III – Gestion
des moyens de production en temps réel
1 Gestion de centrale
(Power Applications PA)
L’objectif de la gestion de centrale
est de distribuer la puissance demandée entre plusieurs unités de production de
manière à minimiser les coûts de production en tenant compte des contraintes de
l’exploitation et de la sécurité. Selon les périodes considérées, le
sous-système PA est réparti en différentes sous fonctions.
Le système PA tourne dans les modes
temps réel, formation et test.
Les fonctions RM, PCM, ED, ITS et
Economy A tournent aussi en mode étude.
1.1 Contrôle automatique de génération
(Automatic Génération Control AGC)
Le système AGC permet la gestion
automatique des unités de production à partir du centre de conduite. La sous
fonction régulation de la fréquence puissance (LFC, Load Frequency Control)
règle la puissance active des générateurs en veillant à une fréquence constante
en tenant compte des plans d’échange. La fonction LFC emploie une simulation
analogue pour réaliser le réglage des générateurs dans un ordinateur digital.
En mode temps réel, la LFC collabore
avec la sous-fonction répartition économique de la charge (ED, Economic Dispatch)
pour garantir la rentabilité du système tout entier et pour satisfaire aux
conditions de réglage et d’exploitation des unités de génération.
La masque vue d’ensemble AGC
1.2 Répartition économique de la charge
(Economic Dispatch ED)
La sous-fonction ED détermine la
répartition optimale de la puissance entre les unités disponibles avec
l’objectif de minimiser les coûts de production, en gardant les réserves
nécessaires et en respectant les contraintes.
L’algorithme de la ED utilise la
méthode des facteurs Lagrange pour minimiser les coûts de production.
La fonction ED réalise trois modes
de calculs de répartition de charge: mode contrôle, mode recommandation, mode
objectif.
1.2 Surveillance de la puissance en réserve
(Réserve Monitor RM)
La fonction RM détermine les
demandes en puissance active et réactive dans la propre compagnie, en tenant compte
des échanges d’énergie stipulés avec les autres compagnies. La RM calcule
périodiquement les réserves en puissance active et réactive, les compare avec
les demandes et affiche les insuffisances. Les résultats sont visualisés et mis
à disposition d’autres sous-fonctions, comme par exemple la ED. Cependant, la fonction
RM elle-même n’effectue aucune action.
Pour pouvoir récupérer l’état normal
de l’exploitation du réseau après un incident, les capacités de production doivent
être plus grandes que les demandes à un moment donné après la perturbation.
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Classe de réserve
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Période typique (Paramétrable)
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Réserve en secondes
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20
secondes
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Réserve rapide en minutes
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2 minutes
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Réserve lente en minutes
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10
minutes
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Réserve rapide en heures
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30 minutes
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Réserve lente en heures
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2 heures
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1.4 Surveillance des coûts de
production (Production Cost Monitor PCM)
La sous-fonction PCM fournit à
l’opérateur un outil lui permettant de surveiller et de synthétiser les coûts
de production et la consommation de combustibles des groupes de production
hydrauliques et thermiques et de les comparer avec les coûts de production
optimaux.
La PCM tourne cycliquement et
calcule les coûts de productions et les valeurs de consommation de combustible par
groupe de production, par centrale et pour le système tout entier. La PCM
calcule les moyennes de ces valeurs pour une période définie par l’opérateur et
une journée.
1.5 Planification des échanges
d’énergie (Interchange Transaction Scheduler ITS)
La sous-fonction ITS permet à
l’opérateur de définir, de modifier et de surveiller des valeurs d’échange en
énergie avec d’autres compagnies de production d’énergie électrique. Les
résultats de la sous-fonction ITS sont utilisés par d’autres sous-fonctions
comme la LFC, la RM et pour la planification de l’exploitation des unités de production.
Par une réparation des tâches en la
préparation des plans de marche et des fonctions temps réel, la ITS utilise les
données pertinantes de tous les genres, des contrats jusqu’aux plans de marche.
La ITS se base sur un système de type RDBMS (Relational Data Base Management
System).
1.6 Économie A (Economy A)
Cette sous-fonction permet à
l’opérateur de juger une transaction en énergie de type A planifiée (c’est
l’achat ou la vente d’énergie possibles sans une modification dans
l’exploitation planifiée des unités de production).
La fonction économie A calcule les
coûts d’une augmentation ou d’une diminution de la production pour une comparaison
avec le prix de la transaction planifiée.
La définition de la transaction à
juger se fait avec l’entrée du montant de l’énergie à échanger et des dates du début
et de la fin. L’évaluation de la transaction peut être fait basé sur des
données actuelles ou planifiées.
2 Planification de
centrale (Scheduling Applications SA)
L’objectif du sous-système
planification de centrale est d’optimiser l’utilisation des différentes
centrales (thermiques, hydrauliques et hydro thermiques) en vue de minimiser le
coût totale de d’exploitation, tout en tenant compte des règles d’exploitation
et de sécurité.
Pour garantir une planification
optimale, le centre de dispatching et les centrales individuelles doivent
collaborer étroitement.
2.1 Prevision
de charge a court terme (Short Term Load Forecast STLF)
La tâche de la fonction STLF et la
prévision de la charge totale du réseau pour une période de quelques heures jusqu’à
14 jours à l’avance. Cette charge prévue est la valeur de base pour la
planification d’une production suffisante, la planification de réserves en
ligne et hors ligne.
La précision et la ponctualité de la
prévision sont très importantes pour les coûts de production et d’exploitation.
Pour réduire l’influence de la disponibilité des centrales et de l’incertitude
de la prévision de la charge, on a conçu des classes de réserve qui définissent
les exactitudes demandées. Les erreurs de prévision peuvent augmenter les coûts
de production:
ü Charge prévue trop petite:
Un volume trop petit en réserves à
prix bas peut aboutir à un coût d’exploitation plus haut.
ü Charge prévue trop grande:
Cela peut entraîner le démarrage non
nécessaire d’unités de production.
La charge totale du système est la
somme de toutes demandes ou charges individuelles. Chaque charge individuelle a
son propre comportement. Parce que les demandes individuelles en énergie ne
peuvent pas prévues exactement, la charge totale du système ne peut pas être
calculée à l’avance en extrapolant les évolutions des charges individuelles.
Mais la somme de toutes les charges se comporte selon un profil typique qui
Peut être évalué d’avance au moyen
de méthodes statistiques.
Une sous fonction STLS tourne en mode temps réel,
formation, test et scénario.
2.2 Planification
des centrales thermiques UC
2.2.1 Minimisation des
coûts de production
Un aspect principal de
l’exploitation d’un réseau est la planification des centrales thermiques en vue
de minimiser les coûts de production pour une période donnée.
2.2.2 Période de
planification
La planification de centrales thermiques UC
(Unit Commitment) peut être effectuée pour une période jusqu’à deux semaines à
l’avance. Cette période totale est répartie en intervalles d’heures ou de
quarts d’heure. La fonction UC détermine les temps de démarrage et d’arrêt les
plus économiques des centrales thermiques en liaison avec la production et, le
cas échéant, avec les puissances d’échanges.
2.2.3 Objectif
L’objectif de la sous-fonction UC est de
calculer des plans de marche de temps de démarrage et d’arrêt pour les
centrales disponibles, les centrales tournantes et des plans de marche pour les
échanges en énergie électrique avec d’autres producteurs. Les plans de marche
sont calculés de manière que la somme des coûts de la production propre et des
échanges devient minimale.
2.3
Planification des centrales hydrauliques HYS
2.3.1 Introduction
La fonction planification des centrales
hydrauliques HYS (hydro Scheduling) calcule des plans de marche optimaux pour
les unités de production d’un système de centrales hydrauliques, en respectant
la charge du réseau prévue. Les plans de marche sont calculés à partir d’une
date définissable arbitrairement pour une période jusqu’à une semaine. Les données
d’entrée sont la charge totale du réseau prévue, les afflux naturels pronostiqués
et les contraintes concernant les volumes et les niveaux des réservoirs, les
flux des fleuves etc.
2.3.2 Objectif
Il y a deux types de systèmes de centrales
hydrauliques:
D’une part, des systèmes dont la puissance
totale est insuffisante à la satisfaction de la charge totale et qui nécessitent
pour cela l’achat d’énergie externe. Pour ces systèmes, le plan de marche
optimale est celui qui satisfait à la charge prévue en minimisant le coût
d’achat.
D’autre part, des systèmes dont la puissance
totale est si grande qu’une exploitation indépendante d’autres sources
d’énergie est garantie. Pour ces systèmes, la consommation en énergie
potentielle sous forme d’eau est minimisée.
2.4 Coordination hydro-thermique des
centrales – HTC
2.4.1 Introduction
La coordination hydro-thermique des centrales
HTC distribue les ressources hydrauliques et thermiques disponibles et les
échanges d’énergie pour une période de planification donnée. L’objectif est de
satisfaire à la charge totale du réseau prévue en vue d’un minimum du coût de
la production. Le coût de production tient compte des combustibles, des
démarrages, de la maintenance, des transmission, des achats et
des ventes d’énergie. Les sources d’énergie possibles sont:
Ø
des centrales hydrauliques
Ø
des centrales thermiques
Ø
des échanges d’énergie
Ø
des réserves
Ø
des ressources qui ne sont
pas inclues dans l’optimisation
2.4.2 Objectif
L’objectif de la sous-fonction HTC est de
répartir toutes les ressources possibles (hydrauliques, thermiques, échanges)
d’un système hydro-thermique sur les intervalles de la période de planification
de manière que la charge totale prévue soit satisfaite avec un minimum du coût
totale de production et en respectant les limites posées par les différentes
contraintes.
Résultat d’un calcul de
la sous-fonction HTC
