EP1166422A1 - Procede perfectionne de fourniture d'energie electrique au reseau a l'aide d'un generateur de courant alternatif associe a une turbine - Google Patents

Procede perfectionne de fourniture d'energie electrique au reseau a l'aide d'un generateur de courant alternatif associe a une turbine

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Publication number
EP1166422A1
EP1166422A1 EP01907701A EP01907701A EP1166422A1 EP 1166422 A1 EP1166422 A1 EP 1166422A1 EP 01907701 A EP01907701 A EP 01907701A EP 01907701 A EP01907701 A EP 01907701A EP 1166422 A1 EP1166422 A1 EP 1166422A1
Authority
EP
European Patent Office
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voltage
generator
network
active power
nominal
Prior art date
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Withdrawn
Application number
EP01907701A
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German (de)
English (en)
Inventor
Serge Mourier
Marc Vezinet
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LAir Liquide SA pour lEtude et lExploitation des Procedes Georges Claude
Original Assignee
Air Liquide SA
LAir Liquide SA pour lEtude et lExploitation des Procedes Georges Claude
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Filing date
Publication date
Application filed by Air Liquide SA, LAir Liquide SA pour lEtude et lExploitation des Procedes Georges Claude filed Critical Air Liquide SA
Publication of EP1166422A1 publication Critical patent/EP1166422A1/fr
Withdrawn legal-status Critical Current

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    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J3/18—Arrangements for adjusting, eliminating or compensating reactive power in networks
    • H02J3/1885—Arrangements for adjusting, eliminating or compensating reactive power in networks using rotating AC generators, e.g. synchronous generators
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02P—CONTROL OR REGULATION OF ELECTRIC MOTORS, ELECTRIC GENERATORS OR DYNAMO-ELECTRIC CONVERTERS; CONTROLLING TRANSFORMERS, REACTORS OR CHOKE COILS
    • H02P21/00—Arrangements or methods for the control of electric machines by vector control, e.g. by control of field orientation
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J3/18—Arrangements for adjusting, eliminating or compensating reactive power in networks
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E40/00—Technologies for an efficient electrical power generation, transmission or distribution
    • Y02E40/30—Reactive power compensation

Definitions

  • the present invention relates to the conditions for connection to the network of electrical energy production sites and relates more particularly to the improvement of the conditions for connection to the network of high power alternators.
  • the connection to the network of a generator of the aforementioned type is ensured by means of a transformer.
  • the generator delivers active power and reactive power to the network.
  • the active power Pg supplied by the alternator is given by the relation:
  • Vcp is the voltage across the network, at the transformer output
  • I is the current
  • ⁇ cp is the power factor seen by the network at the delivery point.
  • Vg. cos ⁇ g Vcp.cos ⁇ cp
  • the active power received by the network is equal to the active power supplied by the alternator, assuming that the transformer losses are negligible.
  • Xt is the resistance of the transformer.
  • the reactive power received by the network is equal to that supplied by the alternator, reduced by the consumption of the transformer in reactive power Xtl 2 .
  • the active power and the reactive power of the network supplied by the generator are constant data which the electric energy supplier must take into account for the construction and operation of the generator.
  • Specifications drawn up by the EDF / GS21 study committee define the conditions for connecting private energy production units to the public transport network.
  • the main rule concerning the electrical sizing of an energy production installation is as follows: - verification of the maximum short-circuit current supplied by the installation at the point of delivery on the network, this verification resulting in the most vast majority of cases of inducing an increase in the reactance of the transformer to reduce the short-circuit current of the installation, - verification of the capacity of the installation to supply to the delivery point, a certain amount of power reactive depending on the voltage conditions (value) at the delivery point.
  • This supply constraint is expressed in the document GS21 by a graph on which the reactive power Q exchanged at the delivery point is shown on the abscissa, expressed in proportion to the maximum active power of the installation and officially called Pmax and on the ordinate, the delivery point voltage expressed as a relative value compared to a reference voltage, officially called Vref, the value of which is given by EDF.
  • the corresponding net performance [q, u] at the delivery point is a rectangle.
  • the graph of net performance [q, u] at the delivery point becomes a trapezoid.
  • the increase in the reactance of the transformer is reflected on the graph by an increase in the slope of the trapezoid.
  • the invention aims to remedy the aforementioned drawbacks of connecting large machines to the network and to improve the conditions for connecting such machines to the network.
  • the voltage is lowered so that the generator can always transform the active power of the available turbine as closely as possible or sized according to site conditions and that the generator can simultaneously deliver reactive power as closely as possible associated
  • the generator is adapted to a reduced voltage Ungf in order to reduce the short-circuit current and increase the dynamic range of the regulated voltages at least equal to that of its old range around its old nominal voltage Ungi;
  • the generator being oversized and initially designed for operation under a Ungi voltage, its operating voltage Ungf with a reduced short-circuit current is linked to the initial operating voltage Ungi by the relation:
  • Ps and Qs being respectively the active power and the reactive power of the site, and Png and Qng being respectively the nominal active power and the nominal reactive power of the generator;
  • Fig.1 is an equivalent diagram of a current generator alternative connected to the network
  • - Fig.2 is a vector representation of the voltage across the network delivered by the generator with a first reactance value of the link transformer
  • - Fig.3 is a vector representation of the voltage across the network, delivered by the generator with a second reactance value of the link transformer
  • - Figs.4 and 5 are vector representations of the characteristic quantities of the generator and the network with two different values of the voltage at the delivery point;
  • FIG. 6 is a vector representation of the voltage at the delivery point and the generator voltage and their respective slopes illustrating an additional difficulty in connecting the generator to the network.
  • Vg2cos ⁇ g2 Vcpcos ⁇ cp
  • FIGS. 2 and 3 reproduce the changes in each of the characteristic quantities when the reactance of the transformer is varied by keeping the active power Pcp and the reactive power Qcp delivered to the network constant, which responds to a general constraint imposed by network managers to keep the Qcp / Pcp ratio constant.
  • the diagram in FIG. 1 is a vector representation of the different quantities involved in the operation of the system.
  • the current I is directed towards the reference axis.
  • the voltage across the generator having a first value Vg1 has a phase shift cp g1 relative to the current I.
  • the voltage Vcp at the delivery point has a phase shift ⁇ cp with the current I due to the presence of the reactance 1 having a first value X t1 causing a voltage drop X t1 .l.
  • the vector sum of the electromotive force of the generator Eg1 and the voltage Xpl due to the Potter reactance of the generator is equal to the voltage Vg1 across the terminals of the generator.
  • the vector sum of the voltage Vcp across the network and the voltage Xr.l due to the direct reactance of the network seen at the delivery point is equal to the electromotive force at the delivery point of the network.
  • the machine thus provides the same active power but more reactive power.
  • Vg1 cos ⁇ g1 Vcp1 cos ⁇ cp
  • Vg2cos ⁇ g2 Vcp2cos ⁇ cp
  • the new current is lower than the old; the reactive power consumption in the transformer becomes:
  • the alternator must therefore supply the same active power; Pcp and a total reactive power Qg2 such that:
  • connection conditions show an additional connection condition.
  • the resulting discomfort is especially noticeable for the high network voltages which prevent the alternator, itself unable to raise its voltage by more than 10%, to provide all the expected reactive power.
  • This slope is not mathematically equal to that of the parallelogram appearing in the usual diagrams of the specifications at delivery point, but still remains fairly well represented by the slope of the parallelogram.
  • the slope is defined by the variation of reactive power exchanged at the coupling point as a function of the difference between the voltage at the coupling point and the alternator voltage.
  • Vgcos ⁇ g Vcpcos ⁇ cp (8)
  • Vgsin ⁇ g Vcpsin ⁇ cp + Xt.l (9)
  • Vg.l.sin ⁇ g Vcp.l.sin ⁇ cp + Xt I 2
  • Qg Qcp + Qt
  • Vcp voltage at the delivery point, which will be assumed to be high in order to be able to assess the absolute voltage of the alternator Vg necessary for virtually maintaining Qcp.
  • Vg absolute voltage across the generator
  • Xt constant reactance of the transformer
  • Qcp reactive power at the delivery point, the variation of which as a function of Vg (slope) must be controlled
  • Qg reactive power supplied by the alternator
  • Qt reactive power consumed by the reactance of the transformer.
  • the “turbine + generator” group is very often slightly oversized from the point of view of active power and almost always oversized from the point of view of reactive power.
  • the generator voltage is made by the manufacturer and not by the network manager.
  • this same generator is oversized in reactive power.
  • the invention consists in evaluating the generator as closely as possible according to the need of the site, by lowering the nominal voltage to the lowest while continuing to satisfy the ability to export the active power delivered by the generator drive device, the power reactive corresponding to this active power required by the consumer or the network operator.
  • the lowering of the voltage is ensured so that the alternator can always transform the active power of the drive device available or dimensioned as closely as possible according to site conditions and that the alternator can simultaneously deliver, as accurately as possible, the power associated reactive, defined by the consumer.
  • the method used is pessimistic because as the losses to the rotor are reduced in a large proportion because they vary with the square of the excitation current and the f.e.m. demand is lower, as the overall iron losses are slightly reduced due to the f.e.m. reduced, in the caloric balance of the losses to dissipate, one could therefore accept losses of the stator a little higher than the original losses.
  • x'd transient reactance (originally subtransient x "d in IEC 909).
  • x'd transient reactance (originally subtransient x "d) of the alternator.
  • Sin ⁇ ng is deduced from the nominal power factor cos ⁇ ⁇ g of the alternator.
  • cmax varies from 1 to 1, 1 according to the type of minimum or maximum short-circuit current that one seeks to establish and according to the quantity of hazards of the network that one seeks to take into account in the result final.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
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Abstract

Procédé de fourniture d'énergie électrique au réseau à l'aide d'un générateur de courant alternatif associé à une turbine, par l'intermédiaire d'un transformateur (réactance XT) caractérisé en ce qu'il consiste à évaluer le générateur au plus juste en fonction des besoins du site par abaissement de sa tension nominale au plus bas en continuant à satisfaire la capacité du générateur à exporter la puissance active délivrée par la turbine et la puissance réactive correspondant à cette puissance active exigée par un consommateur ou le gestionnaire du réseau.

Description

Procédé perfectionné de fourniture d énergie électrique au réseau à l ' aide d ' un générateur de courant alternatif associé à une turbine
La présente invention est relative aux conditions de raccordement au réseau des sites de production d'énergie électrique et se rapporte plus particulièrement à l'amélioration des conditions de raccordement au réseau d'alternateurs de forte puissance. Le raccordement au réseau d'un générateur du type précité est assuré par l'intermédiaire d'un transformateur.
Le générateur délivre au réseau de la puissance active et de la puissance réactive.
La puissance active Pg fournie par l'alternateur est donnée par la re- lation :
Pg = -Vg.l. cos φg (1 ) où
- Vg est la tension aux bornes du générateur, I est le courant, cos φg est le facteur de puissance du générateur. La puissance active Pcp reçue par le réseau au point de livraison est donnée par la relation :
Pcp = + Vcp.l.cosφcp (2) où
Vcp est la tension aux bornes du réseau, à la sortie du transformateur, I est le courant, φcp est le facteur de puissance vu par le réseau au point de livraison.
Pcp = - Pg (3)
On remarquera que compte tenu de ce qui précède : Vg . cosφg= Vcp.cosφcp
On constate donc que la puissance active reçue par le réseau est égale à la puissance active fournie par l'alternateur en supposant les pertes du transformateur comme négligeables.
La puissance réactive Qg du générateur est donnée par la relation : Qg = -Vg.l.sinφg (4)
La puissance réactive du réseau est donnée par la relation :
Qcp = + Vcp.l.sinφcp (5)
Qg-Xtl2 = Qcp (6) où
Xt est la résistance du transformateur.
Ainsi, la puissance réactive reçue par le réseau est égale à celle fournie par l'alternateur, diminuée de la consommation du transformateur en puis- sance réactive Xtl2.
Or, la puissance active et la puissance réactive du réseau alimenté par le générateur sont des données constantes dont doit tenir compte le fournisseur d'énergie électrique pour la construction et le fonctionnement du générateur. Un cahier des charges établi par la commission d'étude EDF/GS21 définit les conditions de raccordement des unités de production d'énergie privées sur le réseau public de transport.
La règle principale concernant le dimensionnement électrique d'une installation de production d'énergie est la suivante : - vérification du courant de court-circuit maximum fourni par l'installation au point de livraison sur le réseau, cette vérification ayant pour résultat dans la plus grande majorité des cas d'induire une augmentation de la reactance du transformateur pour réduire le courant de court-circuit de l'installation, - vérification de la capacité de l'installation à fournir au point de livrai- son, une certaine quantité de puissance réactive en fonction des conditions (valeur) de tension au point de livraison.
Cette contrainte de fourniture s'exprime dans le document GS21 par un graphique sur lequel figure en abscisses la puissance réactive Q échangée au point de livraison, exprimée en proportion de la puissance active maximum de l'installation et officiellement appelée Pmax et en ordonnées, la tension au point de livraison exprimée en valeur relative par rapport à une tension de référence, officiellement appelée Vref dont la valeur est donnée par EDF.
La vérification ci-dessus et les optimisations induites ont des effets naturellement contradictoires. Le respect de la contrainte initiale sur le courant de court-circuit tend à augmenter très souvent la reactance du transformateur reliant l'alternateur au réseau.
L'augmentation de cette reactance induit : - une consommation supérieure de puissance réactive dans le transformateur, qui est néfaste lorsqu'on cherche à exporter cette puissance réactive sur le réseau,
- une incapacité de plus en plus marquée lorsque la reactance aug- mente, à :
- exporter de la puissance réactive lorsque la tension au point de livraison est un peu élevée,
- importer de la puissance réactive lorsque la tension au point de livraison est un peu faible. La dégradation des performances liée à la reactance du transformateur est constatée sur la base de l'examen de deux graphes.
Les performances [q,u] aux bornes de l'alternateur qu'on peut qualifier de brutes,
Les performances [q,u] correspondantes nettes au point de livraison. Le graphe des performances brutes [q,u] aux bornes d'un alternateur est un rectangle.
A titre indicatif, on peut donner :
- une hauteur variant de umin = 0,9Un à umax = 1 ,1 Un
- une largeur de Qmin = - 0,2Pmax à + 0,6 Pmax Le graphe à l'origine de la démonstration dans le cahier des charges se base sur un alternateur dont le diagramme [q,u] ) à ses bornes est un rectangle.
Le graphe des performances nettes [q,u] au point de livraison devient un trapèze. Le rectangle initial contenant tous les points pour lesquels un fonctionnement du générateur est garanti se déforme naturellement lorsqu'on traverse la reactance du transformateur.
Les limites hautes et basses horizontales indiquant la tension maximale ou minimale constante de l'alternateur s'inclinent et au secondaire du transformateur restent des quasi-droites.
Elles représentent les conditions de tension et les conditions de puissance réactive existantes au secondaire du transformateur pour un même état de fonctionnement de l'alternateur. En pratique, les limites haute et basse sont naturellement obtenues lorsqu'on bloque le régulateur de l'alternateur en position respectivement de tension maximale et de tension minimale et l'on fait varier la tension du réseau au point de livraison pour ootenir la même puissance réactive absorbée ou fournie par l'alternateur.
On constate alors une incapacité de l'ensemble « alternateur + transformateur » à fournir, ou à consommer de la puissance réactive pour les mêmes conditions de tension.
Il faut des écarts de tension au point de livraison beaucoup plus grands pour échanger les mêmes quantités de puissance réactive.
Plus la reactance du transformateur est grande, plus les écarts doivent être importants.
L'augmentation de la reactance du transformateur se traduit sur le graphe par une augmentation de la pente du trapèze. L'invention vise à remédier aux inconvénients précités du raccordement au réseau des machines de grandes dimensions et de permettre d'améliorer les conditions de raccordement de telles machines du réseau.
Elle a donc pour objet un procédé de fourniture d'énergie électrique au réseau à l'aide d'un générateur de courant alternatif associé à une turbine, par l'intermédiaire d'un transformateur, caractérisé en ce qu'il consiste à évaluer le générateur au plus juste en fonction des besoins du site par abaissement de sa tension nominale au plus bas en continuant à satisfaire la capacité du générateur à exporter la puissance active délivrée par la turbine et la puissance réactive correspondant à cette puissance active exigée par un consommateur ou le gestionnaire du réseau.
Selon des caractéristiques particulières de l'invention :
- l'abaissement de la tension est réalisé de manière que le générateur puisse toujours transformer au plus juste la puissance active de la turbine disponible ou dimensionnée par les conditions du site et que le générateur puisse dé- livrer simultanément au plus juste, la puissance réactive associée,
- le générateur est adapté à une tension réduite Ungf afin de réduire le courant de court-circuit et augmenter la dynamique de la plage des tensions régulées au moins égale à celle de son ancienne plage autour de son ancienne tension nominale Ungi ; - le générateur étant surdimensionné et initialement conçu pour un fonctionnement sous une tension Ungi, sa tension de fonctionnement Ungf avec un courant de court-circuit réduit est liée à la tension de fonctionnement initial Ungi par la relation :
dans laquelle Sg = Ps2 + Qs2
Ps et Qs étant respectivement la puissance active et la puissance réactive du site , et Png et Qng étant respectivement la puissance active nominale et la puissance réactive nominale du générateur ;
- la réduction de la tension de fonctionnement d'un générateur existant est assurée par réduction de son courant d'excitation et réglage de celui-ci en fonction de la nouvelle tension nominale ;
- la réévaluation du générateur est assurée en réduisant son dimen- sionnement en tension jusqu'à la plus basse tension nominale possible permettant encore l'obtention des valeurs de puissances active et réactive recherchées.
L'invention sera mieux comprise à la lecture de la description qui va suivre, donnée uniquement à titre d'exemple et faite en se référant aux dessins annexés, sur lesquels : - la Fig.1 est un schéma équivalent d'un générateur de courant alternatif connecté au réseau ;
- la Fig.2 est une représentation vectorielle de la tension aux bornes du réseau délivrée par le générateur avec une première valeur de reactance du transformateur de liaison ; - la Fig.3 est une représentation vectorielle de la tension aux bornes du réseau, délivrée par le générateur avec une seconde valeur de reactance du transformateur de liaison ;
- les Figs.4 et 5 sont des représentations vectorielles des grandeurs caractéristiques du générateur et du réseau avec deux valeurs différentes de la tension au point de livraison ;
- la Fig.6 est une représentation vectorielle de la tension au point de livraison et de la tension du générateur et de leurs pentes respectives illustrant une difficulté supplémentaire de raccordement du générateur du réseau. On va tout d'abord examiner le fonctionnement du schéma de la figure 1 à Pcp et Qcp constantes, évoluant en fonction de la reactance Xt du transformateur interposé entre le générateur et le réseau (Fig1 ). Cette situation se traduit par les relations : Vgcosφ. = Vcpcosφcp
Vg2cosφg2 = Vcpcosφcp
Les diagrammes représentés aux figures 2 et 3 reproduisent les évolutions de chacune des grandeurs caractéristiques lorsqu'on fait varier la reactance du transformateur en gardant la puissance active Pcp et la puissance ré- active Qcp délivrées au réseau constantes, ce qui répond à une contrainte générale imposée par les gestionnaires du réseau de garder constant le rapport Qcp/Pcp.
Le diagramme de la figure 1 est une représentation vectorielle des différentes grandeurs intervenant dans le fonctionnement du système. Le courant I a pour direction l'axe de référence.
La tension aux bornes du générateur ayant une première valeur Vg1 a un déphasage cpg1 par rapport au courant I.
La tension Vcp au point de livraison a un déphasage φcp avec le courant I en raison de la présence de la reactance 1 ayant une première valeur Xt1 occasionnant une chute de tension Xt1.l.
La somme vectorielle de la force électromotrice du générateur Eg1 et de la tension Xpl due à la reactance de Potier du générateur est égale à la tension Vg1 aux bornes du générateur.
La somme vectorielle de la tension Vcp aux bornes du réseau et de la tension Xr.l due à la reactance directe du réseau vue au point de livraison est égale à la force électromotrice au point de livraison du réseau.
Si la reactance du transformateur augmente, on se trouve en présence du graphique de la Fig.2.
La tension Vcp aux bornes du réseau et la force électromotrice au point de livraison restant inchangées, il est nécessaire d'augmenter la tension Vg2 aux bornes du générateur ainsi que son déphasage φg2 par rapport au courant I et bien entendu la force électromotrice Eg2 du générateur.
Ainsi pour réagir à l'augmentation de la reactance du transformateur et afin de garder Pcp et Qcp constants : - l'alternateur doit pouvoir délivrer une tension Vg2>Vg1 ,
- l'alternateur doit continuer de fournir le courant initial I,
- l'alternateur doit posséder un meilleur facteur de puissance
Φg2 > Φg-t = COSφg2 < COSφg1 De telles exigences impliquent immédiatement pour l'alternateur :
- un état magnétique plus extrême entraînant des pertes dans le fer plus élevées.
Mais les pertes dans le fer représentent généralement moins de 15% du total des pertes, ce même total ne représentant qu'environ 1 ,5% de la puis- sance nominale de la machine.
- aucun changement des pertes par effet Joule et des pertes supplémentaires, car le courant au stator reste constant.
En fait, il y a une augmentation des pertes au rotor car pour obtenir Eg2>Eg1 , il faut une excitation supérieure. L'impact de l'augmentation de φg est pris en compte par le courant du rotor. Il résulte de l'augmentation de Eg.
Il s'agit de pouvoir exciter plus ce qui induit des pertes par effet Joule au rotor.
On constate donc que si on utilise une machine standard : 1 ) il est nécessaire de pouvoir exciter plus la machine pour augmenter sa force électromotrice ou f.e.m. interne Eg et donc sa tension externe Vg.
La machine fournit ainsi la même puissance active mais plus de puissance réactive.
Ce surcroît de puissance réactive est consommé dans la reactance du transformateur.
2) il est nécessaire d'avoir la capacité d'évacuer un delta (écart, surcroît) de calories en plus du à l'augmentation des pertes dans le fer et par effet Joule.
L'augmentation de la reactance du transformateur reliant l'alternateur au réseau pour réduire le courant de court-circuit vers le réseau conduit à disposer d'un alternateur ayant la même puissance active et une puissance réactive supérieure et pouvant fonctionner à une tension nominale plus élevée. On considère maintenant le fonctionnement à Pcp et Qcp constantes et l'évolution de ce fonct onnement en fonction de la tension au point de livraison.
Vg1 et Vg2 étant deux tensions différentes du générateur, cette condi- tion se traduit par les relations :
Vg1 cosφg1 = Vcp1 cosφcp Vg2cosφg2 = Vcp2cosφcp Les diagrammes des figures 3 et 4 reproduisent les évolutions de chacune des grandeurs caractéristiques lorsqu'on fait varier la tension au point de livraison en gardant constantes comme dans le cas précédent la puissance active Pcp et la puissance réactive Qcp délivrées au réseau.
Les évolutions sont ici moins évidentes et ne peuvent être toutes déduites des graphiques.
11 faut revenir aux équations de base des bilans des puissances (1 ) à (6) et regarder les évolutions nécessaires à leur conservation.
La puissance apparente Sep étant conservée au point de livraison (Pcp, Qcp inchangées) : le facteur de puissance au point de livraison est inchangé et reste cosφcp ; le nouveau courant 12 est déduit de l'ancien courant 11 par l'équation :
Scp1 = Scp2 = Vcp1.l1 = Vcpl2
12 = 11 (Vcp1Λ/cp2)
Le nouveau courant est inférieur à l'ancien ; la consommation de puissance réactive dans le transformateur de- vient :
Qt2=Xtl2 2 = Xtl,2 (Vcp1Λ/cp2)2=Qt1 (Vcp1Λ/cp2)2
On notera qu'en cas d'augmentation de tension, Vcp1Λ/cp2 < 1 et donc Qt2<Qt1.
L'alternateur doit donc fournir la même puissance active ; Pcp et une puissance réactive totale Qg2 telle que :
Qg2=Qcp+Qt2 = Qcp+Qt1 (Vcp1Λ/cp2)2
Le facteur de puissance de l'alternateur se déduit de sa nouvelle tgφg2 = Qg2/Pcp.
Etant donné que Qg2 < Qg1 , cosφg2>cosφg1. Un meilleur cosφ ne sera donc pas exigé de l'alternateur.
La nouvelle tension de l'alternateur se déduit de l'équation (7) établie au paragraphe qui concerne la pente d'évolution de la puissance réactive en fonction de la tension au point de couplage. Qcp+Qg=(Vg2-Vcp2)/ X*^Vg2=Xt-(Qcp+Qg)+Vcp2 (7)
Il est établi ci-dessus que Qg diminue lorsque la tension Vcp augmente. Il suffit donc que l'équation Vg2=Xt.(Qcp+Qg)+Vcp2 soit vérifiée par Vcp = Vref = Uref/30 5 et que l'alternateur puisse élever sa tension Vg de façon homo- thétique à Vcp. Pour simplifier, on peut définir une constante Vo :
Vo2=Xt(Qcp+Qg)[Vcp=Vref] = Xt(Qcp+Qg[Vcp=Vreη)
Alors Vg2 = Vcp2 + Vo2 et donc dVg/Vg = dVcp/Vcp est la relation suffisante pour que l'alternateur puisse continuer à « exporter » au moins la même quantité de puissance réactive vue du point de livraison.
Il apparaît clairement que pour réagir à l'augmentation de la tension au point de livraison et afin de garder Pcp et Qcp constants ; l'alternateur doit pouvoir élever la tension Vg à ses bornes de telle façon que la variation relative dVg/Vg soit égale à la variation relative de la ten- sion Vcp au point de livraison (dVcp/Vcp).
Les documents exprimant les conditions de raccordement font apparaître une condition de raccordement supplémentaire.
Elle découle directement de l'incapacité des alternateurs modernes à proposer une dynamique de régulation de tension à leurs bornes supérieure à ±10% autour de leur tension nominale.
La gêne résultante est surtout perceptible pour les tensions de réseaux hautes qui empêchent l'alternateur, lui-même dans l'incapacité d'élever sa tension de plus de 10%, de fournir toute la puissance réactive escomptée.
Cette limitation habituelle des alternateurs induit les organismes ges- tionnaires des réseaux de transport à imposer, plutôt qu'une reactance maximum de transformateur, une pente pour la courbe [q,u].
Cette pente n'est pas mathématiquement égale à celle du parallélogramme figurant dans les diagrammes habituels des cahiers des charges au point de livraison, mais reste malgré tout, assez bien figurée par la pente du parallélogramme.
Plus cette pente sera faible, moins la perte d'énergie réactive dans le transformateur sera perceptible, surtout pour les tensions de réseau élevées. La pente est définie par la variation de puissance réactive échangée au point de couplage en fonction de l'écart entre la tension au point de couplage et la tension de l'alternateur.
En présentant les variations avec le préfixe « d » comme « delta » ou « différence » : Vgcosφg = Vcpcosφcp (8)
Vgsinφg = Vcpsinφcp+Xt.l (9)
Vg.l.sinφg = Vcp.l.sinφcp+Xt I2 Qg = Qcp + Qt
Qg - Qcp = Qt (10) Vg2 = Vcp2 + 2Vcp.l.sinφcp Xt + Xt2.l2
Vg2 - Vcp2
= 2Vcp.l.sin φcp+XTI2
Xt
Vg2 - Vcp2 = 2Qcp + Qt = Qcp +Qg Xt f Vg2 - Vcp Qg+Qcp = [ * χt j
2Qcp = (Vg2-Vcp2)/Xt - Qt Qcp+Qg=(Vg2-Vcp2)/Xt (7) dQcp=2(Vg/Xt) dVg (1 1 )
Ces expressions représentent les relations recherchées. Elles ne font intervenir que les variables directement incriminées dans le contrôle de la pente. Vcp : tension au point de livraison, qui sera présumée haute pour pouvoir évaluer la tension absolue de l'alternateur Vg nécessaire au quasi maintien de Qcp.
Vg : tension absolue aux bornes du générateur, Xt constante : reactance du transformateur, Qcp : puissance réactive au point de livraison dont la variation en fonction de Vg (pente) doit être contrôlée, Qg : puissance réactive fournie par l'alternateur, Qt : puissance réactive consommée par la reactance du transformateur.
C'est à partir de l'expression (7) que les gestionnaires de réseaux avaient voulu initialement fixer une reactance maximum du transformateur Xt afin que Qcp conserve une valeur suffisante.
La fixation de la pente de la fonction ci-dessus revient au même car la pente peut se constater depuis le point de livraison sans imposer de dispositions constructives sur aucune machine en particulier (alternateur ou transformateur). Le dimensionnement habituel des groupes « turbine - alternateur » industriels est toujours effectué : a) sur la base de la puissance active maximum de la turbine atteinte pour des conditions de fluide énergétique et de process pas toujours disponibles sur le site où ces groupes seront impantés ; b) sur la base d'une puissance réactive nominale Qmax = 0,6 Sn ( et donc Pmax ci-dessus = 0,8 Sn), ce qui correspond à un facteur de puissance cosφ = 0,8 Sn ; c) sur la base d'une tension nominale Vng (Ung entre phases) optimisée par le constructeur de l'alternateur pour des questions d'isolement statori- que, d'échauffement, etc..
Le groupe « turbine + générateur » est très souvent légèrement sur- dimensionné du point de vue de la puissance active et quasiment toujours sur- dimensionné du point de vue de la puissance réactive.
La tension du générateur est le fait du constructeur et non du gestion- naire de réseau.
Elle n'est donc jamais imposée. C'est sur la base des implications liées :
- au bilan lorsque la reactance du transformateur augmente afin de réduire le courant de court-circuit ; - au bilan lorsque la tension au point de livraison augmente (augmentation de la plage de performances Pcp, Qcp) ;
C'est sur la base de la façon dont sont établies les caractéristiques nominales des machines tournantes (IEC34) et de la façon dont les alternateurs sont habituellement stancardisés, mesurés et associés aux turbines qu'est bâtie la présente invention.
Les vérifications qui vont suivre sont destinées à permettre la mise en oeuvre de l'invention. 1 ) Puissance active nominale sur site de la turbine inférieure ou égale à la puissance nominale de l'alternateur ramenée aux bornes de l'alternateur, donc multipliée par le rendement de l'alternateur.
2) Puissance réactive nominale au point de livraison (Q ) inférieure à la puissance réactive nominale de l'alternateur diminuée de la consommation de puissance réactive du transformateur.
La puissance réactive consommée par le transformateur Qt et sa reactance X1 sont liées par la relation Xt=ukr(Ure 7Snt) où ukr est la tension de court-circuit. Qt #Sut/uk2.
Le bilan de la vérification nécessaire à la mise en oeuvre de l'invention est le suivant.
1 ) on dispose d'un générateur peut-être surdimensionné en puissance active ;
2) ce même générateur est surdimensionné en puissance réactive. L'invention consiste à évaluer le générateur au plus juste en fonction du besoin du site, par abaissement de la tension nominale au plus bas en continuant à satisfaire la capacité à exporter la puissance active délivrée par le dispositif d'entraînement du générateur, la puissance réactive correspondant à cette puissance active exigée par le consommateur ou le gestionnaire du réseau.
L'abaissement de la tension est assuré afin que l'alternateur puisse toujours transformer au plus juste la puissance active du dispositif d'entraînement disponible ou dimensionnée par les conditions de site et que l'alternateur puisse délivrer simultanément, au plus juste, la puissance réactive associée, définie par le consommateur.
Si bien des machines tournantes fonctionnent sur des plages de ten- sions étendues (hors des plages définies par les normes en vigueur, IEC 34 pour les machines tournantes, si quelques générateurs fournissent des tensions variables pour des applications spécifiques, souvent temporaires, il n'existe à la connaissance de la Demanderesse aucune application industrielle, pour des machines de grande taille (>10MW) où la machine est volontairement déclassée, ré- évaluée à la baisse et replaquée avec des performances correspondantes à une tension réduite afin de :
- réduire le courant de court-circuit de la machine (courant subtransitoire, transitoire et permanent) et ceci calculé par les normes en vigueur ; - augmenter la dynamique de la plage de tensions régulées afin que l'alternateur puisse continuer à exporter sa « nouvelle » puissance réactive (inférieure à l'ancienne) pour des tensions régulées au moins égales à celles de son ancienne plage autour de son ancienne tension nominale.
On va maintenant examiner l'évaluation du déclassement minimum en tension.
La méthode utilisée est pessimiste car comme les pertes au rotor sont réduites dans une forte proportion du fait qu'elles varient avec le carré du courant d'excitation et la f.e.m. demandée est plus faible, comme les pertes dans le fer globales sont légèrement réduites en raison de la f.e.m. réduite, dans le bilan calorique des pertes à dissiper, on pourrait donc accepter des pertes du stator un peu plus élevées que les pertes originales.
On remarquera en outre que les flux de fuite diminuent sous excitation ainsi que la reactance de Potier du générateur, de sorte que les pertes au rotor sont fortement allégées en regard du relativement faible déclassement en ten- sion nominale.
La puissance apparente originale est exprimée par la relation :
Sngi2 = Pngi2 + Qngi2 La puissance apparente finale est exprimée par la relation : Snfg2 = Pngf2 + Qngf2 Afin de travailler au minimum à courant statorique constant, on doit avoir :
Ungf Sngf Ungi Sngi
Au minimum, la nouvelle tension du stator se déduit de l'ancienne par la relation : Ungf = Ungi [Sngf/Sngi]
Ungi représentant la tension nominale originale de l'alternateur.
Sngi représentant la plaque originale de l'alternateur.
Sngf représentant ce que le site demande réellement à l'alternateur. Bien entendu, aux fins d'optimisation, le constructeur aura pour tâche d'obtenir pour le générateur une nouvelle tension nominale la plus faible possible.
Le courant de court-circuit évalué par les normes telles que IEC 909 en Europe, par exemple, fait apparaître deux termes dans l'évaluation de l'impédance mise en jeu dans le courant de court-circuit.
L'impédance globale vaut suivant la norme internationale : Zkg = kg (0,05 ou 0,07 + i) x'd.
0,05 pour les machines > 100MVA et 0,07 pour les machines de puis- sance inférieure à 100MVA. x'd = reactance transitoire (originellement subtransitoire x "d dans l' IEC 909). kg est un terme correctif de l'impédance, propre aux machines synchrones dont la valeur est : kg = cmax/(1 +x'd.sinφng) avec : cmax = coefficient imposé par la norme et modifiable par le gestionnaire de réseau. x'd = reactance transitoire (originellement subtransitoire x"d) de l'alternateur.
Sinφng est déduit du facteur de puissance nominal cosφπg de l'alternateur. cmax varie de 1 à 1 ,1 suivant le type de courant de court-circuit minimal ou maximal que l'on cherche à établir et suivant la quantité d'aléas du ré- seau que l'on cherche à prendre en compte dans le résultat final.
Le nouveau cosφ ayant été augmenté entraînant une réduction probable des performances en raison de la réduction du rapport Qng/Png, Sinφπg est donc réduit.
En conséquence, kg augmente légèrement. Les autres termes sont inchangés, excepté x'd qui augmente légèrement du fait de la désaturation provoquée par un fonctionnement en sous- excitation à f.e.m. plus faible. En résultat final, le nouveau courant de court-circuit évolue suivant les normes comme suit :
Valeur initiale l'kgi = cmaxUni/(305 Zkgi) Valeur finale l'kgf = cmaxUnf/(3 5 Zkgf) Avec Unf < Uni et probablement Zkgi<Zkgf, on constate donc que le courant de court-circuit aux bornes de l'alternateur est réduit dans un rapport au moins égal au rapport des tensions nominales initiales et finales. Red Icc < Ungf/Ungi On obtient en outre une augmentation de la dynamique de régulation de tension vers les tensions hautes.
A l'origine, pour les machines modernes, la dynamique de régulation est donnée généralement par la relation : Umaxi = 1 ,1 Ungi
Avec une nouvelle tension nominale : Ungf = k Ungi avec k<1 , Umaxi reste inchangé en valeur absolue et vaut : Umaxi = (1 ,1/k)Ugnf L'augmentation de dynamique, vers les tensions maximales est donc dans le rapport 1/k. AugDyn = Ungi/Ungf

Claims

REVENDICATIONS
1. Procédé de fourniture d'énergie électrique au réseau à l'aide d'un générateur de courant akernatif associé à une turbine, par l'intermédiaire d'un transformateur, caractérisé en ce qu'il consiste à évaluer le générateur au plus juste en fonction des besoins du site par abaissement de sa tension nominale au plus bas en continuant à satisfaire la capacité du générateur à exporter la puissance active délivrée par la turbine et la puissance réactive correspondant à cette puissance active exigée par un consommateur ou le gestionnaire du réseau.
2. Procédé suivant la revendication 1 , caractérisé en ce que l'abaissement de la tension est réalisé de manière que le générateur puisse toujours transformer au plus juste la puissance active de la turbine disponible ou dimensionnée par les conditions du site et que le générateur puisse délivrer simultanément au plus juste, la puissance réactive associée.
3. Procédé suivant l'une des revendications 1 et 2, caractérisé en ce que le générateur est adapté à une tension réduite (Ungf) afin de réduire le courant de court-circuit et augmenter la dynamique de la plage des tensions régulées au moins égale à celle de son ancienne plage autour de son ancienne tension nominale (Ungi).
4. Procédé suivant l'une des revendications 1 à 3, caractérisé en ce que le générateur étant surdimensionné et initialement conçu pour un fonctionnement sous une tension (Ungi), sa tension de fonctionnement (Ungf) avec un courant de court-circuit réduit est liée à la tension de fonctionnement initial (Ungi) par la relation : / Png2 + Qng2 dans laquelle Sg = VPs2 + Qs2
Ps et Qs étant respectivement la puissance active et la puissance réactive du site, et Png et Qng étant respectivement la puissance active nominale et la puissance réactive nominale du générateur ;
5. Procédé suivant l'une des revendications 1 à 4, caractérisé en ce que la réduction de la tension de fonctionnement d'un générateur existant est assurée par réduction de son courant d'excitation et réglage de celui-ci en fonction de la nouvelle tension nominale ;
6. Procédé suivant l'une des revendications 4 et 5, caractérisé en ce que la réévaluation du générateur est assurée en réduisant son dimensionne- ment en tension jusqu'à la plus basse tension nominale possible permettant encore l'obtention des valeurs de puissances active et réactive recherchées.
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