Déséquilibres dans un réseau d’énergie électrique

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DESEQUILIBRES DANS UN RESEAU D’ENERGIE ELECTRIQUE

Introduction

On dit qu’il y a déséquilibre dans un réseau lorsque la valeur d’un paramètre du réseau (courant, tension, puissance) dans une des lignes de phase de ce réseau diffère de ceux des autres.
La présence de charges dissymétriques entraîne un déséquilibre de courant et comme en conséquence un déséquilibre de tensions. Ces déséquilibres, en général, entraînent des pertes techniques au niveau des lignes du réseau.
L’étude de ces déséquilibres peut être effectuée par la méthode, actuellement classique, de décomposition d’un système symétrique : les systèmes direct, inverse et homopolaire. Voici quelques règles concernant les composantes direct, inverse et homopolaire :

• Une charge équilibrée n’absorbe qu’un courant direct ;
• Une charge déséquilibrée branchée entre phase absorbe un courant direct et un courant inverse ;
• Une charge déséquilibrée branchée entre phase et neutre absorbe un courant direct, un courant inverse et un courant homopolaire.

Charge déséquilibrée

Définition

Une charge est non équilibrée si elle est constituée de trois impédances différentes Z 1 , Z 2 et Z 3 , couplées en étoile ou en triangle. Les courants de ligne ne sont alors pas tous égaux. La conséquence la plus immédiate est que le potentiel du neutre de la charge est décalé par rapport à celui de l’équilibre.

Influence du déséquilibre de charge

Détermination du courant de neutre

Dans un premier temps, on se place dans le cas où le neutre est relié au réseau par le conducteur associé (Figure 13).

Transformation de Fortescue

Introduction

En régime déséquilibré, une méthode d’étude d’un dispositif triphasé consiste à le décomposer en trois éléments monophasés analysés séparément ; on sera donc amené à considérer un état de fonctionnement déséquilibré comme la superposition de plusieurs fonctionnements triphasés équilibrés. Ce qui conduit à introduire la notion de composantes symétriques.
Les composantes symétriques permettent surtout d’étudier le fonctionnement d’un réseau polyphasé de constitution symétrique lorsque l’on branche en un de ses points un récepteur déséquilibré. Soit parce qu’il s’agit effectivement d’une charge non équilibrée soit lorsqu’il se produit un court-circuit.

Principe

La méthode des composantes symétriques consiste à substituer à un système initial déséquilibré de  » q  » grandeurs complexes quelconque un système de  » q  » grandeurs génératrices, permettant de définir  » q  » systèmes symétriques.
La transformation est assurée par un opérateur matriciel complexe appelé matrice de Fortescue notée [Fq], dont les coefficients sont formés à partir de la résolution l’équation complexe.

Condition d’exploitation des composantes symétriques

L’utilisation des composantes symétriques à un système récepteur/générateur exige que l’on puisse pratiquer le principe de superposition, c’est à dire que les relations doivent être linéaires (R=cte, L=cte) ce qui signifie absence de saturation et de distorsion.
Pour étudier dans ces conditions le fonctionnement d’un réseau soumis à un système de courants déséquilibrés, il suffit de connaître son comportement devant chacun des systèmes composants pris isolement.

Norme du taux de déséquilibre en tension et en courant

Au niveau des réseaux BT de la JIRAMA, les taux de déséquilibre en courant (Tdi) et en tension (Tdu) ne devraient pas dépasser les valeurs ci-après :
Tdi ≤ 10[%] ; Tdu ≤ 5[%]
Au niveau européen la norme EN 50160 précise : « Dans des conditions normales d’exploitation, pour chaque période d’une semaine, 95[%] des valeurs efficaces calculées sur 10 minutes de la composante inverse de la tension d’alimentation doit se situer entre 0 et 2[%] de la composante directe.

Effets des déséquilibres

Effets des déséquilibres de tension

Le raccordement d’une charge monophasée assez puissant, ou, plus généralement, d’une charge déséquilibrée, à un réseau triphasé, provoque dans les tensions de ce réseau un déséquilibre qui se manifeste par l’apparition d’une composante inverse lorsque la charge monophasée est appliquée entre deux conducteurs de phase et par l’apparition de composantes inverses et homopolaires lorsque la charge monophasée est appliquée entre un conducteur de phase et le neutre.
Le déséquilibre homopolaire affecte le système des tensions simples. Il modifie le rendement des charges monophasées. Un déséquilibre homopolaire important produit du déséquilibre inverse.
Le déséquilibre homopolaire peut aussi augmenter l’échauffement du conducteur neutre dans un réseau BT qui peut provoquer la rupture de ce dernier ou même un incendie lorsque ce conducteur est d’un diamètre trop faible.
Le déséquilibre inverse affecte le système des tensions composées. Il perturbe le rendement des charges raccordées entre phases. La valeur du déséquilibre inverse induit par le déséquilibre homopolaire dépend du régime de neutre du système électrique. La composante inverse provoque des couples de freinage parasites et des échauffements supplémentaires dans les machines tournantes à courant alternatif.
Une façon rapide d’évaluer un déséquilibre de tension est de calculer la différence entre les tensions les plus élevées et les plus basses sur les trois tensions d’alimentation. La valeur trouvée ne devrait pas dépasser 4[%] de la tension d’alimentation la plus basse. Voici un exemple rapide de cette façon d’évaluer rapidement le déséquilibre de tension d’un système.
Exemple: Première tension d’alimentation : 220[V] Deuxième tension d’alimentation : 225[V] Troisième tension d’alimentation : 230[V] Tension la plus basse 220[V] 4 % de 220[V] = 8,8[V]
Différence entre la tension la plus élevée et la plus basse : 10[V] 10[V] > 8,8[V] – trop grand déséquilibre !
NB : Le taux de déséquilibre inverse est d’autant plus important que la puissance de court-circuit est faible et que la charge dissymétrique est importante.

Effet du déséquilibre sur le réseau en général

Lorsque ce déséquilibre devient trop important, les protections installées pour se prémunir contre les surcharges peuvent être enclenchées, et les chutes de tension peuvent affecter, pour une partie des usagers et des matériels des valeurs prohibitives, alors qu’un meilleur état d’équilibre permettrait d’éviter ces inconvénients.
La présence d’une composante inverse se traduit par une réduction corrélative de la chute de tension directe admissible dans le réseau, lorsque la puissance susceptible d’être distribuée est limitée par la chute de tension (cas de la majorité des réseaux) ; Cette puissance est donc réduite de façon appréciable : l’existence du déséquilibre impose le renforcement anticipé des réseaux de distribution concernés alors que les utilisations monophasées ne cessent d’augmenter.

Compensation du réseau électrique BT

Dans un réseau de distribution d’énergie électrique, il existe trois (3) modes de compensation d’énergie pour assurer l’équilibrage.

Compensation globale

La batterie est raccordée en tête d’installation et assure la compensation pour l’ensemble des charges. Elle convient lorsqu’on cherche essentiellement à supprimer les pénalités et soulager le poste de transformation.
Figure 21: Compensation globale (condensateurs couplés en étoile)

Compensation partielle

La batterie est installée en tête du secteur d’installation à compenser. Elle convient lorsque l’installation est étendue et comporte des ateliers dont les régimes de charge sont différents.
Figure 22: Compensation partielle (condensateurs couplés en étoile)

Compensation individuelle

La batterie est raccordée directement aux bornes de chaque récepteur inductif (moteur en particulier). Elle est à envisager lorsque la puissance du moteur est importante par rapport à la puissance souscrite. Cette compensation est techniquement idéale puisqu’elle produit l’énergie réactive à l’endroit même où elle est consommée, et en quantité ajustée à la demande.
Figure 23: Compensation individuelle (condensateurs couplés en étoile)

EVALUATION DES PERTES DANS UN RESEAU ELECTRIQUE DESEQUILIBRE

Introduction

Les pertes d’énergie dans les réseaux électriques, et dans les réseaux de distribution en particulier, représentent pour les gestionnaires de réseaux un enjeu important.
Ces pertes représentent sur le réseau de distribution pas moins de 5[%] de l’énergie consommée. Par ailleurs, sachant que la longueur des lignes et les conditions climatiques ont un impact sur les pertes d’énergie, ces dernières jouent aussi un rôle dans la manière dont les réseaux de distribution doivent être conçus et installés.

Pertes dans un réseau de distribution

Les pertes d’énergie dans un réseau de distribution d’électricité sont de deux types: les pertes techniques et les pertes non-techniques.

Les pertes techniques

Les pertes techniques proviennent généralement de la production et du transit sur le réseau :
 Les pertes techniques de la production sont liées aux moyens de production et aux auxiliaires ; l’amélioration de l’efficacité et de l’exploitation des outils de production permet de réduire ces pertes.
 Les pertes techniques de transport et distribution proviennent du transit sur le réseau. Elles sont liées à un mauvais rendement du réseau suite au déséquilibre des charges, aux pertes actives et réactives, au mauvais facteur de puissance, etc.., pour ne citer que certaines des causes possibles. Ces pertes sont évaluées en faisant la différence entre les injections et les soutirages entre les différents niveaux. Elles
représentent 5[%] à 10[%] maxi (distribution) et 3[%] (transport) des pertes totales selon la JIRAMA.
Les pertes techniques sont composées principalement des pertes actives à savoir les pertes Joule (dissipation de chaleur sur les lignes électriques) augmenté éventuellement des pertes à vide dans les transformateurs (pertes par Hystérésis et pertes par courant de Foucault).

Les pertes non-techniques

L’énergie consommée non enregistrée constitue la composante principale des pertes non techniques. S’il paraît aisé d’en estimer le niveau global par déduction des pertes globales ou de la différence entre l’énergie injectée au réseau de distribution et l’énergie effectivement facturée, les origines de ces pertes ne sont pas toujours évidentes et elles ne peuvent être mesurées précisément. Des facteurs endogènes (mauvaise maîtrise de la facturation, agents malhonnêtes, etc.) et exogènes (utilisation frauduleuse de l’énergie, etc.) aux sociétés de distribution sont considérés. Aussi, les moyens de les combattre et de les réduire sont à imaginer. Des mesures et des contrôles sur le terrain participent à ces moyens. Ce sont des opérations relativement difficiles et complexes qui nécessitent de l’organisation et de la méthode.
Ainsi, des économies de pertes sont recherchées tant au niveau du processus de planification (dimensionnement et choix des investissements par exemple) que de l’exploitation du système (dispatching économique, contrôle des installations, etc.) et de sa gestion (organisation, contrôle des facturations et suivi des recettes, etc.…).

Réduction des pertes

Il y a essentiellement deux moyens pour diminuer les pertes sur le réseau de distribution: l’un est économique, l’autre est technique.
1. diminuer ρ: en agissant sur la résistance au mètre (nature de l’alliage utilisé, diamètre du câble…). Cette solution ne peut être considérée que pour les nouvelles installations et s’avère trop onéreuse pour des lignes installées;
2. modifier les paliers dans les transformateurs: cela permettrait de diminuer les “pertes fer » des transformateurs;
3. investir en recherche et développement: développement de compteurs intelligents qui permettent une meilleure anticipation et une meilleure gestion de la consommation d’électricité tant au niveau des consommateurs qu’au niveau des exploitants.
4. optimiser le réseau: c’est la seule solution pour les ouvrages existants; elle consiste à équilibrer les volumes de charge dans les transformateurs ou à “court-circuiter » certains transformateurs inutiles l’été tout en préservant la sécurité du réseau.

Table des matières

INTRODUCTION
PARTIE I : GENERALITES
CHAPITRE I : GENERALITES SUR LE RESAU D’ENERGIE ELECTRIQUE
I.1. Introduction
I.2. Structure des réseaux électriques
I.3. Niveaux de tension
I.4. Constitution du réseau électrique BT
I.4.1. Postes électriques MT/BT
I.4.2. Dispositifs de protection et de manoeuvre
I.4.3. Lignes aériennes
I.5. Connexion d’une charge
CHAPITRE II : DESEQUILIBRES DANS UN RESEAU D’ENERGIE ELECTRIQUE
II.1. Introduction
II.2. Charge déséquilibrée
II.2.1. Définition
II.2.2. Influence du déséquilibre de charge
II.2.3. Expression des puissances en triphasé
II.3. Transformation de Fortescue
II.3.1. Introduction
II.3.2. Principe
II.3.3. Condition d’exploitation des composantes symétriques
II.3.4. Illustration graphique de la décomposition en composantes symétriques
II.4. Norme du taux de déséquilibre en tension et en courant
II.5. Effets des déséquilibres
II.4.1. Effets des déséquilibres de tension
II.4.2. Effet du déséquilibre sur le réseau en général
II.6. Compensation du réseau électrique BT
IV.5.1. Compensation globale
IV.5.2. Compensation partielle
IV.5.3. Compensation individuelle
CHAPITRE III : EVALUATION DES PERTES DANS UN RESEAU ELECTRIQUE DESEQUILIBRE
III.1. Introduction
III.2. Pertes dans un réseau de distribution
III.2.1. Les pertes techniques
III.2.2. Les pertes non-techniques
III.3. Réduction des pertes
PARTIE II : METHODOLOGIE
CHAPITRE IV : EQUILIBRAGE PAR TRANSPOSITION DES CHARGES
IV.1. Introduction
IV.2. Modélisation des éléments du réseau électrique BT
IV.2.1. Modélisation du transformateur
IV.2.2. Modélisation de la ligne électrique
IV.2.3. Modélisation des noeuds
IV.2.4. Modélisation des charges
IV.3. Ecoulement statique des charges dans un réseau électrique monophasé
IV.3.1. Expression des puissances injectées dans les noeuds
IV.3.2. Expression des puissances écoulées dans les lignes électriques
IV.3.3. Caractéristiques des équations d’écoulement statique des charges
IV.3.4. Méthode de Newton-Raphson
IV.4. Evaluation du taux de déséquilibre en tension et en courant sur les trois phases
IV.5. Transposition des charges sur les trois phases
IV.5.1. Puissances demandées à basculer sur chaque phase
IV.5.2. Charges à transposer
IV.6. Organigramme d’équilibrage par transposition des charges
CHAPITRE V : COMPENSATION REACTIVE
V.1 Introduction
V.2 Potentiel du neutre
V.3 Détermination des puissances active et réactive dans un réseau triphasé
V.3.1. Mesure de la puissance active
V.3.2. Mesure de la puissance réactive
V.4 Calcul du facteur de puissance
V.5 Détermination des composantes symétriques de tension
V.6 Calcul des capacités d’équilibrage
V.6.1. Cas du branchement en étoile
V.6.2. Cas du branchement en triangle
PARTIE III : APPLICATIONS ET RESULTATS
CHAPITRE VI : PRESENTATION DU RESEAU ELECTRIQUE BT DU CUR VONTOVORONA
VI.1. Introduction
VI.2. Description du réseau électrique du CUR Vontovorona
VI.2.1. Poste de transformation
VI.2.2. Local superviseur
VI.2.3. Câbles souterrains et aériens
VI.2.4. Charges
VI.2.5. Plans du réseau électrique du CUR Vontovorona
VI.3. Courbes caractéristiques du courant, de la tension et de la puissance active du réseau BT du CUR Vontovorona
CHAPITRE VII : APPLICATION DU LOGICIEL EQ_CHAR AU RESEAU ELECTRIQUE DU CUR VONTOVORONA
VII.1. Introduction
VII.2. Présentation du logiciel EQ_CHAR
CHAPITRE VIII : RESULTATS DES APPLICATIONS
VIII.1. Introduction
VIII.2. Résultats des calculs d’équilibrage du réseau électrique du Vontovorona
CHAPITRE IX : MAQUETTE DU RESEAU BT DU CUR VONTOVORONA
IX.1. Introduction
IX.2. Différents éléments de la maquette
IX.3. Construction de la maquette
IX.3.1. Poste électrique BT
IX.3.2. Local superviseur
IX.3.3. Fil électrique
IX.3.4. Pupitre de commande
IX.3.5. Blocs des étudiants
IX.4. Plan de la maquette du CUR Vontovorona
IX.5. Différents sortes de la simulation
PARTIE IV : REGARD SUR L’ENVIRONNEMENT
CHAPITRE X : ENVIRONNEMENT SUR L’ELECTRICITE
X.1. Introduction
X.2. Définition
X.3. Charte de l’environnement malagasy et décret MECIE
X.4. Les effets négatifs de l’énergie électrique
X.5. Mesure à prévoir pour atténuer ces impacts négatifs
CONCLUSION
BIBLIOGRAPHIE ET WEBOGRAPHIE
Annexes

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