Correction du facteur de puissance est la pratique consistant à ajouter de la capacité au système électrique d'une usine pour compenser la puissance réactive consommée par les moteurs et autres charges inductives
afin que l'usine tire de l'utilité une puissance active plus proche de la puissance réellement utilisée au lieu de payer pour une puissance qui n'est pas utilisée de façon productive. En revanche, une mauvaise intervention à proximité de variateurs de fréquence peut créer un problème de résonance harmonique pire que celui de départ.
Le facteur de puissance (FP) est le rapport entre la puissance active (kW), la puissance qui effectue un travail réel, et la puissance apparente (kVA), la puissance totale que l'exploitant doit générer et fournir pour alimenter cette charge. FP = kW / kVA.
Un FP de 1,0 (unité) signifie que toute la puissance fournie effectue un travail utile.
Un FP de 0,75 signifie que l'exploitant fournit environ un tiers de courant en plus que ce que la charge convertit réellement en travail, et ce courant supplémentaire doit circuler dans les mêmes câbles, transformateurs et appareillages de commutation que le courant utile.
L'écart entre kW et kVA est comblé par la puissance réactive, mesurée en kVAR, qui oscille entre la source et la charge sans être consommée. Elle n'est pas « perdue » au sens où elle serait convertie en chaleur à la charge, mais elle occupe de la capacité en amont de cette charge.
Les moteurs asynchrones, piliers de la plupart des usines, sont intrinsèquement inductifs : ils ont besoin d'un courant d'excitation pour établir le champ magnétique tournant dans le stator avant de pouvoir produire un couple. Ce courant d'excitation est en retard par rapport à la tension d'environ 90 degrés et ne contribue en rien au travail réel, mais il apparaît néanmoins comme un courant que l'exploitant doit fournir.
L'ampleur de l'effet dépend fortement de la charge :
C'est pourquoi les usines avec beaucoup de charges motrices intermittentes ou surdimensionnées, fréquentes dans les installations n'ayant jamais redimensionné leur matériel en fonction de la demande réelle, ont tendance à présenter les pires facteurs de puissance à l'échelle du site.
Un faible facteur de puissance coûte de l'argent à une usine de deux manières distinctes.
Premièrement, les pénalités des fournisseurs d'énergie. De nombreux fournisseurs mesurent les kVAR ou calculent un facteur de facturation et ajoutent une surtaxe, ou facturent sur la demande en kVA plutôt qu'en kW, dès qu'un facteur de puissance du site tombe en dessous d'un seuil contractuel.
Les seuils varient selon le fournisseur et la tarification, couramment quelque part entre 0,85 et 0,95, donc le chiffre exact et la structure des pénalités doivent être relevés dans la grille tarifaire de votre fournisseur plutôt que supposés.
Les fournisseurs font cela parce que les clients à faible FP les obligent à dimensionner la génération, la transmission et la distribution pour des kVA qui ne se transforment jamais en kWh facturables.
Deuxièmement, la capacité interne gaspillée. Le courant réactif circule toujours dans vos propres transformateurs, lignes, disjoncteurs et câbles. Ce courant provoque de réelles pertes par effet Joule (I²R) dans ces équipements et consomme de l'ampacité qui pourrait autrement alimenter des charges supplémentaires.
Une usine fonctionnant avec un mauvais facteur de puissance peut se retrouver à devoir améliorer un transformateur ou le service d'arrivée pour ajouter une nouvelle ligne de production, alors que le vrai problème est qu'une large part de la capacité existante est occupée à faire circuler de la puissance réactive plutôt qu'à délivrer des kW utilisables.
Corriger le facteur de puissance libère cette marge sans toucher au service d'arrivée.
Parce que les charges inductives tirent un courant réactif en retard, la solution consiste à fournir localement un courant réactif d'avance égal et opposé, ce que font naturellement les condensateurs.
Une batterie de condensateurs correctement dimensionnée compense les kVAR d'excitation des moteurs, de sorte que le courant vu par l'exploitant ressemble beaucoup plus au courant réellement converti en travail.
La taille requise des condensateurs en kVAR est la charge active de l'usine en kW multipliée par la différence entre la tangente de l'angle du facteur de puissance actuel et la tangente de l'angle du facteur de puissance cible.
En pratique, la correction est appliquée selon quelques architectures courantes :
Suroptimiser est un vrai risque : pousser le facteur de puissance en avance peut provoquer une élévation de tension et ses propres pénalités, aussi les batteries sont-elles normalement étagées et ciblées sur un FP juste en dessous de l'unité, et non exactement à 1,0.
| Condition | Facteur de puissance typique (en retard) | Implication pratique |
|---|---|---|
| Moteur asynchrone à charge nominale | ~0,85 à 0,90 | Correction modérée généralement nécessaire |
| Moteur asynchrone à charge faible/partielle | ~0,2 à 0,5 | Fardeau réactif important par rapport au travail effectué |
| Usine entière avec moteurs variés bien chargés | ~0,80 à 0,90 (non corrigé) | Souvent proche ou en dessous du seuil de pénalité du fournisseur |
| Objectif usine corrigée | ~0,95 à 0,98 | En dessous de l'unité pour éviter les pénalités liées à un FP en avance |
Les variateurs de fréquence sont omniprésents dans les usines modernes car ils économisent de l'énergie sur les pompes, ventilateurs et convoyeurs en adaptant la vitesse du moteur à la charge, un sujet traité plus en détail avec la sélection de la fréquence porteuse des VFD .
Mais les VFD sont des charges non linéaires: leur pont redresseur prélève le courant en impulsions, pas en une sinusoïde lisse, injectant des courants harmoniques (5e, 7e, 11e, 13e, et au-delà) dans le réseau électrique de l'usine.
Cela fait partie du même panorama de qualité de puissance abordé dans la qualité de puissance en milieu industriel .
Voici le piège: l'impédance d'une batterie de condensateurs diminue quand la fréquence augmente, tandis que l'impédance source de l'usine (transformateurs, lignes) augmente avec la fréquence. À une certaine fréquence, les deux peuvent devenir égales et opposées, condition appelée résonance parallèle.
Si cette fréquence de résonance tombe près d'une harmonique que les VFD injectent déjà, typiquement la 5e ou la 7e, la batterie de condensateurs et l'inductance du système amplifient ce courant harmonique au lieu de l'absorber.
Le résultat peut être une tension fortement déformée, des condensateurs surchauffés ou défaillants, l'ouverture intempestive de fusibles, et un stress sur tout équipement partageant ce bus.
La norme IEEE Std 519 fixe les limites de référence auxquelles les fournisseurs et les ingénieurs conçoivent au point de couplage commun, couvrant à la fois la distorsion de tension (THDv) et la distorsion de courant (THDi)
les pourcentages exacts dépendent de la classe de tension du système et du rapport entre le courant de court-circuit disponible et le courant de charge, il faut donc les extraire de la norme elle-même ou d'une étude de qualité de puissance qualifiée plutôt que de les approximer.
La principale recommandation pratique pour toute usine ajoutant des condensateurs en présence de VFD:
Cette même contrainte électrique se manifeste aussi mécaniquement. Les moteurs alimentés par une alimentation déformée ou une tension déséquilibrée fonctionnent plus chaud et usent plus rapidement leur isolation, c'est pourquoi les essais de résistance d'isolement et la revue des classes d'isolement des moteurs par rapport aux conditions réelles d'exploitation méritent d'être réexaminés chaque fois qu'une usine modifie significativement ses charges électriques.
La correction du facteur de puissance est une solution côté électrique, mais elle s'inscrit dans un panorama plus large de fiabilité et d'énergie: dimensionner correctement les moteurs, réparer les courroies détendues et les paliers usés qui rendent les variateurs inefficaces, et détecter les défauts électriques avant qu'ils ne deviennent des temps d'arrêt.
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La plupart des fournisseurs veulent voir 0,90 ou plus, et de nombreuses usines visent 0,95 à 0,98 pour se donner une marge contre les pénalités. L'unité exacte (1,0) est généralement évitée parce que pousser le FP en avance peut créer ses propres problèmes, y compris une élévation de tension.
Elle réduit la demande en kVA et les pertes I²R associées dans vos propres câbles et transformateurs, libérant de la capacité, mais elle ne réduit pas la consommation d'énergie réelle (kWh) à la charge, puisque la puissance réactive n'est pas convertie en travail. Les économies proviennent principalement des pénalités évitées et de la capacité libérée, et non d'une moindre consommation active des moteurs.
Tout VFD doté d'un pont redresseur à diodes ou à thyristors injecte une certaine quantité de courant harmonique. Le risque pour les condensateurs n'est pas le VFD en lui-même, mais le fait que la fréquence de résonance de la batterie de condensateurs tombe près d'une harmonique que les VFD produisent sur le même bus. Une étude harmonique identifie ce risque avant l'installation du matériel.
Les deux approches sont utilisées.
La correction centrale à l'arrivée de service est plus simple à gérer et moins coûteuse par kVAR, mais la correction au niveau des moteurs réduit également le flux de courant réactif dans les feeders internes de l'usine, ce qui peut être important si la capacité des câbles ou du transformateur interne est limitée.
Le bon choix dépend de l'endroit où se situe réellement la contrainte de capacité.
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