Titre de l'invention : procédé de commande d'une liaison de transmission électrique entre un premier et un second bus de tension alternative

[0001 ] [L'invention concerne des stratégies de contrôle de réseaux électriques, en particulier des stratégies de contrôle permettant d'assurer la stabilité de réseaux électriques comprenant au moins une ligne de courant alternatif et une ligne de courant continu reliant des bus entre des zones de tension alternative. L'invention concerne notamment des stratégies de contrôle de réseaux électriques, dans le cas spécifique où plusieurs bus AC de plusieurs nœuds du réseau DC sont interconnectés.

[0002] Contrairement à une ligne AC, la puissance de ces lignes DC peut être contrôlée à des valeurs constantes. En général, en fonctionnement normal, les opérateurs du système envoient la valeur de la référence de puissance toutes les quelques minutes. Ainsi, en cas de perturbation du système, la puissance circulant dans la ligne à courant continu peut rester constante (contrairement à une ligne à courant alternatif, où la perturbation sera réfléchie).

[0003] Lorsqu'une perturbation grave se produit dans le réseau (par exemple, un défaut, un déclenchement de ligne ou de générateur), l'ensemble du réseau peut subir de fortes oscillations. La vitesse des générateurs peut osciller, entraînant une oscillation des différences d'angle de tension de phase, ce qui entraîne d'importantes oscillations de puissance sur les lignes de courant alternatif. Cela peut entraîner les problèmes majeurs suivants : un déclenchement intempestif des protections AC (pour le déclenchement d'un générateur ou d'une ligne), une défaillance en cascade, et enfin un black-out.

[0004] Une solution pour gérer les oscillations non amorties est divulguée dans le document " Design and Implementation of a Wide-Area Damping Controller Using High Voltage DC Modulation and Synchrophasor Feedback ", par A.Schoenwald et coll., publié dans IFAC PapersOnLine 50-1 (2017) 67-72. Ce document divulgue la gestion d'un réseau comprenant un réseau à courant continu interconnectant divers bus à courant alternatif, dont certains sont interconnectés par des lignes à courant alternatif. Ce document enseigne une méthode qui contrôle dynamiquement le réseau pour réduire les oscillations interzones, par le biais d'une technologie LCC. Ce document enseigne la mesure des fréquences AC sur des points éloignés des différents nœuds de connexion des bus AC au réseau DC. En gérant correctement le flux de puissance sur le réseau sur la base de ces mesures, les oscillations inter-zone sont amorties. Toutefois, cette solution n'est pas conçue pour gérer les graves perturbations mises en évidence ci-dessus. La technologie LCC apparaît notamment trop lente pour gérer les perturbations soudaines.

[0005] L'invention vise à résoudre un ou plusieurs de ces inconvénients. Le document FR3080230A1 décrit un procédé de commande d'une liaison de transmission électrique entre des premier et second bus de tension alternative connectés respectivement à des première et seconde zones de tension alternative d'un réseau de transmission électrique, la liaison de transmission comprenant une ligne à courant continu haute tension, un premier convertisseur AC / DC connecté d'abord au premier bus et ensuite à la ligne DC haute tension, et un second convertisseur AC / DC connecté d'abord au second bus et ensuite à la ligne DC haute tension, les premier et second bus de tension AC étant interconnectés par un réseau AC. L'invention concerne donc un procédé de commande selon la revendication 1 .

[0006] L'invention concerne également les variantes des revendications dépendantes. L'homme du métier comprendra que chacune des caractéristiques de la description ou des revendications dépendantes peut être combinée indépendamment avec les caractéristiques ci-dessus, sans constituer une généralisation intermédiaire.

[0007] D'autres caractéristiques et avantages de l'invention seront plus clairs à partir de la description qui en est donnée ci-dessous, à titre indicatif et de manière non limitative, en se référant aux dessins annexés, dans lesquels :

[0008] [Fig.1 ] est une vue schématique d'un réseau électrique comprenant deux zones de tension alternative distantes reliées par des lignes de courant alternatif et continu pour lesquelles l'invention peut être appliquée ; [0009] [Fig.2] est une vue schématique d’une gestion de l’énergie électrique réalisée selon un mode de réalisation de l’invention ;

[0010] [Fig.3] fournit des résultats de simulation pour le réseau de la figure 1 lorsqu'une ligne AC est déclenchée, avec une gestion de la référence de puissance selon l'art antérieur ;

[0011 ] [Fig.4] fournit des résultats de simulation pour le réseau de la figure 1 lorsqu'une ligne de courant alternatif est déclenchée, avec une gestion de l'alimentation selon un mode de réalisation de l'invention.

[0012] La figure 1 est une vue schématique d'un réseau électrique ou réseau 9 pour lequel l'invention peut être appliquée, comprenant une première et une seconde zones de tension alternative distantes 1 et 2. Ces zones de tension alternative 1 et 2 sont interconnectées par une liaison de transmission électrique 30. La liaison de transmission électrique 30 comprend des lignes à haute tension en courant alternatif et continu (portant généralement des tensions supérieures à 10 kV). Dans l'exemple, les zones de tension 1 et 2 sont interconnectées par une ligne de courant continu 31 , et par des lignes de courant alternatif 32, 33 et 34 (formant un réseau d'interconnexion).

[0013] L'interface de la zone de tension alternative 1 avec la liaison 30 comprend des bus respectifs 411 à 414, connectés respectivement aux lignes 31 à 34. Ces bus 411 à 414 sont interconnectés par un réseau AC de zone 10 (dont la structure est volontairement simplifiée pour une meilleure compréhension). L'interface de la zone de tension alternative 2 avec la liaison 30 comprend des bus respectifs 421 à 424, connectés respectivement aux lignes 31 à 34. Ces bus 421 à 424 sont interconnectés par un réseau AC de zone 20.

[0014] La ligne AC 34 est connectée aux bus 414 et 424 par des disjoncteurs de sécurité respectifs 514 et 524.

[0015] La ligne de courant continu 31 est connectée à un convertisseur AC / DC 311 à un bord, et à un convertisseur AC / DC 321 à l'autre bord. Le convertisseur 311 est connecté au bus 411 sur son interface AC et à la ligne 31 sur son interface DC. Le convertisseur 321 est connecté au bus 421 sur son interface AC et à la ligne 31 sur son interface DC. Un circuit de contrôle 7 commande le fonctionnement des convertisseurs 311 et 321 . [0016] Dans la zone de tension AC 1 , un générateur électrique 61 est connecté au réseau AC 10 par l'intermédiaire d'un disjoncteur de sécurité 516 et d'un bus AC 416. Dans la zone de tension AC 2, un générateur électrique 62 est connecté au réseau AC 20 par l'intermédiaire d'un disjoncteur de sécurité 526 et d'un bus AC 426.

[0017] Les disjoncteurs de sécurité 514, 524, 516, 526 sont connus en soi et peuvent être par exemple des disjoncteurs mécaniques commandés.

[0018] Les premier et deuxième premiers convertisseurs AC / DC 311 , 321 fonctionnent pour échanger de l'énergie sur la ligne DC 31 avec un point de consigne de puissance constante Phvdcref, fourni par exemple par les opérateurs de réseau.

[0019] On décrit maintenant un procédé de commande de la liaison de transmission électrique 30 entre les premier et deuxième bus de tension alternative 411 et 421 selon un mode de réalisation de l'invention. [La figure 2] est une vue schématique d’une gestion de l’énergie électrique réalisée selon un mode de réalisation de l’invention.

[0020] Les fréquences respectives f1 et f2 des première et seconde zones de tension alternative 1 , 2 sont mesurées à distance des premier et second convertisseurs CA/CC 311 et 321 respectivement. Ces fréquences respectives peuvent également être mesurées ou exprimées en tant que fréquences angulaires électriques w1 et w2. La différence entre les fréquences ou les fréquences angulaires mesurées w1 et w2 des première et seconde zones de tension alternative 1 et 2 est calculée ou déterminée.

[0021 ] Lorsque ladite différence de fréquence (w1 - w2) franchit ou dépasse soit un premier seuil non nul Aœ1 , soit un deuxième seuil non nul Aw2, le paramètre de correction suivant est ajouté à la puissance de consigne Phvdcref des convertisseurs 311 et 321 , de manière à imposer une nouvelle dynamique au réseau incluant les première et deuxième zones de tension alternative 1 et 2 :

[0022] [Math. 02] APdc _a = M * (col — co2 — Aco2) if (c l — a>2) > Aa>2 [0023] et APdc _a = * (col — co2 — Acol) if (c l — a>2) < A col

APdc _a = 0 if Acol < (col — co2) < 4co2 avec Àco un gain d'amplification (Cette règle garantit que le paramètre de correction fournit une correction proportionnelle à l'amplitude de la différence de fréquence). Pour une différence de fréquence significative, un tel paramètre de correction fournit un amortissement significatif de la première oscillation. La consigne de puissance réelle appliquée aux convertisseurs AC DC 311 et 321 correspond à PhvdcO, avec Phvdc0= Phvdcref+ APdca.

[0024] En mesurant les fréquences à distance des premier et deuxième convertisseurs AC / DC 311 et 321 , des différences de fréquence importantes peuvent être mesurées, ce qui permet d'utiliser une valeur plus faible pour le gain ÀCÜ, et donc à la fois une correction plus fiable et l'évitement d'éventuelles oscillations à haute fréquence. Des simulations ont notamment été réalisées avec des valeurs de gain comprises entre 3 et 5 GW/Hz. De tels gains sont suffisamment importants, tout en évitant l'excitation des fréquences qui sont également mesurées.

[0025] De plus, les fréquences mesurées sont très représentatives de leurs zones respectives de tension alternative 1 et 2. Par conséquent, le paramètre de correction APdca permet de corriger de manière fiable le déséquilibre entre ces zones de tension 1 et 2. Cette correction étant fiable, elle peut avoir une amplitude importante sans risquer de créer accidentellement un déséquilibre supplémentaire inattendu.

[0026] Lorsque ladite différence de fréquence (w1 - w2) est comprise entre le premier et le deuxième seuil non nul, APdca = 0. Dans l'exemple illustré à la figure 2, APdca = 0 si Aw1 < (w1 - CÜ2)<ACÜ2 (des limites de fréquence équivalentes Af1 et Af2 peuvent être utilisées). Cette règle garantit une zone morte pour le paramètre de correction lorsque la différence de fréquence est faible. Ainsi, les mesures de fréquence à distance n'interfèrent pas avec la gestion de la liaison électrique sans risque d'introduire un déséquilibre supplémentaire. Il convient de noter qu'un homme du métier ne peut pas introduire une bande morte dans une correction, car cela ne permettrait pas de gérer les petites oscillations auxquelles un réseau étendu pourrait être confronté.

[0027] Dans le mode de réalisation d'un système de gestion de l'énergie électrique tel que mis en évidence à la figure 2, la différence de fréquence est déterminée par le dispositif de traitement 73. Un dispositif de traitement 74 reçoit cette différence de fréquence comme entrée. Le dispositif de traitement 74 sort le paramètre de correction APdca en fonction de la valeur de la différence de fréquence (col - co2) et des valeurs de seuil Aw1 et Aco2.

[0028] Le paramètre de correction APdca est ajouté à la consigne de puissance constante Phvdcref par le dispositif de traitement 75. Le dispositif 75 délivre ainsi la consigne de puissance réelle PhvdcO en additionnant les valeurs Phvdcref et APdca.

[0029] Avantageusement, le premier seuil est d'au moins 0,01 Hz, ou peut être d'au moins 0,02 Hz.

[0030] Avantageusement, comme illustré à la figure 2, lorsque la différence de fréquence franchit ou dépasse un second seuil (ayant une amplitude plus élevée que le premier seuil), Pdca est réglé à une valeur constante K, K étant indépendant de la différence de fréquence. Dans l'exemple de la figure 2, le paramètre de correction APdca ne peut ni franchir le seuil inférieur APcm in, ni franchir le seuil supérieur APcmax.

[0031] Dans l'exemple illustré à la figure 2, les fréquences respectives w1 et w2 des zones de tension alternative 1 et 2 sont calculées comme la moyenne pondérée de la différence de fréquence mesurée en plusieurs emplacements différents de ces zones de tension alternative 1 et 2 respectivement. Par exemple, le dispositif de traitement 71 détermine une moyenne pondérée de différents emplacements de la zone de tension alternative 1 , éloignée du convertisseur 311. Le dispositif de traitement 72 détermine une moyenne pondérée de différents emplacements de la zone de tension alternative 2, éloignée du convertisseur 321 . Le dispositif de traitement 73 détermine la différence entre ces moyennes de fréquence pondérées. L'utilisation de fréquences moyennes pondérées permet une gestion plus fiable. En outre, l'utilisation de fréquences moyennes pondérées peut tenir compte en particulier de certains dispositifs électriques connectés à la zone de tension alternative.

[0032] Pour bénéficier d'une mesure de fréquence à distance fiable, les fréquences respectives des zones de tension alternative 1 et 2 sont avantageusement mesurées à plus de 10 kilomètres des convertisseurs AC / DC 311 et 321 respectivement.

[0033] Un autre critère pour bénéficier d'une mesure de fréquence à distance fiable peut être le suivant : les fréquences col et co2 sont mesurées à des distances d1 et d2 des convertisseurs AC / DC 311 et 321 respectivement, où d1 >0,2*L et d2>0,2*L, avec L la longueur de la ligne haute tension DC 31 .

[0034] Avantageusement, la gestion peut également prendre en compte la dérivée de la différence de fréquence par rapport au temps. Une fois la dérivée de la différence de fréquence calculée, l'application du paramètre de correction Pdca peut être subordonnée au franchissement par cette dérivée d'un autre seuil non nul. Ce seuil peut par exemple être fixé au moins à 0,2, ou au moins à 0,4.

[0035] Pour choisir les bus d'une zone de tension alternative qui sont optimaux pour à la fois fournir des informations sur l'oscillation (observabilité de la sortie) et être contrôlables par des injections de puissance à travers la ligne DC 31 , des simulations dynamiques peuvent être effectuées. Il est possible de vérifier la valeur de la dérivée de la fréquence d'un bus par rapport à la tension continue sur la ligne continue 31 , pour plusieurs bus. Pour effectuer une telle simulation, un échelon de puissance peut être appliqué sur la ligne DC 31 . La fréquence instantanée peut alors être mesurée pour différents bus des zones de tension alternative 1 et 2. Une telle simulation peut permettre de répartir différents bus entre les zones de tension alternative 1 et 2, en fonction du signe de l'évolution de la fréquence induite par le saut de puissance.

[0036] Les simulations ont été effectuées sur la base du réseau électrique schématique illustré à la figure 1 . Les paramètres de puissance suivants ont été pris en compte avant d'appliquer une perturbation sur ce réseau électrique : la puissance sur la ligne 31 est de 0,39 pu, la puissance sur la ligne 32 est de 0,17 pu, la puissance sur la ligne 33 est de 0,15 pu et la puissance sur la ligne 34 est de 0,9 pu. [0037] La figure 3 illustre l'événement où la ligne AC 34 est déclenchée à t=1 s, sans correction de puissance. La ligne AC 34 est déclenchée par l'ouverture des disjoncteurs 514 et 524. Dans le cas illustré à la figure 3, la ligne 32 est confrontée à une oscillation de la plus grande amplitude. La puissance sur la ligne 32 atteint 1 ,12 pu pendant la première oscillation.

[0038] La Figure 4 illustre l'événement où la ligne AC 34 est déclenchée à t=1 s, avec une correction de puissance selon l'invention. Les paramètres suivants ont été utilisés pour ce cas : Af1 =Af2 = 10 mHz, Àf=50GW/Hz et APcmin =- APcmin=1000MW. [0039] Sur la base de cette commande selon l'invention, après le déclenchement de la ligne AC 34, l'oscillation de la puissance sur la ligne AC 32 n'atteint que 0,92 pu, ce qui constitue une amélioration significative par rapport à l'exemple de la figure 3.