Compensation d’energie reactive par convertisseur statique.

(1)

i

Mémoire

Présentée en vue de l'obtention du diplôme de MAGISTER

Option

Par

M

r

. HADDAD SALIM

Soutenu le : / / 2006.

DEVANT LE JURY Grade Etablissement

PRESIDENT : Mr. A. BENRETEM MC U ANNABA

RAPPORTEUR : Mr. A. HADDOUCHE MC U ANNABA

EXAMINATEURS : Mr. S. SAAD MC U ANNABA

Mr. E. HADJAJ AOL MC U ANNABA

COMPENSATION D’ENERGIE

REACTIVE

(2)

ii

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

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

Je vous aime très fort

Je dédie ce travail ;

A mes frères et sœurs ;

A mes nièces et neveux ;

(3)

iii

Je tiens à remercier mon encadreur sans lui ce mémoire n'aurait

jamais eu lieu : monsieur HADDOUCHE ALI, Son encadrement m'a

offert la possibilité d'élargir mon spectre de connaissances scientifiques

et d'ouvrir la voie à des recherches futures.

Je tiens à remercier Monsieur A. BENRETEM pour avoir

présidé mon jury.

J’exprime également ma profonde reconnaissance à Messieurs

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

J’exprime également ma profonde reconnaissance à mon ami de

toujours monsieur BOUYEDA HOCINE pour son aide.

Qu’ils trouvent ici toute

ma gratitude

(4)

iv

Tables des matières

INTRODUCTION GENERALE………..

P

1 CHAPITRE I. QUALITE D’ENERGIE ELECTRIQUE

Introduction……… P 3

I. 1. Phénomènes perturbateurs de QEE ………P 3 I.2.Indice de QEE……… P 3 I.2.1. Variations de Fréquence………..P 6 I.2.2. Variation Lente de Tension……… P 6

I.2.3. Variation rapide de Tension ………. .P 6 I.2.4. Creux de tension………. P 7

I. 2.5. Les Surtensions ……… P 8. I.2.6. Harmoniques……….. P 9 I.2.7. Déséquilibre du courant et de la tension……….. P12 I.3. Solutions d’amélioration QEE dans un réseau électrique

I.3.1. Solutions traditionnelles ………...P14 I.3.1.1. Déséquilibre (élimination des courants perturbateurs)……… …….P14

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

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

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

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

I.3.2.1. Harmoniques (Dépollution des courants perturbateurs) ……… ...P17 I.2.2. Creux de Tension (Dépollution des tensions perturbatrices) ………....P18 I.3.2.3. FLICKER (Compensation d’énergie réactive)………...P18 I. 4. Vue d’ensemble sur les principaux phénomènes perturbateurs,

Avec quelque solution……… P19

I. 5. Conclusion ………. P20 Tables des matières

(5)

v

CHAPITRE II. ANALYSE DES METHODES DE L’AMELIORATION

DU FACTEUR DE PUISSANCE.

Introduction ………...P 21

II.1

. Notions de Puissance électrique en alternatif sinusoïdal………..P 24 II.2. Inconvénient d’un faible facteur de puissance…... P25

II.3. Causes du faible facteur de puissance……… P 27 II.4. Moyens d’amélioration du facteur de puissance……… P 27 II.4. 1.Théorie de compensation d’énergie réactive ………...P 27 II.4.2. Moyens de compensation de puissance réactive ………P 29

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

II.4.2.1.1. Description du convertisseur synchrone ………P 30 II.4.2.1..2. Modélisation du convertisseur synchrone ………..P 31

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

II.4.2.1..3. Mode de fonctionnement en Alternateur dans un réseau ……P 35 II.4.2..2. Batteries de condensateurs………..P 38

II.4.2.2.1. Compensation Shunt ………P 39 II.4.2.2.2. Compensation Série ……….P 42 II.4.2.3. Compensateurs Statiques………..P 44 II.4.2.3.1.Compensateur Statique à Capacité Variable (TS.C)…………..P 44 II.4.2.3.2. Compensateur Statique à réactance contrôlé (TS.R)………….P 45 II.4.2.3.3. Mode de Control et Réglage des Compensateurs Statiques…..P 46

II.4.2.4. Convertisseurs Statiques………P 49

II.4.2.4.1. Compensateurs Parallèles………..P 49 II.4.2.4.2. Compensateurs Parallèles ………..P 52 II.4.2.4.3. Compensateurs Hybride Parallèle série ……….P 53 II.5. Conclusion ………... P 54

(6)

vi

CHAPITRE III. AMELIORATION DU FACTEUR DE PUISSANCE

PAR U P F C.

Introduction………...P 55 III.1. Flux de puissance dans une ligne de transmission ………...P 56

III.2. Systèmes de Transmission à Courant Flexible

(FACTS) ………P 60 III.2.1. Elément de base (thyristors) des FACTS ……….P 61 III.2..2. Composants modernes pour convertisseurs

De grandes puissances………P 62 III.2..3. Topologies modernes des convertisseurs

Pour l’interaction avec le réseau……….P 63 III.2.4. Technique MLI ………P 65

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

III.3.1. Opération de Base et Caractéristiques de L’ UPFC ……….P 69 III.3.1.1. Mode de Control automatique ………...P 72 III.3.1.2. Mode de compensation. ……….P 76 III.4. Conclusion ………....P79

CHAPITRE IV. MODELISATION ET SIMULATION

DE L’U P F C.

Introduction………P 80 IV.1. Principe de fonctionnement de l’ UPFC ………..P 80 IV. 2. Modélisation du régulateur de charge (UPFC) ………...P 82 IV.2.1. Le modèle Permanent……….P 82

(7)

vii

IV.2.3. Le modèle de l’état dynamique………...P 83 IV.3. Modèle de Stabilité Transitoire………P 83

IV.3.1. Etat dynamique………P 83 IV .3.2. Etat stable ……… P 89 IV .3.3. Limites de contrôle ………. P 89

IV .3.3.1. Limites de Control du Convertisseur shunt ……….P 90 IV .3.3.2. Limites de Control du Convertisseur série ………. P 91 IV.3.4. Mode de Control du régulateur de charge (UPFC)………... P 93

IV.3.4. 1. Mode de Control du convertisseur Shunt ………P 93 IV.3.4. 2. Mode de Control du convertisseur Série ……….P 95 IV. 4. Réseau étudié ………. P 99 IV.5. SIMULATION ………P 102 IV.6. Conclusion ……….. P103

CHAPITRE V. TRAITEMENT DES RESULTATS

V.1. Résultats de Simulation ………P 104

CONCLUSION GENERALE ……….

P108

REFERENCES ……….

P 111

(8)

80

Liste des Figures

Fig.I.1. Fluctuations de Tension……… P6

Fig. I.2. Creux de Tension………. P7

Fig. I.3. Surtension transitoire……… P8 Fig. I.4. Effet des Charge non linéaire……….. P9 Fig. I.5. Distorsion provoquée par les harmoniques……….. P10 Fig. I.6. Diagramme de Fresnel des puissances………. P12 Fig. I.7. Déséquilibre de Tension……… P13 Fig. I.8. Montage de Steinmetz pour le rééquilibrage……….... P15 Fig. I.9. Filtre passif résonnant ……….. P16 Fig. I.10. Filtre passif amorti………. P16 Fig. II.1. Synoptique d’un réseau complet………. P22 Fig. II.2. Tension&Courant en alternatif sinusoïdal……… P24 Fig.II.3. Impact du Facteur de Puissance ……… P25 Fig.II.4. Principe de compensation……… P27 Fig.II.5. Stator convertisseur synchrone………. P30 Fig. II.6. Modèle de l’alternateur ……… P31 Fig. II.7. Diagramme vectoriel (Modèle alternat.)……… P32

Fig. II.8. Modèle du moteur ……… P33

Fig. II.9. Diagramme vectoriel (Modèle moteur.)……… P34 Fig. II.10. Interaction Compensateur Synchrone avec réseau………. P35 Fig. II.11. Modes de fonctionnement du compensateur synchrone ……….. P37 Fig. II.12. Compensation Shunt ……….. P39

Fig. II.13. Diagramme Vectoriel……… P41

Fig. II.14. Compensation Série……….P42

Fig. II.15. Compensateur TSC……… P45

Fig. II.16. Compensateur TSR……… P46

Fig. II.17. Schéma de régulation en boucle fermée……… P46 Fig. II.18. Système de Régulation de la puissance réactive……… P48 Fig. II.19. Schéma fonctionnel d’un STATCOM……….P50 Fig. II.20. Diagramme vectoriel de STATCOM……… P51 Fig. II.21. Schéma fonctionnel d’un SSSC……… P52 Fig. III.1. Ligne de transmission……… P56 Fig. III.2. Développement et limites de puissance des dispositifs conventionnels………… P61 Fig. III.3. Transistor IGBT en boîtier pressé et a tension de blocage élevée. ……… P62 Fig. III.4. Thyristor IGCT a commande intégrée……… P63 Fig. III.5. Convertisseur de tension ……… P64

Fig. III.6. Convertisseur MLI……… P66

Fig. III.7. UPFC………P68

Fig. III.8. Configuration U P F C………. P69 Fig. III.9. Diagramme de phase………... P70

(9)

81

Liste des Figures

Fig. III.10. Ligne de transmission avec U P F C P72

Fig. III.11. Mode de control automatique P72

Fig. III.12. Relation P-Q pour différentes valeurs de δ P75

Fig.III.13. Mode de Compensation. P76

Fig. III.14. Schéma équivalent UPFC P77

Fig. III.16. Diagramme de phase. P77

Fig.IV.1. Modèle Fonctionnel (UPFC) P81

Fig.IV.2. Modèle Stabilité Transitoire P84

Fig. IV.3. Limites de control du convertisseur shunt en état stable. P91 Fig. IV.4. Limites de control du convertisseur série en état stable. P92 Fig.IV.5. Control de base de l’amplitude de la tension envoyée Par le convertisseur Shunt. P94 Fig.IV.6. Control de base de l’angle (α) de la tension produite Par le convertisseur Shunt P95

Fig.IV.7. Mode de Control (PQ). P96

Fig. IV.8. Synoptique du réseau bouclé MSA P99

Fig. IV.9. Puissance active& réactive four a l’arrêt P100 Fig. IV.10. Puissance active& réactive four en marche. P101 Fig. IV.11 Comparaison Cos φ ; a. Four a l’arrêt b. Four en Marche. P101 Fig. IV.12. Incorporation d’un UPFC dans le réseau HT/MT P102

(10)

82 Introduction Générale

Les distributeurs et les utilisateurs de l’énergie électrique ont été toujours confrontés à un certain nombre de difficultés inhérentes à la continuité de service, au rendement de transmission de l’énergie, aux variations de l’amplitude de la tension ; ainsi qu’à des autres phénomènes tels que les fluctuations rapides de tension et les déséquilibres de tension.

En 1985, une directive européenne ‘ relative au rapprochement des dispositions des états membres en matière de responsabilité du fait des produits défectueux’ stipulait explicitement que l’électricité est aussi un produit. Depuis on parle beaucoup de la qualité du produit d’énergie électrique, cette dernière est supposée excellente à la sortie des centrales avec une tension et fréquence optimales. Le système entier « production- transport- distribution » contribuer a consolider cette qualité « stabilité d’amplitude et de fréquence », mais elle subit nombre de contraintes au cours de son transport sous l’influence des installations perturbatrices ou parfois à des incidents atmosphériques. L’énergie électrique alors est un produit différent qui pose des problèmes de qualité différents des autres produits industriels ; donc le maintien d’une bonne qualité du produit demeure le souci majeur des exploitants des réseaux électrique, notamment avec la croissance des utilisateurs des taux d’harmoniques et de déséquilibre de courants. La circulation de ces courants perturbés provoque des problèmes de stabilité, surcharge des lignes, importante consommation d’énergie réactive et d’une manière générale l’accroissement des pertes.

Par le passé, ces problèmes ont été résolus (anticipé) en ayant des marges de stabilité, le problème d’augmentation de la charge ne se posé plus, avec l’utilisation des moyens classiques (transformateurs déphaseur, compensation série ou parallèle d’énergie réactive, modification des consignes de production, action sur l’excitation des générateurs). Mais ces techniques s’avèrent actuellement trop lentes et insuffisantes pour répondre efficacement aux perturbations du réseau sous l’effet des nouvelles contraintes. Pour répondre a ces nouvelles contraintes et résoudre les problèmes de la qualité d’énergie, notamment l’amélioration du facteur de puissance il y a tendance d’utilisé des nouvelles techniques utilisons les FACTS.

Ces éléments permettent d’améliorer la stabilité du système, de contrôler les transits de puissance, gérer les échanges de puissance réactive en temps réel et par

(11)

83 Introduction Générale

Conséquent une exploitation efficace des réseaux par action continue et rapide sur les différents paramètres du réseau (déphasage, tension, impédance).

Les perturbations causées par la croissance de la demande d’énergie réactive ont un impact sur la stabilité d’un réseau électrique. Les conséquences peuvent être très graves, pouvant même conduire à l’effondrement du réseau.

Notre travail se veut une analyse profonde des indices de qualité d’énergie et des moyens de leur amélioration. L’étude de technique de compensation par convertisseur nous a permis de prouver son efficacité du point de vue amélioration de qualité d’énergie aussi que la stabilité du réseau lui même.

Le présent mémoire se compose de cinq chapitres :

Le premier chapitre sera consacré à la description des perturbations qui affectent le courant et la tension dans un réseau électrique autrement dit aux indices de qualité d’énergie électrique. Dans ce chapitre nous présenterons également les différentes méthodes d’amélioration modernes et traditionnelles. Tout en terminant par une analyse comparative des différentes techniques.

Dans le deuxième chapitre, nous étudierons la compensation d’énergie réactive comme solution d’amélioration de la QEE, nous présenterons l’influence d’un mauvais facteur de puissance sur les utilisateurs, fournisseurs et producteurs d’énergie électrique dans le but de son amélioration tout en terminant par une analyse comparative des différents techniques de compensation d’énergie réactive.

Le troisième chapitre sera consacré aux dispositifs FACTS, nous détaillerons le principe de compensation de ces dispositifs ainsi que leur influence sur le flux de puissance.

Le quatrième chapitre, nous passerons à la modélisation et la simulation du réseau électrique en question (réseau d’alimentation complexe sidérurgique MITTAL STEEL ANNABA) avec l’incorporation de l’ UPFC en utilisant le logiciel MATLAB – PSAT. Le cinquième chapitre sera consacré au traitement des résultats.

(12)

84

Notre travail s’achèvera par des conclusions et des recommandations pour l’amélioration de la qualité de l’énergie électrique.

Chapitre I. Qualité d’énergie électrique

Introduction

Ces vingt dernières années, on parle beaucoup de la qualité de l’énergie électrique (QEE). Cette dernière est supposée excellente a la sortie des centrales, le système de transmission de cette énergie contribue a consolider cette qualité (stabilité d’amplitude et de fréquence, puissance de court circuit….), alors qu’en pratique elle subit nombreuse altérations au cours de son transport, principalement sous l’influence des installations perturbatrice, de la clientèle ou des incidents fortuits.

La tension subit généralement beaucoup de perturbations de deux origines distinctes [1] :

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

électrique, des courants perturbateurs comme les courants harmoniques, déséquilibres réactifs.

• Les perturbations de tension causées par des tensions perturbatrices comme

les tensions harmoniques et déséquilibrées et les creux de tension.

Ces perturbations ont des conséquences néfastes sur le réseau, allons parfois à l’effondrement de ce dernier et mettre en nocturne toute une population. Ce qui oblige tous les acteurs en présence, qu’ils soient gestionnaires de réseaux, utilisateurs ou intervenants. Parmi tous ces acteurs le gestionnaire à une responsabilité de mettre en œuvre les moyens pour maîtriser ces contraintes qui s’imposent. Pour ce faire plusieurs solutions d’amélioration de sont a distinguées.

I. Phénomènes perturbateurs de QEE

I.1. Indice de QEE

(13)

85

L’alimentation électrique consiste en un système triphasé d’ondes de tension qui se caractérise par [1] :

• La fréquence,

• L’amplitude des trois tensions,

• La forme d’onde qui doit être la plus proche possible d’une sinusoïde, Chapitre I. Qualité d’énergie électrique

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

trois tensions et leur déphasage relatif.

Une alimentation parfaite n’existe pas, on dit que les quatre caractéristiques sont affectées de « perturbations », de nature physique, incidents liés à l’installation ou bien des incidents liées à l’exploitation.

Le tableau I

.

1 synthétise la définition de la qualité d’énergie et met en évidence les phénomènes perturbateurs qui dégradent cette qualité [2].

QUALITE DE PUISSANCE=

Continuité de Tension+Qualité de Tension.

QEE

Phénomènes perturbateurs

Continuité de Tension -Longues interruptions

Qualité de tension -Fréquence : Déviations

-Amplitude : Déviations

Flicker Descente

-Forme d’onde : Harmoniques (inter.)

(14)

86

Tab. I

.

1. QEE et phénomènes perturbateurs.

Donc quatre possibilités distinctes de perturbations sont a souligner:

1. Les fluctuations de la fréquence : elles sont rares et ne sont observées que lors de circonstances exceptionnelles, par exemple certains défauts graves du réseau, au niveau de la production ou du transport.

2. Les variations de l’amplitude : il ne s’agit pas des variations lentes de tension qui sont corrigés par les transformateurs de réglage, mais de variations rapides de tension ou de creux de tension se présentant souvent sous forme d’à-coups brusque. Les creux de tension peuvent être soit isolés, soit au moins répétitifs, de forme régulière ou non.

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

sinusoïdale, et peut être considérée comme représentable par une onde fondamentale à 50Hz, associée soit à des harmoniques de fréquences multiples entier de 50Hz, soit de même parfois à des ondes de fréquence quelconque.

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

On peut, en plus, mentionner un type particulier de perturbations difficile à classer puisqu’il concerne tout à la fois l’amplitude et la forme d’onde : ce sont les variations transitoires d’amplitude dont la durée est inférieur à 10 ms [1].

Afin de bien analyser les perturbations des réseaux électriques, afin de trouver les meilleures méthodes d’amélioration, nous allons s’intéresser a deux types de perturbations, à savoir les perturbations de courant et celles de tension.

• Les courants perturbateurs comme les courants harmoniques, les courants déséquilibrés et la puissance réactive sont majoritairement

(15)

87

émis par des charges non linéaires, à base d’électronique de puissance, et/ou déséquilibrés. La puissance réactive peut être aussi consommée par des charges linéaires inductives comme les moteurs asynchrones qui sont largement présents dans les sites industriels.

• Les perturbations de tension comme les creux, les déséquilibres et les harmoniques de tension trouvent généralement leurs origines dans le réseau électrique lui-même parfois également dans les charges.

II.2. Variations de Fréquence

Les variations de fréquence sont généralement très faibles (moins de 1%) et ne causent pas en général des préjudices aux équipements électriques et électroniques [1]. Mais peuvent être gênantes sur dans les petits réseaux isolé ou certain processus nécessitent un réglage très précis et peuvent subir des dysfonctionnement en cas d’alimentation par un groupe de secours avec des fréquences non stable. La norme EN50160 exige que la fréquence ne doit pas dépasser (50+1 HZ), a la rigueur et en tenant compte parfois des conditions extérieurs la valeur de la fréquence peut être tolérée jusqu’au (50+2 HZ).

II.3. Variation Lente de Tension

La valeur efficace de la tension varie continuellement, en raison de modifications des charges alimentées par le réseau. Les appareils usuels peuvent supporter sans inconvénients des variations lentes de tension dans une plage d’au moins de ±10% de la tension nominale.

II.4. Variation rapides de Tension

Des fluctuations de tension, répétitives ou aléatoires, sont provoquées par des variations rapides de puissance absorbée ou produite par des installations telles que les soudeuses, four a arc, éoliennes…etc.

(16)

88

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

II.5. Creux de tension

Un creux de tension est une diminution brusque de la tension de fourniture

U

f. Cette diminution, située entre 90% et 10% de la tension nominale

U

n, est suivie du

rétablissement de la tension après un cours laps de temps. Un creux de tension peut durer de 10 ms à 3 min [1]. La plupart des appareils électriques admettent une coupure totale d’alimentation d’une durée inférieure à 10 ms.

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

(17)

89

• Ceux provenant du fonctionnement d’appareils à charge fluctuante ou de la mise en service d’appareils appelant un courant élevé au de démarrage (moteurs, transformateurs……….etc.).

• Ceux liés aux phénomènes aléatoires, comme la foudre ou tous les courts-circuits accidentels sur les réseaux de distribution, ou les réseaux internes des clients (défaut d’isolation, blessure de câble, projection de branches sur les lignes aériennes).

Les creux de tension sont caractérisés par leur profondeur et par leur durée. Ils sont monophasés, biphasés ou triphasés suivant le nombre de phases concernées.

Chapitre I. Qualité d’énergie électrique Conséquences :

Les creux de tension sont susceptibles de perturber le fonctionnement de certaines installations industrielles et tertiaires. En effet, ce type de perturbation peut causer des dégradations de fonctionnement des équipements électriques qui peuvent aller jusqu’à la destruction totale de ces équipements.

II. 6. Les Surtensions

Les surtensions les plus fortes, mais heureusement peu fréquente sont du généralement au conditions atmosphérique (Foudre). Leur amplitude peut atteindre plusieurs KV dans les réseaux aériens BT. Et elles peuvent se propager même dans les réseaux BT souterrains.

Les surtensions transitoires se produisent aussi dans les installations des utilisateurs (clients) lors du déclenchement d’appareils BT. Leur contenu énergétique est moindre que pour les surtensions de foudre, mais leur amplitude peut dépasser 1 KV en BT [1], ce qui présente un danger pour les circuits électroniques.

(18)

90

Fig. I.3. Surtension transitoire [2]

Conséquences :

Les surtensions transitoires peuvent provoquer des dégâts importants, dysfonctionnement des appareils sensible, cette sensibilité a augmenté avec le développement de l’électronique de contrôle, commande et de puissance.

La norme EN50160 fixe les niveaux de surtensions selon le schéma de liaison à la terre de l’installation :

• réseaux à neutre à la terre (raccordé directement ou avec une impédance) : la surtension ne devra pas dépasser 1,7 Un ;

• réseaux à neutre isolé ou résonant : la surtension ne devra pas dépasser 2 Un.

II.7. Harmoniques

Origines :

Dans de nombreux cas le courant consommé par la charge n’a plus une forme de sinusoïde pure, notamment ces dernières années avec la présence des équipements électriques utilisant des convertisseurs statiques a entraîné une augmentation sensible du niveau de pollution harmonique dans les réseaux. Ces équipements électriques sont considérés comme des charges non linéaires émettant des courants harmoniques de différentes fréquences. Le passage de ces courants harmoniques dans les impédances du réseau électrique peut entraîner des tensions harmoniques au point de raccordement et alors polluer les consommateurs alimentés par le même réseau électrique.

(19)

91

Exemple de système polluant

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

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

Conséquences :

De nombreux effets des harmoniques sur les installations et les équipements électriques peuvent être cités.

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

Les effets les plus importants sont l’échauffement, la diminution du facteur de puissance, usure prématuré des équipements l’interférence avec les réseaux de télécommunications et fonctionnement intempestif des équipements

• L’échauffement : les pertes totales par effet joule sont la somme de celles du fondamental et des harmoniques.

Tension e(t) t i(t) déclenchement des thyristors 1 2 e(t) S(t) i(t)

(20)

92

• l’interférence avec les réseaux de télécommunications : le couplage électromagnétique entre les réseaux électrique et de télécommunication peut induire dans ces derniers des bruits importants. Dans le cas de résonances, une partie des réseaux de télécommunications peut être rendue inutilisable.

• Les défauts de fonctionnement de certains équipements électriques : En présence des harmoniques, la tension (ou le courant) peut changer plusieurs fois de signe dans une demi période ; par conséquent, tout appareil dont le fonctionnement est basé sur le passage par zéro des grandeurs électriques (appareils utilisant la tension comme référence) peut être perturbé.

• Le risque de résonance : Les fréquences de résonance des circuits formés par des inductances des transformateurs et des câbles sont normalement élevées. Ce n’est pas le cas lorsque des batteries de capacité sont raccordées au réseau pour relever le facteur de puissance ; les fréquences de résonance peuvent devenir assez faibles, et coïncider ainsi avec celles des harmoniques engendrés par les convertisseurs statiques.

Dans ce cas, il y aura des phénomènes d’amplification d’harmoniques. Différentes grandeurs sont définies pour chiffrer ces perturbations. Parmi celles-ci les plus utilisées sont :

1. Le taux d’harmonique de rang h :

1 h h

C

S

=

Où : C hreprésente la composante harmonique de rang h, C 1représente la composante fondamentale.

2. Le taux global de distorsion harmonique :

∑ ∞

=

2 ₂ 1 2 h

C

THD

3. Le facteur de puissance : (I.1) (I.2)

(21)

93

Normalement, pour un signal sinusoïdale le facteur de puissance est donné par le rapport entre la puissance active P et la puissance apparente S. les générateurs, les lignes de transport et les appareils de contrôle et de mesure sont dimensionnés pour la tension et le courant nominaux. Une faible valeur du facteur de puissance se traduit par une mauvaise utilisation des ces équipements.

Dans le cas où il y a des harmoniques, une puissance supplémentaire appelée la puissance déformante (D), donnée par la relation, apparaît comme le montre le diagramme de Fresnel

∑ =

=

50 2 h 2 h 1

I

V

.

3 D

Le facteur de puissance (F. P) devient :

γ ϕ = + + = cos .cos D Q P P P . F ₂ ₂ ₂ ₁

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

Fig. I.6. Diagramme de Fresnel des puissances

S’ S D Q P γ Φ1 (I.3) (I.4)

(22)

94

Il est usage de dire que, dans les installations industrielles, les tensions harmoniques dont le THD est inférieur à 5% ne produisent pas d’effet notable. Entre 5% et 7% on commence à observer des effets, et pour plus de 10% les effets sont quasi certains [1]. La norme EN50160 fixe les niveaux de tensions harmoniques jusqu’au 25ème rang et indique que le taux global de distorsion harmonique ne doit pas dépasser 8 %.

Concernant la puissance réactive, le fournisseur autorise ses clients à en consommer, sans être facturé, jusqu’à 40% de la puissance active absorbée [4]. Cela se traduit, pour des charges linéaires, par un facteur de puissance cosφ ≥0.928 ou par un angle de phase φ≤21.8° [5].

I.8. Déséquilibre du courant et de la tension

Origine du déséquilibre :

Un récepteur triphasé électrique qui n’est pas équilibré et que l’on alimente par un réseau triphasé équilibré conduit à des déséquilibres de tension dus à la circulation de courant non équilibrés dans les impédances du réseau. Ceci est fréquent pour les récepteurs monophasés basse tension. Mais cela peut également être engendré, à des tensions plus élevées, par des machines à souder, des fours à arc ou par la traction ferroviaire.

(23)

95 Conséquences du déséquilibre :

Il est plus intéressant d’abord le problème du déséquilibre par type d’équipement. Le déséquilibre d’une installation triphasé peut entraîner un dysfonctionnement des appareils basses tensions connectés :

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

très faible

(Lampe à incandescence qui fournit un mauvais éclairage).

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

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

Concernant les dispositifs triphasés d’électronique de puissance, principalement les ponts redresseurs, le fonctionnement en présence de déséquilibre entraîne l’apparition de composantes harmoniques non caractéristiques, notamment des harmoniques de rang multiples de 3. L’apparition de ces courants harmoniques peut poser des problèmes, comme la génération d’une anti-résonance lors du filtrage de l’harmonique de rang 5 [1].

Outre les effets classiques des harmoniques, ces fréquences non caractéristiques peuvent conduire, dans certains cas, au blocage de la commande.

La conséquence des composants inverses sur les machines tournantes est la création d’un champ tournant en sens inverse du sens de rotation normal, d’où un couple de freinage parasite et des pertes supplémentaires qui provoquent l’échauffement de la machine.

Concernant les effets d’un déséquilibre homopolaire, il faut signaler le risque d’échauffement du conducteur neutre dans un réseau BT qui, lorsque le conducteur est d’un diamètre trop faible, peut provoquer une rupture du conducteur ou un incendie.

La norme EN50160 fixe le taux de déséquilibre inverse admissible à 2 % sur les valeurs efficaces calculées sur10 minutes pour 95 % du temps d’une semaine.

(24)

96

II. SOLUTIONS D’ AMELIORATION QEE DANS LES RESEAUX

ELECTRIQUES

Afin de compenser les perturbations, séparées en deux types : courant et tension, deux solution d’amélioration, traditionnelle et moderne, vont être étudiées.

II.1. Solutions traditionnelles

Suivant les types des perturbation, courant et tension, deux solutions traditionnelles de sont analysées.

II

.1.1. Déséquilibre (élimination des courants perturbateurs)

Afin de dépolluer les réseaux électrique de ce type de perturbation, plusieurs solutions existent.

II.1.1.1. Rééquilibrage des courants du réseau électrique

Puisque les courants déséquilibrés dans un réseau électrique basse tension résultent généralement des charges monophasées et biphasées mal réparties, la première solution est la répartition égale des charges sur les trois phases.

Une autre solution est l’installation d’un compensateur passif composé d’inductance et de condensateur. La figure (I.8) montre ce compensateur appelé montage de

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

Cependant, le montage de Steinmetz provoque un fort déséquilibre pour des fréquences différentes de50 Hz,

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

(25)

97

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

II.1.1.2. Harmonique (Compensation des courants harmoniques)

Plusieurs solutions existent pour limiter la propagation et l’effet des harmoniques dans les réseaux électriques :

• L’augmentation de la puissance de court-circuit du réseau et l’utilisation de convertisseurs peu polluants qui ont pour effet de diminuer la distorsion harmonique.

• L’utilisation de dispositifs de filtrage pour réduire la propagation des harmoniques produits par la charge non linéaire.

Le filtrage consiste à placer en parallèle sur le réseau d’alimentation une impédance de valeur très faible autour de la fréquence fondamentale du réseau.

Parmi les dispositifs de filtrage les plus répandus, on distingue : Le filtre passif résonnant et le filtre passif amorti ou passe-haut.

Charge résistive R R 3 C 1 X = ω = R 3 L X= ω= Réseau Triphasé

(26)

98

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

• Le filtre résonnant est un filtre très sélectif. Il peut se connecter en parallèle avec d’autres filtres résonnants.

• Le filtre passe-haut compense les harmoniques supérieurs ou égaux à sa fréquence propre. Il peut se connecter en parallèle avec d’autres filtres résonnants.

Ces dispositifs sont utilisés pour empêcher les courants harmoniques de se propager dans les réseaux électriques. Ils peuvent aussi être pour compenser la puissance réactive.

Malgré leur large utilisation dans l’industrie, ces dispositifs peuvent présenter beaucoup d’inconvénients :

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

• Problèmes de résonance avec l’impédance du réseau.

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

Les tensions perturbatrices dans un réseau électrique basse tension sont principalement les

Creux de tension, les tensions harmoniques et les tensions déséquilibrés. Ces deux dernières sont généralement causées par les circulations des courants harmoniques et/ou déséquilibrés

(27)

99 Chapitre I. Qualité d’énergie électrique

Pour dépolluer les réseaux électriques de ces deux types de perturbation, on peut limiter la circulation des courants perturbateurs en utilisant les solutions traditionnelles présentées précédemment dans le cas des perturbations de courant.

Quant au creux de tension, la solution la plus fréquente dans les milieux sensibles (hôpitaux, sites industrielles……etc.) est d’utiliser des groupes électrogènes qui se substituent au réseau électrique. Mais la limitation de la puissance de ces groupes ainsi que la qualité médiocre de l’énergie électrique fournie restent un problème.

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

La puissance réactive est majoritairement consommée par les moteurs asynchrones et plus récemment par des dispositifs à base d’électronique de puissance. Différentes méthodes de compensation sont utilisées pour relever le facteur de puissance. La plus simple consiste à placer des batteries de condensateur en parallèle avec le réseau et des compensateurs synchrones produisant de l’énergie, réactive.

II.2. Solutions modernes

L

es solutions de dépollution traditionnelle ne répondent plus à l’évolution des réseaux électriques et des charges à protéger, comme nous venons de le décrire précédemment, d’autres solutions modernes ont été proposées.

II.2.1. Harmoniques (Dépollution des courants perturbateurs)

La première solution de dépollution consiste à fabriquer la charge la moins polluante possible, comme le pont redresseur dodécaphasé, de manière à réduire le taux d’émission d’harmonique. Les appareils à prélèvement sinusoïdal sont aussi proposés pour la compensation des harmoniques et de la puissance réactive. Cependant, ces solutions entraînent un coût supplémentaire et demandent plus que le savoir-faire

(28)

100

habituel pour les mettre en œuvre. De plus, ces solutions ne résolvent pas les problèmes causés par les charges polluantes qui existent sur le marché.

Afin d’accompagner l’évolution des contraintes du fournisseur et du consommateurs sans imposer un changement aux installations, une famille de filtres actifs parallèles a été proposée comme une solution de dépollution des perturbations en courants.

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

D’autres solutions modernes pour la compensation des creux de tension se base sur l’utilisation de dispositifs de compensation à réserve d’énergie comme les ASI (Alimentation sans Interruption). Ces dispositifs sont intercalés en série entre le réseau polluant et l’installation à désensibiliser pour assurer une fourniture de l’énergie électrique même pendant les creux de tension ou les coupures brèves. Le problème est la limitation en puissance de ces dispositifs et leur autonomie qui n’est pas toujours adaptée à la durée des creux de tension ou aux coupures brèves.

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

Afin d'augmenter la performance dynamique et réaliser une compensation variable en fonction de la consommation d'énergie réactive de la charge, il est nécessaire d'utiliser des convertisseurs statiques de puissance réactive avancée [ ], utilisés plus particulièrement pour injecter de la puissance réactive en un point du réseau, de façon à augmenter la puissance maximale transmissible et la stabilité du réseau.

Les convertisseurs statiques de puissance réactive, tel que les éléments FACTS (STAT COM, UPFC,..) utiliser aujourd’hui des onduleurs triphasés pour régler la puissance réactive absorbée ou transmise au réseau, d’autre applications plus récente en développement, sont la compensation Série , le variateur de charge UPFC utilisé surtout dans les réseaux de transmission afin d’augmenter la stabilité du réseau de transmission [ ]. Ce dernier fera l’étude de notre mémoire.

(29)

101 Chapitre I. Qualité d’énergie électrique

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

avec quelque solution [2]

Type de

perturbation Origine Conséquences Solutions

Possibles

Coupure longue

Court-circuit, surcharge, déclenchement intempestif,

(maintenance)

Arrêts d'équipements, pertes de production, dégâts Alimentation de secours (réseau), alimentation sans interruption (ASI) Creux de tension et coupure brève Court-circuit, (enclenchement de gros moteur)

Arrêts d'équipements, pertes de production, dégâts Conditionneur de réseau, conception de l'équipement sensible, alimentation sans interruption Fluctuation rapide (Flicker)

Installations fluctuantes (four à

arc, soudeuse, moteur à démarrage fréquent, éolienne…)

Papillotement de l'éclairage Compensateur synchrone, _{compensateur statique de} puissance réactive,

conditionneur actif, condensateur série

Harmonique Installations non linéaires (électronique de puissance,

arcs électriques…)

Effets thermiques (moteurs, condensateurs, conducteurs de neutre…), diélectriques (vieillissement d'isolant) ou quasi instantanés (automatismes)

Filtrage actif ou passif, self anti-harmonique,

déclassement d'appareil

Inter harmonique

Installations non linéaires et fluctuantes (four à arc,

soudeuse, éolienne), changeurs de fréquence, télécommande centralisée Papillotement de l'éclairage fluorescent, dysfonctionnement d'automatismes, dégâts mécaniques sur machines

tournantes

Filtrage actif ou passif, amortissement de filtres

anti-harmoniques, conception de l'équipement sensible

Déséquilibre _{Installations déséquilibrées} (traction ferroviaire…) Echauffement de machines tournantes, vibrations, dysfonctionnement de protections Dispositif d'équilibrage, conditionneur de réseau

(30)

102

foudre les

personnes et pour les matériels

enclenchement synchronisé, résistance de

pré insertion

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

III. Conclusion

Dans ce chapitre nous avons présenté les perturbations affectant la qualité de l’énergie électrique (Q.E.E) dans un réseau électrique, cette dernière est caractérisée par les indices suivants :

• La fréquence.

• L’amplitude des trois tensions. • La forme d’onde.

• La symétrie.

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

• Variations lentes&rapides de la tension. • Harmoniques (inter harmonique).

• Dissymétrie du système triphasé (déséquilibre).

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

• Rééquilibrage des courants du réseau. • Filtrages des harmoniques.

• Compensation d’énergie réactive.

L’amélioration du facteur de puissance constitue sans doute un paramètre très important dans l’amélioration de la qualité de l’énergie du point de vue technique et économique.

(31)

103

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

Introduction

L’histoire des réseaux de distributions d’énergie électrique est née en 1882 avec la mise en place à NEW-YORK, par Edison, d’une centrale de génération électrique à courant continu d’environ 33KW. Il semble que la première station de distribution d’énergie électrique en Angleterre fut construire à Londres à peu près en même temps et qu’elle fonctionnait aussi en courant continu sous une tension de 100volts et une capacité de 60KW [7].

Ce mode de génération d’énergie électrique (à courant continu) ne permet pas de transmettre cette énergie très loin car on ne peut la générer et l’utiliser qu’à des tensions basses pour des raisons de sécurité et d’isolation.

Il fallait donc construire des stations de génération prés des centres de consommation et chacun y allait de ses propres projets de mini réseaux [7].

L’invention du transformateur en 1885 par Deri et autres, et la construction par Stanley d’un transformateur utilisable pour la distribution d’énergie démontrèrent en 1884-1886 que le futur passait par l courant alternatif. Mieux encore, le brevet anglais numéro 6481 émis à Nicolas Tesla en 1888 [7] amorça la distribution et l’usage de l’énergie électrique en systèmes polyphasés.

La contre verse entre Edison qui proposait le courant continu et Westinghouse qui avait acquis les droits sur les transformateurs et proposait le courant alternatif, fait la manchette des grands quotidiens de l’époque et se régla par la suprématie du c.a. en 1890 une première ligne de transmission courant alternatif (22Km) à 330 volts était mise en opération en Orégon. (USA)[7].

Au début de 1894, il existait a Etats-Unis un poste de génération biphasé et quatre postes de générations triphasés ; un départ modeste mais très prometteur.

(32)

104

Actuellement, le réseau électrique réel est constitué de diverses centrales de productions. Les tensions produites par les alternateurs sont élevées en HT (haute

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

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

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

chaque quartier, on trouve des postes de transformation abaisseurs qui délivrent la tension domestique BT (basse tension : 230V) à un certain nombre de pôles de consommation.

Il est à noter que les trois phases des lignes de distribution MT et BT est réparties sur l'ensemble des utilisateurs de façon à équilibrer au maximum le réseau. En effet, il est impératif d'imposer l'équilibre des courants pour éviter le déséquilibre des tensions inévitable lié à l'absence du neutre sur les lignes HT et THT.

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

(33)

105

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

En analysons ce schéma plusieurs particularités sont à noter :

• Le réseau électrique doit accéder au plus près des lieux de consommation et doit former un ensemble maillé de telle manière qu'il y ait toujours plusieurs chemins possibles pour relier deux points.

• L'énergie électrique ne se stocke pas, il est donc impératif de fournir en permanence l'énergie consommée par l'ensemble des utilisateurs.

Donc pour s’adapter à l’augmentation de l'appel en puissance, des chutes de tension dues à l'impédance des lignes vont apparaître et par conséquent la tension du réseau varie en amplitude. Ce problème majeur oblige l’exploitant de maintenir, en permanence, l’équilibre entre l’offre et la demande potentielle, étant entendu que l’équilibre instantané entre la production et consommation est une condition nécessiteuse de fonctionnement du système production – transport - consommation (que nous appellerons aussi système électrique, plutôt que réseau).

Les réseaux de transport et d’interconnexion (THT) contribuent donc de façon déterminante au maintien de l’équilibre entre la demande et l’offre, ainsi qu’à la sécurité d’alimentation et à l’économie de l’exploitation.

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

• En maintenant les chute de tension en tout point de ce réseau entre certaines limites techniques. La tension en un sommet quelconque d’un réseau se déduit de la tension en un point où elle est fixée par un alternateur au moyen de l’expression (approximative) de la chute relative de tension ;

2 U XQ RP U U ₌ + ∆

• En minimisant les pertes actives dues au transit des puissances active et réactive ; ces pertes peuvent s’exprimer sous la forme :

(34)

106 2 2 2 2 U Q P R RI 3 = +

Où P est fixée à un instant donné.

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

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

réduire les transits de puissance réactive Q.

CHAPITRE II. Analyse des méthodes de l’amélioration du facteur de puissance Pour ce faire il faut :

• Augmenter l’excitation des alternateurs.

• Compenser localement la consommation réactive des charges et les pertes réactives des réseaux Pour réduire les transits de puissance réactive. Ce dernier point fera l’objet de notre chapitre.

II.1. Notions de Puissance électrique en alternatif sinusoïdal

En alternatif sinusoïdal, les différentes puissances s'expriment facilement en fonction de V, I et du déphasage ϕ entre courant et tension.

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

φ :

v(t) = Vmax.cos(ωt) i(t) = Imax.cos(ωt – φ)

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

Puissance apparente ϕ >0 2π 0 _θ=ω_t v(θ) _i(_θ₎ (II.2)

(35)

107

S = Veff.Ieff = V.I

(II.3)

Puissance active P =

∫

=

∫

− π ϕ θ θ π 2 0 max max ) ( ) cos( . cos . 21 ). ( ). ( 1 _v_t _i _t _dt _V _I T _T

∫

− + = = _π 2π θ ϕ ϕ ϕ 0 max max max max 2 cos . . )) cos( ) 2 (cos( 2 1 2. I V I V

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

La puissance active s'écrit alors :

P = V.I.cos

ϕ

(II.4)

Puissance réactive

Q = V.I.sin

ϕ

(II.5)

La puissance réactive électrique Q peut être positif ou négative, elle dépend du signe de l'angle de déphasage (φ). Par convention, si une charge est inductive, elle absorbe de la puissance réactive ; si elle est capacitive, elle fournit de la puissance réactive [8]. En réalité, la puissance réactive sert à l’alimentation des circuits magnétiques des machines électriques (transformateurs et moteurs) et de certains appareils tels que les lampes fluorescentes. mais par contre, la transporter en même temps que la puissance active conduit à surdimensionné les lignes de transport et de distribution et donc à en augmenter le coût ou les faire fonctionner à leurs limites, ce qui peut conduire à des instabilités néfastes pour la qualité de service[5].

Facteur de puissance

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

k = cos

ϕ

=P/S

(II.6)

(36)

108

La présence d'un facteur de puissance <1 dans une installation a une conséquence très négative : Le courant fourni pour produire cette puissance est surélevé par rapport au cas où le facteur de puissance est égal à 1[5]. L'exemple simple ci-dessous le confirme :

Icosϕ=1 = P/V Icosϕ=0.5 = P/V/0.5 =

2Icosϕ=1 !

Fig.II.3. Impact du Facteur de Puissance [5]

En revanche, la tarification de l'énergie comptabilise uniquement la puissance active consommée. De ce fait, les deux utilisateurs ci-dessus payent la même facture, alors que le récepteur dont le cosϕ=0.5 consomme deux fois plus de courant efficace [5].

En revanche, les sociétés de production d'énergie électrique surtaxent les utilisateurs dont le cosϕ est <0.8, de manière à pénaliser le surdimensionnement du réseau qu'implique la nécessité d'un courant trop grand.

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

de modifier l'installation de manière à élever ce facteur [5]. Etant donné que la grande majorité des installations sont plutôt inductives, c'est-à-dire que le cosϕ<1 est dû à la

présence d'inductances dans les circuits. Donc on constate que le facteur de puissance peut influencer sur le producteur, distributeur et l’utilisateur et cela comme suit :

a. Pour le producteur

Le dimensionnement d’un alternateur ou d’un transformateur dépend de sa puissance apparente. Donc à égalité de puissance active l’alternateur, le transformateur, sont d’autant plus gros et plus coûteux que le facteur de puissance est plus petit [8]. De plus le rendement des machines est alors faible et la régulation des tensions est plus difficile.

cosϕ = 1 Puissance P

(37)

109 b. Pour le distributeur

Une installation déjà existante (prévue pour une certaine puissance apparente) peut fournir d’autant moins d’énergie active que le facteur de puissance est plus faible. Elle est mal utilisée. Le capital investi est d’un moindre rapport [8].

On conçoit dés lors que le producteur et distributeur ne tolèrent pas que l’utilisateur ait une installation ayant un facteur de puissance trop faible.

c. Pour l’utilisateur

L’utilisation lui-même est directement intéressée par le facteur de puissance de son installation, il influe sur la chute de tension du transformateur placé à l’entrée de celle-ci et sur celles des canalisations. De ce fait les moteurs peuvent être sous voltés. Même s’il supporte les inconvénients dont il est responsable, on conçoit que le producteur et distributeur

Ont tout de même de bonne raison de le pénaliser. En cas de facteur de puissance trop faible, l’utilisateur doit payer l’énergie réactive consommée [8].

II.3. Causes du faible facteur de puissance

Souvent un faible facteur de puissance pour causes de mauvaises conditions d’utilisations du matériel, ou bien pour des problèmes liées à la construction de ce dernier [8].

En définitive, un faible facteur de puissance à souvent pour causes de mauvaise condition d'utilisation du matériel, ces conditions correspondant par exemple :

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

- Pour les moteurs Asynchrones, à des marches à vide ou à faible charge fréquente, auxquelles il convient d'ajouter parfois un niveau de tension d'alimentation trop élevé [8].

(38)

110

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

II.4. Moyens d’amélioration du facteur de puissance

II.4.

1. Théorie de compensation d’énergie réactive

Considérons l'impédance Z = r.ejϕ _{= R+jX,}

représentant une charge inductive (X >0), ci contre.

La puissance réactive correspondante est Q =

X.I²

L'ajout d'un condensateur C en tête du circuit ne modifie pas la charge et ne rajoute aucune puissance active.

En revanche, C consomme de la puissance réactive et va donc donner un nouveau facteur de puissance : cosϕ'

On sait que QC = -CωV².

Le théorème de Boucherot apporte : Qtot = Q +

QC

CHAPITRE II. Analyse des méthodes de l’amélioration du facteur de puissance La compensation de puissance réactive consiste à

assurer

Qtot = 0

C’est-à-dire à QC = Q et cosϕ'=1

Le Condensateur à choisir a alors la valeur :

C = X.I²/ωV² = Q/ωV (II.7) I V _Z cosϕ <1 I V _Z cosϕ'=1 C Fig.II.4. Principe de compensation [5].

(39)

111

Du coup il est intéressant de connaître la formule générale qui donne la valeur de la capacité en fonction du cosϕ et du cos ϕ'.

Si cette compensation était parfaite (Q = 0), on aurait une chute de tension relative de l’ordre de RP/U2 et des pertes de l’ordre de RP 2/U 2.

Les pertes croissant peu lorsque Q < P (soit Q2<<P2), il peut être souhaitable, pour améliorer la sûreté de l’exploitation, de surcompenser le réseau, c’est-à-dire de fournir une puissance réactive plus élevée que celle qui est consommée [9], de façon, par exemple, à annuler la chute de tension (Q = – RP /X). Dans ce cas, on peut montrer que les pertes augmentent, c’est-à-dire que le gain sur les pertes dû à l’augmentation de la tension est inférieur à leur accroissement dû à l’augmentation de Q.

Le minimum théorique pour les pertes est donc la compensation totale. Par ailleurs, d’un point de vue économique, la compensation cesse d’être intéressante lorsque le coût des moyens de compensation, compte tenu de leur taux d’utilisation, devient supérieur au gain réalisé sur les pertes [5].

Il appartient donc au planificateur de réseau de rechercher le meilleur compromis et de doser et localiser la compensation à installer en prenant en compte son coût et ses avantages [5]. Dans les réseaux chargés, Ce sont alors les alternateurs qui assurent l’équilibre d’ensemble, avec des performances dynamiques qui rendent leur utilisation indispensable pour compléter l’action des condensateurs utilisés en base [8].

II.4.2. Moyens de compensation de puissance réactive

Les lignes et les câbles, eux, produisent au contraire en permanence la puissance réactive par leur capacité transversale, mais ils absorbent aussi proportionnellement au carré de la charge

Par la réactance longitudinale. On sait qu’au total ces deux phénomènes se compensent lorsque la puissance transitée est égale à la puissance caractéristique [8]. Pratiquement, la puissance transitée est inférieure à la puissance caractéristique dans tous les câbles HT et dans les câbles MT à grosse section. Les câbles sont donc en moyenne des producteurs de la puissance réactive.

(40)

112

Au contraire, les lignes aériennes transitent fréquemment une puissance supérieure à leur puissance caractéristique. Elles constituent donc suivant les cas d’une manière générale,

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

Elle en résulte qu’à pleine charge, on ne doit pas prélever une puissance réactive importante sur les réseaux de transport, alors qu’au contraire, a faible charge, il est nécessaire d’en

Prélever une certaine quantité. Dans le premier cas en, effet la puissance réactive appelée par la charge ne peut être fournie par le réseau de transport qui est lui-même consommateur mais seulement par les centrales. Elle circule sur tout le réseau de transport en provoquant des chutes de tensions et des pertes. Dans le deuxième cas, le réseau de transport étant producteur de puissance réactive, si celle-ci n’est pas absorbée par la charge, elle remonte jusqu’au générateurs, créant une élévation de tension, qui peut être excessive, aux points de livraison aux réseaux de distribution. Pour couvrir les besoins en puissance réactive indispensable pour le fonctionnement des récepteurs on à souvent recours à ce qu’on appelle les sources supplémentaires de puissance réactive. Parmi ces ressources on distingue :

• Les Compensateurs Statiques

• Les Compensateurs synchrones peuvent également fournir de l’énergie réactive

• Les convertisseurs Statiques

II.4.2.1. Compensateurs synchrones

Dans les systèmes énergétiques, les générateurs synchrones sont les principaux producteurs de puissances actives et réactives. Pour la puissance active. Ils sont l’unique source, par contre

Pour la puissance réactive la quantité produite par ces sources est limite par les conditions de fonctionnement normales des machines des centrales. La quantité produite n’est pas constante [10].

(41)

113

Les compensateurs synchrones sont très utilisés dans les systèmes électriques pour résoudre des problèmes de compensation de la puissance réactive et de réglage de la tension.

II.4

.

2.1.1. Description du convertisseur synchrone

Le moteur synchrone et l'alternateur sont identiques, fonctionnant à partir des mêmes principes, et seulement le sens de l'écoulement d'énergie détermine si le convertisseur est un alternateur ou un moteur. Il faut noter l’énergie circule de la tension qui est en avance de phase vers la tension qui est en retard de phase [9].

Le convertisseur possède un stator alimenté par une source d'énergie triphasée, les trois courants de phase produiront un champ magnétique (ϕ1) tournant à 120 f/p, la bobine secondaire du moteur élémentaire est alimentée avec du courant continu, un champ magnétique unidirectionnel ( ϕ2) sera existant dans l'axe de la bobine. Les électrotechniciens avaient surtout besoin des moteurs synchrones pour corriger le facteur de puissance.

Fig.II.5. Stator convertisseur synchrone

[9].

Le couple peur être représenté par la formule : T(t) = k ϕ1ϕ2 sin(ωs - ωm)t + δ.

CHAPITRE II. Analyse des méthodes de l’amélioration du facteur de puissance (II.8)

(42)

114

Il faudra démarrer les moteurs synchrones au moyen d'un autre moteur ou encore de combiner une cage d'écureuil (moteur asynchrone) avec une bobine alimentée avec du courant continu (moteur synchrone).

II.4

.

2.1.2.

Modélisation du convertisseur synchrone

Le convertisseur peut être modéliser en deux models ; moteur ou alternateur. 3. Le modèle de l'alternateur

Si on fait tourner la bobine du rotor de la machine élémentaire et qu'on alimente cette bobine en courant continu, on génère au stator trois tensions déphasées de 120° dans le temps.

Si on suppose que le système est équilibré et qu'on tient compte de la phase "a" seulement, la tension générée dans cette phase voit l'impédance propre Zg de cette phase.

Le modèle que l'on utilisera contiendra:

Une bobine (rotor) qui doit être alimentée par un courant continu Icc; cette bobine produit le champ unidirectionnel ϕ qui tourne avec le rotor.

- une source de tension interne Eg que l'on considère sinusoïdale, donc représentée par un phaseur et dont l'amplitude sera proportionnelle à ϕ seulement si on néglige la saturation de la carcasse de fer.

- une impédance Zg que l'on considère constante si on néglige la saturation de la carcasse de fer, donc représentée par un nombre complexe.

- une vitesse angulaire ωs que l'on considère constante et qui est produite par le couple moteur de la source d'énergie primaire Tm.

(43)

115

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

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

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

Tm = Tr

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

Eg vers Vb.

Prenant comme référence Vb et supposant une charge inductive, le diagramme des phaseurs de ce circuit sera:

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

R

g

.

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

(II.9)

Fig. II.7. Diagramme vectoriel.

(44)

116

4. Le modèle du moteur synchrone

Le modèle du moteur synchrone est identique au modèle de l'alternateur, mais pour bien comprendre les relations d'écoulement d'énergie, on doit le présenter comme suit :

Le modèle que l'on utilisera contiendra:

- une bobine (rotor) qui doit être alimentée par un courant continu Icc; cette bobine produit le champ unidirectionnel ϕ qui tourne avec le rotor.

- une source de tension interne Em que l'on considère sinusoïdale, donc représentée par un phaseur et dont l'amplitude sera proportionnelle à j seulement si on néglige la saturation de la carcasse de fer.

- une impédance Zm que l'on considère constante si on néglige la saturation de la carcasse de fer, donc représentée par un nombre complexe.

- une vitesse angulaire ωs que l'on considère constante et qui est produite par le couple du moteur synchrone Tm.

- une tension aux bornes externes Vb (source d'énergie électrique) qui est disponible pour alimenter le moteur.

- une charge mécanique qui demandera de l'énergie sous un couple résistant Tr. Fig. II.8. Modèle du moteur [9]

(45)

117

- La caractéristique de ce couple résistant sera à déterminer et quelques fois ce ne sera pas facile.

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

Tm = Tr, (II.11)

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

Vb vers Em

Prenant comme référence Vb et supposant une charge mécanique constante, le diagramme des phaseurs de ce circuit sera pour un facteur de puissance (cos θ ) donné:

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

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

(46)

118

II.4

.

2.1.3. Mode de fonctionnement en Alternateur dans un réseau

Le principe de leur fonctionnement est le même que celui d’un moteur synchrone sans charge (avec un arbre qui tourne à vide).

Fig. II.9. Interaction Compensateur Synchrone avec réseau

q

E

d

X

: Réactance longitudinale du CS

U

:

Tension du compensateur synchrone.

Le branchement du compensateur synchrone au réseau met en interaction la F e m avec la tension du réseau. Leur différence définit le sens du courant et sa valeur dans

la réactance ( d

X

). • • •

−

=

I

E

I

_U

I

Autrement : d cs q X U E I= − C S q

E

• U

I

•U

I

• E

I

• Réseau

U

Charge U

I

• cs

U

•

=

• •

I

• I jXd : f e m du compensateur synchrone. (II.12) (II.13)