La stabilité des réseaux de transport SYST È MES ÉLECTROÉNERGETIQUES.

La stabilité des réseaux de transport

SYSTÈMES ÉLECTROÉNERGETIQUES


Chaque processus transitoire est un ensemble des changements électroondulatoires, électromagnétiques et électromécaniques, dont les vitesses sont différentes. Ainsi chaque tell processus uni peut être envisagé comme composé des quelques processus séparés, chacun reflétant les changements d’un groupe déterminé des paramètres du régime pendant une étape du développement.


Pendant les processus électromécaniques sont analysés les changements des paramètres mécaniques telles que les vitesses angulaires, et accélérations, les angles de décalage et les puissances, tensions et courants correspondants.


STABILITÉ DU SE SELON L’ANGLE


On dit qu’un R. est stable lorsque toutes les machines synchrones qui y sont raccordées restent synchrones entre elles.


Le problème de la stabilité du SE ne se pose donc que dans le R. de transport. La perte de synchronisme entraîne la coupure du R. en plusieurs sous-réseaux où l’équilibre production-consommation n’est plus nécessairement assuré, ce qui provoque des arrêts de fourniture.


La reprise du service par remise en parallèle de ces sous-réseaux est toujours longue, car elle ne peut s’effectuer qu’entre des sous-réseaux que l’on est arrivé à resynchroniser, et sur chacun desquels on a pu préalablement limiter la consommation aux possibilités de production (ou l’inverse).


Dans les R. de distribution il n’existe que peu de génératrices synchrones raccordées directement au R. et elles sont de puissance faible. De plus, le R. devant pouvoir alimenter sa charge même en cas de panne ou d’entretien de telles génératrices, la perte de synchronisme entre l’une d’elles et le R. se traduit sans inconvénient par sa séparation instantanée.


La fonction la plus simple pour chaque machine synchrone dans un état stable c’est:

puissance mécanique = puissance électrique


aperiodique

Stabilité statique oscillatoire selon les angles

Stabilité dynamique selon les tensions


G

G

G G

E1

θ12 < π

E.U

Pe = sin θ

xΣ

E2 E12

EUg U=con

st

xg xL


Le problème de stabilité est en général divisé en deux catégories pour la commodité de l’analyse. Ce sont : stabilité statique et

stabilité dynamique. La distinction entre ces deux cas reste assez

théorique, car le R. subit en permanence des à-coups généralement de faible importance, mais qui risquent de devenir dangereux d’autant plus que les décalages permanents entre machines intéressées sont plus importants.


Or la perte de synchronisme peut se produire de deux façons différentes:

- par l’augmentation lente de l’angle de phase des machines fortement chargées, jusqu’à ce que cet angle dépasse une valeur limitée: c’est le problème de la stabilité statique;

- par un à-coup dans le R. dû soit à une coupure brutale d’une charge importante ou d’un groupe générateur puissant, soit plus fréquemment à un défaut sur une ligne et au déclenchement de cette ligne, se traduisant par une variation brutale d’une impédance de transfert: c’est le problème de la stabilité dynamique.


Stabilité statique: l’aptitude du système de garder le synchronisme entre ces groupes générateurs et ses usagers pour toutes les charges possibles (stabilité d’opération). Dans ce type d’études on représente les génératrices par leurs impédances synchrones.


Le cas le plus simple d’un générateur relié à un R. assez puissant pour qu’on puisse admettre que sa tension reste pratiquement insensible aux fluctuations de puissance de la machine considérée permet des conclusions (fig 9.2) Le R. puissant sera suffisamment défini par:

U - le vecteur tension au point d’arrivée de la liaison avec la machine (par hypothèse U est constante en module);

Z X - l’impédance de la liaison entre le

générateur et le R. (que l’on pourra remplacer avec une approximation suffisante par son inductance XL ).


Chaque état du générateur (G sur la fig.9.1) est défini à partir de:

ZG XG - l’impédance interne du G. supposé égale à son inductance;

E - le vecteur “force électromotrice” (f.é.m.) de la machine;

UG - le vecteur tension aux bornes de la machine G -le déphasage interne (entre les vecteurs E et UG ) - le déphasage entre les vecteurs UG et U les

tensions aux deux extrémités de la liaison = G + G G - le déphasage entre E et U.


Cette relation est une fonction sinusoïdale et elle est montrée sur la fig. 9.3.

Chez les grandeurs données de la f.é.m. E et de la tension du S.-U il y a une puissance maximale déterminée par

E.U Pmax = --------------- . x L’équilibre entre les couples mécanique et

électrique est établi pour les grandeurs moindres que Pmax - pour une puissance P0 de la turbine - avec les points “a” et “b” auxquels correspondent les angles a b .


Stabilité dynamique L’étude de comportement des rotors des

générateurs est le but essentiel de l’analyse de la stabilité dynamique. La rotation des rotors détermine la stabilité du système. Cette rotation est déterminée pour chaque machine de l’inertie et des couples agissant sur son arbre et spécialement - des couples : mécaniquemécanique et électriqueélectrique.

Pendant le travail normal les machines tournent à vitesse synchrone. Les deux couples sont balancés.

En cas de perturbation (défaut, commutation du schéma du R.) un couple nonéquilibré apparaît.


En cas de défaut le couple électriqueélectrique baisse instantanément à une moindre valeur. L’excès (le surplus) du couple mécanique accélère le rotor. Le calcul de ces couples donne la solution du problème

de stabilité dynamique.


La manière qualitative d’illustration est donnée sur la fig.9.3,a. Ici deux machines sont connectées par deux lignes parallèles. Au point f d’une ligne il y a un défaut. Les trois courbes sur la fig.9.3,b sont des représentations de l’équation (9.1).

La ligne a exprime le travail normal du R. (sans défaut). Le point A désigne l’état normal de travail.

La ligne b correspond à l’état de défaut quand la réactance est assez grande pour diminuer la puissance transférée.

La ligne c est la courbe de changement de la puissance électrique après l’élimination du défaut par déclenchement de la ligne en panne.

La ligne horizontale montre la puissance constante fournie (Po ) par le moteur primaire (turbine).


Au moment d’apparition du défaut, l’amplitude (capacité de transporter la puissance) baisse jusqu’au point B.

La puissance Po est beaucoup plus grande que la puissance électrique. Cet excès entraîne l’accélération du rotor, l’augmentation de la vitesse de rotation et en conséquence - la déviation de l’angle . Le point de fonctionnement est transmis au point C où les forces d’accélération et de décélération sont équilibrées.


Mais la machine ne s’arrête pas ici. Dans le point C elle tourne assez vite et possède de l’énergie cinétique de trop - donc le point d’opération se déplace vers le point D. Mais dans cette moitié de la courbe l’énergie électrique dépasse l’énergie mécanique fournie par la turbine et le rotor commence à ralentir - l’angle s’accroît mais plus lentement.


L’accélération du point B au point C dépend de l’inertie et de l’excès de puissance - les deux sont représentées par l’aire ABC . Si cette aire est plus grande que celle entre les points D et C et la courbe pour P l’excès de l’énergie cinétique n’est pas absorbé et l’angle continue à grandir. La machine perd sa stabilité, et sort du synchronisme (le point D se trouve dans la région d’accélération du rotor).


Il y a des systèmes qui sont stables même en ce cas-là. Mais normalement la protection déclenche la ligne en panne - le point d’opération maintenant c’est le point D (fig.9.4) sur la courbe c où le couple est un couple décélérateur. Dans le point E l’énergie cinétique égale 0 - les aires

ABCQ = QDER. Mais en point E l’énergie électrique dépasse

l’énergie du turbine et le rotor commence à ralentir - le point d’opération est transféré vers le point G le long de la courbe c etc.


Après quelques oscillations le point F est atteint le point où les couples sont équilibrés.

La fig.9.6 montre les changements de l’angle dans le temps.


Courbes de changement de l’angle - fig.9.6

b

t

a


La probabilité d’apparition d’un tel incident est heureusement devenue très faible car des mesures ont été prises pour en reduire le risque:

- reduction des temps d’élimination des cour-circuits sur le réseau 400 kV et pratique du déclenchement - réenclenchement monophasé;

- emploi de régulateurs de tension et de vitesse à action rapide.


FIN

La stabilité des réseaux de transport SYST È MES ÉLECTROÉNERGETIQUES.

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