WO2023118726A1 - Procédé de protection d'un réseau électrique par déclenchement d'actions sur des protections physiques que comporte le réseau - Google Patents

Procédé de protection d'un réseau électrique par déclenchement d'actions sur des protections physiques que comporte le réseau Download PDF

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WO2023118726A1
WO2023118726A1 PCT/FR2022/052434 FR2022052434W WO2023118726A1 WO 2023118726 A1 WO2023118726 A1 WO 2023118726A1 FR 2022052434 W FR2022052434 W FR 2022052434W WO 2023118726 A1 WO2023118726 A1 WO 2023118726A1
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WO
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network
threshold
voltage
values
source
Prior art date
Application number
PCT/FR2022/052434
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Inventor
Boris DENEUVILLE
Maxime VELAY
Geoffrey AURAN
Original Assignee
Electricite De France
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Publication date
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    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02H—EMERGENCY PROTECTIVE CIRCUIT ARRANGEMENTS
    • H02H1/00—Details of emergency protective circuit arrangements
    • H02H1/0092—Details of emergency protective circuit arrangements concerning the data processing means, e.g. expert systems, neural networks
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02H—EMERGENCY PROTECTIVE CIRCUIT ARRANGEMENTS
    • H02H3/00—Emergency protective circuit arrangements for automatic disconnection directly responsive to an undesired change from normal electric working condition with or without subsequent reconnection ; integrated protection
    • H02H3/006—Calibration or setting of parameters
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02H—EMERGENCY PROTECTIVE CIRCUIT ARRANGEMENTS
    • H02H3/00—Emergency protective circuit arrangements for automatic disconnection directly responsive to an undesired change from normal electric working condition with or without subsequent reconnection ; integrated protection
    • H02H3/08—Emergency protective circuit arrangements for automatic disconnection directly responsive to an undesired change from normal electric working condition with or without subsequent reconnection ; integrated protection responsive to excess current

Definitions

  • the present invention relates to the protection of an electrical network.
  • Electric networks with three-phase alternating voltage (known as ⁇ C), public or private, are made up of one or more networks of different voltages linked together by transformers which make it possible to raise and lower the voltage levels. From highest to lowest, these voltages are named:
  • EHV Very High Voltage
  • HTB High Voltage B
  • HV ⁇ High Voltage ⁇ (e.g.: 20 kV)
  • BT eg: 230 V and 400 V
  • electrical networks conventionally include physical protections (such as magnetothermal circuit breakers or low voltage electrical panel fuses), which make it possible to detect a fault (such as a short circuit) by measuring electrical quantities (such as current) and perform an action (for example opening a circuit breaker) to isolate the fault (e.g. de-energize the shorted circuit).
  • physical protections such as magnetothermal circuit breakers or low voltage electrical panel fuses
  • the short-circuit currents are lower than before.
  • more and more power stations are interfaced by power electronics (by inverters) which deliver less short-circuit current than rotating generators.
  • microgrid operations are possible. Consequently, if all the generators are interfaced by inverter, the short-circuit currents are much lower than when the network is connected to the public network. Greater precision in the calculations is therefore required to adjust the protections.
  • a general object of the invention is to propose a solution for adjusting the physical protection of a network which does not have these drawbacks.
  • the invention proposes a method for protecting an electrical network, in which one implements:
  • a triggering of actions on the physical protections of the network according to this monitoring.
  • the computer implements filtering on the values calculated for at least one electrical quantity
  • the computer models a generator as a “grid forming” type source and calculates values for at least one electrical quantity, for a plurality of values of physical parameter(s) that the computer varies for said source; • The computer models a generator as a “grid following” type source and calculates values for at least one electrical quantity, for a plurality of values of physical parameter(s) that the computer varies for said source;
  • the computer models a “grid forming” type generator by a direct voltage source and a reverse voltage source respectively in a direct electrical network and an inverse electrical network;
  • the computer calculates the current intensity values of the generator circulating in the three phase conductors of the network (in the sense of "phases A, B or C" for a three-phase system) for several values of the voltage amplitude and of phase (in the “angle” sense) of the forward voltage source and for several values of the voltage amplitude and phase of the reverse voltage source;
  • the computer implements filtering which only retains the results corresponding to calculations for which: the forward voltage amplitude is greater than a first threshold as a function of the nominal voltage, said threshold being greater than 90% of said nominal voltage, and preferably equal to 95% of the latter or greater, the reverse voltage amplitude is less than a second threshold depending on the nominal voltage, said second threshold being less than 10% of the nominal voltage, and preferentially equal to 5% thereof or less, the current intensities of the three phase conductors are below a maximum current intensity threshold.
  • the computer implements filtering which only retains the results corresponding to calculations for which: the forward voltage amplitude is less than a third threshold depending on the nominal voltage, said third threshold being less than 110% of the nominal voltage and preferably equal to 105% thereof or less.
  • the computer implements filtering that does not retain the results corresponding to calculations for which: the current intensity amplitude of at least one of the phases is greater than a threshold close to the maximum current intensity, said threshold being greater than 110% and preferably equal to 105% or greater, the amplitude of current intensity of all the phases is lower than a threshold close to the maximum current intensity, said threshold being greater than 90% and preferably equal to 95% or greater.
  • the amplitude of the current of all the phases is lower than a threshold close to the maximum current intensity, said threshold being higher than 90% and preferably equal to 95% or higher, and the voltage at the connection point is lower than a threshold close to the nominal network voltage, said threshold being less than 95% and preferably equal to 90% or less.
  • the computer implements filtering which does not retain the cases for which: the "grid following” source injects a non-zero current and the voltage at the connection point of said generator is below a threshold, said threshold being close to 90% of the nominal voltage of the electrical network, and/or the "grid following” source injects a non-zero current and the voltage at the point of connection of said generator is greater than a threshold, said threshold being close to 105% of the nominal voltage of the network electricity, and/or the “grid following” source draws active power from the network, and/or the “grid following” source injects or draws reactive power greater than the limit values of said generator.
  • the invention further relates to a program comprising code instructions adapted for the implementation of steps of a method of the aforementioned type, when this program is executed by a processor.
  • FIG. 1 is a schematic representation illustrating the positioning of a HVA circuit breaker cell at a source substation between at least one HTB/HVA transformer connected to at least one HTB line, and HVA lines;
  • FIG. 2 details different steps of a method according to a possible embodiment of the invention illustrating the positioning of a HV circuit breaker cell at a source substation between at least one HTB line and HV lines;
  • FIG. 3a schematically illustrates a “grid following” generator connected to a network which includes a two-phase short-circuit;
  • FIG. 3b schematically illustrates the direct network corresponding to the diagram of FIG. 3a
  • FIG. 3c schematically illustrates the inverse network corresponding to the diagram of FIG. 3a
  • FIG. 4 schematically illustrates a “grid forming” generator connected to a network which includes a two-phase short-circuit
  • Figure 5a schematically illustrates the direct network corresponding to the diagram of Figure 4
  • FIG. 5b schematically illustrates the change in voltage amplitude of the direct network of FIG. 5a
  • FIG. 5c schematically illustrates the evolution of the voltage phase of the direct network of FIG. 5a
  • Figure 6a schematically illustrates the inverse network corresponding to the diagram of Figure 4
  • FIG. 6b schematically illustrates the change in voltage amplitude of the inverse network of FIG. 6a
  • FIG. 6c schematically illustrates the evolution of the voltage phase of the inverse network of FIG. 6a;
  • FIG. 7a_2 Figures 7a_1 and 7a_2 are graphs showing the minimum and maximum current distributions of phases A and B, and of phase C, seen by an overcurrent protection device during a two-phase fault ⁇ B, as a function of total power of plants connected to the faulty feeder.
  • FIG. 7b is a graph on which the distributions of fault currents to earth have been plotted as a function of the maximum current that a “grid-forming” inverter can deliver.
  • FIG. 7c is a graph on which the current distributions seen by an overcurrent protection have been plotted as a function of the maximum current that a “grid-forming” inverter can deliver.
  • Figure 7d is a graph showing the amplitudes of the forward and reverse voltages at the connection point of a “gridforming” inverter which has reached its maximum current.
  • the protection of an electrical network is ensured by physical protection distributed over the network.
  • thermomagnetic circuit breakers or low voltage electrical panel fuses.
  • a circuit breaker cell CD is provided on a HV network, at a source substation S transformer providing the junction between said HT ⁇ network and the voltage lines of an HTB network.
  • a protection relay monitors the intensity of the current passing through said cell and opens the circuit breaker cell if the amplitude of the current thus measured exceeds a given threshold.
  • the protection relay then sends a tripping order to the circuit breaker to de-energize the entire line.
  • the protection trips if the amplitude of the current exceeds a threshold (e.g.: 300 Ampere);
  • Undervoltage protection the protection trips if the voltage amplitude drops below a threshold (e.g.: 18,000 Volt).
  • the fault situations or the unfavorable situations are determined on the network in the manner which will be described below.
  • remote computing means remote computer
  • programmed for this purpose is made on remote computing means (remote computer) and programmed for this purpose.
  • thermomagnetic circuit breakers adjustment of the tripping curves of the thermomagnetic circuit breakers, choice of the types of fuses, threshold of a protection in current, in voltage, time delay of a protection.
  • Adjustment can be done by remote command transmission, via the network, or done directly on site, by an operator receiving the determined adjustment and calibration data.
  • step 1 a modeling of the components of the network is determined.
  • the generators are modeled according to 3 types of models, while the rest of the network is modeled by impedances.
  • the models used for the generators lead to certain parts of the network being described by parameters of fixed value, while other parts of the network are described by parameters liable to change within given ranges of operating values.
  • the processing implements simulations by scanning the range or ranges of values of the parameters, for example by randomly choosing the random parameter values (“random shooting”) (step 2 - random choice of an operating point) .
  • the generator models are as follows.
  • Model 1 Voltage source with short-circuit impedance.
  • This model is used in the case where the production plants are based on rotating machines that are synchronous and asynchronous alternators.
  • the network is then modeled as comprising impedances and voltage sources of the aforementioned type.
  • the modeling is then done conventionally by breaking down the system into a direct system and an inverse system.
  • the modeling is done by voltage sources with a so-called "direct short-circuit" impedance.
  • the parameters that are the amplitude and the phase of the electromotive force of the generator characterize its operating point before the short-circuit.
  • the network is modeled by inverse short-circuit impedances.
  • Model 2 “grid following” generator.
  • Model 2 is used in the case of generators which are not able to control the magnitude of the voltage at their connection point, but control the power flows they deliver to the network, i.e. the active P and reactive Q powers.
  • the generator is then modeled as a current source in the forward network and the reverse network.
  • Amplitude 11 (resp I2) and phase 01 (resp 02) of il (resp 12) characterize an operating point of the generator, i.e. the powers P and Q that it delivered before the fault appeared .
  • Model 3 “grid forming” generator.
  • This model is used in the case of generators which are able to control the amplitude of the voltage ⁇ C at their connection point. This is typically the case of a battery inverter or a synchronous alternator.
  • the generator and the rest of the network are equally decomposed into forward and reverse networks.
  • the parameters are likely to change over ranges of values.
  • FIG. 3a schematizes a network on which the generator is of the “grid forming” type and is connected to a network which includes a two-phase short-circuit ⁇ B (contact between phases ⁇ and B).
  • Figures 5a and 6a are the forward and reverse diagrams of this network.
  • the network fault represents a global load that leads the generator to overload:
  • step 3 takes into account all the possible command control automatisms, and in fact proposes a generic and universal modelling.
  • a filtering is then implemented to keep only the values of the ranges of parameters consistent with the expected operation (step 4 - filter - FIG. 2).
  • the computer implements filtering that does not retain the cases for which: the “grid following” source injects a non-zero current and the voltage at the connection point of said generator is below a threshold, said threshold being close to 90% of the nominal voltage of the electrical network, and/or the “grid following” source injects a non-zero current and the voltage at the connection point of said generator is greater than a threshold, said threshold being close to 105% of the nominal voltage of the electrical network, and/or the "grid following” source draws active power from the network , and/or the “grid following” source injects or withdraws reactive power greater than the limit values of said generator.
  • the amplitude of the forward voltage V1 Gen is between 95% and 105% of the nominal voltage Vn
  • the faulty network is comparable to an electrical load of lower power than the power that the generator can deliver. It is able to control the voltage and keep it close to Vn.
  • the current of the phases A, B or C whose amplitude is the greatest is between 95% and 105% of l max , the others have an amplitude lower than 105%. That means that the generator has reached its maximum current and is not able to maintain the voltage at an amplitude close to Vn.
  • a 3rd filter can be activated.
  • the latter characterizes the ability of the generator to deliver a balanced three-phase voltage, i.e. for which V1 Gen is the greatest, and V2Gen the smallest. It requires precise knowledge of the generator and in particular the X and Y parameters (in %) used below must be communicated by the manufacturer.
  • a maximum current is defined l or t-max and corresponds to the maximum current that the voltage source inverter can deliver on short circuit ⁇ C. If the current on any of the three phases is greater than the maximum current lout-max, the drawdown will be eliminated.
  • the forward voltage at the connection point is less than V m in- P u-vsi and the current is greater than a low current limit ("lout-min", defined by the user).
  • lout-min a low current limit
  • Each of these three values can be modified in the graphic plot module where the user can vary the variation ranges.
  • the processing provides the people in charge of setting the protections with graphs presenting the characteristic quantities of the protection such as the voltage, the current, or even the melting time of a fuse, according to another quantity predefined by the user.
  • These are clouds of points, each point corresponding to a calculation (an operating point / a constructor).
  • the points are plotted on the graph (step 5 of figure 2 - placement of solution quantities of the resolution on graphs (scatterplots) and automatically stopping the process when all the solutions form a delimited scatterplot.
  • FIG. 7a_1 An example of a graph obtained at the end of a complete processing is illustrated in figure 7a_1 , which shows, during a two-phase fault between phases A and B, the currents flowing through a HT ⁇ outgoing protection (Min(I ⁇ , IB), Max(IA, IB), IC) and highlights the blinding phenomenon of the relay.
  • FIG. 7a_2 represents an enlargement of the boxed zone in FIG. 7a_1 , close to the power on the abscissa close to zero.
  • the amplitude of the fault current on at least one of the faulty phases exceeds 500 A, to be certain that the relay is not blinded, either the overcurrent protection must be set to 500 A, or set it to 550 A and ensure that the decoupling protections of all the control units disconnect these control units.
  • FIG. 7b presents the amplitude of a fault current to earth as a function of the maximum currents delivered by an inverter.
  • the maximum possible current is 160 A if the inverter used can deliver a maximum current equal to 2.4 times its rated current. This information is useful for calculating the maximum time delay for protection against this type of fault and for limiting the contact voltages following rises in potential of the masses near the fault.
  • figure 7c shows the amplitude of a neutral phase fault current as a function of the maximum currents delivered by an inverter.
  • the inverter used to supply the circuit in question can deliver a maximum current equal to 2.4 times its rated current, the fault current will be greater than 1400 ⁇ (circled area).
  • figure 7d presents, during a two-phase fault, the amplitude of the possible forward and reverse voltages at the connection point of a "grid forming" inverter which reaches its maximum current, as well as the preferred operating points if the inverter is manufactured to first maximize the forward voltage and then minimize the reverse voltage (circled area).
  • step 7 The most unfavorable operating points are thus identified (step 7).
  • the physical protection setting values are calculated (step 8) and the settings thus determined are transmitted (step 9).

Landscapes

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Abstract

L'invention concerne un procédé de protection d'un réseau électrique, dans lequel on met en œuvre : - Un suivi d'au moins une grandeur électrique sur le réseau, - Un déclenchement d'actions sur des protections physiques que comporte le réseau, en fonction de ce suivi, et dans lequel on met en œuvre préalablement les étapes suivantes : - Détermination d'une modélisation du réseau électrique, - Détermination de valeurs pour certains paramètres physiques du réseau ainsi modélisé, et de plages de valeurs pour d'autres paramètres physiques dudit réseau modélisé, - Calcul, en fonction de la modélisation et pour plusieurs valeurs d'au moins un paramètre physique que le calculateur fait varier dans une plage de valeurs ainsi déterminée, de valeurs pour au moins une grandeur électrique, - Détermination de situations de défaut ou de situations défavorables sur le réseau en fonction des valeurs ainsi obtenues, - Réglage des déclenchements d'actions sur les protections physiques du réseau électrique en fonction des situations ainsi déterminées.

Description

Description
Titre de l'invention : Procédé de protection d’un réseau électrique par déclenchement d’actions sur des protections physiques que comporte le réseau
Domaine technique général et art antérieur
La présente invention concerne la protection d’un réseau électrique.
Elle trouve avantageusement, mais non limitativement, application pour la protection de réseau à tension alternative triphasée.
Les réseaux électriques à tension alternative (dite ÀC) triphasée, publics ou privés, sont composés d’un ou plusieurs réseaux de tensions différentes reliés entre eux par des transformateurs qui permettent de monter et baisser les niveaux de tension. Des plus élevées aux moins élevées ces tensions sont nommées :
- Très Haute Tension : THT (ex : 400 kV)
- Haute Tension B : HTB (ex : 63 kV)
- Haute Tension À : HTÀ (ex : 20 kV)
- Basse tension : BT (ex : 230 V et 400 V)
De façon générale, les réseaux électriques comportent classiquement des protections physiques (comme des disjoncteurs magnétothermiques ou fusibles de tableau électrique basse tension), qui permettent de détecter un défaut (comme un court-circuit) en mesurant des grandeurs électriques (comme le courant) et réalisent une action (par exemple l’ouverture d’un disjoncteur) pour isoler le défaut (ex : mettre le circuit en court-circuit hors tension).
Le réglage des protections sur le réseau pose aujourd’hui une difficulté.
Jusqu’à récemment, la détermination des cas de fonctionnement les plus défavorables pris en compte pour déterminer le réglage des seuils de déclenchement des protections physiques se faisait par calculs électrotechniques et « à dire d’expert ». Notamment, pour les réseaux HTÀ sur lesquels sont raccordées des centrales de production HTÀ et posant notamment des problématiques dites d’aveuglement des relais de protection, on choisissait « à dire d’expert » les cas où la centrale produit le maximum, ou le minimum, selon la protection considérée et la position de la centrale par rapport à cette protection. Les personnes en charge des régler les protections savent qu’il ne s’agit pas forcément exactement du point de fonctionnement le plus défavorable mais l’erreur associée, faible, était négligée et prise en compte dans les marges de sécurité des réglages.
Les progrès récents de l’électronique de puissance, et la multiplication des centrales raccordées au niveaux de tension HTÀ et BT et les nouvelles architectures de réseaux comme les microgrids ou microréseaux désormais utilisées du fait de la transition énergétique, ne permettent plus des déterminations par calculs. En outre, la précision requise ne permet plus de se fier uniquement aux connaissances des personnes en charge.
Notamment, de nombreuses centrales ont des générateurs interfacés par des onduleurs. Or ces derniers ont des comportements non linéaires qui dépendent des automatismes de contrôle commande programmé par les constructeurs. Ceci empêche d’utiliser les méthodes classiques de calculs électrotechniques classiquement connus.
Également, du fait de la transition énergétique, de nombreuses centrales sont raccordées en HTÀ et BT. Un calcul électrotechnique de réseau en court-circuit en HTÀ et BT oblige, pour chaque protection, à savoir caractériser précisément le point de fonctionnement de toutes les centrales HTA et BT.
En outre, pour différentes raisons, les courants de court-circuit sont plus faibles qu’auparavant. En particulier, de plus en plus de centrales sont interfacées par électronique de puissance (par des onduleurs) qui délivrent moins de courant de court- circuit que des générateurs tournants. Par ailleurs, des fonctionnements en microréseau (déconnecté du réseau public) sont possibles. Dès lors, si tous les générateurs sont interfacés par onduleur, les courants de court-circuit sont beaucoup plus faibles que lorsque le réseau est connecté au réseau public. Une plus grande précision dans les calculs est par conséquent requise pour régler les protections.
Pour toutes ces raisons, la détermination des seuils de fonctionnement et des cas les plus défavorables est difficilement envisageable par calcul. Cela nécessiterait de connaître les automatismes de contrôle commande de toutes les centrales raccordées au réseau ou d’avoir reçu des modèles de la part des constructeurs des matériels, ce qui n’est généralement pas le cas.
Cela impliquerait en outre, pour chaque cas, des temps de modélisation et de calcul particulièrement important. Présentation générale de l’invention
Un but général de l’invention est de proposer une solution de réglage des protections physiques d’un réseau qui ne présentent pas ces inconvénients.
À cet effet, selon un aspect, l’invention propose un procédé de protection d’un réseau électrique, dans lequel on met en oeuvre :
Un suivi d’au moins une grandeur électrique sur le réseau,
Un déclenchement d’actions sur des protections physiques que comporte le réseau, en fonction de ce suivi.
Dans ce procédé, on met en oeuvre préalablement les étapes suivantes :
- Détermination d’une modélisation du réseau électrique,
- Détermination de valeurs pour certains paramètres physiques du réseau ainsi modélisé, et de plages de valeurs pour d’autres paramètres physiques dudit réseau modélisé,
- Calcul, en fonction de la modélisation et pour plusieurs valeurs d’au moins un paramètre physique que le calculateur fait varier dans une plage de valeurs ainsi déterminée, de valeurs pour au moins une grandeur électrique,
- Détermination de situations de défaut ou de situations défavorables sur le réseau en fonction des valeurs ainsi obtenues,
- Réglage des déclenchements d’actions sur les protections physiques du réseau électrique en fonction des situations ainsi déterminées.
Un tel procédé est avantageusement complété par les différentes caractéristiques suivantes prises seules ou en combinaison :
• La détermination de situations de défaut ou de situations défavorables, le calculateur met en oeuvre un filtrage sur les valeurs calculées pour au moins une grandeur électrique ;
• Le calculateur modélise un générateur comme une source de type « grid forming » et calcule des valeurs pour au moins une grandeur électrique, pour une pluralité de valeurs de paramètre(s) physique(s) que le calculateur fait varier pour ladite source ; • Le calculateur modélise un générateur comme une source de type « grid following » et calcule des valeurs pour au moins une grandeur électrique, pour une pluralité de valeurs de paramètre(s) physique(s) que le calculateur fait varier pour ladite source ;
• Le calculateur modélise un générateur de type « grid forming » par une source de tension directe et une source de tension inverse respectivement dans un réseau électrique direct et un réseau électrique inverse ;
• Le calculateur calcule des valeurs d’intensité de courant du générateur circulant dans les trois conducteurs de phases du réseau (au sens des « phases À, B ou C » pour un système triphasé) pour plusieurs valeurs de l’amplitude de tension et de phase (au sens « angle ») de la source de tension directe et pour plusieurs valeurs de l’amplitude tension et de phase de la source de tension inverse ;
• Le calculateur met en oeuvre un filtrage qui ne conserve que les résultats correspondant aux calculs pour lesquels : l’amplitude de tension directe est supérieur à un premier seuil fonction de la tension nominale, ledit seuil étant supérieur à 90% de ladite tension nominale, et préférentiellement égal à 95% de celle-ci ou supérieur, l’amplitude de tension inverse est inférieure à un deuxième seuil fonction de la tension nominale, ledit deuxième seuil étant inférieur à 10% de la tension nominale, et préférentiellement égal à 5% de celle-ci ou inférieur, les intensités de courant des trois conducteurs de phase sont inférieures à un seuil d’intensité de courant maximal.
• Le calculateur met en oeuvre un filtrage qui ne conserve que les résultats correspondant aux calculs pour lesquels : l’amplitude de tension directe est inférieur à un troisième seuil fonction de la tension nominale, ledit troisième seuil étant inférieur à 110% de la tension nominale et préférentiellement égal à 105% de celle-ci ou inférieur.
Le calculateur met en oeuvre un filtrage qui ne conserve pas les résultats correspondant aux calculs pour lesquels : l’amplitude d’intensité de courant d’au moins l’une des phases est supérieure à un seuil voisin de l’intensité de courant maximal, ledit seuil étant supérieur à 110% et préférentiellement égal à 105% ou supérieur, l’amplitude d’intensité de courant de toutes les phases est inférieure à un seuil voisin de l’intensité de courant maximal, ledit seuil étant supérieur à 90% et préférentiellement égal à 95% ou supérieur.
• Le calculateur met en oeuvre un filtrage qui ne conserve pas les cas pour lesquels :
- l’amplitude du courant de toutes les phases est inférieure à un seuil voisin de l’intensité de courant maximal, ledit seuil étant supérieur à 90% et préférentiellement égal à 95% ou supérieur, et la tension au point de raccordement est inférieure à un seuil voisin de la tension nominal du réseau, ledit seuil étant inférieur à 95% et préférentiellement égal à 90% ou inférieur.
• Le calculateur met en oeuvre un filtrage qui ne conserve pas les cas pour lesquels : la source « grid following » injecte un courant non nul et la tension au point de raccordement dudit générateur est inférieure à un seuil, ledit seuil étant voisin de 90% de la tension nominale du réseau électrique, et/ou la source « grid following » injecte un courant non nul et la tension au point de raccordement dudit générateur est supérieure à un seuil, ledit seuil étant voisin de 105% de la tension nominale du réseau électrique, et/ou la source « grid following » soutire une puissance active au réseau, et/ou la source « grid following » injecte ou soutire une puissance réactive supérieure aux valeurs limites dudit générateur.
L’invention concerne en outre un programme comprenant des instructions de code adaptées pour la mise en oeuvre d’étapes d’un procédé du type précité, lorsque ce programme est exécuté par un processeur. Brève description des dessins
D’autres caractéristiques et avantages de l’invention ressortiront encore de la description qui suit, laquelle est purement illustrative et non limitative, et doit être lue en regard des figures annexées sur lesquelles : la figure 1 est une représentation schématique illustrant le positionnement d’une cellule de disjoncteur HTÀ au niveau d’un poste source entre au moins un transformateur HTB/HTÀ connecté à au moins une ligne HTB, et des lignes HTÀ ; la figure 2 détaille différentes étapes d’un procédé selon un mode de mise en oeuvre possible de l’invention illustrant le positionnement d’une cellule de disjoncteur HTÀ au niveau d’un poste source entre au moins une ligne HTB et des lignes HTA ; la figure 3a illustre schématiquement un générateur « grid following » raccordé sur un réseau qui comporte un court-circuit biphasé ; la figure 3b illustre schématiquement le réseau direct correspondant au schéma de la figure 3a ; la figure 3c illustre schématiquement le réseau inverse correspondant au schéma de la figure 3a ; la figure 4 illustre schématiquement un générateur « grid forming » raccordé sur un réseau qui comporte un court-circuit biphasé ; la figure 5a illustre schématiquement le réseau direct correspondant au schéma de la figure 4; la figure 5b illustre schématiquement l’évolution d’amplitude de tension du réseau direct de la figure 5a ; la figure 5c illustre schématiquement l’évolution de la phase de tension du réseau direct de la figure 5a ; la figure 6a illustre schématiquement le réseau inverse correspondant au schéma de la figure 4; la figure 6b illustre schématiquement l’évolution d’amplitude de tension du réseau inverse de la figure 6a ; la figure 6c illustre schématiquement l’évolution de la phase de tension du réseau inverse de la figure 6a ;
[Fig. 7a_1]
[Fig. 7a_2] les figure 7a_1 et 7a_2 sont des graphes sur lesquels on a porté les distributions de courants minimum et maximum des phases À et B, et de la phase C, vues par une protection à maximum de courant durant un défaut biphasé ÀB, en fonction de puissance totale de centrales raccordées sur le départ en défaut. la figure 7b est un graphe sur lequel on a porté les distributions de courants de défaut vers la terre en fonction du courant maximal que peut délivrer un onduleur « grid-forming ». la figure 7c est un graphe sur lequel on a porté les distributions de courants vues par une protection à maximum de courant en fonction du courant maximal que peut délivrer un onduleur « grid-forming ». la figure 7d est un graphe sur lequel on a porté les amplitudes des tensions directes et inverses au point de raccordement d’un onduleur « gridforming » qui a atteint son maximum de courant.
Description d’un ou plusieurs modes de mise en œuvre et de réalisation
Généralités sur les protections physiques des réseaux électriques
La protection d’un réseau électrique est assurée par des protections physiques réparties sur le réseau.
De telles protections physiques peuvent être de différents types, par exemple des disjoncteurs magnétothermiques ou des fusibles de tableau électrique basse tension.
Dans l’exemple illustré sur la figure 1 , (où un fil représente une ligne triphasée composée de 3 « conducteurs » ou « phases »), une cellule de disjoncteur CD est prévue sur un réseau HTÀ, au niveau d’un poste source S à transformateur assurant la jonction entre ledit réseau HTÀ et les lignes de tension d’un réseau HTB. Un relais de protection effectue un suivi de l’intensité du courant traversant ladite cellule et ouvre la cellule de disjoncteur si l’amplitude du courant ainsi mesuré dépasse un seuil donné.
Le relais de protection envoie alors un ordre de déclenchement au disjoncteur pour qu’il mette toute la ligne hors tension.
Ainsi, en cas de court-circuit (schématisé par un éclair) sur le réseau HTA, une surintensité (courant de court-circuit) parcourt la cellule disjoncteur HTA et est détectée par le relais de protection, qui déclenche alors le disjoncteur.
De nombreuses fonctions de protection sont envisageables, typiquement :
- Protection à maximum de courant : la protection déclenche si l’amplitude du courant dépasse un seuil (ex : 300 Ampère) ;
- Protection à minimum de tension : la protection déclenche si l’amplitude de la tension descend sous un seuil (ex : 18 000 Volt).
Dans un mode de mise en oeuvre du procédé proposé, on détermine les situations de défaut ou les situations défavorables sur le réseau de la façon qui va être décrite ci-après.
Cette détermination est faite sur des moyens de calcul déportés (ordinateur à distance) et programmés à cet effet.
Le résultat obtenu est ensuite utilisé pour régler les protections physiques : réglage des courbes de déclenchement des disjoncteurs magnétothermiques, choix des types de fusibles, seuil d’une protection en courant, en tension, temporisation d’une protection.
Le réglage peut se faire par transmission d’ordre à distance, via le réseau, ou se faire directement sur site, par un opérateur recevant les données de réglage et de calibration déterminées.
Modélisation du réseau électrique et traitement de simulation
Dans une première étape (étape 1 , figure 2) on détermine une modélisation des composants du réseau.
Dans cette modélisation, les générateurs sont modélisés selon 3 types de modèles, tandis que le reste du réseau est modélisé par des impédances. Les modèles utilisés pour les générateurs conduisent à décrire certaines parties du réseau par des paramètres de valeur fixe, tandis que d’autres parties du réseau sont décrites par des paramètres susceptibles d’évoluer dans des plages de valeur de fonctionnement données.
Le traitement met quant à lui en oeuvre des simulations en balayant la ou les plages de valeurs des paramètres, par exemple en choisissant aléatoirement les valeurs de paramètres aléatoire (« tir » aléatoire) (étape 2 - choix aléatoire d’un point de fonctionnement).
Les modèles de générateurs sont les suivants.
• Modèle 1 : Source de tension avec impédance de court-circuit.
Ce modèle est utilisé dans le cas où les centrales de production sont basées sur des machines tournantes que sont les alternateurs synchrones et asynchrones.
Le réseau se modélise alors comme comportant des impédances et des sources de tension du type précité.
La modélisation se fait alors classiquement en décomposant le système en un système direct et en un système inverse.
Dans le système direct, la modélisation se fait par des sources de tension avec une impédance dites « de court-circuit direct ». Les paramètres que sont l’amplitude et la phase de la force électromotrice du générateur caractérisent son point de fonctionnement avant le court-circuit.
Dans les systèmes inverses, le réseau est modélisé par des impédances de court- circuit inverses.
Pour une telle décomposition, on pourra avantageusement se référer à la norme IEC 60909.
Comme on l’aura compris, un tel modèle caractérise un point de fonctionnement donné du générateur, c’est-à-dire les puissances active P et réactive Q qu’il délivrait avant le défaut.
Les paramètres du réseau sont à valeurs fixes. Modèle 2 : générateur « grid following ».
Le modèle 2 est utilisé dans le cas de générateurs qui ne sont pas en mesure de contrôler l’amplitude de la tension à leur point de raccordement, mais contrôlent les flux de puissance qu’ils délivrent au réseau, c’est-à-dire les puissances active P et réactive Q.
C’est typiquement le cas d’une centrale solaire composée de panneaux photovoltaïques raccordés au réseau par des onduleurs.
Le générateur est alors modélisé comme une source de courant dans le réseau direct et le réseau inverse.
Dans l’exemple illustré sur la figure 3a, on considère un générateur raccordé sur un réseau qui comporte un court-circuit biphasé ÀB (contact entre les phases À et B).
Les réseaux direct et inverse correspondants sont illustrés sur les figures 3b et 3c.
L’amplitude 11 (resp I2) et la phase 01 (resp 02) de il (resp 12) caractérisent un point de fonctionnement du générateur, c’est-à-dire les puissances P et Q qu’il délivrait avant apparition du défaut.
En faisant varier aléatoirement 11 , I2, 01 et 02, dans les plages de valeurs envisageables, on prend en compte tous les points de fonctionnement du générateur.
Si le générateur ne peut délivrer que des courants directs, comme dans le cas de nombreux onduleurs photovoltaïque, et si l’utilisateur dispose de cette information, on imposera I2 = 0.
• Modèle 3 : générateur « grid forming ».
Ce modèle est utilisé dans le cas de générateurs qui sont en mesure de contrôler l’amplitude de la tension ÀC à leur point de raccordement. C’est typiquement le cas d’un onduleur de batterie ou d’un alternateur synchrone.
Dans ce modèle, le générateur et le reste du réseau sont également décomposés dans les réseaux directs et inverses. Les paramètres sont susceptibles d’évoluer sur des plages de valeurs.
La figure 3a schématise un réseau sur lequel le générateur est de type « grid forming » et est raccordé sur un réseau qui comporte un court-circuit biphasé ÀB (contact entre les phases À et B).
Les figures 5a et 6a sont les schémas directs et inverses de ce réseau.
Le défaut en réseau représente une charge globale qui mène le générateur en surcharge :
- d’une part il ne peut pas maintenir la tension directe à une amplitude Vn à son point de raccordement (car ses courant directs sont trop faibles au regard des impédances directes du réseau) (figures 5b, 5c) ;
- d’autre part il ne peut pas ramener à zéro la tension inverse à son point de raccordement (car ses courant inverses sont trop faibles au regard des impédances inverses du réseau et de la tension inverse au défaut qu’il doit compenser) (figures 6b, 6c).
• Exemple de traitement et de simulation
Un exemple de traitement et de simulation est le suivant dans le cas du modèle 3.
Le générateur avec une source de tension VIGen e j91Gen direct et inverse V2Gen ej92Gen, tels que représentés sur les figures 5a et 6a.
Pour prendre en compte l’infinité de solutions, l’invention modélise :
- le générateur par des sources de tension dans les réseaux direct et inverse
- fait varier aléatoirement V1 , 01 , V2, 02
- ne conserve, dans une étape de filtre, que les cas possibles, c’est-à-dire : ° soit le générateur est capable d’alimenter la charge, alors au point de raccordement
* la tension directe est proche de la tension nominale de réseau
* la tension inverse est quasi nulle
* les courants des phases À, B et C sont inférieurs à lmax
° soit le générateur est en surcharge, alors au point de raccordement
* la tension directe est inférieure à tension nominale de réseau
* la tension inverse est nulle ou non nulle
* les courants des phases À, B et C sont inférieurs ou égaux à lmax.
Ainsi le traitement de résolution électrotechnique du réseau (étape 3) prend en compte tous les automatismes de contrôle commande possibles, et de fait propose une modélisation générique et universelle.
En outre, les modélisations étant simples, le temps nécessaire pour modéliser un réseau et réaliser des milliers de calculs est moindre que pour une seule simulation détaillée classique.
Filtrage - Exemple de détermination de situations de défaut ou de situations défavorables sur le réseau en fonction des valeurs ainsi obtenues
Un filtrage est ensuite mis en oeuvre pour ne garder que les valeurs des plages de paramètres cohérentes avec le fonctionnement attendu (étape 4 - filtre - figure 2).
Grid Following
Différents filtres sont mis en oeuvre dans le cas d’un réseau modélisé selon le modèle 2 avec un générateur « grid following ».
Notamment, le calculateur met en oeuvre un filtrage qui ne conserve pas les cas pour lesquels : la source « grid following » injecte un courant non nul et la tension au point de raccordement dudit générateur est inférieure à un seuil, ledit seuil étant voisin de 90% de la tension nominale du réseau électrique, et/ou la source « grid following » injecte un courant non nul et la tension au point de raccordement dudit générateur est supérieure à un seuil, ledit seuil étant voisin de 105% de la tension nominale du réseau électrique, et/ou la source « grid following » soutire une puissance active au réseau, et/ou la source « grid following » injecte ou soutire une puissance réactive supérieure aux valeurs limites dudit générateur.
Grid Forming
Différents filtres sont mis en oeuvre dans le cas d’un réseau modélisé selon le modèle 3 « grid forming »
Dans cette hypothèse, pour que le calcul soit conservé, il faut que l’une des deux conditions suivantes soit validée :
° Condition 1 .
* L’amplitude de la tension directe V1 Gen est comprise entre 95% et 105% de la tension nominale Vn,
* L’amplitude de la tension inverse V2Gen est inférieure à 5% de la tension nominale Vn,
* L’amplitude d’intensité de courant des 3 phases À, B ou C est inférieure à lmax.
Cela signifie que le réseau en défaut est assimilable à une charge électrique de puissance inférieure à la puissance que peut délivrer le générateur. Il est en mesure de contrôler la tension et la maintenir proche de Vn.
- Condition 2
Le courant des phases À, B ou C dont l’amplitude est la plus grande est comprise entre 95% et 105% de lmax, les autres ont une amplitude inférieure à 105%. Cela signifie que le générateur a atteint son courant maximal et n’est pas en mesure de maintenir la tension à une amplitude proche de Vn.
Un 3e filtre est activable.
Ce dernier caractérise la capacité du générateur à délivrer une tension triphasée équilibrée, c’est-à-dire pour laquelle V1 Gen est le plus grand, et V2Gen le plus petit. Il requiert une connaissance précise du générateur et en particulier les paramètres X et Y (en %) utilisés ci-dessous doivent être communiqués par le constructeur.
Une fois les filtrages réalisés, on dispose d’un ensemble de solutions, chacune ayant une valeur pour les amplitudes V1 Gen et V2Gen. L’invention ne conserve que les X% de V1 gen les plus grand puis les Y% de V2Gen les plus petits.
Convertisseur source de tension
Par ailleurs, un autre filtre est également envisageable pour les convertisseurs.
Lors de la création du composant, un courant maximal est défini lout-max et correspond au courant maximal que peut délivrer l’onduleur source de tension sur court-circuit ÀC. Si le courant sur l’une des trois phases est supérieur au courant maximal lout-max, le tirage sera éliminé.
Si le courant maximal n’est pas atteint, deux cas sont retenus :
La tension directe au point de raccordement est proche de sa valeur nominale (supérieure à une limite basse correspondant à un paramètre Vmin = 0,9 pu par défaut). Dans ce cas-là, l’onduleur source de tension alimente le réseau normalement (peut-être qu’il n’y a aucun court-circuit dans le réseau, ou celui-ci est suffisamment éloigné).
La tension directe au point de raccordement est inférieure à Vmin-Pu-vsi et le courant est supérieur à une limite basse de courant (« lout-min », défini par l’utilisateur). Il s’agit d’une situation se traduisant par une saturation en courant de l’onduleur source de tension, le paramètre lout-min permet de ne conserver qu’un nuage de points réduit proche du courant de saturation. Les cas pour lesquels la tension est faible et le courant est faible ne sont pas retenus.
Chacune de ces trois valeurs est modifiable dans le module plot graphique où l’utilisateur pourra faire varier les plages de variation.
Traitement post filtrage - Caractérisation des situations les plus défavorables et réglage
Le traitement délivre aux personnes chargées de régler les protections des graphiques présentant des grandeurs caractéristiques de la protection comme la tension, le courant, ou encore le temps de fusion d’un fusible, en fonction d’une autre grandeur prédéfinie par l’utilisateur. Il s’agit de nuages de points, chaque point correspondant à un calcul (un point de fonctionnement / un constructeur).
Les points sont tracés sur le graphique (étape 5 de le figure 2 - placement des grandeurs solutions de la résolution sur des graphiques (nuages de points) et arrête automatiquement le processus lorsque toutes les solutions forment un nuage de points délimité.
Tant que ce n’est pas le cas, le traitement reprend d’autres calculs avec de nouvelles valeurs aléatoires.
Un exemple de graphique obtenu à l’issu d’un traitement complet est illustré sur la figure 7a_1 , qui présente, lors d’un défaut biphasé entre les phases À et B, les courants parcourant une protection de départ HTÀ (Min(IÀ, IB), Max(IÀ, IB), IC) et met en évidence le phénomène d’aveuglement du relais. La figure 7a_2 représente un agrandissement de la zone encadrée dans la figure 7a_1 , à proximité de la puissance en abscisse proche de zéro.
En l’occurrence, l’amplitude du courant de défaut sur au moins une des phases en défaut dépasse 500 À, pour être certain que le relais ne soit pas aveuglé, soit il faut régler la protection à maximum de courant à 500 À, soit la régler à 550 À et s’assurer que les protections de découplages de toutes les centrales déconnectent ces centrales.
Un autre exemple est illustré sur la figure 7b, qui présente l’amplitude d’un courant de défaut vers la terre en fonctions des courants maximum délivrés par un onduleur. En l’occurrence, le courant maximal possible est de 160 À si l’onduleur utilisé peut délivrer un courant maximum égal 2.4 fois son courant nominal. Cette information est utile au calcul de la temporisation maximale des protections contre ce type de défaut et pour limiter les tensions de contacts faisant suite aux montées en potentiel des masses à proximité du défaut.
Un autre exemple est illustré sur la figure 7c, qui présente l’amplitude d’un courant de défaut phase neutre en fonctions des courants maximum délivrés par un onduleur.
En l’occurrence, si l’onduleur utilisé pour alimenter le circuit considéré peut délivrer un courant maximum égal 2.4 fois son courant nominal, le courant de défaut sera supérieur à 1400 À (zone entourée). Un fusible qui, à 1400 À, fond en une durée inférieure à la durée maximale de surcharge de l’onduleur « grid-forming », peut protéger le circuit considéré.
Un autre exemple est illustré sur la figure 7d, qui présente, lors d’un défaut biphasé, l’amplitude des tensions directes et inverses possibles au point de raccordement d’un onduleur « grid forming » qui atteint son courant maximum, ainsi que les points de fonctionnement privilégiés si l’onduleur est fabriqué pour d’abord maximiser la tension directe puis minimiser la tension inverse (zone entourée).
En l’occurrence, pour être certain qu’une protection à minimum de tension directe ne déclenche pas, son réglage peut être augmenté jusqu’à 0.7 Vn.
Les points de fonctionnement les plus défavorables sont ainsi identifiés (étape 7). Les valeurs de réglages des protections physiques sont calculées (étape 8) et les réglages ainsi déterminés sont transmis (étape 9).

Claims

REVENDICATIONS Procédé de protection d’un réseau électrique, dans lequel on met en oeuvre :
Un suivi d’au moins une grandeur électrique sur le réseau,
Un déclenchement d’actions sur des protections physiques que comporte le réseau, en fonction de ce suivi, et dans lequel on met en oeuvre préalablement les étapes suivantes :
- Détermination d’une modélisation du réseau électrique,
- Détermination de valeurs pour certains paramètres physiques du réseau ainsi modélisé, et de plages de valeurs pour d’autres paramètres physiques dudit réseau modélisé,
- Calcul, en fonction de la modélisation et pour plusieurs valeurs d’au moins un paramètre physique que le calculateur fait varier dans une plage de valeurs ainsi déterminée, de valeurs pour au moins une grandeur électrique,
- Détermination de situations de défaut ou de situations défavorables sur le réseau en fonction des valeurs ainsi obtenues,
- Réglage des déclenchements d’actions sur les protections physiques du réseau électrique en fonction des situations ainsi déterminées. Procédé selon la revendication 1 , dans lequel pour la détermination de situations de défaut ou de situations défavorables, le calculateur met en oeuvre un filtrage sur les valeurs calculées pour au moins une grandeur électrique. Procédé selon l’une des revendications 1 ou 2, dans lequel le calculateur modélise un générateur comme une source de type « grid forming » et calcule des valeurs pour au moins une grandeur électrique, pour une pluralité de valeurs de paramètre(s) physique(s) que le calculateur fait varier pour ladite source. Procédé selon l’une des revendications 1 à 3, dans lequel le calculateur modélise un générateur comme une source de type « grid following » et calcule des valeurs pour au moins une grandeur électrique, pour une pluralité de valeurs de paramètre(s) physique(s) que le calculateur fait varier pour ladite source.
5. Procédé selon la revendication 3, dans lequel le calculateur modélise un générateur de type « grid forming » par une source de tension directe et une source de tension inverse respectivement dans un réseau électrique direct et un réseau électrique inverse.
6. Procédé selon la revendication 3, dans lequel le calculateur calcule des valeurs d’intensité de courant du générateur circulant dans les trois conducteurs de phase du réseau pour plusieurs valeurs de l’amplitude de tension et de phase de la source de tension directe et pour plusieurs valeurs de l’amplitude de tension et de phase de la source de tension inverse.
7. Procédé selon la revendication 6, dans lequel le calculateur met en oeuvre un filtrage qui ne conserve que les résultats des calculs pour lesquels :
• l’amplitude de tension directe est supérieure à un premier seuil fonction de la tension nominale, ledit seuil étant supérieur à 90% de ladite tension nominale, et préférentiellement égal à 95% de celle-ci ou supérieur,
• l’amplitude de tension inverse est inférieure à un deuxième seuil fonction de la tension nominale, ledit deuxième seuil étant inférieur à 10% de la tension nominale, et préférentiellement égal à 5% de celle-ci ou inférieur,
• les intensités de courant dans les trois conducteurs de phase sont inférieures à un seuil d’intensité de courant maximal.
8. Procédé selon la revendication 7, dans lequel le calculateur met en oeuvre un filtrage qui ne conserve que les résultats des calculs pour lesquels :
• l’amplitude de tension directe est inférieure à un troisième seuil fonction de la tension nominale, ledit troisième seuil étant inférieur à 110% de la tension nominale et préférentiellement égal à 105% de celle- ci ou inférieur.
9. Procédé selon l’une des revendications 6 à 8, dans lequel le calculateur met en oeuvre un filtrage qui ne conserve pas résultats des calculs pour lesquels :
• l’amplitude d’intensité de courant d’au moins l’une des phases est supérieure à un seuil voisin de l’intensité de courant maximal, ledit seuil étant supérieur à 110% et préférentiellement égal à 105% ou supérieur, l’amplitude d’intensité de courant de toutes les phases est inférieure à un seuil voisin de l’intensité de courant maximal, ledit seuil étant supérieur à 90% et préférentiellement égal à 95% ou supérieur. Procédé selon les revendications 6 à 9, dans lequel le calculateur met en oeuvre un filtrage qui ne conserve pas les cas pour lesquels :
• l’amplitude du courant de toutes les phases est inférieure à un seuil voisin de l’intensité de courant maximal, ledit seuil étant supérieur à 90% et préférentiellement égal à 95% ou supérieur, et la tension au point de raccordement est inférieure à un seuil voisin de la tension nominal du réseau, ledit seuil étant inférieur à 95% et préférentiellement égal à 90% ou inférieur. Procédé selon la revendication 4, dans lequel le calculateur met en oeuvre un filtrage qui ne conserve pas les cas pour lesquels : la source « grid following » injecte un courant non nul et la tension au point de raccordement dudit générateur est inférieure à un seuil, ledit seuil étant voisin de 90% de la tension nominale du réseau électrique, et/ou la source « grid following » injecte un courant non nul et la tension au point de raccordement dudit générateur est supérieure à un seuil, ledit seuil étant voisin de 105% de la tension nominale du réseau électrique, et/ou la source « grid following » soutire une puissance active au réseau, et/ou la source « grid following » injecte ou soutire une puissance réactive supérieure aux valeurs limites dudit générateur. Programme comprenant des instructions de code adaptées pour la mise en oeuvre des étapes d’un procédé selon l’une des revendications 1 à 10, lorsque ce programme est exécuté par un processeur.
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