Effet du volant d'inertie du générateur et stabilité du système de régulation de la turbine

Effet du volant d'inertie du générateur et stabilité du système de régulation de la turbine
Les grandes centrales hydroélectriques modernes, dotées d'une constante d'inertie plus faible, peuvent rencontrer des problèmes de stabilité de leur système de régulation. Ceci est dû au comportement de l'eau dans la turbine, qui, du fait de son inertie, provoque des coups de bélier dans les conduites sous pression lors de la mise en marche des dispositifs de régulation. Ce phénomène est généralement caractérisé par les constantes de temps d'accélération hydraulique. En fonctionnement isolé, lorsque la fréquence de l'ensemble du système est déterminée par le régulateur de la turbine, les coups de bélier affectent la régulation de vitesse et une instabilité se manifeste par des oscillations de fréquence. En fonctionnement interconnecté à un grand réseau, la fréquence est maintenue constante par ce dernier. Les coups de bélier affectent alors la puissance fournie au système et les problèmes de stabilité n'apparaissent que lorsque la puissance est régulée en boucle fermée, c'est-à-dire dans le cas des centrales hydroélectriques participant à la régulation de fréquence.

La stabilité du régulateur de turbine est fortement influencée par le rapport entre la constante de temps d'accélération mécanique due à la constante de temps d'accélération hydraulique des masses d'eau et par le gain du régulateur. Une réduction de ce rapport a un effet déstabilisant et nécessite une réduction du gain du régulateur, ce qui nuit à la stabilisation de la fréquence. Par conséquent, un effet d'inertie minimal pour les pièces rotatives d'un groupe hydroélectrique est nécessaire, ce qui ne peut généralement être assuré que par le générateur. Il est possible de réduire la constante de temps d'accélération mécanique par l'ajout d'une soupape de décharge ou d'un réservoir d'équilibre, etc., mais cette solution est généralement très coûteuse. Un critère empirique pour la capacité de régulation de vitesse d'un groupe hydroélectrique peut être basé sur l'augmentation de vitesse du groupe lors du rejet de la totalité de sa charge nominale en fonctionnement autonome. Pour les groupes hydroélectriques fonctionnant dans de grands réseaux interconnectés et devant réguler la fréquence du réseau, l'indice d'augmentation de vitesse, calculé précédemment, ne doit pas dépasser 45 %. Pour les réseaux plus petits, une augmentation de vitesse plus faible est nécessaire (voir chapitre 4).

Coupe longitudinale de la prise d'eau à la centrale électrique de Dehar
(Source : Communication de l’auteur – 2e Congrès mondial, Association internationale des ressources en eau, 1979) Le schéma du système hydraulique sous pression de la centrale hydroélectrique de Dehar, reliant le réservoir d’équilibrage au groupe motopropulseur, est présenté. Ce système comprend une prise d’eau, un tunnel sous pression, un réservoir d’équilibre différentiel et une conduite forcée. En limitant la surpression maximale dans les conduites forcées à 35 %, l’augmentation de vitesse maximale estimée du groupe, en cas de réduction de la pleine charge, s’élève à environ 45 % avec un régulateur de vitesse en position fermée.
Le temps de fonctionnement était de 9,1 secondes à une hauteur de chute nominale de 282 m (925 pi), en tenant compte de l'inertie normale des pièces rotatives du générateur (c'est-à-dire en ne considérant que l'échauffement). Lors de la première phase de fonctionnement, l'augmentation de vitesse n'a pas excédé 43 %. Il a donc été jugé que l'inertie normale était suffisante pour réguler la fréquence du système.

Paramètres du générateur et stabilité électrique
Les paramètres du générateur ayant une incidence sur la stabilité sont l'effet d'inertie, la réactance transitoire et le rapport de court-circuit. Lors de la phase initiale de développement du système THT 420 kV de Dehar, les problèmes de stabilité risquent d'être critiques en raison de la faiblesse du réseau, du faible niveau de court-circuit, du fonctionnement avec un facteur de puissance capacitif et de la nécessité de réaliser des économies sur les prises de transport et sur la taille et les paramètres des groupes électrogènes. Des études préliminaires de stabilité transitoire réalisées sur un analyseur de réseau (utilisant une tension constante en aval de la réactance transitoire) pour le système THT de Dehar ont également indiqué qu'une stabilité marginale seulement serait obtenue. Au début de la conception de la centrale électrique de Dehar, il a été envisagé de spécifier des générateurs aux caractéristiques normales.
L'optimisation des paramètres des autres facteurs impliqués, notamment ceux du système d'excitation, permettrait d'atteindre les exigences de stabilité en tenant compte des caractéristiques du générateur et en garantissant sa stabilité. Cette approche serait économiquement plus avantageuse. Une étude du système britannique a également démontré que la modification des paramètres du générateur a un impact relativement faible sur les marges de stabilité. Par conséquent, les paramètres normaux du générateur, tels que présentés en annexe, ont été retenus. Les études de stabilité détaillées réalisées sont présentées ci-après.

Capacité de charge de la ligne et stabilité de la tension
Dans les centrales hydroélectriques situées à distance et utilisées pour recharger de longues lignes THT non chargées, dont la puissance apparente (kVA) dépasse la capacité de charge de la ligne, l'auto-excitation peut entraîner une surtension incontrôlable. L'auto-excitation se produit lorsque xc < xd, où xc représente la réactance capacitive de la charge et xd la réactance synchrone directe de l'axe. La capacité requise pour recharger une ligne non chargée de 420 kV (E2/xc) jusqu'à Panipat (point de réception) était d'environ 150 MVAR à tension nominale. Lors de l'installation d'une seconde ligne de 420 kV de longueur équivalente, la capacité de charge nécessaire pour recharger simultanément les deux lignes non chargées à tension nominale serait d'environ 300 MVAR.

La capacité de charge en ligne disponible à la tension nominale du générateur de Dehar, telle qu'indiquée par les fournisseurs de l'équipement, était la suivante :
(i)70 % de la puissance nominale MVA, c'est-à-dire une charge de ligne de 121,8 MVAR est possible avec une excitation positive minimale de 10 %.
(ii) Jusqu'à 87 % de la puissance apparente nominale (MVA), soit une capacité de charge de ligne de 139 MVAR, est possible avec une excitation positive minimale de 1 %.
(iii) Jusqu'à 100 % de la puissance réactive nominale (MVAR), soit une capacité de charge de ligne de 173,8 MVAR, peuvent être obtenus avec une excitation négative d'environ 5 % et la capacité de charge de ligne maximale qui peut être obtenue avec une excitation négative de 10 % est de 110 % de la puissance réactive nominale (191 MVAR) selon BSS.
(iv) Toute augmentation supplémentaire des capacités de charge de ligne n'est possible qu'en augmentant la taille de la machine. Dans les cas (ii) et (iii), la commande manuelle de l'excitation est impossible et il faut s'appuyer entièrement sur le fonctionnement continu des régulateurs de tension automatiques à action rapide. Il n'est ni économiquement viable ni souhaitable d'augmenter la taille de la machine dans le but d'accroître les capacités de charge de ligne. Par conséquent, compte tenu des conditions de fonctionnement lors de la première phase d'exploitation, il a été décidé de prévoir une capacité de charge de ligne de 191 MVAR à la tension nominale pour les générateurs en fournissant une excitation négative à ces derniers. Une condition de fonctionnement critique provoquant une instabilité de tension peut également être causée par la déconnexion de la charge à l'extrémité réceptrice. Ce phénomène est dû à la charge capacitive sur la machine, qui est encore aggravée par l'augmentation de la vitesse du générateur. Une auto-excitation et une instabilité de tension peuvent se produire si…

Xc ≤ n2 (Xq + XT)
Où Xc représente la réactance de charge capacitive, Xq la réactance synchrone en quadrature et n la survitesse relative maximale lors du délestage. Il a été proposé de remédier à cette condition sur le générateur de Dehar en installant une réactance shunt THT de 400 kV (75 MVA) connectée en permanence à l'extrémité réceptrice de la ligne, conformément aux études détaillées réalisées.

enroulement d'amortisseur
La fonction principale d'un enroulement d'amortissement est d'empêcher les surtensions excessives en cas de défauts entre phases avec des charges capacitives, réduisant ainsi les contraintes de surtension sur l'équipement. Compte tenu de l'éloignement du site et de la longueur des lignes de transport interconnectées, des enroulements d'amortissement entièrement connectés, avec un rapport des réactances en quadrature et directes Xnq/Xnd n'excédant pas 1,2, ont été spécifiés.

Caractéristiques du générateur et système d'excitation
Après avoir sélectionné des générateurs aux caractéristiques normales et constaté, lors d'études préliminaires, une stabilité limitée, il a été décidé d'utiliser un système d'excitation statique à haute vitesse afin d'améliorer les marges de stabilité et d'obtenir ainsi une configuration globale plus économique. Des études détaillées ont été menées pour déterminer les caractéristiques optimales de ce système d'excitation statique ; elles sont présentées au chapitre 10.

Considérations sismiques
La centrale hydroélectrique de Dehar se situe en zone sismique. Les dispositions suivantes relatives à la conception du générateur hydroélectrique de Dehar ont été proposées en concertation avec les fabricants d'équipements et en tenant compte des conditions sismiques et géologiques du site ainsi que du rapport du Comité d'experts sur le séisme de Koyna, constitué par le gouvernement indien avec l'aide de l'UNESCO.

Résistance mécanique
Les générateurs de Dehar doivent être conçus pour résister en toute sécurité à la force d'accélération sismique maximale, tant dans la direction verticale qu'horizontale, attendue à Dehar agissant au centre de la machine.

Fréquence naturelle
La fréquence propre de la machine doit être maintenue bien supérieure à la fréquence magnétique de 100 Hz (deux fois la fréquence du générateur). Cette fréquence propre sera très éloignée de la fréquence sismique et il sera vérifié qu'elle présente une marge suffisante par rapport à la fréquence sismique prédominante et à la vitesse critique du système de rotation.

support de stator de générateur
Les fondations du stator du générateur et des paliers de butée et de guidage inférieurs comprennent plusieurs semelles. Ces semelles sont fixées latéralement à la fondation, en plus de leur fixation verticale normale, par des boulons de fondation.

Conception des paliers de guidage
Les paliers de guidage doivent être de type segmentaire et leurs éléments renforcés pour résister à la pleine force d'un séisme. Les fabricants recommandent également de fixer latéralement le support supérieur au fût (enceinte du générateur) au moyen de poutres en acier. Cela impliquerait également le renforcement du fût en béton.

Détection des vibrations des générateurs
L'installation de détecteurs de vibrations ou d'excentricistes sur les turbines et les générateurs est recommandée afin de déclencher l'arrêt et l'alarme en cas de dépassement d'un seuil prédéfini des vibrations dues à un séisme. Ce dispositif peut également servir à détecter toute vibration anormale d'une unité due à des conditions hydrauliques affectant la turbine.

Contacts Mercure
En cas de fortes secousses sismiques, un déclenchement intempestif de l'arrêt d'un appareil équipé de contacts au mercure est susceptible d'entraîner des vibrations importantes. Pour éviter ce problème, il est possible d'utiliser des interrupteurs à mercure antivibratoires ou, si nécessaire, d'ajouter des relais temporisés.

Conclusions
(1) Des économies substantielles sur le coût des équipements et de la structure de la centrale électrique de Dehar ont été obtenues en adoptant une grande taille d'unité en tenant compte de la taille du réseau et de son influence sur la capacité de réserve du système.
(2) Le coût des générateurs a été réduit en adoptant une conception de construction en forme de parapluie, désormais possible pour les grands générateurs hydroélectriques à grande vitesse grâce au développement de l'acier à haute résistance pour les poinçonnages de la jante du rotor.
(3) L'acquisition de générateurs à facteur de puissance élevé naturel après des études détaillées a permis de réaliser des économies supplémentaires sur les coûts.
(4) L'effet normal du volant d'inertie des pièces rotatives du générateur à la station de régulation de fréquence de Dehar a été considéré comme suffisant pour la stabilité du système de régulateur de turbine en raison du grand système interconnecté.
(5) Les paramètres spéciaux des générateurs distants alimentant les réseaux THT pour assurer la stabilité électrique peuvent être satisfaits par des systèmes d'excitation statique à réponse rapide.
(6) Les systèmes d'excitation statique à action rapide peuvent assurer les marges de stabilité nécessaires. Cependant, ces systèmes requièrent des signaux de rétroaction stabilisateurs pour garantir la stabilité après défaut. Des études approfondies devraient être menées.
(7) L'auto-excitation et l'instabilité de tension des générateurs distants interconnectés au réseau par de longues lignes THT peuvent être évitées en augmentant la capacité de charge de ligne de la machine en recourant à l'excitation négative et/ou en utilisant des réacteurs shunt THT connectés en permanence.
(8) Des dispositions peuvent être prises dans la conception des générateurs et de leurs fondations pour assurer une protection contre les forces sismiques à faible coût.

Principaux paramètres des générateurs Dehar
Rapport de court-circuit = 1,06
Réactance transitoire axe direct = 0,2
Effet de volant d'inertie = 39,5 x 106 lb pi²
Xnq/Xnd ne dépasse pas 1,2