Module 5 - Stabilité

1 Yvon Bésanger – Institut National Polytechnique de Grenoble

Module 5 :

La stabilité des réseaux


Plan

I. Introduction sécurité - stabilité

II. Générateur synchrone

III. La stabilité statique

IV. La stabilité dynamique

V. La stabilité transitoire

VI. Amélioration de la sécurité : le contrôle de performances


Plan








Logique d’ expansion => logique d’ adaptation et d’ optimisation

Les enjeux de la sécurité des réseauxLes enjeux de la sécurité des réseaux

Panne => impact économique et social considérable

Réseau => infrastructure vitale et stratégique

Rupture d’alimentation de moins en moins tolérée

Système complexe , équilibre fragile , comportement chaotique

Contraintes limitant le développement / renforcement du réseau=> limites de sécurité



Dérégulation

renforcementrenforcementdes moyens de production

vulnvulnéérabilitrabilit éésupplémentaire du réseau

Protocole de Kyoto(1997)

11 septembre 2001

Système électrique :fort taux de pénétration

de GED

Réseaux = infrastructures critiquesRéseaux = infrastructures critiques

Sécurité Sécurité physique et opérationnelledes réseaux



Contexte actuel des réseauxContexte actuel des réseaux

Ouverture du marché de l’électricité

Croissance des échanges internationaux

Contraintes opérationnelles, environnementales

Phénomènes de congestion, flux parallèles

Limitation du transit de puissance

Diminution des marges de sécurité

Problèmes de stabilité



Mutation des réseauxMutation des réseaux



Services-système

Propriétaire du réseaude transport

Production classique

Régulateur

Marchés

Consommateurs

Grossistes

Comptage

Réseaux de distribution

Gestionnaires des réseaux de distribution

Environnement

Gestionnaire du réseaude transport

Producteurs indépendants

Réseau de transport

Dérégulation des systèmes électriquesDérégulation des systèmes électriques

Propriétaires des réseauxde distribution

Transport

Distribution

Consommation

Production



Sécurité des réseaux électriquesSécurité des réseaux électriques

CA

@Réseaux

électriques

Réseaux de gaz naturel et de pétrole

Réseaux informatiques

Transports

Réseaux de télécommunications

StatiqueDynamiqueTransitoire

Sécurité:



Qu’estQu’est --ce que la sécurité des réseaux ?ce que la sécurité des réseaux ?

stabilitétransitoire

Sécurité statique

Equilibre production-consommation

Umin < Tensions < U max

Transits < I lim ou P lim

Courant des groupes < I nom

Sécurité dynamique

stabilitédynamique

faibles perturbations fortes perturbations

Oscillations basse fréquenceOscillations basse fréquence



Décomposition physiqueDécomposition physique

Stabilité statique

Stabilité dynamique

Stabilité transitoire

Décomposition justifiée par :

Nature différente des phénomènes

Échelles temporelles différentes

Modèles différents



Plan








~Source

d’énergie primaire

Soupape

TurbineCm

Résea

uPm Pe

Imposée par lesconsommateurs

Imposée parla turbine

A l’équilibre, Pm = Pe

EquilibreEquilibre des puissancesdes puissances



Soit un système simple :Soit un système simple :

Un générateur synchrone connecté à un réseau par une ligne de transport

Le réseau est grand en terme de d’inertie et de puissance de court-circuit :

Le générateur synchrone ne peut pas modifier la tension et la fréquence du réseau

Le réseau est modélisé par un nœud infini



Soit un système simple :Soit un système simple :

~ ∞∞∞∞

Nœud infini

V et f constants

Nœud de connexion

V et f peuvent varier

Ligne de transport

Vg V∞



Modèle simplifiéModèle simplifié

E V∞Vg

IXs Xl

E V∞

IXeq

Avec Xeq = Xs + Xl



Diagramme de FresnelDiagramme de Fresnel

E V∞

IXeq

I

XeqI

E

V∞ϕ

δe

δe: angle externe



Rotation des vecteursRotation des vecteurs

E

V∞

δe

fg

f = 50 ou 60 Hz

f : fréquence du réseau = constante

fg : fréquence du générateur



~Pm Pe

Équation des arbres tournants : RM CC

dt

dJ −=Ω

Donc : dt

dPP em

Ω≈−

Si Pm = Pe, alors Ω = Ωs

Si Pm < Pe, alors Ω

Si Pm = Pe, alors Ω

Vitesse de rotationVitesse de rotation



EquationsEquations des puissancesdes puissances

E V∞

IXeq

I

XeqI

E

V∞ϕ

δ

eeqX

EVP δsin3 ∞=

)cos(3 ∞∞ −= VE

X

EVQ e

eq

δ



Point de fonctionnementPoint de fonctionnement

δ

P

eeqX

EVP δsin3 ∞=

Pm

pt de fonct.

πδ



Plan








Retour à un point de fonctionnement à l’état d’équilibre après une perturbation

Par exemple : perte d’une ligne => quid des transits et tensions après le déclenchement ?

Problème statique !

Stabilité statiqueStabilité statique



Stabilité statiqueStabilité statique

Stabilité de puissance Stabilité de tension



La stabilité de puissance



δ

P

Pm

δ

Pmax

90°

Limite de stabilitéLimite de stabilité

I

XeqI

E

V∞ϕ

δe

eeqX

EVP δsin3 ∞=

E V∞

IXeq

0≥∂∂=

δC

CSCouple synchronisant => stable



Déclenchement D de 2 lignes

Augmentation de Xeq

Diminution de la puissance maxtransmissible

Perte de l’équilibre cinétiquedes machines A

Perte de synchronisme

Sou

rce

: Tec

hniq

ues

de l’

Ingé

nieu

r



Amélioration de la stabilité de puissanceAmélioration de la stabilité de puissance

eeqX

EVP δsin3 ∞=

eqX

EVP ∞= 3max

Donc : Diminuer la réactance globale Xeq

Augmenter la tension d’excitation E



Diminuer la réactance globaleDiminuer la réactance globale

δ

P

Pmax2

90°

Pmax1 Xeq1

Xeq2

Xeq2 < Xeq1



Augmenter la tension d’excitationAugmenter la tension d’excitation

δ

P

Pmax2

90°

Pmax1 E1

E2

E2 > E1



Comment diminuer la réactance globale ?Comment diminuer la réactance globale ?

Ajouter une ligne en parallèle

Ligne multi-conducteurs

Insérer un condensateur en série sur la ligne

Utiliser des systèmes FACTS



Ligne de transport simpleLigne de transport simple

~ ∞∞∞∞

Nœud infiniNœud de connexion

Xl

Vg V∞Xs



E V∞Vg

IXs Xl

E V∞

IXeq

Avec Xeq = Xs + Xl

Réactance globale d’une ligne de transport simpleRéactance globale d’une ligne de transport simple



Ligne de transport double terneLigne de transport double terne

~ ∞∞∞∞


Xl

Vg V∞Xs

Xl



Ligne de transport double terne et Ligne de transport double terne et multimulti --conducteursconducteurs



Réactance globale d’une ligne de transport double t erneRéactance globale d’une ligne de transport double t erne

E V∞Vg

IXs Xl

E V∞

IXeq

Avec Xeq = Xs + Xl/2

Xl



~ ∞∞∞∞


Xl

Vg V∞Xs

Insertion d’un condensateur sérieInsertion d’un condensateur série

Xc



E V∞Vg

IXs Xl

E V∞

IXeq

Avec Xeq = Xs + Xl - Xc

Xc

Réactance globale d’une ligne avec condensateur sér ieRéactance globale d’une ligne avec condensateur sér ie



Exemple 1Exemple 1

Calculer la limite de stabilité statique (puissance maximum transmise au nœud infini)

~ ∞∞∞∞Xl = 0.6 pu

Xs=0.9 pu

Xl = 0.6 pu

E=1.32 pu

V∞=1 pu



Solution 1Solution 1

~ ∞∞∞∞Xl = 0.6 pu

Xs=0.9 pu

Xl = 0.6 pu

E=1.32 pu

V∞=1 pu

puX

XX lSeq 2.13.09.0

2=+=+=

puX

VEP

eq

1.12.1

1*32.1.max ===

! Pas de « 3 » en pu



Exemple 2Exemple 2

~ ∞∞∞∞Xl = 0.6 pu

Xs=0.9 pu

Xl = 0.6 pu

E=1.32 pu

V∞=1 pu

Calculer la limite de stabilité statique dans le cas où une ligne est déclenchée




puXXX lSeq 5.16.09.0 =+=+=

puX

VEP

eq

88.05.1

1*32.1.max ===

~ ∞∞∞∞Xl = 0.6 pu

Xs=0.9 pu

Xl = 0.6 pu

E=1.32 pu

V∞=1 pu



Exemple 3Exemple 3

Calculer la capacité série qui permet d’augmenter la limite de stabilité statique à 1.2 pu

~ ∞∞∞∞Xc

Xl = 0.6 pu

Xs=0.9 pu

E=1.32 pu

V∞=1 pu




puXX

VEP

eqeq

2.11*32.1.

max ===

clseq XXXpuX −+== 1.1

On veut :

càd :

D’où : puXc 4.01.16.09.0 =−+=

~ ∞∞∞∞Xl = 0.6 pu

Xs=0.9 pu

E=1.32 pu

V∞=1 puXc



Exemple 4Exemple 4

Calculer la tension d’excitation qui permet d’augmenter la puissance maximale transmise au nœud infini à 1.2 pu

~ ∞∞∞∞Xl = 0.6 pu

Xs=0.9 pu

E=1.32 pu

V∞=1 puXc=0.4pu



~ ∞∞∞∞Xl = 0.6 pu

Xs=0.9 pu

E=1.32 pu

V∞=1 puXc=0.4pu


eqX

VEP

.max =

1.1

1*4.1

E=

puE 54.1=



La stabilité de tension



En tout point du réseau, on doit avoir : Umin < Tensions < Umax

Dégradation du plan de tension :

Augmentation forte de la charge

Perte d’une ligne avec report de charge

Déficit de production active ou réactive

Manque de réserves

Régleurs en charge THT/HT et HT/BT

Instabilité de tension !!!

Dégradation de la tensionDégradation de la tension



Chutes de tension et puissance réactiveChutes de tension et puissance réactive

~X

V1 V2

R

(Zch,ϕ)

I

XI

V1

V2

ϕδ12

I

RIϕ ϕ ϕϕ sincos21 XIRIVVV +≈−=∆

22 V

XQ

V

XQRPV ≈+≈∆ Ligne THT R << X

Circulation de réactif => chutes de tension



Puissance maximale transmissiblePuissance maximale transmissible

~X

V1 V2

Rch

I

X

VVVIVP

22

21

22

−==I

XI

V1

V2

δ12

2221XR

RVV

ch

ch

+=



Puissance maximale transmissiblePuissance maximale transmissible

X

VVVP

22

21

2

−=

Sou

rce

: RT

E 2

004

02

22

21

22

21

2

=−

−=∂∂

VVX

VV

V

P

X

VP

2

21

max =

21V

Uc =Point critique =>

M

M’

Stable

Instable

M est stable, M’ est instable (régleurs en charge)



Effets des régleurs en chargeEffets des régleurs en charge

~X

V1 V2

Zch

I

V3m

mI

I

V

V

ch

==2

32

322

1

m

Z

mIm

V

I

VZ ch

cheq =×==

I ch

Zch => V3 => m => Z2eq => I => V2 => etc.

Si augmentation de la charge, alors :

Instabilité !!!



Source : Techniques de l’Ingénieur

Incident du 12 juillet 1987 en France

Evolution des tensions aux postes 400 kV



Amélioration de la stabilité de tensionAmélioration de la stabilité de tension

Planification:

Dispositifs de compensation (inductances, condensateurs, FACTS,…) et de réglage (régulations, LTC,…)

En préventif:

Re-dispatching des productions (produire plus près des charges)

Réserves de réactif suffisantes

En curatif:

Blocage des régleurs en charge

Démarrage de groupes rapides

délestage



CONCEPT FACTSCONCEPT FACTSFlexible AC Transmission SystemFlexible AC Transmission System

• Dispositifs à base d’électronique de puissance

• Action rapide et globale sur différents paramètres du réseau

• Compensation de l’énergie réactive dans le réseau

• Augmentation des transferts de puissance

• Contrôle du transit de puissance

• Amélioration de la stabilité statique et dynamique



P

V1∠δ1 V2∠δ2

sinX

V1.V2P= (δ12)

Les dispositifs FACTS pour l’améliorationLes dispositifs FACTS pour l’améliorationde la stabilité statiquede la stabilité statique



P

V1∠δ1 V2∠δ2

V disp. FACTS shunt

FACTS shunt

V1.V2 sinX

V1.V2P= (δ12)




P

V1∠δ1 V2∠δ2

V disp. FACTS shunt

X disp. FACTS série

FACTS série

X

Xsin

XV1.V2

P= (δ12)




P

V1∠δ1 V2∠δ2

V disp. FACTS shunt


δ disp. FACTS déphaseur

FACTS déphaseur

δ12sinX

V1.V2P= (δ12)




P

V1∠δ1 V2∠δ2

V disp. FACTS shunt


δ disp. FACTS déphaseur

V, X et δ disp. FACTS universel

FACTS Universel

V1.V2

Xδ12sin

XV1.V2

P= (δ12)


Réseaux plus «Réseaux plus « flexiblesflexibles » !!!» !!!



Contrôle duTransit de puissance

Soutiende tension

Stabilité transitoire

Stabilité dynamique

Influence

faible

moyenne

forte

SVC/STATCOM

TCSCThyristor Controlled Series Compensator

GTO-CSCGTO-ControlledSeries Compensator

TCPARThyristor ControlledPhase Angle Regulator

UPFCUnified Power Flow Controller

Sécurité statique Sécurité dynamique



• Le STATCOM (STATic COMpensator)

– Constitution : onduleur de tension+ transformateur de couplage

– But premier : une tension locale constante

– But supplémentaire : amortir les oscillations de puissance (boucles de contrôle de puissance supplémentaires)

– Comment ? : injection de puissance réactive sur la ligne

I

E

UrefUmin

UmaxSlope XSL

ICmax ILmax

CR

1a 2a 3a

1b 2b 3b

Vdc

E1 E2 E3Ls

Ls

Ls

Rs

Rs

Rs

I1

I2

I3

ICmax

ILmax1- τdp1+ τdp

+-

Uref

E

ISTATCOM

B

Iref

XSL *Multiplication

Kp 1 + K Ip

power system



• Le SVC (Static Var Compensator )

– Constitution : réactance contrôléepar thyristors en parallèle avec unecapacité

– But premier : une tension locale constante

– But supplémentaire : amortir les oscillations de puissance (boucles de contrôle de puissance supplémentaires)

– Comment ? : injection de puissance réactive sur la ligne

Correcteur

U I

U

I



SVC = TCR + Cf + filtres

L

Cc

ISVC

IC ITCR

VSVC

β0

Rc

Cf

Lf TCR+ Cf

RC filter

LC filter(3th)

• Le SVC (Static Var Compensator )


65 Yvon Bésanger – Institut National Polytechnique de Grenoble 36

UK: 27 SVCs dans le réseau

• Amélioration des capacités de transport

• Prévention des interruptions

Résultats dynamiques de testsa)Sans SVCb)Avec SVC pour le contrôle de la tensionc)Avec SVC pour amortir les oscillations

Source SIEMENS



TCSCTCSC FSCFSCαααα

~ ~

TCSCTCSC FSCFSCαααα

~ ~

αααα

~~~ ~~~~

• Compensation Série

• FSC (Fixed Series Compensation): augmentation de la capacité de transmission

• TCSC (Thyristor Controlled Series Compensation): amortissement des oscillations, contrôle des flux de puissance



• HVDC + SVC

Exemple: Mead Adelanto - USA

Système avec 2 SVC& FSCs

Amélioration des capacités de transportAmélioration de la stabilité du système

Source SIEMENS



• Récapitulatif des FACTS installés dans le monde (2005)

Source Commission AMPERE

2 x 100 MVA-Renforcement du réseau de transport1 (Etats-Unis)CSC

2 x 160 MVA-Renforcement du réseau de transport-Test technologie

1 (Etats-Unis)UPFC

-Compensation de puissance réactive-Contrôle de tension-Contrôle des oscillations de puissance

10 à 20 (Japon et Etats-Unis)

SVG(STATCOM)

-Test de la technologie1 (Etats-Unis)TSSC

de -50 à 50 Mvar

-Contrôle des transits de puissance-Amortissement des résonances

hyposynchrones-Contrôle des oscillations de puissance

5 (Brésil, Suède, Etats-Unis)

TCSC

de –300 à 800 Mvar

-Compensation réactive-Amortissement des résonances

hyposynchrones-Contrôle de tension-Contrôle des oscillations de puissance

Plus de 200 dans le monde

SVC

Niveau de puissance

FonctionsNombre en application

Type de FACTS



Plan








Echanges internationaux de puissance

Interconnexions des réseaux

Diminution de la stabilité

Augmentation des transits

Apparition d’oscillations de puissance basse fréquence

Oscillations parfois faiblement amorties et persistantes

Limitations des transits, voire instabilité !!!

Problèmes de stabilité ?Problèmes de stabilité ?



Oscillations de puissanceOscillations de puissance

• Échange d’énergie cinétique entre les machines

• Modes électromécaniques locaux et inter-régions

• modes locaux : 0.8 à 2.5 Hz

• modes inter-régions : 0.2 à 0.8 Hz

~

~

~

~

~

~



• Les oscillations inter-régions

Définition :oscillations électromécaniques de deux groupes de machines "en phase", oscillant l'un contre l'autre, à de basses fréquences

Analogie mécanique :

Pélec

~GEN 1

GEN 2 GEN 12

GEN 11

Région 1 Région 2

~ ~

~

Pélec

~GEN 1

GEN 2 GEN 12

GEN 11

Région 1 Région 2

~ ~

~



• Oscillations inter-régions (suite)

modes peu amortis dans réseaux aux lignes d’interconnexions faibles (réseaux interconnectés)

limitent le fonctionnement des réseaux en régime permanent peuvent causer des instabilités en régime perturbé

GEN 12

GEN 11~~GEN 1

GEN 2

Région 1 Région 2

~ ~

p



~

~ ~GEN 1

GEN 2 GEN 12

GEN 11

10101

20 3 13

102

110120

~967MW

1767MW

P

Instabilité en régime perturbé : exemple



Instabilité en régime perturbé : exemple



Multiplication des dispositifs FACTS et des régulations

InteractionsInteractions

AVR

~

~

~

~AVR

AVR AVRRéseau de transportet d’interconnexion

PSS

FA

CT

S

Liaison HVDC

PSSF

AC

TS

AutomaticVoltage Regulator

PowerSystemStabilizer

Phénomènes d’interactions



Différents types d’interactionsDifférents types d’interactions

•Interactions harmoniques :

Amplification d’harmoniques tension ou courant

(HVDC, STATCOM, SVC, etc…)

•Résonance sous-synchrone : (qq Hz à fréq. synchronisme)

Introduction d’éléments capacitifs et inductifs (TCSC,…)

•Interactions de régulation : (1 à 35 Hz)

(FACTS, PSS, AVR, etc…)



Les interactions de régulation

• Définition :

(Actions tous les correcteurs) ≠ ∑ (Action chaque correcteur)

– (Actions tous) > (∑ Action chaque): interactions bénéfiques– (Actions tous) < (∑ Action chaque): interactions néfastes

• Interactions néfastes: - ancien mode moins bien amorti- nouveau mode peu amorti- phénomène toujours peu maîtrisé



• Apparition de modes d’oscillation• Dégradation de l’amortissement de modes d’oscillation

InteractionsInteractions

Interactions de régulation

soutien des oscillations voire instabilité



1989 - Brésil

1996 - Création d’une task force et d’un working group IEEE - CIGRE

∞

SVC1 SVC2 SVC3

230kV250km 220km 180km

69kV

314MW

50MW8MVAR

EXEMPLES D’INTERACTIONSEXEMPLES D’INTERACTIONS



Réseau d’étude : Réseau 4 machines - 2 zones

3 modes d’oscillation électromécaniques

• 1 mode inter-régions ( [G1-G2] [G11-G12] ≈ 0.65 Hz)très faiblement amorti

• 2 modes locaux ( [G1 G2] ≈ 1.12 Hzet [G11 G12] ≈ 1.15 Hz)

GEN 1

GEN 2 GEN 12

GEN 11

LB1 LB2 LB3 LB13 LB11LB12

~

~~

~

Région 1 Région 2




• Exemple d’interactions de régulation en régime pert urbé

• Deux correcteurs:– dimensionnés individuellement – simultanément présents

Vpss PSS

Pa

1 11

12 2

13

AVR

AVR AVR

AVR

STATCOM

120

Iline




~

~ ~GEN 1

GEN 2 GEN 12

GEN 11

10101

20 3 13

102

110120

~967MW

1767MW

P




1er correcteur seul




2ème correcteur seul




Les 2 correcteurs ensembles





FACTS = soutien tension

LB1 LB2 LB3 LB13 LB12 LB11

ZONE A ZONE B

G1

G2

G11

G12

FACTS

LB1 LB2 LB3 LB13 LB12 LB11

ZONE A ZONE B

G1

G2

G11

G12

FACTSFACTS

Interactions FACTS - FACTS

Réseau stable FACTS sur LB3

Ptransit(B A) / temps

Instabilité

Ptransit(B A) / temps

FACTS sur LB3 et LB13



G1

G2 G12

G11

LB1 LB2 LB3 LB13 LB11LB12~

~~

~ FACTS sur LB13

Interaction entre PSS, FACTS et charge dynamique


PSS PSS sur G1

IM Modèle dynamique de charge

(moteur à induction équivalent)

400 404 408 412 416 420

0.05

0.15

0.25

0.35

0.45

Temps (s)

Pligne (pu)

Charge statique sur LB13FACTS sur LB13 et PSS sur G1

Charge dynamique sur LB13FACTS sur LB13 et PSS sur G1

Charge dynamique sur LB13 PSS sur G1

Charge statique, FACTS et PSS

Charge dynamique, FACTS et PSS

Charge dynamique et PSS

Pligne



GEN 11

LB13 LB11LB12

~GEN 1

GEN 2

LB1 LB2 LB3

~

~

GEN 12~

STATCOM

Temps (s)

PLigne

(pu)

400 404 408 412

0.05

0.15

0.25

0.35

0.45

Charge statiqueCharge dynamique sur LB13Charge dynamique sur LB3

STATCOM sur LB13

Oscillations bien amorties




GEN 11

LB13 LB11LB12

~GEN 1

GEN 2

LB1 LB2 LB3

~

~

GEN 12~

STATCOM

IM

Chargedynamique

Temps (s)

PLigne

(pu)

400 404 408 412

0.05

0.15

0.25

0.35

0.45


STATCOM sur LB13





GEN 11

LB13 LB11LB12

~GEN 1

GEN 2

LB1 LB2 LB3

~

~

GEN 12~

STATCOM

IM

Temps (s)

PLigne

(pu)

400 404 408 412

0.05

0.15

0.25

0.35

0.45


STATCOM sur LB13


Sensiblement moins amorti(facteur de 6)




• Amortir les oscillations inter-régions :boucles de contrôle de puissance supplémentairessur les correcteurs présents

• Moyens d’action :– Les boucles de contrôle de puissance PSS

(Power System Stabilizer)– Les injecteurs de puissance réactive FACTS

(Flexible AC Transmission System)

Amélioration de la stabilité dynamiqueAmélioration de la stabilité dynamique



• Les boucles de contrôle de puissance PSS (Power System Stabilizer )

– Localisation : sur les générateurs / régulateurs de tension (Tension d’Excitation)

– But : amortir les oscillations de puissance (boucles de contrôle de puissance supplémentaires)

– Comment : couples amortisseurs sur l’arbre du générateur

– Appellation: • LFC (Local Feedback Controller): leurs entrées sont toutes locales • RFC (Remote Feedback Controller): une des entrées est lointaine



AVRPSS

~Turbine Pmec

Cmec

Pelec

Vitesse

Tension de SortieTension d’Excitation

Régulateur de tensionRôle : garantir une tension constante

Correcteur supplémentaireRôle : amortir les oscillations

de puissance

Générateur





~

~ ~GEN 1

GEN 2 GEN 12

GEN 11

10101

20 313

102

110120

~967MW

1767MW

AVR

LFC

Pa GEN 12

STATCOM I

Le PSS local



~

~ ~GEN 1

GEN 2 GEN 12

GEN 11

10101

20 3 13

102

110120

~967MW

1767MW

AVR

RFC

Pa GEN 12Pa GEN 2+ -

Le PSS avec entrée lointaine



~

~ ~GEN 1

GEN 2GEN 12

GEN 11

10101

20 313

102

110120

~967MW

1767MW

AVR

Pa GEN 12

STATCOM

I

RFC LMI

Le PSS coordonné



RFC => Mesures synchronisées par GPS

Bips GPS ⇒ mesures effectuées au même instant (précision µs)

– Entrées des correcteurs synchronisées par GPS

⇒ Vision + globale des phénomènes non locaux(variations d’états entre 2 régions éloignées)

– Signaux acheminés par :• satellites• lignes téléphoniques• ondes hertziennes • fibres-optiques



αVc

Régulation detension

RESEAU

Mesure

XSL

STATCOMUref

Um

Iq

IqrefIq

U

Boucle interne de courant

Boucle externe de tension

Id

ILmax

ICmaxRégulation de

courant

Boucle supplémentaire pour l’amortissement des oscillations de puissance.

Ptr KSTGPC(p)uad

Les FACTS pour l’amortissement des Les FACTS pour l’amortissement des oscillations de puissanceoscillations de puissance



Modélisation du réseauModélisation du réseau

• Modélisation mathématiqueDifférents composants des réseaux (générateurs, lignes, charges, transformateurs, correcteurs, etc...)

→ équ. différentielles non-linéaires + équ. algébriquesu: entrées, y : sorties

~Turbine

Pmec

Cmec

Pelec

Vitesse y

EsorEexc

y

y

y

u

u

u

PSS + AVR

K(jω)

P(jω)

yu

(Correcteur)



• Théorie des petits signaux: linéarisation

• Équations nombreuses (400) et manipulations complexes

⇒ linéariser ces équations autour d’un point de fonctionnement

+=+=

DuCxy

BuAxx.

=DC

BAPsoit

K(jω)

P(jω)

yu

.



uDxCy

uBxAx

∆+∆⋅=∆∆⋅+∆⋅=∆

.

&

• Représentation d’état d’un réseau

g Modèle non linéaire d’un réseau

),( zxfx =&

),(0 zxg=x : variables d’état différentiellesz : variables d’état algébriques

g Linéarisation

A : Matrice d’état u : signal de commande

y : vecteur de sortie



limite d’instabilité

stable instable

I

R

Valeurs propres de A => det(A- λI) = 0 λ = σ ± jω

Fréquence d’oscillationf = ω

2π

Taux d’amortissement

Modes d’oscillation et valeurs propresModes d’oscillation et valeurs propres

22 ωσσ-ζ

+=



• Action des correcteurs 2 critères: – Performance:

Déplacement maximal vers la gauche des valeurs propres des modes critiques (<=> ζ )

– Robustesse:Performances garanties pour une large plage de points de fonctionnement

Im

x

x

x

x

ReStablilité Instablilité



Réglage des boucles de contrôle Réglage des boucles de contrôle

– Correcteur u = K y

– Différentes structures de K selon méthodes de régla ge

– Méthodes:• linéaires: * Résidus

* LMI (Inégalité Matricielle Linéaire )• non-linéaire: Lyapunov



Méthode des résidus Méthode des résidus

|Ri|

Im

ΘΘΘΘRi

ΘΘΘΘCP

• Méthode linéaire qui cible 1 seul mode• Créée pour PSS: donner un couple amortisseur en phase

avec le mode oscillatoire ciblé

• Compensation de phase d’oscillation QCPFiltres avance/retard



Power System Stabilizer

2211

1

pApA ++

m

pT

pT

++

2

1

1

1pT

pT

w

w

+1Ptr UadKST

passe-haut

passe-bas

compensationde

phase

gain

Méthode des résidusMéthode des résidus



Exemple de PSS sous Eurostag



• Méthode des résidus (suite)

- simple

- rapide

- ne cible qu’un unique mode

- modèle linéaire ⇒ robustesse



Structure du correcteur :correcteur dynamique par retour de sortie (K matrice carrée)

Méthode LMI :méthode itérative, non analytique, et convexe– permet de satisfaire des critères

• de performance • de robustesse (théoriquement)

nécessite une réduction d’ordrepermet un placement des valeurs propres

K tel que ( )

=

y

xK

u

x_

._

.

+=+=

DuCxy

BuAxx..

Méthode LMIMéthode LMI (Inégalité Matricielle Linéaire)



Méthode LMI (suite) : Réduction d’ordre– Modèle du réseau: 50 à 400 < taille(A)– Méthode LMI: taille(A) < 30

⇒ Réduction d’ordre– réduction par troncature des valeurs singulières :

• Réduction à des matrices de taille 10• Validation réseau réduit / diagrammes de Bode de

la fonction P(jω), pour le domaine de fréquence cible

Norme (en db)

Phase (en º)

1 Hz0.1 Hz

Modèle completModèle réduit



Le placement des valeurs propres permet de garantir:– stabilité si toutes les valeurs propres placées dans une région

plane du plan complexe

– Meilleur taux d’amortissement (de tous les modes oscillatoires) si toutes les valeurs propres placées dans une région conique du plan complexe

Im

x

x

x

x

Re

ΘΘΘΘ

x

x

x

xIm

Re



• Méthode LMI (suite)

- prise en compte de tous les modes- solution optimale

- existence d’une solution non garantie- réduction du modèle

- modèle linéaire ⇒ robustesse



Méthode non linéaire de Méthode non linéaire de LyapunovLyapunov

• Trouver une fonction F quadratique du système telle que:d(F) / dt < 0 (correcteur minimise une “ fonction énergie ” du système)

• Exprimer F avec énergie stockée dans correcteur à dimensionner

⇒ chaque type de correcteur = F particulière⇒ hypothèses sur modèle du réseau

(ex.: lignes purement résistives)

• Structure (cas SVC):

dtdV

kB2shunt

shuntshunt −=

Correcteur

U I

Vshunt

I



Méthode nonMéthode non--linéaire de linéaire de LyapunovLyapunov (suite)(suite)

- modèle non linéaire ⇒ robustesse- loi de commande simple

- modèle + restrictif (/modèles linéaires) ⇒ performance - trouver F pour chaque correcteur



Plan








La perte de stabilité transitoireLa perte de stabilité transitoire

Peut être due à des changements subits comme :

• déclenchement d’une ligne

• court-circuit

• variation brusque d’une charge majeure

• déclenchement d’un groupe de production

• variation brusque de la puissance mécanique d’un groupe de production



MécanismeMécanisme

Apparition d’un défaut ou déclenchement d’une machine

Pe modifiées instantanément alors que Pm non

Déséquilibre entre couple moteur et résistant des machines

Accélérations de certaines machines

Variation du décalage angulaire de ces machines / aux autres

Si décalage > 1 tour électrique => perte de la stabilité !!!

Régime normal : décalage angulaire des machines constants (δ)



Analyse de la stabilité transitoireAnalyse de la stabilité transitoire

=> Transient Stability Analysis (TSA)

La TSA est basée sur l’analyse de l’équilibre des puissances en fonction du temps à partir de l’équation des arbres tournants :

dt

dnPP em ≈−

L’objectif est de déterminer si le générateur, après une perturbation, revient à l’état d’équilibre tel que :

Pm = Pe et fg = fréseau



δ

P

δsins

te X

EVP =

Pm2

πδ2δ1 δ3

1

23

Pm1

Oscillations dues à un changement brusque de Oscillations dues à un changement brusque de la puissance mécaniquela puissance mécanique



δ

P

δsins

te X

EVP =

πδ1

1Pm1


δ1n = n s0Pm1 = Pe1

Avant la perturbation

Angle interne δVitesseAccélérationPuissancesPoint de fonctionnement



δ

P

δsins

te X

EVP =

πδ1

1Pm1


n > n s+Pm2 > Pe

1 vers 2Après augmentation de

Pm


Pm2

δ2

2



δ

P

δsins

te X

EVP =

πδ1

1Pm1


δ2n > n s0Pm2 = Pe2


Pm2

δ2

2



δ

P

δsins

te X

EVP =

π


n > n s-Pm2 < PeAprès 2


δ1

1Pm1

Pm2

δ2

2



δ

P

δsins

te X

EVP =

π


δ3n = n s-Pm2 < Pe3


δ1

1Pm1

Pm2

δ2

2

δ3

3



δ

P

δsins

t

X

EVP =

π


n < n s-Pm2 < Pe3 vers 2


δ1

1Pm1

Pm2

δ2

2

δ3

3



δ

P

δsins

te X

EVP =

π


δ2n < n s0Pm2 = Pe2


δ1

1Pm1

Pm2

δ2

2

δ3

3



δ

P

δsins

t

X

EVP =

π


n < n s+Pm2 > Pe2 vers 1


δ1

1Pm1

Pm2

δ2

2

δ3

3



δ

P

δsins

te X

EVP =

π


δ1n = n s+Pm2 > Pe1


δ1

1Pm1

Pm2

δ2

2

δ3

3



δ

P

δsins

te X

EVP =

π


n > n s+Pm2 > Pe1 vers 2


δ1

1Pm1

Pm2

δ2

2

δ3

3







Après augmentation de Pm



δ3n = n s-Pm2 < Pe3

n < n s-Pm2 < Pe3 vers 2

δ2n < n s0Pm2 = Pe2

n < n s+Pm2 > Pe2 vers 1

δ1n = n s+Pm2 > Pe1




δ1

δ2

δ3

δ

t

dt

dnPP em ≈−

Oscillation entretenueOscillation entretenue



δ1

δ2

δ3

δ

tDn

dt

dnMPP em +≈−

Oscillation amortieOscillation amortie



Oscillation amortieOscillation amortie

L’amortissement est dû à plusieurs facteurs comme :

Les résistances des composants du réseaux

Les régulateurs des centrales



δ1

δ2

δ3

δ

tDn

dt

dnMPP em +≈− avec D<0

Oscillation divergenteOscillation divergente



Critère d’Critère d’ EgalitéEgalité des Airesdes Aires

C’est une méthode de la TSA qui représente l’énergie cinétique emmagasinée ou dissipée lors des oscillations

De 1 vers 2 => stockage d’énergie cinétique (énergie d’accélération)

De 2 vers 3 => dissipation d’énergie cinétique (énergie de décélération)

Système stable => énergie d’accélération = énergie de décélération




Soit Ec, l’énergie cinétique

Variation d’énérgie cinétique

2nEC ≈

2nEC ∆≈∆



Analyse du Critère d’Analyse du Critère d’ EgalitéEgalité des Airesdes Aires

Energie cinétique d’accélération

Variation d’énérgie cinétique

Condition de stabilité

)()( 21

2212 nnEEE CCCa −≈−=∆

)()( 23

2232 nnEEE CCCd −≈−=∆

CdCa EE ∆=∆



Condition de stabilitéCondition de stabilité

CdCa EE ∆=∆

)()( 23

22

21

22 nnnn −=−

Snnn == 31




Si le système n’est pas à l’équilibre :

Alors :

em PP ≠

dtPPE e

t

t mCa )(2

12 −=∆ ∫

dtPPE m

t

t eCd )( 2

3

2

−=∆ ∫

Mais, on veut faire apparaître δ => aires sur la courbe P(δ)




E

Vt

δ

fg ou n

f = 50 ou 60 Hz ou nS

dt

dnnn S

δ≈−=∆

Donc :




dt

dnnn S

δ≈−=∆

δδ

δdPP

nE emCa )(

1 2

12 −

∆=∆ ∫

δδ

δdPP

nE meCd )(

12

3

2

−∆

=∆ ∫

Puisque :

Alors :



Condition de stabilitéCondition de stabilité

csten =∆

CdCa EE ∆=∆

δδδ

δ

δ

δdPPdPP meem )()( 22

3

2

2

1

−=− ∫∫

da AA =

Stabilité

Donc :

Il s’agit d’aires => aire d’accélération = aire de décélération



Représentation des airesReprésentation des aires

δ

P

δsins

te X

EVP =

πδ1

1Pm1

Pm2

δ2

2

δ3

3aA

dA

da AA =Système stable =>



Système instableSystème instable

δ

P

δsins

te X

EVP =

πδ1

1Pm1

Pm2

δ2

2

δ3max

3maxaA

maxdA

Snn >Système instable => à 3max mPP =3

maxda AA >

et

Donc :



δ

P

δsins

te X

EVP =

π

Système instable : exemple précédentSystème instable : exemple précédent

δ3maxSi n > n s-Pm2 = Pe3max


δ1

1Pm1

Pm2

δ2

2

δ3max

3max



δ

P

δsins

te X

EVP =

π

n > n s+Pm2 > Pe3max vers 4


Système instable : exemple précédentSystème instable : exemple précédent

δ1

1Pm1

Pm2

δ2

2

δ3max

3max

4







Après augmentation de Pm



δ3maxSi n > n s-Pm2 = Pe3max

n > n s+Pm2 > Pe3max vers 4

Le système ne revient pas à la vitesse de synchronisme



Condition générale de stabilitéCondition générale de stabilité

maxCdCa EE ∆≤∆

δδδ

δ

δ

δdPPdPP meem )()( 22

max3

2

2

1

−≤− ∫∫

maxda AA ≤



Exemple 1 : calcul de l’angle d’éliminationExemple 1 : calcul de l’angle d’éliminationcritiquecritique

~ ∞∞∞∞Dj

Le disjoncteur Dj est ouvert pendant un court instant

Pm = 1 pu et Pmax = 2 pu



δ

δsins

te X

EVP =

πδ1

1Pm

P

δ2

2

δ3

3

En 1, Dj est ouvert => Pe = 0

En 2, Dj est refermé

aA

dA

Exemple 1Exemple 1



δ

δsins

te X

EVP =

πδ1

1Pm

P

δcr

2

δ3max

3max

maxaA

mindA

Exemple 1 : angle critique d’éliminationExemple 1 : angle critique d’élimination

δcr => système stable => Aamax = Admin



)()0()( 1max11

δδδδδ

δ

δ

δ−=−=−= ∫∫ crmmema PdPdPPA

crcr

δδδδπ

δ

δ

δdPPdPPA mmed

crcr

)sin()( maxmin

1max3 −=−= ∫∫−

[ ] )()cos)(cos(cos 11maxmax1

crmcrm PPPPcr

δδπδδπδδ δπδ −−−−−−=−−= −

)()cos(cos 11max crmcr PP δδπδδ −−−+=




Système stable => Aamax = Admin


crmmmcrmcrm PPPPPPP δδπδδδδ ++−+=− 1max1max1 coscos

)()cos(cos)( 11max1 crmcrcrm PPP δδπδδδδ −−−+=−

111 cossin)2(cos δδδπδ −−=cr1max sinδPPm =

11max

cos)2(cos δδπδ −−=P

Pmcr

Or: =>



1max sinδPPm =

°=== 302

1arcsinarcsin

max1 P

Pmδ

[ ] °=−−= 56.79cossin)2(arccos 111 δδδπδcr

Exemple 1Exemple 1

Puisque:

Alors:

D’où:



Facteurs d’influence et moyens d’actionFacteurs d’influence et moyens d’action

Action sur Pm => fermeture rapide des soupapes par le régulateur de vitesse

Problème : action lente selon les phénomènes

Dans le cas d’un court-circuit => élimination des défauts par les protections



Limite de stabilité transitoireLimite de stabilité transitoire

Elle dépend d’un certain nombre de paramètres :

Caractéristique des groupes (électriques, temps de lancer, dynamique du système + régulations,…)

Type et durée des défauts

Etat initial des machines

Plan de tension du réseau

Impédances de liaison entre les machines

eeqX

EVP δsin∞=



Sou

rce

: Tec

hniq

ues

de l’

Ingé

nieu

r Elimination tardive du défaut

=> la zone perd le synchronisme

Le temps maximal d’élimination du défaut a été dépassé



Amélioration de la stabilité transitoireAmélioration de la stabilité transitoire

Régulateurs adaptés (fermeture rapide des soupapes sur critère d’accélération et vitesse)

+ protections performantes utilisées simultanément

Répartition des puissances sur les machines

Éventuellement, résistances de freinage pour absorber Pede l’alternateur en cas de court-circuit (Amérique du Nord)

Séparation des zones (curatif)



Plan








IntroductionIntroduction

Sécurité des systèmes de puissance

Opérateurs de systèmes

Services - système

objectif

responsabilité

outils

Réglage U – Q

Réglage f – P

Blackstart

Amélioration de la stabilité du réseau

Réserve opérationnelle et non-opérationnelle

VI. Amélioration de la sécurité


Moyens d’amélioration de la sécurité :

Services – système fournis par les unités de product ion(réglage de tension, fréquence, stabilité, etc.)

Problèmes :

Les quantités de services – système sont-elles suffi santes ?

La qualité des services – système est-elle satisfais ante ?

Solution:

Contrôle de performances

Contrôle de performances desContrôle de performances desproducteurs indépendantsproducteurs indépendants



Moyens actuels de contrôle(selon les performances):

Analyse de réponses aux instructions de dispatchingAnalyse a posteriori de mesures Mesures et/ou essais physiques sur site… Aucun moyen !

De plus, chaque performance est décrite par un paramètre de réglage

Contrôle de performancesestimation de paramètrespar des mesures externes

Thèse S. Sterpu 2005



Contrôle de performances

Contrôle initial Contrôle en exploitation…

…à caractère continu...à caractère non continu1èremise en service

Comportement en situations

normales et perturbées

Mesures physiquesEssais physiques

Simulations

Fin travauxSuite d’incidentsNon-conformités

PérennitéÎlotage

Restauration

Mesures physiquesEssais physiques

Simulations

Sans arrêter la centrale ni prévenir le producteur

Réglage de URéglage de f

Stabilité



~

+ RSTQVS

Réglage secondaire

REGLAGE DE TENSION

réserve primaire de puissance réactive

réserve secondairede puissance réactive

MOYENS ACTUELS DE CONTRÔLE DE PERFORMANCES

Analyse de réponses aux instructions de dispatching

Analyse a posteriori de mesures

V0

-

+

Vbus

AVR

Q

Réglage primaire



Intérêt pour un producteur de diminuer sa réserve de réactif ?

Prescriptions techniques européennes => Réserve Q = 45% de Pmax

=> Diagramme ABCD, point de fonctionnement M

Le producteur déplace le point de fonctionnement en N pour pouvoir vendre plus de puissance active sur le marché spot

=> La réserve de réactif diminue !!!



REGLAGE DE FREQUENCE

réserve primairede puissance active

statismede vitesse

réserve secondairede puissance active


~TurbinePm

Pe

Analyse de réponses aux instructions de dispatching

Analyse a posteriori de mesures

Mesures sur site

f

RSFP

Pt

+

Réglage secondaire

RV

Pe0

_

Réglage primaire

+



Intérêt pour un producteur de modifier son statisme ?

Augmentation du statisme :

=> diminution de la participation au réglage de fréquence

=> diminution de la réserve active

=> plus de puissance à vendre sur le marché spot !!!



V0

-

+

~Vbus

AVR

Q

PSS

VPSS

Pei ωi δi

AMELIORATION DE LA STABILITE DU RESEAU

amortissement (gain)du PSS

MOYENS DE CONTRÔLE DE PERFORMANCESKPSS= 1 (valeur pas bien choisie)

KPSS= 4 (valeur bien choisie)

x Mode critique pour KPSS= 4o Mode critique pour KPSS= 1



...liées à la dynamique du producteur

...liées aux imperfections constructives des régulateurs


Mesures

Essais physiques

AUTRES PERFORMANCES...

sec

MW

temps

P [M

W]

sec

MV

Ar

temps

Q [M

VA

r]



Etat de l’art sur le contrôle de performances- Analyse des réponses aux instructions de dispatchi ng -

RESERVES DE PUISSANCE ACTIVE

Marché « J - 1 »

Marché « d’ajustement »

Réserve totale prevue

Réserve utilisée à l’instant

« t »

Puissance totale

RESERVES DE PUISSANCE REACTIVE

Réserve totale

prevue

Réserve utilisée à l’instant

« t »



Etat de l’art sur le contrôle de performances- Analyse à posteriori de mesures -

~

~~

~ ~BD

RESERVES DE PUISSANCES ACTIVES ET REACTIVES

Marché « la veille »

Marché « services - système »

Marché « d’ajustement »

mes

ures

GRT



Efd

Efdmax

Efdmin

Q = f(Efd) linéaire

Qabsmax

Qgenmax

Q

Efd

Efdmin Efd

maxEfdoper

QoperRéserve de puissance réactive

0

V0

-

+Vg

CORRECTEUR

Identification de performancesCONTRÔLE DE TENSION

Réserves de QRéserves de QdQ/dtdQ/dt

Le correcteur assure les performances liées à la dynamique

Les limitations de Efd assurent la réserve de Q



S1ω

Pref

+_CORRECTEUR

Pmax

ω1 Γm

Pmin

Identification de performancesCONTRÔLE DE FREQUENCE

dP/dtdP/dtStatismeStatisme Réserve de PRéserve de P

Bande morteBande morte

Le correcteur assure les performances liées à la dynamique

Les limitations de P assurent la réserve de P

Le statisme et la bande morte apparaissent explicitement

P

Pmax

Poper

Pmin

Disponibilité de diminution de la

production

Disponibilité d’augmentation de la

production



KPSSωi

Pa

δi

VPSS

AMELIORATION DE LA STABILITE DU RESEAU

AmortissementAmortissement

L’amortissement du PSS apparaît explicitement

1+s·T1

1+s·T2

1+s·T3

1+s·T4

s·TW

1+s·TW

A+s·B+s2⋅C

D+s·E+s2⋅F

Identification de performances



CONCLUSIONS

Le contrôle de performances est nécessaire

Chaque performance est décrite par un paramètre de réglage

Techniques consacrées au contrôle de performances peu

efficaces, voire inexistante

Le contrôle de performances efficace est équivalent à

l’estimation de paramètres



Estimation de paramètres

Système à identifier (θ)Système à identifier (θ)

Modèle ajustableModèle ajustable

Algorithme d’estimation paramétrique

(minimisation du critère)

Algorithme d’estimation paramétrique


Paramètres du modèle

u(t)

e(t)

+-(t)y

y(t)

PRINCIPE THEORIQUE DE BASE

Identification de systèmes dynamiques



ymes(t)

( )

( )uxgy

uxfy

x

,

,

=

=∂∂

~

+

_

u(t)

ε(t)

APPLICATION SUR LES RESEAUX ELECTRIQUESSystème à identifier (θ)

Modèle ajustable

Algorithme d’estimationparamétrique


Paramètresdu modèle

u(t)

ε(t)

+_(t)y

y(t)

P

t

t

ymod(t,P)

Pnouv



MESURE

ymes(t)

+u(t)

t

ε(t)

P

Pnouv

( )( )uxgy

uxft

x

,

,

=

=∂∂

~

_

t

ymod(t,P)

u(t)

t

ymes(t)

Perturbation connue (commutation, court-circuit, variation brusque de charge)

Mesures faites du côté réseau (éventuellement à l’insu du producteur)

On peut mesurer n’importe quelle grandeur électrique

mesure



MODELE

ε(t)

P

Pnouv

ymes(t)

+u(t)

t

~

_

t

ymod(t,P)

u(t)

Pnouv

Modèle connu du réseau et de producteurs

Les non-conformités contractuelles sont rares

L’opérateur n’a pas accès aux installations dans un 1er temps

( )

( )uxgy

uxfy

x

,

,

=

=∂∂



MODELE

Extraction des donnéesExtraction des données

t = t + ∆∆∆∆t

Simulation dynamiqueSimulation dynamique

u(t)

Pnouv

Modèle réseauModèle réseau

( )( )uxgy

uxfx

,

,

==

•

Eurostag



MINIMISATION DU CRITERE

[MIN] ε(t) = f(t,P)

Pmin ≤P ≤Pmax

ε(t)

Pnouv

ymes(t)

~

+

_

u(t)P

t

t

ymod(t,P)

( )

( )uxgy

uxfy

x

,

,

=

=∂∂

Méthodes stochastiques (algorithme génétique, Monte Carlo)

Méthode de gradient (Newton)





Robustesse de la méthode aux facteurs externes

ROBUSTESSE A L’IMPRECISION DE MESURE

Traitement de mesures

Réseau

Transmission de données

GRT

Transformateur de mesure

Conversion analogique -numérique



Robustesse de la méthode aux facteurs externes

ROBUSTESSE A L’IMPRECISION DES PARAMETRES

Paramètre = Paramètre ·[1+ random(-10 % ,10 %)]

~

~ ~

1020 3 101 13

102

110120

G12G2

G11

C1 C2

~

~

~

~

G1

Approximations

Hypothèses

Effets climatiquesEffet de peau

Effet de proximité

Paramètres du modèle du réseau

Statiques (branches, charges)

Dynamiques (générateurs)

Avant: Après:10

20 3 101 13

102

110120

G12G2

G11

C1 C2

~

~

~

~

G1

Modèle idéal Modèle réaliste



30

39

1

225

37

29

17

26

9

3

38

16

5

4

18

2728

3624

35

22

21

20

34

23

19

33

1011

13

14

15

831

126

32

7

Réseau test : IEEE 39 noeuds

Producteur contrôléProducteur contrôlé

Point de mesurePoint de mesure

PerturbationPerturbation

~

Paramètre contrôlé = DROOP (statisme de vitesse)

Cas du modèle réaliste et mesures à 0.15% près

± 10de 0.0583 à 0.07210.0650.04

Plage d’erreurs d’estimation [%]

Plage de valeurs estimées du DROOP

DROOPopérationnel

DROOPcontracté

∆∆∆∆f

∆∆∆∆P

f [Hz]

P[MW]

∆∆∆∆P’

Courbe contactée (DROOP = 4%)Courbe réelle (DROOP = 6.5%)

Exemple de résultat 1



Contrôle de la libération de puissance active en réglage primaire de fréquence (performance correspondante à une constante de temps )

± 11[%]4.454 – 5.5625 MW/s10 MW/s

Plage d’erreurs d’estimationτ éstiméτ opérationnelτ contracté

CAS DU MODÈLE RÉALISTE ET MESURES À 0.15% PRÈS

ω1/DROOP

ε ∆P

τs

K

+1

Pm 1/ωΓm

ω02

1

1

1

sT

sTK

++

Pmax

Pmin

Estimation de la réserve primaire de puissance active (performance correspondante à un seuil)

De 0 à 150 %de 2 à 5 (% Pn)2% Pn (régulateur

non en butée)5 % Pn

± 10[%]de 1.788 à 2.210 (% Pn)2% Pn (régulateur en

butée)5 % Pn

Plage d’erreurs d’estimationRéserve estiméeRéserve opérationnelleRéserve contracté

1020 3 101 13

102

110120

G12G2

G11

C1 C2

~

~

~

~

G1

Exemple de résultat 2



GainCte de temps

Seuil

Réserve de PRéserve de Q

StatismeAmortissement PSS

Libération de PLibération de Q

...

~~

Méthode quasi-systématique

CONCLUSION



Algorithme de contrôle continu d’un producteur

Boucle qui vérifie s’il existe des non-conformités contractuelles

en ce qui concerne la performance contrôlée

Boucle qui vérifie s’il existe des non-conformités contractuelles

en ce qui concerne la performance contrôlée OUI

NONBoucle qui estime la valeur

du paramètre correspondantà la performance contrôlée

Boucle qui estime la valeurdu paramètre correspondantà la performance contrôlée

Performance contrôléePerformance contrôléeParamètre associéà la performance

Paramètre associéà la performance

?

503⋅∆⋅∆⋅∆⋅∆T502⋅∆⋅∆⋅∆⋅∆T501⋅∆⋅∆⋅∆⋅∆T500⋅∆⋅∆⋅∆⋅∆T…3⋅∆⋅∆⋅∆⋅∆T2⋅∆⋅∆⋅∆⋅∆T∆∆∆∆TInstant d’estimation

~ 10Erreur d’estimation [%]

0.9410.0450.1083.683…3.3443.2473.400Valeur estimée de KPSS

03.35Valeur opérationnelle de KPSS

3.35Valeur contractuelle de KPSS





Industrie d’électricité dérégulée

Structure actuelle des systèmes de puissance

Utilisation des équipements de mesure et contrôle existants sur le marché

Bonne connaissance de la structure fonctionnelle des producteurs

Les non-conformités contractuelles sont rares

Perturbation connue

Dans les hypothèses considérées…



El Sharkawi M.A. , Damborg M. “Electric Energy for Engineers” Université de Washington-AREVA Cours de formation continue pour les ingénieurs

Références

Y. Bésanger “Vers l’amélioration de la sécurité des réseaux électriques de puissance” Habilitation àDiriger les Recherches INPG – décembre 2006

Techniques de l‘Ingénieur: D4092 “Réseaux d‘interconnexion et de transport : réglage et stabilité“

RTE: « Memento sûreté » 2004

P. Petitclair, Y. Bésanger, S. Bacha, N. Hadjsaid “FACTS modelling and control : application to the insertionof a STATCOM on power system“ IEEE IAS 1997

S. Bacha, I. Exteberria and al. “Using SVC for voltage regulation in railways network” High VoltageBooster European Project

SIEMENS: « Bottlenecks in Transmission Systems, Blackouts USA & Europe: Consequencesand Countermeasures »

Michel CRAPPE, « Rapport Commission Ampère »

Eurostag “Manuel de l‘utilisateur“ EDF-Tractebel 2004

Documents

Module 5 - Stabilité