SEE réglage de tension

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SEE : Contrôle de tension
DRAFT (sans schéma ni power point de présentation)
Objet : Etude de cas particuliers
(Document présenté par Areva T&D Service Network Consulting France (NCF))
Introduction
Un réseau électrique doit en permanence régler sa tension et sa fréquence pour satisfaire, en
temps réel, à l’adéquation : « charge appelée égale à la production » selon des critères de
qualité satisfaisants. Dans des pays avancés tels que les pays européens au sein de l’UCTE, le
réglage de la fréquence est d’une qualité remarquable, due en particulier à l’accroissement des
moyens de production, mis en commun et donc à l’énorme inertie qui en résulte.
Le réglage de la tension reste, dans une certaine mesure, un contrôle relativement local, eu
égard aux dimensions de l’Europe. Le réglage de la tension dans des limites données, relève
d’un problème de qualité et plus profondément d’un problème de stabilité. Régler la tension
est donc un problème majeur de la gestion des réseaux.
La tension est réglée en tout premier lieu par l’excitation des machines, puis par des
équipements complémentaires : régleurs en charge, bancs de condensateurs, voire dans des
cas particuliers des compensateurs dynamiques d’énergie réactive (SVC : Static Var
Compensator). Mais cela ne marche que si d’autres éléments ont été « ajoutés au réseau »
selon ce qu’auront indiqué et spécifié des études de réseaux électriques.
L’objet de cette présentation est de rappeler certains aspects théoriques relatifs à la gestion de
la tension et de présenter des solutions qui ne sont pas très usuelles en France. Areva T&D
dans le cadre de ce papier se présente sous son angle ingéniériste des réseaux électriques plus
que sous sa casquette constructeur, qui est celle sous laquelle il est le plus connu.
Rappels théoriques
L’élément le plus perturbateur d’un réseau électrique est sans conteste …. la ligne électrique
HT ! C’est curieux pour un sous système on ne peut plus passif…en apparence seulement.
La ligne est un sous système (quadripôle) mettant en jeu des résistances (R ), des réactances (
Lω) et des capacitances (1/Cω), donc des éléments passifs.
Sitôt mise sous tension la lignes fournit du réactif : Qc = CωU² qui a pour conséquence de
faire monter la tension. Quand la ligne débite un courant I, ce courant va venir compenser cet
effet en consommant du réactif : Ql = LωI².
Nous nous rappelons qu’à l’équilibre : Qc = Ql, la ligne se comporte comme une résistance
pure. Son fonctionnement est dit « naturel » mais il a peu d’intérêt, car en général, il est loin
de la capacité thermique de la ligne, qui seule nous intéresse.
En réalité, un réseau nécessite des équipements annexes pour que l’ensemble fonctionne
correctement et puisse être régulé convenablement.
La ligne est traversée par la somme de deux énergies : une énergie (puissance) active et une
énergie (puissance) réactive. On sait que c’est le flux de puissance réactive qui impacte
fortement la variation de tension selon une règle approchée, donnée par la formule :

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∆
∆∆
∆V / V = ∆
∆∆
∆Q / Pcc
Pour que AV puisse rester dans des plages convenables, il faut que les flux de réactifs restent
eux-mêmes dans des variations acceptables. Il faut donc compenser autant que faire se peut le
système.
Compensation shunt
Nous connaissons bien la compensation dite shunt qui consiste à installer aux extrémités des
longues lignes aériennes des réactances branchées en phase et masse (d’où l’expression shunt)
pour absorber dans une proportion à définir, l’énergie réactive capacitive produite par la
ligne.
A l’inverse, on peut être amené à fournir de l’énergie capacitive localement (bancs de
condensateurs) pour éviter de la transporter et éviter ainsi des chutes de tension excessives et
augmenter des pertes. Rappelons que P = R I² avec I : somme géométrique des courants actif
et réactif.
Compensation série
Si la compensation shunt est bien connue, la compensation série, l’est beaucoup moins car
nous habitons des pays mettant en jeu de longueurs de lignes électrique HT ininterrompues
relativement faibles.
La compensation série consiste à installer sur la ligne électrique en série des condensateurs
(donc isolés de la terre pour la tension simples U/V3). Ces condensateurs vont réduire la
réactance d’un facteur 1/Cω, donnant une impédance de ligne équivalente : Z = Lω - 1/Cω,
réduisant d’autant la chute de tension. On dit aussi que l’on a réduit la longueur électrique de
la ligne. Voir schéma. On remarque à partir de la figure, que l’on réduit aussi l’angle de
transport θ améliorant ainsi la stabilité du système.
Ce genre de compensation n’est pas réservé à la haute tension. Il est couramment utilisé en
moyenne tension dans des pays mettant en jeu de grandes distances (Suède, Nigéria…).
Simulations
Comment déterminer ce genre d’équipement ?
Ces équipements sont calculés dans le cadre d’analyse de réseau (simulations) dans lequel
chaque composant doit être modélisé. Les grandeurs de ces composants sont ajustées pour
obtenir un transit de puissance compatible avec les limites de tension et angle de transport
admissibles. Il est des cas spéciaux qui nécessitent une analyse fine et délicate. Nous
présentons ci-après un exemple d’analyse que NCF a réalisé pour le compte d’un grand gazier
étranger.
Exemple : Plates-formes off shore gazières
La problématique consiste à comparer le coût et la technologie du gaz extrait sur des plates-
formes pour être :
+ soit expédié sur le continent via des gazoduc
+ soit transformé sur les plates-formes en électricité puis expédié sur le continent via des
câbles électriques posés en fonds de mer.
La difficulté technique en l’occurrence vient de puissances et des distances mises en jeu.
Courant alternatif ou courant continu
On sait et les études l’ont confirmé qu’au-delà de certaines puissances et distances mises en
jeu, les seules solutions raisonnables sont des solutions de transport en courant continu mais il
y a une zone où il y a doute, c’est à dire les zones où courant alternatif et courant continu sont
en compétition. Et c’est dans cette zone de doute que l’analyse est délicate. Pourquoi ?

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Compensation
Les distances considérées sont de l’ordre de 80 à 150 km et les puissances comprises entre
100 et 400 MW, ce qui est comme on peut le constater pas négligeable.
Il faut donc des câbles THT allant de 132 à 220 kV. Au-delà il existe des câbles supportant
des tensions plus élevées mais leur fourniture d’énergie Qc = CωU² est rapidement énorme et
non raisonnablement compensable. La puissance varie comme le carré de la tension.
Pour passer de 220 à 380 kV, la variation de puissances est multipliée par 3.
Rappelons également qu’un câble isolé pour une même distance qu’une ligne électrique
équivalente et une même tension met, en jeu des capacités ( condensateurs) 20 fois
supérieur*. Les réactances shunt deviennent rapidement énormes avec la distance et la
tension. De plus étant sur des plates formes en mer, le poids et le volume des réactances
impactent rapidement le coût de la plate-forme.
L’étude montre que la compensation doit être de 100% soit deux réactances de 50% à chaque
extrémité du câble pour limiter au maximum la fourniture d’énergie réactive capacitive que
les alternateurs sur les plates- formes devraient devoir compenser. Souvenons-nous qu’un
alternateur fonctionne normalement à tg phi négative, c’est à dire fournit du réactif. Dans le
cas contraire, il y a risque d’atteindre la limite d’instabilité du groupe. Ce phénomène est ultra
sensible avec des câbles HT.
Etudes de sensibilité
Toute la difficulté de ce genre d’analyse, hormis la définition des câbles ad hoc, est le
contrôle de tension. Ce système est raccordé sur le continent à un réseau HT qui impose ses
variations de tension, en général +/- 5% de la tension nominale et un échange max/ min de
réactif. Il faut tenir compte de ces fluctuations du réseau continental et des limites de
fonctionnement des câbles en terme de capacité de transit et de température maximum.
On voit qu’il y a un grand nombre de paramètres qui interviennent :
+ le réseau continental HT sur lequel on se raccorde caractérisé par ses variations de
tension et de réactif admissibles
+ Le transit de puissance appelé ( on cherche à travailler à puissance constante)
+ Les performances du câble, thermiques en particulier.
Nous n’avons que peu de paramètres sur lesquels jouer pour contrôler la tension et les flux de
puissance. On peut agir sur l’ouverture et la fermeture des réactances shunt mais il est
souhaitable de l’éviter pour éviter les à-coups de tension et de charge. Reste l’excitation des
machines qui s’avère être très sensible aux flux de puissance dans les réseaux. C’est bien et
dangereux à la fois car trop sensible.
Il a donc été réalisé des études de simulation et plus particulièrement des études dites de
sensibilité pour prendre en compte l’effet de chaque paramètre.
Il est peu pensable qu’un homme puisse gérer un système aussi sensible ( et coûteux). Il faut
donc envoyer sur la plate-forme les paramètres du réseau continental via un système de
télétransmission sur fibre optique, les rentrer dans un ordinateur qui pilote la tension des
machines, à partir des éléments, limites … déterminés par les simulations.
Jean Pierre Muratet
Responsable de l’unité Network Consulting France
* 220 kV : 0,14 MVAR/km pour une ligne 1x Zebra
: 2,43 MVAR/km pour un cable 630 mm² , soit un rapport de 17, 3

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