Thème - univ-eloued.dz

République Algérienne Démocratique et Populaire

Ministère de l’enseignement Supérieur

et de la Recherche scientifique

Université Echahid Hamma Lakhdar d’El-Oued

Faculté de Technologie

Mémoire de Fin d'Étude

En vue de l'obtention du diplôme de

MASTER ACADEMIQUE

Domaine : Technologie

Filière : Génie Électrique

Spécialité : Réseaux Électriques

Thème

Encadré par : Réalisé par : Mer. Mammeri Ossama Derdouri Abdelghani

Bouskaya Sofiane

Compensation dynamique de la puissance réactive

(Etude comparative SVC et TCSC)

Année Universitaire: 2018/2019

Résumé

في الشبكة الكهربائية ( FACTC )دماج أنظمة خطوط النقل المتقاربة المطواعة إنمذجة و

: ملخص

في الشبكات الكهربائية FACTC ) (سنقوم بدراسة تحليل و نمذجة وتكامل أجهزة التعويض الديناميكيةفي هذه المذكرة

لمراقبة سيران القدرة و التقليل من ضياعات الطاقة ورفع التوتر الكهربائي و سنتطرق لدراسة نموذجين أساسيين المتمثلين في

واعتمدنا على خوارزمية غوص سيدال ( TCSC )ونظام التحكم في السعة الخطية SVC ) (نظام تعديل القدرة الغير فعالة

(GS) لإظهار أهمية وفوائد دمج هذه الأجهزة في شبكات الطاقة ، وللتحقق من صحة لقدرة و التقليدية لحل مشكلة سيران ا

.(JB ، 30 JB 9نتائجنا التي تم الحصول عليها عن طريق البرمجة على شبكات الاختبار )

Résumé :

Dans ce mémoire, on va étudier et analyser la modélisation et l’intégration des dispositifs de

compensation dynamiques dans les réseaux électriques pour un objectif principal le réglage

flexible de la tension ainsi que une réduction des pertes totale dans les réseaux électriques. Le

model de dispositif shunt (SVC) utilisé comme un régulateur efficace de l’énergie réactive, le

model série (TCSC), utilisé comme un régulateur de la puissance active transitée ont été intégré

dans la méthode de GAUSS_SIEDAL, l’algorithme a convergé avec un nombre minimal

d’itération. Afin de prouver l'importance et les avantages d'intégrer ces dispositifs dans les

réseaux électriques, et de valider nos résultats obtenus par programmation sur des réseaux test

(9JB ,30JB).

Remerciements

Nous Tenons à remercier avant tout Dieu le tout puissant, pour

notre avoir donné lasanté, le courage et la volonté d’étudier et

pour notre avoir permis de réaliser ce modeste travail dans les

meilleures conditions.

Au terme de cette modeste étude, je tiens à exprimer nos

profonde gratitude et nos vifs remerciements à notre promoteur

Mr : Osaama Maamri pour le soutien, l’aide et les conseils qu’il

notre a dispensé pour l’élaboration de ce présent mémoire et à

nos formation durant les années d'étude.

Nous voudrissons aussi remercier notre très chers les

enseignants Mr: Kassem Abdelmalek pour les conseils qu’il nos a

dispensé pour l’élaboration de ce mémoire.

Nous remercions fortement de département d’électrotechnique

qui nos a beaucoup aidés durant la réalisation de notre

mémoire.

Un grand merci pour toutes les personnes qui ont contribué de

prés ou de loin

pour la réalisation de ce mémoire.

Dédicaces

C’est tout plein de joie que je dédie ce travail à ceux qui m’ont été

une source

d’inspiration et de volonté ;

A ma mère et mon père pour leurs encouragements et conseils

durant la période de mes études ;

Je le dédie à mes très chers frères et sœurs ;

A toute ma grande famille Derdouri et Bouskaya ;

Une dédicace à tous mes amis, ET pour tous ceux qui me

connaissent ;

A la fin je dédie très chaleureusement ce mémoire

à mon binôme.

Sommaire

Sommaire

i

Sommaire

✓ Résumé

✓ Remerciement

✓ Dédicaces

✓ Sommaire………………………………………………………………..……..i

✓ Liste des figures............................................................................................... iv

✓ Liste des tableaux ............................................................................................ vi

✓ Symboles et abréviations…………………………………………………… vii

Introduction générale…………………………………………………………………01

Chapitre I

Généralité sur la puissance réactive et la tension dans le réseau électrique

I.1. Introduction………………………………………………………………………03

I.2. Tension………...…………………………………………………………………03

I.2.1. La qualité de la tension……………………..…………………………….…03

I.2.1.1. Amplitude………....…………………………………………………...03

I.2.1.2. Fréquence…......……………………………………………..………...04

I.2.1.3. Forme d’onde…………………………………………………………..04

I.2.1.4. Symétrie…………………………….…………………….…..…..........05

I.2.2. Dégradation de la qualité de tension……………..………………...……….05

I.2.3. Les perturbantes de tension………………………….……………………...05

I.2.3.1. Chutes de tension……………………………..….…..………………...05

I.2.3.2. Creux de tension………………………………………...………….….06

I.2.3.3. Variation Lente de Tension……………………………..……………..06

I.2.3.4. Variations et fluctuations de tension……………………………….….07

I.2.3.5. Déséquilibre de tension………………………………………………..07

I.2.3.6. Variation ou fluctuation de la fréquence……………………...……….08

I.3. La Puissance Réactive……………………………………………………………08

I.3.1. Importance de la puissance réactive………………………….……………..09

I.3.2. Facteur de puissance………………………………………….……………..09

I.3.3. Bilan de la puissance réactive…………………………….…..…………….10

I.3.4. Tangente……………………………………………………....…………….10

I.3.5. Composantes active et réactive du courant…………..……..………………11

Sommaire

ii

I.4. Transport de la puissance active et réactive……………………….……..………11

I.4.1. Impédances séries…………………………………………….……………..12

I.4.2. Susceptance shunt…………………………………………..………………13

I .5. Contrôles dans le problème tension / puissance réactive………………..………13

I.6. Compensation de la puissance réactive…………………………………..….…...15

I.7. Conclusion………………………………………………..………………..…….16

Chapitre II

Compensation dynamique de la puissance réactive FACTS

II.1. Introduction…………………………………………… ………..……………..17

II.2. Compensateurs statiques de puissance réactive…………………...…...………..17

II.3. Définition des FACTS………………………………………………..…………17

II.4. Les différents types des systèmes FACTS…………………………..………….18

II.4.1. Classification des dispositifs FACTS…………………………...…………19

II.4.1.1. Brève description et définitions des dispositifs FACTS………….…..19

II.5. Modes de fonctionnement du SVC et TCSC…………………………...………21

II.5.1. Mode de fonctionnement du SVC……….……………………...….………21

II.5.2. Mode de fonctionnement du TCSC……………………………..…...…….22

II.5.2.1. Mode de blocage……………………………………………………...22

II.5.2.2. Mode by-pass………………………………………..…………….…22

II.6. Rôle des dispositifs FACTS………………………………………………...…..22

II.7. Les avantages, les inconvénients et les contraintes de la technologie des

dispositifs FACTS …………………………………………………………….……..23

II.8. Conclusion……………………………………………………………...………24

Chapitre III

Modélisation des dispositifs FACTS (SVC, TCSC )

III.1. Introduction…………………………………………………………….………25

III.2. Caractéristique d'un compensateur statique (SVC)………………...…………..25

III.2.1. Caractéristique en V d’un compensateur statique………...…..…………..25

III.2.2. Caractéristique 𝑄𝑆𝑉𝐶(I) d’un SVC……………...………………..………..26

III.3. Modélisation des compensateurs statiques…...……………………………..….27

III.3.1. Introduction……...………………………………………………………..27

Sommaire

iii

III.3.2. Modélisation de SVC…………...……………………………...……….....27

III .3.3. Modèle du compensateur shunt SVC………...……….………….............27

III.3.3.1. Les équations de SVC…………...……………...……………………28

III.4. Implantation du compensateur statique dans le problème de l’écoulement de

puissance …………………………………………………………………………….29

III.5. L'organigramme globale de l’intégration de SVC……………….……………..31

III.5.1. Organigramme détaillée……………...…………….………......................32

III.6. Control des transits de puissances par dispositif FACTS (TCSC)…...……....34

ΙΙΙ.6.1. Modélisation du TCSC……………………………………..….……….....34

ΙΙΙ.6.2. Implantation de TCSC dans le problème de l'écoulement de puissance….38

III.6.3. L'organigramme globale de l’intégration de TCSC…………….................40

III.6.3.1. Organigramme détaillée…………….………………………………..41

III.7. Conclusion…………………………………………………………..……...…..43

Chapitre VI

Test de Application

VI.1. Test de Application :(compensation shunt avec SVC)…………. ……….…...44

VI.1.1. Test de Application(1): réseau électrique de 9 jeux de barres………...….44

VI.1.1.1. les résultats de programmation (réseau 9 jeux de barres)…...…….....45

VI.1.1.2. Les résultats de programmation(Puissance généré, Pertes,…….)

de réseau 9 jeux de barres……..……………………………………….47

VI.1.2. Test de Application( 2) : réseau électrique de 30 jeux de barres…….......50

VI.1.2.1. les résultats de programmation (réseau 30 jeux de barres)……….….51

VI.1.2.2. Les résultats de programmation(Puissance généré, Pertes, ……)

de réseau 30 jeux de barres………………………………………......54

VI.1.3. Comparaison des résultats du chute de tension dans les deux réseaux

(9 jeux de barres- 30 jeux de barres )… …… ………………………………..57

VI .2. Test de Application :(compensation série avec TCSC )………….. …………57

VI.2.1. Test de Application(1): réseau électrique de 9 jeux de barres…………....57

VI.2.2. Test de Application(2): réseau électrique de 30 jeux de barres…………..59

VI.3. Interprétation…………………………………………..………………………60

Conclusion générale………………………………………………………………....61

✓ Références bibliographique…………………………………………………..62

✓ Annexe……………………………………………………………………….65

Liste de figure

iv

Liste de figure

Figure I.1: Creux de tension…...…………….……………………………………….06

Figure I.2: Exemple de variation rapide de la tension…………….……….…………07

Figure I.3: Déséquilibre des tensions triphasées…………...…………………...……08

Figure I.4: Exemple de fluctuation de la fréquence……...…………………………..08

Figure I.5: Principe de la puissance active et réactive……………………………….09

Figure I.6: Composition vectorielle des courants actif, réactif et apparent……...…...11

Figure I.7: Circuit équivalent en π d'une ligne électrique………………………...….12

Figure I.8: Impédance série d’une ligne électrique…………………………………..12

Figure I.9: Susceptance shunt d'une ligne électrique…………………………...……13

Figure I.10: Circuit équivalent du réseau électrique………………….……………...14

Figure I.11: Diagramme vectoriel associé au circuit précédent………………...……14

Figure II.12: différentes catégories des dispositifs de contrôle des réseaux

électriques…………………………………………………………………………… 18

Figure II.13: Classification des dispositifs FACTS selon la catégorie……………….19

Figure II.14: Structure d’un TCR-FC…………………………………...……………21

Figure II.15: Structure d’un TCR-TSC………………………………………………21

Figure II.16: Structure d'un TCR-TSC-FC…………………….……………………..21

Figure II.17: Structure d'un TCR-TSR-TSC……………………………………...….21

Figure II.18: Module et phase de l’impédance du TCSC…….………………………22

Figure III.19: la caractéristique en V d’un SVC………………………………….....26

Figure III.20: Variation de la puissance réactive en fonction du courant…………..26

Figure III.21: Présentation d’un compensateur SVC………………………………..27

Figure III.22: Représentation du circuit de base pour le compensateur SVC………28

Figure III.23: la variation de la susceptance en fonction de l’angle d’amorçage…...28

Figure III.24: Variation de la susceptance en fonction de l’angle α…………………29

Figure III.25: Schéma d’un TCSC…………...………………………………………35

Figure III.26: Capacitor voltage and thyristor current waveforms for different

thyristor firing angles……………………………..………………………………….36

Figure III.27: variation de l’impédance de TCSC en fonction de l’angle d’amorçage

avec différent valeur de ……………………….…………………………………..38

Figure III.28: Schéma équivalent d’un TCSC……………………………..…………38

Liste de figure

v

Figure III.29: Remplacement SV par SI ………………………………………..……38

Figure III.30: Modèle d’injection : puissance injectées équivalentes………………..39

Figure VI.31: Schéma d’un réseau test de 9 jeux de barres………………………….44

Figure VI.32: Variation de la tension – cas normale…………………………………45

Figure VI.33: Variation de la tension – cas rupture de la ligne (1-2)………………...46

Figure VI.34: Variation de tension dans les deux jeux de barres sensibles-cas rupture

de la ligne(1-2)…………………………………………………………………….…48

Figure VI.35: Variation de tension dans les deux jeux de barres sensibles-cas

normale……………………………………………………………………………….48

Figure VI.36: Variation de la tension en fonction de l' incrémentation de la charge...49

Figure VI.37: Schéma d' un réseau de 30 jeux de barres………………...…………..50

Figure VI.38: Variation de la tension – cas normale………………...……………….53

Figure VI.39: Variation de la tension – cas rupture de la ligne (27-30)………......….53

Figure VI.40: Variation de la tension en fonction de l' incrémentation de la charge...56

Liste des tableaux

vi

Liste des tableaux

Tableau VI.1: Résultats des tensions du réseau électrique –cas normale……….…...45

Tableau VI.2: Résultats des tensions du réseau électrique –cas rupture de la

ligne (1-2)………………………………………………………………………...…..46

Tableau VI.3.a: cas sans compensation.……….…………...……………………..….47

Tableau VI.3.b: cas avec compensation.…...……………………………….…..……48

Tableau VI.4: cas de l'augmentation de la charge avec :20 ٪ , 100 ٪ :………...……..49

Tableau VI.5: Résultats des tensions du réseau électrique –cas normal:………...…..51

Tableau VI.6: Résultats des tensions du réseau électrique –cas rupture de

la ligne(27-30):……………………………………………………………………….52

Tableau VI.7.a: cas sans compensation:……...………………………………….…...54

Tableau VI.7.b: cas avec compensation:……………………………………………..55

Tableau VI.8: cas de l'augmentation de la charge avec :20 ٪ , 100٪:……..….……...56

Tableau VI.9: Résultats du réseau électrique de 9 jeux de barres…...…………….…58

Tableau VI.10: Résultats du réseau électrique de 30 jeux de barres……..…………..59

Liste des symboles et abréviations

vii

Symboles et abréviations

Symboles :

F Facteur de puissance

P Puissance active

Q Puissance réactive

S Puissance apparent

ϕ Déphasage entre la puissance apparente et la puissance active (égal au

déphasage entre le courant et la tension

I Courant de ligne

𝑰𝒂 Courant actif

𝑰𝒓 Courant réactive

𝑰𝒕 Courant apparent (total)

R Résistance série de la ligne

X Réactance série de la ligne

Z L’impédance Série Par Phase

Y L’admittance Shunt Par Phase En (Siemens)

G Conductance shunts de la ligne

B Susceptance shunts de la ligne

𝑽𝒊 la tension du convertisseur

𝑽𝟏 Tension d’alimentation

𝑽𝟐 Tension à la borne de la charge

𝑽𝒓𝒆𝒇 est la tension de référence dans le SVC

𝑿𝑪 Condensateur de réactance.

𝑿𝑳 Réactance inductive

Liste des symboles et abréviations

viii

𝜶 angle d’amorçage

∆𝑽 Chute de tension dans la ligne

𝑽𝒓 La tension AC au point de connexion

𝑽𝒊 Tension complexe au nœud i

Abréviations :

THT Très Haute Tension

FACTS Systeme de Transmission en Courant Alternatif Flexible

SVC Compensateur Statique

TCSC Condensateur série controllé par thyristors

TCR Inductance commutée par thyristors

TSC Condensateur commuté par thyristors

STATCOM Compensateur Synchrone Statique

IEEE Institute of Electrical and Electronics Engineers

TSR Thyristor Switched Reactor

SSSC Statice Synchrones Série Compensateur

UPFC Thyristor Controlled Phase Shifting Transformer.

pu Grandeur en unité relative (grandeur réduite)

GTO Gate Turn Off

Introduction générale


1


L'industrialisation et la croissance de la population sont les premiers facteurs pour lesquels la

consommation de l'énergie électrique augmente régulièrement. Ainsi, pour avoir un équilibre

entre la production et la consommation, il est à première vue nécessaire d'augmenter le nombre

de centrales électriques, de lignes, de transformateurs…. etc., ce qui implique une augmentation

de coût et une dégradation du milieu naturel. En conséquence, il est aujourd'hui important

d'avoir des réseaux maillés et de travailler proche des limites de stabilité afin de satisfaire ces

nouvelles exigences.

Le fournisseur d’énergie électrique s’efforce de garantir la qualité de l’énergie électrique,

pour arriver à augmenter la continuité de service, actuellement les critères de qualité ont évolué

avec le développement des équipements où l’électronique prend une place prépondérante dans la

production et le transport d'un réseau électrique.

Les réseaux maillés, soumis à des boucles de puissance indésirables entre zones

interconnectées, subissent des surcharges de lignes, des problèmes de stabilité et de toute

manière un accroissement des pertes. Les moyens classiques de contrôle des réseaux

(transformateur à prises réglables en charge, transformateurs déphaseurs, compensateurs série ou

parallèle commutés par disjoncteurs, modification des consignes de production, changement de

topologie du réseau et action sur l'excitation des générateurs) pourraient dans l'avenir s'avérer

trop lents et insuffisants pour répondre efficacement aux perturbations du réseau, compte tenu

notamment des nouvelles contraintes.

Il faudra vraisemblablement, dans l'avenir, compléter leur action en mettant en œuvre des

dispositifs électroniques de puissance à grande vitesse de réponse, récemment développés et

connus sous l'appellation FACTS pour le contrôle des réseaux.

Les systèmes FACTS sont des systèmes de contrôle rapide des réseaux utilisant les

ressources offertes par l'électronique de puissance et la micro-électronique de commande ont été

récemment étudiés et réalisés, et sont actuellement pour certains en application normale.

Le développement récent des dispositifs FACTS ouvre de nouvelles perspectives pour une

exploitation plus efficace des réseaux par action continue et rapide sur les différents paramètres

du réseau (déphasage, tension, impédance). Ainsi, les transits de puissance seront mieux

contrôlés et les tensions mieux tenues, ce qui permettra d'augmenter les marges de stabilité ou de

tendre vers les limites thermiques des lignes.

Généralement, le rôle principal des dispositifs FACTS est la compensation de l'énergie

électrique à l'intérieur d'un réseau basée sur les trois domaines de recherche suivants :


2

✓ Le Problème des pertes de puissance, des chutes de tension.

✓ L'optimisation de l'écoulement de puissance (Dispatching).

✓ La stabilité des tensions.

Dans ce projet, on va étudier la modélisation et l’intégration efficace des dispositifs de

compensation dynamique (FACTS) pour l’amélioration de la qualité de l’énergie électrique.

atteindre cet objectif de recherche, ce mémoire est organisé en quatre chapitres:

Dans le premier chapitre, nous décrivons d’une façon générale la Puissance réactive et la

qualité de tension dans les réseaux électriques. Ainsi que les différentes techniques de contrôle

des tensions/puissances réactives.

Le second chapitre, est une présentation générale du compensation de puissance réactive. On

dresse tout ,d'abord les techniques de compensation de puissance réactive classiques. Une

classification des différents types de FACTS est proposée et les principaux dispositifs de chaque

famille sont décrits de façon plus détaillée.

Le troisième chapitre est consacré à l'étude profonde concerne la modélisation et l’application

du contrôleur SVC et TCSC dans l'écoulement de puissance et on présente les éléments qui

constituent ce dispositif.

Le quatrième chapitre,on a exposé en détails les résultats de test Programme développé sous

l' environnement MATLAB (une application du SVC dans les réseaux électriques).

Chapitre I

Généralité sur la puissance

réactive et la tension dans le

réseau électrique

Chapitre I Généralité sur la puissance réactive et la tension dans le réseau électrique

3

I.1. Introduction :

la généralité sur la puissance réactive et la tension 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 :

➢ 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 [1].

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.2. Tension : [2]

I.2.1. La qualité de la tension :

La qualité d'énergie ou de la tension est le concept d'efficacité de classer les

équipements sensibles d'une manière qui convient à l'opération de l'équipement. Pour

rappel, la tension possède quatre caractéristiques principales :

1/La fréquence.

2/L’amplitude.

3/La forme d’onde.

4/La symétrie.

I.2.1.1. Amplitude :

L’amplitude de la tension est un facteur crucial pour la qualité de l’électricité. Elle

constitue en général le premier engagement contractuel du distributeur d’énergie.

Habituellement, l’amplitude de la tension doit être maintenue dans un intervalle de ±10%

autour de la valeur nominale.


4

Dans le cas idéal, les trois tensions ont la même amplitude, qui est une constante.

Cependant, plusieurs phénomènes perturbateurs peuvent affecter l’amplitude des tensions.

En fonction de la variation de l’amplitude on distingue deux grandes familles de

perturbations :

➢ Les creux de tension, coupures et surtensions : Ces perturbations se caractérisent

par des variations importantes de l’amplitude. Elles ont pour principale origine des

courts-circuits, et peuvent avoir des conséquences importantes pour les

équipements électriques.

➢ Les variations de tension : Ces perturbations se caractérisent par des variations de

l’amplitude de la tension inférieure à 10% de sa valeur nominale. Elles sont

généralement dues à des charges fluctuantes ou des modifications de la

configuration du réseau [3].

I.2.1.2. Fréquence :

Dans le cas idéal, les trois tensions sont alternatives et sinusoïdales d’une fréquence

constante de 50 HZ ou 60 HZ selon le pays. Des variations de fréquence peuvent être

provoquées par des pertes importantes de production, de l’îlotage d’un groupe sur ses

auxiliaires ou son passage en réseau séparé, ou d’un défaut dont la chute de tension

résultante entraîne une réduction de la charge.

Cependant, ces variations sont en général très faibles (moins de 1%) et ne nuisent pas

au bon fonctionnement des équipements électriques ou électroniques. Pour les pays

européens dont les réseaux sont interconnectés, la norme EN 50160 précise que la

fréquence fondamentale mesurée sur 10s doit se trouver dans l’intervalle 50HZ ±1%

pendant 99,5% de l’année, et 6%÷ 4% durant 100% du temps. Il faut également remarquer

que les variations de fréquence peuvent être bien plus importantes pour les réseaux

autonomes [3].

I.2.1.3. Forme d’onde :

La forme d’onde des trois tensions formant un système triphasé doit être la plus proche

possible d’une sinusoïde. En cas de perturbations au niveau de la forme d’onde, la tension

n’est plus sinusoïdale et peut en général être considérée comme une onde fondamentale à

50HZ associée à des ondes de fréquences supérieures ou inférieures à 50HZ appelées

également harmoniques.


5

Les tensions peuvent également contenir des signaux permanents mais non-

périodiques, alors dénommés bruits [3].

I.2.1.4. Symétrie : [3]

La symétrie d’un système triphasé se caractérise par l’égalité des modules des trois

tensions et celle de leurs déphasages relatifs. La dissymétrie de tels systèmes est

communément appelé déséquilibre.

I.2.2. Dégradation de la qualité de tension : [2]

Les perturbations dégradants la qualité de tension peuvent résulter de:

a-Défauts dans le réseau électrique ou dans les installations des clients :

➢ Court-circuit dans un poste, une ligne aérienne, un câble souterrain, etc.

➢ Causes atmosphériques (foudre, givre, tempête…).

➢ Matérielles (vieillissement d’isolants…).

➢ Humaines (fausses manœuvres, travaux de tiers…).

b-Installations perturbatrices :

➢ Fours à arc.

➢ Soudeuses.

➢ Variateurs de vitesse.

➢ Toutes applications de l'électronique de puissance, téléviseurs, éclairage

fluorescent.

➢ Démarrage ou commutation d’appareils, etc.

Les principaux phénomènes pouvant affecter la qualité de la tension lorsque celle-ci est

présente sont brièvement décrits ci-après [4].

I.2.3. Les perturbantes de tension :

I.2.3.1. Chutes de tension :

Une chute de tension (dips) est une brève diminution ou bien une disparition complète

de la tension. Elle se caractérise par sa durée et par la tension résiduelle, généralement

exprimée en pourcentage de la valeur RMS de la tension, au point le plus bas pendant la

chute de tension. Lors d'une chute de tension la charge ne reçoit pas toute l'énergie

nécessaire à son fonctionnement, ce qui peut bien évidemment avoir de graves

conséquences selon le type d'appareil concerné [6].


6

Lorsque le transit dans une ligne électrique est assez important, la circulation du

courant dans la ligne provoque une chute de tension. La tension est alors plus basse en bout

de ligne qu’en son origine, et plus la ligne est chargée en transit de puissance, plus la chut e

de tension sera importante [5].

Un réseau dans lequel la consommation est éloignée de la production, présentera un

profil de tension différent de celui d’un réseau dans lequel la production et la

consommation sont uniformément réparties. Chaque centrale impose la tension à sa sortie,

et la tension évolue dans le réseau en fonction de la consommation alimentée [5].

C’est pourquoi dans les réseaux maillés THT, la tension est différente suivant l’endroit

où l’on se trouve. À la pointe de consommation, la tension est forte aux nœuds du réseau

où les centrales débitent, et relativement basse aux points de consommation éloignés des

centrales.

I.2.3.2. Creux de tension :

Un creux de tension est une diminution brusque dela tension de fourniture Uf. Cette

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

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

de 10 ms à 3 min [7]. La plupart des appareils électriques admettent une coupure totale

d’alimentation d’une durée inférieure à 10 ms [5].

Figure I.1: Creux de tension[4].

I.2.3.3. 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 [8].


7

I.2.3.4. Variations et fluctuations de tension :

Des variations rapides de tension, répétitives ou aléatoires (figure I.2), sont provoquées

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

les soudeuses, fours à arc, éoliennes, etc [2].

Les fluctuations de tension sont une suite de variations de tension ou des variations

cycliques ou aléatoires de l’enveloppe d’une tension dont les caractéristiques sont la

fréquence de la variation et l’amplitude.

Figure I.2: Exemple de variation rapide de la tension.

Origines des variations et fluctuations de tension :

➢ Les variations lentes de tension sont causées par la variation lente des charges

connectées au réseau.

➢ Les fluctuations de tension sont principalement dues à des charges industrielles

rapidement variables comme les machines à souder, les fours à arc, les laminoirs.

I.2.3.5. Déséquilibre de tension :

Un récepteur électrique triphasé, 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

courants non équilibrés dans les impédances du réseau figure (I.3). Ceci est fréquent pour

les réceptrices monophasées basses tensions. 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.

Un système triphasé est déséquilibré lorsque les trois tensions ne sont pas égales en

amplitude et/ou ne sont pas déphasées les unes des autres de 120° [2].


8

Figure I.3: Déséquilibre des tensions triphasées.

I.2.3.6. Variation ou fluctuation de la fréquence :

Les fluctuations de fréquence sont observées le plus souvent sur des réseaux non

interconnectés ou des réseaux sur groupe électrogène. Dans des conditions normales

d'exploitation, la valeur moyenne de la fréquence fondamentale doit être comprise dans

l'intervalle 50 Hz ±1% comme illustré sur la figure (I.4).

Figure I.4: Exemple de fluctuation de la fréquence.

I.3. La Puissance Réactive :

Les réseaux électriques à courant alternatif fournissent de la puissance apparente. Cette

puissance se décompose en deux formes:

➢ La puissance active : est la puissance utilisée et transformée en énergie mécanique

(travail), chimique, radiante, etc. plus la puissance abandonnée en chaleur (pertes).

➢ La puissance réactive: se transforme en champs magnétiques .Les consommateurs

de la puissance réactive sont : les moteurs asynchrones, les transformateurs, les

inductances (ballasts de tubes fluorescents) et les convertisseurs statiques

(redresseurs) [4].


9

Le transport de la puissance réactive à longue distance présente une série

d’inconvénients tels que les chutes de tension considérables, les pertes de ligne par effet

joule et moins de capacité pour transporter la puissance active [5].

À l'exception de ces aspects purement statiques, la puissance réactive peut jouer un

grand rôle dans d’autres aspects dynamiques, tels-que les fluctuations de tension produites

par les variations soudaines des charges, et le phénomène flicker.

Afin de garantir une bonne qualité d’énergie il est nécessaire de satisfaire l’équilibre

offre demande de l’énergie réactive, de fournir une tension aussi régulière que possible et

de respecter un certain nombre de contraintes techniques.

Actuellement, avec la complexité des réseaux, la participation des générateurs dans la

production de l’énergie réactive est devenue insuffisante. Elle est générée en grande partie

par les moyens de compensation existants [5].

Figure I.5: Principe de la puissance active et réactive [9].

I.3.1. Importance de la puissance réactive :

L’énergie réactive est un facteur très important qui influe sur la stabilité et l’équilibre

du réseau électrique, ainsi que son fonctionnement. Les effets secondaires de ce facteur

résument dans les points suivants :

➢ La chute de tension dans les lignes et les postes de transformation.

➢ Les pertes supplémentaires actives dans les lignes, les transformateurs et les

générateurs.

➢ Les variations de tension du réseau sont étroitement liées à la fluctuation de la

puissance réactive dans le système de production [10].

I.3.2. Facteur de puissance : [10]

C’est le quotient de la puissance active consommée et de la puissance apparente

fournie.

𝐹 =P(𝑊)

S(VA)= 𝑐𝑜𝑠𝜑 (I-1)


10

Le cos 𝜑 est le facteur de puissance qui est fondamental et ne prend pas en compte la

puissance véhiculée par les harmoniques.

➢ Un facteur de puissance cos 𝜃 ≈ 1 indique une faible consommation d’énergie

réactive et optimise le fonctionnement d’une installation. Il permet d'identifier

facilement les appareils plus ou moins consommateur de puissance réactive.

➢ Un facteur de puissance cos 𝜃 = 1 ne conduira à aucune consommation de la

puissance réactive (résistive pure).

➢ Un facteur de puissance cos 𝜃 < 1 conduira à consommation de la puissance

réactive d'autant plus importante qu'il se rapproche de (0) (inductive pure).

Dans une installation électrique, le facteur de puissance pourra être différent d'un atelier

à un autre, selon les appareils installés et la manière dont ils sont utilisés (fonctionnement à

vide, pleine charge).

I.3.3. Bilan de la puissance réactive :

Le bilan de puissance réactive du réseau s'écrit :

∑Q12=∑Q34+ générations ou consommations réactives du réseau (I-2)

Q12 : Puissance réactive générée.

Q34 : Puissance réactive consommée.

La somme des puissances réactives injectées ou absorbées par les générateurs est égale

à la somme des puissances réactives consommées/produites par les charges augmentées de

la somme des consommations/productions réactives du réseau (réactance des lignes, des

câbles, transformateurs, banc de condensateurs etc.).

L’ordre de grandeur des consommations/productions réactives du réseau est très

variable et peut être relativement élevé.

Le problème qui survient à ce niveau est qu’il n'est pas possible de prédire les termes

qui viennent du réseau de manière directe. En effet, ceux-ci dépendent des niveaux réels de

tension et de la répartition du transit de puissance dans les lignes et les transformateurs. Or,

c’est précisément ce transit que nous cherchons à déterminer [11].

I.3.4. Tangente : [10]

Certaines facteurs d’électricité (abonnés tarif vert) indiquent la valeur de tg𝜑 qui

correspond à l’énergie réactive que le distributeur doit fournir une puissance active donnée.

𝑡𝑎𝑛 𝜑 =é𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑒 𝑟é𝑎𝑐𝑡𝑖𝑣𝑒

é𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑒 active=

𝑄(𝑉𝐴𝑅)

𝑃(𝑊) (I-3)


11

I.3.5. Composantes active et réactive du courant :

A chacune de ces énergies active et réactive correspond un courant.

➢ Le courant actif (𝐼𝑎) : est en phase avec la tension du réseau.

➢ Le courant réactif (𝐼𝑟) : est déphasé de 90° par rapport au courant actif, en

arrière(récepteur inductif) ou en avant (récepteur capacitif).

➢ Le courant apparent (𝐼𝑡) (total) : est le courant résultant qui parcourt le câble

électrique depuis la source jusqu’au récepteur. Ce courant est déphasé d’un angle φ

par rapport au courant actif (ou par rapport à la tension).

Pour un courant ne comportant pas de composantes harmoniques, ces courants se

composent vectoriellement en valeurs efficaces comme indiqué sur la figure (I. 6).

Figure I.6: Composition vectorielle des courants actif, réactif et apparent.

Les courants actif, réactif, et apparent, ainsi que le déphasage sont liés par les relations

suivantes :

𝐼𝑡 = √𝐼𝑎2 + 𝐼𝑟

2 (I-4)

𝐼𝑎 = 𝐼𝑡∗. cos ϕ (I-5)

𝐼𝑟 = 𝐼𝑡∗. sin ϕ (I-6)

Dans le cas d’absence d’harmoniques cos ϕ est égal au facteur de puissance [12].

I.4. Transport de la puissance active et réactive :

Quand un régime permanent de circulation d'énergie est établi dans un réseau

électrique. On peut écrire les équations reliant les puissances actives et réactives 𝑄𝑖

injectées ou soutirées en chaque sommet i et les tensions en modules |V| et phases 𝜑. La

détermination des tensions et courants sur une ligne électrique peut être effectuée en

utilisant la notation complexe. [10]. En schématisant chaque liaison (du sommet i au

sommet k) par un π symétrique tel que (i=1, k=2).


12

Figure I.7: Circuit équivalent en π d'une ligne électrique.

Les lignes sont normalement spécifiées par :

➢ Une impédance série : 𝑍 = (𝑅 + 𝑗𝑋) 𝛀/Km. (I-7)

➢ Une admittance shunt : 𝑌 = (𝐺 + 𝑗𝐵) 𝛍mhos/Km. (I-8)

En pratique G est extrêmement petit (G=0) et par conséquent jB = j cw ou B représente

la suspectante shunt 𝛍mhos/Km.

Il y a de plus un bilan de conservation, aux pertes prés, sur ∑ 𝑃𝑖et ∑ 𝑄𝑖ce bilan peut

être assuré par un sommet quelconque (ou l'on peut aussi fixer𝜃 = 0) [10].

I.4.1. Impédances séries :

Figure I.8: Impédance série d’une ligne électrique.

Les pertes dans les impédances série sont donnés par :

𝑆 = 𝑉. 𝐼∗ (I-9)

𝑉 = 𝑍. 𝐼 C’est-à-dire que 𝑆 = 𝑍𝐼. 𝐼∗ = 𝑍(𝐼𝑟 + 𝑗𝐼𝑖) (I-10)

𝑆 = 𝑃 + 𝑗𝑄 = 𝑍(𝐼𝑟2 + 𝐼𝑖

2) = 𝑍|𝐼|2 (I-11)

Avec : 𝑃 = 𝑅. |𝐼|2 et 𝑄 = 𝑋. |𝐼|2

Si: 𝑅 = 0 alors 𝑃 = 0,

𝑋 = 0 alors 𝑄 = 0,


13

I.4.2. Susceptance shunt :

Figure I.9: Susceptance shunt d'une ligne électrique.

En complexe la tension �̅� peut s'écrire :

𝑉 = 𝑉𝑟 + 𝑗𝑉𝑖 (I-12)

𝐼 = 𝑗𝐵. 𝑉 = 𝑗𝐵(𝑉𝑟 + 𝑗𝑉𝑖) = −𝐵. 𝑉𝑖 + 𝑗𝐵. 𝑉𝑟 (I-13)

𝐼∗ = −𝐵. 𝑉𝑟 − 𝑗𝐵. 𝑉𝑟 = −𝐵(𝑉𝑖 + 𝑗𝑉𝑟) (I-14)

La puissance S dans la Susceptance est donnée par 𝑆 = 𝑉𝐼∗ = 𝑃 + 𝑗𝑄 c'est-à-dire que:

𝑆 = 𝑉. 𝐼∗ = (𝑉𝑟 + 𝑗𝑉𝑖). (−𝐵. (𝑉𝑖 + 𝑗𝑉𝑟)) = −𝐵(𝑉𝑟 + 𝑗𝑉𝑖). (𝑉𝑖 + 𝑗𝑉𝑟) (I-15)

𝑆 = −𝑗𝐵(𝑉𝑟2 + 𝑉𝑖

2) = −𝐵. |𝑉|2 (I-16)

Comme 𝑆 = 𝑃 + 𝑗𝑄, donc 𝑃 = 0 et 𝑄 = −𝑗𝐵. |𝑉|2

En d’autres termes la puissance réactive Q est délivrée par la Susceptance de la ligne.

I .5. Contrôles dans le problème tension et puissance réactive :

Un système est dit bien conçu s'il peut délivrer une énergie d'alimentation fiable et de

bonne qualité par bonne qualité on entend un niveau de tension dans des limites

acceptables. Chaque fois que le niveau de tension en un point du système est soumis à des

variations cela est dû à un déséquilibre entre la puissance fournie et consommée.

En effet quand une charge est alimentée à travers une ligne de transmission dont la

tension de départ est constante, la tension de la charge dépend de l'amplitude de la charge

et du facteur de puissance de la charge. La variation de tension en un nœud est un

indicateur de déséquilibre entre la puissance réactive délivrée et celle consommée

cependant une importation de la puissance réactive donne une augmentation des pertes de

puissances et de la chute de tension à travers l'impédance d’alimentation [10].


14

a) Chute de tension sur une ligne :

Figure I.10: Circuit équivalent du réseau électrique.

Afin d'illustrer les relations entre la puissance réactive et la chute de tension,

considérons le circuit équivalent ci-dessous. La chute de tension due au courant I dans

l'impédance.

𝑍 = 𝑅 + 𝑗𝑋 et ∆𝑉 = 𝑍𝐼 = 𝑉1 − 𝑉2 (I–17)

Si nous traçons le diagramme vectoriel de ce circuit.

Figure I.11: Diagramme vectoriel associé au circuit précédent.

𝑉2étant pris comme référence

𝑆𝐷 = 𝑉2𝐼∗ = 𝑃𝐷 + 𝑗𝑄𝐷 (I–18)

𝐼 = 𝑃𝐷 − 𝑗𝑄𝐷 𝑉2⁄ (I–19)

∆𝑉 = 𝑍𝐼 = (𝑅 + 𝑗𝑋). (𝑃𝐷 − 𝑗𝑄𝐷) 𝑉2⁄ (I–20)

∆𝑉 = (𝑅𝑃𝐷 + 𝑋𝑄𝐷)/𝑉2 + 𝑗((𝑋𝑃𝐷 − 𝑅𝑄𝐷))/𝑉2 (I–21)

∆𝑉 = ∆𝑉𝑅 + 𝑗∆𝑉𝑋 (I–22)

C'est-à-dire que la chute de tension a une composante ∆𝑉𝑅en phase avec V2 et une

composante ∆VX en quadrature avec V2.

Il est clair que la chute de tension dépend simultanément de la puissance active et

réactive de la charge [10].

Comme ∆𝑉 = 𝑉1 − 𝑉2donc 𝑉1 = V2 + ∆V et en considérant de 𝑉1.


15

|𝑉1|2 = (𝑉2 + ∆𝑉𝑅)2 + (∆𝑉𝑋)2 (I–23)

|𝑉1|2 = (𝑉2 +𝑅𝑃𝐷+𝑋𝑄𝐷

𝑉2)

2+ (

𝑋𝑃𝐷−𝑅𝑄𝐷

𝑉2)

2 (I–24)

Comme ∆VX < (V2 + ∆VR) on peut approximer

|𝑉1|2 = (𝑉2 + RPD+X𝑄D

𝑉2)

2 (I–25)

𝑉1 − 𝑉2 = (X PD − R 𝑄D

𝑉2)

2 (I–26)

Puisque la réactance X est le paramètre prédominant dans l'impédance du réseau c'est-

à-dire R≪ X, on peut écrire que :

∆𝑉 = 𝑉1 − 𝑉2 ≈X 𝑄D

𝑉2 (I–27)

Donc la cause de la chute de tension à travers une impédance est due principalement au

courant réactif passant dans cette impédance, ou en d’autres termes elle est due à la

variation de la puissance réactive. Pour maintenir 𝑉2 constante si la courant I change, il

faut varier la puissance réactive au point de raccordement de la charge.

b) Contrôle de la tension : [10]

La chute de tension sur un élément de réseau s'exprime par L'équation (I–27) L'examen

de cette équation montre que pour maintenir 𝑉2constante au niveau du consommateur. On

dispose de plusieurs solutions à savoir :

➢ Augmentation de la tension de départ 𝑉1.

➢ Diminution de la réactance de la ligne par insertion de réactance capacitive.

➢ Fourniture de la puissance réactive au niveau des usagers (compensation de la

puissance réactive).

Cette compensation peut être obtenu soit par :

➢ la connexion de capacité shunts.

➢ la connexion de compensateur synchrone.

➢ la connexion de réactance shunt (pour les faibles charges, ou charges capacitives)

[10].

I.6. Compensation de la puissance réactive :

Le bilan global de la puissance réactive produite et consommée dans l'ensemble du

système électrique doit être équilibré. Toutefois, l'équilibre local n’est pas naturel. Il en

résulte des transits de la puissance réactive. Or, ces transits provoquent des chutes de


16

tension et des pertes. Il faut, donc, éviter ces transits par la production de la puissance

réactive, autant que possible, à l'endroit où elle est consommée.

Les variations de tension du réseau sont étroitement liées aux fluctuations de la

puissance réactive dans le système de production et de transport. Ceci tient au fait que la

puissance réactive intervient de manière importante dans l'expression de la chute de

tension.

L’analyse des variations de la demande de la puissance réactive montre que le

problème de l’adaptation offre-demande présente deux aspects qui nécessitent l’emploi de

dispositifs aux caractéristiques très différentes [5]:

➢ le premier consiste à suivre les fluctuations périodiques. Celles-ci sont connues,

tout au moins pour les charges dans une large mesure prévisible. Une grande part

de l’ajustement peut donc être réalisée à l’aide de moyen dont l’action est

discontinue et le temps de réponse relativement long. Cette catégorie comprend les

batteries de condensateurs et les inductances installées sur les réseaux.

➢ le second consiste à faire face aux variations brusques et aléatoires. Ceci nécessite

la mise en œuvre de moyens dont le temps de réponse est très court. Cette catégorie

comprend les groupes de production ainsi que les compensateurs synchrones et les

compensateurs statiques.

I.7. Conclusion :

Ce chapitre a traité les différents phénomènes perturbateurs qui influents sur la qualité

de tension, ainsi les différents moyens de compensation conventionnelle de la puissance

réactive.

Cela nous persuade que le contrôle de tension et l’optimisation de la puissance réactive

est un objectif important pour maintenir un profil adéquat dans les réseaux électriques.

D’autre part il doit maintenir des réserves de puissance réactive dans les différentes zones

du système pour faire face aux incidents de tension.

S’actuellement il existe une méthode moderne et sophistiqué pour le contrôle de

tension et pour optimiser la puissance réactive dans les réseaux électriques. Cette méthode

utilise les Dispositifs FACTS (basées sur l’électronique de puissance) qu’ils seront traités

en détail dans le prochain chapitre.

Chapitre II

Compensation dynamique de la

puissance réactive FACTS

Chapitre II Compensation dynamique de la puissance réactive FACTS

17

II.1. Introduction :

Avec le développement technologique et industriel que vie le monde entier la demande en

énergie électrique est en augmentation continue et sans cesse. Pour satisfaire ces besoins et

acheminer cette énergie aux points de consommation dispersés sur un large espace

géographique; les réseaux électriques, ayant des capacités de transit limité à cause des limites

thermique des lignes, doivent s'élargir et de nouvelles lignes d'extension seront ajoutées. Face à

ce problème et devant les contraintes environnementale, écologique et économique de

reconstructions de nouvelles lignes, la compagnie américaine EPRI (Electric Power Research

Institue) a lancé, en 1988, un projet d’étude des systèmes FACTS afin de mieux maîtriser le

transit de puissance dans les lignes électriques et d'augmenter leurs capacités de transfert. Le

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

d’améliorer l’exploitation du réseau électrique.

Aussi ces réseaux électriques de taille importantes seront confrontés par divers problèmes de

fonctionnement à cause du contrôle traditionnel utilisant des systèmes de commande

électromécaniques de temps de réponse lent par rapport à ces nouveaux systèmes FACTS à base

d'interrupteurs statiques et de court temps de réponse (moins d'une seconde). Aujourd'hui cette

technologie "FACTS" s'impose pour les systèmes énergétiques en augmentant leurs capacités de

transport, en améliorant le contrôle des paramètres de ces derniers donc leur assurer une

flexibilité du transfert de l'énergie et améliorer sa stabilité.

Le concept FACTS (Flexible AC Transmission System) est né pour répondre aux différentes

difficultés croissantes de transmission dans les réseaux et surtout la maîtrise de transit de

puissance (compensateur de puissance réactive, variateur de charge universel,…) ces dispositifs

peuvent améliorer le comportement dynamique des réseaux électriques [13].

II.2. Compensateurs statiques de puissance réactive :

Les compensateurs statiques de puissance réactive , ou FACTS (de l’anglais Flexible

Alternative Current Transmission System) sont des dispositifs plus récents qui associent des

bancs de condensateurs et de bobines à des convertisseurs d’électronique de puissance

permettant de régler la puissance réactive délivrée et ainsi la tension du nœud de connexion. Ces

appareils ont un temps de réponse très court, de l’ordre de quelques dizaines de millisecondes.

II.3. Définition des FACTS :

les systèmes de dispositifs FACTS sont employés pour le contrôle dynamique de tension,

impédance et angle de phase de tension afin d’ améliorer le comportement dynamique des


18

réseaux ainsi que la répartition et l'écoulement des puissance dans les réseaux. Selon IEEE, les

FACTS, sont définis comme suit:

Ce sont des systèmes à courant alternatif incorporant des éléments d’électronique de

puissance et d’autres contrôleurs statiques pour l’amélioration de la contrôlabilité et la capacité

du transit de la puissance [14].

II.4. Les différents types des systèmes FACTS :

La technologie FACTS n'est pas limitée par un seul dispositif mais elle regroupe une

collection de dispositifs à base de l'électronique de puissance implantés dans les réseaux

électriques afin de mieux contrôler le flux de puissance et augmenter la capacité de transit de

leurs lignes. Par action de contrôle rapide de ces systèmes sur l'ensemble de paramètres du

réseau: tension, impédance, déphasage …etc. ils permettent d'améliorer les marges de stabilité et

assurer une meilleure flexibilité du transfert d'énergie. La figure II.1 représente la classification

des dispositifs de compensation FACTS [15].

Figure II.12: différentes catégories des dispositifs de contrôle des réseaux électriques.

Dispositif FACTS (Rqpide ,statique) Commande conventionnelle

(Electromecanique)

A base de convertisseur de

tension

A base de thyristor R,L,C, Transfomateur

Dispositif

shunt

Compensateur Statique

synchrone STATCOM

Compensateur de

puissance reactive

Statique(SVC)

Compensateur

( L,C )Shunt

Dispositif

Série

Compensateur ( L,C )

Série

Compensateur Série

controlé par thyristor

(TCSC)

Compensateur Série

Statique synchrone

SSSC

Dispositif

Série,shunt

Transfomateur

déphaseur

Controleur dynamique

de flux de puissance

(DFC)

Controleur universel de

flux de puissance UPFC


19

II.4.1. 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.

a- Première génération : est basée sur les thyristors classiques. Ceux-ci sont généralement

utilisés pour enclencher ou déclencher les composants afin de fournir ou absorber de la

puissance réactive dans les transformateurs de réglage.

b- Deuxième génération : dite avancée, est née avec l'avènement des semi-conducteurs de

puissance commanda les 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'injecter des tensions contrôlables dans le réseau.

c- Troisième génération : (FACTS) utilisant des composants hybrides et qui est adaptée à

chaque cas. Contrairement aux deux premières générations, celle-ci n'utilise pas de

dispositifs auxiliaires encombrants tels que des transformateurs pour le couplage avec le

réseau.

Les dispositifs FACTS peuvent être classés en trois catégories figure (II.13)

Figure II.13: Classification des dispositifs FACTS selon la catégorie.

II.4.1.1. Brève description et définitions des dispositifs FACTS :

Le but de cette section est de donner une description brève et de définir différent shunt, série

et combinés série-shunt dispositifs FACTS, nous allons utiliser les termes et les définitions

d’IEEE [18].

Dispositifs

FACTS

Condensateur

Série

Compensateur

Shunt

Compensateurs

hybrides


20

a) Dispositifs FACTS Shunt :

❖ Compensateur statique de puissance réactive (Static Var Compensator- SVC)

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. Les sous-ensembles du SVC sont:

✓ Inductance Controlée par Thyristors ( Thyristor Controlled Reactor-TCR).

✓ Condensateur Commuté par Thyristors ( Thyristor-Switched Capacitor- TSC).

✓ nductance Commutée par Thyristors (Thyristor-Switched Reactor-TSR).

b) Dispositifs FACTS séries :

La compensation série peut être utilisée dans les systèmes énergétiques pour la commande du

flux d’énergie en régime permanent. En cas de lignes de transport avec une capacité thermique

suffisante, la compensation peut soulager des surcharges éventuelles sur d’autres lignes

parallèles.

❖ Condensateur Série Contrôlé par Thyristors ( Thyristor Controlled Series

Capacitor- TCSC)

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.

c) Compensateurs hybrides (série-série et shunt-série) : [17]

C'est une combinaison des dispositifs séries et shunts commandée d'une manière coordonnée

afin d'accomplir un contrôle prédéfini. Ils sont donc capables d'agir sur les trois paramètres

(tension, impédance et angle de déphasage) qui permettent de contrôler le transit de puissance

sur une ligne de transport.

Un des compensateurs hybrides les plus connus sont les :

➢ UPFC : Contrôleur universel de flux de puissance, (Unified Power Flow Controller).

➢ TCPAR ( Thyristor Controlled Phase Angle Regulator ).

Parmi les équipements FACTS, ceux qui ont des applications spécifiques tel le maintien de la

tension et le contrôle de l’écoulement de puissance : le SVC étant le plus efficace dans le

maintien de la tension et le TCSC est le meilleur choix pour un contrôle approprié du transit de

puissance et par suite la réduction des pertes actives dans le réseau [23].

De ce fait, nous avons opté, dans la suite de notre travail, pour L’utilisation combinée du

SVC et du TCSC en vue d’assurer de meilleures performances dynamiques du système avec plus

de rentabilité et d’efficacité [23].


21

II.5. Modes de fonctionnement du SVC et TCSC :

II.5.1. Mode de fonctionnement du SVC :

Les régimes de fonctionnement du SVC [19] :

a- Mode de déviation: Les thyristors sont en pleine conduction. Le circuit est alors la mise en

parallèle de l'inductance et de la capacité.

b- Mode inductif poussé: Lorsque l’angle d’amorçage α est inférieur à la valeur de résonance le

circuit agit comme une inductance.

c- Mode capacitif poussé: Quand l’angle d’amorçage est au-delà de l’angle de résonance, le

circuit se comporte comme une capacité.

d-Mode bloqué: Les thyristors sont bloqués et seule la capacité contribue dans la réactance du

circuit. absorbée par le dispositif.

Il existe plusieurs dispositions de SVC illustrés par les figures (II.14), (II.15), (II.16) et (II.17).

Figure II.14: Structure d’un TCR-FC. Figure II.15: Structure d’un TCR-TSC.

Figure II.16: Structure d'un TCR-TSC-FC. Figure II.17: Structure d'un TCR-TSR-TSC.


22

II.5.2. Mode de fonctionnement du TCSC : [20]

II.5.2.1. Mode de blocage :

Lorsque la valve à thyristor n’est pas enclenchée et que les thyristors restent à l’état non

passant, le TCSC travaille en mode de blocage, le courant IL de la ligne passe alors uniquement

à travers le banc de condensateurs, ainsi:

�̅�𝐶 = 𝑗𝑋𝐶 . 𝐼�̅�

Dans ce mode, le TCSC fonctionne comme condensateur série fixe avec un facteur de

survoltage égal à 1.

II.5.2.2. Mode by-pass :

Si la valve à thyristor est commandée en permanence, elle reste constamment à l’état passant

et le TCSC se comporte comme la connexion parallèle d’un banc de condensateurs série et de

réactance de la branche de la valve à thyristors.

Dans ce mode, la tension du condensateur pour un courant de ligne donné est beaucoup plus

faible qu’en mode de blocage.

Figure II.18: Module et phase de l’impédance du TCSC.

II.6. Rôle des dispositifs FACTS :

Le développement des dispositifs FACTS est essentiellement dû aux progrès réalisés dans le

domaine des semi-conducteurs de puissance et plus particulièrement des éléments command

ables tels le thyristor et le thyristor GTO.

Dans les dispositifs FACTS, les interrupteurs électroniques disposent de vitesses de

commande très élevées etne rencontrent pas les problèmes d’usure de leurs prédécesseurs. De ce

fait, les FACTS possèdent une très grande fiabilité et une flexibilité pratiquement sans limite.

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


23

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 [21].

De par leur vitesse de commande élevée, les FACTS possèdent de nombreuses qualités en

régime dynamique. Ils permettent en particulier:

➢ D’accroître la réserve destabilité transitoire.

➢ D’amortir les oscillations de puissance .

➢ De supporter de manière dynamique; la tension [21].

II.7. Les avantages, les inconvénients et les contraintes de la technologie des

dispositifs FACTS : [7]

a. Les avantages des dispositifs FACTS :

➢ Contrôle le transit de la puissance active.

➢ Augmente la sécurité des systèmes énergétiques (augmentation de la limite de la stabilité

transitoire, amortissement des oscillations …).

➢ Réduit le transit de l’énergie réactive.

➢ Optimise les puissances générées, donc réduit le coût de production de l’énergie.

➢ Agir comme filtre actif.

➢ Améliorée l’interconnexion et l’échange énergétique.

b. Les inconvénients :

L’introduction des harmoniques du réseau électrique ce qui le rend pollué, c'est-à- dire le

signal sera tendu et non sinusoïdale. Il rend le réseau vulnérable à la surtension dûe aux

commutations répétitives.


24

II.8. Conclusion :

Dans ce chapitre, Nous avons vu l’objectif de l’analyse de l’écoulement de puissance ainsi

que les méthodes de résolution de ce problème puis on a vu l’importance de la compensation de

puissance réactive ainsi que leurs dispositifs.

Nous avons aussi présenté un aperçu global sur les nouveaux dispositifs de contrôle et de

commande des réseaux électriques appelés FACTS comme le SVC, STATCOM et TCSC. Ces

systèmes améliorent le transit de puissance dans les lignes et la stabilité du réseau. Grace à la

grande rapidité de réaction des contrôler d’électronique constituants les FACTS, ces dernier sont

caractérises par une grande fiabilité.

Chapitre III

Modélisation des dispositifs

FACTS (SVC, TCSC )

Chapitre III Modélisation des dispositifs FACTS (SVC, TCSC )

25

III.1. Introduction :

Après avoir nous avons une présentation générale du concept « FACTS ». Une classification

des différents types est proposée et les principaux dispositifs de chaque famille sont décrits, et

présente aussi les différentes structures de FACTS (shunt, hybride et série) [24].

Pour pouvoir observer l’impact de . dispositif FACTS (TCSC) et (SVC) dans un réseau

électrique, il est nécessaire de le représenté par de modèle mathématique approprié. Le modèle

mathématique des convertisseurs de tension pour les différentes connexions dans un réseau

électriques, série ou parallèle [17].

Nous présentons la modélisation générale des deux dispositifs FACTS tels que le

compensateur SVC et le compensateur TCSC.

III.2. Caractéristique d'un compensateur statique (SVC) :

III.2.1. Caractéristique en V d’un compensateur statique : [25]

Ajustons l’angle α des thyristors commandant la branche inductive à 90° , de façon à obtenir

la pleine conduction. Le courant es al ors à sa valeur maximal, la droite L//C (figure(III.19))

montre la relation entre la tension U et le courant 𝐼𝑆𝑉𝐶 .

𝐼𝑆𝑉𝐶 =𝑈

𝑋𝐿//𝑋𝐶 (𝐴) (III-28)

Q =U2

XL−U2

XC (var) (III-29)

Lorsque l’inductance est débranchée alors l’angle de thyristors est 180° et que l e

condensateur est en service, le courant total par phase sous une tension U est égale U

XC.

La coutume est d’apposer un signe (-) à ce courant capacitif pour le distinguer du courant

inductif . La relation entre l e courant et la tension est al ors une nouvelle droite, désignée C

figure (III.19).

𝐼𝑆𝑉𝐶 =𝑈

𝑋𝐶 (III-30)

𝑄 = −𝑈2

𝑋𝐶 (III-31)

Les droites L//C et C forment ensemble une ‹‹ courbe en V ›› qui correspond aux limites

inductive et capacitive du compensateur statique. Cette figure pour.

𝑋𝐶 = 2 ∗ 𝑋𝐿


26

Figure III.19: la caractéristique en V d’un SVC.

D’aprè cette courbe, on a un courant capacitif lorsque le condensat eur est en servi ce et

l’inductance est débranchée donc le montage génère une puissance réactive et cette puissance est

en f onction de la capacité du condensateur et de l a tension. Lorsque les deux sont en service le

montage génère ou consomme une puissance réactive [25].

III.2.2. Caractéristique 𝑸𝑺𝑽𝑪(I) d’un SVC :

Pour fixer le signe de la puissance réactive Q . Le compensateur est considéré comme un

consommateur. La puissance réactive Q est positive lorsqu’elle est absorbe par le compensateur

(comportement inductif). Si par contre le compensateur fournit de la puissance réactive

(comportement capacitif ), cette dernier est considérée comme étant négative, aussi bi en une

courant I . Ces relations sont prises en compte sur la figure(III.20). Par conséquent, suivant les

exigences imposées par les consommateurs et l es lignes de transmission dans une sous-station,

la puissance réactive Q doit varie entre une certaine valeur inductive 𝑄𝐿 et une certaine valeur

capacitive 𝑄𝐶avec.

𝑄𝐶 =𝑈2

𝑋𝐶 (III-32)

Figure III.20: Variation de la puissance réactive en fonction du courant.


27

III.3. Modélisation des compensateurs statiques : [26],[27]

III.3.1. Introduction :

Les modèles de SVC l es plus courants sont des modèles statiques, car conçus pour des

logiciels de répartition de charges [28]. Lesquels sont destinés à des études statiques de réseau.

Ils sont constitués d’éléments de réseaux réactances, susceptance, nœuds, etc…

Le modèle statique est constitué d’une susceptance 𝐵𝑒 reliée entre le nœud de charge et le

potentiel nul. La susceptance est définie comme la partie imaginaire de l’admittance.

III.3.2. Modélisation de SVC :

Figure III.21: Présentation d’un compensateur SVC.

𝑽𝑲: est la tension du réseau où est connecté le SVC.

𝑩𝒆: ce la susceptance.

𝑽𝒓𝒆𝒇: est la tension de référence dans le SVC.

𝑰𝑺𝑽𝑪: est le courant dans le SVC.

III.3.3. Modèle du compensateur shunt SVC :

On définit 𝑩𝒆 la susceptance de SVC 𝐵𝑒 =1

𝑋𝑒.

𝐵𝑒 =sin(2𝛼)−2𝛼+ 𝜋(2−

𝑋𝐿𝑋𝐶)

𝜋𝑋𝐿 𝑋𝑒 =

𝜋𝑋𝐿

sin(2𝛼)−2𝛼+𝜋(2−𝑋𝐿𝑋𝐶) (III-33)

Avec 𝑉 = 𝑉𝑟𝑒𝑓 + 𝑋𝑆𝐿𝐼 (III-34)


28

Et 𝑋𝑆𝐿 = {±5% où ± 2%} de la valeur de 𝑉𝑟𝑒𝑓 [29].

III.3.3.1. Les équations de SVC :

Les équations qui décrits le comportement du SVC dans le réseau sont :

𝑉𝐼 − 𝑉𝑅𝐸𝐹 + 𝑋𝑆𝐿𝑉𝐾𝐵𝑒 = 0 (III-35)

𝑄𝑆𝑉𝐶 − 𝑉𝐾2𝐵𝑒 = 0 (III-36)

𝜋𝑋𝐶𝑋𝐿𝐵𝑒 + sin 2𝛼 + 𝜋 (2 −𝑋𝐿

𝑋𝐶) = 0 (III-37)

Figure III.22: Représentation du circuit de base pour le compensateur SVC.

Avec α représente la variation de l’angle d’amorçage des thyristors : α compris entre

[90°et 180°].

La réactance contrôler par les thyristors est en fonction de a 𝑋𝐿𝑋𝐶, α. On peut tracer la courbe

de. 𝐵𝑒 = 𝑓(𝛼), si 𝑋𝐶 = 1(𝑝𝑢) , 𝑋𝐿 = 0.5(𝑝𝑢).

Figure III.23: la variation de la susceptance en fonction de l’angle d’amorçage.


29

On remarque que 𝐵𝑒 change de signe lorsque α varie figure (III.23)

➢ Pour certains valeurs de α , β est positif, donc le montage fonctionné en mode inductif .

➢ Pour les autres valeurs ,𝐵𝑒 est négatif, donc le montage fonctionné en mode capacitif.

➢ Pour α = α0 , 𝐵𝑒 est nulle donc le montage est représenté par une charge infinie.

Pour chaque valeur de 𝑋𝐿 ( 𝑋𝐶 fixe), on obtient une caractéristique de 𝐵𝑒 et pour choisir la

première valeur il faut tenir compte de la nature de la charge à compenser et le type de ligne.

Par exemple :

Pour 𝑋𝐿=1(pu) = 𝐵𝑒 ≤ 0, donc le SVC est toujours en mode capacitive.

Par contre 𝑋𝐿 ≤ 1(𝑝𝑢) , le SVC fonctionne en mode capacitive ou inductive, d’après l’angle α

[29].

Figure III.24: Variation de la susceptance en fonction de l’angle α.

III.4.Implantation du compensateur statique dans le problème de

l’écoulement de puissance :

L’étude de l’écoulement de puissance coordonne l’exploitation de toutes les ressources

d’énergie et la répartition de la production entre les différent usagers [28],dont le but est

d’obtenir l’exploitation la plus économique qui conduit à la meilleure utilisation de toutes les

ressources ,des prévisions concernant la consommation et la production ont été faits par études

approfondies , utilisant les méthodes numérique appliqués dans ce domaine.

On peut démontrer les propriétés de l’étude de l’écoulement de puissance par la discussion

d’un système de n jeux de barres.

Chaque jeu de barres est alimenté d’un générateur. Les générateurs fournissent les

énergies,𝑆𝐺1, 𝑆𝐺2,∙∙∙∙∙∙∙∙∙∙∙∙∙∙∙∙𝑆𝐺𝑛 les jeux de barres. Les charges demandées sont prises de chaque jeu

de barres à des quantités 𝑆𝐷1, 𝑆𝐷2,∙∙∙∙∙∙∙∙∙∙∙∙∙∙∙∙𝑆𝐷𝑛 , les jeux de barres sont liés par des lignes qui

sont caractérisés par 𝑌𝑏𝑢𝑠 .


30

Les tensions des jeux de barres sont symbolisées par 𝑉1, 𝑉2,∙∙∙∙∙∙∙∙∙∙∙∙∙∙∙∙𝑉𝑛

respectivement . Pour ce réseau la puissance de chaque jeu de barres est donné par :

𝑃𝑖 + 𝑗𝑄𝑖 = (𝑃𝐺1 − 𝑃𝐷1) + 𝑗(𝑄𝐺1 − 𝑄𝐷1) (III − 38)

La puissance apparente iS injectée au jeu de barres i est donnée par l’équation

𝑆𝑖 = 𝑉𝑖. 𝐼𝑖∗ → 𝐼𝑖 =

𝑆𝑖∗

𝑉𝑖∗ = ∑ 𝑌𝑖,𝐾𝑉𝐾

𝐾=𝑛

𝐾=1

(III − 39)

𝑆𝑖∗ = 𝑃𝑖 − 𝑗𝑄𝑖 = (∑ 𝑌𝑖,𝐾𝑉𝐾

𝐾=𝑛

𝐾=1

)𝑉𝑖∗ (III − 40)

𝑰𝒊 : le courant qui entre dans le jeu de barres i .

𝑉𝑖 =1

𝑌𝑖,𝑖(𝑃𝑖 − 𝑗𝑄𝑖𝑉𝑖∗ − ( ∑ 𝑌𝑖,𝐾𝑉𝐾

𝐾=𝑛

𝐾=1,𝐾≠𝑖

)) (III − 41)

Pour le jeu de barres de contrôle :

𝑄𝑖 = 𝑄𝑆𝑉𝐶 − 𝑄𝐷 → 𝑄𝑆𝑉𝐶 = 𝑄𝑖 + 𝑄𝐷 (III − 42)

Pour le réglage flexible de la tension au niveau des jeux de barres, on calcule la valeur de

l’énergie réactive𝑄𝑖 nécessaire pour ramener la tension 𝑉𝑖à la tension désiré 𝑉𝑟𝑒𝑓 puis on calcule

la susceptance en aboutissant enfin à la valeur de l’angle 𝛼 .

Cette tension varie suivant une pente de régulation du compensateur statique .

On peut donner un organigramme qui décrit les étapes de fonctionnement du SVC dans un

réseau électrique.

Le système de commande est basé sur les équations du tension, susceptance et l’énergie

réactive fournie par le compensateur.

Le compensateur statique SVC permet de stabiliser très rapidement la tension de réseau à la

valeur de consigne. Le système de commande lit en permanence la tension mesurée au primaire

du transformateur de couplage. Cette tension est comparée avec la valeur de consigne. Si la

tension change à la suite d’une manœuvre ou d’une instabilité de réseau.

L’erreur est détectée par le système de commande. Celui-ci réajuste automatiquement la

puissance réactive absorbée ou générée, et l’angle de l’inductance. La susceptance du SVC

vue du primaire du transformateur :

𝐵𝑃 =1

𝑋𝑇+𝑋𝑒 (III − 43)

Les limites de 𝐵𝑃 sont déterminées à partir 𝐵𝑒(𝑚𝑖𝑛) et 𝐵𝑒(𝑚𝑎𝑥).

La tension est réglée suivant la caractéristique représentée par l’équation (III − 43) [27].


31

III.5. L'organigramme globale de l’intégration de SVC: [27],[30]

Oui

Non

Non

Oui

début

déterminer le jeu de barre le plus sensible aux variation de la charge

la compensation avec SVC : calcule l’énergie réactive nécessaire pour réglée la

tension en fonction de la tension de control

Conclure la susceptance Be correspondant

𝐵𝑒 𝑚𝑖𝑛 < 𝐵𝑒 < 𝐵𝑒 𝑚𝑎𝑥

𝐵𝑒 > 𝐵𝑒 𝑚𝑎𝑥

L’angle

𝛼 = 90° L’angle

𝛼 = 180°

base de donnée : valeur initiale de tension, et les

puissance généré. puissance demandée pour

chaque jeu de barre. Et matrice d’admittance

calcule l’angle α

correspondant par

méthode Newton-

Raphson

Fin


32

III.5.1. Organigramme détaillée :

Bloque 1: déterminer le jeu de barre le plus sensible aux variation de la charge.

Non Oui

Entrée

- augmentation de la charge,

- calcule l’écoulement de

puissance

déterminée la tension minimale )(idV , et

le JdB correspondant id

𝑉(𝑖𝑑) ≥ 𝑉𝑟𝑒𝑓

- aucun JdB sensible

- pas de compensation

Sortie bloque2

Fin


33

Bloque 2: la compensation avec SVC: calcule nécessaire l’énergie réactive pour réglée la tension

en fonction de la tension de control.

Non Oui

Non

Oui Oui

Non

𝑞𝑠𝑣𝑐 = 𝑞𝑠𝑣𝑐 + 0.01

𝑉𝑟𝑒𝑓 = 𝑉(𝑛𝑖)

calcule la tension 𝑉(𝑛𝑖) au JdB N0 ni

Entrée bloque1

𝑉(𝑛𝑖) ≥ 𝑉(𝑚𝑖𝑛)

𝑉𝑟𝑒𝑓 = 𝑉(𝑛𝑖) + 0.05 ∗ 𝑉(𝑛𝑖)

injectée l’énergie réactive de

SVC - décrète avec un pas -

𝑉(𝑛𝑖) ≥ 𝑉𝑟𝑒𝑓 𝑞𝑠𝑣𝑐 ≥ 𝑞𝑚𝑎𝑥

Be correspondant

- initialisation des données

- calcule l'écoulement de puissance,

déterminée𝑉(𝑛𝑖), et 𝑞𝑚𝑎𝑥 = 𝑄𝑑(𝑛𝑖)


34

III.6. Control des transits de puissances par dispositif FACTS (TCSC) :

Les capacités séries contrôlées par thyristor (TCSC), utilisant une électronique de puissance

dernier cri, peuvent aider à s’affranchir de ces contraintes, dans tous les cas où il est nécessaire

de transporter de grandes quantités d’énergie sur de longues distances ou lors de la mise en place

de liaisons entre pays ou entre régions [24]. C’est une alternative très favorable du point de vue

technique, économique et environnemental.

Les principaux avantages de l’insertion de TCSC dans un réseau électrique sont:

➢ Compensation du déséquilibre des courants de charge.

➢ Amélioration de la stabilité dynamique, de l’amortissement des oscillations de puissance

et de la stabilité de la tension.

➢ Réduction des risques de résonance hypo synchrone.

➢ Interconnexion des réseaux.

➢ Compensation séries contrôlée.

Les caractéristiques d’un TCSC sont :

➢ La conception matérielle est adaptée à la tension maximale qui doit être supportée.

➢ Le débit 𝑀𝑉𝑎𝑟 du banc de condensateurs est proportionnel à la tension maximale

produite et le courant maximal correspondant.

➢ Un control avancé, particulièrement pour le mode atténuation des résonances su

synchrones(SSR).

➢ Un nombre sans restriction d’opérations et de séquences.

➢ Un ajustement fréquent du degré de compensation pour l’atténuation des SSR et de

l’amortissement des oscillations de courant.

ΙΙΙ.6.1. Modélisation du TCSC :

La compensation série est la meilleure technique actuellement connue pour accroître la

capacité de transfert de puissance des lignes de transmission. Les condensateurs séries

fonctionnent en insérant une source de tension en série avec la ligne de transmission avec une

polarité inverse à celle de la chute de tension à travers la ligne.

L’effet apparent est la diminution de la réactance apparente de la ligne de transmission.


35

Figure III.25: Schéma d’un TCSC.

𝒖𝒄(𝒕): est la tension en borne de la condensateur.

𝒊𝒕(𝒕): est le courant a travers le thyristor .

𝒊𝒍𝒊𝒏𝒆(𝒕): est le courant transite dans la ligne .

𝑖𝑇(𝜔𝑡),𝑢𝑐(𝜔𝑡) pour 𝜋 − 𝜎 ≤ 𝜔𝑡 ≤ 𝜋 + 𝜎 est donne par l’expression analytique suivant:

𝑖𝑇(𝜔𝑡) =

{

𝐴 (cos(𝜔𝑡) −

cos𝜎

cos𝜌𝜎cos(𝜌𝜔 𝑡)) 𝑓𝑜𝑟 − 𝜎 ≤ 𝜔𝑡 ≤ 𝜎

0 𝑓𝑜𝑟𝜎 ≤ 𝜔𝑡 ≤ 𝜋 − 𝜎

𝐴 (cos(𝜔𝑡) +cos𝜎

cos𝜌𝜎cos(𝜌(𝜔 𝑡 − 𝜋))) 𝑓𝑜𝑟𝜋 − 𝜎 ≤ 𝜔𝑡 ≤ 𝜋 + 𝜎

(ΙΙΙ-44)

𝑢𝑐(𝜔𝑡) =

{

−𝐴𝑋𝐿 sin𝜔𝑡 +𝐴𝜌𝑋𝐿 cos𝜌

cos𝜌𝜎sin 𝜌𝜔𝑡 𝑓𝑜𝑟 − 𝜎 ≤ 𝜔𝑡 ≤ 𝜎

𝑋𝐶(sin𝜔𝑡 − sin 𝜎) − 𝐴𝑋𝐿(sin𝜎 − 𝜌 cos 𝜎 tan 𝜌𝜎) 𝑓𝑜𝑟𝜎 ≤ 𝜔𝑡 ≤ 𝜋 − 𝜎

−𝐴𝑋𝐿 sin𝜔𝑡 −𝐴𝜌𝑋𝐿 cos𝜎

cos𝜌𝜎sin 𝜌(𝜔𝑡 − 𝜋) 𝑓𝑜𝑟𝜋 − 𝜎 ≤ 𝜔𝑡 ≤ 𝜋 + 𝜎

(ΙΙΙ-45)


36

Figure III.26:Capacitor voltage and thyristor current waveforms for different thyristor firing angles

Analyse du circuit d’un TCSC et ses principales fonctionnalités comme les composantes

fondamentales de la tension et du courant sont contrôlés, le TCSC devient analogue à une

impédance contrôlable, qui est le résultat de la mise en parallèle de la réactance équivalente d’un

composant TCR et une capacité [24].

Notons par:

𝑍𝑇𝐶𝑆𝐶 = 𝑗𝑋𝑇𝐶𝑆𝐶

L’impédance equivalent du TCSC.

𝑍𝑇𝐶𝑅 = 𝑗𝑋𝑇𝐶𝑅 = 𝑗𝑋𝐿𝜋

2(𝜋 − 𝛼) + sin 2𝛼

L’impédance équivalente du TCR.

𝑍𝐶 = −𝑗𝑋𝐶

L’impédance de la capacité

On peut écrire:


37

𝑍𝑇𝐶𝑆𝐶 = 𝑍𝐶//𝑍𝑇𝐶𝑅 =𝑗𝑋𝐶 . 𝑗𝑋𝑇𝐶𝑅−𝑗𝑋𝐶 . 𝑗𝑋𝑇𝐶𝑅

= 𝑗𝑋𝐶𝑋𝐿

𝑋𝐶 − 𝑋𝑇𝐶𝑅

= 𝑗𝑋𝐶𝑋𝐿

𝑋𝐶𝜋(2(𝜋 − 𝛼) + sin 2𝛼) − 𝑋𝐿

D’où

𝑋𝑇𝐶𝑆𝐶(𝛼) = 𝑗𝑋𝐶𝑋𝐿

𝑋𝐶𝜋(2(𝜋 − 𝛼) + sin 2𝛼) − 𝑋𝐿

𝑋𝑇𝐶𝑆𝐶 = 𝑋𝐶 − (𝑋𝐶 + 𝑋𝐿𝐶)2𝜎+𝑠𝑖𝑛 2𝜎

𝜋+4𝑋𝐿𝐶

2 𝑐𝑜𝑠 𝜎2

𝑋𝐿(𝜌 𝑡𝑎𝑛𝜌𝜎−𝑡𝑎𝑛𝜎

𝜋) (ΙΙΙ-46)

𝜎 = 𝜋 − 𝛼, 𝜔0 =1√𝐿𝐶⁄ .𝜌 =

𝜔0𝜔⁄ , 𝑋𝐿𝐶 =

𝑋𝐶𝑋𝐿

𝑋𝐶−𝑋𝐿

𝑿𝑪: la réactance capacitive nominal ;

𝑿𝑳: la réactance inductive.

𝜶: angle d’amorçage

Le dispositif peut opérer en trois modes différents :

a) Mode hors circuit : les thyristors sont en conduction pleine.

b) Mode bloqué : les thyristors sont bloqués.

c) Mode variable : la conduction des thyristors est contrôlée par un signal d’amorçage et

donc le TCSC a une réactance contrôlables dans les régions inductives et capacitives.

Ce dernier cas a un grand intérêt. Les angles d’amorçage des thyristors peuvent changer

de 090 jusqu’à une valeur maximum dans une plage de fonctionnement inductif et de

fonctionnement capacitif.

La valeur maximale de l’impédance inductive et la valeur minimale de l’impédance

capacitive devraient être prises en compte dans la conception du dispositif pour empêcher une

résonance parallèle entre le condensateur et le TCR .à la fréquence fondamentale . figure (III.26)

montre l’impédance caractéristique de l’état d’équilibre du TCSC à la fréquence fondamental.

On peut observer dans cette figure la caractéristique non lin&aire du dispositif et de sa région

de résonance [24].


38

Figure III.27: variation de l’impédance de TCSC en fonction de l’angle d’amorçage avec différent

valeur de .

ΙΙΙ.6.2. Implantation de TCSC dans le problème de l'écoulement de puissance :

Le modèle d'injection de TCSC sans et avec pertes est dérivé. Figure(III.28) montre le

schéma de circuit équivalent d'un TCSC ce qui est :

Figure III.28: Schéma équivalent d’un TCSC.

Situé entre les jeux de barres K et m dans le système de transmission du schéma 2, nous

avons:

𝐼�̅�𝑒 =𝑉𝐾−𝑉𝑚

𝑟𝐾𝑚+𝑗(𝑥𝐾𝑚−𝑥𝑐)

(ΙΙΙ-44)

L’influence du condensateur est équivalente à une source de tension qui dépend des tensions

�̅�𝐾et �̅�𝑚. Le modèle d'injection est obtenue en remplaçant la tension de la source par une source

de courant équivalent 𝐼𝑆comme montré dans la figure (III.29) [24].

Figure III.29: Remplacement SV par SI .


39

Dans la figure (III.26), �̅�𝑠 = −𝑗𝑋𝐶𝐼𝑠𝑒et de figure(III.27), nous avons.

𝐼�̅� =𝑉𝑠

𝑟𝐾𝑚+𝑗𝑥𝐾𝑚=

−𝑗𝑥𝑐𝐼�̅�𝑒

𝑟𝐾𝑚+𝑗𝑥𝐾𝑚 (ΙΙΙ-47)

Le source de courant correspondent aux puissances injectées�̅�𝑲𝒔 et �̅�𝒎𝒔 montré dans figure

(III.30) ,ce qui sont définis par:

𝑆�̅�𝑠 = �̅�𝐾(−𝐼�̅�)∗ = �̅�𝐾 (

𝑗𝑥𝑐

𝑟𝐾𝑚+𝑗𝑥𝐾𝑚

𝑉𝑘−𝑉𝑚

𝑟𝐾𝑚+𝑗(𝑥𝐾𝑚−𝑥𝑐))∗

(ΙΙΙ-48)

𝑆�̅�𝑠 = �̅�𝑚(−𝐼�̅�)∗ = �̅�𝑚 (

𝑗𝑥𝑐


𝑉𝑘−�̅�𝑚

𝑟𝐾𝑚+𝑗(𝑥𝐾𝑚−𝑥𝑐))∗

(ΙΙΙ-49)

𝑆�̅�𝑠 = 𝑃𝐾𝑠 + 𝑗𝑄𝐾𝑠 𝑆�̅�𝑠 = 𝑃𝑚𝑠 + 𝑗𝑄𝑚𝑠

Figure III.30: Modèle d’injection : puissance injectées équivalentes.

Si (𝒓𝑲𝒎 = 𝟎)

𝑃𝐾𝑠 = −𝐵𝑒𝑉𝐾𝑉𝑚 sin(𝜃𝐾 − 𝜃𝑚) (ΙΙΙ-50)

𝑃𝑚𝑠 = −𝑃𝐾𝑠 (ΙΙΙ-51)

𝑄𝐾𝑠 = −𝐵𝑒(𝑉𝐾2 − 𝑉𝐾𝑉𝑚 𝑐𝑜𝑠(𝜃𝐾 − 𝜃𝑚)) (ΙΙΙ-52)

𝑄𝑚𝑠 = −𝐵𝑒(𝑉𝑚2 − 𝑉𝑚𝑉𝐾 𝑐𝑜𝑠(𝜃𝑚 − 𝜃𝐾)) (ΙΙΙ-53)

𝐵𝑒 =−𝑥𝑐

𝑥𝐾𝑚−𝑥𝑐

1

𝑥𝐾𝑚 (ΙΙΙ-54)

Si la résistance 𝑟𝐾𝑚≠0, alors on définie :

𝘨𝐾𝑚′ + 𝑗𝑏𝐾𝑚

′ =𝑗𝑥𝑐


1

𝑟𝐾𝑚+𝑗(𝑥𝐾𝑚−𝑥𝑐) (ΙΙΙ-55)

Dans ce cas nous avons un model avec des pertes des composants actifs et réactifs peuvent être

calculées comme :

𝑃𝐾 = −𝘨𝐾𝑚′ (𝑉𝐾

2 − 𝑉𝐾𝑉𝑚 𝑐𝑜𝑠(𝜃𝐾 − 𝜃𝑚)) − 𝑏𝐾𝑚′ 𝑉𝐾𝑉𝑚 sin(𝜃𝐾 − 𝜃𝑚) (ΙΙΙ-56)

𝑄𝑎 = −𝑉𝐾2 (𝑏𝐾𝑚′

𝑏𝑠ℎ⁄ )/(𝑉𝐾𝑉𝑚𝑏𝑎𝑏

′ 𝑐𝑜𝑠(𝜃𝐾 − 𝜃𝑚)) − 𝑉𝐾𝑉𝑚 𝗀Km′ sin(𝜃𝐾 − 𝜃𝑚) (ΙΙΙ-57)

𝑃𝑚 = −𝘨𝐾𝑚′ (𝑉𝑚

2 − 𝑉𝑚𝑉𝐾 𝑐𝑜𝑠(𝜃𝐾 − 𝜃𝑚)) − 𝑏𝐾𝑚′ 𝑉𝐾𝑉𝑚 sin(𝜃𝐾 − 𝜃𝑚) (ΙΙΙ-58)

𝑄𝑚 = −𝑉𝑚2 (𝑏𝐾𝑚′

𝑏𝑠ℎ⁄ )/(𝑉𝐾𝑉𝑚𝑏𝐾𝑚

′ 𝑐𝑜𝑠(𝜃𝐾 − 𝜃𝑚)) − 𝑉𝐾𝑉𝑚 𝗀Km′ sin(𝜃𝐾 − 𝜃𝑚) (ΙΙΙ-59)


40

III.6.3. L'organigramme globale de l’intégration de TCSC :

Oui

Non

Oui Non

Oui

début

déterminer la ligne plus sensible aux variation de la charge

la compensation avec TCSC : calcule la valeur de la réactance Xc nécessaire pour réduit les

pertes actives dans le réseau

Conclure la réactance Xc correspondant

𝑋𝑚𝑖𝑛 < 𝑋𝑐 < 𝑋𝑚𝑎𝑥

𝑋𝑐 > 𝑋𝑚𝑎𝑥

L’angle

𝛼 = 90° L’angle

𝛼 = 180°

base de donnée : valeur initiale de tension, et les

puissance généré. puissance demandée pour

chaque jeu de barre. et matrice d’admittance

calcule l’angle α

correspondant par

méthode Newton-

Raphson

Fin


41

III.6.3.1. Organigramme détaillée :

Bloque 1 : déterminer la ligne le plus sensible aux variation de la charge

Non Oui

Entrée

- augmentation de la charge,

- calcule l’écoulement de

puissance, et line flow

déterminée les pertes active maximale, la

ligne correspondant, et les départs de ce

ligne nd et na

𝑃𝑎𝑐𝑡 ≥ 𝑃𝑒𝑟𝑡𝑟é𝑔

- aucun ligne sensible

- pas de compensation

Sortie bloque2

Fin


42

Bloque 2 : la compensation avec TCSC : calcule la valeur de la réactance Xc nécessaire pour

réduit les pertes actives dans le réseau.

Non Oui

Non

Oui

Oui

Non

𝑃𝑒𝑟𝑡𝑟𝑒𝑓 = 𝑃𝑎𝑐𝑡

modèle d’injection varie K

𝐼𝑖𝑛𝑗 =−𝑗𝐾𝑋𝐿(𝑉𝑚 − 𝑉𝐾)

𝑍𝐿(𝑅𝐿 + 𝑗𝐾𝑋𝐿)

𝑆𝑖𝑛𝑗(𝑛𝑑) = 𝑉(𝑛𝑑) × 𝑐𝑜𝑛𝑗(𝐼𝑖𝑛𝑗) 𝑆𝑖𝑛𝑗(𝑛𝑎) = 𝑉(𝑛𝑎) × 𝑐𝑜𝑛𝑗(−𝐼𝑖𝑛𝑗)

Entrée bloque1

𝑃𝑎𝑐𝑡 ≥ 𝑃𝑎𝑐𝑡𝑚𝑖𝑛

𝑃𝑎𝑐𝑡𝑟𝑒𝑓 = 𝑃𝑎𝑐𝑡 − 0.1 ∗ 𝑃𝑎𝑐𝑡

varie K pour variée Xc

𝐾 ≥ 0.7 𝑃𝑎𝑐𝑡 ≥ 𝑃𝑎𝑐𝑡𝑟𝑒𝑓

𝑋𝐶correspondant

- initialisation des données

- calcule l'écoulement de puissance,

line flow déterminée ),( nandPact ,et

𝑋𝑚𝑎𝑥 = 0.7 ∗ 𝑋𝐿

L’écoulement de puissance, line flow

𝐾 = 𝐾 + 0.01


43

III.7. Conclusion :

Nous avons présenté dans ce chapitre, une modélisation de deux types de dispositif FACTS,

(SVC et TCSC) avec l’installation, d’un seul dispositif FACTS par nœud ou par ligne. Face à ce

problème d’optimisation de nature combinatoire, et de grande complexité.

Parmi tous ces nombreux types de compensateurs, on a choisi le compensateur série le TCSC

qui peut réduire la réactance de la ligne et controler la puissance transitée. Ceci fera l’objet du

prochain chapitre.

Chapitre VI

Test de Application

Chapitre VI Test de Application

44

Test de Application

VI.1. Test de Application :(compensation shunt avec SVC) :

VI.1.1. Test de Application(1): réseau électrique de 9 jeux de barres :

Au départ, un simple réseau électrique de 9 jeux de barres est utilise juste pour illustrer l’effet

du dispositif de Compensation (FACTS) .Ce réseau test est constitue de 6 lignes électriques, 3

générateur ,3transformateur et 3charges.

Figure VI.31: Schéma d’un réseau test de 9 jeux de barres.

Le tableau (VI .1) , la figure (VI.32) montrent les tensions au niveau des jeux de barres du

réseau test trouvées sans et par l' intégration du dispositif shunt avec SCV dans la méthode de

calcule de l' écoulement de puissance (méthode de GAUSS-SEIDEL ).On remarque une

amélioration des tensions au niveau des jeux de barres due à la présence de ce dispositif shunt.

Alors que le tableau (VI.3.a,b) visualise les résultats du réseau 9 bus obtenu avec et sans l'

SCV,(les résultats de programmation ).


45

VI.1.1.1. les résultats de programmation (réseau 9 jeux de barres) :

Tableau VI.1: Résultats des tensions du réseau électrique –cas normale.

- Méthode de GAUSS-SEIDEL-

Avec compensation

Sans compensation

Bus

V( p.u)

V( p.u)

1.0600

1.0251

1.0129

1.0019

0.9871

0.9877

0.9819

0.9703

0.9874

1.06

1.025

1.009

0.998

0.987

0.982

0.967

0.970

0.960

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Figure VI.32 : Variation de la tension – cas normale.


46

Tableau VI.2: Résultats des tensions du réseau électrique –cas rupture de la ligne (1-2).

Avec compensation

Sans compensation

Bus

V( p.u)

V( p.u)

1.0600

0.8920

0.9130

0.8913

0.8686

0.8798

0.8732

0.8730

0.8795

1.06

0.890

0.908

0.885

0.867

0.872

0.854

0.872

0.847

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Figure VI.33: Variation de la tension – cas rupture de la ligne (1-2).


47

VI.1.1.2. Les résultats de programmation(Puissance généré, Pertes, ……) de réseau 9 jeux

de barres:

• Les jeux de barres le plus sensible c’est : 9et7

• La puissance demandée active: 203.700 𝑀𝑊 .

• La puissance demandée réactive: 90.400.𝑀𝑉𝐴𝑅

Tableau VI.3.a: cas sans compensation.

Sans Compensation

Résultats

Cas rupture de la

ligne(1-2)

Cas normale

0.847 0.960 Tension 9 (pu)

0.854

0.967

Tension 7 (pu)

236.595 212.452 Puissance active généré (MW)

197.649 101.046 Puissance réactive généré

(MVAR)

33.831 9.939 Pertes active (MW)

107.498 10.770 Pertes réactive (MVAR)

-------------- -------------- Susceptible Be jeu de barre 9

-------------- -------------- Susceptible Be jeu de barre 7

-------------- -------------- 𝛼 jeu de barre 9

-------------- -------------- 𝛼 jeu de barre 7

00 00 Puissance réactive injectée (SVC)

(MVAR)


48

Tableau VI.3.b: cas avec compensation.

Figure VI.34:Variation de tension dans Figure VI.35:Variation de tension dans

les deux jeux de barres sensibles de barres sensibles -cas rupture

-cas normale. de la ligne(1-2).

Avec Compensation

Résultats

Cas rupture de la

ligne(1-2)

Cas normale

0.8795 0.9874

Tension 9 (pu)

0.8732

0.9819

Tension 7 (pu)

236.840 213.540 Puissance active généré (𝑀𝑊)

185.142 89.545 Puissance réactive généré

(MVAR)

33.148 9.846 Pertes active ( 𝑀𝑊)

104.742 10.147 Pertes réactive( MVAR)

0.1305 0.1032 Susceptible Be jeu de barre 9

0.1430 0.1130 Susceptible Be jeu de barre 7

90 110.90 𝛼 jeu de barre 9


10

11 Puissance réactive injectée (SVC)

( MVAR )


49

Tableau VI.4: cas de l'augmentation de la charge avec :20 ٪, 100 ٪ .

Avec

Compensation

Sans

Compensation

Résultats

KK=2 KK=1.2 KK=1 KK=2 KK=1.2 KK=1

0.9353 0.9793 0.9874 0.884 0.946 0 .960 Tension

455.39 259.122 213.540 455.154 259.3 212.452 Puissance active généré

( MW )

309.566 123.359 89.545 335.045 137.394 101.046 Puissance réactive généré

( MVAR )

47.990 14.682 9.846 48.780 14.860 9.939 Pertes active ( MW )

50.666 28.079 10.147 154.562 29.122 10.770 Pertes réactive (𝑀𝑉𝐴𝑅)

0.1891 0.1261 0.1032 ----------- ----------- ----------- Susceptible Be

jeu de barre

110.65 110.83 110.90 ----------- ----------- ----------- 𝛼 jeu de barre

21.9 13.2 11 00 00

00 Puissance réactive injectée

(SVC) ( MVAR )

Figure VI.36:Variation de la tension en fonction de l' incrémentation de la charge.


50

VI.1.2. Test de Application( 2): réseau électrique de 30 jeux de barres :

Les réseaux électriques actuellement implantés sont caractérisés par leurs charges électriques

qui sont nombreuses et distantes des centres de production d'énergie . on propose un réseau

électrique de moyen taille , constitué de 30 jeux de barres, 6 générateur ,24charges et 40 lignes

électriques.

Figure VI.37:Schéma d' un réseau de 30 jeux de barres.

Le tableau (VI .5) , la Figure (VI.37) montrent les tensions au niveau des jeux de barres du

réseau test trouvées sans et par l' intégration du dispositif shunt avec SCV dans la méthode de

calcule de l' écoulement de puissance (méthode de GAUSS-SEIDEL ).On remarque une

amélioration des tensions au niveau des jeux de barres due à la présence de ce dispositif shunt.

Alors que le tableau (VI.7.a,b) visualise les résultats du réseau 30 bus obtenu avec et sans l'

SCV.


51

VI.1.2.1. les résultats de programmation (réseau 30 jeux de barres):

TableauVI.5: Résultats des tensions du réseau électrique –cas normal.

-Méthode de GAUSS-SEIDEL-

Avec compensation

Sans compensation

Bus

V( p.u)

V( p.u)

1.0600

1.0200

1.0052

0.9937

0.9526

0.9758

0.9576

0.9648

1.000

0.9702

1.0831

1.0116

1.0724

0.9927

0.9831

0.9866

0.9695

0.9656

0.9586

0.9607

0.9570

0.9575

0.9631

0.9453

0.9437

0.9244

0.9503

0.9718

0.9288

0.9163

1.060

1.020

1.005

0.993

0.952

0.976

0.958

0.965

1.000

0.970

1.083

1.012

1.072

0.992

0.983

0.987

0.970

0.966

0.959

0.961

0.957

0.958

0.963

0.945

0.943

0.904

0.950

0.972

0.929

0.906

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

26

27

28

29

30


52

Tableau VI.6: Résultats des tensions du réseau électrique –cas rupture de

la ligne(27-30).

Avec compensation

Sans compensation

Bus

V( p.u)

V( p.u)

1.0600

1.0200

1.0052

0.9927

0.9516

0.9758

0.9575

0.9647

1.0002

0.9705

1.0831

1.0117

1.0724

0.9919

0.9834

0.9868

0.9698

0.9660

0.9589

0.9610

0.9573

0.9580

0.9637

0.9462

0.9447

0.9256

0.9530

0.9720

0.9121

0.8816

1.060

1.020

1.005

0.992

0.951

0.975

0.957

0.965

1.000

0.970

1.083

1.011

1.072

0.991

0.983

0.986

0.969

0.965

0.958

0.960

0.956

0.957

0.962

0.944

0.940

0.920

0.946

0.971

0.896

0.854

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

26

27

28

29

30


53

Figure VI.38:Variation de la tension – cas normale.

Figure VI.39:Variation de la tension – cas rupture de la ligne (27-30).


54

VI.1.2.2. Les résultats de programmation(Puissance généré, Pertes, ……) de réseau 30 jeux

de barres :

• Les jeux de barres le plus sensible c’est : 26 et 30

• La puissance demandée active: 283.400𝑀𝑊.

• La puissance demandée réactive: 136.200𝑀𝑉𝐴𝑅.

Tableau VI.7.a: cas sans compensation.

Sans Compensation

Résultats

Cas rupture de la

ligne(27-30)

Cas normale

0.854 0.916 Tension 30 (pu)

-------------- 0.924

Tension 26 (pu)


162.315 160.744 Puissance réactive généré (MVAR)



-------------- -------------- Susceptible Be 𝛼 jeu de barre 30

-------------- -------------- Susceptible Be 𝛼 jeu de barre 26

-------------- -------------- 𝛼 jeu de barre 30

-------------- -------------- 𝛼 jeu de barre 26

00 00 Puissance réactive injectée (SVC)

( MVAR )


55

Tableau VI.7.b: cas avec compensation.

• Les jeux de barres le plus sensible c’est : 26 et 30.

• La puissance demandée active: 283.400𝑀𝑊.

• La puissance demandée réactive: 136.200𝑀𝑉𝐴𝑅.

Avec Compensation

Résultats

Cas rupture de la

ligne(27-30)

Cas normale

0.8795 0.9361

Tension 30 (pu)

0.8732

0.9459

Tension 26 (pu)


185.142 152.58 Puissance réactive généré (MVAR)



0.1305 0.0220 Susceptible Be 𝛼 jeu de barre 30

0.1430 0.0257 Susceptible Be 𝛼 jeu de barre 26



10 2.4 Puissance réactive injectée (SVC)

( MVAR )


56

Tableau VI.8: cas de l'augmentation de la charge avec 20 ٪ , 100٪.

Avec

Compensation

Sans

Compensation

Résultats KK=2 KK=1.2 KK=1 KK=2 KK=1.2 KK=1

0.7394 0.9092 0.9361 0.6970 0.884 0.916 Tension 30 (pu)

664.8605 367.6262 301.5538 665.1700 367.6575 301.5617 Puissance active généré

(MW)

519.504 206.899 152.58 525.0020 210.1370 160.744 Puissance réactive généré

(MVAR)

98.060 27.546 18.154 98.390 27.578 18.162 Pertes active (MW)

251.004 46.359 18.780 252.605 46.697 18.957 Pertes réactive (MVAR)

0.0595 0.0283 0.0220 ---------- ---------- ---------- Susceptible Be jeu

debarre 30

90.00 111.11 111.13 ---------- ---------- ---------- 𝛼 jeu de barre 30

3.9 2.9 2.4 00 00 00 Puissance réactive injectée

(SVC) (MVAR)

Figure VI.40: Variation de la tension en fonction de l' incrémentation de la charge.


57

VI.1.3. Comparaison des résultats du chute de tension dans les deux réseaux (9 jeux de

barres- 30 jeux de barres ) :

∆𝑉 =𝑉𝑟𝑒𝑓−𝑉

𝑉𝑟𝑒𝑓 tel que :𝑉𝑟𝑒𝑓 = 1.0182 (pu)

Réseau 9 jeux de barres Réseau 30 jeux de barres

Cas normale rupture ligne

1,2

Cas normale Rupture ligne

27,30

Sans

compensation

JdB9 :

∆V= 5.71 ٪

JdB9 :

∆V= 16.81٪

JdB30 :

∆V= 10.3 ٪

JdB30 :

∆V= 16.12٪

Avec

compensation

JdB9 :

∆V= 3.02 ٪

JdB9 :

∆V= 12.62 ٪

JdB30 :

∆V= 09 ٪

JdB30 :

∆V= 12.41٪

VI.2. Test de Application:(compensation série avec TCSC ) :


La ligne le plus sensible c’est : 2,5

Le jeu de barre le plus sensible c’est : 9

La puissance demandée active, et réactive : 203,700 MW , et 90,400 MVAR


58

Tableau VI.9: Résultats du réseau électrique de 9 jeux de barres.

Résultats Cas normale

Sans

Compensation

Tension 2 (pu) 1,028



Pertes active 2,5 (MW) 4,341

Pertes réactive 2,5 (MVAR) 13,922

Puissance active généré (MW) 213,704

Puissance réactive généré (MVAR) 100,588

Perte active (MW) 9,861

Pertes réactive (MVAR) 10,315

Avec

Compensation




Pertes active 2,5 ( MW ) 2,198

Pertes réactive 2,5 (MVAR) 2,285

Puissance active généré ( MW ) 211,698

Puissance réactive généré ( MVAR ) 92,256

Perte active ( MW ) 7,892

Pertes réactive ( MVAR ) 1,976

K 0,13

cscXt (pu) 0,026

𝛼 (degré) 118,875


59


La ligne le plus sensible c’est : 2,5

Le jeu de barre le plus sensible c’est : 9

La puissance demandée active, et réactive : 283,400 MW , et 136,200 MVAR

Tableau VI.10: Résultats du réseau électrique de 30 jeux de barres.

Résultats Cas normale

Sans

Compensation





Pertes réactive 2,5 ( MVAR ) 10,463

Puissance active généré ( MW ) 301,695

Puissance réactive généré ( MVAR ) 145,385



Avec

Compensation





Pertes réactive 2,5 ( MVAR ) 2,285

Puissance active généré ( MW ) 292.622

Puissance réactive généré ( MVAR ) 145.385



K 0,13

cscXt (pu) 0,026

𝛼 (degré) 118,875


60

VI.3. Interprétation :

-D’après les résultats de programmation, le J.d.B le plus sensible si les jeux de barres 9 et 7

dans le réseau test 9 jeux de barres , 26 et30 dans le réseau 30 jeux de barres.

Donc on remarque que :

➢ Pour cet situation, nous avons montrée la possibilité d’améliorée la niveau de tension en

utilisant le dispositif SVC .

➢ le compensateur dynamique shunt SVC qui a été injecté dans le réseau, a influé

positivement sur le réseau qu' ’on a étudié.

-Donc il y a une amélioration sur les indices de qualité de l’énergie, en particulier la tension.

Le jeu de barre le plus sensible est le jeu de barre ‘9’ dans le réseau test 9 jeux de barres .

Le jeu de barre le plus sensible est le ‘30’ dans le réseau 30 jeux de barres.

Donc on remarque que :

➢ la tension est améliorée.

➢ Réduction faible des pertes de l’énergie active .

➢ amélioration de cout de production

➢ le dispositif de contrôle SVC peut jouer un rôle très important dans le domaine de la

compensation des puissances réactives et le contrôle des tensions des différents nœuds .

-Les modèles de SVC les plus courants sont des modèles statiques, car conçus pour des

logiciels de répartition de charges. Lesquels sont destinés à des études statiques de réseau. Ils

sont constitués d’éléments de réseaux : réactances, susceptance, nœuds,etc…

-D’après ces résultats, nous remarquons que selon l’emplacement TCSC, le système

compensée pouvant provoquée plus ou moins de pertes par rapport aux cas de non compensation

Ces pertes sont réduites avec un emplacement optimale du TCSC, qui sont d’après nos résultats,

relatif au ligne 2,5.

-En effet, pour un niveau de compensation de 13%, les pertes de puissance de transmission

obtenus après l’injection de modèle TCSC sont réduits à 10%, pour les deux réseau test 9 JdB et

30JdB.

Conclusion générale


61


Ce travail nous a permet d’approfondir nos connaissances dans le domaine des réseaux

électriques et en particulier la compensation de l’énergie réactive.

On peut faire sortir un ensemble de réalisations telle que :

➢ Comment choisi les sections des conducteurs.

➢ Calcul les paramètres du réseau électrique.

➢ Etude complète d’un réseau électrique réel.

❖ Calcul les puissances transitées dans les lignes.

❖ Calcul les puissances capacitives des lignes.

❖ Calcul les puissances des nœuds.

❖ Détermination des chutes de tension.

❖ Détermination des tensions au niveau de chaque nœud.

❖ Détermination les écarts des tensions.

➢ Etude la probabilité dans la future.

➢ Etude le plan de tension dans le régime actuel et future.

➢ Comment améliore le plan de tension.

➢ Compensation de l’énergie réactive.

On a pu intégrer les modèles de type de compensateur dynamique, le dispositif shunt "SVC",

dans la méthode de calcul d'écoulement de puissance (G-S) d'une manière efficace.

Les résultats obtenus montrent que le dispositif de contrôle TCSC peut jouer un rôle très

important dans le domaine de la compensation des puissances actives et la réduction des pertes

dans les lignes électriques.

En fin notre travail s’inscrit dans le cadre global de l’amélioration de la qualité d’énergie

électrique, il a particulièrement pour objet d’étude les problèmes de chute de tension et

comment résoudre ce problème avec l’utilisation des bons du réactif « condensateurs ».

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Annexe

Annexe

65

Annexe

réseau électrique de 9 jeux de barres :

➢ Données de ligne:

ligne R (Pu) X (Pu) 1 2 𝐵⁄

1-2 0.0192 0.0575 0.02640

1-3 0.0452 0.1852 0.02040

2-4 0.0570 0.1737 0.01840

3-4 0.0132 0.0379 0.00420

2-5 0.0472 0.1983 0.02090

2-6 0.0581 0.1763 0.01870

4-6 0.0119 0.0414 0.00450

6-7 0.0267 0.0820 0.00850

6-8 0.0120 0.0420 0.00450

6-9 0.0 0.2080 0.0

➢ Données de J.d.B:

Bus Voltage

Load

Generator

No Code Mag

Angle

Degree

MW

Mvar MW

Mvar Qmin Qmax

1 1 1.06 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0 0

2 2 1.043 0.0 21.70 12.7 40.0 0.0 -40 50

3 0 1.0 0.0 2.4 1.2 0.0 0.0 0 0

4 0 1.06 0.0 17.6 1.6 0.0 0.0 0 0

5 2 1.01 0.0 94.2 19.0 0.0 0.0 -40 40

6 0 1.0 0.0 5.0 5.0 0.0 0.0 0 0

7 0 1.0 0.0 22.8 10.9 0.0 0.0 0 0

8 2 1.0 0.0 30.0 30.0 0.0 0.0 -30 40

9 0 1.0 0.0 10.0 10.0 0.0 0.0 0 0

réseau électrique de 30 jeux de barres :

➢ Données de ligne:

ligne R (Pu) X (Pu) 1 2 𝐵⁄ 1-2 0.0192 0.0575*0.35 0.02640

1-3 0.0452 0.1852 0.02040

2-4 0.0570 0.1737 0.01840

3-4 0.0132 0.0379 0.00420

2-5 0.0472 0.1983 0.02090

2-6 0.0581 0.1763 0.01870

4-6 0.0119 0.0414 0.00450

5-7 0.0460 0.1160 0.01020

6-7 0.0267 0.0820 0.00850

6-8 0.0120 0.0420 0.00450

6-9 0.0 0.2080 0.0

6-10 0 0.5560 0

9-11 0 0.2080 0

9-10 0 0.1100 0

4-12 0 0.2560 0

12-13 0 0.1400 0

12-14 0.1231 0.2559 0

12-15 0.0662 0.1304 0

12-16 0.0945 0.1987 0

14-15 0.2210 0.1997 0

16-17 0.0824 0.1923 0

15-18 0.1073 0.2185 0

Annexe

66

18-19 0.0639 0.1292 0

19-20 0.0340 0.0680 0

10-20 0.0936 0.2090 0

10-17 0.0324 0.0845 0

10-21 0.0348 0.0749 0

10-22 0.0727 0.1499 0

21-22 0.0116 0.0236 0

15-23 0.1000 0.2020 0

22-24 0.1150 0.1790 0

23-24 0.1320 0.2700 0

24-25 0.1885 0.3292 0

25-26 0.2544 0.3800 0

25-27 0.1093 0.2087 0

28-27 0 0.3960 0

27-29 0.2198 0.4153 0

27-30 0.3202 0.6027 0

29-30 0.2399 0.4533 0

8-28 0.0636 0.2000 0.0214

6-28 0.0169 0.0599 0.065

➢ Données de J.d.B:

Bus Voltage

Load

Generator

No Code Mag

Angle

Degree

MW

Mvar MW

Mvar Qmin Qmax

1 1 1.06 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0 0

2 2 1.043 0.0 21.70 12.7 40.0 0.0 -40 50

3 3 1.0 0.0 2.4 1.2 0.0 0.0 0 0

4 3 1.06 0.0 7.6 1.6 0.0 0.0 0 0

5 2 1.01 0.0 94.2 19.0 0.0 0.0 -40 40

6 3 1.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0 0

7 3 1.0 0.0 22.8 10.9 0.0 0.0 0 0

8 2 1.01 0.0 30.0 30.0 0.0 0.0 -30 40

9 3 1.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0 0

10 3 1.0 0.0 5.8 12.0 0.0 0.0 -6 24

11 2 1.082 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0 0

12 3 1.0 0 11.2 7.5 0 0 0 0

13 2 1.071 0 0 0.0 0 0 -6 24

14 3 1 0 6.2 1.6 0 0 0 0

15 3 1 0 8.2 2.5 0 0 0 0

16 3 1 0 3.5 1.8 0 0 0 0

17 3 1 0 9.0 5.8 0 0 0 0

18 3 1 0 3.2 0.9 0 0 0 0

19 3 1 0 9.5 3.4 0 0 0 0

20 3 1 0 2.2 0.7 0 0 0 0

21 3 1 0 17.5 11.2 0 0 0 0

22 3 1 0 0 0.0 0 0 0 0

23 3 1 0 3.2 1.6 0 0 0 0

24 3 1 0 8.7 6.7 0 0 0 0

25 3 1 0 0 0.0 0 0 0 0

26 3 1 0 3.5 22.3 0 0 0 0

27 3 1 0 0 0.0 0 0 0 0

28 3 1 0 0 0.0 0 0 0 0

29 3 1 0 2.4 0.9 0 0 0 0

30 3 1 0 10.6 1.9 0 0 0 0