Problématique liée à la résolution du TSC-OPF

Table des matières

INTRODUCTION
CHAPITRE 1 REVUE DE LITTÉRATURE
1.1 TSC-OPF dans la littérature
1.1.1 Problématique liée à la résolution du TSC-OPF
1.1.2 Méthode «SIME»
1.1.3 Méthodes alternatives
1.1.4 Type de stabilité étudiée
1.2 Intégration des contraintes hydrauliques au problème d’optimisation
1.2.1 Approche générique pour résoudre le problème hydrothermal
1.2.2Ajout de contraintes réseau au problème de planification court terme d’un réseau hydrothermal
1.2.3 Méthodes alternatives de résolution du problème
1.2.4 La planification court terme contre la visée du mémoire
CHAPITRE 2 CADRE THÉORIQUE
2.1 Écoulement de puissance optimisé
2.1.1 Répartition économique de la puissance pour des installations thermiques
2.1.1.1 Problème générique
2.1.1.2 Modélisation économique d’une unité thermique
2.1.2 Planification d’un réseau hydrothermique
2.1.2.1 Problème de base
2.1.2.2 Modélisation d’une centrale Hydroélectrique
2.1.2.3 Impact des contraintes hydrauliques sur le problème de base
2.1.2.4 Cas particulier des centrales en cascades
2.1.2.5 Simplification liée à la planification court terme
2.1.3 Planification pour un réseau strictement hydroélectrique
2.1.3.1 Problème de base
2.1.3.2 Planification long terme
2.1.3.3 Planification court terme
2.1.4 Écoulement de puissance
2.1.4.1 Problème de base
2.1.4.2 Modélisation des lignes de transmissions du réseau
2.1.5 Ajout des contraintes d’écoulement de puissance à un problème d’optimisation
2.1.6 Programmation linéaire
2.1.6.1 Programmation dynamique
2.1.7 Méthode de Newton-Raphson
2.1.7.1 Résolution de problèmes d’écoulement de puissance
2.1.8 Programmation non-linéaire
2.1.8.1 Conditions de Karush-Kuhn-Tucker
2.1.8.2 Méthode du point intérieur
2.2 Stabilité dynamique d’un réseau électrique
2.2.1 Générateurs synchrones
2.2.2 Lignes de transmission
2.2.2.1 Modèle de ligne courte
2.2.2.2 Modèle de ligne de longueur moyenne
2.2.2.3 Équation différentielle des lignes de transmission
2.2.2.4 Circuit équivalent en ? du modèle basé sur les équations différentielles
2.2.3 Modèles de charge
2.2.3.1 Modèle ZIP
2.2.4 Compensations shunts
2.2.4.1 Réactances shunts
2.2.4.2 Capacitances shunts
2.2.4.3 Compensateur synchrone
2.2.4.4 Compensateurs statiques
2.2.5 Compensations série
2.2.6 Stabilité transitoire
2.2.6.1 Critère des aires égaux
2.2.6.2 Fonction d’énergie
2.2.7 Stabilité de tension
CHAPITRE 3 Cadre législatif
3.1 Organismes régissant le marché de l’énergie électrique
3.1.1 Régie de l’énergie
3.1.2 NERC
3.1.3 NPCC
3.2 Règlement affectant la conception de l’outil TSC-OPF
3.2.1 Connaissance des limites d’un réseau électrique
3.2.2 Tension transitoire
3.2.3 Actions automatiques lors d’une contingence
CHAPITRE 4 Cadre pratique
4.1 L’exemple d’Hydro-Québec
4.2 La planification des stratégies d’exploitation
4.3 Exploitation temps réel du réseau de transport
4.3.1 Bilan de puissance
4.3.2 Plan de production
4.3.3 Vérifications des limites de transport
4.3.4 Correction pour revenir dans un état acceptable d’exploitation
4.4 Opportunités pour le TSC-OPF
4.4.1 Augmentation des limites de transit
4.4.2 Manœuvres optimales lors de la correction de problèmes de limite
CHAPITRE 5 Définition de l’algorithme et de ses paramètres
5.1 Survol de l’algorithme
5.2 Importation des données
5.2.1 Informations liées au problème d’optimisation
5.2.2 Informations concernant la topologie en régime permanent
5.2.3 Informations permettant de simuler temporellement le réseau
5.3 Définition du problème d’OPF
5.3.1 Modélisation des générateurs thermiques
5.3.2 Modélisation adaptée des centrales hydroélectriques
5.3.2.1 Centrales hydroélectriques avec un seul groupe de génération
5.3.2.2 Centrales hydroélectriques avec plusieurs groupes de génération
5.3.2.3 Limites d’exploitation des centrale avec plusieurs groupes
5.3.2.4 Cas particulier d’un réseau strictement hydroélectrique
5.3.3 Modélisation des compensations shunts
5.3.4 Autres types de productions
5.3.5 Fonction objectif unifiée
5.4 Simulation dynamique
5.4.1 Définition du scénario
5.4.2 Conversion des inductances inductives et capacitives shunts
5.4.3 Conversion des charges
5.4.4 Canaux de données
5.4.5 Temps de simulation
5.4.6 Exécution de la simulation
5.4.7 Récupération des données
5.5 Vérification de la stabilité transitoire
5.5.1 Critère angulaire
5.5.2 Critère de tension
5.5.3 Ordre de priorité dans l’étude des critères de stabilité
5.5.4 Récupération des données
5.6 Étude de sensibilité
5.6.1 Diminuer la puissance maximale du groupe
5.6.2 Calculer le nombre d’incréments
5.6.2.1 Calcul du nombre d’incrément lors d’un cas de stabilité angulaire
5.6.2.2 Calcul du nombre d’incrément lors d’un cas de stabilité de tension
5.6.2.3 Récupération des données
5.6.3 Calculer le coût des manoeuvres
5.6.3.1 Récupération des données
5.7 Changement des limites d’opérations
5.8 Exemple d’application de l’algorithme à un réseau simple
5.8.1 Écoulement optimisé de puissance initial
5.8.2 Simulation dynamique initiale et vérification de la stabilité
5.8.3 Étude de sensibilité et changement des limites d’opérations
5.8.4 Exemple d’une itération agissant sur la stabilité transitoire de tension
5.8.5 Sortie de l’algorithme et résultats finaux
CHAPITRE 6 IMPLÉMENTATION DE L’ALGORITHME
6.1 PSS/E
6.1.1 Outil d’OPF
6.1.2 Outil de simulation dynamique
6.1.3 Librairie python
6.2 Python(x,y)
CHAPITRE 7 Utilisation et validation de l’algorithme
7.1 Réseau New-England 10 machine 39 barres
7.1.1 Scénario avec une contingence sur la barre 29
7.1.1.1 Données économiques
7.1.1.2 Écoulement de puissance optimal initial
7.1.1.3 Résultats intermédiaires
7.1.1.4 Résultats finaux
7.1.1.5 Comparaison avec la littérature
7.1.2 Scénario avec deux contingences sur les barres 28 et 4
7.1.2.1 Écoulement de puissance optimal initial
7.1.2.2 Résultats intermédiaires
7.1.2.3 Résultats finaux
7.1.3 Scénario avec deux contingences et une centrale hydroélectrique
7.1.3.1 Définition de la centrale hydroélectrique de la barre 39
7.1.3.2 Écoulement de puissance optimal initial
7.1.3.3 Résultats intermédiaires
7.1.3.4 Résultats finaux
7.2 Réseau australien 14 machines simplifiés
7.2.1 Données économiques
7.2.1.1 Données économiques des centrales thermiques
7.2.1.2 Données économiques des centrales hydroélectriques
7.2.2 Écoulement de puissance initial
7.2.3 Résultats intermédiaires
7.2.4 Résultats finaux
CONCLUSION
BIBLIOGRAPHIE