MODULE DES SCIENCES APPLIQUÃES

MODULE DES SCIENCES APPLIQUÉES 

Rapport de projet 

« Caractérisation du réseau électrique » 

GEN4402 – PROJET D’ÉTUDE EN INGÉNIERIE 

Présenté par : Patrick Beaulé, Tech. 

Philippe Tremblay, Tech. 

Superviseur : Fouad Slaoui Hasnaoui, M.ing., Ph.D. 

Représentant industriel : Réjean Dubé, ing. 

UNIVERSITÉ DU QUÉBEC EN ABITIBI-TÉMISCAMINGUE 

Département des sciences appliquées 

Le 24 avril 2009

Projet d’étude en ingénierie : 

Caractérisation du réseau électrique 

Patrick Beaulé Hivers 2009 Page ii 

Philippe Tremblay



REMERCIEMENT 

Nous souhaitons remercier toutes les personnes qui ont généreusement donné de leur temps 

pour répondre à nos questions ainsi que nous guider lors de la réalisation de ce projet. Sans leur 

aide précieuse, ce projet aurait été difficilement réalisable. 

Nous voulons spécialement remercier les personnes suivantes pour leur implication 

spéciale : Martin Rouleau, responsable de l’entretien des Serres Coopératives de Guyenne, qui 

était toujours présent, même les fins de semaine, Gilles Arpin, représentant aux ventes chez 

Hydro-Québec, d’avoir éclairé notre lanterne si brillamment, Fouad Slaoui Hasnaoui M.ing., 

Ph.D, professeur à l’Université du Québec en Abitibi-Témiscamingue et Réjean Dubé ing., 

directeur des Serres Coopératives de Guyenne. 

De plus, nous voulons aussi remercier Mines Agnico-Eagle Limitée division Laronde ainsi 

que le Cégep de l’Abitibi-Témiscamingue pour le prêt de matériels nécessaires à l’aboutissement 

de ce projet. 

Pour finir, nous voulons remercier tous les collaborateurs du module des sciences 

appliquées de l’Université du Québec en Abitibi-Témiscamingue pour leur support sans faille 

depuis des années. 

Patrick Beaulé Hivers 2009 Page iii 

Philippe Tremblay



RÉSUMÉ 

Les Serres Coopératives de Guyenne est une entreprise faisant la production de produits 

horticoles. Ils cultivent des tomates, des fleurs ainsi que des conifères. Leur nombre de serres en 

exploitation a beaucoup augmenté depuis leur ouverture en 1980. La complexité de leur réseau 

électrique s’est donc accentuée au même rythme. Ainsi, ils désirent avoir une étude sur la qualité 

de leur réseau électrique. De plus, ils souhaitent aussi diminuer leur consommation électrique 

pour réduire leur facture d’électricité. 

Le présent projet intermédiaire en génie électromécanique de l’Université du Québec en 

Abitibi-Témiscaminque a pour objectif de répondre à cette demande des Serres Coopératives de 

Guyenne. Premièrement, des recherches ont été réalisées pour connaitre l’influence de diverses 

charges sur la qualité de l’onde électrique du réseau. Des visites au chantier ont été réalisées 

pour visualiser les équipements connectés sur le réseau de notre client. Par la même occasion, 

des données ont été recueillies pour caractériser le réseau électrique des Serres de Guyenne. 

Nous avons réalisé une étude sur le facteur de puissance ainsi que sur le niveau d’harmonique 

présent dans le réseau. Nous avons aussi étudié leur système d’alimentation 120V/240V 

composé de plusieurs transformateurs. Les études réalisées nous ont amenés vers des 

problématiques qui détériorent la qualité de leur onde électrique et de leur facteur de puissance. 

Nous proposons dans ce présent document quelques solutions permettant de résoudre ces 

problématiques. 

Patrick Beaulé Hivers 2009 Page iv 

Philippe Tremblay



ABSTRACT 

Les Serres Coopérative de Guyenne is a leader of greenhouse agricultural production in the 

region of Abitibi-Témiscamingue since 1980. They mainly cultivate tomatoes, flowers and 

conifers. Year after year, they worked as hard as possible to supply the demand of the industry 

with a high quality product. To obtain these great results and popularity, they had to increase the 

size of their production. That made them use more electrical equipments. Today, their electrical 

network is much bigger and complex than it was 29 years ago. 

The following document is an intermediate project in electromechanical engineering that 

brings up a study of their electrical network. The goal of the project is to reduce their electrical 

bills. We studied the wave form quality on their electrical network. We also analyzed some ways 

to reduce the loss of energy. With all the data that we collected, we were able to propose some 

solutions to reach our goal. These solutions are principally based on the power factor correction, 

the harmonic distortion correction on their electrical network and the reduction of loss on 

transformers. 

Patrick Beaulé Hivers 2009 Page v 

Philippe Tremblay



TABLE DES MATIÈRES 

REMERCIEMENT ........................................................................................................................ iii 

RÉSUMÉ ....................................................................................................................................... iv 

ABSTRACT ................................................................................................................................... v 

1. INTRODUCTION .................................................................................................................. 1 

2. ÉTUDE DES BESOINS ET MANDATS .............................................................................. 2 

2.1 L’entreprise ....................................................................................................................... 2 

2.2 Le procédé ........................................................................................................................ 2 

2.3 Description du système ..................................................................................................... 3 

2.4 Objectifs et restrictions ..................................................................................................... 4 

2.4.1 Objectifs ........................................................................................................................... 4 

2.4.2 Restrictions ....................................................................................................................... 4 

2.5 Formulation du mandat ..................................................................................................... 4 

3. CADRE THÉORIQUE ET ÉLABORATION DES HYPOTHÈSES .................................... 5 

3.1 Inventaire des données recueillies .................................................................................... 5 

3.2 Réseau électrique : entrée principale et biénergie ............................................................ 5 

3.3 Transformateurs monophasés ......................................................................................... 14 

3.4 Courant de mise à la terre ............................................................................................... 20 

3.5 Théorie sur les harmoniques ........................................................................................... 21 

3.5.1 Caractéristiques des harmoniques sur un signal ............................................................. 21 

3.5.2 Les harmoniques mesurées sur l’entrée principale ......................................................... 22 

3.5.3 Les harmoniques mesurées sur l’entrée biénergie .......................................................... 24 

3.6 Facturation d’Hydro-Québec .......................................................................................... 25 

4. MISE EN OEUVRE DU MANDAT .................................................................................... 26 

4.1 La recherche de solution ................................................................................................. 26 

4.1.1 La correction du facteur de puissance ............................................................................ 26 

4.1.1.1 Installation de bancs de condensateurs statiques ........................................................ 28 

4.1.1.2 Installation de bancs de condensateurs dynamiques .................................................. 36 

4.1.1.3 Installation de bancs de condensateurs statiques et dynamiques ............................... 40 

4.1.2 La résonance des condensateurs sur le réseau ................................................................ 41 

4.1.3 Transformateurs .............................................................................................................. 43 

4.1.4 Les normes concernant les harmoniques sur le réseau ................................................... 45 

5. ÉTUDE DES COÛTS ........................................................................................................... 47 

6. SANTÉ ET SÉCURITÉ ....................................................................................................... 49 

7. RECOMMANDATIONS ..................................................................................................... 51 

8. CONCLUSION ..................................................................................................................... 54 

8.1 Conclusion ...................................................................................................................... 54 

8.2 Notions acquises ............................................................................................................. 54 

9. BIBLIOGRAPHIE ................................................................................................................ 55 

10. ANNEXES ......................................................................................................................... 57 

10.1 Annexe 1 : Tableau de consommation électrique de l’entrée électrique principale ....... 58 

10.2 Annexe 2 : Tableau de consommation électrique de l’entrée biénergie (BT)................ 59 

10.3 Annexe 3 : Données recueillies au chantier ................................................................... 60 

10.4 Annexe 4 : Calculs .......................................................................................................... 62 

Patrick Beaulé Hivers 2009 Page vi 

Philippe Tremblay



10.5 Annexe 5 : Théorie sur les transformateurs .................................................................... 64 

10.6 Annexe 6 : Spectre harmonique de l’entrée biénergie .................................................... 68 

10.7 Annexe 7 : Barèmes de décision .................................................................................... 71 

10.8 Annexe 8 : Soumission et spécification .......................................................................... 73 

10.9 Annexe 9 : Schéma électrique banc de condensateur statique ....................................... 77 

10.10 Annexe 10 : Raccordement des bancs de condensateurs sur le réseau ........................... 78 

10.11 Annexe 11 : Déphasage entre le courant et la tension .................................................... 79 

10.12 Annexe 12 : Les normes ................................................................................................. 81 

Patrick Beaulé Hivers 2009 Page vii 

Philippe Tremblay



TABLE DES TABLEAUX 

Tableau 3.1 : Tension et courant des entrées électriques ................................................................ 6 

Tableau 3.2 : Temps de déphasage entre la tension et le courant ................................................... 9 

Tableau 3.3 : Puissance apparente et déphasage de l’entrée principale ....................................... 10 

Tableau 3.4 : Puissance et facteur de puissance des deux entrées électriques ............................. 11 

Tableau 3.5 : Plaque signalétique transformateur 1 à 9 ................................................................ 14 

Tableau 3.6 : Rendement des transformateurs Marcus selon OEE [12]....................................... 15 

Tableau 3.7 : Rendement des transformateurs Marcus selon le manufacturier ............................ 15 

Tableau 3.8 : Rendements des transformateurs 1 à 9 ................................................................... 16 

Tableau 3.9 : Pertes dans les transformateurs en fonction du facteur de puissance ..................... 18 

Tableau 3.10 : Type de charge sur les transformateurs ................................................................ 19 

Tableau 3.11 : Courant de mise à la terre des transformateurs 1 à 9 ............................................ 20 

Tableau 3.12 : Caractéristiques harmoniques phase #1, entrée principale ................................... 23 

Tableau 3.13 : Caractéristiques des harmoniques pour l'entrée biénergie .................................... 24 

Tableau 4.1 : Résumé des puissances actives et réactives consommées ...................................... 29 

Tableau 4.2 : Puissance des bancs de condensateurs statiques ..................................................... 31 

Tableau 4.3 : Caractéristiques de l’entrée principale avec le banc de condensateur statique ...... 33 

Tableau 4.4 : Caractéristiques de l’entrée biénergie avec le banc de condensateur statique ........ 34 

Tableau 4.5 : Économie générée par les condensateurs statiques, entrée électrique principale ... 35 

Tableau 4.6 : Économie générée par les condensateurs statiques, entrée électrique biénergie .... 35 

Tableau 4.7 : Puissance des bancs de condensateurs dynamiques ............................................... 38 

Tableau 4.8 : Caractéristiques de l’entrée principale avec le banc de condensateur dynamique . 38 

Tableau 4.9 : Caractéristiques de l’entrée biénergie avec le banc de condensateur dynamique .. 39 

Tableau 4.10 : Économie générée par les condensateurs dynamique, entrée principale .............. 39 

Tableau 4.11 : Économie générée par les condensateurs dynamiques, entrée biénergie ............. 40 

Tableau 4.12 : Puissances réactives injectées sur le réseau par les bancs de condensateurs ........ 41 

Tableau 4.13 : Fréquences de résonances de chaque puissance réactive injectée sur le réseau ... 42 

Tableau 4.14 : Pertes estimées après concentration des charges des transformateurs .................. 43 

Tableau 4.15 : Économie de puissance en concentrant les charges des transformateurs ............. 44 

Tableau 5.1 : Coût des bancs de condensateurs statiques et dynamiques .................................... 47 

Tableau 5.2 : Résumer du retour sur investissement des bancs de condensateurs ....................... 48 

Tableau 7.1 : Spécification des bancs de condensateurs dynamiques recommandés ................... 51 

Tableau 7.2 : Matrice de décision ................................................................................................. 53 

Tableau 10.1 : Tableau de consommation électrique de l’entrée électrique principale ................ 58 

Tableau 10.2 : Tableau de consommation électrique de l’entrée électrique biénergie (BT) ........ 59 

Tableau 10.3 : Données des transformateurs 1 à 9 ....................................................................... 60 

Tableau 10.4 : Données de l’entrée biénergie .............................................................................. 61 

Tableau 10.5 : Facteur de charge des transformateurs ................................................................. 62 

Tableau 10.6 : Éléments de pondération des barèmes d’évaluation ............................................. 71 

LISTE DES SYMBOLES ET ABRÉVIATIONS 

Patrick Beaulé Hivers 2009 Page viii 

Philippe Tremblay



A = Ampère 

AC = Courant alternatif 

C = Capacité d’un condensateur 

E IN = Tension d’entrée 

E LL = Tension entre deux lignes 

E LN = Tension entre une ligne et le neutre 

E NP = Tension de base coté primaire 

F = Fréquence 

F C = Facteur crête 

FP = Facteur de puissance 

F R = Fréquence de résonance 

H = Henri 

HP = Puissance d’un moteur en horse power 

Hz = Hertz 

I F = Valeur crête du courant fondamental 

I GND = Courant circulant dans le fil de mise à la terre 

I H = Sommes des valeurs crêtes des courants harmoniques 

I IN = Courant d’entrée 

I L = Courant dans une ligne 

I N = Courant de le neutre 

KWh = Kilowattheure 

L = Inductance 

P = Puissance active 

Q = Puissance réactive 

Q C = Puissance réactive d’un condensateur 

R = Résistance pure 

R EQ = Résistance équivalente 

R FE = Résistance équivalente aux pertes dans le fer 

S = Puissance apparente 

S 3Φ = Puissance apparente dans un circuit triphasé 

S IN = Puissante apparente à l’entrée 

S N = Puissance apparente nominale 

S OUT = Puissante apparente à la sortie 

T C = Temps d’un cycle 

T D = Temps de déphasage 

TDH = Taux de distorsion harmonique 

uF = Micro Farad 

V = Volt 

VA = Voltampère 

VAR = Voltampère réactif 

W = Watt 

X EQ = Réactance équivalente 

Z = Impédance 

Z EQ = Impédance équivalente 

Z NP = Impédance de base coté primaire 

Patrick Beaulé Hivers 2009 Page ix 

Philippe Tremblay



Z P = Impédance théorique du transformateur 

Z PU = Pourcentage d’impédance en 

= Facteur de charge 

= Rendement théorique 

θ = Angle de déphasage entre le courant et la tension 

Ω = Ohm 

TABLE DES FIGURES 

Patrick Beaulé Hivers 2009 Page x 

Philippe Tremblay



Figure 1.1 : Employer cueillant des tomates .................................................................................. 1 

Figure 3.1 : Triangle de puissance apparente ................................................................................. 8 

Figure 3.2 : Graphique courant et tension entrée électrique #1...................................................... 8 

Figure 3.3 : Puissance réactive consommée pour chaque entrée électrique ................................. 11 

Figure 3.4 : Puissance active consommée pour chaque entrée électrique .................................... 12 

Figure 3.5 : Puissance apparente consommée pour chaque entrée électrique .............................. 12 

Figure 3.6 : Facteur de puissance pour chaque entrée électrique ................................................. 13 

Figure 3.7 : Graphique du rendement des transformateurs en fonction du facteur de charge ...... 16 

Figure 3.8 : Graphique des ondes de tension et de courant de l’entrée principale, phase #1 ....... 22 

Figure 3.9 : Spectre harmonique de l’onde de tension de l'entrée principale, phase #1............... 22 

Figure 3.10 : Spectre harmonique de l’onde de courant de l'entrée principale, phase #1 ............ 23 

Figure 3.11 : Graphique des ondes de la phase #1, entrée biénergie ............................................ 24 

Figure 4.1 : Triangle de puissance ................................................................................................ 27 

Figure 4.2 : Limites de distorsion de tension pour les fournisseurs selon IEEE 519 ................... 45 

Figure 4.3 : Limites de distorsion du courant selon la norme IEEE 519 ..................................... 45 

Figure 10.1 : Formes d’ondes de l’entrée principale .................................................................... 61 

Figure 10.2 : Schéma simplifié de l’essaie à vide d'un transformateur ........................................ 65 

Figure 10.3 : Schéma simplifié équivalent de l’essaie à vide d'un transformateur ....................... 65 

Figure 10.4 : Spectre harmonique de tension de la phase #1........................................................ 68 

Figure 10.5 : Spectre harmonique du courant de la phase #1....................................................... 68 





Figure 10.10 : Schéma banc de condensateurs dynamiques 175 KVARS ................................... 75 

Figure 10.11 : Schéma banc de condensateurs dynamiques 75 KVARS ..................................... 76 

Figure 10.12 : Schéma électrique des bancs de condensateurs statiques ..................................... 77 

Figure 10.13 : Endroit de raccordement des bancs de condensateurs sur le réseau électrique ..... 78 

Figure 10.14 : Temps d’un cycle de l’entrée principale ............................................................... 79 

Figure 10.15 : Temps de déphasage de l’entrée principale .......................................................... 79 

Figure 10.16 : Temps d’un cycle de l’entrée biénergie ................................................................ 80 

Figure 10.17 : Temps de déphasage de l’entrée biénergie ............................................................ 80 

Patrick Beaulé Hivers 2009 Page xi 

Philippe Tremblay



1. INTRODUCTION 

La crise financière qui sévit mondialement encourage les entreprises à trouver de nouvelles 

façons de réduire les coûts d’opération. Dans cette optique, les Serres Coopératives de Guyenne 

voulant rester compétitive, dans le dur domaine de la production horticole, doivent trouver des 

solutions pour augmenter leur efficacité. La culture horticole nécessite une grande quantité 

d’énergie pour effectuer toutes les tâches nécessaires à la culture de leurs produits. Entre autres, 

leurs factures mensuelles d’électricité élevées font beaucoup diminuer leur profit. Pour 

diminuer leur facture d’électricité, il faut réduire leur consommation électrique et leur appel de 

puissance. Pour diminuer leur consommation électrique sans affecter leur opération, nous avons 

opté pour deux solutions. En premier lieu, de corriger leur facteur de puissance et en second 

lieux, de diminuer leurs pertes concernant les transformateurs. Nous avons comme objectif 

d’augmenter la qualité de leurs ondes électriques et leur efficacité énergétique. Nous allons 

donc étudier leur réseau électrique en détail dans le but de trouver des solutions optimales pour 

notre client. Nous allons présenter dans ce rapport les données collectées, le cadre logique en 

lien avec la problématique, la mise en œuvre du mandat, une étude de coût des solutions 

retenues et pour finir, une conclusion suivi des annexes. 

Figure 1.1 : Employer cueillant des tomates 

Patrick Beaulé Hivers 2009 Page 1 

Philippe Tremblay



2. ÉTUDE DES BESOINS ET MANDATS 

2.1 L’entreprise 

La coopérative Les Serres de Guyenne est une entreprise de la région de l’Abitibi- 

Témiscamingue située près du Lac Chicobie. Fondée en 1980 pour relancer le petit village de 

Guyenne; cette jeune entreprise s’est lancée dans la production sylvicole ainsi que horticole. À 

ce jour, cette entreprise produit dans ses serres et pépinières des tomates, des fleurs, des 

repousses de pin gris et d’épinettes ainsi que des arbres de reboisement. Cette entreprise a su se 

tailler une place de choix sur le marcher en fournissant 21 % des semis québécois et en 

produisant entre 25 000 à 52 000 livres de tomate par récoltes, trois fois par semaine. 

L’excellente qualité de leur produit leur a permis de devenir la 5e plus grande entreprise 

horticole au Québec. Cette coopérative emploie jusqu’à 300 travailleurs et a permis une 

certaine relance du village de Guyenne, qui avait un problème d’exode de sa population. 

2.2 Le procédé 

Les Serres Coopératives de Guyenne produisent principalement des tomates, des fleurs et 

des repousses. Les serres doivent être tenues à une température et une humidité précise via des 

aérothermes et une bonne ventilation. Les semences poussent et sont érigées automatiquement 

par des gicleurs et des systèmes de mélange préparent les doses d’engrais nécessaires. Une fois 

que la floraison est adéquate, les semences sont récoltées et envoyées à Montréal pour être 

redistribuées dans la province. Ce procédé nécessite une grande quantité de moteurs, lumières 

et autres équipements électriques. 


Philippe Tremblay



2.3 Description du système 

Le système électrique des Serres Coopératives de Guyenne est un système à basse tension. 

Hydro-Québec peut leur fournir une puissance de 2,5 MVA divisée en deux entrées triphasées 

distinctes, soit l’entrée principale et l’entrée biénergie. Un schéma du système électrique est 

disponible en annexe 10. Ces deux entrées fonctionnent sous une tension de 600 V et 

distribuent l’énergie vers des sous-stations pour ensuite alimenter les différentes charges. 

Plusieurs charges fonctionnent sous une alimentation de 120 V ou 240V monophasée, qui 

nécessitent que la tension de 600V ligne-ligne soit transformée par des transformateurs 

abaisseurs monophasés. Principalement, les charges de leurs réseaux électriques sont 

constituées de moteurs et de luminaires. La demande énergétique de ces charges varie en 

fonction de la saison de l’année. Les Serres Coopératives de Guyenne récoltent à l’année, mais 

leur activité est plus concentrée l’été pour des raisons de luminosité et de température plus 

propices à la culture. Durant l’été, leur charge électrique peut aller jusqu’à 480KVA alors que 

l’hiver elle se situe vers 360KVA. De plus, la charge étant composée de moteurs et de 

luminaires, la puissance totale est constituée de puissance réactive, qui peut aller de 420KVAR 

l’été à 280KVAR l’hiver. 


Philippe Tremblay



2.4 Objectifs et restrictions 

2.4.1 Objectifs 

• Il faut que la solution amène une diminution de la consommation d’électricité. 

Cette diminution permettra de réduire la facture mensuelle d’électricité. 

• La solution doit améliorer la qualité des formes d’ondes électriques. 

• L’entretien de la solution doit être simple et rapide. 

• La solution doit être autonome. 

• Il faut un retour sur l’investissement sur 2 ans. 

2.4.2 Restrictions 

• La solution doit respecter les normes électriques du Québec 

• La solution doit être sécuritaire 

2.5 Formulation du mandat 

Au cours du présent projet, notre mandat est de faire une étude du système électrique des 

Serres Coopératives de Guyenne. Principalement, nous devons vérifier la qualité des ondes 

électriques des entrées électriques. Dans le cas où la qualité des ondes ne respecte pas les 

normes établies, nous devons trouver les causes responsables de cette problématique ainsi que 

des solutions permettant de les résoudre. Nous devons fournir les dessins techniques ainsi que 

les spécifications des solutions recommandées, confirmées par des calculs théoriques obtenus 

par les données recueillies. De plus, nous avons le mandat secondaire d’identifier toute 

problématique que nous pourrions trouver lors de l’étude du mandat principal ainsi que des 

moyens de diminuer leur consommation électrique sans réduire leur charge utile. 


Philippe Tremblay



3. CADRE THÉORIQUE ET ÉLABORATION DES HYPOTHÈSES 

Dans cette section, nous détaillons les caractéristiques du réseau électrique des Serres 

coopératives de Guyenne. La caractérisation sera par bloc, car aucun plan du réseau n’est 

disponible. Il serait trop long et hors mandat d’utiliser les relevés de chantier pour dessiner les 

plans électriques du réseau existant. Notre étude portera surtout sur les deux entrées électriques 

ainsi que sur les transformateurs. La qualité de l’onde ainsi que les différentes pertes observées 

seront déterminées à l’aide des données recueillies. 

3.1 Inventaire des données recueillies 

Voici une liste des différentes collectes de données réalisées : 

• Forme d’onde entrée principale (sur CD) 

• Forme d’onde entrée biénergie (sur CD) 

• Forme d’onde des transformateurs (sur CD) 

• Consommation électrique entrée principale (en annexe 1) 

• Consommation électrique entrée biénergie (en annexe 2) 

• Courant et tension aux transformateurs de distribution (en annexe 3) 

• Liste des moteurs (sur CD) 

3.2 Réseau électrique : entrée principale et biénergie 

Les Serres de Guyenne sont alimentées via le réseau électrique d’Hydro-Québec sur une 

tension alternative triphasée de 60 cycles par seconde. La compagnie possède 2 compteurs 

d’Hydro-Québec, un sur l’entrée électrique principale de 600A et l’autre sur l’entrée biénergie. 

La puissance fournie par une source de tension alternative est appelée la puissance apparente et 

son unité de mesure est le voltampère. La puissance apparente réservée pour l’entreprise, sur le 

réseau d’Hydro-Québec, est de 2500KVA. 


Philippe Tremblay



Pour calculer la puissance apparente consommée par une source triphasée, on procède 

comme suit 

Où : 

S 3Φ : Puissance apparente triphasé en voltampère (VA) 

I L : Courant dans une ligne en ampère (A) 

E LL : Tension entre deux lignes en volt (V) 

Lorsqu’on possède la tension entre une ligne et le neutre, on peut facilement en déduire la 

tension entre deux lignes de la façon suivante : 

Où : 

E LL : Tension entre deux lignes en volt (V) 

E LN : Tension entre une ligne et le neutre en volt (V) 

À l’aide des équations 3.1, 3.2 et des données recueillies le 13 février 2009 qui sont en 

annexe 3, on peut calculer la puissance apparente totale consommée par l’entreprise. Les 

puissances apparentes obtenues sur les factures d’Hydro-Québec sont obtenues de la même 

manière : 

Tableau 3.1 : Tension et courant des entrées électriques 

Mesures prises le 13 février 2009 

E LN (V) 

I L (A) 

Entrée principale 349 262,0 

Entrée biénergie 358 109,2 


Philippe Tremblay



Cette puissance apparente (S) montre 2 types de puissances bien distinctes, soit la 

puissance réactive mesurée en voltampère réactif (Q) et la puissance active qui est mesurée en 

Watt (P). 

La puissance active est celle qui produit un travail réel et utile. Elle permet, par exemple, 

d’obtenir la puissance mécanique en HP sur l’arbre d’un moteur qu’on pourra utiliser pour 

pomper un liquide ou lever une charge. Elle correspond à la puissance consommée par la partie 

purement résistive d’un moteur ou d’un transformateur. Elle comprend aussi les pertes qui sont 

dissipées en chaleur par le bobinage du moteur ou du transformateur. 

La puissance réactive est une puissance nuisible qui est non souhaitée, car elle fait 

augmenter la puissance apparente sans apporter de travail réel. Elle est injectée sur le réseau 

électrique par les charges qui contiennent des bobines qui génèrent des flux magnétiques. Ces 

flux sont cependant nécessaires, par exemple, pour produire le champ tournant d’un moteur, 

pour permettre au rotor de tourner. Cette puissance réactive inductive provoque un retard du 

courant de 90° sur la tension, qui est causé par l’opposition au passage du courant dans une 

bobine. Ce retard amène un courant supplémentaire que doit fournir la source de tension AC 

qui est consommée par la réactance inductive des charges. 

Les 3 types de puissances (apparente, active et réactive) peuvent être représentés à l’aide de 

la formule suivante : 

Où : 

S : Puissance apparente en voltampère (VA) 

P : Puissance active en Watt (W) 

Q : Puissance réactive en voltampère réactif (VAR) 


Philippe Tremblay



De la relation de l’équation 3.3, nous pouvons en déduire le triangle de puissance suivant 

qui représente bien visuellement les différents types de puissances : 

Puissance apparente (S) 

θ 

Puissance réactive 

inductive (Q) 

Puissance active (P) 

Figure 3.1 : Triangle de puissance apparente 

L’angle de puissance θ est formé avec la puissance active et la puissance apparente. Plus la 

puissance apparente se rapproche de la puissance active, plus la puissance réactive du réseau est 

faible et plus l’angle θ sera petit. Cet angle représente également le déphasage entre le courant 

et la tension. Plus la tension et le courant sont en phase, moins il y a de puissance réactive sur le 

réseau. La forme d’onde suivante a été relevée de l’entrée électrique principale de 600A des 

Serres de Guyenne. Elle montre bien le déphasage entre le courant et la tension. 

θ 

Figure 3.2 : Graphique courant et tension entrée électrique #1 


Philippe Tremblay



L’angle de déphasage peut être calculé par l’équation suivante : 

Où : 

θ : Angle de déphasage en degré (°) 

T D : Temps de déphasage entre la tension et le courant en milliseconde (ms) 

T C : Temps d’un cycle en milliseconde (ms) 

En utilisant l’équation 3.4 ainsi que les données en annexe 11, nous pouvons calculer 

l’angle de déphasage entre le courant et la tension des deux entrées électriques. On obtient : 

Tableau 3.2 : Temps de déphasage entre la tension et le courant 

Mesures prises le 13 février 2009 

T C (ms) 

T D (ms) 

Entrée principale 16,8 2,2 

Entrée biénergie 16,8 2 

L’angle intervient directement sur la consommation de la puissance réactive sur le 

réseau. Comme cette puissance entraine un courant supplémentaire inutile qui engendre des 

pertes, on veut toujours la réduire au maximum. La portion de puissance active (P) par rapport à 

la puissance apparente (S) devient alors un critère de qualité important d’une industrie, qui est 

appelé le facteur de puissance (FP). 


Philippe Tremblay



Le facteur de puissance peut ce calculer de la façon suivante : 

Où : 

FP : Facteur de puissance 



En observant la formule 3.5 ainsi que le triangle de puissance, on peut en déduire les 

relations équivalentes qui sont : 

Où : 

FP : Facteur de puissance 




θ : Angle de déphasage en degré (°) 

En utilisant les équations 3.6, 3.7 et 3.8 ainsi que les données préalablement calculées, nous 

pouvons maintenant calculer le facteur de puissance, la puissance active ainsi que la puissance 

apparente des Serres de Guyenne, au moment de la prise de données le 13 février 2009. Nous 

calculons seulement pour l’entrée principale, ceux pour l’entrée biénergie sont en annexe 4 : 

Tableau 3.3 : Puissance apparente et déphasage de l’entrée principale 

S (KVA) θ (degré) 

Entrée principale 274,3 47,14 


Philippe Tremblay



Nous obtenons alors les résultats suivants pour les 2 entrées électriques. Les données 

supplémentaires en annexe 1 et 2 qu’on possède avec les factures d’Hydro-Québec ont été 

calculées de la même façon par Hydro-Québec : 

Tableau 3.4 : Puissance et facteur de puissance des deux entrées électriques 

Données en date du 13 février 2009 

S (KVA) Q (KVAR) P (KW) FP 

Entrée principale 274,3 201,7 186,58 0,68 

Entrée biénergie 117,3 79,8 85,98 0,73 

Sur le graphique ci-dessous, nous avons rassemblé les données obtenues par les factures 

d’Hydro-Québec ainsi que nos mesures et nous avons tracé les courbes des différentes 

puissances consommées par l’entreprise de notre client durant la dernière année ainsi que son 

facteur de puissance. 

350 

300 

250 

200 

150 

100 

50 

0 

Puissance réactive consommée en KVAR 

Entrée électrique principale 

Entrée biénergie 

Figure 3.3 : Puissance réactive consommée pour chaque entrée électrique 


Philippe Tremblay



450 KW 

400 KW 

350 KW 

300 KW 

250 KW 

200 KW 

150 KW 

100 KW 

50 KW 

0 KW 

Puissance réelle consommée en KW 

Entrée électrique bi-énergie 


Figure 3.4 : Puissance active consommée pour chaque entrée électrique 

Puissance apparente consommée en KVA 

600 KVA 

500 KVA 

400 KVA 

300 KVA 

200 KVA 

100 KVA 

0 KVA 



Figure 3.5 : Puissance apparente consommée pour chaque entrée électrique 


Philippe Tremblay



Facteur de puissance en pourcentage 

81,0% 

79,0% 

77,0% 

75,0% 

73,0% 

71,0% 

69,0% 

67,0% 



Figure 3.6 : Facteur de puissance pour chaque entrée électrique 


Philippe Tremblay



3.3 Transformateurs monophasés 

Les transformateurs utilisent une certaine quantité d’énergie pour transformer les tensions 

utilisées par les différentes charges. Les pertes des transformateurs doivent être les plus basses 

possibles pour obtenir le meilleur rendement possible. Les Serres coopératives de Guyenne 

utilisent une grande quantité de transformateurs identiques pour transformer leur tension. Entre 

autres, ils utilisent 9 transformateurs monophasés identiques ayant toutes les mêmes 

caractéristiques pour abaisser la tension de 600V à 120/240V. Il est difficile de connaitre les 

pertes dans les transformateurs sans faire des tests à vide et en court-circuit pour déterminer les 

caractéristiques des transformateurs. Les données mesurées lors de notre visite ne nous 

permettent pas d'estimer adéquatement les pertes des transformateurs, car nous ne pouvons pas 

déterminer le facteur de puissance à l'entrée des transformateurs. Nous pouvons affirmer par 

contre que les transformateurs génèrent des pertes comme expliquées à l'annexe 5. Les données 

recueillies sur les plaques signalétiques des transformateurs sont : 

Tableau 3.5 : Plaque signalétique transformateur 1 à 9 

Puissance nominale 

50 KVA 

Tension nominale primaire 600V 

Tension nominale secondaire 240V 

% impédance 3,5% 

Selon les normes en vigueur au Canada, les transformateurs doivent avoir un rendement 

minimum. La norme CAN/CSA C802.2 de la CSA (Canadian Standard Association) [référence 

12] et qui règlemente les rendements des transformateurs à type sec oblige les manufacturiers à 

avoir une efficacité minimum de 98,3 % pour des transformateurs à type sec de 50 KVA sous 

un facteur de charge de 35 %. La même référence [12] nous a permis d'obtenir le tableau 3.6 

indiquant le rendement des transformateurs de "Transformateur Marcus" sous les contraintes de 

la norme CAN/CSA C.802.2. 


Philippe Tremblay



Tableau 3.6 : Rendement des transformateurs Marcus selon OEE [12] 

Nous avons contacté le manufacturier pour obtenir des informations supplémentaires et l'on 

a réussi à obtenir des rendements de leurs transformateurs à d'autres facteurs de charge qui sont 

résumés dans le tableau 3.7 (nous avons rajouté le rendement le moins élevé du tableau 3.6) 

Tableau 3.7 : Rendement des transformateurs Marcus selon le manufacturier 

Facteur de 

charge 

Rendement du 

transformateur 

100% 98,1% 

75% 98,4% 

50% 98,7% 

35% 98,43% 

0% 0,0% 

Avec les rendements du tableau 3.7, nous avons tracé le graphique à la figure 3.7 du 

rendement en fonction du facteur de charge pour obtenir la courbe de tendance ainsi que la 

formule analytique de cette courbe. La courbe a été obtenue avec le tableur "Excel" et est une 

courbe polynomiale d'ordre 4. Le tableur calcule la formule de cette courbe en utilisant la 

technique d'interpolation du polynôme de Newton exploité en analyse numérique. 


Philippe Tremblay



Rendement en fonction du facteur de charge 

Rendement 

120,00% 

100,00% 

80,00% 

60,00% 

40,00% 

20,00% 

0,00% 

0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 

Facteur de charge 

Série1 Courbe de tendance 

rendement estimé = -7,236x 4 + 18,929x 3 - 17,717x 2 + 7,0045x - 3E-13 

Figure 3.7 : Graphique du rendement des transformateurs en fonction du facteur de 

charge 

Avec la formule analytique, nous avons estimé le rendement des transformateurs des Serres 

coopératives de Guyenne en fonction de leur facteur de charge (calculé en annexe 4) et les 

avons rassemblés dans le tableau 3.8. 

Tableau 3.8 : Rendements des transformateurs 1 à 9 

Rendement 

Transformateur 

estimé (%) 

1 0,05 

2 0,19 

3 0,94 

4 0,63 

5 0,72 

6 0,62 

7 0,72 

8 0,65 

9 0,84 


Philippe Tremblay



On sait que le rendement est un rapport adimensionnel de la puissance active sortant sur la 

puissance active entrante. Sous forme d'équation : 

Où 

De plus, on sait que : 

Où 

En utilisant l'équation 3.7 et 3.10 dans l'équation 3.9 on obtient l'équation suivante: 

On isole les pertes et on obtient l'équation suivante: 


Philippe Tremblay



Comme mentionné plus précédemment, on n'a pas réussi à mesurer le déphasage entre la 

tension et le courant lors de nos visites au chantier. Cependant, le facteur de puissance de 

l'entrée principale où sont raccordés les transformateurs est de 80 %. Pour avoir une estimation 

des pertes, nous allons utiliser les facteurs de puissance de 65 % à 85 % par incrément de 5 %. 

Nous allons donc calculer avec l'équation 3.11 et les données de l'annexe 3, les pertes avec les 

facteurs de puissance de 65 %,70 %,75 %,80 % et 85 % pour avoir une idée des pertes dans les 

transformateurs. 

Les autres calculs sont similaires et leurs résultats sont résumés dans le tableau 3.9 

Tableau 3.9 : Pertes dans les transformateurs en fonction du facteur de puissance 

Pertes (W) 

FP=0,65 FP=0,70 FP=0,75 FP=0,80 FP=0,85 

Transfo 1 220,97 237,97 216,72 271,96 288,96 

Transfo 2 776,85 836,60 761,91 956,12 1 015,88 

Transfo 3 515,48 555,13 505,57 634,43 674,09 

Transfo 4 1 487,35 1 601,76 1 458,75 1 830,58 1 944,99 

Transfo 5 1 395,73 1 503,10 1 368,89 1 717,83 1 825,19 

Transfo 6 1 492,46 1 607,26 1 463,76 1 836,87 1 951,68 

Transfo 7 1 388,47 1 495,27 1 361,76 1 708,88 1 815,69 

Transfo 8 1 479,49 1 593,29 1 451,03 1 820,91 1 934,71 

Transfo 9 1 077,50 1 160,39 1 056,78 1 326,16 1 409,04 

Total 9 834,29 10 590,78 9 645,17 12 103,74 12 860,23 

Selon notre estimation, les pertes dans les transformateurs varient de 9,8 KW à 12,86 KW 

selon le facteur puissance utilisé et les rendements estimés. 


Philippe Tremblay



Nous avons classé les charges sur les transformateurs en fonction de leur charge. La 

personne responsable de l’entretien nous a identifié les transformateurs qui ont des charges 

constantes durant l’année. Voici un tableau des informations fournies par cette personne 

ressource. 

Tableau 3.10 : Type de charge sur les transformateurs 

Utilisation 

Type de charge 

Transfo 1 

Transfo 2 

Transfo 3 

Transfo 4 

Transfo 5 

Éclairage nouveau complexe serre 19 

à 24 

Éclairage nouveau complexe serre 13 

à 18 + 3 aérothermes + salle semence 

Chauffage nouveau complexe coté 

SUD 

Ventilateur de circulation et 

ventilation été 

Chauffage (aérothermes) nord ancien 

complexe 

Variable 

Variable 

Constant 

Variable 

constant 

Transfo 6 Chauffage serre-tunnel Variable 

Transfo 7 Chauffage coté SUD ancien complexe constant 

Transfo 8 Éclairage génératrice et chaufferie constant 

Transfo 9 

Compresseur, pompe, bureau 

chauffage 

constant 


Philippe Tremblay



3.4 Courant de mise à la terre 

Lors de nos visites aux Serres Coopératives de Guyenne, nous avons vérifié la présence de 

courant dans les mises à la terre. Nous avons détecté la présence de courant de mise à la terre 

qui indique la présence de problèmes ainsi que des pertes d’énergie inutiles. Voici un tableau 

répertoriant les mesures de courant de mise à la terre mesurées sur les transformateurs 

monophasés. 

Tableau 3.11 : Courant de mise à la terre des transformateurs 1 à 9 

Primaire (A) 

Secondaire (A) 

I GND 

I GND 

Transfo 1 0,3 0,6 

Transfo 2 0,2 0,4 

Transfo 3 1,8 0,3 

Transfo 4 3,4 1,3 

Transfo 5 0,6 0,7 

Transfo 6 1,4 0,5 

Transfo 7 0,9 0,5 

Transfo 8 1,9 0,9 

Transfo 9 5,7 1,1 

Tous les courants mesurés sont de l’énergie facturée par Hydro-Québec aux Serres 

Coopératives de Guyenne et sont donc des pertes. Il est fastidieux et long de trouver les causes 

de ces pertes et il ne fait pas partie de notre mandat de les identifier, par contre on peut affirmer 

la présence de problème à ce niveau. Les causes de ces courants peuvent être multiples tels que 

des courants induits, des problèmes d’isolement ou des équipements défectueux. 


Philippe Tremblay



3.5 Théorie sur les harmoniques 

Dans un réseau électrique, il arrive souvent que les charges ne soient pas linéaires tel que 

des redresseurs de tension, des modulateurs de fréquence ou des appareils comportant de 

l’électronique. La présence d’harmonique dans un réseau comporte des conséquences sur les 

équipements électriques tel que le surchauffement, ce qui diminue leur durée de vie. Les 

harmoniques modifient aussi la qualité de l’onde électrique. Nous avons installé un appareil de 

mesure sur les deux entrées électriques pour déterminer si le réseau électrique des Serres 

Coopératives de Guyenne est affecté par des harmoniques. 

3.5.1 Caractéristiques des harmoniques sur un signal 

Le taux de distorsion harmonique (TDH) est une caractéristique d’un signal qui indique 

l’influence des harmoniques sur celui-ci. C’est le rapport de la valeur efficace des harmoniques 

sur la valeur efficace de la fondamentale. 

Où 

Le facteur crête est une autre caractéristique permettant de voir la présence de courant 

harmonique sur le réseau. C’est le rapport de la valeur crête sur la valeur efficace du signal et 

est égal à 1,4 pour un signal n’ayant aucune harmonique. 


Philippe Tremblay



3.5.2 Les harmoniques mesurées sur l’entrée principale 

Voici le graphique des ondes de courant et de tension de la phase #1 de l’entrée électrique, 

mesurées avec l’oscilloscope portatif Fluke 123 : 

Figure 3.8 : Graphique des ondes de tension et de courant de l’entrée principale, phase #1 

Voici le spectre harmonique pour l’onde de tension de la phase #1 obtenue à l’aide de 

l’instrument de mesure Fluke 123 : 

Figure 3.9 : Spectre harmonique de l’onde de tension de l'entrée principale, phase #1 


Philippe Tremblay



Voici le spectre harmonique pour l’onde de courant de la phase #1 obtenue à l’aide de 

l’instrument de mesure Fluke 123 : 

Figure 3.10 : Spectre harmonique de l’onde de courant de l'entrée principale, phase #1 

Les deux autres phases de l’entrée électrique sont similaires. On remarque que peu 

d’harmoniques sont présents sur le réseau électrique. La phase #1 comporte les caractéristiques 

suivantes : 

Tableau 3.12 : Caractéristiques harmoniques phase #1, entrée principale 

Onde de tension Onde de courant 

TDH (%) 2,87 3,76 

FC 1,42 1,54 


Philippe Tremblay



3.5.3 Les harmoniques mesurées sur l’entrée biénergie 

Voici le graphique des ondes de tension et de courant de la phase #1 de l’entrée biénergie 

mesurées avec l’oscilloscope portatif Fluke 123. 

Figure 3.11 : Graphique des ondes de la phase #1, entrée biénergie 

Les spectres harmoniques pour les ondes de tensions et de courant sont en annexe 6 mais 

voici le tableau des caractéristiques harmoniques obtenue par les spectres : 

Tableau 3.13 : Caractéristiques des harmoniques pour l'entrée biénergie 

Onde de tension 

Onde de courant 

Phase TDH (%) Fc TDH (%) Fc 

1 4,52 1,4 5,38 1,55 

2 4,62 1,38 4,41 1,52 

3 4,47 1,37 5,43 1,53 


Philippe Tremblay



3.6 Facturation d’Hydro-Québec 

Présentement, les Serres de Guyenne possèdent le tarif « D » pour l’entrée principale et le 

tarif « BT » pour son entrée biénergie. Depuis le 1 avril 2006, Hydro-Québec a abolie le tarif 

« BT » et leur facturation associée à ce type de tarif augmente de 8 % à chaque année. Le tarif 

« D » est généralement réservé pour le domaine domiciliaire (maison, appartement, etc…) mais 

selon les caractéristiques de leur consommation électrique, ils devraient être facturés selon le 

tarif « M » autant pour leur entrée biénergie que principale. Le tarif « M » est conçu pour les 

entreprises ayant une puissance à facturer se situant entre 100KW et 5000KW. Le calcul des 

coûts de la consommation électrique du tarif « M » s’effectue comme suit : 

Structure du tarif M en date du 1er avril 2008 

• 13,44$ le kilowatt de puissance à facturer 

• 4,48¢ le kilowattheure pour les 210000 premiers kilowattheures 

• 2,93¢ le kilowattheure pour le reste de l’énergie 

La puissance à facturer est déterminée par une des deux situations suivantes : 

1. Le maximum obtenu entre la puissance active ou 90% de la puissance apparente 

2. La puissance souscrite minimum si la puissance en 1 est inférieur 

En hiver, soit du 1er décembre au 31 mars, si la puissance excède 133⅓% de la puissance 

souscrite, la prime de dépassement suivante s’applique à la totalité de la puissance à facturer 

soit de : 

• 14,37$ le kilowatt de puissance à facturer (au lieu de 13,44$) 

Il est à noter qu’Hydro-Québec a appliqué une augmentation de 1,2% à partir du 

1er avril 2009. 


Philippe Tremblay



4. MISE EN OEUVRE DU MANDAT 

4.1 La recherche de solution 

Dans cette section, nous allons détailler chacune des solutions que nous avons analysées 

pour atteindre notre mandat. Les données obtenues à chacune des solutions nous serons utiles 

pour en déterminer leur pertinence et leur efficacité à accomplir notre mandat. 

4.1.1 La correction du facteur de puissance 

Lorsque les Serres de Guyenne possèdent une installation avec un faible FP, la puissance 

réactive consommée doit être fournie par la source, c’est-à-dire le réseau d’Hydro-Québec. 

D’un autre point de vue, on pourrait même dire que c’est l’entreprise qui injecte une puissance 

réactive sur le réseau. Hydro-Québec doit donc fournir un courant supplémentaire qui leur 

entraine à leur tour, des pertes dans leur réseau de distribution. C’est la responsabilité des 

Serres de Guyenne d’installer des équipements bien balancés sur le réseau d’Hydro-Québec. 

Notre client doit donc surveiller son facteur de puissance pour le corriger s’il descend en 

dessous d’une certaine limite. La norme nord-américaine pour le facteur de puissance est de 

90%. 

Pour respecter la limite du F.P. recommandée par la norme nord-américaine et pour éviter 

d’avoir à payer un surplus à cause de ce dépassement, il faut inévitablement corriger le facteur 

de puissance. Les VAR consommés par l’entreprise sont toujours inductifs puisqu’il s’agit de 

charges qui contiennent des bobines, comme des moteurs, des transformateurs, des ballasts 

magnétiques pour l’éclairage, etc. Pour corriger les VAR inductifs, il faut ajouter sur le réseau, 

des VAR capacitifs qui sont générés par une charge capacitive telle que des condensateurs. Le 

courant circulant dans un condensateur ne cherche pas à prendre du retard sur la tension 

comme c’est le cas avec une bobine, mais plutôt à prendre de l’avance sur la tension. De cette 

façon, les VAR capacitifs corrigent l’angle de déphasage entre la tension et le courant causé par 

les VAR inductifs. 


Philippe Tremblay



En réduisant l’angle de déphasage, on réduit la puissance réactive consommée et l’on 

améliore le facteur de puissance tout en consommant la même puissance active, comme le 

montre la figure suivante. 

S 1 

S 2 

θ 1 

θ 2 

Q 1 

Q 2 

P 

Figure 4.1 : Triangle de puissance 

Q 1 : Puissance réactive capacitive ajoutée au réseau 

Q 2 : Puissance réactive inductive résiduelle 

S 1 : Puissance apparente sans correction du FP 

S 2 : Puissance apparente avec correction du FP 

θ 1 : Angle de déphasage sans correction 

θ 2 : Angle de déphasage avec correction 

P : Puissance active qui demeure constante 

Donc, en ajoutant Q1 sur le réseau inductif, nous réduisons l’angle de déphasage à θ 2 , nous 

augmentons le facteur de puissance et ainsi nous réduisons la puissance réactive circulant dans 

le réseau. D’une façon idéale, nous pourrions tenter d’obtenir un facteur de puissance parfait de 

100% en ajoutant autant de VAR capacitifs que de VAR inductifs sur le réseau. Il s’agit 

cependant de la limite idéale théorique. Il ne faut surtout pas ajouter plus de puissance réactive 

capacitive qu’il y a de puissance inductive. Tout d’abord parce qu’on n’améliore pas notre 

situation, car passé le facteur de puissance de 100%, le F.P. va commencer à diminuer du côté 

capacitif. Un autre problème qu’un réseau capacitif peut engendrer est une hausse de tension 

sur le réseau qui pourrait être néfaste pour les appareils qui y sont connectés. 


Philippe Tremblay



Une bonne façon de corriger le facteur de puissance est donc d’ajouter une puissance 

réactive capacitive de manière à ramener le facteur de puissance à 95% inductif. 

Pour corriger le facteur de puissance, nous avons trois solutions. Nous pouvons installer, 

sur chacune des entrées électriques, soit un banc de condensateurs statique, soit un banc de 

condensateurs dynamique, ou encore une combinaison de ces deux solutions. Comme il s’agit 

d’une basse tension et d’une faible puissance, les condensateurs doivent être reliés en triangle 

pour éviter des hausses de tensions sur le réseau en cas de défectuosité et pour permettre 

d’installer des condensateurs plus petits pour une même puissance. Lorsqu’on ajoute des 

condensateurs sur un réseau électrique, il faut aussi s’assurer qu’ils n’entrent pas en résonance 

avec les fréquences harmoniques présente sur le réseau. Il pourrait en résulter un court-circuit 

entre le banc de condensateur et le réseau électrique qui pourrait endommager les 

condensateurs, le réseau électrique ou causer des blessures graves aux travailleurs à proximité. 

4.1.1.1 Installation de bancs de condensateurs statiques 

Les bancs de condensateurs statiques sont installés sur le réseau électrique pour former une 

charge capacitive permanente sur le réseau. Une partie de la puissance réactive consommée par 

l’entreprise est donc supprimée du réseau en tout temps. Il faut faire attention pour installer la 

bonne capacité pour éviter que la réactance capacitive soit plus importante que la réactance 

inductive, ce qui entrainerait un facteur de puissance capacitif néfaste pour le réseau. Il faut 

donc calculer la capacité à installer avec la plus petite puissance réactive apparue sur le réseau 

de l’entreprise. 

Pour effectuer nos calculs, nous possédons les données des factures d’électricité de la 

compagnie ainsi que nos mesures relevées lors de nos visites. Le tableau suivant contient un 

résumé des puissances consommées pour chacune des entrées électriques. 


Philippe Tremblay



Tableau 4.1 : Résumé des puissances actives et réactives consommées 

Entrée principale 


Date Puissance réactive 

(KVAR) 

Puissance active 

(KW) 

Puissance réactive 

(KVAR) 


(KW) 

2008-05-13 281,5 373,9 111,3 139,2 

2008-06-10 298,3 371,7 119,7 156,0 

2008-07-10 287,2 337,6 109,2 138,0 

2008-08-13 267,6 342,2 110,6 135,6 

2008-09-15 268,7 343,4 118,3 140,4 

2008-10-14 236,6 306,4 102,1 127,2 

2008-11-13 192,3 269,5 74,2 99,6 

2008-12-15 198,5 271,2 79,2 108,0 

2009-01-13 217,3 290,8 94,0 121,2 

2009-02-13 201,7 186,6 79.79 86,0 

En observant le tableau 4.1, on peut en déduire que pour l’entrée principale et biénergie, on 

obtient respectivement les puissances réactives minimales de 192,3 KVAR et de 74,2 KVAR en 

date du 13 novembre 2008. Nous voulons corriger le facteur de puissance à 95%. En utilisant 

les équations 3.6, 3.7 et 3.8 ainsi que les puissances actives en date du 13 novembre, nous 

pouvons déduire la puissance des bancs de condensateurs. Pour l’entrée principale, on obtient : 

Le réseau peut accepter une puissance réactive inductive de 88.58 KVAR, le banc de 

condensateur doit annuler le restant des KVAR. La puissance du banc de condensateur statique 

pour l’entrée principale ne doit donc pas dépasser : 


Philippe Tremblay



On procède de la même façon pour calculer l’entrée biénergie. Nous avons laissé les 

calculs en annexe 4 et nous avons obtenus : 

Ces puissances obtenues sont la puissance réactive capacitive maximale qu’on peut 

installer sur chacune des entrées. Cependant, ces valeurs ne sont pas standardisées pour des 

bancs de condensateurs. Comme cette solution est d’installer un banc statique, nous allons 

choisir des puissances légèrement inférieures, soit de 100 KVAR et de 40 KVAR. Possédant 

ces valeurs maintenant standards, nous pouvons calculer la capacité des bancs de condensateurs 

à installer sur le réseau à l’aide de l’équation suivante. : 

Où : 

C : Capacité totale des condensateurs en Farad (F) 


V LL : Tension entre deux lignes en Volt (V) 

F : Fréquence du réseau en Hertz (Hz) 

À l’aide de l’équation 4.1, on obtient directement les capacités adaptées pour chacune des 

entrées. Les valeurs obtenues sont les suivantes : 


Philippe Tremblay



Nous possédons maintenant les valeurs exactes des bancs de condensateur statiques à 

installer sur chacune des entrées électriques. Il est à noter que les capacités obtenues 

représentent la capacité totale que doit avoir le banc de condensateur. Comme ils sont connectés 

en triangle, il faut diviser la capacité par 3 pour obtenir la bonne valeur à installer sur chaque 

phase du triangle. 

Tableau 4.2 : Puissance des bancs de condensateurs statiques 

Puissance totale 

(KVAR) 

Capacité totale 

(uF) 

Capacité par phase 

(uF) 

Entrée Principale 100 246 82 

Entrée Biénergie 40 98 32,6 

Comme mentionné dans les normes en annexe 12, les bancs doivent pouvoir ce décharger 

par des bancs de résistances. Pour calculer les bancs de résistances de décharges qui 

conviennent, il faut d’abord trouver l’équivalence du banc connecté en étoile plutôt qu’en 

triangle, mais avec la même puissance réactive. On obtient : 

En utilisant l’équation 4.2 pour chacune des entrées électriques on obtient : 

Tel que mentionné par la norme du code électrique du Québec 26-222 en annexe 12, les 

condensateurs peuvent contenir un potentiel maximum de 50V après 60 secondes de décharge. 

La résistance par phase monter en étoile ce calcul à l’aide de l’équation suivante : 


Philippe Tremblay



Où : 

R : Résistance par phase en ohm (Ω) 

C : Capacité en Farad (F) 

En utilisant l’équation 4.3, pour chacune des phases on obtient : 

Avec des bancs de résistances normalisées légèrement inférieures, les condensateurs se 

déchargeront plus rapidement. On obtient des bancs de résistances avec les valeurs suivantes : 

Les bancs de résistances étant montées en étoile, la tension maximum aux bornes d’une 

résistance est de 347V. La puissance des bancs de résistances est calculée par l’équation 

suivante : 

Où : 

P : Puissance en Watt (W) 

V : Tension en Volt (V) 

R : Résistance en ohm (Ω) 


Philippe Tremblay



En utilisant l’équation 4.4, nous pouvons calculer la puissance des bancs de résistances : 

La puissance des bancs de résistances normalisés la plus proche étant de 5W, elle 

constituera une valeur sécuritaire pour l’installation. Un schéma de connexion complet est 

disponible en annexe 9 pour les bancs statiques. 

En installant ces bancs de condensateurs ainsi que leurs bancs de résistances de décharges, 

nous réduisons de façon permanente 100KVAR de puissance réactive sur l’entrée principale et 

40KVAR sur l’entrée biénergie, tout en ayant une installation sécuritaire. En corrigeant le 

facteur de puissance, on réduit la puissance apparente totale consommée par l’entreprise. Si ces 

bancs de condensateurs auraient été installés il y a un an, voici ce que les Serres de Guyenne 

auraient obtenu comme caractéristique de leur réseau électrique : 

Tableau 4.3 : Caractéristiques de l’entrée principale avec le banc de condensateurs 

statique 

Nouvelle puissance 

apparente 

(KVA) 

Avec condensateur Statique de 100 KVAR 

Puissance 


réactive 

(KW) 

(KVAR) 

Nouveau FP 

(%) 

415,6 181,47 373,9 90,0 

421,3 198,31 371,7 88,2 

386,0 187,15 337,6 87,5 

381,0 167,59 342,2 89,8 

382,6 168,65 343,4 89,8 

335,5 136,57 306,4 91,3 

284,9 92,31 269,5 94,6 

288,5 98,46 271,2 94,0 

313,6 117,34 290,8 92,7 


Philippe Tremblay



Tableau 4.4 : Caractéristiques de l’entrée biénergie avec le banc de condensateurs 

statique 

Avec condensateur Statique de 40 KVAR 


apparente 

(KVA) 

Puissance 

réactive 

(KVAR) 

Puissance 

active 

(KW) 

Nouveau FP 

(%) 

156,38 71,26 139,2 89,0 

175,16 79,65 156 89,1 

154,39 69,23 138 89,4 

152,89 70,62 135,6 88,7 

160,76 78,31 140,4 87,3 

141,54 62,09 127,2 89,9 

105,31 34,20 99,6 94,6 

114,88 39,15 108 94,0 

132,7 54,03 121,2 91,3 

En regardant les tableaux 4.3 et 4.4, on remarque tout de suite l’augmentation du facteur de 

puissance des entrées électriques, car la puissance réactive a diminué. 

Présentement, la réduction de la puissance réactive sur le réseau n’aura aucune 

répercussion sur la facturation d’Hydro-Québec. Le tarif « D » actuellement appliqué par 

Hydro-Québec considère seulement la puissance active. Ce type de facturation n’est pas 

standard pour ce type d’entreprise et un tarif « M », expliqué dans le chapitre 3.5, serait plus 

adapté selon les normes d’Hydro-Québec. Dans l’éventualité où les Serres Coopératives de 

Guyenne seraient transférées sur ce type de tarif, on peut estimer l’économie générée par les 

bancs de condensateurs en supposant que la consommation (kWh) est constante et qu’elle est 

identique à celle de l’année 2008. On a juste à faire la différence entre la facture engendrée par 

la puissance appelée avant et après la pose des condensateurs, en respectant les conditions 

expliquées au chapitre 3.5. Voici le tableau résumant les coûts des factures au tarif « M » ainsi 

que les économies générées pour les deux entrées électriques en se basant sur les données 

électriques du 2008-04-11 au 2009-01-13 fournies par Hydro-Québec. 


Philippe Tremblay



Tableau 4.5 : Économie générée par les condensateurs statiques, entrée électrique 

principale 

DU 

AU 

Coût total avant 

la pose des 

condensateurs 

($) 

Coût total après 

la pose des 

condensateurs 

($) 

Économie 

générée 

($) 

2008-04-11 2008-05-13 12 864,77 12 231,05 633,72 

2008-05-13 2008-06-10 13 076,31 12 407,30 669,01 

2008-06-10 2008-07-10 11 769,14 11 077,27 691,87 

2008-07-10 2008-08-13 11 705,70 11 060,17 645,53 

2008-08-13 2008-09-15 12 284,16 11 637,97 646,19 

2008-09-15 2008-10-14 10 595,96 10 031,62 564,35 

2008-10-14 2008-11-13 9 456,02 9 073,34 382,68 

2008-11-13 2008-12-15 9 817,30 9 397,25 420,05 

2008-12-15 2009-01-13 9 917,93 9 434,88 483,05 

Tableau 4.6 : Économie générée par les condensateurs statiques, entrée électrique 

biénergie 

DU 

AU 


la pose des 

condensateurs 

($) 


la pose des 

condensateurs 

($) 

Économie 

générée 

($) 

2008-04-11 2008-05-13 5 649,91 5 385,96 263,94 

2008-05-13 2008-06-10 5 442,39 5 183,01 259,38 

2008-06-10 2008-07-10 5 246,98 4 985,62 261,35 

2008-07-10 2008-08-13 5 664,96 5 397,51 267,45 

2008-08-13 2008-09-15 5 876,51 5 600,25 276,25 

2008-09-15 2008-10-14 5 037,18 4 776,43 260,74 

2008-10-14 2008-11-13 3 975,28 3 816,96 158,32 

2008-11-13 2008-12-15 4 522,69 4 354,56 168,13 

2008-12-15 2009-01-13 4 597,29 4 370,69 226,60 

Pour cette période qui dure environ 9 mois, on estime l’économie générée de l’ordre de 

5 136 $ pour l’entrée principale et de 2 142 $ pour l’entrée biénergie. Il s’agit donc 

respectivement d’une économie moyenne de 571 $ et de 238 $ par mois, pour une économie 

annuelle totale d’environ 9 700 $. 


Philippe Tremblay



4.1.1.2 Installation de bancs de condensateurs dynamiques 

Les bancs de condensateurs dynamiques sont utilisés pour varier la puissance réactive 

capacitive injectée dans le réseau en fonction de la puissance réactive inductive consommée par 

l’entreprise. La correction du facteur de puissance se fait de façon automatique grâce au 

contrôleur qui possède une rétroaction du réseau. Il n’y a donc aucun risque de surcompenser 

les VAR inductifs et de rendre le réseau capacitif. Le banc dynamique possède plusieurs 

condensateurs de différentes capacités, qui sont progressivement ajoutées ou enlevées du réseau 

tout dépendamment du facteur de puissance de la compagnie. Il faut donc installer des bancs de 

condensateurs d’une puissance suffisante pour compenser la majorité de la puissance réactive 

maximale consommée pour chaque entrée électrique. 

À l’aide du tableau 4.1, nous pouvons obtenir les puissances réactives maximales 

consommées, qui sont en date du 10 juin 2008, une période de pointe pour les Serres de 

Guyenne. Les puissances réactives pour l’entrée principale ainsi que l’entrée biénergie en cette 

date sont respectivement de 298,31 KVAR et 119,65 KVAR. Nous voulons que les bancs de 

condensateurs dynamiques réussissent à maintenir un facteur de puissance de 95%. En utilisant 

les équations 3.6, 3.7, 3.8 ainsi que les puissances actives en date du 10 juin, nous pouvons 

déduire la puissance des bancs de condensateurs. Pour l’entrée principale, on obtient : 

Pour conserver un facteur de puissance de 95%, il peut y avoir une consommation 

résiduelle de 122,17 KVAR sur l’entrée électrique principale. Le banc de condensateur 

dynamique doit corriger la différence. On obtient donc : 


Philippe Tremblay



La même méthode est utilisée pour calculer la grosseur du banc de condensateur 

dynamique sur l’entrée biénergie. Nous avons laissé les calculs en annexe 4 et nous avons 

obtenu : 

Ces valeurs de bancs de condensateurs ne sont pas standardisées. Comme il s’agit d’un 

banc dynamique, nous pouvons prendre les valeurs standards légèrement supérieures pour 

laisser une petite marge de sécurité en cas de fluctuation sur le réseau. Les valeurs standards les 

plus proches sont respectivement de 180 KVAR et de 70 KVAR pour l’entrée principale et 

biénergie. 

À l’aide de l’équation 4.1 obtenue précédemment, nous pouvons calculer quelle capacité 

nous devons installer sur le réseau pour obtenir ces puissances réactives sur chaque entrée 

électrique. 

Nous possédons maintenant la puissance standardisée des bancs de condensateurs 

dynamiques à installer. Leur capacité par phase a été calculée pour être montée en triangle. Il 

s’agit simplement de la capacité totale à installer sur le réseau qu’on divise par 3 pour obtenir 

chacune des branches de la connexion en triangle. 


Philippe Tremblay



Tableau 4.7 : Puissance des bancs de condensateurs dynamiques 

Puissance totale 

(KVAR) 

Capacité totale 

(uF) 

Capacité par 

phase 

(uF) 

Entrée Principale 180 442 147,3 

Entrée Biénergie 70 172 57,3 

En installant ces bancs de condensateurs dynamiques de cette capacité sur le réseau, on 

s’assure d’annuler en tout temps la majeure partie des KVAR inductifs et ainsi de maintenir un 

facteur de puissance constant très prêt de 95%. Si ces bancs de condensateurs dynamiques 

auraient été installés il y a un an, voici ce que les Serres de Guyenne auraient obtenu comme 

caractéristique pour leur réseau électrique : 

Tableau 4.8 : Caractéristiques de l’entrée principale avec le banc de condensateur 

dynamique 


apparente 

(KVA) 

Avec condensateur dynamique 


réactive avec 

FP=95% 

(KVAR) 

Puissance 

active 

(KW) 

Nouveau 

FP 

(%) 

393,58 122,89 373,9 95,0 

391,26 122,17 371,7 95,0 

355,37 110,96 337,6 95,0 

360,21 112,48 342,2 95,0 

361,47 112,87 343,4 95,0 

322,53 100,71 306,4 95,0 

283,68 88,58 269,5 95,0 

285,47 89,14 271,2 95,0 

306,11 95,58 290,8 95,0 


Philippe Tremblay



Tableau 4.9 : Caractéristiques de l’entrée biénergie avec le banc de condensateur 

dynamique 


apparente 

(KVA) 

Avec condensateur dynamique 


réactive avec 

FP=95% 

(KVAR) 

Puissance 

active 

(KW) 

Nouveau 

FP 

(%) 

146,53 45,75 139,2 95,0 

164,21 51,27 156,0 95,0 

145,26 45,36 138,0 95,0 

142,74 44,57 135,6 95,0 

147,79 46,15 140,4 95,0 

133,89 41,81 127,2 95,0 

104,84 32,74 99,6 95,0 

113,68 35,50 108,0 95,0 

127,58 39,84 121,2 95,0 

Nous avons aussi fait une estimation des économies générées par l’ajout des bancs de 

condensateurs comme précédemment avec les bancs de condensateurs statiques. Voici le 

tableau résumant les coûts des factures au tarif « M » ainsi que les économies générées pour les 

deux entrées électriques en se basant sur les données électriques du 2008-04-11 au 2009-01-13 

fournies par Hydro-Québec. 

Tableau 4.10 : Économie générée par les condensateurs dynamique, entrée principale 

DU 

AU 


pose des 

condensateurs 

($) 


pose des 

condensateurs 

($) 

Économie 

générée 

($) 

2008-04-11 2008-05-13 12 864,77 12 229,06 635,71 

2008-05-13 2008-06-10 13 076,31 12 307,01 769,31 

2008-06-10 2008-07-10 11 769,14 10 945,54 823,60 

2008-07-10 2008-08-13 11 705,70 11 050,37 655,33 

2008-08-13 2008-09-15 12 284,16 11 625,60 658,56 

2008-09-15 2008-10-14 10 595,96 10 031,62 564,35 

2008-10-14 2008-11-13 9 456,02 9 073,34 382,68 

2008-11-13 2008-12-15 9 817,30 9 397,25 420,05 

2008-12-15 2009-01-13 9 917,93 9 434,88 483,05 


Philippe Tremblay



Tableau 4.11 : Économie générée par les condensateurs dynamiques, entrée biénergie 

DU 

AU 


pose des 

condensateurs 

($) 


pose des 

condensateurs 

($) 

Économie 

générée 

($) 

2008-04-11 2008-05-13 5 649,91 5 365,25 284,66 

2008-05-13 2008-06-10 5 442,39 5 160,96 281,43 

2008-06-10 2008-07-10 5 246,98 4 972,80 274,18 

2008-07-10 2008-08-13 5 664,96 5 370,62 294,34 

2008-08-13 2008-09-15 5 876,51 5 542,66 333,85 

2008-09-15 2008-10-14 5 037,18 4 773,89 263,29 

2008-10-14 2008-11-13 3 975,28 3 816,96 158,32 

2008-11-13 2008-12-15 4 522,69 4 354,56 168,13 

2008-12-15 2009-01-13 4 597,29 4 370,69 226,60 

Pour cette période qui dure environ 9 mois, on estime l’économie générée de l’ordre de 

5 392 $ pour l’entrée principale et de 2 285 $ pour l’entrée biénergie. Ce qui permet de faire 

une moyenne d’économie par mois respectivement de 599 $ et de 253 $, pour une économie 

annuelle totale d’environ 10 200 $. 

4.1.1.3 Installation de bancs de condensateurs statiques et dynamiques 

Comme les Serres de Guyenne possèdent deux entrées électriques indépendantes, la 

combinaison d’un banc de condensateurs statiques et dynamiques pourrait être une bonne 

solution pour permettre à notre client d’améliorer son facteur de puissance et de réduire la 

consommation de puissance apparente. En observant le tableau 4.1, on peut voir que la 

puissance réactive consommée par l’entrée biénergie est environ 2.5 fois plus faible que 

l’entrée principale et elle fluctue beaucoup moins. Il pourrait être intéressant d’installer sur 

cette entrée un banc de condensateur statique qui serait suffisant pour corriger le facteur de 

puissance de cette entrée et qui serait moins dispendieux. L’installation d’un banc dynamique 

sur l’entrée principale pourrait être plus adaptée étant donné la variation de la puissance 

réactive plus importante. Les puissances nécessaires à chacun des bancs ont déjà été calculées 

et sont les mêmes que spécifié par les tableaux 4.2 et 4.4. 


Philippe Tremblay



Les diminutions de la puissance apparente que notre client bénéficierait sur les factures 

d’Hydro-Québec ce trouve facilement en combinant les tableaux 4.3 et 4.5. 

4.1.2 La résonance des condensateurs sur le réseau 

Pour s’assurer que les condensateurs n’entrent pas en résonance sur le réseau, nous devons 

comparer les fréquences de résonances de chaque puissance réactive installée sur le réseau avec 

chaque fréquence harmonique. Les puissances possibles sont les suivantes : 

Tableau 4.12 : Puissances réactives injectées sur le réseau par les bancs de condensateurs 

Entrée 

principale 

Entrée 

biénergie 

Dynamique 

175 KVAR 

Statique 

100 KVAR 

Dynamique 

75 KVAR 

Statique 

40 KVAR 

Nombre 

d'étage de 

correction 

Puissance possible (KVAR) 

7 0-25-50-75-100-125-150-175 

1 100 

3 0-25-50-75 

1 40 

La fréquence de résonance du condensateur avec le réseau peut être estimée par l’équation 

suivante, en référence sur le site internet [11] : 


Philippe Tremblay



Où : 

Avec l’équation 4.5, nous pouvons calculer chaque fréquence de résonance de chacun des 

étages de correction. On ne connaît pas le pourcentage d’impédance exacte du transformateur 

alimentant l’entreprise de notre client. Cependant nous savons qu’il ne dépassera pas 7%, ce qui 

est le pire cas. En utilisant cette valeur, on peut calculer la fréquence de résonance pour une 

capacité de 25 KVAR et on obtient : 

En procédant de la même façon pour les autres capacités, on obtient les fréquences de 

résonances suivantes : 

Tableau 4.13 : Fréquences de résonances de chaque puissance réactive injectée sur le 

réseau 

Puissance des bancs 

(KVAR) 

Fréquence de résonance 

(Hz) 

25 2267,8 

40 1792,8 

50 1603,6 

75 1309,3 

100 1133,9 

125 1014,2 

150 925,8 

175 857,1 


Philippe Tremblay



En regardant les spectres harmoniques de l’annexe 6, on peut voir que dépassé la fréquence 

de 700Hz, la présence d’harmonique est négligeable sur le réseau et sans danger. Comme la 

plus basse fréquence de résonance critique pour nos condensateurs est de 857,1 Hz, nous 

pouvons installer les bancs de condensateurs sans avoir de problème lié à la résonance sur le 

réseau. 

4.1.3 Transformateurs 

En regardant le tableau 3.9, on remarque que le rendement optimal de 98,7 % des 

transformateurs est situé à un facteur de charge de 50 %. Donc, pour pouvoir obtenir le 

minimum de perte il faudrait que les transformateurs puissent fonctionner à ce facteur de 

charge. Pour se faire, on peut débrancher des charges de certains transformateurs pour les 

raccorder sur d'autres transformateurs existants. Cependant, on ne connait pas les charges 

raccordées aux transformateurs avec exactitude et une étude plus détaillée sur les charges 

raccordées est nécessaire avant de pouvoir faire un délestage. On peut estimer les pertes des 

transformateurs si ceux-ci étaient utilisés à leur facteur de charge optimal. En regardant le 

tableau 10.5 en annexe 4 et le tableau 3.12, on remarque quand additionnant les facteurs de 

charge des transformateurs 3 et 9 et en additionnant les transformateurs 5,7 et 8 on obtient un 

facteur de charge respectivement de 48 % et de 43%. En utilisant le rendement optimal du 

tableau 3.9 et les nouveaux facteurs de charge dans l'équation 3.12, on obtient le tableau 4.14. 

Tableau 4.14 : Pertes estimées après concentration des charges des transformateurs 

Pertes (W) 

FP=0,65 FP=0,70 FP=0,75 FP=0,80 FP=0,85 

Transfo 1 220,97 237,97 216,72 271,96 288,96 

Transfo 2 776,85 836,60 761,91 956,12 1 015,88 

Transfo 4 1 487,35 1 601,76 1 458,75 1 830,58 1 944,99 

Transfo 6 1 492,46 1 607,26 1 463,76 1 836,87 1 951,68 

Transfo 9 1 077,50 1 160,39 1 056,78 1 326,16 1 409,04 

Transfo 5,7&8 182,66 196,71 179,15 224,81 238,87 

Transfo 3&9 202,67 218,26 198,77 249,44 265,03 

Total 5 440,46 5 858,95 5 335,83 6 695,95 7 114,45 


Philippe Tremblay



En faisant la différence des totales entre le tableau 3.11 et le tableau 4.14, on obtient les 

pertes économisées en concentrant les charges. Les résultats sont dans le tableau 4.15 suivant: 

Tableau 4.15 : Économie de puissance en concentrant les charges des transformateurs 

Pertes (W) 

FP=0,65 FP=0,70 FP=0,75 FP=0,80 FP=0,85 

Différence 4 393,83 4 731,82 4 309,34 5 407,79 5 745,78 

L'économie générée par la concentration des charges varie de 4,4 KW à 5,7 KW. Il est 

évident que ces économies sont élevées, car elles sont estimées à partir d'une courbe de 

tendance obtenue avec seulement 5 points. L'efficacité réelle des transformateurs est 

probablement supérieure à celle estimée avec l'équation analytique de la courbe de tendance. 

Cependant, nos estimations confirment la théorie que l'utilisation des transformateurs à leur 

point optimal de fonctionnement permet d'obtenir le minimum de perte pour une même charge 

globale. En faisant l'hypothèse que mes estimations d'économie d'énergie sont vraies à 25 % 

(facteur de sécurité de 4). On obtient une variation de la puissance économisée de 1,1 KW à 

1,45 KW. Sur une base annuelle, ces économies représentent une consommation en moins de 

9636 KWh à 12 702 KWh. En utilisant la facturation "M" d'Hydro-Québec à la section 3.5, on 

peut estimer les économies ainsi générées de 430 $ à 570 $ par année. 

Étant donné le manque de données sur les transformateurs les calculs effectués sont 

seulement estimatifs et une étude plus approfondie est nécessaire. Nous pouvons par contre 

affirmer que les facteurs de charge sont bas et qu'ils ne sont pas sur la plage optimale spécifiée 

par le manufacturier. En général les manufacturiers font la conception de leurs transformateurs 

pour obtenir une efficacité maximum à un point de fonctionnement spécifique. Utiliser les 

transformateurs dans cette plage optimale permet d'avoir le minimum de perte dans les 

transformateurs. Diminuer le nombre de transformateurs permettrait de diminuer les pertes de 

façon significative. On améliore aussi la forme d'onde de courant en diminuant la déformation 

générée par les pertes par hystérésis lors de la magnétisation du noyau des transformateurs. En 

plus, en diminuant le nombre de transformateurs on diminue les VAR générés par les 

transformateurs et on augmente le facteur de puissance de l'entreprise. 


Philippe Tremblay



4.1.4 Les normes concernant les harmoniques sur le réseau 

Comme mentionné précédemment, la présence d’harmonique sur le réseau amène des 

conséquences non souhaitables sur tous les équipements présents sur le réseau. De plus, les 

harmoniques voyagent de la charge vers la source et affectent celle-ci. Pour ces raisons, 

L’Institute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE) a définie des normes sur la présence 

d’harmoniques sur un réseau électrique. Une grande partie des manufacturiers font maintenant 

la conception de leurs équipements en fonction de ces normes. Ce sont les normes « IEEE 519- 

1992 Guide for harmonic control and reactive compensation of static power converters » qui 

encadrent le taux d’harmoniques sur un réseau électrique. Voici deux tableaux pris dans les 

normes IEEE 519 sur les limites de distorsion du courant et de la tension. 

Figure 4.2 : Limites de distorsion de tension pour les fournisseurs selon IEEE 519 

Figure 4.3 : Limites de distorsion du courant selon la norme IEEE 519 


Philippe Tremblay



Pour le réseau électrique des Serres Coopératives de Guyenne, les limites ciblent pour le 

TDH est de 5% pour la tension et le courant. L’entreprise comporte peu d’équipements 

générateurs d’harmoniques à l’exception des ballasts de néons pour l’éclairage. 

C’est pour cette raison qu’ils sont généralement en dessous des limites imposées par les 

normes IEEE, excepté quelques légers dépassements qui peuvent être négligés. La quantité 

d’harmoniques sur le réseau électrique est donc jugée acceptable, comme le montre les spectres 

harmoniques du chapitre 3.5. Il est à noter que les données recueillies sont ponctuelles et ne 

reflète que l’instant où ont été prises les mesures. Cependant, on peut estimer qu’elles sont 

constantes, car les équipements générateurs d’harmoniques de l’entreprise (ballasts, appareils 

électroniques usuels) fonctionnaient lors de nos prises de mesures. 


Philippe Tremblay



5. ÉTUDE DES COÛTS 

En utilisant les soumissions obtenues en annexe 8 ainsi que les calculs en annexes 4 pour 

dimensionner la puissance des composantes, nous sommes en mesure d’évaluer le coût pour 

chacune des solutions. Voici ce que nous avons obtenu : 

Tableau 5.1 : Coût des bancs de condensateurs statiques et dynamiques 

Solutions Items Prix unitaire ($) Qté Total ($) 

Banc dynamique 175 KVAR 7195,00 1,00 7195,00 

Banc 

Câble TECK 3C AWG#4/0 57,37/m 20,00 1147,40 

dynamique 

Sous total 8342,40 

de l'entrée 

Quincaillerie 15% 1,00 1251,36 

principa le 

Total (avant taxe) 9593,76 

Banc 

dynamique 

de l'entrée 

biénergie 

Banc 

statique de 

l'entrée 

principa le 

Banc 

statique de 

l'entrée 

biénergie 

Banc dynamique 75 K VAR 3640,00 1,00 3640,00 

Câble TECK 3C AWG#3 16,91/m 20,00 338,20 




Banc statique 100 KVAR 1188,00 1,00 1188,00 

Banc de résistances de décharge 95K 125,00 1,00 125,00 


Contacteur triphasé 600VAC 140A 6P 1609,56 2,00 3219,12 

Sectionneur 600VAC 150A 2150,00 1,00 2150,00 

Fusible 140A 47,29 3,00 141,87 

Support de fusibles 233,38 1,00 233,38 

Boîtier 455,54 1,00 455,54 




Banc statique 40 KVAR 636,00 1,00 636,00 

Banc de résistances de décharge 240K 115,00 1,00 115,00 


Contacteur triphasé 600VAC 60A 6P 685,00 2,00 1370,00 

Sectionneur 600VAC 60A 1720,00 1,00 1720,00 

Fusible 60A 10,52 3,00 31,56 

Support de fusibles 233,38 1,00 233,38 

Boîtier 455,54 1,00 455,54 





Philippe Tremblay



Les tableaux 4.5, 4.6, 4.10 et 4.11 contiennent les économies générées par l’implantation 

de chacune de ces solutions. Nous pouvons résumés nos résultats obtenus dans le tableau 

suivant et estimer les délais du retour sur investissement de ces solutions. 

Tableau 5.2 : Résumer du retour sur investissement des bancs de condensateurs 

Coût de la solution 

($) 

Économie 

annuelle générée 

($) 

Délais du retour 

sur 

investissement 

(en année) 

Banc statique 100KVAR 9 269,59 5 136,45 1,8 

Banc statique 40KVAR 5 469,26 2 142,16 2,6 

Banc dynamique 175KVAR 9 593,76 5 392,64 1,8 

Banc dynamique 75KVAR 4 574,93 2 284,80 2,0 

Les coûts concernant les solutions sur les transformateurs sont négligeables. Les seuls 

coûts nécessaires sont ceux de l’étude des charges à raccordées et ceux de la main d’œuvre. 


Philippe Tremblay



6. SANTÉ ET SÉCURITÉ 

La santé et sécurité des travailleurs est une notion très importante pour des ingénieurs dans 

le processus de conception. Il est très important que les systèmes qu’ils conçoivent soient le 

plus sécuritaires possible. Ils doivent, entre autres, respecter les normes et lois en vigueur régie 

par les règlements sur la santé et sécurité au travail ainsi que les normes du Code électrique du 

Québec. De plus, les ingénieurs doivent respecter leur code de déontologie. On développera ici 

plusieurs points touchant les normes et règlements sur la santé et sécurité au travail concernant 

les solutions présentées précédemment. 

Premièrement, le code de déontologie des ingénieurs stipule : «. Dans tous les aspects de 

son travail, l'ingénieur doit respecter ses obligations envers l'homme et tenir compte des 

conséquences de l'exécution de ses travaux sur l'environnement et sur la vie, la santé et la 

propriété de toute personne. » Ceci est un extrait du code de déontologie des ingénieurs, article 

2.01, réalisé par le gouvernement du Québec. Il est dans le devoir des ingénieurs de faire une 

conception en tenant compte de l’aspect santé et sécurité des travailleurs. 

Dans la conception de système électrique ayant des condensateurs, il est important de 

prévoir des points de sectionnement cadenassable des alimentations pour leur entretien, ou bien 

leur réparation. Les condensateurs sont des équipements qui peuvent conserver une charge 

électrique longtemps après avoir été débranché et peuvent être la cause d’électrocution. Le 

Code électrique est plus spécifique dans sa règlementation et les normes 26-014 à 26-222 

règlementent l’installation de condensateur. Pour des raisons techniques et aussi pour des 

raisons de sécurité pour les travailleurs, il est important de les respecter. Par exemple, les 

normes codifient le temps de décharge des condensateurs une fois désalimenté et les normes en 

lien avec notre projet ont été cités en annexe 12. 

Voici plusieurs normes et règlements encadrant la conception de systèmes électriques 

comportant des condensateurs, extrait des règlements sur la santé et la sécurité au travail référé 

en [5]. 


Philippe Tremblay



185. Cadenassage : Avant d'entreprendre tout travail de maintenance, de réparation ou de 

déblocage dans la zone dangereuse d'une machine, les mesures de sécurité suivantes doivent 

être prises, sous réserve des dispositions de l'article 186 : 

1° la mise en position d'arrêt du dispositif de commande de la machine ; 

2° l'arrêt complet de la machine ; 

3° le cadenassage, par chaque personne exposée au danger, de toutes les sources d'énergie 

de la machine, de manière à éviter toute mise en marche accidentelle pendant la durée des 

travaux. 

186. Lorsqu'un travailleur doit accéder à la zone dangereuse d'une machine à des fins de 

réglage, de déblocage, de maintenance, d'apprentissage ou de réparation, incluant la détection 

d'anomalie de fonctionnement, et que, pour ce faire, il doit déplacer ou retirer un protecteur, ou 

neutraliser un dispositif de protection, la machine ne doit pouvoir être mise en marche qu'au 

moyen d'un mode de commande manuel ou conformément à une procédure sécuritaire 

spécifiquement prévue pour permettre un tel accès. Ce mode de commande manuel ou cette 

procédure doit présenter les caractéristiques suivantes : 

1° il rend inopérant, selon le cas, tout autre mode de commande ou toute autre procédure; 

2° il ne permet le fonctionnement des éléments dangereux de la machine que par 

l'intermédiaire d'un dispositif de commande nécessitant une action continue ou un dispositif de 

commande bimanuel ; 

3° il ne permet le fonctionnement de ces éléments dangereux que dans des conditions de 

sécurité accrue, par exemple, à vitesse réduite, à effort réduit, pas à pas ou par coup. 


Philippe Tremblay



7. RECOMMANDATIONS 

En observant la matrice de décision (qui se trouve à la fin de cette section) qu’on a obtenu 

avec les barèmes qui se trouvent en annexe 7, la solution qu’on recommande à notre client est 

d’installer un banc de condensateurs dynamiques sur chacune des entrées électriques. En 

regardant la matrice de décision, on pourrait être approché par l’installation de bancs statiques, 

qui apporteraient à notre client des économies s’il change de facturation. Les économies des 

bancs de condensateurs statiques se rapprochent grandement des bancs dynamiques, mais leur 

installation sur des entrées électriques est souvent source de problème, car aucun 

asservissement n’est présent. C’est pourquoi nous recommandons d’installer les bancs de 

condensateurs dynamiques du tableau 7.1. Ils doivent être connectés immédiatement après 

chaque entrée électrique, donc en amont des charges, comme le montre l’annexe 10. La 

documentation complète ainsi que les soumissions de ces bancs se trouvent en annexe 8. 

Tableau 7.1 : Spécification des bancs de condensateurs dynamiques recommandés 

Entrée principale Entrée Biénergie 

Fabriquant Gentec Gentec 

Série C-100 C-100 

Modèle 600-175 600-75 

Modèle de boitier SK-6050 SK-6380 

Nb. d’étages de 

correction 

7 3 

Puissance totale 175 KVAR 75 KVAR 

Ces bancs de condensateurs forment une excellente solution pour Les Serres de Guyenne. 

Ils permettront de corriger leur facteur de puissance et de diminuer considérablement leur 

consommation électrique. Ils bénéficieront alors d’une diminution considérable de leur facture 

d’électricité advenant le cas du transfert vers le tarif « M », amplement pour justifier l’achat de 

ces bancs de condensateurs. 


Philippe Tremblay



Par le même fait, le peu d’harmoniques en présence sur leur réseau diminuera davantage et 

la qualité de leur onde électrique sera améliorée. En plus, il s’agit d’une solution qui demande 

très peu d’entretien et qui est entièrement automatisée. Le technicien sur place peut donc 

continuer à effectuer ces tâches habituelles sans se soucier de l’ajustement ou d’une possible 

surcompensation du facteur de puissance qui aurait des conséquences néfastes sur le réseau. 

Nous recommandons aussi d’utiliser plus efficacement les 9 transformateurs monophasés 

qui possèdent un facteur de charge relativement faible. Redistribuer les charges efficacement 

permettrait de diminuer les pertes dans les transformateurs et d’augmenter l’efficacité globale 

du système. Une étude plus poussée sur les charges appliquées aux transformateurs est 

recommandée pour s’assurer de ne pas dépasser les valeurs nominales des transformateurs. De 

plus, en diminuant le nombre de transformateurs, on permet de diminuer les charges inductives 

et de se munir de transformateurs de rechange en cas de bris. 

De plus, nous recommandons aussi de faire une analyse des courants de mise à la terre qui 

sont révélateurs de problèmes. Les problèmes peuvent être de natures diverses et diminuent ou 

diminueront la qualité de leur réseau électrique. 


Philippe Tremblay



Tableau 7.2 : Matrice de décision 

Critère 

d'évaluation 

Qualité de 

l'onde 

électrique 

Maintenance Coût Puissance 

apparente 

F.P. T.D.H. Facilité Fréquence Initial Entretien 

Retour sur 


Espace 

Satisfaction 

globale aux 

critères 

Pondération 

(∑Pi = 100%) 

15% 10% 5% 5% 15% 5% 25% 15% 5% 100% 

Bancs 

Dynamiques 

Bancs 

Statiques 

Bancs 

Combinés 


Regroupés 

100% 100% 100% 50% 75% 50% 100% 100% 50% 88,8% 

75% 100% 100% 100% 100% 100% 75% 75% 50% 83,75% 

100% 100% 100% 50% 75% 50% 100% 100% 50% 88,8% 

15% 100% 100% 100% 100% 100% 0% 100% 100% 60,0% 


Philippe Tremblay



8. CONCLUSION 

8.1 Conclusion 

L’objectif du présent projet était de réaliser une étude du réseau électrique des Serres 

Coopératives de Guyenne. On avait aussi le mandat de déceler les problématiques rencontrées 

et de trouver les solutions adéquates. Le réseau électrique avait un facteur de puissance en 

dessous des normes d’Hydro-Québec. Cette situation avait comme conséquences la 

détérioration du signal électrique en plus d’augmenter l’appel de puissance apparente. Nous 

avons étudié trois scénarios pour ramener le facteur de puissance à des niveaux acceptables. 

Notre analyse nous a amenés vers une solution de bancs condensateurs dynamiques permettant 

de diminuer les factures d’électricité, si des pénalités sont ajoutées lorsque le facteur de 

puissance est en dessous de 90 %. Nous avons aussi étudié la présence d’harmonique injectée 

par les charges non linéaires et nous avons trouvé leurs niveaux acceptables selon les normes 

« IEEE ». Nous avons aussi analysé leur installation de neuf transformateurs alimentant les 

serres en 120 volts et 240 volts monophasés. Nous avons déterminé qu’en redistribuant les 

charges, on pouvait diminuer les pertes engendrées par les transformateurs car leur facteur de 

charge est faible et ne se trouve pas dans la zone optimale d’exploitation. 

8.2 Notions acquises 

Lors de la réalisation du présent mandat, nous avons dû approfondir plusieurs notions pour 

mener ce projet à terme. Ces nouvelles notions seront assurément un atout dans notre future 

carrière d’ingénieur. Nous comptons parmi ces notions : 

• Règlementation et conception de bancs de condensateurs 

• Notion de base sur les harmoniques 

• Gestion de projet 

• Efficacité énergétique (transformateurs, luminaires, moteurs) 


Philippe Tremblay



9. BIBLIOGRAPHIE 

Livres et documents de références 

1. RÉGIE DU BÂTIMENT DU QUÉBEC; Code de construction du Québec – 

Chapitre 5, électricité, Dix-neuvième édition, Association Canadienne de 

normalisation, Toronto, 2004 

2. BOUCHARD, RÉAL-PAUL; OLIVIER GUY; Électrotechnique, Deuxième 

édition, Presse internationales Polytechnique, Montréal 1999 

3. WILDI, THÉODORE; Électrotechnique, Troisième édition, Les presses de 

l’Université Laval, Québec, 1999 

4. HYDRO-QUÉBEC; Tarif et contribution du distributeur, 2008 

Sites Internet 

5. GOUVERNEMENT DU QUÉBEC, Règlements sur la santé et la sécurité du 

travail, 

< http://www2.publicationsduquebec.gouv.qc.ca/dynamicSearch/telecharge.php? 

type=2&file=%2F%2FS_2_1%2FS2_1R19_01.htm>, 

Consulté le 15 mars 2009, Dernière mise à jour : 25 février 2005 

6. GOUVERNEMENT DU QUÉBEC, Code de déontologie des ingénieurs, 

, 

Consulté le 15 mars 2009, Dernière mise à jour : 25 février 2005 

7. WESCO, Distributeur d’équipements électriques industriels 

< http://www.wescodirect.com/direct/Homepage.aspx> 

Consulté le 22 mars 2009, Dernière mise à jour : mars 2009 

8. WESTBURNE, Distributeur d’équipements électriques industriels 

 


9. GENTEC, Fabriquant d’appareils de gestions et d’efficacités énergétiques 

 



Philippe Tremblay



10. SCHNEIDER ELECTRIC, Fabriquant d’équipements électriques industriels 

 


11. SCRIBD, Réseau de manuels et de revues en ligne 

 

Consulté le 26 mars 2009, Dernière mise à jour : juin 2008 


Philippe Tremblay



10. ANNEXES 


Philippe Tremblay



10.1 Annexe 1 : Tableau de consommation électrique de l’entrée électrique principale 

Tableau 10.1 : Tableau de consommation électrique de l’entrée électrique principale 

Date 

Consommation 

Puissance 

active 

Puissance 

apparente 

Puissance 

réactive 

Facteur 

de 

puissance 

Montant tarif 

"D" (avant taxe) 

DU AU Nb jours KWh KW KVA KVAR % $ 

2007-09-06 2007-10-09 33 218880 490,3 594,9 336,9 82,4 15 383,45 

2007-10-09 2007-11-06 28 172080 365,5 454,5 270,2 80,4 12 093,99 

2007-11-06 2007-12-07 31 197760 360,7 462,9 290,1 77,9 14 294,78 

2007-12-07 2008-01-08 32 193920 356,4 449,7 274,2 79,3 15 413,36 

2008-01-08 2008-02-08 31 219810 405,8 509,7 308,4 79,6 17 458,59 

2008-02-08 2008-03-13 34 238800 414,0 521,5 317,1 79,4 19 036,14 

2008-03-13 2008-04-11 29 208560 394,0 514,8 331,3 76,5 16 022,11 

2008-04-11 2008-05-13 32 160800 373,9 468,0 281,5 79,9 11 781,11 

2008-05-13 2008-06-10 28 163200 371,7 476,6 298,3 78,0 11 957,73 

2008-06-10 2008-07-10 30 143040 337,6 443,2 287,2 76,2 10 479,65 

2008-07-10 2008-08-13 34 144000 342,2 434,4 267,6 78,8 10 549,33 

2008-08-13 2008-09-15 33 156480 343,4 436,0 268,7 78,8 11 464,29 

2008-09-15 2008-10-14 29 132000 306,4 387,1 236,6 79,2 9 670,60 

2008-10-14 2008-11-13 30 121680 269,5 331,1 192,3 81,4 8 913,96 

2008-11-13 2008-12-15 32 128400 271,2 336,1 198,5 80,7 10 093,00 

2008-12-15 2009-01-13 29 123360 290,8 363,1 217,3 80,1 10 482,81 


Philippe Tremblay



10.2 Annexe 2 : Tableau de consommation électrique de l’entrée biénergie (BT) 

Tableau 10.2 : Tableau de consommation électrique de l’entrée électrique biénergie (BT) 

Date 

Consommation 

Facture tarification type "BT" 

Puissance 

active 

Puissance 

apparente 

Puissance 

réactive 

Facteur de 

puissance 

Montant tarif 

"BT"(avant taxe) 

DU AU Nb jours KWh KW KVA KVAR % $ 

2006-12-08 2007-01-09 32 15600 358,8 384,5 138,2 84,0 723,66 

2007-01-09 2007-02-09 31 62400 366,0 393,1 143,4 83,8 2 645,11 

2007-02-09 2007-03-14 33 32400 298,8 324,0 125,3 83,0 1 411,21 

2007-03-14 2007-04-12 29 0 0,0 0,0 0,0 0,0 81,52 

2007-04-12 2008-04-11 365 4800 134,4 175,0 112,1 69,1 1 274,25 

2008-04-11 2008-05-13 32 78000 139,2 178,2 111,3 70,3 5 800,80 

2008-05-13 2008-06-10 28 68400 156,0 196,6 119,7 71,4 5 086,70 

2008-06-10 2008-07-10 30 69600 138,0 176,0 109,2 70,6 5 179,88 

2008-07-10 2008-08-13 34 79200 135,6 175,0 110,6 69,8 5 893,98 

2008-08-13 2008-09-15 33 81600 140,4 183,6 118,3 68,8 6 067,30 

2008-09-15 2008-10-14 29 68400 127,2 163,1 102,1 70,2 5 089,31 

2008-10-14 2008-11-13 30 55200 99,6 124,2 74,2 72,2 4 124,36 

2008-11-13 2008-12-15 32 64800 108,0 133,9 79,2 72,6 4 833,24 

2008-12-15 2009-01-13 29 61200 121,2 153,4 94,0 71,1 3 923,89 


Philippe Tremblay



10.3 Annexe 3 : Données recueillies au chantier 

Données recueillis sur les transformateurs 1 à 9 

Primaire 

Tableau 10.3 : Données des transformateurs 1 à 9 

Secondaire 

VH1H4 

(V) 

IH1 

(A) 

IH4 

(A) 

IGND 

(A) 

VX1X4 

(V) 

VX1N 

(V) 

VX4N 

(V) 

IX1 

(A) 

IX4 

(A) 

IN 

(A) 

IGND 

(A) 

Transfo 1 595,9 0,6 0,6 0,3 237,4 118,8 119,1 0,1 0,1 0,2 0,6 

Transfo 2 616,5 2,4 2,4 0,2 244,4 122,6 122,3 9,2 6,5 2,9 0,4 

Transfo 3 599,6 23,2 22,8 1,8 235,9 118,1 117,7 54,4 56,0 0,7 0,3 

Transfo 4 599,2 10,4 10,3 3,4 237,4 118,6 118,7 22,5 27,9 1,7 1,3 

Transfo 5 614,9 12,3 12,3 0,6 243,6 122,1 122,1 28,9 29,4 0,6 0,7 

Transfo 6 596,3 10,2 10,2 1,4 238,1 118,8 118,7 31,2 17,8 13,7 0,5 

Transfo 7 616,0 12,4 12,2 0,9 243,5 122,1 122,6 27,8 30,9 2,6 0,5 

Transfo 8 605,2 10,6 10,4 1,9 239,9 120,0 120,3 14,3 35,5 22,3 0,9 

Transfo 9 625,7 16,1 16,8 5,7 247,0 123,9 122,9 29,1 32,9 8,5 1,1 


Philippe Tremblay



Données recueillies sur les entrées électriques le 13 février 2009 

Figure 10.1 : Formes d’ondes de l’entrée principale 

Tableau 10.4 : Données de l’entrée biénergie 


Philippe Tremblay



10.4 Annexe 4 : Calculs 

Calculs du facteur de charge des transformateurs 

Où 

La puissance nominale des transformateurs sont tous de 50KVA et la puissance d'entrée est 

calculée à partir des données mesurées au chantier et se trouvant en annexe 3. Ce qui donne : 

Les autres calculs sont similaires et les résultats ont été condensés dans le tableau 10.5 

Tableau 10.5 : Facteur de charge des transformateurs 


Tension 

d'entrée 

(V) 

Courant 

d'entrée 

(A) 

facteur de 

charge 

1 595,90 0,60 0,72 

2 616,50 2,40 2,96 

3 599,60 23,20 27,82 

4 599,20 10,40 12,46 

5 614,90 12,30 15,13 

6 596,30 10,20 12,16 

7 616,00 12,40 15,28 

8 605,20 10,60 12,83 

9 625,70 16,10 20,15 


Philippe Tremblay



Calcul des puissances sur l’entrée biénergie 

Comme l’angle de déphasage de l’entrée biénergie est de 42,86° et qu’elle possède une 

puissance apparente de 117,3 KVA on obtient avec les équations 3.6, 3.7 et 3.8: 

Calcul du banc de condensateurs statiques de l’entrée biénergie 

Nous avons une puissance active de 99,6KW et réactive de 74.2KVAR en date du 

2008-11-13. On obtient donc : 

Calcul du banc de condensateurs dynamiques de l’entrée biénergie 

Nous avons une puissance active de 156KW et réactive de 119.65KVAR en date du 

2008-06-10. On obtient donc : 


Philippe Tremblay



10.5 Annexe 5 : Théorie sur les transformateurs 

Dans les réseaux électriques, il peut arriver qu’il soit nécessaire de transformer de l’énergie 

électrique en énergie électrique. Le transformateur est l’appareil qui permet cette 

transformation d’énergie . Il existe une multitude de transformateurs permettant de répondre à 

plusieurs problématiques différentes, mais ils comportent tous des pertes. Comme toutes 

transformation, une certaine quantité d’énergie est perdue pour réaliser cette transformation. 

Pour les transformateurs, on considère principalement 2 types de pertes, les pertes par effet 

joule et les pertes par magnétisation. 

Perte par effet joule 

Lorsqu’un courant traverse un fil de cuivre, une quantité d’énergie est transformée en 

chaleur et la quantité de perte est en fonction de l’intensité du courant traversant le conducteur. 

Donc, plus la charge appliquée au transformateur est grande et plus les pertes par effet Joule 

sont importantes. On peut estimer les pertes par effet joule d’un transformateur en connaissant 

la résistance interne des bobinages et le courant qui le traverse. En équation, la relation est : 

Où 

On peut mesurer les pertes par effet Joule en effectuant un essai en court-circuit du 

transformateur avec une tension d’entrée réduite. La tension réduite permet de ne pas dépasser 

les valeurs nominales du transformateur et de ne pas brûler l’enroulement en court-circuit. En 

effectuant ce test, la puissance d’entrée mesurée à l’aide d’un wattmètre peut-être considérée 

comme les pertes par effet Joule des enroulements internes, car on peut négliger les pertes fer et 

de magnétisation qui sont minimes comparées à celles par effet Joule. 


Philippe Tremblay



celui-ci : 

On peut résumer le schéma simplifié lors d’un essai à vide d’un transformateur par 

R1 

L1 

R2 

X2 

14,4 Ohm 0,7 Ohm 

0 

2 

Rfe 

Xm 

1 

3 

Négligeable 

Figure 10.2 : Schéma simplifié de l’essaie à vide d'un transformateur 

On peut rassembler les résistances R1, L1, R2 et L2 en des résistances équivalentes en 

utilisant le rapport de transformation. Ce qui donne le schéma suivant : 

Req 

Xeq 

Ref 

Xm 

Négligeable 

Figure 10.3 : Schéma simplifié équivalent de l’essaie à vide d'un transformateur 


Philippe Tremblay



En mesurant la tension et le courant traversant, on peut estimer les valeurs de R eq et L eq . 

Où 

Perte fer et de magnétisation 

Pour produire le flux magnétique nécessaire à la transformation de l’énergie, le 

transformateur a besoin d’un courant d’excitation qui est généré par une composante inductive 

et est fonction des caractéristiques du noyau. De plus, un courant résistif s’ajoute à ce courant et 

est dû aux pertes par hystérésis et par effet de Foucault. Donc, les pertes par magnétisation sont 

la somme des pertes par hystérésis, de Foucault et d’excitation. On peut facilement mesurer ces 

pertes en effectuant un test à vide. Le courant traversant le transformateur est causé seulement 

par les pertes de magnétisation étant donné qu’il n’y a aucune charge de raccordée et qu’on 

peut négliger les pertes par effet Joules, car l’intensité du courant est très faible. On branche 

aussi un wattmètre au transformateur pour déterminer le déphasage entre le courant et la 

tension. On peut calculer les caractéristiques des pertes par magnétisation par les formules 

suivantes : 


Philippe Tremblay



Il est important de noter que les pertes par magnétisation sont constantes alors que les 

pertes par effets Joules sont proportionnelles au courant et donc de la charge. Donc plus la 

charge est élevée et plus les pertes dans le transformateur sont grandes. 


Philippe Tremblay



10.6 Annexe 6 : Spectre harmonique de l’entrée biénergie 

Figure 10.4 : Spectre harmonique de tension de la phase #1 

Figure 10.5 : Spectre harmonique du courant de la phase #1 


Philippe Tremblay






Philippe Tremblay






Philippe Tremblay



10.7 Annexe 7 : Barèmes de décision 

Tableau 10.6 : Éléments de pondération des barèmes d’évaluation 

Critères 

Qualité de l’onde 

électrique 

Pondération (%) 

Barème 

Détaillée Générale Repères Résultats 

• Facteur de 

puissance 

(F.P.) 

15 

25 

La solution maintient : 

• Un F.P. supérieur à 90% 



• Le F.P. actuel 

• 100% 

• 75% 

• 50% 

• 0% 

• Taux de 

distorsion 

harmonique 

(T.D.H.) 

10 

La solution : 

• Diminue le T.D.H. 

• Maintient le T.D.H. 

• Augmente le T.D.H. 

• 100% 

• 50% 

• 0% 

Puissance 

apparente 

La solution diminue la puissance 

apparente de : 

25 

• Plus de 15% 

• Entre 10 et 15% 

• Entre 5 et 10% 

• Moins de 5% 

• 100% 

• 75% 

• 50% 

• 0% 


Philippe Tremblay



Tableau 10.11 : Éléments de pondérations des barèmes d’évaluation (suite) 

Critères 

Coût 

• Initial 

Pondération (%) 

Barème 

Détaillée Générale Repère Résultats 

15 

20 

Le coût initial de la solution est de: 

• 12000$ ou moins 

• 12000$ à 18000$ 

• 18000$ à 24000$ 

• 24000$ et plus 

• 100% 

• 75% 

• 50% 

• 0% 

• Entretien 

5 

La solution demandera un entretien: 

• Sans coût 

• Économique 

• Dispendieuse 

• 100% 

• 50% 

• 0% 

Retour sur 


15 

La solution générera des profits 

dans un délais de : 

• 2 ans 

• 3 ans 

• 4 ans 

• 5 ans 

• 100% 

• 75% 

• 50% 

• 0% 

Maintenance 

• Facilité 

• Fréquence 

5 

5 

10 

La maintenance de la solution sera : 

• Simple 

• Moyenne 

• Compliqué 

La maintenance sera sur une base : 

• Annuelle 

• Mensuelle 

• Hebdomadaire 

• 100% 

• 50% 

• 0% 

• 100% 

• 50% 

• 0% 

Espace 

5 

La solution occupera un espace : 

• Faible 

• Moyen 

• Élevé 

• 100% 

• 50% 

• 0% 


Philippe Tremblay



10.8 Annexe 8 : Soumission et spécification 

& Patrick Beaulé 


Philippe Tremblay



& Patrick Beaulé 


Philippe Tremblay



Figure 10.10 : Schéma banc de condensateurs dynamiques 175 KVARS 


Philippe Tremblay



Figure 10.11 : Schéma banc de condensateurs dynamiques 75 KVARS 


Philippe Tremblay



10.9 Annexe 9 : Schéma électrique banc de condensateur statique 

N 

L1 L2 L3 

Relais triphasé 

de perte de phase 

C3 

K 

T1 

C2 

C 

C1 

C 

L1 

L2 

L3 

Fusible 

C2NO 

C1NO 

Banc de condensateur 

N 

R 

C2NF 

C1NF 

Figure 10.12 : Schéma électrique des bancs de condensateurs statiques 


Philippe Tremblay



10.10 Annexe 10 : Raccordement des bancs de condensateurs sur le réseau 

Alimentation d’Hydro-Québec 

Venant d’un transformateur 

25KV/600V 2500KVA Z≈7% 

Compteur d’électricité 

Entrée principale 

Compteur d’électricité 


Entrée 

principale 

600A 

Entrée 

biénergie 

Banc de 

condensateurs de 

l’entrée principale 

≈70% de la 

charge totale 

de l’entreprise 

≈30% de la 

charge totale 

de l’entreprise 

Banc de 

condensateurs de 

l’entrée biénergie 

Figure 10.13 : Endroit de raccordement des bancs de condensateurs sur le réseau électrique 


Philippe Tremblay



10.11 Annexe 11 : Déphasage entre le courant et la tension 

Temps de déphasage et d’un cycle pour les entrées électriques 

Figure 10.14 : Temps d’un cycle de l’entrée principale 

Figure 10.15 : Temps de déphasage de l’entrée principale 


Philippe Tremblay



Figure 10.16 : Temps d’un cycle de l’entrée biénergie 

Figure 10.17 : Temps de déphasage de l’entrée biénergie 

Comme la pince ampère métrique à été inséré du mauvais sens, nous devons soustraire 

180° pour représenter la réalité. Le temps de déphasage réel est donc : 


Philippe Tremblay



10.12 Annexe 12 : Les normes 

Code de construction du Québec-chapitre V, électricité 

8-102-2 

En ce qui a trait au paragraphe 1, la charge de la demande sur un circuit de dérivation doit 

être la charge raccordée, si elle est connue; sinon, il faut choisir la moindre des valeurs 

suivantes soit 80% des caractéristiques nominales des dispositifs de protections contre les 

surcharges, soit 80% de celles des dispositifs de protections contre les surintensités du circuit de 

dérivation. 

8-104-1 

Le courant nominal en ampère d’un branchement du consommateur, d’une dérivation doit 

être conforme aux caractéristiques nominales en ampères du dispositif de protection contre les 

surintensités du circuit ou le courant admissible des conducteurs en retenant la plus faible de 

ces valeurs. 

14-100 

Chaque conducteur non mis à la terre doit être muni d’un dispositif de protection contre les 

surintensités au point où il reçoit son alimentation et à chaque point où la grosseur du 

conducteur est diminuée. 

14-104 

Le courant nominal ou de réglage des dispositifs de protection contre les surintensités ne 

doit pas être supérieur au courant admissible des conducteurs qu’ils protègent. 


Philippe Tremblay



26-012-4-c 

Malgré le paragraphe 2, il n’est pas requis d’installer les condensateurs contenants des 

liquides inflammables en quantité égale ou inférieure à 14L dans chaque réservoir dans une 

chambre d’appareillage électrique, ni dans un local technique si : 

a) Un bassin métallique ou une bordure de béton pouvant recevoir et contenir tout 

le liquide des réservoirs est installé. 

26-208-1 

Le courant admissible des conducteurs d’une artère ou d’une dérivation alimentant en 

service continu un condensateur ne doit pas être inférieur à 135% du courant nominal du 

condensateur. 

26-210 

Sur chaque conducteur non mis à la terre d’une artère ou d’une dérivation de condensateur, 

on doit installer un dispositif de protection contre les surintensités dont le courant nominal ou le 

réglage est aussi bas que possible sans entraîner l’ouverture inutile du circuit. Ce courant ou ce 

réglage ne doivent pas dépasser 250% de l’intensité nominale du condensateur, sauf par 

dérogation en vertu de l’article 2-030. 

26-212-1 

Un dispositif de sectionnement doit être installé dans chaque conducteur non mis à la terre 

raccordé à chaque batterie de condensateurs de façon à ce que les condensateurs puissent être 

déchargés sans avoir à déconnecter d’autres charges. 

26-212-3 

Une mise en garde doit être posée sur les dispositifs de sectionnement utilisés dans les 

circuits comportant uniquement des condensateurs, la mise en garde doit indiquer que : 

a) le circuit comporte des condensateurs 


Philippe Tremblay



b) qu’une période d’attente de 5 minutes est nécessaire après l’ouverture du circuit au 

terme de laquelle les condensateurs doivent être déchargés avant d’être manipulés. 

26-214 

L’intensité nominale des dispositifs de sectionnement pour artères ou dérivations de 

condensateurs ne doit pas être inférieure à 135% du courant nominal du condensateur 

26-216 

Les contacteurs utilisés pour la commutation de condensateurs doivent avoir une intensité 

nominale non inférieure aux pourcentages ci-dessous du courant nominal du condensateur : 

a) contacteur de type à découvert : 135%; ou 

b) contacteur de type sous boîtier : 150%. 

26-222 

1) Les condensateurs doivent être munis de dispositif permettant l’élimination de la 

charge accumulée. 

2) Ces dispositifs doivent faire en sorte que, une fois le condensateur débranché de la 

source d’alimentation, la tension résiduelle soit réduite à une valeur égale ou 

inférieure à 50V, dans un délai de : 

a) 1 minute, dans le cas de condensateurs ayant une intensité nominale égale ou 

inférieure à 750V. 

3) Le circuit de décharge doit être : 

a) relié en permanence aux bornes de la batterie de condensateurs, ou 

b) muni de dispositifs automatiques qui en assurent le raccordement aussitôt que la 

tension disparaît de la ligne. 

4) Le circuit de décharge ne doit pas être commandé ni raccordé par des dispositifs 

manuels. 


Philippe Tremblay

MODULE DES SCIENCES APPLIQUÃES

Create successful ePaper yourself

Delete template?

Save as template?

MODULE DES SCIENCES APPLIQUÃES