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D4090

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Réseaux d’interconnexion et de
transport : réglage et fonctionnement
par
Pierre BORNARD
Ingénieur de l’École Supérieure d’Électricité
Chef Adjoint du Service Études de Réseaux
à la Direction des Études et Recherches d’Électricité de France
et
Michel PAVARD
D 4 090
3 - 1993
Ingénieur de l’École Supérieure d’Électricité
Chef du Service Informatique et Mathématiques Appliquées
à la Direction des Études et Recherches d’Électricité de France
1.
Problématique du fonctionnement des réseaux .............................
D 4 090 - 2
2.
2.1
2.2
2.3
2.4
Répartition des transits..........................................................................
Problème général ........................................................................................
Puissance transmissible dans une ligne....................................................
Chute de tension dans une ligne................................................................
Calculs de répartition de puissances .........................................................
—
—
—
—
—
2
3
3
4
4
3.
3.1
3.2
3.3
Pourquoi régler la tension et la fréquence ?....................................
Tension .........................................................................................................
Fréquence.....................................................................................................
Organisation des réglages ..........................................................................
—
—
—
—
5
5
7
8
4.
4.1
4.2
Réglage de la fréquence et de la puissance active ........................
Adaptation de la production à la consommation .....................................
Adaptation de la consommation à la production .....................................
—
—
—
8
8
12
5.
5.1
5.2
5.3
5.4
5.5
5.6
Réglage de la tension et de la puissance réactive .........................
Dualité réglage de la tension-compensation réactive ..............................
Compensation de la puissance réactive ....................................................
Chaîne de réglage de la tension .................................................................
Réglage de la tension des réseaux THT.....................................................
Écroulement du plan de tension ................................................................
Avenir du réglage de la tension .................................................................
—
—
—
—
—
—
—
13
13
13
14
15
15
16
6.
6.1
6.2
6.3
6.4
6.5
Stabilité des alternateurs ......................................................................
Stabilité synchrone......................................................................................
Stabilité statique ..........................................................................................
Stabilité transitoire ......................................................................................
Méthodes de simulation numérique..........................................................
Amélioration de la stabilité synchrone ......................................................
—
—
—
—
—
—
16
16
16
18
19
20
7.
7.1
7.2
7.3
7.4
Fonctionnement en régime très perturbé .........................................
Maîtriser les incidents banals : le plan de protection ...............................
Mécanismes des grands incidents .............................................................
Protection du système.................................................................................
Reprise de service........................................................................................
—
—
—
—
—
20
20
20
23
23
8.
Conclusion .................................................................................................
—
23
Références bibliographiques .........................................................................
—
23
e stockage massif de l’énergie électrique sous une forme immédiatement
disponible n’est, actuellement, pas possible dans des conditions économiques satisfaisantes (dans ce traité, article Stockage de l’électricité dans le
L
Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite.
© Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique
D 4 090 − 1
RÉSEAUX DE TRANSPORT ET D’INTERCONNEXION ____________________________________________________________________________________________
système électrique [D 4 030]). Le problème majeur de l’exploitant est donc de
maintenir, en permanence, l’équilibre entre l’offre disponible et la demande
potentielle, étant entendu que l’équilibre instantané entre production et
consommation est une condition nécessaire de fonctionnement du système
production-transport-consommation (que nous appellerons aussi système
électrique, plutôt que réseau, terme qui peut avoir diverses acceptions et que
nous réserverons à l’ensemble des moyens de transport et de transformation
de l’électricité).
1. Problématique
du fonctionnement
des réseaux
Pour des raisons économiques (effet de taille...) ou techniques
(localisation des réserves hydrauliques et des sources froides...), les
unités de production sont souvent géographiquement très
concentrées. Par contre, la consommation est beaucoup plus
dispersée.
■ Les réseaux de transport et d’interconnexion à très haute tension
(THT) assurent la liaison entre les centres de production et les
grandes zones de consommation. Ils permettent d’acheminer, là où
elle est consommée, l’énergie la moins chère possible à un instant
donné. Par ailleurs, le maillage du réseau contribue à la sécurité d’alimentation et permet de faire face, dans des conditions économiques
satisfaisantes, aux aléas locaux ou conjoncturels qui peuvent affecter
l’exploitation (indisponibilité d’ouvrage, aléas de consommation,
incidents...).
Nous conserverons, dans cet article, la dénomination très
haute tension couramment utilisée. Elle correspond au domaine
haute tension HTB (norme UTE C 18-510) pour les valeurs de 150
à 800 kV et, en France, pour 225 et 400 kV.
Les réseaux THT contribuent donc de façon déterminante au maintien de l’équilibre entre la demande et l’offre, ainsi qu’à la sécurité
d’alimentation et à l’économie de l’exploitation.
■ Par ailleurs, la qualité du service est également un souci majeur
de l’exploitant. Sur le plan pratique, cette qualité nécessite :
— de maintenir les caractéristiques du produit (tension, fréquence) dans les limites très précises du cahier des charges ;
— de limiter, autant que faire se peut, les interruptions de service.
Les réseaux THT jouent aussi un rôle très important pour respecter
ces contraintes car :
— les références de tension qui vont conditionner l’ensemble du
plan de tension dans le réseau sont fixées, pour l’essentiel, par les
groupes de production raccordés aux réseaux THT ;
— la fréquence est, de même, fixée par les groupes de production
qui doivent rester synchrones en régime permanent ;
— la sécurité d’alimentation des grands centres de consommation
dépend très fortement de la structure des réseaux de transport.
■ Mais il faut savoir que, compte tenu de l’inertie mécanique relativement faible de certains composants des systèmes électriques
(groupes de production et moteurs) et de la grande vitesse de propagation des phénomènes, les réseaux THT créent un couplage
D 4 090 − 2
dynamique très fort entre les moyens de production, d’une part,
et les charges (consommation), d’autre part. Du fait des interconnexions internationales, une perturbation importante en Europe
du Nord peut être ressentie quelques secondes plus tard en Europe
du Sud.
Au-delà de l’examen du problème de la répartition économique
et en sécurité de la puissance, l’étude du fonctionnement de ces
vastes systèmes interconnectés et fortement couplés est donc absolument nécessaire. Elle portera sur leur réglage et leur stabilité.
■ Enfin, il va de soi qu’il est nécessaire de protéger les systèmes
électriques qui peuvent être affectés par de nombreux types
d’incidents. Il convient de distinguer la protection des ouvrages du
réseau proprement dit (lignes...) et celle du système productiontransport. La protection du système production-transport est essentielle, car certains incidents (pertes de ligne en cascade, pertes
brutales de moyens de production importants...) peuvent induire des
conséquences catastrophiques (effondrement du système
électrique).
■ En définitive, l’étude du fonctionnement du système
production-transport-consommation est dominée par quatre
préoccupations :
— maintenir en permanence les conditions nécessaires d’un
équilibre entre la production et la consommation (problème de
conduite) ;
— maintenir les caractéristiques de la tension et de la fréquence dans les plages contractuelles (problème de réglage) ;
— tenir compte du fort couplage dynamique entre production et consommation via le réseau (problème de stabilité) ;
— assurer l’intégrité des ouvrages (problèmes de protection)
et du système électrique (problèmes de stabilité et de
protection).
Le présent article a pour objet de présenter une vue synthétique
des méthodes et des moyens mis en œuvre pour assurer le réglage
et la stabilité des réseaux interconnectés [1] [2]. Les problèmes de
protection ne seront abordés que très brièvement car ils sont développés dans les articles Protection des réseaux [D 4 800] [D 4 810]
[D 4 815] [D 4 820] de ce traité.
2. Répartition des transits
Avant d’aborder les problèmes de réglage et de stabilité, il est
nécessaire d’avoir une idée convenable de ce qui se passe dans un
réseau fonctionnant en régime stable. Ce paragraphe 2 montre
comment s’en faire une modélisation simple.
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2.1 Problème général
Pour résoudre le problème de l’acheminement de la puissance disponible sur les lieux de consommation, dans le cas d’un réseau
maillé, il convient de déterminer le niveau de production de chaque
groupe et les transits de puissance dans le réseau.
En général, il existe une multitude de plans de production qui permettent de faire face à la demande. Toutefois, certains de ces plans
ne sont pas adaptés pour acheminer la puissance sur les lieux de
consommation en respectant les contraintes technico-économiques
d’exploitation (minimiser les coûts de production et le coût des
pertes, respecter les limites thermiques des ouvrages, maintenir la
tension dans certaines plages en chaque nœud du réseau, être
capable de faire face le plus rapidement possible à certains types
de défaillance...).
Le problème général de la production et de la répartition optimale
et en sécurité de la puissance dans un système productiontransport-consommation alternatif maillé est donc fort complexe. Le
fonctionnement d’un système électrique est gouverné, à chaque
instant, par l’équilibre nécessaire entre les puissances actives et réactives produites et consommées.
Nous nous attacherons d’abord à montrer qu’il est important de
réguler la tension aux bornes de la charge.
Si nous désignons par θ l’angle entre V 1 et V 2 , nous avons, en
considérant la figure 2 simplifiée (avec R = 0), I en phase avec V 2 ,
d’où :
XI = V1 sin θ
et la puissance active est :
V1 V2
P 1 = P 2 = --------------- sin θ
X
(1)
Si aucune précaution n’est prise pour maintenir V2 constante
lorsque la charge varie, on a :
V2 = V1 cos θ
soit :
2
V1
P 1 = P 2 = ---------- sin 2 θ
2X
Il apparaît donc que, dans ce cas, on ne peut transporter qu’une
puissance active maximale par phase égale à :
2
Remarque : dans tout ce qui suit, nous assimilerons les pertes
à une consommation.
Lorsque cette condition nécessaire de fonctionnement est respectée, l’état du système est caractérisé, en régime stationnaire, par la
fréquence f (grandeur globale) et les tensions V (grandeurs locales).
La fréquence f est fixée par la vitesse de rotation de toutes les
machines qui doivent rester synchrones (en régime permanent, cas
auquel nous nous intéressons dans ce paragraphe).
Contrairement à ce qu’un abus de langage pourrait laisser croire,
l’objectif du réglage des réseaux n’est pas de maintenir l’équilibre
entre la production et la consommation (les lois de Kirchhoff s’en
chargent dans la mesure où f et V restent dans certaines plages qui
correspondent aux conditions nécessaires de fonctionnement, en
particulier de stabilité dite statique ). Par contre, l’objectif des
réglages est de maintenir la fréquence et la tension dans des limites
contractuelles qui sont plus contraignantes que les limites imposées
par les conditions nécessaires de fonctionnement. Nous examinerons ces points dans les paragraphes qui suivent, et allons rappeler ici quelques caractéristiques techniques de la répartition des
puissances produites par les centrales à travers les réseaux de transport et de répartition, jusqu’au consommateur final.
Sans entrer dans des détails quelque peu théoriques, disons
simplement que l’on sait résoudre certaines variantes de ce
problème [2], correspondant à des hypothèses de plus en plus
simplificatrices.
2.2 Puissance transmissible dans une ligne
Contrairement à une idée très répandue, ce n’est pas l’échauffement maximal des conducteurs qui, en général, limite la puissance
transmissible à travers une ligne.
En effet, considérons la figure 1 qui représente de manière très
simplifiée, par un dipôle d’impédance Z = R + j X , une ligne
destinée à alimenter la charge dessinée en tireté. Sans nuire à la
généralité de notre propos, nous supposerons, d’abord, que la
résistance R de la ligne est nulle (elle est généralement très faible
vis-à-vis de la réactance X ) et que la puissance réactive Q 2 de la
charge est nulle (ce qui est vrai en cas de bonne compensation de
puissance réactive).
V1
P max = --------2X
Cette valeur maximale est atteinte pour θ = 45o.
Si l’on maintient V 2 constante, ce qui implique que Q 2 n’est plus
nulle, mais ne remet pas en cause l’expression (1), on a, pour
V 2 = V1 :
2
V1
P max = --------X
soit le double de la valeur précédente.
Figure 1 – Modélisation série d’une ligne de transport :
schéma monophasé équivalent
Figure 2 – Diagramme des tensions correspondant à la figure 1
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D 4 090 − 3
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Pour améliorer la capacité de transfert des réseaux, on voit donc
qu’il est essentiel de disposer du plus grand nombre possible de
points à tension fixée.
2.3 Chute de tension dans une ligne
Revenons à la figure 1, en considérant que la ligne a maintenant
une impédance complexe Z = R + jX , et que la tension n’est tenue
qu’à l’extrémité 1, l’extrémité 2 absorbant une puissance
S 2 = P 2 + jQ 2 .
■ Si le réseau n’est pas trop chargé, le diagramme de tension
donné par la figure 2 conduit à assimiler la chute de tension ∆V à :
∆V ≈ V1 cos θ – V2
L’angle de transport θ étant petit (réseau peu chargé), si ϕ désigne
le déphasage du courant par rapport à la tension à l’extrémité réceptrice 2, on peut écrire, pour un réseau monophasé :
∆V
≈ RI cos ϕ + XI sin ϕ
∆V
≈ RI -------2- cos ϕ + XI -------2- sin ϕ
∆V
2
2
≈ -----------------------------V
V
V2
Figure 3 – Schéma en représentant une ligne (reliant le nœud i
au nœud j ) à la fréquence fondamentale
V
V2
RP + XQ
Le problème à résoudre est celui de la simulation de la répartition
des transits en régime stationnaire et, plus généralement, le calcul
des tensions en phase et module en tous les sommets du réseau ;
cette question est à la base de nombreuses études de planification
des investissements (quels ouvrages construire pour résoudre
quelles contraintes ?), et intervient aussi dans les simulations de
comportement dynamique. Le calcul de répartition est l’une des
briques de base pour la compréhension et la prévision du comportement des systèmes électriques.
2
On montre de même que :
sin θ
XP – RQ
2
2
≈ -----------------------------V V
1
2
■ L’hypothèse du réseau peu chargé permet d’écrire :
V1 ≈ V2 = V
soit, pour un réseau triphasé et en notant U la tension composée
correspondant à V, P et Q les transits triphasés :
∆U
-------U
RP + XQ
U
≈ --------------------------2
(2)
XP – RQ
U
(3)
sin θ
≈ -----------------------2
■ Nous nous servirons dans la suite de l’article de ces deux relations (pour lesquelles il conviendra de ne pas oublier les hypothèses
sous-jacentes). Toutefois, on peut également noter que si, de plus,
R X (R ≈ 0) :
XQ
(4)
∆U ≈ ----------U
sin θ
XP
U
≈ ---------2-
(5)
Dans ces conditions, les relations (4) et (5) illustrent le fait que :
— la chute de tension dépend principalement de la puissance
réactive consommée par l’extrémité réceptrice ;
— l’angle de transport θ dépend principalement de la puissance
active transmise.
■ À partir de la loi d’Ohm en alternatif et de l’expression, en fonction des tensions et des caractéristiques des lignes, des variables P
et Q, on obtient un système d’équations non linéaires, de grande
taille (plusieurs milliers de variables pour les grands réseaux interconnectés), que l’on peut résoudre directement par des méthodes
de Newton ou quasi-Newton [2].
■ On peut aussi simplifier le calcul par linéarisation : c’est l’approximation dite du courant continu. Cette simplification est bâtie sur
le fait que les transits actifs sont, sur les réseaux de lignes aériennes,
surtout liés aux phases des tensions et peu aux modules ; en
l’absence de réseau de câbles souterrains :
— on suppose donc que le module de la tension est constant en
chaque nœud :
Vi = Vj = V
— seules les phases varient, mais avec de faible différences entre
sommets voisins ; on considère donc que :
cos (θi – θj ) = 1
et que :
sin (θi – θj ) = θi – θj
On montre que la puissance active Pi injectée ou prélevée en un
nœud i peut alors s’exprimer [relation (5)] par :
Pi = V 2
2.4 Calculs de répartition de puissances
Évaluer les transits dans un réseau maillé pour la planification ou
la conduite des réseaux exige une modélisation plus fine que celle
que nous avons adoptée jusqu’ici. Il faut en effet représenter les
lignes par un schéma monophasé équivalent en Π, conformément
à la figure 3.
D 4 090 − 4
∑
j
≠i
1
--------- ( θ i – θ j )
X ij
Avec les mêmes approximations, il peut être démontré que la
puissance transitée P T ij dans la ligne ij peut être écrite :
PT
ij
θi – θj
= V 2 ----------------X ij
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Les deux équations précédentes peuvent être présentées sous la
forme suivante :

P i = ∑ P T ij
(6)

j≠i


θi – θj

P T ij = V 2 -------------------(7)
X ij


L’équation (6) montre que, dans chaque nœud i du système, ce
qui est produit ou consommé (P i ) est équilibré par ce qui est importé
ou exporté (P T ij ). Cet équilibre énergétique correspond à la première
loi de Kirchhoff, en considérant le transit actif comme l’analogue d’un
courant continu.
L’équation (7) est analogue à la loi d’Ohm, comme cela est illustré
par la figure 4. La différence angulaire est comparable à une différence de potentiel en courant continu (d’où le nom de la méthode)
et, comme précédemment, le transit actif joue le rôle d’un courant.
L’application de (7) le long de chaque maille indépendante du réseau
donne la deuxième loi de Kirchhoff ou loi des mailles.
La relation linéaire entre P et θ permet de résoudre aisément le
système d’équations. Par rapport au calcul de répartition complet,
on gagne ainsi doublement en temps de résolution :
— le problème à résoudre est linéaire et l’on évite les itérations
de la méthode de Newton ;
— de plus, le problème est de taille plus réduite (environ d’un
facteur 2) puisqu’on ne s’intéresse qu’aux puissances actives.
■ Dans la pratique, les ordinateurs de dispatchings peuvent ainsi
calculer en permanence (en temps réel) des solutions plus ou moins
approchées du problème de la répartition des transits, suivant le
type de problème d’exploitation et l’échéance dans le temps
considérée (de quelques minutes à quelques heures).
Cette aide est indispensable, car il faut bien comprendre que,
dans une large mesure, l’on subit les transits dans les réseaux
maillés, la répartition se faisant suivant les lois de Kirchhoff et non
selon la volonté d’aiguiller la puissance sur tel ou tel ouvrage. Pour
forcer le transit dans telle ou telle direction, le conducteur de
réseau (le dispatcher) agira sur les productions (baisser la puissance fournie par telle région et augmenter symétriquement dans
telle autre) ou sur la topologie du réseau, par manœuvre de disjoncteurs. Dans tous ces cas, l’analogie dite du courant continu
permet de comprendre rapidement l’effet de ces manœuvres sur
les transits dans les lignes.
Sur les réseaux très contraints (aux États-Unis notamment), on
envisage aujourd’hui de s’affranchir de certains problèmes de répartition sur les réseaux alternatifs en introduisant des dispositifs régulateurs actifs, à base d’électronique de puissance, en série ou en
parallèle sur les réseaux THT. Des appareils tels que les transformateurs déphaseurs actifs et les FACTS [Flexible Alternating Current
Transmission Systems (dans ce traité, article Transport d’énergie en
courant continu à haute tension [D 4 760])] permettraient ainsi de
mieux maîtriser les transits de puissance, au prix toutefois d’investissements élevés et de nouvelles contraintes d’exploitation.
3. Pourquoi régler la tension
et la fréquence ?
Le respect des caractéristiques contractuelles de la tension et de
la fréquence est, avec la continuité du service, l’un des critères
essentiels qui permettent d’apprécier la qualité du service, souci
majeur du producteur et du distributeur.
Par ailleurs, la tension et la fréquence sont également des
indicateurs très précieux de la bonne exploitation, technique et économique, du système production-transport.
La tension et la fréquence apparaissent donc comme des paramètres fondamentaux du fonctionnement de tout système d’énergie
électrique.
Nous ne considérerons pas ici le choix des valeurs nominales de
ces grandeurs, considérées comme optimales, mais les variations
qui les affectent. Après avoir rappelé les causes des variations de
tension et de fréquence, nous examinerons les limites acceptables
de ces variations, puis nous préciserons les principes fondamentaux
de l’organisation des réglages [3].
3.1 Tension
3.1.1 Tension en un point du réseau
■ Rappelons que la tension en un point du réseau est fonction des
forces électromotrices des générateurs, des charges et autres impédances shunt et des chutes de tension dans les divers éléments
série du système : machines, transformateurs, lignes, etc.
Les seules sources de tension sont constituées par les alternateurs
dont les fém (forces électromotrices) internes sont commandées par
leur système d’excitation.
La chute relative de tension produite par le transit d’une puissance apparente complexe S = P + jQ dans un élément de réseau
modélisé par un dipôle d’impédance Z = R + jX est donnée par
l’expression approchée (2) :
∆U
---------U
Figure 4 – Analogie entre approximation du courant continu
et loi d’Ohm
RP + XQ
U
≈ ------------------------2
Rappelons que cette expression est d’autant moins exacte qu’elle
est utilisée pour des lignes longues et/ou fortement chargées.
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D 4 090 − 5
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La tension en un point est donc fonction de la topologie du réseau
et des transits ; en particulier, lorsque le rapport X /R est important
(cas des lignes THT), ce sont les transits de puissance réactive qui
sont à l’origine des plus importantes chutes de tension [relation (4)] :
∆U ≈ XQ /U
La compensation de la puissance réactive présente donc non seulement l’intérêt économique de réduire les pertes par effet Joule,
mais aussi de faciliter le réglage du plan de tension (§ 5.2.1).
En pratique, la puissance réactive se transporte mal puisqu’elle
crée de fortes chutes de tension. Il faut donc la compenser aussi
près que possible des zones où elle est appelée. La compensation
de la puissance réactive et donc la tenue de la tension sont des
problèmes essentiellement locaux.
■ En dehors des changements manuels ou automatiques de la
configuration du réseau et des variations de transits dues aux
modifications du plan de production ou aux variations de charges, la
tension peut être affectée par l’apparition de courts-circuits ou de
défauts d’isolement donnant lieu à des creux de tension et à des
coupures provoquées par le fonctionnement des protections et des
automatismes. Du point de vue temporel, on peut distinguer :
— les régimes lentement variables, qui suivent l’évolution de la
charge et présentent deux composantes : une tendance moyenne
régulière suivant un cycle journalier, avec distorsion hebdomadaire
et saisonnière assez bien prévisible, et une composante aléatoire
autour de cette valeur moyenne ;
— les régimes rapidement variables, qui correspondent aux variations régulières ou aléatoires de la puissance appelée par certains
appareils [en BT : appareils ménagers, ascenseurs... ; en HTA (20 kV,
en France) : soudeuses, pompes ; en HTB (63 et 90 kV, en France) :
fours à arc (flicker) ; en THT : alimentation pulsée de laboratoires
d’études nucléaires], aux creux de tension et aux coupures, ainsi
qu’aux changements brusques et importants de topologie comme
le passage en réseau séparé.
3.1.2 Besoins de tenue de tension
3.1.2.1 Régimes lentement variables
Pour des raisons économiques (réduction des pertes Joule) et de
sécurité (les aléas les plus dangereux jouent dans le sens de la baisse
de la tension), il est toujours intéressant d’exploiter un réseau à la
tension la plus élevée techniquement possible. Qu’en est-il des
limites techniques ?
Les besoins en matière de tenue de la tension dépendent du rôle
des différents réseaux. Pour simplifier, nous considérerons, d’une
part, les contraintes sur les réseaux de transport et, d’autre part,
celles sur les réseaux de distribution.
■ Contraintes sur les réseaux de transport
Quelques clients gros consommateurs sont raccordés directement
aux réseaux de transport. Ils disposent, en général, de leurs propres
moyens de transformation et de réglage. Les plages de tensions
admissibles seront donc seulement liées à des considérations
concernant le bon fonctionnement du système production-transport.
— La limite de tension haute est imposée par la tenue des
matériels (tenue diélectrique, vieillissement des isolants) ou par leur
fonctionnement correct (saturation des transformateurs, tenue des
unités de production). C’est ainsi que, sur le réseau français, on ne
dépasse pas en régime normal, 245 kV sur le réseau 225 kV et 420 kV
sur le réseau 400 kV.
— La limite de tension basse met en cause la sécurité du système
électrique : surcharge des lignes et des transformateurs, tension
critique, stabilité des alternateurs, franchissement du domaine de
fonctionnement des groupes de production ou de leurs auxiliaires
pouvant entraîner leur îlotage.
D 4 090 − 6
Ces derniers phénomènes sont très importants et sont les causes
les plus fréquentes d’effondrement du réseau (mise hors tension plus
ou moins généralisée) lors d’incidents graves. Toutefois, il est difficile
de fixer des limites générales précises de tension basse, qui dépendent de nombreux facteurs difficiles à apprécier. Les limites seront
fixées en fonction d’études prévisionnelles ou d’expériences
d’exploitation.
Par ailleurs, dans tous les cas, les limites de tension du réseau
doivent correspondre à un fonctionnement des groupes à l’intérieur
du domaine autorisé, ainsi qu’à la plage de fonctionnement des auxiliaires des centrales pour laquelle ils ont été dimensionnés.
Enfin, les variations de tension admissibles sur les réseaux de
transport doivent être coordonnées avec les caractéristiques des
régleurs en charge de transformateurs les séparant des réseaux de
tension inférieure.
■ Contraintes sur les réseaux de distribution
Les réseaux de distribution alimentent directement la majorité de
la clientèle. Ce sont les exigences de cette dernière qui fixent les
besoins en matière de tenue de la tension sur les réseaux. Le bon
fonctionnement des appareils d’utilisation exige, en effet, le maintien
de la tension les alimentant au voisinage de la tension nominale pour
laquelle ils ont été conçus (dans ce traité articles Qualité de la tension
dans les réseaux électriques [D 4 260] et Réseaux de distribution :
structure et planification [D 4 210].
— La limite supérieure de la tension d’alimentation a des conséquences techniques (isolement, saturation...) mais aussi économiques. Par exemple, la durée de vie d’une lampe à incandescence
qui est de 1 500 heures à la tension nominale est réduite à 500 heures
pour une augmentation de la tension de 10 %.
— La limite inférieure de tension pour laquelle un appareil industriel ou domestique fonctionne correctement est très variable.
L’aspect contractuel de la tenue de la tension est, en général, précisé
dans un cahier des charges propre à chaque pays qui fixe la plage
de tension admissible en service normal, en fonction du niveau de
tension de raccordement des clients.
En France, les prescriptions concernent la valeur de la tension au
point de livraison à la clientèle et définissent un écart maximal par
rapport à la tension nominale, avec des valeurs suivantes :
— pour les clients HTA (20 kV) .................................................± 7 % ;
— pour les clients BT :
• dans les zones desservies
par des réseaux HTA et BT souterrains .........................± 5 %,
• dans les autres zones ................................................ ± 10 %.
■ En pratique
Pour les réseaux de transport, l’exploitant doit maintenir la tension
dans la plage admissible en s’efforçant d’obtenir une tension élevée,
afin de réduire les pertes et d’augmenter la marge de sécurité de
fonctionnement du réseau.
Pour les réseaux de distribution, on cherche à maintenir la tension
le plus près possible de la tension nominale pour la majorité de la
clientèle car la gêne subie par les usagers est d’autant plus forte
qu’on s’en éloigne. Pour y parvenir, alors que la tension des
réseaux THT est normalement sujette à des variations dans la plage
autorisée, on équipe de régleurs en charge les transformateurs abaisseurs qui alimentent les réseaux de distribution.
3.1.2.2 Régimes rapidement variables
■ En ce qui concerne les charges fluctuantes, si les perturbations
qu’elles entraînent ont des amplitudes trop grandes, des dispositions particulières (compensateurs statiques de puissance réactive)
devront être prises pour les réduire à des valeurs acceptables par la
clientèle et par le réseau.
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■ Dans le cas des creux de tension et des coupures dus aux
défauts et au fonctionnement des protections et des automatismes,
les moyens à mettre en œuvre et les performances des équipements
résulteront d’un compromis entre leur coût et la valeur que l’on
attribuera à la qualité du service (article Qualité de la tension dans
les réseaux électriques [D 4 260]).
■ En ce qui concerne le comportement des machines, on sait que
le maintien de la stabilité nécessite que la tension soit bien tenue en
certains points du réseau. Cela implique en particulier que le régulateur primaire de tension, qui doit assurer la tenue de la tension à fréq u e n c e i n d u s t r i e l l e a u x b o r n e s d u s t a t o r, p o s s è d e d e s
caractéristiques dynamiques propres à garantir la stabilité de
l’ensemble machine-réseau et à contrôler efficacement la tension
lors de régimes particuliers comme la marche en réseau séparé ou
l’îlotage consécutif ou non à un défaut proche, cela afin d’assurer
notamment la tenue des auxiliaires.
Figure 5 – Variations du couple moteur Cm et du couple résistant C r
sous l’effet de l’autoréglage, en fonction de la fréquence
3.2 Fréquence
La fréquence est directement liée à la vitesse de rotation des alternateurs. En régime établi, les alternateurs, rendus solidaires par les
phénomènes électromagnétiques qui régissent leur comportement,
tournent tous à la même vitesse électrique (qui est la vitesse de rotation réelle multipliée par le nombre de paires de pôles de l’alternateur
considéré). Il y a alors égalité entre le couple moteur C m , fourni par
la turbine, et le couple résistant C r (égal au couple électrique opposé
par le réseau), autrement dit égalité entre la production et la consommation de puissance active. Tout déséquilibre de ce bilan entraîne
une variation de vitesse, donc de fréquence.
Contrairement à ce qui se passe pour la tension, la tenue de la
fréquence est un problème intéressant l’ensemble d’un système
électrique interconnecté.
3.2.1 Causes des variations de fréquence
La charge globale d’un réseau est constituée par des charges individuelles de natures diverses (domestique, artisanale, industrielle),
dont la puissance unitaire est très faible vis-à-vis de la puissance
totale du réseau.
Le comportement de chacune des charges est aléatoire, mais la
puissance moyenne absorbée par l’ensemble des charges liées aux
activités humaines peut être prévue avec une bonne précision. Il est
donc possible d’élaborer un programme de production à partir des
prévisions de la consommation (dans ce traité, article Demande
d’électricité et prévision à long terme [D 4 010]).
En pratique toutefois, l’équilibre n’est jamais exactement réalisé.
Il existe toujours des erreurs inévitables dans la prévision de la
consommation et la réalisation du programme de production par
les centrales. Par ailleurs, il y a des variations aléatoires de charge
et des pertes fortuites de groupes de production. On observe donc
un écart global entre la production et la demande qui se traduit par
une variation de fréquence.
■ Sans disposition particulière, c’est-à-dire sans action complémentaire sur les organes d’admission du fluide moteur des turbines,
on arrive à un nouvel état d’équilibre. En effet, en général, le couple
résistant global opposé par la charge augmente avec la fréquence,
tandis que le couple moteur global des turbines diminue (figure 5).
Un nouvel état d’équilibre peut donc s’établir.
Une variation ∆C du couple résistant C r va nous amener de la
caractéristique C r à la caractéristique en tireté C r + ∆C. Le nouveau
point de fonctionnement M′ va être obtenu en linéarisant autour du
point d’équilibre initial M par la formule :
∆f
∆C
---------- = a -------f0
C0
expression dans laquelle :
∆C
---------est l’écart relatif initial entre le couple moteur et le couple
C0
résistant ;
∆f
--------f0
l’écart relatif de fréquence par rapport à la fréquence de
consigne ;
a
le coefficient global d’autoréglage de l’ensemble production-consommation.
Ce terme a peut varier dans de grandes proportions suivant la
nature des charges et des turbines. Il peut être très faible, ce qui,
sans mesure particulière, conduirait à des écarts de fréquence prohibitifs (par exemple, pour une variation de la demande de 1 000 MW,
on va perdre 1 Hz).
Un autre cas délicat est celui où le terme ∆C/C 0 est important. C’est
le cas notamment sur les petits réseaux ou les réseaux séparés,
lorsque l’on perd l’un des plus gros groupes de production en service. Là encore, les écarts de fréquence qui s’ensuivent peuvent être
inacceptables (on entrevoit d’ailleurs ici l’intérêt, du point de vue
tenue de la fréquence, des interconnexions entre réseaux : pour la
perte d’un même groupe, le terme ∆C/C 0 sera plus faible, et il en
sera donc de même pour ∆f ).
■ Pour rétablir l’équilibre en retrouvant la fréquence nominale, il est donc nécessaire de déplacer la courbe correspondant au
couple moteur en agissant sur les organes d’admission du fluide
moteur des turbines pour ramener le point de fonctionnement
en M′′. C’est le rôle du régulateur primaire de vitesse (§ 4.1.2.2).
■ En résumé, malgré la présence des régulateurs primaires de
vitesse, le cas de l’autoréglage, c’est-à-dire le régime de fonctionnement décrit par l’équation (8), n’est pas un cas théorique. En effet,
lors d’une perte de production, la puissance qui peut être dégagée
correspond à la réserve dont le réseau dispose instantanément.
Lorsque cette réserve est épuisée (régulateurs primaires en butée),
on se retrouve dans les conditions de l’autoréglage avec des variations importantes de fréquence.
Il faut enfin noter que de nombreux événements peuvent provoquer des variations rapides de grande amplitude du bilan production-consommation, donc de la fréquence. C’est le cas d’une
perte importante de production, de l’îlotage d’un groupe sur ses auxiliaires ou son passage en réseau séparé, d’un défaut dont la chute
de tension résultante entraîne une réduction de la charge.
(8)
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D 4 090 − 7
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3.2.2 Besoins de tenue de la fréquence
3.3 Organisation des réglages
Les variations de fréquence ont des répercussions sur le fonctionnement des appareils d’utilisation et sur le réseau.
Les considérations précédentes permettent de dégager quelques
conclusions fort importantes :
— les réglages de la puissance active et de la fréquence sont
étroitement liés (couplage P, f ) ;
— les réglages de la puissance réactive et de la tension sont
également étroitement liés (couplage Q, V ) ;
— le réglage de la fréquence est global (en régime permanent,
la fréquence est identique dans tout le réseau) ;
— le réglage de la tension est local (la valeur de la tension de
consigne peut être légèrement différente selon les points d’un
réseau exploité à un même niveau de tension nominale) ;
— les réglages (P, f ), d’une part, et (Q, V ), d’autre part, doivent
être coordonnés dans le temps et dans l’espace.
Il convient enfin d’ajouter que, si le réseau n’est pas trop chargé,
on peut admettre que les réglages (P, f ) et (Q, V ) sont largement
découplés.
Il apparaît donc naturel d’organiser le réglage des systèmes électriques en respectant les deux principes suivants :
— découplage des réglages (Q, V ) et (P, f ) ;
— hiérarchisation de chaque réglage dans le temps et dans
l’espace.
En définitive, et conformément à ces principes, c’est au niveau
supérieur du système hiérarchique de réglage que l’on peut prendre
en compte le couplage entre le réglage (Q, V ) et le réglage (P, f ).
Nous pouvons maintenant aborder les modalités pratiques des
réglages (P, f ) et (Q, V ).
■ Appareils d’utilisation
Les charges passives sont, en général, peu sensibles aux variations de fréquence du fait de leur facteur de puissance élevé.
Les moteurs d’entraînement subissent éventuellement des variations ∆P de la puissance active P dépendant des variations de couple
des machines entraînées. On peut caractériser cette influence par
un coefficient i tel que :
∆f
∆P
--------- = i -------f
P
(9)
Ce coefficient i varie fortement avec la nature de l’utilisation ; égal
à 1 pour les machines à couple constant, il peut atteindre 3 pour
les ventilateurs, voire des valeurs plus élevées pour les pompes
centrifuges.
La charge globale du réseau présente un facteur d’influence de
l’ordre de 1,3 à 2.
Par ailleurs, les variations de fréquence entraînent une réduction
assez faible du rendement des moteurs optimisés pour la fréquence
nominale, mais qui peut être beaucoup plus élevée pour les
machines entraînées.
Enfin, certaines applications utilisent la fréquence du réseau
comme base de temps (horloge synchrone, etc.).
Du point de vue contractuel, en France, la fréquence doit être
tenue à ± 1 Hz, ce qui est acceptable pour la grande majorité des
applications.
■ Matériels de réseaux
Les variations de fréquence ont des répercussions sur le comportement des matériels optimisés pour la fréquence nominale. C’est
le cas, en particulier, des appareils à circuits magnétiques bobinés
comme les transformateurs pour lesquels une variation de fréquence, à tension constante, se traduit par une variation de flux
magnétique, puisque :
U
Φ ≈ k -----ω
Une baisse de fréquence augmente la saturation, donc les pertes
fer et la production d’harmoniques.
En ce qui concerne le fonctionnement du système électrique, toute
variation de fréquence indique un déséquilibre entre la production
et la demande par rapport au programme nominal. Le nouvel équilibre atteint, par autoréglage s’il existe (avec une grande variation
de fréquence) ou par action manuelle ou automatique (avec retour
ou non à la fréquence initiale), s’accompagne d’une modification du
programme de production pouvant entraîner des surcharges sur les
lignes voire des pertes de stabilité des machines.
Le problème de la tenue de la fréquence s’identifie ici avec celui
du contrôle de la production (ou éventuellement de la
consommation).
■ Auxiliaires de centrales
Les centrales de production sont, suivant leur nature, plus ou
moins sensibles à la fréquence, selon la tenue de leurs auxiliaires
composés en majorité de moteurs asynchrones. Leurs caractéristiques sont à coordonner avec les besoins du réseau. Par exemple,
les centrales françaises doivent fonctionner sans problème dans le
domaine contractuel 49-51 Hz. En fait, pour faire face aux régimes
dégradés, les centrales nucléaires peuvent fonctionner dans la plage
47 Hz (îlotage) à 55 Hz (déclenchement par survitesse), cela pendant
une durée limitée et avec une réduction éventuelle de la puissance.
D 4 090 − 8
4. Réglage de la fréquence
et de la puissance active
Tout écart entre la puissance électrique appelée par un réseau et
la puissance mécanique fournie par les machines d’entraînement des
alternateurs provoque des variations de vitesse de ces derniers, donc
de la fréquence du réseau.
Le problème de l’adaptation, à tout instant, de la production à la
demande est donc intimement lié à celui du réglage de la fréquence
(§ 3.2). Cette adaptation ne peut être réalisée que de deux façons :
— en faisant varier constamment la production pour satisfaire la
consommation ; c’est le mode d’exploitation normal ;
— en ajustant la consommation à la production ; c’est ce que
l’on est contraint de faire en période de pénurie (structurelle ou
accidentelle).
4.1 Adaptation de la production
à la consommation
4.1.1 Généralités
Au fur et à mesure de l’évolution de la technologie et de la structure des réseaux, des solutions de plus en plus élaborées ont été
appliquées pour adapter automatiquement la production à la
consommation.
■ Les actions qui permettent de maintenir les conditions d’un
équilibre production-demande se placent à différentes échéances
dans le temps :
— les décisions d’investissement sont prises très en amont du
stade opérationnel ; elles permettent de définir le volume et la nature
des moyens de production à mettre en service à une date donnée,
à partir des prévisions de consommation à long terme, et de planifier
les moyens de transport indispensables pour acheminer la puissance
vers les zones de consommation ;
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— sur une période qui s’étale de quelques années à un jour
avant l’instant considéré, la gestion prévisionnelle du parc de production va aboutir à la définition des programmes de marche des
centrales avec, comme principal critère, l’économie du système :
produire au moindre coût, en intégrant les divers aléas possibles ;
— en temps réel, le programme de marche prévisionnel est réalisé par les centrales, sous contrôle d’un opérateur ; ce programme
est éventuellement révisé pour faire face aux écarts constatés face
à la consommation effective ou tout autre aléa.
Nota : le lecteur pourra se reporter, pour plus de détails sur ces deux dernières étapes,
dans ce traité, à l’article Conduite d’un système de production-transport [D 4 100].
■ Le délai d’action d’un opérateur n’est cependant pas suffisant
pour assurer une réponse à certains aléas. Il faut donc compléter
son action par des réglages rapides et automatiques.
Le réglage primaire, qui agit localement sur chaque groupe de
production, assure, de façon automatique, la correction de l’écart
entre production et demande. Il aboutit à un nouvel équilibre dans
l’ensemble du réseau interconnecté, mais à une fréquence de fonctionnement différente de la fréquence de référence.
Le réglage secondaire, également automatique, agit après le
réglage primaire. Il a pour fonction de rétablir la fréquence de référence et les échanges contractuels entre réseaux interconnectés. Le
réglage secondaire est du type centralisé (en général par pays ou
grosse compagnie).
■ Lorsque l’on s’écarte trop des conditions prévues de fonctionnement, et lorsque les réglages automatiques s’avèrent inopérants, il
faut procéder à un réajustement des programmes de fonctionnement
des centrales ; ce réajustement devra prendre en compte les coûts de
production et réaliser l’optimum économique en assurant le fonctionnement le plus sûr du système de production-transport (réglage
économique ou tertiaire). Ce type de décision est centralisé.
4.1.2 Réglage primaire
4.1.2.1 Rôle du réglage primaire
Comme on l’a vu avec l’équation (8), si on laissait agir les générateurs et les récepteurs suivant leurs propres lois d’autorégulation,
c’est-à-dire si, notamment, on laissait les organes d’admission du
fluide moteur sur les groupes générateurs à ouverture constante,
les variations de fréquence, sous l’effet des variations inévitables de
la charge, risqueraient de prendre rapidement des amplitudes
prohibitives.
Par ailleurs, en l’absence des régulateurs de vitesse, les variations de la charge appelée par le réseau se répartiraient entre les
groupes en fonction des caractéristiques naturelles des machines
et du réseau (coefficients a d’autorégulation). Il en résulterait :
— sur les ouvrages de transport, des fluctuations de transits très
difficiles à maîtriser ;
— une désadaptation erratique du programme de production
(préjudiciable à l’économie et à la sécurité d’exploitation).
Les groupes générateurs sont donc munis de régulateurs de
vitesse, qui agissent dans un sens convenable sur les organes
d’admission de la turbine, quand la vitesse du groupe s’écarte de
la vitesse de référence, et qui sont asservis à la vitesse pour maîtriser
la répartition de la puissance produite entre les groupes.
4.1.2.2 Principe du réglage primaire
Nota : le lecteur pourra, pour plus de détails, se reporter à la référence bibliographique
[4].
■ Pour fixer le point de fonctionnement des groupes, il faut établir
une relation biunivoque entre la fréquence et la puissance débitée
par chaque groupe.
Le principe du réglage primaire consiste à répartir les fluctuations
de la charge (dont la fréquence est l’image) au prorata des capacités
nominales des groupes en pondérant par un gain. On adopte donc,
pour chaque groupe i, une loi de réglage de la forme de la
relation (8) :
Pi – P0
1 f – f0 
--------------------i- = – ------ ---------------- 
si f0
P ni




∆P i
1 ∆f

---------- = – ------ ------
si f0
P ni

ou :
avec f
f0
Pi
P 0i
P ni
si
(10)
fréquence du réseau correspondant au fonctionnement à
la puissance P i ,
fréquence de consigne du réseau,
puissance débitée par le groupe i,
puissance programmée du groupe i pour la fréquence f 0 ,
puissance nominale du groupe i,
statisme permanent du régulateur du groupe i.
Nota : en général, la valeur du statisme d’un groupe est fixée entre 2 et 6 % (5 % en
France).
■ Considérons maintenant le cas d’un réseau constitué de n
machines ; soit P 0 la puissance programmée pour une fréquence f 0 :
n
∑ P0
P0 =
(11)
i
i=1
Examinons l’effet d’une variation ∆P de la puissance appelée. Il
est utile de définir une grandeur reliant les variations de fréquence
à celle de la puissance appelée.
Ce facteur, similaire au statisme permanent des régulateurs des
groupes, ne peut être défini que par une formule légèrement différente, puisque, pour la puissance du réseau, on ne peut pas parler
de valeur nominale et l’on est obligé de se référer à la puissance
programmée P 0 à l’instant considéré. On écrira donc l’équation de
fonctionnement en régime permanent :
1 ∆f
∆P
-------- = – ----- ------s f0
P0
avec
(12)
P 0 puissance programmée totale du réseau à l’instant
considéré,
s
statisme équivalent de ce réseau.
En fait, s est relié au statisme s i des groupes en réglage primaire.
En effet, la variation ∆P de puissance appelée P est la somme des
variations ∆P i des n ′ groupes qui participent au réglage primaire,
soit [relation (10)] :
n′
∆P =
∆f
i=1
d’où
n′
∑ ∆Pi = – ------f0 ∑
i=1
1
1
---- = -------P0
s
n′
∑
i=1
Pn
---------i
si
Pn
---------i
si
(13)
On notera que, le plus souvent, tous les groupes ne sont pas
soumis au réglage primaire de vitesse. Certains sont en butée de
réglage, d’autres fonctionnent en réglage de puissance. Donc le
statisme équivalent du réseau est supérieur à la moyenne pondérée
des statismes permanents des groupes puisque :
n′
P0 >
∑
P ni
i=1
En France, le statisme du réseau est de l’ordre de 12 %.
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D 4 090 − 9
RÉSEAUX DE TRANSPORT ET D’INTERCONNEXION ____________________________________________________________________________________________
■ En général, on préfère caractériser un réseau par son énergie
réglante primaire (le terme usuel énergie étant d’ailleurs utilisé ici
par abus de langage) :
P0
K = --------sf 0
K s’exprimant en MW/Hz.
Par convention, P 0 est la puissance à la pointe de charge du
réseau. Dans ces conditions, l’équation de fonctionnement d’un
réseau en régime permanent [relation (12)] peut s’écrire :
Considérons, par exemple, deux réseaux A et B dont les énergies
réglantes primaires sont K A et K B , les puissances de consigne P CA
et P CB et qui sont reliés par une ligne d’interconnexion sur laquelle
transite une puissance P i (figure 6). Supposons que la charge du
réseau A varie de ∆P A . Après la perturbation, la puissance transitée
par l’interconnexion varie de ∆P i , donc les équations d’équilibre
deviennent, d’après (14) :
∆P CA = ∆P A + ∆P i = – K A ∆f
∆P CB = – ∆P i = – K B ∆f
d’où l’on déduit :
∆P + K ∆f = 0
ou
P + Kf = P 0 + Kf 0 = Cte





(14)
Exemple : en 1993, sur le réseau français, au moment de la pointe
(70 000 MW), l’énergie réglante primaire est de l’ordre de
10 000 MW/Hz, ce qui signifie qu’en l’absence de moyens de réglage
autres que la réglage primaire, il faudrait, à la pointe, une variation de la
consommation de 10 000 MW pour provoquer un écart permanent de
fréquence de 1 Hz.
Pour le réseau de l’UCPTE (Union pour la Coordination de la Production et du Transport de l’Électricité, qui regroupe la plupart des
compagnies électriques d’Europe occidentale), l’énergie réglante
primaire est, en 1993, de l’ordre de 35 000 MW/Hz (pour une puissance
de pointe de 250 000 MW). Pour provoquer un écart permanent de fréquence de 1 Hz, il faut donc sur le réseau européen interconnecté un
incident beaucoup plus grave que sur le réseau français déconnecté de
ses voisins.
■ On notera que l’ensemble formé par le groupe de production, le
régulateur de vitesse et le système électrique constitue un système
bouclé, dont il faut assurer le bon comportement dynamique, fortement conditionné par la boucle de contre-réaction réalisée par le
régulateur : pour avoir de bonnes performances globales, et notamment bien amortir les oscillations de fréquence à la suite d’une perte
de production, il faut donc prendre en compte tous les paramètres
dynamiques des organes de réglage (temps de manœuvre des
soupapes, retards introduits par les commandes hydrauliques, etc.).
4.1.3 Réglage secondaire
Nota : le lecteur pourra, pour plus de détails, se reporter à la référence bibliographique
[5].
4.1.3.1 Rôle du réglage secondaire
■ Le réglage primaire permet, dans certaines limites, de trouver un
point d’équilibre entre la production et la consommation, et cela à
une fréquence résultante f. Sous la seule action du réglage primaire,
tous les écarts entre la demande réelle et le programme de production provoquent donc, en permanence, des écarts de fréquence et
une désadaptation du plan de production :
— compte tenu de la valeur du statisme équivalent d’un réseau,
la variation de fréquence est en général assez faible ; toutefois, si
la valeur moyenne des écarts de fréquence n’est pas nulle (et il n’y
a pas de raison pour qu’elle le soit), il se produit une dérive de la
fréquence nécessitant une action correctrice ;
— par ailleurs, la désadaptation permanente du plan de production, induite par la seule action du réglage primaire, peut également
s’avérer fort coûteuse à la longue si on n’y remédie pas.
■ Un autre problème est celui du contrôle des puissances échangées
sur les liaisons d’interconnexion entre réseaux à gestion séparée. En
effet, à la suite d’une perturbation sur un réseau, les transits sur les
interconnexions avec des réseaux voisins vont évoluer au prorata
des inerties des réseaux pour se stabiliser à une nouvelle valeur qui
est fonction des énergies réglantes primaires de chacun des réseaux
interconnectés.
D 4 090 − 10
∆P A
∆f = – ----------------------KA + KB
(15)
K B ∆P A
∆P i = – ----------------------KA + KB
(16)
Ces écarts par rapport aux valeurs initiales, gênants sur le plan
contractuel, ne sont pas maîtrisables autrement que par le contrôle
rapide de la différence entre la production prévue et la consommation de chaque réseau.
■ Il apparaît donc nécessaire de superposer au réglage primaire un
autre réglage dont le rôle sera d’adapter la production à la consommation de façon à ramener la fréquence à sa valeur de consigne et
à maintenir les échanges de puissance avec les réseaux étrangers en
conformité avec les programmes convenus. Ce réglage est le réglage
secondaire.
Généralement, le réglage secondaire est centralisé et il agit sur
plusieurs groupes. En outre, pour ne pas interférer avec le réglage
primaire, il doit être plus lent que ce dernier. En pratique, son temps
d’action est supérieur à la minute, alors que celui du réglage primaire
est de quelques secondes.
4.1.3.2 Principe du réglage secondaire
La solution généralement adoptée sur les réseaux interconnectés
est le principe de réglage dit de fréquence-puissance (sous-entendu
puissance échangée ) qui donne à tous les réseaux un rôle identique
vis-à-vis du réglage. Dans cette méthode, on mesure l’écart ∆f de
la fréquence par rapport à sa valeur de consigne, et, pour chaque
réseau, l’écart ∆P i entre la puissance totale P i échangée effectivement par ce réseau avec tous ses voisins et la valeur programmée
de cette puissance.
La loi de réglage fréquence-puissance s’écrit (∆ e étant l’erreur de
réglage) :
∆P
∆e = ∆f + ----------i- = 0
λ
où λ désigne l’énergie réglante secondaire et s’exprime [comme K
dans (14)] en MW/Hz.
En pratique, on utilise la méthode de réglage dénommée phaseénergie qui consiste à asservir la puissance produite par chaque
machine soumise au réglage secondaire à l’intégrale ∆ψ de l’erreur
de réglage ∆e :
t
∆ψ =
0
∆P
∆f + ----------i- dt
λ
Figure 6 – Interconnexion de deux systèmes électriques
par une ligne de transport
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(17)
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L’asservissement entre la variation de puissance ∆P r fournie par
l’ensemble des machines en réglage secondaire par rapport à leur
programme global et l’écart de phase ∆ψ est réalisé selon la loi
suivante :
(18)
∆P r = – α ∆ψ
où α est la pente de réglage exprimée en MW/tr.
Il existe différentes stratégies de répartition de l’effort de
réglage ∆P r entre tous les groupes asservis.
4.1.3.3 Principe du réglage secondaire français (téléréglage)
À partir de ∆P r , on élabore un niveau N défini par :
– ∆P
α∆ψ
N = -------------- = ---------------r
Pr
Pr
(19)
P r représentant la demi-bande de réglage du réseau, c’est-à-dire la
variation de puissance maximale dont sont capables (en plus ou en
moins) les groupes en réglage secondaire par rapport à leur puissance programmée globale. N est une grandeur sans dimension,
comprise entre – 1 et + 1, désignée par le terme niveau. La valeur
de la pente de réglage α est en général comprise entre 70 et
85 MW/ tr.
Sur chacun des groupes g en réglage secondaire, un dispositif
réalise de façon automatique l’asservissement de la puissance
fournie Pg au niveau N suivant la loi :
Pg = P 0g + N P rg
avec
P 0g puissance programmée du groupe g,
P rg demi-bande de réglage du groupe g.
En France, deux valeurs sont retenues pour les demi-bandes de
réglage :
P r ≈ 0,023 P c lors des prises de charge et en heures pleines ;
P r ≈ 3 P c en heures creuses ;
où Pc désigne la consommation au moment considéré.
Dans ces conditions, une valeur typique de la demi-bande de
réglage représente donc environ 800 MW. Elle est fournie pour plus
d’une moitié par des groupes thermiques et pour le reste par des
groupes hydrauliques (une dizaine d’usines).
Une particularité importante du réseau français tient au fait que
des groupes nucléaires participent au réglage secondaire (ainsi
d’ailleurs qu’au réglage primaire).
Exemple : le système de réglage secondaire permet de maintenir
la fréquence dans une plage moyenne de ± 40 mHz autour de sa valeur
nominale. Les écarts involontaires des transits sur les lignes d’interconnexion sont inférieurs à 200 MW pour des transits totaux de
6 000 MW.
4.1.4 Réglage tertiaire
Pour adapter le plan de production à la situation réelle, il faut
pouvoir disposer, en temps réel, d’une marge de manœuvre allant
au-delà de celle utilisée par les réglages automatiques.
■ Cette marge est fournie par la réserve tertiaire (parfois appelée
tournante) qui est la puissance quasi instantanément mobilisable (et
disponible pendant une durée garantie) programmée en supplément
de la prévision de consommation moyenne. Elle est égale à la somme
des écarts entre les puissances nominales P ni et les puissances réellement fournies P i par les groupes couplés sur un réseau, plus les
importations éventuellement disponibles (suivant la terminologie
utilisée dans chaque pays, on inclut ou on n’inclut pas la bande de
réglage dans la réserve tournante).
Son rôle comporte plusieurs aspects :
— permettre au réglage primaire d’agir lors d’une augmentation
de charge ;
— fournir la bande de réglage, utilisée par le système de réglage
secondaire fréquence-puissance, pour adapter automatiquement la
production aux fluctuations naturelles de charge ;
— fournir une capacité de réserve pouvant se substituer aux
groupes indisponibles à la suite d’incidents ;
— permettre, en cas de perte d’ouvrage de transport, de modifier la localisation géographique de la production, afin d’éviter des
problèmes de stabilité ou de surcharge de lignes.
La réserve de puissance est déterminée à partir d’une évaluation
qualitative et empirique des risques encourus par suite d’indisponibilité d’ouvrage de production et de transport ou d’aléas de la
demande.
Exemple : sur le réseau français, en période de pointe, la réserve
tournante est actuellement d’environ 3 000 MW au moment de la
montée de charge et de 2 000 MW aux autres heures (à rapprocher
d’une production de l’ordre de 60 000 MW).
La répartition de la réserve tournante, entre les différents moyens
de production, est faite en fonction de critères économiques (coût
de fonctionnement des groupes) et techniques (localisation favorisant la stabilité et évitant les surcharges d’ouvrage en cas de déclenchement d’éléments du réseau).
Maintenir une réserve tournante, c’est-à-dire faire fonctionner les
groupes en dessous de leur puissance nominale, est coûteux. L’interconnexion des réseaux dépendant de centres de décision différents
permet de réduire de manière substantielle la réserve tournante de
chaque réseau, si chaque partenaire s’engage à mettre en œuvre
une partie de sa propre réserve tournante au bénéfice du centre qui
en ferait la demande. L’économie ainsi réalisée sur les dépenses
d’investissement et d’exploitation du parc de production est
importante.
■ Le réglage tertiaire est l’utilisation (et la gestion) de la réserve
tournante. Il permet :
— d’un point de vue global, de rétablir les réserves de puissance
nécessaires sur les différents groupes, au titre des réglages primaire
et secondaire ;
— d’un point de vue local, de lever toute contrainte pouvant
apparaître sur le réseau de transport ;
— d’un point de vue économique, d’approcher l’optimum, en
répartissant la production en fonction des coûts de chaque unité.
Il est réalisé, dans certains pays, à l’aide de modèles de dispatchings économiques de façon centralisée au niveau de chaque
compagnie ou d’un pool de compagnies. Il a un temps de réponse
de l’ordre de la dizaine de minutes.
En France, actuellement, ce réglage est manuel. Toutefois des
études sont en cours pour évaluer l’intérêt d’automatiser tout le
procédé. Il s’agit d’un problème technique difficile car la dimension
du système production-transport français est très importante, le
parc est diversifié et l’automatisation de la conduite des unités
nucléaires pose des problèmes très particuliers.
4.1.5 Exemple
Soit deux réseaux reliés par des liaisons d’interconnexion
(figure 6). Supposons que l’un des réseaux soit affecté par une perte
de production (disons 1 100 MW).
Les figures 7 et 8 illustrent l’effet du réglage primaire, puis du
réglage secondaire, respectivement sur les puissances transitées
par les interconnexions et sur la fréquence. On observe :
— qu’en l’absence de réglage secondaire, le fonctionnement du
réglage primaire seul se traduirait par un écart permanent de puissance sur les interconnexions et sur la valeur de la fréquence,
conformément aux relations (15) et (16) ; dans le cas présent, ce sont
les interconnexions qui compenseraient, pour l’essentiel, le déficit
de puissance du réseau affecté par l’incident (environ 800 MW sur
1 100 MW) ;
— que le réglage secondaire, qui régule la variable d’écart :
∆P
∆e = ∆f + ----------iλ
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D 4 090 − 11
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selon (17), ramène les écarts ∆f et ∆P i à une valeur très faible en
environ 2 min (soit, très approximativement, 2 fois la constante de
temps qui, en général, est de l’ordre de la minute).
4.2 Adaptation de la consommation
à la production
Dans certaines situations, l’intérêt économique ou la nécessité
technique peuvent conduire à adapter la consommation à la
production. C’est le cas :
— exceptionnellement, à la suite d’un incident conduisant à la
perte de moyens de production ou à un fractionnement du réseau ;
— de manière permanente, ou tout au moins durable, pour
atteindre un meilleur optimum économique global, en déplaçant
dans le temps une partie de la consommation (lissage de la courbe
de charge), ou si l’évolution de la charge est très supérieure aux
moyens de production disponibles.
Dans les deux cas, il faut agir sur la charge pour maintenir la
consommation à une valeur égale à la production et la fréquence
à une valeur correcte. Cependant, les motivations sous-jacentes, les
moyens utilisés et leur mise en œuvre ne sont pas les mêmes.
Figure 7 – Évolution des échanges de puissance
sous l’action des réglages primaire et secondaire
4.2.1 Gestion de la charge
Pour réduire la charge aux périodes critiques, le producteur peut
proposer à sa clientèle une incitation tarifaire d’encouragement à
planifier une réduction de sa consommation. Par exemple, en France,
on utilise pour lisser la courbe de charge un délestage contractuel,
c’est-à-dire qu’on consent aux clients un tarif plus avantageux, dit
tarif EJP (effacement jour de pointe), à la condition qu’ils acceptent
de ne pas consommer, à la demande d’EDF, à certaines heures des
périodes de pointe (dans ce traité, article Tarifs de l’électricité en
France : barème des prix [D 4 935]). Le préavis d’effacement est
d’une journée ou d’une demi-heure suivant le type de client bénéficiaire du tarif EJP.
Une telle disposition peut s’avérer très intéressante pour les
deux partenaires, puisqu’elle permet :
— au client, d’adapter sa consommation en fonction de critères
économiques avantageux ;
— à EDF, d’éviter des investissements coûteux en moyens de
production qui seront peu utilisés.
Les politiques basées sur le principe de gestion de la charge, qui
procèdent du souci d’optimiser le bénéfice économique de tous les
acteurs, tendent aujourd’hui à se développer, en particulier aux
États-Unis et en Europe occidentale.
4.2.2 Cas d’un incident
La perte de moyens de production importants ou un incident
d’ampleur exceptionnelle provoquant un fractionnement du réseau
en zones où l’équilibre production-consommation n’est pas réalisé
exige, si les déficits de puissance sont importants, une réduction
de la consommation très rapide et proportionnée à ces déficits.
Cette action est obtenue par des automates de délestage à seuils
de fréquence, qui agissent au plus près de la clientèle, donc au
niveau HTA (3 à 33 kV).
Sur le réseau français, les départs HTA (20 kV) des postes de la
distribution sont répartis en 5 échelons, les départs de chaque
échelon représentant environ 20 % de la puissance totale ;
l’échelon 1, le premier délesté, correspond à la priorité d’alimentation la plus faible, l’échelon 5 à la priorité d’alimentation la plus
forte (il n’est jamais délesté).
D 4 090 − 12
Figure 8 – Évolution de la fréquence
sous l’action des réglages primaire et secondaire
Les réseaux de distribution sont équipés de relais détectant les
baisses de fréquence et provoquant automatiquement la mise hors
tension des départs HTA dans les conditions suivantes :
— entre 49 Hz et 48 Hz: échelons 1 et 2 ;
— à partir de 48 Hz
: échelon 3 ;
— à partir de 47,5 Hz : échelon 4.
Le temps de réponse des relais à baisse de fréquence doit être
suffisamment faible (quelques centaines de millisecondes) pour
assurer la sélectivité intrinsèque recherchée par l’échelonnement
des seuils indiqués précédemment et pour que l’effet des délestages
se fasse sentir assez rapidement pour éviter d’atteindre, même transitoirement, le seuil d’îlotage des centrales.
Si l’incident ne se traduit pas par une baisse de fréquence, mais
par des surcharges de lignes ou de transformateurs dues à l’afflux
de puissances venant des régions voisines vers la région qui a subi
l’incident, il faut réduire la consommation de cette région dans le
laps de temps qu’autorise la temporisation des protections de surcharge (20 minutes en général). Pour cela, on dispose des moyens
suivants :
— délestages commandés : on commande volontairement le
délestage des échelons 1 et 2 depuis les dispatchings ou les centres
de conduite de la distribution ;
— réduction de la tension distribuée : on diminue la charge locale
par réduction de la valeur de consigne des régleurs de tension sur
les transformateurs alimentant les réseaux de distribution.
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4.2.3 Cas de déficit durable et profond
de production
On peut diminuer globalement la consommation en agissant sur
la fréquence et sur la tension puisque la puissance absorbée est
une fonction croissante de ces deux paramètres.
■ Une baisse de la fréquence, qui sera d’ailleurs sans action sur les
charges purement passives ou régulées en couple ou en puissance,
ne procure qu’un gain faible et elle fragilise le réseau (auxiliaires des
centrales travaillant dans de mauvaises conditions). Un abaissement
prolongé de la fréquence n’est donc pas à recommander.
■ Une baisse de la tension au niveau HTA peut être utilisée, à titre
exceptionnel, pour passer certaines périodes particulièrement difficiles. Si on utilise cette mesure de manière permanente, la clientèle
se suréquipera pour retrouver la même qualité de service, ce qui fait
qu’au bout d’un certain temps la charge reviendra à sa valeur initiale
(et, de plus, les pertes sur les réseaux HTA auront augmenté du fait
de la livraison d’une même puissance sous une tension plus basse).
Cette mesure, qui peut être bénéfique si elle est utilisée exceptionnellement, peut donc aller à l’encontre du but recherché si elle
est appliquée sans discernement.
des câbles) ou absorber de la puissance réactive lorsqu’il est fortement chargé (du fait des inductances des lignes et des transformateurs). Les alternateurs peuvent fournir ou absorber de la puissance
réactive.
De même que pour la puissance active, le bilan global de la puissance réactive produite et consommée dans l’ensemble du système
électrique doit être équilibré. Toutefois l’équilibre local n’est pas
naturel ; il en résulte des transits de puissance réactive. Or, nous
avons vu (§ 2.3) que ces transits provoquent des chutes de tension
et des pertes. Il faut donc éviter ces transits, c’est-à-dire s’arranger
pour réaliser, autant que faire se peut, un équilibre local entre les
puissances réactives produites et consommées. C’est ce que l’on
appelle la compensation de la puissance réactive.
Avant d’aborder le problème du réglage de la tension, il est donc
nécessaire d’examiner celui de la compensation de la puissance
réactive.
5.2 Compensation de la puissance réactive
5.2.1 Compromis technico-économique
■ Le dernier moyen possible pour diminuer la charge consiste à
utiliser le délestage.
Tout d’abord, on peut avoir recours à des délestages programmés :
on détermine un programme de délestages et de relestages de la
même manière que, sur un réseau disposant de possibilités de
production suffisantes, on détermine, d’après la courbe de charge
prévisionnelle, un programme de démarrage des groupes.
Les seules sources de tension des réseaux sont les alternateurs
(§ 3.1.1). La tension en un sommet quelconque d’un réseau se déduit
de la tension en un point où elle est fixée par un alternateur au moyen
de l’expression (approximative) de la chute relative de tension
[relation (2)] :
∆U
RP + XQ
---------- ≈ ------------------------U
U2
L’ajustement de la courbe de charge réelle aux possibilités de production du moment se fait également par des délestages-relestages
dont l’exécution peut être liée, par exemple, à l’évolution du niveau
de réglage délivré par l’automate de réglage secondaire : délestage
lorsque l’on atteint la limite supérieure de la bande de réglage du
réseau, relestage lorsque la puissance redevient disponible. Ils
peuvent être effectués manuellement, par un opérateur qui les télécommande depuis le dispatching, ou automatiquement, par une
commande issue de l’automate de réglage secondaire.
Il est à noter que, pour éviter des instabilités, la puissance délestée
(ou relestée) par chaque ordre de délestage (ou de relestage) doit
être inférieure à l’amplitude de la bande de réglage du réseau.
■ Dans la pratique, on cherche à exploiter un réseau triphasé de
transport :
— en maintenant les chutes de tension en tout point de ce
réseau entre certaines limites techniques (§ 3.1.2.1) ;
— en minimisant les pertes actives dues aux transits des puissances active et réactive ; ces pertes peuvent s’exprimer sous la
forme :
P2+Q2
(20)
3 RI 2 = R ----------------------U2
5. Réglage de la tension
et de la puissance réactive
Nota : le lecteur pourra se reporter pour plus de détails à la référence bibliographique [6].
5.1 Dualité réglage
de la tension -compensation réactive
Une charge alimentée par un réseau peut être caractérisée par la
puissance active qu’elle consomme et, alternatif, par un déphasage
entre la tension à ses bornes et le courant qui la traverse. Le
déphasage induit la notion de puissance réactive de la charge (dans
ce traité, article Circulation d’énergie réactive : effets sur un réseau
[D 4 300]).
Par convention, si une charge est inductive, elle absorbe de la
puissance réactive ; si elle est capacitive, elle fournit de la puissance
réactive. Le réseau lui-même peut fournir de la puissance réactive
lorsqu’il est faiblement chargé (du fait des capacités des lignes et
où P est fixée à un instant donné.
Les expressions (2) et (20) montrent qu’il est souhaitable d’avoir
un plan de tension U (c’est-à-dire une tension en chaque point du
réseau) aussi élevé que possible et de réduire les transits de puissance réactive Q.
■ Pour relever le plan de tension, il faut augmenter l’excitation des
alternateurs. Pour réduire les transits de puissance réactive, il faut
compenser localement la consommation réactive des charges et les
pertes réactives des réseaux. Si la compensation était parfaite
(Q = 0), ou aurait une chute de tension relative de l’ordre de RP/U 2
et des pertes de l’ordre de RP 2/U 2.
Les pertes croissant peu lorsque Q < P (soit Q 2 P 2 ), il peut être
souhaitable, pour améliorer la sûreté de l’exploitation, de surcompenser le réseau, c’est-à-dire de fournir une puissance réactive
plus élevée que celle qui est consommée, de façon, par exemple,
à annuler la chute de tension (Q = – RP /X ). Dans ce cas, on peut
montrer que les pertes augmentent, c’est-à-dire que le gain sur les
pertes dû à l’augmentation de la tension est inférieur à leur accroissement dû à l’augmentation de Q.
Le minimum théorique pour les pertes est donc la compensation totale.
■ Par ailleurs, d’un point de vue économique, la compensation
cesse d’être intéressante lorsque le coût des moyens de compensation, compte tenu de leur taux d’utilisation, devient supérieur au gain
réalisé sur les pertes.
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■ Il appartient donc au planificateur de réseau de rechercher le
meilleur compromis et de doser et localiser la compensation à
installer en prenant en compte son coût et ses avantages. Dans les
réseaux chargés comme le réseau européen, on conclut en général
à une compensation seulement partielle à la pointe. Ce sont alors les
alternateurs qui assurent l’équilibre d’ensemble, avec des performances dynamiques qui rendent leur utilisation indispensable
pour compléter l’action des condensateurs utilisés en base.
5.3 Chaîne de réglage de la tension
5.3.1 Principes
La chaîne de réglage de la tension est constituée par l’ensemble
des moyens permettant de contrôler la tension en tout point du
réseau, depuis les groupes de production jusqu’aux appareils
d’utilisation.
Le contrôle de la tension présente deux aspects : assurer dans
l’espace (c’est-à-dire en chaque point du réseau) et dans le temps
(régimes dynamiques) que la valeur de la tension reste, pour chaque
niveau (THT, HTB, HTA et BT), dans les plages admissibles.
Or, on sait (§ 3.1.2) que les exigences en matière de qualité de la
tension ne sont pas les mêmes pour les réseaux de transport et de
distribution. Ce découplage des besoins justifie donc l’implantation
de moyens de réglage de la tension entre ces deux types de réseaux.
Ces moyens, constitués de régleurs en charge sur les transformateurs, permettront de maintenir la tension de distribution sensiblement constante, quels que soient les écarts constatés sur la tension
du réseau de transport, et de régler cette dernière avec souplesse
de façon à assurer un bon fonctionnement du système électrique.
En général, entre les réseaux de transport à très haute tension (150
à 800 kV) et les réseaux de distribution HTA (3 à 33 kV), il existe des
réseaux dits de répartition à haute tension (HTB : 30 à 150 kV). On
peut donc répartir l’effort de réglage entre les différentes transformations HTB (THT/ HTB) et entre HTB/ HTA.
5.3.2 Organisation de la chaîne de réglage
L’ensemble des moyens de réglage de la tension et de compensation de la puissance réactive du réseau français est représenté sur
la figure 9. Très schématiquement, les fonctions de ces différents
matériels sont explicitées ci-après.
■ Les condensateurs HTA et, dans une moindre mesure, les
condensateurs HTB et les compensateurs synchrones, compensent
grossièrement la puissance réactive appelée par les charges au plus
près de ces dernières, afin d’éviter des transits de puissance réactive
coûteux. Sur le plan dynamique, cette compensation peut être relativement lente (plusieurs dizaines de secondes ou même plusieurs
minutes) puisqu’elle est fonction de la vitesse de variation des
charges.
■ L’ajustement fin et rapide des besoins en puissance réactive et le
réglage de la tension des réseaux THT sont assurés par les groupes
de production et complétés par les condensateurs HTB et les
compensateurs synchrones ou statiques asservis à la tension.
■ Le réglage de la tension des réseaux de répartition HTB et de
distribution HTA est assuré par les transformateurs dotés de régleurs
en charge.
■ La modification durable des plages de tension est assurée par
changement des prises (à vide) des autotransformateurs 400/225 kV
ou des transformateurs d’évacuation des groupes de production.
D 4 090 − 14
Figure 9 – Organisation générale du réglage de la tension
et de la compensation de la puissance réactive
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5.4 Réglage de la tension des réseaux THT
En résumé, on peut dire que :
— pour des raisons économiques (diminution des pertes) et de
sécurité (stabilité des groupes de production et tenue dynamique
de la tension), l’exploitant cherche à maintenir le plan de tension
le plus élevé possible (dans la limite des contraintes techniques) ;
— par ailleurs, il convient d’équilibrer localement, autant que
faire se peut, les productions et les consommations de puissance
réactive ;
— enfin, il est souhaitable de gérer les moyens de réglage de
façon que l’on puisse bénéficier de toute la souplesse offerte par
les groupes de production (réglage dynamique fin et rapide dans
une plage importante).
Pour faire face à l’ensemble de ces besoins et de ces contraintes,
il s’avère donc nécessaire d’agir en permanence sur les diverses
sources de puissance réactive et de coordonner très strictement
l’ensemble des moyens de réglage de la tension.
5.4.1 Principes du réglage en THT
Les machines tournantes sont les seuls moyens pour tenir et
régler la tension avec les performances dynamiques qu’exige un
haut niveau de sécurité du réseau [7]. Les systèmes d’excitation
des alternateurs des groupes de production ou des compensateurs
synchrones sont donc des moyens d’actions privilégiés, dont il
convient de s’assurer qu’ils sont réellement utilisables, c’est-à-dire
qu’on n’a pas atteint les butées telles que la limitation de courant
rotor.
Pour cela, il faut produire de l’énergie réactive avec des moyens
de base et, comme on l’a vu au paragraphe 5.1, situés près des
charges : on utilise donc des batteries de condensateurs en HTA,
que l’on enclenche ou déclenche suivant les conditions de fonctionnement des réseaux de distribution.
Ces condensateurs ne sont pas aisément commandables au
niveau macroscopique requis pour la maîtrise de la tension en THT.
Depuis quelques années, on utilise donc parfois, directement sur les
réseaux HTB ou THT, des réactances et des condensateurs commutés
mécaniquement ou électroniquement (CSPR : compensateurs statiques de puissance réactive) qui permettent de moduler de façon
continue ou discontinue la production ou l’absorption de puissance
réactive, selon des critères de tension, lorsqu’il n’y a pas d’alternateur à proximité.
L’étagement correct des différents niveaux de tension [THT, HTB,
HTA, BT (figure 9)] est ensuite assuré par les prises de transformateurs, qui peuvent être changées soit à vide, soit en charge (dans
ce dernier cas, sous l’action d’un régulateur automatique).
La mise en œuvre de cet ensemble de moyens se fait à travers
des automates locaux et des moyens de conduite et téléréglage,
qui veillent :
— à assurer le maintien de la tension des différents réseaux à
l’intérieur des plages requises ;
— à maintenir une capacité satisfaisante des alternateurs à
absorber ou produire de l’énergie réactive afin de faire face aux
incidents.
5.4.2 Coordination des moyens de réglage
de la tension
■ La décentralisation des moyens de réglage de la tension implique
un découplage temporel des actions de réglage, cela afin d’éviter
d’éventuelles instabilités induites par des actions contradictoires.
Ce découplage temporel, nécessaire entre niveaux de tension différents, joue également un rôle capital pour coordonner les moyens
de réglage mis en œuvre en THT.
En effet, il est clair que les moyens disponibles en HTA et HTB
ne sont pas suffisamment fins et rapides pour effacer toutes les fluctuations de tension. Il appartient donc à la THT, qui dispose de
moyens très puissants et performants (les groupes), de suppléer aux
insuffisances des moyens mis en œuvre en HTA et HTB et de fournir
la référence de tension sur laquelle la tension de tout le système
production-transport pourra s’appuyer.
Une défaillance du système de réglage de la très haute tension
peut avoir des conséquences catastrophiques. Il est donc utile de
préciser l’organisation de cette coordination au niveau THT.
■ Les fluctuations rapides de la tension aux bornes de groupes,
induites par les variations de la puissance réactive appelée par les
consommateurs, par des défauts éloignés ou par des manœuvres
sur le réseau sont du ressort du régulateur primaire de tension des
alternateurs dont la constante de temps est de l’ordre de la centaine
de millisecondes. Ce régulateur joue également un rôle important
lors d’événements plus exceptionnels (surexcitation rapide des
groupes lors d’un défaut proche sur le réseau, passage en réseau
séparé, îlotage d’un groupe...).
Lors de perturbations conduisant à des variations plus importantes
de la tension, l’action des régleurs en charge des transformateurs
vient se superposer au réglage effectué par les alternateurs.
Tous ces moyens de réglage de la tension sont dits primaires,
car ils sont les premiers à intervenir après une perturbation. Ils se
caractérisent par une mise en œuvre à partir de critères locaux.
■ Malheureusement, le réglage primaire n’est pas suffisant pour
faire face de manière coordonnée à des fluctuations de grande
amplitude, mais généralement lentes (variation de la charge dans la
journée...). Un certain nombre d’actions correctives, dites
secondaires, sont donc nécessaires au niveau régional. En France,
le réglage secondaire de la tension est automatisé. Nous nous
contenterons de préciser ici que l’objet de ce réglage est, pour
l’essentiel, d’élaborer automatiquement une correction de la valeur
de consigne des régulateurs primaires des groupes situés dans une
zone de réglage à partir d’une mesure de la variation de la tension
en un point réputé représentatif de la valeur de la tension dans cette
zone [8].
■ Des actions tertiaires consistent à piloter les réglages
secondaires pour avoir un optimum économie-sécurité. En France,
en 1993, elles sont effectuées à la demande du dispatching national.
Elles viennent se superposer aux réglages précédents et visent à
éviter des situations délicates (baisse excessive du plan de tension...)
ou coûteuses (imposition des groupes pour tenir la tension...).
5.5 Écroulement du plan de tension
La coordination de tous les moyens de réglage de la tension pose
des problèmes très délicats. L’analyse de plusieurs grands incidents
survenus en France et à l’étranger (Suède, Japon, États-Unis...) a
montré que, dans certaines conditions de forte charge du réseau,
le comportement dynamique des charges et des systèmes de régulation pouvait provoquer un effondrement difficilement prévisible,
lent et irréversible, du plan de tension (et du système
production-transport-consommation...).
Nous reviendrons ultérieurement sur le rôle particulièrement
important joué par les régleurs en charge installés sur les transformateurs HTB/HTA lors d’un tel phénomène (§ 7.2). Disons
simplement ici que, pour enrayer un tel processus, il convient, a
minima, de bloquer par télécommande les régleurs en charge pour
éviter que la diminution du plan de tension THT et HTB ne provoque
un appel excessif de puissance dû au fait que les régulateurs maintiennent la tension constante aux bornes des charges.
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5.6 Avenir du réglage de la tension
6.2 Stabilité statique
Les réflexions gravitent actuellement autour de l’examen des
problèmes suivants :
— l’utilisation de nouveaux moyens de réglage (compensateurs
statiques à lois de commande complexes, évolution des possibilités
de réglage en charge sur les transformateurs...) ;
— l’amélioration de la connaissance des charges (valeurs réactives et modélisations active et réactive) ;
— l’évolution du réglage secondaire pour tenir compte de la
densification des réseaux ;
— la connaissance en temps réel des possibilités de réglage des
groupes ;
— la détection en temps réel, voire l’anticipation, des risques
liés à l’affaissement du plan de tension (instabilité dynamique de
la tension, stabilité des groupes...) ;
— l’automatisation du réglage tertiaire de tension et sa coordination avec le réglage tertiaire de puissance active.
6.2.1 Généralités
6. Stabilité des alternateurs
6.1 Stabilité synchrone
Nota : le lecteur pourra se reporter aux références bibliographiques [1] [2] [9] [10] [11]
[12].
Les incidents et les variations excessives de la charge d’un réseau
peuvent provoquer un accroissement important de l’angle entre les
champs magnétiques du rotor et du stator des alternateurs. Dans
ces conditions, le couplage électromagnétique entre rotor et stator
peut diminuer jusqu’à provoquer des oscillations de puissance mal
amorties, voire le décrochage de certains rotors lorsque l’angle
dépasse une valeur critique (perte de stabilité). Le rotor cesse alors
de tourner au synchronisme avec le champ stator, et l’on observe
un glissement des pôles du rotor. Lorsque les pôles repassent dans
les zones de stabilité du champ du stator, les forces de couplage
tendent à rétablir le synchronisme. La machine est soumise à de
violents efforts électromécaniques transitoires et le réseau est le
siège d’oscillations importantes de la puissance et de la tension. Si
la machine ne peut se resynchroniser naturellement, ses protections
l’isolent du reste du réseau (îlotage). Les pertes de stabilité sont des
phénomènes très graves, car, très souvent, ils amplifient la perturbation initiale et entraînent un effondrement plus ou moins étendu
du système production-transport.
Le comportement dynamique des systèmes production-transport
est donc caractérisé par leur stabilité, c’est-à-dire leur aptitude à
conserver ou à retrouver un équilibre en régime normal ou incidentel. Conventionnellement, on distingue la stabilité statique (ou
stabilité en petits mouvements, expression qui est employée dans
la terminologie anglo-saxonne) et la stabilité transitoire [13].
On dit qu’un réseau est stable en régime statique (ou en petits
mouvements) s’il revient au point de fonctionnement initial après
avoir été soumis à une petite perturbation (régime linéaire). La stabilité statique est donc une condition nécessaire de fonctionnement.
Par extension, l’étude de la stabilité statique vise aussi à améliorer
les conditions d’amortissement des oscillations induites par les
petites perturbations.
On dit qu’un réseau est stable en régime transitoire si, partant
d’un point de fonctionnement stable en régime statique, il revient
à un point de fonctionnement stable en régime statique, après avoir
été soumis à une perturbation donnée (éventuellement de grande
amplitude et susceptible de provoquer des comportements non
linéaires).
Les limites de fonctionnement qui conditionnent la stabilité
transitoire sont évidemment plus contraignantes que celles qui
conditionnent la stabilité statique.
D 4 090 − 16
Lorsque la puissance transitée augmente très lentement, les
angles de décalage entre les machines éloignées croissent. On
observe, d’abord, des oscillations de puissance mal amorties sur les
liaisons d’interconnexion, puis, si la puissance continue de croître,
la perte de synchronisme de certaines machines (qui peut induire
un effet de décrochage en cascade). Essayons de préciser l’origine
de la perte de synchronisme.
Considérons le schéma simple d’une antenne de production
constituée par un groupe raccordé à un réseau très puissant par un
transformateur de groupe et une ligne (figure 10). Dans tout ce qui
suit, nous supposerons que l’alternateur est une machine à rotor
lisse, non saturée. En outre, nous négligerons la résistance interne
de cet alternateur devant sa réactance synchrone X d (cf. dans ce
traité, article Machines synchrones. Fonctionnement en régime permanent [D 480]).
Nous désignerons respectivement par X t et X les réactances du
transformateur et de la ligne.
Nous supposerons enfin que le réseau aval est de puissance
infinie, c’est-à-dire que sa puissance est suffisamment grande pour
que la tension V au point de raccordement puisse être considérée
comme constante en fréquence et en amplitude quels que soient les
phénomènes pouvant affecter l’antenne de production.
Nous examinerons successivement le cas du fonctionnement à
excitation constante (E = Cte) et le cas du fonctionnement à tension
stator constante (V s = Cte).
6.2.2 Fonctionnement à excitation constante
■ La puissance active fournie au réseau de puissance infinie est
(article Machines synchrones. Fonctionnement en régime permanent [D 480]) :
EV sin δ
P = 3 -----------------------(21)
X
avec
E force électromotrice interne de la machine,
X = X d + X t + X réactance totale de l’antenne de production,
δ = ( V , E ) = δi + δe
δ i = ( V s , E ) angle interne de la machine,
δ e = ( V , V s ) angle externe de transport.
Cette puissance est évidemment égale à la puissance électrique P e
de l’alternateur puisque nous avons négligé toutes les résistances.
Figure 10 – Groupe raccordé en antenne à un réseau très puissant
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L’étude du fonctionnement en petits mouvements nécessite
également de tenir compte de l’équation dynamique de la
machine, à savoir, si on néglige l’amortissement :
d2 δ
= Cm – Ce
J ----------dt 2
avec
(22)
C e couple électrique (= P e / ω, ω étant la pulsation des
courants dans la machine),
C m couple moteur,
J
moment d’inertie des masses tournantes du groupe de
production.
■ Si la turbine fournit à l’alternateur une puissance mécanique
constante P m , on voit donc que, en régime permanent, il y a deux
points de fonctionnement possibles P et P1 (figure 12), correspondant respectivement à δ < π/2 et δ > π/2.
On montre que, en petits mouvements, le fonctionnement est
stable si (article Machines synchrones. Fonctionnement en régime
permanent [D 480]) :
∂C e
C s = ------------ > 0
∂δ
où C s est le couple synchronisant.
Dans ces conditions, le point de fonctionnement P (figure 12) est
stable et le point de fonctionnement P1 est instable. La limite de
stabilité, dite statique, est atteinte lorsque C s = 0, c’est-à-dire pour :
δ = π/2
■ En pratique, il est nécessaire de prévoir une marge de stabilité,
car le réseau d’interconnexion n’est jamais de puissance infinie
et V est fonction des conditions de fonctionnement de l’ensemble
du système.
L’expression (21) montre que la puissance électrique que le groupe
peut fournir au réseau présente un maximum pour δ = 90o. Si ce
maximum se trouve être inférieur à la puissance mécanique fournie
par la turbine, une perte de stabilité va se produire. La figure 11 illustre ce phénomène sur un réseau un peu plus complexe que le réseau
monomachine qui a servi à établir (21) : la perte de lignes de transport augmente X et, de ce fait, diminue la puissance électrique maximale transmissible ; les machines A ne peuvent plus conserver leur
équilibre cinétique et subissent des oscillations divergentes pour
perdre finalement le synchronisme.
On montre que, toutes choses étant égales par ailleurs, on améliore la marge de stabilité statique :
— en augmentant E, c’est-à-dire en augmentant l’excitation (ce
qui a pour conséquence l’augmentation de la production de puissance réactive) ;
— en réduisant la puissance électrique fournie P e (c’est-à-dire la
puissance mécanique P m) ;
— en diminuant la réactance de liaison totale X.
On notera en particulier qu’on diminue la marge de stabilité
statique :
— lorsque l’on fait fonctionner l’alternateur en absorption de
puissance réactive ;
— lorsque la mise hors service de certaines lignes se traduit par
un éloignement électrique (X croît) du point fictif où l’on peut
admettre que la tension V est parfaitement tenue.
6.2.3 Fonctionnement à tension stator constante
Les alternateurs sont généralement équipés d’un régulateur de
tension dont le rôle est de maintenir constante la tension aux bornes
du stator V s . L’action de ce régulateur de tension a une influence
importante sur la stabilité statique de l’alternateur.
Figure 11 – Illustration d’une instabilité statique
En effet, la tension V s étant maintenue constante, on écrit la
puissance électrique fournie au réseau sous la forme :
avec
Vs V
P = 3 ------------- sin δ e
X1
X1 = Xt + X
(23)
δe = ( V , V s )
En reprenant le raisonnement du paragraphe 6.2.2, on constate
que l’alternateur est stable, dans le cas simple considéré, pour
0 < δe < π/2.
Pour maintenir V s = Cte, le régulateur de tension agit sur l’excitation E. Donc E est une fonction de δ.
On voit que le fonctionnement va être stable jusqu’à δ e = π/2.
Comme δ e < δ, on pourra donc fonctionner pour une valeur limite
de δ > π/2, donc au-delà de la stabilité naturelle de la machine. Cela
n’est toutefois vrai que dans la mesure où l’on peut effectivement
augmenter l’excitation, c’est-à-dire où l’on n’est pas en butée de
courant rotor.
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6.2.4 Généralisation
L’analyse générale du problème de stabilité statique est, bien sûr,
plus complexe que ce qui vient d’être exposé : l’étude d’un régulateur
de tension nécessite la modélisation des groupes de production par
leur fonction de transfert complète (ou du moins par l’approximation
linéaire convenable vis-à-vis du spectre fréquentiel analysé) et la
prise en compte du système bouclé complet constitué par la
machine, le régulateur et le réseau. Mais les considérations simples
que l’on vient de développer montrent clairement :
— l’intérêt que présente, du point de vue de la stabilité, le maintien
de la tension du réseau par les machines synchrones, c’est-à-dire
l’importance des performances en régime transitoire de l’ensemble
formé par la régulation de tension et le système d’excitation des
alternateurs ;
— que la puissance maximale transmissible est limitée par l’impédance de la liaison et qu’en conséquence toute perturbation – notamment déclenchement de ligne – se traduisant par une augmentation
de l’impédance de liaison risque de conduire à une instabilité
pouvant provoquer une rupture de synchronisme.
Les performances des systèmes d’excitation et des régulateurs de
tension des groupes jouent un rôle déterminant pour le maintien de
la stabilité statique et l’amortissement des oscillations. En première
approximation, on peut caractériser ces performances par un gain
statique et une constante de temps (de l’ordre de la centaine de
millisecondes). La plupart des grands groupes de production sont,
en 1993, dans de nombreux pays, équipés de régulateurs très sophistiqués, qui, pour piloter la tension d’excitation, utilisent non seulement la mesure de la tension stator, mais très fréquemment celle
de la puissance active produite, et parfois celle de la vitesse de
rotation.
6.3 Stabilité transitoire
En régime normal, les vecteurs représentant les forces électromotrices des différents alternateurs tournent tous à la même vitesse
angulaire électrique ω = 2 π f (§ 3.2) et sont décalés entre eux
d’angles constants. Les angles sont fonction des impédances de
liaison et des puissances échangées entre les machines et le réseau.
Lors de l’apparition d’un défaut ou de la disjonction d’une ligne,
la puissance électrique fournie par chaque machine se trouve brusquement modifiée sans que ce changement soit suivi instantanément d’une modification de la puissance fournie par la turbine ; il
s’ensuit un déséquilibre entre les couples moteurs et résistants
provoquant l’accélération de certaines machines, ce qui entraîne une
variation du décalage angulaire entre les forces électromotrices des
machines. Si, au cours de ces mouvements, le rotor d’un alternateur
glisse d’au moins un tour électrique par rapport au rotor des autres
machines, il y a perte de la stabilité transitoire. Cela peut entraîner,
par le jeu des protections, la fragmentation du réseau ou la séparation de certains groupes.
■ Pendant la perturbation, la puissance électrique active fournie
par la machine peut alors s’écrire :
Er V
P e′ = 3 ------------- sin δ e′
X′
(24)
X ′ = X d′ + X t + X avec
δ e′ = ( V , E r )
Au moment de la perturbation (figure 12), le point de fonctionnement passe brutalement du point P (P e = P m) au point P′ correspondant à une nouvelle valeur de la puissance électrique. Celle-ci
étant inférieure à la puissance mécanique (restée constante), la
machine accélère, donc δ augmente. Elle accumule de l’énergie
cinétique jusqu’en P′′, puis l’accélération devient négative. Le mouvement s’arrête en N lorsque d δ e′ /dt = 0 .
Le point N est tel que l’énergie cinétique accumulée entre P ′
et P ′′ est restituée entre P′′ et N. Nous allons montrer que les aires
S 1 et S 2 sont égales.
En effet, l’équation dynamique de la machine [relation (22)],
après la perturbation, devient :
dω
J ---------- = C m – C e′
dt
(25)
d δ e′
ω = ω 0 + ------------dt
avec
C e′ étant la nouvelle valeur du couple électrique.
On en tire :
d 2 δ e′
1
---------------- = --------------- ( P m – P e′ )
ω0 J
dt 2
Multiplions les deux nombres de cette équation par 2 dδ e′ /dt :
d δ e′ d 2 δ e′
2 d δ e′
- = ------------- -------------- ( P m – P e′ )
2 -------------- ---------------dt
ω 0 J dt
dt 2
Intégrons entre P ′ et N :
d δ e′
------------dt 2
N
2
= 0 = -------------ω0 J
P′
N
P′
( P m – P e′ ) d δ e′ = S 2 – S 1
Le fonctionnement sera stable si le point de fonctionnement N
ne franchit pas le point M ( P e′ = P m avec δ e′ > π / 2 ) .
6.3.1 Exemple
Considérons le cas (très simplifié) d’une variation brusque de la
charge d’un alternateur due à une variation de la réactance X de
liaison de la machine à un réseau supposé de puissance infinie
(figure 10).
On sait que, dans ces conditions, on peut admettre que, pendant
un temps relativement court, la tension fictive E r aux bornes de la
réactance transitoire X d′ de la machine reste constante.
D 4 090 − 18
Figure 12 – Perturbation du fonctionnement d’un alternateur
correspondant à une brusque variation de l’impédance de liaison
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On retrouvera donc un point de fonctionnement stable en
régime établi si S 2 est inférieure à l’aire P′′ NM comprise entre
P e′ et P m .
■ Une application particulièrement importante de ce qui précède
concerne le calcul du temps maximal d’élimination des défauts
en réseau. En effet, les principes exposés permettent de calculer
l’angle critique δ e′ ( P′′ ) correspondant à la condition limite de
stabilité dans le cas le plus contraignant (par exemple, court-circuit
franc proche du groupe de production). On peut en déduire le temps
maximal d’élimination du défaut en intégrant l’équation dynamique
de la machine (25) puisqu’on dispose alors de δ e′ ( P′ ), δ e′ ( P′′ ) et
P m et P ′ e .
Si l’on excède ce temps limite, on perdra le synchronisme comme
l’illustre la figure 13.
6.3.2 Quelques facteurs d’influence
et moyens d’action
L’expression de la puissance maximale [d’après la relation (24)] :
Er V
P e′ = 3 ------------X′
m e t e n é v i d e n c e l ’ i n fl u e n c e d e l a r é a c t a n c e t o t a l e
X ′ = X d′ + X t + X sur la stabilité transitoire de la machine.
Le terme Er montre l’intérêt de la surexcitation de la machine
lors d’un défaut. Toutefois la surexcitation est limitée à une valeur
maximale (en général inférieure à deux fois la valeur nominale).
Par ailleurs, les raisonnements précédents illustrent la nécessité
d’agir sur P m lors des grandes perturbations. En effet, une diminution
rapide de P m permet de diminuer l’aire S 1 ou d’augmenter l’aire
maximale de S 2 , donc d’améliorer la limite de stabilité transitoire
(figure 12). La fermeture des organes d’admission du fluide moteur
est obtenue par l’action du régulateur de vitesse de la machine.
Toutefois la fermeture rapide des soupapes (0,2 à 0,3 s dans le cas
des groupes thermiques) reste relativement lente vis-à-vis de
certains phénomènes qui peuvent affecter le réseau. En particulier,
dans le cas des courts-circuits, c’est le temps d’élimination des
défauts par les disjoncteurs qui sera déterminant pour le maintien
de la stabilité transitoire.
La limite de stabilité transitoire dépend donc de différents
paramètres :
— les caractéristiques du groupe (caractéristiques électriques de
l’alternateur, temps de lancer, réponse de l’ensemble système
d’excitation et régulation de tension et réponse de la régulation de
vitesse...) ;
— les impédances de liaison entre les machines ;
— le type et la durée des défauts ;
— l’état initial des machines (par exemple l’absorption de puissance réactive est un facteur défavorable) ;
— le plan de tension du réseau.
6.4 Méthodes de simulation numérique
Les méthodes d’analyse simplifiées exposées précédemment
s’avèrent inadéquates pour traiter les situations réelles (réseaux
multimachines complexes...) avec la précision souhaitée. On utilise
donc des modèles de simulation numérique.
■ En règle générale, on part de l’ensemble des équations différentielles et algébriques qui régissent le fonctionnement dynamique de
l’ensemble du réseau étudié. Le système obtenu peut comporter
plusieurs dizaines de milliers d’équations dans le cas des grands
réseaux.
Figure 13 – Perte de synchronisme de la zone M
suite à un défaut de jeux de barres éliminé tardivement
Pour l’étude de la stabilité statique, on linéarise ces équations
autour du point de fonctionnement considéré. Puis, on peut poursuivre la modélisation dans le domaine fréquentiel (transformée de
Laplace) ou dans le domaine temporel (résolution pas à pas du
système linéarisé).
Pour l’étude de la stabilité transitoire, il convient de résoudre un
grand système algébro-différentiel non linéaire. On résout ce système en discrétisant les équations et en résolvant pas à pas dans
le domaine temporel. Les pas de temps sont de l’ordre de 5 ms et
la plage de temps simulée est de l’ordre de la dizaine de secondes.
■ De nouveaux outils, comme le logiciel EUROSTAG utilisé dans
plusieurs pays européens, tirent parti des progrès récents dans le
domaine des méthodes mathématiques d’intégration à pas variable
pour simuler à la fois les phénomènes de stabilité et la dynamique
lente des systèmes électriques, tout en réalisant toujours le
compromis optimal entre précision et temps de calcul. On peut ainsi
analyser sur plusieurs heures l’interaction des réglages rapides et
lents ou la succession d’évolutions lentes liées aux variations de
consommation et d’incidents soudains comme les courts-circuits ou
les déclenchements de groupes.
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6.5 Amélioration de la stabilité synchrone
■ Un moyen radical d’améliorer la stabilité consiste à diminuer les
réactances de liaisons, ce qui peut être obtenu par :
— la multiplication du nombre de lignes en parallèle ;
— un maillage plus poussé du réseau ;
— l’adjonction de condensateurs en série (pour faire diminuer la
réactance globale de l’ouvrage).
Ces procédés sont coûteux et présentent l’inconvénient d’augmenter les puissances de court-circuit.
■ Une mesure plus économique d’amélioration efficace de la stabilité statique peut être obtenue par les régulateurs de tension.
Un simple régulateur proportionnel permet d’exploiter un alternateur avec un angle interne de 90o, ce qui correspond pratiquement
à un fonctionnement stable pour tous régimes sur une ligne de réactance réduite égale à 50 %.
Nota : on rappelle que la réactance réduite x (en %) d’une ligne est liée à sa réactance
réelle X, à sa tension nominale Un et à la puissance nominale de l’alternateur Sn par la
formule :
Sn
- 100
x = X --------2
Un
Des régulateurs plus perfectionnés, comportant des boucles supplémentaires de régulation utilisant d’autres variables que la tension,
permettent de stabiliser les groupes jusqu’à des fonctionnements
sur des lignes de réactance de 100 %.
En France, la plupart des groupes nucléaires sont équipés d’un
régulateur de tension, dit régulateur à 4 boucles, utilisant comme
signal d’entrée la tension, la puissance électrique, la puissance
mécanique et la vitesse [7].
■ En ce qui concerne la stabilité transitoire, on obtient des améliorations sensibles par augmentation de la rapidité d’élimination des
défauts grâce à l’utilisation de protections et disjoncteurs très performants. Des résultats positifs sont également obtenus par une
meilleure adaptation de la réaction des régulateurs de vitesse à ces
situations (commande de la fermeture rapide des soupapes par des
critères d’accélération et de vitesse). Les deux moyens que l’on vient
de mentionner doivent évidemment être utilisés simultanément.
C’est ainsi que, globalement, on arrive à évacuer un site de production de 5 200 MW avec deux lignes à 400 kV, chacune
composée de deux circuits de 250 km, tout en ayant l’assurance de
garder la stabilité en cas de défaut triphasé sur un des ternes suivi
de l’ouverture de ce circuit.
Sur certains réseaux de topologie particulière d’Amérique du
Nord présentant des problèmes de stabilité inhabituels, d’autres
moyens de stabilisation sont utilisés, par exemple des résistances
de freinage assurant la consommation de la puissance électrique
fournie par l’alternateur lors de courts-circuits, et qui ne peut plus
être évacuée par la ligne en défaut.
7. Fonctionnement
en régime très perturbé
Les réseaux de transport d’électricité des pays industrialisés sont
dimensionnés pour transporter dans de bonnes conditions de
sécurité, c’est-à-dire en tenant compte des aléas les plus fréquents,
l’énergie électrique depuis les centres de production jusqu’aux
points de répartition locale (postes sources) où elle est alors prise
en charge par les réseaux de distribution.
Toutefois, le système électrique, si bien conçu soit-il, n’est pas
exempt de catastrophes caractérisées par un effondrement rapide
des fonctions production et transport, et donc par un arrêt total et
souvent prolongé de la fourniture d’électricité sur une grande partie
du territoire qu’il alimente.
D 4 090 − 20
Les explications physiques de ces effondrements seront développées au paragraphe 7.2. Signalons dès maintenant qu’ils sont la
rançon de deux caractéristiques importantes de ces réseaux :
d’abord le non-stockage de l’énergie (ce qui est produit doit être
immédiatement transporté et consommé), ensuite les fortes interactions dynamiques (§ 1) entre les différentes zones du réseau.
Le non-stockage de l’énergie a pour conséquence de provoquer
des régimes évolutifs toutes les fois qu’un événement rompt l’équilibre entre production et demande ; selon le cas, il peut en résulter
des variations de tension et/ou de fréquence, voire même des
instabilités. Ces phénomènes peuvent se propager entre zones et
devenir irréversibles.
7.1 Maîtriser les incidents banals :
le plan de protection
Les protections contre les courts-circuits et les défauts d’isolement
jouent un rôle essentiel dans le contrôle-commande d’un réseau de
transport d’énergie électrique. Elles permettent d’isoler très rapidement de ce réseau un ouvrage affecté par un défaut. En effet, il
convient de minimiser les effets sur le système électrique (risques
d’instabilité, etc.), ainsi que les contraintes sur le fonctionnement des
machines (notamment des groupes turboalternateurs) et les
contraintes de tenue du matériel qui est le siège du défaut.
Les systèmes de protection contre les courts-circuits et les défauts
d’isolement des différents ouvrages du réseau (lignes, transformateurs, jeux de barres...) ne sont pas totalement indépendants les
uns des autres. En effet, d’une part, les protections d’un ouvrage
donné peuvent être sensibles à un défaut survenant sur un autre
ouvrage (risque de déclenchement intempestif) et, d’autre part, on
met à profit cette sensibilité aux défauts extérieurs pour assurer l’élimination des défauts dans certains cas de défaillance des protections
les plus proches (secours éloigné). Il y a donc lieu de réaliser une
coordination entre les protections des différents ouvrages du réseau.
Les plans de protection sont le résultat de cette coordination.
Ils précisent les types de protections à utiliser pour chaque type
d’ouvrage avec leurs interactions éventuelles, le traitement des
défaillances (secours local et éloigné) et les performances de
l’ensemble du système (dans ce traité, articles Protection des réseaux
[D 4 800] [D 4 810] [D 4 815] [D 4 820]).
7.2 Mécanismes des grands incidents
7.2.1 Généralités
Les systèmes électriques sont planifiés, construits et exploités de
telle sorte que la clientèle ne subisse pas, dans certaines limites,
les conséquences des aléas qui peuvent les affecter.
■ En particulier, dans le domaine des incidents sur les lignes de
transport, les groupes de production, les postes d’interconnexion,
ceux considérés comme les plus fréquents ne doivent pas entraîner
de perturbations pour le client. De là découlent un certain nombre de
règles pour le planificateur et ensuite pour l’exploitant. L’une d’elles,
bien connue, est celle dite règle du n – 1 (dans ce traité, article
Réseaux de transport et d’interconnexion de l’énergie électrique.
Développement et planification [D 4 070]) ; traduite de façon simple,
cette règle prévoit que le système électrique reste viable après la
perte d’un de ses éléments, par exemple la perte prolongée d’une
ligne à 400 kV après un court-circuit.
■ Au-delà de ces événements élémentaires, il peut survenir des
situations plus complexes résultant d’incidents multiples très
proches dans le temps, voire simultanés, associés ou non à des
défaillances des systèmes de protection ou de régulation. La probabilité d’occurrence de ces situations complexes est bien sûr très
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faible, mais il convient de prendre les dispositions pour éviter, dans
de tels cas extrêmes, l’incident généralisé à une grande partie du
système électrique ou même à sa totalité. L’exploitant a, à sa disposition, des actions de sauvegarde (§ 7.3), gestes ultimes pour tenter
de ramener le système vers une situation normale. En dernier ressort, un certain nombre d’actions automatiques doivent limiter la
propagation d’un incident grave en dehors de la zone où il a pris
naissance et garder alimentés le plus grand nombre de clients possible. L’ensemble de ces actions automatiques constitue ce qu’il est
convenu d’appeler les plans de défense (§ 7.3).
Par ailleurs, si l’on suppose que les lignes déclenchées en cascade
ont isolé une zone fortement importatrice du reste du système électrique, celui-ci se retrouve brusquement en déficit de puissance et
peut subir de ce fait une baisse de fréquence qui pourrait entraîner
le fonctionnement automatique des automates de délestage de la
clientèle au niveau des postes sources HTB/HTA ou, plus probablement, l’apparition d’un des autres phénomènes décrits ci-après.
■ Pour être complet, il faut mentionner ici les dispositions prévues
dans le cas où l’incident majeur n’a pu être évité. Ces dispositions
rassemblent essentiellement les procédures à utiliser pour la reconstitution du réseau pour aboutir à la reprise de service de la
clientèle (§ 7.4). Ces procédures concernent les renvois de tension
vers les auxiliaires des tranches thermiques non îlotées et l’utilisation
des groupes hydrauliques et des tranches thermiques, îlotées ou
redémarrées.
On a vu au paragraphe 3.1 qu’indépendamment de l’aspect évident lié à la qualité du service vue par le client, la valeur de la tension
en tout point du système électrique doit rester dans une certaine
plage afin de permettre le fonctionnement correct de tous ses
composants. Un système électrique peut très bien se trouver, sur
le plan de ses moyens de production de puissance active, capable
de faire face, à un instant donné, à la consommation de ses clients
alors qu’une de ses zones connaît un problème grave de tenue de
la tension par manque de puissance réactive locale.
La dégradation d’un plan de tension d’une zone peut provenir principalement, en dehors d’un problème sur l’ensemble du système,
d’une perte de ligne entraînant une augmentation des transits dans
les lignes restantes, d’un déficit de production de puissance active
ou réactive qu’il n’est pas possible de compenser dans la zone
elle-même.
Il est bon d’insister sur un point important qui peut être résumé
comme suit : quels que soient la robustesse et les niveaux des
investissements consacrés à la constitution d’un système électrique, l’électricien ne pourra jamais garantir que ce système est
à l’abri des grands incidents et l’exploitant devra disposer d’équipements dont les ultimes actions automatiques ont pour but de
minimiser les conséquences sur la clientèle soit au niveau du
nombre de clients concernés, soit au niveau de la durée d’interruption (en facilitant la reprise de service). L’exploitant devra également être prêt à assurer efficacement et avec la meilleure
sécurité possible cette phase de reprise de service.
7.2.2 Divers types de fonctionnement
d’un système électrique en régime très perturbé
Les incidents uniques ou multiples, simples ou complexes,
conduisent le système électrique à des situations caractérisées par
des phénomènes électriques de natures différentes. On peut identifier quelques fonctionnements types bien que, dans la réalité, ils
puissent se succéder ou se superposer lors des évolutions observées
tout au long d’un même incident :
— surcharges des lignes et effet des reports en cascade ;
— dégradation de la tension dans une zone plus ou moins vaste ;
— dégradation de la fréquence ;
— instabilité due à l’éloignement électrique des zones électriques
entre elles ;
— phénomènes de rupture de synchronisme.
Bien sûr, les dispositions prévues ou les remèdes mis en œuvre
dans chacun de ces cas sont différents dans les principes retenus.
7.2.2.1 Surcharges des lignes et effet des reports en cascade
La répartition des transits de puissance entre les différentes lignes
constitutives d’un réseau électrique est bien sûr modifiée lors de la
perte d’un ou de plusieurs de ses éléments. Il peut en résulter des
dépassements des seuils admissibles sur les ouvrages en service
et conduire, à plus ou moins court terme, à des déclenchements supplémentaires si aucune action n’est entreprise dans l’intervalle de
temps laissé disponible par les protections de surcharge, allant de
20 minutes à quelques dizaines de secondes suivant les seuils
atteints.
En fonction de la gravité des phénomènes, on conçoit donc que
l’incident initial puisse engendrer des déclenchements successifs
par les protections de surcharge. Il est alors fort probable que ces
reports en chaîne conduisent également à des tensions basses qui
vont contraindre davantage les machines tournantes raccordées
dans cette zone, voire entraîner leur déclenchement.
7.2.2.2 Dégradation de la tension
dans une zone plus ou moins vaste
L’augmentation rapide des pertes réactives dans les lignes lorsque
les puissances transitées croissent est un élément aggravant.
Les régleurs en charge des transformateurs 225 kV/HTB et
HTB/HTA peuvent alors, comme nous allons l’illustrer ci-après, provoquer une instabilité de tension qui va conduire à une situation
d’écroulement (nous ne définirons pas plus précisément cette notion
d’instabilité qui fait encore l’objet de discussions au plan international).
Considérons le cas simple illustré par la figure 14a. La charge
purement résistive R est alimentée à travers une ligne de transport
que nous supposerons être une réactance série X. Le module de la
tension |V 1| est maintenu constant (par un alternateur puissant par
exemple). Nous allons montrer la relation qui existe entre la puissance active P fournie à la charge et la tension |V 2| à ses bornes.
Nous avons :
2
2
2 V1–V2
P 2 = V 2 I 2 = V 2 ---------------------X2
V2
2
2
P = -------- V 1 – V 2
X
soit
On a également :
R
V 2 = V 1 -------------------------R2 + X2
Ces deux équations sont illustrées par les figures 14b et c. On
retrouve le fait que la puissance fournie à la charge ne peut dépasser
une valeur maximale.
On voit qu’au point C dit point critique, on a :
2
2
V 1 – 2V 2
∂P
------------ = ------------------------------ = 0
∂V 2
2
2
X V1–V2
Ce point correspond à la tension critique V 2 = V 1 / 2 .
D’après la figure 14b, il pourrait sembler possible d’avoir deux
états de fonctionnement M et M ′ pour une valeur donnée de la puissance P appelée par la charge (du moins tant que P est inférieure
2
à V 1 /2X ). En fait le point M ′ n’est pas stable. En effet, la charge R
est en réalité alimentée à travers un transformateur muni d’un
régleur en charge. Si la tension baisse, pour quelque raison que ce
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Figure 14 – Point critique dans le cas de l’alimentation d’une charge
purement résistive
soit (en particulier du fait de l’appel d’une puissance supplémentaire,
c’est-à-dire d’une légère diminution de R ), le régleur va provoquer
des changements de prises de façon à remonter la tension aux bornes de la charge. Cette action va augmenter le courant dans la ligne,
y accroître la chute de tension et donc faire diminuer V 2 . On note
que, pour M′, cela correspond à une diminution de la puissance fournie (c’est-à-dire l’inverse du but recherché). Le régleur en charge va
donc passer l’ensemble des prises jusqu’à être en butée. La puissance appelée par la charge ne peut plus être acheminée, et l’augmentation des pertes conduit à l’écroulement de tension, qui n’est
plus tenue (figure 14b ).
Il est donc nécessaire de maintenir la tension en tout point du
réseau au-dessus de sa valeur critique. Il faut également veiller à
se tenir suffisamment éloigné de cette valeur pour faire face aux
accroissements de demande de puissance et aux incidents de
réseaux (pertes de lignes ou de groupes).
En effet, une cascade d’événements peut conduire à un processus
de dégradation de la tension qui ne pourra être enrayé que par des
actions spécifiques (blocage des régleurs ou délestage). Ainsi, la
figure 15 illustre un incident qui s’est produit dans l’Ouest de la
France le 12 janvier 1987 : la succession rapprochée de déclenchements de groupes de production a entraîné un appel de puissance
réactive sur les groupes restants, dont certains se sont trouvés en
butée d’excitation. La tension à leurs bornes n’était donc plus tenue,
ce qui a diminué la puissance transmissible sur les lignes, augmenté
les pertes etc. Dans ce type de cas, il peut être nécessaire de recourir
à un délestage judicieusement placé et dosé de clientèle qui permet
de revenir à une situation viable.
Figure 15 – Chronologie de l’incident du 12 janvier 1987 :
évolution des tensions aux postes à 400 kV
importantes de fréquence affectant l’ensemble du système européen interconnecté est plus improbable que par le passé, bien
qu’elle ne soit pas à exclure totalement.
C’est sur des portions plus réduites du système (une région, voire
un pays entier), isolé par suite d’un incident préalable, que le risque
de baisse de fréquence est toutefois le plus élevé. Cette situation
est susceptible d’être rencontrée lors d’incidents où surviennent des
cascades de déclenchements ; l’incident ayant affecté l’Italie en
mai 1989 en est un exemple récent, où, suite à la perte d’une ligne
double entre l’Italie et la France, toutes les lignes interconnectant
l’Italie à ses voisins ont déclenché. Les surcharges de lignes et les
reports en cascade, décrits au paragraphe 7.2.2.1, ont ainsi créé les
conditions d’une dégradation brutale de la fréquence.
7.2.2.4 Pertes de synchronisme
7.2.2.3 Dégradation de la fréquence
Un manque de production exceptionnellement important entraîne
une baisse de fréquence. Celle-ci peut atteindre des valeurs à partir
desquelles les automates de délestage, déjà évoqués au paragraphe
4.2.2, dans les postes sources (HTB/HTA) coupent l’alimentation
électrique de la clientèle.
Contrairement au cas de systèmes électriques de dimensions
plus réduites, qui peuvent rencontrer ce type de problème en cas
d’aléa simple sur le parc de production, l’hypothèse de baisses
D 4 090 − 22
Il s’agit des phénomènes d’instabilité due à l’éloignement
électrique des zones électriques entre elles et des phénomènes de
rupture de synchronisme qui ont déjà été décrits au paragraphe 6.
Ce type de situation peut apparaître après des reports de charge
en cascade et des déclenchements successifs de lignes, et,
inversement, des pertes de synchronisme entre des sites puissants
peuvent entraîner des variations importantes de transit et des
régimes de tension très perturbés.
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___________________________________________________________________________________________ RÉSEAUX DE TRANSPORT ET D’INTERCONNEXION
7.3 Protection du système
7.4 Reprise de service
Les quatre modes de fonctionnement électrique que nous venons
d’examiner, propres aux réactions d’un système productiontransport-consommation devant des incidents plus ou moins
complexes, peuvent évidemment, comme il a déjà été dit, coexister
ou se succéder.
Les équipements déterminants dans la sûreté de fonctionnement
du système électrique dans ces situations et les parades manuelles
ou automatiques pour y faire face sont spécifiques de chacune
d’elles. Notons que le paramètre le plus important est la vitesse
d’évolution des phénomènes et, par conséquent, le temps disponible pour l’opérateur ou les automates pour réaliser les actions
salvatrices.
Si le plan de défense échoue, l’état du système électrique est caractérisé par un manque de tension très profond (la clientèle prioritaire
peut être affectée) géographiquement très étendu (tout le système
peut être affecté, voire les réseaux voisins) et, éventuellement, par
un découpage en sous-réseaux (îlotage de régions). Dans cet état,
les conditions de fonctionnement au sein du réseau ou des
sous-réseaux sont, au mieux, très précaires.
Le processus qui permet de reprendre le service et de revenir à
un état viable est en général très long, et délicat. Il peut durer plusieurs heures, voire quelques jours, avant que toute la clientèle soit
réalimentée. L’ensemble des actions prévues pour reprendre le service après un incident majeur constitue le plan de reconstitution
du réseau. Les phases les plus délicates de ce plan sont :
— la réalimentation des auxiliaires des centrales à partir des unités
disponibles, qui peuvent être très éloignées (on peut alors rencontrer
des phénomènes très dangereux pour les matériels, comme les
ferrorésonances) ;
— le recouplage des unités de production sur des sous-réseaux
souvent de très faible puissance et qui n’offrent donc qu’un lien
synchronisant fragile ;
— la resynchronisation des sous-réseaux ;
— la réalimentation progressive des charges.
■ Actions de sauvegarde
Lorsque des seuils physiques liés aux lois de l’électrotechnique
sont atteints ou sur le point de l’être (transits excessifs, tension
basse...), l’objectif du personnel de conduite est d’éviter une dégradation vitale du système électrique et de limiter le risque de son
effondrement.
Ces actions pourront être, par exemple, le blocage par télécommande des régleurs en charge des transformateurs ou des délestages. Ces mesures préventives dégradent évidemment la qualité
du service à la clientèle, mais évitent l’effondrement général.
■ Plans de défense
Les plans de défense ont pour objet :
— de détecter les défauts majeurs susceptibles de mettre en cause
l’intégrité du système production-transport (pertes de synchronisme
notamment) ;
— de confiner rapidement ces défauts pour éviter leur propagation éventuelle à l’ensemble du système ;
— de maintenir l’équilibre entre production et demande dans les
zones qui vont rester connexes après fonctionnement des protections, de façon à éviter l’effondrement du système à l’intérieur de
ces zones ;
— de maintenir les moyens de production dans un état qui leur
permettra de réalimenter les charges aussi rapidement que possible
si la gravité de la perturbation oblige à les isoler temporairement
du réseau.
Le plan de défense français actuel comporte :
— un dispositif de séparation des zones ayant perdu le synchronisme, basé sur la détection de battements de tension anormaux ;
— des moyens de délestage automatique afin de rétablir rapidement l’équilibre production-consommation dans les autres zones ;
— l’îlotage des groupes de production sur leurs auxiliaires
ordonné lors du franchissement de certains seuils de tension et de
fréquence de manière à préparer la reprise de service.
8. Conclusion
Les systèmes électriques sont d’énormes ensembles dont le
fonctionnement est très complexe, du fait en particulier :
— de leur étendue géographique (l’ensemble de l’Europe de
l’Ouest aujourd’hui par exemple, avec des projets d’extension vers
l’Europe centrale et l’Afrique du Nord) ;
— des nombreuses interactions entre les composants sur une
large plage de constantes de temps (de la microseconde à l’heure) ;
— d’un développement et d’une exploitation qui sont faits par
des acteurs différents (les diverses compagnies électriques dont le
réseau fait partie du même ensemble interconnecté).
L’homme de la rue trouve le fonctionnement du système électrique
tout naturel ; en fait, il repose sur des équilibres et des régulations
complexes que le planificateur et l’exploitant doivent sans cesse
améliorer et surveiller.
Les grands réseaux s’apparentent par bien des aspects à des êtres
vivants. Des accidents de santé peuvent les affecter. La plupart sont
sans gravité, juste un peu gênants et coûteux. Parfois, la situation
devient plus critique, et peut conduire à un coma prolongé. L’exploitant est tel un médecin. Il dispose de nombreux remèdes préventifs
et curatifs. Mais il doit, pour les utiliser, pouvoir porter des diagnostics sûrs, qu’il arrive à faire grâce à son expérience et à tous les outils
d’études à sa disposition.
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