Caractéristiques générales et modèles des éléments constituant un système électrique

Caractéristiques générales et modèles des éléments constituant un système électrique

Un « système électrique » est un ensemble constitué d’unités de production, d’unités de consommation, de réseaux électriques et de centres de contrôle. Sa taille peut être faible pour les réseaux insulaires dans les DOM-TOM par exemple ou s’étendre à l’échelle d’un pays pour les plus grands réseaux. L’exploitation d’un système électrique est assurée par un GRT (Gestionnaire du Réseau de Transport). L’objectif de son exploitation est de garantir sa sûreté, favoriser les performances économiques et satisfaire les engagements contractualisés [RTE, 2004].

Caractéristiques générales d’un système électrique 

Les éléments constituant le système électrique sont : les charges, les générateurs et le réseau électrique. Les sous-sections suivantes présenteront chacun des éléments et leurs modèles qui seront utilisés dans la suite de la thèse.

Les groupes de production
La production d’énergie électrique a pour objectif de couvrir les besoins en énergie électrique d’un pays ou d’un territoire géographique défini par transformation d’une énergie primaire en énergie électrique. Les groupes de production peuvent être classés en deux catégories, la production dite centralisée et celle dite décentralisée. Les sous sections suivantes présentent les caractéristiques de ces deux types de production.

Production centralisée
Les productions dites centralisées sont généralement des installations de grande taille unitaire, raccordées au niveau du réseau de transport. De plus, elles disposent d’une commande centralisée leur permettant de participer à la sûreté du système électrique. Les technologies les plus largement utilisées sont les groupes thermiques à flamme, les groupes nucléaires et les grands groupes hydrauliques. La localisation de ces moyens de production est fonction de la disponibilité de l’énergie primaire ou de la nécessité d’une source froide pour les centrales à cycle thermodynamique .

L’eau liquide pressurisée est chauffée dans la chaudière (1) par combustion du charbon. L’eau, ainsi chauffée, est vaporisée et envoyée à la turbine (3) HP (Haute Pression). Le contrôle du débit de vapeur envoyée à la turbine est réalisé par l’intermédiaire d’une vanne (2). La détente de la vapeur dans la turbine permet de fournir de l’énergie mécanique. La vapeur est ensuite réchauffée (4) et renvoyée aux turbines (5) MP (Moyenne Pression) et BP (Basse Pression). L’énergie mécanique produite par l’ensemble des turbines est transmise à l’alternateur (6) qui génère de l’énergie électrique. Enfin, grâce au condenseur (7) et à la source froide (8), la vapeur se condense afin d’être réinjectée dans la chaudière. Dans le cadre de cette thèse, seules des variations de puissance autour d’un point de fonctionnement seront considérées, ainsi la pression et la température dans la chaudière sont considérées constantes. Le contrôle de la puissance se faisant par l’intermédiaire de la vanne (2), seules les parties allant de la vanne jusqu’à l’alternateur seront modélisées. La figure 1.2 présente le modèle d’une turbine à vapeur [Kundur, 1994].

Le passage de la vapeur à travers la vanne d’admission principale (VP) est modélisé par une fonction de transfert du premier ordre dont TCH en est la constante de temps (TCH =0.3s). Le réchauffeur (4) est modélisé par un intégrateur pur dont TRH en est la constante de temps (TRH =7s). Le transit de l’étage MP à l’étage BP est modélisé une fonction de transfert du premier ordre dont TTR en est la constante de temps (TTR =0.3s). Les turbines HP, MP et BP sont couplées sur un même arbre et la somme des couples de chaque turbine définit le couple mécanique total Tt . FHP, FMP et FBP représentent respectivement les fractions du couple de la turbine générées par les sections HP, MP et BP. La somme de ces trois termes est égale à 1. Pour la modélisation, un changement de base permettant de passer de la base de la turbine à la base de l’alternateur est effectué, ainsi PMAX représente la puissance maximale de la turbine et MVAbase est la puissance apparente de l’alternateur.

Production décentralisée 

Après la libéralisation du marché de l’électricité, de nouveaux investisseurs ont pu investir dans la production d’électricité. Cependant, la construction de productions centralisées demande un investissement important et la fluctuation sur les prix de l’électricité a incité les investisseurs à privilégier les investissements qui présentent les risques minima. De plus, en Europe, dans le cadre du développement durable [Directive, 2009], l’accent est mis sur la cogénération et les énergies renouvelables ce qui passe par le développement d’une production plus répartie que la production centralisée de grande puissance. Tout ceci a favorisé le développement de nouvelles technologies de production de petite capacité (< 50MW), raccordées au réseau de basse ou de moyenne tension. Ces différentes technologies sont regroupées sous le terme de « production décentralisée » [Crappe, 2003]. De nombreux types de production décentralisée existent et utilisent des énergies primaires très variées, d’origine renouvelable ou fossile [Crappe, 2003] et [Robyns, 2004].

Energie primaire fossile 

Les unités de production traditionnelle décentralisée, utilisant les énergies fossiles (gaz, charbon, pétrole), sont nombreuses et bien éprouvées, Les principales technologies sont : le thermique à flamme, basé sur des turbines ou micro turbines à vapeur ; les turbines à gaz et cycles combinés de cogénération ou trigénération ; les moteurs atmosphériques, diesel, etc.

La technologie des piles à combustible est un dispositif électrochimique produisant de l’électricité et de la chaleur par réaction chimique. Différents types de piles à combustible existent mais le combustible principalement utilisé est l’hydrogène [Hatziargyriou, 2000]. Les avantages de cette technologie sont un rendement pouvant atteindre 75% en cogénération et la possibilité d’utiliser cette technologie comme moyen de stockage d’énergie [Crappe, 2003]. Cependant, à l’heure actuelle, la production d’électricité à partir des piles est marginale.

Energie renouvelable

Les énergies renouvelables sont celles provenant de l’énergie produite par le soleil, l’eau des fleuves ou de la mer, le vent et la biomasse. Le terme renouvelable indique que ces énergies se renouvellent en permanence dans le temps, soit en continu, soit selon un cycle journalier, annuel, ou sur plusieurs années (bois des arbres) [Multon, 2003].
• L’énergie hydraulique est l’énergie renouvelable qui apporte la plus grande contribution à la production d’électricité dans le monde [Fridleifsson, 2008].
• L’énergie de la biomasse provient de la décomposition de produits d’origine végétale et animale ou de la combustion du bois ou d’autres végétaux.
• La géothermie utilise la chaleur latente de la terre. A grande profondeur, la géothermie est utilisée pour la production d’électricité alors qu’à faible profondeur, la géothermie est utilisée pour le chauffage.
• L’énergie solaire est utilisée de deux façons différentes pour produire de l’électricité [Sabonnadière, 2006]. La première, le photovoltaïque produit de l’électricité à partir de la lumière (photons) et la seconde, sous forme thermodynamique, dans des centrales solaires à concentration où le rayonnement du soleil est concentré par des miroirs pour chauffer un fluide à haute température. La chaleur de celui-ci entraîne la production de vapeur à haute pression, utilisée pour produire de l’électricité comme dans une centrale thermique classique.
• L’énergie éolienne utilise la force du vent pour produire de l’électricité au moyen d’aérogénérateurs. Cette énergie est d’autant plus importante que le vent est puissant [Sabonnadière, 2006].

Les productions décentralisées d’origine renouvelable n’ont pas toutes les mêmes caractéristiques. Ainsi, la production décentralisée à base d’énergie éolienne et solaire est difficilement prévisible et très fluctuante en raison de la nature de leur source primaire. Ce type de source est considéré comme fatal et non dispatchable. Les anciennes installations ne disposaient pas de moyens de contrôle centralisé. Cependant, des centres de contrôle pour ces énergies sont envisagés avec de plus en plus d’attention Dans la cadre de cette thèse, seuls les générateurs éoliens seront considérés, car la capacité installée de la production éolienne vis-à-vis de la production solaire est plus importante, 75 GW contre 16 GW fin 2009 dans l’UE [Euroserv’er, 2010 a] et [Euroserv’er, 2010 b]. La section suivante illustre le modèle d’un générateur éolien.

Modèle d’un générateur éolien

Les générateurs éoliens actuellement raccordés sur les réseaux électriques sont généralement de deux types [Robyns, 2006] : les éoliennes à vitesse fixe composées d’une machine asynchrone à cage (MAS) ; les éoliennes à vitesse variable composées soit d’une machine asynchrone à double alimentation (MADA), soit d’une machine synchrone à aimants permanents (MSAP). Ces dernières seront utilisées dans le cadre de cette thèse car elles présentent deux avantages principaux. Le premier est que la machine électrique peut être couplée directement à la turbine évitant ainsi l’utilisation d’un multiplicateur et le second est d’éliminer le système de bagues et de balais qui induisent des coûts significatifs de maintenance. La structure du générateur éolien utilisé est illustrée à la figure 1.3. Il a fait l’objet de plusieurs études [Leclercq, 2004], [Cimuca, 2005], [Davigny, 2007] et [Courtecuisse, 2008]. Afin d’extraire le maximum de la puissance disponible du vent, le couple de référence de la MSAP est adapté en fonction de la vitesse du vent.

Réseau électrique 

Lignes aériennes et câbles souterrains 

Les lignes aériennes sont composées de pylônes, de conducteurs, d’isolateurs et de câbles de garde. Le dimensionnement de ces composants peut être divisé en trois catégories : le dimensionnement géométrique, le dimensionnement mécanique et le dimensionnement électrique [Chanal, 2000]. Le dimensionnement géométrique doit permettre de garantir les distances d’isolement entre les conducteurs ou celles par rapport à un objet situé au sol. Le dimensionnement mécanique doit permettre à la ligne de ne pas rompre en cas d’efforts appliqués sur ces composants. Le dimensionnement électrique doit permettre de garantir la tenue de la ligne en cas de court-circuit. Les trois dimensionnement permettent de calculer la limite thermique de la ligne. La limite thermique est appelée l’Intensité Maximale Admissible en régime Permanent (IMAP). L’IMAP est calculée en faisant le bilan thermique des puissances [Gaudry, 1997] et [Standards-IEEE, 2007]. Les puissances provoquant l’échauffement de la ligne sont la puissance émise par effet Joule et la puissance apportée par l’ensoleillement. Les puissances permettant la dissipation de la chaleur sont les puissances par convection et par rayonnement, ainsi suivant les saisons la valeur de l’IMAP d’une ligne peut être différente. Les câbles souterrains sont des conducteurs entourés d’une gaine qui assure l’isolation du câble par rapport à son environnement extérieur. Ainsi, son dimensionnement est lié à la puissance transportée, aux pertes diélectriques, aux propriétés mécaniques et à la capacité linéique des câbles. Dans ces travaux de recherche, seules des lignes aériennes seront considérées. La modélisation utilisée est le modèle en Π [Sabonnadière, 2007 b].

Gestion du système électrique 

La gestion du système électrique est assurée par les gestionnaires du réseau de transport (GRT) et vise à atteindre trois objectifs [RTE, 2004] :
• Garantir la sureté de fonctionnement ;
• Satisfaire les engagements contractuels pris auprès des clients, notamment en matière de qualité de fourniture ;
• Favoriser les performances économiques et l’ouverture du marché de l’électricité.

Afin de garantir la sûreté de fonctionnement, le GRT doit se prémunir des différents aléas pouvant survenir afin de réduire le risque de coupure généralisé. Les risques pouvant apparaître sont de quatre types [RTE, 2004] :
• L’écroulement de la fréquence ;
• L’écroulement de tension ;
• La rupture de synchronisme ;
• Les surcharges en cascade.

Ainsi, les GRT doivent prévoir des marges de sécurité, sur base de prévision de la consommation et sur base des plans de production en « J-1 ». Cependant, ces marges peuvent être augmentées par accroissement de la part des sources décentralisées d’origine renouvelable dans la production d’énergie électrique. En effet, les sources d’origine renouvelables sont souvent intermittentes (éolien, photovoltaïque,…) et représentent une part importante de la production décentralisée [EDF, 2009]. Le problème de ces sources est l’incertitude de la prévision de leur source primaire (vitesse du vent, ensoleillement,…), qui induit une incertitude de la production électrique. La prévision est globalement bonne en ce qui concerne l’amplitude mais présente une incertitude sur le moment où ce niveau de production sera atteint [Holttinen, 2004]. Ainsi, au Danemark, des erreurs de prévisions à 24h sur la production éolienne peuvent être de 50%, du à la difficulté de définir le moment des pics de production [Ackermann, 2005]. Afin de compenser les erreurs de prévision, des réserves en capacités de production contrôlables sont nécessaires. Le GRT doit également disposer de capacité de transport supplémentaire à ce moment pour l’évacuation de cette production [EON, 2005]. Les sous-sections suivantes présentent les moyens de contrôle mis en place par les GRT pour se prémunir des quatre risques. De plus, l’impact de la production décentralisée sur ces moyens de contrôle sera exposé.

Table des matières

Introduction générale
Chapitre 1. Caractéristiques générales et modèles des éléments constituant un système électrique
I. Introduction
II. Caractéristiques générales d’un système électrique
A. Les groupes de production
1. Production centralisée
2. Production décentralisée
i. Energie primaire fossile
ii. Energie renouvelable
iii. Modèle d’un générateur éolien
B. La consommation
C. Réseau électrique
1. Lignes aériennes et câbles souterrains
2. Postes de transformation
III. Gestion du système électrique
A. L’écroulement de la fréquence
1. Réglage primaire
i. Contrôle au niveau des groupes centralisés
ii. Contrôle au niveau des groupes décentralisés
2. Réglage secondaire
3. Réglage tertiaire
B. L’écroulement de tension
1. Réglage primaire
2. Réglage secondaire
3. Réglage tertiaire
C. La rupture de synchronisme
D. Les surcharges en cascade
IV. Conclusion
Chapitre 2. Etat de l’art sur le traitement des congestions
I. Introduction
II. Limites de transit d’un réseau électrique
A. Limites physiques d’un réseau électrique
1. Limites thermiques
2. Limites de stabilité angulaire
B. Limites liées à la sûreté de l’exploitation
C. Mesure de l’influence d’actions individuelles
D. Conclusion
III. Méthodes de gestion des congestions
A. Méthode de gestion « non marché »
1. Méthodes liées à l’exploitation du réseau électrique
i. Méthodes appliquées par les GRT
ii. Méthodes étudiées dans la littérature
2. Méthodes liées à la règlementation
i. Méthodes actuellement employées
ii. Méthodes étudiées dans la littérature
B. Méthodes de gestion « marché »
1. Méthodes actuellement appliquées
i. Enchères implicites
ii. Re-dispatching ou Counter-Trading
iii. Enchères explicites
2. Méthodes étudiées dans la littérature
C. Conclusion
IV. Traitement spécifique de la production renouvelable en cas de congestion
V. Conclusion
Chapitre 3. Méthodologie de gestion des congestions locales
I. Introduction
II. Définition de l’ordre d’efficacité
A. Calcul des PTDFs
B. Illustration de l’ordre d’efficacité
C. Sensibilité de l’ordre d’efficacité
III. La gestion en temps réel des congestions
A. Introduction
B. Etude de la partie centralisée
1. Algorithme de décision
i. Construction de l’algorithme de décision
ii. Illustration de l’algorithme de décision
2. Boucle de courant
3. Etude de la partie décentralisée
i. Sélection du mode de fonctionnement
ii. Etat du générateur
iii. Boucle de puissance
4. Etude de la stabilité de la boucle de contrôle
C. Illustration de la gestion en temps réel des congestions
1. Gestion en temps réel des congestions
2. Résultats de simulation
i. Sans système de stockage
ii. Avec système de stockage
iii. Conclusion
D. Conclusion
IV. Dimensionnement et localisation des réserves
A. Introduction
B. Algorithme de localisation et de quantification des réserves
C. Illustration sur le réseau de 4 nœuds
D. Conclusion
V. Aspect économique pour le traitement des congestions locales
A. Introduction
B. Présentation des mécanismes financiers
1. Mécanisme de compensation entre les producteurs
i. Principe
ii. Etude économique
iii. Conclusion
2. Mécanisme basé sur un marché pour la gestion des congestions locales
i. Mécanisme de marché en utilisant la règlementation actuelle
ii. Mécanisme de marché en abrogeant la règlementation actuelle
iii. Etude économique
iv. Conclusion
C. Conclusion
VI. Conclusion
Conclusion générale

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