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République Algérienne Démocratique et Populaire Ministère de l’Enseignement Supérieur et de la Recherche Scientifique Département d’Électrotechnique Mémoire de Fin d’Étude Pour l’obtention du Diplôme d’Ingénieur d’État OPTION : RÉSEAUX ÉLECTRIQUES Intitulé du mémoire : Présenté par Présenté par Présenté par Présenté par : - Mr. El bordji Abderrahim - Mr. Bousahla Djamel Présenté devant le jury composé de : Présenté devant le jury composé de : Présenté devant le jury composé de : Présenté devant le jury composé de : Dr Hadjeri Dr Hadjeri Dr Hadjeri Dr Hadjeri Samir Samir Samir Samir Maitre de conférences Maitre de conférences Maitre de conférences Maitre de conférences Université Djillali Liabes Université Djillali Liabes Université Djillali Liabes Université Djillali Liabes Président Président Président Président Dr zidi Dr zidi Dr zidi Dr zidi Sid id id id-Ahmed Ahmed Ahmed Ahmed Maitre de conférences Maitre de conférences Maitre de conférences Maitre de conférences Université Djillali Liabes Université Djillali Liabes Université Djillali Liabes Université Djillali Liabes Encadreur Encadreur Encadreur Encadreur Dr Gherbi Dr Gherbi Dr Gherbi Dr Gherbi F-Zohra Zohra Zohra Zohra Maitre de conférences Maitre de conférences Maitre de conférences Maitre de conférences Université Djillali Liabes Université Djillali Liabes Université Djillali Liabes Université Djillali Liabes Examinateur Examinateur Examinateur Examinateur Dr Benhamida Farid Dr Benhamida Farid Dr Benhamida Farid Dr Benhamida Farid Chargé de cour Chargé de cour Chargé de cour Chargé de cours s s s Université Djillali Liabes Université Djillali Liabes Université Djillali Liabes Université Djillali Liabes Examinateur Examinateur Examinateur Examinateur PROMOTION 2008 Utilisation de la compensation série avancée dans les réseaux électriques

utilisation de la compensation série avancée dans les réseaux électriques

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République Algérienne Démocratique et Populaire Ministère de l’Enseignement Supérieur et de la Recherche Scientifique

Département d’Électrotechnique

Mémoire de Fin d’Étude

Pour l’obtention du Diplôme d’Ingénieur d’État OPTION :

RÉSEAUX ÉLECTRIQUES

Intitulé du mémoire :

Présenté parPrésenté parPrésenté parPrésenté par ::::

- Mr. El bordji Abderrahim - Mr. Bousahla Djamel

Présenté devant le jury composé de :Présenté devant le jury composé de :Présenté devant le jury composé de :Présenté devant le jury composé de : Dr Hadjeri Dr Hadjeri Dr Hadjeri Dr Hadjeri SamirSamirSamirSamir Maitre de conférencesMaitre de conférencesMaitre de conférencesMaitre de conférences Université Djillali LiabesUniversité Djillali LiabesUniversité Djillali LiabesUniversité Djillali Liabes Président Président Président Président Dr zidi Dr zidi Dr zidi Dr zidi SSSSidididid----AhmedAhmedAhmedAhmed Maitre de conférences Maitre de conférences Maitre de conférences Maitre de conférences Université Djillali LiabesUniversité Djillali LiabesUniversité Djillali LiabesUniversité Djillali Liabes EncadreurEncadreurEncadreurEncadreur Dr Gherbi Dr Gherbi Dr Gherbi Dr Gherbi FFFF----ZohraZohraZohraZohra Maitre de conférences Maitre de conférences Maitre de conférences Maitre de conférences Université Djillali Liabes Université Djillali Liabes Université Djillali Liabes Université Djillali Liabes Examinateur Examinateur Examinateur Examinateur Dr Benhamida Farid Dr Benhamida Farid Dr Benhamida Farid Dr Benhamida Farid Chargé de courChargé de courChargé de courChargé de cours s s s Université Djillali LiabesUniversité Djillali LiabesUniversité Djillali LiabesUniversité Djillali Liabes ExaminateurExaminateurExaminateurExaminateur

PROMOTION 2008

Utilisation de la compensation série avancée dans

les réseaux électriques

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Dédicace

Merci dieu puissant pour nous avoir aidés à mener à bien ce modeste travail.

je dédie ce modeste travail , tout d’abord à ma très chère mère qui m’a beaucoup aidé avec ses conseils , mon grand frère Noureddine et sa femme Fatiha que j les félicite pour leur mariage en les souhaitant le bonheur éternel , ainsi qu’à ma sœur et mes frères , grands et petits .

Je dédiée ce travail, également, à mon collègue et mon ami Djamel Bousahla et mes remerciements les plus chaleureux à toute sa famille.

Je désire exprimer ma profonde reconnaissance à Mr Boudjella Houari étudiant en doctorat en électrotechnique à l’université de Sidi Bel Abbes et Mr Razkallah pour leur appui scientifique qu’ils m’ont fourni très généreusement.

Mes dédicaces et mes remerciements à tous mes amis et mes collègues sans exception, ni limitation notamment : (Chakib, Abdallah, Mustapha, Wassim, Abdelkader, Nadjib, Ferhi, Maamar, Bouhendia, Sliman, Mahdi, Achour, Abbes, Faycel, Zinou, Moulay, Farid Rakoto, Salim, Mohamed, Kharadji, zouaoui)

Je désire exprimer mes remerciements, ma gratitude, et ma reconnaissance à mon encadreur : DR Zidi Sid-Ahmed qui m’a continuellement soutenu et encouragé même dans les moments les plus difficiles et je tiens à dire qu’il sera éternellement un exemple pour moi.

Et finalement à tous ceux qui nous ont épaulés pour achever ce modeste travail.

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Dédicace

Merci dieu puissant pour nous avoir aidés à mener à bien ce modeste travail.

je dédie ce modeste travail , tout d’abord à mon père et ma chère mère qui m’a beaucoup aidé avec ses conseils , mon grand frère Mohamed et sa femme et leurs fille Fatima en les souhaitant le bonheur éternel , ainsi qu’à mes sœur (djazia,siham et amina) et mes frères (rachid ,halim, ail) .

Je dédiée ce travail, également, à mon collègue et mon ami elbordji abderrahim et mes remerciements les plus chaleureux à toute sa famille.

Je désire exprimer ma profonde reconnaissance à Mr Boudjella Houari étudiant en doctorat en électrotechnique à l’université de Sidi Bel Abbes et Mr Razkallah pour leur appui scientifique qu’ils m’ont fourni très généreusement.

Mes dédicaces et mes remerciements à tous mes amis et mes collègues sans exception, ni limitation notamment : (Mustapha, bassel, faysel, chakib, fouad,Wassim, Abdelkader, nadjib, Ferhi, Maamar, Abbes, Faycel, Salim, selimane, Mohamed,)

Je désire exprimer mes remerciements, ma gratitude, et ma reconnaissance à mon encadreur : DR Zidi Sid-Ahmed qui m’a continuellement soutenu et encouragé même dans les moments les plus difficiles et je tiens à dire qu’il sera éternellement un exemple pour moi.

Et finalement à tous ceux qui nous ont épaulés pour achever ce modeste travail.

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SOMMAIREIntroduction générale 1

Chapitre I : Perurbations et qualité de l'énergie

I.1 Introduction 3I.2 Objectifs de la mesure de la qualité de l’énergie électrique 3I.3 Caractéristiques des perturbations électriques 4I.4 Perturbation harmonique 5

I.4.1 Origine des harmoniques 6I.4.2 Principale source d’harmonique 6I.4.3 Conséquence des harmoniques 6

I.5 Fluctuation de la tension (FLICKER) 7I.6 Déséquilibre du système triphasé de tensions 8I.7 Surtensions 8

I.7.1 Origine des surtensions 9a- Surtension à fréquence industrielle 9b- Surtension transitoire 10

I.7.2 Conséquence des surtensionsConséquence des surtension 11I.8 Creux de tension 12

I.8.1 Origine des creux de tension 12I.8.2 Conséquences des creux de tension 13

I.9 Bosses de tension 14I.10 Chutes de tension 14I.11 Conclusion 16

Chapitre II : La compensation traditionnelle de l’é nergie réactive

II.1 Introduction 17II.2 Exploitation d’un réseau électrique 17II.3 Compensation de la puissance réactive 18II.4 Principe de la compensation 20II.5 Les méthodes de la compensation traditionnelle 22

II.5.1 Compensation traditionnelle shunt 22II.5 .2 Compensation traditionnelle série 27

II.5.2.1 Les effets de la compensation série sur les systèmes électro-énergétique 291-L’effet sur la stabilité de tension 302-L’effet sur la stabilité angulaire 303-Effet sur la commande du flux d’énergie 31

II.5.2.2 Les avantages de la compensation série 31II.5.2.3 Protection de la compensation série 31

II.6 Comparaison entre la compensation série et la compensation shunt 32II.7 Conclusion 33

Chapitre III : FACTS et la compensation série avanc ée

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III.1 Introduction 34III.2 Classification des dispositifs FACTS 34III.3 Dispositifs FACTS shunt 35

III.3.1 Compensateurs parallèles à base de thyristors 35 III.3.2 Compensateurs parallèles à base de GTO thyristors 36

III.4 Dispositifs FACTS séries 36III.4.1 Compensateurs séries à thyristors 36III.4.2 Historique sur la compensation série avancée 37III.4.3 Inductance série commandée par thyristors TCSR 37III.4.4 Condensateur série commuté par thyristors TSSC 37III.4.5 Condensateur série commandée par thyristors TCSC 39

III.4.5.1 Principe de fonctionnement du TCSC 40III.4.5.2 La compensation série avancée et les réseaux électriques 43

a. Amélioration de la répartition de puissance 43b. Amélioration de la stabilité 44

III.4.5.3 Compensation série avancée et résonance sous synchrone 44III.4.5.4 Impédance apparente des TCSC 45III.4.5.5 Les avantage du TCSC 45III.4.5.6 Problèmes causés par le TCSC 46

III.4.6 Compensateurs séries à base de GTO thyristors 461- Compensateurs statique séries synchrone SSSC 46

III.5 Dispositifs FACTS combinés série-parallèle 47III.5.1 Contrôleur de transit de puissance unifié UPFC 47

III.6 Les avantages principaux des systèmes FACTS 48III.7 Conclusion 49

Chapitre IV : Commande et simulation d’un TCSC

IV.1 Introduction 50IV.2 Caractéristique générales du TCSC 50

IV.2.1 Module de régulation 51IV.2.2 Module de distribution et linéarisation 51IV.2.3 Module de synchronisation 51IV.2.4 Générateur d’impulsion 51

IV.3 Limites de fonctionnement du TCSC 52IV.4 Circuit simulé 53

IV.4.1 Description 53IV.4.2 Commande du TCSC 54IV.4.3 Résultats des simulations 55

IV.4.3.1 Fonctionnement du TCSC 55IV.4.3.2 Réponse dynamique du TCSC 57

1- Changement de l’impédance de référence 572- Modification de la tension de source 58

IV.4.3.3 Réponse dynamique du TCSC lors d’un défaut triphasé 61IV.5 Conclusion 62

Conclusion générale 63Bibliographie 64

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Annexe

Shéma de bolc d'un Thyristor Controlled Serie Capacitor 67Système de contrôle du TCSC 68Circuit de mesure du TCSC 69

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Introduction Générale

Durant les dix dernières années, l'industrie de l'énergie électrique est confrontée à des problèmes liés à de nouvelles contraintes qui touchent différents aspects de la production, du transport et de la distribution de l'énergie électrique. On peut citer entre autres les restrictions sur la construction de nouvelles lignes de transport, l'optimisation du transit dans les systèmes actuels, la cogénération de l'énergie, les interconnexions avec d'autres compagnies d'électricité et le respect de l'environnement.

Dans ce contexte, il est intéressant pour le gestionnaire du réseau de disposer d’un moyen permettant de contrôler les transits de puissance dans les lignes afin que le réseau de transport existant puisse être exploité de la manière la plus efficace et la plus sûre possible.

Plusieurs techniques de compensation traditionnelle du réseau ont été utilisées. Cela comprend la technique de compensation shunt qui consiste en un groupe de condensateurs en parallèle avec l'inductance équivalente de la ligne de transport qui intervient sur la tension à chaque barre, par contre la compensation série consiste en un groupe de condensateurs en série avec l'inductance équivalente de la ligne de transport qui intervient sur l'impédance équivalente de la ligne de transport. L’importance de la compensation série dans le but d'améliorer la capacité de transport des lignes, a été reconnue et n'a fait que croître au cours des dernières années.

Les compensateurs série avancée (commandé par thyristors) sont des nouveaux

outils de compensation conçu pour rendre le réseau plus flexible. Les ingénieurs et les chercheurs ont développé des dispositifs capables de diminuer des perturbations présentées dans les réseaux électriques. Ces dispositifs utilisés par l’industrie sont les dispositifs FACTS, (Flexible Alternatif Curent Transmission Systems). Ces techniques deviennent comme des solutions acceptables permettant non seulement de supporter les changements brusques de la charge mais également d'améliorer le profil de tension, ils augmentent la capacité de transfert de puissance existante et ainsi améliorent la stabilité transitoire et dynamique du réseau et mieux répartir des transits de puissance entre lignes parallèles. Ils limitent aussi les effets des défauts et des défaillances de l'équipement.

Le travail de ce mémoire concerne, en particulier, le contrôle des puissances réactives et des tensions dans un réseau de transport d’énergie électrique au moyen d'un compensateur série avancée (Thyristor Controlled Series Capacitor) TCSC, et une présentation des avantages offerts par le TCSC

Pour atteindre ces objectifs de recherche, ce mémoire est organisé en quatre

chapitres :

• Le premier chapitre est dédié à l’étude de la qualité d’énergie électrique

• Dans le deuxième chapitre on présente une analyse générale sur la compensation de la puissance réactive classique en général, et sur la compensation série en particulier.

• Le troisième chapitre est une introduction à la compensation avancée de la puissance réactive avec les différents dispositifs FACTS (parallèle, série et hybride) et leurs impacts sur la qualité de l’énergie et la stabilité des réseaux. Le FACTS utilisé au cours de ce mémoire est un dispositif de type compensation série avancé à savoir le TCSC (Thyristor Controlled Series Capacitor).

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• Le dernier chapitre est dédié à la simulation d’un dispositif FACTS (TCSC) par

MATLAB/SIMULINK , afin de voir sa performance en régime normale et dynamique.

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Chapitre I : Perturbations et qualité de l’énergie

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I.1 Introduction :

Comme tout générateur d’énergie électrique, un réseau de puissance fournit de l’énergie aux appareils utilisateurs par l’intermédiaire des tensions qu’il maintient à leurs bornes. Il apparaît évident que la qualité de cette énergie dépend de celle de la tension au point de livraison. Cette tension subit généralement beaucoup de perturbations de deux origines distinctes [1]:

Les perturbations de tension causées par des tensions perturbatrices comme déséquilibre de tension et les creux de tension.

Les perturbations de tension causées par le passage, dans les réseaux électriques, des courants perturbateurs comme les courants harmoniques, déséquilibre et la circulation de la puissance réactive.

La qualité de l’électricité est devenue un sujet stratégique pour les compagnies d’électricité, le personnel d’exploitation, de maintenance ou de gestion de sites tertiaires ou industriels et les constructeurs d’équipements, essentiellement pour les raisons suivantes :

La nécessité économique d’accroître la compétitivité pour les entreprises.

La réduction des coûts liés à la perte de continuité de service et à la non qualité, le coût des perturbations (coupures, creux de tension, harmonique, surtensions atmosphériques.)est élevé.

Ces coûts doivent prendre en compte le manque à produire, les pertes de matières

premières, la remise en état de l’outil de production, la non qualité de la production, les retards de livraison. Le dysfonctionnement ou l’arrêt de récepteurs prioritaires tels que les ordinateurs, l’éclairage et systèmes de sécurité peuvent mettre en cause la sécurité des personnes (hôpitaux, balisage des aéroports, locaux recevant du public, immeubles de grande hauteur…).

Ceci passe aussi par la détection par anticipation des problèmes par une maintenance préventive, ciblée et optimisée. On constate de plus un transfert de responsabilité de l’industriel utilisateur vers le constructeur d’appareillage pour assurer la maintenance des sites ; le constructeur devient fournisseur du produit électricité.

I.2 Objectifs de la mesure de la qualité de l’énerg ie électrique :

Des relations contractuelles peuvent s’établir entre fournisseur d’électricité et utilisateur final, mais aussi entre producteur et transporteur ou entre transporteur et distributeur dans le cadre d’un marcher dérégulé. Une application contractuelle nécessite que les termes soient définis en commun et acceptés par les différentes parties. Il s’agit alors de définir les paramètres de mesure de la qualité et de comparer leurs valeurs à des limites prédéfinies.

Malgré le respect des règles de l’art (conception de schéma, choix des protections, du régime de neutre et mise en place des solutions adaptées) dès la phase de conception, des dysfonctionnements peuvent apparaître en cours d’exploitation [1]:

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Chapitre I : Perturbations et qualité de l’énergie

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Les perturbations peuvent être négligées ou sous-estimées. L’installation a évoluée (nouvelles charges et / ou modification).

C’est généralement suite à ces problèmes qu’une action de dépannage est engagée. L’objectif est souvent d’obtenir des résultats aussi rapidement que possible, ce qui peut conduire à des conclusions hâtives ou infondées.

Des systèmes de mesure portatifs (sur des temps limités) ou des appareils fixes (surveillance permanente) facilitent le diagnostic des installations (détection et archivage des perturbations et déclenchement d’alarmes).

Pour réaliser des gains de productivité (économies de fonctionnement et / ou réduction des coûts d’exploitation) il faut avoir un bon fonctionnement des procédés et une bonne gestion de l’énergie, deux facteurs qui dépendent de la qualité de l’énergie électrique.

Disposer d’une qualité de l’énergie électrique adaptée aux besoins est un objectif des personnels d’exploitation, de maintenance et de gestion de sites tertiaires ou industriels.

Des outils logiciels complémentaires assurant le contrôle commande et la surveillance permanente de l’installation est alors nécessaire.

Des clients potentiels peuvent en effet demander des caractéristiques de fiabilité pour la fourniture de l’électricité avant d’installer des nouvelles usines sur les performances en un point particulier du réseau.

Elles permettent de déterminer l’environnement électromagnétique auquel une installation future ou un nouvel équipement sera soumis. Des actions d’amélioration du réseau de distribution et/ou de désensibilisation du réseau du client peuvent alors être engagées de façon préventive et de spécifier et vérifier les performances auxquelles le fournisseur d’électricité s’engage de façon contractuelle.

Ces informations sur la qualité de l’électricité sont particulièrement stratégiques pour les compagnies d’électricité qui dans le contexte de la libéralisation du marché de l’énergie recherchent la meilleure compétitivité, la satisfaction des besoins et la fidélisation de leurs clients.

I.3 Caractéristiques des perturbations électriques :

Les perturbations électromagnétiques susceptibles d’entacher le bon fonctionnement des équipements et des procédés industriels sont en général rangées en plusieurs classes [2] :

Perturbations à basse fréquence (< 9KHz).

Perturbations à haute fréquence (≥ 9KHz).

Décharge électrostatiques.

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Chapitre I : Perturbations et qualité de l’énergie

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La mesure de la qualité de l’énergie électrique consiste habituellement à caractériser les perturbations électromagnétiques conduites à basse fréquence (gamme élargie pour les surtensions transitoires et la transmission des signaux sur réseau).

Les phénomènes observés sont nombreux : creux de tension et coupures, surtensions temporaires ou transitoires, fluctuations lentes de la tension (flicker), variations de la fréquence, déséquilibre du système triphasé, harmoniques et inter harmoniques.

En général, il n’est pas nécessaire de mesurer l’ensemble de ces perturbations. Elles Peuvent être groupées en quatre catégories :

La symétrie du système triphasé, caractérisée par l’égalité des modules des trois tensions et/ou de leur déphasage relatif.

L’amplitude des trois tensions.

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

La fréquence

Plusieurs de ces caractéristiques sont souvent modifiées simultanément par une même perturbation.

Elles peuvent aussi être classées selon leur caractère aléatoire (foudre, court-circuit, manœuvre…) permanent ou semi permanent.

I.4 Perturbation harmonique :

C’est une composante sinusoïdale de la variation de la grandeur physique possédant une fréquence multiple de celle de la composante fondamentale. L’amplitude de l’harmonique est généralement de quelque pour cent du fondamental (Fig. I.1) [3].

Figure I.1 : Distorsion provoquée par un seul harmonique (h=3)

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Chapitre I : Perturbations et qualité de l’énergie

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I.4.1 Origine des harmoniques :

La prolifération des équipements électriques utilisant des convertisseurs statiques a entraîné ces dernières années une augmentation sensible du niveau de pollution harmonique des réseaux électriques. Ces équipements électriques sont considérés comme des charges non linéaires émettant des courants harmoniques dont les fréquences sont des multiples entiers de la fréquence fondamentale, ou parfois à des fréquences quelconques. Le passage de ces courants harmoniques dans les impédances du réseau électrique peut entraîner des tensions harmoniques aux points de raccordement et alors polluer les consommateurs alimentés par le même réseau.

I.4.2 Principale source d’harmonique :

Les principales sources d’harmoniques sont :

1. Les charges industrielles qui se composent des équipements d’électronique de puissance (variateurs de vitesse, redresseurs à diodes ou à thyristors, onduleurs, alimentations à découpage) et les charges utilisant l’arc électrique (fours à arc, machines à souder, éclairage (lampes à décharge tubes fluorescents)).

2. Les démarrages des moteurs par démarreurs électroniques et les enclenchements des transformateurs de puissances sont aussi générateurs d’harmoniques (temporaires).

3. Les différents secteurs industriels concernés sont aussi bien du type secondaire (utilisation des gradateurs, des redresseurs, des variateurs de vitesse.), que du type tertiaire (informatique ou éclairage dans les bureaux, commerces,…) ou domestique (téléviseurs, appareils électroménagers en grand nombre).

I.4.3 Conséquence des harmoniques :

Leurs conséquences sont liées à l’augmentation des valeurs crêtes (claquage diélectrique) et efficaces (échauffement supplémentaire) et au spectre en fréquence (vibration et fatigue mécanique) des tensions et des courants.

Des nombreux effets des harmoniques sur les installations et les équipements électriques peuvent être cités. Les effets les plus importants sont l’échauffement, l’interférence avec les réseaux de télécommunication, les défauts de fonctionnement de certains équipements électriques et le risque d’excitation de résonance.

Leurs effets ont toujours un impact économique du fait du surtout lié à :

Une dégradation du rendement énergétique de l’installation (perte d’énergie).

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Chapitre I : Perturbations et qualité de l’énergie

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Un surdimensionnement des équipements.

Une perte de productivité (vieillissement accéléré des équipements, déclenchements intempestifs).

L’influence sur les transformateurs du réseau (augmentation des pertes à vide à cause de l’effet particulier des courants harmoniques).

L’influence sur les câbles de HT (diminuent la durée de vie du câble, dégradation du matériel isolant).

Pertes supplémentaires dans les condensateurs, les transformateurs,….

Bruit additionnel des moteurs et d’autres appareils.

L’influence sur le fonctionnement des redresseurs.

L’influence sur la télécommande dans les réseaux.

L’influence sur les condensateurs des réseaux.

I.5 Fluctuation de la tension (FLICKER) :

La fluctuation lente de la tension est une diminution et variation rapide de la valeur efficace de la tension de moins de 10 % (Fig I.2). La tension est modulée en amplitude par une enveloppe dont la fréquence est comprise entre 0,5 et 25 Hz. Le phénomène est dû à la propagation sur les lignes du réseau d’appels de courants importants à la mise en service ou hors service d’appareil dont la puissance absorbée varie de manière rapide (les fours à arcs, les machines à souder, les moteurs à démarrages fréquents,…).

Les conséquences de la fluctuation lente de la tension s’observent essentiellement sur des lampes à incandescence où elle provoque un papillotement du flux lumineux (Flicker). Cette gêne visuelle est perceptible pour une variation de 1 % de la tension [4].

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Chapitre I : Perturbations et qualité de l’énergie

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I.6 Déséquilibre du système triphasé de tensions :

Le déséquilibre du système triphasé s’observe lorsque les trois tensions ne sont pas égales en amplitude et/ou déphasées de 120° les une s par rapport aux autres (Fig. I.3). La quantification du phénomène fait appel à la décomposition de la composante fondamentale selon les composantes symétriques de Fortescue. On définit un degré de déséquilibre inverse et un degré de déséquilibre homopolaire [5] :

Le degré de déséquilibre inverse est le rapport entre la composante inverse du fondamental de la tension et sa composante directe :

d

II U

UU

1

1=∆

Le degré de déséquilibre homopolaire est le rapport entre la composante

homopolaire du fondamental de la tension et sa composante directe :

dU

UU

1

100 =∆

I.7 Surtensions:

Toute tension appliquée à un équipement dont la valeur de crête sort des limites d’un gabarit défini par une norme ou une spécification est une surtension.

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Chapitre I : Perturbations et qualité de l’énergie

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I.7.1 Origine des surtensions :

Les surtensions sont de deux natures :

• Les surtensions à fréquence industrielle.

• Les surtensions transitoires : elles peuvent être :

1- D’origine externe (la foudre). 2- D’origine interne (manœuvre).

a- Surtension à fréquence industrielle :

Par définition elles sont à la même fréquence que celle du réseau (50 Hz ou 60 Hz). Elles sont aussi causées par les défauts d’isolement.

Ferro-résonance, il s’agit d’un phénomène oscillatoire non linéaire rare, souvent dangereux pour le matériel, se produisant dans un circuit comportant un condensateur et une inductance saturable [1].

Rupture du conducteur de neutre.

Défauts d’isolement.

Ligne à vide ou faiblement chargée.

Surcompensation de l’énergie réactive.

La figure I.4 présente une surtension causée par une ligne à vide.

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Chapitre I : Perturbations et qualité de l’énergie

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b- Surtension transitoire :

Les surtensions transitoires illustrées sur la figure I.5, sont des phénomènes brefs, dans leur durée et aléatoires dans leur apparition. Elles sont considérées comme étant des dépassements d'amplitude du niveau normal de la tension fondamentale à la fréquence 50 Hz ou 60Hz pendant une durée inférieure à une seconde.

Quelques équipements tels que les dispositifs électroniques sont sensibles aux tensions transitoires.

On distingue particulièrement deux types de surtension de transitoire : 1- Surtensions atmosphériques :

La foudre est un phénomène naturel apparaissant en cas d’orage. On distingue les coups de foudre directs (sur une ligne ou sur une structure) et les effets indirects d’un coup de foudre (surtensions induites et montée en potentiel de la terre) (Fig. I.6) [6].

Figure I.5 : Exemple de surtension transitoire

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Chapitre I : Perturbations et qualité de l’énergie

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2- Surtension de manœuvre : Elles sont provoquées par des modifications rapides de la structure du réseau (ouverture d’appareils de protection…), elles peuvent être provoquées par la commutation en charge normale, par l’établissement et l’interruption de petits courants inductifs ou bien par la manœuvre de circuits capacitifs (lignes ou câbles à vide, gradins de condensateurs).

I.7.2 Conséquence des surtensions :

Leurs conséquences sont très diverses selon le temps d’application, la répétitivité, l’amplitude, le mode (commun ou différentiel), la raideur du front de montée et la fréquence.

• Claquage diélectrique, cause de destruction de matériel sensible (composants électroniques…etc.).

• Dégradation de matériel par vieillissement (surtensions non destructives mais répétées).

• Coupure longue entraînée par la destruction de matériel (perte de facturation pour les distributeurs, pertes de production pour les industriels).

• Perturbations des circuits de contrôle commande et de communication à courant faible.

Figure I.6 : Surtension due à la foudre

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Chapitre I : Perturbations et qualité de l’énergie

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I.8 Creux de tension :

Les creux de tension sont une baisse brutale de la tension en un point d’un réseau d’énergie électrique, à une valeur comprise entre 90 % et 10 % d’une tension nominale suivie d’un rétablissement de la tension, leur durée peut aller de 10 ms à plusieurs secondes, comme représenté la figure I.7. La tension de référence est généralement la tension nominale pour les réseaux BT et la tension déclarée pour les réseaux MT et HT.

Ils sont caractérisés par leurs : amplitude (∆v) et durée (t) et peuvent être monophasés ou triphasés selon le nombre de phases concerné [7].

I.8.1 Origine des creux de tension :

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

Ceux provenant du fonctionnement d’appareils à charge fluctuante ou de la mise en service d’appareils appelant un courant élevé au 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).

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Chapitre I : Perturbations et qualité de l’énergie

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I.8.2 Conséquences des creux de tension :

Les conséquences des 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.

Le tableau I 1, montre les conséquences des creux de tension sur les équipements.

Types d’appareils Conséquences néfastes

Eclairage Moins de luminosité, extinction et ré allumage (lampes à arc)

Systèmes à base d’électronique de puissance

Arrêt du dispositif

Dispositifs de protection Ouverture des contacteurs

Moteurs asynchrones Ralentissements, décrochage, surintensité au retour de la tension

Moteurs synchrones Perte de synchronisme, décrochage et arrêt du moteur

Variateurs de vitesse pour un moteur à courant continu

ralentissement de la machine

Variateurs de vitesse pour un moteur asynchrone

Ralentissement, décrochage, surintensité au retour de la tension, destruction éventuelle de matériel au niveau du convertisseur

Tableau I.1 : Conséquences des creux de tension sur quelques équipements électriques sensibles

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Chapitre I : Perturbations et qualité de l’énergie

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I.9 Bosses de tension :

La bosse de tension est une augmentation de la tension au dessus de la tension nominale de 1.1 p.u pour une durée de 0.5 cycle à 1 min. Elle est caractérisée par son amplitude et sa durée. Elle peut causer l'échauffement et la destruction des composants [2].

I.10 Chutes de tension :

Lorsque le transit dans une ligne électrique est assez important, la circulation du courant dans la ligne provoque une chute de la tension. La tension est alors plus basse en bout de ligne qu’en son origine, et plus la ligne est chargée en transit de puissance, plus la chute de tension sera importante [7].

La figure I.8, montre une chute de tension causée par l’alimentation d’une charge par une ligne depuis une centrale.

Si la consommation double, la chute de tension double (Fig.I.9).

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Chapitre I : Perturbations et qualité de l’énergie

15

Un réseau dans lequel la consommation est éloignée de la production, présentera un profil de tension différent de celui d’un réseau dans lequel production et consommation sont uniformément réparties (Fig. I.10). Chaque centrale impose la tension à sa sortie, et la tension évolue dans le réseau en fonction de la consommation alimentée.

C’est pourquoi dans les réseaux maillés THT, la tension est différente suivant l’endroit où l’on se trouve. A la pointe de consommation, la tension est forte aux nœuds du réseau où les centrales débitent, et relativement basse aux points de consommation éloignés des centrales. Les figures (I.8), (I.9), et (I.10), sont valables pour un instant donné, à un niveau de consommation donné. Lorsque la consommation varie au cours du temps, la tension évolue, baissant lorsque la consommation augmente, remontant lorsque la consommation diminue. Le fait que la tension ne soit pas identique en tout point du réseau est normal. Cette différence est compensée par des réglages de tension réalisés dans les postes de transformation. Cela permet de garantir que la tension reste dans la plage admissible en tout point de livraison.

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Chapitre I : Perturbations et qualité de l’énergie

16

I.11 Conclusion :

Dans ce chapitre, nous avons présenté différents types de perturbations affectant l’onde de tension du réseau électrique. Comme nous avons pu le constater, le déséquilibre de tension, les harmoniques et les creux de tension ont des effets néfastes sur la qualité de l’énergie et sur les équipements électriques.

Enfin, on peut dire, que les perturbations ont des conséquences différentes selon le contexte économique et le domaine d’application, de l’inconfort à la perte de l’outil de production, à la dégradation du fonctionnement jusqu’à la destruction totale de ces équipements.

La compensation traditionnelle de l’énergie réactive (série et shunt) fera l’objet du prochain chapitre, comme moyen d’améliorer la qualité de l’énergie dans les réseaux électriques.

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Chapitre II : La compensation traditionnelle de l’é nergie réactive

17

II.1 Introduction :

Les bouleversements récents apparus dans le domaine de la fourniture d'électricité ont placé les exploitants des réseaux de transport face à des nouvelles opportunités mais également à de nouveaux défis. Ils proviennent principalement de la forte augmentation des transferts d'énergie entre régions et/ou entre pays, des effets de la dérégulation, de considérations politiques, économiques et écologiques en ce qui concerne la construction des nouvelles lignes [8].

Techniquement, il est possible de remédier au manque de capacité de transport en créant des nouvelles lignes et/ou des nouveaux générateurs. Dans la pratique, pour diverses raisons, cela n'est pas toujours réalisable, ni souhaitable. La création des nouvelles lignes et/ou l'extension des postes existants peuvent se révéler trop coûteuses et demander des délais trop longs.

L'obtention des nouveaux droits de passage peut être difficile voire impossible à obtenir.

Enfin, l’impact sur l'environnement prend de plus en plus d'importance et doit être sérieusement pris en compte dans les procédures de développement du transport d'électricité.

Ce chapitre est dédié à la compensation traditionnelle de l’énergie réactive qui peut aider à s’affranchir de ces contraintes, dans tous les cas où il est nécessaire de transporter des grandes quantités d'énergie sur de longues distances ou lors de la mise en place de liaisons entre pays ou entre régions. C'est une alternative très favorable du point de vue technique, économique et environnemental.

II.2 Exploitation d’un réseau électrique :

La puissance active P, transitée entre deux réseaux de tensions V1 et V2 présentent un angle de transport δ (déphasage entre V1 et V2) et connectés par une liaison d’impédance X (Fig. II.1), est donnée par l’équation suivante [9] :

δsin2.1

X

VVP = (2-1)

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Chapitre II : La compensation traditionnelle de l’é nergie réactive

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L’équation (2-1), montre qu’il est possible d’augmenter la puissance active transitée entre deux réseaux, soit en maintenant la tension des systèmes, soit en augmentant l’angle de transport entre les deux systèmes, soit en réduisant artificiellement l’impédance de la liaison.

II.3 Compensation de la puissance réactive :

Un réseau électrique est défini comme un ensemble d'appareils destinés à la production, au transport, à la distribution à partir de la centrale de génération jusqu'aux centrales industrielles, commerciales et résidentielles.

Le transport de cette énergie se fait sur les conducteurs tels que les lignes aériennes et les câbles souterrains.

Afin que l'énergie électrique soit utilisable, le réseau de transport et de distribution doit satisfaire les exigences suivantes:

Assurer au client la puissance dont il a besoin.

Fournir une tension stable dont les variations ne dépassent pas ± 10% de la tension nominale.

Fournir une fréquence stable dont les variations ne dépassent pas ± 0.5%.

Fournir l'énergie à un prix acceptable.

Maintenir des normes de sécurité.

Veuillez à la protection de l'environnement.

Dans toute installation électrique alimentée en courant alternatif, la puissance consommée se décompose en:

Puissance active qui se transforme en puissance mécanique et en chaleur.

Puissance réactive nécessaire à l'excitation magnétique des récepteurs inductifs (tels que les moteurs, les transformateurs …etc.).

La consommation excessive, pour une centrale industrielle de l'énergie réactive, entraîne des dépenses élevées.

Pour réduire ces dernières, il faut agir sur le cosϕ de l'installation. En effet, dés qu'il y a diminution du cosϕ, le courant de charge d'une centrale électrique et des postes de transformation augmente, malgré que la puissance distribuée reste la même. C'est pourquoi le cosϕ, caractérisant la puissance installée, est souvent appelé facteur de puissance.

En Algérie, le facteur de puissance est considéré normal s'il atteint 85% à 90%, des que le facteur de puissance est faible dans une entreprise consommant de l'énergie électrique, l'entreprise paye une amende et lorsque ce facteur est élevé, elle reçoit une prime. Donc, l'amélioration du cosϕ

est une tâche extrêmement importante pour l'économie.

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Chapitre II : La compensation traditionnelle de l’é nergie réactive

19

Figure II.2 : Circuit R L C (série)

Le consommateur devrait donc soit payer la part de la puissance réactive correspondante, soit prévoir une installation de compensation de la puissance réactive. En principe, il est possible d'agir sur le facteur de puissance en intervenant sur la puissance active, en pratique on fait varier la puissance réactive soit en la diminuant, soit en l'augmentant, ce réglage s'appelle évidemment la compensation.

La puissance réactive est définie par la formule (2-2) :

ϕsin..IUQ = (2-2)

ϕ : étant le déphasage entre le courant et la tension.

Le cas du circuit R, L, C (série) permet de comprendre la signification physique de Q (Fig. II.2). Pour ce circuit on a [1] :

IUIUC

IILXI

Z

XIIZIUQ CL ..

.......sin..

222 −=−====

ωωϕ (2-3)

La puissance réactive Q, traduit l'importance de l'échange d'énergie entre la source et l'inductance ou la capacité, échange à bilan nul puisqu'on rapporte sur R l'ensemble des pertes.

Les tensions UL et UC, étant toujours en opposition de phase, il a fallu adopter une convention de signe pour caractériser ces échanges. On dit que les inductances absorbent de la puissance et que les capacités en créent.

La source fournit donc une puissance réactive Q.

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Chapitre II : La compensation traditionnelle de l’é nergie réactive

20

Siω

ω.

1.

CL = , les charges d'énergie s'équilibrent à chaque instant, 0=Q .

Siω

ω.

1 .

CL ⟩ , la source fournie,

ωω

...

22

C

IILQ −= .

Siω

ω.

1.

CL ⟨ , la source reçoit du réactif, est négatif.

Donc, le sens physique de cette puissance réactive c'est une énergie accumulée dans les éléments non dissipatifs tels que les inductances et les condensateurs. Cette énergie est liée aux champs électriques et magnétiques. En régime variable, elle est emmagasinée par l’inductance puis basculée vers les capacités.

II.4 Principe de la compensation :

Le fonctionnement du réseau dans des bonnes conditions de la qualité, de sécurité et d'économie implique une maîtrise de l'évolution de son état électrique.

Le maintient d'une tension correcte nécessite de la part du dispatcher, des ajustements de la production d'énergie réactive par un dialogue avec les centrales. Dans ces conditions, la coordination des divers moyens de réglage est délicate. Il en résulte des variations de tension importantes entres heures creuses et heures pleines.

Ces variations peuvent être gênantes et il peut dans certains cas en résulter un risque d'auto dégradation du plan de tension qui peut conduire à un effondrement partiel ou total du réseau.

Sans disposition particulière, la puissance réactive consommée par les charges et le réseau provient essentiellement des alternateurs. Le transit de cette puissance à travers les éléments du réseau produit non seulement des chutes de tension mais aussi des pertes actives et réactives par effets joule.

La chute de tension et les pertes par effet de joule dans un réseau électrique sont données par les équations (2.4), (2.5) [1 ,10] :

100..

%2

×+=∆U

XQRPU (2-4)

RU

QR

U

PR

U

QPR

U

SRIP .

²

².

²

².

²

²².

²

²²..3 +=+===∆ (2-5)

La figure II.3, présente un circuit monophasé non compensé et son schéma de Fresnel des courants et des tensions.

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Chapitre II : La compensation traditionnelle de l’é nergie réactive

21

On peut réduire ces perturbations de tension ainsi que les réactions dues aux charges asymétriques et aux harmoniques, en évitant le transport de la puissance réactive et la produire autant que possible là où elle est consommée et cela est possible en installant des dispositifs appelés les compensateurs réactives (Fig. II.4) [11].

Les caractéristiques idéales pour un système quelconque de compensation sont les suivantes:

• Réponses instantanées à des variations brusques des charges.

• Réponses indépendantes pour chaque phase de manière à ce que les variations des

charges équilibrées et déséquilibrées sur les phases soient atténuées.

Le principe de la compensation serait donc, selon la demande du réseau, de fournir de la puissance réactive ou de l'absorber.

En analysant la nature de la puissance réactive, on peut conclure que la puissance réactive est une chose très importante pour les réseaux électriques (en courant alternatif).

On distingue les sources principales et les sources complémentaires (ou secondaire) :

Figure II.3 : Circuit sans compensation : (a) schéma unifilaire,

(b) représentation de Fresnel

Figure II.4 : Circuit avec compensation : (a) schéma unifilaire,

(b) représentation de Fresnel.

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Chapitre II : La compensation traditionnelle de l’é nergie réactive

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1- Les sources principales : sont destinées pour la production de la puissance active et la puissance réactive, ce sont les générateurs des centrales électriques qui produisent ces puissances.

2- Les sources complémentaires (ou secondaire) : sont des installations électriques destinées pour la compensation du surplus ou des déficits de la puissance réactive dans les réseaux électriques et pour des différents réglages dans ces régimes de fonctionnement.

Leur puissance installée et leur emplacement sont en relation directe avec des critères d'ordinaire technique et technico-économique. Les installations électriques sont installées dans des sous stations directement ou sous formes de consommateur.

II.5 Les méthodes de la compensation traditionnelle :

La compensation traditionnelle peut être classée en deux grandes catégories :

- Compensation traditionnelle shunt. - Compensation traditionnelle série.

II.5.1 Compensation traditionnelle shunt :

La compensation parallèle (shunt) consiste à enclencher des condensateurs shunt et/ou des inductances shunt connectés entre les phases du réseau et la terre en général par le biais de disjoncteurs à différents endroits sur le réseau pour modifier l'impédance des lignes, dans le but de maintenir des niveaux de tension acceptables suivant l'état de charge du réseau.

Parmi les moyens de compensations traditionnelle shunt de l’énergie réactive on a:

1. Compensateur synchrone.

2. Inductance.

3. Batterie de condensateur.

1- Compensateur synchrone :

Il peut être assimilé à un moteur synchrone fonctionnant à vide, c’est à dire que son arbre n’est pas soumis à aucun couple résistant, qui serait peut-être considéré comme charge. Le stator est branché au réseau à un courant triphasé, sur le rotor est enroulée une bobine d’excitation. On peut donc considéré que le compensateur synchrone consomme une très faible quantité de puissance active égale aux pertes par échauffements dans ces enroulements du stator et par frottement (Fig. II.5) [12].

Il existe deux régimes de fonctionnement pour le compensateur synchrone :

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Chapitre II : La compensation traditionnelle de l’é nergie réactive

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Consommation de la puissance active et fourniture de la puissance réactive au réseau, un tel régime est appelé régime de surexcitation donc le compensateur synchrone injecte de la puissance réactive dans le réseau.

Consommation de la puissance active et réactive, un tel régime est appelé un sous excitation donc le compensateur consomme de la puissance réactive.

2- Inductance :

Les inductances sont utilisées pour compenser la puissance réactive fournie par les lignes (THT) et les réseaux de câbles souterrains en heures creuses et lors de manœuvre de mise sous tension. Elles sont branchées soit directement, soit au secondaire d’un transformateur et permettant une limitation des surtensions [13].

3- Batterie de condensateur :

Les batteries de condensateurs sont actuellement le moyen le plus économique et le plus simple de production d’énergie réactive.

Les batteries de condensateurs peuvent être implantées en trois modes différents [11] :

Globale : La batterie est raccordée en tête d’installation et assure une compensation

pour l’ensemble de l’installation.

Partielle : par secteur, au niveau du tableau de distribution.

Individuelle : La batterie est raccordée directement aux bornes de chaque récepteur de type inductif.

GS : Générateur synchrone

Figure II.5 : Schéma d’alimentation d’un réseau avec compensateur synchrone

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Chapitre II : La compensation traditionnelle de l’é nergie réactive

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La figure II.6, présente les différents modes de la compensation traditionnelle shunt

La variation de la puissance réactive des condensateurs peut être obtenue par le branchement ou le débranchement des condensateurs. Cette action est obtenue par une combinaison dans la connexion des condensateurs (Fig. II.7).

La puissance réactive générer par une batterie de condensateur est donné par l’équation suivante [1] :

CC X

UQ

2

= (2-6)

Figure II.6 : Différents types de compensateur shunt

Figure II.7 : Représentation du couplage des condensateurs (étoile ou triangle)

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Chapitre II : La compensation traditionnelle de l’é nergie réactive

25

Dans le cas d’un couplage triangle on a :

C

LL

C X

UQ

.2

.3)( =∆ (2-7)

Et dans un coulage étoile on aura [1] :

C

LL

C

LL

C

NL

C X

U

X

U

X

VQ

.2

2.

.2 )

3(

.3.3)( ===Υ (2-8)

D’après les équations (2-7) et (2-8), on conclut que la puissance réactive produit par des batteries de condensateurs en couplage triangle est trois fois supérieure que la puissance réactive générée par un couplage étoile :

)(.3)( Υ=∆ CC QQ (2-9)

Ces éléments permettent de compenser les réseaux en puissance réactive et de maintenir la tension dans les limites contractuelles.

Cette technique de compensation est dite passive, car elle fonctionne en tout ou rien. C'est-à-dire qu'elle est soit en service, par exemple lorsqu'une inductance ou bien un condensateur shunt est enclenchés, soit complètement hors service lorsque l'inductance ou bien le condensateur est retirés. Lorsqu'elle est en service, aucune modification des inductances ou des condensateurs n'est effectuée pour essayer de contrôler la tension ou l'écoulement de puissance.

Une ligne de transport d’énergie électrique HT, peut être modélisée par un schéma en π représenté par la figure II.8 [7].

Figure II.8 : Modèle en π d’une ligne de transport

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Chapitre II : La compensation traditionnelle de l’é nergie réactive

26

Lorsque le réseau n'est pas ou peu chargé, c'est-à-dire que l'impédance de la charge est très élevée, la tension sur la ligne a tendance à monter considérablement (effet Ferranti). Cette augmentation de tension est d'autant plus importante que le réseau est exploité à tension élevée et que les lignes sont longues.

Pour réduire la tension en bout de ligne, il faut augmenter artificiellement l'impédance caractéristique de la ligne en diminuant sa capacité shunt. Des inductances shunt sont enclenchées à différents postes sur le réseau. Cependant, lorsque le réseau est fortement chargé, dans ce cas l'impédance de la charge est très faible et la tension a tendance à diminuer sur le réseau. Pour compenser cet effet, il s'agit de diminuer artificiellement l'impédance caractéristique de la ligne pour la rendre égale, ou la plus près possible, de l'impédance de la charge. Les réactances shunt deviennent inutiles.

Pour maintenir la tension dans les limites contractuelles, le gestionnaire du réseau doit donc augmenter la capacité shunt de la ligne et connecter des condensateurs shunt dans différents postes du réseau selon la charge.

Les bancs de condensateurs vont compenser la puissance réactive absorbée par la charge et ainsi éviter la transmission de puissance réactive sur de longues distances. De même que les réactances, ces bancs de condensateurs doivent être connectés ou bien déconnectés par des disjoncteurs.

Dans le cas théorique ou la compensation est répartie sur toute la longueur de la ligne, le degré de compensation shunt d'une ligne est défini comme étant le rapport de la valeur absolue de la susceptance du compensateur par unité de longueur (Bsh) sur la susceptance de capacité de ligne par unité de longueur (Bc) :

C

shsh B

BK = (2-10)

Ksh est positif si le compensateur shunt est inductif, et négatif s'il est capacitif.

La figure II.9-a, représente le digramme de Fresnel de la tension d'un réseau électrique sans compensation. La figure II.9-b, illustre l'amélioration de la tension de ce réseau après compensations shunt [7].

Figure II.9 : Principe de compensation shunt, (a) sans compensation, (b) avec compensation

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Chapitre II : La compensation traditionnelle de l’é nergie réactive

27

En pratique, la compensation shunt passive est utilisée principalement pour maintenir la tension à toutes les barres du réseau à un niveau proche de la tension nominale, et ce pour les différents niveaux de charge du réseau. Il est clair que les équipements de compensation ne sont pas distribués de façon uniforme le long de la ligne comme le sont les inductances et les condensateurs du circuit équivalent d'une ligne. La compensation est localisée dans des postes qui sont répartis à des endroits stratégiques sur la ligne. Puisque la compensation n'est pas répartie d'une façon uniforme, il est impossible de maintenir la tension à sa valeur nominale en tout point de la ligne. II est donc important de bien sélectionner les endroits où la compensation shunt est installée pour éviter que la tension s'écarte trop de sa valeur nominale.

II.5 .2 Compensation traditionnelle série :

L'équation (2-1), montre que la puissance active échangée entre deux systèmes peut être augmentée si l'on réduit l'impédance de la liaison. C'est ce que réalise la compensation série par l'adjonction d'un banc de condensateurs d'impédance XC en série avec la ligne.

Les condensateurs sont placés en série sur une ligne dont ils compensent partiellement la réactance, et ils diminuent la longueur électrique de la ligne. La compensation série est utilisée sur certaines lignes à haute tension à la fois très chargées et très longues [14].

Artificiellement l'impédance de la ligne est donc réduite de XL à (XL-XC) et le transit de puissance est augmenté. De plus, comme la montre le diagramme de Fresnel illustré sur la figure II.10, l'angle de transport δ est réduit.

Pour transporter la puissance de façon stable il est nécessaire que l'angle de transmission, δ, soit inférieur à 90° et idéalement assez faible p our prévoir les cas d'un appel de puissance à la suite d'une perturbation sur le réseau.

En pratique, la compensation série est localisée dans des postes situés à des endroits stratégiques sur les lignes. Pour mieux comprendre son influence il est utile de considérer qu'elle est répartie uniformément sur toute la longueur de la ligne. Dans ce cas, le degré de compensation série se définit comme étant la valeur absolue du rapport de la

Figure II.10 : Principe de la compensation série, (a) sans compensation, (b) avec compensation

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Chapitre II : La compensation traditionnelle de l’é nergie réactive

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susceptance inductive série (BL), de la ligne par unité de longueur sur la susceptance par unité de longueur de la capacité série (BSe), qui est ajoutée.

se

Lse B

BK = (2-11)

La figure. II.11, montre la courbe de la puissance active le long de la ligne en fonction de l'angle δ pour trois valeurs différentes du degré de compensation kse. Plus la valeur de kse augmente, plus P/Pmax augmente, permettant ainsi un transit de puissance de plus en plus grand. Même si théoriquement, on peut réaliser une compensation de 100%, la pratique limite la compensation fixe aux alentours de 40 à 75 % pour se mettre à l'abri des risques de résonance sous synchrone [15].

Le phénomène de résonance est défini comme étant une réponse particulièrement élevée d'un système suite à une excitation périodique dont la fréquence correspond à la fréquence propre du système excité.

Le branchement d’une batterie de condensateur aux bornes d’une charge (Fig. II.9), diminue la puissance réactive dans une ligne d’alimentation de cette charge, pour cette raison la batterie dans ce cas est considérée comme générateur de puissance réactive.

Figure II.11 : Caractéristique P(δ) d’un réseau compensé série avec des valeurs

de la capacité de condensateur variable

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Chapitre II : La compensation traditionnelle de l’é nergie réactive

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Si on examine un cas simple d'une charge alimentée par une source de tension constante, à travers une ligne (Fig. II.12), on peut écrire de façon approchée, que la chute de tension dans la ligne ∆V, induite par les flux de puissance active et réactive (P et Q) appelés par la charge, est égale à [1] :

V

XQQRPV C ).(. −+

=∆ (2-12)

Pour une ligne THT, X >10 R :

On a :

V

XQQV C ).( −

≈∆ (2-13)

C'est la circulation de réactif qui crée généralement les chutes de tension.

Tension et puissance réactive sont donc des grandeurs très liées. Ainsi, la puissance réactive se transporte mal (elle crée des chutes de tension). Cela a pour conséquence qu’au-delà d'une certaine distance, la puissance réactive fournie par les alternateurs ou les condensateurs ne peuvent pas parvenir jusqu'à l'endroit où on en a besoin.

II.5.2.1 Les effets de la compensation série sur le s systèmes électro-énergétiques :

La tension insérée par un condensateur série est proportionnelle et perpendiculaire au courant de la ligne. Ce faisant, la puissance réactive fournie par le condensateur est proportionnelle au carré du courant. Il en résulte que le condensateur série à un effet d’autorégulation. Lorsque la charge du système croît, la puissance réactive produite par le condensateur série augmente également [16].

Figure II.12 : Schéma d’alimentation d’un réseau électrique avec une compensation série

Page 41: utilisation de la compensation série avancée dans les réseaux électriques

Chapitre II : La compensation traditionnelle de l’é nergie réactive

30

1- L’effet sur la stabilité de tension :

Un condensateur série est en mesure de compenser la chute de tension sur une ligne de transport due à l’inductance série. A faible charge, la chute de tension est plus faible et la tension de compensation série est plus basse. Lorsque la charge augmente et que la chute de tension devient plus importante, la contribution par le compensateur série augmente et la tension du système est réglée de manière correspondante. La compensation série élargit aussi la zone de stabilité de la tension en réduisant la réactance de la ligne. De cette façon, elle aide à prévenir les chutes de tension.

La figure. II.13, montre que la capacité de la puissance, s’accroît de P1 au niveau P2 plus élevé [17].

1- L’effet sur la stabilité angulaire :

Il résulte de l’équation (2-1), que la puissance active échangée peut être augmentée en diminuant la valeur de la réactance série de la ligne. De plus, on peut montrer à l'aide de l’équation (2-1) que l'introduction d'une capacité en série avec X, permet de diminuer le déphasage δ de δ1 au niveau δ2 en conservant la même puissance échangée, ce qui correspond à une augmentation de la stabilité angulaire de la ligne (Fig. II.14) [17].

Figure II.13 : Impact de la compensation série sur la stabilité de la tension

Figure II.14 : Impact de la compensation série sur la stabilité angulaire

Page 42: utilisation de la compensation série avancée dans les réseaux électriques

Chapitre II : La compensation traditionnelle de l’é nergie réactive

31

La modification de la réactance à l'aide de la compensation série permet également d'optimiser le partage des courants entre les circuits parallèles, entraînant là encore une augmentation des capacités de transport de l'ensemble du réseau. De plus, cette installation peut être valorisée par la diminution des pertes actives correspondant à ce transfert d'énergie.

2- Effet sur la commande du flux d’énergie :

La compensation série peut être utilisée dans les systèmes électro-énergétiques pour la commande du flux d’énergie en régime permanent. En cas de lignes de transport avec une capacité thermique suffisante, la compensation peut soulager des surcharges éventuelles sur d’autres lignes parallèles [16].

II.5.2.2 Les avantages de la compensation série :

La compensation série des lignes électriques apporte plusieurs avantages utiles:

• Une augmentation de la puissance active transmise par la ligne sans remise en cause de la stabilité angulaire ou de la stabilité de tension.

• Une augmentation de la stabilité angulaire et de la stabilité de la tension sans

diminuer la capacité de transport.

• Une diminution des pertes dans la plupart des cas.

II.5.2.3 Protection de la compensation série :

Dans les installations typiques de condensateurs série, il existe plusieurs techniques utilisées pour protéger les condensateurs. Lors d'un court-circuit sur la ligne, la tension aux bornes du condensateur peut dépasser le seuil admissible. Afin de limiter la surtension, on installe un varistor en parallèle avec le condensateur. Par mesure de sécurité supplémentaire, on ajoute un éclateur en parallèle avec l’ensemble. Lorsque l'éclateur est amorcé, il court-circuite le condensateur et le varistor. Ensuite, le courant important est détecté par les relais de protection qui font ouvrir les disjoncteurs à chaque extrémité de la ligne [14].

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Chapitre II : La compensation traditionnelle de l’é nergie réactive

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Le disjoncteur permet de contourner le tout et de mettre la compensation hors service. L'ouverture de ce disjoncteur permet aussi de remettre la compensation en service lorsque la ligne est en charge (Fig. II.15).

II.6 Comparaison entre la compensation série et la compensation shunt :

L’effet d’ajouter un condensateur en parallèle avec la ligne à pour conséquence de diminuer la chute de tension dans la ligne. Aussi pour une valeur de capacitance élevée, il est possible que la chute de tension soit neutralisée [10].

Donc le rôle principal de la compensation parallèle est d’améliorer la chute de tension causée par la charge dans la ligne.

Les compensateurs série ont été utilisés avec sucés pendant des nombreuses années, pour améliorer la stabilité et les aptitudes de charge des réseaux de transport haute tension.

La compensation série est aussi utilisée pour régulariser la tension au long de la ligne lorsque la charge subit à des variations brusque [11,13].

Par contre leur utilisation dans les lignes longue est très fréquente. L’impédance de la ligne réduite, augmente la stabilité du réseau électrique, qui nous permet de transité des grandes puissances.

Figure II.15 : Protection du condensateur série contre la surtension

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Chapitre II : La compensation traditionnelle de l’é nergie réactive

33

II.7 Conclusion :

Dans ce chapitre nous avons présenté différents types de la compensation traditionnelle de l’énergie réactive (série et shunt). On a décri clairement ce qu'est un réseau compensé par rapport à un réseau non compensé, et expliquer l'intérêt de la compensation des longues lignes. La technique de compensation shunt consiste en un groupe de condensateurs en parallèle avec les inductances shunt équivalentes de la ligne de transport, qui permet d'injecter la puissance réactive demandées pour le système au point de raccordement du banc des condensateurs. Le but de cette compensation est de maintenir la tension constante au bout de la ligne indépendamment des variations de la charge.

La compensation série consiste en un groupe de condensateurs en série avec l'inductance équivalente de la ligne de transport qui permet diminue l'impédance de la ligne, il réduit la dégradation de la tension et augmente la capacité de transport de la puissance. Contrairement à la compensation shunt, la technique de compensation série change instantanément avec les variations de la charge ce qui crée un effet de dépendance.

D’autre part nous avons présentés une étude détaillée de la compensation série et ses effets sur les réseaux électriques. Par contre ces systèmes de compensation classiques ont des temps de réponses plus lents et ne peuvent agirent efficacement en régimes dynamiques

Les FACTS (flexible alternative curent transmission systèmes) à base d’électronique de puissance apportent des solutions fiables et flexibles et éprouvées à la conduite des réseaux électrique. Ils sont caractérisés par des temps de réponse plus courts et donc pressentent plus d’avantages. Ces systèmes seront traités avec plus de détail dans le prochain chapitre.

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Chapitre III : FACTS et la compensation série avanc ée

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III.1 Introduction : L’amélioration de la qualité de l’énergie, l’augmentation de la capacité transitée et le contrôle des réseaux existants peut être obtenus grâce à la mise en place des nouvelles technologies. 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 (Systèmes de Transmission en Courant Alternatif), afin de maîtriser le transit de puissance dans les lignes électriques. Le concept FACTS regroupe tous les dispositifs à base d’électronique de puissance qui permettent d’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 [18] :

1. Les compensateurs parallèles.

2. Les compensateurs séries.

3. Les compensateurs hybrides (séries – parallèles).

Dans ce chapitre nous parlerons de ces compensateurs en général et de la compensation série avancée (TCSC et TSSC) en particulier. III.2 Classification des dispositifs FACTS : Depuis les premiers compensateurs, trois générations de dispositifs FACTS ont vu le jour; Elles se distinguent par la technologie des semi-conducteurs et des éléments de puissance utilisés [7].

1. La première génération est basée sur les thyristors classiques, ceux-ci sont généralement utilisés pour enclencher ou déclencher les composants afin de fournir ou absorber de la puissance réactive dans les transformateurs de réglage.

2. La deuxième génération, dite avancée, est née avec l’avènement des semi-conducteur de puissance commandables a la fermeture et à l’ouverture, comme le thyristor GTO (Gate Turn-Off). Ces éléments sont assemblés pour former les convertisseurs de tension ou de courant afin d’injecter des tensions contrôlables dans le réseau.

3. Une troisième génération de FACTS utilisant des compensateurs hybrides et qui est adaptée à chaque cas. contrairement aux deux premières générations, celle ci n’utilise pas de dispositifs auxiliaires encombrants tels que des transformateurs pour le couplage avec le réseau.

Une autre génération des contrôleurs FACTS basée sur les cinq caractéristiques indépendantes :

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Chapitre III : FACTS et la compensation série avanc ée

35

1. Selon le type de raccordement sur le réseau (connexion).

2. Selon le mode de commutation.

3. Selon la fréquence de commutation.

4. Selon le mode de stockage d’énergie.

5. Selon le mode de connexion au port DC.

Selon ces critères, trois familles de dispositifs FACTS peuvent être mises en évidence :

1. Les dispositifs shunt connectés en parallèle dans les postes du réseau.

2. Les dispositifs séries insérés en série avec les lignes de transport.

3. Les dispositifs combinés série-parallèle qui recourent simultanément aux deux couplages.

III.3 Dispositifs FACTS shunt : Vers la fin des années 60 plusieurs équipements utilisant l’électronique de puissance ont fait leurs apparitions. Ces derniers avaient l’avantage d’éliminer les parties mécaniques et d'avoir un temps de réponse très court. Ces équipements étaient constitués essentiellement d’une inductance en série avec un gradateur. Le retard à l’amorçage des thyristors permettait de régler l’énergie réactive absorbée par le dispositif. En effet tous les compensateurs parallèles injectent du courant au réseau via le point de raccordement. Quand une impédance variable est connectée en parallèle sur un réseau, elle consomme (ou injecte) un courant variable. Cette injection de courant modifie les puissances actives et réactive qui transitent dans la ligne. III.3.1 Compensateurs parallèles à base de thyrist ors : Il s'agit de [18] : • TCR (Thyristor Controlled Reactor) Dans le TCR (ou RCT : Réactance Commandée par Thyristors), la valeur de l’inductance est continuellement changée par l'amorçage des thyristors. • TSC (Thyristor Switched Capacitor) Dans le TSC (ou CCT: Condensateur Commandé par Thyristor), les thyristors fonctionnent en pleine conduction. • SVC (Static Var Compensator) L’association des dispositifs TCR, TSC, bancs de capacités fixes et filtres d’harmoniques constitue le compensateur hybride, plus connu sous le nom de SVC (compensateur statique d’énergie réactive)

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Chapitre III : FACTS et la compensation série avanc ée

36

• TCBR (Thyristor Control Breaking Resistor) : Ce type de compensateur connecté en parallèle est utilisé pour améliorer la stabilité

du réseau pendant la présence des perturbations. III.3.2 Compensateurs parallèles à base de GTO thy ristors : Il s'agit du STATCOM (Static Compensator) qui a connu jusqu’à présent différentes appellations : 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. 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.

• Bonne réponse dynamique : Le système répond instantanément.

III.4 Dispositifs FACTS séries :

La réactance des lignes est une des limitations principales de la transmission de courant alternatif à travers les longues lignes. Pour remédier à ce problème, la compensation série capacitive a été introduite il y a plusieurs dizaines d'années afin de réduire la partie réactive de l'impédance de la ligne. Les dispositifs FACTS de compensation série sont des évolutions des condensateurs série fixes. Ils agissent généralement en insérant une tension capacitive sur la ligne de transport qui permet de compenser la chute de tension inductive. Ils modifient ainsi la réactance effective de la ligne. La tension insérée est proportionnelle et perpendiculaire au courant dans la ligne. III.4.1 Compensateurs séries à thyristors : Les premiers schémas de compensateurs série à thyristors ont été proposés en 1986. A l'heure actuelle, trois conceptions principales de compensateurs série à thyristors peuvent être distinguées:

• Le condensateur série commuté par thyristors.

• Le condensateur série commandé par thyristors.

• Le condensateur série commandé par thyristors GTO.

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Chapitre III : FACTS et la compensation série avanc ée

37

III.4.2 Historique sur la compensation série avancée : Jusqu’à maintenant la compensation série avancée, basée sur le compensateur série à thyristors, n’a été utilisée que de façon expérimentale. Par contre, elle connaît les développements les plus importants au niveau de la recherche. Depuis 1991, quelques prototypes sont en fonctionnement aux États-Unis [15]. Comme installations pilotes, on peut citer une installation de TSSC sur le réseau AEP (American Electric Power), et une autre construite par Général Electric sur le réseau Bonneville Power Administration (BPA) au USA. Le premier TCSC à été installé en 1992 dans le système de la WESTERN AREA POWER ADMINISTRATION (USA), et en 1993 dans le réseau de 500 kV (USA). En 1999, il a était installé dans le système d’interconnexion Nord-Sud du Brésil, pour augmenter la capacité de transmission.

III.4.3 Inductance série commandée par thyristors TCSR: TCSR est un compensateur inductif qui se compose d'une inductance en parallèle avec une autre inductance commandée par thyristor afin de fournir une réactance inductive série variable (Fig. III.1) [19]. Lorsque l'angle d'amorçage du réacteur commandé par thyristor est de 180 degrés, il cesse de conduire, et la réactance non contrôlable X1 agit comme un limiteur de courant de défaut. Pendant que l'angle d'amorçage diminue en dessous de 180 degrés, la réactance équivalente diminue jusqu'à l'angle de 90 degrés, où elle est la combinaison parallèle de deux réactances.

III.4.4 Condensateur série commuté par thyristors TSSC : Le schéma de base d'un condensateur série commutée par thyristors TSSC (Thyristor Switched Series Capacitor) est constitué de plusieurs capacités montées en série, chacune étant shuntée par une valve à thyristors montée en dérivation (Fig. III.2). Le degré de compensation est contrôlé par paliers. Une capacité série est insérée dans le circuit en bloquant les thyristors lui correspondant. L'extinction a lieu de manière

Figure III.1 : Structure du TCSR

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Chapitre III : FACTS et la compensation série avanc ée

38

spontanée lors du passage par zéro du courant. Une fois la valve bloquée, la capacité se charge sur une demi-période puis se décharge le demi-cycle de la polarité opposée. Pour minimiser les transitoires, les thyristors sont enclenchés lorsque la tension aux bornes de la capacité est nulle [20].

Le TSSC peut être considéré comme une réactance contrôlable en série avec la réactance de ligne (Fig. III.3). Le degré de la compensation de la ligne (K), est donné sous forme de rapport de la réactance du TSSC (XTSSC) sur la réactance de la ligne (X).

X

XK TSSC−= (3-2)

C

X TSSC .

1

ω−= (3-3)

La puissance active transportée est donnée par l’équation suivante :

αα sin.)1.(

.sin.

. 2121

KX

UU

XX

UUP

TSSC −=

+= (3-4)

Figure III.2 : Condensateur série commuté par thyristors TSSC

Figure III.3 :(a) Un système composé de deux machines avec TSSC, (b) la puissance transité Correspondante en fonction de l’angle d’amorçage des thyristors

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Chapitre III : FACTS et la compensation série avanc ée

39

L’équation (3-4), montre que le degré de la compensation (K) détermine la puissance maximale transportée comme nous la montre la figure III. 3 (b). III.4.5 Condensateur série commandée par thyristor s TCSC : Un condensateur série commandée par thyristors TCSC (Thyristor Controlled Series Capacitor) est formé d'une inductance commandée par thyristors en parallèle avec un condensateur. Ce montage permet un réglage continu sur une large gamme de la réactance capacitive à la fréquence fondamentale du réseau. Les montages peuvent varier selon les fabricants. La figure III.4, illustre le schéma du TCSC composé de plusieurs modules identiques tous contrôlés de la même façon [7]. En pratique, une varistance à oxyde métallique ou MOV (Metal Oxide Varistor) est insérée en parallèle afin de protéger le condensateur contre les surtensions. Le compensateur comprend un module commandable (TCSC), un module manœuvrable électroniquement (TSSC) et un module fixe. Pour activer chaque capacité d'un TSSC, les thyristors sont éteints en agissant sur la gâchette, ce qui permet le transfert du courant. Pour déconnecter le banc de TSSC, les thyristors sont allumés au moment où la tension passe par zéro. Pour le TCSC, l'impédance varie dans une plage capacitive et inductive de façon continue, contrairement au TSSC, qui ne prend que des valeurs discrètes, 0, ou XC [15]. La figure III.5, montre la caractéristique d’impédance d'un module de TCSC en fonction de l'angle d’allumage

Page 52: utilisation de la compensation série avancée dans les réseaux électriques

Chapitre III : FACTS et la compensation série avanc ée

40

Il est ainsi possible de moduler de manière continue le degré de compensation de la ligne, rapidement et aussi souvent que nécessaire. On obtient donc, une plus grande flexibilité de compensation avec un TCSC qu'avec un banc fixe ou avec des TSSC. L'augmentation des transits de puissance sur une ligne est limitée par des critères liés à la stabilité transitoire et oscillatoire du réseau, à des limites de tension ou à des limites thermiques des lignes. La privatisation de l'industrie de l'électricité aux USA à engendré une prolifération d'entreprises multiples qui produisent et vendent de l'énergie à travers un réseau de transport et de distribution conçu au départ par une seule compagnie. Il en a résulté un problème de circulation d'énergie dans des corridors non désirés. Par rapport à ces contraintes, le TCSC apparaît comme un élément qui améliore la stabilité du réseau. Il permet également de résoudre le problème d’écoulement de puissance parasite. Enfin, le TCSC est apparu comme un élément qui diminue considérablement les risques de résonance sous-synchrones. III.4.5.1 Principe de fonctionnement du TCSC : Les configurations TCSC comprennent des inductances commandées par thyristors en parallèle avec des sections d’un banc de condensateurs (Fig. III.6). Cette combinaison permet la régulation douce sur une vaste gamme de la réactance capacitive à la fréquence fondamentale. Le banc de condensateurs de chaque phase est monté sur une plate-forme pour assurer l’isolation complète contre la terre. La valve contient une chaîne de thyristors haute puissance branchés en série. La bobine d’inductance est du type sans fer. Une varistance à oxyde métallique est brochée sur le condensateur pour éviter les surtensions.

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Chapitre III : FACTS et la compensation série avanc ée

41

Figure III.6 : Un condensateur série commandé par thyristor TCSC

La caractéristique du circuit TCSC principal dépend des réactances relatives du banc de condensateurs qui est donnée par l’équation [16] :

C

Xn

C .

1

ω−= (3-5)

Et la réactance de la branche des thyristors est donnée par l’équation : LX nL .ω= (3-6)

Tel que :

nn f..2 πω = (3-7)

ƒn : Fréquence industrielle du réseau (50 Hz). C : Capacitance du banc de condensateurs. L : Réactance inductive de l’inductance parallèle. L’expression de l’impédance est donnée par l’équation (3-8), où α représente l'angle de retard à l'amorçage des thyristors :

))..2

).2sin(().((

2..

)(2ωααπ

π

ωαCL

LjX

−+−= (3-8)

Il est aussi pratique de définir le facteur de survoltage KB sous forme de rapport de la réactance totale du TCSC (XTCSC) sur la réactance capacitive des bancs du condensateur (XC) donnée par l’équation (3-9) :

C

TCSCB X

XK =

(3-9)

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Chapitre III : FACTS et la compensation série avanc ée

42

Le TCSC peut travailler en plusieurs modes en variant les valeurs de son impédance X. Trois régimes de fonctionnement de TCSC peuvent être distingués :

1- Mode de blocage :

Lorsque la valve à thyristors n’est pas enclenchée et que les thyristors restent à l’état non passant, le TCSC travaille en mode de blocage. Le courant de la ligne passe uniquement à travers le banc de condensateurs (Fig. III.7). La tension aux bornes de banc du condensateur (UC), est donnée par l’équation (3-10) suivante : CCC IXjU ..= (3-10)

Tel que : CX <0

Dans ce mode, le TCSC fonctionne comme un condensateur série fixe, avec un facteur de survoltage (KB) égal à un.

2- Mode by-pass :

Si la valve à thyristors est commandée en permanence, elle reste constamment à l’état passant et le TCSC se comporte comme la connexion parallèle d’un banc de condensateurs série et de la réactance de la branche de la valve à thyristors (Fig. III.8).

Figure III.8 : TCSC en mode de by-pass

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Chapitre III : FACTS et la compensation série avanc ée

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La réactance totale du TCSC est donnée par l’équation suivante :

CL

CLTCSC XX

XXX

+= .

(3-11)

Dans ce mode, la tension du condensateur pour un courant de ligne donné est beaucoup plus faible qu’en mode de blocage. Par conséquent, le mode by-pass est utilisé pour réduire la sollicitation du condensateur pendant les défauts du système.

3- Mode de conduction partielle : Les thyristors sont commandés en conduction partielle. Un courant de boucle circule dans le TCSC et la réactance apparente de ce dernier est supérieure à celle de la capacité (ou de l'inductance) seule (Fig. III.9) [19]. Si le thyristor Th1 est amorcé, le thyristor Th2 est bloqué et vice versa. Quand Th1 conduit l’impédance équivalente est inductive (Fig. III.12. (a)) et si Th2 est amorcé, l’impédance équivalente est capacitive (Fig. III.12. (b)). III.4.5.2 La compensation série avancée et les rés eaux électriques : Un des grands avantages des dispositifs à réglage par thyristors dont le TCSC , est leur grande vitesse de réaction combinée avec un grand nombre de manœuvres qui peuvent être initiées sans usure accélérée. Cet avantage résulte de l'absence d'organes mobiles dans les thyristors. II engendre une plus grande stabilité et ce en liaison avec les temps d'élimination des défauts et une fiabilité accrue du réseau comparativement aux réseaux traditionnels avec des dispositifs de commande mécaniques ou électromécaniques. Les TCSC sont des dispositifs utilisés pour accroitre la qualité de la puissance, ils ont deux rôles principaux dans les réseaux électriques :

A- Amélioration de la répartition de puissance : Le problème d’écoulement de puissance à travers des corridors non désirés (Fig. III.10), est abordé suivant deux stratégies de régulation.

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Chapitre III : FACTS et la compensation série avanc ée

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La première consiste à réaliser un asservissement de l'impédance de la ligne compensée, de sorte que tout le surplus de puissance non désirée passe par cette ligne. Dans ce cas, le reste du réseau n'est pas perturbé [15].

Une deuxième stratégie consiste à régulariser le transit de puissance sur la ligne compensée, de sorte que la puissance soit plus ou moins constante sur le tronçon.

Dans ce cas, la compensation de la ligne diminue au fur et à mesure que la charge du réseau augmente ou inversement, les lignes non compensées absorbant le surplus de puissance. Une combinaison de ces deux stratégies constitue une alternative.

B- Amélioration de la stabilité : L'étude de la stabilité d'un réseau suite à des perturbations est subdivisée en deux

catégories. La stabilité transitoire ou stabilité de première oscillation et la stabilité oscillatoire qui traite de l'amortissement des oscillations subséquentes. Dans les réseaux où la stabilité est un facteur qui limite le transit de puissance, surtout ceux composés de longues lignes, l’addition d'un TCSC permet d'améliorer l'efficacité du réseau. En effet, améliorer la stabilité de première oscillation nécessite l'augmentation de la puissance synchronisante en disposant du maximum de compensation en régime permanent. En pratique, ceci n'est pas toujours possible. A cet égard, il a été démontré qu'un TCSC bien dimensionné permet de travailler avec une puissance synchronisante plus faible et obtenir d'excellentes performances en termes de stabilité transitoire et oscillatoire. III.4.5.3 Compensation série avancée et résonance s ous synchrone : L'introduction de la compensation séries améliore le comportement du réseau vis à vis à la stabilité de la tension et de l'angle. Cependant dans certaines conditions défavorables, cela peut également provoquer l'appariation d'un phénomène de résonance électrique dans le réseau. L'expérience a montré qu'il pouvait s'en suivre, parfois, une interaction avec la résonance mécanique de torsion de l'arbre de l'ensemble

Figure III.10 : Schéma de contrôle des transite de puissance

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Chapitre III : FACTS et la compensation série avanc ée

45

turbine-générateur d'un groupe de production thermique. Il s'agit alors d'une résonance sous-synchrone (SSR), phénomène bien compris aujourd'hui, et pris en compte au moment de la conception de la compensation série. Pour supprimer ou réduire les risques de résonances sous-synchrones, des moyens existent. Entre autres, limiter la compensation série à un niveau pas trop élevé. En général, cette compensation est limitée entre 40 et 75%. III.4.5.4 Impédance apparente des TCSC : Les conditions de résonance sous synchrone dépendent de l’impédance du réseau, telle qu’elle est vue par les machines synchrones aux fréquences sous- et sur-synchrones qui correspondent à leur fréquence de résonance ωR.

La réactance d’un condensateur série fixe varie inversement avec la fréquence. Une fois que sa réactance à la fréquence nominale a été sélectionnée, celle-ci détermine sa réactance à toutes les fréquences. Toute fois, tel n’est pas le cas pour les TCSC dont l’effet de survoltage dépend d’actions de commande qui peuvent influencer l’enclenchement des thyristors à chaque demi-cycle du courant de la ligne. L’impédance apparente Zapp du TCSC peut être définie par le quotient complexe suivant: )()()( RappRappRapp jXRZ ωωω += (3-19)

Il y a lieu de constater que l’impédance apparente est une propriété du circuit principal du TCSC et de son système de commande. En général, l’impédance apparente d’un TCSC dans un réseau spécifique doit être déterminée par simulation ou par des mesures. Les procès-verbaux de différents schémas de commande montrent que dans le domaine des fréquences sous-synchrones, l’impédance apparente est du type résistif-inductif [16]. III.4.5.5 Les avantage du TCSC:

Le TCSC accroit [21] :

La longueur “électrique” d’une ligne de transmission à courant alternative (AC).

L’amortissement des oscillations de puissance.

La stabilité de la tension.

Permet :

Le control dynamique du flux de puissance, par palier ou de façon continue L’équilibrage des flux de charge dans les réseaux de transmission.

Une grande plage de variation de l’impédance équivalente (capacitive à inductive).

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Chapitre III : FACTS et la compensation série avanc ée

46

La réduction des problèmes dus au phénomène de résonance sous synchrone (prévention des risques de rupture des arbres mécaniques).

III.4.5.6 Problèmes causés par le TCSC :

Les TCSC utilisés dans les réseaux électriques sont le siège des pertes électriques et sources d’harmoniques [22].

a- Pertes électriques :

Les pertes apparaissant dans le module TCSC sont d’origine électrique selon le mode de fonctionnement, on peut distinguer les pertes suivantes :

Pertes dues au passage d’un état à un autre des interrupteurs.

Pertes apparaissant à l’état conducteur.

Pertes d’inductance.

Pertes de condensateur.

b- Harmonique :

Les dispositifs à base de l’électronique de puissance sont des sources de courants harmoniques. III.4.6 Compensateurs séries à base de GTO thyrist ors :

1- Compensateurs statique séries synchrone SSSC :

Ce type de compensateur série (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 (Fig. III.13) [18].

Page 59: utilisation de la compensation série avancée dans les réseaux électriques

Chapitre III : FACTS et la compensation série avanc ée

47

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. III.5 Dispositifs FACTS combinés série-parallèle :

Les dispositifs FACTS en générale permettent d'agir uniquement sur un des trois paramètres déterminant la puissance transmise dans une ligne (tension, impédance et angle). Par une combinaison des deux types de dispositifs (shunt et série), il est possible d'obtenir des dispositifs hybrides capables de contrôler simultanément les différentes variables précitées. III.5.1 Contrôleur de transit de puissance unifié UPFC : Le contrôleur de transit de puissance unifié UPFC (Unified Power Flow Controller) est formé de deux convertisseurs de tension reliés par une liaison à courant continu formée par un condensateur. Il s'agit en fait de la combinaison d'un STATCOM et d'un SSSC. Son schéma est représenté à la figure III.16. Le principe de l'UPFC consiste à dériver une partie du courant circulant dans la ligne pour le réinjecter avec une phase appropriée. Le convertisseur 1, connecté en parallèle, a pour fonction de prélever la puissance active et de la délivrer au convertisseur série (2). Ce dernier génère une tension Upq, contrôlée en amplitude et en phase, qui est insérée dans la ligne [7].

Figure III.11 : Schéma de base du SSSC

Page 60: utilisation de la compensation série avancée dans les réseaux électriques

Chapitre III : FACTS et la compensation série avanc ée

48

L'UPFC est capable de remplir toutes les fonctions des autres dispositifs FACTS. Il peut être utilisé en particulier pour:

o le réglage de la tension.

o l'amélioration des flux de puissances active et réactive.

o la limitation des courants de court-circuit.

o l'amortissement des oscillations de puissance.

III.6 Les avantages principaux des systèmes FACTS : Les systèmes FACTS peuvent assurer les fonctions suivantes [19]:

Grandes fiabilité grâce à l’utilisation de contrôleurs d’électronique de puissance caractéristique par une grande rapidité de réaction.

Grande flexibilité dans le contrôle de la puissance de telle sorte qu’elle s’écoule le long de l’itinéraire de transmission prescrit.

Limitation des variations de la tension à une valeur assignée en un point de réseau et ce qu’elles que soient les variations de la charge.

Amélioration de l’oscillation de puissance et de tension susceptibles d’apparaitre dans les réseaux à la suite d’un défaut.

Commande des transites de puissance sur les lignes.

Figure III.12 : Schéma de base d’un UPFC

Page 61: utilisation de la compensation série avancée dans les réseaux électriques

Chapitre III : FACTS et la compensation série avanc ée

49

III.7 Conclusion : Le problème de la stabilité, après un défaut important, peut devenir un facteur de limitation de puissances transitée dans les lignes de transport d'énergie. Les équipements à base de l'électronique de puissance, y compris leurs commandes appropriées, offrent des solutions efficaces à ce problème. Grâce aux avancées récentes dans la technologie des systèmes FACTS, le temps de réaction de ce dernier est diminué à quelques millisecondes. En effet les systèmes FACTS ont la capacité d’améliorer la stabilité transitoire et la puissance transmissible [18]. Dans ce chapitre nous avons présenté une étude sur les systèmes de compensation modernes (FACTS) shunt, série et hybrides. Nous avons choisi d’étudier en détaille le TCSC (Thyristor Controlled Série Capacitor) comme dispositifs FACTS série pour contrôler et améliorer la stabilité et la puissance transité dans un réseau de transport d'énergie électrique. La commande et la simulation du TCSC avec le logiciel MATLAB/SIMULINK fera l’objet du prochain chapitre.

Page 62: utilisation de la compensation série avancée dans les réseaux électriques
Page 63: utilisation de la compensation série avancée dans les réseaux électriques

Chapitre IV : Commande et simulation d’un TCSC

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IV.1 Introduction : Les réseaux de transport d’énergies électrique peuvent être améliorés par renforcement ou création de nouvelles lignes. Pour diverses raisons cela n’est pas toujours possible. Les capacités séries contrôlées par thyristor représentent une bonne alternative pour optimiser les liaisons électriques, existantes ou nouvelles, car elles permettent d’accroître la stabilité dynamique, d’amortir les oscillations de puissance, tout en équilibrant les charges entre les circuits parallèles. Dans ce contexte, plusieurs simulations on été réalisées sur la commande d’un TCSC inséré dans un réseau électrique par MATLAB/SIMULINK , afin de tester sa performance et voir son impact sur l’évolution du système. Le TCSC permet la régulation douce sur une vaste gamme de la réactance inductive et capacitive, et surtout un contrôle plus fin de cette dernière. IV.2 Caractéristique générales du TCSC : Un module de TCSC est composé d'un banc de condensateur en parallèle avec une inductance commandée par thyristors. L'impédance totale de compensation vue par la ligne est une combinaison parallèle de la capacité et de l'inductance équivalente variable selon l'angle d'allumage des thyristors. Le cas particulier du TSSC provient de la suppression de l'inductance parallèle, de sorte que la capacité est mise en service ou hors service par l'allumage ou l'extinction des thyristors. On peut aligner plusieurs modules commandés en série dans la ligne à compenser. En plus des modules contrôlés, on peut ajouter des modules de type TSSC, ou même des modules conventionnels non contrôlés. La figure IV.1, montre un schéma général de compensation série (TCSC) variable avec un module commandée. Il est d'usage de protéger les bancs de condensateurs contre les surtensions par des varistances à oxyde de métal (MOV) [15].

Figure IV.1 : Schéma d’un bloc de TCSC

Page 64: utilisation de la compensation série avancée dans les réseaux électriques

Chapitre IV : Commande et simulation d’un TCSC

51

IV.2.1 Module de régulation : Le module de régulation constitue l'élément de base de la commande, il est constitué d'un élément de filtrage de la grandeur à asservir, suivi d'un comparateur. Une fonction de transfert pour un régulateur de type PI ou PID vient assurer l'élément principal d'asservissement. Le régulateur permet au TCSC de fonctionner suivant plusieurs modes : mode à impédance constante, Mode à courant constant, mode inductif, mode capacitif.

1- Le mode à impédance constante est quasiment un mode en boucle ouverte. Le TCSC ajuste l'angle α, dans la limite de l’impédance de référence pour maintenir une impédance constante.

2- Le mode à courant constant permet de maintenir une ligne à une charge constante,

en utilisant une boucle de rétroaction sur le courant, en comparaison avec un courant de consigne. Il nécessite un régulateur de type PI ou PID.

3- Le mode normal de fonctionnement est le mode capacitif avec α variant entre αmin, et

αmax. Les cas où les thyristors sont continuellement en pleine conduction (α= 90°) ou continuellement bloqués (α= 180°) constituent des cas limites.

IV.2.2 Module de distribution et linéarisation : La sortie du régulateur est une variation d'impédance d'ajustement. Le module détermine sur quelle partie du TCSC agir pour obtenir l'incrément désiré, tenant compte du nombre de modules et des limitations d'impédance. La correspondance entre la valeur d'impédance et l'angle d’allumage à travers le module de linéarisation permet d'avoir une réponse quasi linéaire. IV.2.3 Module de synchronisation : Il permet la synchronisation des signaux en modes TCR (Thyristor Controlled reactor) ou en mode TSR (Thyristors Switch Reactor). Le module comprend une série de 3 filtres du signal de synchronisation : les 2 premiers enlèvent les traces de la fréquence d’échantillonnage, tandis que le filtre à 51 Hz sert de compensation du délai. Le module comprend ensuite un détecteur de phase combiné avec les fonctions d’un oscillateur pour réaliser un asservissement de phase (Phase Lock Loop : PLL). Le module compare la phase d'un signal connecté à l'entrée à une phase d'un signal de référence. Une compensation d'amplitude est ajoutée au cas où l'amplitude serait supérieure à une certaine valeur. IV.2.4 Générateur d’impulsion : Le module fournit les impulsions d'allumage des thyristors dans les 2 directions. L’angle d’allumage est défini comme étant l'angle électrique entre le passage par zéro du signal de synchronisation et l'instant où l'impulsion doit être envoyée. IV.3 Limites de fonctionnement du TCSC :

Page 65: utilisation de la compensation série avancée dans les réseaux électriques

Chapitre IV : Commande et simulation d’un TCSC

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Le passage instantané d'un point de fonctionnement inductif à un point de fonctionnement capacitif provoque des oscillations à éviter. Par conséquent, des protections appropriées sont à prévoir pour éviter ce mode de fonctionnement. Dans le même ordre d'idée, il est exclu de fonctionner dans la zone de résonance et des limiteurs sont à prévoir pour éviter ce mode de fonctionnement. La combinaison des contraintes sur l'angle d'allumage, des contraintes de nature thermique et des contraintes de surtension aux bornes du condensateur commandé, il en résulte une caractéristique de fonctionnement d'un module de TCSC qui à l'allure de la figure III.12 [15].

Dans la partie capacitive, les limitations apparaissent comme suit, à faible courant, la réactance maximale est limitée par l’angle d'allumage pour éviter la zone de résonance. A plus forte intensité de courant, la limitation provient des surtensions aux bornes du condensateur. Plus le courant augmente, plus on doit diminuer la valeur de la réactance capacitive. Dans la zone inductive et à plus faible intensité, la réactance maximale est limitée par l'angle d'allumage afin de ne pas être trop proche de la résonance. A plus forte intensité, la génération d'harmoniques provoque beaucoup d’échauffement de sorte que si le courant augmente, la réactance maximale doit être diminuée. Une dernière butée est due à la limitation du courant dans les valves. En pratique, on subdivise le module en plusieurs sous-modules. Ce qui permet de réduire la zone de fonctionnement interdite et un passage de la zone capacitive à la zone

Figure IV.2 : Caractéristique de fonctionnement d’un module de TCSC (Réactance en fonction du courant de ligne)

Page 66: utilisation de la compensation série avancée dans les réseaux électriques

Chapitre IV : Commande et simulation d’un TCSC

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inductive moins brutal. On peut même combiner plusieurs modules qui n'ont pas les mêmes dimensions. IV.4 Circuit simulé [23]: IV.4.1 Description : Le TCSC est introduit dans une ligne de transport d’énergie électrique de 500 kV pour améliorer le transfert de puissance. Les paramètres de la ligne sont :

R=6.0852 Ω L=0.4323 H

Le TCSC se compose d’un condensateur fixe et d’une réactance parallèle (TCR) commandé par thyristor dans chaque phase. La compensation nominale est de 75%, c.-à-d ; à l’aide seulement des condensateurs (angle d’amorçage est de 90°). La fréquence d’oscillation naturelle du TCSC est de 163 Hz, qui est 2.7 fois la fréquence fondamental du système de simulation. Les paramètres du TCSC sont :

Le TCR : L= 0.043 H La capacité : C= 21.977. e-6 F

Le TCSC peut fonctionner en mode capacitif ou inductif, bien que ce dernier soit rarement utilisé dans la pratique. La résonance du TCSC est autour d’angle d’amorçage de 58°, le fonctionnement du TCSC est prohibé pour de s angles d’amorçage entre 49° et 69°. La résonance du système global (quand l’impédance de la ligne est incluse) est autour de 67°. Le mode capacitif est réalisé avec d es angles d’amorçage entre 69° et 90°. L’impédance est la plus basse à 90°, par conséquent le transfert de la puissance augmente lorsque l’angle d’amorçage est réduit. En mode capacitif, la gamme des valeurs d’impédances est approximativement entre 120 Ω et 136 Ω. Cette gamme correspond à la gamme de transfert de la puissance approximativement entre 490 et 830 MW (100% -110%compensation). Dans notre exemple de simulation (Fig.IV.3), le transfert de la puissance est autour de 110 MW sans l’insertion du TCSC. L’introduction du TCSC, permettra une amélioration significative dans le niveau de transfert de la puissance active. Le mode inductif correspond aux angles d’amorçage de 0° à 49°, et la plus basse impédance est obtenue à 0. Dans ce mode, les impédances sont de 19 Ω à 60 Ω, ce qui correspond à des niveaux de transfert de puissance de 100 à 85 MW.

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Chapitre IV : Commande et simulation d’un TCSC

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IV.4.2 Commande du TCSC : Lorsque le TCSC fonctionne en mode d’impédance constante, il utilise la tension et le courant pour calculer l’impédance du TCSC. L’impédance de référence détermine indirectement le niveau de puissance, bien qu’un mode automatique de commande de puissance puisse également être introduit. Un régulateur PI séparé est utilisé dans chaque mode de fonctionnement. Pour le mode capacitif on a des gains de :

Kp=0.8 Ki=4.6

Et en mode inductif on a :

Kp=0.6 Ki=17

Chaque régulateur inclut une boucle d’asservissement adaptative pour améliorer la performance dans une large plage de fonctionnement. Le régulateur compense les changements de gain du système, provoqués par les variations dans l’impédance. Le circuit d’amorçage utilise trois unités monophasées pour la synchronisation avec le courant de la ligne.

Figure IV.3 : Schéma générale de simulation d’un réseau électrique avec deux générateurs avec un TCSC

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Chapitre IV : Commande et simulation d’un TCSC

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La figure IV.4, présente un schéma de bloc sur la commande d’un TCSC Le but de la commande est la création d’impulsions sur chaque demi-cycle à un instant bien précis pour commander l'angle d'allumage (α) ou la durée de conduction. De cette façon, on règle le courant qui passe dans l’inductance. Le changement de la durée de conduction des thyristors provoque une modification de la réactance inductive apparente. La commande peut être basée sur un asservissement de courant, de puissance ou d’impédance. IV.4.3 Résultats des simulations : IV.4.3.1 Fonctionnement normal du TCSC : Avant 0.5 s, le TCSC est désactivé, le transfert de puissance est alors autour de 110 MW et l’impédance est à sa valeur la plus basse (10 ohms). A 0.5 s, le TCSC est activé. Au début, le TCSC est en mode de régulation capacitif est l’impédance de référence passe de 10 Ω à 128 Ω. On voit alors (Fig. IV.5), que la puissance active augmente brusquement et atteint un pique correspond au régime transitoire puis diminue pour se stabiliser autour de 610 MW. Cette variation de la puissance active est due à l’action du régulateur pour ramener l’impédance de TCSC à sa valeur de référence de 128 ohms (Fig.IV.6). On constate sur la figure IV.7, que l’angle d’amorçage passe après quelques oscillations de 90° à 75°.

Figure IV.4 : Schéma de la commande du TCSC

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Chapitre IV : Commande et simulation d’un TCSC

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Figure IV.5 : Variation de la puissance en fonction du temps

Figure IV.6 : L’impédance mesurée et l’impédance de référence

Figure IV.7 : L’angle d’amorçage α

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Chapitre IV : Commande et simulation d’un TCSC

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IV.4.3.2 Réponse dynamique du TCSC :

1- Changement de l’impédance de référence :

A t=2.5 s, on a applique un changement de -5% dans l’impédance de référence. Les figures (IV.8), (IV.9) et (IV, 10) montrent que le TCSC répond correctement à cette perturbation et permet de suivre la consigne. La réponse du TCSC est rapide et le système se stabilise au environ de 500 ms.

Figure IV.8: La variation de puissance en fonction du temps

Figure IV.9 : L’impédance mesurée et l’impédance de référence

Figure IV.10 : L’angle d’amorçage alpha

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Chapitre IV : Commande et simulation d’un TCSC

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2- Modification de la tension de source : A t= 3.3 s, on a appliqué une réduction de 4% de la tension de la source 1, suivi par

le retour à 1 pu à t=4.1 s. On voit sur les figures (IV.11), (IV.12) et (IV, 13) que le régulateur du TCSC compense ces perturbations et l’impédance de TCSC reste constante. Le temps de réponse du TCSC est autour de 300 ms.

Figure IV.11 : La variation de la puissance en fonction du temps

Figure IV.12 : L’impédance mesurée et l’impédance de référence

Figure IV.13 : L’angle d’amorçage alpha

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Chapitre IV : Commande et simulation d’un TCSC

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Les figures (IV.14), (IV.15) montrent les résultats de notre simulation pendant un temps de 0 à 5 s, afin de voir les variations de la puissance active et réactive et de courant du TCSC avec le changement de l’impédance de référence et la tension de la source 1 respectivement.

Figure IV.14 : La puissance active et réactive de la ligne

Figure IV.15 : variation de courant du TCSC en fonction de temps

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Chapitre IV : Commande et simulation d’un TCSC

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Les formes d’onde du courant de la ligne et du TCR sont montrées sur la figure IV.16. Les thyristors sont misent en marche après un retard α (angle d’amorçage des thyristors).

Figure IV.16: La variation de courant de la ligne et de TCR en fonction de temps

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Chapitre IV : Commande et simulation d’un TCSC

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IV.4.3.3 Réponse dynamique du TCSC lors d’un défau t triphasé : A t=4 s un court circuit triphasé à été produit au point P pendant un temps de 0.5 s. La figure IV.18, montre que la puissance active transité diminue, et le TCSC répond à cette perturbation et bascule en mode by-pass (α=90º) pour améliorer les oscillations produites, et une augmentation du l’impédance mesurée du TCSC pour supporter le courant de court circuit. On remarque après le temps de court circuit que le TCSC revient à l’état stable après quelque oscillation avec un temps de réponse de 500 ms.

Figure IV.17 :

(a) La variation de puissance active et réactive en fonction du temps (b) L’impédance mesurée et l’impédance de référence (c) L’angle d’amorçage alpha (d) La variation de courant de TCSC en fonction de temps

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Chapitre IV : Commande et simulation d’un TCSC

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IV.5 Conclusion : Les résultats obtenus par les différentes simulations réalisées par

MATLAB/SIMULINK , montrent que le TCSC est un dispositif FACTS rapide et performant. Ces caractéristiques spéciales permettent d’accroître la stabilité dynamique, d’amortir les oscillations de puissance et de jouer un rôle capital dans la stabilisation des réseaux électriques perturbés.

Il est ainsi possible de moduler de manière continue le degré de compensation de la

ligne, rapidement et aussi souvent que nécessaire. On obtient donc, une plus grande flexibilité de compensation avec un TCSC qu’avec un banc fixe.

La commande du TCSC continue est très avantageuse lors des régions devient instable. Dans ces circonstances, les oscillations de puissance engendrées sur la ligne peuvent être amorties en modulant la conduction des thyristors. La commande quasi instantanée des thyristors, effectués par ordinateur, permet de stabiliser très rapidement le réseau.

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Conclusion Générale

La dérégulation de l'industrie de production d'électricité conjuguée avec le besoin

croissant d'interconnexion des réseaux électriques, nécessite d'apporter plus de souplesse dans les réseaux ainsi que de nouvelles solutions techniques.

Nous avons montré dans ce mémoire l’intérêt de la compensation traditionnelle de l’énergie réactive en générale, et la compensation série en particulier. La compensation série joue le rôle d’autorégulation devant les variations de la charge et permet d’augmenter la capacité de transport de l’énergie électrique. Ces moyens classiques de contrôle des réseaux pourraient s'avérer trop lents et insuffisants pour répondre efficacement aux perturbations du réseau grâce à leur commande mécanique ou électromécanique. La compensation série avancée a base de thyristor propose des solutions fiables, flexibles, à coût d’investissement limité, avec faible impact sur l’environnement et des délais d’installation courts à ces nouvelles problématiques des réseaux. Si aujourd’hui les FACTS sont encore peu utilisé par rapport a leur potentiel, les évolutions techniques de l’électronique de puissance vont rendre les solutions FACTS de plus en plus compétitives face aux renforcements traditionnels des réseaux. Les capacités série et surtout les TCSC, permettent d'exploiter les interconnexions à leur meilleur niveau en optimisant les capacités de transfert d'énergie, en préservant la stabilité des réseaux dans diverses conditions d'exploitation. D’après les résultats obtenus en termes de temps de simulation sur le module du TCSC permet d'envisager l’amélioration la qualité du service. Si les paramètres sont bien choisis (les gains), cela permet d’obtenir d'excellentes performances en termes de stabilité transitoire et de résoudre le problème d’écoulement de puissance parasite. Les perspectives de développement de nouveaux types de semi-conducteurs amèneront encore des progrès du point de vue de la commande de la compensation série avancée

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[23] MATLAB/SIMULINK "Version 7.4.0 (R2007a) ".

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Annexes

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