Considérations générales

Pour classer les contingences, on se réfère à la courbe de la puissance d’accélération OMIB en fonction de l’angle du rotor OMIB. Comme montré dans la figure 5.4, quatre situations peuvent se présenter. Une interprétation est donnée à chaque cas de figure. L’angle d’effacement du défaut est noté , l’angle de retour noté et représente l’angle instable.

Figure 5.4 Classement des contingences selon la méthode PASF Inspirée de Lee et al. (2000, p. 401)

La figure 5.4a) décrit une puissance électrique qui est toujours plus petite que la puissance mécanique. Fort de ce constat, les machines critiques s’accélèrent continuellement. Un angle d’instabilité n’existe pas dans ce cas car la puissance électrique n’a jamais dépassé la puissance mécanique. Un tel réseau est très instable. Lors d’une deuxième simulation, cette

81

contingence est qualifiée de définitivement dangereuse (DD) car un point d’opération normal n’a pas été trouvé.

La figure 5.4b) montre le cas où un défaut a été éliminé. L’aire de décélération existe mais l’aire d’accélération est encore plus grande qu’elle. Il s’en suit un angle d’instabilité . Le réseau est ici instable. Ce type de contingences est dit dangereuses (D) dans le bloc de classement.

Pour une simulation stable, il existe un angle de retour. On trouve assez pertinent de tenir compte de la pente de la droite formée par les deux dernières valeurs de puissance électrique. Cette analyse est portée dans le bloc de classement et d’évaluation des contingences. Si la pente est positive comme vu à la figure 5.4d), la contingence est dite définitivement stable car il n’y a aucun risque que la puissance électrique diminue ; sinon d’essayer de trouver un nouveau point de fonctionnement avoisinant l’angle de retour. Néanmoins, si la pente est négative (figure 5.4c), la contingence est dite potentiellement dangereuse (PD). Dans le second cas, la contingence doit être mise sur une liste d’attente pour d’éventuelles considérations. Cela veut dire aussi que l’on n’est pas trop loin d’une situation d’instabilité.

5.4.2 Bloc de filtrage des contingences

Le bloc de filtrage des contingences facilite la tâche dans un premier tri qui est fait des contingences. Un temps d’élimination de défaut est utilisé. La simulation dans le domaine du temps est réalisée en respectant les étapes de l’approche SIME. Si la simulation est stable, les contingences sont rejetées car elles ne représentent aucun risque pour le fonctionnement du réseau. L’angle de retour est retenu et le temps pris pour atteindre la stabilité est conservé. Par contre, si la simulation révèle une instabilité, la contingence est évaluée dans le second bloc.

5.4.3 Bloc de classement et d’évaluation des contingences

Après le filtrage des contingences à l’aide d’un temps d’élimination de défaut dans un premier bloc de traitement adéquat, certaines simulations se sont révélées instables. Le deuxième bloc s’assure si ces contingences menant à une instabilité sont risquées pour le réseau électrique. Cette évaluation se fait en plusieurs étapes et dépendamment du type d’instabilité rencontrée.

Simulation très instable

Si le réseau est très instable lors de la simulation avec un temps d’effacement de défaut (voir figure 5.4a), un temps d’enlèvement de défaut 1 _{est choisi. La stabilité du réseau est}

à nouveau évaluée. Si le réseau demeure très instable, la contingence est classée définitivement dangereuse (DD). Une telle contingence va provoquer automatiquement l’instabilité du réseau. Les machines critiques sont connues.

Si le réseau est instable après la simulation avec le (voir figure 5.4b), la contingence est dite dangereuse (D). Une nouvelle simulation est faite en prenant un temps d’enlèvement de défaut tel que = /1.1. Cette simulation est faite pour avoir une estimation du CCT. Cette estimation est trouvée en faisant une extrapolation linéaire des en fonction des marges de stabilité , en adaptant l’équation (5.1) et en se servant de la figure 5.5. Cette valeur n’est pas forcément proche du CCT car il s’agit au fait d’une première estimation faite par seulement deux simulations. Toutefois, elle donne une bonne idée de la valeur du CCT.

83

Figure 5.5 Graphe de l'extrapolation linéaire menant à une valeur approchée du CCT

Par contre, si la simulation du réseau le révèle stable, la contingence est réputée potentiellement dangereuse (PD). Les machines critiques sont gardées. Une nouvelle simulation est effectuée avec un temps d’effacement de défaut . Ce temps est déterminé par une interpolation linéaire comme indiquée par l’équation (5.1) et la figure 5.2. Une troisième simulation permet de trouver une valeur approchée du CCT. On est certain d’y être proche car cette valeur appartient à l’intervalle de deux simulations stable et instable.

Simulation instable

Après la première simulation avec un temps d’effacement , il se peut qu’elle soit aussi instable. Dans ce cas, une seconde simulation est nécessaire avec un temps d’enlèvement de défaut . Deux résultats peuvent en découler.

Si la simulation se révèle instable, la contingence est classée dangereuse (D). Une nouvelle simulation est réalisée avec un temps d’effacement de défaut comme celui calculé précédemment. Les machines critiques trouvées sont retenues pour toute intervention potentielle. Un nouveau calcul du CCT est réalisé et en donne une approximation raisonnable.

Néanmoins, si la simulation est stable, il faut tenir compte de la pente de la droite réalisée par les deux dernières valeurs de la puissance électrique en fonction des deux angles correspondant. Au cas où la pente est positive, la contingence est dite définitivement stable. De fait, cette contingence ne représente aucun danger pour le réseau électrique. Sinon (pente négative), la contingence est considérée potentiellement dangereuse (PD) et les machines critiques sont notées. Comme précédemment, un temps est utilisé pour une simulation en suivant la même démarche ; puis un nouveau CCT est évalué.