Stabilité de systèmes électriques et le réglage de la fréquence
La stabilité de systèmes électriques est définie comme la capacité d’un système électrique à retrouver un état d’équilibre après avoir subi une perturbation . Il y a trois catégories de stabilité : la stabilité de l’angle de rotor, la stabilité en fréquence, et la stabilité en tension.
La stabilité de l’angle de rotor porte sur la capacité des génératrices synchrones à couplage direct au réseau à rester en synchronisme. La stabilité transitoire, comme l’on l’appelle communément, concerne la stabilité de l’angle de rotor lorsque la perturbation est tellement grande que la linéarisation des équations du système n’est plus valable pour l’analyse.
La stabilité en fréquence correspond à la capacité d’un système électrique à maintenir la fréquence après un déséquilibre important entre la production et la demande.
La stabilité en tension porte sur la capacité d’un système à maintenir la tension à tous les jeux de barres du système après avoir été soumis à une perturbation.
Des mesures de sécurité sont prises pour renforcer la stabilité de systèmes électriques. Les actions pour renforcer de la stabilité transitoire visent à réduire l’influence de perturbations à augmenter le couple synchronisant et à réduire le couple d’accélération. Pour la stabilité en fréquence, des schémas de commande pour ajuster la production des générateurs ont été développés pour maintenir l’équilibre de la puissance et de réguler la fréquence. Les moyens les plus courants pour améliorer la stabilité en tension est de générer / consommer de la puissance réactive à différents jeux de barres et d’ajuster la prise de transformateur. En pratique, le maintien de la stabilité en fréquence et de la stabilité en tension fait appel aux services système, qui comprennent plusieurs types de services visant à soutenir le fonctionnement de base de la production, l’approvisionnement d’énergie, et la fourniture de courant .
Technologie HVDC et ses apports à la stabilité
HVDC est l’acronyme anglais pour « High Voltage Direct Current », c’est à dire « courant continu haute tension ». Il s’agit d’une technologie permettant de transporter de fortes puissances . En utilisant des composants de l’électroniques de puissance, de la puissance en courant alternatif est convertie en puissance en courant continu pour la transporter à grande distance, ce qui donne lieu à un coût moins cher et de pertes électriques moins importantes. En outre, la technologie HVDC est également avantageuse pour les interconnexions asynchrones et les câbles sous-marins de longue distance . Alors que des convertisseurs classiques à source de courant ont besoins d’injection locale de la puissance réactive, des convertisseurs modernes à source de tension sont capables de commander la puissance active et la puissance réactive de manière indépendante. Les systèmes HVDC les plus courants ont deux convertisseurs, l’un fonctionnant comme un redresseur tandis que l’autre comme un onduleur. Lorsqu’il faut connecter plus de deux zones géographiques, un système HVDC à plusieurs terminaux (ou MT-HVDC pour « multi-terminal HVDC » en anglais) peut être utilisé. Un tel système avec plusieurs convertisseurs donne lieu à de nombreux défis technologiques (notamment en termes de protections et de commande), mais promet une plus grande flexibilité en termes de connexion au réseau et plus de fiabilité. En tant qu’un dispositif hautement contrôlable, les systèmes HVDC ouvrent de nouvelles opportunités pour améliorer la fiabilité de systèmes électriques. En effet, un certain nombre d’études ont montré les avantages d’un système HVDC pour améliorer la stabilité, en termes de la stabilité transitoire , la stabilité en tension , la stabilité en fréquence , et des oscillations inter-zones à basses fréquences .
Utilisation de la technologie HVDC pour le réglage de la fréquence
Le développement de la technologie HVDC ouvre de nouvelles perspectives pour interconnecter des zones non-synchrones. Dans ce contexte, il est généralement prévu que les flux d’énergie sur un système HVDC sont fixés à des valeurs programmées, tandis que les fréquences des zones AC restent indépendantes. Ce type de commande peut éviter un cascade des pannes en limitant les effets d’une perturbation grave dans une zone . Il est également judicieux lorsque les gestionnaires des réseaux de transport interconnectés ne peuvent s’entendre sur une pratique commune en termes du réglage de la fréquence. Toutefois, ce type de commande empêche les réserves primaires d’être partagées entre les zones non-synchrones, parce que les générateurs dans une zone sont insensibles à des excursions de fréquence dans d’autres zones. Puisque l’approvisionnement en réserves primaires représente une part importante des coûts opérationnels
des gestionnaires de réseau de transport d´électricité , il serait économiquement avantageux de partager les réserves primaires parmi les zones non-synchrones en faisant usage de la capacité de suivi rapide de puissance de convertisseurs HVDC.
Loi de commande
Le partage des réserves primaires entre les zones AC signifie que toute zone soumise à un déséquilibre de puissance peut compter sur les réserves fournies non seulement par la production locale, mais aussi par des générateurs situés dans d’autres zones. Comme le réglage de la fréquence repose généralement sur des mesures de fréquence, qui reflètent l’équilibre de puissance d’une zone synchrone, une approche classique pour atteindre l’objectif ci-dessus est d’émuler une grande interconnexion AC pour que les dévitions de fréquence de toutes les zones restent égales en permanence.
Pour rendre chaque générateur sensible à un déséquilibre de puissance à l’échelle du système, la fréquence de chaque zone AC doit tenir compte de l’équilibre globale entre la génération et la demande dans l’ensemble du système.
Table des matières
Régulation de la fréquence dans un système MT-HVDC
1 Introduction
1.1 Contexte
1.2 Objectif
1.3 Organisation de la thèse
2 Modèle HVDC et système de référence
2.1 Modèle d’un système HVDC à plusieurs terminaux
2.2 Point de fonctionnement de référence
2.3 Système de référence et perturbation
3 Schéma de commande basé sur les puissances injectées
3.1 Loi de commande
3.2 Etude théorique
3.3 Simulations
3.4 Effets de la durée du temps de retard
4 Schéma de commande basé sur les tensions DC
4.1 Introduction
4.2 Loi de commande
4.3 Etude théorique
4.4 Simulations
5 Coordination au niveau du réglage secondaire de la fréquence
5.1 Schéma de commande du réglage secondaire de la fréquence
5.2 Résultats de simulations
6 Conclusion
6.1 Résumé des contributions
6.2 Perspectives
