AGC

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.

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.

1.1  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.