Contrôle par la compensation shunt

Contrôle par la compensation shunt

INTRODUCTION

Dans les réseaux électriques, la stabilité de tension est un enjeu majeur des exploitants réseaux. Au cours des 50 dernières années, l’augmentation des interconnexions entre les réseaux et la création d’un marché de l’énergie contribuèrent à l’exploitation des réseaux près de leur limite de capacité, augmentant ainsi les risques d’effondrement de la tension (Bialek (2005)). Plusieurs rapports récents de panne majeure relevèrent la contribution de ces aspects dans l’évènement (Force (2004); UCTE (2004); System (2003)). La stabilité de tension sur les réseaux électriques est habituellement séparée en trois niveaux de contrôle. Le réglage primaire de tension agit rapidement, voir instantanément, lors de variation de tension aux points d’injection de la puissance sur le réseau. Ce contrôle est effectué en variant l’excitation des génératrices et des compensateurs synchrones, ou en variant l’angle d’amorçage des compensateurs statiques, afin de réguler la tension à leur barre d’injection. Le réglage secondaire de la tension (RST) prévient les effondrements lents de la tension, de l’ordre des minutes. Ce contrôle est habituellement effectué en ajustant la tension de référence des contrôleurs primaires pour stabiliser le profil de tension sur une région du réseau. Finalement, le réglage tertiaire s’applique sous des contraintes économiques et de stabilité, afin de diminuer les pertes sur le réseau. Ce niveau de contrôle est habituellement basé sur un écoulement de puissance optimal fournissant les actions à effectuer pour améliorer le transit de puissance sur le réseau.

Stabilité de tension

La stabilité de tension sur les réseaux électriques est un enjeu actuel majeur. En effet, un bon contrôle de la tension peut augmenter la capacité d’exploitation des réseaux plus près de leur capacité limite et ainsi augmenter la rentabilité financière des installations. La stabilité de tension peut être définie par sa relation avec la puissance réactive comme le propose Kundur et al. (1994). Pour un point d’opération donné du réseau, la tension est dite stable, si pour toutes les barres, une augmentation de la puissance réactive injectée à celle-ci entraine une augmentation de sa tension. À l’inverse, la tension du réseau est instable lorsque pour l’une de ces barres une augmentation de la puissance réactive entraîne une diminution de sa tension.

Mesure de distance électrique

La grande majorité des articles traitant de la division du réseau en zone de régulation de tension (ZRT) utilisent une mesure de distance électrique. Malgré l’utilisation fréquente du terme « distance électrique » dans les documents scientifiques, aucune approche universelle n’existe. La mesure de distance électrique (DE) fut d’abord définie dans Lagonotte (1987), qui proposa d’obtenir une DE représentant le couplage en tension entre les barres d’un réseau. Cette mé- thode utilise la matrice de sensibilité « dV/dQ » calculée par l’inverse de la matrice « dQ/dV » apparaissant dans le calcul d’écoulement de puissance par Newton-Raphson. Cette approche devient nébuleuse en ce qui concerne le calcul d’une mesure à partir des barres de génération (PV), car leur régulation de tension rend les termes de la matrice « dQ/dV » nuls.

Pour combler cette lacune, il fut proposé, dans Shahidehpour et Wang (2003), d’intégrer ces barres dans le calcul de la matrice de sensibilité en considérant leur tension comme variable. Néanmoins, cette approche semble exclure la barre d’équilibre des mesures. Dans Blumsack et al. (2009), l’auteur utilise une DE correspondant à l’absolue de la matrice d’impédance du ré-seau. Cette mesure représente la relation entre les variations de tension et de courant sur le réseau. L’avantage d’utiliser la matrice d’impédance est qu’elle peut être modifiée rapidement en cas de changement de topologie sur le réseau Liu et al. (2000). Cependant, cette matrice est peu précise car elle ne considère ni les transits de puissance, ni les tensions d’opération sur le réseau.

Caractéristique du réseau d’Hydro-Québec

Avec ses 783 barres et ses 1072 lignes, le réseau de transport d’Hydro-Québec forme un grand réseau électrique. Ce réseau possède une topologie de type radial avec de longues lignes de transport. En effet, la puissance générée par les grandes centrales de production localisées dans le nord du Québec, transite sur de longues distances vers les centres de consommation situés majoritairement au sud de la province. De plus, les interconnexions avec l’Ontario et les Étatsunis sont localisées au sud-ouest, ce qui accentue l’importance de cet écoulement de puissance unidirectionnel. Le réglage secondaire de la tension est actuellement effectué manuellement par des opérateurs réseaux qui utilisent les éléments de compensation discrets pour stabiliser la tension du réseau. Ces éléments de contrôle étant la base de ce modèle de réglage de la tension, il est essentiel de les intégrer au RSCT par la méthode hybride. Ces unités de compensation sont habituellement utilisées sur les postes de haute-tension (735kV). Les bancs de condensateurs et inductances shunts sur ces postes possèdent des puissances nominales d’environ 300 MVar.

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Table des matières

INTRODUCTION
CHAPITRE 1 REVUE DE LA LITTÉRATURE
1.1 Introduction
1.2 Stabilité de tension
1.3 Mesure de distance électrique
1.4 Division de réseau en zone de régulation de tension (ZRT).
1.5 Sélection des nœuds pilotes
1.6 Réglage secondaire de la tension
1.7 Définition des objectifs du projet
CHAPITRE 2 DIVISION EN ZONES DE RÉGULATION DE TENSION
2.1 Introduction
2.2 Mesure de distance électrique
2.2.1 Entropie conditionnelle
2.3 Division en zones de réglage de tension
2.3.1 Problème d’optimisation
2.3.2 Analyse des interactions entre les zones
2.3.3 Algorithme d’optimisation
2.4 Résultats et discussion
2.4.1 Réseau IEEE 39 barres
2.4.1.1 DE mesurée à partir de simulations par écoulement de puissance
2.4.1.2 DE mesurée d’études de stabilité transitoire
2.4.2 Réseau IEEE 118 barres
2.4.2.1 Division en 3 zones de régulation de tension
2.4.2.2 Division en 4 zones de régulation de tension
2.5 Analyse et conclusion
2.6 Interface graphique pour la division de réseau
CHAPITRE 3 SÉLECTION DES NŒUDS PILOTES
3.1 Introduction
3.2 Descriptions des méthodes
3.2.1 Barycentre électrique
3.2.2 K-Medoids – PAM
3.2.3 CWN-PAM
3.3 Résultats et discussion
3.3.1 Réseau IEEE 39 barres
3.3.1.1 Barycentre électrique
3.3.1.2 Classification PAM
3.3.1.3 Classification CWN-PAM
3.3.2 Réseau IEEE 118 barres
3.4 Analyse et conclusion
3.5 Interface graphique pour la sélection des nœuds pilotes
CHAPITRE 4 RÉGLAGE SECONDAIRE COORDONNÉ DE LA TENSION
4.1 Introduction
4.2 Définition du problème de contrôle
4.2.1 Intégration sur le réseau électrique
4.2.2 Fonction objectif
4.2.3 Objectif d’erreur de tension des pilotes.
4.2.4 Objectif de gestion du réactif
4.2.5 Objectif de variations de tension des génératrices
4.2.6 Contraintes du réseau
4.2.7 Modélisation du comportement du réseau
4.3 Simulation sur le réseau IEEE 39 barres
4.3.1 Paramètre de simulation
4.3.2 Validation du RSCT
4.3.3 Validation des nœuds pilotes
4.4 Contrôle par la compensation shunt
4.4.1 Modification de l’algorithme de contrôle
4.4.2 Philosophie de contrôle
4.5 Simulation sur le réseau IEEE 118 barres
4.5.1 Paramètre de simulation
4.5.2 Présentation des résultats
4.5.3 Comparaison des méthodes de RSCT
4.6 Analyse et conclusion
CHAPITRE 5 MISE EN APPLICATION DU RSCT SUR LE RÉSEAU DE TRANSPORT D’HYDRO-QUÉBEC
5.1 Introduction
5.2 Caractéristique du réseau d’Hydro-Québec
5.3 Division du réseau
5.3.1 Méthodologie
5.3.2 Résultat.
5.4 Sélection des nœuds pilotes
5.5 Implantation du RSCT hybride
5.5.1 Paramètre de simulation
5.5.2 Résultat
5.6 Analyse des résultats et discussion
CONCLUSION
RECOMMANDATIONS
ANNEXE I DONNÉES DU RÉSEAU IEEE 39 BARRES
ANNEXE II DONNÉES DU RÉSEAU IEEE 118 BARRES (MODIFIÉES)
ANNEXE III COMPARAISON DU CTI ET DU COÛT TOTAL (PAM)
ANNEXE IV MATRICE DE SENSIBILITÉ
ANNEXE V MODÈLE SIMULINK DU RSCT
ANNEXE VI INFORMATION COMPLÉMENTAIRE SUR LE RÉSEAU D’HYDROQUÉBEC
ANNEXE VII DIVISION DU RÉSEAU D’HYDRO-QUÉBEC AVEC LA MATRICE
DE SENSIBILITÉ
LISTE DE RÉFÉRENCES