Contrôle des dispositifs FACTS appliqués au réseau ouest

République Algérienne Démocratique et populaire
Ministère de l’Enseignement Supérieur et de la Recherche Scientifique
Université des Sciences et de la Technologie d’Oran
Mohammed Boudiaf
FACULTE DE GENIE ELECTRIQUE
DEPARTEMENT D’ELECTROTECHNIQUE
THESE EN VUE DE L’OBTENTION DU DIPLOME DE DOCTORAT ES SCIENCES
SPECIALITE : Electrotechnique
OPTION : Réseaux Electriques
PRESENTEE PAR :
Mme GHOMRI née CHIALI LEILA
INTITULE DE LA THESE
Contrôle des dispositifs FACTS
appliqués au réseau ouest-Algérien
SOUTENUE LE …………………. DEVANT LE JURY COMPOSE DE :
M. Rahli M ……………(professeur USTO-MB)……………………….Président
M. Sebbani M……… (Professeur USTO-MB)……. ……………….Examinateur
M. Ghouali N…………(Professeur Université de Tlemcen)….Examinateur
M. Khiat M…………… (Maître de conférences, ENSET)………..Examinateur
M. Chaker A………… (Professeur ENSET)…………………………..Rapporteur
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Chapitre III : La technologie HVDC
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Chapitre III : La technologie HVDC
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Chapitre : III
La technologie HVDC

Chapitre III : La technologie HVDC
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I- Introduction:
La transmission de l’énergie électrique par courant continu a été le premier type de liaison
utilisé lors des premiers temps de l’industrie électrique. La transmission en AC viendra plus
tard et sera majoritairement utilisée principalement pour des raisons économiques ; le coût
d’une ligne aérienne AC était inférieur à celle d’une ligne DC.
Actuellement, cet argument est dépassé ; des études récentes ont démontré que le coût d’une
ligne souterraine DC est de 10à 15 fois inférieur à celui d’une ligne AC aérienne
traditionnelle. Ceci est dû à deux facteurs:
- Les restrictions environnementales (bruits, émissions d’ondes…) ont augmenté le coût et le
temps d’une implantation aérienne.
- Le développement technologique a considérablement diminué le coût d’une ligne
souterraine.
En outre, à partir de 600à 800km, le coût total de la ligne en continu devient inférieur à celle
en alternatif pour les lignes aériennes. Si la transmission se fait par câble souterrain ou sous-
marin, alors le coût devient inférieur à partir de 50km.
Outre la raison économique citée plus haut, il existe d’autres avantages importants pour
l’utilisation d’une transmission HVDC :
- Interconnexion de deux systèmes non synchronisés.
- Une meilleure contrôlabilité : l’écoulement de puissance peut être contrôlé d’une manière
précise et rapide quelle que soit sa direction, non seulement pour transmettre de l’énergie,
mais aussi pour le contrôle des deux systèmes AC. Et en contrôlant le transfert de puissance,
le lien continu peut aider l’opérateur à coordonner l’écoulement de puissance même dans les
lignes AC adjacentes.
- En cas d’incidents, il n’y a pas de contribution au courant de court-circuit : la transmission
en courant continu ne transmet pas de défauts de courant d’un système à un autre, et amortit
dans l’un les effets des perturbations survenant dans l’autre. Le système peut alors fonctionner
en régulateur de tension en déclenchant ses réserves de puissance réactive ou en ajustant les
angles de contrôle.
- Le bénéfice majeur d’une transmission HVDC comparée à une transmission en AC, est la
robustesse de l’interconnexion face à des conditions de fonctionnement difficiles du système
AC, et sa capacité à isoler l’autre système des pires effets des perturbations transitoires
apparues dans le premier.

Chapitre III : La technologie HVDC
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II- Historique :[]
Première installation “HVDC”:1882, 57 km (Miesbach - Muniche), 1.4 kV
- 1890 - 1910, 70 - 200 km (différentes Installations), 6 - 60 kV, ≤ 4.5 MW
(Machines tournantes)
- 1935 – 1944: Installations diverses, B2B & LDT (30 km): à proximité de Hanover, à
Henningsdorf, Wettingen-Zurich & Berlin; 50 - 100 kV, 1.5 - 40 MW
- 1945, 1er Cable-HVDC commercial, 115 km, Power Station Elbe/Elektrowerke AG-
Bewag/Berlin, ± 200 kV, 60 MW. Elle a été complétée après la fin de la deuxième
guerre mondiale, puis a été transportée par la suite en URSS, pour une Installation
Prototype : Kashira-Moscou, 200 kV, 30 MW, 1951
- 1954, 100 km de câble sous-marin, Sweden-Gotland, 100 kV, 20 MW: Ce projet a été
le premier projet commercial pour un système HVDC, ce câble relie la Suède à l’île de
Gotland et véhicule une puissance de 20MW. Les stations de conversion ont été
construites avec deux groupes de convertisseurs de 12 interrupteurs connectés en série
(50KV), laissant passer un courant de 200A. A noter que l’île de Gotland ne possède
pas de génération d’énergie propre, la solution a été d’installer un condensateur
synchrone de 30MVAR à la station de conversion de Gotland. Après que le
condensateur ait commencé à fonctionner sous une fréquence de quelques Hertz, le
convertisseur est amorcé et le condensateur arrive à la vitesse du synchronisme. Le
contrôle de la fréquence du système AC au niveau du terminal de l’onduleur s’est fait
au moyen de deux lignes radio redondantes à travers la distance de 90km entre le
redresseur et l’onduleur, ces deux lignes radio fonctionnant à des fréquences
différentes pour éviter autant que possible le déclenchement simultané des deux
lignes. Ce projet reste jusqu’à aujourd’hui un modèle de réussite de la transmission
HVDC.
- 1961, une ligne de +- 100KV ,160MW entre la France et l’Angleterre : la leçon tirée
de ce projet est que l’instabilité harmonique peut être causée par une saturation des
transformateurs des convertisseurs, si le système d’amorçage des interrupteurs n’est
pas bien synchronisé.
- 1970, Pacific Intertie (Columbia River - Los Angeles), 1350 km, ± 400 kV, 1440 MW.
Installations à thyristors: C’est la première ligne HVDC conçue pour être intégrée
dans un réseau AC. Le problème majeur a été de trouver comment protéger les stations
de conversion DC des surtensions .Une nouvelle génération de disjoncteurs adaptés
aux applications DC a vu le jour grâce à une équipe de General Electric. L’autre
nouveauté a été l’utilisation pour la première fois du contrôle digital par ordinateurs.
- 1970, des groupes convertisseurs à base de thyristors ont renforcé la liaison de Suède-
Gotland, 150 kV, 30 MW.
- Vers la fin des années 70, 100 à 200MW de systèmes « dos à dos », ont été construits
pour les connexions entre le Texas et les états adjacents.
- 1977 Cahora Bassa : 1er thyristor LDT dans le monde avec OHL (Mozambique-RSA,
Songo-Johannesburg), 1500 km, ± 533 kV, 1920 MW.
- La prochaine étape dans le début des années 80, est la transmission utilisant des
systèmes à terminaux multiples, comme par exemple, le câble sous-marin reliant
l’Italie à la Sardaigne.