Le développement de l’énergie photovoltaïque à Malte a considérablement augmenté ces dernières années, tant à grande échelle que dans le secteur privé. La capacité installée actuelle a déjà un impact négatif important sur l’infrastructure du réseau maltais et provoque des problèmes de maintien de la tension tels que des retours de puissance (résultant d’une offre excédentaire) et donc des augmentations de tension dans le réseau basse tension. Cet article traite de l’intégration d’un « système de régulation basse tension »LVRSys®« dans un réseau basse tension d’une zone semi-rurale de Malte.
Un régulateur basse tension commandé par thyristor et basé sur un transformateur a été modélisé et simulé dans MATLAB/Simulink en utilisant le jeu de blocs PLECS. Des résultats expérimentaux ont également été obtenus en mesurant les profils de tension à 70 % de l’alimentation basse tension réelle, qui ont montré plusieurs cas de surtension et de sous-tension. Les résultats du modèle de simulation correspondaient dans une large mesure aux résultats des tests sur le terrain, ce qui a permis de valider les modèles de simulation développés dans cette étude. Les résultats montrent que la tension du réseau a été régulée avec succès pour atteindre la tension nominale de 240 V. Les résultats de l’étude montrent également que la tension du réseau a été régulée avec succès.
LVRSys®
Le »LVRSys®-Low-Votage Regulation System« a été développé pour résoudre les problèmes de stabilité de la tension dus à l’intégration de l’électromobilité, du photovoltaïque et des pompes à chaleur dans le réseau basse tension. Il représente une alternative économique et flexible aux extensions de lignes coûteuses et fastidieuses.
1 INTRODUCTION
Le photovoltaïque (PV) est actuellement la principale source d’énergie renouvelable à Malte. On s’attend à ce que Malte poursuive sa stratégie de décarbonisation dans les années à venir, en tirant le meilleur parti de ses conditions naturelles, à savoir la forte densité de population et la disponibilité limitée des terres. On s’attend à ce que l’énergie photovoltaïque reste la principale contribution de Malte à la réalisation de l’objectif de 11,5 % de sources d’énergie renouvelables (SER) pour 2030. À Malte, les installations photovoltaïques sont concentrées sur une superficie de 316 km2 seulement, ce qui rend la production d’électricité photovoltaïque très vulnérable aux fluctuations rapides de la puissance de sortie dues aux conditions météorologiques, par exemple en cas de couverture nuageuse. Par conséquent, l’énergie photovoltaïque représente un défi considérable pour la stabilité du réseau en raison de sa volatilité inhérente. Ces fluctuations sont actuellement atténuées par la ligne d’interconnexion haute tension en courant alternatif entre Malte et l’Italie et par la production centralisée d’électricité de Malte. La part actuelle des énergies renouvelables a déjà un impact massif sur l’infrastructure de réseau de Malte et provoque des risques liés aux problèmes de maintien de la tension, tels que les augmentations de tension et les retours de puissance [1].
Le réseau électrique maltais a été construit à l’origine avec l’ancienne infrastructure de réseau pour des flux d’électricité unidirectionnels, dans lesquels l’électricité circule de la production centrale vers les consommateurs. L’augmentation future de la pénétration du photovoltaïque posera des défis opérationnels, de planification et de gestion supplémentaires au gestionnaire du réseau de distribution (GRD). Des investissements considérables dans le renforcement du réseau seront nécessaires, car l’infrastructure actuelle atteindra de plus en plus ses limites. Cela représente un défi majeur pour le VNB, car les lignes électriques subissent une chute de tension importante en période de forte consommation, tandis que les lignes électriques subissent une hausse de tension en période de forte production photovoltaïque, en raison du flux de courant inversé. On s’attend à ce que ces variations de tension augmentent encore à l’avenir, car Malte et le reste de l’Union européenne font pression pour que davantage de véhicules électriques soient mis en circulation. L’installation de bornes de recharge rapide se poursuit actuellement à un rythme soutenu sur l’île.
Le gestionnaire du réseau de distribution doit maintenir la tension conformément aux limites fixées par la norme EN50160 [2]. Selon cette norme, les valeurs efficaces sur 10 minutes de la tension d’alimentation basse tension en fonctionnement normal doivent se situer dans une plage de ±10 % de la tension nominale pendant plus de 95 % du temps sur une période d’une semaine. Avant l’intégration des véhicules électriques (VE), les problèmes liés à la tension étaient presque toujours dus à la basse tension. Ces problèmes étaient résolus de manière très simple, en augmentant la tension dans les postes de distribution par des dérivations. Ce type de mesures correctives n’est plus possible de nos jours, car la tension du réseau varie quotidiennement aussi bien au-dessus qu’en dessous de la tension nominale. Si un transformateur a été réglé pour augmenter la tension dans les sous-stations afin de compenser les chutes de tension, ce réglage aggrave même les effets de l’augmentation de la tension lors des flux de puissance de retour.
Un certain nombre de solutions pratiques peuvent être envisagées pour atténuer les fluctuations de tension causées par les flux bidirectionnels actuels du réseau électrique. Les options les plus évidentes consistent à limiter la production photovoltaïque (réduction de la puissance des installations photovoltaïques pendant les périodes de production excédentaire) et à restreindre la mobilité électrique (limitation de la puissance de charge des véhicules électriques) lorsque la demande de charge sur le réseau est trop élevée. Cependant, la limitation de la puissance active et le délestage des VE créent des possibilités inéquitables pour les consommateurs et les « prosumers » (consommateurs et producteurs privés d’électricité à la fois) qui se trouvent à différents points du réseau de distribution, voire au même point d’alimentation. Une autre solution consisterait à renforcer et à mettre à niveau le réseau de distribution en augmentant la taille des transformateurs et des câbles. Toutefois, cette option pourrait ne pas être viable en raison de son coût élevé et des délais nécessaires à son déploiement. Il existe d’autres solutions techniques qui peuvent être appliquées, dont certaines font appel à des équipements disponibles dans le commerce. Elles sont examinées dans la section suivante.
1.1 Considération & évaluation de différentes méthodes de régulation de la tension de charge dans les réseaux électriques
Il existe différentes solutions pour atténuer les variations de tension dans le réseau basse tension. Certaines technologies agissent directement sur la tension, d’autres régulent la tension par un contrôle intelligent, en utilisant des systèmes de stockage d’énergie ou la régulation de la puissance réactive. La liste suivante résume les technologies et les stratégies utilisées pour corriger la tension dans le réseau basse tension :
- Changeurs de prises en charge (OLTC)
- Systèmes de stockage d’énergie (ESS)
- Compensateurs statiques VAR (SVC)
- Dynamic Voltage Restorer / Redresseur de tension dynamique (DVR)
- Régulation de la puissance réactive via des onduleurs couplés au réseau
- Régulateur de tension par paliers (SVR)
- Système de régulation basse tension »LVRSys®«.
Changeur de prises en charge (OLTC)
L’OLTC est une solution très répandue pour la régulation de la tension dans les réseaux électriques. Ces appareils permettent de sélectionner différentes prises de transformateur pour adapter la tension de sortie sans couper la charge. Un exemple typique de changeur de prises de type « diverter » est présenté à la figure 1. Les OLTC sont principalement installés dans les transformateurs de distribution qui relient les réseaux de transport aux alimentations de distribution. L’OLTC compense la chute de tension (Line Drop Compensation, LDC) en adaptant les positions des gradins, par exemple en appliquant des tensions plus élevées lorsque la charge augmente. La référence de tension doit être choisie avec soin afin de maintenir la tension de plusieurs alimentations connectées à un seul transformateur, chacune ayant un profil de tension différent, dans les limites de la plage autorisée sur l’ensemble du réseau.
La référence de tension cible OLTC peut être déterminée en tenant compte de la chute de tension maximale entre la barre d’émission du transformateur et l’extrémité de la dérivation la plus touchée, tout en s’assurant que la tension de charge minimale ne tombe pas en dessous de la limite inférieure définie dans la norme EN50160. Dans le passé, les OLTC n’étaient utilisés que pour réguler les chutes de tension. C’est pourquoi les stratégies traditionnelles de régulation de la tension des OLTC partent du principe que les flux de puissance sont unidirectionnels. Cependant, de nos jours, la situation a évolué en ce sens qu’une augmentation de la tension se produit lorsque la production photovoltaïque est élevée (et que les flux de courant inverses sont dus à une faible demande de charge). Il est également probable que des chutes de tension plus importantes se produiront lorsque la recharge des véhicules électriques deviendra une pratique courante à grande échelle. Les auteurs de [4] ont étudié une méthode de contrôle de la chute de tension appliquée aux OLTC, à la fois sur les transformateurs moyenne et basse tension, afin de maintenir un niveau de tension correct pendant la production de grandes quantités d’électricité photovoltaïque.
Le contrôle autonome des transformateurs moyenne tension/basse tension a montré que l’augmentation de la tension pouvait être contrôlée, ce qui permet d’augmenter encore la capacité du système photovoltaïque. Cependant, la dynamique de puissance qui en résulte est un facteur important à prendre en compte dans les scénarios de forte pénétration des installations photovoltaïques. Le réseau électrique subit des changements rapides de puissance, par exemple au passage de nuages. Cela nécessite une activation rapide des contacts du moteur de l’OLTC, ce qui a un impact sur la fiabilité et la durée de vie de l’OLTC. Une autre limitation opérationnelle réside dans le fait que l’OLTC doit fonctionner avec des flux de courant triphasés asymétriques en raison de l’utilisation à grande échelle d’installations photovoltaïques en toiture monophasées dans le réseau basse tension. Dans ces conditions, l’OLTC ne fonctionne généralement pas de manière satisfaisante, car une correction de phase individuelle simultanée n’est pas facilement réalisable.
Changeurs de prises en charge (OLTC) en combinaison avec des systèmes de stockage d’énergie
Malgré ces limites, les OLTC font aujourd’hui partie intégrante des réseaux de distribution. Il est devenu nécessaire de maintenir ces équipements coûteux en état de fonctionnement dans des conditions de travail optimales afin de réduire l’usure causée par les variations rapides des exigences de tension et le nombre de commutations de niveau. Plusieurs approches ont été proposées dans la littérature pour atténuer la charge supplémentaire imposée aux OLTC. Une manière d’atténuer les effets des changements rapides et imprévisibles des flux de courant du réseau est d’utiliser des systèmes de stockage d’énergie (ESS). Les ESS peuvent être utilisés pour atténuer la charge de travail supplémentaire des OLTC due aux variations de tension. Dans [5, 6], une coordination entre un système de stockage d’énergie par batterie (BESS) et un OLTC a été réalisée afin de maintenir des niveaux de tension acceptables tout en minimisant le nombre d’opérations OLTC et l’énergie prélevée sur le BESS. Dans [6], un algorithme basé sur une prévision pour le lendemain a été proposé afin de déterminer les réglages optimaux du système et il a été constaté qu’il améliorait la coordination entre tous les composants du système. Des stratégies alternatives ont été proposées pour atténuer les ajustements rapides et fréquents des OLTC pendant les fluctuations de puissance photovoltaïque.
Régulation de la puissance réactive via des onduleurs couplés au réseau
Dans ces stratégies, la régulation de la tension s’effectue par la régulation de la puissance réactive avec les onduleurs photovoltaïques couplés au réseau eux-mêmes, ce qui réduit la nécessité d’effectuer des prises sur les OLTC. Dans [7], une méthode d’optimisation a été développée pour la coordination des OLTC et des onduleurs photovoltaïques. Le problème d’optimisation visait à minimiser les écarts de tension et à réduire les prises. Des simulations ont montré que la méthode restait efficace même en cas de déséquilibres de tension et d’erreurs considérables de prévision de la charge. Cependant, une communication entre les OLTC et les onduleurs est nécessaire pour que cette méthode fonctionne. Les auteurs de [8, 9] ont proposé des techniques qui fonctionnent de manière autonome, sans nécessiter d’infrastructure de communication. Dans [8], le contrôleur photovoltaïque surveillait les variations rapides de puissance dues aux changements d’ensoleillement et prélevait/absorbait la puissance réactive selon un facteur prédéfini. Le contrôleur OLTC observait en permanence les fluctuations de la puissance active et réactive et s’abstenait de procéder à des ajustements de niveau inutiles, dont on savait qu’ils étaient déclenchés par l’injection/l’absorption de la puissance de l’onduleur photovoltaïque. Toutefois, dans certains cas, la puissance des installations photovoltaïques doit être réduite pour que l’OLTC puisse réguler la tension. Bien que cette stratégie ne nécessitait pas de réseau de communication, elle présentait l’inconvénient majeur de réduire le rendement énergétique de l’installation photovoltaïque. Dans [9], un système de coordination a été proposé, qui permettait un fonctionnement sans perte de production photovoltaïque. Le fonctionnement était basé sur un schéma de contrôle décentralisé, dans lequel les mesures correctives étaient prises uniquement sur la base de mesures locales et une méthode de signalisation était utilisée pour la coordination entre les OLTC et les onduleurs.
Changeurs de prises en charge (OLTC) en combinaison avec des compensateurs statiques VAR (SVC)
Le compensateur statique VAR (SVC) est une technologie qui a été utilisée pour réguler la tension du réseau bien avant l’ère de la production décentralisée. Son rôle dans la régulation de la tension est bien documenté dans la littérature. Le SVC se compose d’éléments passifs connectés en dérivation qui régulent la tension en absorbant/donnant de la puissance réactive du/au réseau électrique, le contrôle étant assuré par un convertisseur de puissance (généralement à base de thyristors). Les SVC sont relativement peu coûteux, nécessitent un contrôle simple, ne nécessitent pas d’entretien et, contrairement aux OLTC, peuvent être installés ultérieurement dans les transformateurs existants des sous-stations. Dans [10, 11], une méthode d’intégration des SVC dans les réseaux équipés d’OLTC existants a été présentée dans le but de réduire le fonctionnement de l’OLTC.
Une analyse d’un réseau basse tension avec un OLTC sur un transformateur moyenne tension/basse tension a été réalisée par les auteurs dans [12]. Les résultats ont montré que le fonctionnement du changeur de prises de l’OLTC pouvait être considérablement réduit par la conception correcte d’un SVC en coordination avec une commande centrale. Le SVC était commandé de manière à détecter les variations de tension et à atténuer cet effet en coexistence avec les onduleurs photovoltaïques décentralisés à commande locale, qui contribuaient également à la régulation de la tension. L’inconvénient des SVC est qu’il s’agit de systèmes contrôlés par un courant alternatif et que des pertes continues sont donc associées à leur fonctionnement.
Rétablissement dynamique de la tension (DVR)
Pour réguler la tension d’alimentation, il est également possible d’utiliser des compensateurs de tension série actifs, appelés Dynamic Voltage Restorer (DVR, DE : restaurateurs de tension dynamiques) (figure 2). Ces DVR [16] se composent d’un transformateur côté primaire, commandé par un convertisseur de commutation à modulation de largeur d’impulsion, alimenté par la tension d’alimentation (voir figure 2). En cas de chute de tension ou de surtension, le DVR injecte une tension auxiliaire ou une contre-tension [12, 13]. Normalement, un DVR se compose d’un convertisseur à deux étages avec un circuit intermédiaire à tension continue, ce qui entraîne des pertes élevées, une augmentation de la taille et des coûts en raison de la double conversion. Il est également possible d’utiliser des topologies de DVR avec conversion directe du courant alternatif, mais celles-ci sont très complexes à contrôler et nécessitent toujours plusieurs composants passifs à des fins de filtrage [14, 15].
Régulateur de tension à paliers (SVR)
Enfin, les régulateurs de tension à paliers (SVR) offrent également un moyen relativement simple de réguler la tension. Les SVR sont en service depuis un certain temps déjà et se composent d’une bobine de compensation en série avec des points de prélèvement commutables mécaniquement, généralement installés sur les alimentations. Le concept de fonctionnement est illustré à la figure 3.
La bobine série est reliée à une bobine secondaire principale qui est connectée en parallèle à la charge [17, 18]. Le principal inconvénient de tels SVR est qu’ils comportent des pièces mécaniques mobiles et qu’ils réagissent lentement aux changements de tension.
Malgré ces inconvénients, il a été démontré dans [19] que les SVR peuvent, dans certains cas, atténuer le problème de sous-tension en cas de charge élevée ainsi que les scénarios de surtension causés par une forte pénétration des installations photovoltaïques.
Un autre inconvénient des SVR est que, comme les OLTC, ces appareils corrigent les trois phases simultanément et ne peuvent donc pas fonctionner correctement en cas d’asymétrie de tension. La solution à ce problème serait une régulation de la tension découplée, phase par phase, telle qu’elle a été proposée dans [20].
Système de régulation basse tension »LVRSys®«
Ce rapport technique présente un »LVRSys®« qui ne nécessite pas d’OLTC sur le transformateur de distribution basse tension, car il peut assurer lui-même la fonction d’OLTC [22-24]. L’avantage de cette technologie est qu’elle peut corriger des phases individuelles, qu’elle a un temps de réaction beaucoup plus rapide, qu’elle ne possède pas de pièces mobiles et qu’elle peut être mise à jour très facilement sur tous les types de transformateurs et de départs. Le »LVRSys®« présenté peut également être conçu pour des puissances plus faibles et peut même être installé sur des départs moyens [25]. La technologie a été mise en œuvre avec succès, est disponible commercialement et a trouvé une large application dans les réseaux basse tension [26]. »LVRSys®« est basé sur un concept très simple, c’est-à-dire qu’un transformateur est utilisé pour ajouter ou retirer une version abaissée « isolée » de la tension d’alimentation en un point donné du réseau. Cette technologie nécessite une méthode de régulation relativement simple et présente de très faibles pertes de puissance par rapport à toutes les autres méthodes de régulation de la tension. Il a été constaté que »LVRSys®« est la technologie la plus appropriée pour effectuer des corrections de tension dans les délais les plus courts par rapport aux technologies alternatives. Dans ce contexte, les objectifs de ce rapport technique sont résumés ci-dessous :
- Le premier objectif est de développer un modèle de simulation du »LVRSys®« dans MATLAB/Simulink en utilisant le jeu de blocs PLECS. Celui-ci est d’abord testé sur un réseau basse tension très simple avec une charge agrégée et une perturbation de tension connue sur l’une des phases.
- Ensuite, les données expérimentales issues de la collecte de données effectuée par les auteurs pour surveiller les performances d’un »LVRSys®« utilisé dans une branche du réseau basse tension à Malte sont analysées.
- Enfin, les données obtenues à partir de l’analyse précédente sont utilisées pour valider le modèle de simulation du régulateur basse tension par rapport au régulateur réel. Ce modèle de simulation est ensuite utilisé pour sélectionner de manière optimale les points du réseau basse tension où les unités »LVRSys®« peuvent être utilisées afin d’obtenir les meilleures performances.
Le reste du rapport technique est structuré comme suit : La section 2 donne un bref aperçu des bases théoriques des fluctuations de tension dans un réseau basse tension dues aux installations photovoltaïques et à une forte demande de charge.
La section 3 décrit le concept derrière le fonctionnement du »LVRSys®«, son utilisation typique dans le réseau basse tension et son algorithme de régulation.
Le modèle de simulation et les résultats obtenus sont examinés à la section 4. La section 5 présente et discute une étude de cas du »LVRSys®«. La section 6 aborde la validation du modèle de simulation de contrôle basse tension et la section 7 clôt le document.
2 VARIATIONS DE TENSION DANS UN RÉSEAU BASSE TENSION DUES À DES INSTALLATIONS PHOTOVOLTAÏQUES
2.1 Flux de puissance le long d’un réseau basse tension
La figure 4 montre un diagramme d’introduction simplifié d’un réseau de distribution basse tension allant d’un transformateur de distribution (V1) à un client final (V2). On suppose que le client a une demande de charge définie par PL+jQL et une installation photovoltaïque définie par PPV+jQPV.
Si l’impédance du réseau basse tension est représentée par l’impédance Z = (R+jX), la puissance apparente et le courant monophasé au point V2 peuvent être définis comme suit :
S2 = V2 x I∗ = (PL−PPV) + j(QL−QPV) (1)
I∗ = (PL−PPV) + j(QL−QPV) / V2 (2)
La chute de tension aux bornes de l’alimentation basse tension est donnée par :
ΔV = V1 − V2 (3)
I = V1 − V2 / Z = ΔV / Z (4)
ΔV = I∗ x Z = (PL−PPV)−j(QL−QPV) / V*2 x Z (5)
En supposant que V∗2 est la référence V, et en remplaçant Z par R + jX, (5) peut être réécrit comme suit :
ΔV = ΔVd + jΔVq (6)
où ΔVd est la partie réelle et ΔVq la partie imaginaire de la chute de tension ΔV. Pour les alimentations basse tension, le rapport X/R est très faible [20], la partie imaginaire peut donc être considérée comme quasiment nulle (ΔVq ≈ 0). Par conséquent, (5) peut être encore simplifié par :
ΔVd = V1 − V2 = (PL−PPV)R + (QL−QPV)X / V2 (7)
L’équation (7) peut être réécrite en insérant V2 dans la formule :
V2 ≈ V1 − [(PL−PPV)R + (QL−QPV)X / V1] (8)
L’équation (8) décrit le comportement de la tension à la fin de la sortie. Si l’on ne considère que le premier terme, si :
- PL > PPV, puis V1 > V2 : il y a une chute de tension aux bornes de l’impédance de ligne.
- PPV > PL, puis V2 > V1 : il y a une augmentation de la tension aux bornes de l’impédance de ligne.
Cela signifie que si la demande de charge du client est supérieure à la production photovoltaïque, la tension au niveau de l’impédance de l’injecteur diminue. En revanche, si la production photovoltaïque dépasse la demande de charge, le courant circule vers le transformateur de distribution, ce qui entraîne une augmentation de la tension au point de couplage commun (PCC) du client. On peut également déduire de (8) que même la puissance réactive nette a une influence considérable sur la tension du PCC si l’inductance est importante. Dans la régulation de la puissance réactive des onduleurs photovoltaïques, l’onduleur est utilisé pour injecter/absorber de la puissance réactive afin de contrôler le niveau de tension [27]. Cependant, à l’heure actuelle, il est courant à Malte que les onduleurs photovoltaïques soient réglés de manière à fournir de la puissance avec un facteur de puissance de un. Par conséquent, dans l’analyse de ce rapport technique, la tension est directement corrigée, indépendamment de l’état de la puissance réactive du système.
3 RÉGULATEUR DE BASSE TENSION (»LVRSys®«)
3.1 Principe de fonctionnement
Le »LVRSys®« dont il est question dans ce travail se compose d’un régulateur de branche développé et fabriqué par la société A. Eberle GmbH [28]. La régulation de la tension s’effectue par la commutation du côté secondaire d’une configuration composée d’un ou de plusieurs transformateurs à rapport de transformation fixe, comme le montre la figure 5.
Outre le bénéfice direct de la régulation de la tension au point d’installation sur le réseau basse tension, elle a un bénéfice indirect en réduisant les déconnexions des onduleurs photovoltaïques dues à la haute tension au PCC (point de couplage commun). Cela contribue donc également à minimiser l’intermittence de l’énergie produite par les installations photovoltaïques. Le système corrige les variations de tension dans le réseau électrique en injectant une tension série supplémentaire (par exemple 1,5 % et 4,5 % de la tension nominale) via ces transformateurs.
Selon les besoins, la correction peut avoir un effet croissant (en phase) ou décroissant (en décalage de phase) allant jusqu’à ±6% par incréments de ±1,5%.
Le sens du contrôle de la tension (c’est-à-dire l’addition ou la soustraction des pourcentages) est déterminé par la connexion de l’enroulement primaire des transformateurs via un pont de thyristors, qui est contrôlé par un régulateur électronique.
Comme le banc de thyristors est utilisé pour commuter le primaire des transformateurs de compensation, le courant qui le traverse est très faible par rapport au courant principal. Ce faible courant dans les semi-conducteurs entraîne une très faible perte de puissance du système (moins de 0,5 %).
3.2 Utilisation typique
La puissance nominale d’un »LVRSys®« peut varier de quelques kVA à des MVA. Ils peuvent être connectés de manière transparente à des transformateurs locaux non régulés, à des jeux de barres et à des départs multiples ou individuels, comme le montre la figure 6. En raison de leur gamme de puissance et de leur polyvalence, ils peuvent être intégrés dans des positions plus grandes et plus centrales en tant que régulateurs de réseau local ou dans des solutions plus petites pour des lignes individuelles ou même des phases.
3.3 Principe de fonctionnement de l’algorithme
Comme expliqué au paragraphe 3.1, le régulateur effectue une compensation vers le haut ou vers le bas pour la tension le long de chaque phase individuelle de la ligne d’alimentation. En fonctionnement normal, l’utilisateur règle deux paramètres du régulateur comme suit :
- valeur de consigne de la tension nominale (par ex. 230 V)
- bande de tolérance (zone morte), soit en tant que quantité de tension, soit en tant que pourcentage de la valeur de consigne de la tension nominale (par exemple ±3%).
Ce fonctionnement de base est illustré à la figure 7. Si la tension d’alimentation d’entrée s’écarte de la bande de tolérance, le régulateur détermine la valeur de compensation de tension requise et commande les thyristors nécessaires pour commuter la combinaison de transformateurs requise.
Des combinaisons typiques pour une plage de compensation de ±6% sont présentées dans le tableau 1. Dans les cas où aucun des transformateurs ne doit contribuer (indiqué par 0%), l’enroulement primaire du transformateur est court-circuité. Si la tension d’alimentation se situe dans la bande de tolérance, le »LVRSys®« reste inactif lorsque le primaire des deux transformateurs est court-circuité.
Le temps de réaction du »LVRSys®« peut également être réglé par l’utilisateur sous forme de volt-secondes (V s). Le temps de réaction le plus rapide à un écart de tension est inférieur à 30 ms et le système peut être réglé plus lentement de 1 à 100 V s par incréments de 0,1 V s. Le régulateur de tension peut également réguler la tension à un nœud éloigné si l’impédance du réseau (Zgrid) en amont de ce nœud est connue. Dans ce cas, la tension de consigne peut être déterminée comme suit :
Vset _point = Vmeasured + Imeasured × Zgrid (9)
où Vmeasured et Imeasured sont les grandeurs de tension et de courant mesurées par le système.
3.4 Application aux installations photovoltaïques et aux charges importantes
Les profils énergétiques des consommateurs et des prosommateurs présentent des variations quotidiennes. En période de fort ensoleillement, les installations photovoltaïques peuvent produire plus d’énergie que les consommateurs n’en ont besoin, ce qui entraîne une augmentation de la tension sur le réseau. Inversement, le soir, lorsque la demande de charge augmente, il y a une chute de tension sur le distributeur, sans que la production photovoltaïque n’y contribue. »LVRSys®« peut couvrir les deux cas, comme le montre la figure 8. Dans les deux cas, les écarts de tension peuvent être trop importants et entraîner une variation de la tension au-delà des limites fixées par la norme EN50160:2010 [2]. Cela montre que le régulateur de tension est tout aussi approprié pour faciliter l’intégration de la production d’électricité décentralisée que pour atténuer l’augmentation de la charge prévue en raison de la large diffusion des infrastructures de recharge pour véhicules électriques.
4 MODÈLE DE SIMULATION DU RÉGULATEUR BASSE TENSION
4.1 Modèle de simulation
Un modèle de simulation d’un régulateur de basse tension monophasé a été développé dans MATLAB/Simulink en utilisant le jeu de blocs PLECS. Le modèle de régulateur de tension comprenait deux ponts en h antiparallèles à base de thyristors, comme le montre la figure 5, un régulateur et deux transformateurs. Un autre jeu de thyristors antiparallèles a été ajouté aux bornes des enroulements primaires du transformateur afin de court-circuiter les enroulements lorsque la tension se situe dans la zone morte.
Les transformateurs de compensation ont été choisis de manière à atteindre un niveau de compensation de 2,5%×Un et 7,5%×Un, ce qui donne une combinaison capable de compenser dans une plage de ±10%×Un. Un modèle de réseau de distribution simple a également été modélisé afin de tester »LVRSys®«. Il comprenait un transformateur de distribution Dyn11 (11 kV/400 V), une ligne d’alimentation en aluminium de 100 m de long avec une impédance forfaitaire de 0,211 + j0,072Ω/km et une charge agrégée de 30 foyers monophasés modélisée par une impédance forfaitaire de 1 + j0,754Ω sur chaque phase. La représentation simplifiée des modèles du réseau basse tension et du régulateur de tension est présentée à la figure 9.
L’objectif principal du régulateur basse tension était de déterminer la compensation de tension nécessaire, puis de commuter les combinaisons de thyristors requises en conséquence. Les entrées du régulateur sont des valeurs de consigne définies par l’utilisateur : La tension nominale (VNOM) et la zone morte ainsi que les valeurs mesurées (courant et tension). Le régulateur mesure le courant (INOM) à travers le régulateur (c’est-à-dire le courant de charge) et la tension à la sortie »LVRSys®« (c’est-à-dire la tension de charge régulée). Les mesures de courant étaient nécessaires pour déterminer l’information de phase et enclencher les thyristors au passage par zéro. Les mesures de tension étaient nécessaires à l’algorithme pour suivre les performances du régulateur de tension.
4.2 Résultats de simulation
Une tension perturbatrice a été injectée dans la phase C de l’enroulement secondaire du transformateur afin de tester les performances du »LVRSys®«. La perturbation consistait en une variation en rampe de la tension injectée en série entre 25 V et -25 V rms. Le point de consigne de la tension nominale a été réglé sur 230 V eff. et la zone morte sur ±5 V. Les simulations ont été effectuées sur une période de 10 minutes et les résultats sont présentés dans la figure 10.
Comme le montrent les formes d’ondes, la tension non corrigée se situait au début dans la plage de tolérance (zone morte), de sorte que »LVRSys®« était inactif. Pendant la période comprise entre t = 40 s et t = 60 s, la tension a commencé à chuter en fonction de la perturbation négative de la rampe. Dès que la tension de phase a atteint la valeur inférieure de la zone morte, »LVRSys®« a corrigé la tension en introduisant la première compensation de +2,5 % (étape 1 de la figure 10).
La tension non corrigée a continué à baisser et la tension régulée a de nouveau dépassé la limite inférieure de la zone morte. Le régulateur a augmenté sa compensation à +5 % en activant les transformateurs de compensation 7,5 % et 2,5 % en série pour les soutenir et en série en sens inverse, respectivement (étape 2 sur la figure). Ce processus a été répété (étapes 3 et 4) jusqu’à ce que la compensation totale de +10 % soit atteinte. A t = 150 s, la tension a commencé à se rapprocher à nouveau de la tension nominale et le régulateur a commencé à réduire sa compensation jusqu’à ce que la compensation totale soit supprimée. A t = 400 s, la tension du réseau a commencé à augmenter et a dépassé la zone morte supérieure. Le régulateur a répété la même procédure que ci-dessus, mais cette fois avec une compensation négative.
5 ÉTUDE DE CAS DE »LVRSys®« DANS LE RÉSEAU DE BASSE TENSION MALTESQUE
Une étude de cas a été menée sur un très long câble d’alimentation dans une zone semi-rurale de Malte, où les consommateurs présentaient à la fois des surtensions et des sous-tensions.
Le système d’information géographique (SIG) du réseau de distribution a été fourni par le gestionnaire du réseau de distribution maltais (VNB/DSO) « Enemalta plc ». Le SIG a été utilisé pour déterminer l’emplacement du point central du réseau basse tension.
Les informations obtenues à partir du SIG ont ensuite servi de point de départ à une enquête sur le terrain visant à identifier les sites (physiques) potentiels où les réseaux basse tension pourraient être installés. L’enquête a pris en compte les nœuds situés entre le point central et le point final du réseau basse tension.
Un site stratégique potentiellement éligible pour le »LVRSys®« a été identifié à 70 % de la longueur du départ. Une surveillance de la tension a été effectuée pendant une semaine sur le site identifié. Le nombre de consommateurs et leur type d’alimentation raccordés en aval du point de surveillance de la tension sont indiqués dans le tableau 2. Le profil de courant de charge de l’injecteur est représenté à la figure 11. La capacité totale des systèmes photovoltaïques installés a été estimée à 30 kWp. La position de l’exercice d’enregistrement se situait à environ 70 % de la longueur de la dérivation (comme déterminé précédemment). Les mesures de profil de tension triphasé non corrigées (marron, noir, gris) et les limites autorisées pour les variations de tension nominale de ±10 % (rouge) sont présentées à la figure 12.
Comme le montrent les profils de tension, la tension s’est rapprochée chaque jour de la limite supérieure autorisée vers 12h00, tandis qu’elle est descendue en dessous de la limite inférieure vers 20h30. La phase la plus problématique était la phase C (forme d’onde grise). Cette information coïncidait avec les périodes de production photovoltaïque maximale ou de charge maximale.
Comme cette mesure a été effectuée à 70 % de la longueur de l’alimentation, on pouvait s’attendre à ce que les variations de tension soient encore plus importantes pour les consommateurs connectés à la fin de l’alimentation.
Au point déterminé (environ 70 % de la longueur d’alimentation), un système de régulation basse tension »LVRSys®« a été installé avec les paramètres indiqués dans le tableau 3 afin de compenser les hausses et les baisses de tension pendant la production photovoltaïque ou les périodes de forte charge.
L’installation mise en place est représentée à la figure 13. Étant donné que l’on a observé des chutes de tension importantes plutôt que des hausses de tension lors de l’alimentation, la valeur nominale de consigne de la tension a été fixée à 240 V. Le profil de tension obtenu du côté de la charge du système de régulation basse tension est représenté à la figure 14.
On constate que la tension sur les trois phases a été régulée avec succès la plupart du temps à proximité de la valeur de consigne de la tension nominale programmée. Les augmentations de tension ont été entièrement compensées et on observe une marge d’environ 10 V eff. pour atteindre la limite maximale autorisée.
Cela signifie que d’autres installations photovoltaïques supplémentaires peuvent être intégrées sans enfreindre les limites de fonctionnement.
En ce qui concerne les chutes de tension, on constate que le »LVRSys®« a réussi à compenser les chutes dans la plupart des cas. Cependant, il y a eu un moment où le système n’a pas réussi à le compenser, le 25 juillet 2022, car la tension est tombée à une valeur très basse de 184 V (-23,3 %) et la plage de réglage maximale du système installé n’était que de ±10 %. Le tableau 4 présente les tensions efficaces minimales/maximales avant et après la compensation en phase C.
6 SIMULATION DU RÉGULATEUR BASSE TENSION : VALIDATION DU MODÈLE
Les informations recueillies lors des deux tests sur le terrain du régulateur basse tension ont été utilisées pour valider le modèle de régulateur développé, présenté précédemment dans la figure 9.
Les données de tension obtenues à partir de l’une des phases des tensions triphasées non corrigées ont ensuite été utilisées comme tension d’entrée pour le modèle basse tension.
Les paramètres personnalisés du modèle ont ensuite été définis de manière à correspondre à ceux du »LVRSys®« installé, c’est-à-dire que la tension nominale a été fixée à 240 V et la bande morte à ± 3 V. Les résultats obtenus pour un ensemble de données sur une période d’une semaine sont présentés dans la figure 15.
Une représentation agrandie des résultats pour l’un des jours surveillés (26/07/2022) est présentée à la figure 16. La tension corrigée à partir des données de terrain (figure 14 – phase C) et du modèle de simulation (figure 15 – forme d’onde orange) montre que le modèle de simulation a obtenu des résultats identiques.
Les résultats montrent que les formes d’onde de la simulation suivent de très près celles obtenues dans un »LVRSys®« pratique testé sur le terrain. Cela confirme que le modèle est une représentation fidèle et correcte de l’équipement matériel basse tension.
La simulation effectuée a pris en compte l’application d’un seul appareil sur un départ. Cependant, le bon fonctionnement du modèle »LVRSys®« ayant été démontré, il peut désormais être utilisé dans des simulations de réseaux basse tension plus importantes et plus complexes.
7 Conclusion
Dans cet article, les méthodes courantes d’atténuation des fluctuations de tension dans les réseaux basse tension, causées par une forte production photovoltaïque et une demande de charge élevée, ont été examinées. Un modèle de simulation d’un »LVRSys®« a été développé dans MATLAB/Simulink en utilisant l’ensemble de blocs PLECS. Ensuite, une étude de cas a été présentée sur un réseau basse tension dans une zone semi-rurale de Malte. Le point d’alimentation était initialement conçu pour une petite communauté et n’était pas adapté aux grandes installations photovoltaïques et aux véhicules électriques. Un profil de tension à 70 % de l’alimentateur a été présenté, où plusieurs cas de surtension et de sous-tension ont été observés. Un »LVRSys®« a été installé, qui pourrait éventuellement résoudre à la fois les problèmes de surtension et de sous-tension.
Les résultats montrent que la tension aux bornes de la charge a été régulée avec succès autour d’une tension nominale de 240 V. Les seuls cas où le régulateur n’a pas pu corriger la tension avec une précision de ±10 % se sont produits pendant un cas de charge très élevé. Dans ce cas, la tension a chuté à un point tel qu’elle a dépassé la plage de régulation du système. Ce dernier a néanmoins réussi à corriger la tension de 184 à 200 V. Les données en temps réel de la tension non corrigée recueillies lors de cette étude de cas ont ensuite été utilisées pour valider le modèle de simulation développé pour »LVRSys®«. Les résultats obtenus avec le modèle de simulation ont correspondu aux données en temps réel de la tension corrigée. On peut donc en conclure que le modèle de simulation »LVRSys®« développé fonctionne de manière presque identique à l’installation réelle. Par conséquent, le modèle de simulation « LVRSys® » développé peut être utilisé pour :
- d’étudier le comportement de réseaux basse tension plus complexes avec l’intégration de »LVRSys®«,
- de déterminer l’emplacement optimal du »LVRSys®« avant son utilisation effective,
- évaluer la quantité d’installations photovoltaïques supplémentaires pouvant être intégrées au réseau et prédire les variations de tension dans les zones problématiques du réseau.
AUTEURS
John Licari : conceptualisation ; curation des données ; analyse formelle ; enquête ; méthodologie ; ressources ; logiciel ; validation ; visualisation ; rédaction du projet initial.
Cyril Spiteri Staines : conceptualisation ; curation des données ; analyse formelle ; étude ; méthodologie ; ressources ; logiciel ; validation ; visualisation ; rédaction du projet initial.
Alexander Micallef : conceptualisation ; curation des données ; analyse formelle ; enquête ; méthodologie ; ressources ; logiciel ; validation ; visualisation ; rédaction – projet initial.
Stefan Hoppert : Conceptualisation ; écriture – révision et édition
REMERCIEMENTS
Ce travail de recherche a été financé par l’Agence de l’énergie et de l’eau dans le cadre de la Stratégie nationale pour la recherche et l’innovation dans les domaines de l’énergie et de l’eau (2021-2030), contrat de subvention numéro REVOLT EWA 65/22. Les auteurs souhaitent également remercier le gestionnaire du réseau de distribution maltais (DSO/VNB) « Enemalta plc » (DSO) pour avoir fourni l’accès au »LVRSys®« et aux données nécessaires à la réalisation de cette étude.
