Brevet FR2804254A1 — publié le 20010727

La présente invention est relative aux conditions de raccordement au réseau des sites de production d'énergie électrique et se rapporte plus particulièrement à l'amélioration des conditions de raccordement au réseau d'alternateurs de forte puissance. Le raccordement au réseau d'un générateur du type précité est assuré par l'intermédiaire d'un transformateur. Le générateur délivre au réseau de la puissance active et de la puissance réactive. La puissance active Pg fournie par l'alternateur est donnée par la relation : Pg = -Vg.l. cos #g {1 ) où - Vg est la tension aux bornes du générateur, # est le courant, cos #g est le facteur de puissance du générateur. La puissance active Pcp reçue par le réseau au point de livraison est donnée par la relation : Pcp = + Vcp.I.cos#cp (2) où Vcp est la tension aux bornes du réseau, à la sortie du transformateur, # est le courant, #cp est le facteur de puissance vu par le réseau au point de livraison. Pcp = - Pg (3) On remarquera que compte tenu de ce qui précède : Vg . cos#g= Vcp.coscpcp On constate donc que la puissance active reçue par le réseau est égale à la puissance active fournie par l'alternateur en supposant les pertes du transformateur comme négligeables. La puissance réactive Qg du générateur est donnée par la relation : Qg = -Vg.l.sincpg (4) La puissance réactive du réseau est donnée par la relation : Qcp = + Vcp.l.sincpcp (5) Qg-Xtl2 = Qcp (6) où Xt est la résistance du transformateur. Ainsi, la puissance réactive reçue par le réseau est égale à celle fournie par l'alternateur, diminuée de la consommation du transformateur en puissance réactive Xtl2. Or, la puissance active et la puissance réactive du réseau alimenté par le générateur sont des données constantes dont doit tenir compte le fournisseur d'énergie électrique pour la construction et le fonctionnement du générateur. Un cahier des charges établi par la commission d'étude EDF/GS21 définit les conditions de raccordement des unités de production d'énergie privées sur le réseau public de transport. La règle principale concernant le dimensionnement électrique d'une installation de production d'énergie est la suivante : - vérification du courant de court-circuit maximum fourni par l'installation au point de livraison sur le réseau, cette vérification ayant pour résultat dans la plus grande majorité des cas d'induire une augmentation de la réactance du transformateur pour réduire le courant de court-circuit de l'installation, - vérification de la capacité de l'installation à fournir au point de livraison, une certaine quantité de puissance réactive en fonction des conditions (valeur) de tension au point de livraison. Cette contrainte de fourniture s'exprime dans le document GS21 par un graphique sur lequel figure en abscisses la puissance réactive Q échangée au point de livraison, exprimée en proportion de la puissance active maximum de l'installation et officiellement appelée Pmax et en ordonnées, la tension au point de livraison exprimée en valeur relative par rapport à une tension de référence, officiellement appelée Vref dont la valeur est donnée par EDF. La vérification ci-dessus et les optimisations induites ont des effets naturellement contradictoires. Le respect de la contrainte initiale sur le courant de court-circuit tend à augmenter très souvent la réactance du transformateur reliant l'alternateur au réseau. L'augmentation de cette réactance induit : - une consommation supérieure de puissance réactive dans le transformateur, qui est néfaste lorsqu'on cherche à exporter cette puissance réactive sur le réseau, - une incapacité de plus en plus marquée lorsque la réactance augmente, à : - exporter de la puissance réactive lorsque la tension au point de livraison est un peu élevée, - importer de la puissance réactive lorsque la tension au point de livraison est un peu faible. La dégradation des performances liée à la réactance du transformateur est constatée sur la base de l'examen de deux graphes. Les performances [q, u] aux bornes de l'alternateur qu'on peut qualifier de brutes, Les performances [q, u] correspondantes nettes au point de livraison. Le graphe des performances brutes [q, u] aux bornes d'un alternateur est un rectangle. A titre indicatif, on peut donner : - une hauteur variant de umin = 0,9Un à umax = 1,1 Un - une largeur de Qmin = - 0,2Pmax à + 0,6 Pmax Le graphe à l'origine de la démonstration dans le cahier des charges se base sur un alternateur dont le diagramme [q, u] ) à ses bornes est un rectangle. Le graphe des performances nettes [q, u] au point de livraison devient un trapèze. Le rectangle initial contenant tous les points pour lesquels un fonctionnement du générateur est garanti se déforme naturellement lorsqu'on traverse la réactance du transformateur. Les limites hautes et basses horizontales indiquant la tension maximale ou minimale constante de l'alternateur s'inclinent et au secondaire du transformateur restent des quasi-droites. Elles représentent les conditions de tension et les conditions de puissance réactive existantes au secondaire du transformateur pour un même état de fonctionnement de l'alternateur. En pratique, les limites haute et basse sont naturellement obtenues lorsqu'on bloque le régulateur de l'alternateur en position respectivement de tension maximale et de tension minimale et l'on fait varier la tension du réseau au point de livraison pour obtenir la même puissance réactive absorbée ou fournie par l'alternateur. On constate alors une incapacité de l'ensemble alternateur + transformateur à fournir, ou à consommer de la puissance réactive pour les mêmes conditions de tension. Il faut des écarts de tension au point de livraison beaucoup plus grands pour échanger les mêmes quantités de puissance réactive. Plus la réactance du transformateur est grande, plus les écarts doivent être importants. L'augmentation de la réactance du transformateur se traduit sur le graphe par une augmentation de la pente du trapèze. L'invention vise à remédier aux inconvénients précités du raccordement au réseau des machines de grandes dimensions et de permettre d'améliorer les conditions de raccordement de telles machines du réseau. Elle a donc pour objet un procédé de fourniture d'énergie électrique au réseau à l'aide d'un générateur de courant alternatif associé à une turbine, par l'intermédiaire d'un transformateur, caractérisé en ce qu'il consiste à évaluer le générateur au plus juste en fonction des besoins du site par abaissement de sa tension nominale au plus bas en continuant à satisfaire la capacité du générateur à exporter la puissance active délivrée par la turbine et la puissance réactive correspondant à cette puissance active exigée par un consommateur ou le gestionnaire du réseau. Selon des caractéristiques particulières de l'invention : - l'abaissement de la tension est réalisé de manière que le générateur puisse toujours transformer au plus juste la puissance active de la turbine disponible ou dimensionnée par les conditions du site et que le générateur puisse délivrer simultanément au plus juste, la puissance réactive associée, - le générateur est adapté à une tension réduite Ungf afin de réduire le courant de court-circuit et augmenter la dynamique de la plage des tensions régulées au moins égale à celle de son ancienne plage autour de son ancienne tension nominale Ungi ; - le générateur étant surdimensionné et initialement conçu pour un fonctionnement sous une tension Ungi, sa tension de fonctionnement Ungf avec un courant de court-circuit réduit est liée à la tension de fonctionnement initial Ungi par la relation : Ungf Sngf Ungi Sngi ~JPS2 QS2 .Jpng2 + Qn g2 Ungl 8ngl Ps2+Qs2 Qng2 dans laquelle Sg = #Ps2 + Qs2 Ps et Qs étant respectivement la puissance active et la puissance réactive du site , et Png et Qng étant respectivement la puissance active nominale et la puissance réactive nominale du générateur ; - la réduction de la tension de fonctionnement d'un générateur existant est assurée par réduction de son courant d'excitation et réglage de celui-ci en fonction de la nouvelle fonction nominale ; - la réévaluation du générateur est assurée en réduisant ses dimensions (en cas de forte réévaluation). L'invention sera mieux comprise à la lecture de la description qui va suivre, donnée uniquement à titre d'exemple et faite en se référant aux dessins annexés, sur lesquels : - la Fig. 1 est un schéma équivalent d'un générateur de courant alternatif connecté au réseau ; - la Fig. 2 est une représentation vectorielle de la tension aux bornes du réseau délivrée par le générateur avec une première valeur de réactance du transformateur de liaison ; - la Fig. 3 est une représentation vectorielle de la tension aux bornes du réseau, délivrée par le générateur avec une seconde valeur de réactance du transformateur de liaison ; - les Figs.4 et 5 sont des représentations vectorielles des grandeurs caractéristiques du générateur et du réseau avec deux valeurs différentes de la tension au point de livraison ; - la Fig. 6 est une représentation vectorielle de la tension au point de livraison et de la tension du générateur et de leurs pentes respectives illustrant une difficulté supplémentaire de raccordement du générateur du réseau. On va tout d'abord examiner le fonctionnement du schéma de la figure 1 à Pcp et Qcp constantes, évoluant en fonction de la réactance Xt du transformateur interposé entre le générateur et le réseau (Fig1). Cette situation se traduit par les relations : Vgcoscpg = Vcpcos#cp Vg2cos Les diagrammes représentés aux figures 2 et 3 reproduisent les évolutions de chacune des grandeurs caractéristiques lorsqu'on fait varier la réactance du transformateur en gardant la puissance active Pcp et la puissance réactive Qcp délivrées au réseau constantes, ce qui répond à une contrainte générale imposée par les gestionnaires du réseau de garder constant le rapport Qcp/Pcp. Le diagramme de la figure 1 est une représentation vectorielle des différentes grandeurs intervenant dans le fonctionnement du système. Le courant # a pour direction l'axe de référence. La tension aux bornes du générateur ayant une première valeur Vg1 a un déphasage #g1 par rapport au courant I. La tension Vcp au point de livraison a un déphasage #cp avec le courant 1 en raison de la présence de la réactance 1 ayant une première valeur Xt1 occasionnant une chute de tension Xt1.I. La somme vectorielle de la force électromotrice du générateur Eg1 et de la tension Xpl due à la réactance de Potier du générateur est égale à la tension Vg1 aux bornes du générateur. La somme vectorielle de la tension Vcp aux bornes du réseau et de la tension Xr.1 due à la réactance directe du réseau vue au point de livraison est égale à la force électromotrice au point de livraison du réseau. Si la réactance du transformateur augmente, on se trouve en présence du graphique de la Fig. 2. La tension Vcp aux bornes du réseau et la force électromotrice au point de livraison restant inchangées, il est nécessaire d'augmenter la tension Vg2 aux bornes du générateur ainsi que son déphasage #g2 par rapport au courant 1 et bien entendu la force électromotrice Eg2 du générateur. Ainsi pour réagir à l'augmentation de la réactance du transformateur et afin de garder Pcp et Qcp constants : - l'alternateur doit pouvoir délivrer une tension Vg2>Vg1, - l'alternateur doit continuer de fournir le courant initial I, - l'alternateur doit posséder un meilleur facteur de puissance (p92 > COS(Pg2 De telles exigences impliquent immédiatement pour l'alternateur : - un état magnétique plus extrême entraînant des pertes dans le fer plus élevées. Mais les pertes dans le fer représentent généralement moins de 15% du total des pertes, ce même total ne représentant qu'environ 1,5% de la puissance nominale de la machine. - aucun changement des pertes par effet Joule et des pertes supplémentaires, car le courant au stator reste constant. En fait, il y a une augmentation des pertes au rotor car pour obtenir Eg2>Eg1, il faut une excitation supérieure. L'impact de l'augmentation de #g est pris en compte par le courant du rotor. Il résulte de l'augmentation de Eg. Il s'agit de pouvoir exciter plus ce qui induit des pertes par effet Joule au rotor. On constate donc que si on utilise une machine standard : 1) il est nécessaire de pouvoir exciter plus la machine pour augmenter sa force électromotrice ou f. e.m. interne Eg et donc sa tension externe Vg. La machine fournit ainsi la même puissance active mais plus de puissance réactive. Ce surcroît de puissance réactive est consommé dans la réactance du transformateur. 2) il est nécessaire d'avoir la capacité d'évacuer un delta (écart, surcroît) de calories en plus du à l'augmentation des pertes dans le fer et par effet Joule. L'augmentation de la réactance du transformateur reliant l'alternateur au réseau pour réduire le courant de court-circuit vers le réseau conduit à disposer d'un alternateur ayant la même puissance active et une puissance réactive supérieure et pouvant fonctionner à une tension nominale plus élevée. On considère maintenant le fonctionnement à Pcp et Qcp constantes et l'évolution de ce fonctionnement en fonction de la tension au point de livraison. Vg1 et Vg2 étant deux tensions différentes du générateur, cette condition se traduit par les relations : Vg1cos#g1 = Vcp1cos(pcp Vg2coscpg2 = Vcp2cos#cp Les diagrammes des figures 3 et 4 reproduisent les évolutions de chacune des grandeurs caractéristiques lorsqu'on fait varier la tension au point de livraison en gardant constantes comme dans le cas précédent la puissance active Pcp et la puissance réactive Qcp délivrées au réseau. Les évolutions sont ici moins évidentes et ne peuvent être toutes déduites des graphiques. Il faut revenir aux équations de base des bilans des puissances (1) à (6) et regarder les évolutions nécessaires à leur conservation. La puissance apparente Scp étant conservée au point de livraison (Pcp, Qcp inchangées) : le facteur de puissance au point de livraison est inchangé et reste cos#cp ; le nouveau courant 12 est déduit de l'ancien courant 11 par l'équation : Scp1 = Scp2 = Vcp1.11 = Vcpl2 12 = 11 (Vcp1Ncp2) Le nouveau courant est inférieur à l'ancien ; la consommation de puissance réactive dans le transformateur devient : Qt2=Xt122 = Xt!,' (Vcp1/Vcp2)=Qt1 (Vcp1Ncp2)2 On notera qu'en cas d'augmentation de tension, Vcp1Ncp2 L'alternateur doit donc fournir la même puissance active ; Pcp et une puissance réactive totale Qg2 telle que : Qg2=Qcp+Qt2 = Qcp+Qt1 (Vcp1/Vcp2)2 Le facteur de puissance de l'alternateur se déduit de sa nouvelle tg#g2 = Qg2/Pcp. Etant donné que Qg2 cos#g1. Un meilleur coscp ne sera donc pas exigé de l'alternateur. La nouvelle tension de l'alternateur se déduit de l'équation (7) établie au paragraphe qui concerne la pente d'évolution de la puissance réactive en fonction de la tension au point de couplage. QCp+Qg=(Vg2~VCpl)/ X=>Vg2=Xt-(Qcp+Qg)+VCp2 (7) Il est établi ci-dessus que Qg diminue lorsque la tension Vcp augmente. Il suffit donc que l'équation Vg2=Xt.(Qcp+Qg)+Vcp2 soit vérifiée par Vcp = Vref = Uref/30,5 et que l'alternateur puisse élever sa tension Vg de façon homothétique à Vcp. Pour simplifier, on peut définir une constante Vo : Vo2=Xt{Qcp+Qg)NP=ve = Xt(Qcp+Qg(Vcp=Vre1]) Alors Vg2 = Vcp2 + Vo2 et donc dVgNg = dVcpNcp est la relation suffisante pour que l'alternateur puisse continuer à exporter au moins la même quantité de puissance réactive vue du point de livraison. Il apparaît clairement que pour réagir à l'augmentation de la tension au point de livraison et afin de garder Pcp et Qcp constants ; l'alternative doit pouvoir élever la tension Vg à ses bornes de telle fa- çon que la variation relative dVgNg soit égale à la variation relative de la tension Vcp au point de livraison (dVcpNcp). Les documents exprimant les conditions de raccordement font apparaître une condition de raccordement supplémentaire. Elle découle directement de l'incapacité des alternateurs modernes à proposer une dynamique de régulation de tension à leurs bornes supérieure à 10% autour de leur tension nominale. La gêne résultante est surtout perceptible pour les tensions de réseaux hautes qui empêchent l'alternateur, lui-même dans l'incapacité d'élever sa tension de plus de 10%, de fournir toute la puissance réactive escomptée. Cette limitation habituelle des alternateurs induit les organismes gestionnaires des réseaux de transport à imposer, plutôt qu'une réactance maximum de transformateur, une pente pour la courbe [q,u]. Cette pente n'est pas mathématiquement égale à celle du parallélogramme figurant dans les diagrammes habituels des cahiers des charges au point de livraison, mais reste malgré tout, assez bien figurée par la pente du parallélogramme. Plus cette pente sera faible, moins la perte d'énergie réactive dans le transformateur sera perceptible, surtout pour les tensions de réseau élevées. La pente est définie par la variation de puissance réactive échangée au point de couplage en fonction de l'écart entre la tension au point de couplage et la tension de l'alternateur. En présentant les variations avec le préfixe d comme delta ou difference : Vgcoscpg =Vcpcos#cp (8) Vgsincp9 = VcpsincpP+Xt.l (9) Vg.l.sin(pg = Vcp.I.sin#cp+Xt 12 Qg = Qcp + Qt Qg-Qcp=Qt (10) Vg2 = Vcp 2 + 2Vcp.l.sin Xt = 2Vcp.l.sin cpcp+XTI2 fVq2-Vcp2S\ C Vg2 - Vcp21 - 2Qcp Qt Qcp +Qg Xt 2Qcp + Qt Qcp +Qg ~ C Vg2 - Vcp21 Qg+Qcp xt 2Qcp = (Vg2-Vcp2)/Xt- Qt Qcp+Qg=(Vg2-Vcp2)/Xt (7) dQcp=2(Vg/Xt) dVg (11) Ces expressions représentent les relations recherchées. Elles ne font intervenir que les variables directement incriminées dans le contrôle de la pente. Vcp : tension au point de livraison, qui sera présumée haute pour pouvoir évaluer la tension absolue de l'alternateur Vg nécessaire au quasi maintien de Qcp. Vg : tension absolue aux bornes du générateur, Xt constante : réactance du transformateur, Qcp : puissance réactive au point de livraison dont la variation en fonction de Vg (pente) doit être contrôlée, Qg : puissance réactive fournie par l'alternateur, Qt : puissance réactive consommée par la réactance du transformateur. C'est à partir de l'expression (7) que les gestionnaires de réseaux avaient voulu initialement fixer une réactance maximum du transformateur Xt afin que Qcp conserve une valeur suffisante. La fixation de la pente de la fonction ci-dessus revient au même car la pente peut se constater depuis le point de livraison sans imposer de dispositions constructives sur aucune machine en particulier (alternateur ou transformateur). Le dimensionnement habituel des groupes turbine - alternateur industriels est toujours effectué : a) sur la base de la puissance active maximum de la turbine atteinte pour des conditions de fluide énergétique et de process pas toujours disponibles sur le site où ces groupes seront impantés ; b) sur la base d'une puissance réactive nominale Qmax = 0,6 Sn ( et donc Pmax ci-dessus = 0,8 Sn), ce qui correspond à un facteur de puissance cosy = 0,8 Sn ; c) sur la base d'une tension nominale Vng (Ung entre phases) optimisée par le constructeur de l'alternateur pour des questions d'isolement statorique, d'échauffement, etc.. Le groupe turbine + générateur est très souvent légèrement surdimensionné du point de vue de la puissance active et quasiment toujours surdimensionné du point de vue de la puissance réactive. La tension du générateur est le fait du constructeur et non du gestionnaire de réseau. Elle n'est donc jamais imposée. C'est sur la base des implications liées : - au bilan lorsque la réactance du transformateur augmente afin de réduire le courant de court-circuit ; - au bilan lorsque la tension au point de livraison augmente (augmentation de la plage de performances Pcp,Qcp) ; C'est sur la base de la façon dont sont établies les caractéristiques nominales des machines tournantes (IEC34) et de la façon dont les alternateurs sont habituellement standardisés, mesurés et associés aux turbines qu'est bâtie la présente invention. Les vérifications qui vont suivre sont destinées à permettre la mise en oeuvre de l'invention. 1) Puissance active nominale sur site de la turbine inférieure ou égale à la puissance nominale de l'alternateur ramenée aux bornes de l'alternateur, donc multipliée par le rendement de l'alternateur. 2) Puissance réactive nominale au point de livraison (Qcp) inférieure à la puissance réactive nominale de l'alternateur diminuée de la consommation de puissance réactive du transformateur. La puissance réactive consommée par le transformateur Qt et sa réactance X1 sont liées par la relation Xt=ukr(Uref2/Snt) où ukr est la tension de court-circuit. Qt#Sut/uk2. Le bilan de la vérification nécessaire à la mise en oeuvre de l'invention est le suivant. 1) on dispose d'un générateur peut-être surdimensionné en puissance active ; 2) ce même générateur est surdimensionné en puissance réactive. L'invention consiste à évaluer le générateur au plus juste en fonction du besoin du site, par abaissement de la tension nominale au plus bas en continuant à satisfaire la capacité à exporter la puissance active délivrée par le dispositif d'entraînement du générateur, la puissance réactive correspondant à cette puissance active exigée par le consommateur ou le gestionnaire du réseau. L'abaissement de la tension est assuré afin que l'alternateur puisse toujours transformer au plus juste la puissance active du dispositif d'entraînement disponible ou dimensionnée par les conditions de site et que l'alternateur puisse délivrer simultanément, au plus juste, la puissance réactive associée, définie par le consommateur. Si bien des machines tournantes fonctionnent sur des plages de tensions étendues (hors des plages définies par les normes en vigueur, IEC 34 pour les machines tournantes, si quelques générateurs fournissent des tensions variables pour des applications spécifiques, souvent temporaires, il n'existe à la connaissance de la Demanderesse aucune application industrielle, pour des machines de grande taille (>10MW) où la machine est volontairement déclassée, ré- évaluée à la baisse et replaquée avec des performances correspondantes à une tension réduite afin de : - réduire le courant de court-circuit de la machine (courant subtransitoire, transitoire et permanent) et ceci calculé par les normes en vigueur ; - augmenter la dynamique de la plage de tensions régulées afin que l'alternateur puisse continuer à exporter sa nouvelle puissance réactive (inférieure à l'ancienne) pour des tensions régulées au moins égales à celles de son ancienne plage autour de son ancienne tension nominale. On va maintenant examiner l'évaluation du déclassement minimum en tension. La méthode utilisée est pessimiste car comme les pertes au rotor sont réduites dans une forte proportion du fait qu'elles varient avec le carré du courant d'excitation et la f. e.m. demandée est plus faible, comme les pertes dans le fer globales sont légèrement réduites en raison de la f. e.m. réduite, dans le bilan calorique des pertes à dissiper, on pourrait donc accepter des pertes du stator un peu plus élevées que les pertes originales. On remarquera en outre que les flux de fuite diminuent sous excitation ainsi que la réactance de Potier du générateur, de sorte que les pertes au rotor sont fortement allégées en regard du relativement faible déclassement en tension nominale. La puissance apparente originale est exprimée par la relation : Sngi2 = Pngi2 + Qngi2 La puissance apparente finale est exprimée par la relation : Snfg2 = Pngf + Qngf2 Afin de travailler au minimum à courant statorique constant, on doit avoir : Ungf Sngf Ungi Sngi Au minimum, la nouvelle tension du stator se déduit de l'ancienne par la relation : Ungf = Ungi [Sngf/Sngi] Ungi représentant la tension nominale originale de l'alternateur. Sngi représentant la plaque originale de l'alternateur. Sngf représentant ce que le site demande réellement à l'alternateur. Bien entendu, aux fins d'optimisation, le constructeur aura pour tâche d'obtenir pour le générateur une nouvelle tension nominale la plus faible possible. Le courant de court-circuit évalué par les normes telles que IEC 909 en Europe, par exemple, fait apparaître deux termes dans l'évaluation de l'impédance mise en jeu dans le courant de court-circuit. L'impédance globale vaut suivant la norme internationale : Zkg = kg (0,05 ou 0,07 + i) x'd. 0,05 pour les machines > 100MVA et 0,07 pour les machines de puissance inférieure à 100MVA. x'd = réactance transitoire (originellement subtransitoire x "d dans l'IEC 909). kg est un terme correctif de l'impédance, propre aux machines synchrones dont la valeur est : kg = cmax/(1+x'd.sin#ng) avec : cmax = coefficient imposé par la norme et modifiable par le gestionnaire de réseau. x'd = réactance transitoire (originellement subtransitoire x"d) de l'alternateur. Sin#ng est déduit du facteur de puissance nominal cos#ng de l'alternateur. cmax varie de 1 à 1,1 suivant le type de courant de court-circuit minimal ou maximal que l'on cherche à établir et suivant la quantité d'aléas du réseau que l'on cherche à prendre en compte dans le résultat final. Le nouveau coscp ayant été augmenté entraînant une réduction probable des performances en raison de la réduction du rapport Qng/Png, Sin#ng est donc réduit. En conséquence, kg augmente légèrement. Les autres termes sont inchangés, excepté x'd qui augmente légèrement du fait de la désaturation provoquée par un fonctionnement en sousexcitation à f.e.m. plus faible. En résultat final, le nouveau courant de court-circuit évolue suivant les normes comme suit : Valeur initiale l'kgi = cmaxUni/(30,5 Zkgi) Valeur finale l'kgf = cmaxUnf/(30,5 Zkgf) Avec Unf Red Icc On obtient en outre une augmentation de la dynamique de régulation de tension vers les tensions hautes. A l'origine, pour les machines modernes, la dynamique de régulation est donnée généralement par la relation : Umaxi = 1,1 Ungi Avec une nouvelle tension nominale : Ungf = k Ungi avec k Umaxi reste inchangé en valeur absolue et vaut : Umaxi = (1,1/k)Ugnf L'augmentation de dynamique, vers les tensions maximales est donc dans le rapport 1/k. AugDyn = Ungi/Ungf REVENDICATIONS 1. Procédé de fourniture d'énergie électrique au réseau à l'aide d'un générateur de courant alternatif associé à une turbine, par l'intermédiaire d'un transformateur, caractérisé en ce qu'il consiste à évaluer le générateur au plus juste en fonction des besoins du site par abaissement de sa tension nominale au plus bas en continuant à satisfaire la capacité du générateur à exporter la puissance active délivrée par la turbine et la puissance réactive correspondant à cette puissance active exigée par un consommateur ou le gestionnaire du réseau. 2. Procédé suivant la revendication 1, caractérisé en ce que l'abaissement de la tension est réalisé de manière que le générateur puisse toujours transformer au plus juste la puissance active de la turbine disponible ou dimensionnée par les conditions du site et que le générateur puisse délivrer simultanément au plus juste, la puissance réactive associée. 3. Procédé suivant l'une des revendications 1 et 2, caractérisé en ce que le générateur est adapté à une tension réduite (Ungf) afin de réduire le courant de court-circuit et augmenter la dynamique de la plage des tensions régulées au moins égale à celle de son ancienne plage autour de son ancienne tension nominale (Ungi). 4. Procédé suivant l'une des revendications 1 à 3, caractérisé en ce que le générateur étant surdimensionné et initialement conçu pour un fonctionnement sous une tension (Ungi), sa tension de fonctionnement (Ungf) avec un courant de court-circuit réduit est liée à la tension de fonctionnement initial (Ungi) par la relation : Ungf Sngf Vp?7q? VfwTW -----;- = -----;- = .JPS2 + QS2 / 'Png2 + Qng2 Ungi Sngi dans laquelle Sg = #Ps2 + Qs2 Ps et Qs étant respectivement la puissance active et la puissance réactive du site, et Png et Qng étant respectivement la puissance active nominale et la puissance réactive nominale du générateur ; 5. Procédé suivant l'une des revendications 1 à 4, caractérisé en ce que la réduction de la tension de fonctionnement d'un générateur existant est assurée par réduction de son courant d'excitation et réglage de celui-ci en fonction de la nouvelle tension nominale ; 6. Procédé suivant l'une des revendications 4 et 5, caractérisé en ce que la réévaluation du générateur est assurée en réduisant ses dimensions en fonction de la tension nominale la plus basse possible à obtenir.