MINISTERE DE L’ENSEIGNEMENT SUPERIEURE UNIVERSITE DE DOUALA ECOLE NORMALE SUPERIEURE D’ENSEIGNEMENT TECHNIQUEENSET DEPARTEMENT DU GENIE ELECTRIQUE OPTION : ELECTROTECHNIQUE MEMOIRE DE FIN D’ETUDE APPORT DE L’UPFC A L’AMELIORATION DU TRANSIT DE PUISSANCE : CAS DU CORRIDOR OUEST DU RISC Mémoire présenté en vue de l’obtention du diplôme de professeur d’enseignement technique de deuxième grade (DIPET II) PAR NDIGUI NTAMACK Pauline Stéphanie Etudiante en 5ième année d’électrotechnique, titulaire du DIPET I & Introduction générale NGOUNE Jean-Paul Etudiant en 5ième année d’électrotechnique, titulaire du DIPET I 1 " Je vois très généralement les FACTS comme des tentatives pour tricher avec les lois de Kirchhoff, ou plutôt pour les mater, pour montrer que l'astuce des ingénieurs, en modifiant artificiellement l'impédance des lignes est plus forte que les lois naturelles qu'on voulait leur imposer." Henri Persoz 2 DEDICACES Je dédie ce mémoire aux personnes qui ont su faire naître en moi l’amour de la science et la passion pour l’enseignement ; à vous : Mme veuve NDIGUI née NGO GWET Marie & feu NDIGUI NTAMACK Benoît. Retrouvez ici le fruit de votre labeur. NDIGUI NTAMACK Pauline Stéphanie A ma mère pour tous les sacrifices consentis… NGOUNE Jean – Paul 3 Remerciements 4 REMERCIEMENTS Nous tenons à remercier toutes les personnes qui ont œuvré à l’accomplissement du travail présenté dans ce mémoire. Il s’agit notamment de : Dr. NYOBE YOME Jean Maurice, chef du département de génie électrique pour avoir accepté de présider le jury en dépit de ses nombreuses sollicitations ; Dr. MORAOGUE Sirandi, chargé de cours à l’ENSET pour son encadrement et son entière disponibilité malgré ses multiples occupations ; M. KENFACK Pierre, enseignant à l’ENSET pour sa disponibilité, son aide chaleureuse et ses encouragements récurrents sans lesquels ce travail n’aurait pu voir le jour ; M. EKE Samuel, enseignant à la FGI (Faculté du Génie Industriel), pour son soutien et ses précieux conseils qui ont été décisifs dans l’accomplissement du présent travail ; Tous les membres de nos familles respectives pour leur soutien moral et matériel durant toutes ces années de formation ; Tous nos camarades de la 30ième promotion pour l’ambiance d’amitié et de confiance qu’ils ont su bâtir autour de nous pendant toutes ces années de formation. 5 Résumé 6 RESUME Le Réseau Interconnecté Sud Camerounais (RISC) est caractérisé par des pertes importantes liées au transport de l’énergie électrique. Ces pertes sont assez élevées le long du corridor Ouest. Le remède à ce problème passe actuellement par l’utilisation des compensateurs électromécaniques dont les performances s’avèrent assez limitées. Il serait donc intéressant pour le gestionnaire du réseau électrique de trouver de nouveaux artifices permettant de satisfaire les besoins en énergie des consommateurs tout en préservant l’intégrité des lignes. La technologie FACTS est un moyen permettant de remplir cette fonction. Avec leur aptitude à modifier l'impédance apparente des lignes, les dispositifs FACTS peuvent être utilisés aussi bien pour le contrôle de la puissance active que pour celui de la puissance réactive et/ou de la tension. Plusieurs FACTS existent et le choix d’un type particulier dépend des objectifs à atteindre. L’objectif de ce travail est d’améliorer le transit de puissance sur le corridor Ouest du RISC. Le dispositif FACTS utilisé ici est l’UPFC (Unified Power Flow Controller) qui est un compensateur hybride (série parallèle) pouvant contrôler simultanément les trois paramètres liés au transit de la puissance électrique notamment la tension, l’impédance de la ligne et l’angle de transport. L’apport de l’UPFC à l’amélioration du transit de puissance, est démontré à travers la comparaison des résultats issus de la simulation du réseau non compensé avec ceux du réseau compensé par le FACTS UPFC. Mots clés : FACTS, UPFC, réseau électrique, transit de puissance, compensateur statique, pertes en lignes, capacités thermiques des lignes, simulation. 7 Abstract 8 ABSTRACT The south Cameroonian Interconnected Network is characterized by important power losses. These power losses are very high on the western corridor of this network. Nowadays the problem is solves by using electromechanical compensator which performances are not very attractive. The aim of the power grid administrators is to provide the energy to the consumers without destroy the lines. FACTS technology permits to achieve this aim. FACTS are able to modify apparent impedance of the lines. So they can be used to improve both real and reactive power transmission. They can also be used to ameliorate voltage level. Many types of FACTS are available on the market, but the choice of one of them depends on the objectives to attend. The objective of this work is to improve the power flow on the western corridor of the Cameroonian interconnected south electrical network. The FACTS used in this work is the UPFC (Unified Power Flow Controller). It is able to influence all the three parameters related to the power flow: the transmission angle, the impedance of the lines and the voltage level The gain due to the UPFC is prove by comparing the results of the simulations of the compensated network to the non compensated network. KEYWORDS: FACTS, UPFC, electrical network, power flow, static compensator, power loss, thermic capacity, simulation. 9 TABLE DES MATIERES Dédicace……………………………………………………………………….3 Remerciements………………………………………………………………....5 Résumé………………………………………………………………………....7 Abstract………………………………………………………………………...9 Table des matières………………………………………………………….….10 Sigles et abréviations………………………………………………………...…14 Liste des tableaux…………………………………………………………...….15 Liste des figures…………………………………………………………..……16 Introduction générale ………………………………………………….…….17 Chapitre 1 : Etat de l’art …………………………………………………..…18 Plan du chapitre 1.1 Introduction 1.2 Les techniques traditionnelles de transit de puissance……………..…20 1.2.1 Compensateur de puissance réactive rotatif 1.2.2 Le transformateur déphaseur 1.2.3 L’autotransformateur survolteur – dévolteur 1.2.4 La compensation série traditionnelle 1.2.5 La compensation parallèle traditionnelle 1.3 Techniques basées sur les systèmes FACTS ……………………………23 1.3.1 Les compensateurs série 1.3.1.1 Le TCSC 10 1.3.1.2 Le TCSR 1.3.1.3 Le SSSC 1.3.2 Les compensateurs parallèles 1.3.2.1 Le SVC 1.3.2.2 Le STATCOM 1.3.3 Les compensateurs hybrides 1.3.3.1 Le TCPAR 1.3.3.2 L’UPFC 1.4 Conclusion………………………………………………………………..30 Chapitre 2 : Etude structurelle et stratégies de commande de l’UPFC .…31 Plan du chapitre 2.1 Introduction 2.2 Structure générale de l’UPFC ………………………………………..….34 2.2.1 Présentation des différents blocs constitutifs de l’UPFC a) L’onduleur n° 1 ou partie shunt de l’UPFC b) L’onduleur n° 2 ou partie série de l’UPFC c) Circuit de liaison à courant continu d) Le bloc de commande 2.2.2 Présentation des composants semi – conducteurs a) Les diodes b) Les thyristors c) Les interrupteurs bicommandable 2.3 Analyse fonctionnelle de l’UPFC……………………………………….............40 11 2.4 Analyse structuro fonctionnelle de l’UPFC …………………………….44 2.4.1 Etude structurelle des différents sous-systèmes de l’UPFC 2.4.1.1 STATCOM a) Structure b) Fonctionnement 2.4.1.2 SSSC a) Structure b) Fonctionnemen 2.4.2 Contribution des deux sous systèmes à la réalisation de la fonction de l’UPFC 2.5 Performances de l’UPFC ……………………………………………....…49 2.5.1 Apport de l’UPFC à l’amélioration du transit de puissance a) Amélioration du transit de la puissance active b) Amélioration du transit de la puissance réactive 2.5.2 Apport de l’UPFC en vue de l’amélioration de la stabilité du réseau 2.6 Stratégies de commande ………………………………………………...52 2.6.1 Commande par hystérésis 2.6.2 Commande par Modulation à Largeur d’Impulsion (MLI) 2.7 Conclusion……………………………………………………………...….54 Chapitre 3 : Simulations et interprétations des résultats …………………....55 Plan du chapitre 3.1 Introduction 3.2 Présentation du RISC (Réseau Interconnecté Sud Cameroun) ……….57 12 3.3 Délimitation de la zone d’étude …………………………………………60 3.4 Présentation de la plate forme logicielle MATLAB ……………………61 3.4.1 Présentation de SIMULINK 3.4.2 Présentation de SIMPOWER SYSTEMS 3.5 Simulations et interprétations des résultats ……………………………..63 3.5.1 Simulations 3.5.2 Interprétation des résultats 3.6 Conclusion …………………………………………………………………67 Conclusion générale …………………………………………………………...68 Références bibliographiques ………………………………………………….70 Annexes ………………………………………………………………………...72 13 SIGLES ET ABREVIATIONS AES-SONEL: Applied Energy Supply – Sociéte Nationale d’Electricité BJT: CSPR: EPRI: FACTS: GTO: IGBT: MATLAB: MLI: MOSFET: RISC: SSR: SSSC: STATCOM: SVC: TCBR: TCSC: TCSR: TCPAR: VSC: UPFC: Bipolar Junction Transistor Compensateur Statique de Puissance Réactive Electric Power Research Institute Flexible Alternative Current Transmission System Gate Turn-Off Insulated Gate Bipolar Transistor MATrix LABoratory Modulation à Largeur d’Impulsion Metal Oxyde Field Effect Transistor Réseau Interconnecté Sud Camerounais Subsynchronous Resonance Static Synchronous Series Capacitors STATic synchronous Compensator Static Var Compensator Thyristor Controlled Breaking Resistor Thyristor Controlled Series Capacitors Thyristor Controlled Series Reactors Thyristor Controlled Phase Angle Regulator Voltage Source Converter Unified Power Flow Controller 14 LISTE DES TABLEAUX Tableau 2.1 : Comparaison des interrupteurs d’électronique de puissance Tableau 3.1 : Parc de production d’énergie du RISC Tableau 3.2 : Lignes 225 KV Tableau 3.3 : Lignes 90 KV Tableau 3.4 : Résultats des simulations Tableau 3.5 : Calcul des ratios 15 LISTE DES FIGURES Figure 1.1 : Compensation série : principe et diagramme de Fresnel Figure 1.2 : Structure d’un TCSC Figure 1.3 : Structure d’un TCSR Figure 1.4 : Schéma de base d’un SSSC Figure 1.5 : Structure du SVC Figure 1.6 : Schéma du SVC accompagné d’un TCBR Figure 1.7 : Schéma de base du STATCOM Figure 1.8 : Schéma de base du TCPAR Figure 1.9 : Schéma de base de l’UPFC Figure 2.1 : Schéma synoptique d’un UPFC connecté au réseau Figure 2.2 : Schéma simplifié d’un UPFC connecté au réseau Figure 2.3 : Ligne de transport reliant deux régions A et B Figure 2.4 : Introduction d’un compensateur en série avec la ligne de transport Figure 2.5 : Schéma vectoriel de la ligne avec compensateur série Figure 2.6 : EA et EB sont en phase mais d’amplitudes inégales Figure 2.7 : Structure de base du STATCOM Figure 2.8 : EAN = EUN : Aucun échange d’énergie réactive Figure 2.9 : EAN < EUN : L’énergie réactive est transmise à la ligne de transport Figure 2.10 : EAN> EUN: L’énergie réactive est absorbée par le convertisseur Figure 2.11 : Structure du compensateur statique série synchrone Figure 2.12 : Contrôle de courant par hystérésis Figure 2.13 : Contrôle de courant par MLI Figure 3.1 : Architecture simplifiée de MATLAB Figure 3.2 : Page d’accueil et feuille de travail SIMULINK Figure 3.3 : Page d’accueil MATLAB et fenêtre des composants SIMPOWER SYSTEMS 16 INTRODUCTION GENERALE La problématique du transport d’énergie électrique consiste l‘intégrité des ouvrages de transport d’énergie. en une transmission optimale d’énergie produite avec une minimisation des pertes en ligne, tout en préservant En effet, la solution consistant à la construction de nouvelles lignes de transport s’avère de plus en plus inappropriée. les coûts liés à celle-ci sont très élevés. Par ailleurs, elle suscite des problèmes fonciers très important. Il devient alors intéressant pour le gestionnaire du réseau électrique d’envisager des artifices lui permettant de transiter de façon optimale la puissance sur le réseau tout en préservant l’intégrité de ce dernier. Le présent travail est une contribution à l’amélioration du transit de puissance sur le corridor Ouest du réseau interconnecté Sud camerounais par l’utilisation de l’UPFC. L’UPFC appartient à la famille des systèmes FACTS qui sont des compensateurs statiques qui ont été spécialement mis sur pied pour la résolution des problèmes liés à la transmission d’énergie sur les réseaux électriques. Le corridor Ouest du réseau interconnecté sud actuel est caractérisé par des pertes en ligne importantes et des chutes de tension très élevées ceci entraîne un mauvais approvisionnement des populations situées en bout de ligne et des pertes importantes de la part du gestionnaire du réseau. Nous allons faire dans un premier temps l’état de l’art des techniques aussi bien traditionnelles que modernes utilisées dans la compensation des réseaux électriques. A l’issue de cette étude nous justifierons le choix du FACTS utilisé qu’est l’UPFC. Ensuite nous procéderons à la présentation de l’UPFC et des stratégies de commande de celui – ci. Nous procèderons enfin à la simulation dans l’environnement MATAB/SIMULINK du flux de puissance sur le corridor Ouest du réseau interconnecté Sud Camerounais en mettant en exergue les améliorations apportées par l’insertion de l’UPFC au sein de ce dernier. économiques 17 CHAPITRE I : ETAT DE L’ART 18 PLAN DU CHAPITRE 1.1 Introduction 1.2 Les techniques traditionnelles de transit de puissance 1.2.1 Compensateur de puissance réactive rotatif 1.2.2 Le transformateur déphaseur 1.2.3 L’autotransformateur survolteur - dévolteur 1.2.4 La compensation série traditionnelle 1.2.5 La compensation parallèle traditionnelle 1.3 Techniques basées sur les systèmes FACTS 1.3.1 Les compensateurs série 1.3.1.1 Le TCSC 1.3.1.2 Le TCSR 1.3.1.3 Le SSSC 1.3.2 Les compensateurs parallèles 1.3.2.1 Le SVC 1.3.2.2 Le STATCOM 1.3.3 Les compensateurs hybrides 1.3.3.1 Le TCPAR 1.3.3.2 L’UPFC 1.4 Conclusion 19 Chapitre 1 ETAT DE L’ART 1.1 Introduction : L’accroissement important des besoins en énergie électrique et l’exigence sans cesse accrue des consommateurs quant à la qualité de l’énergie qui leur est fournie placent les gestionnaires des réseaux électriques face à un problème épineux : la nécessité d’acheminer dans les conditions de sûreté optimale une quantité d’énergie suffisante et de bonne qualité vers les consommateurs. De prime abord, ce problème pourrait être résolu en construisant de nouvelles sources de production et de nouvelles lignes de transport ; cependant, cette solution est très coûteuse et génère d’importants problèmes fonciers et environnementaux. Le gestionnaire doit donc recourir à des techniques lui permettant d’utiliser de façon optimale les ouvrages existants de manière à augmenter la capacité transitée et à améliorer le contrôle du réseau [1]. Plusieurs techniques ont été mises en œuvre dont les techniques basées sur les systèmes FACTS (Flexible Alternative Current Transmission System). Nous procéderons dans ce chapitre à une étude synoptique des différentes techniques d’amélioration et de contrôle du transit de puissance sur le réseau électrique. Nous étudierons de façon détaillée les techniques basées sur les systèmes FACTS, avec un plus grand intérêt accordé à l’UPFC dont l’apport dans le réseau fait l’objet de notre travail. 1.2 Les techniques traditionnelles de contrôle du transit de puissance : Les techniques traditionnelles de contrôle du transit de puissance sont basées principalement sur les systèmes électromécaniques. Elles sont caractérisées par un temps de réponse plus ou moins lent. Autrement dit, face aux contingences nécessitant un bref temps de réaction ils deviennent de moins en moins adaptés. La présente section dresse un bref récapitulatif de quelques unes de ces techniques traditionnelles. 20 1.2.1 Compensateur de puissance réactive rotatif : Un compensateur rotatif de puissance réactive ou compensateur synchrone est un moteur synchrone qui tourne à vide et dont la seule fonction est de fournir ou d’absorber de la puissance réactive sur une ligne de transport ou sur un réseau [2]. En effet, pour régulariser la tension sur un réseau électrique, on doit lui fournir de la puissance réactive pendant les heures de forte consommation. Inversement, pendant les heures de faible consommation, l’excès de puissance réactive générée par les lignes doit être absorbé, ceci pour éviter le phénomène de surtension par effet Ferranti [3]. Le compensateur synchrone permet de compenser ces fluctuations de puissance réactive en ajustant l’excitation selon les besoins. Le compensateur agit comme une énorme capacitance ou une inductance variable dont la valeur est réglable en faisant varier le courant d’excitation de son rotor. Sa mise en service se fait de la même façon que pour les moteurs synchrones conventionnels. Cependant, du fait des délais de mise en service très longs, les compensateurs synchrones ne peuvent pas être utilisés pour une compensation dynamique des réseaux. Ils sont délaissés pour des systèmes plus rapides de contrôle de la tension. 1.2.2 Le transformateur déphaseur : La puissance active P transitée entre deux réseaux de tensions respectives V1 et V2 présentant un angle de transport δ (Déphasage entre V1 et V2), et connectés par une liaison d’impédance X est donnée par la formule suivante [1], [2]. P= V1V2 sin δ X (1.1) Cette équation montre qu’il est possible de réguler le transit de la puissance électrique entre deux systèmes en agissant sur l’angle de transport. C’est ce que fait le transformateur déphaseur. Les transformateurs déphaseurs sont des machines statiques dont les caractéristiques constructives sont proches de celles des transformateurs classiques. De part leurs connexions internes, ils permettent d’obtenir un déphasage entre les tensions en entrée et en sortie. En effet, l’impédance ajoutée dans la ligne en série par le transformateur déphaseur, permet de moduler les transits de puissance dans la ligne suivant un réglage très fin de l’angle de déphasage et dans un temps de réponse très court [4]. Le transformateur déphaseur peut être installé sur une ligne à 21 faible capacité pour limiter le transit de puissance et en garantir ainsi la stabilité, ou sur une ligne à forte capacité thermique pour augmenter le transit de puissance. 1.2.3 L’autotransformateur survolteur-dévolteur : Sur le réseau, la tension est une grandeur locale fortement influencée par les variations de consommation et les transits de puissance réactive [5]. Celle-ci se transporte mal et au prix des chutes de tension importantes. Cette tension peut être réglée à partir des sources de puissance réactive reparties sur le réseau. Cependant, lorsqu’il faut augmenter ou diminuer la tension dans une gamme plus importante (comprise entre 20% et 50% de la valeur nominale), il est avantageux d’utiliser un autotransformateur. En effet, pour une même puissance transformée, l’autotransformateur est beaucoup plus petit et coûte mois cher qu’un transformateur conventionnel [2]. 1.2.4 La compensation série traditionnelle : L’équation (1.1) montre que la puissance active échangée entre deux systèmes peut être augmentée si on réduit l’impédance de la liaison électrique dont le comportement est essentiellement inductif [1]. C’est ce que réalise la compensation série par l’adjonction en série avec la ligne d’un banc de condensateurs d’impédance Xc ; ainsi, l’impédance de la ligne est artificiellement réduite passant de X à (X-Xc). Ceci a pour conséquence l’augmentation de la puissance active transitée à travers la ligne. On note également que pour améliorer la stabilité transitoire du réseau de transport face à une centrale éloignée du réseau général, une méthode consiste à utiliser la compensation série afin d’améliorer la qualité du lien synchronisant entre la centrale et le réseau général par une diminution de la ‘distance électrique’ les séparant [6]. Toutefois, il faut noter qu’au delà de certaines valeurs du taux de compensation (compensation supérieure à 40%), un phénomène de résonance hyposynchrone (SSR) peut apparaître entre les bancs de condensateurs et l’arbre des générateurs des groupes de production [1], pouvant entraîner la rupture de l’arbre de ces générateurs. Par ailleurs, les risques de surtension sont également à craindre ; en effet, le condensateur série produit de la puissance réactive en fonction du courant qui le traverse. Cette puissance réactive fait augmenter la tension électrique dans les proportions importantes. 22 Figure 1.1 : Compensation série : principe et diagramme de Fresnel [1] On observe sur le diagramme de Fresnel que le profil de tension est amélioré tout au long de la ligne (E’S – ER plus petit) et l’angle de transport δ est réduit, ce qui améliore la stabilité dynamique de la liaison. 1.2.5 La compensation parallèle traditionnelle : La compensation parallèle (shunt compensation) consiste en l’installation des réactances inductives ou banc de condensateurs connectés entre les phases du réseau et la terre en général par le biais des disjoncteurs [1]. Ces éléments permettent de compenser le réseau en puissance réactive et de maintenir la tension dans les limites contractuelles. Lorsque le réseau est peu chargé, la tension en bout de ligne est supérieure à celle du générateur (effet Ferranti). Ce phénomène est d’autant plus important que le réseau est exploité en haute tension et la ligne est longue. Pour réduire la tension en bout de ligne, on peut connecter une ou plusieurs réactances inductives en parallèle. Cependant, lorsque le réseau est très chargé les réactances doivent être déconnectées pour maintenir la tension dans les limites contractuelles. Par ailleurs, si la charge absorbe beaucoup de puissance réactive, on pourrait assister à des chutes de tension importantes. Dans ce cas, la connexion d’un ou plusieurs bancs de condensateurs en parallèle avec la charge permettra de maintenir la tension en fournissant la puissance réactive consommée par la charge et en évitant ainsi le transport du courant réactif sur de longues distances. Cependant, compte tenu du nombre limité des opérations et des délais de fermeture/ouverture des disjoncteurs, les techniques traditionnelles de con trole de transit de puissance n’apportent pas une souplesse dans la gestion des réseaux. Avec l’avènement des semiconducteurs de puissance, d’autres techniques ont vu le jour : celles basées sur les systèmes FACTS 1.3 Techniques basées sur les systèmes FACTS : Le programme FACTS a été lancé en 1988 par l’Electric Power Research Institute’ (EPRI) de Palo Alto en Californie en collaboration avec des manufacturiers d’équipements et des 23 compagnies d’électricité [2], ceci afin de résoudre les problèmes de transit de puissance sur les transit réseaux électriques. Le concept de FACTS regroupe tous les dispositifs à base d’électronique de puissance qui permettent d’améliorer l’exploitation des réseaux électriques. Leur technologie bâtie, autour des interrupteurs statiques leur assure une vitesse supérieure à celle des systèmes électromécaniques traditionnels [7]. Les FACTS peuvent être classés en trois catégories : Les compensateurs séries ; Les compensateurs parallèles ; Les compensateurs hybrides (série - parallèle). 1.3.1 Les compensateurs série : 3.1 Ces compensateurs sont connectés en série avec le réseau et peuvent être utilisés comme impédance variable (inductive, capacitive) ou une source de tension variable. Ils modifient l’impédance des lignes de transport en insérant des éléments en série avec celle transport celle-ci. Nous présentons ci-dessous quelques uns de ces compensateurs. dessous 1.3.1.1 Le TCSC (Thyristor Controlled Series Capacitors) : Dans un TCSC une inductance est installée en parallèle avec un banc de condensateurs et le courant à travers l’inductance est contrôlé par thyristor. Le contrôle de la compensation permet de s’adapter en temps réel aux besoins du réseau et donc de contrôler le transit de puissance sur la ligne [1]. Figure 1.2 : Structure d’un TCSC [7] Si les thyristors sont bloqués, le TCSC a une impédance fixe qui est celle du condensateur. Si les thyristors sont commandés en interrupteurs électroniques et en pleine conduction, l’impédance du TCSC est encore fixe et équivalente à l’impédance de l’inductance en impédance parallèle avec le condensateur [7]. 24 Les modules TCSC sont de plus en plus associés aux compensateurs séries classiques afin de réduire les risques de résonance hyposynchrone. En effet le TCSC présente une impédance série qui est inductive à basse fréquence et élimine les risques de SSR avec les unités de production [1]. 1.3.1.2 Le TCSR (Thyristor Controlled Series Reactor : Reactors) Le TCSR est un compensateur inductif qui se compose d’une inductance en parallèle compensateur avec une autre inductance commandée par thyristor afin de fournir une réactance en série variable [7]. Figure 1.3 : Structure d’un TCSR [7] Le fonctionnement du TCSR est analogue à celui du TCSR. Lorsque les thyristors sont bloqués, l’impédance du TCSR est fixe et égale à celle de l’inductance X1. Lorsque les thyristors sont en pleine conduction, l’impédance du TCSR est encore fixe et égale à celle de l’inductance égale X1 en parallèle avec l’inductance X2. 1.3.1.3 Le SSSC (Static synchronous Series Capacitors) : Il est constitué d’un onduleur triphasé couplé en série avec la ligne électrique à l’aide d’un transformateur. Figure Figur 1.4 : Schéma de base du SSSC [7] 25 Le rôle du SSSC est d’introduire une tension triphasée, à la fréquence du réseau en série avec la ligne de transport. L’avantage de ce compensateur est de ne pas introduire physiquement une inductance ou un condensateur, mais de simuler leurs fonctions. Cela évite l’apparition des oscillations dues à la résonance avec les éléments inductifs du réseau [7]. 1.3.2 Les compensateurs parallèles : Les compensateurs parallèles injectent du courant au réseau via le point de raccordement, en effet, quand une impédance variable est connectée en parallèle sur le réseau, elle consomme ou injecte un courant variable. Cette injection de courant modifie les puissances actives et réactive qui transitent sur la ligne. Nous présentons ici quelques compensateurs parallèles. 1.3.2.1 Le SVC (Static Var Compensator) : Le Static Var Compensator encore appelé Compensateur Statique de Puissance Réactive (CSPR) est un équipement de compensation parallèle à base d’électronique de puissance capable base de réagir en quelques cycles aux modifications du réseau. Il est généralement constitué d’un ou de plusieurs bancs de condensateurs fixes ou commutables soit par disjoncteur soit par thyristors (TSC : Thyristor Switched Capacitors) et d’une réactance réglable (TCR : Thyristor Controlled hed Reactor) [1]. Figure 1.5 : Structure du SVC [7] 26 Le réglage de l’angle d’amorçage des thyristors permet d’adapter l’injection ou l’absorption du courant en fonction des sollicitatio du réseau. sollicitations On branche souvent en parallèle au SVC une TCBR (Thyristor Control Controlled Breaking Resistor) afin d’améliorer la stabilité du réseau pendant la présence des perturbations [7]. Figure 1.6 : Schéma du SVC accompagné d’un TCBR [7] ’un 1.3.2.2 Le STATCOM (STATic Synchronous COMpensator) : Le STATCOM est un convertisseur à source de tension (VSC : Voltage Source Converter) connecté en parallèle à un réseau alternatif, en général par le biais d’un transformateur abaisseur. En réglant le déphasage du VSC égal à celui de la tension au point de connexion, le flux de courant dans l’impédance du réseau est parfaitement réactif [1]. Si l’on règle la tension du VSC de façon à ce qu’elle soit supérieure à celle du réseau, de la puissance réactive est fournie au réseau, réseau et la tension au point de connexion se trouve augmentée. Si on règle tension du VSC de façon à ce qu’elle soit inférieure à celle du réseau, de l’énergie réactive est absorbée au réseau et la tension au point de connexion se trouve diminuée. t 27 Figure 1.7 : Schéma de base du STATCOM [7] L’avantage du STATCOM est de pouvoir échanger de l’énergie de nature inductive ou capacitive uniquement à l’aide d’une inductance. Contrairement au SVC, il n’y a pas d’élément capacitif qui puissent provoquer des résonances avec les éléments inductifs du réseau [7]. Le STATCOM peut fournir le maximum de sa puissance réactive pour des tensions de réseau très faibles [2]. 1.3.3 Les compensateurs hybrides : Les compensateurs hybrides intègrent dans leurs structure une partie shunt et une partie et une partie série. Nous présentons ici deux des structures hybrides les plus étudiées : le TCPAR et l’UPFC. 28 I.3.3.1 Le TCPAR (Thyristor Controlled Phase Angle regulator) : Controlled Le TCPAR est un transformateur déphaseur à base de thyristor. Ce dispositif a été créé pour remplacer les transformateurs à régleurs en charge qui sont commandés mécaniquement. Figure 1.8 : Schéma de base du TCPAR [7] Le TCPAR est constitué de deux transformateurs, l’un connecté en série avec la ligne, l’autre en parallèle. Ce dernier possède de différents rapports de transformation n1, n2, n3. Ces transformateurs sont reliés par des thyristors. Son principe de fonctionnement est d’injecter sur thyristors. les trois phases de la ligne de transmission, une tension en quadrature avec la tension à déphaser [7]. 1.3.3.2 L’UPFC (Unified Power Flow Controller) 2 L’UPFC est constitué de deux VSC connectés à la même source de tension continue, VSC l’un étant connecté en parallèle avec le réseau, l’autre en série avec la ligne de transmission [1]. L’originalité de ce compensateur est de pouvoir contrôler les trois paramètres associés au transit de puissance dans une ligne électrique : la tension, l’angle de transport et l’impédance de la ligne. issance 29 L’UPFC est capable d’accomplir les fonctions des autres dispositifs FACTS à savoir le réglage de la tension, la répartition des flux d’énergie, l’amélioration de la stabilité et l’atténuation des oscillations de puissance [7]. Figure 1.9 : Schéma de base de l’UPFC Le grand avantage de l’UPFC est la flexibilité qui lui permet de contrôler les trois paramètres associés au transit de puissance en un seul dispositif comprenant seulement deux és onduleurs de tension triphasés. De plus, il peut instantanément basculer de l’une à l’autre de ces fonctions en changeant la commande des onduleurs, ce qui permet de faire face à d défauts ou des des modifications du réseau en privilégiant temporairement l’une des fonctions. Nous procèderons à une étude plus approfondie de ce dispositif dans le prochain chapitre. 1.4 Conclusion : Le présent chapitre nous a permis de faire l’état de l’art des compensateurs utilisés pour l’amélioration du transit de puissance sur le réseau électrique .en effet, le transit optimal de puissance sur le réseau électrique est l’un des enjeux majeurs dans l’exploitation des lignes de transport et de distribution d’énergie. . Les compensateurs traditionnels ont été présentés ainsi que leurs limites. Une présentation des compensateurs FACTS a été faite en regroupant ces derniers en trois grands groupes à savoir les compensateurs série, Shunt et hybri hybrides. L’UPFC, de par sa souplesse d’utilisation qui lui permet d’agir sur les trois paramètres qui régissent le transit de puissance, offre un grand intérêt. Son étude fera l’objet du prochain chapitre. 30 CHAPITRE II : ETUDE STRUCTURELLE ET STRATEGIES DE COMMANDE DE L’UPFC 31 PLAN DU CHAPITRE 2.1 Introduction 2.2 Structure générale de l’UPFC 2.2.1 Présentation des différents blocs constitutifs de l’UPFC a) L’onduleur n° 1 ou partie shunt de l’UPFC b) L’onduleur n° 2 ou partie série de l’UPFC c) Circuit de liaison à courant continu d) Le bloc de commande 2.2.2 Présentation des composants semi – conducteurs a) Les diodes b) Les thyristors c) Les interrupteurs bicommandables 2.3 Analyse fonctionnelle de l’UPFC 2.4 Analyse structuro fonctionnelle de l’UPFC 2.4.1 Etude structurelle des différents sous-systèmes de l’UPFC 2.4.1.1 STATCOM a) Structure b) Fonctionnement 2.4.1.2 SSSC a) Structure b) Fonctionnement 32 2.4.2 Contribution des deux sous systèmes à la réalisation de la fonction de L’UPFC 2.5 Performances de l’UPFC 2.5.1 Apport de l’UPFC à l’amélioration du transit de puissance a) Amélioration du transit de la puissance active b) Amélioration du transit de la puissance réactive 2.5.2 Apport de l’UPFC en vue de l’amélioration de la stabilité du réseau 2.6 Stratégies de commande 2.6.1 Commande par hystérésis 2.6.2 Commande par Modulation à Largeur d’Impulsion (MLI) 2.7 Conclusion 33 Chapitre 2 Etude structurelle et stratégies de commande de l’UPFC 2.1 Introduction : Le présent chapitre propose une étude détaillée de la structure de l’UPFC. Il met également en exergue les différentes performances de ce FACTS sur le réseau électrique : il s’agit en occurrence de l’amélioration du transit de puissance ; de la stabilité statique et de la stabilité dynamique. Une étude de différentes stratégies de commande de l’UPFC est également faite. Plusieurs approches existent en ce qui concerne l’étude de la structure de l’UPFC. Nous pouvons évoquer l’approche fonctionnelle dans la quelle un accent est mis sur l’étude des modèles électriques et sur l’établissement des diagrammes vectoriels. Nous avons également l’approche structuro fonctionnelle qui s’appuie sur l’étude des différentes sous- structures d’électronique de puissance dont est constitué l’UPFC (STATCOM, SSSC) [7]. Le travail dans ce chapitre s’articulera autours des différents points suivants : La présentation de la structure générale de l’UPFC ; L’analyse fonctionnelle de l’UPFC ; L’analyse structuro- fonctionnelle de l’UPFC ; L’étude des différentes performances de l’UPFC ; Les différentes stratégies de commande de l’UPFC. 2.2 Structure générale de l’UPFC : Le dispositif UPFC est un compensateur hybride (série- parallèle) qui a été présenté par Gyugyi en 1990[8]. Il est constitué de deux onduleurs triphasés de tension qui ne sont en fait que des VSC (Voltage Source Converter) connectés à la même réserve de tension continue [1]. L’un est connecté en parallèle avec le réseau et l’autre en série avec la ligne de transmission comme le montre la figure ci-dessous : 34 Figure 2.1 : Schéma synoptique de l’UPFC [7] L’originalité de ce dispositif FACTS qu’est l’UPFC est son pouvoir de contrôler les trois paramètres associés au transit de puissance (tension, impédance, déphasage) et d’accomplir les fonctions des autres dispositifs FACTS à savoir le réglage de la tension, la répartition de flux d’énergie et l’amélioration de la stabilité du réseau électrique [8]. 2.2.1 Présentation des différents blocs constitutifs de l’UPFC : Une vue plus détaillée de l’UPFC faisant ressortir les différents composants de cet ensemble peut se voir sur la figure ci- dessous : Figure 2.2 : schéma simplifié d’un UPFC connecté sur réseau [8] De ce schéma, il ressort que le dispositif UPFC peut être subdivisé en quatre principaux blocs à savoir : 35 L’onduleur no1 ; L’onduleur no2 ; Le bloc de commande ; Le circuit de liaison à courant continu. a) L’onduleur no1 ou partie shunt de l’UPFC : L’onduleur no1 n’est rien d’autre que le FACTS STATCOM qui est un convertisseur de tension triphasé constitué de 3 bras d’interrupteurs et relié au réseau via un transformateur triphasé [7]. Chaque bras d’interrupteur est constitué d’une association de deux blocs ayant chacun un interrupteur commandable (GTO) monté en antiparallèle avec une diode et ayant pour rôle de bloquer les tensions inverses. Son rôle est de redresser la puissance à courant alternatif provenant du transformateur et de l’envoyer au circuit à courant continu [2], [9]. En plus de cela il réalise aussi la fonction de compensation de la puissance réactive puisqu’il peut fournir ou absorber de la puissance réactive, indépendamment de la puissance active, au réseau [8]. b) L’onduleur no2 ou partie série de l’UPFC L’onduleur no2 est le FACTS SSSC qui est également un convertisseur de tension triphasé constitué de 3 bras d’interrupteurs et relié au réseau par l’intermédiaire de trois transformateurs monophasés dont les primaires sont couplés en étoile [7]. Tout comme le STATCOM, chaque bras d’interrupteur est constitué d’une association de deux blocs ayant chacun un interrupteur commandable (GTO) monté en antiparallèle avec une diode et ayant pour rôle de bloquer les tensions inverses [9]. Sa fonction est de retransformer la puissance continue provenant du bloc de liaison du circuit à courant continu en puissance alternative et de l’injecter dans la ligne de transport sous une tension E [2]. Cette tension est injectée à la même fréquence que celle du réseau et dont l’amplitude et la phase sont ajustables [7]. c) Le circuit de liaison à courant continu Ce circuit est essentiellement constitué d’un condensateur de filtrage C ayant pour fonction principal de se charger et de se décharger jusqu’à une certaine valeur en fonction des exigences du réseau. 36 d) Le bloc de commande Ce module est un système asservi qui permet de générer des ordres d’ouverture et de fermeture des interrupteurs des différents bras de convertisseurs en fonction de l’écart observé entre les valeurs de référence et les valeurs mesurées. Le but de cette commande est de faire en sorte que la tension générée par le convertisseur soit la plus proche de la tension de référence [7]. 2.2.2 Présentation des composants semi-conducteurs Plusieurs composants d’électronique de puissance sont utilisés dans la mise en œuvre des dispositifs FACTS. Ces composants peuvent être classés en trois grandes catégories [9], [12]: Les diodes : composants à ouverture et à fermeture spontanée ; Les thyristors : commandables à la fermeture mais à ouverture spontanée ; Les interrupteurs bicommandables : commandés aussi bien à la fermeture qu’à l’ouverture. Dans cette partie, nous allons faire une succincte étude comparative des performances de ces semi- conducteurs de puissance. Par la suite, nous ferons ressortir les composants adéquats pour la mise en œuvre de l’UPFC eu égard à leurs caractéristiques intrinsèques en apportant des justifications. a) Les diodes Les diodes de puissance sont utilisées dans les cellules de commutation des interrupteurs. Elles peuvent être montées en anti-parallèle avec les éléments commandables dans les convertisseurs pour le blocage des tensions inverses. Elles peuvent également être utilisées pour la connexion des niveaux intermédiaires d’un convertisseur de tension multi niveaux ou comme convertisseur pour fournir de la puissance active au FACTS [9]. Les diodes de nos jours peuvent supporter des courants et des tensions assez importants. Ceci justifie leurs utilisations dans la mise en œuvre des cellules de commutations des dispositifs FACTS fonctionnant à des tensions assez élevées et supportant des courants importants. b) Les thyristors Les thyristors sont des composants commandables à l’amorçage et à blocage naturel [10]. L’amorçage des thyristors nécessite l’application d’une tension positive et l’injection d’un courant de gâchette suffisant. Les thyristors de puissance présentent les caractéristiques électriques 37 intéressantes. En effet, ils peuvent supporter des tensions de l’ordre de 5 à 7 Kv et couper des courants pouvant atteindre 4000A. La chute de tension à leurs bornes sont de l’ordre de 1,5 à 3 V. et les gradients de courant et de tension sont respectivement de l’ordre de 500 A/µsec et 1000 V / µsec [12]. c) Les interrupteurs bicommandables Le thyristor GTO (Gate- Turn- Off) Le thyristor GTO est un composant commandable à l’amorçage et au blocage. Pour l’amorcer, on doit lui appliquer une tension positive et lui injecter un courant de gâchette suffisant [11]. Le blocage est assurer par l’application d’une tension gâchette cathode négative qui a pour conséquence l’envoie d’une impulsion de courant négative sur la gâchette. Les GTO sont capables de supporter des tensions de l’ordre de 5000 V et de couper des courants pouvant atteindre 3000 A. les chutes de tension en conduction sont de l’ordre de 2 à 3 V. la vitesse de commutation de ces composants est de 25 µsec [12]. Les transistors bipolaires à jonction (BJT) Les BJT sont des composants commandés en courant, tant que le composant est amorcé, le courant de base doit être maintenu. Autrement dit le blocage du transistor sera assuré par l’annulation du courant de base. Le gain en courant des transistors de puissance est de l’ordre de 5 à 10 [11]. Afin d’obtenir des gains de courant important, ces transistors sont souvent connectés en montage Darlington ou même triple Darlington En conduction, le BJT de puissance présente des chutes de tension de l’ordre de 1 à 2 V, entraînant des pertes de conduction moins importantes que celle causées par le thyristor ou le GTO. Les BJTs de puissance peuvent supporter des tensions de l’ordre de 1400V et couper des courants pouvant atteindre 800A. Ils peuvent être utilisés dans les convertisseurs ayant des puissances apparentes atteignant 500KVA, et fonctionnant à des fréquences de plusieurs centaines de KHz [12]. Le MOSFET de puissance Les MOSFETs de puissance sont des composants commandés en tension. L’amorçage du MOSFET se fait en lui appliquant une tension grille - source appropriée (inférieure à la tension 38 de seuil VGSthreshold). Cette tension doit être maintenue tout au long de la conduction. Le blocage se fait par annulation de la tension grille - source [11]. Les vitesses de commutation des MOSFET sont très élevées, elles vont de 10nsec à quelques centaines de nanosecondes. Ceci entraîne des pertes de conduction très basses. Cependant, les chutes de tension pendant la conduction sont plus élevées ; elles sont de l’ordre de 4 à 5 V, pour des tensions de 500V et des courants coupés atteignant 10 A. Il existe des MOSFET supportant des tensions pouvant atteindre 1000V, pour des courants coupés assez faibles. Il en existe également qui peuvent couper des courants de 100A mais supportant des tensions très basses. Les tensions de commande grille -source sont de l’ordre de 5 à 20 V [12]. Le transistor bipolaire à grille isolée (IGBT) L’IGBT combine les avantages du MOSFET, du BJT et du thyristor [12]. Comme le MOSFET, il est commandé en tension et a une impédance d’entrée très élevée, ce qui réduit l’énergie requise pour sa commande. Comme le BJT, il entraîne des pertes de conduction assez faibles et il fonctionne à des fréquences plus élevées que le BJT, ceci pour des tensions et des courants comparables. Il peut supporter des tensions atteignant 1200V et couper des courants de l’ordre 400 A. A cause de ses performances l’IGBT a tendance à remplacer le BJT dans la plupart des applications. Le tableau suivant résume et compare les performances des interrupteurs de puissance sus évoqués [12]. Tableau 2.1 Comparaison des interrupteurs d’électronique de puissance Composant BJT MOSFET GTO IGBT Thyristor Puissance d’utilisation Moyenne Basse Elevée Moyenne Elevée Rapidité de commutation Moyenne Rapide Lente Moyenne. Moyenne 39 Il ressort de cette étude que les composants les plus appropriés à l’heure actuelle pour la mise en œuvre des dispositifs FACTS sont le GTO et le thyristor de puissance. En effet ils supportent des tensions assez élevées et ont des vitesses de commutation qui, bien que faibles comparées à celles des autres composants, sont très élevées par rapport à celles des dispositifs électromécaniques. Le GTO est privilégié dans la construction de l’UPFC car, bien que plus lent que le thyristor, il est bicommandable et ne nécessite donc pas des circuits spécifiques destinés à assurer son blocage. Sa commande est donc allégée par rapport à celle des thyristors. Le BJT, le MOSFET et l’IGBT ont certes des vitesses de commutation élevées mais les plages de courant et de tension qu’ils supportent sont assez basses à l’état actuel de la technologie et ne leur permettent donc pas d’être utilisés dans la mise en œuvre des dispositifs FACTS en général et de l’UPFC en particulier. 2.3. Analyse fonctionnelle de l’UPFC : L’UPFC est un compensateur hybride (Série-parallèle) qui permet de contrôler aussi bien le transit de la puissance active que celui de la puissance réactive sur une ligne électrique. Cette section explique le fonctionnement de l’UPFC ainsi que les différents échanges énergétiques qui s’effectuent entre ce dernier et la ligne de transport. Soient deux régions A et B très éloignées reliées par une ligne de transport d’impédance X. On suppose que ces régions sont tellement puissantes que leurs tensions et leurs angles respectifs ne s’influencent pas [2]. En supposant les tensions de ligne égales et en phase dans les deux régions, on en déduit que le courant de ligne à travers l’inductance X est nul, et donc aucun transit de puissance active ou réactive ne peut se faire entre les deux régions. X A I EB B EA Figure 2.3 : Ligne de transport reliant deux régions A et B [2] 40 Cette situation est regrettable car deux régions interconnectées devraient effectuer des échanges d’énergie et se supporter mutuellement en cas de défaut. Pour pallier à ce manquement il faudrait : Créer un déphasage entre les tensions des régions A et B afin de permettre un échange de puissance active entre ces dernières ; Créer une différence entre les valeurs des tensions des régions A et B afin de permettre un échange de puissance réactive entre elles. L’UPFC insère en série avec la ligne de transport une tension EC à la même fréquence que le réseau dont l’amplitude et la phase sont ajustables [2]. La figure suivante présente la ligne de transport dans laquelle est insérée la tension EC. UPFC X A EC B EX ET EB EA Figure 2.4 : Introduction d’un compensateur en série avec la ligne de transport [2]. D’après la figure 2, nous pouvons écrire l’équation suivante : ET = E A + E C (2.1) Le schéma vectoriel correspondant est le suivant : ET δ Ө ø E A , EB EC Ec I EC Figure 2.5 : Schéma vectoriel de la ligne avec compensation série [2]. 41 La tension ET en amont de la réactance X est égale à, la somme vectorielle des tensions EA et EC. Si on désigne par δ le déphasage entre ET et EB, il s’en suit donc qu’une puissance active peut être transitée de la région A vers la région B. Cette puissance est donnée par la relation suivante : P= (E )(E )sin δ T B X (2.2) Lorsqu’on fait varier l’angle ø, déphasage entre la tension EC et les tensions EA et EB, l’extrémité du vecteur ET décrit un cercle complet. L’angle de transport δ varie donc d’une valeur maximale positive vers une valeur maximale négative en passant par une valeur nulle. On en déduit d’après la relation (2.2) que la puissance active peut être transitée dans les deux sens suivant le signe de l’angle δ. Par ailleurs, notons que EC est égale à EX ; donc, le courant I à travers la ligne est en retard de 90° sur la tension EC. Dans ce cas aucune puissance active ne peut être débitée sur le réseau par l’UPFC (cos90°=0). Cependant, une puissance réactive est fournie à la ligne d’après la relation suivante : Q C = E C I sin 90 0 = E C I (2.3) Cette puissance réactive est entièrement consommée par la réactance X de ligne. Plus généralement, lorsque l’extrémité du vecteur EC décrit le cercle, on peut définir respectivement pour les puissances active et réactive deux sens de transit possible. La puissance active sera transitée de la région A vers la région B lorsque l’angle de transport δ est positif et dans le sens in verse lorsque cet angle est négatif. Quant à la puissance réactive nous savons que son transit obéit à la relation suivante [2] : Q= ET ( ET − E B cos δ ) X (2.4) Il ressort de cette relation que la puissance réactive sera transitée de la région A vers la région B si et seulement si : ET − E B cos δ > 0 ⇒ cos δ < ET EB (2.5) 42 La puissance réactive sera transitée en sens inverse si la relation (2.5) n’est plus vérifiée. Supposons que les tensions EA et EB sont toujours en phase mais que EB soit supérieure à EA. Dans ce cas, EC décrit toujours un cercle complet lorsque l’angle ø varie. Cependant, contrairement au cas étudié précédemment EC n’est plus égale à EX. La chute de tension dans la ligne est EX =j IX= ET - EB et le courant I est en retard de 90° sur EX. Le schéma vectoriel obtenu est celui de la figure suivante : EC ET I EX Ө δ EA EB Figure 2.6 : EA et EB sont en phase, mais d’amplitudes inégales [2]. Le courant I est en avance sur EA et EB d’un angle Ө, on peut alors en déduire les relations suivantes : La puissance active débitée par la région A s’écrit : PA = E A I cosθ La puissance réactive reçue par la région B est donnée par la relation (2.6) PB = EB I sinθ (2.7) Contrairement au cas précédent où les tensions EA et EB étaient égales, le convertisseur débite une puissance active PC sur le réseau. Cette puissance est égale à la différence entre PA et PB. PC = EC I cos(Φ − θ ) (2.8) 43 Etant donné que l’UPFC débite de la puissance réactive sur le réseau, il doit en absorber autant d’un accumulateur. A moins d’être très gros, celui-ci se déchargerait très rapidement, donc au lieu d’utiliser un accumulateur, on pourrait le remplacer par un redresseur qui serait alimenté par un transformateur monté en parallèle avec la ligne. Cette solution demande l’installation de deux convertisseurs connectés par une liaison à courant continu. Le premier convertisseur redresse la puissance à courant alternatif en provenance du transformateur monté en parallèle avec la ligne et l’envoie au circuit de liaison à courant continu. Le second convertisseur retransforme cette dernière sous forme de puissance à courant alternatif et l’injecte sur la ligne de transport sous la tension EC. L’ensemble des deux convertisseurs constituent l’UPFC [2]. 2.4 Analyse structuro fonctionnelle de l’UPFC L’UPFC est constitué de deux convertisseurs de tension (VSC : Voltage Source Converter) connectés à une même réserve de tension continue, l’un étant connecté en série avec la ligne de transmission, l’autre en parallèle [1]. Le convertisseur connecté en parallèle avec la ligne est un STATCOM et celui relié en série est un SSSC ; la réserve de tension continue est constituée par un condensateur [9]. Nous nous proposons dans la présente section : • D’étudier la structure et le fonctionnement des deux convertisseurs qui entrent dans la constitution de l’UPFC ; • De donner l’apport de chacun de ces convertisseurs en vue de la réalisation des différentes fonctions de l’UPFC 2.4.1 Etude structurelle des différents sous systèmes de l’UPFC Cette section est consacrée à l’étude de l’échange énergétique qui s’effectue d’une part entre les sous systèmes de l’UPFC (STATCOM et SSSC) et le réseau d’autre part entre ces deux sous systèmes. 44 2.4.1.1 Le STATCOM a) Structure Le STATCOM est relié à la ligne de transport triphasée par le biais d’un transformateur abaisseur. Il est alimenté une source de tension continue que constitue le condensateur. Le convertisseur comporte des cellules de commutations constituées de thyristors GTO ou d’IGBT [1] avec des diodes montées antiparallèles. La figure suivante présente la structure de base d’un STATCOM. X y z A U Convertisseur EH B V Transfor mateur Abaisseur Triphasé DC-AC C W Commande des interrupteurs Figure 2.7 : Structure de base du STATCOM [2]. b) Fonctionnement Les réactances x sont en réalité les réactances de fuite du transformateur abaisseur qui permet de connecter le convertisseur au réseau. En jouant sur l’amplitude et la phase des tensions au secondaire du transformateur et à l’entrée du convertisseur, le STATCOM peut échanger avec le réseau aussi bien la puissance réactive que la puissance active. L’amplitude de la tension alternative à l’entrée du convertisseur est commandée en faisant varier EH, tandis que l’angle est commandé par l’envoie des impulsions de déclanchement appropriées aux thyristors GTO ou aux IGBT [2]. Echange de puissance réactive Considérons l’une des phases du convertisseur, la phase A en l’occurrence. 45 • Si EAn = EUn, le courant I à travers la réactance de fuite du transformateur est nul ; donc la compensation est nulle [2]. Ceci correspond au diagramme vectoriel suivant : I=0 EUn Figure 2.8 : EAn = EUn : aucun échange d’énergie réactive • Si EAn < EUn alors un courant I circulera dans la réactance x ce courant sera en retard de 90o sur la tension EUn [2]. Sa valeur est donnée par la relation suivante : I= EUn − E An x (2.9) Le compensateur absorbe alors de la puissance réactive de la ligne de transport. Il se comporte donc comme une inductance même si aucune bobine n’est présente et aucun champ magnétique n’est produit [2]. La puissance réactive est donnée par la relation suivante : Q = I .E An sin 90 0 = I .E An EAn (2.10) EUn I Figure 2.9 : EAn < EUn : l’énergie réactive est absorbée par le convertisseur • Si EAn > EUn le courant I est alors en avance de 90o sur EUn sa valeur est encore donnée par la relation (2.9). On constate que I est maintenant négatif par conséquent le convertisseur fournit de la puissance réactive à la ligne de transport. Il se comporte donc comme un grand condensateur même s’il n’ya pas de plaque électrostatique ni de champ magnétique [2]. I EUn EAn Figure 2.10 : EAn > EUn : l’énergie réactive est fournie à la ligne de transport 46 Nous constatons que le STATCOM, sans disposer d’éléments inductifs ni capacitifs est capable d’échanger de l’énergie réactive avec la ligne de transport. Par ailleurs contrairement au SVC il est capable de générer sur le réseau sa puissance réactive maximale même lorsque sa tension chute considérablement [1], [7]. Il est en autre caractérisé par une bonne réponse dynamique (il répond instantanément), ceci grâce aux performances ces des interrupteurs d’électronique de puissance dont il est constitué (GTO, IGBT) [7]. Cependant, le STATCOM génère sur le réseau de nombreux harmoniques ce qui impose la nécessité d’installer des filtres pour les atténuer [7]. Echange de puissance active L’échange de la puissance réactive entre le réseau le STATCOM, dépend du niveau de tension aux bornes de la source d’alimentation constituée par le condensateur. En effet, si l’on désire produire de la puissance réactive, le système de commande déphasera temporairement la tension générée par l’onduleur de quelques degrés( 1à 2 degrés) en arrière de la tension du réseau de façon à faire circuler une puissance active dans l’onduleur et charger la condensateur à une valeur EH supérieure à la valeur EH0 correspondant au courant I nul. Puis, le système de commande ramène la tension générée par l’onduleur en phase avec la tension du réseau. Comme la tension de l’onduleur est plus grande que celle du réseau, le STATCOM génère de la puissance réactive [2]. Inversement, pour absorber de la puissance réactive, le système de commande déchargera le condensateur à une valeur inférieure à EH0, en déphasant la tension générée par l’onduleur de quelques degrés en avance sur la tension du réseau. Ainsi, une puissance active circule temporairement de l’onduleur vers le réseau permettant ainsi la décharge du condensateur [2]. 2.4.1.2 Le SSSC a) Structure Comme nous l’avons dit plus haut, le compensateur statique série synchrone SSSC est constitué d’un convertisseur à source de tension (VSC) inséré en série sur la ligne de transport via un transformateur. Sa structure set présentée sur la figure suivante : 47 I Uq U0 Ucc C Source d’énergie optionnelle Figure 2.11 : Structure du compensateur statique série synchrone [9] b) Fonctionnement Le SSSC introduit une tension triphasée à la fréquence du réseau en série avec la ligne et en quadrature avec le courant de ligne de façon à simuler soit le fonctionnement d’une inductance, soit celui d’un condensateur [7], [9]. Cette tension est donnée par la relation suivante : U = − j.K.X .I K : degré de compensation ; X : réactance de la ligne ; I : courant de ligne. (2.11) De la relation précédente, il ressort que suivant la valeur et le signe de K, on peut introduire une réactance inductive ou capacitive en série avec la ligne : Si K>0, on introduit en série avec la ligne une réactance capacitive ; Si K< 0, on introduit en série avec la ligne une réactance inductive. Ainsi, le SSSC est capable de simuler le fonctionnement d’une inductance ou d’un condensateur sans insérer physiquement ces deux éléments sur la ligne. Cela permet d’éviter les phénomènes d’oscillations avec les éléments inductifs et capacitifs de la ligne [9], [7]. 48 2.4.2 Contribution des deux sous-systèmes à la réalisation de la fonction de l’UPFC En reliant les deux convertisseurs étudiés ci-dessus au travers d’une liaison série constituée d’un condensateur on obtient le FACTS UPFC dont la structure est présentée à la figure 2.2. Le convertisseur série injecte une tension à la même fréquence que celle du réseau dont l’amplitude et la phase sont ajustables. Ce réglage d’amplitude et de phase permet d’obtenir trois modes de fonctionnement [7] : Régulation de la tension : la tension insérée en série sur la ligne par l’UPFC s’additionne vectoriellement à celle de la source. Ainsi, on obtient une tension maximale à la sortie de l’UPFC lorsque ces deux tensions sont en phase. Contrôle de l’impédance : la tension injectée est en quadrature avec le courant de ligne. Cette tension est équivalente à celle évoquée à la relation (2.11). en faisant varier la valeur de K, on peut faire varier virtuellement l’impédance de la ligne, agissant ainsi implicitement sur le transit de la puissance active de la ligne. Contrôle de la phase : la tension injectée en série avec la ligne introduit un déphasage δ avec la tension de source. Ce déphasage peut varier entre 0 et 360o. Ce large éventail de variation de δ offre une plus grande flexibilité du contrôle du transit de puissance active et réactive sur la ligne électrique. Le convertisseur shunt permet essentiellement d’échanger de la puissance réactive avec le réseau. Il permet éventuellement de fournir de l’énergie active à la partie série via la liaison continue que constitue le condensateur. 2.5 Performances de l’UPFC Les multiples performances dont regorge le dispositif UPFC font de lui l’un des dispositifs FACTS le plus utilisés. Cette section explicitera les performances de l’UPFC sous trois principaux angles à savoir : l’amélioration du transit de puissance, l’amélioration de la stabilité statique et dynamique et l’amélioration de la stabilité en tension. 49 2.5.1 Apport de l’UPFC en vue de l’amélioration du transit de puissance L’action sur les différents paramètres de l’UPFC peut permettre d’améliorer le transit aussi bien de la puissance active que de la puissance réactive. a) Amélioration du transit de la puissance active Considérons à nouveau deux régions A et B entre lesquelles doivent de faire un transit de puissance active (voir figure x). Nous rappelons que la puissance transitée entre les deux régions est donnée par la formule (2.2) suivante : P= (E )(E ) sin δ T B X Cela signifie que pour améliorer le transit de la puissance active, l’UPFC devra être capable d’agir sur au moins l’un des trois paramètres régissant ce transit à savoir : • • • L’impédance X de la ligne ; L’angle de transport δ ; Les tensions aux extrémités de la ligne. Pour faire varier l’impédance de la ligne de transport, l’UPFC insère grâce à sa composante série qu’est le SSSC une tension U= -j.K.X.I. En faisant varier le facteur de compensation K, l’UPFC fera varier de façon virtuelle l’impédance de la ligne, augmentant ainsi la puissance transitée sur la ligne de transport [9]. En se référant à l’analyse fonctionnelle faite précédemment, l’extrémité du vecteur de tension inséré par l’UPFC en série avec la ligne pouvait décrire un cercle tout entier. Cette variation induit celle de l’angle de transport δ qui peut prendre aussi bien des valeurs positives que négatives. Ceci implique la possibilité du transit de puissance dans les deux sens. Le niveau de tension sur la ligne de transport est influencé par les échanges d’énergie réactive qui s’effectue entre cette dernière et le compensateur. Pour ce faire l’UPFC va utiliser sa branche 50 shunt qu’est le STATCOM pour injecter ou absorber de la puissance réactive au point de raccordement avec la ligne de transport. b) Amélioration du transit de puissance réactive En considérant toujours nos deux régions, le transit de la puissance réactive est donné par la relation (2.4) suivante : Q= ET ( ET − E B cos δ ) X Nous constatons que pour améliorer le transit de la puissance réactive, il suffit encore de jouer sur les mêmes paramètres de transit de la puissance active. Cependant le sens de transit de la puissance réactive va dépendre du signe du numérateur de la relation (2.4). Par exemple pour favoriser un transit de la puissance réactive de la région A vers la région B il faudrait que ET − E B cos δ > 0 ⇒ cos δ < ET EB 2.5.2 Apport de l’UPFC en vue de l’amélioration de la stabilité du réseau Dans cette section nous traiterons de deux types de stabilité à savoir : • • La stabilité dynamique ; La stabilité transitoire. On peut définir la stabilité comme étant l’aptitude d’un réseau à retrouver un point d’équilibre après une contingence plus ou moins importante. La stabilité dynamique est la faculté pour un réseau à retrouver son mode de fonctionnement normal en régime permanent suite à une perturbation mineure effectuée sur le réseau, à partir d’un régime permanent stable [13]. Ces perturbations peuvent être dues à un changement dans la structure du réseau dans les conditions d’exploitation, dans les systèmes d’excitation ou au niveau des charges. 51 La stabilité transitoire d’un réseau électrique est son aptitude à retrouver une position d’équilibre stable après une perturbation brusque de forte amplitude [7]. Cette perturbation peut écarter notablement le réseau de sa position initiale. Le phénomène de stabilité transitoire concerne les grandes perturbations. Nous pouvons citer : • • • Les courts – circuits affectant un élément du réseau, La perte d’ouvrage, La perte de groupe de production… Les conséquences de ces défauts peuvent être très graves pouvant conduire ainsi à l’effondrement complet du réseau [7]. 2.6 Stratégies de commande La commande est gérée par une unité centrale de traitement (UCT). L’UCT en fonction : • • • des références ; de l’état des mesures des capteurs ; des lois de commande. Délivre des ordres de commande qui pilotent le convertisseur qui dans notre cas est l’UPFC [14]. L’objectif ici est de générer les ordres d’ouverture et de fermeture des onduleurs de sorte que la tension créée par l’onduleur soit la plus proche de la tension de référence. Deux méthodes de commande peuvent être utilisées : • • la commande par Hystérésis ; la commande par MLI (Modulation de largeur d’impulsion) 52 2.6.1 Commande par hystérésis La commande par hystérésis est utilisée pour le contrôle des courants. Elle consiste à maintenir chacun des courants générés dans une bande enveloppant les courants de références (fourchette de courants). Chaque violation de cette bande donne un ordre de commutation. Iref T1 + I - T2 Figure 2.12 : Contrôle de courant par hystérésis [7] La différence entre le courant de référence et celui mesuré est appliquée à l’entrée d’un comparateur à hystérésis dont la sortie fournit directement l’ordre de commande des interrupteurs du bras correspondant de l’onduleur [7]. L’avantage de cette commande réside dans sa simplicité de mise en œuvre et son principal inconvénient est que sa fréquence de commutation est variable. 2.6.2 Commande par Modulation à Largeur d’Impulsion (MLI) La commande MLI est utilisée pour le contrôle de la tension de référence des onduleurs. Elle met en œuvre d’abord un régulateur qui, à partir de l’écart entre le courant et sa référence, détermine la tension de référence de l’onduleur (modulatrice). Cette dernière est ensuite comparée avec un signal en dent de scie de fréquence élevée (porteuse). La sortie du comparateur fournit l’ordre de commande des interrupteurs [7]. Le schéma de principe de cette méthode est donné à la figure ci – dessous : 53 1 T1 Iref Correcteur I Figure 2.13 : Contrôle de courant par MLI [7] T2 2.7 Conclusion Le présent chapitre a porté sur l’étude structurelle et fonctionnelle de l’UPFC. Nous avons également identifié quelques stratégies de commande de ce dispositif. La présentation des différents bocs constitutifs de l’UPFC ainsi que celles des composants semi-conducteurs utilisés dans sa mise en œuvre a été faite. Une analyse fonctionnelle de l’UPFC nous a permis de l’envisager en tant que compensateur série mais également comme compensateur shunt. L’analyse structuro fonctionnelle quant à elle nous a permis d’étudier les différents convertisseurs de base entrant dans la construction de l’UPFC. Il s’agit notamment du STATCOM utilisé dans la branche parallèle et le SSSC utilisé dans la branche sérielle. Ceci nous a permis de mettre en exergue la contribution de ces deux sous systèmes en vue de la réalisation de la fonction UPFC. Quelques performances de l’UPFC ont été mises en relief. Nous avons ainsi montré l’utilisation de l’UPFC en vue de l’amélioration du transit de puissance et des stabilités dynamiques et transitoires des réseaux électriques. Une brève évocation des stratégies de commande a été faite. Connaissant globalement la constitution du dispositif UPFC, nous pouvons désormais envisager avec sérénité la simulation du comportement d’un réseau électrique contenant ce dernier. C’est ce qui ferra l’objet du prochain chapitre. 54 CHAPITRE III : SIMULATIONS ET INTERPRETATIONS DES RESULTATS 55 PLAN DU CHAPITRE 3.1 Introduction 3.2 Présentation du RISC (Réseau Interconnecté Sud Cameroun) 3.3 Délimitation de la zone d’étude 3.4 Présentation de la plate forme logicielle MATLAB 3.4.1 Présentation de SIMULINK 3.4.2 Présentation de SIMPOWER SYSTEMS 3.5 Simulations et interprétations des résultats 3.5.1 Simulations 3.5.2 Interprétation des résultats 3.6 Conclusion 56 Chapitre 3 Simulations et interprétations des résultats 3.1 Introduction Ce chapitre a pour but la validation des performances de l’UPFC démontrées théoriquement au chapitre précédent. Les performances du réseau actuel seront comparées à celles du réseau expérimental doté d’un module UPFC afin de mettre en exergue l’apport de ce dernier sur le transit de puissance. Une présentation succincte du réseau sous investigation (Réseau Interconnecté Sud Camerounais) est faite. Un bref exposé des possibilités de MATLAB pour la simulation des réseaux électriques est également fait. Nous allons clôturer ce chapitre par une présentation et interprétation des résultats. 3.2 Présentation du RISC (Réseau Interconnecté Sud Cameroun) [15] Le réseau Sud d’AES – SONEL, s’étend sur le Littoral, le Centre et le grand Ouest du Cameroun. Il prend sa source au niveau des centrales de production d’Edéa et de Song-Loulou qui s’interconnectent au poste de contrôle de Mangombé de là, l’énergie est acheminée vers d’autres postes d’interconnexions et de transformation. La topologie actuelle du réseau est présentée en annexe. Le réseau Sud AES- SONEL est constitué des centrales de production, du réseau de transport et du réseau de distribution. 3.2.1 Centrales de production Le réseau Sud AES – SONEL est alimenté par deux types de centrales : Les centrales thermiques : elles sont surtout utilisées en secours et fournissent environ 20% de la production (tableau3.1) ; Les centrales hydrauliques : elles fournissent environ 80%de la production (tableau 3.1). 57 Tableau 3.1 : Parc de production d’énergie du RISC Lieu Type de centrale Puissance (MW) Puissance (MVA) Tension (KV) Edéa I Groupes 1 et 2 Groupe 3 Edéa II Groupes 4, 5, 6, 7, 8 et 9 Groupes 10, 11, 12, 13 et 14 Hydraulique 11.4 12.5 20.3 14.3 14.3 24.5 5.5 5.5 10.3 Edéa III 21.5 24.5 10.3 SONGLOULOU paires de groupes 1, 2, 3, et 4 LIMBE OYOMABANG BASSA LOGBABA BAFOUSSAM MEFOU Thermique 49.5 57 10.3 85 41 21.6 22 18 4 11 15 11 11 5.5 Source AES-SONEL 3.2.2 Réseau de transport Il permet d’acheminer l’énergie électrique des centrales de production vers les postes de répartition. Le transport d’énergie électrique s’y effectue en HTB. Ce réseau comporte 06 lignes de 225 KV équipées de conducteurs Almélec de 366mm2 de section. Plusieurs lignes de 90KV équipées de conducteurs en Alu – acier de 173mm2 et 228mm2 de section ou en Almélec de 228mm2 et 366mm2 de section. Les caractéristiques linéiques des différentes lignes sont consignées dans le tableau suivant : 58 Tableau 3.2 : Lignes 225KV Lignes Longueur Section en Km en mm 336 336 336 336 2 R en Ω/Km 0.098 0.098 0.098 0.098 X Ω/Km 0.42 0.42 0.42 0.42 en Z en Ω Song-loulou Mangombe1 Song-loulou – Mangombe 2 Song-loulou – Logbaba Logbaba - Bekoko 58 58 93 26.2 24.94 24.94 40.109 11.273 Logbaba - Mangombe Mangombe- Oyomabang Source AES - SONEL Tableau 3.3 : Lignes 90 KV 61.5 168 336 336 0.098 0.098 0.42 0.42 26.462 72.287 Lignes Longueur Section en Km en mm2 336 336 228 228 R en Ω/Km 0.098 0.098 0.171 0.171 X Ω/Km 0.42 0.42 0.40 0.40 en Z en Ω Ngousso - Oyomabang BRGM - Oyomabang BRGM - Oyomabang Njock – Nkong – Edéa 3 24 4.4 4.4 76.1 10.326 1.893 1.893 33.06 Mangombe 1 - Kribi 82.87 228 0.171 0.40 36.048 59 Mangombe 2- Edéa 3 Mangombe 1- Edéa 3 Edéa 1- Edéa 3 Mangombe 1 - Logbaba Mangombe 2 - Logbaba Logbaba - Koumassi Logbaba – Bassa 1 Logbaba – Bassa 2 Bassa - Déido Déido - Bonabéri Bonabéri - Bekoko Bekoko - Limbe Bekoko - Nkongsamba Nkongsamba - Bafoussam Bafoussam - Bamenda Mbalmayo – Oyomabang Bassa - Makepe Source AES – SONEL 2.6 2.8 0.02 65 62 7.56 2.9 3.663 5.2 3.45 17.78 44.2 113.5 93 70 49 5.4 366 366 366 173 366 366 173 366 366 366 366 228 228 228 228 366 366 0.098 0.098 0.098 0.223 0.098 0.098 0.223 0.098 0.098 0.098 0.098 0.171 0.171 0.171 0.171 0.098 0.0970 0.42 0.42 0.42 0.407 0.42 0.42 0.407 0.42 0.42 0.42 0.42 0.40 0.40 0.40 0.40 0.42 0.3942 1.121 1.2075 0.0086 26.768 26.677 3.252 1.2138 1.576 2.237 1.484 7.650 19 48.813 39.99 30.1052 21.083 2.9108 3.3 Délimitation de la zone d’étude Le réseau Sud comme nous l’avons dit précédemment s’étend sur trois grandes zones : le Centre, le Littoral et le grand Ouest. De ces trois régions, c’est le corridor de transit d’énergie électrique vers la région de l’Ouest qui présente le plus de problèmes. En effet, le transport d’énergie électrique s’y fait avec beaucoup de pertes. 60 La problématique du transport de l’énergie électrique est d’acheminer cette dernière jusqu’aux consommateurs avec le moins de pertes possibles. Ceci suppose l’utilisation d’artifices (compensateurs) destinés à réduire au maximum les pertes liées au transport d’énergie électrique. Nous nous proposons d’insérer sur le corridor Ouest du RISC, l’UPFC afin d’améliorer le transit de la puissance électrique vers la région de l’ouest. 3.4 Présentation de la plate forme logicielle MATLAB MATLAB est une abréviation de MATrix LABoratory. Ecrit à l’origine en Fortran par Cleve MOLER, MATLAB était destiné à faciliter l’accès au logiciel matriciel. La version actuelle écrite en C par the MatWorks Inc., existe en version professionnelle, étudiant et est incontournable aujourd’hui dans les domaines de la recherche et de l’enseignement des sciences appliquées [16]. MATLAB est disponible pour Windows, Unix, Linux et est un réseau de boites à outils interconnectés à un noyau intégrant des macro-primitives d’usage général comme le montre la figure ci-dessous [17] : ToolBox OPTIMIZATION … ToolBox DSP NOYAU ToolBox CONTROL Primitives d’usage général ToolBox SYMBOLIC Interfaces C++, Fortran Interface Utilisateur Modules SIMULINK Figure 3.1 : Architecture simplifiée de MATLAB [17] Dans le cadre de nos simulations nous utiliserons la boite à outil SIMULINK de MATLAB dans sa version 7.2.0.232. Plus particulièrement le module SIMPOWER SYSTEM dans le quel se trouvent les différents composants utilisés dans la simulation des réseaux électriques. 61 3.4.1 Présentation de SIMULINK SIMULINK est la boite à outil de MATLAB utilisée pour la modélisation, la simulation et l’analyse des systèmes dynamiques. Il est utilisé pour les systèmes linéaires et non linéaires. Ces derniers pouvant être à temps continu ou discret et même hybride [18]. Cette boite à outils propose plusieurs modules parmis lesquels le module SIMPOWER SYSTEMS. Figure 3.2 Page d’accueil et feuille de travail SIMULINK 3.4.2 Présentation du module SIMPOWER SYSTEMS Le module SIMPOWER SYSTEMS contient les différents composants utilisés dans la simulation des réseaux électriques. Ces derniers sont organisés en plusieurs sous groupes : Extra library ; Applications libraries ; 62 Electrical sources ; Elements ; Machines ; Measurements ; Power Electronics. Il est important de souligner qu’on peut également accéder à ces différents sous groupes en introduisant la commande >> powerlib dans la feuille principale de MATLAB. Figure 3.3 : Page d’accueil MATLAB et fenêtre des composants de SIMPOWER SYSTEMS 3.5 Simulations et interprétation des résultats Nous nous proposons dans cette partie de simuler le transit de la puissance électrique sur le corridor Ouest du RISC ceci en se servant des caractéristiques des lignes présentées dans les 63 pages précédentes. Nous allons procéder dans un premier temps à la simulation du réseau actuel non compensé. Ensuite nous allons simuler l’état du réseau avec insertion de l’UPFC. Une étude comparative sera ensuite faite entre les résultats issus des deux simulations afin de mettre en exergue l’apport de l’UPFC à l’amélioration du transit de puissance sur le réseau électrique. 3.5.1 Simulations Le tableau ci – dessous présente les différents résultats de simulations. Ces résultats reflètent l’image des tensions, des puissances actives et réactives aux différents jeux de barres avant et après l’insertion de l’UPFC. Le placement de l’UPFC sur le réseau s’est fait après une série d’essais. Ceci dans l’optique de déterminer la position permettant un flux optimal d’énergie. Nous avons placés l’UPFC en amont des différents jeux de barres du corridor (Bekoko, Nkongsamba, Bafoussam, Bamenda). A l’issu de ces différents tests, nous avons retenu comme position optimale de placement de l’UPFC, celle située en amont du jeu de barre de Nkongsamba. Tableau 3.4 : Résultats des simulations Régions Tensions entre phase sans l’UPFC Bekoko 73.06 KV Tensions entre phase avec l’UPFC 81.03 KV Puissance active sans l’UPFC 35.06 MW 85.66 MW Puissance active avec l’UPFC Puissance réactive sans l’UPFC 34.15 MVAR Nkongsamba 63.34 KV Puissance réactive avec l’UPFC 21.55 MVAR 41.42 MVAR 23.88 MVAR 9.02 MVAR 83.6 KV 35.85 MW 62.25 MW 23.72 MVAR Bafoussam 58.83 KV 77.64 KV 24.97 MW 43.6MW 13.68 MVAR Bamenda 57.76 KV 76.24 KV 9.02 MW 15.75 MW 5.2 MVAR 64 3.5.2 Interprétation des résultats Calculons dans un premier temps les ratios afin de mettre en relief les pourcentages d’évolutions les différents paramètres des résultats de simulations. Ensuite nous allons procéder à l’analyse globale des résultats. a) Calculs des ratios Ces ratios sont calculés d’après la formule suivante : R= Val f − Val i Val i (3.1) Valf : Valeur après la compensation ; Vali : Valeur avant la compensation ; R : Ratio. Tableau 3.5 : Calcul des ratios Régions Ratio de la tension Ratio de la puissance active Bekoko Nkongsamba Bafoussam Bamenda 10.9% 31.98% 31.97% 31.99% 144.32% 73.64% 74.6% 74.61% Ratio de la puissance réactive -36.89% 74.62% 74.56% 73.46% b) Analyse des résultats A la lumière des résultats de simulations et du calcul des ratios effectué précédemment, les analyses suivantes se dégagent : Amélioration du niveau de tension aux différents jeux de barre : 65 Avant l’insertion de l’UPFC, les tensions efficaces mesurées entre phase aux différents jeux de barres étaient toutes inférieures au niveau minimal admissible (±10% de la tension nominale). Après l’insertion de l’UPFC, nous notons une amélioration importante de la tension. Ainsi, les tensions mesurées aux différents jeux de barre sont désormais contenues à l’intérieur de la fourchette admissible pour les uns (Bekoko et Nkongsamba) et très proche de la fourchette admissible pour les autres (Bafoussam et Bamenda). Ceci permettrait de pallier aux problèmes récurrents de baisse de tension auxquels font fasse les consommateurs alimentés par le corridor Ouest, en maintenant les tensions reçues par ces derniers dans des limites contractuelles. Par ailleurs les chutes de tension en lignes seraient réduites. Une augmentation de la puissance active transitée : Avant l’insertion de l’UPFC, la puissance active transitée était insuffisante pour la satisfaction des besoins de différentes charges connectées au réseau. Ceci obligeant le gestionnaire du réseau à procéder à des délestages récurrents afin de préserver l’intégrité du réseau (d’éviter l’écroulement du réseau). Avec l’insertion de l’UPFC, le transit de la puissance est accru et les charges sont suffisamment approvisionnées. Par ailleurs, le surplus de puissance transitée pourrait permettre d’envisager une augmentation des charges du coté des consommateurs sans pour autant procéder la construction de nouvelles lignes de transport. Ceci représente un gain important pour le gestionnaire du réseau électrique. Une augmentation de la puissance réactive en aval de l’UPFC : L’augmentation de la puissance réactive transitée sur le réseau est un gain indéniable pour les consommateurs (alimentation des charges inductives) mais ne l’est pas forcément pour le gestionnaire du réseau électrique : • Elle peut être avantageuse dans la mesure où elle permet l’augmentation du niveau de tension au point de connexion de l’UPFC avec la ligne (lutte contre les baisses de tension) ; • Elle peut aussi être néfaste dans la mesure où elle contribue à l’augmentation du courant transité sur la ligne (risque de dépasser l’ampacité de la ligne). 66 3.6 Conclusion Il était question pour nous dans ce chapitre de procéder à la validation des performances de l’UPFC en terme d’amélioration du transit de puissance électrique. Une présentation succincte du réseau interconnecté Sud Camerounais a été faite. Par la suite, le réseau sous investigation a été délimité : il s’agissait du corridor Ouest. Une brève présentation du logiciel de simulation MATLAB / SIMULINK a été faite. Une étude comparative des résultats des simulations avant et après insertion de l’UPFC a été faite afin de mettre en exergue l’apport de ce dernier sur l’amélioration du transit de puissance. 67 CONCLUSION GENERALE Le travail présenté dans ce mémoire à consisté en la mise en évidence de l’apport de l’UPFC à l’amélioration du transit de puissance sur un réseau électrique. Pour arriver à cette fin, une présentation de l’état de l’art sur les compensateurs de réseaux électriques a été faite. Ceci nous a permis de faire un inventaire des compensateurs aussi bien électromécaniques que statiques. Les performances et les limites de chacune de ces familles de compensateurs ont été relevées. Les avantages des compensateurs statiques vis-à-vis des compensateurs électromécaniques ont été mis en évidence. Une comparaison des atouts de chacun de ces dispositifs nous a conduit à choisir l’UPFC comme étant le FACTS le plus approprié pour la compensation du réseau sous investigation. Une importance particulière a été accordée à l’étude détaillée de l’UPFC. Cette étude a été menée sous deux axes : l’analyse fonctionnelle et l’étude structuro fonctionnelle. L’analyse fonctionnelle nous a permis d’étudier l’influence de l’UPFC sur le sens de transit des puissances actives et réactives entre les régions interconnectés et d’évaluer les puissances transitées. L’étude structuro- fonctionnelle quant à elle nous a permis d’étudier les échanges énergétiques entre les différentes branches de l’UPFC (SSSC et STATCOM) et le réseau électrique. Une étude des différentes stratégies de commande de l’UPFC a été également faite. Sur ce point, nous avons essentiellement évoqués les différentes stratégies existant dans la littérature. Ici, l’importance n’a pas été accordée au développement mathématique mais à l’explication de ces stratégies en vue de la commande de l’UPFC. Toute l’étude théorique étant menée autour de l’UPFC ceci nous a permis d’envisager des simulations afin de valider les performances théoriques mises en évidence. Nous avons utilisés le corridor Ouest du réseau interconnecté Sud camerounais comme champ d’investigation des simulations. Le choix de celui-ci a été guidé par le fait que ce corridor est sujet de nombreuses pertes liées au transit de la puissance électrique. Les simulations ont été menées sous la plateforme MATLAB/SIMULINK. Les résultats issus des simulations du réseau compensé et du réseau non compensé ont été comparés analysés 68 et commentés. Ces résultats nous permettent de croire que nous avons atteint les objectifs de notre travail. Rendus à la fin de ce travail nous pourrions envisager la généralisation de cette étude sur d’autres secteurs du réseau de transport Sud et Nord Camerounais ; et une éventuelle insertion de ce dispositif sur le réseau afin d’y améliorer la transit de la puissance. 69 Références bibliographiques: [1] CATZ Emmanuelle, 2006, « Evolutions techniques du système de transport et de distribution d’électricité », in J3eA, Vol. 5 Hors Série 1, 7 pages. [2] WILDI Théodore (2001), Electrotechnique, Les presses de l’université Laval, Québec et Ottawa, pp.1087-1126. [3] LASNE Luc, Les réseaux électriques, Université de Bordeaux1, département EEA, 33pages [4] PERROT F., RIBOUD J.C., « Nouveaux matériels pour réguler les flux de puissance : transformateur déphaseur et réactance série », 6 pages. [5] RTE (2004), « Mémento de la sûreté du système électrique », pp.100-117. 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