Méthode de la cohérence lente

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Table des matières

INTRODUCTION
CHAPITRE 1 ÉTUDE DE LA STABILITÉ TRANSITOIRE
1.1 Définition de la stabilité d’un réseau électrique
1.1.1 Types de stabilité
1.1.2 Stabilité transitoire
1.1.2.1 Équations d’oscillation d’un générateur synchrone
1.1.2.2 Temps critique d’effacement : CCT
1.2 Modélisation dynamique d’un réseau électrique multi-machines
1.2.1 Modèle classique
1.2.1.1 Hypothèses du modèle classique
1.2.1.2 Équations différentielles et algébriques
1.2.2 Modèle détaillé deux axes
1.2.2.1 Hypothèses du modèle détaillé deux axes
1.2.2.2 Équations différentielles et algébriques
1.3 Simulation de la stabilité transitoire d’un réseau électrique
1.3.1 Simulation du modèle classique
1.3.1.1 Préparation des données
1.3.1.2 Calculs préliminaires
1.3.1.3 Résolution des équations différentielles et algébriques
1.3.2 Simulation du modèle détaillé
1.4 Critère des aires égales (CAE) pour analyser la stabilité d’un système monomachine connectée à un jeu de barre infini
1.5 SIME comme outil pour l’étude de la stabilité transitoire
1.5.1 Identification des groupes des machines critiques et non critiques d’un réseau à la suite d’une contingence
1.5.2 Calcul des paramètres de la machine OMIB
1.5.3 Étude et calcul des données de la stabilité transitoire en utilisant SIME
1.5.3.1 Calcul de la marge de la stabilité ?
1.5.3.2 Calcul de t? et de δ??
1.5.3.3 Calcul du temps critique d’effacement : CCT
CHAPITRE 2 MÉTHODES D’ AGRÉGATION DES RÉSEAUX ÉLECTRIQUES
2.1 Méthodes modales……
2.2 Méthodes se basant sur la cohérence
2.2.1 Méthodes d’identification des générateurs cohérents
2.2.1.1 Méthode de la simulation temporelle
2.2.1.2 Méthode de la transformée de Hilbert Huang
2.2.1.3 Méthode de la transformée du facteur relationnel
2.2.1.4 Méthode du composant principal (PCA)
2.2.1.5 Algorithme du groupement hiérarchique
2.2.1.6 Méthode de la cohérence lente
2.2.2 Algorithmes d’agrégation des générateurs cohérents avec leurs systèmes de commande
2.2.2.1 Agrégation à partir des barres terminales des générateurs
2.2.2.2 Agrégation inertielle
2.2.2.3 Algorithme d’équivalent dynamique simple
2.2.2.4 Algorithme du facteur participatif
2.2.2.5 Algorithme fréquentielle de Podmore
2.2.2.6 Agrégation par préservation de la structure
2.2.3 Calcul de la matrice admittance du réseau équivalents
2.2.3.1 Algorithme de Zhukov
2.3 Méthodes se basant sur les mesures en ligne ou la simulation
CHAPITRE 3 ÉTAPES D’ AGRÉGATION D’UN RÉSEAU ÉLECTRIQUE
3.1 Définition des machines de la zone interne et externe du réseau
3.2 Définition de la cohérence de deux machines
3.3 Identification des générateurs cohérents
3.3.1 Détermination du modèle d’état linéarisé réduit du réseau électrique
3.3.2 Calcul des valeurs propres de la matrice d’état réduite
3.3.3 Selection de r valeurs propres les plus lents et les vecteurs propres associés
3.3.4 Détermination des générateurs de référence
3.3.5 Identification des groupes initiaux de générateurs cohérents
3.3.6 Vérification graphique de la cohérence des machines après l’occurrence d’une contingence
3.4 Agrégation des paramètres dynamiques des machines cohérentes
3.4.1 Cas classique
3.4.2 Cas détaillé
3.4.2.1 Calcul des paramètres de générateur équivalent
3.4.2.2 Calcul des paramètres du système d’excitation équivalent
3.5 Regroupement de la matrice d’admittance Ybus du réseau
CHAPITRE 4 PROGRAMATION DE L’AGRÉGATION
4.1 Préparation de données
4.2 Calcul des paramètres dynamiques équivalents
4.2.1 Cas d’une seule zone cohérente
4.2.1.1 Cas classique
4.2.1.2 Cas détaillé
4.2.2 Cas de plusieurs zones cohérentes
4.3 Calcul de la matrice Ybus équivalente
4.3.1 Cas d’une seule zone cohérente
4.3.1.1 Cas classique
4.3.1.2 Cas détaillé
4.3.2 Cas de plusieurs zones cohérentes
CHAPITRE 5 RÉSULTATS ET VALIDATION
5.1 Introduction
5.2 Aggrégation dans le cas classique
5.2.1 Cas réseau 10 machines 39 barres : New England
5.2.2 Cas réseau 50 machines 145 barres
5.3 Aggrégation dans le cas détaillé
5.3.1 Cas réseau 10 machines 39 barres
5.4 Méthodes de calcul et d’intégration numérique..
5.5 Discution des résultats…
CONCLUSION
ANNEXE I ORGANIGRAME D’IDENTIFICATION DES GÉNÉRATEURS COHÉRENTS AUX CONDITIONS INTIALES DU RÉSEAU
ANNEXE II MACHINES COHÉRENTES AUX CONDITIONS INITIALES DANS LE CAS 50 MACHINES 145 BARRES
ANNEXE III DONNÉES RÉSEAU 10 MACHINES 39 BARRES
ANNEXE IV DONNÉES RÉSEAU 50 MACHINES 145 BARRES
ANNEXE V PROGRAMME MATLAB
BIBLIOGRAPHIE

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