Dédicace
Dédicace Je dédie ce projet de Fin d’étude à Ma mère, source de tendresse et d’amour et pour son soutien tout au long de ma vie scolaire. Mon père, qui m’a toujours soutenu avec amour et volonté, et qui a fait tout le possible pour m’aider. A mes frères pour leur encouragement et leur bonté. Ma chère grande famille. Mes chers ami(e)s, et enseignants. Tous qui ont collaboré de près ou de loin à l’élaboration de ce travail. Que Dieu leur accorde santé et prospérité
Gourma Anass
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Dédicace
Dédicace
Je dédiée ce travail à Ma Mère, A mon Père Mohamed A mon oncle El houssine , A mes frères : Mourad , younes A ma Sœur, A Hicham, Taha, et Brahim Tachtab Et à tous mes Amis
Abdelhakim Aghazzaf
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Remerciement
Remerciement
C’est avec un réel plaisir que nous exprimons ici nos reconnaissances à tous ceux qui ont contribué de près ou de loin à l’élaboration de ce travail. Nous remercions tout d’abord, sans fin, notre Dieu Allah pour ses innombrables bienfaits. Nous adressons les sincères remerciements à notre encadrant de projet de fin d’études M.BELFQIH pour ses conseils précieux, son soutien et sa disponibilité. Nous tenons à remercier, notre encadrant à l’ONEE, M.BELAGUID chef du Service Réalisation DTC, qui s'est toujours montré coopératif et prévenant par ses conseils et recommandations pour contribuer à la bonne marche de ce projet de fin d’études. Nous sommes également sensibles à l’honneur que nous a fait M. MOURCHID pour l’appui qu’il nous a apporté durant notre séjour à l’ONEE. Nos remerciements à toute l’équipe de l’ONEE, Direction Transport de Casablanca pour leur accueil, leur conseil et leur écoute. Nous adressons nos vives salutations à la Direction de l’ENSEM et à tous le corps professoral, pour les efforts déployées pour nous assurer la bonne formation. Enfin, nous exprimons notre profonde gratitude à nos amis ainsi qu’à nos familles qui nous ont toujours soutenus.
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Résumé
Résumé Cette étude, menée au sein de l’office nationale d’électricité et d’eau potable(branche électricité) a pour objectif d’étudier le réseau de transport 225kV de la région de Casablanca et d’élaborer une analyse paramétrique afin de résoudre les problèmes qui se manifestent dans le réseau lors du transport d’énergie électrique à savoir : les chutes de tension, les cascades en surcharges et le non-respect de la règle de sécurité .Une étude de la solution envisagée a été élaborer pour répondre aux exigences du cahier de charge. Cette étude s’articule autour de quatre axes : le premier est une description du réseau objet d’étude et du cahier de charge, le second est une simulation du réseau étudié dans le logiciel POWERWORLD et la vérification de ces résultats avec la méthode analytique, le troisième est une analyse paramétrique des résultats de simulation obtenue et le dernier chapitre traite les solutions proposées.
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Abstract
Abstract The primary aim of this study, which took place in ONEE (Electrical Branch) is the study of the 225 kV transmission of Casablanca region and the development of a parametric analysis which targets the recurrent problems of the network in case of electric power transmission , such as : voltage drops , waterfalls loads and non-compliance with the security rule. A study of the proposed solution has been developed to meet the specifications.
This study focuses on four areas: the first is a description of the network, object of study and the specifications, the second is a simulation of the system studied in POWERWORLD software along with verification of these results using the analytical method, the third is a parametric analysis of the simulation results obtained, the fourth containing some proposed solutions to the problem at hand.
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ملخص
ملخص
ان الهدف الرئيسي من هده الدراسة التي اجريناها بالمكتب الوطني للكهرباء والماء الصالح للشرب هو دراسة خط النقل 222كيلو فولط لجهة الدار البيضاء الكبرى وانجاز تحليل بارامتري لحل المشاكل الموجودة في خط نقل الطاقة الكهربائية كهبوط ضغط الكهرباء وتتالي زيادة الضغط وعدم توافق قاعدة السالمة ,و لقد قمنا بدراسة حل متوافق مع دفتر التحمالت
تتمحور هده الدراسة حول اربعة فصول حيت ان الهدف من المحور االول هو التعريف بالخط الدي يجب دراسته اهتم المحور الثاني بمحاكاة هدا الخط في برنامج والتأكد من مطابقة هده النتائج للطريقة التحليلية ,ثم يتطرق الفصل الثالث بدراسة بارامترية لنتائج المحاكاة واخيرا الهدف من الفصل الرابع هو ايجاد حل للمشاكل
الموجودة في خط النقل
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Liste des abréviations
Liste des abréviations
PERG
Programme d’Electrification Rurale Global
EM
Elecras Marroquis
PNER
Programme National d’Electrification Rurale
DTC
Direction Transport Centre Casablanca
THT
Très Haute Tension
HT
Haute Tension
MT
Moyen Tension
BT
Basse Tension
MALT
Mise à la Terre
PF
Power Flow
OPF
Optimal Power Flow
FACTS
Système de Transmission à Courant Alternatif
TCSC
Compensateur Série contrôlé par thyristor
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Liste des figures
Liste des figures
Figure 1: Organigramme de l'O.N.E.E ..................................................................................... 24 Figure 2 : Organisation de la Direction Centrale Transport ..................................................... 25 Figure 3 : Organigramme de la DTC ....................................................................................... 26 Figure 4 : Organigramme de la Division Technique Transport ............................................... 26 Figure 5 : Localisation de la DTC à Ain Sbai .......................................................................... 27 Figure 6 : Cycle d'énergie électrique ........................................................................................ 29 Figure 7 : Localisation de la région de Casablanca .................................................................. 31 Figure 8:Localisation des centrales de production ................................................................... 32 Figure 9 : Schéma d'un poste de transformation ...................................................................... 33 Figure 10 : Schéma globale du réseau 225 kV de la région de Casablanca ............................. 34 Figure 11: Interface simulée du réseau 225 KV sous POWERWORLD ................................. 42 Figure 12 : Schéma du réseau Test ........................................................................................... 50 Figure 13 : Schéma du réseau Test dans POWERWORLD ..................................................... 55 Figure 14: Résultat obtenue par POWERWORLD du réseau Test .......................................... 56 Figure 15: Résultat obtenue sous le programme Matlab .......................................................... 57 Figure 16 : Résultat obtenu par le programme Matlab pour le réseau étudié .......................... 58 Figure 17: Stabilité des réseaux électriques ............................................................................. 65 Figure 18 : Chute de tension dans la région de Casablanca ..................................................... 68 Figure 19 : Puissance transitée dans les lignes ......................................................................... 68 Figure 20: Vérification de la règle de sécurité avec POWERWORLD ................................... 70 Figure 21: Simulation du Blackout .......................................................................................... 71 Figure 22: Application de la fonction contouring dans POWERWORLD .............................. 72 Figure 23 : Compensation du Bus SIDI BOUGUEDRA ......................................................... 74 Figure 24 : Résultats obtenus après la compensation du Bus SIDI BOUGUEDRA ................ 75 Figure 25 : Compensation du bus SIDI BENNOUR................................................................ 75 Figure 26 : Compensation du bus GHANEM .......................................................................... 76 Figure 27: Compensation du bus LAAWAMAR ..................................................................... 76 Figure 28 : Compensation du bus CHICKER .......................................................................... 77 Figure 29 : Compensation du bus CHICHAOUA .................................................................... 77 Figure 30 : Montage gradateur du FACTS ............................................................................... 80 Figure 31: Montage convertisseur de courant FACTS............................................................. 80 Figure 32 : Montage convertisseur de tension FACTS ............................................................ 81 Figure 33 : FACTS parallèle .................................................................................................... 83 Figure 34 : FACTS série TCSR ............................................................................................... 84
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Liste des figures
Figure 35: FACTS série TCSC ................................................................................................ 84 Figure 36 : FACTS hybride UPFC ........................................................................................... 85 Figure 37: Modèle du TCSC .................................................................................................... 86 Figure 38: Caractéristique non linéaire du TCSC .................................................................... 87 Figure 39 : Source de tension équivalente du TCSC ............................................................... 88 Figure 40 : Source de courant équivalente du TCSC ............................................................... 88 Figure 41: Le courant à injecter en fonction de l'admittance du TCSC ................................... 89 Figure 42 : Zone critique du réseau 225 kV dans PSAT .......................................................... 89 Figure 43 : Schéma du TCSC dans PSAT................................................................................ 90 Figure 44: tension bus CHICHAOUA avant correction .......................................................... 90 Figure 45: tension Bus CHICHAOUA après correction .......................................................... 90 Figure 46 : Tension bus GHANEM avant et après FACTS ..................................................... 91 Figure 47 : Tension bus SIDI BENNOUR avant et après FACTS .......................................... 91 Figure 48 : Courbe PV avant et après implantation du FACTS ............................................... 92 Figure 49 : Courbe QV avant et après insertion du TCSC ....................................................... 93 Figure 50 : Réseau de Casablanca corrigé................................................................................ 95 Figure 51: Tension des bus après correction ............................................................................ 96 Figure 52 : Graphe de puissance transitée dans les lignes du réseau corrigé ........................... 98 Figure 53 : Test de la règle de sécurité du réseau corrigée ...................................................... 99 Figure 54 : Bilan des pertes du réseau corrigé ....................................................................... 100
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Liste des tableaux
Liste des tableaux Tableau 1:Fiche signalétique de l'O.N.E.E .............................................................................. 20 Tableau 2 : Puissance totale installée du parc de production de l'O.N.E.E .............................. 21 Tableau 3: La production totale de l'énergie électrique en 2011 par l'O.N.E.E ....................... 21 Tableau 4: Solde d'échange d'énergie électrique en 2011 ........................................................ 21 Tableau 5 : Nombre de transfo et puissance installée en 2010 ................................................ 22 Tableau 6 : Longueur des lignes de transport en 2010 ............................................................. 22 Tableau 7 : Longueur des lignes de distribution (2009/2010) ................................................. 23 Tableau 8 : Puissance des centrales de production .................................................................. 37 Tableau 9 : Caractéristique des lignes de la région de Casablanca .......................................... 38 Tableau 10 : Charge 225 KV.................................................................................................... 38 Tableau 11 : Charge 60 kV ...................................................................................................... 39 Tableau 12 : Charge hors zone ................................................................................................. 39 Tableau 13 : Variable connue en fonction des nœuds .............................................................. 41 Tableau 14 : Tension et angle dans chaque bus du réseau de Casablanca ............................... 43 Tableau 15 : Puissance transitée dans les lignes en pourcentage ............................................. 44 Tableau 16 : Puissance perdu dans les lignes ........................................................................... 45 Tableau 17 : Donnée du réseau Test ........................................................................................ 50 Tableau 18 : Paramètre des lignes du réseau Test .................................................................... 50 Tableau 19 : Niveau de tension admissible .............................................................................. 63 Tableau 20 : Intensité des lignes proche de l'intensité maximale transmissible ...................... 69 Tableau 21 : Avantage technique des dispositifs FACTS ........................................................ 85 Tableau 22:Tension du réseau après correction ....................................................................... 96 Tableau 23: Puissance transitée dans les lignes du réseau corrigée ......................................... 97
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Table des matières
Table des matières Dédicace ..................................................................................................................................... 2 Dédicace ..................................................................................................................................... 3 Remerciement............................................................................................................................. 4 Résumé ....................................................................................................................................... 5 Abstract ...................................................................................................................................... 6 ملخص......................................................................................................................................................7 Liste des abréviations ................................................................................................................. 8 Liste des figures ......................................................................................................................... 9 Liste des tableaux ..................................................................................................................... 11 Table des matières .................................................................................................................... 12 Les mots clés ............................................................................................................................ 15 Introduction générale................................................................................................................ 16 Chapitre 1 : Présentation du réseau 225 kV de Casablanca ..................................................... 17 1.1.
Présentation de l’organisme d’accueil........................................................................... 18
1.1.1.
Historique ............................................................................................................... 19
1.1.2.
Fiche signalétique de l’O.N.E.E (Branche Electricité) .......................................... 20
1.1.3.
Mission de l’O.N.E.E (Branche Electricité) .......................................................... 20
1.1.4.
Domaine d’activité de l’O.N.E.E (Branche Electricité)......................................... 20
1.1.5.
Organisation de l’ONEE (Branche Electricité) ...................................................... 23
1.1.6.
Organisation de la Direction Centrale Transport ................................................... 25
1.1.7.
Présentation de la Direction Transport Région Centre-Casablanca
1.1.8.
Organigramme de la DTC ...................................................................................... 26
1.1.9.
Division Technique Transport ............................................................................... 26
1.2.
(DTC) : .... 25
Présentation du réseau 225 Kv de Casablanca .............................................................. 28
1.2.1.
Généralités sur les réseaux électriques.................................................................. 28
1.2.2.
Les niveaux de tension de réseaux ......................................................................... 29
1.2.1.
Le réseau de transport THT ................................................................................... 29
1.2.2.
Le réseau de répartition HT ................................................................................... 29
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Table des matières 1.2.3.
Le réseau de distribution MT ................................................................................. 30
1.2.4.
Le réseau de livraison BT ...................................................................................... 30
1.2.5.
Présentation du réseau 225 Kv de la région de Casablanca ................................... 30
1.2.6.
Centrale de production de la région de Casablanca ............................................... 31
1.2.7.
Charge existant dans la région de Casablanca ....................................................... 32
1.2.8.
Poste de transformation 225 kV/60kV/11kV ......................................................... 32
1.2.9.
Le schéma de transport d’énergie électrique de Casablanca.................................. 33
1.3.
Cahier de charge ............................................................................................................ 35
Chapitre 2 :Méthodes de calculs de charge et de répartition de puissance .............................. 36 2.1.
Caractéristiques du réseau objet d’étude ....................................................................... 37
2.1.1.
Puissance des centrales de production ................................................................... 37
2.1.2.
Caractéristique des lignes ...................................................................................... 37
2.1.3.
Charge .................................................................................................................... 38
2.2.
Simulation du réseau 225 KV de Casablanca avec le logiciel POWERWORLD ........ 39
2.2.1.
Module statique du POWER WORLD .................................................................. 40
2.2.2.
Hypothèse de simulation sous POWERWORLD ................................................ 41
2.2.3.
Résultat de simulation ............................................................................................ 42
2.3.
Vérification des résultats avec la méthode analytique .................................................. 46
2.3.1.
Méthodes de résolution des équations d’écoulement de puissance ....................... 46
2.3.2.
Résolution d’un exemple de 3 bus par la Méthode de Newton Raphson ............. 50
2.3.3.
Vérification des résultats obtenues par POWERWORLD ..................................... 55
2.3.4.
Application informatique de la méthode analytique .............................................. 56
2.3.5.
Résultat obtenu par le programme Matlab pour le réseau étudié ........................... 58
Chapitre 3 : Analyse paramétrique du réseau 225 kV de la région de Casablanca .................. 60 3.1.
Critères de fonctionnement, de sécurité d’exploitation et de sauvegarde du système . 61
3.1.1.
Critères de fonctionnement du système ................................................................. 61
3.1.2.
Critère de sécurité du système ............................................................................... 62
3.1.3.
Marges de variation admissible des paramètres de contrôle dans l’exploitation : . 62
3.1.4.
Comportement du système devant les contingences .............................................. 63
3.1.5.
Stabilité des réseaux électriques ............................................................................ 64
3.2.
Analyse des résultats de calcul du réseau de Casablanca.............................................. 67
3.2.1.
Analyse des résultats de niveau de tension ............................................................ 68
3.2.2.
Vérification du dépassement de la charge maximale des lignes ............................ 68
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Table des matières 3.2.3.
Vérification de la règle de sécurité ........................................................................ 69
3.2.4.
Détermination de la zone critique .......................................................................... 71
Chapitre 4 : Solutions proposées pour la sauvegarde du réseau de Casablanca ....................... 73 4.1.
Solution pour l’élimination des chutes de tension ....................................................... 74
4.2.
La solution pour garantir la règle de sécurité N-1 ......................................................... 78
4.2.1.
Montage de base des dispositifs FACTS ............................................................... 79
4.2.2.
Types de FACTS.................................................................................................... 82
4.2.3.
Utilisation du TCSC pour la compensation de l’énergie réactive .......................... 85
4.2.4.
Simulation du réseau en présence du FACTS ........................................................ 89
4.2.5.
Influence du FACTS sur la stabilité du réseau objet d’étude ................................ 92
4.3.
Etude de la vulnérabilité du réseau après correction .................................................... 95
4.3.1.
Vérification des chutes de tension ......................................................................... 95
4.3.2.
Vérification de la cascade en surcharge ................................................................. 97
4.3.3.
Vérification de la règle N-1 ................................................................................... 98
4.3.4.
Impact de la correction sur le plan énergétique ................................................... 100
Conclusion Générale .............................................................................................................. 102 Bibliographie : ........................................................................................................................ 103 Webographie : ........................................................................................................................ 103 Annexes .................................................................................................................................. 104
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Les mots clés
Les mots clés
Black-out
Panne d’électricité qui découle de la perte de stabilité du réseau
Chute de tension
La tension est plus basse en bout de la ligne que son origine lors du transit du puissance
Cascade en surcharge
Succession de mise hors tension des lignes du au mauvaise répartition des charges
Règle de sécurité N-1
Capacité du réseau à secourir la puissance reportée par une ligne lors de déclenchement de cette dernière
Load Flow
Etude du transit de puissance en tout point du réseau
Newton Raphson
Méthode itérative de linéarisation des équations à base du développement en série de Taylor
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Introduction générale
Introduction générale Depuis la création des grands réseaux électriques au 20 ème siècle, de grandes pannes d’électricité (Black-out) phénomènes désastreux se sont produites régulièrement dans le monde. Les conséquences des Black-out sont à la fois économiques et sociales, même de courtes interruptions d’électricité peuvent endommager de façon importante des processus industriels, car la remise en marche de ces processus peut prendre plusieurs heures selon les cas. De longues interruptions arrêtent les systèmes de communication, de transport et de distribution d’énergie électrique ce qui provoque une paralysie instantanée du pays. C’est dans ce sens que l’office nationale d’électricité et de l’eau potable (branche électricité) prend en considération l’impact économique du Black-out sur l’économie nationale et étudie la vulnérabilité du réseau de transport contre les perturbations causant à long ou à court terme ce phénomène à savoir les chutes de tension , les cascades en surcharges. Ainsi l’équilibre entre la consommation et la production doit être géré sans oublier les règles de sécurité pour garantir un fonctionnement stable en cas de pertes d’ouvrages ou de centrales de production.
Face à ses challenges et conscient de la nécessité de devoir améliorer les performances du réseau 225 kV de la région de Casablanca, le service étude et réalisation de la division technique et transport de Casablanca sous la responsabilité de Mr.BELAGUID nous a proposé le présent projet à travers lequel nous devrions mener une étude de vulnérabilité du réseau 225 kV de Casablanca et de proposer des solutions pour corriger ce réseau.
Le contenu est partagé en quatre principaux chapitres : Le premier chapitre : Comprend une description du réseau étudié et la présentation du cahier de charge. Le deuxième chapitre : Est la simulation du réseau, et la vérification de ces résultats par la méthode analytique. Le troisième chapitre : Présente une analyse paramétrique des résultats obtenue. Le quatrième chapitre : Proposition de la solution et vérification des résultats PFE/ENSEM/2013
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Chapitre 1
Chapitre 1 : Présentation du réseau 225 kV de Casablanca
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Chapitre 1 1.1. Présentation de l’organisme d’accueil L’Office National de l’Electricité et d’Eau Potable (O.N.E.E. (Branche Electricité)) est un établissement public à caractère industriel et commercial, placé sous la tutelle du Ministère de l’Energie et des Mines. Doté de la personnalité civile et de l’autonomie financière O.N.E.E a investi depuis sa création dans l’exclusivité de la production et le transport. Il assure également la distribution de l’énergie électrique dans plusieurs provinces du royaume et en milieu rural. Les droits et obligations de l’O.N.E.E sont définis dans un cahier de charge approuvé par le décret du 1974, lequel définit les conditions techniques, administratives et financières relatives et à l’exploitation des ouvrages de production, transport et distribution de l’électricité. En 1963, le nombre de clients directs de l’Office ne dépassait pas les cent mille. L’O.N.E.E fournit aujourd’hui à plus de 4.5 millions de clients, dont 2,4 millions de clients directs. Cette énergie est fournie par 24 usines hydroélectriques totalisant une puissance installée de 1175 MW et de 5 centrales à tribune à gaz et plusieurs centrales diesel totalisant 786 MW et un parc éolien de 50 MW, soit une puissance installée globale de 4516 MW. Au-delà des chiffres, c’est la diversité des défis que l’ONEE qui ont contribuées à la richesse de ce parcours aux étapes multiples. De la marocanisation des cadres à la réalisation d’un réseau de transport interconnecté qui couvre l’ensemble du territoire national, puis l’investissement en moyens de production pour répondre à une croissance soutenue de la demande, ensuite l’ouverture de la production au secteur privé et enfin la généralisation de l’électrification du pays. Aujourd’hui, le réseau national de transport, interconnecté avec l’Europe et les pays du Maghreb, couvre la totalité du territoire national. La consommation nationale de l’électricité dépasse les 21 milliards de KWh et augmente à un rythme moyen de 8 % à 9 % par an. Enfin, le PERG (Programme d’Electrification Rural Global) a permis la généralisation de l’accès à l’Electricité en 2007.
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Chapitre 1 L’ONEE s’attaque désormais, avec la même volonté, à ces nouveaux défis qui sont la compétitivité, l’amélioration du service client, l’ouverture à la concurrence et la construction d’un marché régional. L’ONEE se donne ainsi l’ambition de demeurer l’opérateur national de référence dans son secteur une locomotives de l’économie nationale et partenaire constant de ses clients et de tous les citoyens marocains.
1.1.1. Historique Après l’indépendance, l’Etat a mis fin à la société Energie Electrique du Maroc en 1963, et a pris en main le secteur électrique du pays afin de l’organiser, le soutenir et garantir le service public. L’Office National de l’Electricité a été créé par DAHIR 1-63-226 du 5 Août 1963. Voici les dates qui ont marqué l’histoire de L’O.N.E.E (Branche Electricité) : 1963 Création de l’ONE par l’état Marocain 1971 Fin aux gérances à caractère municipal de la SMD pour les transférer à des régies communales autonomes de distribution. 1975 Création d'une Commission Interministérielle de l'Electrification Rurale et du fonds spécial de l'Office 1978 Lancement du Programme National d'Electrification Rurale (PNER) par les pouvoirs publics, visant à long terme l'électrification globale du royaume 1982 Lancement de la 1ère phase de ce programme se traduit par l'électrification de 287 villages 1994 Fin de la production exclusive et l’ouverture à la production concessionnelle 1996 Lancement du PERG par l’Office. 2007 1 767 000 foyers ruraux électrifiés, soit plus de 31 640 villages ; Taux d'électrification rural : 93%. 2010 La production de l’ONE atteint 6343,7 MW. 2011 Fusion l’ONE et de l’ONEP et apparition de l’O.N.E.E.
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Chapitre 1 1.1.2. Fiche signalétique de l’O.N.E.E (Branche Electricité) Dénomination commerciale Siège Social Directeur Général Forme Juridique Raison Sociale Identification Fiscale Catégorie d’agent Téléphone Fax Activités Chiffre d’affaire en 2011 Site web
Office National de l’Electricité et de l’Eau Potable 65 Rue Ottman Ibnou Affane BP 13498 Casablanca ALI FASSI FIHRI Entreprise publique à caractère Industriel et commerciale Production, transport et distribution de l’électricité 850.7526 Cadre, maîtrise et exécution (022) 26-55-53 / (022) 22-41-65 (022) 22-00-38 / 30 Transport, production et distribution de l’énergie. 25 348 061 000 DH www.one.org.ma
Tableau 1:Fiche signalétique de l'O.N.E.E
1.1.3. Mission de l’O.N.E.E (Branche Electricité) La mission était de gérer la demande globale d’électrique du royaume de façon à :
Satisfaire la demande du pays en énergie électrique, en encourageant les investissements privé dans la production de l’électricité pour vérifier les meilleures conditions de cout et de qualité de service.
Gérer et développer le réseau de transport d’électricité.
Distribuer directement ou via intermédiaires, l’énergie électrique sur le territoire national.
Planifier, intensifier et généraliser l’extension de l’électrification rurale.
Œuvrer pour la promotion et le développement des énergies renouvelables.
1.1.4. Domaine d’activité de l’O.N.E.E (Branche Electricité) La production Vue la profonde évolution dans le domaine énergétique mondiale, les principaux défis de l’O.N.E.E sont :
Assurer l’approvisionnement du pays en énergie électrique
Réduire le poids des importations d’énergie primaire sur la balance commerciale
Favoriser l’implication du secteur privé dans l’investissement pour l’électricité
Mobiliser les énergies renouvelables en tant qu’énergies nationales.
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Chapitre 1 A la fin de 2010, la puissance totale installée du parc de production de l’O.N.E.E s’élève à 6343,7 MW répartit comme suit :
Centrales Usines hydrauliques Station de Transfert d'Energie par Pompage Centrales thermiques vapeur Fioul Charbon y compris JLEC Centrales turbines à gaz Cycle combinés Thermique diésel Total thermique Eolien Total
Puissances installée en MW 1305,8 464 2385 600 1785 915 850 203 4353 220,9 6343,7
Tableau 2 : Puissance totale installée du parc de production de l'O.N.E.E
A la fin de 2011 la production totale de l’énergie électrique par l’O.N.E.E a atteint 24 363,6 GWh répartit comme suit : Production thermique Production hydraulique Production STEP Production Eolien Tiers nationaux
21 315,6 2 005,3 133,3 692,2 217,2
GWh GWh GWh GWh GWh
Tableau 3: La production totale de l'énergie électrique en 2011 par l'O.N.E.E
Le transport Ayant pour mission d’assurer le transport de l’énergie électrique et la sécurité d’alimentation du pays, l’O.N.E.E développe et renforce son réseau de transport qui couvre la quasi-totalité du territoire national. D’une longueur totale de 21434 Km en 2011, le réseau de transport national est interconnecté aux réseaux électriques espagnols et algérien, dans l’objectif est de :
Renforcer la fiabilité et la sécurité d’alimentation
Bénéficier de l’économie potentielle sur le prix de revient du KWh
Intégrer le marché électrique national dans un vaste marché Euro-maghrébin Solde d’échange de l’énergie électrique(2011) 4 494,3 GWh 112,7 GWh
Pays Espagne Algérie
Tableau 4: Solde d'échange d'énergie électrique en 2011
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Chapitre 1 Avec le renforcement des interconnexions, le Maroc est devenu un carrefour énergétique entre les deux rives de la Méditerranée. Pour répondre aux besoins du pays en énergie électrique, l’O.N.E.E a lancé un vaste programme de développement du réseau national de transport et de mise en place de véritables « autoroutes de l’électricité » vers les pays voisins. Ce programme comprend :
L’extension et le renforcement des lignes 400 KV, 225 KV, et 60 KV
Un nouveau Dispatching national pour assurer une meilleur gestion technicoéconomique des moyens de production et de transport.
La mise en place de la télégestion des centrales.
De plus, le réseau de transport comporte 451 transformateurs THT/HT et HT/MT d’une puissance totale de 21 917 MVA comme détaillé dans le tableau suivant (Chiffres 2010) : Niveau de tension THT/HT HT/MT Total
Nombre de transfo 125 326 451
Puissance installée (MVA) 16190 6327 22517
Tableau 5 : Nombre de transfo et puissance installée en 2010
Concernant le réseau de transport, celui-ci est une composante essentielle du pôle industriel de l’O.N.E.E, car il permet de relier les unités de production aux centres de consommation. Le réseau de transport de l’O.N.E.E qui couvre une importante partie du territoire national est constitué de lignes 400 KV, 225 KV, 150 KV et enfin 60 KV, totalise une longueur de 20 877 Km, répartie comme suit (Chiffres 2010):
Tension 400 KV 225 KV 150 KV 60 KV Total
Longueur en KM 1413 7920 147 11397 20877
Tableau 6 : Longueur des lignes de transport en 2010
La distribution
La satisfaction de la clientèle et le service public constituent deux axes prioritaires de l’O.N.E.E qui œuvre en permanence pour l’amélioration de la qualité de service sur le plan technique et commercial. L’O.N.E.E est :
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Chapitre 1
Le premier distributeur d’électricité au Maroc avec une part du marché de 55%
10 direction régionales sur tout le territoire Plus de 4,5 millions de clients dans tout le monde rural et plusieurs agglomérations urbaines. Le reste de la clientèle étant gérée par des Régies de distribution publiques ou des Distributeurs privés qui sont euxmêmes clients Grands Comptes de la Branche Electricité,
Un réseau commercial de 25 Directions Provinciales et 192 Agences de Service dont 66 Agences de service provinciales,
Une amélioration continue de la qualité de services : externalisation des points d'encaissement, promotion du prépaiement, mise en place de " SIRIUS ", progiciel intégré de gestion commerciale, télé conduite régionale
A fin 2011, le nombre de clients a atteint 4 498 446 clients. Longueur des lignes en Km Année 2009
Année 2010
Lignes MT
69059
68310
Lignes BT
134491
162385
Total
203650
251572
Tableau 7 : Longueur des lignes de distribution (2009/2010)
1.1.5. Organisation de l’ONEE (Branche Electricité) Face au contexte énergétique national caractérisé par une croissance soutenue de la demande d’électricité, un environnement énergétique mondial difficile et des orientations stratégiques ambitieuses, une organisation mieux adaptée a été mise en œuvre.
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Chapitre 1
Direction Générale
Agence Contrôle des Opérations
Direction Audit et Organisation
Division Communication
Direction Sécurité, Environnement et Qualité
Pôle Industriel
Pôle ressources
Direction Centrale Production
Direction Ressources Humaines
Direction Centrale Transport
Direction Centrale Distribution
Pôle Finance et commercial
Pôle Développement
Direction Financière
Direction Stratégie et planification
Direction Contrôle de gestion
Direction Projets Programme Production
Direction Approvisionnements et Marchés
Direction Formation et
des compétences
développement
Direction Moyens communs
Direction Commercial et Marketing
Direction Ingénierie et Réalisation Projets Production
Direction Gestion des risques
Direction Hydraulique et Renouvelables
Direction Affaires Juridiques
Direction Participants et Partenariats
Direction systèmes d'Information
Figure 1: Organigramme de l'O.N.E.E
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Chapitre 1 1.1.6. Organisation de la Direction Centrale Transport
Direction Centrale Transport
Direction Operateur Système
Direction Transport Région Nord -TANGER-
Direction Transport Région Centre -CASABLANCA-
Direction Transport Région Sud -AGADIR-
Direction Transport Région Oriental -OUJDA-
Figure 2 : Organisation de la Direction Centrale Transport
1.1.7. Présentation de la Direction Transport Région Centre-Casablanca (DTC) : La Direction Transport région Centre Casablanca, est un organisme bien structuré qui vise à réaliser un certain nombre de mission, comme les autres directions, à savoir :
Le développement du réseau de transport,
Le transport de l’énergie électrique des centres de production vers les centres de consommation,
La gestion globale de la consommation des différentes catégories de clientèle dont les courbes de charge présentent des profils diversifiés, variables dans le temps et dans l’espace,
La sécurité d’alimentation assurée par une topologie optimisée et une bonne qualité de maintenance des ouvrages de transport (postes de transformation et lignes Très Haute Tension et Haute Tension) et l’optimisation des coûts d’exploitation.
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Chapitre 1 1.1.8. Organigramme de la DTC
Direction Transport Région Centre -CASABLANCADICTR : DTC Service Contrôle de gestion DR/DCG/TC Division Exploitation Transport Casablanca DICTR/DTC/XC Division Exploitation Transport Afourer DICTR/DTC/XA Division Exploitation Transport Eljadida DICTR/DTC/XC
Service Sécurité DICTR/DTC/S Service Ressources Humaines DICTR/DTC/RH Service approvisionnements et gestion des stocks DICTR/DTC/AS
Division Technique Transport Casablanca DICTR/DTC/TQ
Figure 3 : Organigramme de la DTC
1.1.9. Division Technique Transport L’organigramme de la DTT est comme suit :
Division Technique Transport Casablanca DICTR/DTC/TQ
Service Etudes DI/CTC/ET
Service Réalisations DI/CTC/RE
Figure 4 : Organigramme de la Division Technique Transport
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Chapitre 1 La DTC est situé à Boulevard Ahl Laghlam , Ain Sbai Casablanca
Figure 5 : Localisation de la DTC à Ain Sbai
Présentation de la division et de ces missions
La division technique a été créée au sein des directions régionales transport ces dernières années, lors de la réorganisation de l’année 2010 en vue de coordonner les études de développement des réseaux électriques et réaliser les études d’ingénierie, de conception et de rénovation des ouvrages HT.
Son rôle principal est de prendre en charge par ses deux services Etudes et réalisations tous les études et les suivis des réalisations au sein des divisions régionales Transport à savoir :
Construction des nouveaux postes sources HT/MT
Renforcements de puissance des postes HT/MT
Refontes ou extension des installations HT/MT
Raccordement du nouveau client HT au réseau ONEE
Examen des dossiers de projets de lotissement, de morcellement et de projets industriels aux agences urbaines dans le but de veiller au respect des réglementations en vigueur au droit des ouvrages lignes THT et HT
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Chapitre 1
Déviation des lignes traversant des propriétés tierces, à leur demande (Etudes et travaux parfois)
Réglage des protections
Dessin et mise à jour des dossiers des schémas et plans des postes
Levés topographiques
Assistance techniques aux clients HT dans la réalisation de leur projet
1.2. Présentation du réseau 225 Kv de Casablanca 1.2.1. Généralités sur les réseaux électriques A notre époque, et sans électricité, la vie quotidienne serait difficilement envisageable, il est donc nécessaire de savoir la produire de manière efficace et continue. Pour répondre à la consommation croissante d’électricité, il a fallu inventer et construire des usines (centrales électriques) capables de produire de l’électricité en grande quantité. Une fois le courant produit, il doit être amené jusqu’au consommateur. Dans un pays, le transport et la distribution publique assurent le transit de l’énergie électrique entre les points de production et les points de consommation. De la centrale aux abonnés Les réseaux électriques sont constitués par l’ensemble des appareils destinés à la production, au transport, à la distribution et à l’utilisation de l’électricité depuis les centrales de génération jusqu’aux maisons de campagne les plus éloignées. Les réseaux électriques ont pour fonction d'interconnecter les centres de production tels que les centrales hydrauliques, thermiques... avec les centres de consommation (villes, usines...).L'énergie électrique est transportée en très haute tension et haute tension pour limiter les pertes joules puis progressivement abaissée au niveau de la tension pour l'utilisateur final.
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Chapitre 1
Centrale de Production
Poste de Transformation THT/HT
Poste de Transformation HT/MT
Abonnés HT
Poste de Transformation MT/BT
Abonnés MT
Abonnés BT
Figure 6 : Cycle d'énergie électrique
1.2.2. Les niveaux de tension de réseaux Les réseaux électriques sont hiérarchisés d'une façon générale donc la plupart des pays mettent en œuvre : (Norme CEI 62271)
Un réseau de transport THT (de 362 KV à 800 KV)
Un réseau de répartition HT (de 52 KV à 362 KV)
Un réseau de distribution MT (de 1 KV à 52 KV)
Un réseau de livraison de l'abonné BT 400/230 V
Cette hiérarchie c'est-à-dire les niveaux de tensions utilisés, varient considérablement d'un pays à l'autre en fonction des paramètres liés à l'histoire électrotechnique du pays, ses ressources énergétiques, sa surface et finalement des critères technico-économiques.
1.2.1. Le réseau de transport THT C'est généralement le réseau qui permet le transport de l'énergie depuis les centres éloignés de production vers les centres de consommation. Le réseau de transport constitue une vaste grille couvrant le territoire, constitué d’ouvrage capable de fort transit et d’une structure maillé.
1.2.2. Le réseau de répartition HT La finalité de ce réseau est avant tout d’acheminer l’électricité du réseau de transport vers les grands centres de consommation qui sont :
Soit du domaine public avec l’accès au réseau de distribution MT,
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Chapitre 1
Soit du domaine privé avec l’accès aux abonnés à grande consommation (supérieure à 10 MVA) livrés directement en HT. Il s’agit essentiellement d’industriels tels la sidérurgie, la cimenterie, la chimie, le transport ferroviaire,...
La structure de ces réseaux est généralement de type aérien maillé.
1.2.3. Le réseau de distribution MT Tous les clients BT et MT sont desservis par le réseau de distribution alimenté en énergie électrique provenant des centrales éloignées vers le réseau de transport et de répartition. Les postes de répartition sont répartis en différents endroits de la zone à desservir et abaissent la tension à une valeur convenable.
1.2.4. Le réseau de livraison BT La finalité de ce réseau est d’acheminer l’électricité du réseau de distribution MT aux points de faible consommation que ça soit public ou privée. Il représente le dernier niveau dans une structure électrique. Ce réseau permet d’alimenter un nombre très élevé de consommateurs correspondant au domaine domestique. Sa structure, de type radial, bouclé ou maillée.
1.2.5. Présentation du réseau 225 Kv de la région de Casablanca Le Grand Casablanca est l'une des seize régions du Maroc. Elle est située au nord-ouest du pays et est la région la plus peuplée. Sa superficie est de 1 615 km² pour une population de 4 055 807 habitants . Sa capitale est Casablanca. Ses frontières sont la région de Rabat-Salé-Zemmour-Zaër au nord, la région de DoukkalaAbda au sud, Chaouia-Ourdigha à l'est et l'océan Atlantique à l'ouest.
La région du Grand Casablanca se compose de deux préfectures et deux provinces :
Préfecture de Casablanca
Préfecture de Mohammedia
Province de Nouaceur
Province de Médiouna
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Chapitre 1
Figure 7 : Localisation de la région de Casablanca
Notre étude est réalisée sur le réseau 225 KV constituant l’artère principale du réseau national, de par le volume important de la production évacuée ainsi que la forte concentration des lignes HT, THT. La zone est caractérisée par une forte activité industrielle et agricole ainsi qu’un nombre de ménages important.
1.2.6. Centrale de production de la région de Casablanca Le réseau de Casablanca est alimenté par plusieurs centrales de production, à savoir : Centrale thermique de Mohammedia La centrale thermique de Mohammedia est principalement une centrale à charbon d’une puissance de 600 MW avec des turbines à gaz d’une puissance totale 399MW. Avec ces 999MW en puissance totale maximale, elle constitue la deuxième plus grande centrale thermique du Maroc. Centrale thermique de Jorf Lasfar La centrale thermique de Jorf Lasfar est divisée en deux unités de production avec une puissance maximale de 660 MW chacune. C’est une centrale exclusivement à charbon. Elle constitue la plus grande centrale thermique au Maroc avec ses 1320 MW de puissance totale maximale. Centrale hydraulique Al Massira Située au barrage Al Massira, cette centrale est la seule centrale hydraulique dans la zone d’étude qui injecte de la puissance directement dans le réseau très haute tension. En
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Chapitre 1 fonctionnement normal, cette station travaille en repos, elle est en pleine exploitation lors des heures de pointes. Turbines à gaz de Tit Mellil Au nombre de 6 avec une puissance maximale de 33 MW chacune. Elles totalisent une puissance maximale de 198 MW. Les turbines à gaz étant caractérisés par une mise en marche rapide, leur exploitation s’avère majeure pour le rétablissement de l’équilibre production- consommation.
Figure 8:Localisation des centrales de production
1.2.7. Charge existant dans la région de Casablanca Les charges 225 kV concernent les grands industriels de fonderie tels SONASID, MAGHREB STEEL. Les charges 60 kV sont
ceux consommées par les postes sources située dans
Casablanca, alors que les charges hors zone sont les charges des zones rurales.
1.2.8. Poste de transformation 225 kV/60kV/11kV La région de Casablanca est constituée de plusieurs postes de transformation 225kV/60, le schéma du poste de transformation est comme suit :
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Chapitre 1 Chaines d’isolateur Transfo de tension capacitif Circuit bouchon
Sectionneur 225kV
Disjoncteur 225kV
Transformateur de courant
Sectionneur 225kV Jeu de Barre 225kV Sectionneur 225kV
TT
Parafoudre
Transformateur 70MVA
Parafoudre
Combinée de mesure
Sectionneur 60kV JDB 60kV Sectionneur 60kV TT Poste 60/22KV Existant
Disjoncteur 60kV Combinée de mesure Sectionneur 60 kV sans MALT Sectionneur 60kV avec MALT
Départs 22kV
Transfo de tension capacitif Chaines d’isolateur
Figure 9 : Schéma d'un poste de transformation
1.2.9. Le schéma de transport d’énergie électrique de Casablanca Après la collecte des informations concernant le réseau 225 kV de Casablanca nous élaborons le schéma suivant :
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Chapitre 1
Ligne 400 KV
VERS ZAER
VERS ZAER
VERS SHOUL
VERS TOULAL
TIT MELIL CTM MEDIOUNA
KHENIFRA
U.ACIER 25.108
M.STEEL ACIERIES 25.126
25.104
25.63
25.24 25.34
25.129
25.9 25.7
25.36
25.35
25.69
25.37
25.129
25.58 25.34
25.94
25.84
25.131
M.STEEL
ERRACHIDIA KHOURIBGA 2
25.33
25.92 25.121 LA’WAMAR 25.39
25.96
AIN HARROUDA
25.16
25.58
15.48
UR1 LAAYOUNE
25.87
A.EL HANSALI
SETTAT
25.32
25.103
DAR BOUAZZA
25.102 25.61
SONASID
SIDI OTHMAN
25.57
25.17
25.51 GHANEM
25.66 25.60
25.82 CHIKER 25.99
O.HADDOU 25.79 25.91 25.80
HASSAN 1 25.117
TIZGUI
25.22
25.83
CIMAT
25.62
25.81 15.46
UR2
ALMASSIRA
25.79
25.136
25.100
25.64
25.53
SIDI BENNOUR
SIDI BOUGUEDRA TAZART
25.50 JORFLASFAR 1 25.47
25.145 25.90
CHICHAOUA
VERS BENGUERIR
VERS TENSIFT 2 VERS TENSIFT
VERS OUARZAZATE VERS MY YOUSSEF
JORF LASFAR 2 VERS GLALCHA
VERS BENGUERIR
Figure 10 : Schéma globale du réseau 225 kV de la région de Casablanca
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Chapitre 1 1.3. Cahier de charge O.N.E.E propose l’étude de vulnérabilité du réseau 225 kV de la région de Casablanca afin de limiter les défaillances et les surcharges du réseau et de garantir les règles de sécurité pour une qualité de service supérieur. Pour cela il nous été demander de traiter les points suivants : Présentation du réseau actuelle avec une présentation des différentes puissances transitées. Analyse paramétrique du réseau de Casablanca et étude des vulnérabilités Proposer des solutions pour corriger ce réseau
Planning prévisionnel de notre mission durant notre PFE.
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Chapitre 2
Chapitre 2 : Méthodes de calculs de charge et de répartition de puissance dans le réseau de Casablanca
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Chapitre 2
2.1. Caractéristiques du réseau objet d’étude Les données collectées du réseau 225 kV de la région de Casablanca sont décrites ci-dessous
2.1.1. Puissance des centrales de production Nom de la centrale P (MW) Q(MVAR) TIT MELLIL 18 369.44 CTM 361.32 277.44 AL MASSIRA 49.8 16.2 JORF LASFAR I 660 166.4 JORF LASFAR II 660 91.6 MEDIOUNA 400kV 313 205 Tableau 8 : Puissance des centrales de production
2.1.2. Caractéristique des lignes DE MASSIRA MASSIRA BENGUER BENGUER B.GUEDRA B.GUEDRA B.GUEDRA C.JORF1 C.JORF1 C.JORF1 C.JORF1 C.JORF1 C.T.M C.T.M C.T.M C.T.M C.T.M C.T.M C.T.M C.T.M CHICHA CHICHA
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A BENGUER CHIKER S.BENNO TENSIFT C.JORF1 CHICHA S.BENNO GHANEM GHANEM LAWAMER O.HADDOU MEDIOUNA T.MELLIL ZAER ZAER LYD.LAAY MEDIOUNA A.HARROU SETTAT ESSHOUL GHANEM GLALCHA
R (pu) 0.01073 0.0039 0.00801 0.0135 0.0136 0.02127 0.01695 0.00251 0.00258 0.01541 0.02153 0.01985 0.00336 0.01053 0.0128 0.00121 0.00336 0.00047 0.01481 0.02449 0.01126 0.02831
X(pu) C(pu) S max(MVA) 0.04156 0.067 0.01511 0.024 0.05341 0.08028 0.04685 0.077 0.08754 0.142 0.07376 0.121 0.05546 0.08931 0.01618 0.026 0.01659 0.02704 0.11457 0.22139 0.13837 0.22266 0.12774 0.20517 0.01692 0.02863 0.06778 0.114 0.05515 0.092 0.0078 0.01272 0.01692 0.029 0.00316 0.00477 0.06044 0.10338 0.07348 0.11928 0.1201 0.24175 0.11789 0.191
218 218 301 218 350 226 187 350 350 350 350 350 301 350 301 301 301 301 301 187 602 226
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Chapitre 2 CHICHA CHICHA CHICHA CHICHA CHIKER CHIKER GHANEM GHANEM GHANEM GHANEM GHANEM GHANEM LAWAMER LAWAMER O.HADDOU O.HADDOU RIAD S.OTH225 S.OTHMAN T.MELLIL T.MELLIL T.MELLIL TOULAL ZAER TIZGUI TIZGUI LYD.LAAY MEDIOUNA MEDIOUNA MEDIO225
GLALCHA C.JORF2 TENSIF.2 AGADIR S.BENNO SETTAT S.BENNO S.BENNO S.OTHMAN SONASID SONASID ESSHOUL C.JORF2 D.BOUAZA MEDIOUNA D.BOUAZA ZAER C.JORF2 T.MELLIL MEDIOUNA MEDIOUNA U.ACIER ZAER ESSHOUL KHOURI.2 SETTAT A.HARROU KHOURI.2 U.ACIER M.STEEL
0.02015 0.02264 0.01679 0.01926 0.01779 0.01304 0.00696 0.01003 0.01905 0.0016 0.0016 0.0262 0.01427 0.00345 0.00373 0.00227 0.00116 0.02233 0.00086 0.00193 0.00193 0.00047 0.01327 0.00242 0.01768 0.0382 0.00059 0.01774 0.00166 0.003
0.13432 0.14571 0.0563 0.1284 0.05584 0.05333 0.0448 0.0441 0.12262 0.01106 0.01106 0.17467 0.07747 0.02297 0.02406 0.01517 0.00747 0.12632 0.00554 0.01185 0.01185 0.00316 0.08849 0.01612 0.08013 0.12164 0.00395 0.06392 0.01106 0.01699
0.2163 0.23538 0.09065 0.20676 0.091 0.09065 0.075 0.07101 0.19834 0.01749 0.01749 0.28119 0.13 0.03706 0.03817 0.02449 0.012 0.18963 0.00954 0.20039 0.20039 0.00611 0.1425 0.02592 0.12898 0.22826 0.00636 0.12352 0.02138 0.02763
301 350 187 301 162 301 301 226 350 301 301 350 350 301 301 301 301 301 350 301 301 301 301 350 226 187 301 187 301 301
Tableau 9 : Caractéristique des lignes de la région de Casablanca
2.1.3. Charge Charge 225 kV
Charge SONASID U.ACIER M.STEEL LAAYOUNE AIN HARROUDA DAR BOUAZZA O.HADDOU SIDI OTHMAN
Puissance active (MW)
Puissance réactive (MVAR)
86.5
36.8
73.6
31.4
14
7
127.9
54.5
71.8
30.6
114.1
48.6
147.2
62.7
127
54.1
Tableau 10 : Charge 225 KV
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Chapitre 2 Charge 60 kV Bus Charge (MW) Charge (MVAR) 32.9 9.4 BENGUERIR 50.4 15.8 S.BENNOUR 73.6 35.8 GHANEM 119.2 56 SIDI BOUGUEDRA 165.9 23.4 LAWAMAR 317.6 113.2 TIT MELLIL 150.2 45 CTM 229.9 149.8 ZAER 63.8 14.8 SETTAT 43.6 16 KHOURIBGA II Tableau 11 : Charge 60 kV
Charge hors zone charge Ligne BENGU - TENSIFT Ligne CTM - ESHOUL Ligne CHICHA - GLALCHA Ligne CHICHA - GLALCHA Ligne CHICHA - TANSIFT 2 Ligne CHICHA - AGADIR Ligne GHANEM - ESSHOUL Ligne RIAD - ZAER Ligne TIZGUI - SETTAT
Puissance active (MW)
Puissance réactive (MVAR)
97.2
28.3
54.8
21.3
39.3
-25.5
39.3
-25.5
127.6
81.6
33.3
-38.9
56.1
8.9
101.4
54.7
40.5
-20.9
Tableau 12 : Charge hors zone
2.2. Simulation du réseau 225 KV de Casablanca avec le logiciel POWERWORLD Afin d’étudier le réseau 225 KV de la région de Casablanca de manière graphique, on a opté pour la saisi des données du réseau de Casablanca dans le logiciel power world, ce dernier couvre les besoins de la simulation des réseaux électriques et du calcul du load flow, Intégré et interactif, il permet l’analyse, et l’optimisation des performances des réseaux électriques. Il met à la disponibilité de l'utilisateur les méthodes les plus approuvées dans les secteurs suivants:
Ecoulement de charges.
Ecoulement de charges optimisé.
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Chapitre 2
Analyse des défauts.
Simulation statique.
Analyse des limites de transit de puissance
POWERWORLD comporte trois modules maîtres : POWER FLOW ou module statique qui permet la résolution des problèmes de répartition des charges et des transits de puissance. Optimal Power Flow (OPF) qui permet de déterminer la meilleure façon de faire circuler le transit de puissance Transitent stabilité qui permet de tester la stabilité du réseau
2.2.1. Module statique du POWER WORLD L’analyse en régime statique (que l’on appelle également analyse d’écoulement de charge ou Load Flow) est un outil important qui se base sur les méthodes numériques (en particulier les méthodes de Newton-Raphson et de Gauss-Seidel) afin de déterminer les différentes puissances actives et réactives transitant dans le réseau, ainsi que les tensions des différents points de celui-ci. Cette analyse est déterminante car elle permet à l’opérateur du réseau de planifier les futures extensions du réseau en prenant compte aussi bien les installations existantes que celles en projet ou en cours de réalisation. Ainsi, l’étude en régime statique permet de déterminer les solutions les plus adaptées et les plus efficaces pour le dimensionnement du réseau. Ce qui suit un tableau qui contient les paramètres connues et inconnues pour le calcul du flux de puissance :
Variables connues Types de nœuds Slack Nœuds P-Q Nœuds P-V
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Chapitre 2 Tableau 13 : Variable connue en fonction des nœuds
Le calcul de la répartition de charge est un problème de résolution du système du réseau, constitué des lignes de transmission et des transformateurs, et décrit par l'équation algébrique matricielle linéaire suivante :
Tel que :
Les analyses d’écoulement de charge (Load Flow) réalisées par le logiciel peuvent se baser sur plusieurs méthodes, dont la méthode de Newton-Raphson ou la méthode de GaussSeidel. Ce dernier permet en effet de choisir l’une de ces méthodes. Les études et simulations réalisées à l’aide du logiciel seront basées sur la méthode de Newton-Raphson car celle-ci nécessite moins d’itérations que les autres méthodes, de plus cette méthode est la mieux adaptée aux réseaux de taille importante, comme ce qui est le cas pour le réseau objet d’étude.
2.2.2. Hypothèse de simulation sous POWERWORLD La simulation ci-dessous suppose que le réseau de transport de Casablanca est symétrique c’est-à-dire que les trois phases des lignes sont équilibrés et de même caractéristique puisqu’il s’agit d’un schéma unifilaire. Puisque le logiciel n’offre pas la configuration des protections donc on peut visualiser le blackout puis que ces derniers n’agissent pas au défaut du réseau.
On suppose que les charges sont en régime statique, ainsi leur valeur sont constante dans le temps ce qui implique un écoulement de puissance constant.
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Chapitre 2
Figure 11: Interface simulée du réseau 225 KV sous POWERWORLD
2.2.3. Résultat de simulation Tension et angle dans les Bus Depuis POWERWORLD on a pu relever les résultats de tension dans chaque bus :
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Chapitre 2 Bus Records Number Name Area Name Nom kV PU Volt Volt (kV) Angle (Deg) Load MW Load Mvar Gen MW Gen Mvar Switched Shunts Act GMvar Shunt MW Act B Shunt Mvar Area Num 1 MEDIOUNA 1 225 0.99789 224.526 0.47 0 0 2 TIT MELLIL 1 225 1.00235 225.53 -0.43 271.1 112.4 18 369.44 0 0 3 CTM 1 225 1 225 0 125.5 38.5 361.32 277.44 0 0 4 ZAER 1 225 0.97084 218.439 -1.79 113.2 69.1 0 0 5 M.STEEL 1 225 0.99909 224.795 0.08 14 7 0 0 6 AIN HARROUDA 1 225 0.99895 224.764 -0.09 25 11 0 0 7 LAAYOUNE 1 225 0.99822 224.6 -0.16 68.6 30.6 0 0 8 DAR BOUAZZA1 225 0.92651 208.464 4.52 55.6 25.2 0 0 9 LA'WAMAR 1 225 0.84602 190.355 0.33 176.7 96.4 0 0 10 SETTAT 1 225 0.92402 207.904 0.74 60 6.3 0 0 11 KHOURIBGA II1 225 0.98192 220.933 -0.57 32 15.4 0 0 12 O.HADDOU 1 225 0.94199 211.949 2.92 124.4 57.4 0 0 13 SIDI OTHMAN1 225 0.9986 224.685 -0.74 105.1 51.1 0 0 14 CHIKER 1 225 0.87032 195.822 3.71 0 0 15 AL MASSIRA 1 225 0.86102 193.729 3.63 49.8 16.2 0 0 16 BENGUERIR 1 225 0.8218 184.905 1.86 202.7 83.6 0 0 17 SONASID 1 225 0.88867 199.951 13.01 10.5 5.2 0 0 18 S.BENNOUR 1 225 0.85505 192.387 7.57 35.3 14.5 0 0 19 GHANEM 1 225 0.88909 200.045 13.05 137.8 5.5 0 0 20 CHICHAOUA 1 225 0.73919 166.318 -4.79 300.2 51.1 0 0 21 SIDI BOUGUEDRA 1 225 0.81205 182.71 4.12 99.3 29.1 0 0 22 JORF LASFAR 1I 225 0.89951 202.39 14.27 660 166.4 0 0 23 JORF LASFAR 1II 225 0.90136 202.806 16.07 660 91.6 0 0 24 U.ACIER 1 225 1.00102 225.229 -0.28 32 8.3 0 0
Tableau 14 : Tension et angle dans chaque bus du réseau de Casablanca
On remarque que plusieurs bus souffrent du problème de chute de tension, puisque leur tension est inférieure à la tension admise. Puissance transitée dans les lignes POWERWORLD permet aussi de relever les puissances transitées dans les lignes de manière aussi sous forme de tableau avec le pourcentage de transit par rapport à la puissance limite des lignes comme suit :
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Page 43
Zone Num 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Chapitre 2 N de line 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37
line S limit mediouna-tit mellil1 mediouna-tit mellil2 mediouna-maghreb steel mediouna-laawamar mediouna-khouribga 2 mediouna-o,haddou mediouna-u.acier tit mellil-ctm tit mellil-sidi othman tit mellil-u,acier ctm-zaer1 ctm-zaer2 ctm-M,steel ctm-ain harrouda ainharrouda-laayoune laayoune-ctm darbouazza-o,haddou dar bouazza-jorf lasfar2 laawamar-jorf lasfar1 settat-ctm settat -chiker o,haddou-jorf lasfar1 chiker-almassira chiker-sidi bennour almassira-benguerir 1 benguerir-sidi bennour1 Sonasid-ghanem1 Sonasid-ghanem2 sidi bennour-ghanem1 sidi bennour-ghanem2 sidi bennour-sidi bouguedra 1 ghanem-jorf lasfar11 ghanem-jorf lasfar12 ghanem-jorf lasfar21 chichaoua-sidi bouguedra1 chichaoua-jorf lasfar 21 sidibouguedra-jorf lasfar11
S transit pourcentage 70% Slimite 135.1 45 70 135.1 45 70 39.5 13 70 117.2 33 70 36.1 19 70 285 95 70 119.6 40 70 46.1 15 70 117.3 34 70 95.8 32 70 74.9 25 70 61.8 18 70 31.1 10 70 60.9 20 70 33.6 11 70 41.6 14 70 183.6 61 70 218.4 62 70 159.8 46 70 114.3 38 70 119.6 40 70 125.8 36 70 52.3 24 70 89.2 55 70 94.5 43 70 136.9 45 70 5.9 2 70 5.9 2 70 169.7 56 70 170.1 75 70 97.4 52 70 117.7 34 70 114.8 33 70 272.1 90 70 135.5 60 70 169 40 70 160 46 70
Tableau 15 : Puissance transitée dans les lignes en pourcentage
D’après le résultat du tableau ci-dessus, 3 lignes présentent de dépassement par rapport à la puissance de transit 70 %. Perte de puissance dans les lignes Le tableau ci-dessous déterminera les pertes dans les lignes à savoir les pertes de puissance active et réactive.
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Chapitre 2 Line Records From NumberFrom Name To Number To Name Circuit 6 AIN HARROUDA 7 LAAYOUNE 1 15 AL MASSIRA 14 CHIKER 1 15 AL MASSIRA 16 BENGUERIR 1 16 BENGUERIR 18 S.BENNOUR 1 20 CHICHAOUA 23 JORF LASFAR 1II 14 CHIKER 18 S.BENNOUR 1 14 CHIKER 10 SETTAT 1 3 CTM 4 ZAER 2 3 CTM 4 ZAER 1 3 CTM 2 TIT MELLIL 1 3 CTM 7 LAAYOUNE 1 3 CTM 10 SETTAT 1 3 CTM 5 M.STEEL 1 3 CTM 6 AIN HARROUDA 1 19 GHANEM 17 SONASID 1 19 GHANEM 18 S.BENNOUR 1 19 GHANEM 23 JORF LASFAR 1II 19 GHANEM 18 S.BENNOUR 2 19 GHANEM 17 SONASID 2 22 JORF LASFAR I 1 MEDIOUNA 1 22 JORF LASFAR I 12 O.HADDOU 1 22 JORF LASFAR I 9 LA'WAMAR 1 22 JORF LASFAR I 19 GHANEM 1 22 JORF LASFAR I 19 GHANEM 2 23 JORF LASFAR II 8 DAR BOUAZZA 1 9 LA'WAMAR 8 DAR BOUAZZA 1 9 LA'WAMAR 1 MEDIOUNA 1 1 MEDIOUNA 5 M.STEEL 1 1 MEDIOUNA 11 KHOURIBGA II1 1 MEDIOUNA 24 U.ACIER 1 12 O.HADDOU 1 MEDIOUNA 1 12 O.HADDOU 8 DAR BOUAZZA 1 21 SIDI BOUGUEDRA 22 JORF LASFAR 1I 21 SIDI BOUGUEDRA 20 CHICHAOUA 1 21 SIDI BOUGUEDRA 18 S.BENNOUR 1 13 SIDI OTHMAN 23 JORF LASFAR 1II 13 SIDI OTHMAN 2 TIT MELLIL 1 2 TIT MELLIL 24 U.ACIER 1 2 TIT MELLIL 1 MEDIOUNA 2 2 TIT MELLIL 1 MEDIOUNA 1
Status Closed Closed Closed Closed Closed Closed Closed Closed Closed Closed Closed Closed Closed Closed Closed Closed Closed Closed Closed Open Closed Closed Closed Closed Closed Open Closed Closed Closed Closed Closed Closed Closed Closed Closed Open Closed Closed Closed Closed
Xfrmr NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO Somme
MW Loss Mvar Loss 0.01 0.04 0.14 0.55 1.29 5 2.22 14.82 11.84 76.18 1.87 5.86 2.18 8.93 0.4 2.59 0.72 3.09 0.07 0.36 0.02 0.14 2.27 9.25 0.01 0.05 0.02 0.12 0 0 2.74 17.65 2.3 14.77 3.97 17.46 0 0 0 0 3.84 24.66 5.5 40.88 0.44 2.84 0.43 2.77 7.93 43.04 0 0 2.74 17.63 0.05 0.27 0.23 0.84 0.24 1.59 3.04 19.63 0.89 5.96 5.28 34.01 7.15 24.79 2.2 7.2 0 0 0.12 0.76 0.04 0.29 0.47 2.17 0.47 2.17 73.13 408.36
Tableau 16 : Puissance perdu dans les lignes
D’après le tableau précédant on remarque que l’énergie réactif total perdu dans les lignes est égal à 408.38 MVAR ce qui est équivalent à 36.26 % de l’énergie réactif produite par les centrales de production de la région de Casablanca ce qui est énorme. Le total de l’énergie active perdu dans les lignes est équivalent à 73.13 ce qui équivalent à 3.54 % de l’énergie active produit ce qui est pas mal.
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Page 45
Chapitre 2 2.3. Vérification des résultats avec la méthode analytique Aujourd’hui l’approche analytique représente une très grande proportion utilisée dans l’évaluation de la fiabilité et la vulnérabilité des réseaux électriques
au détriment des
simulations, c’est pour cela afin de valider les résultats de POWERWORLD nous adopterons la méthode analytique qui consiste à représenter le système sous forme mathématique et résoudre algébriquement le modèle mathématique équivalent. Nous allons d’abord résoudre le problème de la répartition des charges manuellement, vérifier les résultats manuelle avec POWERWORLD pour un réseau test et développer une application MATLAB pour valider le réseau étudier, ensuite nous allons déterminer le point critique et faire une analyse du réseau corrigée avec la solution proposé .
2.3.1. Méthodes de résolution des équations d’écoulement de puissance Les équations nodales d’un réseau de N barres peuvent êtres écrites sous la forme suivante :
(1) [ ]
[
]
[
]
L’équation nodale pour la barre k est : ∑
(2)
La puissance complexe délivrée à la barre k est donnée par :
( ) La résolution analytique des équations du
(3)
Power Flow est très difficile, ainsi ces
équations doivent être résolues numériquement avec une des méthodes suivantes : Méthode de Gauss-Seidel Méthode de Newton-Raphson Méthode découplée de Newton Méthode découplée rapide (FDLF)
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Page 46
Chapitre 2
Dans notre étude nous adoptant dans notre résolution du problème par la méthode de Newton-Raphson .
2.2.4.1.
Application de la méthode Newton-Raphson
Dans le problème d’écoulement de puissance, les équations non-linéaires à résoudre sont :
∑
(
∑
)
(4)
(
(5)
Posons : ( ) * +
( )
[ ] [
[
]
[
( ) ] ( )
( ) ( )
]
(6)
( )]
[
Les équations (4) et (5) deviennent : ∑
( ) ( )
(
)
∑
(
(7) )
(8)
Avec k=2,3,…N. On peut écrire :
( ) [
( )
∑
(
)
( ) ( )
∑ ∑
( (
) )
∑
(
)]
( )]
[
(9) [
]
On peut décomposer la fonction f(x) en série de Taylor autour d’un point
( )
PFE/ENSEM/2013
|(
)
|
(
)
:
(10)
Page 47
Chapitre 2
( )
En négligeant les termes d’ordre élevé, on a : *
On déduit La fonction
()
()
[
+
(
)
( )]
(11) (12)
est définie comme la matrice Jacobienne :
(13)
()
[
]
()
Les éléments de la matrice Jacobienne J sont donnés comme suit : Si
(14) (
)
(
) (
)
(
)
Si ∑
(
(
(
)
∑
∑ (
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))
)
(
(
)
))
)
Page 48
Chapitre 2 (
)
∑
(
) K,n=2,3,…….N
En résumé, la méthode Newton Raphson appliquée au problème d’écoulement de puissance peut être réalisée en quatre étapes comme montré ci-après. () Au i ème pas d’itération, la solution est ( )
[
() ] ()
() () [
()
Etape 1 : Calculer
() ] ()
[
(15)
( )]
[ ( )] ] [ ( )]
[
(16)
Etape 2 : Calculer la matrice Jacobienne Etape 3 : Utilisant la méthode d’élimination de Gauss, résoudre l’équation suivante : [
() ()
() ][ ()
Pour trouver la variation de x (qui est [
() ] ()
[
() ] ()
(17)
[
() ] ()
(18)
() ]) ()
Etape 4 : Calculer la nouvelle valeur de x : (
)
[
( (
) ] )
[
() ] ()
Le processus d’itération commence avec la valeur initiale x(0) et il termine lorsque la solution converge ou le nombre limite d’itération est dépassé. Les critères de convergence sont souvent basés sur la différence de puissance différence de tension
( )[critère de puissance] plutôt que sur la
( )[critère de tension].
Pour Chaque barre de génération (tension contrôlée),la tension fonction
est connue et la
( ) n’est pas requise .Par conséquent, on peut éliminer les éléments suivants :
La tension
dans le vecteur x
L’élément
dans le vecteur y
La colonne correspondante aux dérivées partielles par rapport à
La rangée correspondante aux dérivées partielles de
PFE/ENSEM/2013
dans la matrice J
( ) dans la matrice J. Page 49
Chapitre 2 A la fin de chaque itération, pour chaque barre de génération (tension contrôlée), on calcule : ( )
∑
(
(19)
)
Et aussi : ( ) Si
(20)
dépasse la valeur limite, la barre sera changée en barre de charge avec
valeur limite et une nouvelle valeur
fixée à sa
sera calculée.
2.3.2. Résolution d’un exemple de 3 bus par la Méthode de Newton Raphson Considérons le réseau simple à trois barres montré dans la figure suivante : B1
B2 Ligne 1 Z1=0.1+j0.2
G Ligne 2 Z2=0.05+j0.15 V1=1.0
Ligne 3 Z3=0.04+j0.12
2.4 pu
0
0.5 pu B3 V3 =1.05 P3=1.2 pu
G
Figure 12 : Schéma du réseau Test
Les données du réseau :
Barre
Type
V (pu) ( 1.0 0
1 2 3
Référence Charge Génération 1.05 (tension constante)
)
(
)
0 1.2
(
)
0
( ) 0 2.4 0
( ) 0 0.5 0
(
)
(
5
-5
(
)
(
)
Tableau 17 : Donnée du réseau Test
Les paramètres des lignes : Ligne 1 2 3
Connexion 1-2 1-3 4-5
( 0.1 0.05 0.04
)
( 0.2 0.15 0.12
)
( 0 0 0
) 0.0 0.0 0.0
)
3.0 3.0 3.0
Tableau 18 : Paramètre des lignes du réseau Test
PFE/ENSEM/2013
Page 50
Chapitre 2
calcul de la matrice des admittances ( [
) ( (
(
) ) )
( ) ( (
(
)
( ) )
[
( )
(
) ) (
] )
]
[
]
Les variables définies pour les trois barres du réseau sont : Barre B1 (barre de référence) Barre B2 (barre de charge) Barre B3 (barre de génération) L’equation du réseau s’ecrit : [ ]
[
]
[ ]
Ou A partir de l’equation du réseau . On peut exprimer les courants (
)
(
(
)
(
(
)
(
)
(
) )
( (
) ) )
Les complexes conjugués des courants I1, I2, I3 sont: ( ( PFE/ENSEM/2013
)
( )
(
)
(
)
)
(
) Page 51
Chapitre 2 (
)
(
)
(
)
Ou encore: (
)
)(
(
(
)(
)
(
(
)(
)
(
)(
)
(
)(
)
)(
)
(
)(
)
)(
)
)
)(
(
Les puissances complexes délivrées aux trois barres B1, B2 et B3 sont: (
)
(
)
(
)
Les puissances actives et réactives sont données par les six équations suivantes: (
)
(
( - -
)
( - -
)
(
(
( )
(
)
(
)
)
( - -
)
( - -
)
(
)
- (
)
(
)
)
( - -
)
(
(
) )
)
(
)
Ce sont les six équations non-linéaires à résoudre par la méthode Newton-Raphson
[ ]
Posons :
[
]
[
]
( )
( ) ( )] ( )
[
Ou : ( ) [ ( )] ( )
[
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( ( (
) ) )
( ( (
)
( )
)
( ( Page 52
) )] )
Chapitre 2 La matrice jacobienne :
( ) [
]
Les éléments de la matrice J sont: (
)
(
(
)
)
(
) (
(
)
(
)
)
(
)
(
(
)
) (
) (
(
)
)
(
)
(
)
(
)
Valeur initiale ( )
Posons comme valeur initiale pour x:
( )
Etape 1 : calculer
( ) [
(
)
(
[
[ (
(
]
[ ( )] ] [ ( )]
) )
(
( ) ] ( )
[
(
( ) [ ( )] ( )
)
)
(
[
) (
( ) ( )] ( ) (
) )
) (
(
)
Etape 2 : Calculons la matrice Jacobienne J(0)
PFE/ENSEM/2013
Page 53
)]
Chapitre 2
( )
[ [
( (
)
)
) )
( )
(
)
(
)
)
)
(
)
(
)
(
)
(
)
) )
(
(
)
(
( )
(
(
(
( )
(
)
)
( (
] (
(
]
)
(
)
)
)
(
)
(
)
(
)
Étape 3:
Utilisant la méthode d’élimination de Gauss, résoudre l’équation suivante: [
( ) ( )
Pour trouver la variation de x qui est
( ) ][ ( ) [
( ) ] ( )
[
( ) ] ( )
( ) ] ( )
L’quation à resoudre est : [
][
( ) ( )] ( )
[
]
On peut résoudre cette équation par la méthode d’élimination de Gauss ou par la méthode de Cramer ou en calculant l’inverse de la matrice J(0):
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Page 54
Chapitre 2
[
( ) ( )] ( )
[
]
[
]
[
]
Étape 4: Calculons la nouvelle valeur de x: ( )
[
( ) [ ( )] ( )
( )
On a :
( ) [ ( )] ( )
Ceci est la valeur de
( ) ] ( )
[
]
[
( ) ] ( )
[
( ) [ ( )] ( )
[
]
[
[
( ) ] ( ) ( ) ( )] ( )
]
(δ2 et δ3 sont en radian)
[ ] après la première itération
Donc,après la première itération , on a :
.
( )
(
)
( )
(
)
( ) ( ) (
2.3.3. Vérification des résultats obtenues par POWERWORLD On trace le schéma sur POWERWORLD et on fait entrer les valeurs appropriés
Figure 13 : Schéma du réseau Test dans POWERWORLD
PFE/ENSEM/2013
Page 55
Chapitre 2 Après avoir dessiné le schéma du réseau 3Bus ainsi que les valeurs des tableaux 21,22 on obtient les résultats suivants :
Figure 14: Résultat obtenue par POWERWORLD du réseau Test
On procède à la vérification des deux résultats obtenus, la méthode analytique manuelle et le logiciel de simulation POWERWORLD, on fait appel au calcul de l’écart de tension et d’angle entre les deux méthodes pour valider les résultats. On admet l’écart maximum pour les deux variables. Calcul de l’ecart entre les deux résultat (résultat manuelle et résultat POWERWORLD)
Ecart en tension :
Ecart en angle
:
3,3 %
1%
Conclusion : D’apres les résultats obtenues on remarque que les résultats obtenues manuellement sont proches des résultats de POWERWORLD, et puisque la methode de Newton Raphson est une methode analytique de linearisation on procèdera donc à sa programmation sous Matlab pour diminuer l’ecart des deux variables etudiées.
2.3.4. Application informatique de la méthode analytique Pour faciliter la tache des calcul,surtout pour un grand réseau comme Casablanca,on procèdera à la programmation de la mèthode sous Matlab.le code de programmation Matlab sera décrit dans l’annexe 2.
PFE/ENSEM/2013
Page 56
Chapitre 2 Résultat obtenue par le programme pour le réseau Test 3 Nœuds
Figure 15: Résultat obtenue sous le programme Matlab
On vérifie les résultats obtenus par le calcul manuel de la méthode et le programme, après le calcul des écarts on obtient :
Ecart en tension :
Ecart en angle
:
3,4 %
1%
Les résultats obtenus par le logiciel POWERWORLD et le programme Matlab :
Ecart en tension :
0.5 %
Ecart en angle
0.5 %
:
On remarque que le résultat de programmation de la méthode est très proche des résultats obtenue par POWERWORLD.
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Page 57
Chapitre 2 Conclusion Après avoir vérifié les résultats obtenus du programme Matlab avec POWER WORLD pour le réseau 3bus, on va utiliser cette application informatique pour la vérification des résultats obtenus pour le réseau de Casablanca avec POWERWORLD.
2.3.5. Résultat obtenu par le programme Matlab pour le réseau étudié Les résultats obtenus pour le réseau objet d’étude avec Matlab
Figure 16 : Résultat obtenu par le programme Matlab pour le réseau étudié
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Page 58
Chapitre 2 On vérifie les résultats obtenus par le tableau 14 et le programme,on obtient :
Ecart en tension :
1.5 %
Ecart en angle
1.5 %
:
Conclusion
Les résultats obtenu par les deux applications semble les mêmes avec un écart admissible. Donc les résultats de simulation obtenus par POWERWORLD sont corrects
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Page 59
Chapitre 3
Chapitre 3 : Analyse paramétrique du réseau 225 kV de la région de Casablanca
PFE/ENSEM/2013
Page 60
Chapitre 3
3.1. Critères de fonctionnement, de sécurité d’exploitation et de sauvegarde du système électrique: 3.1.1. Critères de fonctionnement du système On distingue quatre situations possibles de fonctionnement du système électrique : Situation normale : Situation dans laquelle toutes les variables de contrôle qui caractérisent l’état du système se trouvent dans les marges de fonctionnement normal dans lequel les critères de sécurité devant les contingences, sont remplis, notamment :
Les utilisateurs raccordés au réseau ont un régime normal d’alimentation,
Aucun ouvrage n’est en régime de surcharge,
Les critères de sûreté de fonctionnement et de secours sont assurés,
La fréquence et la tension sont maintenues à l’intérieur de leurs plages normales, réglementaires ou normatives, en tout point du système.
Situation d’alerte : Situation dans laquelle, bien que les valeurs des grandeurs électriques soient dans les plages normales, les critères de sécurité face aux contingences, ne sont plus remplis. Situation d’urgence : Situation où une ou plusieurs variables du système présentent des valeurs en dehors des marges de fonctionnement normal. Sont inclus dans cet état les cas dans lesquels on enregistre une certaine interruption de l’alimentation électrique à caractère régional. Situation de reprise de service : Situation caractérisée par la perte d’alimentation partielle ou totale du système électrique et dans laquelle l’objectif principal est la reprise ordonnée, sûre et rapide du service.
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Chapitre 3 3.1.2. Critère de sécurité du système Paramètres de contrôle de la sécurité du système électrique : Les paramètres permettant de contrôler l’état du système électrique sont :
La fréquence,
Les tensions dans les nœuds du réseau géré,
Les niveaux de charges dans les différents éléments du réseau de transport (lignes, transformateurs et appareillages associés).
Niveau des échanges sur les interconnexions.
Contingences devant être considérées dans les analyses de sécurité
Les contingences qui doivent être considérées dans les analyses de sécurité sont :
La simple défaillance d’un quelconque élément du système (groupe de production le plus puissant en service, jeu de barres, ligne régionale ou d’interconnexion, moyen de transformation ou de compensation) (critères de sécurité N-1),
Dans les situations exceptionnelles, lorsque la mise en pratique des mesures d’exploitation suite à une contingence nécessitant un temps excessif, comme cela peut se produire avec la remise en service d’un groupe thermique, la défaillance de l’équipement de production d’une région sera également considérée.
3.1.3. Marges de variation admissible des paramètres de contrôle dans l’exploitation : Fonctionnement normal du système : La fréquence :
Le fait de l’interconnexion du système électrique marocain avec le système électrique européen et au système maghrébin, les marges de variation de la fréquence seront conformes aux consignes de l’UCTE (Union for the Coordination of Transmission of Electricity (Europe) pour le maintien de la fréquence.
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Chapitre 3
La fréquence nominale du système marocain est de 50 Hz. Les variations normales des fréquences considérées sont comprises entre 49,85 Hz et 50,15 Hz.
En cas de fonctionnement d’une partie du système marocain en réseau séparé, le dispatching national veillera à maintenir la fréquence dans les limites de cette bande La tension :
En fonctionnement normal, les profils de tension doivent être maintenus dans les marges admissibles au niveau des différents nœuds du réseau géré.
Les tensions en situation normale doivent être comprises dans les limites suivantes : Niveau 400KV 225KV 150KV 60KV
Minimal 360 202.5 135 54
Maximal (90%) 420 (105%) (90 %) 245 (108.7%) (90 %) 165 (110%) (90 %) 66 (110%)
Tableau 19 : Niveau de tension admissible
La charge : Les niveaux de charge des installations du réseau de transport ne doivent pas dépasser la capacité nominale des transformateurs et des lignes, néanmoins des surcharges transitoires de 20%, avec une durée limite de 20 minutes, peuvent être admises pour les lignes.
3.1.4. Comportement du système devant les contingences Le système devra maintenir ses paramètres de contrôle dans les limites indiquées ci-après pour les contingences suivantes : Défaillance simple (critère de sécurité N-1):
Aucune coupure de courant ne doit se produire,
Aucune surcharge permanente ne doit se produire dans les lignes du réseau de transport, des surcharges transitoires pouvant être admises jusqu’à 20%, avec une durée limite de 20 minutes.
Aucune surcharge permanente ne doit se produire dans les transformateurs, sauf en hiver, pendant lequel il est admis, comme critère général, une surcharge maximale de 10%, de leur puissance nominale. Cette limite peut varier en fonction des
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Chapitre 3 caractéristiques consécutives de chaque transformateur et de la réaction de ce dernier devant les surcharges. Contingences dues au déclenchement d’une unité de production dont le recouplage nécessite un temps plus long :
Les coupures de courant ne doivent pas se produire. Ce genre de contingence sera pris en considération lorsque les mesures palliatives d’exploitation suite à la défaillance d’un groupe dont le recouplage nécessite un temps plus long.
Dans ces cas, on analysera ce type de contingence en prenant en considération les différentes situations envisagées pour le système et, en particulier, la sensibilité du comportement du système, en cas de contingence, en fonction de la demande prévisionnelle du système général.
3.1.5. Stabilité des réseaux électriques La stabilité est un problème crucial dans les réseaux électriques depuis les années 1920.Beaucoup de blackouts de grande ampleur provoqués par l’instabilité du réseau électrique ont illustré l'importance de ce problème. La stabilité du réseau électrique est semblable à celle de n'importe quel système dynamique et a des principes mathématiques fondamentaux.
La stabilité des réseaux électriques est définie en général par leur capacité de rester à un point de fonctionnement stable après l’apparition d’une petite perturbation et de retrouver un point de fonctionnement stable après l’apparition d’une grande perturbation.
Un système électrique moderne est un processus multi-variables d'ordre élevé dont la réponse dynamique est influencée par un grand nombre de dispositifs (générateurs, charges, actionneurs divers, etc.) ayant des caractéristiques et des temps de réponse différents. La stabilité est un état d'équilibre entre des forces d'opposition. Selon la topologie du réseau, les conditions d'exploitation du système et les formes de perturbation, les différentes séries de forces d'opposition peuvent mener à différentes formes d'instabilité.
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Chapitre 3 Comme présenté dans la figure ci-dessous le problème de stabilité du réseau électrique peut être classifié en trois catégories: la stabilité d'angle rotorique, la stabilité de fréquence et la stabilité de tension. Stabilité d’angle rotorique
Stabilité des réseaux électriques
Stabilité de tension
Stabilité de fréquence
Figure 17: Stabilité des réseaux électriques
Classification
Les systèmes électriques sont soumis à de petites et grandes perturbations. Les petites perturbations sont des changements de charge continuels. Les grandes perturbations sont des courts circuits sur des lignes, des pertes de générateurs, des pertes de postes de transformation,etc. Ils peuvent changer la structure (topologie) des réseaux électriques du fait de l’isolation des éléments en défaut par les protections.
Selon la forme des perturbations, la stabilité d'angle rotorique peut être divisée en la stabilité d'angle de petite perturbation et la stabilité transitoire (la stabilité d'angle de grande perturbation). Et la stabilité de tension peut également être divisée en stabilité de tension de grande perturbation et stabilité de tension de petite perturbation. Le cadre de temps des problèmes de stabilité est différent. Il est variable de quelques secondes à quelques dizaines de minutes. Stabilité d'angle rotorique
La stabilité d'angle rotorique est la capacité des machines synchrones d'un système électrique interconnecté à rester au synchronisme après une perturbation. Elle dépend de la capacité à maintenir ou à rétablir l’équilibre entre le couple électromagnétique et le couple mécanique de chaque machine synchrone dans le système. L'instabilité d’angle rotorique se produit sous forme d'une apparition suivie d'une augmentation des oscillations angulaires de
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Chapitre 3 quelques générateurs menant à la perte du synchronisme de ces derniers avec d'autres générateurs. Stabilité de fréquence
La stabilité de fréquence est la capacité d'un système électrique à maintenir sa fréquence à la suite d'une grave perturbation résultant en un déséquilibre significatif entre la production et la consommation. L'instabilité se manifeste sous la forme de variations de fréquence soutenues menant au déclenchement de générateurs et/ou de charges. Stabilité de tension
La stabilité de tension est la capacité d'un système électrique à maintenir, à partir d'un état, initial donné, les tensions stables en tous ses nœuds après une perturbation. Elle dépend de la capacité à maintenir ou à rétablir l'équilibre entre la demande de charge et la puissance fournie du réseau électrique. L'instabilité se produit sous la forme d'une baisse ou d'une augmentation de tension progressive dans certains nœuds. Un résultat possible d'une instabilité de tension est la perte de charges dans une zone, ou le déclenchement de lignes de transport et d'autres éléments par leurs systèmes de protection conduisant à des pannes en cascade. La diminution progressive des tensions aux nœuds peut également être associée à l'instabilité d’angle rotorique. Par exemple, la perte de synchronisme de machines d'une centrale (l’angle rotorique entre deux groupes de machines approche 180°) provoque une baisse rapide de la tension à proximité de la centrale. L’écroulement de tension est le processus par lequel la séquence des événements accompagnant l’instabilité de tension conduit à un blackout, ou du moins à des tensions anormalement basses dans une partie importante du système électrique. Le moteur de l'instabilité de tension est habituellement la réponse des charges à une perturbation. La puissance consommée par les charges, qui devrait théoriquement diminuer avec la tension, tend à être restaurée par l'action des régulateurs de tension et des transformateurs à régleur en charge. Les charges reconstituées augmentent alors le stress sur le réseau haute tension en augmentant la consommation de puissance réactive, et causent à leur tour une dégradation de PFE/ENSEM/2013
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Chapitre 3 tension. Une situation rare provoquant une instabilité de tension se produit lorsque la dynamique de la charge tente de rétablir la consommation au-delà de la capacité du réseau de transport et de la production connectée.
3.2. Analyse des résultats de calcul du réseau de Casablanca La maîtrise de la sûreté de fonctionnement du système électrique (ou sûreté du système) est au coeur des responsabilités de l’ONEE Elle se définit comme l’aptitude à :
Assurer le fonctionnement normal du système ;
Limiter le nombre d’incidents et éviter les grands incidents ;
limiter les conséquences des grands incidents lorsqu’ils se produisent.
Il peut arriver qu’un événement important au niveau de la production, du réseau ou de la consommation amorce un scénario exceptionnel qui peut aboutir à une panne étendue ou « blackout ». Ce type d’incident de grande ampleur a toujours pour origine l’un ou plusieurs des trois grands phénomènes suivants, qui se succèdent et/ou se conjuguent :
- les chutes de tension ; - la non vérification de la règle N-1 ; - les surcharges en cascade.
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Chapitre 3 3.2.1. Analyse des résultats de niveau de tension Pour mieux analyser les résultats obtenus du tableau 14 on procède à sa visualisation sous forme de graphe. 250 200 150 100 50 bus
0 1
2
3
4
5
6
7
8
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Figure 18 : Chute de tension dans la région de Casablanca
D’après les résultats présentés ci-dessus, on remarque qu’en mode normale le réseau est atteint par des chutes tensions, puisqu’ils sont éloignées des centrales de production, alors qu’à la point de consommation la tension est forte aux nœuds du réseau ou les centrales débitent.
3.2.2. Vérification du dépassement de la charge maximale des lignes Les résultats du tableau 15 sont présentés ci-dessous :
100 90
Puissance transitée dans les lignes
80 70 60 50 40 30 20 10 0 1
3
5
7
9
11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37
Figure 19 : Puissance transitée dans les lignes
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Chapitre 3
Les lignes MEDIOUNA-OULAD HADDOU,SIDI BENNOUR-GHANEM2,GHANEMJORF LASFAR2, présentent des dépassement par rapport à 70 % de la puissance limite. Line Records From NumberFrom Name To Number To Name Circuit 12 O.HADDOU 1 MEDIOUNA 1 19 GHANEM 23 JORF LASFAR 1II
Status Closed Closed
Xfrmr NO NO
MW From Mvar From MVA From Lim MVA % of MVA Limit (Max) 130.1 -235.5 269 301 94.7 -271.4 -20 272.1 301 91.7
Tableau 20 : Intensité des lignes proche de l'intensité maximale transmissible
La puissance transitée dans les lignes O.HADDOU-MEDIOUNA,GHANEM-JORF LASFAR, est proche de la puissance transitée ce qui provoquera leur échauffement et leur allongement ainsi à toute instant l’ouvrage pourra déclencher.
Ces lignes peuvent être dangereuses pour les personnes dans des conditions exceptionnel à savoir la période du froid, car la distance de sécurité ne peut plus être respecté aussi le matériel peut être aussi endommagé, ce qui engendrera le déclenchement des lignes. Le transit supporté auparavant par ces ligne va alors se reporter dans d’autres chemins électriques en raison du maillage du réseau de transport, risquant de provoquer de nouvelles surcharges. C’est alors l’amorce d’un phénomène de cascade (c’est-à-dire d’une succession de mises hors tension des lignes), qui peut conduire à la mise hors tension de vastes zones du réseau.
3.2.3. Vérification de la règle de sécurité Dans l’exploitation d’un système électrique, on rappelle qu’il est possible à tout instant que des éléments du réseau ou des groupes de production déclenchent, d’où la nécessité que les autres lignes intactes puissent supporter cette défaillance à certain niveau, on visualise sur POWER WORLD cette règle.
Les lignes concernées par cette règle sont :
La ligne OULAD HADDOU Ŕ JORF LASFAR 1
La ligne JORF LASFAR 2 - DAR BOUAZZA
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Chapitre 3
Déclenchement un de ces lignes
Figure 20: Vérification de la règle de sécurité avec POWERWORLD
Le déclenchement de cette ligne présente un BLACKOUT ce qui est un gros problème pour le réseau maillé de Casablanca, les lignes sont incapables de secourir la puissance transitée de la ligne déclenché et ensuite un déclenchement en cascade de toutes les lignes voisines, c’est ce qui est présenté par la figure suivante :
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Chapitre 3
Figure 21: Simulation du Blackout
3.2.4. Détermination de la zone critique Dans un réseau de transport d’énergie, la zone critique constitue une zone sensible qui génère plusieurs causes d’instabilité du réseau électrique à savoir les chutes de tension, les cascades en surcharges.
Une fois cette zone est localisée on procède à la recherche des solutions pour résoudre le problème de stabilité locale qui s’étend sur tout le réseau.
Pour localiser cette zone on peut procéder à la fonction contouring dans POWERWORLD
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Chapitre 3
Figure 22: Application de la fonction contouring dans POWERWORLD
Après avoir appliqué cette commande, on aperçoit 2 zones dans notre réseau étudié, zone de couleur bleu qui présente des problèmes d’instabilités et de chute de tension alors que l’autre
zone
présente
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une
zone
normale
sans
problème
d’instabilité.
Page 72
Chapitre 4
Chapitre 4 : Solutions proposées pour la sauvegarde du réseau de Casablanca
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Chapitre 4 4.1. Solution pour l’élimination des chutes de tension Pour résoudre le problème de chute de tension dans la zone critique , on procèdera à la compensation local dans chaque bus de cette zone pour localiser le point optimal de la compensation. Compensation du bus de SIDI BOUGUEDRA
On compense le Bus de SIDI BOUGUEDRA de 89.6 MVAR comme suit :
Figure 23 : Compensation du Bus SIDI BOUGUEDRA
On relève les résultats obtenus de POWERWORLD et on trace les courbes de tension comme suit :
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Chapitre 4 235 230 225 220 215 210 205 200 195 190 185 180 1
2
3
4
5
6
7
8 Bus
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Tension admise 202,5 KV
Figure 24 : Résultats obtenus après la compensation du Bus SIDI BOUGUEDRA
La compensation de 89.6 MVAR dans ce Bus nous a permis d’obtenir des tensions admises dans les bus de la région de Casablanca sauf pour le bus 20. Compensation de SIDI BENNOUR On compense le bus SIDI BENNOUR avec 91.6 MVAR on obtient : 240 230 220 210 200 190 Bus
180
Tension admissible 202,5 KV 170 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Figure 25 : Compensation du bus SIDI BENNOUR
Après la compensation toutes les tensions sont admises sauf pour le bus 20.
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Chapitre 4 Compensation GHANEM,LAAWAMAR,CHIKER On compense simultanément le Bus GHANEM avec 82.2 MVAR, LAAWAMAR avec 82 MVAR et CHICKER avec 91.94 MVAR on obtient :
250
200
150
100
50 Bus
Tension admise 202,5 Kv
0 1
2
3
4
5
6
7
8
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Figure 26 : Compensation du bus GHANEM
250
200
150
100
50
Bus
0 1
2
3
4
5
6
7
8
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Figure 27: Compensation du bus LAAWAMAR
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Chapitre 4 250
200
150
100
50 Bus
Tension admise 202,5 KV
0 1
2
3
4
5
6
7
8
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Figure 28 : Compensation du bus CHICKER
On remarque qu’après la compensation de ces zones tous le réseau de Casablanca ne présentent plus de chute de tension sauf pour le bus 20 qui est le bus CHICHAOUA, alors nous allons compenser ce bus pour voir les résultats. Compensation du bus CHICHAOUA On compense dans le bus CHICHGAOUA avec 73 MVAR , on obtient : 230 225 220 215 210 205 200 Bus
195
Tension admise 202,5 190 Tension 225 185 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Figure 29 : Compensation du bus CHICHAOUA
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Chapitre 4 Après la compensation dans ce bus, le réseau objet d’étude de Casablanca ne présente plus de chute de tension. Conclusion La compensation dans les nœuds qui se trouvent dans la zone critique nous a permis de déterminer le point optimal de compensation qui est le bus CHICHAOUA
4.2. La solution pour garantir la règle de sécurité N-1 La règle de N-1 garantit le bon fonctionnement du réseau de transport lorsqu’une ligne déclenche, alors pour que cette règle soit satisfaite et vu du maillage du réseau la puissance doit être reporté dans les lignes électriques lors du déclenchent des lignes endommagées, donc la réactance de la ligne doit être diminué pour permettre plus de transit de puissance, c’est dans ce cas que le FACTS intervient.
Avec leurs aptitudes à modifier les caractéristiques apparentes des lignes, les FACTS sont capables d’accroitre la capacité du réseau dans son ensemble en contrôlant les transits de puissances. Il est donc important de souligner que les dispositifs FACTS ne peuvent pas augmenter la capacité thermique des lignes de transport. En revanche, ils permettent d’utiliser les lignes plus proches de cette limite en repoussant d’autres limitations, en particulier celles liées à la stabilité. Technologie des FACTS Les dispositifs FACTS sont conçus sur la base d’éléments semi-conducteurs de puissance jouant le rôle d’interrupteurs très rapides. Il existe trois familles de dispositifs qui peuvent être classées selon leurs modes de commutation :
les diodes, dont toutes les commutations sont spontanées ;
les thyristors, commandables uniquement à l’amorçage ;
les éléments auto-commutés, qui peuvent être soit des thyristors avec capacité d’extinction, soit des transistors.
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Chapitre 4 4.2.1. Montage de base des dispositifs FACTS Les éléments semi-conducteurs sont assemblés pour former des valves et des convertisseurs. Les FACTS sont des dispositifs ayant des puissances allant jusqu’à quelques centaines de mégawatts. A ce jour, les valeurs nominales des semi-conducteurs de puissance atteignent 5-10 KV pour la tension et 1-5 KV pour le courant. Pour atteindre la tenue en tension désirée, il est nécessaire de connecter plusieurs éléments en série.
La valeur en courant souhaitée est obtenue en disposant plusieurs éléments en parallèle. En général, on veille à ce que les semi-conducteurs assemblés présentent des caractéristiques similaires, de sorte que la tension se repartît de manière uniforme et qu’un élément ne soit pas plus sollicité qu’un autre. Des considérations sur les vitesses de commutation et sur les pertes entrent également en jeu. Dans ce qui suit, les termes diode et thyristor sont employés pour parler d’un ensemble d’éléments connectés de façon à obtenir les caractéristiques voulues. Trois familles de montages sont utilisées comme base à l’ensemble des dispositifs FACTS :
les gradateurs ;
les convertisseurs de courant ;
les convertisseurs de tension
Pour chacun d’eux, Plusieurs variantes ont été développées, cependant le principe de fonctionnement reste le même. Montage de base utilisée dans les dispositifs FACTS Le gradateur ou variateur de courant se comporte comme un interrupteur. Il est formé de deux thyristors montés en antiparallèle qui forment une valve. Chaque thyristor peut être amorcé durant une des deux alternances. Si l’un ou l’autre des thyristors conduit, la tension apparait aux bornes de la charge ̅ . Si les deux thyristors sont bloqués, aucun courant ne circule et la tension sur la charge est nulle. Le contrôle de l’instant d’allumage des thyristors permet de faire varier le courant dans le circuit
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Chapitre 4
Z Figure 30 : Montage gradateur du FACTS
Le convertisseur de courant est composé de six thyristors GTO montée en pont et d’une inductance placée du cotée continu. Le courant continu circulant dans l’inductance L a toujours une seule polarité. L’inversion du sens d’échange de la puissance se fait en inversant la polarité de la tension continue, par le contrôle de l’instant de l’amorçage des thyristors. pour absorber la puissance réactive, l’angle d’allumage des thyristors est de 90 degré et le courant de ligne est en retard de 90 dégrée sur la tension correspondante. Pour fournir la puissance réactive, l’angle d’amorçage doit être différé de 180 .dans ce cas, le courant est en avance 180 dégrée sur la tension.
L Figure 31: Montage convertisseur de courant FACTS
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Chapitre 4 Le convertisseur de tension est composé de six éléments auto-commutées (thyristors GTO) avec des diodes en antiparallèle et d’une capacité placée du cotée continu. Du coté continu le courant circule dans les deux sens alors que la tension conserve toujours la même polarité.
Dans ce fait, les valves du convertisseur doivent être bidirectionnelles, mais les dispositifs commandables à l’extinction n’ont pas besoin de tenue en tension inverse. Une réduction des harmoniques injectées dans le réseau peut etre obtenue en utilisant des convertisseurs multi niveau pou multi impulsion ou encore en utilisant une commande à modulation d’impulsion pour les thyristors.
Dans les dispositifs FACTS, les convertisseurs de tension sont généralement préférées aux convertisseurs de courant pôur plusieurs raisons. Les principales concernant les pertes et la protection des semi-conducteurs de transitoire de tension dans la ligne. En revanche, les convertisseurs de courant ont l’avantage d’être pratiquement insensibles aux courts-circuits, l’inductance limitant le courant de manière inhérente.
Figure 32 : Montage convertisseur de tension FACTS
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Chapitre 4 4.2.2. Types de FACTS Les FACTS sont répartit sous 3 catégorie : FACTS parallèle L’objectif
principal de la compensation shunt est l’accroissement de la puissance
transmissible dans le réseau. Le principe consiste à fournir ou à absorber de la puissance réactive de façon à modifier les caractéristiques naturelles des lignes pour les rendre plus compatible avec la charge .En régime permanent, la compensation réactive est utilisée pour la sectionnalisation des lignes ainsi que le maintien de la tension aux nœuds. En régime transitoire, les dispositifs shunt permettent un contrôle dynamique de la tension pour l’amélioration de la stabilité transitoire et l’amortissement des oscillations de puissance.
La sectionnalisation est utilisées pour accroitre la puissance transmissible des longues lignes de transport. Elle consiste à découper la ligne en plusieurs tronçons en insérant des compensateurs permettant de contrôler la tension aux point médians .Dans ce cas, le meilleur emplacement pour le dispositif est le milieu de la ligne. Les différents modèles des FACTS parallèle sont :
SVC (Static VAR Compensator) : compensateur d’énergie réactive shunt dit aussi CSPR(Compensateur statique de puissance réactive) ou statocompensateur
TCR(thyristor-controled Reactor) : inductance controllée par thyristors
MSR(Mecanically Controlled Reactor):inductance commutées mécaniquement
TSC(thyristor-Switched Capacitor):condensateur commute par thyristors
MSC(mechanically Switched Capacitor):condensateur commute mécaniquement parfois arrange sous forme de filtre anti harmonique
Statcom 5static compensator) :compensateur d’énergie réactive shunt(source de tension) ;
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Chapitre 4
LINE
TCR
TSC
MSC
STATCOM
Figure 33 : FACTS parallèle
FACTS série la réactance des lignes est une des limitations principales de la transmission de courant alternatif à travers les longues lignes. Pour remédier à ce problème, la compensation série capacitive a été introduite il y a plusieurs dizaine d’année afin de réduire la partie réactive de l’impédance de la ligne. Les dispositifs FACTS de compensation série sont des évolutions des condensateurs séries fixes. Ils agissent généralement en insérant une tension capacitive sur la ligne de transport qui permet de compenser la chute de tension inductive. ils modifient ainsi la réactance effective de la ligne en question.la tension insérée est proportionnelle et perpendiculaire au courant circulant dans la ligne. Les différents types des FACTS série sont :
TCSC (Thyristor Controlled Series Capacitors ):condensateurs series controlés par thyristor
SSSC (Static Synchronous Series Compensateur):compensateur série (réactances ou condensateurs)
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Chapitre 4 LINE
TCSR/TSSR Figure 34 : FACTS série TCSR
LINE
TCSC/TSSC Figure 35: FACTS série TCSC
FACTS hybrides Les dispositifs FACTS hybrides permettent d’agir uniquement sur un des trois paramètres déterminant la puissance transmise dans une ligne(tension, impédance et l’angle).Par une combinaison des deux types de dispositifs(shunt et série),il est possible d’obtenir des dispositifs hybrides capables de Controller simultanément les différentes variables précitées.
Les FACTS hybrides sont les plus sophistiquées des FACTS ,se composent de deux sources de tension synchrones couplées au réseau par des transformateurs , l’une placée parallèle (shunt) et l’autre en série, obtenues par des convertisseurs ayant en commun une capacité de stockage. La source de tension série est totalement commandable en amplitude et phase.
Ce convertisseur puise son énergie dans le circuit continu intermédiaire, qui est lui-même alimenté par le convertisseur shunt. Ce dernier fournit la puissance active absorbée par le convertisseur et les pertes et peut, en outre, régler la puissance réactive au nœud de connexion shunt.
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Chapitre 4 Les différents types de FACTS hybrides sont :
UPFC(unified Power Flow Controller) ;
IPFC (interline Power Flow Controller);
TCPAR(Thyristor controlled Phase Angle Regulator)
I
V série
Ligne électrique
I parallèle Vdc
V1
V2
V3
Figure 36 : FACTS hybride UPFC
Choix du FACTS adéquat pour la solution
Dispositif Contrôle du transit de puissance Contrôle de la tension Stabilité transitoire Stabilité statique SVC + +++ + ++ STATCOM + +++ ++ ++ TCSC ++ + +++ ++ UPFC +++ +++ +++ +++
Tableau 21 : Avantage technique des dispositifs FACTS
Comme montrer dans ce tableau, UPFC est le FACTS qui présente plus d’avantage mais qui est économiquement très cher, nous allons donc choisir le TCSC puisque nous avons déjà intégré des batteries de condensateur dans le réseau , donc un FACTS série reste le choix optimal.
4.2.3. Utilisation du TCSC pour la compensation de l’énergie réactive Un TCSC est constitué de deux branches parallèles. La première comprend deux thyristors T1 et T2 branchés tête-bêche en série avec une inductance L. Cette branche est appelée TCR ou« Thyristor Controlled Reactor » pour inductance contrôlée par thyristor qui peut être comparée à une inductance variable.
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Chapitre 4 La seconde branche ne contient qu’un condensateur C. L’inductance variable, montée en parallèle avec ce condensateur, permet de faire varier l’impédance du TCSC en compensant tout ou partie de l’énergie réactive produite par le condensateur. La modification de la valeur de cette impédance se fait en jouant sur l’angle d’amorçage des thyristors à l’instant dans une période où les thyristors commencent à conduire. Il y a une zone critique correspondant à la résonance du circuit LC.
C
IL
TCSC/TSSC
LINE T1
IV
T2 L +
UC
-
Figure 37: Modèle du TCSC
Modélisation du TCSC Le compensateur série conventionnel (TCSC) contribue à l’amélioration de la stabilité transitoire en utilisant
une haute vitesse d’amorçage qui change l’état des thyristors
rapidement et avec précision. Le TCSC fonctionne comme un condensateur fixe dans l’état stable afin qu’il puisse controller le courant et améliorer la stabilité de l’état en augmentant la marge de la stabilité de tension . il peut augmenter la stabilité dynamique du système de puissance par le contrôle de la valeur de la capacité dans l’état d’instabilité, et protège les appareils de surtension et ou du surcharge en mettant en hors circuit la capacité avec un appareil de protection adéquat pendant le défaut réinstalle cet capacité après élimination du défaut rapidement.
De ce fait, la réactance de la ligne dans le modèle y compris un TCSC ne peut plus être considérée comme une valeur fixe à cause de sa variation.
La réactance fondamentale du TCSC est donnée par :
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Chapitre 4 [ Avec :
(
( )
)
( )(
(
)
( ))]
√
Le dispositif peut opérer en trois modes différents :
a) Mode hors circuit : les thyristors sont en conduction pleine b) Mode bloquée :les thyristors sont bloqués c) Mode variable : la conduction des thyristors sont contrôlées par un signal d’amorçage et donc le TCSC à une réactance
contrôlable dans les régions inductives et
capacitives. Ce dernier cas a un grand intérêt .Les angles d’amorcage des thyristores jusqu’à une valeur inductive maximum dans une plage de
peuvent changer de
jusqu’à une valeur capacitive minimum dans une
fonctionnement inductive et de plage de fonctionnement capacitive.
La valeur maximale d’une impédance inductive et la valeur minimale de l’impédance capacitive devrait être installée dans la conception du dispositif pour empêcher une résonance parallèle entre le condensateur et le TCR à la fréquence fondamental. 50 40 30
Impédance en ohm
20 15
10 0 -10 -20
Zone inductive
-30
Zone capacitive
-40 -50 0
10
20
30 40 50 60 70 80 Angle d’amorçage en dégrée
90
Figure 38: Caractéristique non linéaire du TCSC
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Chapitre 4 On peut voir de cette figure la caractéristique non linéaire du dispositif et sa région de résonnance. Model d’injection Le TCSC est un dispositif utilisé comme compensateur serie.Il est connecté entre les nœuds m et k en séries avec l’impédance de la ligne
,le condensateur qui représente le
TCSC peut etre remplacé par une source de tension equivalente : 𝒎
𝜹𝒎
𝒌
𝜹𝒌
̅̅̅̅𝑪
𝑹𝑳 + 𝒋𝑿𝑳
𝑰𝒌
̅̅̅̅ 𝑰𝒎
Figure 39 : Source de tension équivalente du TCSC
Avec :
̅̅̅
(
)
̅ Une source de tension peut etre remplacé par une source de courant en parallèle avec l’impédance de la ligne.Ce modèle est obtenu en remplacant ̅̅̅ par ̅̅̅̅. 𝒎
𝜹𝒎
𝑹𝑳 + 𝒋𝑿𝑳
𝒌
𝜹𝒌
̅̅̅̅
Figure 40 : Source de courant équivalente du TCSC
Le courant injecté par un compensateur série (TCSC) ̅
̅ (̅ ̅ ̅
(
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)(
̅ ) (
))
̅
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Chapitre 4 A partir de ces equations on determine les courants à injecter en fonction de l’admittance du TCSC 𝒎
𝜹𝒎
𝑹𝑳 + 𝒋𝑿𝑳
̅
𝒌
𝜹𝒌
̅
Figure 41: Le courant à injecter en fonction de l'admittance du TCSC
4.2.4. Simulation du réseau en présence du FACTS Simulation de la zone critique dans PSAT Après avoir étudié le TCSC reste a testé son effet sur le réseau objet d’étude pour cela on fait appel à la toolbox PSAT de FREDERICO MILANO .le guide d’utilisation de cette bibliothèque est décrit en annexe.
Figure 42 : Zone critique du réseau 225 kV dans PSAT
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Chapitre 4 On insère un TCSC dans la ligne JORF LASFAR 2 Ŕ CHICHAOUA avec paramètre de compensation de 30 %, et les batterie de condensateur de 14 MVAR dans le bus CHICHAOUA.
Figure 43 : Schéma du TCSC dans PSAT
Les résultats obtenus avant et après l’insertion du TCSC et les batteries de condensateur.
Bus CHICHAOUA
Figure 44: tension bus CHICHAOUA avant correction
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Figure 45: tension Bus CHICHAOUA après correction
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Chapitre 4 On voit qu’avant l’insertion du FACTS dans le bus CHICHAOUA, sa tension était en chute au-dessous de la tension admise 0.9 pu , mais après l’insertion du FACTS on voit qu’après un régime transitoire la courbe de tension se stabilise à 1.02 pu, donc l’effet du FACTS est vraiment visible dans cette courbe reste à savoir son effet sur les autres bus.
Résultat Bus GHANEM , SIDI BENNOUR
Figure 46 : Tension bus GHANEM avant et après FACTS
Figure 47 : Tension bus SIDI BENNOUR avant et après FACTS
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Chapitre 4 On voit de même qu’avant l’introduction du FACTS la tension chute dans tous les Bus mais après l’insertion du FACTS la tension se stabilise après un laps de temps et c’est le cas pour tous les bus de la zone de défaillance à savoir, CHIKER , JORF LASFAR .
4.2.5. Influence du FACTS sur la stabilité du réseau objet d’étude Courbe d’effondrement de la tension PV Afin d’étudier la stabilité de tension la courbe d’effondrement de tension PV est considérées parmi les techniques les plus utilisées dans l’étude et l’analyse de la stabilité statique de tension .Elle trace l’évolution de la tension en fonction de l’augmentation de la charge dans le nœud. A partir du logiciel POWERWORLD nous avons pu tracer la courbe PV avant et après l’implantation du FACTS .les résultats sont comme suit
Point D’effondrement de tension
Figure 48 : Courbe PV avant et après implantation du FACTS
Résultat et analyse On peut remarquer des deux courbes que lorsque la puissance demandé augmente, la tension diminue progressivement jusqu’à atteindre une valeur critique V critique qui correspond à la puissance maximale transmissible par la ligne
.ce point est appelé point
de bifurcation de tension ou point d’effondrement de tension. Au-delà de ce point la tension chute d’une façon brusque et incontrôlable Ce phénomène peut s’expliquer comme suit : lorsque la charge croît, le courant circulant dans la ligne croît entraînant une chute de tension d’autant plus importante que le courant est plus grand, donc la tension aux bornes de la charge décroît.
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Chapitre 4 On peut bien remarquer qu’avant l’introduction du FACTS que la tension commence à s’effondre à partir une charge de 1500 MW alors qu’après l’introduction du FACTS on peut augmenter la charge jusqu’à une valeur de 3000 MW. Cela s’explique le fait que le FACTS contrôle la puissance transmise dans la ligne par la variation de la réactance de cette dernière, puisque l’augmentation de la réactance de la ligne augmente les pertes de la puissance réactive, ce qui provoque un déséquilibre entre la production et la demande de l’énergie réactive .ainsi le réseau ne peut pas satisfaire la demande de charge ,d’autre part la compensation de la ligne par le TCSC diminue la réactance apparente de la ligne dans notre cas de 30 % ce qui fait réduire les pertes réactives et augmenter la marge de stabilité de tension. Courbe QV L’approche QV est l’une des techniques les plus utilisés avec la courbe PV pour l’étude de l’effondrement du réseau, cette approche permet de développer une courbe associant la tension à une barre de la puissance réactive nécessaire pour atteindre cette tension. Du logiciel POWERWORLD on a pu tracer les deux courbes QV avant et après l’introduction du FACTS. Les résultats obtenus sont comme suit :
Figure 49 : Courbe QV avant et après insertion du TCSC
Résultat et analyse La courbe V-Q illustre le comportement de la tension du système au fur et à mesure qu’une puissance réactive accrue est retirée du système, cette approche permet en d’autre mot
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Chapitre 4 d’évaluer le maximum
de puissance réactive qui peut être soutirée du système avant
l’effondrement de la tension. On peut remarquer clairement de la courbe QV avant l’implantation du TCSC qu’il y a beaucoup de pertes d’énergie réactif dans le réseau ce qui implique un effondrement de tension plus facile par rapport au réseau menu du TCSC ce qui est normale puisque le TCSC gère l’énergie réactif du réseau en diminuant la réactance de la ligne , donc moins de perte et plus de marge pour la tension pour s’effondre , on prend par exemple le cas du réseau sans FACTS que si 120MVAR seulement est retirée du réseau alors la tension chute à 0.8 pu alors qu’avec le FACTS on a besoin de retirée plus de 300 MVAR ce qui présente une marge de stabilité très supérieur . Conclusion L’introduction du FACTS TCSC dans le réseau objet d’étude nous a permis d’augmenter la marge de stabilité de ce réseau, d’un côté il nous a permis de décaler le point d’effondrement de tension et d’augmenter la valeur de puissance réactif à soustraire pour l’effondrement du réseau , et de l’autre côté il permet de diminuer la réactance apparente de la ligne ce qui permettra de diminuer les pertes en énergie réactif et augmenter la stabilité du réseau, ainsi la baisse de la quantité de puissance réactive injecté pour la compensation local au niveau du bus CHICHAOUA.
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Chapitre 4 4.3. Etude de la vulnérabilité du réseau après correction Après avoir introduit le FACTS et la compensation local au niveau du bus de CHICHAOUA et vérifier ses résultats, reste à tester les vulnérabilités du réseau et sa fiabilités .Pour cela on utilisera le logiciel POWERWORLD mais on utilisera une compensation de 14 MVAR dans le Bus CHICHAOUA et nous allons diminuer la réactance de la ligne CHICHAOUA-JORF LASFAR par 1/3 puisque ce logiciel n’introduit pas de FACTS. On obtient le schéma suivant :
Figure 50 : Réseau de Casablanca corrigé
4.3.1. Vérification des chutes de tension Après avoir introduit les modifications proposées dans le schéma de Casablanca à travers POWERWORLD, on obtient les résultats suivant :
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Chapitre 4 Bus Records Number Name Area Name Nom kV 1 MEDIOUNA 1 2 TIT MELLIL 1 3 CTM 1 4 ZAER 1 5 M.STEEL 1 6 AIN HARROUDA 1 7 LAAYOUNE 1 8 DAR BOUAZZA 1 9 LA'WAMAR 1 10 SETTAT 1 11 KHOURIBGA II1 12 O.HADDOU 1 13 SIDI OTHMAN1 14 CHIKER 1 15 AL MASSIRA 1 16 BENGUERIR 1 17 SONASID 1 18 S.BENNOUR 1 19 GHANEM 1 20 CHICHAOUA 1 21 SIDI BOUGUEDRA 1 22 JORF LASFAR 1I 23 JORF LASFAR 1II 24 U.ACIER 1
225 225 225 225 225 225 225 225 225 225 225 225 225 225 225 225 225 225 225 225 225 225 225 225
PU Volt Volt (kV) Angle (Deg) Load MW Load Mvar Gen MW Gen Mvar Switched Shunts Tension Mvaradmise 1.01137 227.559 39.68 202.5 1.01312 227.953 38.82 271.1 112.4 18 369.44 202.5 1 225 39.37 125.5 38.5 343.62 101.11 202.5 0.97084 218.439 37.58 113.2 69.1 202.5 1.00238 225.535 39.42 14 7 202.5 0.99895 224.764 39.28 25 11 202.5 0.99822 224.6 39.21 68.6 30.6 202.5 0.97096 218.466 43 55.6 25.2 202.5 0.90176 202.895 39.59 176.7 96.4 202.5 0.9586 215.686 40.32 60 6.3 202.5 0.99563 224.016 38.67 32 15.4 202.5 0.97797 220.044 41.71 124.4 57.4 202.5 1.00941 227.117 38.52 105.1 51.1 202.5 0.93504 210.384 43.2 202.5 0.92916 209.062 43.14 49.8 16.2 202.5 0.90029 202.565 41.69 202.7 83.6 202.5 0.96901 218.028 50.39 10.5 5.2 202.5 0.93861 211.187 46.56 35.3 14.5 202.5 0.9694 218.115 50.42 137.8 5.5 202.5 0.89708 201.844 44.39 300.2 51.1 14.08 202.5 0.92359 207.808 45.85 99.3 29.1 202.5 0.97809 220.071 51.66 660 166.4 202.5 0.98063 220.641 52.09 660 91.6 202.5 1.01239 227.789 38.97 32 8.3 202.5
Tableau 22:Tension du réseau après correction
D’après les résultats affichées ci-dessus on remarque que tous les bus présentent des tension admissible donc supérieur à 202.5 KV , pour bien visualiser les résultats on observe le graphe suivant : 230 225 220 215 210 205 200 195 Tension de bus après correction
190
Tebsion admise
185 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
Figure 51: Tension des bus après correction
On visualise nettement que le réseau présente des tensions admissibles et aussi il n’y aucune surtension, donc on peut admettre que le réseau n’est plus atteint par les chutes de tension. PFE/ENSEM/2013
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Chapitre 4 4.3.2. Vérification de la cascade en surcharge Le problème des cascades en surcharge n’est plus présenté puisque tous les lignes fonctionnent en régime normale avec des puissances transitées inférieur à 70 %.
N de line 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37
line S limit mediouna-tit mellil1 mediouna-tit mellil2 mediouna-maghreb steel mediouna-laawamar mediouna-khouribga 2 mediouna-o,haddou mediouna-u.acier tit mellil-ctm tit mellil-sidi othman tit mellil-u,acier ctm-tit mellil ctm-zaer1 ctm-zaer2 ctm-M,steel ctm-ain harrouda ainharrouda-laayoune laayoune-ctm darbouazza-o,haddou laawamar-jorf lasfar1 settat-ctm settat -chiker o,haddou-jorf lasfar1 sidiothman-tit mellil 1 chiker-almassira chiker-sidi bennour almassira-benguerir 1 benguerir-sidi bennour1 Sonasid-ghanem1 Sonasid-ghanem2 sidi bennour-sidi bouguedra 1 ghanem-sidi bennour1 ghanem-sidi bennour2 ghanem-jorf lasfar11 ghanem-jorf lasfar12 ghanem-jorf lasfar21 chichaoua-sidi bouguedra1 sidibouguedra-jorf lasfar11
S transit 127 127 59.4 76.4 36.1 194.6 113.3 94.6 116.9 85.7 94.6 61.8 74.9 45.3 60.9 33.6 41.6 146.9 179.2 171.2 90.4 118.6 116.9 35.3 87.8 80.1 145 5.9 5.9 30.1 152.5 152.9 132.7 136.1 185.2 42.3 115.4
pourcentage 70% Slimite 42.5 70 42.5 70 19.7 70 24.5 70 19.3 70 66.9 70 37.7 70 31.8 70 33.5 70 28.5 70 31.8 70 17.7 70 24.9 70 15.1 70 20 70 11 70 14 70 48.8 70 51.2 70 23.7 70 30.8 70 33.9 70 33 70 16.3 70 54.4 70 36.7 70 50.2 70 2 70 2 70 16.3 70 50.7 70 67.7 70 37.9 70 38.9 70 62.3 70 18.7 70 34.9 70
Tableau 23: Puissance transitée dans les lignes du réseau corrigée
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Chapitre 4 Graphe de puissance transitée 80 70 60 50 40 30 20 Série1 10
70% Slimite
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37
Figure 52 : Graphe de puissance transitée dans les lignes du réseau corrigé
On voit bien que le problème de la cascade en surcharge n’est plus représenté puisque tous les lignes sont capables de faire transitées la puissance une fois une ligne est perdu car il fonctionne tous à moins de 70 % de leur limite. Donc le réseau corrigé n’est plus atteint par les cascades en surcharges.
4.3.3. Vérification de la règle N-1 On rappelle que dans un réseau maillé, il est possible qu’à tout instant des éléments du réseau déclenchent d’où la nécessité que les autres lignes intactes puissent supporter cette défaillance à certain niveau, on teste cette règle sur le réseau de Casablanca corrigée.
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Chapitre 4
Déclenchement de la ligne OUALD HADDOU-JORF LASFAR1
Figure 53 : Test de la règle de sécurité du réseau corrigée
Après le déclenchement de la ligne citée aucun Blackout n’a eu lieu puisque le réseau est capable de supporter le transit de puissance suite au déclenchement de cette ligne donc on peut dire que la règle N-1 est vérifiée. Conclusion
Après avoir tester tous les types de défaillances citées à savoir ,les chutes de tension, les cascades en surcharges et la vérification de la règle N-1 susceptible de déclencher un Black-out on peut dire que le réseau corrigée est fiable et vulnérable au défaillance . On peut admettre l’implantation du FACTS TCSC dans la ligne CHICHAOUAJORFLASFAR2 et les batterie de condensateur de 14 MVAR a rendu le réseau très stable.
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Chapitre 4 4.3.4. Impact de la correction sur le plan énergétique Après avoir introduit le TCSC et les batteries de condensateur dans le réseau étudié on cherche à vérifier l’impact de cette correction au plan énergétique alors on dresse un bilan de puissance pour le réseau corrigé et on obtient les résultats suivants : Line Records From NumberFrom Name To Number To Name Circuit 6 AIN HARROUDA 7 LAAYOUNE 1 15 AL MASSIRA 14 CHIKER 1 15 AL MASSIRA 16 BENGUERIR 1 16 BENGUERIR 18 S.BENNOUR 1 20 CHICHAOUA 23 JORF LASFAR 1II 14 CHIKER 18 S.BENNOUR 1 14 CHIKER 10 SETTAT 1 3 CTM 4 ZAER 2 3 CTM 4 ZAER 1 3 CTM 2 TIT MELLIL 1 3 CTM 7 LAAYOUNE 1 3 CTM 10 SETTAT 1 3 CTM 5 M.STEEL 1 3 CTM 6 AIN HARROUDA 1 19 GHANEM 17 SONASID 1 19 GHANEM 18 S.BENNOUR 1 19 GHANEM 23 JORF LASFAR 1II 19 GHANEM 18 S.BENNOUR 2 19 GHANEM 17 SONASID 2 22 JORF LASFAR I 1 MEDIOUNA 1 22 JORF LASFAR I 12 O.HADDOU 1 22 JORF LASFAR I 9 LA'WAMAR 1 22 JORF LASFAR I 19 GHANEM 1 22 JORF LASFAR I 19 GHANEM 2 23 JORF LASFAR II 8 DAR BOUAZZA 1 9 LA'WAMAR 8 DAR BOUAZZA 1 9 LA'WAMAR 1 MEDIOUNA 1 1 MEDIOUNA 5 M.STEEL 1 1 MEDIOUNA 11 KHOURIBGA II1 1 MEDIOUNA 24 U.ACIER 1 33 MEDIOUNA 400kV 1 MEDIOUNA 1 12 O.HADDOU 1 MEDIOUNA 1 12 O.HADDOU 8 DAR BOUAZZA 1 21 SIDI BOUGUEDRA 22 JORF LASFAR 1I 21 SIDI BOUGUEDRA 20 CHICHAOUA 1 21 SIDI BOUGUEDRA 18 S.BENNOUR 1 13 SIDI OTHMAN 23 JORF LASFAR 1II 13 SIDI OTHMAN 2 TIT MELLIL 1 2 TIT MELLIL 24 U.ACIER 1 2 TIT MELLIL 1 MEDIOUNA 2 2 TIT MELLIL 1 MEDIOUNA 1
Status Closed Closed Closed Closed Closed Closed Closed Closed Closed Closed Closed Closed Closed Closed Closed Closed Closed Closed Closed Open Closed Closed Closed Closed Closed Open Closed Closed Closed Closed Closed Closed Closed Closed Closed Closed Open Closed Closed Closed Closed
Xfrmr MW Loss Mvar Loss NO 0.01 0.04 NO 0.06 0.22 NO 0.8 3.09 NO 2.08 13.84 NO 19.84 40.07 NO 1.57 4.92 NO 1.22 4.98 NO 0.4 2.59 NO 0.72 3.09 NO 0.3 1.51 NO 0.02 0.14 NO 0.75 3.06 NO 0.02 0.11 NO 0.02 0.12 NO 0 0 NO 1.72 11.09 NO 0.89 5.75 NO 2.49 10.97 NO 0 0 NO 0 0 NO 3.16 20.32 NO 5.17 38.45 NO 0.49 3.13 NO 0.47 3.05 NO 5.52 29.96 NO 0 0 NO 1.42 9.16 NO 0.1 0.59 NO 0.23 0.81 NO 0.21 1.39 YES 0 0.01 NO 1.48 9.53 NO 0.51 3.42 NO 2.12 13.67 NO 0.45 1.54 NO 0.18 0.59 NO 0 0 NO 0.12 0.74 NO 0.03 0.23 NO 0.4 1.86 NO 0.4 1.86 Total perte 55.37 245.9
Figure 54 : Bilan des pertes du réseau corrigé
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Chapitre 4 Avant l’implantation du FACTS et des batteries de condensateur dans le réseau étudié la somme de l’énergie actif perdu était 73.13 MW et de l’énergie réactif 408.36 MVAR. Mais après l’implantation on remarque que ces valeur ont diminué jusqu’à 55.36 MW pour l’énergie actif et 245.6 MVAR de l’énergie réactif ce qui présente 21.8 % de l’énergie réactif produit et 2.68 % de l’énergie actif produit. Donc l’implantation du FACTS ainsi que les batteries de condensateur nous a permis de gagner environ :
162.46 MVAR ce qui est équivalent à 14.42 % de la production en énergie réactif 21.77 MW ce qui est équivalent à 1 % de l’énergie actif produite
Conclusion
L’introduction du FACTS série TCSC et les batteries de condensateur dans le réseau de Casablanca n’ont pas seulement augmenté la stabilité du réseau mais aussi ont aidé à diminuer les pertes en énergie réactif de 14.42 % ce qui est très considérable puisque le FACTS permet la gestion de l’énergie réactif dans le réseau et ce qui permettra de diminuer aussi le cout de pertes.
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Conclusion Générale
Conclusion Générale
Durant ce projet, il nous a été permis de situer les vulnérabilités du réseau 225 KV de la région de Casablanca et de les corriger à travers l’insertion d’un FACTS série et une compensation locale sur un seul nœud.
Au terme de ce travail, les objectifs fixés dans notre cahier de charges et tracés dans notre plan de réalisation ont été atteints.
En effet nous avons pu dans un premier temps décrire le réseau de Casablanca, simuler le schéma de transport 225 kV avec POWERWORLD.
La méthode de NEWTON RAPHSON était indispensable pour le calcul du Load Flow, aussi l’outil MATLAB pour sa programmation. Une fois les résultats validés, nous avons pu détecter la zone critique et le nœud optimal de compensation, ce nœud est important pour le traitement de la stabilité, vulnérabilité du réseau. Nous avons donc proposé d’insérer un FACTS série et des batteries de condensateur dans les endroits spécifiée. Les résultats obtenus par cette solution ont été très satisfaisantes non seulement sur la stabilité du réseau mais aussi sur le plan économique, cette solution permet un gain de 14 % au niveau de la production d’énergie réactif et 1 % au niveau d’énergie actif.
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Bibliographie
Bibliographie :
Cours : Production, transport et distribution de l’énergie de Mr.Belfqih (ENSEM)
Cours :Réseaux électriques industriels de Mr.Belfqih (ENSEM)
Webographie :
www.one.org.ma www.powerworld.com www3.uclm.es/profesorado/federico.milano/software.htm www.tdee.ulg.ac.be www.ie.utcluj.ro/Contents_Acta_ET/2012/Number1/Paper04_Belhachem.pdf www.ece.uwaterloo.ca/~ccanizar/papers/alberto.pdf
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Annexes
Annexes
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Annexe 1
Annexe n°1 :
Schéma de transport au Maroc
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Annexe 1
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Annexe 2
Annexe n°2 :
Algorithme du programme Matlab
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Annexe 2 Programme Matlab utilisé pour la vérification du Load Flow le programme utilisé est la programmation de la méthode Newton Raphson pour la résolution des équations de Load flow . les algorithmes de la méthode sont définies comme suit : Algorithme pour le calcul des bus PV
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Annexe 2 Algorithme pour le calcul des bus PQ
Structure du programme
Le programme est constitué de 5 fichiers Matlab : Linedatas.m
C’est le script dans lequel on a met les déférentes caractéristiques des lignes
Busdatas.m
Saisi des données de bus (slack,PV,PQ)
Ybusppg .m
Calcule de la matrice des admittances du réseau étudié.
Loadflow.m Programme principal qui permet de calculer la répartition des charger dans les différents éléments du réseau. Nrlfppg.m
Exécution l’algorithme de
Newton-Raphson , pour résoudre les
équations non-linéaire qui régissent le réseaux .
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Annexe 3
Annexe n°3 :
Vérification du programme pour 5 bus
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Annexe 3
Vérification des résultats pour un réseau test 5 Bus Après avoir validé le programme sous le réseau test 3 bus, on procédera à l’extension du programme à 5 bus et vérifier les résultats obtenues. On prendra comme réseau test 5 bus l’exemple ci-dessous qu’on a implanté dans POWERWORLD. Insertion du réseau test 5 nœuds dans POWERWORLD On trace le réseau test 5 bus dans POWERWORLD avec les données appropriées :
Après insertion du schéma on obtient les résultats suivant
Reste à entrer le réseau test 5 Bus dans le programme MATLAB afin de vérifier les résultats obtenues. Insertion du réseau test dans le programme MATLAB On insère les données du réseau test 5 Bus et on obtient :
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Annexe 3
On vérifie les résultats obtenue par les deux programmes et on calcule les écarts :
Ecart en tension :
2%
Ecart en angle
1%
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:
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Annexe 4
Annexe n°4 : Guide d’utilisation du POWERWORLD
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Annexe 4 Introduction Power World Simulator est un package de simulation des réseaux électriques conçu pour l’analyse et l’ingénierie des systèmes de puissance. C’est un système graphique très interactif permettant une explication simple même pour une audience non technique. Power World simulator est un outil de calcul et d’analyse de LOAD FLOW efficace. Il est capable de résoudre des systèmes comportant jusqu’à 100.000 nœuds. Ce qui rend la simulation utile et autonome. Mais dans notre cas le logiciel se limite à 30 Nœuds dans le cas de POWERWORLD 14. D’où télécharger POWERWORLD ?
La version étudiant est disponible gratuitement dans le site web :www.powerworld.com , on entre dans la section Download/purchase, Demo software et on télécharge la version disponible . Comment installer POWERWORLD ?
Après avoir téléchargé le logiciel, il suffit de double cliquer sur le fichier .exe et suivre les étapes d’installation Interface graphique du logiciel Après l’installation reste à ouvrir le logiciel en cliquant sur son icone, alors on obtient l’image ci-dessous :
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Annexe 4
Après avoir ouvert le programme, on se trouve sur sa page démarrage dans lequel se trouve la barre frontale qui contient :
Case information : Dans laquelle se trouvent toutes les information a propos du réseau dessiner à savoir le calcul du LOAD FLOW la visualisation du flux sous forme d’animation et l’option pour les configurer.
Draw : Est la barre dessin qui sert à dessiner notre schéma et insérer les informations destinées.
Onelines : Contient toutes les commandes de visualisation à savoir la commande Contouring qu’on a déjà utilisé dans notre projet.
Tools : c’est de cette barre qu’on démarre la simulation et on l’arrête, et la configuration des animations.
Options : est la configuration du logiciel tout entier, à savoir la puissance de base qu’on la prend généralement égal à 100 MVA.
Add ons : cette option nous permet de tracer les courbes PV et PQ nécessaire pour l’étude de la stabilité de tension.
Window : Contient toutes les informations concernant le graphique du logiciel et les informations concernant le constructeur. Comment tracer un schéma dans POWERWORLD ?
On clique d’abord sur le logo de POWERWORLD qui se situe en haut de l’interface graphique et choisis new case. On obtient alors :
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Annexe 4 Après avoir insérer la page de dessin, on choisit Edit mode et on clique sur Network et on choisit le composant qu’on a besoin par exemple un générateur et obtient la fiche suivante d’information à remplir :
Energie active
Energie réactive
Cette fiche contient l’énergie active/réactive produite par le générateur le minimum et le maximum d’énergie délivré par ce dernier. Pour insérer les bus, comme cité précédemment on choisit dans Network bus , on obtient les informations suivantes :
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Annexe 4 Concernant le Bus, on choisit le niveau de tension qu’on veut et les autres informations concernant le graphique de ce dernier, sa taille, son orientation etc. Pour la charge, on obtient :
On fait entrer la valeur de l’énergie active et réactive correspondante Pour les lignes, on choisit transmission lines dans Network et on obtient :
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Annexe 4 On fait entrer les caractéristiques des lignes, à savoir (R,X,B,G) et la puissance transite limite de chaque câble qui est définit par le constructeur. Calcul du Load Flow
Une fois le schéma est terminé reste à savoir relever les résultats et les simulations correspondante : On prend par exemple schéma qu’on a introduit, le réseau 225 KV de la région de Casablanca Le schéma est ci-dessous
On choisit donc l’option Run mode, tools et play pour commencer la simulation alors on obtient :
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Annexe 4
Pour relever les résultats on choisit Case information, Model explorer, on obtient :
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Annexe 4 Et on choisit tous les types des résultats qu’on veut à savoir les angles, les tensions dans les bus et la puissance de transit dans les câbles, les puissances générées par les centrales de production et les puissances consommées par les charges. Comment obtenir les courbes de stabilité ? Malheureusement cette version n’est pas complète, donc on ne peut pas relever les courbes de stabilités. Pour remédier à ce problème on a pensé à utiliser une version très ancienne de ce logiciel POWERWORLD 8. La version 8 est plus ancienne que la version actuelle donc l’interface graphique n’est pas la même, mais les instructions y restent.
Pour tracer les courbes de stabilité on choisit Run Mode , et la section voltage stability Le traçage de la courbe Qv est simple il suffit de cliquer sur QV curves on obtient :
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Annexe 4
Il suffit de choisir le taux du traçage, le minimum et le maximum de la tension et cliquer sur run.
Pour tracer la courbe Pv , on choisit Pv courbe dans la section voltage stability on obtient
Une fois qu’on clique sur View/Define Goups on choisit insérer comme suit :
On insère un nom pour définir les centrales de production exemple : source, on obtient :
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Annexe 4
3 1 4 2
Après avoir insérer les générateurs dans source reste à injecter les charges de la même méthode.
Donc on retourne à injection groups, on insère un nouveau group par exemple charge
2
1 3
4
Une fois toutes ces étapes sont terminées on retourne à voltage stability ,on choisit dans area,source,et dans sink , charge comme suit :
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Annexe 4
On clique sur what should be monitored, on obtient :
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Annexe 4
1
2
On choisit plot comme suit
On choisit les variables des axes qu’on veut visualiser et les courbes sont ainsi obtenue
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Annexe 4
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Annexe 5
Annexe n°5 : Guide d’utilisation de PSAT
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Annexe 5 Introduction PSAT et un Toolbox Matlab open source créer par Frederico Milnao,enseignant chercheur à l’université de Madrid, cette bibliothèque permet l’analyse des systèmes électriques manière graphique. Ou trouvez PSAT ?
On peut trouver PSAT sur le site web : www3.uclm.es/profesorado/federico.milano/psat.htm Comment installer PSAT ? Comme nous avons déjà mentionner PSAT est une bibliothèque Matlab , donc pour l’installer nous avons besoin du logiciel Matlab et puis suivre les étapes suivantes. Après avoir télecharger PSAT, extraire les données de ce dernier et le copier à la racine suivante :
Lorsque le fichier est copié, reste à ajouter cette bibliothèque dans Matlab, et cliquer sur Sethpath comme suit :
1 2
3 Puis cliquer sur add with subfolder et choisir PSAT ainsi sauvegarder. Reste à taper PSAT dans Matlab. PFE/ENSEM/2013
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Annexe 5 Interface de PSAT Une fois PSAT est lancé on obtient :
1
Après avoir cliqué sur 1 on obtient la bibliothèque Simulink de PSAT
Bibliothèque PSAT
Reste à dessiner le schéma voulu et à le sauvegarder
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Annexe 5
On ouvre le fichier sauvegardé et clique sur POWER FLOW
1
2
Après reste à choisir la fonction voulu , à savoir dessiner les courbes, calcul du Load Flow , etc…
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