TD3 Reglage de La Fréquence [PDF]

Zitiervorschau

TD 3 : Réglage de la fréquence Exercice 1 :

Correction

Exercice 2

Correction

Exercice 3 : Réglage primaire de la fréquence Un parc de production comprend : •

•

un premier groupe de générateurs produisant leur puissance nominale (pas de puissance réglante disponible en cas de baisse de fréquence) et totalisant 3000 MW ; un second groupe de générateurs chargés à 80% de leur puissance nominale et produisant 2000 MW.

Sachant que le statisme des régulateurs de vitesse est réglé à 5%, quelle sera la chute de fréquence dans le réseau et la production des générateurs après la réaction du réglage primaire • •

cas a) en cas de perte d'un générateur de 300 MW appartenant au premier groupe ; cas b) en cas de perte de deux tels générateurs ;

d'une part en négligeant la sensibilité de la charge à la fréquence, d'autre part en supposant que cette sensibilité vaut 1 pu/pu (on néglige l'influence des lignes de transport d'énergie du réseau). Correction La perte d'un ou deux générateurs de 300 MW peut se comprendre comme une variation P = -300 MW ou P = -600 MW de la puissance électrique injectée dans le reste du réseau.

1) On néglige la sensibilité de la charge à la fréquence Puisque l'on considère que Di = 0 , les formules deviennent

(S09-3) Le groupe 1 étant au maximum de sa puissance, son énergie réglante lors d'une diminution de la fréquence est nulle. Le groupe 2 n'étant pas au maximum de sa puissance, il dispose d'une énergie réglante lors d'une diminution de la fréquence. Pour la calculer, il faut connaître sa puissance nominale, à savoir PB2=2000/0.8 = 2500 MW . On a donc Energie réglante du groupe 1 (pour  f < 0 uniquement ) : K1 = 0 MW / Hz

Energie réglante du groupe 2 (pour  f < 0 ou  f > 0) : cas a :  P = - 300 MW

productions : P1 = 3000 - 300 = 2700 MW P2 = 2000 - K2  f = 2300 MW

cas b :  P = - 600 MW La production maximale est P1 = 2400 MW + P2 max = 4900 MW La production (4900 MW) est inférieure à la charge (5000 MW) → les générateurs ralentissent jusqu'au déclenchement. Note : le déclenchement se produirait à 47.5 Hz mais, en pratique, on n'atteint pas cette limite car une partie de la charge est délestée automatiquement par des relais de fréquence (typiquement entre 49 Hz et 48 Hz).

2) On tient compte de la sensibilité de la charge Considérant l'ensemble des charges globalement, on a devient maintenant :

(S09-4)

où D est le facteur de sensibilité de la charge

cas a :  P = - 300 MW

productions : P1 = 3000 - 300 = 2700 MW P2 = 2000 - K2  f = 2273 MW charge : 5000 + D  f = 5000 - 100 x 0.273 = 4973 MW cas b :  P = - 600 MW Quand le réglage primaire atteint P2 max , on n'a pas encore l'équilibre productionconsommation → les groupes continuent à ralentir. Pmax = 2400 + 2500 = 4900 MW La puissance de la charge varie de  Pcharge = 4900 - 5000 = -100 MW

ce qui correspond à une variation de fréquence de On a donc

ffinale = 49 Hz

Exercice proposé 4 : Gestion économique "Economic Dispatch" La charge d'un réseau, au cours d'une journée, varie comme suit : P = 500 MW entre 0 h et 8 h P = 800 MW entre 8 h et 20 h P = 650 MW entre 20 h et 24 h Le parc de production comprend trois groupes thermiques dont les coûts marginaux  varient comme indiqué à la figure ci-dessous entre Pmin et Pmax , et des groupes hydrauliques d'une puissance maximale totale de 200 MW pouvant produire 2.8 GWh par jour.

Déterminez la répartition optimale de la production entre les générateurs en fonction du temps.

Correction : 1) On remplit le dessus du diagramme de charge avec l'hydraulique (tenant compte des contraintes Pmax = 200 MW et EH = 2.8 GWh ) pour éviter les zones à taux marginal élevé pour les groupes thermiques. Ceci fournit la répartition suivante entre hydraulique et thermique.

Figure S09-2 2) La répartition optimale de la production thermique entre les 3 générateurs G1 , G2 et G3 pour une production totale comprise entre  Pmin et  Pmax est donnée par le diagramme cidessous.

Figure S09-3 En effet, le taux marginal évolue alors comme indiqué à la figure S09-4 :

Figure S09-4 Ceci fournit le résultat suivant :