jeudi 28 février 2013

DELESTAGE CONTRE LA BAISSE DE LA FREQUENCE

DELESTAGE CONTRE LA BAISSE DE LA FREQUENCE

           le délestage de la consommation par relais de fréquence ne sera sollicité qu'en cas de déficits de production consécutifs aux déclenchements de groupes et des interconnexions avec les pays voisins ou en cas de séparation de réseau en poches déficitaires en production.
            â I- Relais à minimum de fréquence

          Le réseau est équipé de relais à minimum de fréquence qui provoquent le déclenchement des départs qui desservent les clients quand la fréquence atteint le seuil de réglage des relais. Les relais à minimum de fréquence équipant les installations du réseau comportent un ou quatre seuils de réglages.

          Ces relais permettent de pratiquer au niveau d'une installation des délestages échelonnés en fonction du degré de priorité de chaque départ.
            â II- Seuils de fréquence

               II.1- Signalisation "alarme baisse de fréquence 49,5 Hz"

          Les centrales hydrauliques et turbines à gaz sont équipées de relais à minimum de fréquence réglés à 49,5 Hz ; ces centrales ont pour consigne de prendre le maximum de charge sur les groupes en service et demander les instructions au Dispatching National pour les groupes disponibles à l'arrêt.

            II.2- Délestage des départs et séparation des interconnexions

          Le plan de délestage contre la baisse de fréquence appliqué sur le réseau comprend les seuils de fréquence ci-après. En ce sui concerne la temporisation il n'est tenu compte généralement que du temps de fonctionnement des relais qui est d'environ 25 ms pour les relais statiques et 500 ms pour les relais électromécaniques.



          Toutefois certains départs sont réglés à deux seuils de fréquence ; un seuil instantané et un seuil temporisé. (5s£T£15s) supérieur au seuil de fréquence instantanée. Afin d'éviter d'exploiter le réseau à des fréquences basses dans certains cas  et ce malgré le fonctionnement des seuils instantanés.

Statismes et réglages des relais


      A- PROTECTIONS DES LIGNES THT et HT


Les lignes THT et HT sont équipées d'une:

a/ protection de distance à 3 stades de fonctionnement directionnel et un  stade de sécurité non directionnel.

b/ protection complémentaire et de secours ou complémentaire prévue pour assurer le déclenchement de la ligne en cas de défaut résistant non décelé par la protection principale

c/ protection de surtension (uniquement pour les départs THT).
     Les postes 225 kV d'OUJDA, MELLOUSSA, MOHAMMEDIA et de JERADA sont équipés d'une protection défaillance disjoncteur (appelée aussi protection de réserve). Cette protection associée en général à la protection jeu de barres est installée sur tous les départs.










En raison de la mise en service de l'interconnexion MAROC-ESPAGNE, certaines modifications ont été apportées au plan de protections.

     Les postes THT de JORF LASFAR, MOHAMMEDIA, LAAWAMER, TIT
MELLIL, GHANEM, OULED HADDOU, MELLOUSSA, JERADA et MATMATA sont équipés en plus d'une protection de distance multichaînes (type PXLP) afin de réduire le temps d'élimination du défaut en 2ème stade à une valeur inférieure à 400 ms. Les réglages des temporisations des protections de distance adoptés dans le cadre du nouveau plan de protection sont dressés en annexe 1.

          En outre en raison des déclenchements répétitifs des lignes 225 kV TOULAL-BOURDIM et EL OUALI-OUJDA suite à des pertes de production importantes sur le réseau SONELGAZ ; les portées de réglage des relais à minimum d’impédance des protections de distance équipant les départs des lignes 225 kV OUJDA-EL OUALI, TOULAL-BOURDIM et BOURDIM-OUJDA ont été réduites.

                                        
Les nouveaux réglages adoptés :
         * Zr= 140%zd1 au lieu de : Zr=1,2 (zd1+zd2)
         * Zr impédance de réglage
         * Zd1      "         directe de la ligne à protéger
         * Zd2      "              "               "     adjacente la plus longue
 












        Cette mesure qui présente néanmoins l'inconvénient de ne pas protéger la ligne adjacente dans certains cas a été adopté; en attendant le remplacement des protections statiques par des protections numériques au niveau d’Oujda.








       eB- AUTOMATES

       â I- Réenclencheurs

Les départs THT et HT sont équipés de réenclencheurs qui permettent en cas de déclenchement la reprise automatique de service au bout de :

     u 1,5s réenclenchement monophasé pour les lignes THT
     u 2,5s réenclenchement triphasé pour les  lignes THT
     u 2,5s ou 3,5s réenclenchement triphasé pour les lignes HT

            å I.1- Type de réenclencheurs

                 Les réenclencheurs utilisés sont de différents types:

     3 I.1.1- Les automatismes de reprise de service ARS1     
    (départs THT) et ARSTS3 (départs HT)

          Ces automatismes sont équipés de réenclencheur et de protection manque tension avec les possibilités de programmation suivantes :

Programme réenclencheur :
           
uMonophasé                             :
ES-HS (uniquement pour les ARS1 utilisés sur les départs THT)
u Triphasé                                 :
ES-HS
uRenvoi ou rebouclage           :

u Inversion des consignes     :
ES-HS

                 
           Programme MU :

uDéclenchement MU                :               
ES-HS
u Renvoi ligne sur barres       :
ES-HS
u Renvoi barres sur lignes     :
ES-HS
u Rebouclage MU                    :
ES-HS







Les pertes


Les différentes pertes dans le réseau électrique

    Le transite d’électricité sur le réseau de transport génère des pertes. Ces pertes ne  constituent pas une fatalité, elles doivent être identifiées puis combattues avec un objectif d’optimisation et de réduction permettant ainsi l’amélioration du rendement du réseau.
Les pertes du système électrique sont constituées de :

-       Pertes techniques

   Ces pertes résultent du transit d’énergie active et réactive dans le réseau au cours de processus de transport. Leur  volume (ou quantité) dépend directement des caractéristiques des ouvrages existants et de leurs modes d’exploitation.




§   Les pertes par  effet de joule :

       Les pertes par effet joule constituent la composante principale des pertes de  transport. Ces pertes sont causées par le courant qui circule dans les lignes et les transformateurs.
La puissance dissipée par l'effet joule vaut :    P = R * I2
    Avec        
                      P : la puissance dissipée par effet joule en watts (W)
                      R : la résistance de l’élément en ohms (Ώ)
                      I : le courant qui circule dans l’élément en ampères (A)
§   Les pertes fer :

   On appelle pertes fer la somme des pertes par hystérésis et des pertes par courant de foucault. La magnétisation des tôles des transformateurs est à l’origine des pertes fer. Ces pertes ont deux causes: l’Hystérésis et les courants de Foucault.
  
 Pertes par Hystérésis :
 
     Un matériau magnétique soumis à un champ variable tel qu’il décrive un cycle d’hystérésis complet, absorbe une énergie égale à l’aire du cycle multiplié par le volume de l’échantillon.
Si le champ est alternatif de fréquence f, la puissance dissipée, aura pour expression :                  P hystérésis = f *  V * A       avec :      
          F  : la fréquence
          V : le volume du matériau
          A : aire du cycle

   Pertes par courant de Foucault : 
 
    Les courants de Foucault sont des courants induits dans la masse métallique du circuit magnétique. En effet, lorsque des pièces métalliques conductrices sont plongées dans des champs magnétiques variables, cela induit dans ces pièces des courants parasites.

   Limitation des pertes fer

    Pour réduire les pertes par hystérésis il faut choisir un matériau ferromagnétique avec un cycle d’hystérésis le plus étroit possible.
Pour réduire les pertes par courants de Foucault, le noyau est feuilleté. C’est à dire qu’il est constitué de tôles vernies, donc isolées les unes des autres. La taille des boucles de courant de Foucault est alors limitée par l’épaisseur de la tôle. Plus les boucles sont petites, plus les pertes sont réduites.




§   Les pertes par effet couronne :

      Lorsqu'on porte un fil a un potentiel électrique élevé, le champ à son voisinage peut devenir suffisamment intense pour provoquer l'ionisation des molécules de l'air. Les ions ainsi formés sont alors entraînés par la force électrostatique et tendent à se déplacer le long des lignes de champ, ce qui induit des fuites. Ces pertes sont amplifiées dans un temps humide ou par les précipitations.      
     Les pertes par effet couronne dépendent de la tension des lignes et de la quantité des précipitations. L’étude des pertes par effet couronne est abordée en tenant compte des caractéristiques des lignes de transport (longueur de circuit et parcours par niveau de tension), de la fréquence des précipitations et de données expérimentales

§   Les pertes shunt :

   Les pertes shunt proviennent des appareils branchés à la terre telque les appareils de compensation, de mesure et de protection. Ces pertes shunt sont influencées par le niveau de tension et le facteur d'utilisation des appareils. Les condensateurs et les inductances sont manœuvrés périodiquement pour le contrôle de tension. Chacun de ces appareils soutire une faible quantité de courant pour fonctionner, mais leur grand nombre entraîne des pertes relativement importantes.
L’évaluation des pertes shunt met en parallèle les capacités des équipements sous des conditions nominales avec leur facteur d’utilisation sur le réseau. Les équipements considérés incluent les inductances, les compensateurs statiques et synchrones, les condensateurs et les parafoudres
§   Les pertes de fuite :

   Les pertes de fuite sont principalement dues aux pertes dans les isolateurs et les isolants des lignes souterraines. Ces fuites sont établies selon le nombre de chaînes d’isolateurs par pylône et le facteur d’utilisation des lignes sous tension.


  Les pertes par induction électromagnétique résultent de l’induction de courant dans des circuits parallèles fermés comme les fils de garde non isolés à leur point de support.
  Ces pertes sont évaluées en considérant les types de pylônes utilisés à chaque niveau de tension,  le nombre de câbles de garde ainsi que l’amplitude du courant induit dans les câbles de garde.

-     Pertes non techniques ou « commerciales »

    Elles résultent des dysfonctionnements de processus de mesure, de relève, de comptabilisation, de facturation et de recouvrement  de l’énergie consommée par la clientèle. Leur importance dépend directement de la qualité de gestion de la clientèle.



Automatic Génération Control AGC)


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.







Classe de réserve

Période typique (Paramétrable)
                                                                                                 
Réserve en secondes


                 20 secondes
Réserve rapide en minutes


2 minutes

Réserve lente en minutes

                  10 minutes
Réserve rapide en heures

                  30 minutes

Réserve lente en heures

                     2 heures




                                                                                                              


                                                                                                                 
                                                                                                                                                                              





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