compensation d'energie reactive par convertisseur statique.

i

Mémoire

Présentée en vue de l'obtention du diplôme de MAGISTER

Option

Par

Mr. HADDAD SALIM

Soutenu le : / / 2006. DEVANT LE JURY Grade Etablissement

PRESIDENT : Mr. A. BENRETEM MC U ANNABA

RAPPORTEUR : Mr. A. HADDOUCHE MC U ANNABA

EXAMINATEURS : Mr. S. SAAD MC U ANNABA

Mr. E. HADJAJ AOL MC U ANNABA

COMPENSATION D’ENERGIE

REACTIVE PAR CONVERTISSEUR STATIQUE.

ii

En signe de respect et de reconnaissances, je dédie ce travail à mes

très chers parents qui ont tout fait pour me voir heureux.

Je vous aime très fort Je dédie ce travail ; A mes frères et sœurs ; A mes nièces et neveux ; A tous ceux qui me sont chers.

iii

Je tiens à remercier mon encadreur sans lui ce mémoire n'aurait jamais eu lieu : monsieur HADDOUCHE ALI, Son encadrement m'a offert la possibilité d'élargir mon spectre de connaissances scientifiques et d'ouvrir la voie à des recherches futures.

Je tiens à remercier Monsieur A. BENRETEM pour avoir

présidé mon jury. J’exprime également ma profonde reconnaissance à Messieurs

S. SAAD et E. HADJAJ AOL d’avoir évaluer ce travail.

J’exprime également ma profonde reconnaissance à mon ami de toujours monsieur BOUYEDA HOCINE pour son aide. Qu’ils trouvent ici toute

ma gratitude ma sincère reconnaissance.

iv

Tables des matières INTRODUCTION GENERALE………………………………………….. P 1 CHAPITRE I. QUALITE D’ENERGIE ELECTRIQUE Introduction………………………………………………………………………………… P 3

I. 1. Phénomènes perturbateurs de QEE ……………………………………………………P 3 I.2.Indice de QEE…………………………………………………………………………… P 3

I.2.1. Variations de Fréquence………………………………………………………………..P 6

I.2.2. Variation Lente de Tension…………………………………………………………… P 6

I.2.3. Variation rapide de Tension …………………………………………………………. .P 6

I.2.4. Creux de tension………………………………………………………………………. P 7

I. 2.5. Les Surtensions ……………………………………………………………………… P 8.

I.2.6. Harmoniques………………………………………………………………………….. P 9

I.2.7. Déséquilibre du courant et de la tension…………………………………………….. P12

I.3. Solutions d’amélioration QEE dans un réseau électrique

I.3.1. Solutions traditionnelles ……………………………………………………………...P14

I.3.1.1. Déséquilibre (élimination des courants perturbateurs)……………… …….P14

I.3.1.1.1. Rééquilibrage des courants du réseau électrique ……………… ..P14

I.3.1.2. Harmonique (Compensation des courants harmoniques)…………………...P15

I.3.1.3. Creux de tension (élimination des tensions perturbatrices) ………… ……..P16

I.3.1.4. FLICKER (Compensation d’énergie réactive)…………………………… P17 I.3.2. Solutions modernes

I.3.2.1. Harmoniques (Dépollution des courants perturbateurs) ………………… ...P17

I.2.2. Creux de Tension (Dépollution des tensions perturbatrices) ………………....P18

I.3.2.3. FLICKER (Compensation d’énergie réactive)……………………………...P18

I. 4. Vue d’ensemble sur les principaux phénomènes perturbateurs,

Avec quelque solution…………… P19

I. 5. Conclusion ……………………………………………………………………………. P20

Tables des matières

v

CHAPITRE II. ANALYSE DES METHODES DE L’AMELIORATION DU FACTEUR DE PUISSANCE.

Introduction ……………………………………………………………………………...P 21

II.1. Notions de Puissance électrique en alternatif sinusoïdal……………………………..P 24

II.2. Inconvénient d’un faible facteur de puissance…...................................................... P25

II.3. Causes du faible facteur de puissance……………………………………………… P 27

II.4. Moyens d’amélioration du facteur de puissance…………………………………… P 27

II.4. 1.Théorie de compensation d’énergie réactive ……………………………...P 27

II.4.2. Moyens de compensation de puissance réactive …………………………P 29

II.4.2.1. Compensateurs synchrones…………………………………………….P 29

II.4.2.1.1. Description du convertisseur synchrone ……………………P 30

II.4.2.1..2. Modélisation du convertisseur synchrone …………………..P 31

1. Le modèle de l'alternateur …………………………………….P 31 2. Le modèle du moteur synchrone ……………………................P 33

II.4.2.1..3. Mode de fonctionnement en Alternateur dans un réseau ……P 35

II.4.2..2. Batteries de condensateurs……………………………………………..P 38

II.4.2.2.1. Compensation Shunt …………………………………………P 39

II.4.2.2.2. Compensation Série ………………………………………….P 42

II.4.2.3. Compensateurs Statiques………………………………………………..P 44

II.4.2.3.1.Compensateur Statique à Capacité Variable (TS.C)…………..P 44

II.4.2.3.2. Compensateur Statique à réactance contrôlé (TS.R)………….P 45

II.4.2.3.3. Mode de Control et Réglage des Compensateurs Statiques…..P 46

II.4.2.4. Convertisseurs Statiques…………………………………………………P 49

II.4.2.4.1. Compensateurs Parallèles……………………………………..P 49

II.4.2.4.2. Compensateurs Parallèles ……………………………………..P 52

II.4.2.4.3. Compensateurs Hybride Parallèle série ……………………….P 53

II.5. Conclusion …………………………………………………………………………... P 54

vi

Tables des matières CHAPITRE III. AMELIORATION DU FACTEUR DE PUISSANCE PAR U P F C.

Introduction………………………………………………………………………………...P 55

III.1. Flux de puissance dans une ligne de transmission …………………………………...P 56

III.2. Systèmes de Transmission à Courant Flexible

(FACTS) …………………………………………………………P 60

III.2.1. Elément de base (thyristors) des FACTS ………………………………………….P 61

III.2..2. Composants modernes pour convertisseurs De grandes puissances………………………………………………………P 62

III.2..3. Topologies modernes des convertisseurs Pour l’interaction avec le réseau…………………………………………….P 63

III.2.4. Technique MLI ……………………………………………………………………P 65

III.3. Le régulateur de charge universel (UPFC)…………………………………………...P 67

III.3.1. Opération de Base et Caractéristiques de L’ UPFC ……………………………….P 69

III.3.1.1. Mode de Control automatique …………………………………………...P 72

III.3.1.2. Mode de compensation. ………………………………………………….P 76

III.4. Conclusion …………………………………………………………………………....P79

CHAPITRE IV. MODELISATION ET SIMULATION DE L’U P F C. Introduction…………………………………………………………………………………P 80

IV.1. Principe de fonctionnement de l’ UPFC ……………………………………………..P 80

IV. 2. Modélisation du régulateur de charge (UPFC) ……………………………………...P 82

IV.2.1. Le modèle Permanent……………………………………………………………….P 82

IV.2.2. Le modèle linéaire …………………………………………………………………P 82

vii

Tables des matières

IV.2.3. Le modèle de l’état dynamique………………………………………………...P 83

IV.3. Modèle de Stabilité Transitoire………………………………………………………P 83 IV.3.1. Etat dynamique………………………………………………………………………P 83

IV .3.2. Etat stable ………………………………………………………………………… P 89

IV .3.3. Limites de contrôle ………………………………………………………………. P 89 IV .3.3.1. Limites de Control du Convertisseur shunt …………………………….P 90

IV .3.3.2. Limites de Control du Convertisseur série ……………………………. P 91

IV.3.4. Mode de Control du régulateur de charge (UPFC)………………………………... P 93

IV.3.4. 1. Mode de Control du convertisseur Shunt ………………………P 93 IV.3.4. 2. Mode de Control du convertisseur Série ……………………….P 95

IV. 4. Réseau étudié ………………………………………………………………………………. P 99 IV.5. SIMULATION ………………………………………………………………P 102 IV.6. Conclusion ………………………………………………………………….. P103

CHAPITRE V. TRAITEMENT DES RESULTATS V.1. Résultats de Simulation ………………………………………………………P 104

CONCLUSION GENERALE ……………………………………….P 108

REFERENCES ……………………………………………………….P 111

ANNEXES……………………………………………………………. P114

80

Liste des Figures Fig.I.1. Fluctuations de Tension…………………………………………………………… P6 Fig. I.2. Creux de Tension…………………………………………………………………. P7 Fig. I.3. Surtension transitoire……………………………………………………………… P8 Fig. I.4. Effet des Charge non linéaire…………………………………………………….. P9 Fig. I.5. Distorsion provoquée par les harmoniques……………………………………….. P10 Fig. I.6. Diagramme de Fresnel des puissances……………………………………………. P12 Fig. I.7. Déséquilibre de Tension…………………………………………………………… P13 Fig. I.8. Montage de Steinmetz pour le rééquilibrage…………………………………….... P15 Fig. I.9. Filtre passif résonnant …………………………………………………………….. P16 Fig. I.10. Filtre passif amorti………………………………………………………………. P16 Fig. II.1. Synoptique d’un réseau complet…………………………………………………. P22 Fig. II.2. Tension&Courant en alternatif sinusoïdal………………………………………… P24 Fig.II.3. Impact du Facteur de Puissance …………………………………………………… P25 Fig.II.4. Principe de compensation………………………………………………………… P27 Fig.II.5. Stator convertisseur synchrone…………………………………………………. P30 Fig. II.6. Modèle de l’alternateur ………………………………………………………… P31 Fig. II.7. Diagramme vectoriel (Modèle alternat.)………………………………………… P32 Fig. II.8. Modèle du moteur ………………………………………………………………… P33 Fig. II.9. Diagramme vectoriel (Modèle moteur.)…………………………………………… P34 Fig. II.10. Interaction Compensateur Synchrone avec réseau………………………………. P35 Fig. II.11. Modes de fonctionnement du compensateur synchrone ……………………….. P37 Fig. II.12. Compensation Shunt …………………………………………………………….. P39 Fig. II.13. Diagramme Vectoriel…………………………………………………………… P41 Fig. II.14. Compensation Série………………………………………………………………. P42 Fig. II.15. Compensateur TSC……………………………………………………………… P45 Fig. II.16. Compensateur TSR………………………………………………………………… P46 Fig. II.17. Schéma de régulation en boucle fermée………………………………………… P46 Fig. II.18. Système de Régulation de la puissance réactive………………………………… P48 Fig. II.19. Schéma fonctionnel d’un STATCOM……………………………………………. P50 Fig. II.20. Diagramme vectoriel de STATCOM…………………………………………… P51 Fig. II.21. Schéma fonctionnel d’un SSSC………………………………………………… P52 Fig. III.1. Ligne de transmission…………………………………………………………… P56 Fig. III.2. Développement et limites de puissance des dispositifs conventionnels………… P61 Fig. III.3. Transistor IGBT en boîtier pressé et a tension de blocage élevée. ……………… P62 Fig. III.4. Thyristor IGCT a commande intégrée…………………………………………… P63 Fig. III.5. Convertisseur de tension ………………………………………………………… P64 Fig. III.6. Convertisseur MLI……………………………………………………………… P66 Fig. III.7. UPFC……………………………………………………………………………… P68 Fig. III.8. Configuration U P F C……………………………………………………………. P69 Fig. III.9. Diagramme de phase……………….............................................................. P70

81

Liste des Figures

Fig. III.10. Ligne de transmission avec U P F C P72 Fig. III.11. Mode de control automatique P72 Fig. III.12. Relation P-Q pour différentes valeurs de δ P75 Fig.III.13. Mode de Compensation. P76 Fig. III.14. Schéma équivalent UPFC P77 Fig. III.16. Diagramme de phase. P77 Fig.IV.1. Modèle Fonctionnel (UPFC) P81 Fig.IV.2. Modèle Stabilité Transitoire P84 Fig. IV.3. Limites de control du convertisseur shunt en état stable. P91 Fig. IV.4. Limites de control du convertisseur série en état stable. P92 Fig.IV.5. Control de base de l’amplitude de la tension envoyée Par le convertisseur Shunt. P94 Fig.IV.6. Control de base de l’angle (α) de la tension produite Par le convertisseur Shunt P95 Fig.IV.7. Mode de Control (PQ). P96 Fig. IV.8. Synoptique du réseau bouclé MSA P99 Fig. IV.9. Puissance active& réactive four a l’arrêt P100Fig. IV.10. Puissance active& réactive four en marche. P101Fig. IV.11 Comparaison Cos φ ; a. Four a l’arrêt b. Four en Marche. P101Fig. IV.12. Incorporation d’un UPFC dans le réseau HT/MT P102

Du complexe MITTAL STEEL ANNABA.

82

Introduction Générale Les distributeurs et les utilisateurs de l’énergie électrique ont été toujours confrontés à un

certain nombre de difficultés inhérentes à la continuité de service, au rendement de

transmission de l’énergie, aux variations de l’amplitude de la tension ; ainsi qu’à des

autres phénomènes tels que les fluctuations rapides de tension et les déséquilibres de

tension.

En 1985, une directive européenne ‘ relative au rapprochement des dispositions des états

membres en matière de responsabilité du fait des produits défectueux’ stipulait

explicitement que l’électricité est aussi un produit. Depuis on parle beaucoup de la

qualité du produit d’énergie électrique, cette dernière est supposée excellente à la sortie

des centrales avec une tension et fréquence optimales. Le système entier « production-

transport- distribution » contribuer a consolider cette qualité « stabilité d’amplitude et de

fréquence », mais elle subit nombre de contraintes au cours de son transport sous

l’influence des installations perturbatrices ou parfois à des incidents atmosphériques.

L’énergie électrique alors est un produit différent qui pose des problèmes de qualité

différents des autres produits industriels ; donc le maintien d’une bonne qualité du

produit demeure le souci majeur des exploitants des réseaux électrique, notamment avec

la croissance des utilisateurs des taux d’harmoniques et de déséquilibre de courants.

La circulation de ces courants perturbés provoque des problèmes de stabilité, surcharge

des lignes, importante consommation d’énergie réactive et d’une manière générale

l’accroissement des pertes.

Par le passé, ces problèmes ont été résolus (anticipé) en ayant des marges de stabilité, le

problème d’augmentation de la charge ne se posé plus, avec l’utilisation des moyens

classiques (transformateurs déphaseur, compensation série ou parallèle d’énergie

réactive, modification des consignes de production, action sur l’excitation des

générateurs). Mais ces techniques s’avèrent actuellement trop lentes et insuffisantes pour

répondre efficacement aux perturbations du réseau sous l’effet des nouvelles contraintes.

Pour répondre a ces nouvelles contraintes et résoudre les problèmes de la qualité

d’énergie, notamment l’amélioration du facteur de puissance il y a tendance d’utilisé des

nouvelles techniques utilisons les FACTS.

Ces éléments permettent d’améliorer la stabilité du système, de contrôler les transits

de puissance, gérer les échanges de puissance réactive en temps réel et par

83

Introduction Générale

Conséquent une exploitation efficace des réseaux par action continue et rapide sur les

différents paramètres du réseau (déphasage, tension, impédance).

Les perturbations causées par la croissance de la demande d’énergie réactive ont un

impact sur la stabilité d’un réseau électrique. Les conséquences peuvent être très graves,

pouvant même conduire à l’effondrement du réseau.

Notre travail se veut une analyse profonde des indices de qualité d’énergie et des moyens

de leur amélioration. L’étude de technique de compensation par convertisseur nous a

permis de prouver son efficacité du point de vue amélioration de qualité d’énergie aussi

que la stabilité du réseau lui même.

Le présent mémoire se compose de cinq chapitres :

Le premier chapitre sera consacré à la description des perturbations qui affectent le

courant et la tension dans un réseau électrique autrement dit aux indices de qualité

d’énergie électrique. Dans ce chapitre nous présenterons également les différentes

méthodes d’amélioration modernes et traditionnelles. Tout en terminant par une analyse

comparative des différentes techniques.

Dans le deuxième chapitre, nous étudierons la compensation d’énergie réactive comme

solution d’amélioration de la QEE, nous présenterons l’influence d’un mauvais facteur de

puissance sur les utilisateurs, fournisseurs et producteurs d’énergie électrique dans le but

de son amélioration tout en terminant par une analyse comparative des différents

techniques de compensation d’énergie réactive.

Le troisième chapitre sera consacré aux dispositifs FACTS, nous détaillerons le principe

de compensation de ces dispositifs ainsi que leur influence sur le flux de puissance.

Le quatrième chapitre, nous passerons à la modélisation et la simulation du réseau

électrique en question (réseau d’alimentation complexe sidérurgique MITTAL STEEL

ANNABA) avec l’incorporation de l’ UPFC en utilisant le logiciel MATLAB – PSAT.

Le cinquième chapitre sera consacré au traitement des résultats.

84

Notre travail s’achèvera par des conclusions et des recommandations pour l’amélioration de

la qualité de l’énergie électrique.

Chapitre I. Qualité d’énergie électrique

Introduction

Ces vingt dernières années, on parle beaucoup de la qualité de l’énergie électrique

(QEE). Cette dernière est supposée excellente a la sortie des centrales, le système de

transmission de cette énergie contribue a consolider cette qualité (stabilité

d’amplitude et de fréquence, puissance de court circuit….), alors qu’en pratique elle

subit nombreuse altérations au cours de son transport, principalement sous l’influence

des installations perturbatrice, de la clientèle ou des incidents fortuits.

La tension subit généralement beaucoup de perturbations de deux origines distinctes

[1] :

• Les perturbations de tension causées par le passage, dans les réseaux

électrique, des courants perturbateurs comme les courants harmoniques,

déséquilibres réactifs.

• Les perturbations de tension causées par des tensions perturbatrices comme

les tensions harmoniques et déséquilibrées et les creux de tension.

Ces perturbations ont des conséquences néfastes sur le réseau, allons parfois à

l’effondrement de ce dernier et mettre en nocturne toute une population. Ce qui oblige

tous les acteurs en présence, qu’ils soient gestionnaires de réseaux, utilisateurs ou

intervenants. Parmi tous ces acteurs le gestionnaire à une responsabilité de mettre en

œuvre les moyens pour maîtriser ces contraintes qui s’imposent. Pour ce faire

plusieurs solutions d’amélioration de sont a distinguées.

I. Phénomènes perturbateurs de QEE

I.1. Indice de QEE

85

L’alimentation électrique consiste en un système triphasé d’ondes de tension qui se

caractérise par [1] :

• La fréquence,

• L’amplitude des trois tensions,

• La forme d’onde qui doit être la plus proche possible d’une sinusoïde,


• La symétrie du système triphasé, caractérisé par l’égalité des modules des

trois tensions et leur déphasage relatif.

Une alimentation parfaite n’existe pas, on dit que les quatre caractéristiques sont

affectées de « perturbations », de nature physique, incidents liés à l’installation ou

bien des incidents liées à l’exploitation.

Le tableau I.1 synthétise la définition de la qualité d’énergie et met en évidence les

phénomènes perturbateurs qui dégradent cette qualité [2].

QUALITE DE PUISSANCE=

Continuité de Tension+Qualité de Tension.

QEE

Phénomènes perturbateurs

Continuité de Tension

-Longues interruptions

Qualité de tension

-Fréquence : Déviations -Amplitude : Déviations Flicker Descente -Forme d’onde : Harmoniques (inter.) -Symétrie : Déséquilibre.

86

Tab. I.1. QEE et phénomènes perturbateurs.


Donc quatre possibilités distinctes de perturbations sont a souligner:

1. Les fluctuations de la fréquence : elles sont rares et ne sont observées que

lors de circonstances exceptionnelles, par exemple certains défauts graves du

réseau, au niveau de la production ou du transport.

2. Les variations de l’amplitude : il ne s’agit pas des variations lentes de tension

qui sont corrigés par les transformateurs de réglage, mais de variations rapides

de tension ou de creux de tension se présentant souvent sous forme d’à-coups

brusque. Les creux de tension peuvent être soit isolés, soit au moins répétitifs,

de forme régulière ou non.

3. La modification de la forme d’onde de la tension :cette onde n’est alors plus

sinusoïdale, et peut être considérée comme représentable par une onde

fondamentale à 50Hz, associée soit à des harmoniques de fréquences multiples

entier de 50Hz, soit de même parfois à des ondes de fréquence quelconque.

4. La dissymétrie du système triphasé, que l’on appelle déséquilibre.

On peut, en plus, mentionner un type particulier de perturbations difficile à classer

puisqu’il concerne tout à la fois l’amplitude et la forme d’onde : ce sont les variations

transitoires d’amplitude dont la durée est inférieur à 10 ms [1].

Afin de bien analyser les perturbations des réseaux électriques, afin de trouver les

meilleures méthodes d’amélioration, nous allons s’intéresser a deux types de

perturbations, à savoir les perturbations de courant et celles de tension.

• Les courants perturbateurs comme les courants harmoniques, les

courants déséquilibrés et la puissance réactive sont majoritairement

87

émis par des charges non linéaires, à base d’électronique de puissance,

et/ou déséquilibrés. La puissance réactive peut être aussi consommée

par des charges linéaires inductives comme les moteurs asynchrones

qui sont largement présents dans les sites industriels.

• Les perturbations de tension comme les creux, les déséquilibres et les

harmoniques de tension trouvent généralement leurs origines dans le

réseau électrique lui-même parfois également dans les charges.


II.2. Variations de Fréquence

Les variations de fréquence sont généralement très faibles (moins de 1%) et ne

causent pas en général des préjudices aux équipements électriques et électroniques

[1]. Mais peuvent être gênantes sur dans les petits réseaux isolé ou certain processus

nécessitent un réglage très précis et peuvent subir des dysfonctionnement en cas

d’alimentation par un groupe de secours avec des fréquences non stable. La norme

EN50160 exige que la fréquence ne doit pas dépasser (50+1 HZ), a la rigueur et en

tenant compte parfois des conditions extérieurs la valeur de la fréquence peut être

tolérée jusqu’au (50+2 HZ).

II.3. Variation Lente de Tension

La valeur efficace de la tension varie continuellement, en raison de modifications des

charges alimentées par le réseau. Les appareils usuels peuvent supporter sans

inconvénients des variations lentes de tension dans une plage d’au moins de ±10% de

la tension nominale.

II.4. Variation rapides de Tension

Des fluctuations de tension, répétitives ou aléatoires, sont provoquées par des

variations rapides de puissance absorbée ou produite par des installations telles que

les soudeuses, four a arc, éoliennes…etc.

88

Fig.I.1. Fluctuations de Tension [2]


II.5. Creux de tension

Un creux de tension est une diminution brusque de la tension de fourniture U f. Cette

diminution, située entre 90% et 10% de la tension nominale Un, est suivie du

rétablissement de la tension après un cours laps de temps. Un creux de tension peut

durer de 10 ms à 3 min [1]. La plupart des appareils électriques admettent une coupure

totale d’alimentation d’une durée inférieure à 10 ms.

Fig. I.2. Creux de Tension [2]

Origines :

Il y a deux types de phénomène à l’origine des creux de tension :

89

• Ceux provenant du fonctionnement d’appareils à charge fluctuante ou de la

mise en service d’appareils appelant un courant élevé au de démarrage

(moteurs, transformateurs……….etc.).

• Ceux liés aux phénomènes aléatoires, comme la foudre ou tous les courts-

circuits accidentels sur les réseaux de distribution, ou les réseaux internes des

clients (défaut d’isolation, blessure de câble, projection de branches sur les

lignes aériennes).

Les creux de tension sont caractérisés par leur profondeur et par leur durée. Ils sont

monophasés, biphasés ou triphasés suivant le nombre de phases concernées.


Conséquences :

Les creux de tension sont susceptibles de perturber le fonctionnement de certaines

installations industrielles et tertiaires. En effet, ce type de perturbation peut causer des

dégradations de fonctionnement des équipements électriques qui peuvent aller jusqu’à

la destruction totale de ces équipements.

II. 6. Les Surtensions

Les surtensions les plus fortes, mais heureusement peu fréquente sont du

généralement au conditions atmosphérique (Foudre). Leur amplitude peut atteindre

plusieurs KV dans les réseaux aériens BT. Et elles peuvent se propager même dans les

réseaux BT souterrains.

Les surtensions transitoires se produisent aussi dans les installations des utilisateurs

(clients) lors du déclenchement d’appareils BT. Leur contenu énergétique est

moindre que pour les surtensions de foudre, mais leur amplitude peut dépasser 1 KV

en BT [1], ce qui présente un danger pour les circuits électroniques.

90

Fig. I.3. Surtension transitoire [2]

Conséquences :

Les surtensions transitoires peuvent provoquer des dégâts importants,

dysfonctionnement des appareils sensible, cette sensibilité a augmenté avec le

développement de l’électronique de contrôle, commande et de puissance.

La norme EN50160 fixe les niveaux de surtensions selon le schéma de liaison

à la terre de l’installation : Chapitre I. Qualité d’énergie électrique

• réseaux à neutre à la terre (raccordé directement ou avec une

impédance) : la surtension ne devra pas dépasser 1,7 Un ;

• réseaux à neutre isolé ou résonant : la surtension ne devra pas

dépasser 2 Un.

II.7. Harmoniques

Origines :

Dans de nombreux cas le courant consommé par la charge n’a plus une forme de

sinusoïde pure, notamment ces dernières années avec la présence des équipements

électriques utilisant des convertisseurs statiques a entraîné une augmentation sensible

du niveau de pollution harmonique dans les réseaux. Ces équipements électriques sont

considérés comme des charges non linéaires émettant des courants harmoniques de

différentes fréquences. Le passage de ces courants harmoniques dans les impédances

du réseau électrique peut entraîner des tensions harmoniques au point de

raccordement et alors polluer les consommateurs alimentés par le même réseau

électrique.

91

Exemple de système polluant Le courant appelé est non sinusoïdal, son contenu harmonique sera présent sur toute la ligne de distribution aval.

Fig. I.4. Effet des Charge non linéaire [5]

Conséquences :

De nombreux effets des harmoniques sur les installations et les équipements

électriques peuvent être cités.


Fig. I.5. Distorsion provoquée par les harmoniques [3]

Les effets les plus importants sont l’échauffement, la diminution du facteur de

puissance, usure prématuré des équipements l’interférence avec les réseaux de

télécommunications et fonctionnement intempestif des équipements

• L’échauffement : les pertes totales par effet joule sont la somme de celles du

fondamental et des harmoniques.

Tension e(t)

t

i(t)

déclenchement des thyristors

1

2 e(t) S(t)

i(t)

92

• l’interférence avec les réseaux de télécommunications : le couplage

électromagnétique entre les réseaux électrique et de télécommunication peut

induire dans ces derniers des bruits importants. Dans le cas de résonances, une

partie des réseaux de télécommunications peut être rendue inutilisable.

• Les défauts de fonctionnement de certains équipements électriques : En

présence des harmoniques, la tension (ou le courant) peut changer plusieurs

fois de signe dans une demi période ; par conséquent, tout appareil dont le

fonctionnement est basé sur le passage par zéro des grandeurs électriques

(appareils utilisant la tension comme référence) peut être perturbé.

• Le risque de résonance : Les fréquences de résonance des circuits formés par

des inductances des transformateurs et des câbles sont normalement élevées.

Ce n’est pas le cas lorsque des batteries de capacité sont raccordées au réseau

pour relever le facteur de puissance ; les fréquences de résonance peuvent

devenir assez faibles, et coïncider ainsi avec celles des harmoniques engendrés

par les convertisseurs statiques.

Dans ce cas, il y aura des phénomènes d’amplification d’harmoniques.

Différentes grandeurs sont définies pour chiffrer ces perturbations.

Parmi celles-ci les plus utilisées sont :


1. Le taux d’harmonique de rang h :

1

hh C

CS =

Où : C h représente la composante harmonique de rang h,

C 1 représente la composante fondamentale.

2. Le taux global de distorsion harmonique :

∑

∞= 2 2

1

2

h

CCTHD

3. Le facteur de puissance :

(I.1)

(I.2)

93

Normalement, pour un signal sinusoïdale le facteur de puissance est donné

par le rapport entre la puissance active P et la puissance apparente S. les

générateurs, les lignes de transport et les appareils de contrôle et de

mesure sont dimensionnés pour la tension et le courant nominaux. Une

faible valeur du facteur de puissance se traduit par une mauvaise utilisation

des ces équipements.

Dans le cas où il y a des harmoniques, une puissance supplémentaire

appelée la puissance déformante (D), donnée par la relation, apparaît

comme le montre le diagramme de Fresnel

∑

== 502h

2

h1 IV.3D

Le facteur de puissance (F. P) devient :

γϕ=++

= cos.cosDQP

PP.F 1222

On voit bien que les harmoniques affectent aussi le facteur de puissance


Fig. I.6. Diagramme de Fresnel des puissances

S’

S D Q

P γ Φ1

(I.3)

(I.4)

94

Il est usage de dire que, dans les installations industrielles, les tensions harmoniques

dont le THD est inférieur à 5% ne produisent pas d’effet notable. Entre 5% et 7% on

commence à observer des effets, et pour plus de 10% les effets sont quasi certains [1].

La norme EN50160 fixe les niveaux de tensions harmoniques jusqu’au 25ème

rang et indique que le taux global de distorsion harmonique ne doit pas

dépasser 8 %.

Concernant la puissance réactive, le fournisseur autorise ses clients à en consommer,

sans être facturé, jusqu’à 40% de la puissance active absorbée [4]. Cela se traduit,

pour des charges linéaires, par un facteur de puissance cosφ ≥0.928 ou par un angle de

phase φ≤21.8° [5].

I.8. Déséquilibre du courant et de la tension Origine du déséquilibre : Un récepteur triphasé électrique qui n’est pas équilibré et que l’on alimente par un

réseau triphasé équilibré conduit à des déséquilibres de tension dus à la circulation de

courant non équilibrés dans les impédances du réseau. Ceci est fréquent pour les

récepteurs monophasés basse tension. Mais cela peut également être engendré, à des

tensions plus élevées, par des machines à souder, des fours à arc ou par la traction

ferroviaire.


Fig. I.7. Déséquilibre de Tension [6]

95

Conséquences du déséquilibre : Il est plus intéressant d’abord le problème du déséquilibre par type d’équipement. Le

déséquilibre d’une installation triphasé peut entraîner un dysfonctionnement des

appareils basses tensions connectés :

• Mauvais fonctionnement d’un appareil monophasé alimenté par une tension

très faible

(Lampe à incandescence qui fournit un mauvais éclairage).

• Destruction d’un appareil monophasé alimenté par une tension trop élevée, il

peut être détruit (claquage d’un filament de lampe par surtension).

Concernant les dispositifs triphasés d’électronique de puissance, principalement les

ponts redresseurs, le fonctionnement en présence de déséquilibre entraîne l’apparition

de composantes harmoniques non caractéristiques, notamment des harmoniques de

rang multiples de 3. L’apparition de ces courants harmoniques peut poser des

problèmes, comme la génération d’une anti-résonance lors du filtrage de l’harmonique

de rang 5 [1].

Outre les effets classiques des harmoniques, ces fréquences non caractéristiques

peuvent conduire, dans certains cas, au blocage de la commande.

La conséquence des composants inverses sur les machines tournantes est la création

d’un champ tournant en sens inverse du sens de rotation normal, d’où un couple de

freinage parasite et des pertes supplémentaires qui provoquent l’échauffement de la

machine.

Concernant les effets d’un déséquilibre homopolaire, il faut signaler le risque

d’échauffement du conducteur neutre dans un réseau BT qui, lorsque le conducteur est

d’un diamètre trop faible, peut provoquer une rupture du conducteur ou un incendie.


La norme EN50160 fixe le taux de déséquilibre inverse admissible à 2 % sur

les valeurs efficaces calculées sur10 minutes pour 95 % du temps d’une

semaine.

96

II. SOLUTIONS D’ AMELIORATION QEE DANS LES RESEAUX ELECTRIQUES

Afin de compenser les perturbations, séparées en deux types : courant et tension, deux

solution d’amélioration, traditionnelle et moderne, vont être étudiées.

II.1. Solutions traditionnelles Suivant les types des perturbation, courant et tension, deux solutions traditionnelles de

sont analysées.

II.1.1. Déséquilibre (élimination des courants perturbateurs) Afin de dépolluer les réseaux électrique de ce type de perturbation, plusieurs solutions

existent.

II.1.1.1. Rééquilibrage des courants du réseau électrique

Puisque les courants déséquilibrés dans un réseau électrique basse tension résultent

généralement des charges monophasées et biphasées mal réparties, la première

solution est la répartition égale des charges sur les trois phases.

Une autre solution est l’installation d’un compensateur passif composé d’inductance

et de condensateur. La figure (I.8) montre ce compensateur appelé montage de

Steinmetz. Ce montage permet de présenter à 50 Hz une impédance équilibrée [1].

Cependant, le montage de Steinmetz provoque un fort déséquilibre pour des

fréquences différentes de50 Hz,

Avec des résonances qu’il faut éviter d’exciter à proximité d’un générateur

d’harmoniques.


97

Fig. I.8. Montage de Steinmetz pour le rééquilibrage.

II.1.1.2. Harmonique (Compensation des courants harmoniques) Plusieurs solutions existent pour limiter la propagation et l’effet des harmoniques dans

les réseaux électriques :

• L’augmentation de la puissance de court-circuit du réseau et

l’utilisation de convertisseurs peu polluants qui ont pour effet de

diminuer la distorsion harmonique.

• L’utilisation de dispositifs de filtrage pour réduire la propagation des

harmoniques produits par la charge non linéaire.

Le filtrage consiste à placer en parallèle sur le réseau d’alimentation une impédance

de valeur très faible autour de la fréquence fondamentale du réseau.

Parmi les dispositifs de filtrage les plus répandus, on distingue :

Le filtre passif résonnant et le filtre passif amorti ou passe-haut.


Charge résistive

R

R3C1X =ω

=

R3LX =ω=

Réseau Triphasé

98

Fig. I.9. Filtre passif résonnant Fig. I.10. Filtre passif amorti

• Le filtre résonnant est un filtre très sélectif. Il peut se connecter en parallèle

avec d’autres filtres résonnants.

• Le filtre passe-haut compense les harmoniques supérieurs ou égaux à sa

fréquence propre. Il peut se connecter en parallèle avec d’autres filtres

résonnants.

Ces dispositifs sont utilisés pour empêcher les courants harmoniques de se propager

dans les réseaux électriques. Ils peuvent aussi être pour compenser la puissance

réactive.

Malgré leur large utilisation dans l’industrie, ces dispositifs peuvent présenter

beaucoup d’inconvénients :

• Manque de souplesse à s’adapter aux variations du réseau et de la charge.

• Equipements volumineux.

• Problèmes de résonance avec l’impédance du réseau.

II.1.1.3. Creux de tension (élimination des tensions perturbatrices)

Les tensions perturbatrices dans un réseau électrique basse tension sont

principalement les

Creux de tension, les tensions harmoniques et les tensions déséquilibrés. Ces deux

dernières sont généralement causées par les circulations des courants harmoniques

et/ou déséquilibrés

99


Pour dépolluer les réseaux électriques de ces deux types de perturbation, on peut

limiter la circulation des courants perturbateurs en utilisant les solutions

traditionnelles présentées précédemment dans le cas des perturbations de courant.

Quant au creux de tension, la solution la plus fréquente dans les milieux sensibles

(hôpitaux, sites industrielles……etc.) est d’utiliser des groupes électrogènes qui se

substituent au réseau électrique. Mais la limitation de la puissance de ces groupes

ainsi que la qualité médiocre de l’énergie électrique fournie restent un problème.

II.1.1.4. FLICKER (Compensation d’énergie réactive)

La puissance réactive est majoritairement consommée par les moteurs asynchrones et

plus récemment par des dispositifs à base d’électronique de puissance. Différentes

méthodes de compensation sont utilisées pour relever le facteur de puissance. La plus

simple consiste à placer des batteries de condensateur en parallèle avec le réseau et

des compensateurs synchrones produisant de l’énergie, réactive.

II.2. Solutions modernes

Les solutions de dépollution traditionnelle ne répondent plus à l’évolution des réseaux

électriques et des charges à protéger, comme nous venons de le décrire

précédemment, d’autres solutions modernes ont été proposées.

II.2.1. Harmoniques (Dépollution des courants perturbateurs)

La première solution de dépollution consiste à fabriquer la charge la moins polluante

possible, comme le pont redresseur dodécaphasé, de manière à réduire le taux

d’émission d’harmonique. Les appareils à prélèvement sinusoïdal sont aussi proposés

pour la compensation des harmoniques et de la puissance réactive. Cependant, ces

solutions entraînent un coût supplémentaire et demandent plus que le savoir-faire

100

habituel pour les mettre en œuvre. De plus, ces solutions ne résolvent pas les

problèmes causés par les charges polluantes qui existent sur le marché.


Afin d’accompagner l’évolution des contraintes du fournisseur et du consommateurs

sans imposer un changement aux installations, une famille de filtres actifs parallèles a

été proposée comme une solution de dépollution des perturbations en courants.

II.2.2. Creux de Tension (Dépollution des tensions perturbatrices)

D’autres solutions modernes pour la compensation des creux de tension se base sur

l’utilisation de dispositifs de compensation à réserve d’énergie comme les ASI

(Alimentation sans Interruption). Ces dispositifs sont intercalés en série entre le

réseau polluant et l’installation à désensibiliser pour assurer une fourniture de

l’énergie électrique même pendant les creux de tension ou les coupures brèves. Le

problème est la limitation en puissance de ces dispositifs et leur autonomie qui n’est

pas toujours adaptée à la durée des creux de tension ou aux coupures brèves.

II.2.3. FLICKER (Compensation d’énergie réactive)

Afin d'augmenter la performance dynamique et réaliser une compensation variable en

fonction de la consommation d'énergie réactive de la charge, il est nécessaire d'utiliser

des convertisseurs statiques de puissance réactive avancée [ ], utilisés plus

particulièrement pour injecter de la puissance réactive en un point du réseau, de façon

à augmenter la puissance maximale transmissible et la stabilité du réseau.

Les convertisseurs statiques de puissance réactive, tel que les éléments FACTS

(STAT COM, UPFC,..) utiliser aujourd’hui des onduleurs triphasés pour régler la

puissance réactive absorbée ou transmise au réseau, d’autre applications plus récente

en développement, sont la compensation Série , le variateur de charge UPFC utilisé

surtout dans les réseaux de transmission afin d’augmenter la stabilité du réseau de

transmission [ ]. Ce dernier fera l’étude de notre mémoire.

101


III. Vue d’ensemble sur les principaux phénomènes perturbateurs,

avec quelque solution [2]

Type de perturbation

Origine

Conséquences

Solutions Possibles

Coupure longue

Court-circuit, surcharge,

déclenchement intempestif, (maintenance)

Arrêts d'équipements, pertes de

production, dégâts

Alimentation de secours

(réseau), alimentation sans

interruption (ASI)

Creux de tension et coupure brève

Court-circuit, (enclenchement de

gros moteur)

Arrêts d'équipements, pertes de production, dégâts

Conditionneur de réseau,

conception de l'équipement sensible,

alimentation sans interruption

Fluctuation rapide

(Flicker)

Installations fluctuantes (four

à arc, soudeuse, moteur à

démarrage fréquent, éolienne…)

Papillotement de l'éclairage

Compensateur synchrone, compensateur statique de

puissance réactive, conditionneur

actif, condensateur série

Harmonique

Installations non linéaires

(électronique de puissance, arcs

électriques…)

Effets thermiques (moteurs,

condensateurs, conducteurs de neutre…),

diélectriques (vieillissement d'isolant) ou

quasi instantanés (automatismes)

Filtrage actif ou passif, self anti-harmonique,

déclassement d'appareil

Inter harmonique

Installations non linéaires et

fluctuantes (four à arc, soudeuse,

éolienne), changeurs de fréquence,

télécommande centralisée

Papillotement de l'éclairage

fluorescent, dysfonctionnement

d'automatismes, dégâts mécaniques sur machines

tournantes

Filtrage actif ou passif,

amortissement de filtres anti-harmoniques, conception de

l'équipement sensible

Déséquilibre

Installations déséquilibrées

(traction ferroviaire…)

Echauffement de machines

tournantes, vibrations, dysfonctionnement de

protections

Dispositif d'équilibrage, conditionneur de réseau

Surtension

Court-circuit, commutations,

Déclenchements, danger pour

Séparation galvanique,

102

foudre

les personnes et pour les matériels

enclenchement synchronisé, résistance de

pré insertion

Tab. I.2. Principaux phénomènes perturbateurs. Chapitre I. Qualité d’énergie électrique

III. Conclusion

Dans ce chapitre nous avons présenté les perturbations affectant la qualité de

l’énergie électrique (Q.E.E) dans un réseau électrique, cette dernière est caractérisée

par les indices suivants :

• La fréquence.

• L’amplitude des trois tensions.

• La forme d’onde.

• La symétrie.

Parmi les facteurs qui provoque des perturbations majeurs et déprécié la Q.E.E sont :

• Variations de la fréquence.

• Variations lentes&rapides de la tension.

• Harmoniques (inter harmonique).

• Dissymétrie du système triphasé (déséquilibre).

Nous avons présenté plusieurs solutions d’amélioration traditionnels et modernes tels

que :

• Rééquilibrage des courants du réseau.

• Filtrages des harmoniques.

• Compensation d’énergie réactive.

L’amélioration du facteur de puissance constitue sans doute un paramètre très

important dans l’amélioration de la qualité de l’énergie du point de vue technique et

économique.

103

CHAPITRE II. Analyse des méthodes de l’amélioration du facteur de puissance Introduction

L’histoire des réseaux de distributions d’énergie électrique est née en 1882 avec la

mise en place à NEW-YORK, par Edison, d’une centrale de génération électrique à

courant continu d’environ 33KW. Il semble que la première station de distribution

d’énergie électrique en Angleterre fut construire à Londres à peu près en même temps

et qu’elle fonctionnait aussi en courant continu sous une tension de 100volts et une

capacité de 60KW [7].

Ce mode de génération d’énergie électrique (à courant continu) ne permet pas de

transmettre cette énergie très loin car on ne peut la générer et l’utiliser qu’à des

tensions basses pour des raisons de sécurité et d’isolation.

Il fallait donc construire des stations de génération prés des centres de consommation

et chacun y allait de ses propres projets de mini réseaux [7].

L’invention du transformateur en 1885 par Deri et autres, et la construction par

Stanley d’un transformateur utilisable pour la distribution d’énergie démontrèrent en

1884-1886 que le futur passait par l courant alternatif. Mieux encore, le brevet anglais

numéro 6481 émis à Nicolas Tesla en 1888 [7] amorça la distribution et l’usage de

l’énergie électrique en systèmes polyphasés.

La contre verse entre Edison qui proposait le courant continu et Westinghouse qui

avait acquis les droits sur les transformateurs et proposait le courant alternatif, fait la

manchette des grands quotidiens de l’époque et se régla par la suprématie du c.a. en

1890 une première ligne de transmission courant alternatif (22Km) à 330 volts était

mise en opération en Orégon. (USA)[7].

Au début de 1894, il existait a Etats-Unis un poste de génération biphasé et quatre

postes de générations triphasés ; un départ modeste mais très prometteur.

104

Actuellement, le réseau électrique réel est constitué de diverses centrales de

productions. Les tensions produites par les alternateurs sont élevées en HT (haute

tension) puis en THT (très haute tension) pour être transportées sur de longues

distances. Après cela, on rabaisse la tension dans la gamme des MT (moyennes

tensions) de façon à alimenter directement des agglomérations ou des industries. Dans

chaque quartier, on trouve des postes de transformation abaisseurs qui délivrent la

tension domestique BT (basse tension : 230V) à un certain nombre de pôles de

consommation.

CHAPITRE II. Analyse des méthodes de l’amélioration du facteur de puissance

Il est à noter que les trois phases des lignes de distribution MT et BT est réparties sur

l'ensemble des utilisateurs de façon à équilibrer au maximum le réseau. En effet, il est

impératif d'imposer l'équilibre des courants pour éviter le déséquilibre des tensions

inévitable lié à l'absence du neutre sur les lignes HT et THT.

La figure II.1 représente le schéma synoptique d'un réseau complet sur le schéma

suivant :

105

Fig. (II.1). Synoptique d’un réseau complet [7]

En analysons ce schéma plusieurs particularités sont à noter :

• Le réseau électrique doit accéder au plus près des lieux de consommation et

doit former un ensemble maillé de telle manière qu'il y ait toujours plusieurs

chemins possibles pour relier deux points.

• L'énergie électrique ne se stocke pas, il est donc impératif de fournir en

permanence l'énergie consommée par l'ensemble des utilisateurs.


Donc pour s’adapter à l’augmentation de l'appel en puissance, des chutes de tension

dues à l'impédance des lignes vont apparaître et par conséquent la tension du réseau

varie en amplitude. Ce problème majeur oblige l’exploitant de maintenir, en

permanence, l’équilibre entre l’offre et la demande potentielle, étant entendu que

l’équilibre instantané entre la production et consommation est une condition

nécessiteuse de fonctionnement du système production – transport - consommation

(que nous appellerons aussi système électrique, plutôt que réseau).

Les réseaux de transport et d’interconnexion (THT) contribuent donc de façon

déterminante au maintien de l’équilibre entre la demande et l’offre, ainsi qu’à la

sécurité d’alimentation et à l’économie de l’exploitation.

Dans la pratique, on cherche à exploiter un réseau triphasé de transport :

• En maintenant les chute de tension en tout point de ce réseau entre certaines

limites techniques. La tension en un sommet quelconque d’un réseau se déduit

de la tension en un point où elle est fixée par un alternateur au moyen de

l’expression (approximative) de la chute relative de tension ;

2UXQRP

UU +

=∆

• En minimisant les pertes actives dues au transit des puissances active et

réactive ; ces pertes peuvent s’exprimer sous la forme :

(II.1)

106

2

222

UQPRRI3 +

=

Où P est fixée à un instant donné.

Les expressions (II.1) et (II.2) montrent qu’il est souhaitable d’avoir un plan de tension

U (c’est-à-dire une tension en chaque point du réseau) aussi élevé que possible et de

réduire les transits de puissance réactive Q.


Pour ce faire il faut :

• Augmenter l’excitation des alternateurs.

• Compenser localement la consommation réactive des charges et les pertes

réactives des réseaux Pour réduire les transits de puissance réactive. Ce

dernier point fera l’objet de notre chapitre.

II.1. Notions de Puissance électrique en alternatif sinusoïdal

En alternatif sinusoïdal, les différentes puissances s'expriment facilement en fonction

de V, I et du déphasage ϕ entre courant et tension.

En partant toujours de l’hypothèse d’une tension et d’un courant déphasés d'un angle

φ :

v(t) = Vmax.cos(ωt)

i(t) = Imax.cos(ωt – φ)

Fig. II.2. Tension&Courant en alternatif sinusoïdal.

Puissance apparente

ϕ >0 2π 0 θ=ωt

v(θ) i(θ)

(II.2)

107

S = Veff.Ieff = V.I (II.3)

Puissance active

P = ∫∫ −=π

ϕθθπ

2

0

maxmax

)(

)cos(.cos.21).().(1 IVdttitvT

T

∫ =+−=π ϕϕϕθπ

2

0

maxmaxmaxmax

2cos..))cos()2(cos(2

12. IVIV

On utilisons uniquement les tensions et courants efficaces I=Imax/√2 et V=Vmax/√2.

La puissance active s'écrit alors :P = V.I.cosϕ (II.4)


Puissance réactive

Q = V.I.sinϕ (II.5)

La puissance réactive électrique Q peut être positif ou négative, elle dépend du signe

de l'angle de déphasage (φ). Par convention, si une charge est inductive, elle absorbe

de la puissance réactive ; si elle est capacitive, elle fournit de la puissance réactive [8].

En réalité, la puissance réactive sert à l’alimentation des circuits magnétiques des

machines électriques (transformateurs et moteurs) et de certains appareils tels que les

lampes fluorescentes. mais par contre, la transporter en même temps que la puissance

active conduit à surdimensionné les lignes de transport et de distribution et donc à en

augmenter le coût ou les faire fonctionner à leurs limites, ce qui peut conduire à des

instabilités néfastes pour la qualité de service[5].

Facteur de puissance

En alternatif sinusoïdal (uniquement), le facteur de puissance est :

k = cosϕ=P/S (II.6)

II. 2. Inconvénient d’un faible facteur de puissance

108

La présence d'un facteur de puissance <1 dans une installation a une conséquence très

négative : Le courant fourni pour produire cette puissance est surélevé par rapport au

cas où le facteur de puissance est égal à 1[5]. L'exemple simple ci-dessous le

confirme :

Icosϕ=1 = P/V Icosϕ=0.5 = P/V/0.5 = 2Icosϕ=1 !

Fig.II.3. Impact du Facteur de Puissance [5] CHAPITRE II. Analyse des méthodes de l’amélioration du facteur de puissance

En revanche, la tarification de l'énergie comptabilise uniquement la puissance active

consommée. De ce fait, les deux utilisateurs ci-dessus payent la même facture, alors

que le récepteur dont le cosϕ=0.5 consomme deux fois plus de courant efficace [5].

En revanche, les sociétés de production d'énergie électrique surtaxent les utilisateurs

dont le cosϕ est <0.8, de manière à pénaliser le surdimensionnement du réseau

qu'implique la nécessité d'un courant trop grand.

Quand une installation, ou un réseau électrique présente un cosϕ<0.8, il est nécessaire

de modifier l'installation de manière à élever ce facteur [5]. Etant donné que la grande

majorité des installations sont plutôt inductives, c'est-à-dire que le cosϕ<1 est dû à la

présence d'inductances dans les circuits. Donc on constate que le facteur de puissance

peut influencer sur le producteur, distributeur et l’utilisateur et cela comme suit :

a. Pour le producteur

Le dimensionnement d’un alternateur ou d’un transformateur dépend de sa puissance

apparente. Donc à égalité de puissance active l’alternateur, le transformateur, sont

d’autant plus gros et plus coûteux que le facteur de puissance est plus petit [8]. De

plus le rendement des machines est alors faible et la régulation des tensions est plus

difficile.

cosϕ = 1 Puissance P

V I cosϕ = 0.5 Puissance P V I

109

b. Pour le distributeur

Une installation déjà existante (prévue pour une certaine puissance apparente) peut

fournir d’autant moins d’énergie active que le facteur de puissance est plus faible. Elle

est mal utilisée. Le capital investi est d’un moindre rapport [8].

On conçoit dés lors que le producteur et distributeur ne tolèrent pas que l’utilisateur

ait une installation ayant un facteur de puissance trop faible.

c. Pour l’utilisateur

L’utilisation lui-même est directement intéressée par le facteur de puissance de son

installation, il influe sur la chute de tension du transformateur placé à l’entrée de

celle-ci et sur celles des canalisations. De ce fait les moteurs peuvent être sous voltés.

Même s’il supporte les inconvénients dont il est responsable, on conçoit que le

producteur et distributeur


Ont tout de même de bonne raison de le pénaliser. En cas de facteur de puissance trop

faible, l’utilisateur doit payer l’énergie réactive consommée [8].

II.3. Causes du faible facteur de puissance

Souvent un faible facteur de puissance pour causes de mauvaises conditions

d’utilisations du matériel, ou bien pour des problèmes liées à la construction de ce

dernier [8].

En définitive, un faible facteur de puissance à souvent pour causes de mauvaise

condition d'utilisation du matériel, ces conditions correspondant par exemple :

- Pour les transformateurs à un fonctionnement à vide ou faible charge.

- Pour les moteurs Asynchrones, à des marches à vide ou à faible charge fréquente,

auxquelles il convient d'ajouter parfois un niveau de tension d'alimentation trop

élevé [8].

- Pour l'éclairage fluorescent a une mauvaise conception.

110

De tout ce qui précède il en résulte qu'où est souvent contraint d'améliorer le facteur de

puissance.

II.4. Moyens d’amélioration du facteur de puissance II.4.1. Théorie de compensation d’énergie réactive Considérons l'impédance Z = r.ejϕ = R+jX,

représentant une charge inductive (X >0), ci

contre.

La puissance réactive correspondante est Q =

X.I²

L'ajout d'un condensateur C en tête du circuit ne

modifie pas la charge et ne rajoute aucune

puissance active.

En revanche, C consomme de la puissance

réactive et va donc donner un nouveau facteur de

puissance : cosϕ'

On sait que QC = -CωV².

Le théorème de Boucherot apporte : Qtot = Q +

QC


La compensation de puissance réactive consiste à

assurer

Qtot = 0

C’est-à-dire à QC = Q et cosϕ'=1

Le Condensateur à choisir a alors la valeur :

C = X.I²/ωV² = Q/ωV (II.7)

I V Z

cosϕ <1

I V Z

cosϕ'=1

C

Fig.II.4. Principe de compensation [5].

111

Du coup il est intéressant de connaître la formule générale qui donne la valeur de la

capacité en fonction du cosϕ et du cos ϕ'.

Si cette compensation était parfaite (Q = 0), on aurait une chute de tension relative de

l’ordre de RP/U2 et des pertes de l’ordre de RP 2/U 2.

Les pertes croissant peu lorsque Q < P (soit Q2<<P2), il peut être souhaitable, pour

améliorer la sûreté de l’exploitation, de surcompenser le réseau, c’est-à-dire de fournir

une puissance réactive plus élevée que celle qui est consommée [9], de façon, par

exemple, à annuler la chute de tension (Q = – RP /X). Dans ce cas, on peut montrer

que les pertes augmentent, c’est-à-dire que le gain sur les pertes dû à l’augmentation

de la tension est inférieur à leur accroissement dû à l’augmentation de Q.

Le minimum théorique pour les pertes est donc la compensation totale. Par ailleurs,

d’un point de vue économique, la compensation cesse d’être intéressante lorsque le

coût des moyens de compensation, compte tenu de leur taux d’utilisation, devient

supérieur au gain réalisé sur les pertes [5].

Il appartient donc au planificateur de réseau de rechercher le meilleur compromis et

de doser et localiser la compensation à installer en prenant en compte son coût et ses

avantages [5]. Dans les réseaux chargés, Ce sont alors les alternateurs qui assurent

l’équilibre d’ensemble, avec des performances dynamiques qui rendent leur utilisation

indispensable pour compléter l’action des condensateurs utilisés en base [8].

CHAPITRE II. Analyse des méthodes de l’amélioration du facteur de puissance II.4.2. Moyens de compensation de puissance réactive

Les lignes et les câbles, eux, produisent au contraire en permanence la puissance

réactive par leur capacité transversale, mais ils absorbent aussi proportionnellement au

carré de la charge

Par la réactance longitudinale. On sait qu’au total ces deux phénomènes se

compensent lorsque la puissance transitée est égale à la puissance caractéristique [8].

Pratiquement, la puissance transitée est inférieure à la puissance caractéristique dans

tous les câbles HT et dans les câbles MT à grosse section. Les câbles sont donc en

moyenne des producteurs de la puissance réactive.

112

Au contraire, les lignes aériennes transitent fréquemment une puissance supérieure à

leur puissance caractéristique. Elles constituent donc suivant les cas d’une manière

générale,

Aussi bien un consommateur qu’un producteur, de la puissance réactive.

Elle en résulte qu’à pleine charge, on ne doit pas prélever une puissance réactive

importante sur les réseaux de transport, alors qu’au contraire, a faible charge, il est

nécessaire d’en

Prélever une certaine quantité. Dans le premier cas en, effet la puissance réactive

appelée par la charge ne peut être fournie par le réseau de transport qui est lui-même

consommateur mais seulement par les centrales. Elle circule sur tout le réseau de

transport en provoquant des chutes de tensions et des pertes. Dans le deuxième cas, le

réseau de transport étant producteur de puissance réactive, si celle-ci n’est pas

absorbée par la charge, elle remonte jusqu’au générateurs, créant une élévation de

tension, qui peut être excessive, aux points de livraison aux réseaux de distribution.

Pour couvrir les besoins en puissance réactive indispensable pour le fonctionnement

des récepteurs on à souvent recours à ce qu’on appelle les sources supplémentaires de

puissance réactive. Parmi ces ressources on distingue :

• Les Compensateurs Statiques

• Les Compensateurs synchrones peuvent également fournir de l’énergie

réactive

• Les convertisseurs Statiques

II.4.2.1. Compensateurs synchrones Dans les systèmes énergétiques, les générateurs synchrones sont les principaux

producteurs de puissances actives et réactives. Pour la puissance active. Ils sont

l’unique source, par contre


Pour la puissance réactive la quantité produite par ces sources est limite par les

conditions de fonctionnement normales des machines des centrales. La quantité

produite n’est pas constante [10].

113

Les compensateurs synchrones sont très utilisés dans les systèmes électriques pour

résoudre des problèmes de compensation de la puissance réactive et de réglage de la

tension.

II.4.2.1.1. Description du convertisseur synchrone

Le moteur synchrone et l'alternateur sont identiques, fonctionnant à partir des mêmes

principes, et seulement le sens de l'écoulement d'énergie détermine si le convertisseur

est un alternateur ou un moteur. Il faut noter l’énergie circule de la tension qui est en

avance de phase vers la tension qui est en retard de phase [9].

Le convertisseur possède un stator alimenté par une source d'énergie triphasée, les

trois courants de phase produiront un champ magnétique (ϕ1) tournant à 120 f/p, la

bobine secondaire du moteur élémentaire est alimentée avec du courant continu, un

champ magnétique unidirectionnel ( ϕ2) sera existant dans l'axe de la bobine. Les

électrotechniciens avaient surtout besoin des moteurs synchrones pour corriger le

facteur de puissance.

Fig.II.5. Stator

convertisseur synchrone

[9].

Le couple peur être représenté par la formule :

T(t) = k ϕ1ϕ2 sin(ωs - ωm)t + δ.


(II.8)

114

Il faudra démarrer les moteurs synchrones au moyen d'un autre moteur ou encore de

combiner une cage d'écureuil (moteur asynchrone) avec une bobine alimentée avec du

courant continu (moteur synchrone).

II.4.2.1.2. Modélisation du convertisseur synchrone

Le convertisseur peut être modéliser en deux models ; moteur ou alternateur.

3. Le modèle de l'alternateur

Si on fait tourner la bobine du rotor de la machine élémentaire et qu'on alimente cette

bobine en courant continu, on génère au stator trois tensions déphasées de 120° dans

le temps.

Si on suppose que le système est équilibré et qu'on tient compte de la phase "a"

seulement, la tension générée dans cette phase voit l'impédance propre Zg de cette

phase.

Le modèle que l'on utilisera contiendra:

Une bobine (rotor) qui doit être alimentée par un courant continu Icc; cette bobine

produit le champ unidirectionnel ϕ qui tourne avec le rotor.

- une source de tension interne Eg que l'on considère sinusoïdale, donc

représentée par un phaseur et dont l'amplitude sera proportionnelle à ϕ

seulement si on néglige la saturation de la carcasse de fer.

- une impédance Zg que l'on considère constante si on néglige la saturation de la

carcasse de fer, donc représentée par un nombre complexe.

- une vitesse angulaire ωs que l'on considère constante et qui est produite par le

couple moteur de la source d'énergie primaire Tm.

Fig. II.6. Modèle de l’alternateur [9]

115


- une tension aux bornes externes Vb qui est disponible pour alimenter une

charge.

- une charge (en pointillé) qui déterminera la valeur de Ig en réalisant la relation

Vb = Zc Ig

Il faut noter que la vitesse de rotation du système demeure constante aussi longtemps que

Tm = Tr

Le couple synchrone n'existe qu'à la vitesse synchrone et L’écoulement d'énergie est de

Eg vers Vb.

Prenant comme référence Vb et supposant une charge inductive, le diagramme des

phaseurs de ce circuit sera:

Ce diagramme est complet et sera simplifié encore par l'élimination de Rg.

L’écoulement d'énergie est toujours de la tension qui est en avance de phase vers la

tension qui est en retard de phase Eg vers Vb..

(II.9)

Fig. II.7. Diagramme vectoriel.

(II.10)

116


4. Le modèle du moteur synchrone

Le modèle du moteur synchrone est identique au modèle de l'alternateur, mais pour

bien comprendre les relations d'écoulement d'énergie, on doit le présenter comme

suit :

Le modèle que l'on utilisera contiendra:

- une bobine (rotor) qui doit être alimentée par un courant continu Icc; cette

bobine produit le champ unidirectionnel ϕ qui tourne avec le rotor.

- une source de tension interne Em que l'on considère sinusoïdale, donc

représentée par un phaseur et dont l'amplitude sera proportionnelle à j

seulement si on néglige la saturation de la carcasse de fer.

- une impédance Zm que l'on considère constante si on néglige la saturation de

la carcasse de fer, donc représentée par un nombre complexe.

- une vitesse angulaire ωs que l'on considère constante et qui est produite par le

couple du moteur synchrone Tm.

- une tension aux bornes externes Vb (source d'énergie électrique) qui est

disponible pour alimenter le moteur.

- une charge mécanique qui demandera de l'énergie sous un couple résistant Tr.

Fig. II.8. Modèle du moteur [9]

117

- La caractéristique de ce couple résistant sera à déterminer et quelques fois ce

ne sera pas facile.


Il faut noter que la vitesse de rotation du système demeure constante aussi longtemps

que

Tm = Tr, (II.11)

Le couple synchrone n'existe qu'à la vitesse synchrone et L’écoulement d'énergie est

de

Vb vers Em

Prenant comme référence Vb et supposant une charge mécanique constante, le

diagramme des phaseurs de ce circuit sera pour un facteur de puissance (cos θ )

donné:

Ce diagramme est complet et sera simplifié encore par l'élimination de Rm.

L’écoulement d'énergie est toujours de la tension qui est en avance de phase vers la

tension qui est en retard de phase.

Fig. II.8. Modèle du moteur [9]

118


II.4.2.1.3. Mode de fonctionnement en Alternateur dans un réseau

Le principe de leur fonctionnement est le même que celui d’un moteur synchrone sans

charge (avec un arbre qui tourne à vide).

Fig. II.9. Interaction Compensateur Synchrone avec réseau

qE

dX : Réactance longitudinale du

CSU : Tension du compensateur synchrone.

Le branchement du compensateur synchrone au réseau met en interaction la F e m

avec la tension du réseau. Leur différence définit le sens du courant et sa valeur dans

la réactance (dX ).

•••

−= UE III

Autrement :

d

csq

XUE

I−

=

C S

qE•

UI

•

UI•

EI•

Réseau

U

Charge

UI•

csUU••

=

•

I

•

IjXd

: f e m du compensateur synchrone.

(II.12)

(II.13)

119


Du fait que la tension du réseau est constante, le courant résultant du compensateur

synchrone varie avec la variation de la (f.e.m) est obtenue par la variation du courant

d’excitation rotorique ( exI•

).

Si le courant d’excitation est tel que :

q csE U I 0.= → =i i i

En désignant pour ce cas ;

•

Iex = •

I0,ex On peut définir :

•

Iex ≠ •

I0,ex ⇒ •

E q ≠ •

Uc. s⇒•

I≠0.

•

Iex < •

I0,ex ⇒ •

E q < •

Uc. s⇒•

I< 0 (Sous excitation).

•

Iex > •

I0,ex ⇒ •

E q > •

Uc. s⇒•

I>0 (Sur excitation). La puissance réactive du compensateur synchrone est définie par :

( )cs

d

csq

cscs UX

UEIU3Q

−==

Cas 1 : •

E q < •

Uc. s Le courant I circule du nœud du réseau vers le compensateur, c’est un régime de

consommation du réactif. Dans ce régime la valeur maximale consommée peut être

atteinte.

ex qsi : t 0 E 0= → =

2cs

cs

d

UQX

→ =

Cas 2 : •

E q = •

Uc. s 0Qcs = (II.19)

(II.14)

(II.15)

(II.16)

(II.17)

(II.18)

120


Cas 3 : •

E q >•

U c. s

Le courant I circule du compensateur vers le nœud du réseau. Dans ce régime le

compensateur injecte la puissance réactive dans le nœud. La puissance réactive

produite augmente avec l’augmentation du courant d’excitation mais cette

augmentation ne doit pas dépasser la valeur nominale.

Fig. II.10. Modes de fonctionnement du compensateur synchrone [11]

D’après les régimes de fonctionnement du compensateur synchrone, il peut être utilisé

aux points du réseau de transport ou il peut être encore nécessaire dans quelque cas

exceptionnels, pour résoudre des problèmes techniques particuliers tels que celui de la

stabilité dynamique du réseau ou celui des variations rapides de tensions provoquées

par certaines charges fluctuantes [11].

Il faut noter que ce compensateur présente des avantages et des inconvénients

Avantages :

Ce moyen de compensation est avantageux puisqu’il :

• Excellent rendement (un facteur de puissance voisin de 1).

• Peut être placé prés des consommateurs.

Cs

qEi

qEi

qEi

Ii

(a) Sous excitation

(b) (c) Sur excitation

Cs Cs

djI xi

djI xi

Ii

csU

csUi

csUi

csUi

I

I

csU U−i i

csU U−i i

csU U−i i

121

CHAPITRE II. Analyse des méthodes de l’amélioration du facteur de puissance • Facile à régler comme producteur ou consommateur de puissance réactive.

• Effet autorégulateur.

Inconvénients :

Il a été délaissé de son application comme compensateur malgré leurs mérites

pour les inconvénients:

• Coût initial élevé.

• Machine tournante qui demande des entretiens.

• Pertes actives relativement importantes.

• la force motrice, n’est pas toujours compatible avec la demande instantanée de

puissance réactive.

• il peut décrocher dans le cas d 'une surcharge brusque ou d'une chute de

tension importante du réseau. Ceci nécessite une surveillance

particulière avec l'utilisation de dispositifs de sécurité, encombrants.

• il a besoin d'un générateur à courant continu pour assurer son

excitation. Cet organe supplémentaire augmente le prix du moteur.

• il ne peut démarrer qu'à très faible charge en exigeant soit un moteur

auxiliaire de lancement, soit le démarrage en asynchrone avec un

réducteur de tension au démarrage en asynchrone avec un réducteur de

tension au démarrage.

II.4.2.2. Batteries de condensateurs

Les condensateurs sont connus depuis longtemps (bouteille de leyde en 174 S) ils sont

commencés à utiliser sur les réseaux vers les années 1920[13], les premiers appareils

étaient réalisé avec des couches de papier placées entre les électrodes en

feuilles métallique : étain, Clinquant, Aluminium. L'ensemble était imprégné

d'huile minérale.

En 1932 [13], un important progrès juste obtenu en remplacent l'huile minérale

par un imprégnant chloré cette technique se développe aux ETATS-UNIS et

apparut en FRANCE vers 1950[13]. De nombreux perfectionnement conduit au

condensateur normalisé de 20 KVAR dont plus de 100.000 unités sont actuellement

en service sur le réseau d'électricité de France. Les progrès accomplis dans la

production des matières

122


Les progrès accomplis dans la production des matières des matières premières et

dans leur mise en oeuvre permettent de mettre au point des unités de 50 / 100KVAR[

13] au moment ou les progrès dans cette technologie Paraissaient, un nouveau pas

important à été franchi avec l'introduction de matières plastique.

On réalise actuellement des condensateurs dont les puissances unitaires atteintes

plusieurs centaines de KVAR. Ces batteries sont très utilisées dans les réseaux de

distribution pour le réglage de la puissance réactive et la tension.

En générale une batterie de condensateurs est constituée par un système de

condensateurs branchés en combinaison : série- parallèle, selon la disposition des

condensateurs sur le réseau électrique, on peut distinguer deux types de

compensation : Compensation shunt, série.

II.4.2.2.1. Compensation Shunt

La chute de tension d’un réseau de distribution avant le branchement de BC

s’exprime :

2

chch12 U

XQrPU +=∆

Fig. II.11. Compensation Shunt

chS P jQ= +

BCI I+i i

ch ch chS P jQ= +

BCjQ

1 22U

i

12

Ui

U∆

2Ui

BCU∆ 2aUi

adU∆

(II.20)

123


Pour obtenir une tension admissible (ad2,U ) aux bornes de la charge en branche la

(BC).

Ce qui donne :

ad,2

bcchch

ad U)QQ(rP

U−+

=∆

La tension 2U est augmentée d’un écart :

ad1ad12ad,2BC UU)UU()UU(UUU ∆−∆=∆−−∆−=−=∆

ad,2

BCchch

2

chch

UX)QQ(rP

UXQrP −+

−+

=

XUQ

UXQrP

UXQrP

ad,2

BC

ad,2

chch

2

chch ++

−+

=

Du fait que :

ad,2

BCBC

ad,22 UXQU

U1

U1

=∆⇔≈

Autrement :

c..Ub.UQ ad,2

2

ad,2BC ω==

On obtient :

ad,2BC U.x.c.U ω=∆

Ou bien en % de NU :

100.U

U.X.c.U

N

ad,20

0BC

ω=∆

D’où la valeur de C pour assurer l’écart voulu est :

100.U.X.U.UC

ad,2

N00

BC

ω∆

=

(II.21)

(II.22)

(II.23)

(II.24)

(II.25)

124


Le diagramme vectorielle suivant présente l’amélioration de cosφ de la ligne (au point

2)

Fig. II.12. Diagramme Vectoriel

Il y a une amélioration de cosφ de la ligne dans le point 2.

Les (BC) shunts statiques, sont montées au voisinage des consommateurs du réactif et

fournissent une puissance réactive inférieur (celle qui est demandée).

Mais dans des cas particuliers et si seuls la tenue de toutes les tensions dans les limites

étroites est importante ; on peut amené à les installer, pour obtenir plus de puissance

réactive qu’il

N’en est consommé sur place. Les dimensionnements des condensateurs shunts

dépend étroitement du niveau de tension.

Les avantages et les inconvénients qui porte ce moyen de compensation sont :

Avantages :

• Simplicité, peut être installé au voisinage des utilisateurs.

• Moins de pertes, moins des chutes de tension, augmentation de la capacité de

transport.

Inconvénient :

• Réglage discontinu, coût élevé.

• Très cher si l’on veut annuler la chute de tension (sur compensation).

• Effet diminuer lorsque la tension baisse.

BCQ

Q

R

chϕϕ2P

J chSS

125


II.4.2.2.2. Compensation Série

Avant le branchement de BC

( )••••

+−=∆−= jxrI3UUUU 112

= •

−− .Ix3jIr3U1

Après branchement :

( )•••••

∆−=−+−= ad1c1ad,2 UU)xx(jrI3UU

( ) cc1 XI3jjxrI3U•••

++−=

Fig. II.13. Compensation Série.

On a :

( )••

+=∆ jxrI3U

( )•••

−+=∆ cad IX3jjxrI3U

La tension 2U est augmentée d’un écart :

•••

∆−∆=∆ ad1BC UUU

( ) )XI3j)jxr(I3(jxrI3 c

•••

++−+=

cacrcracBC XI3jXI3X)IjI(3jIX3jU +=+==∆•

•••

ad,2

c2BC U

XQU =∆⇒

r X

I

1 2 Xc

U

(II.26)

(II.28)

(II.27)

126


Ou bien :

c1X C ω

=

ad,2

2BC cU

QUω

=∆

Ou bien en % de NU

100U.cU

Q0

0UNad,2

2BC ω

=∆

On peut alors donnée la valeur nécessaire de la capacité pour assurer l’écart voulu.

ad,2N

2

BCUU

Q

00U

100Cω∆

=

Il faut noter qu’en :

• Régime de court circuit le courant à travers (BC) devient très grand et la

tension du condensateur risque de dépasser la valeur de charge, c’est pour ça

que le système de compensation est équipé de moyens automatiques de

protection.

• Court circuit le courant à travers (BC) devient très grand et la tension du

condensateur risque de dépasser la valeur de charge, c’est pour ça que le

système de compensation est équipé de moyens automatiques de protection

• court circuit le courant à travers (BC) devient très grand et la tension du

condensateur risque de dépasser la valeur de charge, c’est pour ça que le

système de compensation est équipé de moyens automatiques de protection.

• les compensateurs séries sont peut utilisés sur les réseaux à moyenne et haute

tension, par contre sur les réseaux de transport à grande distance sous des

tensions supérieurs À 220 KV ; leur utilisation est fréquente avec une

puissance unitaire importante. Ils sont utilisés pour le but :

• De réduire ou d’annuler les chutes de tensions.

• D’améliorer la stabilité du système énergétique dans certains cas.

• L’absence d’usure mécanique et un entretien réduit.

• De faibles pertes.

• Un faible volume et une installation facile

(II.29)

(II.30)

(II.31)

127


Ces condensateurs peuvent avoir des effets négatifs, les plus importantes sont :

• Nécessité des systèmes de protection coûteux.

• Ne compense qu’une faible partie de la puissance demandée.

En générale les batteries de condensateurs sont actuellement le moyen le plus

économique et le plus simple de production d’énergie réactive, pour les avantages

précédentes.

Leur limitation est liée à certains problèmes technique comme :

• la puissance réactive fournie n’est réglable simplement

• la puissance réactive fournie varie avec la tension d’alimentation

• la mise sous tension provoque un violent appel de courant

• si la fréquence de résonance avec l’inductance de la source est proche

de celle d’un harmonique existant, cet harmonique est amplifié et peut

devenir gênant ou dangereux.

II.4.2.3. Compensateurs Statiques Grâce au développement de l’électronique de puissance, la compensation d’énergie

réactive par des moyens statiques est devenue possible par des compensateurs

statiques de puissance réactive (SVC). Ces dispositifs constitués d’éléments

électriques (batteries de condensateur, bobine…est) et d’éléments d’électronique pour

commutation (thyristors) permettant des variations rapides et continue de puissance

réactive pour éliminer les fluctuations de la puissance réactive absorbée par certains

appareils provoquent des fluctuations de tension qui peuvent être gênantes pour tous

les usagers [12].

Les compensateurs statiques, constitués d’une batterie de condensateurs et d’un

absorbeur à réactances avec réglage de courants avec des valves à thyristors, sont

capables d’atténuer cette fluctuation, même lorsqu’elles sont rapides comme dans le

cas des fours à arc [12].Il existe différente configuration de compensateurs tels que :

II.4.2.3.1.Compensateur Statique à Capacité Variable (TS.C)

Les compensateurs à capacité variable TSC (Thyristors Switched Capacitors)

Sont composés d'unités de condensateurs commutés par thyristors, la figure

(II.14) montres un exemple de compensateur statique à capacité variable.

128


Fig. II.14. Compensateur TSC.

La batterie de condensateur et fractionné en gradins appropriés qui sont

individuellement commutés par des thyristors bidirectionnels. Pour ce type de

compensation des règles importantes doivent être respecté. Les compensateurs

doivent être pré chargé à la valeur crête du réseau et enclenchés lorsque cette tension

devient égale à celle du pré charge [12]. Ce système nécessite pour obtenir une

compensation fixe. D’utiliser un nombre important de condensateurs et la mise en

œuvre d'une commande complexe.

II.4.2.3.2. Compensateur Statique à réactance contrôlé (TS.R)

Les compensateurs statiques (TSR) (Thyristor Switched Reador) sont fréquents utilisé

pour améliorer la stabilité des réseaux d'énergie électrique. Ils sont le plus souvent

composés d'unités de réactances réglées par thyristors absorbant de la puissance

réactive. La figure (II.15.) montre une inductance brancher en parallèle avec un

condensateur non réglable (fixe).

Ce principe est plus avantageux que le premier (TSC) ou la compensation est du type

discontinue car la régulation de la puissance réactive ce fait par échelons. Il existe

donc toujours une différence entre la puissance réactive fournie (Q c ) et celle consommée

(Q v), Cette différence Qv - Qc = Qr

Constitue une charge pour le réseau.

C

G T

129


Fig. II.15. Compensateur TSR

II.4.2.3.3. Mode de Control et Réglage des Compensateurs Statiques

Le but de l’utilisation des thyristors pour la commande des gradins au lieu des

anciens contacteurs électromécanique, c’est d’introduire une avance de phase pour en

anticiper les fluctuations, ainsi l’augmentation du temps de réponse en boucle fermée

[12]. La figure II.16. Présente le principe de la régulation phase par phase, la

référence de la régulation est l’opposé de la variation mesurée par rapport à une

puissance de consigne [12]

Fig. II.16. Schéma de régulation en boucle fermée.

Régulateur

Charge &Filtres

Mesures

AbsorbeurConsigne

+ -

CV

ai

chi

Courant De

ligne

+

Charge variable

130


La puissance réactive est mesurée par la formule :

Q VIsin= ϕ

*Le courant étant en retard par rapport a la tension par un angle (φ)

La tension instantanée à la fréquence (f1) est de la forme :

V(t) Vcos t= ω

*Avec : ω=2 п f1

Le courant en ligne est en retard d’un angle (φ) par rapport à la tension :

i(t) Isin( t )= ω − ϕ

De (II.33) et (II.34) on obtient :

1Q (t) VIcos t sin( t )= ω ω − ϕ

Pour un déphasage de (+п/2 ou – п/2) :

2Q (t) VIsin t cos( t )= ω ω − ϕ

De (II.35) et (II.36) on obtient :

[ ]Q(t) VIsin t ( t ) VIsin= ω − ω − ϕ = ϕ

Cette dernière valeur donne la mesure de la puissance réactive en l’absence des

harmoniques et d’autres perturbations [12]. Cette puissance réactive calculée nous

donne la puissance de référence pour un facteur de puissance désirée (cosφ=0.9).

La nouvelle puissance réactive calculée sera comparée par un comparateur, la figure

II.17 nous montre le principe de réglage de la puissance réactive (KQ ) qu’on doit

fournit au réseau [14].

(II.32)

(II.33)

(II.34)

(II.35)

(II.36)

(II.37)

131


Fig. II.17. Système de Régulation de la puissance réactive

Le signal de sortie représente la puissance réactive qu’on doit fournir au réseau, qui

est :

L c KQ Q Qα= −

A partir de la dernière équation on obtient la valeur de l’angle d’amorçage (α) Les avantages et les inconvénients qui porte ce moyen de compensation sont :

Avantages :

• Une amélioration de la stabilité statique et dynamique du réseau.

• Une régulation de la tension ; avec limitation selon la puissance

réactive échangée avec le réseau.

• Une atténuation considérable de phénomène du FLICKER, provoqué

par des charges fortement perturbatrices.

Commande

Des thyristors

refQ 0.4P=

Calculateur

Inductances Commande

Par thyristors Avec

batteries fixes

Réseau

KQ

Impuls (α) LQ

α

KQ

CQ

rQ

rrefQ

rQ

P

ϕ

I

V

+

+

-

-

(II.38)

132


Inconvénient :

L’inconvénient majeur de ces compensateurs, c’est les limites (tension et courant)

d’utilisation en basse tension, parfois nous somme obligé de compenser en haute

tension pour équilibrer un réseau de transport. Les nouvelles recherches en électriques

de puissance ont abouti à des thyristors (GTO, IGBT) avec des tensions et courants

très élevés.

Actuellement la compensation en haute tension s’effectue par des convertisseurs a

base des thyristors GTO.

II.4.2.4. Convertisseurs Statiques

Devant les problèmes de transit de puissance, la compagnie américaine EPRI (Electric

Power Research Institue) a lancé, en 1988, un projet d’étude des systèmes FACTS

afin de mieux maîtriser le transit de puissance dans les lignes électriques [15].

Le concept FACTS regroupe tous les dispositifs à base d’électronique de puissance

qui Permettent de compenser l’énergie réactive et améliorer l’exploitation du réseau

électrique.

La technologie de ces systèmes (Interrupteur statique) leur assure une vitesse

supérieure à celle des systèmes électromécaniques classiques. De plus, elles peuvent

contrôler le transit de puissance dans les réseaux et augmenter la capacité efficace de

transport tout en maintenant voir en améliorant, la stabilité des réseaux. Les systèmes

FACTS peuvent être classés en trois catégories [16] :

• Les compensateurs parallèles à base de GTO thyristors.

• Les compensateurs séries à base de GTO thyristors.

• Les compensateurs hybrides (série - parallèle) à base de GTO thyristors.

II.4.2.4.Compensateurs Parallèles

Le principe de ce type de compensateur est connu depuis la fin des années 70 mais ce

n’est que dans les années 90 que ce type de compensateur a connu un essor important

grâce aux développements des interrupteurs GTO de forte puissance [15].Le

STATCOM présente plusieurs avantages :

• bonne réponse à faible tension : le STATCOM est capable de fournir son

courant nominal, même lorsque la tension est presque nulle.

133


• bonne réponse dynamique : Le système répond instantanément.

Cependant, le STATCOM de base engendre de nombreux harmoniques. Il faut donc

utiliser, Pour résoudre ce problème, des compensateurs multi niveaux à commande

MLI ou encore Installer des filtres [17].

La figure II.18 représente le schéma fonctionnel d’un STATCOM, les cellules de

commutation sont bidirectionnelles, formées de GTO et de diode parallèle [18]. Le

rôle du STATCOM est d’échanger de l’énergie réactive avec le réseau. L’onduleur

est couplé au réseau par l’intermédiaire d’un transformateur shunt de couplage.

Fig. II.18. Schéma fonctionnel d’un STATCOM.

Transformateur Shunt

Réseau

acI

sortie dcV KV= ∠α

dcVdcI

134


L’échange d’énergie réactive se fait par le contrôle de la tension de sortie de

l’onduleur Vsh, Laquelle est en phase avec la tension du réseau V Le fonctionnement

peur être décrit de la façon suivante [17] :

• Si la tension Vsh est inférieure à V, le courant circulant dans l’inductance est

déphasé de (–п/2 ) par rapport à la tension V ce qui donne un courant inductif

(Fig. II.19-a).

• Si la tension Vsh est supérieur à V, le courant circulant dans l’inductance est

déphasé de (+п/2) par rapport à la tension V ce qui donne un courant capacitif

(Fig. II.19-b).

• Si la tension Vsh est égale à V, le courant circulant dans l’inductance est nul et

par conséquent il n’y a pas d’échange d’énergie.

Fig. II.19. Diagramme vectoriel de STATCOM.


Avantages :

• Pouvoir échanger de l’énergie de nature inductive ou capacitive uniquement a

l’aide d’une seul inductance. Contrairement au compensateur statique, de

pouvoir fournir un courant constant important même lorsque la tension V

diminue [17].

a) Courant inductif b) Courant capacitif

VVsh

Ish

VshVIsh

135


Inconvénient :

• Une seule fonction qui est l’échange d’énergie réactive (absorber/fournir) avec

le jeu de barre.

II.4.2.4.Compensateurs Parallèles

Ce type de compensateur série SSSC (Compensateur Synchrone Statique Série) est le

plus important dispositif de cette famille. Il est constitué d’un onduleur triphasé

couplé en série avec la ligne électrique à l'aide d'un transformateur [17].

La figure II.19 représente le schéma fonctionnel d’un SSSC, Son rôle est d’introduire

une tension triphasée, à la fréquence du réseau, en série avec la ligne de transport.

Cette tension est en quadrature avec le courant de ligne [18].

Fig. II.19. Schéma fonctionnel d’un SSSC.

Transformateur Shunt

Réseau

acI

dcVdcI

ligneI

Energie Stockée

136


Par l’injection d’une tension série avec la ligne de transmission, nous pouvons régler

la valeur apparente de l’inductance ou de la capacité ainsi introduite dans la ligne ;

BV jKXI= −


Avantages :

• Echange de la puissance active avec le système par l’utilisation du système de

stockage d’énergie [17].

• Evite l’apparition des oscillations de résonance avec le réseau.

Inconvénient :

• Il s’intéresse uniquement a la ligne de transmission, parfois on est obligé de

contrôler le bus envoyeur pour plus de stabilité dans le réseau.

.4.2.5.Compensateurs Hybride Parallèle série

GYUGYI a présenté le concept de l’ UPFC en 1990. L’originalité de ce compensateur

est de Pouvoir contrôler les trois paramètres associés au transit de puissance dans une

ligne électrique :

• la tension,

• l’impédance de la ligne,

• le déphasage des tensions aux extrémités de la ligne.

La description de ce équipement fera l’objet du prochain chapitre, son utilisation

dans les réseaux électrique est l‘objet de ce travail.

(II.39)

137


II.5. Conclusion :

Le facteur de puissance est l’un des plus importants indices de la qualité d’énergie

électriques dans les réseaux électriques. Un mauvais facteur de puissance à des

influences pour tous les acteurs : producteur, fournisseur et exploitant de l’énergie.

L’amélioration de ce facteur demeure le souci majeur surtout pour le fournisseur

(réseau de transport), la compensation d énergie réactive est l’unique solution pour

l’améliorer. Pour ce faire plusieurs méthodes sont a distinguées :

• Compensateur Synchrone.

• Compensation par batteries de condensateurs.

• Compensateurs Statiques.

• Convertisseurs Statiques.

Les deux premières méthodes ont démontrées leurs limites, par leurs modes de

contrôles classiques, elles ne répondent pas en temps réel face aux perturbations dont

fait l’objet le réseau électrique.

La troisième méthodes est l’une des plus performantes, par son mode de control et

réponse en temps réel. Mais tous simplement son domaine d’utilisation est limités par

le courant et la tension qu’ils supportent les thyristors, ce qui rend la compensation en

haute tension pratiquement impossible.

La dernière méthodes est la plus récente (FACTS), elle offre la possibilité de

compenser en haute tension avec des thyristors GTO qui supportent des courants et

tensions très grandes en plus leur avantage de suivre l’évolution de la puissance active

et réactive dans deux plans différents.

L’ UPFC est un compensateur qui est plus complet que les autre, en pratique elle

utilisé pour la gestion de l’énergie dans les réseaux électriques.

138

Chapitre III. Amélioration du facteur de puissance Par U P F C Introduction

Les réseaux de transport à courant alternatif existants ne sont pas été conçu pour une

commande facile des flux d’énergie, il en résulte des problèmes de réglage du régime

dynamique (instabilité) et permanent (surcharge) [19].

Par le passé, les réseaux de transport ont été conçus pour être indépendant, l’échange

de puissance active était rare, mais en cas de nécessité les systèmes de transmission

ne pouvaient pas être contrôlé assez rapidement en cas de changement dynamique.

Ces problèmes ont été résolus (anticipé) habituellement en ayant les marges de la

stabilité.

Actuellement, le problème d’augmentation de la charge du système ne se pose plus,

avec la possibilité d’augmenter en sécurité la charge par plusieurs approches:

• Installation des condensateurs en parallèle (shunt) pour supporter les tensions

des systèmes a un niveau très satisfaisant.

• Installation des condensateurs en série pour réduire la réactance de ligne de

transmission par l’augmentation de la capacité de ligne (transfert optimal de

la puissance).

• Installation des transformateurs déphaseurs (phase Shifting transformer), qui

sont appliqués pour contrôler le flux de puissance en introduisant un

changement dans la phase entre les deux bus de transmission

(envoyeur/récepteur).

L’inconvénient majeur de ces techniques, c’est qu’elles utilisent des appareils dont

le contrôle est lents de point de vue mécanique, ils sont très utiles dans un état stable

du système mais de point de vue dynamique, leurs réponse en temps réel est trop lente

[19]. Si ces systèmes de contrôle mécanique ont été faits pour répondre plus vite (en

temps réel), l’exploitation des systèmes de transmission serait améliorée

considérablement. En autorisant l’utilisation de toute la capacité du système et en

maintenant des niveaux adéquats de stabilité. Ce concept a été mené à une nouvelle

approche introduite par l’institut de recherche dans l’électronique de puissance (EPRI)

dans la fin des années 1980. Appelé FACTS (Flexible Alternative Current Sytem),

c’était une réponse à un appel pour plus d’usage effectif des ressources déjà existantes

dans les systèmes de transmission [20]. Et on comprend mieux

139

Chapitre III. Amélioration du facteur de puissance Par U P F C

L’importance cruciale que revêt la maîtrise des flux d’énergie sur les réseaux, en

exploitant les nouvelles possibilités offertes par l’électronique de puissance il est

maintenant possible de remédier à ces problèmes [19].

III.1. Flux de puissance dans une ligne de transmission

La puissance active et réactive (Flux de Puissance) dans une ligne de transmission

dépend de l’amplitude de la tension et l’angle de phase dans les deux extrémités (bus

d’envoi et de réception) ainsi que l’impédance de la ligne. Donc par une simple

combinaison on peut contrôler la puissance active, aussi bien que la puissance réactive

dans une ligne de transmission (Fig. III.1).

Figure (III.1). Ligne de transmission. La valeur efficace de la tension/phase au point (S) d’envoi est :

SSS VV δ=

La valeur efficace de la tension/phase au point (R) de réception est :

RRR VV δ=

La puissance complexe injectée au point S est obtenu par : *

lineSSSs IVjQPS =+=

X

Bus S Bus R

ligneI

R

SV RV SS jQP + RR jQP +

SS jQP +

(III.1)

140


Ou :

*

lineI : La valeur conjuguée du courant/phase de la ligne.

SP ,

SQ

En utilisons la loi d’ohm le courant da la ligne peut être écrit comme suit :

( ) )jBG(VVjXRVVI RS

RSline +−=

+−

=

Ou :

R, X : Respectivement la résistance et la réactance de la ligne.

G, B : Respectivement la conductance et la Susceptance de la ligne:

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛

+−=

+=

2222 RXXB,

XRRG

La valeur conjuguée de l’équation (III.1) s’écrit :

SS

*

S jQPS −=

En utilisant l’équation (III.2) :

( )( )jBGVVVS R

*

S2

S

*

S +−=

( )( )( )( )

⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛δ−δ

−δ−δ=δ−δ−=δδ−=

RS

RS

RSRSRSRRSSR

*

S

sinjcos

VVVVVVVV

L’équation (III.5) est obtenue par l’application de l’identité d’Euler

( )δ−δ=δ− sinjcosVV

En séparant la partie réel et imaginaire de l’équation (III.5) l’expression de la

puissance active et réactive injectée au bus (S) s’écrit comme suit :

( ) ( )RSRSRSRS

2

sS sinBVVcosGVVGVP δ−δ−δ−δ−=

( ) ( )RSRSRSRS

2

sS cosBVVsinGVVBVQ δ−δ+δ−δ−−=

(III.2)

(III.4)

(III.5)

(III.6)

: Respectivement la puissance active et réactive

(III.3)

141


La puissance active et réactive au bus de réception (R) :

( ) ( )RSRSRSRS

2

RR0 sinBVVcosGVVGVPP δ−δ−δ−δ+−=−=

( ) ( )RSRSRSRS

2

RR0 cosBVVsinGVVBVQQ δ−δ−δ−δ−=−=

RR Q,P

Les pertes en puissance dans la ligne sont obtenus par :

( ) ( ) ( )RSRS

2

R

2

SRSL cosGVV2GVVPPP δ−δ−+=−−=

( ) ( ) ( )RSRS

2

R

2

SRSL cosBVV2BVVQQQ δ−δ++−=−−=

En utilisant l’approximation : X>>R (une transmission typique).

G est négligée,

La susceptance est remplacé par B=-1/X.

L’expression de la puissance active transmise du bus (S) au bus (R) devienne :

( ) ( )

( )δ=δ=

δ−δ=δ−δ−=−=

0RS

S

RSRS

RSRsRS

PsinBXVVP

sinBXVVsinBVVPP

( )RS δ−δ=δ

La puissance réactive transmise par la ligne du point (S) au point (R) est :

( ) ( )

( ) ( )

( )δ=−

δ−δ+−=δ−δ−=−

δ−δ−=δ−δ+−=

0R

RSRS

2

R

RSRS

2

RR

RSRS

2

S

RSRS

2

sS

QQX

cosVVVcosBVVBVQ

XcosVVV

cosBVVBVQ

Il est clair d’après l’équation (III. 8) que la valeur de la puissance active transmise sur

la ligne peut être augmenté par :

• Augmentation de l’amplitude de la tension.

• Réduire la réactance de line (exemple ; compensation de la ligne).

• Augmentation de l’angle de puissance (exemple ; changement de la phase).

(III.7)

(III.9)

(III.10)

: Représente respectivement la puissance active et réactive injectée au bus (R).

(III.8)

: est appelé l’angle de puissance.

142


Le flux de puissance peut être modifié par un changement de signe de l’angle de

puissance, par exemple une angle de puissance positive correspond a un flux de

puissance du bus d’envoi vers le bus de réception, par contre une angle de puissance

négative correspond a un flux de puissance du bus de réception vers le bus d’envoi.

Donc les quatre paramètres qui affectent le flux de la puissance active et réactive

sont :

δ,X,V,V RS

.

Pour mieux comprendre le flux de puissance, il faut combiner entre l’équation (III. 8)

et (III. 9) comme suit :

( )( ) ( )2

RS

22

R2

0 XVV

XVQP ⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛=⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛ +δ+δ

L’équation représente un cercle centré au point :

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −

XV,0

2

R

Et un rayon qui égale :

XVV Rs

Finalement, la relation entre la puissance active et réactive envoyer a la ligne a partir

du point de l’envoi (S) peut exprimer par :

( )( ) ( )2

RS

22

SS

2

S XVV

XVQP ⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛=⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛ −δ+δ

La moyenne du flux de la puissance réactive est définie par :

X2VVB

2VV

2QQQ

2

R

2

S

2

R

2

SRSSR

−=

−−=

−=

Il est clair d’après l’équation (III.13) l’amplitudes des deux tensions

(envoyée/recevais) et la réactance de la ligne affectent le flux de puissance réactive.

(III.11)

(III.12)

(III.13)

143


C’est dans ce concept que vient la naissance des FACTS (Flexible alternative current

system); ces équipements permettent le control des ces paramètres en temps réel [19],

ainsi la variation de la puissance transmise en tenant compte des conditions du

système de transmission.

La capacité du contrôle rapide, dans des limites convenablement définies, peut

augmenter la stabilité transitoire et dynamique aussi bien qu’éliminer les

perturbations dans le système Causées dans la majorité des cas par les défauts de

courts-circuits. Par exemple augmenter ou abaisser la valeur de la réactance de la

ligne de transmission X, peut être constatée dans les équations (III.10) et (III.11). Le

réglage des amplitudes des tensions d’envoi VS et de réception VR peut aussi

permettre de contrôler le flux de puissance dans la ligne de transmission [19].

Donc ces éléments permettent de modifier d’une façon ou d’une autre les flux

d’énergie (puissance active et réactive), mais il faut noter aussi que ces contrôleurs

rapides ont un impact positif en état dynamique transitoire dans un réseau électrique,

par augmentation da la stabilité du système.

Parmi ces contrôleurs on distingue :

• Compensateur statique de puissance réactive SVC (Static Var Compensateur)

• Variateur de charge universel UPFC (Universel Power Flow Controller)

• Condensateur série fixe et commandé par thyristor TCSC (Thyristor-

Controlled Serie Capacitor).

• Transformateur déphaseur PST (Phase-Shifiting Transformer)

• Compensateur synchrone statique STATCOM (Synchrone Static

Compensator)

• Compensateur série synchrone statique SSSC (Synchronous Static Serie

Compensator)

III.2. Systèmes de Transmission à Courant Flexible (FACTS)

La naissance voila plus de dix ans FACTS, pour répondre aux difficultés croissantes

dans les réseaux et notamment avec l’augmentation de la demande (beaucoup de jeu

générateurs, jeux de barres) [21]. Donc l’exploitation de ces derniers, la maîtrise des

flux de puissances peut être considérablement améliorée en termes de performances et

144


De souplesse par l’adjonction d’éléments de types FACTS (Flexible Alternative

Current Transmission Systems). Ces systèmes électroniques permettent d’améliorer la

stabilité du système, de contrôler les transits de puissance et de gérer les échanges de

puissance réactive sur une partie d’un réseau maillé [8].

III.2. 1. Constitution des FACTS

Durant les trois décennies passées, les développements de dispositifs à semi-

conducteurs de puissance ont abouti successivement à l’apparition des éléments

commandables à fermeture tels que les thyristors, ainsi que les éléments

commandables à la fermeture et à l’ouverture tels que GTO et L’ IGBT l’un après

l’autre, ces déférentes technologies ont atteint des niveaux de puissances limites, en

relation avec les applications respectives [22].

L’histoire des GTO’ s a commencé en 1970s [18] par l’augmentation considérable du

courant se qui a rendre la possibilité de les utilisées en haute tension, tels que

compensateurs statique de puissance réactive (SVC), TCSCs, TCCAPRs

Les recherches ont aboutis en 1998 au plus grandes puissances de convertisseurs

statiques à pulsation [22], [23], [24]. En effet, le développement de transistors de

types IGBT pour une tension de blocage de près de 3 KV, permettant de déclencher

un courant de plus de 3.6 KA, a permis la réalisation d’une installation de

compensation statiques de 22 MV AR, basée sur la structures de l’onduleur à

pulsation à trois niveaux, et modulé en PWM.

Fig. III.2. Développement et limites de puissance

Des dispositifs conventionnels.

145


Les générations futures de dispositifs à semi conducteurs de grande puissance verront

certainement apparaître un nouveau matériau semi-conducteur, le carbure de silicium

SiC, extrêmement intéressant par ses propriétés de conduction ainsi que ses

propriétés de résistance à la température élevée[22].

Fig. III.3. Transistor IGBT en boîtier pressé et a tension

De blocage élevée.

Dans la phase intermédiaire durant laquelle des activités intenses sont consacrées à la

fabrication de wafers de SiC de dimensions acceptables, des autres développements

de composants à base de silicium voient proposent des solutions alternatives à,

considérer sérieusement.

III.2. 2. Composants modernes pour convertisseurs de grandes puissances

Après la réalisation d’application de puissances extrême à l’échelle du GW, sur la

base de convertisseurs commutés naturellement et utilisant des thyristors

conventionnels, le développement des technique de mise en série en série des

dispositifs d’enclenchements et de déclanchements a permis de réaliser des onduleurs

de tension à pulsation dans des gammes de puissance de plus en plus élevées. Un

premier développement est représenté par la technique de commande dure des GTO

qui abouti à un élément a commande intégrée appelé IGCT (Integrated Gate

Commutated Thyristor) [22]. Les excellentes propriétés à l’état passant, de même que

la possibilités de surcharge font de cet élément un candidat sur pour la réalisation des

grandes puissances. De plus, le principe de la commande dure qui fait circuler

146


Par la gâchette un courant d’évacuation de porteurs très important et atteignant

momentanément une valeur supérieure au courant d’anode, permet la manœuvre

simultanée de plusieurs dispositifs connectés en série.

Fig. III.4. Thyristor IGCT a commande intégrée.

III.2. 3. Topologies Modernes des Convertisseurs pour l'interaction

avec le réseau:

la topologie des convertisseurs (a pulsation), peuvent influencer librement les formes

d'ondes des courants prélevés ou injectées dans un réseau de puissance [19].

le convertisseurs de tension triphasé representé sur la figure (III.5) est composé de:

• Six semi-conducteurs controlés (06 thyristors de type GTO), pour

façonner la forme de la tension de sortie altenatif de l'onduleur a partir

d'une tension continue.

• Six semi conducetur incontrolés (06 diodes) pour donner un chemin au

courant , toutes fois que le chemin sur thyristors est bloquée.

147

ChapitreIII. Amélioration du facteur de puissance Par U P F C

Fig. III.5. Convertisseur de tension triphasé

En s'assurons que le courant est positif s'il circule du système (réseau a courant

altenatif) au coté continue ( opération redresseur) , mais il devient négatif s'il circule

du coté continue vers le résaeu (opération onduleur). donc le contrôle de l'angle de la

tension de sortie produite par le convertisseur au système de transmission de

courant alternatif (AC) c’est :

le contrôle de la puissance active échanger entre le convertisseur et le système de

transmission (AC), cette dernière circule comme suit :

1. Du coté continue (DC) vers le système de transmission (AC) (opération de

l’onduleur) si la tension produite du convertisseur est en arrière par rapport

a la tension du système (réseau).

2. du coté alternatif (système) vers le coté continue (opération redresseur) Si la

tension produite du convertisseur est en arrière par rapport a la tension du

système AC.(L'action de l’onduleur est emportée par les GTO' s pendant

que l'action du redresseur est emportée par les diodes).

3. Deux changements sur la même branche ne peuvent pas être en même

temps.

N

4 4’

1 1’ 3

3’

6

6’

2

’2’

5 5’

2/VDC+

2/VDC−

148


Le control d'échange de la puissance réactive entre le système (réseau) et le

convertisseur c'est le control de l'amplitude de la tension produite par le

convertisseur et elle s'effectue comme suit:

1. Le convertisseur produit la puissance réactive pour le système (réseau) si

l'amplitude de la tension produite du convertisseur est plus grande que

l'amplitude de la tension de système.

2. le convertisseur absorbera la puissance réactive si l’amplitude de la tension

produite du convertisseur est moins que celle du système.

Notons ici que, La tension produite du convertisseur peut être contrôlées en utilisant

plusieurs techniques; tel que la modulation de largeur d’impulsion (PWM). Cette

technique peut être conçues pour le contenu le plus bas des harmoniques. Cependant,

il est attendu que le développements récents dans l’électronique de puissance

autoriseront usage pratique de contrôle P W M. Dû à leur simplicité beaucoup

d'auteurs, [25], [26], [27], [28], a utilisé PWM contrôlent des techniques dans leurs

études U P F C.

III.2. 4. Techniques MLI (Modulation de Largeur Impulsion)

Parmi les techniques (MLI), les plus répandue c’est la technique MLI sinusoïdale,

Cette dernière compare un signal de référence( Vr), avec une amplitude (Ar) par

rapport au signal (Vc), d'amplitude ( Ac ).

Il faut noter que :

• Vr > Vc le signal résulte du thyristors 1 (turn-on) et le thyristors 4 (gate turn

off)

• Vr < Vc le signal résulte du thyristors 1 (gate turn off) et le thyristors 4 (turn-

on)

149


Fig. III.6. Convertisseur MLI

La fréquence fondamentale de la tension de sortie du convertisseur est déterminée par

la fréquence du signal de référence.

• contrôler l'amplitude du signal de référence, c'est contrôler la largeur des

impulsions.

L’indice de modulation de l'amplitude est défini par le rapport:

C

r

AAm =

* Pour m≤1, le pic de l'amplitude de la composante de la fréquence

fondamental du tension de sortie du convertisseur est exprimé par:

2VmV DC=

rVcV

DCV2

+

DCV2

−

DCV2

+

DCV2

−

1 1 1

4 4 4 4 4

t

1 1

(III.14)

(III.15)

150


Finalement Les redresseurs MLI sont des onduleurs utilisés "à l'envers" qui

permettent de Produire une tension continue à partir d'un réseau alternatif (un

redresseur), mais en absorbant sur le dit réseau des courants sinusoïdaux, à facteur de

puissance unitaire. Ils sont, comme nous l'avons déjà souligné, entièrement réversibles

[29].

La contrainte de commande sera donc d'imposer que Q et les harmoniques de courants

absorbées par l’onduleur soient nulles [29].

Donc cette combinaison des convertisseurs (technique MLI) donnera lieu a des

utilisations dans le secteur de la gestion flexible des flux de puissance, ou dans le

secteur de la compensation, secteur que l'on regroupe aussi dans un domaine appelé

"Power Quality", c'est-à-dire la qualité de la puissance, qui sous entend les formes des

courants ainsi que les formes de tensions.

Parmi ces topologies modernes qui permettent l'injection ou la compensation série on

cite le régulateur de charge universel "U P F C", ce dernier permet la compensation

série de la tension et peut étre utilisé comme stabilisateur de tension pour des

utilisateurs sensibles.

III.3. Le régulateur de charge universel

UPFC (Unified Power Flow Controler)

Nous avons étudié dans le chapitre II, les trois composants du système FACTS :

parallèle, série et hybride ‘série parallèle’. L’ UPFC appelé aussi déphaseur

Régulateur Universel [17], est l’un des appareils les plus prometteurs a proposé dans

le concept des FACT’s, il est capable de contrôler, simultanément et

indépendamment, la puissance active et la puissance réactive de la ligne.

L'UPFC qui a été proposé par L. Gyugyi en 1991 [20],[31], [32], [33], équipements

FACTS ; Aujourd'hui, il est utilisé à l'origine pour contrôle indépendant de la

puissance active et réactive dans une transmission réglée pour une opération

flexible, fiable et économique et charger du système de puissance. Il peut contrôler les

trois paramètres associés au transit de puissance ; la tension, l’impédance et l’angle de

transport de la ligne (angle de puissance).

151


Il est constitué de deux onduleurs à pulsations connectés dos à dos et partagent le

même lien a courant continue (condensateur tampon).

Cependant on peut faire varier la puissance active et réactive circulant sur une ligne à

haute tension. La figure III.7. Représente un UPFC qui est composé de :

• un premier onduleur (1) appelé onduleur parallèle, est connecté à la ligne au

travers d’un transformateurs (2) et fonctionne comme un redresseur afin de

maintenir la tension fixe sur le condensateur tampon (3) et par conséquent

contrôler la puissance réactive.

• Un deuxième onduleur (4), appelé onduleur série est alimenté par la tension

(Uc) et permit d’injecter une tension en série avec la ligne au travers du

transformateur (5). Cette tension additionnelle (Ua) étant variable en module

et en phase, il est possible dans une certaine mesure de varier la tension Un’.

Ainsi on peut modifier statiquement le flux des puissances active et réactive

transmise par la ligne [24].

Fig. III.7. UPFC.

La première installation a été réalisée par l’institut American Electric Power (AEP),

ensuite il a installé un UPFC de 160MVA à Inez Substation in eastern Kentucky,

cette implantation est la première dans le monde [35].

1 43

2 5

Un

Uc

Ua

152


Très récemment ce même institut (AEP) a réalisé un UPFC de ±320MVA, 138KV.

D’autres projet en cours de réalisation pour la construction d’un UPFC de ±200MVA,

345KV [34].

III. 3.1. Opération de Base et Caractéristiques de L’ UPFC

L’ UPFC combine plusieurs opérations des équipements FACT’ s, il est capable de la

réglage de la tension, compensation série et réglage de la phase en même temps. Ainsi

il a l’avantage de contrôler séparément la puissance active et réactive transmise dans

une ligne de transmission.

La configuration de L’ UPFC est représentée sur la figure

Fig. III.8. Configuration U P F C

La configuration de L’ UPFC est représentée sur la figure III.8. Consiste deux

onduleurs pour source de tension, l’onduleur 1 est en parallèle avec la ligne de

transmission par contre l’onduleur 2 est en série.

III. 3.1. a. L’onduleur (2) série : assure la fonction principale de l’ UPFC par

l’injection d’une tension CV à travers un transformateur. Cette tension

1. En amplitude :

CV ( )maxCC VV0 ≤≤

2. En angle : ( )°≤δ≤δ 3600

Onduleur 1 Onduleur 2

SOV +− CV SV RV

153


Il est considéré comme source de tension synchrone, parce que le courant de la ligne

de transmission coule à travers cette source de tension. Il est obligé d’échanger la

puissance active et réactive avec la ligne de transmission à travers le transformateur

série.

La puissance réactive demandée est générée indépendamment par lui-même, la

puissance active échangée avec le système est produite ou absorber en actualité par

l’onduleur (1) a travers le lien commun (DC).

Les quatre opérations de l’onduleur série sont illustrées sur le diagramme de phase

suivant :

Fig. III.9. Diagramme de phase.

(a) Opération de réglage de la tension : l’amplitude de la tension du bus d’envoi

SV est augmentée (ou bien abaisser) par l'injection d'une tension 1V , avec

une amplitude maximale max1V en phase (ou bien or phase) avec SV .

(b) Opération de Compensation série réactive : la compensation est obtenue par

l’injection d’une tension 2V , avec une amplitude maximale de max2V

orthogonale au courant de ligne ligneI . L’ajout de la tension effective à travers

l’impédance de la ligne

(a) (b) (c) (d)

SV

max1V-

1V-

1V+

max1V+

max2V

ligneI

2V+

2V− max2V−

max2V+

SV

1VV +S

1VV −S

2VV −S

2VV +S

θ θ−

3V- 3V+ max3V- max3V+

SV

1V

2V 3V

SEVV +S

SEV

154


X, cette dernière est augmentée (ou abaisser) si la tension 2V est en arrière par

rapport au courant ligneI par 90° (ou 2V est en avance par rapport au courant

ligneI par 90°).

(c) Opération Changement de phase : le changement de phase désiré est achevé

par l’injection d’une tension 3V avec une angle (phase) (Ө), la tension SV

est changée par (± Ө) en gardant son amplitude constante.

(d) Opération global : c’est la somme des opérations précédente c à d control

simultanée du voltage SV (a), l’impédance (b) et la phase (c). en sommant

les trois opérations l’ UPFC assure des multifonctions pour le control des flux

de puissances dans un système de transmission. La tension injectée

321se VVVV ++= , Tel méthode c’est comme produire un courant de la

ligne qui résultera de la puissance active et réactive désirée sur la ligne de

transmission.

Par conséquent l’onduleur série peut opéré en quatre modes :

1. Mode d’injection direct d’une tension.

2. Mode de compensation de l’impédance de la ligne.

3. Mode de réglage de la phase.

4. Mode de control automatique du flux de puissance.

III. 3.1. b. L’onduleur (1) parallèle : la fonction de base c’est de produire ou

absorber la puissance active demandée par l’onduleur (2) série au lien commun

(DC). En plus l’onduleur (1) shunt peut produire ou absorber indépendamment la


Dans ce chapitre nous allons traiter les deux modes de control automatique et le

mode de compensation par l’injection d’un courant.

155


III. 3.1.1. Mode de Control automatique :

Le mode de control automatique de puissance par UPFC, est illustré sur la figure

(III.11) ;

L’ UPFC est placé à l’entrée de la ligne de transmission entre les deux bus (S) et (R),

la conductance de la ligne est négligée [19].

Fig. (III.11). Ligne de transmission avec U P F C

Fig. (III.12). Mode de control automatique.

seV

S R

shV

sV

S1

X

ligneI XV jQP +

SES1S VVV +=

RV

1SV

)0V(V SEX ≠

SV δ

SEV )0V(V SEX =

seϕ

156


La puissance complexe de la ligne recevait au bus (R) :

*

RSESR

*ligneR

jXVVVVIVS ⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛ −+

==

Ou :

)(VV SESSESE ϕ−δ=

La valeur conjuguée de la puissance apparente (S) :

*

RSES*

R

jXVVVVjQPS ⎟

⎠

⎞⎜⎝

⎛ −+=−=

En séparons la composante réelle et l’imaginaire de l’équation (III.16) l’expression de

la puissance active et réactive devienne :

( ) ( ) ( )SESE0SESERRSO ,PPsin

XVVsin

XVVP ϕδ+δ=ϕ−δ+δ=

( ) ( ) ( )SESE0SESeRRS

2

R ,QQcosXVVcos

XVV

XVQ ϕδ+δ=ϕ−δ+δ+−=

Sachant que l’amplitude de la tension série est contrôlée entre 0 etSEmaxv , sa phase

est contrôlée entre 0 et 360° et toute angle δ. Il est clair d’après l’équation (III.17) que

la puissance active et réactive recevais au point (R) dans système de transmission avec

un UPFC est contrôlée entre :

( ) ( )δ≤≤δ maxmin PPP

( ) ( )δ≤≤δ maxmin QQQ

Ou :

( ) ( )XVVPP maxSER

0min −δ=δ

( ) ( )XVVPP maxSER

0max +δ=δ

(III.15)

(III.16)

(III.17)

157


( ) ( )XVVQQ maxSER

0min −δ=δ

( ) ( )XVVQQ maxSER

0min +δ=δ

la rotation du vecteur de la tension injectée SEV avec une amplitudeSEV qui tourne

avec une angle de 0 a 360° [19], cela permet de controller le flux de la puissance

active et réactive dans les limites d'un cercle avec un rayon de:

XVVR maxSER=

le centre de ce cercle est au point:

( ) ( )( )δδ 00 Q,P .

ce cercle est définé par l'equation :

( ) ( )( ) ( )( )2

maxSER2

se

2

0SE XVV,QP,P ⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛=ϕδ+δ−ϕδ

la figure ( ) montre la courbe de la puissance réactive demandée au bus de reception

(R) contre une puissance active transmise comme une fonction de l'amplitude la

tension SEV et l'angle

seϕ pour quatre valeur de l'angle δ, δ=0°,30°,60° et 90°,

avec:

1XV,VVV

2

RS ===

et

5.0XVV maxSER =

(III.18)

158


la capabilité de l'UPFC de contrôler indépendament le flux de la puissance active et

réactive en n'importe quel point est illustrés ci-dessous [19].

Fig.III .13. Relation P-Q pour différente valeur de δ

159


III. 3.1.2. Mode de Compensation de I’UPFC :

La configuration conventionnelle se résume comme suit [36]:

• Chaque onduleur partage le même lien a courant continue (condensateur DC).

• Chaque onduleur est obligé d’échanger la puissance active avec l’autre et avec

la ligne de transmission.

• Le transformateur utilise une interface entre la ligne de transmission et chaque

onduleur.

Fig.III.14. Mode de Compensation.

Opération de Compensation :

• L’onduleur (2) série, génère la tension désirée CV pour le control de la

puissance active et réactive, donc agir comme contrôleur de la tension de

source.

• L’onduleur (1) shunt, produit ou absorber la puissance active pour l’onduleur

(2), injecter un courant pour la ligne pour garantie ici que la puissance active

qui coule vers les deux onduleurs soit nulle.

Onduleur 1 Onduleur 2

IIC −

SOV SV

CV

CI

CV

RV

160


Le schéma équivalent représenté comme suit:

Fig. III.15. Schéma équivalent UPFC

• L’onduleur (1) devrait contrôler le courant de l’onduleur (2) ( CI ) et le courant

de l’onduleur (1) ( CI -I) perpendiculaire a leurs tensions respectives CV et

( CSO VV − ).

Ou : I est le courant de ligne au point de réception.

Fig. III.16. Diagramme de phase.

CII −2

1ond

CI

I

I

x

cV

2ond

RV soV

IIC −

CI

CSO VV −

δ

CV

SOV

IIC −I

sV

161


En sommaire ;

• La commande de l’onduleur (2) série c’est la tension désiréeCV .

• La commande de l’onduleur (1) shunt c’est le courant ( CI -I).

• CV : est calculée facilement par la puissance demandée par le système.

• ( CI -I) : après que la tension CV est calculée le courant sera calculée comme

suit :

Etant donnée que δ est la phase du vecteur de tension CV , la phase du vecteur de

courant CI devrait être:

°+δ= 90IC

La puissance active transmise a l’onduleur (1) peut être écrite comme suit :

( )( )cso c1P V V I I= − −

( ) ( ) 0IcosθVθδIcosV90δcosIVP 2SO2CCSO1 =−−+°±=

De l’équation (III.20) l’amplitude du vecteur de courant CI est :

( )( )°±

−−=

90δcosVθ2δIcosVIcosθV

ISO

C2SOC

( )( ) °±

°±−−

= 90δ90δcosV

θδIcosVIcosθVISO

2C2SOC

Après que CI est calculée, ( CI -I) sera calculée facilement.

I ; est détecter par le capteur du courant dans le système de transmission..

(III.19)

(III.20)

(III.21)

(III.22)

162


III. 4. Conclusion :

Le flux d’énergie sur les réseaux électrique, est une préoccupation majeure des

exploitants. La maîtrise de gestion de ces flux à une importance cruciale, en

autorisant l’utilisation de toute la capacité du système et de la maintenir à des niveaux

adéquats de stabilité.

Les systèmes FACTS ont la capacité de gérer le flux d’énergie dans un réseau

électrique, grâce aux avancées récentes dans la technologie des GTO/IGBT, le temps

de réaction de ces dispositifs a diminué à quelque milli- secondes.

Les systèmes FACTS peuvent contrôler la puissance transmissible dans les lignes de

transports en utilisant trois méthodes : la compensation série, la compensation shunt et

la compensation hybride.

La compensation hybride (série parallèle) de la puissance réactive, l’ UPFC peut être

utilisé en plusieurs modes :

• Mode d’injection direct d’une tension.

• Mode de compensation de l’impédance de la ligne.

• Mode de réglage de la phase.

• Mode de control automatique du flux de puissance.

L’ UPFC est un compensateur qui est plus complet que les autres, grâces à ces

multiples fonctions. En pratique ce dernier peut être utilisé pour la gestion des flux de

l’énergie dans les réseaux électriques. il est important de remarquer que ce dispositif

peut avoir d’autre taches et fonctions en plus de sa mission de compensation d’énergie

réactive.

163

Chapitre IV. Modélisation&simulations UPFC

Introduction

Nous avons étudié dans le chapitre (III), l’un des plus performants des composants

FACTS : L’UPFC (Unified Power Flow Controler), appelé aussi déphaseur régulateur

Universel (DRU) ou variateur de charge universel [17]. Il est capable de contrôler,

simultanément et indépendamment, la puissance active et la puissance réactive de la

ligne. Il peut contrôler les trois paramètres associés au transit de puissance ; la

tension, l’impédance et l’angle de transport de la ligne. Afin de pouvoir étudier le

comportement du système et la synthèse des lois de commande, il est nécessaire

d’établir un modèle adéquat du dispositif. Nous avons étudié un réseau 63 kV réel (EL

HADJAR) associé à un UPFC. Le modèle détaillé représente correctement les limites

de commande et de fonctionnement du contrôleur. Les résultats de simulations

obtenues par le logiciel MATLAB-PSAT.

IV.1. Principe de fonctionnement de l’ UPFC

Le régulateur de charge (UPFC) est constitué de deux convertisseurs, qui partagent la

même liaison en courant continue (condensateur), connecté au réseau à travers deux

transformateurs. La structure de base du régulateur avec la technique de commande

MLI est représentée sur la figure (IV.1) [18].

L’onduleur série injecte une tension à la même fréquence que celle du réseau et dont

l’amplitude et la phase sont ajustables. Ce réglage d’amplitude et de phase permet

d’obtenir trois modes de fonctionnement de la partie série :

• Contrôle de tension : la tension injectée est en phase avec celle du coté S. • Contrôle de l’impédance de ligne : la tension injectée est en quadrature avec le

courant de ligne. Ce mode permet de faire varier l’impédance de la ligne

comme un compensateur série.

• Contrôle de phase : l’amplitude et la phase de la tension injectée sont calculées

de manière à obtenir le même module de la tension avant et après l’ UPFC.

164


Fig.IV.1. Modèle Fonctionnel (UPFC)

Le but principal de ces trois modes de fonctionnement est le contrôle des puissances

active et réactive qui transitent dans la ligne. De plus, l’ UPFC est capable de

combiner les différentes compensations et de basculer d’un mode de fonctionnement à

un autre [15]. La partie shunt peut être utilisée afin de compenser la puissance réactive

pour le maintien du plan de la tension au nœud S et éventuellement fournir de la

puissance active injectée dans le réseau par la partie série.

L’étude du comportement des systèmes et la synthèse des lois de commande

nécessitent la construction de modèles adéquats

Commutati-on logique

CONTROLEUR U P F C

Commutati-on logique

s sV ∠δ r rV ∠δm mV ∠δ

l lI ∠θV ∠δ

sh shI ∠θ

s sI ∠θ

ishV ∠α

ise

V ∠β

dcV+

−

C

shm α sem β

sha :1 sea :1

lrefp

lrefQ

dcrefv

srefv

s sv ∠δ r rv ∠δ dcv

165


IV. 2. Modélisation du régulateur de charge (UPFC)

Pour simuler un système de puissance qui contient un UPFC, ce dernier doit être modélisé en plusieurs modèles :

• Model Permanent (steady state). • Model Dynamique Transitoire (transient Stability). • Model Linéaire (linearized Model).

IV.2.1. Le modèle Permanent

Ce modèle se reporté comme un modèle injection est décrit dans [19], [38]. L’UPFC

est modelé comme une réactance série avec les charges dépendantes injectées à

chaque fin de la réactance série. Le modèle est simple et utile pour comprendre

l’impact du régulateur de charge (U P F C) sur le système de puissance (réseau).

Cependant la modulation de l'amplitude et le contrôle de la phase (angle) du

convertisseur série doivent être ajusté manuellement pour trouver la solution du flux

charge désirée.

Si le régulateur est opéré en mode de control automatique (maintien le flux de

puissance a une valeur pré spécifié entre deux point (bus) d’envoi et de réception et

régler la tension d’envoi a une valeur spécifique), ce dernier travail comme :

• générateur (PV bus) au jeu de barre d’envoi (Sending bus).

• Charge (PQ bus) au jeu de barre de réception (Receveiving bus).

Cette méthode est un outil simple et facile mais il faut toujours travailler en

contrôlons simultanément le flux de la puissance (active, réactive) et l’amplitude de la

tension envoyée.

.2.2. Le modèle linéaire IV

Le modèle linéaire d’un réseau de puissance qui contient un régulateur de charge

(UPFC) est utile pour les analyses et le control des petits signaux, le modèle linéaire

de l’ UPFC est présenté dans [26], [19] et [39]. En dérivant ce model quelque

simplification ont été faite (par exemple l’échange dynamique de la liaison a courant

continue est négligée).

166


IV.2.3. Le modèle de l’état dynamique

Ce modèle est connu comme le model de la fréquence fondamentale, est décrit dans

[19], [25], [39], [27] et [28]. Ce modèle consiste de deux sources de tension, une

connectée en série et l’autre en parallèle avec le réseau pour représenter les deux

sources de convertisseurs (série, shunt). Chaque source de tension est modélisée pour

injecter deux tensions de même fréquence du réseau. Le model présenté dans [16]

néglige l’effet dynamique du liaison de courant continue (capacité) lesquels peuvent

faire des résultats non exact, les models présentées dans [25], [27], [28] et [18]

introduit l’effet dynamique du liaison de courant continue (capacité), elle peut être

utilisée pour l’étude de l’effet du régulateur (UPFC) sur le comportement de la

puissance (P) active du système de transmission mais il sont pas introduit les pertes

due au commutation des semi-conducteurs . Donc

dans notre travail, on a utilisé le modèle de stabilité transitoire mais on a introduit les

pertes en commutation et on a les modéliser par deux résistances l’une en série et

l’autre en parallèle.

IV.3. Modèle de Stabilité Transitoire IV.3.1. Etat dynamique Dans la condition d’équilibre, la tension produite (sortie) des deux convertisseurs

cela implique que les deux convertisseurs (Shunt et Série) dans le régulateur de

charge (UPFC) peuvent être modeler en source de tension shunt et série, Connectés au

système de transmission a travers deux transformateurs shunt et série respectivement.

La condition d’équilibre du système est exprimé par :

pertesdcac PPP += (IV.1)

En remplaçons acP par leur valeur dans (4.1) on obtient :

sepertesdcsh pppp ++=

.2) IV(

167


Fig.IV.2. Modèle Stabilité Transitoire.

Ainsi la puissance triphasé instantanée qui circule du réseau vers le convertisseur

parallèle (Shunt) peut être représenté par :

(En négligeons les pertes dans le transformateur shunt, en supposons qu’en est à la

fréquence fondamental et la condition de balance (IV.1).

)cos(I3VP shkshssh θ−δ=

α= sinx

vva3psh

sshshsh

REGULATEUR DE CHARGE U P F C

SSV δ

rrV δSS jQP + rr jQP +

dcP

+ dcV

-

c cR

shsh jQP + sese jQP +

shsh jXR + sese jXR +

refP refQ

ref,SV refdcV mesurP mesurQ rSV dcV

mmV δ

1:ase

1:a sh

α−δ sdcsh vkmβ−

π±δ

2vkm sdcse

α βshm sem

shshI θ

ligneliigneI θ

−δ+ SRSRV

s sI θ

.4) IV(

.3) IV(

168


Ou:

SS

V δ : La valeur efficace du phaseur de la tension envoyé

α−δSsh

V : La valeur efficace du phaseur de la tension de l’onduleur Shunt

sha

: Le rapport de transmission du transformateur Shunt.

shX

: La réactance équivalente

α

: L’angle de control

Dans l’autre coté la puissance instantanée de l’onduleur série échangé avec la ligne de

transmission (en négligeant les pertes dans le transformateurs) est égale :

( )se sr ligne sr lineP 3V I cos= δ − θ

Ou:

SRSRV δ

linelineI θ

La référence de la tension envoyée du jeu de barre est choisie

( )s s sv 2V sin t= ω + δ

( )sh sh sv 2V sin t= ω + δ − α

Où : La valeur efficace de la tension produite par les deux onduleurs (Shunt, Série

respectivement) est égale :

dcsese vkmv =

: La valeur efficace du phaseur de la tension série produite par l’onduleur série

: La valeur efficace du phaseur du courant de la ligne de transmission

( )se se sv 2V sin t= ω + δ − β

dcshsh vkmv =

.5) IV(

.6) IV(

.7) IV(

.8) IV(

.9) IV(

.10) IV(

169


Avec :

221k =

dcV

La relation entre la tension de l’onduleur série et la line de transmission est obtenue

Par :

.ijxvav linelinesesesr ±=

La dernière équation indique que la tension à travers les réactances du transformateur

série dépend du courant de transmission. .

En estimons les pertes dans le système, qui sont dues généralement au pertes des

commutation dans les deux convertisseurs série et shunt. ces pertes seront modéliser

approximativement en utilisons deux résistances, l’une (Rse) en série et l’autre (Rsh)

en parallèle. Les pertes dans la liaison a courant continue (condensateur) peuvent être

représenté par une résistance (Rc=1 /Gc) connecté en parallèle avec le condensateur.

.1) peut représenté comme suit : IV L’équation (

( ) ( ) se2

sesesh2

shshC2dc

I

dcdcsesh RIa3RIa3Gv)

dtdv

(cVpp

dc

+++=−

( ) ( ) ( ) se

2

sesesh

2

shshlinesrlinesrc2dc

dcdc

sh

shssh RIa3RIa3cosiv3Gvdt

dvcvsinx

vva3 +θ−δ++⎟⎠⎞

⎜⎝⎛=α

( )2 2 22

dc s sh l C sh sh se ls sh l dc sh se

dc dc dc dc

dV V I VI G a I a I3 cos(δ θ ) 3 cos δ θ V 3 R 3 Rdt CV CV C CV CV

= − − − − − −

L’équation dynamique peut être utilisé pour déterminer la tension de sortie

des Convertisseurs shunt et série .

: Pou r les convertisseurs a technique MLI

: La tension de la liaison a courant continue (capacité)

sesh m,m : L’indice de la modulation d’amplitude du convertisseur Shunt et Série.

.11) IV(

.12) IV(

.14) IV(

.13) IV(

.14) IV(

170


.10), IV.9) et (IV.14), (IV à partir des équations (

Le modèle de la stabilité transitoire peut être représenté par :

c1 c1 se sh s r

c

dc dc ,ref s ,ref s rc 2

x x , , ,m ,m ,v ,v ,f

v ,v ,v , , ,ux

•⎡ ⎤ α β⎛ ⎞⎢ ⎥ = ⎜ ⎟•⎢ ⎥ δ δ⎝ ⎠⎢ ⎥⎣ ⎦

c1x

c2x

Il faut noter que tous changement de ces variables dépend du type de control utilisé

dans les convertisseurs.

Finalement l’équation du control du système est représentée par :

1. Le convertisseur Shunt :

( )

( ) ( )

sh s sh s sh

2sh s sh s sh

2sh s sh sh dc s sh s sh dc s sh s

g ( ,k ,V ,V , ,I , ,P ,Q )sh s dc s sh sh sh shsh

P VI cos δ θ

Q V I sin(δ θ )

P V G k V VG cos δ α k V VG sin δ αα δ θ

− −⎡ ⎤⎢ ⎥⎢ ⎥− −⎢ ⎥⎢ ⎥− + − + −⎣ ⎦

(IV.15)

= 0 (IV.16)

: représente les variables de control de position des convertisseurs

shunt et Série (par exemple l’angle (α) dans la figure (IV.2) : représente les variables du système définis intérieurement et affecté

par le control (par exemple la tension Vs dans la figure IV.2).

171


2. Le convertisseur Série :

( )( )

( )

( )

( )

( )

s sh s ligne s ligne

s sh s ligne s ligne

r m ligne m ligne

r m ligne m ligne

s r sh se

ss r sh se

s 2se se se dc se

se dc se

2se se se dc se

P P V I cos δ θ

Q Q V I sin δ θ

P V I cos δ θ

Q V I sin δ θ

P P P P

Q Q Q Q

P V G k V VG cos δ β

k V VB sin δ β

Q V B k V VB cos(δ β)

− − −

− − −

− −

− −

− − −

− − −

− + −+

−

+ − −+

( )

( )

se dc se

g ,k ,V ,V ,V ,V , , , ,I , ,P ,P ,P ,P ,Q ,Q ,Q ,Qse se dc s r sr s r sr l l s r sh se s r sh se

k V VG sin δ β

β δ δ δ θ

⎡ ⎤⎢ ⎥⎢ ⎥⎢ ⎥⎢ ⎥⎢ ⎥⎢ ⎥⎢ ⎥⎢ ⎥⎢ ⎥⎢ ⎥⎢ ⎥⎢ ⎥⎢ ⎥⎢ ⎥⎢ ⎥⎢ ⎥⎢ ⎥⎢ ⎥−⎢ ⎥⎢ ⎥⎣ ⎦

s s sh sh ligne ligne

s s sh sh ligne ligne

s s s s s

s s s s s

g ( V , ,I ,I ,I , , , ,P ,Q )con s s s sh ligne s sh ligne s s

I cos(θ ) I cos(θ ) I cos(θ )

I sin(θ ) I sin(θ ) I sin(θ )

P V I cos(δ θ )

Q V I sin(δ θ )δ θ θ θ

⎡ ⎤− −⎢ ⎥⎢ ⎥− −⎢ ⎥

− −⎢ ⎥⎢ ⎥− −⎣ ⎦

L’admittance de chaque convertisseur est définie par

= 0 (IV.17)

= 0 (IV.18)

( ) 1G jB R jX

−+ = +

(IV.19)

172

Chapitre IV. Modélisation&simulations UPFC IV .3.2. Etat stable Pour le modèle Stable, la tension continue du condensateur doit être constante, fixe à

sa valeur pré spécifié. A ce stade il faut s’assurer que les pertes dans le lien a

condensateur n’influe pas sur la puissance active supplémentaire satisfera la

puissance active demandée par le convertisseur série au convertisseur shunt.

La commande MLI du régulateur (UPFC) pour le modèle stable peut être dérivé

aisément d'équation (IV.15) à (IV.18). Les variables de l’équation du contrôle de l'état

stables sont réduites à :

s sref

dc dcref

r rref

r r r rref ref

2 2 2sh se C dc sh sh se r

sh sh s dc s sh sh sh sh

se se dc s r sr s r sr r r s r sh

se s r sh se

conv s s s sh r

V V

V VP PQ Q (V V )P P G V R I R Ig ( ,k ,V ,V ,δ ,I ,θ ,P ,Q )g ( ,k ,V ,V ,V ,V ,δ ,δ ,δ ,I ,θ ,P ,P ,P ,

P ,Q ,Q ,Q ,Q )g (V ,δ ,I ,I ,I ,θ

−

−−− −− − − −αβ

s sh r s s,θ ,θ ,P ,Q )

⎡ ⎤⎢ ⎥⎢ ⎥⎢ ⎥⎢ ⎥⎢ ⎥⎢ ⎥⎢ ⎥⎢ ⎥⎢ ⎥⎢ ⎥⎢ ⎥⎢ ⎥⎣ ⎦

Les équations (IV.16), (IV.17) et (IV.18) aussi font partie du model stable et restent

inchangées.

IV .3.3. Limites de control

Les limites du régulateur, son aptitude ainsi que sa fiabilité ont été discutés dans [34]

et [42]. Donc pour que la simulation soit fiable, il très important de prendre en

considération :

1. Les limites des courants pour les deux convertisseurs (Shunt, Série).

2. Les limites de transfert des puissances par les semi-conducteurs (limites des

paramètres physique).

3. Il faut estimer la tension série a injecter.

= 0 (IV.20)

173


Le control du convertisseur shunt et série sera découplé, quand une limite est atteinte

dans une variable en un du convertisseur, un autre variable correspond au même

convertisseur doit s'être rendu compte pour consistance de l’ensemble d'équation non

linéaire.

IV .3.3.1. Limites de Control du Convertisseur shunt :

Le convertisseur shunt assure le control de la tension du bus d’envoi (Vs) et la tension

continue (VDc).

• Si la limite du courant est atteinte, seulement une variable (Vs) ou (VDc) sera obtenu

après résolution de l’équation (IV.20).

En admettons que les pertes résistive sont trop petit, les équations qui

détermine la puissance et le courant du convertisseur peuvent être écrite

comme suit :

shshsh

kdcshsh Q

XXVVK

I 22

222

+−

≈

Si la tension alternative est autour de sa valeur nominale (par exemple 1.p.u),

,

sh

sh

sh

2QIX

≈

D’après (IV.22) ; le courant (Ish), est fortement lié avec la puissance réactive ainsi que

l’amplitude de la tension envoyée (Vs). Alors que le control de la puissance de

transfert de la tension (VDc) est directement influencée par le changement de la phase

(α) ; variable de base qui défini le flux de puissance (chargement et déchargement de

la capacité).

( )sh dc ksh

sh

k V VP sinX

≈ − α

(IV.21)

( )sh

sh

sinP

Xα

≈ −

(IV.22)

174


La stratégie de commande présentée sur la figure (IV.3) définie le mode de control du

convertisseur shunt tout en respectant ces limites

Fig. IV.3. Limites de control du convertisseur shunt

En état stable.

IV .3.3.2. Limites de Control du Convertisseur série :

Le convertisseur série règle le flux de puissance active ;

• si l’un des variables (Ir) ou (Vsr) atteint ces limites, (Pr) est contrôlé pendant

que (Qr) a ces limites.

La stratégie de commande présentée sur la figure (IV.4) définie le mode de control du

convertisseur série tout en respectant ces limites

sh max

dc dcref

I I

V >V

=0max

>>

sh

sh

QII

S SrefV V<

sh max

S Sref

I I

V V

<

=

0QII

sh

maxsh

<>

S SrefV V>

sh max

S Sref

I I

0 V V

=

< <

min

dc dcref

α αV V

=>

minα α 0< <

refdcdc VV <

min max

dc dcref

α α α

V V

< <

=

refdcdc VV >

maxα>α >0

max

dc

dcref

α0 V

V

= α< <

175


Fig. IV.4. Limites de control du convertisseur série

En état stable.

Finalement, l’indice de modulation (msh) et (mse) sont maintenu au dessous de 1 p.u

Pour éviter toute sur modulation qui peut générer des harmoniques [43].

Les limites des variables ainsi que (Ksh) et (Kse) de l’équation (IV.20) peuvent être

conduits comme suit :

• pour le convertisseur shunt, si la limite de (Ksh) est atteinte, le control de la

tension est perdu et d’où la tension (Vr) est libre de changer. Donc il faut

contrôler la tension envoyer (Vs) afin d’éviter que (Ksh) arrive a ces limites.

• Pour le convertisseur série, les limites de (Kse) peut être accommodé comme

limites sur la tension série a inséré (Vsr).

r r sr maxmax sr

sr sr max r rmax

r rref

lr r r ref r r ref

I I (V V )V V (I I )P P

Q Q (Q Q )

= =< <

=

< >

r rmax

sr sr max

r rref

r rref

0 I I0 V VP PQ Q

< << <=

=

r r ref

r r ref

Q Q(Q Q )

><

r r max

sr max

I I

(V V )

>

>

sr max

r rmax

V V(I I )

><

r rrefP P>

r r max

sr sr max

r

I IV VQ *aucune* valeur

==

176


IV.3.4. Mode de Control du régulateur de charge (UPFC)

Le régulateur de charge UPFC peut varié significativement sa stratégie de contrôle

(control indépendant de la puissance active et réactive), il est utilisé

vraisemblablement pour contrôler :

• l’amplitude de ces bus ou il est connecté par la génération/absorption de la


• le control de flux de puissance par le réglage de l’amplitude et la phase de la

tension injectée.

IV.3.4. 1. Mode de Control du convertisseur Shunt :

Le convertisseur shunt assure deux opérations de control :

• Control de l’amplitude de la tension au bus d’envoi par la génération ou bien

l’absorbation de la puissance réactive,

• Fournir ou bien absorbe de la puissance active demandée par le convertisseur

série au condensateur (DC link) ; donc il est possible de réaliser la balane de

puissance active entre les deux convertisseurs par le control de la tension

continue VDC. Tous excès ou bien déficit en puissance active augmente ou

bien baisse la tension continue.

Le convertisseur shunt (AC/DC) utilise deux contrôleurs (PI) séparés, le premier (PI)

control directement la tension du bus (S) a travers l’indice de modulation d’après

l’équation suivante [40] :

dcshsh vm22

1v =

Ou :

msh : L’indice de modulation

0≤ msh ≤1.

(IV.23)

177


Fig.IV.5. Control de base de l’amplitude de la tension envoyée

Par le convertisseur Shunt.

Le deuxième régulateur (PI) contrôle la tension continue du condensateur en variant

directement l’angle (α) comme suit :

1. si (α<δs) ; la tension produite par le convertisseur shunt est en arrière par

rapport a la tension du bus d’envoi (S) et par conséquent le condensateur

charge.

2. si (α>δs) ; la tension du convertisseur est en avance par rapport a la tension du

bus d’envoi (S) et par conséquent le condensateur décharge.

Les limites de l’angle (α) représente les limites de transfert de puissance active,

théoriquement ; -90° ≤α<90°. Mais pratiquement les limites choisie pour un control

effective est : -25° ≤α<25° [27].

dc

dc

M

M

STK

+1

SK

K ac

ac

lp +

sref

V

smesureV

max

min

shm +

-

178


Fig.IV.6. Control de base de l’angle (α) de la tension produite

Par le convertisseur Shunt.

IV.3.4. 2. Mode de Control du convertisseur Série :

Deux différentes schémas de control pour le convertisseur série :

• Control de tension et de la puissance :

Le premier schémas de control est proposé dans [42] est présenté sur la figure

(IV.7) ; Ce schéma montre le control automatique du flux de puissance pour le

convertisseur série, la tension de sortie du convertisseur est variable pour le

control de la puissance active proposé (origine) dans la ligne et le control de la

tension au bus de réception (R).

dc

dc

M

M

STK

+1

SK

K ac

ac

lp +

min

max

α+∆α

+

-dcrefV

dcmesureeV

sδ

179


Fig.IV.7. Mode de Control (PQ).

dc

dc

M

M

STK

+1

SK

K ac

ac

lp +

reflQ

lQ

PV

max

min

-

+lref

Q

dc

dc

M

M

STK

+1

SK

K ac

ac

lp +

rrefP

rP

QV

max

min

+

-

lQ

180

Chapitre IV. Modélisation&simulations UPFC Il faut noter que :

• La tension du bus de réception (R) est utilisée comme référence pour le

système, la tension du convertisseur et le courant de la ligne peuvent être

décomposé en deux composantes :

o L’une (P) est en phase avec la tension (Vr),

o L’autre (Q) est en décalage de 90° par rapport à (Vr).

22

p QseV V V= +

( ) jδrr r P QI θ I jI e= −

En négligeons l’impédance de la ligne :

r r PP V I≈

r r QQ V I≈

• Control de la puissance active et réactive en décomposition (d-q) Le deuxième schéma de control proposé dans [45] ; pour la décomposition du

signal en (d-q). Tous les valeurs de control mesurées seront transformée en (p. u.)

tels que :

r s dc ligneV , V , V etI

Le convertisseur série contrôle le flux de puissance par le contrôle de la tension série

injectée en contrôlons les deux sortie ; l’indice de modulation (mse) et l’angle (β).

Le contrôle de ces deux paramètres s’effectué comme suit :

(IV.24)

(IV.25)

181

Chapitre IV. Modélisation&simulations UPFC Le contrôle de ces deux paramètres s’effectué comme suit :

T r seR R R= +

T r seX X X= +

T B

T

RKX

ω=

r rd

V 2V=

( )S s r sd

V 2V cos= δ − δ

( )S s r sq

V 2V sin= δ − δ

T

se s r 1d d d

B

XV V V x= − −ω

Tse s 2q q

B

XV V x= −ω

2 2

se se sed q

1V V V2

= +

isese

dc

V8m3 V

=

seq

1

sed

Vtan ( )

V−β = −

182

Chapitre IV. Modélisation&simulations UPFC Ou :

ωB : la fréquence fondamental du système en rad/s.

X1, X2 c’est les deux sorties des contrôleurs PI.

Depuis que ce contrôle ne fait pas beaucoup de suppositions concernant le

comportement du système. Il choisi pratiquement dans tous les logiciels de simulations

dont notre outil de simulation MATLAB- PSAT.

IV. 4. Réseau étudié

Nous avons considéré pour notre étude le réseau HT/MT du complexe sidérurgique

D'ELHADJAR indiqué par la figure 4.4 [30]. Le réseau est constitué de trois postes HT/MT

(225KV/63KV) ; Poste N°l, 2&3 avec une PMD de l'ordre de 135 MW [37].

1. Le premier poste N°l ; est alimenté a partir de SONALGAZ d'une tension de l'ordre de

225KV, cette tension est abaisser a 63KV par l'intermédiaire d'un transfo de 70 MVA. Ce

poste alimente les unités suivantes : LAC, COX, SCE GENERAUX, ZONE NORD.

2. Le poste N°3 ; est alimenté a partir de SONALGAZ d'une tension de l'ordre de

225KV, cette tension est abaisser a 63KV par l'intermédiaire d'un transformateur de 70 MVA.

Ce poste alimente la zone MPF dont les unités suivantes : PMA, COK, HFX.

3. Le poste N°2 ; est alimenté a partir de SKIKDA d'une tension de 225 KV, cette tension est

abaisser a 63KV par l'intermédiaire d'un transformateur de 70MVA.

Ce poste est le plus solliciter dans le complexe par la complexité des clients qu'ils alimentent;

tels que l'aciérie électrique, Tandem LAF et TSS .


225/63KV

183


11 faut noter que le réseau du complexe travail en boucle fermée comme suit :

Fig. IV.8. Synoptique du réseau bouclé MSA.

Actuellement le réseau du complexe fonctionne avec beaucoup plus de problèmes tels

que :

* instabilité de la tension du au chutes de tension, provoquent des F1ICKER.

* Courants asymétriques.

*Distorsions harmoniques.

Origine du problème :

L'aciérie électrique est le plus grand consommateur de l'énergie au sein du complexe,

il est alimenté à partir poste N°2 (63 KV) par ces deux fours à arcs ; EBT (48 MVA) et

LHF (12.5 MVA). Son rôle se détermine par la récupération de la ferraille, Après une

mise en forme l'acier obtenue serve les deux four a arc pour la fabrication des lingots

et biellette. Les deux fours a arcs

Poste 63 KV N°2

SONALGAZ

Poste 63 KV N°1

Poste 63 KV N°3

184

doivent fonctionner en fusion décharges solides, l'instabilité de l'arc formé entre les

électrodes et la charge provoque des variations rapides très importantes du courant

d'où les fluctuation de la puissance réactive absorbé au réseau En outre, les

fluctuations des puissances ne sont pas asymétrique et se produisent d'une façon

irrégulière sur chaque phase. Ces perturbations entraînent aussi des variations

de tension qui gênent les installations voisine, raccordées au même poste voir le

même réseau

Les figures (IV.9), (IV.10) et (IV.11) montrent l'impact de la mise en marche du grand four EBT

sur la charge du réseau :

05

1015202530

9"24

9"32

9"44

9"5210

"0010

"3010

"5411

"0611

"1411

"2811

"54

P(MW)Q(MVAR)

Fig. IV.9. Puissance active& réactive four a l’arrêt.

05

10152025

06"0

0

06"2

0

06"4

0

07"0

0

07"2

0

07"4

0

08"1

0

08"3

0

08"5

0

09"1

0

09"3

0

09"5

0

P(MW)Q(MVAR)

Fig. IV.10. Puissance active& réactive four en marche.

185


00,20,40,60,8

1

1 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40

COSQ COSQ

Fig. IV.11 Comparaison Cos φ ; a. Four a l’arret b. Four en Marche.

Pour remédier a ces problèmes ; l’ex SNS a opté pour des dispositifs de compensation

tels que : compensateur synchrone, compensateur statique à gradin. Ces derniers sont

a l’arrêt aujourd’hui.

Dans ce travail, nous proposons une compensation plus flexible, efficace par rapport

aux méthodes utilisées auparavant dans le complexe. Une compensation par UPFC, ce

dernier est incorporée au niveau du poste N°2 63 KV, qui assure généralement

l’alimentation de l’aciérie électrique et parfois tous le complexe.

Nous avons utilisée logiciel MATLAB-PSAT, ce dernier est conçu pour l’analyse et

le control des réseaux électrique.

186


IV.5. Simulation :

Fig. IV.12. Incorporation d’un UPFC dans le réseau HT/MT Du complexe MITTAL STEEL ANNABA.

Nous avons construis le modèle du réseau, en utilisant la librairie Simulink

MATLAB-PSAT. L’incorporation du convertisseur UPFC est choisie au niveau du

bus Y (poste 63 KV N°2), ce dernier qui assure aussi l’alimentation d’autre clients

perturbateurs tels que ; TENDEM LAF, TSS et parfois toute l’usine a travers le réseau

bouclé.

Donc il est indispensable de veiller sur la stabilité de tension au niveau de ce poste,

par un moyen adéquat qu’en propose dans ce travail.

187

Chapitre IV. Modélisation&simulations UPFC IV.6. Conclusion

L'UPFC est un dispositif puissant parmi les systèmes FACTS. Dans ce chapitre nous

avons développé le modèle dynamique transitoire de l' UPFC et nous avons vérifié

ces caractéristiques.

La définition des limites de control pour la partie parallèle et la partie série. Nous a

permis de choisir la méthode de décomposition en (d-q) comme méthode

d'identification des références. Nous avons également utilisé la méthode basée sur la

M L I pour contrôler les onduleurs de tension. Enfin, nous avons fait des simulations

avec le logiciel MATLAB-PSAT.

188

Chapitre V. Traitement des résultats

V.1. Résultats de simulation La simulation par le logiciel MATLAB-PSAT. Passe tout d'abord par le choix des

Références :

• Les tensions dans les bus S, Y, Y’ : V=1 p.u.

• Les puissance dans le bus 4 (four a arc) : P=0.8 p.u. Q=0.6 p.u.

A l'instant t=2 s, nous avons changé les références de puissance au bus 04 pour

qu’elles deviennent : P=0.2 p.u et Q=1.2 p.u.

Ensuite, à l'instant t=5 s nous avons remis les références initiales.

La figure V.1., montre les variations de :

• La charge demandée.

• La tension au bus Y (poste 63 N°2).

• La tension au bus Y’ (poste 63 N°2).

• La tension générée par SONALGAZ ; bus S.

• La puissance active dans la ligne UPFC.

• La puissance réactive demandée.

La figure V.2., montre les variations de :

• la tension aux bornes du condensateur.

• L’angle alpha du convertisseur Shunt.

• L’angle beta du convertisseur Série.

• La tension injectée par la partie série.

• l’indice de modulation shunt msh.

• l’indice de modulation série mse.

Nous remarquons que

• les tension au bus (Y), (Y’) et (S) suivent leurs consignes, tension fixe a (1

p.u.) malgré les perturbations au niveau du bus 04 de l’aciérie électrique. Cela

valide le bon fonctionnement de l’ U P F C.

189


• La tension aux bornes du condensateur reste constante, grâce au convertisseur

Shunt. En effet, la variation de l’angle alpha ainsi que l’indice de modulation

shunt (msh) montre que la partie parallèle injecte (ou consomme) de la

puissance réactive de manière à ce que la tension du réseau reste constante

(tension au bus S).

• La tension au bus (Y’) reste constante, grâce au convertisseur série. en effet

l’injection d’une tension série, la variation de l’angle beta ainsi que l’indice

de modulation série (mse) montre que la partie série maintien la puissance

active dans la ligne de transmission ainsi que la tension fixe au bus de

réception.

• malgré l’augmentation de la puissance réactive, la tension générée par le

système reste constante ce qui confirment que les deux convertisseurs (série,

shunt), injecte de la puissance réactive dans le système.

• malgré l’augmentation de la charge du système , la tension générée par le

système reste constante ce qui confirment que les deux convertisseurs (série,

shunt), échange de la puissance active avec le système.

190


Fig V.1. Résultats de simulations du contrôle de variation de la charge

Par UPFC.

191


Fig.V.2. Fig V.1. Résultats de simulations du contrôle de variation de la charge Par UPFC

192

Conclusion générale

La compensation de l’énergie réactive dans les réseaux électrique constitue un sujet

important pour les exploitants, comme nous avons pu le constater tout le long de ce

travail. Notre travail a été consacré a la compensation de l’énergie réactive par

convertisseur afin d’améliorer la qualité de l’énergie électrique et d’assurer une

stabilité d’un réseau électrique. Nous avons présenté les perturbations affectant la

qualité de l’énergie électrique (Q.E.E) dans un réseau électrique, cette dernière est

caractérisée par les indices suivants :

• La fréquence.

• L’amplitude des trois tensions.

• La forme d’onde.

• La symétrie.

Parmi les facteurs qui provoque des perturbations majeurs et déprécié la Q.E.E sont :

• Variations de la fréquence.

• Variations lentes&rapides de la tension.

• Harmoniques (inter harmonique).

• Dissymétrie du système triphasé (déséquilibre).

Nous avons présenté plusieurs solutions d’amélioration traditionnels et modernes tels

que :

• Rééquilibrage des courants du réseau.

• Filtrages des harmoniques.

• Compensation d’énergie réactive.

L’amélioration du facteur de puissance constitue sans doute un paramètre très

important dans l’amélioration de la qualité de l’énergie du point de vue technique et

économique.

Le facteur de puissance est l’un des plus importants indices de la qualité d’énergie

électriques dans les réseaux électriques. Un mauvais facteur de puissance à des

influences pour tous les acteurs : producteur, fournisseur et exploitant de l’énergie.

193


L’amélioration de ce facteur demeure le souci majeur surtout pour le fournisseur

(réseau de transport), la compensation d énergie réactive est l’unique solution pour

l’améliorer. Pour ce faire plusieurs méthodes sont a distinguées :

• Compensateur Synchrone.

• Compensation par batteries de condensateurs.

• Compensateurs Statiques.

• Convertisseurs Statiques.

Les deux premières méthodes ont démontrées leurs limites, par leurs modes de

contrôles classiques, elles ne répondent pas en temps réel face aux perturbations dont

fait l’objet le réseau électrique.

La troisième méthodes est l’une des plus performantes, par son mode de control et

réponse en temps réel. Mais tous simplement son domaine d’utilisation est limités par

le courant et la tension qu’ils supportent les thyristors, ce qui rend la compensation en

haute tension pratiquement impossible.

La dernière méthodes est la plus récente (FACTS), elle offre la possibilité de

compenser en haute tension avec des thyristors GTO qui supportent des courants et

tensions très grandes en plus leur avantage de suivre l’évolution de la puissance active

et réactive dans deux plans différents.

L’ UPFC est un compensateur qui est plus complet que les autre, en pratique elle

utilisé pour la gestion de l’énergie dans les réseaux électriques.

Le flux d’énergie sur les réseaux électrique, est une préoccupation majeure des

exploitants. La maîtrise de gestion de ces flux à une importance cruciale, en

autorisant l’utilisation de toute la capacité du système et de la maintenir à des

niveaux adéquats de stabilité.

Les systèmes FACTS ont la capacité de gérer le flux d’énergie dans un réseau

électrique, grâce aux avancées récentes dans la technologie des GTO/IGBT, le temps

de réaction de ces dispositifs a diminué à quelque milli- secondes.

Les systèmes FACTS peuvent contrôler la puissance transmissible dans les lignes de

transports en utilisant trois méthodes : la compensation série, la compensation shunt et

la compensation hybride.

194


La compensation hybride (série parallèle) de la puissance réactive, l’ UPFC peut être

utilisé en plusieurs modes :

• Mode d’injection direct d’une tension.

• Mode de compensation de l’impédance de la ligne.

• Mode de réglage de la phase.

• Mode de control automatique du flux de puissance.

L’ UPFC est un compensateur qui est plus complet que les autres, grâces à ces

multiples fonctions. En pratique ce dernier peut être utilisé pour la gestion des flux de

l’énergie dans les réseaux électriques. Il est important de remarquer que ce dispositif

peut avoir d’autres taches et fonctions en plus de sa mission de compensation

d’énergie réactive.

L'UPFC est un dispositif puissant parmi les systèmes FACTS. Dans ce chapitre nous

avons développé le modèle dynamique transitoire de l' UPFC et nous avons vérifié

ces caractéristiques.

La définition des limites de control pour la partie parallèle et la partie série. Nous a

permis de choisir la méthode de décomposition en (d-q) comme méthode

d'identification des références. Nous avons également utilisé la méthode basée sur la

M L I pour contrôler les onduleurs de tension. Enfin, nous avons fait des simulations

avec le logiciel MATLAB-PSAT.

Les résultats de simulations ont validé notre méthode de compensation, avec une

stabilité des tensions au niveau des bus, malgré les perturbations causées par la mise

en marche des fours a arc de l’aciérie électrique.

195

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compensation d'energie reactive par convertisseur statique.

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