Contribution au pilotage de la charge pour accroître la flexibilité du système électrique

Histoire de la gestion de la demande

Les défis environnementaux et l’augmentation de la population viennent en preuve de l’importance de réfléchir à d’autres moyens de production, tout en maintenant la sécurité et la fiabilité du système électrique. La sûreté du système électrique exige à tous moment que la production soit égale à la demande des consommateurs, pour ça, différentes solutions sont déjà mises en place, ces solutions consistent à mettre en marche des moyens de production très coûteux et polluants pendant les périodes de pointes, de plus, comme les moyens de productions existants sont insuffisants, et vu la difficulté d’exploitation de nouveaux moyens de production, une nouvelle réflexion sur la gestion de la demande (DSM – Demand Side Management en anglais) est apparue. Celle-ci se base sur la possibilité de gérer la demande du côté du consommateur final au lieu de la satisfaire. L’introduction de la gestion de la demande au sein de la topologie du réseau requiert une bonne connaissance du fonctionnement du système électrique et des services systèmes possibles à rendre  au réseau électrique. Élaborer une idée de gestion de la demande requiert l’étude du fonctionnement du réseau, des services rendus par la DSM au réseau, et des types de charges électriques à contrôler par les programmes de contrôle de DR (qui représentent un sous-ensemble des méthodes de DSM). Les critères d’évaluation contrôle/performances de l’effacement dépendent (i) du nombre de consommateurs contractualisés effectivement engagés dans les programmes de DR quand un appel de puissance effacée est lancé. Une étude par PGM montre que simplement 40% des consommateurs engagés dans les programmes de DR sont effacées pendant la durée d’application des actions de DR et (ii) de la présence des consommateurs contractualisés dans leurs maisons, parce qu’une charge qui ne consomme pas initialement pendant la durée de DR ne sera pas considérée à la fin de ΔTDR comme une consommation effacée.

Le fonctionnement du système électrique et la gestion de la demande (Demand Side Management)

Fonctionnement du système électrique

Présentation
L’énergie électrique est une énergie relativement nouvelle (150 ans depuis l’invention de la dynamo) qui a connu un essor très important au cours du 20ème siècle. L’électrification a accompagné le développement des pays dans tous les secteurs d’activité : résidentiel, industriel, tertiaire mais aussi les transports. Contrairement à des sources d’énergie comme le pétrole, le gaz ou le charbon, l’électricité n’est pas une énergie primaire. Elle doit être produite par des alternateurs électriques à partir d’une source primaire comme celles citées précédemment mais aussi à partir d’autres sources telles qu’un débit d’eau (production hydraulique), le vent ou le soleil (cas des centrales solaires à concentration). Une caractéristique fondamentale de l’électricité est qu’elle n’est pas matérialisable contrairement à certaines sources primaires, ce qui rend difficile le stockage de l’électricité. Le stockage ne peut se faire que par transformation (gravitation pour les barrages, électrochimie, air comprimé, …). La croissance des besoins a été accompagnée par la mise en place d’un réseau électrique alternatif triphasé pour relier les points de production aux points de consommation. La consommation augmentant, les investissements ont porté sur le développement de moyens de production centralisés de plusieurs centaines de MW et sur une infrastructure à haute tension (400 kV en Europe) pour réduire les pertes. L’acheminement depuis la production centralisée vers les points de consommation décentralisés se fait via un réseau de transport maillé (400 kV à 63 kV) puis un réseau de distribution radial (HTA et BT). Afin de se soutenir en cas d’incident majeur, mais aussi pour commercer de l’énergie électrique, les pays européens ont interconnecté leurs réseaux 400 kV voire 225 kV. Le système électrique ne fait plus qu’un, le renforcement des interconnexions devant permettre de faciliter les échanges dans le cadre d’un futur marché de l’électricité européen. Aujourd’hui la libéralisation du secteur électrique conduit à une diversité d’acteurs : producteurs, fournisseurs, gestionnaires de réseaux de transport (GRT) et distribution (GRD).

Le réglage de fréquence

Nous abordons ici plus en détail les modalités de réglage de la fréquence pour l’équilibrage P=C en temps réel. Le maintien d’une fréquence proche de sa valeur nominale est nécessaire au bon fonctionnement des matériels optimisés pour cette valeur (contraintes mécaniques, contraintes d’horloge, contrainte de saturation magnétique, …). En France le critère qualité de l’énergie fixe la plage à 50 Hz ± 0.5 Hz. De trop grandes excursions de fréquence sont en outre inadmissibles pour certains matériels, par exemple les groupes de production qui se déconnectent du réseau pour des écarts de fréquence de 2 à 4 Hz, voire moins (cf l’incident de novembre 2006 en Europe). Naturellement la fréquence ne peut pas être parfaitement constante, la fluctuation de la demande va perpétuellement générer des écarts production-consommation qui sont absorbés par l’inertie des machines couplées au réseau. Plus l’inertie est élevée, plus les variations de fréquence seront faibles. C’est pourquoi la multiplication de moyens de production interfacés par de l’électronique de puissance réduit naturellement l’inertie. La machine tournante peut être intégralement découplée du réseau (cas des éoliennes synchrones à aimants permanents). Les réseaux insulaires tolèrent des fluctuations de fréquence plus importantes car leur inertie est plus faible.

Face aux évolutions normales de la consommation et aux divers aléas rencontrés en exploitation (pertes de groupes de productions ou de charges, …), le maintien de la fréquence autour de 50Hz nécessite d’adapter en permanence le niveau de la production à celui de la demande. Trois niveaux d’action coexistent : le réglage primaire, le réglage secondaire, et le réglage tertiaire. En sachant que les réglages primaire, secondaire et tertiaire ont des constantes de temps différentes.

Le réglage de fréquence primaire 

Le réglage de fréquence primaire est automatique. Son objectif est de rétablir rapidement l’équilibre P=C pour stabiliser la fréquence. Ce réglage est mis en œuvre par l’action des régulateurs de vitesse des groupes de production lorsque la vitesse du groupe (image de la fréquence) s’écarte de la vitesse de consigne suite à un déséquilibre entre la production et la consommation sur l’ensemble du système européen interconnecté [RTE, 2011].

La réserve primaire
Le réglage primaire ne rétablit l’équilibre offre-demande que si on dispose d’une réserve de puissance suffisante. La réserve primaire disponible est la somme des réserves primaires des groupes – participant au réglage – de l’ensemble du système européen. Cette réserve est égale à 3000 MW pour l’ensemble de l’Europe, et environ 700 MW pour les groupes français.

Table des matières

1. Introduction générale
1.1 Histoire de la gestion de la demande
1.2 Objectif du travail
1.3 Organisation du mémoire
2. Le fonctionnement du système électrique et la gestion de la demande (Demand Side Management)
2.1 Fonctionnement du système électrique
2.1.1 Présentation
2.1.2 Le réglage de fréquence
2.1.3 Mécanisme d’ajustement
2.1.4 Conclusion de la partie sur le fonctionnement du système électrique
2.2 Introduction sur la gestion de la demande
2.2.1 Définition
2.2.2 Les types de charges
2.2.3 Valorisation de l’effacement
2.2.4 Exemple de participation au réglage de fréquence
2.2.5 Programmes de Demand Response (DR)
2.2.6 Infrastructure générale des programmes de DR
2.2.7 Typologie des charges participant aux programmes de Demand Response (DR) appartenant au
secteur résidentiel
2.2.8 Aperçu de travaux antérieurs sur la gestion et le pilotage de la charge
2.3 Conclusions
3. Modélisation et caractéristiques des charges
3.1 Introduction
3.2 Modélisation et caractéristiques des bâtiments
3.2.1 Modèles utilisés dans la bibliographie
3.2.2 Modèles de bâtiments choisis pour l’étude
3.2.3 Caractéristiques des bâtiments
3.3 Modèle de l’ensemble (bâtiment + dispositif de chauffe)
3.3.1 Chauffages par convecteurs
3.3.2 Chauffage par radiateur à inertie
3.3.3 Evaluation de la dégradation du confort thermique
3.3.4 Agrégation d’un parc de bâtiment
3.4 Modèle du ballon d’ECS
3.4.1 Modèles et équations
3.4.2 Paramétrages du modèle
3.4.3 Analyse du comportement d’un chauffe-eau
3.4.4 Agrégation d’un parc de ballons d’ECS (Eau Chaude Sanitaire)
3.4.5 Simulation de la consommation d’ECS et de la puissance électrique
3.5 Recharge des véhicules électriques
3.5.1 Les batteries des véhicules électriques
3.5.2 Distances parcourues par les utilisateurs
3.5.3 Agrégation d’un parc de véhicules électriques
3.5.4 Scénario de recharge de base
3.6 Modélisation du réglage de fréquence
3.6.1 Modèle de l’inertie du système de production
3.6.2 Modélisation du réglage primaire
3.6.3 Modélisation du réglage de fréquence secondaire
3.6.4 Simulation du réglage primaire et secondaire
3.7 Conclusion du chapitre 3
4. Conclusion générale

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