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
[Sélectionnez la date]
Chapitre III : La technologie HVDC
[Tapez le résumé du document ici. Il s'agit généralement d'une courte synthèse du document. Tapez
le résumé du document ici. Il s'agit généralement58
d'une courte synthèse du document.]
Chapitre III : La technologie HVDC
Chapitre : III
La technologie HVDC
59
Chapitre III : La technologie HVDC
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 sousmarin, 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.
60
Chapitre III : La technologie HVDC
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 AGBewag/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 tro uver 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 SuèdeGotland, 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.
61
Chapitre III : La technologie HVDC
III-
Etat de l’art :
Application dans le monde :
Chateauguay :
Le projet HVDC de Chateauguay lie la majeure partie du Québec dans la région de Montréal
avec la majeure partie est par une ligne 120KV.Cete ligne relie également avec deux filtres,
deux SVC lies a une source génératrice sise a Beauharnois, et des transformateurs élévateurs à
765KV, reliés avec le réseau newyorkais.
IV- Principe de trans mission par HVDC : [5]
Une transmission HVDC (High Voltage Direct Curent) permet de relier deux réseaux voisins,
qui possèdent des paramètres électriques incompatibles (fréquence, tension…). (Figure 3.1)
Ligne DC
Système1
Système 2
Figure 3.1 : transmission HVDC
La transmission HVDC peut se faire de trois façons :
a- Par câbles sous- marins :
En AC, dés que la distance dépasse une certaine limite, le câble ne peut plus transporter la
quantité de puissance active désirée, il faudrait alors introduire des inductances shunt tous les
15-20km.
62
Chapitre III : La technologie HVDC
En DC la distance ne pose pas de problèmes techniques, en outre, le coût des câbles DC est
inférieur à celui des câbles AC. En général, la distance entre les deux systèmes varie entre 10
et 800km. On peut donc résumer les avantages de la transmission par câbles sous-marins dans
les points suivants :
+ Pas de puissance réactive sur la ligne.
+ L’écoulement de l’énergie est totalement contrôlable.
+Pas de contribution à la puissance de court-circuit des réseaux AC existants.
b-Par câbles aériens :
Dans ce genre de transmission, il faudrait une assez grande distance (environs 1000km)
pour pouvoir amortir l’investissement des équipements. Dans ce cas, l’avènement des
FACTS a favorisé les transmissions en AC dans le sens où ces dispositifs peuvent se
substituer à la construction de nouvelles lignes, et contribuent à l’amélioration du transit de
puissance.
c- Par câbles souterrains
Notons que cette dernière catégorie n’est guère utilisée pour les longues distances vu le
coût exorbitant aussi bien des câbles que leurs installations.
La meilleure option parmi les trois citées reste la transmission par câbles sous- marins. Il
existe alors deux configurations possibles :
-Configuration mono polaire (figure3.2.a)
Elle comporte une seule ligne HV, elle peut transmettre jusqu’à 1500MW.
DC line
Figure 3.2.a : configuration mono polaire
Figure 3.2.b :Configuration bipolaire
V Systèmes de contrôle par HVDC :
Les objectifs fondamentaux de contrôle par HVDC sont :
- Contrôler les grandeurs essentielles telles que : le courant de ligne, la tension DC.
63
Chapitre III : La technologie HVDC
- Maintenir une marge de commutation adéquate lors de l’opération « inverseur » de telle
façon à ce que les gâchettes des thyristors puissent recouvrir leur capacité de blocage
après la conduction.
- Contrôler les quantités de haut niveau comme la fréquence dans le mode isolé, et amortir
les oscillations pour aider à la stabilisation du réseau AC.
- Compenser la perte d’un générateur, ou d’un circuit de transmission AC par le
réajustement rapide de la puissance.
- Assurer un fonctionnement stable même en présence de perturbations dans le système.
- Minimiser les pertes dans le système, et la consommation de l’énergie réactive dans le
convertisseur.
- Retour rapide à l’état stable après les fautes et les perturbations.
- Dans la transmission HVDC, une extrémité impose le niveau de la tension DC, tandis
que l’autre extrémité régule le courant continu.
5.1 Les éléments principaux d’un système de trans mission HVDC :
Le processus fondamental qui régit le fonctionnement du bloc HVDC est la conversion
AC/DC à la première extrémité de la ligne, et la reconversion DC/AC à l’autre extrémité
de la ligne. Il existe trois procédés pour mettre au point cette conversion :
-
-
-
Les convertisseurs a commutation naturelle : ce sont les plus utilises actuellement, ils
se basent sur les thyristors qui sont des composants a semi-conducteurs capables de
supporter de très forts courants : 4000A, et de bloquer des tensions jusqu’a 10KV. La
gâchette peut fonctionner a des fréquences de 50 a 60Hz, et avec un contrôle adéquat
de l’angle d’amorçage, on peut contrôler et varier le niveau de tension DC du pont.
Les convertisseurs commutés par capacité (CCC) : des capacités sont insérées entre les
transformateurs du convertisseur et la gâchette du thyristor. Ce procédé permet
d’améliorer les performances de commutation quand les convertisseurs sont relies a
des réseaux faibles.
Les convertisseurs a commutation forcée : Ce type de convertisseurs ont introduit
beaucoup d’avantages : alimentation de réseau sans source génératrice, contrôle
indépendant de la puissance active et réactive et l’amélioration de la qualité de la
tension. Ces convertisseurs sont équipés de semi-conducteurs commandables à
l’ouverture et la fermeture : ce sont les VSC (voltage source converters) ils utilisent
deux types de semi-conducteurs : les GTO et les IGBT. Ces convertisseurs commutent
avec une fréquence élevée, et sont contrôlés par la technique PWM.
Les stations de conversion: elles sont identiques de parts et d’autres, et elles
comportent principalement :
* Les ponts de thyristors : leurs construction dépend de l’application et du constructeur,
mais, en général, ils sont construits en ponts de 12.Toutes les communications entre
-
64
Chapitre III : La technologie HVDC
l’équipement de contrôle sont reliées à la terre et les thyristors qui sont a un potentiel
élevé se font par fibre optique.
5.2 HVDC dans l’interconnexion des réseaux électriques:
Les dispositifs HVDC peuvent offrir de nombreux avantages lors du contrôle de la puissance
active, ainsi que pour augmenter la capacité de transfert.
Des contrôles auxiliaires spéciaux doivent être ajoutes aux HVDC afin de faire modifier la
sortie suivant les événements survenant au système. Ce genre de contrôle est varié comme par
exemple : la régulation de la fréquence, l’amortissement des oscillations ...
5.2.1 Etudes techniques :
Avant toute chose, des études préliminaires de faisabilité sont requises afin de déterminer les
paramètres du système. Des études ultérieures plus détaillées viendront afin d’inclure les
résultats du power flow, ainsi que les différentes analyses de stabilité, enfin la phase finale
sera l’étude opérationnelle pour une intégration réussie du dispositif dans le système.
Ces études sont : L’analyse de la stabilité transitoire, et statique, l’analyse des courts-circuits
et des harmoniques. Ces études traiteront le fonctionnement du système en conditions
nominales et en cas d’incidents pour une large gamme de conditions de fonctionnement, ainsi
que les conditions de maintenance.
Il faudrait en outre préciser qu’il n’existe pas un outil unique de modélisation du HVDC :
plusieurs techniques de modélisation sont utilisées.
La compréhension des fonctions de contrôle et de protection des HVDC est nécessaire afin
déterminer l’étendue complète des interactions entre les systèmes AC-DC, car ces fonctions
peuvent prévenir la diffusion des perturbations, mais par contre elles peuvent elles mêmes
diffuser une perturbation même a travers un système asynchrone.
Le dispositif HVDC doit parer a toutes les éventualités même provenant de sources éloignées
comme par exemple, un blocage des contrôles des convertisseurs au des défauts de
commutation, ou par exemple, l’emballement d’un générateur du a un défaut quelconque peut
se traduire au niveau du bloc HVDC par une variation dans le transit de puissance, la tension
la stabilité, la réponse en fréquence. Pour cette raison, les études de planification doivent
inclure la simulation sur les deux systèmes interconnectes par une ligne HVDC.
65
Chapitre III : La technologie HVDC
Une analyse du power flow est requise afin d’intégrer avec succès le bloc HVDC dans le
réseau. Ces études détermineront les sorties du système global, et établiront les paramètres
d’installation du boc HVDC.
Les sorties obtenues par l’analyse du power flow incluront : la capacité de transfert,
l’invariance a long terme du système lors des besoins d’expansion, les performances de la
tension, les performances de contrôle statique et dynamique de la tension, les pertes...
Les études en court-circuit sont importantes également les applications HVDC, et
spécialement pour les convertisseurs conventionnels. Alors que le bloc HVDC en lui- même a
peu d’influence sur les tensions, les équipements auxiliaires (condensateurs synchrones)
peuvent avoir un plus grand impact.
Une analyse harmonique aidera à déterminer les besoins en filtres. Une analyse transitoire
sera alors requise pour déterminer la réponse du HVDC aux conditions de fonctionnement du
système. Pour obtenir une réponse réelle, il faudrait un modèle détaillé des contrôles, un
modèle simplifié peut être développé pour les simulations dynamiques.
Il est vital que le planificateur ait une compréhension des contrôles HVDC et leur
modélisation dans les simulations de la stabilité, en insistant sur les contrôles ayant pour rô le
la protection des convertisseurs, comme le blocage des terminaux dans le cas d’une faute
interne, ou la commutation de protection qui consiste a réduire la sortie Mégawatts en parties.
Les résultats des analyses de stabilité transitoire doivent être utilises pour affiner le modèle du
HVDC, spécialement en considérant les défauts de ligne (défaut entre la ligne et la terre ou
entre deux lignes).
La rapidité de réponse du HVDC procure des avantages certains contrairement aux lenteurs
des systèmes classiques. Les HVDC offrent l’option de l’addition de contrôles auxiliaires
pour stabiliser le système transitoirement et dynamiquement.
Aussi bien les contrôles linéaires et non linéaires ont des applications qui dépendent des
caractéristiques du système.
Un exemple d’action rapide des contrôles qui réalise la stabilisation pour les oscillations
transitoires : ils bloquent temporairement le HVDC puis le débloquent graduellement jusqu’à
la sortie désirée. Une boucle dynamique doit être ajoutée pour régler le HVDC afin d’amortir
les réponses oscillatoires du système. Typiquement, une analyse linéaire peut également être
utile en accord avec ces contrôles. D’autres contrôles d’action plus lente peuvent utiliser le
HVDC pour véhiculer les réserves opérationnelles à travers les systèmes asynchrones par
l’utilisation de la réponse de la boucle en fréquence.
Les planificateurs doivent déterminer des topologies des systèmes acceptables incluant les
avantages et les défauts du HVDC, ainsi que les facteurs qui peuvent avoir un impact sur le
66
Chapitre III : La technologie HVDC
système. La redondance et la surveillance de l’état des contrôles nécessaires pour la stabilité
en performance du système est vitale.
Les études des conditions de maintenance sont critiques, spécialement dans les situations ou
le ratio de court-circuit est bas. Le domine des tests doit être défini en priorité pour pouvoir
déclarer le HVDC commercialement intéressant. Un plan doit être élaboré et exécute en
coordination avec le personnel opérant. La comparaison de la réponse réelle du HVDC avec
celle du modèle simule confirmera la validité du modèle et permettra éventuellement d’ajuster
les contrôles notamment les contrôles auxiliaires.
5.2.2 Evaluation économique :
Une évaluation économique de l’application du HVDC avec celle des autres solutions
alternatives doit être faite, et elle doit inclure les marches de vente et les tarifs de
transmission. Elle doit également définir quels sont les pays qui peuvent bénéficier et quels
sont ces bénéfices par rapport aux solutions antérieurs.
Mis à part les îles et les péninsules pour lesquels on peut affirmer l’avantage du câble HVDC,
il faudra démontrer pour d’autres régions, par une étude des prix de l’énergie, la capacité des
systèmes, et les effets potentiels sur le transit en boucle.
Outre la comparaison des couts capitaux, d’autres facteurs doivent être pris en considération :
les couts de la maintenance, les pertes de charge... environnement dérégulé, et donne un accès
a la libération des tarifs de transmission.
Dans le tableau ci-dessous sont données à titre significatif les performances des différents
dispositifs FACTS et les HVDC :
Tableau 3.1 : Co mparaison des performances FACTS et HVDC
Principe
dispositif
schéma
Impact sur les performances du système
Load flow
Variation de
l’impédance de ligne
FSC (Fixed Serie
Compensation)
Compensation série
TPSC (Thyristors protégés
à compensation série.
TCSC (Thyristor contrôlé,
compensation série
67
stabilité
qualité de la tension
Chapitre III : La technologie HVDC
Contrôle de la
tension
SVC (Static Var
Compensator)
Compensation shunt
STATCOM (Static
Synchronous
Compensator)
Contrôle du load
flow
HVDC
UPFC (Unified Power
Flow Controler)
68
Chapitre III : La technologie HVDC
: Influence minime.
: Influence moyenne.
: Forte influence
: Peu ou pas d’influence
Tableau 3.2 : Impact des FACTS et HVDC sur les performances du système
FS
C
SVC/SV
G
TCSC
GTO/CS
C
STATCO
M
Qualité de la tension
Contrôle du load flow
Stabilité transitoire
Amortissement des oscillations
(système de transmission)
Amortissement des oscillations
(réseau maillé)
: Influence minime.
: Influence moyenne.
: Forte influence
: Peu ou pas d’influence
69
PST
UPFC
HVDC
Chapitre III : La technologie HVDC
IV La transmission VSC-HVDC
6.1 Introduction :
La technologie VSC-HVDC ou la technologie HVDC Light suivant l’appellation du groupe
ABB est une nouvelle technologie de transmission HVDC basée sur des convertisseurs à base
d’IGBT, et de ce fait, ils fonctionnent sous des fréquences de commutation très élevées qui
permettent de réduire la taille des filtres et aussi de contrôler simultanément la puissance
active et la puissance réactive, indépendamment l’une de l’autre, et de garder une fréquence et
une tension stable. Cette particularité permet une entière flexibilité du système pour la
localisation du convertisseur.
6.2 Structure d’une unité VSC- HVDC :
Une unité HVDC Light peut faire transiter autour de 350MW et des tensions de plus de
150KV.
Elle est composée de trois éléments : deux stations de conversion et une paire de câbles.
Figure 3.1 : unité VSC-HVDC
Figure : 2 Diagramme simp lifié d’une unité HVDC Light
70
Chapitre III : La technologie HVDC
6.3 : La station de conve rsion :
Elle comporte un VSC (Voltage Source Converter) à base d’IGBT.
Grâce à ce type de composants, qui ont un temps de réponse très court, le courant continu est
commuté indépendamment de la tension AC. Les puissances active et réactive sont contrôlées
indépendamment l’une de l’autre.
Les stations de conversion HVDC Light, ont un bon impact visuel, pour des tensions
autour de +-150V, les équipements sont installés à l’intérieur de l’usine, mais pour des
tensions supérieures, les équipements sont installés dans des buildings, ils seront ainsi
masqués sauf les transformateurs de puissance.
Les stations sont conçues pour être dirigées à distance ou automatiquement. Elles prennent
une surface minimale (une station de 65MVA occupe une surface de 800m2 ), et s’adaptent
à l’environnement extérieur.
6.4 Les câbles HVDC light :
Les câbles utilisés dans cette transmission sont conçus dans une nouvelle matière
particulièrement résistante à la tension continue, ils présentent une grande flexibilité, et un
poids réduit. De ce fait, les câbles sont très robustes, et leur installation est rapide et
économique. Ils présentent l’avantage de convenir aussi bien aux transmissions
souterraines, sous marines ou aériennes.
6.4.1 : Les câbles sous- marins :
- Approvisionnement des îles éloignées :
Ils sont particulièrement indiqués pour l’approvisionnement en énergie des îles,qui en
générale devront avoir une production locale onéreuse .La particularité du VSC-HVDC est
qu’il n’est pas utile d’avoir une station de conversion au niveau de l’île.
- Interconnexion des systèmes de puissance :
L’avantage réside surtout dans le cas de systèmes asynchrones.
6.4.2 : Les câbles souterrains :
L’avantage majeur est environnemental. Les câbles sont invisibles et ne dégagent pas de
champ magnétique. En outre, le contrôle rapide de la tension par HVDC Light permet de
faire fonctionner le système aux limites du maximum de la tension AC permise, d où une
réduction de pertes dans les lignes.
6.5 Les modules de conversion
Les ponts de conversion (redresseur et onduleur) sont des ponts triphasés. On obtient en
sortie une tension continue. Les IGBT sont commutés avec une fréquence constante de
2KH.
Dans la partie continue, sont installés des batteries de condensateurs, une pour le pôle
positif et une autre pour le pôle négatif, et ceci afin de stabiliser la tension.
Dans la partie AC, des filtres sont nécessaires afin de filtrer les harmoniques provenant des
commutations des IGBT.
71
Chapitre III : La technologie HVDC
6.6 Les avantages des VSC-HVDC :

Le convertisseur VSC peut créer sa propre tension AC à une fréquence déterminée
sans recours aux machines tournantes grâce à la technique PWM (pulse width
modulation).
 La communication entre les deux convertisseurs n’est pas nécessaire, vu que le
redresseur délivre la tension continue désirée indépendamment de la puissance appelée
au niveau de l’onduleur.
 Un contrôle adéquat des HVDC light peut éliminer les flickers.
 Les stations HVDC light, si elles ne sont pas reliées à une ligne DC peuvent être
utilisés comme STATCOM pour le réseau local.
 Le matériel a une durée de vie supérieure à la durée de vie de celui des HVDC
classique.
 Du point de vue environnemental, les stations sont compactes, il n’y a pas d’impact
visuel.
VII Comparaison entre HVDC classique et HVDC Light :
On peut résumer les différences dans le tableau suivant :
Tableau 3.5 : Co mparaison entre HVDC classique et HVDC Light :
HVDC Light
50MW-1100MW
HVDC : 3000M W
-Chaque extrémité est une unité
HVDC et un SVC.
- Le moyen le plus économique pour le transport sur de
longues distances.
- câbles sous- marins et souterrains
- Longs câbles sous- marins.
- Temps de réponse très court
-Transporte trois fois plus de puissance qu’une ligne
aérienne AC.
Composant essentiel : IGBT
Composant essentiel : Thyristor
-Gâchette entièrement contrôlable.
-Haute rapidité de commutation.
Commutation forcée.
La largeur d’impulsion contrôle la
puissance active et réactive.
- La commutation se fait par la ligne
L’IGBT peut être commuté avec un
signal de contrôle pour une fréquence
jusqu’à 2000HZ
Le thyristor ne peut être commuté avec un signal de
contrôle, il cesse de conduire quand la tension à ses
bornes s’inverse. (50HZ/60HZ)
72
Chapitre III : La technologie HVDC
Tableau 3.6 : les projets VSC-HVDC dans le monde
Nom du projet
Quantité Tension Tension Longueur
Raisons
du
de
AC
DC
des câbles choix
du
puissance
DC
VSC-HVDC
Hällsjön,
3MW
10KV
+-10KV 10Km
lignes
aériennes
50MW
80KV
+-80KV 2*70Km
Puissance
lignes sous- éolienne
marines
Eagle Pass,USA
36MW
132KV
+15.9KV
Tjaereborg,
8MVA
10.5KV
+-9KV
Dannemark
7 ,2MW
DirectLink,
180MW
110KV
+-80KV 6*59Km
Interconnexion
lignes
asynchrone
souterraines
220MW
132KV
+150KV
2*180Km
Interconnexion
lignes
asynchrone
souterraines
330MW
345KV
+150KV
2*40Km
Interconnexion
lignes sous- asynchrone
marines
Troll offshore,
Norvège
84MW
132KV
+-60KV 4*70Km
Environnement
lignes sousLongue
marines
distance
sousmarine
Estlink,
Estonie,Finlande.
350MW
330KV
+150KV
2*31Km
Deux systèmes
lignes sous- AC
marines
asynchrones
Valhall, Norvège
78MW
300KV
+150KV
292Km
Coût
lignes sousmarines
Sweden
Gotland
HVDC
Sweden
Light
Australie
MurrayLink,
Australie
CrossSound,
USA
73
Test
de
transmission
Interconnexion
asynchrone
4*4.3Km
Puissance
lignes sous- éolienne
marines
Chapitre III : La technologie HVDC
Conclusion :
Les lignes HVDC ne peuvent pas être mises en surcharge. La technologie HVDC permet de
maîtriser le débit de l'énergie transportée. Avec le HVDC, l'énergie peut ainsi faire l'objet de
transactions commerciales entre des réseaux indépendants, supprimant les défaillances et
compensant les fluctuations de tension.
La prévention des coupures : Les lignes HVDC ne peuvent pas être mises en surcharge. La
technologie HVDC permet de maîtriser le débit de l'énergie transportée. Avec le HVDC,
l'énergie peut ainsi faire l'objet de transactions commerciales entre des réseaux indépendants,
supprimant les défaillances et compensant les fluctuations de tension.
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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
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M. Chaker A………… (Professeur ENSET)…………………………..Rapporteur
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Chapitre III : La technologie HVDC
Chapitre : III
La technologie HVDC
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Chapitre III : La technologie HVDC
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 sousmarin, 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.
60
Chapitre III : La technologie HVDC
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 AGBewag/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 tro uver 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 SuèdeGotland, 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.
61
Chapitre III : La technologie HVDC
III-
Etat de l’art :
Application dans le monde :
Chateauguay :
Le projet HVDC de Chateauguay lie la majeure partie du Québec dans la région de Montréal
avec la majeure partie est par une ligne 120KV.Cete ligne relie également avec deux filtres,
deux SVC lies a une source génératrice sise a Beauharnois, et des transformateurs élévateurs à
765KV, reliés avec le réseau newyorkais.
IV- Principe de trans mission par HVDC : [5]
Une transmission HVDC (High Voltage Direct Curent) permet de relier deux réseaux voisins,
qui possèdent des paramètres électriques incompatibles (fréquence, tension…). (Figure 3.1)
Ligne DC
Système1
Système 2
Figure 3.1 : transmission HVDC
La transmission HVDC peut se faire de trois façons :
a- Par câbles sous- marins :
En AC, dés que la distance dépasse une certaine limite, le câble ne peut plus transporter la
quantité de puissance active désirée, il faudrait alors introduire des inductances shunt tous les
15-20km.
62
Chapitre III : La technologie HVDC
En DC la distance ne pose pas de problèmes techniques, en outre, le coût des câbles DC est
inférieur à celui des câbles AC. En général, la distance entre les deux systèmes varie entre 10
et 800km. On peut donc résumer les avantages de la transmission par câbles sous-marins dans
les points suivants :
+ Pas de puissance réactive sur la ligne.
+ L’écoulement de l’énergie est totalement contrôlable.
+Pas de contribution à la puissance de court-circuit des réseaux AC existants.
b-Par câbles aériens :
Dans ce genre de transmission, il faudrait une assez grande distance (environs 1000km)
pour pouvoir amortir l’investissement des équipements. Dans ce cas, l’avènement des
FACTS a favorisé les transmissions en AC dans le sens où ces dispositifs peuvent se
substituer à la construction de nouvelles lignes, et contribuent à l’amélioration du transit de
puissance.
c- Par câbles souterrains
Notons que cette dernière catégorie n’est guère utilisée pour les longues distances vu le
coût exorbitant aussi bien des câbles que leurs installations.
La meilleure option parmi les trois citées reste la transmission par câbles sous- marins. Il
existe alors deux configurations possibles :
-Configuration mono polaire (figure3.2.a)
Elle comporte une seule ligne HV, elle peut transmettre jusqu’à 1500MW.
DC line
Figure 3.2.a : configuration mono polaire
Figure 3.2.b :Configuration bipolaire
V Systèmes de contrôle par HVDC :
Les objectifs fondamentaux de contrôle par HVDC sont :
- Contrôler les grandeurs essentielles telles que : le courant de ligne, la tension DC.
63
Chapitre III : La technologie HVDC
- Maintenir une marge de commutation adéquate lors de l’opération « inverseur » de telle
façon à ce que les gâchettes des thyristors puissent recouvrir leur capacité de blocage
après la conduction.
- Contrôler les quantités de haut niveau comme la fréquence dans le mode isolé, et amortir
les oscillations pour aider à la stabilisation du réseau AC.
- Compenser la perte d’un générateur, ou d’un circuit de transmission AC par le
réajustement rapide de la puissance.
- Assurer un fonctionnement stable même en présence de perturbations dans le système.
- Minimiser les pertes dans le système, et la consommation de l’énergie réactive dans le
convertisseur.
- Retour rapide à l’état stable après les fautes et les perturbations.
- Dans la transmission HVDC, une extrémité impose le niveau de la tension DC, tandis
que l’autre extrémité régule le courant continu.
5.1 Les éléments principaux d’un système de trans mission HVDC :
Le processus fondamental qui régit le fonctionnement du bloc HVDC est la conversion
AC/DC à la première extrémité de la ligne, et la reconversion DC/AC à l’autre extrémité
de la ligne. Il existe trois procédés pour mettre au point cette conversion :
-
-
-
Les convertisseurs a commutation naturelle : ce sont les plus utilises actuellement, ils
se basent sur les thyristors qui sont des composants a semi-conducteurs capables de
supporter de très forts courants : 4000A, et de bloquer des tensions jusqu’a 10KV. La
gâchette peut fonctionner a des fréquences de 50 a 60Hz, et avec un contrôle adéquat
de l’angle d’amorçage, on peut contrôler et varier le niveau de tension DC du pont.
Les convertisseurs commutés par capacité (CCC) : des capacités sont insérées entre les
transformateurs du convertisseur et la gâchette du thyristor. Ce procédé permet
d’améliorer les performances de commutation quand les convertisseurs sont relies a
des réseaux faibles.
Les convertisseurs a commutation forcée : Ce type de convertisseurs ont introduit
beaucoup d’avantages : alimentation de réseau sans source génératrice, contrôle
indépendant de la puissance active et réactive et l’amélioration de la qualité de la
tension. Ces convertisseurs sont équipés de semi-conducteurs commandables à
l’ouverture et la fermeture : ce sont les VSC (voltage source converters) ils utilisent
deux types de semi-conducteurs : les GTO et les IGBT. Ces convertisseurs commutent
avec une fréquence élevée, et sont contrôlés par la technique PWM.
Les stations de conversion: elles sont identiques de parts et d’autres, et elles
comportent principalement :
* Les ponts de thyristors : leurs construction dépend de l’application et du constructeur,
mais, en général, ils sont construits en ponts de 12.Toutes les communications entre
-
64
Chapitre III : La technologie HVDC
l’équipement de contrôle sont reliées à la terre et les thyristors qui sont a un potentiel
élevé se font par fibre optique.
5.2 HVDC dans l’interconnexion des réseaux électriques:
Les dispositifs HVDC peuvent offrir de nombreux avantages lors du contrôle de la puissance
active, ainsi que pour augmenter la capacité de transfert.
Des contrôles auxiliaires spéciaux doivent être ajoutes aux HVDC afin de faire modifier la
sortie suivant les événements survenant au système. Ce genre de contrôle est varié comme par
exemple : la régulation de la fréquence, l’amortissement des oscillations ...
5.2.1 Etudes techniques :
Avant toute chose, des études préliminaires de faisabilité sont requises afin de déterminer les
paramètres du système. Des études ultérieures plus détaillées viendront afin d’inclure les
résultats du power flow, ainsi que les différentes analyses de stabilité, enfin la phase finale
sera l’étude opérationnelle pour une intégration réussie du dispositif dans le système.
Ces études sont : L’analyse de la stabilité transitoire, et statique, l’analyse des courts-circuits
et des harmoniques. Ces études traiteront le fonctionnement du système en conditions
nominales et en cas d’incidents pour une large gamme de conditions de fonctionnement, ainsi
que les conditions de maintenance.
Il faudrait en outre préciser qu’il n’existe pas un outil unique de modélisation du HVDC :
plusieurs techniques de modélisation sont utilisées.
La compréhension des fonctions de contrôle et de protection des HVDC est nécessaire afin
déterminer l’étendue complète des interactions entre les systèmes AC-DC, car ces fonctions
peuvent prévenir la diffusion des perturbations, mais par contre elles peuvent elles mêmes
diffuser une perturbation même a travers un système asynchrone.
Le dispositif HVDC doit parer a toutes les éventualités même provenant de sources éloignées
comme par exemple, un blocage des contrôles des convertisseurs au des défauts de
commutation, ou par exemple, l’emballement d’un générateur du a un défaut quelconque peut
se traduire au niveau du bloc HVDC par une variation dans le transit de puissance, la tension
la stabilité, la réponse en fréquence. Pour cette raison, les études de planification doivent
inclure la simulation sur les deux systèmes interconnectes par une ligne HVDC.
65
Chapitre III : La technologie HVDC
Une analyse du power flow est requise afin d’intégrer avec succès le bloc HVDC dans le
réseau. Ces études détermineront les sorties du système global, et établiront les paramètres
d’installation du boc HVDC.
Les sorties obtenues par l’analyse du power flow incluront : la capacité de transfert,
l’invariance a long terme du système lors des besoins d’expansion, les performances de la
tension, les performances de contrôle statique et dynamique de la tension, les pertes...
Les études en court-circuit sont importantes également les applications HVDC, et
spécialement pour les convertisseurs conventionnels. Alors que le bloc HVDC en lui- même a
peu d’influence sur les tensions, les équipements auxiliaires (condensateurs synchrones)
peuvent avoir un plus grand impact.
Une analyse harmonique aidera à déterminer les besoins en filtres. Une analyse transitoire
sera alors requise pour déterminer la réponse du HVDC aux conditions de fonctionnement du
système. Pour obtenir une réponse réelle, il faudrait un modèle détaillé des contrôles, un
modèle simplifié peut être développé pour les simulations dynamiques.
Il est vital que le planificateur ait une compréhension des contrôles HVDC et leur
modélisation dans les simulations de la stabilité, en insistant sur les contrôles ayant pour rô le
la protection des convertisseurs, comme le blocage des terminaux dans le cas d’une faute
interne, ou la commutation de protection qui consiste a réduire la sortie Mégawatts en parties.
Les résultats des analyses de stabilité transitoire doivent être utilises pour affiner le modèle du
HVDC, spécialement en considérant les défauts de ligne (défaut entre la ligne et la terre ou
entre deux lignes).
La rapidité de réponse du HVDC procure des avantages certains contrairement aux lenteurs
des systèmes classiques. Les HVDC offrent l’option de l’addition de contrôles auxiliaires
pour stabiliser le système transitoirement et dynamiquement.
Aussi bien les contrôles linéaires et non linéaires ont des applications qui dépendent des
caractéristiques du système.
Un exemple d’action rapide des contrôles qui réalise la stabilisation pour les oscillations
transitoires : ils bloquent temporairement le HVDC puis le débloquent graduellement jusqu’à
la sortie désirée. Une boucle dynamique doit être ajoutée pour régler le HVDC afin d’amortir
les réponses oscillatoires du système. Typiquement, une analyse linéaire peut également être
utile en accord avec ces contrôles. D’autres contrôles d’action plus lente peuvent utiliser le
HVDC pour véhiculer les réserves opérationnelles à travers les systèmes asynchrones par
l’utilisation de la réponse de la boucle en fréquence.
Les planificateurs doivent déterminer des topologies des systèmes acceptables incluant les
avantages et les défauts du HVDC, ainsi que les facteurs qui peuvent avoir un impact sur le
66
Chapitre III : La technologie HVDC
système. La redondance et la surveillance de l’état des contrôles nécessaires pour la stabilité
en performance du système est vitale.
Les études des conditions de maintenance sont critiques, spécialement dans les situations ou
le ratio de court-circuit est bas. Le domine des tests doit être défini en priorité pour pouvoir
déclarer le HVDC commercialement intéressant. Un plan doit être élaboré et exécute en
coordination avec le personnel opérant. La comparaison de la réponse réelle du HVDC avec
celle du modèle simule confirmera la validité du modèle et permettra éventuellement d’ajuster
les contrôles notamment les contrôles auxiliaires.
5.2.2 Evaluation économique :
Une évaluation économique de l’application du HVDC avec celle des autres solutions
alternatives doit être faite, et elle doit inclure les marches de vente et les tarifs de
transmission. Elle doit également définir quels sont les pays qui peuvent bénéficier et quels
sont ces bénéfices par rapport aux solutions antérieurs.
Mis à part les îles et les péninsules pour lesquels on peut affirmer l’avantage du câble HVDC,
il faudra démontrer pour d’autres régions, par une étude des prix de l’énergie, la capacité des
systèmes, et les effets potentiels sur le transit en boucle.
Outre la comparaison des couts capitaux, d’autres facteurs doivent être pris en considération :
les couts de la maintenance, les pertes de charge... environnement dérégulé, et donne un accès
a la libération des tarifs de transmission.
Dans le tableau ci-dessous sont données à titre significatif les performances des différents
dispositifs FACTS et les HVDC :
Tableau 3.1 : Co mparaison des performances FACTS et HVDC
Principe
dispositif
schéma
Impact sur les performances du système
Load flow
Variation de
l’impédance de ligne
FSC (Fixed Serie
Compensation)
Compensation série
TPSC (Thyristors protégés
à compensation série.
TCSC (Thyristor contrôlé,
compensation série
67
stabilité
qualité de la tension
Chapitre III : La technologie HVDC
Contrôle de la
tension
SVC (Static Var
Compensator)
Compensation shunt
STATCOM (Static
Synchronous
Compensator)
Contrôle du load
flow
HVDC
UPFC (Unified Power
Flow Controler)
68
Chapitre III : La technologie HVDC
: Influence minime.
: Influence moyenne.
: Forte influence
: Peu ou pas d’influence
Tableau 3.2 : Impact des FACTS et HVDC sur les performances du système
FS
C
SVC/SV
G
TCSC
GTO/CS
C
STATCO
M
Qualité de la tension
Contrôle du load flow
Stabilité transitoire
Amortissement des oscillations
(système de transmission)
Amortissement des oscillations
(réseau maillé)
: Influence minime.
: Influence moyenne.
: Forte influence
: Peu ou pas d’influence
69
PST
UPFC
HVDC
Chapitre III : La technologie HVDC
IV La transmission VSC-HVDC
6.1 Introduction :
La technologie VSC-HVDC ou la technologie HVDC Light suivant l’appellation du groupe
ABB est une nouvelle technologie de transmission HVDC basée sur des convertisseurs à base
d’IGBT, et de ce fait, ils fonctionnent sous des fréquences de commutation très élevées qui
permettent de réduire la taille des filtres et aussi de contrôler simultanément la puissance
active et la puissance réactive, indépendamment l’une de l’autre, et de garder une fréquence et
une tension stable. Cette particularité permet une entière flexibilité du système pour la
localisation du convertisseur.
6.2 Structure d’une unité VSC- HVDC :
Une unité HVDC Light peut faire transiter autour de 350MW et des tensions de plus de
150KV.
Elle est composée de trois éléments : deux stations de conversion et une paire de câbles.
Figure 3.1 : unité VSC-HVDC
Figure : 2 Diagramme simp lifié d’une unité HVDC Light
70
Chapitre III : La technologie HVDC
6.3 : La station de conve rsion :
Elle comporte un VSC (Voltage Source Converter) à base d’IGBT.
Grâce à ce type de composants, qui ont un temps de réponse très court, le courant continu est
commuté indépendamment de la tension AC. Les puissances active et réactive sont contrôlées
indépendamment l’une de l’autre.
Les stations de conversion HVDC Light, ont un bon impact visuel, pour des tensions
autour de +-150V, les équipements sont installés à l’intérieur de l’usine, mais pour des
tensions supérieures, les équipements sont installés dans des buildings, ils seront ainsi
masqués sauf les transformateurs de puissance.
Les stations sont conçues pour être dirigées à distance ou automatiquement. Elles prennent
une surface minimale (une station de 65MVA occupe une surface de 800m2 ), et s’adaptent
à l’environnement extérieur.
6.4 Les câbles HVDC light :
Les câbles utilisés dans cette transmission sont conçus dans une nouvelle matière
particulièrement résistante à la tension continue, ils présentent une grande flexibilité, et un
poids réduit. De ce fait, les câbles sont très robustes, et leur installation est rapide et
économique. Ils présentent l’avantage de convenir aussi bien aux transmissions
souterraines, sous marines ou aériennes.
6.4.1 : Les câbles sous- marins :
- Approvisionnement des îles éloignées :
Ils sont particulièrement indiqués pour l’approvisionnement en énergie des îles,qui en
générale devront avoir une production locale onéreuse .La particularité du VSC-HVDC est
qu’il n’est pas utile d’avoir une station de conversion au niveau de l’île.
- Interconnexion des systèmes de puissance :
L’avantage réside surtout dans le cas de systèmes asynchrones.
6.4.2 : Les câbles souterrains :
L’avantage majeur est environnemental. Les câbles sont invisibles et ne dégagent pas de
champ magnétique. En outre, le contrôle rapide de la tension par HVDC Light permet de
faire fonctionner le système aux limites du maximum de la tension AC permise, d où une
réduction de pertes dans les lignes.
6.5 Les modules de conversion
Les ponts de conversion (redresseur et onduleur) sont des ponts triphasés. On obtient en
sortie une tension continue. Les IGBT sont commutés avec une fréquence constante de
2KH.
Dans la partie continue, sont installés des batteries de condensateurs, une pour le pôle
positif et une autre pour le pôle négatif, et ceci afin de stabiliser la tension.
Dans la partie AC, des filtres sont nécessaires afin de filtrer les harmoniques provenant des
commutations des IGBT.
71
Chapitre III : La technologie HVDC
6.6 Les avantages des VSC-HVDC :

Le convertisseur VSC peut créer sa propre tension AC à une fréquence déterminée
sans recours aux machines tournantes grâce à la technique PWM (pulse width
modulation).
 La communication entre les deux convertisseurs n’est pas nécessaire, vu que le
redresseur délivre la tension continue désirée indépendamment de la puissance appelée
au niveau de l’onduleur.
 Un contrôle adéquat des HVDC light peut éliminer les flickers.
 Les stations HVDC light, si elles ne sont pas reliées à une ligne DC peuvent être
utilisés comme STATCOM pour le réseau local.
 Le matériel a une durée de vie supérieure à la durée de vie de celui des HVDC
classique.
 Du point de vue environnemental, les stations sont compactes, il n’y a pas d’impact
visuel.
VII Comparaison entre HVDC classique et HVDC Light :
On peut résumer les différences dans le tableau suivant :
Tableau 3.5 : Co mparaison entre HVDC classique et HVDC Light :
HVDC Light
50MW-1100MW
HVDC : 3000M W
-Chaque extrémité est une unité
HVDC et un SVC.
- Le moyen le plus économique pour le transport sur de
longues distances.
- câbles sous- marins et souterrains
- Longs câbles sous- marins.
- Temps de réponse très court
-Transporte trois fois plus de puissance qu’une ligne
aérienne AC.
Composant essentiel : IGBT
Composant essentiel : Thyristor
-Gâchette entièrement contrôlable.
-Haute rapidité de commutation.
Commutation forcée.
La largeur d’impulsion contrôle la
puissance active et réactive.
- La commutation se fait par la ligne
L’IGBT peut être commuté avec un
signal de contrôle pour une fréquence
jusqu’à 2000HZ
Le thyristor ne peut être commuté avec un signal de
contrôle, il cesse de conduire quand la tension à ses
bornes s’inverse. (50HZ/60HZ)
72
Chapitre III : La technologie HVDC
Tableau 3.6 : les projets VSC-HVDC dans le monde
Nom du projet
Quantité Tension Tension Longueur
Raisons
du
de
AC
DC
des câbles choix
du
puissance
DC
VSC-HVDC
Hällsjön,
3MW
10KV
+-10KV 10Km
lignes
aériennes
50MW
80KV
+-80KV 2*70Km
Puissance
lignes sous- éolienne
marines
Eagle Pass,USA
36MW
132KV
+15.9KV
Tjaereborg,
8MVA
10.5KV
+-9KV
Dannemark
7 ,2MW
DirectLink,
180MW
110KV
+-80KV 6*59Km
Interconnexion
lignes
asynchrone
souterraines
220MW
132KV
+150KV
2*180Km
Interconnexion
lignes
asynchrone
souterraines
330MW
345KV
+150KV
2*40Km
Interconnexion
lignes sous- asynchrone
marines
Troll offshore,
Norvège
84MW
132KV
+-60KV 4*70Km
Environnement
lignes sousLongue
marines
distance
sousmarine
Estlink,
Estonie,Finlande.
350MW
330KV
+150KV
2*31Km
Deux systèmes
lignes sous- AC
marines
asynchrones
Valhall, Norvège
78MW
300KV
+150KV
292Km
Coût
lignes sousmarines
Sweden
Gotland
HVDC
Sweden
Light
Australie
MurrayLink,
Australie
CrossSound,
USA
73
Test
de
transmission
Interconnexion
asynchrone
4*4.3Km
Puissance
lignes sous- éolienne
marines
Chapitre III : La technologie HVDC
Conclusion :
Les lignes HVDC ne peuvent pas être mises en surcharge. La technologie HVDC permet de
maîtriser le débit de l'énergie transportée. Avec le HVDC, l'énergie peut ainsi faire l'objet de
transactions commerciales entre des réseaux indépendants, supprimant les défaillances et
compensant les fluctuations de tension.
La prévention des coupures : Les lignes HVDC ne peuvent pas être mises en surcharge. La
technologie HVDC permet de maîtriser le débit de l'énergie transportée. Avec le HVDC,
l'énergie peut ainsi faire l'objet de transactions commerciales entre des réseaux indépendants,
supprimant les défaillances et compensant les fluctuations de tension.
74
Chapitre I
Les réseaux électriques
Chapitre I : les réseaux électriques
I.1 Généralités [1]
Un réseau électrique est tout d'abord défini par le type de courant électrique qu'il utilise. Une
fois fixé, ce choix engage l'avenir et est lourd de conséquences car les modifications sont à
posteriori très délicates. Ensuite, lors de l'exploitation des réseaux, certaines grandeurs
électriques doivent être surveillées régulièrement pour s'assurer que les conditions
d'exploitation sont bien respectées.
On appelle réseau électrique l'ensemble des infrastructures permettant d'acheminer l'énergie
électrique des centres de production (centrales électriques), vers les consommateurs
d'électricité.
Le réseau est constitué de lignes électriques exploitées à différents niveaux de tension,
connectées entre elles dans des postes électriques.
Les postes électriques permettent de répartir l'électricité et de la faire passer d'une tension à
l'autre grâce aux transformateurs.
Un réseau électrique doit aussi assurer la gestion dynamique de l'ensemble production transport - consommation, mettant en œuvre des réglages ayant pour but d'assurer la stab ilité.
En fonction de sa valeur efficace, une tension est classée selon le tableau normalisé
suivant :[2]
Nom
Abréviation Valeur en courant continu Valeur en courant alternatif
Haute Tension B HTB
> 75 kV
> 50 kV
Haute Tension A HTA
1500 V < HTA < 75 kV 1000 V < HTA < 50 kV
Basse Tension B BTB
750 V < BT < 1500 V
500 V < BT < 1000 V
Basse Tension A BTA
120 V < BT < 750 V
50 V < BT < 500 V
Très Basse Tension TBT
< 120 V
< 50 V
Il ne suffit pas de produire le courant électrique dans les centrales, il faut aussi l’amener
jusqu’à l’utilisateur final. Ainsi, pour atteindre l’adéquation entre la production et la
consommation, qui se traduit par la performance économique, la structure électrique d’un
pays est généralement décomposée en plusieurs niveaux correspondant à différents réseaux
électriques faisant partie de l'ensemble. Il est à noter qu’il n’existe aucune structure unique à
travers le monde, et que le découpage en plusieurs réseaux avec les niveaux de tension
associés peut être différent selon les pays. Mais en général, le nombre de niveaux de tensions
est limité à trois.
Cependant, afin de mieux comprendre les intérêts de ce découpage, nous allons présenter dans
ce qui suit chaque réseau avec:
- Sa finalité.
- Son niveau de tension,
- Sa structure.
2
Chapitre I : les réseaux électriques
I.1.1 Organisation du transport et de la distribution d ‘énergie électrique
Figure n° 1.1- Schéma d’un réseau électrique avec les différents niveaux de tensions
I.1.2 Le réseau de transport et d’interconnexion (THT)
I.1.2.1 : La finalité :
La finalité de ce réseau est triple :
• une fonction de “transport” dont le but est d’acheminer l’électricité des centrales de
production aux grandes zones de consommation
• une fonction “d’interconnexion nationale” qui gère la répartition de l’offre en orientant la
production en fonction de la répartition géographique et temporelle de la demande
• une fonction “d’interconnexion internationale” pour gérer des flux d’énergie entre les pays
en fonction d’échanges programmés ou à titre de secours.
En général, seuls quelques abonnés à très forte consommation sont raccordés à ces réseaux.
I.1.2.2 La structure :
Figure n° 1.2 - structure maillée
3
Chapitre I : les réseaux électriques
Les réseaux de transport sont basés sur une structure de réseau maillé (figure n° 1.2). Les
réseaux maillés garantissent une très bonne sécurité d'alimentation, car la perte de n'importe
quel élément (ligne électrique, transformateur ou groupe de production) n'entraîne aucune
coupure d'électricité si l'exploitant du réseau de transport respecte la règle dite du "N-1"
(possibilité de perdre n'importe quel élément du réseau sans conséquences inacceptables pour
les consommateurs). La structure de ces réseaux est essentiellement de type aérien.
I.1.2.3 Les tensions :
Les tensions sont généralement comprises entre 225 et 400 kV, quelques fois 800 kV (ex: 765
kV en Afrique du sud). L’utilisation de ces tensions élevées est liée à un objectif économique.
En effet pour une puissance donnée, les pertes en ligne par effet Joule sont inversement
proportionnelles au carré de la tension
P = k / U2
(1.1)
Avec
U = tension du réseau
k = une constante fonction de la ligne.
I.1.3 Le réseau de répartition
I.1.3.1 La finalité :
La finalité de ce réseau est avant tout d’acheminer l’électricité du réseau de transport vers les
grands centres de consommation.
Ces centres de consommation sont:
• Soit du domaine public avec l’accès au réseau de distribution MT,
• Soit du domaine privé avec l’accès aux abonnés à grande consommation (supérieure à= 10
MVA) livrés directement en HT.
Dans un pays le nombre de ces abonnés est très faible (ex: 600 en France). Il s’agit
essentiellement d’industriels tels la sidérurgie, la cimenterie, la chimie, le transport
ferroviaire,...
I.1.3.2 Niveau de tension :
Les tensions sur ces réseaux sont comprises entre 25 kV et 275 kV. Les protections sont de
même nature que celles utilisées sur les réseaux de transport, les centres de conduite étant
régionaux.
I.1.3.3 La structure :
La structure de ces réseaux est généralement de type aérien (parfois souterrain à proximité de
sites urbains). Dans ce domaine, les politiques de respect de l’environnement et de protection
des sites (zones protégées) s’opposent souvent à la construction des lignes. En conséquence,
la pénétration du réseau de répartition jusque dans les zones à forte densité de population est
de plus en plus difficile et coûteuse.
Figure n° 1.3 - Structure des réseaux de répartition
4
Chapitre I : les réseaux électriques
Ils ont une structure à la fois maillée et bouclée suivant les régions considérées. Contrairement
au réseau de transport qui est toujours bouclé (afin de pouvoir assurer un secours immédiat en
N-1), les réseaux de répartition peuvent être exploités soit de façon bouclée ou débouclée
selon les transits sur le réseau (débouclé signifie qu'un disjoncteur est ouvert sur l'artère,
limitant ainsi les capacités de secours en N-1) (figure n° 1.3). Les problèmes de report de
charge se posent également pour le réseau de répartition, sa conduite est donc assurée en
coordination avec celle du réseau de transport et nécessite également des moyens de
simulation en temps réel.
I.1.4 Le réseau de distribution MT
Les réseaux à moyenne tension (MT) ont de façon très majoritaire une structure arborescente,
qui autorise des protections simples et peu coûteuses : à partir d'un poste source (lui même
alimenté par le réseau de répartition), l'électricité parcourt une artère (ou ossature) sur laquelle
est reliée directement des branches de dérivation au bout desquelles se trouvent les postes
MT/BT de distribution publique, qui alimentent les réseaux basse tension (BT) sur lesquels
sont raccordés les plus petits consommateurs. La structure arborescente de ces réseaux
implique qu'un défaut sur une ligne électrique MT entraînera forcément la coupure des clients
alimentés par cette ligne, même si des possibilités de secours plus ou moins rapides existent.
I.1.4.1 La finalité :
La finalité de ce réseau est d’acheminer l’électricité du réseau de répartition aux points de
moyenne consommation (supérieure à 250 KVA).
Ces points de consommation sont:
• Soit du domaine public, avec accès aux postes de distribution publique MT/BT,
• soit du domaine privé, avec accès aux postes de livraison aux abonnés à moyenne
consommation. Le nombre de ces abonnés (ex: il est de 160 000 en France) ne représente
qu’un faible pourcentage du nombre total des consommateurs livrés directement en BT. Ils
sont essentiellement du secteur tertiaire, tels les hôpitaux, les bâtiments administratifs, les
petites industries,
La structure est de type aérien ou souterrain.
I.1.4.2 Les tensions:
Les réseaux de distribution ont pour but d'alimenter l'ensemble des consommateurs. Il existe
deux sous niveaux de tension :
 les réseaux à moyenne tension (de 3 à 33 kV) ;
 les réseaux à basse tension (de 110 à 600 V), sur lesquels sont raccordés les
utilisateurs domestiques.
I.1.4.3 Structure :
Les ossatures des réseaux à moyenne tension (MT) européens ne sont constituées que des 3
phases, alors qu'en Amérique du Nord le fil de neutre est également distribué (3 phases + 1
neutre). Les dérivations MT quant à elles peuvent être constituées de 1 fil (cas de l'Australie
où le retour de courant s'effectue par la terre) à 4 fils (cas des États-Unis), ou encore
systématiquement 3 fils (les 3 phases) comme le réseau français.
Les réseaux MT aériens sont majoritaires en zone rurale, où la structure arborescente
prédomine largement. Par contre en zone urbaine, les contraintes d'encombrement,
d'esthétique et de sécurité conduisent à une utilisation massive des câbles souterrains. Les
réseaux souterrains étant soumis potentiellement à de longues indisponibilités en cas d'avarie
(plusieurs dizaines d'heures), il est fait appel à des structures en double dérivation ou à des
5
Chapitre I : les réseaux électriques
structures radiales débouclées munies d’appareils automatiques de réalimentation, permettant
une meilleure sécurité d'alimentation (figure n° 1.4).
Figure n° 1.4 - structure radiale
Les réseaux BT résultent de la structure des réseaux MT : en Amérique du Nord les réseaux
monophasés sont courants (1 neutre + 1 phase), tandis qu'e n Europe la distribution triphasée
avec fil de neutre est très majoritaire (1 neutre + 3 phases). La structure arborescente est là
aussi de loin la plus répandue, car elle est à la fois simple, bon marchée, et permet une
exploitation facile.
I.2 LES INCIDENTS :
I.2.1 Les surtensions
Ce sont des perturbations qui se superposent à la tension nominale d’un circuit. Elles peuvent
apparaître
• entre phases ou entre circuits différents, et sont dites de mode différentiel,
• entre les conducteurs actifs et la masse ou la terre et sont dites de mode commun.
Leur caractère varié et aléatoire les rend difficiles à caractériser et n’autorise qu’une approche
statistique en ce qui concerne leur durée, leurs amplitudes et leurs effets.
En fait, les risques se situent essentiellement au niveau des dysfonctionnements, de la
destruction de matériel et, en conséquence de la non continuité de service. Ces effets peuvent
apparaître sur les installations des distributeurs d’énergie ou sur les installations des
utilisateurs.
Les perturbations peuvent conduire à
• des interruptions courtes (ré enclenchements automatiques sur les réseaux de distribution
publique MT par lignes aériennes),
• des interruptions longues (intervention pour changement d’isolants détruits).
Des appareils de protection permettent de limiter ces risques. Leur mise en œuvre nécessite
l’élaboration réfléchie de niveaux cohérents d’isolement et de protection. Pour cela, la
compréhension préalable des différents types de surtension est indispensable.
I.2.2 : Surtensions à fréquence industrielle
Sous cette appellation de fréquence industrielle sont regroupées les surtensions ayant des
fréquences inférieures à 500 Hz.
En générale les fréquences industrielles les plus fréquentes sont: 50, 60 et 400 Hz.
La surtension provoquée par un défaut d’isolement, c’est une surtension due à un défaut
d’isolement apparaissant sur un réseau triphasé, lorsque le neutre est isolé (figure n° 1.5).
En effet, lors d’un défaut d’isolement entre une phase et la masse ou la terre (blessure d’un
câble souterrain, mise à la terre d’un conducteur aérien par des branchages, défaut dans un
6
Chapitre I : les réseaux électriques
équipement...), la phase concernée est mise au potentiel de la terre et les deux autres sont alors
soumises, par rapport à la terre, à la tension composée
U  V 3
(1.2)
Figure n° 1.5- Surtension temporaire sur un réseau à neutre isolé de la terre,
en présence d’un défaut d’isolement.
I.2.3 Surtensions de manœuvre
La modification brusque de la structure d’un réseau électrique provoque l’apparition de
phénomènes transitoires. Ceux-ci se traduisent souvent par la naissance d’une onde de
surtension ou d’un train d’ondes haute fréquence de type apériodique ou oscillatoire à
amortissement rapide.
Surtensions provoquées par l’établissement et l’interruption de petits courants inductifs : Ce
type de surtension a trois phénomènes générateurs : l’arrachement du courant, le réamorçage
et le pré-amorçage.
• le réamorçage.
Il survient lorsque le phénomène d’arrachement précédemment expliqué a fait apparaître aux
bornes du disjoncteur une surtension différentielle que celui- ci n’a pas pu supporter: un arc se
produit alors. Cette explication grossière est compliquée par la présence des éléments
parasites précédemment cités.
• le pré-amorçage.
Lors de la fermeture d’un appareil (interrupteur, contacteur ou disjoncteur), il arrive un instant
où la tenue diélectrique entre contacts devient inférieure à la tension appliquée. Pour les
appareils à fermeture rapide, par rapport au 50 Hz, le comportement est fonction de l’angle de
phase lors de la manœuvre.
7
Chapitre I : les réseaux électriques
I.2.4 : Surtensions atmosphé riques
L’orage est un phénomène naturel connu de tous, spectaculaire et dangereux.
Les réseaux aériens sont les plus affectés par les surtensions et surintensités d’origine
atmosphérique.
Une particularité des coups de foudre est leur polarisation : ils sont généralement négatifs
(nuage négatif et sol positif). Environ 10 % sont de polarité inverse, mais ce sont les plus
violents.
• le coup de foudre «direct» touchant une ligne,
• et le coup de foudre «indirect» tombant à proximité d’une ligne, sur un pylône métallique,
ou, ce qui revient au même, sur le câble de garde, (mis à la terre, ce câble relie les sommets
des pylônes, il est destiné à protéger les conducteurs actifs des coups de foudre directs).
D’autres types de décharges atmosphériques existent. En effet, si la plupart des surtensions
induites sont d’origine électromagnétique, certaines sont d’origine électrostatique et
intéressent particulièrement les réseaux isolés de la terre.
Par exemple, durant les minutes qui précèdent un coup de foudre, lorsqu’un nuage chargé à un
certain potentiel se trouve au-dessus d’une ligne, celle-ci prend une charge de sens contraire.
Avant que ne se produise le coup de foudre, qui permet la décharge du nuage, il existe donc
entre la ligne et le sol un champ électrique E pouvant atteindre 30 kV/m sous l’effet duquel se
charge le condensateur ligne/terre à un potentiel de l’ordre de 150 à 500 kV selon la hauteur
de la ligne par rapport au sol.
Figure n° 1.6- lorsque la foudre tombe sur le câble de garde
I.2.5 Surintensité :
L'intensité est un paramètre surveillé en permanence sur les lignes électriques aériennes,
souterraines et les transformateurs. Le problème créé par une intensité élevée (c'est-à-dire une
8
Chapitre I : les réseaux électriques
puissance transmise élevée) est un échauffement par effet Joule important. La conséquence de
cet échauffement se manifeste de différente manière selon les ouvrages considérés :
Pour les câbles électriques (présence d'une gaine isolante), la chaleur produite par le câble
doit être évacuée par l'intermédiaire de l' isolant électrique, qui est souvent mauvais
conducteur de chaleur. De plus, les câbles étant souvent souterrains, cette chaleur s'évacue
d'autant plus mal. En cas d'intensité trop élevée, le risque est la destruction physique du câble
par surchauffe.
Pour les transformateurs : les enroulements des transformateurs sont en général immergés
dans un bain d'huile qui joue le rôle d' isolant électrique mais également de fluide de
refroidissement, et qui est lui même refroidit par des aéroréfrigérants. En cas d'intensité trop
élevé, l'huile ne peut plus évacuer assez de chaleur et les enroulements risquent de se
détériorer par surchauffe.
Pour les lignes aériennes (absence de gaine isolante) : les conducteurs s'échauffant par effet
Joule, vont aussi s'allonger par le phénomène de dilatation thermique ; la ligne électrique étant
maintenue à chaque extrémité par un pylône, cet allongement va se matérialiser par une
réduction de la hauteur entre la ligne et le sol. En cas d'intensité excessive, la ligne électrique
ne respectera plus la hauteur minimale de sécurité, voire pourra entrer en contact avec le sol,
créant ainsi un arc électrique.
I.2.6 Intensité de court circuit :
L'intensité de court circuit (abrégée Icc) est une grandeur théorique qui correspond au courant
que l'on pourrait mesurer en un point du réseau si ce point était relié directement à la terre.
Elle est égale au courant circulant dans un ouvrage lors d'un défaut triphasé franc à la terre
(c'est-à-dire qui relie directement les 3 phases à la terre). L'Icc est fourni principalement par
les groupes de production. Elle est élevée dans les nœuds du réseau que sont les postes
électriques (sur le réseau 400 kV européen, les valeurs sont de l'ordre de 30 à 50 kA). L'Icc
devient de plus en plus faible au fur et à mesure que les niveaux de tension décroissent et que
l'on s'éloigne des postes électriques.
Les matériels utilisés dans les postes électriques sont conçus pour résister à une valeur
maximale d'Icc : au-delà, il y a un risque de casse de matériel en cas de court-circuit (causé
par la foudre, le givre, une rupture de matériel...) Les bris de cette nature sont notamment
causés par des phénomènes électrodynamiques puissants qui ont lieu lorsque des conducteurs
sont soumis à des courants exceptionnellement forts.
I.2.2 Les défauts dans le réseau électrique :
I.2.2.1 Les effets du défaut :
Les effets des défauts sont surtout à redouter sur les réseaux à haute tension et très haute
tension (HT et THT).Les défaut ont des effets sur :
-le bon fonctionnement des réseaux.
- le tenu diélectrique des matériels (dans le cas d’un défaut triphasés, les défauts provoquent
des surintensités violentes qui peuvent dépasser 20 è 30 fois le courant de service normal).
-la qualité de fourniture d’énergie.
- la circuit de télécommunication.
-la sécurité des télécommunications.
I.2.2.2 Eliminations des défauts
Les courts-circuits sont donc les incidents qu’il faut éliminer le plus vite possible, c’est le rôle
des protections dont la rapidité de fonctionnement est une des performances prioritaires.
9
Chapitre I : les réseaux électriques
On n’oubliera pas que le temps d’élimination des défauts comprend deux composantes
principales :
*le temps de fonctionnement des protections (quelques dizaines de millisecondes).
*le temps d’ouverture de disjoncteurs
Pour remplir leur rôle, les protections doivent :
-Détecter la présence d’un défaut.
-identifier l’ouvrage atteint.
-commander les organes de coupure, dont l’ouverture conduira à l’isolement de ces ouvrages
par apport au reste de réseaux
I.2.2.3 Types des défauts dans le réseau électrique :
Il existe 3 types de défauts :
Les défauts monophasés (figure n° 1.7) :
-Défaut entre phase ’A’ et la terre
-Défaut entre phase ’B’ et la terre
-Défaut entre phase ’C’et la terre
a
b
c
a
b
a
b
c
Figure n °1.7- défaut monophasé .
Les défauts biphasés :
-Défaut entre deux phases (figure n°1.8. b).
-Défaut entre deux phases et la terre (figure n°1.8 a).
ab
c
ab
c
Figure n° 1.8. a- défaut biphasé à la terre
figure n°1.8.b- défaut biphasé
Défaut triphasé :
-Défaut entre les trois phases (figure n°1.8.c).
-Défaut triphasé à la terre (figure n° 1.8.d).
10
Chapitre I : les réseaux électriques
a
b
c
a
b
c
Figure n° 1.8.c - défaut triphasé
Figure n°1.8.d : défaut triphasé à la terre
I.2.2.4 : Les conséquences des défauts
Les conséquence dans la plupart des cas sont des dommages humains et matériels provoqué
par les défauts électriques dans des systèmes d’alimentation dépendant fortement de
l’importance du courant de défaut, qui dépend alternativement du types de défaut, de l’endroit
du défaut, de la mise à la terre de système, de l’impédance du défaut. La durée du défaut est
également d’une importance considérable.
I.3 Les réseaux inte rconnectés : [3]
La majorité des réseaux électriques sont actuellement largement interconnectés impliquant
des connections internes régionales et internationales.
L’interconnexion a pour but des raisons économiques : la réduction du prix de revient de
l’électricité et des raisons techniques : assurer la fiabilité de l’apport d’énergie.
La tenue en fréquence d’un réseau, hormis les mesures d’urgence prises si la fréquence
descend sous 49Hz (pour les réseaux fonctionnant sous 50Hz), dépend de la capacité de
réponses des processus de conversion d’énergie intervenant dans les unités de production en
général et dans celles participant au réglage de la fréquence en particulier.
Cette capacité limitée du système électrique à restaurer l’équilibre charge-production suite à
une variation brusque est une des raisons qui ont conduit à l’interconnexion.
L’interconnexion a donc permis l’utilisation de centrales de grandes puissances et ainsi de
profiter des bienfaits de l’effet de taille. L’interconnexion reste le seul moyen d’obtenir des
rendements et des niveaux de pollution acceptables avec les combustibles fossiles autre que le
gaz naturel.
Un réseau d’interconnexion doit relier les centrales de façon suffisamment robuste pour
implanter le support mutuel nécessaire à la sécurité du système.
L’interconnexion implique également que les installations se trouvent réparties sur de vastes
territoires, ce qui rend le système difficile à protéger et à contrôler.
I.4 Vulnérabilité des réseaux électriques
Sollicités à leur extrême limite, les réseaux électriques à haute tension sont de plus en plus
vulnérables : perte de synchronisme, écroulement de tension ou de fréquence. L’ouverture des
marchés de l’électricité exige un renforcement de la stabilité dynamique des réseaux. Il s’agit
notamment de réduire, voire d’éliminer les modes oscillatoires électromécaniques entre
groupes de générateurs éloignés. Les perturbations qui affectent la continuité de service
résultent généralement d’événements qui sont pris séparément et sont bien maîtrisés. Mais il
arrive que leur combinaison avec l’état du réseau, avec une mauvaise transmission des
informations, ou avec des erreurs humaines, entraîne des situations critiques.
I.4.1 L’instabilité de tension :
Le transfert de puissance au travers d’un réseau électrique s’accompagne de chute de tension
entre les points de production et ceux de consommation. Dans des conditions normales de
11
Chapitre I : les réseaux électriques
fonctionnement, ces chutes de tension sont de l’ordre de quelques pourcents de la tension
nominale. Une des préoccupations majeures des planificateurs et des exploitants est de
s’assurer que les tensions au niveau des différents jeux de barres du réseau restent dans les
limites acceptables. Dans certaines circonstances, dans les secondes ou les minutes qui
suivent une perturbation, les tensions peuvent décroître d’une manière catastrophique, à tel
point que la puissance ne peut plus être acheminée correctement aux consommateurs, et que
l’intégrité du système peut être mise en danger. Ce cas de figure est le pire scénario qui puisse
survenir et qui s’appelle : l’effondrement de la tension.
Dans de nombreux réseaux à travers le monde, l’instabilité de la tension est considérée
comme une source majeure de défaillance. Plusieurs facteurs contribuent à cet état de fait :
- La construction de nouvelles lignes est de plus en plus problématique.
- La concentration de la production dans des centrales de plus en plus puissantes.
- L’usage massif des condensateurs shunt pour soutenir le profil de tension permet de
transporter de plus grandes quantités de puissance mais rapproche le point d’instabilité
des plages de fonctionnement normal.
- Pertes d’équipements de transport.
- L’ouverture du marché de l’électricité incite à faire fonctionner les réseaux plus prés de
leurs limites physiques pour des raisons de rentabilité économique
La source d’instabilité sans doute la plus importante pour un réseau est le transport de grandes
puissances sur de grandes distances. La stab ilité de tension concerne plus particulièrement
l’acheminement de la puissance aux grands centres de consommation.
I.4.2 Solutions à l’instabilité de tension :
I.4.2.1 La compensation :
La compensation shunt est le moyen traditionnel de fournir la puissa nce réactive requise pour
maintenir un bon profil de la tension. On utilise des bancs de condensateurs placés prés des
charges pour en améliorer le facteur de puissance. Cependant, par une compensation
excessive, on peut tomber dans le piège d’amener la te nsion critique (correspondant au
maximum de puissance délivrable) à des valeurs normales, comme le montrent les courbes à
tgφ négatif sur la figure n°1.9.
La compensation shunt peut être enclenchée automatiquement, par exemple en réponse à une
chute de tension suffisamment longue. La rapidité d’action est essentielle dans le cas d’une
instabilité à court terme. Dans ce cas, le recours aux dispositifs FACTS peut s’avérer
salutaire. Nous le verrons en détails dans le chapitre suivant.
I.4.2.2 Automates et régulateurs :
Le contrôle de la tension est en grande partie exercé par les régulateurs qui équipent les
générateurs synchrones. A proximité d’une centrale, une régulation plus précise de la tension
du réseau peut être obtenue en compensant la chute de tension dans le transformateur
élévateur. En revanche, l’échauffement des enroulements statoriques et rotoriques limite de
façon assez stricte la capacité de régulation de tension des machines synchrones.
L’action des régulateurs est par nature locale : suite à un incident, les tensions aux nœuds
éloignés des générateurs peuvent devenir inacceptables. De plus, la majeure partie de la
puissance réactive supplémentaire est produite par les générateurs les plus proches de la
perturbation, alors les réserves post- incident seront inégalement réparties. La solution est
d’ajuster les consignes des régulateurs.
I.4.3 Méthodes d’analyse de la stabilité et de la sécurité de la tension :
I.4.3.1 Analyse d’incidents :
Elle consiste à déterminer la réponse du système à de grandes perturbations, et sa capacité à
supporter un ensemble d’incidents crédibles comme la perte d’équipements de transport ou de
12
Chapitre I : les réseaux électriques
production. On doit calculer un load flow post incident qui permet de calculer le point
d’équilibre du système ; si ce point n’existe pas, alors ceci peut indiquer une instabilité, sans
pour autant être sûr du fait. Une simulation temporelle complète peut donner de plus amples
informations.
Figure n° 1.9 - Courbes PV à facteur de puissance constant
I.4.3.2 Détermination de limites de mise en charge :
Il peut être utile dans l’analyse de fonctionnement d’un réseau de déterminer jusqu’où le
système peut supporter un stress sans devenir instable. Le stress consiste en des variations,
supposées lentes, mais de grandes amplitudes, de certains paramètres. Ceci est traduit par la
relation :
P=P0 +Sd
(1.3)
Où :
S est le niveau de stress
Le vecteur d la direction de celui-ci.
I.4.3.3 Détermination de limites de sécurité pré incident :
Ces limites indiquent combien le système peut encore être stressé après un incident.
I.4.3.4 La commande préventive :
Lorsque les marges de sécurité vis-à-vis de certains incidents sont trop faibles, il est utile de
déterminer les meilleures actions préventives à prendre pour restaurer des marges de sécurité
acceptables.
I.5 Stabilité transitoire :
La stabilité de la tension est un aspect important de la stabilité et de la sécurité des réseaux
d’énergie électriques. La stabilité transitoire est un phénomène lié à l’existence même des
13
Chapitre I : les réseaux électriques
réseaux électriques interconnectés, et elle devient encore plus problématique dans le contexte
de la libération du secteur électrique.
La stabilité d’un réseau électrique peut être définie comme son aptitude à demeurer stable
sous des conditions normales de fonctionnement, et de recouvrer un équilibre acceptable après
avoir subi des perturbations. C’est un problème qui dépend d’un grand nombre de paramètres,
tel que la rapidité d’évolution des phénomènes, l’importance des perturbations en jeu, ou la
nature physique de l’instabilité qui peut en résulter.
Conclusion :
Dans ce chapitre, nous avons abordé quelques notions générales sur le fonctionnement des
réseaux électriques, ainsi que leur sauvegarde. Nous avons noté que parmi les défauts
existants, le cas le plus défavorable pour la stabilité du réseau est le défaut symétrique. Nous
considérerons donc ce cas pour la suite de notre étude car si le système reste stable pour ce
type de défaut, il le sera pour tous les autres.
Avec l’avènement des dispositifs de contrôle intelligent, une révolution s’est faite dans la
gestion et la planification. Nous allons, dans le chapitre suivant, étudier en détail ces
dispositifs et leurs apports au fonctionnement des réseaux électriques.
14
Chapitre II
Les dispositifs FACTS
Chapitre II : les dispositifs FACTS
II.1 Introduction
Les conséquences, les bénéfices et les coûts pour les consommateurs deviennent des
paramètres de plus en plus importants dans les décisions sur les investissements pour les
systèmes de transmission.
Le terme « consommateur du système de transmission » a changé, et a évolué pour inclure les
générations indépendantes, les coupures de puissance, les opérateurs du système…etc.
Alors que ces aspects évoluent rapidement, sans aucun doute que les besoins du
consommateur vont avoir plus d’influence sur les options à considérer pour la gestion du
système de transmission, et les contrôleurs FACTS vont jouer un rôle important dans le
future.
Les contrôleurs FACTS sont des contrôleurs basés sur l’électronique de puissance et peuvent
influer sur les courants, tensions, impédances et la fréquence de transmission.
En outre, les contrôleurs FACTS peuvent assurer la sécurité et la flexibilité d’un système de
puissance. La sécurité d’un réseau peut être assurée par l’augmentation de la stabilité
dynamique et transitoire ou par l’amortissement des oscillations de résonance synchrone. La
flexibilité, elle, peut être assurée par le contrôle de l’écoulement la puissance active et
réactive, de la tension et du niveau du court circuit.
L’étude des applications des FACTS nécessite une compréhension des contrôleurs FACTS, et
aussi l’étude des outils incluant les différents modèles avec également une parfaite
connaissance des systèmes de transmission. En outre, l’analyse des FACTS implique
l’ouverture à l’application d’approches nouvelles.
II.2 Architecture du système et les limitations du système de trans mission [4]
La compréhension de l’architecture du système et ses limites est la clé pour comprendre les
problèmes du système de transmission. Les configurations du système résultent du
développement économique et les performances du système. Donc, des problèmes peuvent
survenir si les limites de transmission sont approchées ou dépassées :
-La charge du consommateur est- elle fournie radialement par les buses ? Est-ce que la
majorité des superficies sont connectés avec un, deux ou plus de circuits de transmission ?
-Comment la génération supprimée peut- elle être intégrée ? Que veut induire la fiabilité
d’un système ?
Quand on essaye d’améliorer l’utilisation d’un système de transmission, il faut poser la
condition clé que la fiabilité existante sera maintenue. Cette dernière a deux aspects
importants : la sécurité et l’adaptation.
L’adaptation peut être définie comme la capacité du système de puissance à s’adapter à la
demande d’énergie en tenant compte des limites de tension et des caractéristiques des
composants. La sécurité peut être définie comme la capacité du système à supporter les
incidents sans pertes incontrôlée de la charge du consommateur.
La finalité étant que la valeur et l’effort et le coût pour rendre l’utilisation des systèmes de
transmission existants plus efficaces sans pour autant amoindrir la sécurité. Cette finalité est
atteinte différemment pour chaque système, mais doit être mise au point avec de commencer
une étude de transmission.
Avec cette vision, l’étude de l’état statique, transitoire et des tensions peut être amélioré pour
assurer un maximum d’énergie transférée. D’autres parts, le but principal de l’application des
contrôleurs FACTS est d’augmenter l’utilisation des équipements de transmission existants en
tenant compte des limites de la fiabilité du système.
II.2-1 Architecture du système
16
Chapitre II : les dispositifs FACTS
La structure des systèmes de puissance est le résultat de décisions économiques, politiques,
celles liées à l’engineering et l’environnement : certains n’ont qu’une seule architecture alors
que d’autres ont plusieurs structures dans les sous- systèmes de leurs réseaux suivant les
saisons et suivant les variations des configurations du système.
En outre, les caractéristiques d’un système particulier, peut changer à travers le temps si la
charge augmente et/ou suite à l’ajout de générations.
L’architecture d’un système est divisée en trois catégories : radiale- interconnectée- les
réseaux complexes.
II.2.1.1 Les réseaux radiaux
Ils sont définis comme des systèmes avec 2 parties distinctes connectées par les ligne s de
transmission. La première à des composantes mixtes (générateur –charge) à prédominance
générateur, et l’autre à prédominance charge.
II.2.1.2 Les réseaux interconnectés
La majorité des réseaux électriques sont actuellement largement interconnectés impliquant
des connections internes régionales et internationales.
L’interconnections a pour but des raisons économiques : la réduction du prix de revient de
l’électricité et des raisons techniques : assurer la fiabilité de l’apport d’énergie.
II.2.1.3 Les interconnections pour le transport de l’électricité
Les interconnections sont nécessaire car en plus de fournir l’énergie, l’objectif d’un réseau de
transmission est d’économiser les installations électriques et les lieux de charge en vue de
minimiser la production totale de l’énergie et le prix du carburant.
Les interconnections de transmission utilisent la diversité des charges, la disponibilité des
sources, et le prix du carburant pour fournir l’électricité à un prix minimum avec la fiabilité
requise.
Pour illustration, un système de production d’énergie, avec des générateurs locaux va avoir
besoin de beaucoup plus de sources d’énergie pour alimenter la même charge avec la même
fiabilité, d’où un coût d’électricité plus élevé. Pour cette raison, le transport d’énergie est une
alternative à la création de nouvelles sources d’énergie.
Toutefois, on ne peut pas hâtivement conclure à l’avantage du transport de l’énergie par
rapport à la création de nouvelles sources de production. Car, le coût des lignes de transport,
et les pertes, outre les difficultés rencontrées lors de la construction de nouvelles lignes de
transmission peuvent limiter ce choix. D’autres parts, plus le transfert de puissance est
important, plus le système de puissance devient complexe. Ce qui implique la baisse de
sécurité vis-à-vis de nombreux incidents importants, et si le contrôle est inadéquat, il y aura
excédent de puissance réactive dans plusieurs parties du système, un grand déphasage entre
les nœuds et les autres parties, et suite à ça, la majorité des interconnexions de transport seront
inutilisables.
Les systèmes de puissance actuels sont mécaniquement contrôlés grâce à la miro
électronique, les ordinateurs, et les communications à grande vitesse, mais il existe de
nombreuses limites : Entre le temps où les signaux sont transmis aux circuits de puissance et
celui ou l’action est effective - les dispositifs étant mécaniques - existe un petit déphasage.
Autre problème : les dispositifs mécaniques ne peuvent être contrôlés fréquemment car ils
s’usent rapidement .Les différents intervenants dans les systèmes de puissance : ingénieurs,
opérateurs, planificateurs, avec ces limitations en utilisant différentes techniques font
fonctionner le système mais au prix de larges marges d’interventions et de redondances. Ces
limites peuvent conduire à l’utilisation de la technologie des FACTS.
Ces dernières années, les réseaux de transport ont été sollicités de manière importante, et cette
demande ne cessera sans aucun doute d’augmenter. La technologie des FACTS peut résoudre
quelques problèmes, en utilisant les installations existantes mais, on précise que pour les
17
Chapitre II : les dispositifs FACTS
besoins d’expansion, il faudrait construire de nouvelles lignes, ou augmenter la capacité des
lignes existantes et des couloirs sont nécessaires.
II.3 Ecoulement de puissance dans un système AC
Actuellement, beaucoup de structures de transmission sont confrontées aux limitations des
paramètres de réseau. Dans les systèmes de puissance AC, étant donnée le faible stockage
électrique, la production électrique et la charge doivent s’équilibrer à chaque instant.
Si la production est inférieure à la charge, la tension et la fréquence baissent, et par ce moyen
la charge baisse pour égaler la production moins les pertes de transmission. Mais, il n’existe
qu’une faible marge pour une self -régulation. Si la tension est maintenue avec l’apport d’une
puissance réactive, alors la charge va augmenter, la fréquence va diminuer et le réseau va
s’effondrer.
Alternativement, s’il y a une puissance réactive inadéquate, le système peut subir un
effondrement de tension.
Quand la production adéquate est disponible, la puissance active s’écoule des régions en
surplus vers les régions déficitaires, et elle s’écoule à travers tous les chemins parallèles
disponibles qui fréquemment impliquent des lignes extra- haute tension et moyenne tension.
II.3.1 Ecoulement de puissance dans les chemins parallèles
Si on considère un cas très simple d’écoulement de puissance, à travers deux chemins
parallèles, on distingue deux cas :
a- Sans aucun contrôle, l’écoulement de puissance dépend de l’inverse des impédances des
différentes lignes de transmission, en sachant qu’une ligne ayant la plus faible impédance se
surchargera et donc va limiter la charge des autres lignes même si ces dernières ont une
impédance plus élevée, résultat, elles ne seront pas totalement chargée. Il serait inutile
d’augmenter la capacité du courant du chemin surchargé, car ceci diminuera l’impédance.
P=2/3
X
2X
P=1/3
Charge
Charge
Figure n° 2.1 - Ecoulement de puissance dans les chemins parallèles
b- Les chemins sont les mêmes que le cas a, mais l’un deux a une transmission HVDC. Avec
cette transmission, la puissance s’écoule selon les règlements de l’opérateur, car avec les
convertisseurs électroniques, la puissance est contrôlée, et la ligne peut être utilisée jusqu’à la
limite de sa capacité thermique. De plus, une ligne HVDC par sa grande vitesse de contrôle,
peut aider la ligne parallèle de transmission AC afin de maintenir la stabilité (figure n° 2.2).
Ligne HVDC
Figure n°2.2 - Ecoulement de puissance avec ligne HVDC
18
Chapitre II : les dispositifs FACTS
c-Comme alternative, les contrôleurs FACTS sont adéquats dans une ligne de transmiss ion
quelconque. Selon le type de FACTS, on peut contrôler l’impédance, l’angle de phase ou la
tension injectée.
II.3.2 Ecoulement de puissance dans un réseau maillé
Soit la figure n° 2.3: deux générateurs génèrent la puissance à une charge à travers un réseau
de trois lignes dans une connexion maillée. Les lignes AB, BC, AC ont resp des puissances de
1000 MW, 1200 MW et 2000 MW, et des puissances d’urgence double de ces chiffres, pour
une marge de temps suffisante afin de permettre la redistribution de la puissance dans le cas
de la perte d’une de ces lignes. Si l’un des générateurs produits 2000 MW et l’autre 1000
MW : un totale de 3000 MW est délivrée à la charge. Pour les impédances représentées dans
la figure à dessous, ces trois lignes vont supporter 600, 1600 et 1400 MW resp. Cette situation
va surcharger la ligne BC (1600MW). Alors la production doit baisser en B et augmenter en
A. Afin de l’éviter, la puissance s’écoule proportionnellement avec les impédances séries de
la ligne de transmission (90% inductive).
Si, par contre une capacité qui a une réactance de (-5Ω) à la fréquence du synchronisme, est
insérée à une ligne (fig b), ceci réduit l’impédance de la ligne de 10Ω à 5Ω, alors
l’écoulement de la puissance dans ces lignes AB, BC et AC seront 250, 1250 et 1750
MW.resp.
D’où, si les capacités séries sont réglables, alors différents niveaux de puissance peuvent être
obtenus compte tenu des différents paramètres. Cette capacité peut également être modulable
et commutée mécaniquement, mais ceci n’est guère pratique car la charge de ligne varie
continuellement. Autre inconvénient majeur : si la capacité série est contrôlée
mécaniquement, alors sa présence dans la ligne peut conduire à une résonnance subsynchrone (10-50Hz pour un système 60hz). Cette résonnasse se produit quand l’une des
fréquences mécaniques de résonnance de l’arbre de la turbine du générateur coïncide avec
60Hz moins la fréquence de résonance électrique de la capacité avec l’impédance inductive
de la ligne. Si une telle résonance persiste, alors elle va endommager l’arbre.
Alors, si la capacité est contrôlé par thyristor, dans ce cas, elle va varier aussi souvent que
l’on veut. Elle peut être modulée pour amortir rapidement aussi bien toutes condition de
résonances sub-synchrones ainsi que les oscillations basse fréquence de la puissance. Ce qui
permet au système de transmission de passer d’un état d’équilibre statique vers un autre sans
dommages pour les générateurs et d’éviter l’effondrement.
-5Ω
1400 MW
A
C
1400 MW
10 Ω
2000 MW
10 Ω
10 Ω
5Ω
3000 MW
3000 MW
10 Ω
(a)
600 MW
1600 MW
2000MW
5Ω
1250 MW
250 MW
3000 MW
B
(a)
1000 MW
Figure n°2.3 : Ecoulement de puissance dans un
réseau maillé :
(a) : système classique- (b)
19:avec TCSC
B
1000 MW
(b)
Chapitre II : les dispositifs FACTS
II.3.3 Les différents types de compensation [5], [6], [7]
Il existe trois topologies principales de compensation:
-Compensation série
-Compensation shunt
-Compensation universelle
II.3.3.1 Compensation Série
Si le compensateur série est passif, c'est-à-dire un EPC, son action principale est la
modification de l'impédance de ligne.
Ainsi, dans les lignes fortement inductives, on peut réduire l'impédance de la ligne et modifier
la chute de tension appliquée à la charge ou le transit de puissance. A l'inverse, on peut
diminuer le flux de puissance active sur une ligne en la rendant plus inductive par un
compensateur inductif de l'EPC.
Si le compensateur est basé sur l'onduleur de tension, la tension de l'onduleur s'additionne à la
tension du réseau, elle compense ainsi les perturbations agissant sur la tension d'alimentation
de la charge sensible. Le compensateur permet maintes fonctionnalités ou une combinaison de
ces dernières:
-Produire une tension en quadrature avec le courant du réseau, se comportant comme le
compensateur à base d'EPC ; dans ce cas il n'y a, hormis les pertes, pas d'échange de
puissance active.
-Immuniser le réseau aval des creux de tension ou autre perturbation affectant la valeur
efficace de la tension, et ce, en injectant une tension en phase ou en opposition de phase avec
la tension amont ; il peut y avoir dans ce cas échange de puissance à la fois active et réactive.
-Filtrer les harmoniques de tension venant du réseau, il se comporte alors comme un filtre
actif de tension.
En résumé, dans la distribution, ce compensateur sert principalement à aider à la fourniture
d'une énergie de qualité.
P3’ Q3
RESEAU
V1
V2
Charge
E.P
P1, Q1
V
P2,Q2
II.3.3.2 Compensation
Shuntde: co mpensation série par convertisseur d’EP
Figure n° 2.4- Principe
A l'inverse des compensateurs séries, les structures shunt servent principalement à découpler
du réseau, les perturbations venant de diverses charges, évitant ainsi de perturber la tension du
réseau.
Si le compensateur est passif, c'est-à-dire basé sur des EPC, il se comportera comme une
inductance ou un condensateur selon le réglage désiré.
20
Chapitre II : les dispositifs FACTS
La structure peut ainsi servir à régler la tension au nœud de raccordement ou encore à
absorber des courants réactifs provenant de fortes charges fluctuantes (fours à arc par
exemple).
Si le compensateur est basé sur l'onduleur de tension, il peut faire office de source de courant
variable. En plus des fonctionnalités des EPC shunt, ce compensateur peut également être
utilisé comme filtre actif de courant en produisant des courants harmoniques en opposition de
phase avec ceux produits par les charges perturbatrices.
II.3.3.3 Compensation Universelle :
Le compensateur universel est une association des compensateurs série et shunt. Ses
fonctionnalités sont aussi une combinaison de celles des systèmes présentés précédemment.
P1, Q1
RESEAU
P2, Q2
Charge
P3, Q3
I
E.P
Figure n° 2-5
: Principe de compensation shunt par convertisseur d’EP
En général, il est formé de deux onduleurs de tension, l'un en série, l'autre en shunt et
partageant un même bus continu.
P1 ,Q1
P2,Q2
P4, Q4
RESEAU
Charge
I
E.P
V
P3,Q3
EP
Figure n° 2:6- Principe de co mpensation universelle par convertisseur d’EP
21
Chapitre II : les dispositifs FACTS
II.4 Intérêt des FACTS [7]
Le plus intéressant pour les planificateurs de transmission est que la technologie des FACTS
donne de nouvelles opportunités pour contrôler la puissance et augmenter la capacité
existante, comme si on avait ajouté des lignes nouvelles. La possibilité qu’un courant à travers
une ligne puisse être contrôlé à un prix raisonnable permet une large augmentation de la
capacité des lignes existantes.
Les FACTS peuvent ainsi contrôler les paramètres qui en entrent en jeu lors de l’opération de
transmission comme les impédances séries, les impédances shunt, le courant, la tension,
l’angle de phase et l’amortissement des oscillations pour différentes fréquences. Ces
contraintes ne peuvent être palliées par l’apport de plus de souplesse, les contrôleurs FACTS
peuvent permettre à une ligne de transporter une puissance proche de sa puissance thermique
nominale.
La technologie des FACTS n’est pas un contrôleur de haute puissance unique, mais une
panoplie de contrôleurs qui peuvent être appliqués individuellement ou en coordination avec
d’autres, afin de contrôler un ou plusieurs paramètres du système.
Un contrôleur FACTS judicieusement choisi, peut pallier les limitations spécifiques d’une
ligne de transmission.
Enfin, le plus intéressant dans la technologie des FACTS est que le planificateur peut
l’introduire progressivement avec une combinaison d’interrupteurs mécaniques et de FACTS.
II.4.1 La compe nsation s hunt (FACTS parallèle) ‘’ les SVCS ’’ : [8], [9]
II.4.1.1 Introduction :
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 rapide de
la tension et la régulation de la puissance réactive. La puissance réactive totale contrôlée
dans le monde par cet appareil est supérieur à 20000 MVAR.
II.4.1.2 Structure de principe :
La
figure n° 2.6
donne
une représentation
schématique monophasée d’un
compensateur statique. Il est composé d’un condensateur de réactance X C dont la puissance
réactive fournie peut être complètement enclenchée ou complètement déclenchée et d’une
bobine d’inductance de réactance inductive XL dont la puissance réactive absorbée est
commandée entre zéro et sa valeur maximale par des thyristors montés tête-bêche (montage
en antiparallèle) pour assurer des inversions très rapides du courant.
Pour fixer le signe de puissance réactive Q SVC , le compensateur est considéré comme
un commutateur .La puissance réactive Q SV est positive lorsqu’elle est absorbée par le
compensateur (comportement inductif). Le courant d’entrée I est un courant réactif (courant
déwatté). Il est supposé positif lorsqu’il est retardé de 90° par rapport à la tension V SVC. Si
par contre, le compensateur fournit de la puissance réactive (comportement capacitif), cette
dernière est considérée comme étant négative, ainsi que le courant I. Ces relations sont prises
en compte sur la figure n°2.2. Par conséquent, la puissance réactive Q L est positive alors que
QC est négative.
22
Chapitre II : les dispositifs FACTS
QSVC
I
VSVC
QL
QC
XL
XC
Figure n° 2.7 - Représentation schématique monophasée d’un compensateur statique
QSVC
QL
Qind
Q SVC
VSVC
XC
I
Q cap
QC
Partie capacitive
Partie inductive
Figure n°2-8: Exigences posées à la puissance réactive .
23
VSVC  VSVC
X L XC
Chapitre II : les dispositifs FACTS
La puissance réactive Q SVC varie entre une certaine valeur inductive Q ind et une certaine
valeur capacitive Q cap. Avec :
Qcap 
(2.1)
2
Vsvc
XC
On obtient la réactance capacitive X C nécessaire pour le condensateur de la relation :
Qind
2
Vsvc
XL

2
Vsvc
XC

(2.2)
On peut déterminer la réactance XL de la bobine d’inductance.
Les relations (2.1) et (2.2) se rapportent à une phase du compensateur triphasé. Les différents
types de SVC utilisés aujourd’hui peuvent, pour l’essentiel, être divisés en deux catégories :
- Système avec inductances commandées par thyristors avec ou sans condensateur fixe (type
FC/TCR  fixed capacitor/thyristor controlled reactors ).
-Système avec condensateurs couplés par thyristors et inductances commandées par thyristors
(type TSC/TCR  thyristors switched capacitor/thyristors controlled reactors).
II.4.1.3 Compensateur de type TCR ou FC/TCR : [10], [11]
Ce compensateur est principalement constitué par une batterie de condensateurs et un
absorbeur réactif. La batterie de condensateurs est dimensionnée pour fournir une puissance
réactive fixe Q C dont le rôle est de relever le facteur de puissance de l’installation à la valeur
désirée.
L’absorbeur de réactif comprend une inductance alimentée à travers un gradateur constitué de
deux thyristors montés en tête-bêche.
L’absorbeur prélève une puissance réactive variable Q L qui permet de compenser les
perturbations causées par la charge Q ch (figure n° 2.8).
Le courant qui circule dans l’inductance est réglé de façon continue par le thyristor. Ce
réglage s’effectue en jouant sur l’angle de retard à l’amorçage  qui est compris entre 90°
(QLmax ) et 180° (Q Lmin ).
QC
Q ch

Source
C
charge
QL
L
Figure n° 2.9 - schéma de principe d’un FC/TCR.
24
Chapitre II : les dispositifs FACTS
 est l’angle de retard à l’amorçage (angle entre le passage par zéro de la tension composée et
l’amorçage) et 2 l’angle de conduction donné par  =  -  (090°). L’inductance L et
son interrupteur sont alors équivalents à une inductance classique de valeur
L  
L
2 sin 2 ,
en exprimant 2 en radians.
La susceptance :
sin 2 2
 L .
(2-3)
sin2  2 2  2 
.
 L
(2-4)
L   
L 
Avec :
Lmax  1
L
 2
   
Pour
2
Lmin  0
et
pour
 
La puissance réactive du banc d’inductance est :
QL 
2
2
2 sin 2  3VSVC
3VSVC
  2 sin 2 QLmax



.
 L( )


 L 
(2-5)
II.4.1.4 Compensateur de type TCR/TSC :
Ce compensateur est une association de réactance réglable et de gradins de condensateurs
(figure n° 2.9) couplés par thyristors.
Ligne
Transformateur abaisseur
Commutateur à thyristors
Régulateur à thyristors
Capacité
Self
Figure n° 2.10- Schéma de principe d’un TCR/TSC.
Ce type de compensateur est apparu pour répondre à des besoins de l’industrie, de
stabilisation de tension quand elle était rendue fortement variable du fait de charges très
fluctuantes telles que les fours à arc.
25
Chapitre II : les dispositifs FACTS
Le principe général consiste à compenser le plus exactement possible les variations de
puissance réactive de la charge par une puissance réactive variant dans un sens opposé,
par une bobine d’inductance dont le courant est réglé par gradateur.
Un banc de condensateurs complète le dispositif et permet d’ajuster le réactif absorbé
par l’ensemble charge+ compensateur.
Remarque :
Les applications des SVC S dans les réseaux à haute tension exigent un transformateur
abaisseur pour l’adaptation aux caractéristiques des soupapes à thyristors.
II.4.1.5 Régulation des SVCS : [12], [13]
Le compensateur statique a gagné sa place ferme dans les réseaux électriques pour
la régulation rapide de la puissance réactive et la régulation dynamique de la tension.
Circuit de réglage d’un SVC :
Le schéma de principe des circuits de réglage d’un compensateur statique de puissance
réactive est représenté dans la figure n° 2.10 :
Figure n° 2.11- Schéma de principe des circu its de réglage d’un SVC.
Le variateur de courant est commandé par le dispositif de commande de gâchette.
Le
signal de commande Vcm provient du régulateur de puissance réactive RQ. La valeur
réelle Q SVC est formée en multipliant les tensions composées avec les courants de phases
correspondants et en additionnant ces trois produits Les tensions et les courants sont mesurés
respectivement par les transformateurs de tension et les transformateurs de courant.
Cette mesure se fait sur la barre de connexion avec le réseau de transmission à haute tension.
26
Chapitre II : les dispositifs FACTS
La grandeur de consigne Q C pour la puissance réactive provient du régulateur de
tension superposé. Ce dernier règle la tension V SVC sur la consigne Vref. La tension V SVC est
corrigée par l’intermédiaire du bloc 1 en fonction de la puissance réactive Q SVC afin
d’obtenir une caractéristique de réglage légèrement inclinée.
Le compensateur statique est devenu un équipement de grande importance grâce aux
avantages résultant de son utilisation dans les réseaux de transport et de distribution
d’électricité ainsi que dans les réseaux industriels. En ce qui concerne son utilisation dans les
réseaux de transport et de distribution, il améliore la stabilité des réseaux et le comportement
de la tension, limite les pertes en lignes par la réduction du transport de la puissance réactive
et accroître la capacité de transport.
Pour les réseaux industriels qui sont caractérisé par des fortes et rapides fluctuations de
l’énergie réactive, il réduit les influences perturbatrices telles que l’effet de papillotement et
les fortes baisses de tension.
Le compensateur a de bonnes performances dynamiques (temps de réponse de quelques
sixièmes de secondes).
Il est cependant, un appareil onéreux tant en investissement qu’en exploitation, en raison des
pertes dont il est le siège.
De plus de tels appareils créent des harmoniques dont il faut se prémunir par insta llation des
filtres. [14], [15]
II.4.3 La compe nsation série (FACTS séries) « les TCSCs »
II.4.3.1 Introduction
La compensation série commutée par thyristors (TCSC S : thyristors-Controlled Series
Compensator) est un FACTS série, utilisé dans le résea u sous forme d’éléments variables et
réglables très rapidement au moyen des thyristors. Il sert surtout à répartir des flux de
puissance entre les lignes parallèles et améliorer la stabilité transitoire d’alternateurs, en
modifiant la réactance globale de la ligne où il est installé.
II.4.3.2 Structure de principe :
La figure n° 2-12 donne une représentation schématique d’un circuit de compensateur série
commuté par thyristor.
Disjoncteur
MOR
xs
Th1
Courant de ligne
Ls
Th2
Figure n° 2-12 - Représentation schématique d’un TCSC
Xs : réactance de la capacité série
Ls : inductance série.
Le circuit est composé d’une capacité série montée en parallèle avec une bobine d’inductance
dont la réactance est commandée par des thyristors montés tête-bêche. Le circuit comprend
aussi un dispositif de protection pour shunter le compensate ur pendant les seuls instants où la
surtension dépasse le niveau acceptable pour les condensateurs. Ce dispositif de protection est
27
Chapitre II : les dispositifs FACTS
une résistance non linéaire à oxyde de Zinc (Zn O), dénommé aussi varistance ou MOR (Metal
Oxyde Resistor). Le circuit est shunté par un disjoncteur.
Les différents types de compensateur série utilisés aujourd’hui peuvent pour l’essentiel être
divisés en trois catégories de base :
- Système avec condensateurs raccordés à demeure et inductances réglées par thyristors
(FC/TCR  Fixed Capacitors/Thyristor-controlled Reactor) (Figure n°2.12).
- Système avec condensateurs enclenchés par thyristors et inductances réglées par thyristors
(TSC/TCR  Thyristor-Swiched Capacitors/Thyristor-Controlled Reactor) (Figure n°2.13).
Système avec condensateurs enclenchés par thyristors (TSC  Thyristor-Swiched
Capacitors) (Figure n° 2.15).
C
CT CF
Ligne de transmission
TCR
PT
Contrôle
Valeurs de références,
entrées du bloc de
contrôle
Figure n° 2-13 - Compensateur série type FC/TC
II.4.3 Mode de fonctionnement :
Le module TCSC représenté par la figure n° 2.13, comporte trois modes de fonctionnement.
En mode « thyristors bloqués », son impédance est une réactance capacitive (figure n° 2.16).
Le second mode est le mode « « thyristors court-circuités », l’impédance équivalente est
faible et inductive car la totalité du courant de ligne circule à travers la branche thyristors
(figure n° 2.17). Le dernier mode est basé sur la conduction partielle des thyristors, c’est à
dire si le thyristor Th1 est amorcé, Th2 est bloqué et vice-versa.
Quand Th1 conduit, l’impédance équivalente est inductive (figure n° 2.18). Si Th2 est amorcé,
l’impédance équivalente est capacitive (figure n° 2.19).
28
Chapitre II : les dispositifs FACTS
C1
CT CF
C2
Cn
Ligne de transmission
PT
Valeurs de
références,
entrées du bloc
de contrôle
Contrôle
Figure n° 2-14 - Compensateur série type TSC/TCR
C1
CT
C2
Cn
CF
PT
Contrôle
Figure n° 2.15 - Compensateur série type TSC
29
Valeurs de
références,
entrées du bloc
Chapitre II : les dispositifs FACTS
Ligne
Th1
Th2
Figure n° 2.16 - Mode de fonctionnement « Thyristors bloqués »
Th1
Th2
Figure n° 2.17- Mode de fonctionnement « Thyristors court-circuités »
Th1
Th2
Figure n° 2-18- Mode de fonctionnement avec Th1 amorcé .
Th1
Th2
Figure n° 2.19- Mode de fonctionnement avec Th2 amorcé
30
Chapitre II : les dispositifs FACTS
II.4.3.3 : Régulation des TCSCS :
La stratégie de régulation est illustrée par la figure n° 2.20.
Xs
Ligne de transmission
Ls
Pkm
P* km
Circuit
Contrôle de
puissance
D’amorçage de
puissance
thyristors.
Figure n° 2.20- Structure générale d’une régulation d’un TCSC
Le schéma bloc du système de régulation comprend :
-Un régulateur dynamique de puissance qui est un régulateur P.I.
-Un circuit d’amorçage des thyristors.
Les TCSC S sont utilisés principalement pour permettre une importante augmentation de la
charge dans les réseaux oû ils sont installés. Ils ont cependant d’autre avantages comme la
réduction de pertes et le recul des limites de stabilité. L’amélioration des caractéristiques du
réseau peut être spectaculaire.
L’installation des TCSC S, en augmentant la capacité de transport, est une façon économique
de concevoir l’évolution du réseau. Rappelons que le TCSC, système statique par nature, ne
demande que peu d’entretien.Ils sont cependant le siège de pertes électriques. Ils créent aussi
des harmoniques qui peuvent provoquer de graves problèmes. Il faut en tenir compte lors de
régulation.
II.4.4 PRINCIPE DE FONCTIONNEMENT ET MODELISATION D’UN UPFC
II.4.4.1 Introduction
L'UPFC (Unified Power Flow Controller), appelé aussi Déphaseur Régulateur Universel
(DRU) est le plus puissant des dispositifs FACTS. [16], [17], [18]
L'originalité de ce compensateur est de pouvoir contrôler les trois paramètres associés au
transit de puissance dans une ligne électrique:
 La tension,
 L'impédance de ligne,
 Le déphasage des tensions aux extrémités de la ligne.
L'UPFC permet à la fois le contrôle de la puissance active et celui de la tension de ligne.
31
Chapitre II : les dispositifs FACTS
En principe, l'UPFC est capable d'accomplir les fonctions des autres dispositifs FACTS à
savoir le réglage de la tension, la répartition de flux énergétique, l'amélioration de la stabilité
et l'atténuation des oscillations de puissance.
L'énorme avantage de l'UPFC est la flexibilité qu'il offre en permettant le contrôle de la
tension, de l'angle de transport et de l'impédance de la ligne en un seul dispositif comprenant
seulement deux onduleurs de tension triphasés.
De plus, il peut basculer de l'une à l'autre de ces fonctions de façon instantanée, en changeant
la commande de ses onduleurs; ce qui permet de pouvoir faire face à des défauts ou à des
modifications du réseau en privilégiant temporairement l'une des fonctions.
Figure n° 2.21 - Schéma de base de l’UPFC
L’onduleur no 1 est utilisé à travers la liaison continue pour fournir la puissance active
nécessaire à l'onduleur no 2. Il réalise aussi la fonction de compensation d'énergie réactive
puisqu'il peut fournir ou absorber de la puissance réactive, au réseau. L'onduleur no 2 injecte
la tension Vb et fournit les puissances actives et réactives nécessaires à la compensation série.
Il pourra alterner différentes fonctions : par exemple, la fonction shunt pourra être utilisée
pour soutenir la tension pendant que la partie série pourra être utilisée afin d'amortir les
oscillations de puissances.
Du point de vue technologique et contrôle/commande, on classe généralement les systèmes de
compensation d’Electronique de Puissance en deux groupes :
Les systèmes basés sur des convertisseurs statiques (en pratique, dans la plupart des
applications le convertisseur utilisé est l’Onduleur de tension).
Les systèmes basés sur des éléments passifs commutés par des interrupteurs électroniques (le
gradateur par exemple).
II.4.4.2 Principe de fonctionne ment de l'UPFC
Le dispositif UPFC est constitué de deux onduleurs de tension triphasés à thyristors GTO,
l’un connecté en parallèle au réseau par l'intermédiaire d'un transformateur triphasé et l'autre
connecté en série avec le réseau via trois transformateurs monophasés dont les primaires sont
reliés entre eux en étoile.
32
Chapitre II : les dispositifs FACTS
Les onduleurs de tension sont interconnectés par un bus continu et par un condensateur de
filtrage (figure n° 2-2).
L'onduleur série injecte une tension à la même fréquence que celle du réseau et dont
l'amplitude et la phase sont ajustables. Ce réglage d'amplitude et de phase permet d'obtenir
trois modes de fonctionnement de la partie série:
-Contrôle de tension : La tension injectée est en phase avec celle du coté S.
-Contrôle de l'impédance : La tension injectée est en quadrature avec le courant de ligne. Ce
mode permet de faire varier l'impédance de la ligne comme un compensateur série.
-Contrôle de phase : L'amplitude et la phase de la tension injectée sont calculées de manière à
obtenir le même module de la tension avant et après l'UPFC.
Figure n° 2-22 - UPFC connecté au réseau
Le but principal de ces trois modes de fonctionnement, est le contrôle des puissances : active
et réactive qui transitent dans la ligne.
De plus, l’UPFC est capable de combiner les différentes compensations et de basculer d’un
mode de fonctionnement à un autre.
La partie shunt peut être utilisée afin de compenser la puissance réactive pour le maintien du
plan de tension au nœud S et éventuellement fournir de la puissance active injectée dans le
réseau par la partie série.
L’étude du comportement des systèmes et la synthèse des lois de commande nécessitent la
construction de modèles adéquats.
33
Chapitre II : les dispositifs FACTS
II.4.4.3 Modélisation de la partie shunt « STATCOM » [19], [20],[21]
La structure triphasée de la partie shunt de l’UPFC (nommée STATCOM), est utilisée pour
simplifier les calculs. Nous considérons les valeurs en grandeurs réduites et ainsi nous
n’avons plus besoin du rapport de transformation du transformateur shunt. L’onduleur est
modélisé par des interrupteurs idéaux en série avec la résistance R représentant les pertes par
conduction.
Le réseau électrique est représenté par les trois tensions simples (Va, Vb, Vc), celles au point
de raccordement de la partie shunt. Chaque capacité est en parallèle avec une résistance qui
représente ses pertes.
T1-T6 :
Interrupteurs idéaux
Figure n° 2.23 - Schéma simp lifié du STATCOM (part ie parallèle de l’UPFC) connecté au réseau.
R:
Va , vb, vc :
ish-a, ish-b, ish-c:
Vsh-a, vsh-b, vs h-c:
VDC :
IDC
Psh-AC :
Psh-DC :
Rsh :
Lsh :
Résistance de perte par conduction.
Tensions simples du réseau.
Courants des trois bras coté alternatif.
Tensions des trois bras coté alternatif.
Tension aux bornes du condensateur.
Courant aux bornes du condensateur.
Puissance active coté alternatif.
Puissance actine coté continu.
Résistance du transformateur.
Inductance de fuite.
La relation entre les courants et tensions coté alternatif, est donnée par :
Lsh
dish a
 Rsh ish a  Va  Vsh a
dt
(2.11)
Considérons u1 , u2 , u3 les fonctions de commutation des trois bras de l’onduleur, définies
comme suit :
34
Chapitre II : les dispositifs FACTS
Pour k є 1,2,3
uk  1 si Tk est fermé et Tk 3 est ouvert
uk  1 si Tk est ouvert et Tk 3 est fermé
De ce fait, la tension Vsh a s’écrit sous la forme suivante :
Vsh a  Rish a  u k
Ainsi,
Lsh
en
VDC
2
(2.12)
remplaçant
(2-11)
dans
(2-12),
nous
dish a
V
 Rsh ish a  Va  Rish a  u k DC
dt
2
obtenons :
(2.13)
Cette
équation
peut
être
représentée
i sh  a 
i sh  a 
V a 
u 1 
 Rsh  R  
d 
1  
1   VDC


i sh b  
i sh b   L Vb   L u 2  2
dt 
Lsh
sh
sh
i sh c 
i sh c 
Vc 
u 3 
sous
forme
matricielle :
(2.14)
Les équations suivantes donnent la relation d’état coté continu :
V
1 dV
i DC  C1 dc  DC
2
dt
2 R1
(2.15)
où C1  C2  2C et R1  R2  0.5Rc
Donc, nous pouvons écrire :
dVDC i DC VDC


dt
C Rc .C
(2.16)
Pour calculer le courant i sh  DC considérons ( a i ) la fonction de commande de l’interrupteur
Ti ; i є 1,2,3,4,5,6. Cette fonction prend la valeur 1 lorsque l’interrupteur est fermé et
s’annule quand il est ouvert.
De ce fait, le courant i sh  DC en alternance positive s’exprime comme suit :
ish DC  a1ish a  a2ish b  a3ish c
(2.17)
Pour l’alternance négative, le courant i sh  DC est donné par l’expression :
ish DC  a4ish a  a5ish b  a6ish c

(2.18)
La somme des équations (2.16) et (I2.17) donne :
2.ish DC  a1  a4 i sh a  a2  a5 ish b  a3  a6 ish c
(2.19)
Or, les fonctions a i et a i  3 sont complémentaires, d’où ui  ai  ai 3 ; ainsi l’expression
finale reliant le courant continu aux courants alternatifs est la suivante :
35
Chapitre II : les dispositifs FACTS
i sh  DC
i sh  a 


1

 u1 u 2 u 3  iish b 


2
i sh c 


(2.20)
La puissance active, du coté alternatif s’écrit :
Psh  AC  i sh  a i sh b
v sh  a 
u1 
V


2
2
2
i sh c v sh b   Rish  a  Rish b  Rish c  i sh  a i sh b i sh c  u 2  DC (2.21)
2
v sh c 
u 3 
La puissance fournie aux condensateurs par la partie shunt s’écrit :
Psh  DC  i sh  DC VDC
i sh  a 
V
 u1 u 2 u 3 i sh b  DC
2
i sh c 


(2.22)
Remarque : Pour la partie shunt, la puissance active fournie coté alternatif est égale à la
puissance active absorbée coté continu plus les pertes de l’onduleur.
II.4.4.4 Modélisation de la partie série « SSSC »
La structure de cette partie est identique à celle de la partie shunt. Le bus de tension continu
est le même.
Du coté alternatif, le transformateur de liaison est représenté par trois transformateurs
monophasés élévateurs. Les inductances de fuite et les résistances des transformateurs sont
notées Lse et Rse.
Les résultats obtenus sont similaires à ceux de la partie parallèle :
i se  a 
i se  a 
Va 
 w1 
 Rse  R  
d 
1   1   V DC


i se b  
(2.23)
i se b   L Vb   L  w2  2
dt 
Lse
se
se
i se c 
i se c 
Vc 
 w3 
Avec :
wk  1 si S k est fermé et S k 3 est ouvert
wk  1 si S k est ouvert et S k 3 est fermé
36
Chapitre II : les dispositifs FACTS
Figure n° 2.24 - Schéma simplifié du SSSC (partie série de l’UPFC) connecté au réseau.
Pour k є 1,2,3
De la même façon que pour la partie shunt, la relation entre le courant continu i se  DC et les
courants alternatifs ( i s  a , i s b , i s c ) s’exprime ainsi :
i se  a 
1
i se  DC  w1 w2 w3  i se b 
2
i se c 
La puissance active du coté alternatif, Pse  AC s’écrit :
v se  a 
 w1 
V


2
2
2
Pse  AC  i se  a i se b i se c  v se b   Rise  a  Rise b  Rise c  i se  a i se b i se c   w2  DC
2
v se c 
 w3 
La puissance fournie aux condensateurs, Pse DC par la partie série est :
Pse  DC  i se  DC V DC
i se  a 
V
 w1 w2 w3  i se b  DC
2
i se c 
(2.24)
(2.25)
(2.26)
Remarque : Dans l’hypothèse où les condensateurs et les onduleurs ne consomment pas de
puissance active (R1 ,R2 sont très grandes et R très petite),alors la puissance active fournie par
la partie parallèle est absorbée par la partie série.
S1 -S6 : Interrupteurs idéaux.
Ise-a, ise-b, ise-c : Courants des trois bras coté alternatif de la partie série.
Vse-a, vse-b, vse-c: Tensions des trois bras coté alternatif de la partie série.
Ish-DC :
Courant continu venant de la partie shunt.
Ise-DC :
Courant continu venant de la partie série.
37
Chapitre II : les dispositifs FACTS
II.4.5 Contrôle-Commande de l’UPFC
La commande d’un système d’Electronique de puissance consiste à envoyer des ordres
d’amorçage et de blocage aux semi-conducteurs commandés. Ces instants sont déterminés
par une ou plusieurs boucles de commande externes ; il existe donc une hiérarchisation des
niveaux de commande.
La commande de premier niveau est dite «commande rapprochée », elle détermine les instants
où il faut envoyer ces ordres en fonction d’onde de référence qui correspondent généralement
aux tensions et aux courants qu’on veut imposer à la sortie du dispositif.
Les ondes de référence sont générées par «la commande éloignée » à partir des signaux de
référence et des mesures.
Dans le cas des compensateurs basés sur des EPC, la commande principale calcule
l’impédance fondamentale que l’on veut appliquer au réseau pour effectuer la compensation
souhaitée, et la commande rapprochée se chargera de déterminer les angles d’amorçage et
l’état des différents interrupteurs pour l’obtenir.
Concernant les compensateurs basés sur l’onduleur de tension, la démarche peut être
beaucoup plus complexe. De leur capacité de générer de courants/tensions sinusoïdaux et
d’injecter tant de puissance active comme réactive, se dérive une commande relativement
complexe.
Ainsi, le cœur de la commande sera toujours la commande rapprochée qui déterminera les
instants d’ouverture et de fermeture des interrupteurs.
La commande de l’UPFC se fait par la commande des onduleurs de tension ; et pour
commander un onduleur de tension, on procède soit par hystérésis, soit par commande par
MLI. L’objectif de cette commande appliquée aux compensateurs, est de déterminer les
instants d’ouverture et de fermeture des interrupteurs de façon à obtenir une tension de sortie,
coté alternatif, qui suit le lus fidèlement possible la consigne (pas forcement sinusoïdale) en
minimisant ses harmoniques non désirés (harmoniques de commutation), et ce, en optimisant
l’amplitude pour une tension donnée du bus continu.
Le choix du type de commande rapprochée dépend essentiellement de deux paramètres :
-Les caractéristiques souhaitées de la tension de sortie (distorsion admissible, spectre basse
fréquence souhaitée, etc.)
-La fréquence de découpage des semi-conducteurs utilisables à la puissance de l’application.
II.4.5.1 Commande en MLI (commande en tension)
La méthode basée sur la MLI met en œuvre un régulateur qui, à partir de l’écart entre le
courant et sa référence, détermine la tension de référence de l’onduleur (modulatrice). Cette
dernière est ensuite comparée avec un signal en dent de scie à fréquence élevée (porteuse). La
sortie du compensateur fournit l’ordre de commande des interrupteurs.
Cette commande consiste à adopter une fréquence de commutation (fm ) suffis
Figure n° 2.13 - Contrôle de courant par M LI.
Cette commande consiste à adopter une fréquence de commutation (fm ) suffisamment élevée
38
Chapitre II : les dispositifs FACTS
par rapport à la fréquence maximum du signal de sortie souhaité (xréf), et de reproduire la
valeur moyenne de ce signal à chaque période de commutation en jouant sur la durée
d’application des tensions positives et négatives par rapport au point milieu du bus continu
(vkN ). La méthode classique pour déterminer les instants des interrupteurs est la MLI
intersective.
Elle se base sur la compensation d’une onde de modulation (fm ) chargée d’imposer des
périodes de modulation, avec une onde de référence (xréf), qui représente la tension de sortie
souhaitée (qui peut être sinusoïdale ou non en fonction de l’application). Le signal de
commutation (xcom ) est déterminé à partir de l’intersection de ces deux signaux.
Dans le cas de l’onduleur triphasé, on aura trois signaux de référence (un pour chaque bras de
l’onduleur).
x réf
xm
x com
Figure n° 2.14- Détermination des instants de commutation dans le cas d’une MLI Intersective
II-4-5-2 : Commande par hystérésis
Le principe de contrôle des courants par hystérésis consiste à maintenir chacun des courants
générés dans une bande enveloppant les courants de référence. Chaque violation de cette
bande donne un ordre de commutation.
La différence entre le courant de référence et celui mesuré est appliquée à l’entrée d’un
comparateur à hystérésis dont la sortie fournit directement l’ordre de commande des
interrupteurs du bras correspondant de l‘onduleur.
En pratique, on utilise la technique suivante :
Figure n° 2.15 -Contrôle de courant par hystérésis
39
Chapitre II : les dispositifs FACTS
Remarque: La simplicité de la mise en œuvre de cette stratégie est son avantage, tandis que
la fréquence de commutation variable peut être son inconvénient. On peut y remédier par une
autre version de contrôle par hystérésis avec une fréquence de commutation fixe.
La rapidité du contrôle par hystérésis à réagir au changement brusque de référence, donne des
performances dynamiques et statiques meilleures. Malgré ces avantages, la commande en
MLI est la mieux appropriée pour l’UPFC car ce dernier commande de fortes puissances et a
besoin d’une fréquence fixe pour les commutations.
II-5 Conclusion
Dans ce chapitre, nous avons présenté en détail les différents dispositifs FACTS en insistant
sur deux types en particulier : le SVC et l’UPFC. Le premier parce qu’il est le plus utilisé
dans le monde et, qu’il existe trois placés en Algérie, et le deuxième parce que de tous les
dispositifs FACTS c’est le plus performant, notamment lors des interconnexions entre réseaux
de paramètres différents.
Les dispositifs FACTS sont insérés dans un réseau pour satisfaire plusieurs besoins, tels que
la répartition des puissances, et la compensation de puissance réactive, ou réaliser des
fonctions auxiliaires, comme l’amortissement des oscillations.
Avec l’avènement des dispositifs FACTS, les compagnies d’électricité sont aujourd’hui
capables de bien mieux maîtriser la répartition des puissances, ce qui revêt une importance
particulière dans le contexte actuel d’accroissement de la demande et d’émergence des
marchés de négoce d’électricité.
Le tableau suivant est un récapitulatif des principaux dispositifs vus précédemment et leurs
différentes performance :
Tableau n° 2.1 - performances des principaux FACTS
Contrôle du load
flow
Contrôle de la
tension
SVC
STATCOM
TCSC
UPFC
: Performance moyenne
: Bonne performance
: Excellente performance
40
Stabilité
transitoire
Stabilité
dynamique
Chapitre III
La technologie HVDC
Chapitre III : La technologie HVDC
III.1 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. [22],[23],[24]
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 so usmarin, 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.
III.2 Historique [25]
C’est en 1882, que le premier HVDC a été installé sur un tronçon de 57 km entre Miesbach et
Munich avec une tension de 1.4 kV. Puis , c’est entre 1890 et 1910, que l’utilisation de
HVDC est devenue prospère et a été installé sur différentes installations de 70 à 200 km avec
des tensions de 6 à 60 kV et des puissances inférieures ou égales à 4.5 MW. Son utilisation
servait surtout pour l’alimentation des machines tournantes.
On assiste toujours à l’évolution du HVDC et entre 1935 et 1944, sont placées différentes
installations B2B & LDT sur des trançons de 30 km à proximité de Hanover à Henningsdorf,
Wettingen-Zurich et Berlin; avec des tension de 50 à 100 kV avec des puissa nces de l’ordre
de 1.5 - 40 MW.
Le premier câble HVDC commercial a été installé en 1945 sur une distance de 115 km, Power
Station Elbe/Elektrowerke AG-Bewag/Berlin, avec des tensions ± 200 kV et des puissances
avoisinantes les 60 MW. Après la fin de la deuxième guerre mondiale, la technologie a été
transférée en URSS. C’est en 1951, qu’ été conçu la première installation Prototype entre
Kashira et Moscou avec une tension de 200 kV et une puissance de 30 MW.
42
Chapitre III : La technologie HVDC
C’est en 1954 que le premier projet commercial pour un système HVDC par câble sous marin
a été réalisé et reliant la Suède à l’île de Gotland sur une distance de 100 km et véhiculant
une puissance de 20MW sous une tension de 100 kV. 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
fonctionnent 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.
En 1961, une ligne de  100KV ,160MW entre la France et l’Angleterre a été installée. Ce
projet a permis de révéler 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.
C’est en 1970, que l’installation Pacific Intertie entre Columbia River et Los Angeles a été
réalisée sur une distance de 1350 km, une tension de ± 400 kV et un e puissance de 1440
MW. C’est des installations à thyristors: C’est la première ligne HVDC conçue pour être
intégrée dans un réseau AC. Le problème majeur a été de tro uver 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. La même année, des
groupes convertisseurs à base de thyristors ont renforcé la liaison de Suède-Gotland de
tension 150 kV et de puissance de 30 MW.
Vers la fin des années 70, a été réalisé des systèmes dos à dos pour les connexions entre le
Texas et les états adjacents pour des puissances de 100 à 200MW. En 1977, le 1er thyristor
LDT dans le monde avec OHL a été utilisé des les connexions entre le Mozambique- la
République Sud Afrique ( Songo-Johannesburg) sur une distance 1500 km avec des tensions
de ± 533 kV et des puissances de 1920 MW.
Dans les années 80, une nouvelle technologie a été réalisée, utilisant la transmission des
systèmes à terminaux multiples, comme pour par exemple, le câble sous- marin reliant l’Italie
à la Sardaigne.
III.3Etat de l’art [26]
D’après les informations recueillies, il existe environ 80000 MW de capacité de transmission
HVDC dans le monde en incluant les projets en cours de réalisation.
III.3.1 La transmission Québec-New England
Ce projet est la première transmission multi terminaux dans le monde. La puissance est
produite dans la centrale hydraulique « La Grande II », elle est convertie en DC dans la
station de conversion de « Radisson », et transmise à travers un système multi terminaux aux
différents centres de charges situés à Montréal et Boston.
III.3.2 Chateauguay
Le projet HVDC de Chateauguay lie la majeure partie du Québec dans la région de Montréal,
avec la majeure partie est par une ligne 120KV.Cete ligne relie également avec deux filtres,
deux SVC liés a une source génératrice sise a Beauharnois, et des transformateurs élévateurs à
765KV, reliés avec le réseau newyorkais.
43
Chapitre III : La technologie HVDC
III.3.3 Fenno-Skan
Cette liaison HVDC relie la Suède à la Finlande et transmet une puissance de 800MW à
travers des câbles sous- marins de 200 km. De part et d’autres, des câbles DC aériens de
respectivement de 33km et 70km reliant les extrémités des stations de conversion des deux
parties.
III.3.4 Grèce-Italie
Ce système HVDC a une puissance de 500MW pour une tension DC de 400KV. Les stations
de conversion sont situées dans le sud-est de l’Italie et dans le nord-ouest de la Grèce. Les
deux stations sont interconnectées par 40km de câble sousterrain en Italie, de 160km de câble
sous- marin à travers la mer adriatique, et 110km de câble aérien dans la partie grecque. Ce
projet est le premier du genre dans l’union Européenne.
III.4 Principe de transmission par HVDC [27], [28]
Une transmission HVDC (High Voltage Direct Curent) permet de relier deux réseaux voisins,
qui possèdent des paramètres électriques incompatibles (fréquence, tension…).(Figure n° 3.1)
Ligne DC
Système1
Système 2
Figure n° 3.1 : transmission HVDC
La transmission HVDC peut se faire de trois façons
a- Par câbles sous-marins
En AC, dés que la distance dépasse une certaine limite, le câble ne peut plus transporter la
quantité de puissance active désirée, il faudrait alors introduire des inductances shunt tous les
15-20km.
En DC, la distance ne pose pas de problèmes techniques. En outre, le coût des câbles DC est
inférieur à celui des câbles AC. En général, la distance entre les deux systèmes varie entre 10
et 800km. On peut donc résumer les avantages de la transmission par câbles sous-marins dans
les points suivants :
+ Pas de puissance réactive sur la ligne.
+ L’écoulement de l’énergie est totalement contrôlable.
+Pas de contribution à la puissance de court-circuit des réseaux AC existants.
b-Par câbles aériens
Dans ce genre de transmission, il faudrait une assez grande distance (environs 1000km) pour
pouvoir amortir l’investissement des équipements. Dans ce cas, l’avènement des FACTS a
favorisé les transmissions en AC dans le sens où ces dispositifs peuvent se substituer à la
construction de nouvelles lignes, et contribuent à l’amélioration du transit de puissance.
c- Par câbles souterrains
Notons que cette dernière catégorie n’est guère utilisée pour les longues distances vu le coût
exorbitant aussi bien des câbles que leurs installations.
La meilleure option parmi les trois citées reste la transmission par câbles sous- marins. Il
existe alors deux configurations possibles :
- Configuration mono polaire (figure n°3.2.a)
44
Chapitre III : La technologie HVDC
Elle comporte une seule ligne HV. Elle peut transmettre jusqu’à 1500MW.
-Configuration bipolaire (figure 3.2.b)
Deux lignes DC sont en parallèle.
DC line
DC line
Figure n°3.2.a -configuration mono polaire
Figure n° 3.2.b - Configuration bipolaire
III.5 Systèmes de contrôle par HVDC [29], [30]
Les objectifs fondamentaux de contrôle par HVDC sont :
- Contrôler les grandeurs essentielles telles que : le courant de ligne, la tension DC.
- Maintenir une marge de commutation adéquate lors de l’opération « inverseur » de telle
façon à ce que les gâchettes des thyristors puissent recouvrir leur capacité de blocage après la
conduction.
- Contrôler les quantités de haut niveau comme la fréquence dans le mode isolé, et amortir les
oscillations pour aider à la stabilisation du réseau AC.
- Compenser la perte d’un générateur, ou d’un circuit de transmission AC par le réajustement
rapide de la puissance.
- Assurer un fonctionnement stable même en présence de perturbations dans le système.
- Minimiser les pertes dans le système, et la consommation de l’énergie réactive dans le
convertisseur.
- Retour rapide à l’état stable après les fautes et les perturbations.
- Dans la transmission HVDC, une extrémité impose le niveau de la tension DC, tandis que
l’autre extrémité régule le courant continu.
III.5.1 Les éléments principaux d’un système de transmission HVDC
Le processus fondamental qui régit le fonctionnement du bloc HVDC est la conversion
AC/DC à la première extrémité de la ligne et la reconversion DC/AC à l’autre extrémité de la
ligne. Il existe trois procédés pour mettre au point cette conversion :
- Les convertisseurs à commutation naturelle
Ce sont les plus utilises actuellement. Ils se basent sur les thyristors qui sont des composants à
semi-conducteurs capables de supporter de très forts courants d’environ 4000A et de bloquer
des tensions jusqu’a 10KV. La gâchette peut fonctionner à des fréquences de 50 à 60Hz, et
avec un contrôle adéquat de l’angle d’amorçage. On peut contrôler et varier le niveau de
tension DC du pont.
45
Chapitre III : La technologie HVDC
- Les convertisseurs commutés par capacité (CCC)
Des capacités sont insérées entre les transformateurs du convertisseur et la gâchette du
thyristor. Ce procédé permet d’améliorer les performances de commutation quand les
convertisseurs sont relies a des réseaux faibles.
- Les convertisseurs a commutation forcée
Ce type de convertisseurs a introduit beaucoup d’avantages : alimentation de réseau sans
source génératrice, contrôle indépendant de la puissance active et réactive et amélioration de
la qualité de la tension. Ces convertisseurs sont équipés de semi-conducteurs commandables à
l’ouverture et la fermeture. Ce sont les VSC (voltage source converters). Ils utilisent deux
types de semi-conducteurs : les GTO et les IGBT. Ces convertisseurs commutent avec une
fréquence élevée, et sont contrôlés par la technique PWM.
Les stations de conversion sont identiques de part et d’autres et elles comportent
principalement des ponts de thyristors. Leur construction dépend de l’application et du
constructeur. Mais, en général, ils sont construits en ponts de 12. Toutes les communications
entre l’équipement de contrôle sont reliées à la terre et les thyristors qui sont à un potentiel
élevé se font par fibre optique.
III.5.2 HVDC dans l’inte rconnexion des réseaux électriques
Les dispositifs HVDC peuvent offrir de nombreux avantages lors du contrôle de la puissance
active, ainsi que pour augmenter la capacité de transfert.
Des contrôles auxiliaires spéciaux doivent être ajoutes aux HVDC afin de faire modifier la
sortie suivant les événements survenant au système. Ce genre de contrôle est varié comme par
exemple : la régulation de la fréquence, l’amortissement des oscillations ...
III.5.2.1 Etudes techniques [31]
Avant toute chose, des études préliminaires de faisabilité sont requises afin de déterminer les
paramètres du système. Des études ultérieures plus détaillées viendront afin d’inclure les
résultats du power flow, ainsi que les différentes analyses de stabilité. Enfin, la phase finale
sera l’étude opérationnelle pour une intégration réussie du dispositif dans le système.
Ces études sont : L’analyse de la stabilité transitoire et statique, l’analyse des courts-circuits et
des harmoniques. Ces études traiteront le fonctionnement du système en condition nominale
et en cas d’incidents pour une large gamme de conditions de fonctionnement, ainsi que les
conditions de maintenance.
Il faudrait en outre préciser qu’il n’existe pas un outil unique de modélisation du HVDC.
Plusieurs techniques de modélisation sont utilisées.
La compréhension des fonctions de contrôle et de protection des HVDC est nécessaire afin de
déterminer l’étendue complète des interactions entre les systèmes AC-DC, car ces fonctions
peuvent prévenir la diffusion des perturbations, mais par contre elles peuvent elles mêmes
diffuser une perturbation même a travers un système asynchrone.
Le dispositif HVDC doit parer à toutes les éventualités même provenant de sources éloignées
comme par exemple, un blocage des contrôles des convertisseurs ou des défauts de
commutation, ou par exemple, l’emballement d’un générateur du à un défaut quelconque
pouvant se traduire au niveau du bloc HVDC par une variation dans le transit de puissance, la
tension, la stabilité et la réponse en fréquence. Pour cette raison, les études de planification
doivent inclure la simulation sur les deux systèmes interconnectés par une ligne HVDC.
Une analyse du power flow est requise afin d’intégrer avec succès le bloc HVDC dans le
réseau. Ces études détermineront les sorties du système global et établiront les paramètres
d’installation du bloc HVDC.
54
Chapitre III : La technologie HVDC
Les sorties obtenues par l’analyse du power flow incluront : la capacité de transfert,
l’invariance à long terme du système lors des besoins d’expansion, les performances de la
tension, les performances de contrôle statique et la dynamique de la tension, les pertes...
Les études en court-circuit sont importantes également dans les applications HVDC, et
spécialement pour les convertisseurs conventionnels. Alors que le bloc HVDC en lui- même a
peu d’influence sur les tensions, les équipements auxiliaires (condensateurs synchrones)
peuvent avoir un plus grand impact.
Une analyse harmonique aidera à déterminer les besoins en filtres. Une analyse transitoire
sera alors requise pour déterminer la réponse du HVDC aux conditions de fonctionnement du
système. Pour obtenir une réponse réelle, il faudrait un modèle détaillé des contrôles, un
modèle simplifié peut être développé pour les simulations dynamiques.
Il est vital que le planificateur ait une compréhension des contrôles HVDC et leur
modélisation dans les simulations de la stabilité, en insistant sur les contrôles ayant pour rô le
la protection des convertisseurs, comme le blocage des terminaux dans le cas d’une faute
interne, ou la commutation de protection qui consiste a réduire la sortie Mégawatts en parties.
Les résultats des analyses de stabilité transitoire doivent être utilisés pour affiner le modèle du
HVDC, spécialement en considérant les défauts de ligne (défaut entre la ligne et la terre ou
entre deux lignes).
La rapidité de réponse du HVDC procure des avantages certains contrairement aux lenteurs
des systèmes classiques. Les HVDC offrent l’option de l’addition des contrôles auxiliaires
pour stabiliser le système transitoirement et dynamiquement.
Aussi bien les contrôles linéaires et non linéaires ont des applications qui dépendent des
caractéristiques du système.
Un exemple d’action rapide des contrôles qui réalise la stabilisation pour les oscillations
transitoires : ils bloquent temporairement le HVDC puis le débloquent graduellement jusqu’à
la sortie désirée. Une boucle dynamique doit être ajoutée pour régler le HVDC afin d’amortir
les réponses oscillatoires du système. Typiquement, une analyse linéaire peut également être
utile en accord avec ces contrôles. D’autres contrôles d’action plus lente peuvent utiliser le
HVDC pour véhiculer les réserves opérationnelles à travers les systèmes asynchrones par
l’utilisation de la réponse de la boucle en fréquence.
Les planificateurs doivent déterminer des topologies des systèmes acceptables incluant les
avantages et les défauts du HVDC, ainsi que les facteurs qui peuvent avoir un impact sur le
système. La redondance et la surveillance de l’état des contrôles nécessaires pour la stabilité
en performance du système est vitale.
Les études des conditions de maintenance sont critiques, spécialement dans les situations ou
le ratio de court-circuit est bas. Le domine des tests doit être défini en priorité pour pouvoir
déclarer le HVDC commercialement intéressant. Un plan doit être élaboré et exécute en
coordination avec le personnel opérant. La comparaison de la réponse réelle du HVDC avec
celle du modèle simule confirmera la validité du modèle et permettra éventuellement d’ajuster
les contrôles notamment les contrôles auxiliaires.
III.5.2.2 Evaluation économique
Une évaluation économique de l’application du HVDC avec celle des autres solutions
alternatives doit être faite, et elle doit inclure les marches de vente et les tarifs de
transmission. Elle doit également définir quels sont les pays qui peuvent bénéficier et quels
sont ces bénéfices par rapport aux solutions antérieurs.
Mis à part les îles et les péninsules pour lesquels on peut affirmer l’avantage du câble HVDC,
il faudra démontrer pour d’autres régions, par une étude des prix de l’énergie, la capacité des
systèmes, et les effets potentiels sur le transit en boucle.
55
Chapitre III : La technologie HVDC
Outre la comparaison des couts capitaux, d’autres facteurs doivent être pris en considération :
les couts de la maintenance, les pertes de charge... environnement dérégulé, et donne un accès
a la libération des tarifs de transmission. Dans le tableau n° 3.1 sont données à titre significatif
les performances des différents dispositifs FACTS et les HVDC.
III.6 La transmission VSC-HVDC [32]
III.6.1 Introduction :
La technologie VSC-HVDC ou la technologie HVDC Light suivant l’appellation du groupe
ABB est une nouvelle technologie de transmission HVDC basée sur des convertisseurs à base
d’IGBT, et de ce fait, ils fonctionnent sous des fréquences de commutation très élevées qui
permettent de réduire la taille des filtres et aussi de contrôler simultanément la puissance
active et la puissance réactive, indépendamment l’une de l’autre, et de garder une fréquence et
une tension stable. Cette particularité permet une entière flexibilité du système pour la
localisation du convertisseur.
La première application a été réalisée en 1997 avec une installation pilote d’une puissance de
3MW, et depuis, la réalisation aussi bien des câbles que des convertisseurs n’a cessée de se
développer en taille et en performance.
III.6.2 Structure d’une unité VSC- HVDC :
Une unité HVDC Light peut faire transiter autour de 350MW et des tensions de plus de
150KV (figure n° 3.3). Elle est composée de trois éléments :
-Deux stations de conversion
-Une paire de câbles.
Figure n° 3.3- unité VSC-HVDC
56
Chapitre III : La technologie HVDC
Tableau n° 3.1 - Comparaison des performances FACTS et HVDC [33]
Principe
Dispositif
schéma
Impact sur les performances du système
Load flow
Variation de
l’impédance de
ligne
stabilité
FSC (Fixed Serie
Compensation)
Compensation série
TPSC (Thyristors
protégés à compensation
série.
TCSC (Thyristor
contrôlé, compensation
série
Contrôle de la
tension
SVC (Static Var
Compensator)
Compensation
shunt
STATCOM (Static
Synchronous
Compensator)
Contrôle du load
flow
HVDC
UPFC (Unified Power
Flow Controler)
: Influence minime.
: Influence moyenne.
: Peu ou pas d’influence
: Influence moyenne.
57
qualité de la tension
Chapitre III : La technologie HVDC
Tableau n ° 3.2 - Impact des FACTS et HVDC sur les performances du système
FS
SVC/SV
G
STATCO
M
C
Qualité de la tension
Contrôle du load flow
Stabilité transitoire
Amortissement des oscillations
(système de transmission)
Amortissement des oscillations
(réseau maillé)
: Influence minime.
: Influence moyenne.
: Forte influence
: Peu ou pas d’influence
58
TCSC
GTO/CS
C
PST
UPFC
HVDC
Chapitre III : La technologie HVDC
Figure n° 3.4- Diagramme simp lifié d’une unité HVDC Light
III.6.3 La station de conversion :
Elle comporte un VSC (Voltage Source Converter) à base d’IGBT. Grâce à ce type de
composants, qui ont un temps de réponse très court, le courant continu est commuté
indépendamment de la tension AC. Les puissances active et réactive sont contrôlées
indépendamment l’une de l’autre.
Les stations de conversion HVDC Light, ont un bon impact visuel, pour des tensions autour
de +-150V, les équipements sont installés à l’intérieur de l’usine, mais pour des tensions
supérieures, les équipements sont installés dans des buildings, ils seront ainsi masqués sauf les
transformateurs de puissance.
Les stations sont conçues pour être dirigées à distance ou automatiquement. Elles prennent
une surface minimale (une station de 65MVA occupe une surface de 800m2 ), et s’adaptent à
l’environnement extérieur. [34], [35]
III.6.4 Les câbles HVDC light :
Les câbles utilisés dans cette transmission sont conçus dans une nouvelle matière
particulièrement résistante à la tension continue, ils présentent une grande flexibilité, et un
poids réduit. De ce fait, les câbles sont très robustes, et leur installation est rapide et
économique. Ils présentent l’avantage de convenir aussi bien aux transmissions souterraines,
sous marines ou aériennes.
III.6.4.1 Les câbles sous-marins :
Ils permettent d’approvisionner des îles éloignées. Ils sont particulièrement indiqués pour
l’approvisionnement en énergie des îles, qui en général devront avoir une production locale
onéreuse .La particularité du VSC-HVDC est qu’il n’est pas utile d’avoir une station de
conversion au niveau de l’île.
Ils permettent d’assurer l’interconnexion des systèmes de puissance. L’avantage réside surtout
dans le cas de systèmes asynchrones.
59
Chapitre III : La technologie HVDC
III.6.4.2 : Les câbles souterrains :
L’avantage majeur est environnemental. Les câbles sont invisibles et ne dégagent pas de
champ magnétique. En outre, le contrôle rapide de la tension par HVDC Light permet de faire
fonctionner le système aux limites du maximum de la tension AC permise, d où une réduction
de pertes dans les lignes.
III.6.5 Les modules de conversion
Les ponts de conversion (redresseur et onduleur) sont des ponts triphasés. On obtient en sortie
une tension continue. Les IGBT sont commutés avec une fréquence constante de 2KH.
Dans la partie continue, sont installés des batteries de condensateurs, une pour le pôle positif
et une autre pour le pôle négatif, et ceci afin de stabiliser la tension.
Dans la partie AC, des filtres sont nécessaires afin de filtrer les harmoniques provenant des
commutations des IGBT.
III.6.6 Les avantages des VSC-HVDC :

Le convertisseur VSC peut créer sa propre tension AC à une fréquence déterminée
sans recours aux machines tournantes grâce à la technique PWM (pulse width modulation).

La communication entre les deux convertisseurs n’est pas nécessaire, vu que le
redresseur délivre la tension continue désirée indépendamment de la puissance appelée au
niveau de l’onduleur.

Un contrôle adéquat des HVDC light peut éliminer les flickers.

Les stations HVDC light, si elles ne sont pas reliées à une ligne DC peuvent être
utilisés comme STATCOM pour le réseau local.

Le matériel a une durée de vie supérieure à la durée de vie de celui des HVDC
classique.

Du point de vue environnemental, les stations sont compactes, il n’y a pas d’impact
visuel.
III.7 Comparaison entre HVDC classique et HVDC Light :
On peut résumer les différences dans le tableau suivant :
Tableau n° 3.3 - Comparaison entre HVDC classique et HVDC Light [36]
HVDC Light
50MW-1100MW
HVDC : 3000M W
-Chaque extrémité est une unité
HVDC et un SVC.
- Le moyen le plus économique pour le transport sur
de longues distances.
- câbles sous- marins et souterrains
- Longs câbles sous- marins.
- Temps de réponse très court
-Transporte trois fois plus de puissance qu’une ligne
aérienne AC.
Composant essentiel : IGBT
Composant essentiel : Thyristor
-Gâchette entièrement contrôlable.
-Haute rapidité de commutation.
Commutation forcée.
La largeur d’impulsion contrôle la
puissance active et réactive.
- La commutation se fait par la ligne
Le thyristor ne peut être commuté avec un signal de
contrôle, il cesse de conduire quand la tension à ses
60
Chapitre III : La technologie HVDC
L’IGBT peut être commuté avec un bornes s’inverse. (50HZ/60HZ)
signal de contrôle pour une
fréquence jusqu’à 2000HZ
Tableau n° 3.4- les projets VSC-HVDC dans le monde [37]
Nom du projet
Quantité Tension Tension Longueur
Raisons
du
de
AC
DC
des câbles choix
du
puissance
DC
VSC-HVDC
Hällsjön,
3MW
10KV
+-10KV 10Km
lignes
aériennes
50MW
80KV
+-80KV 2*70Km
Puissance
lignes sous- éolienne
marines
Eagle Pass,USA
36MW
132KV
+15.9KV
Tjaereborg,
8MVA
10.5KV
+-9KV
Dannemark
7 ,2MW
DirectLink,
180MW
110KV
+-80KV 6*59Km
Interconnexion
lignes
asynchrone
souterraines
220MW
132KV
+150KV
2*180Km
Interconnexion
lignes
asynchrone
souterraines
330MW
345KV
+150KV
2*40Km
Interconnexion
lignes sous- asynchrone
marines
Troll offshore,
Norvège
84MW
132KV
+-60KV 4*70Km
Environnement
lignes sous- Longue
marines
distance
sousmarine
Estlink,
350MW
330KV
+150KV
Sweden
Gotland
HVDC
Sweden
Light
Australie
MurrayLink,
Australie
CrossSound,
USA
61
Test
de
transmission
Interconnexion
asynchrone
4*4.3Km
Puissance
lignes sous- éolienne
marines
2*31Km
Deux systèmes
lignes sous- AC
Chapitre III : La technologie HVDC
Estonie,Finlande.
Valhall, Norvège
marines
78MW
300KV
+150KV
asynchrones
292Km
Coût
lignes sousmarines
III.8 Conclusion
Dans ce chapitre, nous avons défini les deux types de transmission en courant continu : à
savoir la transmission « classique » par HVDC, et la nouvelle technologie à base de
composants IGBT connue sous le nom de « VSC-HVDC » ou sous l’appellation de
ABB : « HVDC Light ».Les avantages certains de ce nouveau type de transmission s’ajoutent
à ceux déjà acquis avec la transmission classique, ce qui lui confère une supériorité certaine.
Le seul frein reste cependant la limitation de la puissance transportée par ce biais
La transmission HVDC et HVDC Light représente beaucoup d’avantages, et la réussite des
projets à travers le monde est significative. Nous nous contenterons de citer quelques points
forts :
-La prévention des coupures : Les lignes HVDC ne peuvent pas être mises en surcharge. La
technologie HVDC permet de maîtriser le débit de l'énergie transportée. Avec le HVDC,
l'énergie peut ainsi faire l'objet de transactions commerciales entre des réseaux indépendants,
supprimant les défaillances et compensant les fluctuations de tension.
- L’effet : « domino », le scénario le plus catastrophique dans la gestion des réseaux
électriques dans le cas d’incidents majeurs, est évité dans ce genre de transmission.
Pour ces raisons, et au vu des conditions favorables réunies, nous avons pensé à proposer ce
genre de transmission pour la réalisation de l’interconnexion entre l’Algérie et l’Espagne, que
nous présenterons dans le chapitre suivant.
62
Chapitre IV
L’interconnexion Algérie-Espagne
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
IV.1 Introduction :
La consommation globale de l’électricité étant en continuelle augmentation, la majorité des
réseaux électriques de part le monde sont largement interconnectés impliquant des
connections internes, régionales, et internationales. L’objectif à atteindre étant une meilleur
efficacité dans la génération, le transport, et la distribution de l’énergie électrique et ceci dans
des conditions optimales de fiabilité et d’économie. L’interconnexion des réseaux électriques
a pour but des raisons économiques : réduction du prix de revient de l’électricité car elle
permet d’éviter la construction de nouvelles installations électriques et de minimiser la
production totale de l’énergie et le prix du carburant, et des raisons techniques : à savoir, une
meilleur qualité de la tension, une amélioration du transit des puissances, et une bonne
stabilité des réseaux.
Le réseau Algérien est interconnecté avec les réseaux voisins du Maghreb, (Tunisie :
4connexions ; Maroc : 2connexions) mais une interconnexion avec les pays européens du
bassin méditerranéen serait d’un apport bénéfique pour notre pays et l’Europe, et ceci pour
des raisons techniques et économiques évidentes. L’Algérie a lancé depuis 2002 un vaste
processus de restructuration du secteur de l’électricité, et ceci afin d’assurer le libre au réseau
de transport en diversifiant les échanges internationaux. La création d’un espace énergétique
Maghreb-Europe a débuté en 1997 par une liaison sous-marine 400KV AC. Mais ceci reste
bien en deçà de capacités de chaque partie. [38], [39]
Le projet d’interconnexion Algéro -Espagnol a déjà fait l’objet de nombreuses propositions et
études de la part de Red electrica et Sonelgaz, d’autant plus qu’une réelle volonté politique
des deux pays existe pour la réalisation de ce projet.
On observe ces dernières décennies que la majorité des pays optent pour l’interconnexion de
leurs réseaux électriques au niveau international voir intercontinental. En effet,
l’interconnexion des grands réseaux électriques permet la construction d’un espace électrique
sans frontières. Ce qui implique une augmentation significative de la puissance de transit, la
sécurité de la production et la disponibilité de l’énergie. Autre avantage, et non des moindres,
est le bénéfice économique car le prix de revient de l’électricité diminue, sans compter que
l’interconnexion permet d’éviter la construction de nouvelles centrales de production ce qui
peut s’avérer un lourd investissement.
Les échanges énergétiques entre les pays du bassin méditerranéens ont pris de l’ampleur ces
deux dernières décennies en raison de la croissance économique. En effet, outre les liaisons
intermaghrébines (figure n°4.1) (Algérie-Maroc ; Algérie- Tunisie), plusieurs lignes ont été
réalisées (Espagne-Maroc), (Libye-Egypte),
H U N GA R Y
FR A N C E
R O M A N IA
Belgrad
Toulous e
Milan
B la c k S e a
Sofia
I T AL Y
Rome
Brindis i
Tirana
F YROM
B U LG A R I A
Ins tabul
AL BANI A
Madrid
Ankara
GREEC E
S P A IN
T U RK E Y
Palermo
Seville
Algiers
Tunis
Athens
TUNISIA
CYP RUS
M e d i t er r a n ea n S e a
Rabat
Beirut
Tripoli
M O RO C CO
Tel
Aviv
A L G E R IA
Benghaz i
Cairo
LI B Y A
EG Y PT
Figure n° 4.1 - échanges énergétiques dans le bassin méd iterranéen
64
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
Et beaucoup de projets sont en cours de réalisation, et parmi eux le projet qui fait l’objet de
notre travail, et qui est l’interconnexion Espagne- Algérie.
L’intérêt d’une interconnexion directe entre les deux pays est que les unités de production
d’électricité implantées en Algérie et destinées à l’exportation sont de facto des éléments du
système d’approvisionnement électrique de l’Europe. Les avantages que les pays européens
en tireront sont multiples :
-Favorise la concurrence en mettant sur le marché une énergie compétitive et non polluante
-Délocalisation des centrales de production d’électricité qu’il aurait été nécessaire de
construire sur le territoire européen.
-Disponibilité plus importante de l’offre, ce qui renforce la sécurité d’approvisionnent en
énergie de l’Europe.
-Appel très probable à la technologie européenne pour la réalisation de ce projet.
La volonté commune de diversifier les projets d’investissement entre les deux rives une
méditerranéennes, sera renforcée également dans le domaine énergétique en reliant les deux
systèmes électriques.
Suite au protocole d’accord conclu entre le ministre de l’Energie et des Mines d’Algérie et le
Ministre de l’Economie du Royaume d’Espagne, l’entreprise espagnole RED ELECTRICA
DE ESPANA (REE) gestionnaire du réseau de transport d’Espagne et l’entreprise algérienne
(SONELGAZ) gestionnaire du réseau de transport d’Algérie ont conclu un accord visant à
mener une étude de faisabilité d’une interconnexion électrique d’une capacité de 2000 MW
dont 1000 MW seront réservés temporairement à l’adjudicataire du projet algérien de 2000
MW et 1000 MW seront mis en libre accès.
Cette interconnexion qui sera matérialisée par une liaison électrique sous- marine reliant le
système Algérien à partir de la région de Béni-Saf située à l’Ouest de l’Algérie et le système
Espagnol aux environs de la région d’Almeria (Carboneras Littoral) dans le sud de l’Espagne.
SONELGAZ et REE ont également décidés de confier l’étude de faisabilité à l’entreprise
algérienne Algerian Energy Company (AEC). Pour mener à bien cette étude, AEC s’est
adjoint le concours du consultant CESI (Italie).
Il est rappelé que AEC est le promoteur du projet 2000 MW consistant en une centrale
électrique d’une capacité de 800 MW située à Skikda et dont la production est destinée à
l’approvisionnement du marché algérien et en une centrale d’une capacité totale de 1200 MW
dont la production est destinée à l’exportation.
La première phase de L’étude de faisabilité de l’interconnexion a été finalisée au mois de
Juillet 2002, et la seconde phase de l’étude (avant projet et spécifications fonctionnelles) a été
finalisée au mois de Décembre 2002.
La proximité géographique de l’Espagne en fait un partenaire stratégique pour une liaison
sous- marine. La question posée est quelle est la technique la plus économique et la plus fiable
pour effectuer cette interconnexion. Deux alternatives sont possibles en AC ou en DC.
IV.2 Interconnexion Algéro-Espagnole :
L'objectif de la collaboration qui est proposée consiste à étudier l'interconnexion des systèmes
électriques de l'Espagne et les pays maghrébins (le Maroc et l'Algérie, principalement) à
travers le détroit de Gibraltar (coté Maroc 1400 MW dans 400 KV et direct coté Algérien
2000 MW 400 KV) du point de vue de la viabilité technique des transits d'énergie dans le
contexte des marchés électriques.
Cette interconnexion se caractérise par la faiblesse des réseaux électriques des pays
maghrébins face à la robustesse du réseau espagnol, fortement interconnecté avec le reste de
65
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
l'Europe. Pour cette raison, une interconnexion « classique » en AC aura des répercussions
désastreuses sur le réseau Algérien en cas d’incidents survenant au réseau Espagnol, alors que
le scénario inverse ne présente pas d’influence sur le côté Espagnol.
Le réseau électrique national est interconnecté à l’est et à l’ouest avec les réseaux tunisiens et
marocains.
Une interconnexion réalisée avec les pays du bassin méditerranéen sera intéressante à plus
d’un titre : le réseau européen est robuste et fortement maillé, ce qui procurera plus de
puissance à notre réseau.
Le pays le plus proche de nous géographiquement est l’Espagne .Mais cette raison n’est pas la
seule ayant motivée notre choix. Il faudrait, qu’une interconne xion profite aux deux parties :
alors qu’est-ce qui pousserait l’Espagne à investir dans une interconnexion plutôt que de
construire de nouvelles lignes ou centrales ?
Il suffit de suivre l’actualité pour savoir que l’Espagne connaît une progression trop lente des
capacités de production et des risques croissants de coupures et de délestage. Selon une
compagnie d’électricité, il faudrait une capacité installée d’au moins 40000MW afin d’éviter
les coupures de courant. Cette demande est irréalisable actuellement car si le prix de
l’électricité a baissé de 16% depuis 1999, celui du gaz a doublé alors qu’on sait que
l’Espagne un pays exportateur de gaz.
Côté Algérien, l’argument d’insécurité qui freinait les investissements a disparu, aussi les
équipements nécessaires peuvent être installés sans risques, d’autant plus que la maintenance
et le contrôle des stations est indépendant pour les deux systèmes.
Toutes ces raisons nous incitent à avoir la conviction qu’une interconnexion AlgérieEspagne présentera des bénéfices pour les deux pays en particulier et pour tout le bassin
méditerranéen en général.
Où et comme nt se fera l’interconnexion ?
Projet 2000 MW
L’Algérie, et à travers la société nationale « SONELGAZ » affiche la volonté de devenir à
l’horizon 2010 un opérateur compétitif dans la boucle méditerranéenne, et cela en
développant les axes de transit intermaghrébins et Euro Maghrébins. Pour ces raisons a été
initié ce projet : « 2000MW » qui entre dans le cadre du développement du 400KVsur le
réseau de transport.
Le but est de concevoir, financer, construire, posséder, exploiter et entretenir une ou plusieurs
centrales électriques totalisant une puissance totale de 2000 MW et la commercialisation de
l’énergie produite. Ainsi il y aura des centrales destinées aux besoins locaux (800MW) et
d’autres pour l’exportation (1200MW).
66
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
Figure n° 4.2 - Interconnexion entre l’Algérie et l’Espagne
Il est évident de choisir la plus courte distance entre les deux pays : l’ouest Algérien et le sud
Espagnol. (Figure n° 4.2) :
IV.2.1 Interconnexion en AC :
L’interconnexion en AC peut être envisagée grâce aux dispositifs FACTS. Ces dispositifs
placés de parts et d’autres des systèmes interconnectés aideront à contrôler le power flow et
l’amortissement des oscillations. Pour cela, nous avons testé à l’étude deux types de FACTS :
le SVC et l’UPFC.
IV.2.1.1 Le SVC :
Nous nous proposons dans ce qui suit, de modéliser le réseau de transmission ouest-Algérien
suivant la méthode SIME qui consiste à ramener un système multi machine à une seule
machine équivalente, puis à appliquer une stratégie de contrôle sur le SVC.
a- La méthode SIME : [40], [41]
La méthode SIME est une méthode hybride résultant de deux méthodes de stabilité
transitoire : la méthode d’intégration temporelle pas à pas appliquée au système multi
machine, et le critère d’égalité des aires appliqué à l’OMIB (One Machine Infinite Bus).Cette
combinaison permet d’identifier les machines critiques et l’évaluation de la marge
d’instabilité.
La méthode est fondée sur deux propositions :
- Dés qu’il y a instabilité, les machines du système se scindent en deux groupes, ce qui mène à
la rupture du synchronisme.
- La trajectoire de l’OMIB est équivalente à la trajectoire des deux groupes de machines
(critiques et non critiques), et de là, l’étude de la dynamique du système multi machine est
réduite à l’étude de la dynamique de l’OMIB.
b- Paramètres et équation dynamique de l’OMIB :
Les paramètres de la machine équivalente (angle, vitesse, puissance mécanique et électrique)
sont calculés à partir des données des machines du système multi machine en utilisant les
équations suivantes :
 t = c t − N t . c t
(4.1)
 : angle rotorique de la machine.
67
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
Les indices c et N sont respectivement ceux des machines critiques et non critiques.
Le coefficient d’inertie de l’OMIB, est donné par :
𝑀=
𝑀𝑐 .𝑀𝑁
(4.2)
𝑀𝑐 +𝑀𝑁
Avec:
𝑀𝑐 =
𝑖
𝑀𝑖 , 𝑀𝑁 =
𝑗
𝑀𝑗
(4.3)
Et :
𝛿𝑐 = 𝑀𝑐−1
𝑖
𝑀𝑖 𝛿𝑖 ; 𝛿𝑁 = 𝑀𝑁−1
𝑀𝑗 𝛿𝑗
𝑗
(4.4)
De la même façon, on définit la vitesse angulaire de l’OMIB par:
OMIB 𝑡 = 𝑐 𝑡 − 𝑁 𝑡
(4.5)
Avec :
𝜔𝑐 𝑡 = 𝑀𝑐−1
𝑖
𝜔𝑁 𝑡 = 𝑀𝑁−1
𝑗
𝑀𝑖 𝜔𝑖
𝑀𝑗 𝜔𝑗
(4.6)
La puissance mécanique de l’OMIB s’écrit :
𝑃𝑚𝑂𝑀𝐼 𝐵 = 𝑀−1 𝑀𝑁
𝑖
𝑃𝑚𝑖 − 𝑀𝑐
𝑗
𝑃𝑚𝑗
(4.7)
Et la puissance électrique est :
𝑃𝑒𝑂𝑀𝐼𝐵 = 𝑃𝑚𝑎𝑥 sin 𝛿𝑂𝑀𝐼𝐵
(4.8)
D’où, la dynamique de l’OMIB obéira à l’équation :
𝑀𝛿𝑂𝑀𝐼𝐵 = 𝑃𝑚𝑂𝑀𝐼𝐵 𝑡 − 𝑃𝑒𝑂𝑀𝐼𝐵 (t)
(4.9)
Remarque : Les paramètres du système multi machine sont obtenus par les équations de Park
en prenant en considération les différentes régulations, et le système OMIB possède les
mêmes caractéristiques physiques que le système réel.
c- La stratégie de contrôle : [42], [43]
Cette stratégie de contrôle est basée sur la fonction de contrôle de Lyapounov . Les systèmes
de puissance sont généralement décrits par une équation du type :
𝑥 = 𝑓 𝑥, 𝑕 𝑥
(4.10)
𝑔 𝑥, 𝑦 = 0
Supposons que l’origine est un point d’équilibre du système (4.1), alors d’après la théorie de
Lyapounov :
S’il existe une fonction (x) au voisinage de l’origine telle qu’elle obéisse aux deux conditions
suivantes :
’(x)>0  xQR , x0 et ’(0)=0
’’(x)<0  xQR , x0 et ’’(0)=0
(4.11)
(4.12)
68
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
Alors, (x) est une fonction de Lyapounov du système considéré et le point d’équilibre x=0 est
localement asymptotiquement stable et inversement.
Dans les réseaux de transmission, la fonction énergie est souvent considérée comme fonction
de Lyapounov candidate.
Ceci en ce qui concerne les systèmes en boucle fermée. Dans le cas d’un système avec un
contrôle u à l’entrée, tel que :
𝑥 = 𝑓 𝑥, 𝑢
xRN, uRN
(4.13)
Il faut alors trouver les conditions d’existence d’un contrôle u=u(x) défini au voisinage de
l’origine tel que le système en boucle fermée :x’=f(x,u(x)) ait un point d’équilibre localement
asymptotiquement stable à l’origine, ie :u(0)=0.
Si une telle fonction existe, alors le système (4.13) est stabilisable, et u(x) est un stabilisateur.
Il existe alors, selon le théorème de Lyapounov, une fonction définie positive :
’’(x)=grad(’).f(x,u(x))<0.
(4.14)
La fonction qui satisfait en même temps les conditions (4.11), (4.12) et (4.14) est appelée une
CLF (Control Lyapounov Function)
L’existence d‘une CLF est une condition nécessaire et suffisante pour stabiliser le système
avec le contrôle u.
Application :
Soit un réseau de puissance modélisé par (2n+N) nœuds connectés par des lignes de
transmission représentées par la matrice admittance : y=j [Bkl].On ne considère que la
puissance mécanique à l’entrée des générateurs comme constante. Le réseau est représenté par
le système d’équations suivant :
Pour k=1, n
𝜕𝛿 𝑘
𝜕𝑡
𝑀𝑘
= 𝜔𝑘 − 𝜔0
𝑑𝜔
𝑑𝑡
(4.15)
= 𝑃𝑚𝑘 − 𝑃𝑒𝑘
𝑇𝑑0 𝐸𝑞𝑘 =
(4.16)
𝑥 𝑑𝑘 −𝑥 𝑑𝑘
(4.17)
𝑥 𝑑𝑘
Et pour: k=n+1, n+N:
Pk 
2n N

l  n 1
Qk 
2n N

l  n 1
B kl Vk Vl sin (  k -  l )
(4.18)
B kl Vk Vl cos (  k -  l )
(4.19)
Où :
k : angle rotorique de la machine k
k, 0 : représentent la vitesse angulaire et la vitesse angulaire initiale du générateur k.
M : coefficient d’inertie.
69
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
Pk ,Qk : représente la puissance active et la puissance réactive aux bornes du générateur k.
La fonction énergie est donnée par :
𝛾 𝜔, 𝛿, 𝐸𝑞 , 𝑉, 𝜃 = 𝛾1 +
8
𝑘=1 𝛾2𝑘
+ 𝐶0
(4.20)
1 : énergie cinétique telle que:
𝛾1 =
1
2
𝑛
𝑘=1 𝑀𝑘
𝜔2𝑘
(4.21)
C0 : constante
Si la condition :
𝑑𝛾
𝑑𝑡
<0
(4.22)
est satisfaite, alors :  est une CLF.
Si on introduit un dispositif (exemple un FACTS) alors la condition (4.22) deviendra :
𝑑𝛾
𝑑𝑡
𝑑𝛾
+ 𝑑𝑡 < 0
(4.23)
Avec :
𝑑𝛾
𝑑𝑡
: la dérivée de la nouvelle fonction de Lyapounov après l’introduction du FACTS.
Application au réseau ouest-Algérien :
Le réseau ouest-Algérien comporte 3 centrales importantes (figure n° 4 .1) .Les données des
centrales se résument dans le tableau n° 4.1.
Tableau :n° 4.1 - données des centrales du réseau ouest
Plant Name
No.
Of
units
Type
Nominal
(MW)
Power
Power
Rated
Rated
Factor
Voltage
Power
(kV)
(MVA)
winter
summer
MARSAT
5
ST
0.8
13,8
220
168
168
R.BLAN
1
ST
0.8
13,8
93,75
73
73
TIARET
3
GT
0.8
11,5
137
100
85
70
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
Figure n°4.1 : réseau ouest-Algérien
Figure n° 4.2 - Réseau ouest-Algérien 220/60KV par Kh iat
Après l’application de la méthode SIME, les résultats de simulation des générateurs ont
donné les résultats qui sont représentés dans la figure n° 4.3.
Analyse des résultats
71
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
On voit sur la figure n° 4.3, l’allure de l’angle de charge en fonction du temps  (t) des
différents alternateurs des centrales.
Un défaut triphasé est appliqué à t=0.1s et est éliminé à 0.13s. D’après la méthode SIME, le
comportement de l’angle de l’alternateur post défaut est déterminant afin de différencier les
machines critiques des machines non critiques.
Après évaluation des distances d entre deux machines adjacentes, on arrive à la conclusion
que l’alternateur de Marsat El Hadjadj est non critique tandis que les centrales Ravin Blanc
(Oran) et Tiaret sont critiques.
A partir de là, on peut alors calculer les paramètres de l’OMIB d’après les équations de (3.1) à
(3.4). Finalement, la configuration du réseau représentée sous forme d’un schéma équivalent
aura la forme représentée par la figure n° 4.4.
Figure n° 4.3 - les angles des trois machines et l’OM IB
omib
jx
Réseau infini
Figure n° 4.4 - La nouvelle configuration du réseau
c- Etude et contrôle du SVC : [44], [45]
La compensation présente des limites pour des raisons économiques. Les compensateurs réels
sont caractérisés par une capacité maximale Cmax à partir de laquelle ils ne régulent plus la
72
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
tension au point de raccordement .Dans ce cas, la puissance active transmissible obéit à la
relation :
𝑉2
𝑋
𝑃 = 𝑋 1 1 − 𝜔𝐶𝑚𝑎𝑥 4 sin 𝜑
Et la puissance réactive par:
Q=C max V2
V= Vinf : tension du réseau infini
X : réactance de ligne.
Cmax : capacité maximale
(4.24)
(4.25)
Maintenant que le réseau ouest a été simplifié, on peut représenter le SVC comme suit :
(figure n° 4.5)
Jx/2
jx/2
I1
I2
Vomib
Cmax
Vinf
Figure n° 4.5 - représentation du SVC.
Les équations du système deviendront :
’omib=omib
(4.26)
𝜔𝑂𝑀𝐼𝐵 = 𝑃𝑚𝑂𝑀𝐼𝐵 − 𝑃𝑒𝑂𝑀 𝐼𝐵 − 𝐷𝜔 𝑀
(4.27)
D : coefficient d’amortissement de la machine
L’énergie active et réactive échangée avec l’introduction du SVC est définie par l’équation
suivante :
Pe=-PSVC
(4.28)
On voit bien que si on ajoute au système (4.26) et (4.27) un contrôle u indépendant de la
topologie du système.
𝑑
𝑉
𝑢 = 𝑘 𝑑𝑡 𝐼 − 𝑋 2
2
(4.29)
k: gain positif.
Ceci optimisera le fonctionnement de notre dispositif.
73
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
Simulation et résultats :
t
Figure n° 4.6 :Pe(t) avec SVC
t
Figure n° 4.7 : Pe(t) sans SVC
t
t
Figure n°4.9 :Vf(t ) sans SVC
Figure n° 4.8 - Vf(t) avec SVC
t
t
Figure n° 4.10 –ω (t ) avec SVC
Figure n°4.11 : ω(t) sans SVC
Les figures n° 4.6, 4.8 et 4.10 représentent les grandeurs du réseau après un court-circuit
triphasé avec placement du SVC, tandis que les figures 4.7, 4.9 et 4.11 décrivent le
comportement de ces mêmes grandeurs, suite au même défaut, sans SVC.
On voit clairement l’apport important du dispositif FACT à l’absorption du défaut et à
l‘amélioration de la stabilité transitoire du réseau. [46], [47]
74
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
IV.2.1.2 L’UPFC :
L’originalité de ce dispositif est de pouvoir contrôler les trois paramètres associés au transit
de puissance dans une ligne électrique, à savoir la tension, l’impédance de ligne et le
déphasage des tensions aux extrémités de la ligne. En principe, l’UPFC peut accomplir les
fonctions aussi bien des compensateurs séries que ceux parallèles.
a- Modélisation de l’UPFC [48], [ 49]
Comme on l’a décrit précédemment, l’UPFC est constitué de deux onduleurs de tension
triphasés reliés par un condensateur de filtrage. (Figure n°4.12). L’onduleur 1 est en parallèle
avec la ligne, tandis que l’onduleur 2 est en série avec celle-ci. L’onduleur série injecte une
tension à la même fréquence que celle du réseau mais dont l’amplitude et la phase sont
ajustable. La partie shunt permet de compenser la puissance réactive pour le maintien du plan
de tension.
La modélisation de l’UPFC, est nécessaire afin de préparer son insertion au réseau. Cette
modélisation sera plus ou moins complexe suivant le but recherché.
Pour la réalisation de cette interconnexion, nous avons choisi une modélisation qui ne tient
compte que des puissances injectées. L’UPFC sera alors représenté par deux injections de
puissance. Ce modèle tient compte uniquement des puissances actives et réactives injectées
dans les nœuds. Il est utilisé pour le contrôle en mode boucle ouverte ou fe rmée pour observer
l’impact sur la ligne ou contrôler le transit (figure n° 4.13).
Zij
Bus i
bus j
Vi (Pinj ,Qiinj )
(Pjinj ,Qjinj )
Vj
Figure n° 4.13- Modèle de deu x injections de puissance
75
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
Simulation :
Après application d’un défaut sur la ligne, on observe sur les figures n° 4.14 et 4.15, l’allure
des différentes grandeurs du système :
On a focalisé notre simulation sur les deux grandeurs primordiales qui sont la puissance active
et la vitesse angulaire. Ainsi, on voit un retour vers un état stable, après le défaut appliqué.
Figure n° 4.14 - évolution de la puissance mécanique en fonction du temps
Figure n° 4.15 -évolution de la vitesse angulaire en fonction du temps
76
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
Conclusion :
La transmission en AC, avec la nécessité bien entendu de l’introduction des dispositifs
FACTS, peut être envisageable. On a obtenu un amortissement satisfaisant et, un retour à une
stabilité du réseau encourageante, mais vu la différence de paramètres entre les deux réseaux,
la fragilité du réseau Algérien par rapport au réseau Espagnol, il est plus judicieux de réaliser
cette interconnexion en DC.
IV.2.2 Interconnexion en DC [50], [51]
IV.2.2.1 Par VSC-HVDC :
D’après le projet en cours, sur l’interconnexion entre l’Algérie et l’Espagne, la puissance
transitée est de 2000MW. Avec les données actuelles, on ne peut faire transiter que 1200MW,
mais cette quantité ne cesse de croître de plus en plus.
Pour chaque projet spécifique, il faut sélectionner les modules et câbles adéquats. Pour les
câbles, le facteur climat rentre aussi en considération.
D’après les données spécialisées, on peut se faire une idée du type de modules et câbles
adéquats :
Modules 300KV
Tableau n°2 - Choix des sections de câbles sous- marins
Type
Tension
DC(KV)
Courant Section
mm2
(A)
M7
300
627
300
M8
300
1233
1200
M9
300
1881
2800
câble
Bilan des puissances
Tableau n° 3 - bilan des puissances suivant la longueur des câbles sous marins
Puissance
envoyée
Puissance reçue (MW)
50km
100km 200km 400km 800km
382.6
367.0
364.5
354.0
347.5
752.1
724.5
722.0
716.5
705.5
1147.9
1107.0 1104.5 1099.0 1088.0 1066.0
(MW)
683.5
77
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
D’après ces données, on peut à priori proposer pour cette interconnexion, une station de
conversion comprenant 6 sous modules soit : 36 IGBT et 18 diodes. Pour une tension de
300KV et un courant de 1880A. Les câbles auront une section de 2800mm2 .
Les deux configurations mono polaire ou bipolaire sont réalisables, mais la configuration
bipolaire présente d’avantage de sécurité dans le cas d’incidents : (figures n° de 4.15 à 4.17)
Gn
d
Figure n° 4.15 - défaut dans
l’une des lignes
Figure n° 4.16 -défaut dans
l’une des lignes
Figure n°4.17- défaut dans
l’un des convertisseurs
Ce type de transmission, on le rappelle, comporte trois avantages principaux :
-Pas de puissance réactive.
-Contrôle total de l’écoulement de puissance.
-Pas de contribution à la puissance de court-circuit dans les réseaux AC.
Notons que si le projet s’agrandit pour plus de puissance, il suffit de connecter en parallèle
plusieurs unités.
a- Modélisation et simulation :[52],[53],[54]
Vu la complexité des réseaux actuels, afin de pouvoir faire les différents calculs, il est
nécessaire de faire quelques hypothèses simplificatrices :
-Les capacités shunt, les filtres AC et DC ne sont pas représentés.
-Les tensions dans les parties DC sont considérées comme parfaitement sinusoïdales.
-Les pertes internes des convertisseurs sont négligées.
-Les réactances des transformateurs des convertisseurs sont supposées identiques dans les
trois phases.
Avec ces hypothèses l’équation de ligne devient :
(4.30)
Les équations du système de puissance dans l’état stable est :
Ibus=Ybus . Vbus
78
(4.31)
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
Uacref
ΔUacref
Udcref
Contrôle
de la
tension
AC
Qref
ΔQref
Uacctrl
Contrôle
de la
puissance
réa cti ve
Contrôle
du
courant
Limi te du
courant
de phase
Contrôle
de la
tension
DC
Limi te de
la tension
de phase
Pref
Contrôle de
la puissance
a cti ve
ΔPref
Udcctrl
Qrct
Prtl
Figure n° 4.18 - principal schéma de contrôle des
VSC-HVDC
79
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
On peut encore détailler la transmission bipolaire HVDC par la figure suivante :
Figure n ° 4.19 - trans mission par HVDC light
CT : transformateur
R : redresseur 36 interrupteurs
DCF : filtres DC
TACF : filtres AC
HPACF : filtres AC passe- haut
Les équations de tension régissant les convertisseurs :
𝑉𝑑𝑟 =
3 2
𝜋
𝑎𝑟 𝑉𝑟 cos 𝛼𝑟 − 𝑅𝑐𝑟 𝐼𝑑
(4.32)
= 𝑉𝑑0𝑟 cos 𝛼𝑟 − 𝑅𝑐𝑟 𝐼𝑑
80
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
𝑉𝑑𝑖 =
3 2
𝜋
𝑎𝑖 𝑉𝑖 cos 𝛾𝑖 − 𝑅𝑐𝑖 𝐼𝑑
(4.33)
= 𝑉𝑑0𝑖 cos 𝛾𝑖 − 𝑅𝑐𝑖 𝐼𝑑
Avec:
3
3
𝜋
𝜋
𝑅𝑐𝑟 = 𝑋𝑐𝑟 ; 𝑅𝑐𝑖 = 𝑋𝑐𝑖
Les indices r et i indiquent respectivement les grandeurs du redresseur et de l’inverseur
Les contrôleurs du système AC :
Ps/Is
Δp/ΔI
Les entrées du
système
AC/DC
Σ
Les
contrôleurs
du système
AC
Σ
ΔV
Les
Vs
contrôleurs
du système
DC
Réseau DC
α,γ
Modes de
contrôle DC
Id,vdr, vdi
Interface
AC/Dc
Du réseau DC
Vers le
contrôleur
de courant
Im
Les
marges
du
courant
Du mode de
contrôle DC
Figure 4.20 : le contrôle de la partie A C
81
Pdr,Pdi
vdir,Qi
Q
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
V : la tension de commutation du convertisseur AC,qui est la tension de ligne côté primaire du
transformateur.
aV : tension de commutation de la source AC en référence au secondaire du transformateur.
Xc : réactance de commutation
Rc : résistance de commutation
α : angle d’amorçage du redresseur
γ : angle d’extinction de l’onduleur
γ0 : angle d’extinction minimal
µ : angle de commutation maximal
Remarque : La condition de fonctionnement :(α+ µ)<180- γ0
3. 3 Le contrôle de la puissance active et réactive du VSC-HVDC : [55],[56]
Soit un VSC-HVDC placé entre deux points iet j. Du fait des caractéristiques du VSC-HVDC,
on peut considérer que chaque convertisseur des deux parties est une source de tension idéale,
de tension et d’angle de phase parfaitement contrôlables.
A partir de ces assertions, on peut alors représenter l’interconnexion comme suit :
jx l
Ui/θi
Uj/θj
Psi+jQsi
Psj+jQsj
Figure 4.21 : Modèle d’injection du VSC-HVDC
𝑈𝑐𝑖 = 𝑈𝑐𝑖 𝑒 𝑗𝛾𝑖 = 𝑈𝑐𝑖 cos 𝛾𝑖 + 𝑗 sin 𝛾𝑖 = 𝑈𝑐𝑖 1 + 𝑈𝑐𝑖 2
(4.34)
𝑈𝑐𝑗 = 𝑈𝑐𝑗 𝑒 𝑗𝛾𝑗 = 𝑈𝑐𝑗 cos 𝛾𝑗 + 𝑗 sin 𝛾𝑗 = 𝑈𝑐𝑗 1 + 𝑈𝑐𝑗 2
(4.35)
Avec Uci1 , Uci2 , Ucj1 , Ucj2 variables de contrôle des convertisseurs i et j resp.
Les pertes sont considérées comme une charge active constante, et les pertes dans la ligne DC
sont négligées.
𝑃𝑠𝑖 =
𝑄𝑠𝑖 =
𝑃𝑠𝑗 =
𝑄𝑠𝑗 =
1
𝑋𝑇𝑖
1
𝑋𝑇𝑖
1
𝑋𝑇𝑗
1
𝑋𝑇𝑗
. sin 𝜃𝑖 𝑈𝑐𝑖 1 − cos 𝜃𝑖 𝑈𝑐𝑖 2
(4.36)
. 𝑈𝑖2 − 𝑈𝑖 cos𝜃𝑖 𝑈𝑐𝑖 1 + sin 𝜃𝑖 𝑈𝑐𝑖 2
(4.37)
sin 𝜃𝑗 𝑈𝑐𝑗 1 − cos 𝜃𝑗 𝑈𝑐𝑗 2
. 𝑈𝑗2 − 𝑈𝑗 cos 𝜃𝑗 𝑈𝑐𝑗 1 + sin 𝜃𝑗 𝑈𝑐𝑗 2
La relation entre les bus i et j est donnée par :
82
(4.38)
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
𝑃𝑠𝑖 = −𝑃𝑠𝑗
(4.39)
On notera que l’échange de la puissance réactive se fait indépendamment au niveau de chaque
bus.
Les variables de contrôle définies en (4.33) et (4.34) peuvent être divisées en deux termes,
l’un fixe et l’autre variable comme suit :
Uci1 = Uci10 +Δ Uci1
Ucj1 = Ucj10 +Δ Ucj1
(4.40)
Uci2 = Uci20 +Δ Uci2
Ucj2 = Ucj20 +Δ Ucj2
Du même raisonnement, l’expression des puissances actives et réactive peut également
s’écrire :
𝑃𝑠𝑖 = 𝑃𝑠𝑖0 + ∆𝑃𝑠𝑖
𝑃𝑠𝑗 = 𝑃𝑠𝑗 0 + ∆𝑃𝑠𝑗
(4.41)
𝑄𝑠𝑖 = 𝑄𝑠𝑖0 + ∆𝑄𝑠𝑖
𝑄𝑠𝑗 = 𝑄𝑠𝑗 0 + ∆𝑄𝑠𝑗
L’index 0 la partie statique, et le ΔP et ΔQ la partie variable.
Nous commencerons donc par la modulation de la puissance active uniquement :
Dans ce cas :
∆𝑄𝑠𝑖 = ∆𝑄𝑠𝑗 = 0
Considérons notre système de puissance qui est défini par l’équation non linéaire suivante :
x'=f(x,y)
0=g(x,y)
(4.39)
(Revoir les équations (4.15)-(4.19)
La fonction énergie de Lyapounov s’écrit :
ν(ω,δ,E’q,U,θ)=νsanscontrôle= 8𝑘 =1 𝜈2𝑘
avec ω,δ,E’q,U,θ les paramètres des machines.
Avec :
83
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
(4.40)
Alors la la dérivée de cette fonction énergie est donc :
(4.41)
La dérivée est négative, donc c’est une fonction qui satisfait aux critères de Lyapounov.
La fonction énergie qui concerne le VSC-HVDC est donnée par :[57]
𝛾𝐻𝑉𝐷𝐶 =
1
2𝑋𝑇𝑖
𝑈𝑖2 − 2𝑈𝑖 cos 𝜃𝑖 𝑈𝑐𝑖 10 + sin 𝜃𝑖 𝑈𝑐𝑖 20
sin𝜃𝑗𝑈𝑐𝑗20
+
1
𝑋𝑇𝑗
𝑈𝑗2 − 2𝑈𝑗 cos 𝜃𝑗 𝑈𝑐𝑗 10 +
(4.42)
Etant donné que seule la puissance active est modulée, alors, on peut introduire un contrôle du
VSC-HVDC sous la forme :
ν’HVDC=-ΔPsi(θi- θj)
(4.43)
ΔPsi=k(θi- θj)=k Δf
(4.44)
K : gain positif
Δf : différence des fréquences des réseaux i et j où le VSC-HVDC est connecté.
Simulation et résultats :
Pour le contrôle de la puissance active et réactive, le schèma de contrôle introduit à notre
système est le suivant : un régulateur PI et deux régulateurs P. (Figure 4.22 et 4.23)
84
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
Psi0
Uci=Uci1 +jUci2
Pomib
Psi
ΔPLF
PI
δi δj
Ucj=Uc j1+jUcj2
Psj=-Psj
i, Δf
ΔPSI
ΔPSI
KΔf
Figure : 4.22 contrôle de la puissance active
Courant de ligne i
sT/1+sT
1+sTa/1+sTb
+
U i U
i
Ui0
PI
Ki
sum
Ui
Figure : 4.23 contrôle de la puissance réactive
Les valeurs des angles des deux parties δ i et δ j seront alors déduites des équations (4.35).
Les résultats obtenus sont représentés dans les figures n° 4.24, 4.25 et 4.26.
85
ΔQsi
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
variation de la puissance électrique
8
6
4
pe(pu)
2
0
-2
-4
-6
0
1
2
3
4
5
t(s)
6
7
8
9
10
Figure n° 4.24- modulation de la puissance active
5
4
data1
data2
puissance active régulée
puissance réactive régulée
3
Pe,Q
2
1
0
-1
-2
-3
-4
0
1
2
3
4
5
t
6
7
8
9
Figure n° 4.25 - puissances active et réactive à la sortie du réseau 1
86
10
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
4
3
angle
rotorique (pu)
2
1
0
-1
-2
-3
0
1
2
3
4
5
t(s)
6
7
8
9
10
Figure n° 4.26- variation de l’angle δ avec et sans contrôle
Analyse des résultats :
Dans le but de tester les différents paramètres de contrôle du VSC-HVDC mis au point
théoriquement, nous avons simulé donc un défaut majeur qui est le court-circuit triphasé
pendant le laps de temps [0.8 0.9].
Nous remarquons dans la figure n° 4.23, l’effet de la modulation de la puissance active sur
notre système. En effet, un choix judicieux des paramètres de régulation nous a permis de
réguler la puissance de sortie malgré la gravité du défaut.
Dans la figure suivante, et même si l’effet de la puissance réactive n’est pas aussi primordial
puisque le transport de l’énergie se fera en courant continu, nous notons quand même
l’équilibre qui s’est instauré entre les deux puissances.
En ce qui concerne l’angle des machines δ, et qui est l’un des paramètres les plus révélateurs
de l’état de fonctionnement du réseau, nous voyons dans la figure n° 4.26 que sans contrôle, il
y a une augmentation de la valeur de l’angle sans retour à la valeur initiale, ce qui peut
indiquer un fonctionnement anormal. Après l’insertion des contrôleurs, on remarque un retour
à l’état stable.
87
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
Conclusion :
Nous concluons donc d’après ces résultats que le VSC-HVDC soumis à un contrôle adéquat,
outre ses multiples avantages suscités, contribue à réaliser une interconnexion parfaite autant
sur le plan de la stabilité que sur la qualité de la transmission en elle-même.
Par rapport à la transmission en AC, nous notons que les contrôles appliqués aux FACTS
(SVC et UPFC), sont beaucoup plus complexes, et les paramètres à réguler sont plus
nombreux, bien que ces dispositifs aient donné des résultats très satisfaisants. L’utilisation
notamment de l’UPFC, est bénéfique lors du couplage de deux réseaux de paramètres
différents. Ainsi il jouera indépendamment le rôle de redresseur/onduleur ou au besoin de
compensateur pour l’un des réseaux.
L’interconnexion de deux
ou plusieurs réseaux électriques demande beaucoup
d’investissement matériel, et humain et le choix du modèle de transmission dépend de
nombreux paramètres externes, et de beaucoup de considérations politiques, économiques et
environnementales. Néanmoins, au terme de cette étude préliminaire, on peut déjà faire
pencher la balance vers la transmission par VSC-HVDC, mais ceci dans l’aspect purement
technique de la question.
Nous voyons dans ce chapitre qu’avec une commande appropriée nous avons pu régler le flux
de la puissance, ce qui est un paramètre primordial dans l’interconnexion des réseaux
électriques. Mais, néanmoins, les contraintes liées à la quantité de puissance transmise rendent
cette interconnexion encore éloignée des objectifs des deux pays, mais pour ra jouer le rôle
d’une liaison complémentaire avec une liaison HVDC classique.
88
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
Conclusion
89
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
Dans ce travail, on a analysé les deux types classiques des interconnexions des réseaux
électriques, à savoir l’interconnexion en AC et en DC.
La transmission en AC doit impérativement utiliser les dispositifs FACTS. Nous avons
détaillés leur fonctionnement ainsi que leur commande. Nous nous sommes bornés à deux
types : le SVC, et l’UPFC. Ce dernier par sa grande flexibilité demeure le plus approprié lors
d’une interconnexion du type que nous avons. Il rassemble à lui seul par sa structure mixte,
tous les avantages des autres dispositifs. Cependant sont coût, et sa commande qui doit être
des plus précises, peuvent jouer en sa défaveur.
D’après les particularités propres à notre réseau national, et au vu du coût de l’investissement
à court et long terme, nous avons conclu que la transmission en DC est hautement plus
intéressante.
En effet, au cours de ce travail comparatif, on a remarqué qu’en général la transmission en
DC, renferme beaucoup moins de « problèmes » du point de vue analyse, que celle en AC.
Nous entendons par ce mot, la taille des systèmes à traiter est moindre dans le premier cas.
Ce travail n’est qu’une esquisse pour une interconnexion qui sera opérationnelle dans les mois
qui viennent. Nous avons voulu mettre en avant les performances de ce nouveau dispositif
qui est le VSC-HVDC dont nous citons encore une fois ses principaux atouts :
Prévention des coupures : Les lignes HVDC ne peuvent pas être mises en surcharge. La
technologie HVDC permet de maîtriser le débit de l'énergie transportée. Avec le HVDC,
l'énergie peut ainsi faire l'objet de transactions commerciales entre des réseaux indépendants,
supprimant les défaillances, et compensant les fluctuations de tension.
Ceci est notamment intéressant lorsqu’on sait la différence de taille entre le réseau Espagnol
et le réseau Algérien, et de ce fait la nécessité de protéger le réseau national d’une
perturbation dans le réseau Espagnol.
Retour d'alimentation rapide : Outre les avantages du HVDC traditionnels, le HVDC Light
offre également une possibilité appelée 'black start' qui permet d'alimenter des réseaux qui ont
connu une coupure d'alimentation totale en leur permettant un retour rapide et efficace de
l'électricité.
L'intégration de sources d'énergie renouvelables dans les réseaux. Le HVDC est la
technologie idéale pour une intégration efficace dans les réseaux de l'électricité générée par
les sources d'énergie renouvelables. Elle est particulièrement adaptée au transport de l'énergie
produite par des éoliennes offshore à des réseaux terrestres et pour les connexions avec des
installations offshore, telles que des plates- formes pétrolières avec les réseaux terrestres. On
sait, qu’actuellement, notre pays accorde un grand intérêt au développement des sources
d’énergie renouvelable(le solaire et l’éolien), et leur insertion au réseau national.
Avantages pour l'environne ment.
En favorisant un transport d'énergie souterrain et sous- marin, le système HVDC Light offre
des avantages indéniables vis-à-vis de l'environnement.
90
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
Le développement croissant actuel de la part de marché de la technologie HVDC repose sur
deux facteurs principaux : La sécurité de l'approvisionnement qui implique de conserver des
réseaux synchronisés de petite taille et la liaison de réseaux asynchrones avec des systèmes
HVDC dos à dos. Les problèmes d'environnement conduisent les sociétés d’électricité à
augmenter les capacités des lignes afin de réduire leur impact visuel et à préférer
potentiellement
le
transport
d'énergie
par
des
lignes
souterraines.
En Europe, les effondrements de réseaux de 2003 ont fait apparaître un besoin de plus grande
sécurité de l'alimentation. Les réseaux ont principalement besoin d'être renforcé pour aboutir à
une alimentation fiable ainsi qu'au développement du marché de l'énergie et pour encourager
la croissance de la production électrique à partir de sources renouvelables.
Nous terminerons ce travail par une série de perspectives à explorer :
- La modélisation complète du réseau Algérien
- L’insertion des énergies renouvelables par VSC-HVDC
91
Chapitre IV : L’interconnexion AlgérieEspagne
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
vIV.1 Introduction :
La consommation globale de l’électricité étant en continuelle augmentation, la majorité des
réseaux électriques de part le monde sont largement interconnectés impliquant des
connections internes, régionales, et internationales. L’objectif à atteindre étant une meilleur
efficacité dans la génération, le transport, et la distribution de l’énergie électrique et ceci dans
des conditions optimales de fiabilité et d’économie. L’interconnexion des réseaux électriques
a pour but des raisons économiques : réduction du prix de revient de l’électricité car elle
permet d’éviter la construction de nouvelles installations électriques et de minimiser la
production totale de l’énergie et le prix du carburant, et des raisons techniques : à savoir, une
meilleur qualité de la tension, une amélioration du transit des puissances, et une bonne
stabilité des réseaux.
Le réseau Algérien est interconnecté avec les réseaux voisins du Maghreb, (Tunisie :
4connexions ; Maroc : 2connexions) mais une interconnexion avec les pays européens du
bassin méditerranéen serait d’un apport bénéfique pour notre pays et l’Europe, et ceci pour
des raisons techniques et économiques évidentes. L’Algérie a lancé depuis 2002 un vaste
processus de restructuration du secteur de l’électricité, et ceci afin d’assurer le libre au réseau
de transport en diversifiant les échanges internationaux. La création d’un espace énergétique
Maghreb-Europe a débuté en 1997 par une liaison sous-marine 400KV AC. Mais ceci reste
bien en deçà de capacités de chaque partie. [38],[39]
Le projet d’interconnexion Algéro -Espagnol a déjà fait l’objet de nombreuses propositions et
études de la part de Red electrica et Sonelgaz, d’autant plus qu’une réelle volonté politique
des deux pays existe pour la réalisation de ce projet.
On observe ces dernières décennies que la majorité des pays optent pour l’interconnexion de
leurs réseaux électriques au niveau international voir intercontinental. En effet,
l’interconnexion des grands réseaux électriques permet la construction d’un espace électrique
sans frontières. Ce qui implique une augmentation significative de la puissance de transit, la
sécurité de la production et la disponibilité de l’énergie. Autre avantage, et non des moindres,
est le bénéfice économique car le prix de revient de l’électricité diminue, sans compter que
l’interconnexion permet d’éviter la construction de nouvelles centrales de production ce qui
peut s’avérer un lourd investissement.
Les échanges énergétiques entre les pays du bassin méditerranéens ont pris de l’ampleur ces
deux dernières décennies en raison de la croissance économique. En effet, outre les liaisons
intermaghrébines (figure n°4.1) (Algérie-Maroc ; Algérie- Tunisie), plusieurs lignes ont été
réalisées (Espagne-Maroc), (Libye-Egypte),
74
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
H U N G A R Y
F R A N C E
R O M A N I A
Belgrad
Toulous e
Milan
B la c k S e a
Sofia
IT A L Y
Rome
Brindis i
Tirana
F YROM
BU
L G A R IA
Ins tabul
AL BANI A
Madrid
Ankara
GREEC E
S P A IN
T U R K EY
Palermo
Seville
Algiers
Tunis
Athens
TUNISIA
CYP RUS
M e d it e r r a n e a n S e a
Rabat
Beirut
Tripoli
Tel
Aviv
M O R O CC O
A L G E R IA
Benghaz i
Cairo
L IB Y A
E G Y P T
Figure n° 4.1 - échanges énergétiques dans le bassin méditerranéen
Et beaucoup de projets sont en cours de réalisation, et parmi eux le projet qui fait l’objet de
notre travail, et qui est l’interconnexion Espagne- Algérie.
L’intérêt d’une interconnexion directe entre les deux pays est que les unités de production
d’électricité implantées en Algérie et destinées à l’exportation sont de facto des éléments du
système d’approvisionnement électrique de l’Europe. Les avantages que les pays européens
en tireront sont multiples :
*Favorise la concurrence en mettant sur le marché une énergie compétitive et non polluante ;
* Délocalisation des centrales de production d’électricité qu’il aurait été nécessaire de
construire sur le territoire européen ;
* Disponibilité plus importante de l’offre, ce qui renforce la sécurité d’approvisionnent en
énergie de l’Europe.
* Appel très probable à la technologie européenne pour la réalisation de ce projet.
La volonté commune de diversifier les projets d’investissement entre les deux rives une
méditerranéennes, sera renforcée également dans le domaine énergétique en reliant les deux
systèmes électriques.
Suite au protocole d’accord conclu entre le ministre de l’Energie et des Mines d’Algérie et le
Ministre de l’Economie du Royaume d’Espagne, l’entreprise espagnole RED ELECTRICA
DE ESPANA (REE) gestionnaire du réseau de transport d’Espagne et l’entreprise algérienne
(SONELGAZ) gestionnaire du réseau de transport d’Algérie ont conclu un accord visant à
mener une étude de faisabilité d’une interconnexion électrique d’une capacité de 2000 MW
dont 1000 MW seront réservés temporairement à l’adjudicataire du projet algérien de 2000
MW et 1000 MW seront mis en libre accès.
75
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
Cette interconnexion qui sera matérialisée par une liaison électrique sous- marine reliant le
système Algérien à partir de la région de Béni-Saf située à l’Ouest de l’Algérie et le système
Espagnol aux environs de la région d’Almeria (Carboneras Littoral) dans le sud de l’Espagne.
SONELGAZ et REE ont également décidés de confier l’étude de faisabilité à l’entreprise
algérienne Algerian Energy Company (AEC). Pour mener à bien cette étude, AEC s’est
adjoint le concours du consultant CESI (Italie).
Il est rappelé que AEC est le promoteur du projet 2000 MW consistant en une centrale
électrique d’une capacité de 800 MW située à Skikda et dont la production est destinée à
l’approvisionnement du marché algérien et en une centrale d’une capacité totale de 1200 MW
dont la production est destinée à l’exportation.
La première phase de L’étude de faisabilité de l’interconnexion a été finalisée au mois de
Juillet 2002, et la seconde phase de l’étude (avant projet et spécifications fonctionnelles) a été
finalisée au mois de Décembre 2002.
La proximité géographique de l’Espagne en fait un partenaire stratégique pour une liaison
sous- marine. La question posée est quelle est la technique la plus économique et la plus fiable
pour effectuer cette interconnexion. Deux alternatives sont possibles en AC ou en DC.
IV.2 Interconnexion Algéro-Espagnole :
L'objectif de la collaboration qui est proposée consiste à étudier l'interconnexion des systèmes
électriques de l'Espagne et les pays maghrébins (le Maroc et l'Algérie, principalement) à
travers le détroit de Gibraltar (coté Maroc 1400 MW dans 400 KV et direct coté Algérien
2000 MW 400 KV) du point de vue de la viabilité technique des transits d'énergie dans le
contexte des marchés électriques.
Cette interconnexion se caractérise par la faiblesse des réseaux électriques des pays
maghrébins face à la robustesse du réseau espagnol, fortement interconnecté avec le reste de
l'Europe. Pour cette raison, une interconnexion « classique » en AC aura des répercussions
désastreuses sur le réseau Algérien en cas d’incidents survenant au réseau Espagnol, alors que
le scénario inverse ne présente pas d’influence sur le côté Espagnol.
Le réseau électrique national est interconnecté à l’est et à l’ouest avec les réseaux tunisiens et
marocains.
Une interconnexion réalisée avec les pays du bassin méditerranéen sera intéressante à plus
d’un titre : le réseau européen est robuste et fortement maillé, ce qui procurera plus de
puissance à notre réseau.
Le pays le plus proche de nous géographiquement est l’Espagne .Mais cette raison n’est pas la
seule ayant motivée notre choix. Il faudrait, qu’une interconnexion profite aux deux parties :
alors qu’est-ce qui pousserait l’Espagne à investir dans une interconnexion plutôt que de
construire de nouvelles lignes ou centrales ?
Il suffit de suivre l’actualité pour savoir que l’Espagne connaît une progression trop lente des
capacités de production et des risques croissants de coupures et de délestage. Selon une
compagnie d’électricité, il faudrait une capacité installée d’au moins 40000MW afin d’éviter
76
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
les coupures de courant. Cette demande est irréalisable actuellement car si le prix de
l’électricité a baissé de 16% depuis 1999, celui du gaz a doublé alors qu’on sait que
l’Espagne un pays exportateur de gaz.
Côté Algérien, l’argument d’insécurité qui freinait les investissements a disparu, aussi les
équipements nécessaires peuvent être installés sans risques, d’autant plus que la maintenance
et le contrôle des stations est indépendant pour les deux systèmes.
Toutes ces raisons nous incitent à avoir la conviction qu’une interconnexion AlgérieEspagne présentera des bénéfices pour les deux pays en particulier et pour tout le bassin
méditerranéen en général.
Où et comme nt se fera l’interconnexion ?
Projet 2000 MW
L’Algérie, et à travers la société nationale « SONELGAZ » affiche la volonté de devenir à
l’horizon 2010 un opérateur compétitif dans la boucle méditerranéenne, et cela en
développant les axes de transit intermaghrébins et Euro Maghrébins. Pour ces raisons a été
initié ce projet : « 2000MW » qui entre dans le cadre du développement du 400KVsur le
réseau de transport.
Le but est de concevoir, financer, construire, posséder, exploiter et entretenir une ou plusieurs
centrales électriques totalisant une puissance totale de 2000 MW et la commercialisation de
l’énergie produite. Ainsi il y aura des centrales destinées aux besoins locaux (800MW) et
d’autres pour l’exportation (1200MW).
Figure n° 4.2 - Interconnexion entre l’Algérie et l’Espagne
77
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
Il est évident de choisir la plus courte distance entre les deux pays : l’ouest Algérien et le sud
Espagnol. (Figure n° 4.2) :
IV.2.1 Interconnexion en AC :
L’interconnexion en AC peut être envisagée grâce aux dispositifs FACTS. Ces dispositifs
placés de parts et d’autres des systèmes interconnectés aideront à contrôler le power flow et
l’amortissement des oscillations. Pour cela, nous avons testé à l’étude deux types de FACTS :
le SVC et l’UPFC.
IV.2.1.1 Le SVC :
Nous nous proposons dans ce qui suit, de modéliser le réseau de transmission ouest-Algérien
suivant la méthode SIME qui consiste à ramener un système multi machine à une seule
machine équivalente, puis à appliquer une stratégie de contrôle sur le SVC.
a- La méthode SIME : [40],[41]
La méthode SIME est une méthode hybride résultant de deux méthodes de stabilité
transitoire : la méthode d’intégration temporelle pas à pas appliquée au système multi
machine, et le critère d’égalité des aires appliqué à l’OMIB (One Machine Infinite Bus).Cette
combinaison permet d’identifier les machines critiques et l’évaluation de la marge
d’instabilité.
La méthode est fondée sur deux propositions :
- Dés qu’il y a instabilité, les machines du système se scindent en deux groupes, ce qui mène à
la rupture du synchronisme.
- La trajectoire de l’OMIB est équivalente à la trajectoire des deux groupes de machines
(critiques et non critiques), et de là, l’étude de la dynamique du système multi machine est
réduite à l’étude de la dynamique de l’OMIB.
b- Paramètres et équation dynamique de l’OMIB :
Les paramètres de la machine équivalente (angle, vitesse, puissance mécanique et électrique)
sont calculés à partir des données des machines du système multi machine en utilisant les
équations suivantes :
 t = c t − N t . c t
(4.1)
 : angle rotorique de la machine.
Les indices c et N sont respectivement ceux des machines critiques et non critiques.
Le coefficient d’inertie de l’OMIB, est donné par :
𝑀=
𝑀𝑐 .𝑀𝑁
(4.2)
𝑀𝑐 +𝑀𝑁
Avec:
𝑀𝑐 =
𝑖
𝑀𝑖 , 𝑀𝑁 =
𝑗
𝑀𝑗
(4.3)
Et :
78
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
𝛿𝑐 = 𝑀𝑐−1
𝑖
𝑀𝑖 𝛿𝑖 ; 𝛿𝑁 = 𝑀𝑁−1
𝑀𝑗 𝛿𝑗
𝑗
(4.4)
De la même façon, on définit la vitesse angulaire de l’OMIB par:
OMIB 𝑡 = 𝑐 𝑡 − 𝑁 𝑡
(4.5)
Avec :
𝜔𝑐 𝑡 = 𝑀𝑐−1
𝑖
𝜔𝑁 𝑡 = 𝑀𝑁−1
𝑗
𝑀𝑖 𝜔𝑖
𝑀𝑗 𝜔𝑗
(4.6)
La puissance mécanique de l’OMIB s’écrit :
𝑃𝑚𝑂𝑀𝐼𝐵 = 𝑀−1 𝑀𝑁
𝑖
𝑃𝑚𝑖 − 𝑀𝑐
𝑗
𝑃𝑚𝑗
(4.7)
Et la puissance électrique est :
𝑃𝑒𝑂𝑀𝐼𝐵 = 𝑃𝑚𝑎𝑥 sin 𝛿𝑂𝑀𝐼𝐵
(4.8)
D’où, la dynamique de l’OMIB obéira à l’équation :
𝑀𝛿𝑂𝑀𝐼𝐵 = 𝑃𝑚𝑂𝑀𝐼𝐵 𝑡 − 𝑃𝑒𝑂𝑀𝐼𝐵 (t)
(4.9)
Remarque : Les paramètres du système multi machine sont obtenus par les équations de Park
en prenant en considération les différentes régulations, et le système OMIB possède les
mêmes caractéristiques physiques que le système réel.
c- La stratégie de contrôle : [42], [43]
Cette stratégie de contrôle est basée sur la fonction de contrôle de Lyapounov . Les systèmes
de puissance sont généralement décrits par une équation du type :
𝑥 = 𝑓 𝑥, 𝑕 𝑥
𝑔 𝑥, 𝑦 = 0
(4.10)
Supposons que l’origine est un point d’équilibre du système (4.1), alors d’après la théorie de
Lyapounov :
S’il existe une fonction (x) au voisinage de l’origine telle qu’elle obéisse aux deux conditions
suivantes :
’(x)>0  xQR , x0 et ’(0)=0
’’(x)<0  xQR , x0 et ’’(0)=0
(4.11)
(4.12)
Alors, (x) est une fonction de Lyapounov du système considéré et le point d’équilibre x=0 est
localement asymptotiquement stable et inversement.
Dans les réseaux de transmission, la fonction énergie est souvent considérée comme fonction
de Lyapounov candidate.
79
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
Ceci en ce qui concerne les systèmes en boucle fermée. Dans le cas d’un système avec un
contrôle u à l’entrée, tel que :
𝑥 = 𝑓 𝑥, 𝑢
xRN, uRN
(4.13)
Il faut alors trouver les conditions d’existence d’un contrôle u=u(x) défini au voisinage de
l’origine tel que le système en boucle fermée :x’=f(x,u(x)) ait un point d’équilibre localement
asymptotiquement stable à l’origine, ie :u(0)=0.
Si une telle fonction existe, alors le système (4.13) est stabilisable, et u(x) est un stabilisateur.
Il existe alors, selon le théorème de Lyapounov, une fonction définie positive :
’’(x)=grad(’).f(x,u(x))<0.
(4.14)
La fonction qui satisfait en même temps les conditions (4.11), (4.12) et (4.14) est appelée une
CLF (Control Lyapounov Function)
L’existence d‘une CLF est une condition nécessaire et suffisante pour stabiliser le système
avec le contrôle u.
Application :
Soit un réseau de puissance modélisé par (2n+N) nœuds connectés par des lignes de
transmission représentées par la matrice admittance : y=j [Bkl]. On considère que la puissance
mécanique à l’entrée des générateurs comme constante. Le réseau est représenté par le
système d’équations suivant :
Pour k=1, n
𝜕𝛿 𝑘
𝜕𝑡
𝑀𝑘
= 𝜔𝑘 − 𝜔0
𝑑𝜔
(4.15)
= 𝑃𝑚𝑘 − 𝑃𝑒𝑘
𝑑𝑡
𝑇𝑑0 𝐸𝑞𝑘 =
(4.16)
𝑥 𝑑𝑘 −𝑥 𝑑𝑘
(4.17)
𝑥 𝑑𝑘
Et pour: k=n+1, n+N:
Pk 
2n N

l  n 1
Qk 
2n N

l  n 1
B kl Vk Vl sin (  k -  l )
(4.18)
B kl Vk Vl cos (  k -  l )
(4.19)
Où :
k : angle rotorique de la machine k
k, 0 : représentent la vitesse angulaire et la vitesse angulaire initiale du générateur k.
M : coefficient d’inertie.
Pk ,Qk : représente la puissance active et la puissance réactive aux bornes du générateur k.
80
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
La fonction énergie est donnée par :
𝛾 𝜔, 𝛿, 𝐸𝑞 , 𝑉, 𝜃 = 𝛾1 +
8
𝑘=1 𝛾2𝑘
+ 𝐶0
(4.20)
1 : énergie cinétique telle que:
𝛾1 =
1
2
𝑛
𝑘=1 𝑀𝑘
𝜔2𝑘
(4.21)
C0 : constante
Si la condition :
𝑑𝛾
𝑑𝑡
<0
(4.22)
est satisfaite, alors :  est une CLF.
Si on introduit un dispositif (exemple un FACTS) alors la condition (4.22) deviendra :
𝑑𝛾
𝑑𝑡
𝑑𝛾
+ 𝑑𝑡 < 0
(4.23)
Avec :
𝑑𝛾
𝑑𝑡
: la dérivée de la nouvelle fonction de Lyapounov après l’introduction du FACTS.
Application au réseau ouest-Algérien :
Le réseau ouest-Algérien comporte 3 centrales importantes (figure n° 4 .1) .Les données des
centrales se résument dans le tableau n° 4.1.
Tableau :n° 4.1 - données des centrales du réseau ouest
Plant Name
No.
Of
units
Type
Nominal
(MW)
Power
Power
Rated
Rated
Factor
Voltage
Power
(kV)
(MVA)
winter
summer
MARSAT
5
ST
0.8
13,8
220
168
168
R.BLAN
1
ST
0.8
13,8
93,75
73
73
TIARET
3
GT
0.8
11,5
137
100
85
81
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
Figure n°4.1 : réseau ouest-Algérien
Figure n° 4.2 - Réseau ouest-Algérien 220/60KV par Kh iat
Après l’application de la méthode SIME, les résultats de simulation des générateurs ont
donné les résultats qui sont représentés dans la figure n° 4.3.
Analyse des résultats
82
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
On voit sur la figure n° 4.3, l’allure de l’angle de charge en fonction du temps  (t) des
différents alternateurs des centrales.
Un défaut triphasé est appliqué à t=0.1s et est éliminé à 0.13s. D’après la méthode SIME, le
comportement de l’angle de l’alternateur post défaut est déterminant afin de différencier les
machines critiques des machines non critiques.
Après évaluation des distances d entre deux machines adjacentes, on arrive à la conclusion
que l’alternateur de Marsat El Hadjadj est non critique tandis que les centrales Ravin Blanc
(Oran) et Tiaret sont critiques.
A partir de là, on peut alors calculer les paramètres de l’OMIB d’après les équations de (3.1) à
(3.4). Finalement, la configuration du réseau représentée sous forme d’un schéma équivalent
aura la forme représentée par la figure n° 4.4.
Figure n° 4.3 - les angles des trois machines et l’OM IB
omib
jx
Réseau infini
Figure n° 4.4 - La nouvelle configuration du réseau
83
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
c- Etude et contrôle du SVC :[44],[45]
La compensation présente des limites pour des raisons économiques. Les compensateurs réels
sont caractérisés par une capacité maximale C max à partir de laquelle ils ne régulent plus la
tension au point de raccordement .Dans ce cas, la puissance active transmissible obéit à la
relation :
𝑃=
𝑉2
𝑋
1
1 − 𝜔𝐶𝑚𝑎𝑥
𝑋
4
sin 𝜑
(4.24)
Et la puissance réactive par:
Q=C max V2
(4.25)
V= Vinf : tension du réseau infini
X : réactance de ligne.
Cmax : capacité maximale
Maintenant que le réseau ouest a été simplifié, on peut représenter le SVC comme suit :
(figure n° 4.5)
Jx/2
jx/2
I1
I2
Vomib
Cmax
Vinf
Figure n° 4.5 - représentation du SVC.
Les équations du système deviendront :
’omib=omib
(4.26)
𝜔𝑂𝑀𝐼𝐵 = 𝑃𝑚𝑂𝑀𝐼𝐵 − 𝑃𝑒𝑂𝑀𝐼𝐵 − 𝐷𝜔 𝑀
(4.27)
D : coefficient d’amortissement de la machine
L’énergie active et réactive échangée avec l’introd uction du SVC est définie par l’équation
suivante :
84
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
Pe=-PSVC
(4.28)
On voit bien que si on ajoute au système (4.26) et (4.27) un contrôle u indépendant de la
topologie du système.
𝑑
𝑉
𝑢 = 𝑘 𝑑𝑡 𝐼 − 𝑋 2
2
(4.29)
k: gain positif.
Ceci optimisera le fonctionnement de notre dispositif.
Simulation et résultats :
t
t
Figure n° 4.6 :Pe(t) avec SVC
Figure n° 4.7 : Pe(t) sans SVC
t
t
Figure n°4.9 :Vf(t ) sans SVC
Figure n° 4.8 - Vf(t) avec SVC
t
Figure n° 4.10 –ω (t ) avec SVC
t
85
Figure n°4.11 : ω(t) sans SVC
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
Les figures n° 4.6, 4.8 et 4.10 représentent les grandeurs du réseau après un court-circuit
triphasé avec placement du SVC, tandis que les figures 4.7,4.9 et 4.11 décrivent le
comportement de ces mêmes grandeurs, suite au même défaut, sans SVC.
On voit clairement l’apport important du dispositif FACT à l’absorption du défaut et à
l‘amélioration de la stabilité transitoire du réseau. [46],[47]
IV.2.1.2 L’UPFC :
L’originalité de ce dispositif est de pouvoir contrôler les trois paramètres associés au transit
de puissance dans une ligne électrique, à savoir la tension, l’impédance de ligne et le
déphasage des tensions aux extrémités de la ligne. En principe, l’UPFC peut accomplir les
fonctions aussi bien des compensateurs séries que ceux parallèles.
a- Modélisation de l’UPFC [48],[49]
Comme on l’a décrit précédemment, l’UPFC est constitué de deux onduleurs de tension
triphasés reliés par un condensateur de filtrage. (figure n°4.12). L’onduleur 1 est en parallèle
avec la ligne, tandis que l’onduleur 2 est en série avec celle-ci. L’onduleur série injecte une
tension à la même fréquence que celle du réseau mais dont l’amplitude et la phase sont
ajustable. La partie shunt permet de compenser la puissa nce réactive pour le maintien du plan
de tension.
La modélisation de l’UPFC, est nécessaire afin de préparer son insertion au réseau. Cette
modélisation sera plus ou moins complexe suivant le but recherché.
Pour la réalisation de cette interconnexion, nous avons choisi une modélisation qui ne tient
compte que des puissances injectées. L’UPFC sera alors représenté par deux injections de
puissance. Ce modèle tient compte uniquement des puissances actives et réactives injectées
dans les nœuds. Il est utilisé pour le contrôle en mode boucle ouverte ou fermée pour observer
l’impact sur la ligne ou contrôler le transit (figure n° 4.13).
86
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
Zij
Bus i
bus j
Vi (Pinj ,Qiinj )
(Pjinj ,Qjinj )
Vj
Figure n° 4.13- Modèle de deu x injections de puissance
Simulation :
Après application d’un défaut sur la ligne, on observe sur les figures n° 4.14 et 4.15, l’allure
des différentes grandeurs du système :
On a focalisé notre simulation sur les deux grandeurs primordiales qui sont la puissance active
et la vitesse angulaire. Ainsi, on voit un retour vers un état stable, après le défaut appliqué.
Figure n° 4.14 - évolution de la puissance mécanique en fonction du temps
87
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
Figure n° 4.15 -évolution de la vitesse angulaire en fonction du temps
Conclusion :
La transmission en AC, avec la nécessité bien entendu de l’introduction des dispositifs
FACTS, peut être envisageable. On a obtenu un amortissement satisfaisant et, un retour à une
stabilité du réseau encourageante, mais vu la différence de paramètres entre les deux réseaux,
la fragilité du réseau Algérien par rapport au réseau Espagnol, il est plus judicieux de réaliser
cette interconnexion en DC.
88
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
IV.2.2 Interconnexion en DC [50],[51]
IV.2.2.1 Par VSC-HVDC :
D’après le projet en cours, sur l’interconnexion entre l’Algérie et l’Espagne, la puissance
transitée est de 2000MW. Avec les données actuelles, on ne peut faire transiter que 1200MW,
mais cette quantité ne cesse de croître de plus en plus.
Pour chaque projet spécifique, il faut sélectionner les modules et câbles adéquats. Pour les
câbles, le facteur climat rentre aussi en considération.
D’après les données spécialisées, on peut se faire une idée du type de modules et câbles
adéquats :
Modules 300KV
Tableau n°2 - Choix des sections de câbles sous- marins
Type
Tension
DC(KV)
Courant Section
mm2
(A)
M7
300
627
300
M8
300
1233
1200
M9
300
1881
2800
câble
Bilan des puissances
Tableau n° 3 - bilan des puissances suivant la longueur des câbles sous marins
Puissance
envoyée
Puissance reçue (MW)
50km
100km 200km 400km 800km
382.6
367.0
364.5
354.0
347.5
752.1
724.5
722.0
716.5
705.5
1147.9
1107.0 1104.5 1099.0 1088.0 1066.0
(MW)
683.5
D’après ces données, on peut à priori proposer pour cette interconnexion, une station de
conversion comprenant 6 sous modules soit : 36 IGBT et 18 diodes. Pour une tension de
300KV et un courant de 1880A. Les câbles auront une section de 2800mm2 .
89
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
Les deux configurations mono polaire ou bipolaire sont réalisables, mais la configuration
bipolaire présente d’avantage de sécurité dans le cas d’incidents : (figures n° de 4.15 à 4.17)
Gn
d
Figure n° 4.15 - défaut
dans l’une des lignes
Fig n° 4.16 -défaut
dans l’une des lignes
Figure n°4.17- défaut
dans l’un des
convertisseurs
Ce type de transmission, on le rappelle, comporte trois avantages principaux :
-Pas de puissance réactive.
-Contrôle total de l’écoulement de puissance.
-Pas de contribution à la puissance de court-circuit dans les réseaux AC.
Notons que si le projet s’agrandit pour plus de puissance, il suffit de connecter en parallèle
plusieurs unités.
a- Modélisation et simulation :[52],[53],[54]
Vu la complexité des réseaux actuels, afin de pouvoir faire les différents calculs, il est
nécessaire de faire quelques hypothèses simplificatrices :
-Les capacités shunt, les filtres AC et DC ne sont pas représentés.
-Les tensions dans les parties DC sont considérées comme parfaitement sinusoïdales.
-Les pertes internes des convertisseurs sont négligées.
-Les réactances des transformateurs des convertisseurs sont supposées identiques dans les
trois phases.
Avec ces hypothèses l’équation de ligne devient :
90
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
(4.30)
Les équations du système de puissance dans l’état stable est :
Ibus=Ybus . Vbus
(4.31)
Uacref
ΔUacref
Udcref
Contrôle
de la
tension
AC
Qref
ΔQref
Uacctrl
Contrôle
de la
puissance
réa cti ve
Contrôle
du
courant
Limi te du
courant
de phase
Contrôle
de la
tension
DC
Limi te de
la tension
de phase
Pref
Contrôle de
la puissance
a cti ve
ΔPref
Udcctrl
Qrct
Prtl
Figure n° 4.18 - principal schéma de contrôle des
VSC-HVDC
91
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
On peut encore détailler la transmission bipolaire HVDC par la figure suivante :
Figure n ° 4.19 - trans mission par HVDC light
CT : transformateur
R : redresseur 36 interrupteurs
DCF : filtres DC
TACF : filtres AC
HPACF : filtres AC passe- haut
92
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
Les équations de tension régissant les convertisseurs :
𝑉𝑑𝑟 =
3 2
𝜋
𝑎𝑟 𝑉𝑟 cos 𝛼𝑟 − 𝑅𝑐𝑟 𝐼𝑑
(4.32)
= 𝑉𝑑0𝑟 cos 𝛼𝑟 − 𝑅𝑐𝑟 𝐼𝑑
𝑉𝑑𝑖 =
3 2
𝜋
𝑎𝑖 𝑉𝑖 cos 𝛾𝑖 − 𝑅𝑐𝑖 𝐼𝑑
(4.33)
= 𝑉𝑑0𝑖 cos 𝛾𝑖 − 𝑅𝑐𝑖 𝐼𝑑
Avec:
3
3
𝜋
𝜋
𝑅𝑐𝑟 = 𝑋𝑐𝑟 ; 𝑅𝑐𝑖 = 𝑋𝑐𝑖
Les indices r et i indiquent respectivement les grandeurs du redresseur et de l’inverseur
Les contrôleurs du système AC :
Ps/Is
Δp/ΔI
Les entrées du
système
AC/DC
Σ
Les
contrôleurs
du système
AC
Σ
ΔV
Les
Vs
contrôleurs
du système
DC
Réseau DC
α,γ
Modes de
contrôle DC
Id,vdr, vdi
Interface
AC/Dc
Du réseau DC
Vers le
contrôleur
de courant
Im
Les
marges
du
courant
Du mode de
contrôle DC
Figure 4.20 : le contrôle de la partie A C
93
Pdr,Pdi
vdir,Qi
Q
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
V : la tension de commutation du convertisseur AC,qui est la tension de ligne côté primaire du
transformateur.
aV : tension de commutation de la source AC en référence au secondaire du transformateur.
Xc : réactance de commutation
Rc : résistance de commutation
α : angle d’amorçage du redresseur
γ : angle d’extinction de l’onduleur
γ0 : angle d’extinction minimal
µ : angle de commutation maximal
Remarque : La condition de fonctionnement :(α+ µ)<180- γ0
3. 3 Le contrôle de la puissance active et réactive du VSC-HVDC :[55],[56]
Soit un VSC-HVDC placé entre deux points iet j. Du fait des caractéristiques du VSC-HVDC,
on peut considérer que chaque convertisseur des deux parties est une source de tension idéale,
de tension et d’angle de phase parfaitement contrôlables.
A partir de ces assertions, on peut alors représenter l’interconnexion comme suit :
jx l
Ui/θi
Uj/θj
Psi+jQsi
Psj+jQsj
Figure 4.21 : Modèle d’injection du VSC-HVDC
𝑈𝑐𝑖 = 𝑈𝑐𝑖 𝑒 𝑗𝛾𝑖 = 𝑈𝑐𝑖 cos 𝛾𝑖 + 𝑗 sin 𝛾𝑖 = 𝑈𝑐𝑖 1 + 𝑈𝑐𝑖 2
(4.34)
𝑈𝑐𝑗 = 𝑈𝑐𝑗 𝑒 𝑗𝛾𝑗 = 𝑈𝑐𝑗 cos 𝛾𝑗 + 𝑗 sin 𝛾𝑗 = 𝑈𝑐𝑗 1 + 𝑈𝑐𝑗 2
(4.35)
Avec Uci1 , Uci2 , Ucj1 , Ucj2 variables de contrôle des convertisseurs i et j resp.
Les pertes sont considérées comme une charge active constante, et les pertes dans la ligne DC
sont négligées.
𝑃𝑠𝑖 =
1
𝑋𝑇𝑖
. sin 𝜃𝑖 𝑈𝑐𝑖 1 − cos 𝜃𝑖 𝑈𝑐𝑖 2
(4.36)
94
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
𝑄𝑠𝑖 =
𝑃𝑠𝑗 =
𝑄𝑠𝑗 =
1
𝑋𝑇𝑖
. 𝑈𝑖2 − 𝑈𝑖 cos𝜃𝑖 𝑈𝑐𝑖 1 + sin 𝜃𝑖 𝑈𝑐𝑖 2
1
sin 𝜃𝑗 𝑈𝑐𝑗 1 − cos 𝜃𝑗 𝑈𝑐𝑗 2
𝑋𝑇𝑗
1
𝑋𝑇𝑗
(4.37)
. 𝑈𝑗2 − 𝑈𝑗 cos 𝜃𝑗 𝑈𝑐𝑗 1 + sin 𝜃𝑗 𝑈𝑐𝑗 2
(4.38)
La relation entre les bus i et j est donnée par :
𝑃𝑠𝑖 = −𝑃𝑠𝑗
(4.39)
On notera que l’échange de la puissance réactive se fait indépendamment au niveau de chaque
bus.
Les variables de contrôle définies en (4.33) et (4.34) peuvent être divisées en deux termes,
l’un fixe et l’autre variable comme suit :
Uci1 = Uci10 +Δ Uci1
Ucj1 = Ucj10 +Δ Ucj1
(4.40)
Uci2 = Uci20 +Δ Uci2
Ucj2 = Ucj20 +Δ Ucj2
Du même raisonnement, l’expression des puissances actives et réactive peut également
s’écrire :
𝑃𝑠𝑖 = 𝑃𝑠𝑖0 + ∆𝑃𝑠𝑖
𝑃𝑠𝑗 = 𝑃𝑠𝑗 0 + ∆𝑃𝑠𝑗
(4.41)
𝑄𝑠𝑖 = 𝑄𝑠𝑖0 + ∆𝑄𝑠𝑖
𝑄𝑠𝑗 = 𝑄𝑠𝑗 0 + ∆𝑄𝑠𝑗
L’index 0 la partie statique, et le ΔP et ΔQ la partie variable.
Nous commencerons donc par la modulation de la puissance active uniquement :
Dans ce cas :
∆𝑄𝑠𝑖 = ∆𝑄𝑠𝑗 = 0
Considérons notre système de puissance qui est défini par l’équation non linéaire suivante :
x'=f(x,y)
0=g(x,y)
(4.39)
(Revoir les équations (4.15)-(4.19)
95
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
La fonction énergie de Lyapounov s’écrit :
ν(ω,δ,E’q,U,θ)=νsanscontrôle=
8
𝑘 =1 𝜈2𝑘
avec ω,δ,E’q,U,θ les paramètres des machines.
Avec :
(4.40)
Alors la la dérivée de cette fonction énergie est donc :
(4.41)
La dérivée est négative, donc c’est une fonction qui satisfait aux critères de Lyapounov.
La fonction énergie qui concerne le VSC-HVDC est donnée par :[57]
𝛾𝐻𝑉𝐷𝐶 =
1
2𝑋𝑇𝑖
𝑈𝑖2 − 2𝑈𝑖 cos 𝜃𝑖 𝑈𝑐𝑖 10 + sin 𝜃𝑖 𝑈𝑐𝑖 20
sin𝜃𝑗𝑈𝑐𝑗20
+
1
𝑋𝑇𝑗
𝑈𝑗2 − 2𝑈𝑗 cos 𝜃𝑗 𝑈𝑐𝑗 10 +
(4.42)
Etant donné que seule la puissance active est modulée, alors, on peut introduire un contrôle du
VSC-HVDC sous la forme :
ν’HVDC=-ΔPsi(θi- θj)
(4.43)
ΔPsi=k(θi- θj)=k Δf
(4.44)
96
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
K : gain positif
Δf : différence des fréquences des réseaux i et j où le VSC-HVDC est connecté.
Simulation et résultats :
Pour le contrôle de la puissance active et réactive, le schèma de contrôle introduit à notre
système est le suivant : un régulateur PI et deux régulateurs P. (Figure 4.22 et 4.23)
Psi0
Pomib
Psi
ΔPLF
δi δj
Uci=Uci1 +jUci2
Ucj=Uc j1+jUcj2
PI
i, Δf
Psj=-Psj
ΔPSI
ΔPSI
KΔf
Figure : 4.22 contrôle de la puissance active
Courant de ligne i
sT/1+sT
1+sTa/1+sTb
+
U i U
i
Ui0
PI
Ui
Figure : 4.23 contrôle de la puissance réactive
97
Ki
sum
ΔQsi
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
Les valeurs des angles des deux parties δ i et δ j seront alors déduites des équations (4.35).
Les résultats obtenus sont représentés dans les figures n° 4.24, 4.25 et 4.26.
variation de la puissance électrique
8
6
4
pe(pu)
2
0
-2
-4
-6
0
1
2
3
4
5
t(s)
6
7
8
9
10
Figure n° 4.24- modulation de la puissance active
5
4
data1
data2
puissance active régulée
puissance réactive régulée
3
Pe,Q
2
1
0
-1
-2
-3
-4
0
1
2
3
4
5
t
6
7
8
9
Figure n° 4.25 - puissances active et réactive à la sortie du réseau 1
98
10
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
4
3
angle
rotorique (pu)
2
1
0
-1
-2
-3
0
1
2
3
4
5
t(s)
6
7
8
9
10
Figure n° 4.26- variation de l’angle δ avec et sans contrôle
Analyse des résultats :
Dans le but de tester les différents paramètres de contrôle du VSC-HVDC mis au point
théoriquement, nous avons simulé donc un défaut majeur qui est le court-circuit triphasé
pendant le laps de temps [0.8 0.9].
Nous remarquons dans la figure n° 4.23, l’effet de la modulation de la puissance active sur
notre système. En effet, un choix judicieux des paramètres de régulation nous a permis de
réguler la puissance de sortie malgré la gravité du défaut.
Dans la figure suivante, et même si l’effet de la puissance réactive n’est pas aussi primordial
puisque le transport de l’énergie se fera en courant continu, nous notons quand même
l’équilibre qui s’est instauré entre les deux puissances.
En ce qui concerne l’angle des machines δ, et qui est l’un des paramètres les plus révélateurs
de l’état de fonctionnement du réseau, nous voyons dans la figure n° 4.26 que sans contrôle, il
y a une augmentation de la valeur de l’angle sans retour à la valeur initiale, ce qui peut
99
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
indiquer un fonctionnement anormal. Après l’insertion des contrôleurs, on remarque un retour
à l’état stable.
Conclusion :
Nous concluons donc d’après ces résultats que le VSC-HVDC soumis à un contrôle adéquat,
outre ses multiples avantages suscités, contribue à réaliser une interconnexion parfaite autant
sur le plan de la stabilité que sur la qualité de la transmission en elle-même.
Par rapport à la transmission en AC, nous notons que les contrôles appliqués aux FACTS
(SVC et UPFC), sont beaucoup plus complexes, et les paramètres à réguler sont plus
nombreux, bien que ces dispositifs aient donné des résultats très satisfaisants. L’utilisation
notamment de l’UPFC, est bénéfique lors du couplage de deux réseaux de paramètres
différents. Ainsi il jouera indépendamment le rôle de redresseur/onduleur ou au besoin de
compensateur pour l’un des réseaux.
L’interconnexion de deux
ou plusieurs réseaux électriques demande beaucoup
d’investissement matériel, et humain et le choix du modèle de transmission dépend de
nombreux paramètres externes, et de beaucoup de considérations politiques, économiques et
environnementales. Néanmoins, au terme de cette étude préliminaire, on peut déjà faire
pencher la balance vers la transmission par VSC-HVDC, mais ceci dans l’aspect purement
technique de la question.
Nous voyons dans ce chapitre qu’avec une commande appropriée nous avons pu régler le flux
de la puissance, ce qui est un paramètre primordial dans l’interconnexion des réseaux
électriques. Mais, néanmoins, les contraintes liées à la quantité de puissance transmise rendent
cette interconnexion encore éloignée des objectifs des deux pays, mais pourra jouer le rôle
d’une liaison complémentaire avec une liaison HVDC classique.
100
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
Conclusion
101
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
Dans ce travail, on a analysé les deux types classiques des interconnexions des réseaux
électriques, à savoir l’interconnexion en AC et en DC.
La transmission en AC doit impérativement utiliser les dispositifs FACTS. Nous avons
détaillés leur fonctionnement ainsi que leur commande. Nous nous sommes bornés à deux
types : le SVC, et l’UPFC. Ce dernier par sa grande flexibilité demeure le plus approprié lors
d’une interconnexion du type que nous avons. Il rassemble à lui seul par sa structure mixte,
tous les avantages des autres dispositifs. Cependant sont coût, et sa commande qui doit être
des plus précises, peuvent jouer en sa défaveur.
D’après les particularités propres à notre réseau national, et au vu du coût de l’investissement
à court et long terme, nous avons conclu que la transmission en DC est hautement plus
intéressante.
En effet, au cours de ce travail comparatif, on a remarqué qu’e n général la transmission en
DC, renferme beaucoup moins de « problèmes » du point de vue analyse, que celle en AC.
Nous entendons par ce mot, la taille des systèmes à traiter est moindre dans le premier cas.
Ce travail n’est qu’une esquisse pour une interconnexion qui sera opérationnelle dans les mois
qui viennent. Nous avons voulu mettre en avant les performances de ce nouveau dispositif
qui est le VSC-HVDC dont nous citons encore une fois ses principaux atouts :
Prévention des coupures : Les lignes HVDC ne peuvent pas être mises en surcharge. La
technologie HVDC permet de maîtriser le débit de l'énergie transportée. Avec le HVDC,
l'énergie peut ainsi faire l'objet de transactions commerciales entre des réseaux indépendants,
supprimant les défaillances, et compensant les fluctuations de tension.
Ceci est notamment intéressant lorsqu’on sait la différence de taille entre le réseau Espagnol
et le réseau Algérien, et de ce fait la nécessité de protéger le réseau national d’une
perturbation dans le réseau Espagnol
Retour d'alime ntation rapide : Outre les avantages du HVDC traditionnels, le HVDC Light
offre également une possibilité appelée 'black start' qui permet d'alimenter des réseaux qui ont
connu une coupure d'alimentation totale en leur permettant un retour rapide et efficace de
l'électricité.
L'intégration de sources d'énergie renouvelables dans les réseaux. Le HVDC est la
technologie idéale pour une intégration efficace dans les réseaux de l'électricité générée par
les sources d'énergie renouvelables. Elle est particulièrement adaptée au transport de l'énergie
produite par des éoliennes offshore à des réseaux terrestres et pour les connexions avec des
installations offshore, telles que des plates- formes pétrolières avec les réseaux terrestres. On
sait, qu’actuellement, notre pays accorde un grand intérêt au développement des sources
d’énergie renouvelable(le solaire et l’éolien),et leur insertion au réseau national.
Avantages pour l'environne ment.
En favorisant un transport d'énergie souterrain et sous- marin, le système HVDC Light offre
des avantages indéniables vis-à-vis de l'environnement.
Développements du marché
102
Chapitre IV : l’interconnexion Algérie-Espagne
Le développement croissant actuel de la part de marché de la technologie HVDC repose sur
deux facteurs principaux : La sécurité de l'approvisionnement qui implique de conserver des
réseaux synchronisés de petite taille et la liaison de réseaux asynchrones avec des systèmes
HVDC dos à dos. Les problèmes d'environnement conduisent les sociétés d’électricité à
augmenter les capacités des lignes afin de réduire leur impact visuel et à préférer
potentiellement le transport d'énergie par des lignes souterraines.
En Europe, les effondrements de réseaux de 2003 ont fait apparaître un besoin de plus grande
sécurité de l'alimentation. Les réseaux ont principalement besoin d'être renforcé pour aboutir à
une alimentation fiable ainsi qu'au développement du marché de l'énergie et pour encourager
la croissance de la production électrique à partir de sources renouvelables.
Nous terminerons ce travail par une série de perspectives à explorer :
-
La modélisation complète du réseau Algérien
L’insertion des énergies renouvelables par VSC-HVDC
103
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