Optimisation du positionnement d’un D-STATCOM dans un réseau radial de distribution pour l’amélioration des performances techniques du réseau HTA de Togba de la Commune d’Abomey-Calavi

Option : Contrôle de processus industriels

MEMOIRE DE FIN DE FORMATION POUR L’OBTENTION DU DIPLOME D’INGENIEUR DE CONCEPTION

THEME:

Optimisation du positionnement d’un D-STATCOM dans un réseau radial de distribution pour l’amélioration

des performances techniques du réseau HTA de Togba de la Commune d’Abomey-Calavi

Réalisé par :

Herman Amour Vidjinnangni TAMADAHO

Soutenu le, 02-03-2018, devant le Jury composé de :

Président : Dr François-Xavier FIFATIN, enseignant-chercheur à l’EPAC

Membre : 1. Dr Ramanou BADAROU, enseignant à l’EPAC, Maître de mémoire 2. M. Arouna OLOULADE, Directeur de Distribution/SBEE, Encadreur 3. Dr Gervais HOUNKPEHOUENOU, enseignant à l’IUT-Lokossa

Année Académique 2016-2017

ième

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ECOLE POLYTECHNIQUE D’ABOMEY-CALAVI

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DEPARTEMENT DE GENIE ELECTRIQUE

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Dédicaces

Un chapitre de ma vie se ferme et un nouveau s’ouvre avec la rédaction de ce manuscrit. Un chapitre qui, par moments, fut difficile, avec des hauts et des bas mais très forgeur. Ce travail n’aurait pu aboutir sans la grâce de DIEU le Père Tout Puissant.

Ainsi, je dédie ce travail :

A la mémoire de mon feu père Alain Marius T. TAMADAHO;

A ma très chère mère Akoua Aline MEDEDA ; A mon frère Gildas ; A feu papa Gérard TAMADAHO ; A papa Emeric TOKPO ; A papa Arouna OLOULADE ; A papa Joachim HOUNKPATIN ; A papa Brice AKODODJA ; A mes oncles Jean-Pierre, Brice ; A ma chère amie Diane GBELEME ; A mes confrères Moréno, Sylvanus ,

A mes amis Alexandre, Joël ; A toute ma famille ;

Herman Amour Vidjinnangni TAMADAHO

Remerciements

Nous ne saurions commencer ce travail sans au préalable remercier certaines personnes sans qui il ne saurait être réalisé. Nos remerciements vont surtout à l’endroit :

 Du Professeur Mohamed M. SOUMANOU, Directeur de l’EPAC.

 Du Professeur Clément AHOUANNOU, Directeur Adjoint de l’EPAC.

 Du Docteur Théophile HOUNGAN, Chef de Département du Génie Electrique, pour sa rigueur et ses multiples conseils.

 Du Professeur Marc ASSOGBA, Directeur du LETIA, pour nous avoir autorisé à faire notre stage dans son laboratoire.

 De notre Maître de Mémoire, le Docteur A. Ramanou BADAROU pour le suivi rigoureux de ce travail, et sa disponibilité malgré son état de santé.

 De notre Encadreur, le Doctorant Arouna OLOULADE, Directeur de Distribution de la SBEE, pour tout l’effort consentit pour l’avancement de ce travail, sa disponibilité inconditionnelle et ses multiples conseils.

 Du Docteur Richard Gilles AGBOKPANZO, Enseignant à l’EPAC, pour la formation et son soutien personnel.

 De tous les enseignants du Département de Génie Electrique pour la qualité de la formation reçue.

 Des chercheurs du LETIA pour leurs différents conseils, en particulier du Doctorant Maurel AZA-GNANDJI, du Doctorant Pierre AGUEMON.

 De nos très chers aînés : Jean-Boris DOSSA, Carmel DANSOU, Mahouna HOUNDJEGA, Cyriaque KAKESSA, Boris IDOHOU, Lionel GOMEZ, Gédéon TOVINABOE, Judicaël KOSSOUHO.

 De nos camarades et amis de la 10^ème promotion d’Ingénieurs de conception pour leur soutien et l’ambiance conviviale durant ces années de formation.

 Et à tout ce qui de près ou de loin m’ont été d’une certaine aide pour la réalisation de

Table des matières

Dédicaces --- i

Remerciements --- ii

Table des matières --- iii

Liste des abréviations --- vi

Liste des figures --- vii

Liste des tableaux --- ix

Résumé --- x

Abstract --- x

INTRODUCTION GENERALE --- 1

CHAPITRE 1 : Description du réseau HTA de Togba et de ses problèmes --- 4

1.1. Introduction --- 5

1.2. Description du réseau HTA de Togba --- 5

1.3. Problèmes sur le réseau HTA de Togba --- 8

1.4. Conclusion --- 12

CHAPITRE 2 : Typologie de FACTS et D-FACTS --- 13

2.1. Introduction --- 14

2.2. Généralités sur les dispositifs FACTS --- 14

2.3. Définition --- 15

2.4. Rôle des dispositifs FACTS --- 15

2.5. Classification des dispositifs FACTS --- 16

2.6. Les systèmes D-FACTS --- 28

2.7. Conclusion --- 31

CHAPITRE 3 : Etude de l’écoulement de puissance pour un réseau radial de distribution et Modélisation du D-STATCOM --- 32

3.2. Formulation du problème --- 33

3.3. Constitution du réseau --- 33

3.4. Revue de littérature --- 36

3.5. Analyse de l’écoulement de puissance dans un réseau de distribution --- 38

3.6. Test et Validation de l’algorithme élaboré--- 46

3.7. Analyse de l’écoulement de puissance dans un réseau de distribution avec intégration du D-STATCOM --- 48

3.8. Conclusion --- 53

CHAPITRE 4 : Optimisation du positionnement --- 54

4.1. Introduction --- 55

4.2. Revue de littérature --- 55

4.3. Généralités sur les problèmes d’optimisation --- 61

4.4. L’optimisation par colonies de fourmis (ACO) --- 67

4.5. Formulation mathématique du problème d’optimisation --- 71

4.6. Conclusion --- 73

CHAPITRE 5 : Analyses des résultats et Etude de la rentabilité du projet d’installation d’un D-STATCOM sur le réseau HTA de Togba --- 74

5.1. Introduction --- 75

5.2. Caractéristiques de la charge du départ Togba --- 75

5.3. Etat du réseau de Togba avant le positionnement du D-STATCOM --- 76

5.4. Paramétrage de l’algorithme du ACO utilisé --- 77

5.5. Résultats du positionnement par l’algorithme proposé --- 78

5.6. Analyse et comparaison des résultats --- 80

5.7. Etude de la rentabilité du projet d’installation d’un D-STATCOM sur le réseau HTA de Togba --- 83

5.8. Conclusion --- 86

CONCLUSION GENERALE --- 87

ANNEXE A --- I ANNEXE B --- V

Liste des abréviations

A

ACO : Ant Colony Optimization ACS : Ant Colony System AS : Ant System

B

BFS : Backward and Forward Sweep BT : Basse Tension

C

CEB : Communauté Electrique du Bénin D

D-FACTS : Distributed - Flexible Alternative Current Transmission Systems

DRA : Direction Régionale de l'Atlantique D-STATCOM : Distributed - Static

Synchronous Compensator DT : Déviations de Tension

E

END : Energie Non Distribuée

EPRI : Electrical Power Research Institute F

FACTS : Flexible Alternative Current Transmission Systems

G

GA : Genetic Algorithm

GTO : Transistor bipolaire à grille isolée

H

HTA : Haute Tension catégorie A HTB : Haute Tension catégorie B

I

IACM : Interrupteur Aérien à Commande Manuelle

IEEE : Institute of Electrical and Electronic Enginneers

IGBT : Thyristor blocable par la gâchette K

kVA : kilo voltampère kWh, kwattheures

M

MMAS : Min-Max Ant System MVar : Mega Voltampère réactif

P

PSO : Particle Swarm Optimization R

RUVMN : Rate of Under Voltage Mitigated Nodes

S

SBEE : Société Béninoise d'Energie Electrique

SONEB : Société Nationale des Eaux du Bénin

STATCOM : Static Synchronous Compensator

Liste des figures

Figure 1.1 : Poste source de Maria-Gléta --- 6

Figure 1.2 : Schéma architectural du réseau de Togba --- 7

Figure 1.3 : Proportion des incidents par région --- 9

Figure 1.4 : Pourcentage de défauts par départ de la zone DRA --- 10

Figure 1.5 : Energie non distribuée par région --- 11

Figure 2.1 : Classification des dispositifs FACTS selon la catégorie --- 17

Figure 2.2 : Schéma de base du TCR --- 18

Figure 2.3 : Schéma de base du TSC --- 18

Figure 2.4 : Les schémas de base les plus courants du SVC --- 19

Figure 2.5 : Schéma de base d’un STATCOM --- 20

Figure 2.6 : Schéma de base du TSSC --- 21

Figure 2.7 : Schéma de base du TCSC --- 22

Figure 2.8 : Schéma de base du TCSR --- 22

Figure 2.9 : Schéma de base du SSSC --- 24

Figure 2.10 : Schéma du TCPAR --- 25

Figure 2.11 : Schéma de base de l’UPFC --- 26

Figure 2.12 : Schéma du DSI --- 29

Figure 2.13 : Schéma du DSR --- 30

Figure 2.14 : Schéma de base du DVR --- 30

Figure 2.15 : Schéma du DSSC --- 31

Figure 3.1 : Schéma unifilaire d’une transmission de puissance simple --- 35

Figure 3.2 : Schéma unifilaire d’une branche --- 35

Figure 3.3 : Schéma unifilaire du réseau test IEEE 33 Nœuds --- 40

Figure 3.4 : Schéma équivalent d’une branche --- 41

Figure 3.5 : Schéma du D-STATCOM --- 48

Figure 3.6 : Réseau de distribution élémentaire avec un D-STATCOM --- 49

Figure 3.7 : Diagramme de phases des tensions et courants --- 50

Figure 4.1 : Classification des algorithmes d'optimisation --- 65

Figure 4.2 : Comportement de la colonie de fourmis --- 68

Figure 5.2 : Graphe du profil de tension du départ Togba avant positionnement du D- STATCOM --- 76 Figure 5.3 : Graphe du profil de tension de Togba issu du ACO --- 79 Figure 5.4 : Graphe comparant les tensions avec et sans D-STATCOM --- 82

Liste des tableaux

Tableau 1.1 : Localisation des nœuds du réseau de Togba --- 8

Tableau 1.2 : Energie non distribuée par région en kWh --- 11

Tableau 2.1 : Domaines d’applications des dispositifs FACTS --- 27

Tableau 2.2 : Problèmes rencontrés dans les réseaux et les FACTS aptes pour les résoudre - 27 Tableau 3.1 : Classification et comparaison des méthodes d’écoulement de puissance pour un réseau radial de distribution --- 37

Tableau 3.2 : Algorithme de l’écoulement de puissance pour les réseaux de distribution --- 44

Tableau 3.3 : Comparaison des résultats de tensions --- 46

Tableau 3.4 : Comparaison de résultat de puissance --- 47

Tableau 3.5 : Algorithme de l’écoulement de puissance intégrant le D-STATCOM --- 53

Tableau 4.1 : Algorithme du ACO utilisé --- 70

Tableau 5.1 : Paramètres du ACO utilisé --- 78

Tableau 5.2 : Solutions principales de l'algorithme --- 78

Tableau 5.3 : Profil de tension du réseau avec et sans D-STATCOM --- 80

Tableau 5.4 : Pertes de puissances avec et sans D-STATCOM --- 83 Tableau A.1 : Caractéristiques du réseau de Togba ---II Tableau A.2 : Courant maximal admissible par section de câbles électriques ---IV Tableau B.1 : Profil de tension du réseau de Togba avant positionnement du D-STATCOM .VI Tableau B.2 : Profil de tension du réseau de Togba avec l'algorithme ACO ---VIII

Résumé

Ce travail a consisté à définir une approche pour déterminer le positionnement optimal et la taille d’un D-STATCOM dans un système radial de distribution en vue de l’amélioration des profils de tension sur les jeux de barres HTA et de la réduction des pertes joules. Les fonctions objectives intégrant les critères de minimisation de pertes et de déviations de tension sont résolues par une technique d’optimisation basée sur les Colonies de Fourmis (ACO). L’algorithme est testé sur un réseau standard IEEE 33 nœuds et un réseau réel d’un départ HTA du poste source de Maria-Gléta.

Les résultats avant le positionnement du D-STATCOM révèlent quelques nœuds instables avec un niveau de tension minimum de 0,8498 p.u puis une perte de puissance de 403,38 kW et les résultats après positionnement montrent que toutes les tensions sont dans les plages normatives de ±5%

avec une réduction de pertes de plus de 50%. Le coût du projet s’élève en FCFA à 252 486 110,25 avec un délai de recouvrement de l’investissement inférieur à 2 ans.

Mots-clés : D-STATCOM, algorithme de colonies de fourmis, positionnement optimal, écoulement de puissance.

Abstract

This paper investigate an approach for optimal placement and sizing of D-STATCOM in radial distribution systems based on Ant Colony Optimization (ACO) in order to improve voltage profile on HTA nodes and to reduce power loss. Objective functions integrating power loss and voltage deviation minimizations are solved by an optimization technique based on Ant Colony Optimization (ACO). This technique is applied on the IEEE 33-bus system and on a real HTA network from Maria-Gleta substation. Results before placement of D-STATCOM reveal some weak nodes with a minimum voltage level of 0.8498 pu then a power loss of 403.38 kW and the results after placement show that overall node voltages are within the normative ranges of ±5% with losses reduction of more than 50%. The cost of the project amounts to FCFA 252 486 110.25 with a recovery period less than 2 years.

Key-words : D-STATCOM, ant colony algorithm, optimal placement, load flow.

INTRODUCTION

GENERALE

L’électricité est l’une des ressources essentielles pour les développements socio-économiques d’une nation. La consommation de cette énergie électrique évolue rapidement et cette tendance augmente davantage avec l’industrialisation, la croissance démographique. Les réseaux électriques sont de plus en plus chargés et les difficultés pour construire de nouvelles lignes (coût et délais de réalisations, contraintes environnementales) conduisent les exploitants à utiliser leurs lignes à leurs extrêmes limites.

Cette situation engendre des problèmes d’exploitation notamment les difficultés liées au maintien des performances techniques du réseau.

Les moyens classiques de contrôle des réseaux (transformateur à prises réglables en charge, transformateurs déphaseurs, compensateurs série ou parallèle commutés par disjoncteurs, et autres) se révèlent trop lents et insuffisants pour répondre efficacement aux problèmes d’instabilité du réseau.

Il faudra donc compléter leur action en mettant en œuvre de nouveaux dispositifs, ayant des temps de réponse courts liés aux technologies IGBT et GTO, nés grâce au développement de l’électronique de puissance appelés D-FACTS (dispositifs FACTS utilisés dans les réseaux de distribution) [1], et dont leurs insertions dans les réseaux améliorent la capacité de transit des lignes et les performances en stabilisation post défaut.

Dans un réseau, les FACTS permettent d’agir sur les paramètres tant en régime stationnaire qu’en régime transitoire. Ils agissent généralement en fournissant ou en absorbant la puissance réactive, en contrôlant l’impédance des lignes ou en modifiant les angles de tension.

Cependant, le bénéfice de la compensation de puissance réactive dépend fortement du positionnement optimal et de la capacité des compensateurs ajoutés. L’installation des contrôleurs au niveau de tous les nœuds est impossible et non nécessaire pour des raisons d’efficacité optimale et des considérations économiques. L’identification de la meilleure position du compensateur de puissance réactive impactera globalement l’état du réseau [2].

Ce travail porte sur le D-STATCOM qui est un STATCOM destiné pour les réseaux de distribution. L’intérêt d’un D-STATCOM réside dans sa particularité d’être utilisé dans les réseaux HTA (Haute Tension catégorie A) contrairement au simple STATCOM qui s’installe sur les réseaux HTB (Haute Tension catégorie B).

Dans notre zone de travail (réseau HTA de Togba), il serait intéressant d’avoir un seul D- STATCOM et d’en trouver la position optimale pour pouvoir impacter tous les autres nœuds et

les branches. Ce travail est donc un problème d’optimisation à caractère combinatoire et dont la résolution fait appel à des méthodes d’optimisation métaheuristiques.

C’est dans ce cadre que s’inscrit ce présent mémoire. Il a pour objet l’optimisation du positionnement d’un D-STATCOM dans le réseau de distribution HTA pour la réduction des pertes, l’amélioration des transits de puissance et de la qualité de l’énergie.

Le problème de l’optimisation de la compensation de l’énergie réactive ne pouvant être séparé de l’écoulement de puissance alors, la solution de ce dernier sera étudiée.

Le présent mémoire est structuré en cinq (5) chapitres.

Dans le premier, nous décrivons le réseau Haute Tension catégorie A (HTA) de Togba de la Société Béninoise d’Energie Electrique (SBEE) et ses problèmes.

Vient ensuite le second chapitre, où sont présentées les différentes typologies de FACTS et D- FACTS.

Nous poursuivons avec le troisième chapitre où il est déterminé la solution de l’écoulement de puissance spécialement pour les réseaux de distribution puis les modélisations du D- STATCOM, système D-FACTS retenu et de quelques éléments du réseau.

Le quatrième chapitre se penche sur une brève revue des différentes méthodes métaheuristiques d’optimisation de positionnement de FACTS dans les réseaux électriques et présente la méthode d’optimisation choisie avec la formulation mathématique du problème.

Le cinquième chapitre présente non seulement les résultats des simulations avant la compensation puis les résultats après positionnement d’un D-STATCOM par la méthode des colonies de Fourmis mais aussi l’étude financière du projet d’installation d’un D-STATCOM sur le réseau HTA de Togba.

CHAPITRE 1 :

D escription du réseau HTA de Togba et

de ses problèmes

1.1. Introduction

Un réseau électrique est un ensemble d'infrastructures permettant d'acheminer l'énergie électrique des sources de production vers les centres de consommation de l'énergie électrique.

Il est constitué de sources d’énergie, de lignes électriques exploitées à différents niveaux de tension, connectées entre elles grâce aux postes de transformation. L’exploitation et l’entretien de tous les réseaux de distribution de toutes les communes du Bénin est assurés par la Société Béninoise d’Energie Electrique (SBEE). Ce chapitre décrit le réseau de distribution HTA de Togba et de ses problèmes.

1.2. Description du réseau HTA de Togba

Le réseau de Togba se retrouve dans la commune d’Abomey-Calavi. Ce départ est alimenté par la sous-station de Maria-Gléta qui dessert trois autres départs tels que présenté à la Figure 1.1.

Ce réseau de distribution HTA est de type aérien et constitué de câble en almélec. Sa configuration est de type radial et fonctionne essentiellement en 15 kV. Le réseau HTA de Togba comprend environ 41 postes de transformation HTA/BT réparties en deux groupes à savoir :

 les postes de distribution publique ;

 les postes privés ;

Les interrupteurs aériens à commande manuelle (IACM) constituent les principaux organes de coupure dans le réseau HTA. Ils servent à isoler une partie du réseau en vue d’une intervention en aval de l’IACM. Ils permettent aussi de basculer un certain nombre de postes de distribution d’un départ sur un autre : il s’agit des points de bouclage qui sont ouverts en régime de fonctionnement normal. Certains postes sont alimentés en coupure d’artères avec des cellules HTA comme organe de coupure et de manœuvre.

Figure 1.1 : Poste source de Maria-Gléta

Les transformateurs de distribution HTA/ BT (15/0,41kV) sont de type H61 de puissance 100 ou 160kVA ou de type en cabine en maçonnerie de puissance 250, 400, 630, ou 1250kVA. Il y a quelques postes préfabriqués. Les postes H61 s’accrochent en haut des poteaux et les postes en cabine qui sont mis dans des locaux maçonnés et qui sont alimentés soit par des descentes aéro-souterraines HTA soit par des départs souterrains HTA.

Pour contourner temporairement les problèmes liés au dépassement des capacités des transformateurs sur poteau, les exploitants se voient obligés d’adopter une technique de pose des transformateurs de puissance 400 kVA, 630 kVA sur châssis en lieu et place de la construction des postes en cabine.

La Figure 1.2 présente le réseau de Togba avec les jeux de barres numérotés.

Figure 1.2 : Schéma architectural du réseau de Togba

Le tableau 1.1 présente la localisation des nœuds numérotés du réseau HTA de Togba. Les noms utilisés dans ce tableau sont des noms d’identification des transformateurs.

Tableau 1.1 : Localisation des nœuds du réseau de Togba

Nœud Description Nœud Description

1 CAL1 22 CAL22

2 CAL2 23 CAL23

3 CAL3 24 CAL24

4 CAL4 25 CAL25

5 CAL5 26 CAL26

6 CAL6 27 CAL27

7 CAL7 28 CAL28

8 CAL8 29 CAL29

9 CAL9 30 CAL30

10 CAL10 31 CAL31

11 CAL11 32 CAL32

12 CAL12 33 CAL33

13 CAL13 34 CAL34

14 CAL14 35 CAL35

15 CAL15 36 CAL36

16 CAL16 37 CAL37

17 CAL17 38 CAL38

18 CAL18 39 CAL39

19 CAL19 40 CAL40

20 CAL20 41 CAL41

21 CAL21

1.3. Problèmes sur le réseau HTA de Togba [3]

Le réseau HTA de Togba est aérien. Il fait l’objet de perturbations diverses qui seront présentées dans cette section.

Le rapport trimestriel récent d’Octobre 2017, d’analyse des incidents sur les réseaux HTA de la SBEE nous a permis de faire la synthèse sur les lacunes du réseau de Togba. Nous pouvons citer comme causes : les aléas de consommation (surcharges), les agressions externes (renversement des supports), feux de brousse, et les mauvaises installations : les transformateurs

sont malheureusement raccordés directement sur les lignes sans protection. Il est souvent enregistré des défauts fugitifs et défauts semi-permanents ou permanents dont les causes identifiées sont les agressions atmosphériques, la végétation sous l’emprise des lignes, les poteaux intermédiaires sous les lignes HTA mal implantés réduisant ainsi les distances minimales d’isolement, les portées trop longues avec des flèches hors norme.

La plupart des défauts enregistrés sur les départs souterrains sont des courts circuits (défauts permanents) et dont les causes sont souvent liées au transit dépassant les limites thermiques de certains câbles, à la vétusté des ouvrages, le piochage des câbles par les engins de terrassement ou des tierces personnes.

La Figure 1.3 suivante présente la proportion des incidents par région.

Figure 1.3 : Proportion des incidents par région

[3]

Avec :

DRL1 : Direction régionale du Littoral 1 DRL2 : Direction régionale du Littoral 2 DRA : Direction régionale de l’Atlantique

DROP : Direction régionale de l’Ouémé – Plateau DRZC : Direction régionale du Zou – Collines

DRL1 18%

DRL2 8%

DRA 16%

DROP 9%

DRMC 18%

DRZC 9%

DRBA 9%

DRATAD 13%

PROPORTION DES INCIDENTS PAR REGION 3IEME TRIMESTRIE

DRBA : Direction régionale du Borgou – Alibori DRATAD : Direction régionale De l’Atacora – Donga

Nous pouvons constater que la DRA qui est la région dans laquelle se trouve notre réseau HTA de Togba, compte environ un taux non-négligeables de 16% des incidents survenus sur tous le réseau de la SBEE.

La plupart de ces défauts sont dus non seulement au dépassement de la capacité électrique qui entraîne le vieillissement prématuré de l’isolation débouchant sur le claquage ou bien à la vétusté mais aussi au court-circuit provoqué par l’infiltration d’eau dans les boites d’extrémités des postes sur châssis. Ceci est dû à la saison pluvieuse mais à certains endroits, les câbles souterrains ne sont pas enterrés règlementairement [3].

La Figure 1.4 nous montre les pourcentages de défauts sur chaque départ de la région DRA.

Figure 1.4 : Pourcentage de défauts par départ de la zone DRA

[3]

Ce graphique montre que le réseau de Togba fait partie des deux plus grands réseaux perturbés de la DRA à raison d’un taux de défauts de 29%.

Les perturbations sur le réseau dans leur globalité ne sont pas sans conséquences sur la distribution de l’énergie. En effet, ces perturbations engendrent des durées d’interruptions et qui entraînent une énergie non distribuée (END). Les END représentent les énergies qui

Maria-gléta- Togba

29%

Maria-gléta- IITA 14%

Maria-gléta- Calavi

29%

Avakpa- Ouidah

7%

Allada- Ouègbo

3%

Allada-Tori 3%

Allada-Zinvié 11%

Soneb 4%

DRA

auraient pu être distribués s’il n’y avait pas de coupure pour incident. Cette énergie est anormalement élevée parce que les durées d’interventions sont longues. Selon le rapport d’incident de la SBEE d’Octobre 2017 [3], pour la période de juillet à septembre 2017, l’END est évaluée à 1 163 797 kWh sur tous le réseau du Bénin et beaucoup plus que le trimestre précédent soit une augmentation de 47%.

La répartition des Energies Non Distribuées par Région se présente selon le Tableau 1.2 : Tableau 1.2 : Energie non distribuée par région en kWh [3]

Régions DRL1 DRL2 DRA DROP DRMC DRZC DRBA DRATAD Total END 368 709 177 013 192 294 76 471 45 000 183 176 88 720 32 415 1 163 797

Le graphe de la Figure 1.5 présente les pourcentages des END par régions :

Figure 1.5 : Energie non distribuée par région [3]

De ce graphe, nous retenons que la DRA est la deuxième zone présentant un taux élevé d’énergie non distribuée.

Au nombre des perturbations sur le réseau HTA de la SBEE en général et sur le réseau de Togba en particulier et dans la période de Juillet à Septembre 2017, nous pouvons relever partiellement des causes liées aux aléas de consommation (surcharges), liées au transit dépassant les limites thermiques de certains câbles et les causes liées au dépassement de la capacité électrique.

DRL1 32%

DRL2 DRA 15%

16%

DROP 6%

DRMC 4%

DRZC 16%

DRBA 8%

DRATAD 3%

END PAR REGION

Comme origines des problèmes sur le réseau, nous pouvons citer :

 Le mauvais positionnement des transformateurs de distribution par rapport au centre de gravité des charges

 Les transformateurs surchargés

 Les réseaux de distribution trop longs

 Les sections de conducteurs non adaptées au transit des charges

 Les déséquilibres sur les réseaux basse tension (BT).

Ces différentes causes citées sont celles qui induisent les pertes techniques. Il y a eu des travaux et actions menés dans ce sens pour pallier aux incidents liés à ces causes partielles énoncées.

Pour la plupart, les ingénieurs procèdent par :

 une augmentation de la tension du réseau ;

 une augmentation de la section des conducteurs ;

 un report de charge sur les départs moins chargés ;

 une compensation de l’énergie réactive avec un banc de condensateurs;

Cependant, le report des charges est généralement la première solution des exploitants mais les incidents sont toujours remarqués en pratique sur le réseau, l’augmentation de la tension du réseau entrainera le changement de tous les près de 41 transformateurs ainsi que les systèmes de protection du réseau HTA de Togba, une compensation de l’énergie réactive existe déjà au niveau des deux postes sources de la commune d’Abomey-Calavi pour impacter l’ensemble de ce réseau y compris celui de Togba mais nous constatons au vu du rapport d’incident d’Octobre 2017 de la SBEE, la recrudescence de ces incidents. Nous allons proposer dans le chapitre suivant, une solution basée sur les D-FACTS pour résoudre les problèmes de performances techniques.

1.4. Conclusion

Ce chapitre a été consacré à la description du réseau HTA de Togba et à la présentation des perturbations survenues sur ce réseau. Des solutions ont été proposées dans la littérature mais ne sont pas suffisantes.

CHAPITRE 2 :

T ypologie de FACTS et D-FACTS

2.1. Introduction

Dans ce chapitre, nous allons étudier les dispositifs FACTS (Flexible Alternative Current Transmission Systems) en général et D-FACTS (Distributed-Flexible Alternative Current Transmission Systems) en particulier afin d'envisager leurs applications, d’exposer les avantages et les inconvénients de chaque FACTS et montrer celui qui convient au mieux à l’amélioration des performances techniques du réseau HTA de Togba. Les dispositifs FACTS et D-FACTS ont été classés en trois catégories : les dispositifs parallèles (shunt), les dispositifs séries et les dispositifs hybrides "série – parallèle" [4].

2.2. Généralités sur les dispositifs FACTS

Les dispositifs FACTS peuvent contribuer à faire face aux problèmes rencontrés dans l’exploitation des réseaux électriques. Le concept FACTS, introduit en 1986 par Electric Power Research Institute (EPRI), regroupe l’ensemble des dispositifs, basés sur l’électronique de puissance, qui permettent d’améliorer l’exploitation d’un réseau électrique [5]. Son développement est étroitement lié aux progrès réalisés dans le domaine des semi-conducteurs de puissance et plus particulièrement des éléments commandables tels que le thyristor et le thyristor GTO. Ces éléments jouent le rôle d’interrupteurs très rapides ; ce qui confère aux dispositifs FACTS une vitesse et une fiabilité bien supérieures à celles des systèmes électromécaniques classiques.

Des études et des réalisations pratiques ont mis en évidence l’énorme potentiel des dispositifs FACTS [5]. Avec leur capacité à modifier l’impédance apparente d’une ligne de transport, ils peuvent être utilisés aussi bien pour le contrôle de la puissance active que celui de la puissance réactive et de la tension. En régime permanent, les FACTS permettent d’utiliser les lignes plus près de leur limite thermique en repoussant les limitations liées à la stabilité. Leur vitesse de commande performante leur confère également un grand nombre d’avantages en régime transitoire ainsi qu’en cas de court-circuit. De manière générale, les dispositifs FACTS agissent en fournissant ou en absorbant de la puissance réactive, en augmentant ou en réduisant la tension aux nœuds, en contrôlant l’impédance des lignes ou en modifiant les phases des tensions.

Un autre avantage des équipements FACTS réside dans le fait que cette technologie autorise une extension des limites du réseau d’une manière échelonnée en installant les FACTS pas à pas lorsqu’ils deviennent nécessaires. Il est ainsi possible de répartir les investissements dans

le temps. De plus, avec les FACTS de la dernière génération, il est possible de déplacer une installation en l’espace de quelques mois, si les conditions d’exploitation venaient à changer au point de rendre le dispositif inutile dans son emplacement initial [6].

Plusieurs types de FACTS avec des architectures et des technologies différents, ont été développés. Parmi eux, les plus connus sont le SVC (Static Var Compensator), le TCSC (Thyristor Controlled Series Capacitor), le STATCOM (Static Synchronous Compensator), et l’UPFC (Unified Power Flow Controller). Chacun de ces dispositifs possède ses propres caractéristiques et peut être utilisé pour répondre à des besoins bien précis. Le choix du dispositif approprié est donc essentiel et dépend des objectifs à atteindre. La position de l’installation dans le réseau est également un paramètre important pour son efficacité

2.3. Définition

Selon l’IEEE (Institute of Electrical and Electronics Engineers), la définition du terme FACTS est la suivante : Flexible Alternative Current Transmission Systems (Systèmes de transmission flexible en courant alternatif) comprenant des dispositifs basés sur l’électronique de puissance et d’autres dispositifs statiques utilisés pour accroître la contrôlabilité et augmenter la capacité de transfert de puissance du réseau [6].

2.4. Rôle des dispositifs FACTS

Dans un réseau électrique, les FACTS permettent de remplir des fonctions tant en régime stationnaire qu’en régime transitoire. Ils agissent généralement en absorbant ou en fournissant de la puissance réactive, en contrôlant l’impédance des lignes ou en modifiant les angles des tensions. En régime permanent, les FACTS sont utilisés principalement dans les deux contextes suivants :

 Le maintien de la tension à un niveau acceptable en fournissant de la puissance réactive lorsque la charge est élevée et que la tension est trop basse, alors qu’à l’inverse ils en absorbent si la tension est trop élevée;

 Le contrôle des transits de puissances de manière à réduire, voire supprimer, les surcharges dans les lignes ou les transformateurs ainsi que pour éviter les flux de bouclage dans le réseau. Ils agissent alors en contrôlant la réactance des lignes et en ajustant les déphasages.

De par leur vitesse de commande élevée, les FACTS possèdent de nombreuses qualités en régime dynamique [5]. Ils permettent en particulier :

 D’accroître la réserve de stabilité transitoire;

 D’amortir les oscillations de puissance;

 De supporter de manière dynamique la tension.

Les dispositifs FACTS ont également une action bénéfique sur les niveaux des courants de court-circuit ainsi qu’en cas de résonance hyposynchrone.

2.5. 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 [4].

2.5.1.1. Génération I

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 [4].

2.5.1.2. Génération II

Dite avancée, cette génération est née avec l'avènement des semi-conducteurs de puissance commandés à la fermeture et à l'ouverture, comme le thyristor GTO. Ces éléments sont assemblés pour former les convertisseurs de tension ou de courant afin d’absorber ou d'injecter des puissances réactives contrôlables dans le réseau.

2.5.1.3. Génération III

Ce sont des FACTS utilisant des composants hybrides (thyristor classiques et thyristor GTO) et qui sont adaptés à chaque cas. Contrairement aux deux premières générations, celle-ci n'utilisent pas des dispositifs auxiliaires encombrants.

2.5.2. Classification selon la catégorie

Les dispositifs FACTS peuvent être classés en trois catégories Figure 2.1.

Figure 2.1 : Classification des dispositifs FACTS selon la catégorie 2.5.3. Type des dispositifs FACTS

Les systèmes FACTS peuvent être classés en trois catégories [4] [5]:

 Les compensateurs parallèles;

 Les compensateurs séries;

 Les compensateurs hybrides (série - parallèle). Dans cette section, nous essayons de présenter les FACTS les plus populaires appartenant à chaque catégorie : 2.5.3.1. Compensateurs Parallèles

Encore appelés aussi compensateurs de puissance réactive (par le contrôle du flux de puissance réactive dans la ligne), ils permettent de maintenir la tension du réseau au point de connexion dans une plage bien déterminée pour le bon fonctionnement du réseau.

a) Dispositif parallèle à base de thyristors : Compensateur statique de puissance réactive (SVC)

IEEE définit le SVC (Static Var Compensator) comme un générateur (ou absorbeur) statique d’énergie réactive, shunt, dont la sortie est ajustée en courant capacitif ou inductif afin de contrôler des paramètres spécifiques du réseau électrique, typiquement la tension des nœuds [5].

Le compensateur statique de puissance réactive SVC est le premier dispositif FACTS qui apparaît dans les années 1970 pour répondre à des besoins de stabilisation de tension rendue fortement variable du fait de charges industrielles très fluctuantes telles les laminoirs et les fours à arc. Les SVC sont des FACTS de première génération. Ils utilisent des thyristors classiques, commandables uniquement à l’amorçage. Les sous-ensembles du SVC sont présentés aux Figure 2.2, Figure 2.3, et Figure 2.4 selon [4] :

 Inductance Contrôlée par Thyristors (Thyristor Controlled Reactor-TCR) Une inductance placée en série avec deux thyristors montés en antiparallèle. La valeur de l’inductance est continuellement changée par l’amorçage des thyristors.

Figure 2.2 : Schéma de base du TCR

 Condensateur Commuté par Thyristors (Thyristor-Switched-Capacitor-TSC) Un condensateur placé en série avec deux thyristors montés en antiparallèle. Les thyristors fonctionnent en pleine conduction.

Figure 2.3 : Schéma de base du TSC

 Inductance Commutée par Thyristors (Thyristor-Switched Reactor- TSR) Dans le TSR les thyristors fonctionnent en pleine conduction.

Figure 2.4 : Les schémas de base les plus courants du SVC

b) Dispositifs parallèles à base de GTO thyristors : Compensateur statique synchrone (STATCOM)

IEEE définit le STATCOM (Static Synchronous Compensator) comme un générateur synchrone fonctionnant comme un compensateur parallèle de l’énergie réactive dont le courant capacitif ou inductif généré peut être contrôlé séparément de la tension du réseau [5].

Le compensateur statique synchrone STATCOM, autrefois appelé compensateur statique de puissance réactive avancé fait partie de la deuxième génération des FACTS. Il correspond à l’équivalent statique exact de la machine synchrone classique fonctionnant en compensateur, mais sans inertie. Il est principalement utilisé pour la compensation dynamique des réseaux, afin de faciliter la tenue de tension, d’accroître la stabilité en régime transitoire et d’amortir les oscillations de puissance.

Figure 2.5 : Schéma de base d’un STATCOM

c) Les avantages des compensateurs parallèles

Les dispositifs ou compensateurs shunts peuvent résoudre les problèmes suivants :

 régler la tension de la ligne ;

 fournir de l’énergie lors d’une panne momentanée ;

 éliminer la distorsion de tension ;

 augmenter le facteur de puissance ;

 agir comme filtre actif ;

 faciliter l’intégration du dispositif dans une ligne déjà construite à cause de leur caractère shunt.

2.5.3.2. Compensateurs Séries

La réactance des lignes est une des limitations principales de la transmission de courant alternatif dans les longues lignes. Pour remédier à ce problème, la compensation série capacitive a été introduite afin de réduire la partie réactive de l’impédance de la ligne et de contrôler le transit de puissance active dans la ligne.

a) Dispositifs séries à base de thyristor

 Compensateur série commuté par thyristor (TSSC)

IEEE définit le TSSC (Thyristor Switched Series Capacitor) comme un compensateur capacitif qui se compose de plusieurs condensateurs en série. Chaque condensateur commandé par un commutateur de thyristor qui assure une compensation par palier [5].

Le Compensateur série commuté par thyristor TSSC (Thyristor Switched Series Capacitor), est le premier qui apparaît dans la famille des compensateurs série. Il est constitué de plusieurs capacités montées en série, chacun étant shunté par une valve à thyristors montée en dérivation.

Figure 2.6 : Schéma de base du TSSC

 Compensateur série commandé par thyristor (TCSC)

IEEE définit le TCSC comme étant un compensateur à réactance capacitif qui consiste en une série de condensateurs en parallèle avec des inductances commandées par thyristor afin de pouvoir assurer une variation homogène de la réactance capacitive. Le TCSC permet une compensation qui varie entre 20%

inductive et 80% capacitive [5].

Figure 2.7 : Schéma de base du TCSC

 Inductance série contrôlée par Thyristor (TCSR)

Le 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.

Lorsque l'angle d'amorçage de la réactance commandée 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.

Figure 2.8 : Schéma de base du TCSR

b) Dispositifs séries à base de GTO thyristors : Compensateur série synchrone (SSSC)

IEEE définit le SSSC (Static Synchronous Series Compensator) comme étant un générateur synchrone statique fonctionnant sans source d’énergie électrique extérieure comme les compensateurs série, dont la tension de sortie est contrôlable

indépendamment du courant de ligne afin d’augmenter ou de diminuer la chute de tension globale, et ainsi de contrôler la puissance électrique transmise [5].

Le compensateur série synchrone SSSC est un dispositif FACTS de deuxième génération. Il est formé d’un convertisseur de tension inséré en série dans la ligne par l’intermédiaire d’un transformateur. Le SSSC agit sur le courant de la ligne en insérant une tension en quadrature avec ce dernier, la tension pouvant être capacitive ou inductive. Un SSSC est capable d’augmenter ou de diminuer le flux de puissance dans une ligne. Le comportement d’un SSSC peut être assimilé à celui d’un condensateur ou d’une inductance série réglable. La différence principale réside dans le fait que la tension injectée n’est pas en relation avec le courant de ligne. De ce fait, le SSSC présente l’avantage de pouvoir maintenir la valeur de tension insérée constante, indépendamment du courant. Il est donc efficace tant pour des petites charges (faibles courants) que pour des grandes charges. Un autre avantage du SSSC réside dans le fait que ce type de compensateur n’insère pas de condensateur en série avec la ligne de transport. De ce fait, il ne peut pas provoquer de résonance hyposynchrone. De plus sa taille est réduite en comparaison au celle du TCSC.

Les applications pour lesquelles sont utilisées les SSSC sont identiques à celles où l’on a recours à des condensateurs séries réglables. Ce sont plus particulièrement :

 La commande statique et dynamique des flux de puissances;

 Amélioration de la stabilité angulaire;

 Atténuation des oscillations électromécaniques.

La Figure 2.9 présente le schéma de base du SSSC.

Figure 2.9 : Schéma de base du SSSC 2.5.3.3. Compensateur série-parallèle (hybride)

Les compensateurs FACTS cités précédemment (série ou parallèle), 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, il est possible d’obtenir des dispositifs hybrides capables de contrôler simultanément les différentes variables précitées. Il pourra alterner différentes fonctions : par exemple, la fonction shunt pourra être utilisée pour soutenir la tension alors que la partie série pourra être utilisée afin d’amortir les oscillations de puissances [4].

a) Dispositifs hybrides à base de thyristors

 Régulateur d’angle de phase commandé par thyristor (TCPAR)

IEEE définit le TCPAR (Thyristor Controlled Phase Angle Regulator), comme étant un transformateur déphaseur qui permet le contrôle du déphasage entre ses tensions terminales tout en gardant leurs amplitudes invariables [5].

Le régulateur d’angle de phase commandé par thyristor TCPAR, contrairement au TCPST, est capable de fournir (ou d’absorber) l’énergie réactive au réseau.

Figure 2.10 : Schéma du TCPAR

 Transformateur déphaseur commandé par thyristor (TCPST)

IEEE définit le TCPST (Thyristor Controlled Phase Shifting Transformer) comme étant un transformateur déphaseur ajusté par thyristor afin de fournir un angle de phase rapidement variable [5]. Le Transformateur déphaseur commandé par thyristor TCPST, est le premier équipement FACTS combiné.

 Régulateur de tension commandé par thyristor (TCVR)

IEEE définit le TCVR (Thyristor Controlled Voltage Regulator) comme étant un transformateur contrôlé par thyristor qui permet la commande de la phase de tension d’une manière continue [5].

Le régulateur de tension commandé par thyristor TCVR, est un autre membre de la famille des FACTS combinés.

b) Dispositifs hybrides à base de GTO thyristors

 Contrôleur de transit de puissance universel (UPFC)

IEEE définit l’UPFC comme étant une combinaison entre un STATCOM et un SSSC

bidirectionnel de la puissance active entre la sortie du SSSC et celle du STATCOM.

L’UPFC permet le contrôle de la tension, de l’impédance, et de l’angle ou d’écoulement de la puissance active et réactive de la ligne [5].

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

 Réglage de la tension ;

 Contrôle de flux de puissance active et réactive ;

 Amélioration de la stabilité ;

 Limitation des courants de court-circuit ;

 Amortissement des oscillations de puissance.

Figure 2.11 : Schéma de base de l’UPFC 2.5.4. Synthèse des FACTS

Les différents dispositifs FACTS présentés dans cette section possèdent tous leurs propres caractéristiques tant en régime permanent qu’en régime transitoire. Chaque type de dispositif sera donc utilisé pour répondre à des objectifs bien définis. Le Tableau 2.1 synthétise les domaines d’applications des différentes technologies de FACTS. Le nombre « + » est proportionnel à l’efficacité du dispositif [1] et le Tableau 2.2 suivant, résume d'une manière simple l'impact de l'utilisation de chaque FACTS, à la résolution

Tableau 2.1 : Domaines d’applications des dispositifs FACTS Dispositif Contrôle du

transit de puissance

Contrôle de la tension de stabilité

transitoire

Stabilité transitoire

Stabilité statique

SVC ^{+ +++ + ++}

STATCOM ^{+ +++ ++ ++}

TSCS ^{++ + +++ ++}

SSSC ^{++ + +++ ++}

TCPST ^{+++ + ++ ++}

UPFC ^{+++ +++ +++ +++}

NB : « + » est proportionnel à l’efficacité du dispositif

Tableau 2.2 : Problèmes rencontrés dans les réseaux et les FACTS aptes pour les résoudre [7]

Problème Actions de correction FACTS

Chute de tension pour une charge élevée

Injecter une puissance

Réactive SVC, STATCOM

Surtension pour une charge basse

Absorber la puissance

Réactive SVC, STATCOM

Surtension due à une panne

Absorber la puissance réactive

Empêcher les surcharges

SVC, STATCOM

Chute de tension due à une panne

Injecter une puissance réactive

Empêcher la surcharge

SVC, STATCOM Surcharge du circuit de

Transmission

Augmenter la capacité de

transmission TCSC, SSSC, UPFC

Distribution de la puissance sur les lignes parallèles

Ajuster la réactance de la

ligne TCSC, SSSC, UPFC

Ajuster l‘angle de phase UPFC, SSSC, TCPAR Inversion de l‘écoulement de

charge Ajuster l‘angle de phase UPFC, SSSC, TCPAR

Un fort Courant de court- circuit

Limitation du courant de

court-circuit TCSC, UPFC

Puissance transitée limitée Diminuer la réactance de la

ligne TCSC, SSSC

2.6. Les systèmes D-FACTS

On définit le terme « custom power » comme étant l’ajout de systèmes FACTS (Flexible AC Transmission System) au niveau du réseau de distribution D-FACTS (Distributed- Flexible AC Transmission System), et ce pour deux raisons distinctes :

Protéger d’une charge polluante les autres charges du réseau (usine avec un four à arc qui crée des creux de tension).

Protéger du reste du réseau une charge prioritaire, nécessitant une grande qualité et stabilité de la tension (charges électroniques où industries de hautes technologies). Les dispositifs sont utilisés pour le filtrage, l'équilibrage de la charge, la correction du facteur de puissance et la régulation de la tension. Les filtres actifs, qui ont pour rôle d'éliminer les courants harmoniques, peuvent être connectés en séries ou en parallèles.

Comme pour les dispositifs FACTS, les D-FACTS sont répertoriés en trois catégories selon leur mode de montage. Cependant, les filtres shunts sont les plus utilisés en raison d'une plus grande facilité de la protection [4] et une facilité d’intégration dans un réseau déjà construit.

2.6.1. Les D-FACTS parallèles [4]

Le D-STATCOM

C’est un dispositif qui est connecté en parallèle et qui a la même structure que le STATCOM présenté plus haut. Ce dispositif peut performer la compensation de charge, la correction du facteur de puissance, le contrôle de tension, le filtrage des harmoniques etc. Cependant, on doit noter qu'il y a une différence substantielle dans les caractéristiques de fonctionnement d'un STATCOM et d'un D-STATCOM. Le STATCOM est construit pour injecter à l’ensemble des trois tensions quasi sinusoïdales équilibrées qui sont déphasé d’un angle de 120 degrés, par contre, le D-STATCOM doit injecter un courant déséquilibré et avec distorsions d’harmoniques pour éliminer le déséquilibre ou les déformations dans le courant de charge ou la tension d'alimentation.

2.6.2. Les D-FACTS séries

2.6.2.1. Impédance série de systèmes de distribution (DSI)

Le contrôle des modules de DSI peut accomplir une augmentation ou une diminution de l'impédance de ligne dans les réseaux de distribution. Cela nécessite clairement des informations supplémentaires du réseau électrique, et indique le besoin d'une communication système. Son schéma de base se présente tel que la Figure 2.12 le montre.

Figure 2.12 : Schéma du DSI

2.6.2.2. Réactance série de systèmes de distribution (DSR)

Le déploiement des modules de DSR sur une ligne peut aider à réaliser le concept de

«conducteur limitant le courant». Cependant, le contrôle des modules de DSR doit être strict, lorsqu'ils sont implémentés sur plusieurs lignes, il est important de s'assurer qu'aucune oscillation ou interaction ne se produit. Son schéma de base se présente comme suit :

Figure 2.13 : Schéma du DSR 2.6.2.3. DVR (Dynamic Voltage Restorer)

C’est un dispositif qui est connecté en série et qui a la même structure que le SSSC, le but principal de ce dispositif est de protéger les charges sensibles contre le phénomène de baisse de tension.

Figure 2.14 : Schéma de base du DVR

2.6.2.4. Compensateur statique série de systèmes de distribution (DSSC) Un module DSSC est un circuit monté en série et composé d'un petit onduleur monophasé et un transformateur. Le poids et la taille du module DSSC sont moins importants, permettant la suspension de l'unité mécaniquement à la ligne électrique.

Figure 2.15 : Schéma du DSSC 2.6.3. D-FACTS hybrides

UPQC (Unified Power Quality Conditioner)

Il a la même structure que l’UPFC présenté plus haut. C’est un dispositif très souple qui peut injecter des courants en parallèle et les tensions en série simultanément dans un mode de contrôle double. Donc il peut remplir les fonctions de la compensation de charge et la commande de la tension en même temps. Comme dans le cas de D-STATCOM ou DVR, l’UPQC doit également injecter des tensions et des courants non équilibré et déformés et par conséquent ses caractéristiques de fonctionnement sont différentes de celle de l'UPFC.

2.7. Conclusion

Dans ce chapitre, nous avons présenté les systèmes FACTS et D-FACTS. En comparaison avec d’autres dispositifs de compensation de puissances réactives, le DSTATCOM présente des caractéristiques comme les faibles pertes de puissances, faible production d’harmonique, une grande capacité de régulation, un faible coût, une faible taille et aussi le maintien de la tension.

CHAPITRE 3 :

E tude de l’écoulement de puissance pour un réseau radial de distribution et

M odélisation du D-STATCOM

3.1. Introduction

L’évolution croissante et importante de la demande en énergie appelle au suivi de l’état électrique des réseaux électriques. Cet état électrique est déterminé grâce à l’analyse de l’écoulement de puissance de ces réseaux. L'analyse du flux de puissance est un outil de base nécessaire pour les systèmes électriques en régime permanent afin de déterminer leur performance électrique. La solution de l’écoulement de puissance fournit les pertes et le profil de tension. Cette analyse est essentielle pour l'évaluation continue du système électrique existant et la planification de solutions pour l’amélioration du système afin de répondre à la demande accrue à venir. La topologie des réseaux de distribution a été exploitée par certains auteurs pour développer la technique du double balayage de la ligne (technique du backward/forward sweep) qui est plus adéquate pour les réseaux de distribution. Ce chapitre présentera une formulation du problème, une revue des solutions proposées pour le problème posé, la méthode du double balayage et sa validation par un réseau standard et enfin l’écoulement de puissance intégrant le modèle du D-STATCOM.

3.2. Formulation du problème

Nous avons une série de charges à alimenter à partir de générateurs dans un réseau radial de distribution. Toutes ces charges sont dispersées et reliées entre elles par des lignes électriques, l’ensemble constituant le réseau lui-même. Les capacités de production des différents générateurs étant connues, comment déterminer l’état électrique complet du réseau, c’est-à-dire les tensions à tous les nœuds, les transits de puissances dans toutes les branches, les pertes, etc…du réseau électrique, fait recours au calcul d’écoulement des charges.

Ce problème général est connu sous le vocable de calcul de l’écoulement de puissance ou load flow. Ce calcul fait référence à des conditions statiques de fonctionnement et à un régime établi.

3.3. Constitution du réseau

Le réseau est constitué en général des divers éléments de liaisons (lignes, transformateurs).

Sous l’hypothèse de stationnarité et de symétrie triphasée, il apparaît que le réseau peut être représenté par un schéma unifilaire. L’utilisation d’un système de grandeurs réduites (per unit ou p.u) permet de modéliser ce réseau par un circuit composé d’éléments linéaires provenant de l’association des divers schémas équivalents en π des éléments de liaison.

3.3.1. SYSTEME P.U

La normalisation de la résistance de la ligne est obtenue en la rapportant à une résistance de base

𝑅𝑏

𝑅𝑏 = 10

× 𝑉

𝑆

(3.1)

La résistance normalisée donnant ainsi :

𝑅 = 𝑅𝑟𝑒𝑒𝑙

𝑅𝑏 (3.2)

Les puissances de charges normalisées sont obtenues par :

{

𝑃 =

𝑆_{𝐵𝐴𝑆𝐸}

𝑄 =

𝑆_{𝐵𝐴𝑆𝐸}

(3.3)

𝑃𝑙 et 𝑄𝑙 étant les charges actives et réactives non normalisées.

3.3.2. Notions de modélisation du réseau 3.3.2.1. Le générateur balancier

Ne connaissant pas les pertes actives en ligne, nous ne pourrons pas imposer P (puissance active) en tous les nœuds (générateurs et charges). Pour résoudre notre problème de « load flow », il faut donc un nœud particulier (dont le rôle est assuré en pratique par un accès à un réseau) auquel la puissance active ne pourra être imposée, mais résultera de notre calcul. Nous avons vu qu’à chaque nœud d’un réseau, il faut imposer deux des quatre valeurs P, Q, V et δ (phase de V). Vu sa nature, ce nœud particulier se verra également imposer comme référence de tension et de phase 𝑉∠𝛿 (δ pris naturellement à 0). Nous introduisons donc, dans le schéma équivalent du système étudié, un générateur particulier, dit « générateur balancier » ou « slack bus ».

Considérant le problème élémentaire d’un générateur (VG, PG) alimentant une charge (PL, QL) à travers une ligne triphasée. Celle-ci est modélisée par un schéma équivalent en π et qui doit répondre au système p.u.

La Figure 3.1 présente le schéma unifilaire d’une transmission de puissance simple.

Figure 3.1 : Schéma unifilaire d’une transmission de puissance simple 3.3.2.2. Modélisation de branches

Les réseaux de distribution ont une configuration radiale et sont constitués d’un ensemble de branches. Chaque branche de ce réseau est modélisée comme une résistance en série avec une inductance pure comme le montre la Figure 3.2 :

Figure 3.2 : Schéma unifilaire d’une branche

Avec l’impédance de la branche « i » qui s’écrit comme suit :

𝑍 ̅ = 𝑅

+ 𝑗𝑋

(3.4)

Les charges sont en général modélisées comme étant dépendantes de la tension. On écrit alors pour les puissances actives et réactives d’une charge placée au nœud « i » les expressions suivantes :

𝑃

= 𝑃

( 𝑉

𝑉

)

𝑄

= 𝑄

( 𝑉

𝑉

)

(3.5)

Où :

 𝑉₀ est la tension nominale.

 𝑃_𝑖 et 𝑄_𝑖 sont respectivement la puissance active et réactive de la charge au nœud

« i » pour une tension égale à 𝑉_𝑖.

 Les coefficients α et β déterminent le caractère de la charge.

Si les coefficients α et β sont tous les deux nuls, la charge est considérée à puissance constante. Si par contre α et β sont égaux à 1, la charge est considérée à courant constant. Lorsqu’ils sont égaux à 2 la charge est considérée à impédance constante[8].

Dans la suite de notre travail, α et β seront nuls, c’est-à-dire que nous considérons les charges à puissance constantes.

La puissance apparente de la charge branchée au nœud i est, dans ce cas, donnée par la relation :

𝑆 ̅ = 𝑃

+ 𝑗𝑄

(3.6)

3.4. Revue de littérature

Au cours de ces dernières années, un nombre important de méthodes de solution du problème de l’écoulement de puissance dans les réseaux de distribution a fait l’objet de nombreux travaux de recherches.

Plusieurs méthodes ont été exploitées pour traiter le problème de l’écoulement de puissance pour les réseaux radiaux de distribution mais nous présentons dans le Tableau 3.1, les avantages et les points faibles de ces méthodes [9].

Tableau 3.1 : Classification et comparaison des méthodes d’écoulement de puissance pour un réseau radial de distribution

TECHNIQUES D’ECOULEMENT DE

PUISSANCE

AVANTAGES INCONVENIENTS

Newton 1. Ne dépend pas de la solution initiale

2. Taux de convergence plus élevé

1. Ordre de convergence moins de 2

2. Si la matrice jacobienne est singulière alors il échoue Optimisation par

Algorithme Génétique

1. Simple à mettre en œuvre 2. Problèmes hors ligne appropriés

1. Dans un réseau complexe, le calcul est excessif et le temps est nécessaire

2. Sensible au contrôle de paramètre

Optimisation par Essaim de particules

1. Problèmes hors ligne appropriés

2. Plus rapide que l’AG

1. Convergence plus lente 2. Infructueux dans un réseau complexe

Réseau neurone artificiel

1. Convient aux problèmes en ligne

2. Temps de calcul faible

1. Besoin d’autres méthodes 2. Plage d'entrée spécifiée et limitée

Méthode du

« backward and forward sweep »

1. La matrice jacobienne n'est pas nécessaire

2. Ne dépend pas du nombre de nœuds source et de générateurs décentralisés pour les petits réseaux 3. Convient pour les problèmes en ligne et hors ligne

1. Échec pour de lourdes charges

2. Échec pour un réseau à grande échelle

La finalité du travail étant la réduction des pertes techniques dans les réseaux de distribution qui ne peut être menée sans avoir au préalable résolu le problème de l’écoulement de charge,

Nous débuterons d’abord par la modélisation du problème, ensuite nous continuerons par décrire un algorithme complet de résolution du problème de l’écoulement de puissance et nous finirons par un test pour valider le programme mis au point.

Notre travail portera sur les réseaux radiaux de distribution. Les réseaux ramifiés étant les plus rencontrés en pratique, nous nous pencherons particulièrement sur l’étude des réseaux présentant des ramifications et sous-ramifications.

Dans la suite, il a été choisi, pour notre travail, la dernière des méthodes présentées dans le Tableau 3.1, celle du backward and forward sweep car elle est moins complexe et applicable aux réseaux radiaux de distribution.

3.5. Analyse de l’écoulement de puissance dans un réseau de distribution

Le problème de l’écoulement de puissance nécessite l’analyse de la configuration du réseau.

3.5.1. Recherche de la configuration de la ligne

3.5.1.1. Construction de la matrice M de reconnaissance du réseau

Pour faciliter la détermination de la configuration de toute ligne radiale ramifiée, on construit une matrice M qui va contenir les informations qui régissent la configuration cherchée. Pour ce faire, on doit renseigner certaines données, que nous avons appelées données de reconnaissance du réseau, comme décrit dans [8] auxquelles on a ajouté une autre donnée (Nr) définie par la suite.

Dans la suite de notre travail, pour une facilité avec notre logiciel de programmation MATLAB, les numéros de nœuds seront renommés pour que le nœud principal porte le numéro 1 au lieu du numéro 0.

NB :

 Les variables commençant par une lettre majuscule sont des matrices

 Les variables commençant par une lettre minuscule sont des scalaires Les données de reconnaissance du réseau se présentent comme suit :

 rfp : numéro du nœud terminal de la branche principale

 nmr : nombre de ramification