristors bidirectionnelle montré sur la figure III.5. La réactance contrôlée par thyristors permet un contrôle plus fin de la puissance réactive car elle permet un contrôle continu du courant de compensation. Les thyristors sont enclenchés avec un certain angle d'allumage α et conduisent alternativement sur une demi-période. On définit l'angle d'allumage α à partir du passage par zéro dans le sens positif de la tension aux bornes du thyristor à allumer. L'angle de conduction σ est l'angle pendant lequel les thyristors conduisent. Un thyristor se met à conduire quand un signal de gâchette lui est envoyé et la tension à ses bornes est positive. Il s'arrête de conduire lorsque le 47 Chapitre III Compensateur statique d’énergie réactive (SVC) courant qui le traverse s'annule. Les thyristors sont allumés de façon symétrique toutes les demi-périodes. Le courant à fréquence fondamentale est réglé par la commande de phase de la valve à thyristors. En pleine conduction (α=90°), le courant est essentiellement réactif et sinusoïdal, et lorsque α=180°, on n’est en conduction nulle .La relation qui lie l’angle d'allumage et angle de conduction en régime permanent est : 2 (III.1) Une conduction partielle des thyristors est accomplie avec un angle d'amorçage α compris entre 90° et 180°, a pour effet de réduire la fondamentale du courant (Fig III.5.), et donc de diminuer la susceptance apparente de l'inductance. Figure III.5: Réactance commandée par thyristors. Lorsque l'angle d'allumage (amorçage) est fixe, on parle d'inductance commutée par thyristor TSR (Thyristor-Switched Reactor). Généralement α vaut 90°. Dans ce cas, les thyristors sont en pleine conduction sur un nombre entier de demi-périodes et le TSR ne génère pas de courants harmoniques. En revanche, la valeur de la susceptance effective n'est pas modulable et il n'y a que deux cas de fonctionnement possibles. Lorsque les thyristors sont enclenchés, le courant réactif IL absorbé par le TSR est proportionnel à la tension appliquée V. il est nul lorsque la valve à thyristors reste ouverte. Les valeurs maximales admissibles du courant et la de tension doivent être respectées. Le recours à plusieurs branches TSR connectées en parallèles permet d'obtenir une admittance réactive contrôlable par palier, tout en conservant un courant sinusoïdal. [23] [27] III.4 3 Condensateur commuté par thyristors (TSC): Le condensateur commuté par thyristors TSC (Thyristor-Switched Capacitor) est composé d’un condensateur fixe C branché en série avec une valve à thyristors bidirectionnelle et une bobine d’inductance d’atténuation Lℓ (figure III.6.). Le commutateur a pour rôle de d’enclencher et de déclencher le condensateur pour un nombre entier de demi-cycles de la tension appliquée. Le condensateur n’est ainsi pas commandé en phase, mais simplement enclenché et déclenché. L’inductance d’atténuation sert à limiter le courant en cas de fonctionnement 48 Chapitre III Compensateur statique d’énergie réactive (SVC) anormal et à éviter la résonance avec le réseau à des fréquences particulières. Pour avoir un minimum de perturbations transitoires, les instants de commutation sont choisis de façon à ce que la tension aux bornes des thyristors soit minimale. L’enclenchement est donc réalisé lorsque la tension résiduelle du condensateur est égale à la tension instantanée du réseau (figure III.6). Figure III.6: Condensateur commuté par thyristors Le condensateur peut être commuté avec un minimum de transitoire si le thyristor est allumé (état on), au l'instant quand la tension VC du condensateur et la tension V du réseau ont la même valeur. La susceptance étant fixe, le courant dans le TSC varie linéairement avec la tension V (qui explique l'absence des harmoniques sur le TSC). La zone de fonctionnement est similaire à celle d'un TSR; elle est illustrée à figure (III.7). Généralement le SVC de type TSC contient n banc de TSC montés en parallèle. La susceptance est ajusté par le contrôle du nombre de condensateurs parallèles en conduction. Chaque condensateur conduit toujours pour un nombre intégrant de demi-cycle. La relation qui relie le courant de compensation et le nombre de condensateurs en conductions est montrée dans la figure (III.7). Figure III.7: Principe du TSC Plusieurs TSC de tailles différentes peuvent être mis en parallèle, de façon à former un banc de condensateurs enclenchables et déclenchables par thyristors. Dans certaines installations, les commutations sont parfois réalisables par disjoncteurs. Ce type de dispositif 49 Chapitre III Compensateur statique d’énergie réactive (SVC) porte le nom de condensateur commuté mécaniquement MSC (Mechanically-Switched Capacitor). Les MSCs sont des dispositifs conçus pour n’être enclenchés et déclenchés que quelques fois par jour. De ce fait, leur fonction principale est de fournir de la puissance réactive en régime permanent. [27]. III.4.4 TCR (Réactance Commandées par thyristor): Figure III.8: Réactance Commandé par Thyristor Le courant iTCR répond à l’équation différentielle suivante: 1 wt Vm cos cos wt si wt Vm sin wtdt iTCR t L wL 0 si non (III.2) En utilisant la décomposition de Fourier en trouve: ITCRh sin h 1 sin h 1 sin h cos 2 h 1 h 2 h 1 h 3, 5, 7, 9, 11, 13 4Vm jwL (III.3) h: l’ordre des harmoniques V 2 sin 2 jwL (III.4) 1 1 X L wL (III.5) 2 sin 2 BTCR BL (III.6) ITCRF 1 Où ITCR VBTCR et BL En contrôlant l'angle d'amorçage, on contrôle la composante fondamentale du courant. Si l'angle d'amorçage est de 90 degrés, la conduction est complète. Si l'angle d'amorçage est de 180 degrés, il n'y a pas de conduction. Entre ces deux valeurs la conduction est partielle .La valeur de réactance équation (III.6) peut être variée continuellement. Il est évident que TCR introduit des harmoniques dans le réseau. Le montage en triangle de TCR empêche l'assimilation de la troisième harmonique et de ses multiples en réseau. Afin d'éliminer les autres harmoniques dominantes, il faut installer des filtres. 50 Chapitre III Compensateur statique d’énergie réactive (SVC) Figure III.9:Allure du courant TCR pour 90 Figure III.10: Allure du courant TCR pour 90 180 Figure III.11: Allure du courant TCR pour 180 51 Chapitre III Compensateur statique d’énergie réactive (SVC) Figure III.12:Variation de la Susceptance BTCR en fonction de Figure III.13: Caractéristique d’un TCR Figure III.14: SVC avec Banc de condensateur fixe D’après la figure III.14 en peut écrire BSVC BTCR BC (III.7) 2 sin 2 BSVC BL BC (III.8) I SVC BTCRV et QSVC BSVCV 2 (III.9) 52 Chapitre III Compensateur statique d’énergie réactive (SVC) 2 sin 2 2 QSVC BL BC V (III – 10) III.5 Modélisation du dispositif SVC: Les dispositifs FACTS shunt modélisés sont des compensateurs statiques de puissances réactives tels que le SVC et autres dérivés (TCR, TSC). Bien qu'ils présentent des performances moins bonnes que le compensateur statiques synchrone, elles ne sont guère importantes en régime permanent. De plus, les simulations sont réalisées pour des cas où les tensions sont proches de la valeur nominale. Dans cette situation, le SVC et le STATCOM présentent des caractéristiques semblables. III.5.1 Modèle de compensateur statique de puissance réactive SVC: Le dispositif SVC est modélisé par une admittance shunt variable. Le SVC étant supposé sans pertes, l'admittance est donc purement imaginaire. La réactance du SVC est déterminée par la combinaison parallèle de XC et XTCR [28]: La réactance du TCR est: X TCR ( ) XL 2 sin 2 (III.11) Donc: X SVC ( ) YSVC j XL X 2 sin 2 L XC 1 X L XC XC X L (2 sin 2 ) (III.12) (III.13) Et: QSVC YSVCVK 2 (III.14) Où: k: indique le nœud de contrôle. QSVC VK 2 X L XC XC X L (2 sin 2 ) (III.15) On distingue trois modes de fonctionnement pour le compensateur statique SVC : Le mode automatique, le mode manuel et le mode hors service. 53 Chapitre III Compensateur statique d’énergie réactive (SVC) Le mode automatique correspond au fonctionnement normal. Dans ce mode, le régulateur de tension opère en boucle fermée. Dans le mode manuel, la sortie du régulateur est imposée indépendamment de la tension mesurée au primaire du transformateur. Le mode hors service est obtenu lorsque les thyristors de TCR et des TSCs ne sont jamais amorcés. Dans ce cas, le secondaire du transformateur est en circuit ouvert, le réseau alimente le transformateur du compensateur statique à vide. Les installations FACTS sont généralement situées à des postes déjà existants. Toutefois, les deux cas sont en considérations ; à savoir lorsque le SVC est placé en un nœud et lorsqu’il est situé au milieu de la ligne. III.6 Emplacement du SVC: III.6 1 SVC placé en un nœud du réseau: Lorsqu'ils sont connectés aux noeuds du réseau, les SVC sont généralement placés aux endroits où se trouvent des charges importants ou variant fortement. Ils peuvent également être positionnés à des noeuds où le générateur n'arrive pas à fournir ou absorber suffisamment de puissance réactive pour maintenir le niveau de tension désiré [29].Lorsqu'un SVC est présent au nœud i, seul l'élément Y ii de la matrice d'admittance nodale est modifiée. La Figure III.15 illustre le cas d'un SVC placé en un nœud i constituant une des extrémités d'une ligne. Figure III.15: SVC placé en un nœud. III.6.2 SVC placé au milieu d'une ligne: Lorsque le compensateur statique est inséré au milieu d'une ligne, cette dernière est divisée en deux tronçons identiques. Le SVC est relié au nœud médian additionnel m, tel qu'illustré sur la Figure III.16. 54 Chapitre III Compensateur statique d’énergie réactive (SVC) Figure III.16: SVC placé au milieu d'une ligne. III.7 Conclusion Le Compensateur statique est devenu un équipement de grande importance grâces aux avantages résultants de son utilisation dans les réseaux de transport et de distribution d’électricité ainsi que dans les réseaux industriels.. Le compensateur statique de puissance réactive à thyristors est aujourd'hui un équipement largement employé dans les systèmes de transport d'électricité pour la régulation de la tension et de la puissance réactive. Dans ce chapitre nous avons d’abord montré la structure de base et principe de fonctionnement d’un SVC. Nous avons cité les différents types, la modélisation et l’incorporation du SVC dans l’étude de la répartition des charges. . 55 Chapitre IV Environnement du Logiciel Neplan IV. ENVIRONNEMENT DU LOGICIEL NEPLAN IV.1. Introduction: NEPLAN est un outil très convivial pour les utilisateurs de système de planification et d’information pour les réseaux électriques, de gaz, d’adduction d’eau ainsi que les réseaux de chauffage. Le programme vous sera expliqué à travers des exemples. De ce fait, nous vous montrerons comment commencer un nouveau projet et comment construire un petit réseau d’énergie électrique. Ce qui signifie que l’utilisateur apprendra comment entrer graphiquement les éléments, saisir les données, utiliser les bibliothèques, effectuer des calculs et présenter les résultats de façon conforme aux objectifs d’analyses. Ce chapitre constitue une première étape pour se familiariser avec le Logiciel NEPLAN. Concernant les détails relatifs aux modèles des éléments, aux données d’entrée et de calcul, il est conseillé de consulter les chapitres respectifs du Manuel d’utilisation ou de se référer aux parties concernées de l’Aide en ligne dans NEPLAN. IV.2.Interface utilisateur: Figure IV.1 Fenêtres opérationnelles de l'Interface utilisateur Pour la légende, les numéros désignent les fenêtres opérationnelles suivantes : 1. Barre de titre 5. Gestionnaire des variantes 2. Barre des options du menu 6. Fenêtre des symboles 3. Barre d'outils 7. Fenêtre des messages 4. Espace de travail devant contenir 8. Barre d'états Les schémas et les tableaux de données 56 Chapitre IV Environnement du Logiciel Neplan IV.2.1 Barre d'outils: Tous les boutons de commande sont munis d’une info bulle. Ce message apparaît lorsque le curseur est maintenu sur un bouton pendant un moment sans pression sur aucune touche. Beaucoup de commandes disponibles dans la barre d’outils peuvent aussi se trouver dans leur menu respectif. D’autres, principalement graphiques, sont seulement accessibles depuis la barre d’outils. IV.2.2 Espace de Travail: Dans l’espace de travail, différents schémas peuvent êtres ouverts. Les mêmes schémas peuvent être utilisés pour saisir un réseau, réaliser des circuits de contrôle ou pour esquisser des dessins. IV.2.3 Gestionnaire des variantes: Le gestionnaire des variantes donne un bon aperçu du projet ouvert et de ses variantes. Ainsi, de nouveaux projets et variantes peuvent être gérés, ce qui signifie qu’ils peuvent être effacés, ajoutés, activés ou désactivés. A partir du Gestionnaire des variantes, l’utilisateur peut passer au gestionnaire des schémas qui gère les schémas ouverts et leurs couches graphiques. IV.2.4 Fenêtre des symboles: La fenêtre des symboles contient tous les symboles des éléments disponibles. À côté des symboles standards de certains éléments, il existe d’autres symboles avec une apparence graphique différente, mais ayant exactement les mêmes caractéristiques. De nouveaux symboles peuvent aussi être créés ou les symboles existants peuvent être modifiés avec la Bibliothèque des symboles. IV.2.5 Fenêtre des messages: La fenêtre des messages est un moyen de communication avec l’utilisateur. Elle fournit à celui-ci les renseignements sur l’exécution du logiciel, les messages d’erreur et les informations complémentaires. IV.3. Aide en ligne: Figure.IV2 Comment appeler l'Aide en ligne La figure ci-dessus montre comment appeler l’aide en ligne. Avec le bouton 1, l'aide 57 Chapitre IV Environnement du Logiciel Neplan apparaît. L’utilisateur peut ensuite cliquer sur la donnée ou sur la boîte de dialogue pour laquelle il a besoin de plus d’information. En sélectionnant les rubriques dans le menu d’aide ou en tapant sur la touche F1, l’utilisateur peut obtenir plus d’information avec une recherche de thème ou d’indexe. IV.4. Organisation des données: Figure IV.3 Organisation des données de NEPLAN La figure ci-dessus présente l'organisation des données de NEPLAN. Le répertoire NEPLAN comprend les dossiers suivants: Bin: contient les fichiers exécutables et de contrôle Dat: contient les exemples et les projets NEPLAN Hardlock: contient le fichier exécutable du pilote de la clé de protection HTML Help: contient les fichiers HTML d'Aide Lib: contient les bibliothèques de NEPLAN Manuels: contient les manuels en fichiers .pdf Ramses: contient les fichiers du module RAMSES temp: contient les fichiers temporaires user: contient les fichiers utilisateurs et les projets Pendant le processus d'installation, NEPLAN effectue une ouverture dans le registre du système d'exploitation. Ainsi on dispose d'informations relatives aux endroits où le programme peut trouver les différents répertoires pour sauvegarder et lire les données. IV.5. Les éléments de base de Neplan : Afin de comprendre l’environnement de NEPLAN, il est essentiel de décrire certains concepts utilisés: 58 Chapitre IV Environnement du Logiciel Neplan Figure. IV.4 Exemple d'un réseau unifilaire Un système d’énergie électrique se compose de nœuds et d’éléments. IV.5.1Nœud: Un nœud est le point de connexion de deux éléments, ou un lieu de consommation ou d'injection de puissance électrique (charge, générateur). Il est décrit par les données suivantes: Nom, Tension nominale du système en kV, Zone ou région d'appartenance, Type (jeu de barres principales, jeu de barres, manchon, noeud spécial), Description. La tension nominale du système un est la tension composée pour laquelle le système a été conçu et sur laquelle on se réfère pour les nombreuses caractéristiques du système. Dans NEPLAN, la tension nominale du système doit être entrée pendant la saisie des données des nœuds. Chaque tension est saisie comme une tension composée (tension delta). Ce n'est pas nécessaire de placer un nœud entre tous les éléments. Ceux-ci peuvent aussi être reliés directement par une liaison. Dans ce cas, aucun résultat de nœud ne sera affiché et pas plus de deux éléments peuvent être connectés au même point. IV.5.2 Elément: Un élément correspond à une composante du réseau, telles qu’une ligne, un transformateur ou une machine électrique. Il y a des éléments actifs et passifs. Un élément est décrit de façon conceptuelle par un nœud de départ et un nœud d’arrivée. Pour les transformateurs à trois enroulements, un troisième nœud doit être donné. Les éléments sont électriquement décrits par: Leur courant nominal, leur puissance nominale, leur tension nominale Leurs paramètres tels que les pertes, les réactances, … Dans NEPLAN, ces paramètres sont saisis à l’aide d’un masque de données d’entrée. 59 Chapitre IV Environnement du Logiciel Neplan Les éléments actifs sont les réseaux d’alimentation, les machines asynchrones et synchrones, ainsi que les stations ou groupes d’alimentation. Un réseau d’alimentation représente un réseau voisin. Les éléments passifs sont les lignes, les éléments de couplage, les éléments de coupure, les transformateurs à 2 et 3 enroulements, les shunts et les charges. Les charges peuvent être entrées tout au long d’une ligne sans avoir besoin de saisir un nœud (charges de ligne). IV.6.1 Modélisation des éléments Actifs: Pour un calcul de court-circuit, les éléments actifs sont modélisés à l’aide de leur réactance subtransitoire. Pour un calcul de répartition des puissances, ces éléments sont modélisés par des puissances active et réactive (nœud-PQ) ou par l’amplitude et l’angle d’une tension au nœud désigné (nœud-Bilan). Le réseau d’alimentation est généralement modélisé comme un nœud bilan. IV.6.2 Équipement de protection, transformateurs de courant et de tension: Les équipements de protection (relais de surintensité, relais de protection de distance, disjoncteurs) et les transformateurs de courant et de tension sont associés au nœud à intégrer et à l’élément à commuter. Ils n’ont aucune influence sur les calculs de courtcircuit et d’écoulement des puissances. Ces éléments sont utilisés dans les modules de coordination des relais. IV.6.3 Poste: Un poste peut contenir plusieurs nœuds et n’a aucun sens pour les calculs ou la coordination des protections. Il est uniquement utilisé en relation avec la base de données. IV.6.4 Symbole: Pour chaque type d’éléments, il y a différents symboles dans la fenêtre des symboles. Il faut choisir celui que vous voulez insérer dans le schéma. Une bibliothèque des symboles est incorporée dans l’offre de NEPLAN. L’utilisateur peut ainsi définir et créer ses propres symboles. IV.6.5 Interrupteurs: Dans NEPLAN, les interrupteurs sont utilisés pour modifier la topologie du réseau (connecter ou déconnecter des éléments). Il y a deux types différents qui sont: les interrupteurs physiques et les interrupteurs logiques. Les interrupteurs physiques sont des éléments de couplage, des disjoncteurs, des 60 Chapitre IV Environnement du Logiciel Neplan sectionneurs ou des commutateurs de charge. Les interrupteurs logiques sont dits fictifs. Ils sont assignés à tous les éléments par le système. Une ligne, par exemple, a deux interrupteurs logiques. Un premier à son nœud de départ et un deuxième à son nœud d’arrivée. Un interrupteur physique n’a pas de commutateur logique, car il sera toujours commutable. Pendant la saisie du réseau, les interrupteurs physiques peuvent être négligés, du fait que les commutations peuvent être exécutées par les interrupteurs logiques. Ceci constitue un inconvénient quand une ligne conduit à un double jeu de barres. Pour commuter d’un jeu de barre à un autre, l’utilisateur doit changer le nœud de départ ou d’arrivée de la ligne. Si l’utilisateur saisit deux sectionneurs (un par jeu de barres) à l’aide d’un nœud complémentaire et intermédiaire, la commutation peut être exécutée à l’aide des sectionneurs. Les interrupteurs physiques peuvent être réduits pendant les calculs (voir dans le masque “Paramètres” les modules de calculs concernés). IV.6.6 Zones et les régions: Les zones et les régions sont des groupes de réseaux qui doivent être définis. Ce qui signifie que chaque élément et chaque nœud appartient à une zone et à une région. Une région contient normalement une ou plusieurs zones. Pour les calculs de répartition des puissances, il est possible de définir le plan d’échange entre elles. Chaque zone et chaque région peuvent être présentées dans différentes couleurs. Dans l’étape 4 – E, la manière de définir les zones et les régions est expliquée. IV.6.7 Réseaux partiel: A la différence des zones et des régions, un réseau partiel est indépendant. Il n’a aucune connexion avec les autres réseaux. Vous pouvez fabriquer des réseaux partiels en ouvrant un interrupteur logique ou physique. Il est possible de colorier chaque réseau partiel différemment (voir ci-dessous). Figure IV.5 Réseaux partiels 61 Chapitre IV Environnement du Logiciel Neplan IV.7 La création D’un Nouveau Projet: IV.7.1 Etape 1: créer un nouveau projet: Pour créer un nouveau projet, après avoir lancé le programme, cliquer sur le menu Fichier – Nouveau. 1. Entrer la localisation ou le répertoire pour la sauvegarde du projet. En appuyant sur le bouton, vous pouvez choisir un répertoire. 2. Entrer le nom du projet. 3. Choisir le type de réseau: Electrique, Eau, Gaz ou Chauffage. 4. Si vous le souhaitez, vous pouvez ajouter une description textuelle du projet. 5. Choisir les dimensions du schéma et l’orientation de sa page. 6. Appuyer sur le bouton OK. Figure IV.6 Créer un nouveau projet La figure ci-dessous présente l’interface utilisateur après la création du nouveau projet. Il est identique à la figure IV.1. a. La barre de titre affiche le nom du projet courant. b. Une surface de travail est ouverte dans la racine. c. Le gestionnaire des variantes affiche l’arborescence comprend du projet qui pour le moment la racine seule. 62 Chapitre IV Environnement du Logiciel Neplan Figure IV.7 Après création d’un nouveau projet IV.7.2.1 Etape 2: Saisir Un réseau: Au cours de cette étape, vous êtes amené à saisir les nœuds et les éléments qui vous permettront de construire un petit réseau électrique. La fenêtre des symboles vous permet de choisir facilement l’élément souhaité. Vous pouvez commencer à saisir l’élément de votre choix. Il n’est pas nécessaire de saisir d’abord les nœuds, car la nouvelle philosophie de NEPLAN est d’entrer en premier les éléments et les nœuds dans le schéma et de les connecter ensuite avec des liaisons. Pour les lignes, la saisie est différente. Elles ont besoin de points de connexion qui sont soit les nœuds, soit les autres éléments. Il n’est pas nécessaire d’insérer un nœud entre les éléments, parce que ceux- ci peuvent être connectés directement par des liaisons. Cependant, si l’utilisateur veut afficher les résultats du nœud, il doit le saisir graphiquement. 63 Chapitre IV Environnement du Logiciel Neplan IV.7.2.2 Données d’entrée: Nous allons dessiner le réseau ci-dessous: Figure IV.8 Réseau à saisir dans NEPLAN IV.8.Saisir le réseau: IV.8.1 Saisir un élément: 1 Pour dessiner un élément à partir de la fenêtre des symboles, cliquer sur celui-ci, maintenir appuyé le bouton de la souris, glisser le symbole dans le schéma puis le lâcher à l'endroit souhaité. 2 Un masque de saisie des données de l’élément apparaît. 3 Entrer un nom pour l’élément. 4 Entrer ses paramètres. 5 Taper sur le bouton OK pour terminer. 64 Chapitre IV Environnement du Logiciel Neplan Figure IV.9 Saisir un élément IV.8.2 saisir Un nœud: 2 Pour saisir des nœuds, cliquer sur un bouton relatif à ces derniers dans la barre d’outils. 3 Cliquer une fois dans le schéma pour les nœuds ayant une forme de point ou ronde. Pour dessiner un nœud barre, cliquer dans le schéma, puis maintenir le bouton de la souris enfoncé. Déplacer ensuite le curseur afin de définir sa longueur. Relâcher pour finir le bouton de la souris 4 Un masque de saisie des données du nœud apparaît. 5 Pour les données du nœud, la tension nominale du système ainsi que sa fréquence sont au moins requises. 6 Taper le bouton OK pour terminer. 65 Chapitre IV Environnement du Logiciel Neplan Figure IV.10 Saisir un nœud IV.8.3 saisir une liaison: 2 Pour interconnecter des éléments entre eux ou connecter les éléments aux nœuds, il faut utiliser les liaisons. Appuyer sur le bouton Liaison. 3 D’abord cliquer sur le bout de l’élément à connecter. 4 Puis cliquer sur le nœud à connecter pour finaliser la liaison. Figure IV.11 Connecter les éléments aux nœuds IV.8.4 Construire le réseau entier (Astuces pour saisir les lignes): Pour construire le réseau, il faut des lignes et vous avez besoin de nœuds pour les 66 Chapitre IV Environnement du Logiciel Neplan connecter. Pour saisir les lignes, appuyer sur le bouton Ligne. Cliquer sur le nœud de départ. Cliquer aux endroits du schéma où vous souhaitez obtenir des points de support Cliquer sur le nœud d’arrivée. Entrer les données de la ligne dans le masque qui apparaîtra. Taper sur le bouton OK pour terminer. 14. Figure IV.12 Saisir une ligne IV.9 Tester votre réseau: Après avoir entré le réseau avec tous les nœuds et les données des éléments, vous devez vérifier si tous les éléments sont liés et toutes les données sont correctement saisies. Pour ce faire, exécuter un calcul de répartition des puissances avec “Analyse – Répartition des puissances – Calculer”. Faites attention aux messages d’erreur dans la fenêtre Messages puis corriger votre réseau, jusqu’à ce que le calcul de répartition des puissances réussisse. IV.10 Répartition des puissances: Dans ce chapitre, nous allons apprendre comment faire un calcul de répartition des puissances sur un petit réseau et comment obtenir les résultats souhaités. a) Ouvrir le projet: Ouvrir le fichier d'exemple de réseau pour la répartition des puissances “Example_LF_SC.nepprj”. Dans le menu Analyse, choisir Répartition des puissances et ouvrir le masque Paramètres... 67 Chapitre IV Environnement du Logiciel Neplan Figure IV.13 Paramètres de calcul de la répartition des puissances. b) Paramètres du calcul: Sélectionner la méthode de calcul. Définir le nombre maximum d’itérations qui peuvent être calculées. La valeur par défaut est 20. Définir si les transformateurs avec régleur en charge devront être régulés automatiquement durant le calcul de répartition des puissances avec "Réglage automatique du transformateur". Utiliser la commande Référence pour éditer la charge de base des éléments et la tension de base minimum et maximum. Lorsque l’on souhaite travailler avec Contrôle des régions/zones, utiliser l’onglet pour définir les transactions. Taper OK pour sauvegarder le changement et quitter le masque Paramètres. Figure IV.14 Paramètres pour la répartition des puissances. 68 Chapitre IV Environnement du Logiciel Neplan Dans Paramètres (cont.), un fichier résultat *.rlf, qui peut être ouvert avec un éditeur de texte ou Excel, peut être défini. Figure IV.15 Fichier résultats de la répartition des puissances. c) Choisir les variables de sortie pour les résultats: Pour les résultats montrés dans le schéma unifilaire, les variables à visualiser peuvent être choisies. Ceci peut être fait maintenant ou après le calcul. Dans le menu Edition, choisir le masque Propriétés du schéma puis l’onglet Répartition des puissances. Sélectionner les variables à visualiser dans le schéma unifilaire pour les noeuds et les éléments. Cette sélection n’a aucune influence sur les tableaux de sortie. Ces tableaux comporteront toutes les variables. Définir les unités et le nombre de chiffres pour les variables de sortie et décider si l’on veut seulement visualiser les résultats de la répartition des puissances ou aussi ceux du dernier calcul de court-circuit. Figure IV.16 variables de sortie. 69 Chapitre IV Environnement du Logiciel Neplan d) Calcul: On peut maintenant procéder au calcul de répartition des puissances, dans le menu Analyse - Répartition des puissances - Calculer. Figure IV.17 Calcul de répartition des puissances. IV.11 Conclusion: Dans ce chapitre on a traité l’environnement du logiciel, NEPLAN, Il permet de saisir graphiquement le schéma unifilaire d'un système de puissance et de ses composants, de l'éditer, de l'archiver et d'opérer des simulations d'écoulement de puissance Et On a démontré une première étape pour se familiariser avec le Logiciel NEPLAN. Concernant les détails relatifs aux modèles des éléments, aux données d’entrée et de calcul. [48] 70 Chapitre V Simulation V. SIMULATION V.1.Introduction: Les charges électriques à la fois consomment et produisent de la puissance réactive. L’énergie transportée variant considérablement d’une heure à l’autre, l’équilibre de la puissance réactive dans un réseau varie également. Le résultat peut être des variations inacceptables de l’amplitude de la tension ou une chute de tension. Un compensateur statique de puissance réactive (SVC) peut fournir en continu la puissance réactive nécessaire pour contrôler les fluctuations dynamiques de la tension sous différents régimes de fonctionnement et ainsi améliorer les performances des réseaux de transport et de distribution d’énergie électrique. L’installation d’un compensateur statique de puissance réactive en un ou plusieurs points spécifiques du réseau peut accroitre la capacité de transit et réduire les pertes tout en maintenant un profil de tension régulier sous différents régimes.de surcroit, un compensateur statique de puissance réactive peut atténuer les oscillations de puissance réactive par modulation des amplitudes de tension. Selon le type de régulation, le SVC peut être décrit comme un générateur de P-V, une charge de P-Q ou un élément de shunt avec la susceptance défini B. chaque élément de SVC est inclus dans la matrice d’élément des générateurs, des charges ou des shunts avant que le calcul de l’écoulement de puissance soit commencé. Quand le calcul est fini les vecteurs de résultat et les valeurs de puissance sont sauvegardés dans les vecteurs de résultat de SVC.[30] Dans ce chapitre, nous présentons une simulation qui a été réalisé sous l’environnement du logiciel Neplan, nous mettrons en évidence l’influence du compensateur statique de l’énergie réactive (SVC) sur le comportement du réseau à étudier. V.2.Structure du réseau simulé: Une application sur deux réseaux standards, Un réseau test 05 nœuds et un autre réseau test 30 nœuds. Dans un premier temps, nous présentons les résultats de l’écoulement statique des charges par la méthode itérative de Newton Raphson sans dispositif SVC. Ensuite nous présenterons les résultats de l’écoulement statique des charges après insertion du dispositif SVC dans le réseau. V.3. Données du réseau de 5 nœuds: Ce réseau est constitué de 05 nœuds, parmi eux 02 générateurs (aux jeux de barres n° 1, 2,). La tension de base pour chaque jeu de barres est de 243 kv, la puissance apparente de base est de 100 MVA. les valeurs planifiées des tensions, des puissances générées et consommées ainsi Les caractéristiques du réseau sont représentés dans les tableaux (V.1),(V.2). 72 Chapitre V Simulation V.3.1 Données des nœuds du réseau: N° Type V(pu) Pg (Mw) Qg(Mvar) P Load Q Load 1 SL 1.00 0.00 0.00 0.0 0.00 2 PV 1.00 40.00 0.00 20 10 3 PQ 1.00 0.00 0.00 45 15 4 PQ 1.00 0.00 0.00 40 5 5 PQ 1.00 0.00 0.00 60 10 Tableau V.1 les valeurs planifiées des tensions et puissances V.3.2 Données des Branches du réseau: Nœud i Nœud j R (pu) X (pu) y Schunt (pu) 1 2 0.02 0.06 0.06 1 3 0.08 0.24 0.05 2 3 0.06 0.18 0.04 2 4 0.06 0.18 0.04 2 5 0.04 0.12 0.03 3 4 0.01 0.03 0.02 4 5 0.08 0.24 0.05 Tableau V.2 Caractéristique du réseau. V.4.Présentation du réseau à étudier: Le schéma du réseau cinq Nœuds simulé sous le Logiciel Neplan est donné sur la figure suivante [50]: SM-39 L-822596 L-822578 N1(North) 243 kV N3(Lake) 243 kV N4(Main) 243 kV L89 L69 L64 L94 L74 L79 L84 N2(south) 243 kV N5(ELM) 243 kV L-822614 L-822587 SM-46 Figure V.1 Schéma du réseau 5 nœuds. 73 Chapitre V Simulation V.5.Résultats et interprétations: Après l’application de l’écoulement de puissance sur le réseau 05 nœuds on a abouti aux résultats suivants: V.5.1 Résultats des tensions et des puissances: Les résultats ont été calculés par la méthode de newton Raphson. N° V(kV) V(pu) δ (°) Pc(Mw) Qc(Mvar) Pg(Mw) Qg(Mvar) 1 243 1 0 0 23.483 129.706 0 2 243 1 -2.9 20 10 40 77.80 3 235.44 0.96 -5 45 15 0 0 4 235.38 0.96 -5.3 40 5 0 0 5 234.84 0.96 -6.1 60 10 0 0 Tableaux V.3 résultats de simulation. PGT = 169.706 MW PChT = 165 MW PL = 4.70 MW QL = 14.32 MVAR Figure V.2 Les tensions du réseau 5 Nœud. Dans tous les nœuds types PQ l’amplitude des tensions est autour de 1 pu, avec une chute de tension acceptable. V.6. Données du réseau de 30 nœuds: Ce réseau est constitué de 30 nœuds, avec 06 générateurs (aux nœuds n° 1, 2, 13, 22, 23 et 27,). La tension de base pour chaque jeu de barres est de 135 kv, la puissance apparente de base est de 100 MVA. Les valeurs planifiées des tensions, des puissances générées et consommées ainsi Les caractéristiques du réseau sont représentés dans les tableaux (V.4),(V.5). 74 Chapitre V Simulation Limite des tensions nodales: 0.95 ≤V(pu)≤1.05 V.6.1 Tableau des valeurs planifiées du réseau: N° Type V (pu) PG(Mw) QG(Mvar) Pch Qch 01 SL 1.00 0.00 0.00 0.0 0.00 02 PV 1.00 60.97 0.00 21.7 12.7 03 PQ 1.00 0.00 0.00 2.4 1.2 04 PQ 1.00 0.00 0.00 7.6 1.6 05 PQ 1.00 0.00 0.00 0.0 0.00 06 PQ 1.00 0.00 0.00 0.0 0.00 07 PQ 1.00 0.00 0.00 22.8 10.9 08 PQ 1.00 0.00 0.00 30.0 30.0 09 PQ 1.00 0.00 0.00 0.0 0.00 10 PQ 1.00 0.00 0.00 5.8 2.0 11 PQ 1.00 0.00 0.00 0.0 0.00 12 PQ 1.00 0.00 0.00 11.2 7.5 13 PV 1.00 37.0 0.00 0.0 0.00 14 PQ 1.00 0.00 0.00 6.2 1.6 15 PQ 1.00 0.00 0.00 8.2 2.5 16 PQ 1.00 0.00 0.00 3.5 1.8 17 PQ 1.00 0.00 0.00 9 5.8 18 PQ 1.00 0.00 0.00 13.2 10.9 19 PQ 1.00 0.00 0.00 9.5 3.4 20 PQ 1.00 0.00 0.00 2.2 0.7 21 PQ 1.00 0.00 0.00 17.5 11.2 22 PV 1.00 21.59 0.00 0.0 0.00 23 PV 1.00 19.2 0.00 3.2 1.6 24 PQ 1.00 0.00 0.00 8.7 6.7 25 PQ 1.00 0.00 0.00 0.0 0.00 26 PQ 1.00 0.00 0.00 3.5 2.3 27 PV 1.00 26.91 0.00 0.0 0.00 28 PQ 1.00 0.00 0.00 0.0 0.00 29 PQ 1.00 0.00 0.00 2.4 0.9 30 PQ 1.00 0.00 0.00 10.6 1.9 Tableau V.4: Tableau des valeurs planifiées 75 Chapitre V Simulation V.6.2 caractéristiques du réseau: Nœud i Nœud j R (pu) X (pu) yschunt (pu) 01 02 0.02 0.06 0.03 01 03 0.05 0.19 0.02 02 04 0.06 0.17 0.02 03 04 0.01 0.04 0.00 02 05 0.05 0.2 0.02 02 06 0.06 0.18 0.02 04 06 0.01 0.04 0.00 05 07 0.05 0.12 0.01 06 07 0.03 0.08 0.01 06 08 0.01 0.04 0.00 06 09 0.00 0.21 0.00 06 10 0.00 0.56 0.00 09 11 0.00 0.21 0.00 09 10 0.00 0.11 0.00 04 12 0.00 0.26 0.00 12 13 0.00 0.14 0.00 12 14 0.12 0.26 0.00 12 15 0.07 0.13 0.00 12 16 0.09 0.2 0.00 14 15 0.22 0.2 0.00 16 17 0.08 0.19 0.00 15 18 0.11 0.22 0.00 18 19 0.06 0.13 0.00 19 20 0.03 0.07 0.00 10 20 0.09 0.21 0.00 10 17 0.03 0.08 0.00 10 21 0.03 0.07 0.00 10 22 0.07 0.15 0.00 21 22 0.01 0.02 0.00 15 23 0.10 0.2 0.00 22 24 0.12 0.18 0.00 23 24 0.13 0.27 0.00 24 25 0.19 0.33 0.00 25 26 0.25 0.38 0.00 25 27 0.11 0.21 0.00 27 28 0.00 0.4 0.00 27 29 0.22 0.42 0.00 27 30 0.32 0.6 0.00 29 30 0.24 0.45 0.00 08 28 0.06 0.2 0.02 06 28 0.02 0.06 0.01 Tableau V.5: Caractéristiques du réseau. 76 Chapitre V Simulation Figure V.3 structure du réseau à 30 Nœuds. V.7 Présentation du réseau à étudier: Le schéma du réseau à 30 Nœuds simulé sous le Logiciel Neplan est donné par la figure suivante: 77 Chapitre V Simulation N11 135 kV N8 135 kV N21 135 kV L272 N9 135 kV L232 L282 L692 L277 L287 L702 L-498 L237 N7 135 kV N6 135 kV L252 N13 135 kV N20 135 kV L312 N12 135 kV L257 L-597 L811 N16 135 kV L707 L322 L-528 L227 N18 135 kV N14 135 kV L377 L-588 L-651 N19 135 kV L-519 N3 135 kV N1 135 kV L367 L382 L-606 L392 N27 135 kV L387 N15 L-573 135 kV L332 N23 135 kV L-615 L-564 SM-436 N24 135 kV L372 L402 L317 L327 L-624 L407 L397 SM-446 SM-466 L412 L-555 N4 135 kV N2 135 kV L222 L302 N17 135 kV L-507 L247 N22 135 kV L292 L262 N5 135 kV L307 L-546 L-537 L242 L-633 N10 135 kV SM-456 N25 135 kV L-642 SM-479 L362 SM-489 L337 L712 L342 L357 L-678 L352 N28 135 kV L-669 N30 135 kV L-660 N26 135 kV N29 135 kV Figure V.4 Structure du réseau 30 Nœuds sur Neplan V.8 Illustration: Dans cette illustration, nous considérons deux étapes de calcul. Un premier calcul de répartition des charges nous permettra de déterminer les nœuds dont la tension est violée d’une manière plus remarquable. Dans la deuxième étape l’utilisation d’un dispositif FACTS(SVC). V.9 Les différents cas de résolution: Les différents cas de résolution par le logiciel Neplan sont: Cas N°1: résultats de calcul de répartition des charges LF (load flow). Cas N°2: résultats de calcul après utilisation d’un SVC. Cas N°3: résultats de calcul après utilisation de deux SVC. Cas N°4: résultats de calcul après utilisation de trois SVC. Cas N°5: résultats de calcul après utilisation de quatre SVC. Cas N°6: résultats de calcul après utilisation de cinq SVC. 78 Chapitre V Simulation V.9.1 Résultats de calcul de répartition des charges LF (load flow): N° V(Kv) V(pu) δ(°) Pch(Mw) Qch(Mvar) PG(Mw) QG(Mvar) 01 135 1 0 0 0.28 39.70 0 02 135 1 -0.8 21.7 12.7 60 45.23 03 132.13 0.97 -2 2.4 1.2 0 0 04 131.66 0.97 -2.4 7.6 1.6 0 0 05 132.00 0.97 -2.3 0 0 0 0 06 130.63 0.96 -2.9 0 0 0 0 07 129.82 0.96 -3.2 22.8 10.9 0 0 08 128.88 0.95 -3.4 30 30 0 0 09 131.82 0.97 -4.1 0 0 0 0 10 132.46 0.98 -4.7 5.8 2 0 0 11 131.82 0.97 -4.1 0 0 0 0 12 132.51 0.98 -2.9 11.2 7.5 0 0 13 135 1 0.1 0 0 37 14.12 14 131.01 0.97 -3.8 6.2 1.6 0 0 15 131.07 0.97 -3.9 8.2 2.5 0 0 16 131.46 0.97 -4 3.5 1.8 0 0 17 131.43 0.97 -4.8 9 5.8 0 0 18 126.67 0.93 -5.5 13.2 10.9 0 0 19 127.39 0.94 -5.8 9.5 3.4 0 0 20 128.53 0.95 -5.6 2.2 0.7 0 0 21 134.01 0.99 -4.9 17.5 11.2 0 0 22 135 1 -4.9 0 0 21 45.53 23 135 1 -3.3 3.2 1.6 19 12.71 24 133.43 0.98 -4.1 8.7 6.7 0 0 25 133.67 0.99 -3 0 0 0 0 26 131.24 0.97 -3.4 3.5 2.3 0 0 27 135 1 -2 0 0 26 11.52 28 130.79 0.96 -3 0 0 0 0 29 132.24 0.97 -3.3 2.4 0.9 0 0 30 130.66 0.96 -4.2 10.6 1.9 0 0 Tableau V.6 les résultats de calcul sans SVC PGT = 202.7 MW PChT = 199.2 MW PL = 3.508 MW QL = 11.66 MVAR 79 Chapitre V Simulation V.9.2 Interprétation: Le tableauV.6 montre que les deux nœuds (N°18, N°19) ont des tensions dont les modules sont inferieurs à la limite inférieure de la tension Vmin. Les tensions du réseau sont représentées par la figure V.5 1 30 1,05 29 28 2 3 4 1 27 26 5 6 0,95 25 7 0,9 24 Vmax =1,05 8 0,85 23 V 9 22 Vmin = 0,95 10 21 11 20 12 19 13 18 17 15 16 14 Figure V.5 Profil des tensions du réseau 30 Nœuds N8 135 kV N9 135 kV SVC-960 L232 N21 135 kV N11 135 kV L272 L282 L277 L692 L287 L702 L-498 L-633 SVC-1025 N7 135 kV L237 L252 N6 135 kV N13 135 kV SVC-1090 L262 N20 135 kV L312 N12 135 kV L257 L-597 L707 L-528 L372 L377 N18 135 kV N14 135 kV L-651 N19 135 kV L-519 N3 135 kV N1 135 kV N24 135 kV L-588 L402 L317 L327 L-624 L407 L397 SM-446 L227 L712 N16 135 kV L322 SM-466 L412 L-555 N4 135 kV N2 135 kV L222 L302 N17 135 kV L-507 L247 N5 135 kV N22 135 kV L292 L-546 L-537 L242 L307 N10 135 kV SM-456 L382 SVC-1052 L367 L-606 N23 135 kV L-615 L-564 SVC-941 L387 L392 SM-436 N27 135 kV N15 L-573 135 kV SVC-979 L332 N25 135 kV L-642 SM-479 L362 SM-489 L717 L337 L342 L357 L352 L-669 N28 135 kV L-678 N30 135 kV L-660 N26 135 kV N29 135 kV Figure V.6 Structure du réseau 30 Nœuds avec différents emplacements du SVC sous Neplan 80 Chapitre V Simulation La simulation du réseau avec l’intégration d’un SVC pour une valeur de QC =30 MVAR au nœud 18 a donné les résultats suivants: V.9.3 résultats de Calcul de l’écoulement de puissances (avec un SVC): N° V(Kv) V (pu) δ(°) Pch(Mw) Qch(Mvar) PG(Mw) QG(Mvar ) 01 135 1 0 0 1.09 39.41 0 02 135 1 -0.8 21.7 12.7 60 42.33 03 132.36 0.98 -2 2.4 1.2 0 0 04 131.94 0.97 -2.4 7.6 1.6 0 0 05 132.14 0.97 -2.3 0 0 0 0 06 130.91 0.96 -2.9 0 0 0 0 07 130.05 0.96 -3.2 22.8 10.9 0 0 08 129.16 0.95 -3.4 30 30 0 0 09 132.43 0.98 -4.1 0 0 0 0 10 133.25 0.98 -4.7 5.8 2 0 0 11 132.43 0.98 -4.1 0 0 0 0 12 133.59 0.98 -2.9 11.2 7.5 0 0 13 135 1 0.1 0 0 37 8.42 14 132.73 0.98 -3.9 6.2 1.6 0 0 15 133.31 0.98 -4.2 8.2 2.5 0 0 16 132.42 0.98 -4 3.5 1.8 0 0 17 132.27 0.97 -4.7 9 5.8 0 0 18 133.96 0.99 -6.7 13.2 10.9 0 0 19 132.65 0.98 -6.5 9.5 3.4 0 0 20 132.66 0.98 -6.1 2.2 0.7 0 0 21 134.18 0.99 -4.8 17.5 11.2 0 0 22 135 1 -4.7 0 0 21 35.13 23 135 1 -3.1 3.2 1.6 19 4.47 24 133.43 0.98 -4 8.7 6.7 0 0 25 133.67 0.99 -2.9 0 0 0 0 26 131.24 0.97 -3.3 3.5 2.3 0 0 27 135 1 -1.9 0 0 26 11.17 28 131.05 0.97 -3 0 0 0 0 29 132.24 0.97 -3.2 2.4 0.9 0 0 30 130.66 0.96 -4.1 10.6 1.9 0 0 Tableau V.7 les résultats de calcul avec SVC au nœud 18 PGT = 202.4 MW PChT = 199.2 MW PL = 3.2 MW QL = 10.81 MVAR 81 Chapitre V Simulation V.9.4 Interprétation: Le tableau montre que tous nœuds sont dans les limites admissibles. Les tensions du réseau sont représentées par la figure V.7 28 30 29 1,05 27 1 2 3 4 5 1 26 6 0,95 25 7 24 8 0,9 23 9 22 Vmax =1,05 V Vmin = 0,95 10 21 11 20 12 19 18 17 16 15 14 13 Figure V.7 Profil des tensions du réseau 30 Nœuds Les résultats des tensions et des puissances réactives avant et après l’insertion d’un SVC sont présentés dans le tableau V.8.a: 82 Chapitre V Simulation Sans SVC Avec SVC N° V (pu) δ(°) QG(Mvar) V (pu) δ(°) QG(Mvar) 01 1 0 0 1 0 0 02 1 -0.8 45.23 1 -0.8 42.33 03 0.97 -2 0 0.98 -2 0 04 0.97 -2.4 0 0.97 -2.4 0 05 0.97 -2.3 0 0.97 -2.3 0 06 0.96 -2.9 0 0.96 -2.9 0 07 0.96 -3.2 0 0.96 -3.2 0 08 0.95 -3.4 0 0.95 -3.4 0 09 0.97 -4.1 0 0.98 -4.1 0 10 0.98 -4.7 0 0.98 -4.7 0 11 0.97 -4.1 0 0.98 -4.1 0 12 0.98 -2.9 0 0.98 -2.9 0 13 1 0.1 14.12 1 0.1 8.42 14 0.97 -3.8 0 0.98 -3.9 0 15 0.97 -3.9 0 0.98 -4.2 0 16 0.97 -4 0 0.98 -4 0 17 0.97 -4.8 0 0.97 -4.7 0 18 0.93 -5.5 0 0.99 -6.7 0 19 0.94 -5.8 0 0.98 -6.5 0 20 0.95 -5.6 0 0.98 -6.1 0 21 0.99 -4.9 0 0.99 -4.8 0 22 1 -4.9 45.53 1 -4.7 35.13 23 1 -3.3 12.71 1 -3.1 4.47 24 0.98 -4.1 0 0.98 -4 0 25 0.99 -3 0 0.99 -2.9 0 26 0.97 -3.4 0 0.97 -3.3 0 27 1 -2 11.52 1 -1.9 11.17 28 0.96 -3 0 0.97 -3 0 9 0.97 -3.3 0 0.97 -3.2 0 30 0.96 -4.2 0 0.96 -4.1 0 Tableau V.8.a Tableau récapitulatif Les pertes actives et réactives totale du réseau avant et après l’emplacement du SVC sont représentées dans le tableau suivant: Pertes totales Pertes totales PL(MW) QL(MVAR) PL(MW) QL(MVAR) 3.508 11.66 3.20 10.81 Tableau V.8.b Pertes totales Les tensions du réseau avant et après l’insertion du SVC sont représentées par la figure V.8 83 Chapitre V Simulation 28 1 30 29 1,05 2 3 1 27 26 4 5 6 0,95 25 7 0,9 8 V sans SVC 9 V avec SVC 10 Vmin = 0,95 24 0,85 23 22 21 Vmax =1,05 11 20 12 19 18 17 16 15 14 13 Figure V.8 Profil des tensions du réseau 30 Nœuds Après l’introduction d’un SVC pour une valeur de QC =30 MVAR au nœud 18 et un deuxième SVC au nœud 06 pour remettre les tensions entre leurs limites.et on a simulé le réseau et les résultats sont les suivants: V.9.5 Résultats de calcul de l’écoulement de puissance (avec deux SVC): N° V(KV) V(pu) δ (°) Pch(Mw) Qch(Mvar) PG(Mw) QG(Mvar) 01 135 1 0 0 4.85 39.23 0 02 135 1 -0.7 21.7 12.7 60 26.40 03 133.35 0.98 -2.1 2.4 1.2 0 0 04 133.14 0.98 -2.6 7.6 1.6 0 0 05 133.05 0.98 -2.4 0 0 0 0 06 132.73 0.98 -3.1 0 0 0 0 07 131.52 0.97 -3.4 22.8 10.9 0 0 08 130.97 0.97 -3.6 30 30 0 0 09 133.34 0.98 -4.3 0 0 0 0 10 133.69 0.99 -4.9 5.8 2 0 0 11 133.34 0.98 -4.3 0 0 0 0 12 134.02 0.99 -3.1 11.2 7.5 0 0 13 135 1 -0.1 0 0 37 6.12 14 133.22 0.98 -4.1 6.2 1.6 0 0 15 133.71 0.99 -4.3 8.2 2.5 0 0 16 132.86 0.98 -4.2 3.5 1.8 0 0 17 132.71 0.98 -4.9 9 5.8 0 0 18 134.82 0.99 -6.9 13.2 10.9 0 0 19 133.38 0.98 -6.7 9.5 3.4 0 0 84 Chapitre V Simulation 20 133.32 0.98 -6.3 2.2 0.7 0 0 21 134.28 0.99 -4.9 17.5 11.2 0 0 22 135 1 -4.8 0 0 21 29.33 23 135 1 -3.2 3.2 1.6 19 2.97 24 133.43 0.98 -4.1 8.7 6.7 0 0 25 133.67 0.99 -3 0 0 0 0 26 131.24 0.97 -3.4 3.5 2.3 0 0 27 135 1 -2.1 0 0 26 8.23 28 132.68 0.98 -3.1 0 0 0 0 29 132.24 0.97 -3.4 2.4 0.9 0 0 30 130.66 0.96 -4.3 10.6 1.9 0 0 Tableau V.9 Résultats de calcul avec deux SVC PGT = 202.2 MW PChT = 199.2 MW PL = 3.04MW QL = 9.95 MVAR V.9.6 Interprétation: Le tableau montre que tous nœuds sont dans les limites admissibles. Les tensions du réseau sont représentées par la figure V.9 28 30 29 1,05 27 1 2 3 4 5 1 26 6 0,95 25 7 24 8 0,9 23 9 22 Vmax =1,05 V Vmin = 0,95 10 21 11 20 12 19 18 17 16 15 14 13 Figure V.9 Profil des tensions du réseau 30 Nœuds Les résultats des tensions et des puissances réactives avant et après l’insertion d’un premier SVC et un deuxième SVC sont présentés dans le tableau V.10: 85 Chapitre V N° Simulation Sans SVC Ө(deg) QG(Mvar) 0 0 V(pu) 1 Avec Un SVC Ө(deg) QG(Mvar) 0 0 V(pu) 1 Avec deux SVC Ө(deg) QG(Mvar) 0 0 01 V(pu) 1 02 1 -0.8 45.23 1 -0.8 42.33 1 -0.7 26.40 03 0.97 -2 0 0.98 -2 0 0.98 -2.1 0 04 0.97 -2.4 0 0.97 -2.4 0 0.98 -2.6 0 05 0.97 -2.3 0 0.97 -2.3 0 0.98 -2.4 0 06 0.96 -2.9 0 0.96 -2.9 0 0.98 -3.1 0 07 0.96 -3.2 0 0.96 -3.2 0 0.97 -3.4 0 08 0.95 -3.4 0 0.95 -3.4 0 0.97 -3.6 0 09 0.97 -4.1 0 0.98 -4.1 0 0.98 -4.3 0 10 0.98 -4.7 0 0.98 -4.7 0 0.99 -4.9 0 11 0.97 -4.1 0 0.98 -4.1 0 0.98 -4.3 0 12 0.98 -2.9 0 0.98 -2.9 0 0.99 -3.1 0 13 1 0.1 14.12 1 0.1 8.42 1 -0.1 6.12 14 0.97 -3.8 0 0.98 -3.9 0 0.98 -4.1 0 15 0.97 -3.9 0 0.98 -4.2 0 0.99 -4.3 0 16 0.97 -4 0 0.98 -4 0 0.98 -4.2 0 17 0.97 -4.8 0 0.97 -4.7 0 0.98 -4.9 0 18 0.93 -5.5 0 0.99 -6.7 0 0.99 -6.9 0 19 0.94 -5.8 0 0.98 -6.5 0 0.98 -6.7 0 20 0.95 -5.6 0 0.98 -6.1 0 0.98 -6.3 0 21 0.99 -4.9 0 0.99 -4.8 0 0.99 -4.9 0 22 1 -4.9 45.53 1 -4.7 35.13 1 -4.8 29.33 23 1 -3.3 12.71 1 -3.1 4.47 1 -3.2 2.97 24 0.98 -4.1 0 0.98 -4 0 0.98 -4.1 0 25 0.99 -3 0 0.99 -2.9 0 0.99 -3 0 26 0.97 -3.4 0 0.97 -3.3 0 0.97 -3.4 0 27 1 -2 11.52 1 -1.9 11.17 1 -2.1 8.23 28 0.96 -3 0 0.97 -3 0 0.98 -3.1 0 29 0.97 -3.3 0 0.97 -3.2 0 0.97 -3.4 0 30 0.96 -4.2 0 0.96 -4.1 0 0.96 -4.3 0 Tableau V10 Tableau Récapitulatif 86 Chapitre V Simulation Les pertes actives et réactives totale du réseau avant et après l’emplacement du premier SVC au nœud N18 et du deuxième SVC au Nœud N6 sont représentées dans le tableau suivant: Pertes totales Pertes totales Pertes totales P(MW) Q(MVAR) P(MW) Q(MVAR) P(MW) Q(MVAR) 3.508 11.66 3.20 10.81 3.04 9.95 Tableau V.11 Les Pertes totales Les tensions du réseau avant et après l’insertion des deux SVC sont représentées par la figure V.10 28 30 29 1,05 1 2 3 1 27 26 4 5 6 0,95 25 7 0,9 24 0,85 23 Vmax =1,05 8 V sans SVC 9 22 V avec svc 10 21 Vmin = 0,95 11 20 12 19 18 17 16 15 14 13 Figure V.10 Profil des tensions du réseau 30 Nœuds Après l’introduction d’un SVC pour une valeur de QC =30 MVAR au nœud 18 et un deuxième SVC au nœud 06 et un troisième SVC au nœud 07 pour remettre les tensions entre leurs limites. et on a simulé le réseau et les résultats sont les suivants: V.9.7 Résultats de calcul de l’écoulement de puissance (avec trois SVC): N° V(KV) V(pu) δ (°) Pch(Mw) Qch(Mvar) 01 135 1 0 0 7,673 39,23 0 02 135 1 -0,7 21,7 12,7 60 9,14 03 134,09 0.99 -2,2 2,4 1,2 0 0 04 134,03 0.99 -2,7 7,6 1,6 0 0 05 135,2 1 -2,6 0 0 0 0 06 134,08 0.99 -3,3 0 0 0 0 07 135 1 -3,8 22,8 10,9 0 0 PG(Mw) QG(Mvar) 87 Chapitre V Simulation 08 132,3 0.98 -3,7 30 30 0 0 09 133,9 0.99 -4,4 0 0 0 0 10 133,9 0.99 -5 5,8 2 0 0 11 133,9 0.99 -4,4 0 0 0 0 12 134,2 0.99 -3,2 11,2 7,5 0 0 13 135 100 -0,2 0 0 37 4,84 14 133,3 0.98 -4,2 6,2 1,6 0 0 15 133,8 0.99 -4,4 8,2 2,5 0 0 16 133,1 0.98 -4,3 3,5 1,8 0 0 17 132,9 0.98 -5 9 5,8 0 0 18 135 100 -7 13,2 10,9 0 0 19 133,5 0.98 -6,8 9,5 3,4 0 0 20 133,5 0.98 -6,4 2,2 0,7 0 0 21 134,3 0.99 -5 17,5 11,2 0 0 22 135 1 -4,8 0 0 21 25,62 23 135 100 -3,3 3,2 1,6 19 2,32 24 133,439 0.98 -4,1 8,7 6,7 0 0 25 133,673 0.99 -3,1 0 0 0 0 26 131,24 0.97 -3,5 3,5 2,3 0 0 27 135 100 -2,2 0 0 26 6,03 28 133,893 0.99 -3,3 0 0 0 0 29 132,246 0.97 -3,5 2,4 0,9 0 0 30 130,664 0.96 -4,4 10,6 1,9 0 0 Tableau V.12 Résultats de calcul avec trois SVC PGT = 202.2 MW PL = 3.03 MW PChT = 199.2 MW QL = 9.85 MVAR V.9.8 Interprétation: Le tableau montre que tous nœuds sont dans les limites admissibles. Les tensions du réseau sont représentées par la figure V.11 88 Chapitre V Simulation 28 30 29 1,05 27 1 2 3 4 5 1 26 6 0,95 25 24 7 0,9 23 Vmax =1,05 8 V 9 22 Vmin = 0,95 10 21 11 20 12 19 18 17 16 15 14 13 Figure V.11 Profil des tensions du réseau 30 Nœuds Les pertes actives et réactives totale du réseau avant et après l’emplacement d’un SVC au nœud N18, N6 et N07 sont représentées dans le tableau suivant: Pertes totales Pertes totales P(MW) Q(MVAR) P(MW) Q(MVAR) 3.508 11.66 3,03 9,85 Tableau V.13 Les Pertes totales Les tensions du réseau avant et après l’insertion des trois SVC sont représentées par la figure V.12 89 Chapitre V Simulation 30 29 1,05 28 1 2 3 4 1 27 26 5 6 0,95 25 7 0,9 24 8 0,85 23 9 22 Vmax =1,05 v Sans SVC V avec SVC Vmin = 0,95 10 21 11 20 12 19 13 18 17 16 15 14 Figure V.12 Profil des tensions du réseau 30 Nœuds Après l’introduction d’un SVC pour une valeur de QC =30 MVAR au nœud N18, N06, N07, N15, pour remettre les tensions entre leurs limites. On a simulé le réseau et les résultats sont les suivants: V.9.9 Résultats de calcul de l’écoulement de puissance (avec Quatre SVC): 90 Chapitre V Simulation N° V(KV) V(pu) δ (°) Pch(Mw) Qch(Mvar) PG(Mw) QG(Mvar) 01 135 1 0 0 7,90 39,21 0 02 135 1 -0,7 21,7 12,7 60 8,64 03 134,15 0,99 -2,2 2,4 1,2 0 0 04 134,10 0,99 -2,7 7,6 1,6 0 0 05 135,21 1 -2,6 0 0 0 0 06 134,12 0,99 -3,3 0 0 0 0 07 135 100 -3,8 22,8 10,9 0 0 08 132,36 0,98 -3,7 30 30 0 0 09 134,04 0,99 -4,4 0 0 0 0 10 134,01 0,99 -5 5,8 2 0 0 11 134,04 0,99 -4,4 0 0 0 0 12 134,76 0,99 -3,2 11,2 7,5 0 0 13 135 100 -0,2 0 0 37 2,23 14 134,19 0,99 -4,2 6,2 1,6 0 0 15 135 100 -4,6 8,2 2,5 0 0 16 133,42 0,98 -4,3 3,5 1,8 0 0 17 133,11 0,98 -5 9 5,8 0 0 18 135 100 -6,9 13,2 10,9 0 0 19 133,60 0,98 -6,8 9,5 3,4 0 0 20 133,57 0,98 -6,4 2,2 0,7 0 0 21 134,35 0,99 -4,9 17,5 11,2 0 0 22 135 100 -4,8 0 0 21 25,04 23 135 100 -3,2 3,2 3,316 19 0 24 133,43 0,98 -4,1 8,7 6,7 0 0 25 133,67 0,99 -3,1 0 0 0 0 26 131,24 0,97 -3,5 3,5 2,3 0 0 27 135 100 -2,1 0 0 26 5,97 28 133,93 0,99 -3,3 0 0 0 0 29 132,24 0,97 -3,4 2,4 0,9 0 0 30 130,66 0,97 -4,4 10,6 1,9 0 0 Tableau V.14 Résultats de calcul avec quatre SVC PGT = 202.2 MW PL = 3.01 MW PChT = 199.2 MW QL = 9.75 MVAR V.9.10 Interprétation: Le tableau montre que tous nœuds sont dans les limites admissibles. Les tensions du réseau sont représentées par la figure V.13 91 Chapitre V Simulation 28 1 30 29 1,05 27 26 2 3 4 5 1 6 0,95 25 24 7 0,9 23 Vmax =1,05 8 Vavec SVC 9 22 V min =0,95 10 21 20 11 12 19 18 17 15 16 14 13 Figure V.13 Profil des tensions du réseau 30 Nœuds Les pertes actives et réactives totale du réseau avant et après l’emplacement du SVC au nœud N18, N6 et N07, N15 sont représentées dans le tableau suivant: Pertes totales Pertes totales P(MW) Q(MVAR) P(MW) Q(MVAR) 3.508 11.66 3,01 9,75 Tableau V.15 Les Pertes totales Les tensions du réseau avant et après l’insertion des quatre SVC sont représentées par la figure V.14. 28 30 29 1,05 1 2 3 1 27 26 4 5 6 0,95 25 7 0,9 24 0,85 23 22 8 v Sans SVC 9 Vavec SVC 10 21 20 Vmax =1,05 V min =0,95 11 12 19 18 17 16 15 14 13 Figure V.14 Profil des tensions du réseau 30 Nœuds 92 Chapitre V Simulation Après l’introduction d’un SVC pour une valeur de QC =30 MVAR au nœud N18, N08, N07, N15, N19 pour remettre les tensions entre leurs limites. On a simulé le réseau et les résultats sont les suivants: V.9.11 Résultats de calcul de l’écoulement de puissance (avec cinq SVC): N° V(KV) V(pu) δ (°) Pch(Mw) Qch(Mvar) PG(Mw) QG(Mvar) 01 135 1 0 0 7,909 39,116 0 02 135 1 -0,7 21,7 12,7 60 8,54 03 134,2 0.99 -2,2 2,4 1,2 0 0 04 134,1 0.99 -2,7 7,6 1,6 0 0 05 135,2 1 -2,6 0 0 0 0 06 134,1 0.99 -3,3 0 0 0 0 07 135 1 -3,8 22,8 10,9 0 0 08 133,8 0.99 -3,8 30 30 0 0 09 134,2 0.99 -4,4 0 0 0 0 10 134,2 0.99 -5 5,8 2 0 0 11 134,2 0.99 -4,4 0 0 0 0 12 134,8 0.99 -3,2 11,2 7,5 0 0 13 135 1 -0,2 0 0 37 2,148 14 134,2 0.99 -4,2 6,2 1,6 0 0 15 135 1 -4,6 8,2 2,5 0 0 16 133,5 0.98 -4,3 3,5 1,8 0 0 17 133,3 0.98 -5 9 5,8 0 0 18 135 1 -6,9 13,2 10,9 0 0 19 135 1 -7 9,5 3,4 0 0 20 134,7 0.99 -6,6 2,2 0,7 0 0 21 134,4 0.99 -4,9 17,5 11,2 0 0 22 135 1 -4,8 0 0 21 22,672 23 135 1 -3,2 3,2 3,316 19 0 24 133,4 0.98 -4,1 8,7 6,7 0 0 25 133,7 0.99 -3,1 0 0 0 0 26 131,2 0.97 -3,5 3,5 2,3 0 0 27 135 1 -2,2 0 0 26 5,457 28 134,2 0.99 -3,3 0 0 0 0 29 132,2 0.97 -3,5 2,4 0,9 0 0 30 130,7 0.96 -4,4 10,6 1,9 0 0 Tableau V.16 Résultats de calcul avec cinq SVC PGT = 202.1 MW PChT = 199.2 MW PL = 2,91MW QL = 9,40MVAR 93 Chapitre V Simulation V.9.12 Interprétation: Le tableau montre que tous nœuds sont dans les limites admissibles. Les tensions du réseau sont représentées par la figure V.15 27 26 25 24 23 22 21 20 28 1 30 29 1,05 2 3 4 5 1 6 0,95 0,9 19 18 17 16 15 14 13 7 8 9 10 11 12 Vmax =1,05 v avec SVC V min =0,95 Figure V.15 Profil des tensions du réseau 30 Nœuds Les pertes actives et réactives totale du réseau avant et après l’emplacement du SVC au nœud N18, N8 ,N07, N15 N19, sont représentées dans le tableau suivant: Pertes totales Pertes totales P(MW) Q(MVAR) P(MW) Q(MVAR) 3.508 11.66 2,91 9,40 Tableau V.17 Les Pertes totales Les tensions du réseau avant et après l’insertion des quatre SVC sont représentées par la figure V.16 28 30 29 1,05 1 2 3 1 27 26 4 5 6 0,95 25 7 0,9 24 8 v Sans SVC 9 V avec SVC 10 Vmin = 0,95 0,85 23 22 21 20 Vmax =1,05 11 12 19 18 17 16 15 14 13 Figure V.16 Profil des tensions du réseau 30 Nœuds 94 Chapitre V Simulation Le tableau suivant représente les pertes actives et réactives dans les différents cas de simulation : Nombre de Pertes Pertes SVC PL(MW) QL(MVAR) Sans 3,50 11,66 01 3,20 10,81 02 3,04 9,95 03 3,03 9,85 04 3,01 9,75 05 2,91 9,40 Tableau V18 Tableau Récapitulatif Figure V.17 les pertes du réseau 30 Nœuds 95 Chapitre V Simulation V(KV) V(KV) V(KV) N° Sans avec01 avec02 V(KV) V(KV) V(KV) avec03 avec04 avec05 SVC SVC SVC SVC SVC SVC 01 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 02 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 03 0.97 0.98 0.98 0.99 0,99 0.99 04 0.97 0.97 0.98 0.99 0,99 0.99 05 0.97 0.97 0.98 1.00 1.00 1.00 06 0.96 0.96 0.98 0.99 0,99 0.99 07 0.96 0.96 0.97 1.00 100 1.00 08 0.95 0.95 0.97 0.98 0,98 0.99 09 0.97 0.98 0.98 0.99 0,99 0.99 10 0.98 0.98 0.99 0.99 0,99 0.99 11 0.97 0.98 0.98 0.99 0,99 0.99 12 0.98 0.98 0.99 0.99 0,99 0.99 13 1.00 1.00 1.00 100 100 1.00 14 0.97 0.98 0.98 0.98 0,99 0.99 15 0.97 0.98 0.99 0.99 100 1.00 16 0.97 0.98 0.98 0.98 0,98 0.98 17 0.97 0.97 0.98 0.98 0,98 0.98 18 0.93 0.99 0.99 100 100 1.00 19 0.94 0.98 0.98 0.98 0,98 1.00 20 0.95 0.98 0.98 0.98 0,98 0.99 21 0.99 0.99 0.99 0.99 0,99 0.99 22 1.00 1.00 1.00 1.00 100 1.00 23 1.00 1.00 1.00 100 100 1.00 24 0.98 0.98 0.98 0.98 0,98 0.98 25 0.99 0.99 0.99 0.99 0,99 0.99 26 0.97 0.97 0.97 0.97 0,97 0.97 27 1.00 1.00 1.00 100 100 1.00 28 0.96 0.97 0.98 0.99 0,99 0.99 29 0.97 0.97 0.97 0.97 0,97 0.97 30 0.96 0.96 0.96 0.96 0,97 0.96 Tableau V19 Tableau Récapitulatif 96 Chapitre V Simulation 28 30 29 1,05 1 2 3 1 27 26 4 6 0,95 25 Vmax =1,05 5 v Sans SVC 7 0,9 24 0,85 23 22 8 V avec SVC N 18,N6 9 V avec SVC N18,N6,N7 10 21 11 20 12 19 18 17 16 15 14 V avec SVC N 18 Vavec SVC N18,N7,N6,N15 V avec SVC N18,N7,N8,N15,N19 Vmin = 0,95 13 Figure V.18 Profil des tensions du réseau 30 Nœuds V.10 Analyse des résultats: Dans le but de tester notre réseau étudié, nous avons utilisé le Neplan qui nous a donné les résultats de l’écoulement de puissance représenté par le tableau V.6.nous remarquons dans la figure V.5 qu’il y a des tensions hors limites admissibles (Nœud 18, Nœud 19). Ces violations présentent un problème pour le producteur et les consommateurs. Le tableau V.7 montre l’évolution des tensions nodales dans le cas où nous avons inséré un seul SVC dans le réseau, les tensions nodales sont dans les limites admissibles avec une tolérance de tension (±05%) ces résultats montrent l’effet du SVC sur notre système. Le tableau récapitulatif V.8.a montre les variations des pertes actives totales après l’emplacement du SVC. Le tableau récapitulatif V.9 montre l’évolution des tensions nodales dans le cas où nous avons deux SVC installés, les tensions nodales sont dans les limites admissibles. Le tableau récapitulatif V.11 montre les variations des pertes actives totales avant et après l’emplacement du premier SVC au nœud N18 et du deuxième SVC au Nœud N6. Le tableau V.12 montre l’évolution des tensions nodales dans le cas où nous avons inséré trois SVC dans le réseau, les tensions nodales sont dans les limites admissibles. Le tableau V.14 montre l’évolution des tensions nodales dans le cas où nous avons inséré quatre SVC dans le réseau, les tensions nodales sont dans les limites admissibles. Le tableau V.16 montre l’évolution des tensions nodales dans le cas où nous avons inséré cinq SVC dans le réseau, les tensions nodales sont dans les limites admissibles. Le tableau récapitulatif V.18 montre les variations des pertes actives totales avant et après l’emplacement des différents SVC dans le réseau. 97 Chapitre V Simulation Le tableau récapitulatif V.19 montre les variations des tensions avant et après l’emplacement des différents SVC dans le réseau. La figure V.18 montre bien que les tensions des différents sont dans les limites admissibles, après chaque emplacement d’un SVC en aura une amélioration dans les nœuds du réseau. Les résultats obtenus par le logiciel Neplan sont très satisfaisants, et montrent bien le comportement du réseau sans et avec le dispositif SVC dans les réseaux électriques et leur influence sur l’évolution des tensions des nœuds et les pertes actives dans les réseaux. V. 11 Conclusion: Nous avons traité le problème de la compensation en puissance réactive avec l’intégration de l’électronique de puissance, présentés par le SVC avec le contrôle des tensions des nœuds du réseau d’énergie électrique. Nous avons déterminé les pertes actives dans le réseau, et on a vu que Les dispositifs SVC permettent d’améliorer l’exploitation du réseau électrique, contrôler le transit de puissance et augmenter la capacité de transport tout en maintenant les tensions des nœuds du réseau d’énergie électrique dans les limites admissible. 98 Conclusion générale CONCLUSION GENERALE Le développement de l'électronique de puissance a permis d'améliorer la gestion des réseaux électriques en introduisant un nouveau concept par les systèmes de transmission de l'énergie à courant alternatif flexible appelée FACTS, avec lesquels le contrôle du flux de puissance active et réactive ainsi que l'augmentation des capacités de charge des lignes, sont atteints et performées par l'injection des tension (ou courant) des convertisseurs conçus avec des interrupteurs statiques modernes commandés en ouverture et en fermeture tels que les GTO, IGBT concernant la nouvelle génération de ces systèmes FACTS. Le concept FACTS regroupe tous les dispositifs à base d’électronique de puissance qui permettent d’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. Il est avantageux d'utiliser un compensateur statique à thyristors, composé de deux branches parallèles capacitive et inductive, toutes les deux réglées de manière synchronisée. Pour réaliser une compensation statique de la puissance réactive, afin de régler la tension, dans un nœud. L'étude présentée dans ce mémoire s'inscrit dans ce concept et porte sur le contrôle de la tension par compensation shunt de l'énergie réactive avec un dispositif FACTS (SVC). Afin d'atteindre cet objectif, Dans ce travail, nous avons étudier le problème du contrôle de la tension sur le réseau de répartition de puissance.la tenue de la tension des différents nœuds du système dans les valeurs admissibles est obtenu par l’injection du dispositif SVC au plusieurs nœuds du réseau. Le logiciel Neplan nous a permit de simuler notre réseau, et d’aboutir aux résultats suivants: Après l’application du système de contrôle des tensions et des puissances sur le réseau choisi, nous avons étudié l’écoulement de puissance (Load Flow), alors on a déterminé les tensions aux différents nœuds du réseau ainsi que les puissances actives et réactives, la puissance généré totale, les pertes actives et réactives du réseau. Le tableau V.6 montre que deux nœuds du système ont des tensions dont le module est inférieur à la limite inférieure de la tension. Ces deux nœuds qui violent les limites sont comme suit: le nœud 18 et le nœud 19. Nous avons essayé d’illustrer l’utilité, l’efficacité et la rapidité de contrôle des tensions par l’insertion du contrôleur SVC. Après un nouveau calcul de l’écoulement de puissance et en introduisant un SVC au système, on a remarqué une net amélioration des tensions des nœuds qui ont été violé, avec une diminution des pertes actives et réactives. Nous avons placé un deuxième SVC en un autre nœud, les résultats montrent que les pertes actives et réactives du système se minimisent après chaque action correctrice dans le contrôle des tensions. Nous avons constaté que, le deuxième emplacement du SVC a donné des résultats notament meilleurs par rapport à celui de premier emplacement. après l’emplacement des plusieurs SVC(2, 3, 4 et 5 svc),nous avons remarqué que les tensions sont améliorées, les pertes subit une diminution. Les résultats obtenus montrent que le dispositif de contrôle SVC peut jouer un rôle très important dans le domaine de la compensation des puissances réactives et le contrôle des tensions des différents noeuds. Le comportement du réseau en présence du SVC, cela nous a permis d’améliorer avec succès les tensions des Nœuds et une diminution des pertes actives et réactives total du réseau. L’installation d’un compensateur statique de puissance réactive dans le réseau peut accroitre la capacité de transit et réduire les pertes tout en maintenant un profil de tension régulier, les résultats obtenus montre que le SVC permettent d’exploiter le réseau de manière plus flexible et plus sure. En perspective, Cette étude peut être continuée aussi par une recherche concernant la contribution des systèmes FACTS (en particulier le STATCOM, le SSSC et l'UPFC) dans l’amélioration de la stabilité des systèmes énergétiques. Il reste, toutefois, beaucoup de voies à explorer afin de poursuivre et compléter notre travail, et qui se résument, non exhaustivement, dans les points suivants : Le contrôle coordonné des Multi-FACTS dans un réseau électrique. L’étude et l’analyse de la stabilité de tension dynamique sous le Logiciel NEPLAN Application des Méta heuristiques dans le problème de placement optimal des MultiFACTS dans les réseaux électriques. Etablir un outil de travail, fiable, rapide et moderne, qui permettre à la Sonelgaz de mieux exploiter le système de production de l’énergie électrique. Modélisation et simulation sous le Logiciel NEPLAN du réseau Algérien. BIBLIOGRAPHIE BIBLIOGRAPHIE [01] Abdelaàli Alibi,“ Contrôle des Réseaux Electriques par les Systèmes FACTS: (Flexible AC Transmission Systemes)”, Mémoire de Magister Soutenu au département d’électrotechnique Université de Batna, 2009. [2] Dang Toan Nguyen,“ Contribution à l’analyse et à la prévention des blackouts de réseaux électriques ”, thèse de doctorat Institut National Polytechnique de GRENOBLE Novembre 2008. [3] Christophe Gombert,“Simulation temps-réel des dispositifs d’Electronique de Puissance dédiés aux Réseaux d’Energie Electrique”, thèse de doctorat Institut National Polytechnique de GRENOBLE Septembre 2005. [04] Eskandar Gholipour Shahraki,“Apport de l'UPFC à l'amélioration de la stabilité transitoire des réseaux électriques ”, thèse de doctorat Université Henri Poincaré, Nancy-I octobre 2003. [05] Daiboun Sahel Salah Sabry,“Renforcement de la stabilité transitoire par l’utilisation des FACTS (UPFC) ”, Mémoire de Magister Soutenu au département d’électrotechnique Université de Skikda,2005. [06] H. Azzi et K. Alyène ,“Analyse de stabilité d’un réseau électrique contenant un contrôleur universel (UPFC) ”, PFE ingéniorat d’état soutenu en juin 2005. [07] Xiao-Ping Zhang, Christian Rehtanz, Bikash Pal,“Flexible AC Transmission systems: Modelling and Control”, Springer 2005. [08] Rabah Benabid,“Optimisation Multiobjectif de la Synthèse des FACTS par les Particules en Essaim pour le Contrôle de la Stabilité de Tension des Réseaux Electriques”, Mémoire de Magister Soutenu au département d’électrotechnique Université de Jijel 2007. [09] Delendi Louardi,“ Contrôle de l’écoulement de puissance active par système FACTS”, Mémoire de Magister Soutenu au département d’électrotechnique Université de Batna 2009. [10] M.Karim Sebaa,“Commande intelligente pour l'amélioration de la stabilité dynamique des réseaux d'énergie électrique ”, thèse de doctorat en Electrotechnique Université des Sciences & des Technologies Houari Boumediene , USTHB, 2008. [11] Hasan Alkhatib,“ étude de la stabilité aux petites perturbations dans les grands réseaux électriques : optimisation de la régulation par une méthode méta heuristique”, Thèse de Doctorat Université Paul Cezanne D’Aix Marseille, , Le 5 décembre 2008. BIBLIOGRAPHIE [12] slaven kincic,“Onduleur à niveaux multiples et son application en compensation de la puissance réactive ”, Maitrise en génie électrique Montréal mai 2000. [13] Alexandre Teninge,“participation aux services système de parcs éoliens mixtes application en milieu insulaire”, Thèse de Doctorat, institut polytechnique de grenoble Le 4 décembre 2009. [14] Mr. El bordji Abderrahim,“ Utilisation de la compensation série avancée dans les réseaux électriques ”, PFE ingéniorat d’état soutenu à Université Djilali Liabes Bel-Abbes 2008. [15] Mme Slimani Linda,“Contribution à l’application de l’optimisation par des méthodes métaheuristiques à l’écoulement de puissance optimal dans un environnement de l’électricité dérégulé ”, Thèse de Doctorat en sciences Electrotechnique, Université de Batna 2009. [16] Asma Merdassi,“Etat de l’art sur les méthodes de modélisation pour les infrastructures critiques interdépendantes Article Manuscrit auteur”, publié dans "WISG 2011, Troyes: France (2011). [17] Vanya Ignatova,“Méthodes d’analyse de la qualité de l’énergie électrique. Application aux creux de tension et à la pollution harmonique”, Thèse Doctorat Université de Joseph 20 Octobre 2006. [18] M. Crappe,“Commande et régulation des réseaux électriques ”, Lavoisier 2003. [19] Bousahla Djamel,“ Utilisation de la compensation série avancée dans les réseaux électriques”, PFE ingéniorat d’état soutenu à l’université de Sidi Bel Abbes 2008. [20] Charle hantouche,“ Condensateur de puissance ”, Technique d’ingénieur D 4710. [21] Théodor Wildi,“ Électrotechnique 4éme édition”, Chapitre 46, Transport de l’énergie électrique. [22] Andersson G ,“ Modeling and analysis of Electric Power Systems ”, Lectures 227-526, EEH Power Systems Laboratory, ETH, Zurich, March 2006. [23] Gasbaoui Brahim,“ Optimisation de la puissance réactive dans un réseau d’énergie électrique ”, Mémoire de Magister Soutenu au département d’électrotechnique Université de Bechar 2009. [24] Doudjella Houari,“ le contrôle des puissances réactives et des tensions dans un réseau de transport d'énergie électrique au moyen de dispositifs SVC ”, Mémoire de Magister Soutenu au département d’électrotechnique Université Djilali Liabes Bel-Abbes BIBLIOGRAPHIE [25] E CATZ, non- Membre IEEE,“ Evolutions techniques du système de transport et de distribution d’électricité ”.Article de Emmanuelle CATZ France. [26] Henri P., Gerard S., Jean-Claude L., Paul S,“ la planification des réseaux électriques”, Éditions eyrolles 1984. [27] Devrer, Jacquet B,“perturbations dans les installations électriques et électronique”, Note d’information 2003. [28] Amat, J.L, Yahiaoui,G,“Technique avances pour le traitement de l’information Réseaux de neurones ,logique floue, algorithme génétiquesb ”, Cépadués Editions 198 ,1996. [29] Haimour Rachida,“Contrôle des Puissances Réactives et des Tensions par les Dispositifs FACTS dans un Réseau Electrique ”, Mémoire de Magister Soutenu au département d’électrotechnique Ecole Normale Supérieure de l’Enseignement Technologique d’Oran, 2009. [30] Mme Guendouzi Fadela,“Emplacement Optimal des dispositifs FACTS dans le réseau algérien”, Thèse Doctorat Soutenu à Université des Sciences et de la Technologie Mohamed Boudiaf Oran 19 juillet 2006. [31] G. Stagg and A. EL Abiad,“computer method’s in power system’s analysis”, International student edition M.C Graw-Hill bock, new York 1994. [32] M. Khiat , A. Chaker, F. Benzerga, A. Allali ,“A hybrid tool for reactive power/voltage control and optimisation in transmission systems”, ICEL 2000, 2ème Conférence Internationale en électrotechnique Novembre 13-15, 2000. [33] A. Allali, M. Rahli,“La répartition optimale des puissances actives par la programmation linéaire avec minimisation du coût des pertes”, 4éme Colloque Maghrébin sur les Modèles Numériques de L’Ingénieur 22-24 Novembre 93 Alger, Algérie. [34] A. Allali, M. Rahli, M. Tamali ,“La répartition optimale des puissances actives tenant compte des pertes de transmissions”, 3éme Séminaire sur la physique énergétique SIPE 3 Novembre 96 Bechar, Algérie. [35] A. Allali ,“la répartition optimale des puissances actives tenant compte des pertes de transmission par la programmation linéaire”, thèse de Magister Soutenu au département d’électrotechnique USTO 1989. BIBLIOGRAPHIE [36] A. Allali, M. Rahli ,“La répartition optimale des puissances actives par la programmation non linéaire”, Conference on modeling and Simulation of electrical Systems’94 10-11 Mai 94 Skikda Algérie. [37] F. Chekirou et A. Cherif ,“Nouvelle méthode de simulation et de calcul de la répartition optimale des puissances dans un réseau d’énergie électrique”, PFE ingéniorat d’état soutenu à l’institut D’électrotechnique Novembre 1997. [38] Pierre André Chamorel,“optimisation des puissances actives et réactives par la programmation linéaire dans les réseaux électriques à haute tension”, thèse de doctorat en science techniques, EPLF Ecole polytechnique de Lausanne Suisse 1983. [39] L. P. Singh ,“Advanced power systems analysis and dynamic”, edition wiley eastern. India, 1992. [40] Moynet G, “détermination du niveau optimal de la puissance d’un parc de production face à la demande d’électricité- Évolution de la méthode”, Revue de l’énergie, no 301, Février, 1978. [41] Ding, M. & S. B, Yang, “The cumulate method in multi-region production modelling”, the journal of Xian Jiao Tong University, vol. 19, no. 3, 1985. [42] Alain Bart, “Reconfiguration et reconstruction des réseaux fiable en régime critique défaillant”, Thèse de Doctorat N° 1176, Ecole Polytechnique Fédérale de Lausanne. 1993. [43] M. Khiat, “Répartition optimale des puissances réactives dans un réseau d’énergie électrique sous certaines contraintes de sécurité ”, Thèse de doctorat d’état soutenue à l’USTO en 2003 [44] M. Boumahrat et A. Gourdin ,“Méthodes numériques appliquées ”, OPU 1983. [45] M. Rahli, A. Allali, T. Stanicki et P. Pirotte ,“La répartition optimale des puissances actives par la programmation linéaire avec minimisation du coût des pertes”, 4 ème Colloque Maghrébins sur les modèles numériques de l’ingénieur, 22-24 Novembre 1993, Alger, Algérie. [46] M. Rahli, A. Allali et P. Pirotte ,“La répartition optimale des puissances actives par la programmation non linéaire”, Conférence on modeling and simulation of electrical systems’94, 10-11 Mai11994, Skikda Algérie. BIBLIOGRAPHIE [47] A. Allali, M. Tamali, “Détermination des fonctions et calcul de la répartition économique des puissances actives par la programmation linéaire ”, PFE ingéniorat d’état soutenu à l’institut D’électrotechnique, USTO Juillet 1986. [48] Manuel d'utilisation NEPLAN. [49] Rao, K. N., Amamath, J. and Kumar, K. A. (2007), “Voltage Constrained Available Transfer Capability Enchancement with FACTS Devices”, ARPN Journal of Engineering and Applied Sciences. Vol. 2, No. 6. [50] John Wiley & Sons Ltd,“ FACTS Modeling and Simulation in Power Networks ”,The Atrium, Southern Gate, Chichester,West Sussex PO19 8SQ, 2004 England.
