Les problèmes de l’interconnexion de l’éolien au réseau électrique

Les problèmes de l’interconnexion de l’éolien au réseau électrique

La restructuration de l’industrie de l’électricité a un impact significatif sur le processus d’interconnexion de l’énergie éolienne. Dans les années 1980, les besoins d’interconnexion des projets éoliens ont été négociés projet par projet entre l’utilitaire et le promoteur du projet. Les faibles taux de pénétration représentés par ces premiers développements peuvent créer des problèmes de transmission dans la zone locale, mais ils n’ont aucune incidence sur les services publics ou sur la fiabilité régionale.(Singh, 2010a). Aujourd’hui, les accords bilatéraux entre les services publics et les développeurs sont remplacés par des processus standardisés mis en place sous la juridiction centrale d’électricité régissant les organismes de différents pays selon leurs propres normes.

Cette tendance vers des processus d’interconnexion normalisés ne concerne pas seulement l’Amérique du Nord, mais aussi, la majeure partie du monde développé. L’évolution des normes nationales d’interconnexion, également appelées codes de réseaux électrique, a fait ses débuts en Europe. Si le travail sur les normes d’interconnexion n’a commencé que vers la fin des années 1990, les premiers résultats (normes) ont été publiés par les gestionnaires de réseau de transport GRT de l’Allemagne. L’Allemagne a été rapidement suivi par l’Espagne et le Danemark entre 2004 et 2005. Il s’agissait d’importants développements dans ces trois pays représentant respectivement le premier, deuxième et quatrième plus gros marché éolien dans le monde. Bien que le démarrage de développement de l’énergie éolienne en Amérique de nord fût plus lent qu’en Europe, les concepteurs de SCEEs sont aussi tenus de respecter ces normes rigoureuses d’interconnexion du réseau et les défis de transmission demeurent les mêmes.

Les codes de réseaux demandent principalement que les éoliennes aient la capacité de maintien de creux de tension et une capacité de compensation de l’énergie réactive (Engelhardt et al., 2011). La première spécification vise à améliorer la stabilité transitoire dans un système d’alimentation avec une forte pénétration de l’énergie éolienne, tandis que la deuxième spécification vise à soutenir la régulation de la tension dans un tel système (Engelhardt et al., 2011). Une autre condition essentielle pour l’interconnexion de l’énergie éolienne est que le facteur de puissance à la PCC doit rester compris entre 0,95 capacitif et 0,95 inductif (Guerrero, 2012). La raison de cette décision est que la capacité de compensation de la puissance réactive pour une centrale éolienne a un coût supplémentaire significatif par rapport aux unités conventionnelles qui possèdent une capacité inhérente de compensation de la puissance réactive (Guerrero, 2012). La plupart de ces normes ont certains problèmes communs qui seront discutés un par un dans la section suivante (Singh, 2010a).

Contrôle de la tension 

La plupart des systèmes modernes de conversion de l’énergie éolienne ont une certaine capacité à contrôler la tension et le facteur de puissance aux bornes de la machine. Cependant, même si le facteur de puissance et la tension en sortie sont maintenus constants, la consommation de la puissance réactive du parc éolien dans son ensemble continue de varier en raison de pertes réactives sur le système de collecte. L’augmentation des pertes réactives ne peut être facilement compensée par les éoliennes. Ainsi, la consommation d’énergie réactive du parc éolien augmente généralement avec le pouvoir réel de sortie à moins que les équipements auxiliaires de soutien réactif soient installés (Varma, Auddy et Semsedini, 2008; Zobaa et Jovanovic, 2006).

En l’absence de la CPR appropriée, il peut y avoir des variations importantes de tension sur le système de l’utilitaire, ce qui peut entraîner de graves dommages aux équipements chers du réseau de transport. Cela signifie que le parc éolien doit maintenir une tension de transmission raisonnablement constante, même pour les variations de la production en mégawatts. Certaines des normes internationales exigent que le parc éolien soit alimenté avec un facteur de puissance égal à .95 (Muljadi et al., 2007a).

Afin de se protéger contre la dégradation de stabilité du système d’alimentation, les utilitaires (le service public) exigent souvent que l’ajout des parcs éoliens ne doive pas dégrader la stabilité du système ni entraîner des violations des critères de stabilité. Dans ces cas, les simulations logicielles doivent être exécutées pour déterminer l’influence de l’éolien sur le système (Ha et Saha, 2004). Si la stabilité du système est modifiée par l’ajout et l’installation des parcs éoliens, il est nécessaire d’ajouter des équipements auxiliaires pour résoudre le problème (Singh, 2010a).

Contrôle de la fréquence

Le fonctionnement stable du système électrique interconnecté dépend d’une correspondance instantanée entre la charge et la génération. La fréquence du système est un indicateur essentiel de cet équilibre de fonctionnement. Lorsque la charge électrique sur un générateur synchrone dépasse la puissance mécanique, le générateur commence à ralentir et l’énergie cinétique extraite de l’inertie de rotation de la machine est convertie en énergie électrique. La diminution de la vitesse de l’arbre correspond à une diminution de la fréquence dans un générateur synchrone. Inversement, lorsque la puissance fournie par une génératrice à entrainement dépasse la demande d’électricité, le système générateur mécanique va s’accélérer. L’entrée en excès est stockée sous forme d’énergie de rotation avec une fréquence correspondante plus grande. Ce type de variation continue en puissance mécanique d’entrée du SCEE est assez fréquent puisque la puissance mécanique d’entrée de la turbine éolienne dépend de la vitesse du vent. Il est vraiment difficile de maintenir une fréquence constante dans les différentes conditions de vent et surtout dans le cas des générateurs à vitesse variable à entrainement direct (Sun et al., 2009).

Toutefois, tant que l’énergie éolienne couvre seulement un petit pourcentage de la charge totale, l’effet sur la fréquence peut dans la plupart des cas être négligé. Mais avec la vitesse à laquelle la production d’énergie éolienne est en croissance dans le monde entier, le niveau de pénétration de l’énergie éolienne ne peut pas être négligé. L’intégration de l’éolien dans les petits réseaux isolés peut avoir certainement un impact sur la fréquence du réseau, et donc c’est un sujet de vive inquiétude pour l’interconnexion de SCEE au réseau électrique (Muyeen et al., 2010).

Contrôle de la puissance active et réactive 

Le parc éolien doit être en mesure de minimiser les variations de la tension du système de transmission, ce qui permet donc de réduire tout impact négatif du parc éolien sur le rendement de tension du réseau de transmission. Les exigences spécifiques de contrôle de la tension nécessitent un équipement spécial de soutien réactif capable de mesurer la tension. Ce niveau de contrôle est souvent au-delà de ce qui peut être fourni individuellement par les éoliennes. La capacité d’une éolienne à survivre à une chute de tension transitoire sans déclenchement est souvent dénommée la capacité de maintien d’alimentation en creux de tension LVRT. La capacité LVRT est une partie importante de l’interconnexion de la ferme éolienne au réseau électrique. Si le parc éolien décroche lorsque la tension descend en raison d’un défaut sur une ligne électrique à proximité, cette défaillance peut entraîner la perte de deux composants majeurs du système, c.-à-d., la ligne et le parc éolien. Cela violerait les exigences importantes du code de réseau électrique d’Hydro Québec (Bernard, Beaulieu et Trudel, 2005) et de la norme de la NERC (Reliability standard TPL-002-0). LVRT n’est que l’autre projet principal de l’ordre de la FERC 661 — A. Ce dernier code exige essentiellement que le parc éolien doive rester en service pendant n’importe quel défaut triphasé (lorsque les trois phases d’un circuit de puissance entrent en contact avec le sol ou entre eux), ce qui est normalement autorisé tant que la compensation de ce défaut ne sépare pas électriquement le parc éolien du système de transmission et que le défaut ne diminue pas la tension au dessous de 0.15 pu au point de couplage commun PCC (15 % de la tension ordinaire) (Ackermann, 2005; Gupta, 2014).

Table des matières

INTRODUCTION 
CHAPITRE 1 REVUE DE LITTÉRATURE 
1.1 Introduction
1.2 Configuration de la turbine éolienne
1.3 Les SCEEs à base des génératrices synchrones
1.3.1 La génératrice synchrone à rotor bobiné (GSRB) WRSG
1.3.2 La génératrice synchrone à aimant permanent (GSAP) PMSG
1.4 Les SCEEs à base des génératrices asynchrones
1.5 Comparaison des génératrices utilisées dans les SCEE
1.6 Intérêt porté à la GADA DFIG
1.7 Les problèmes de l’interconnexion de l’éolien au réseau électrique
1.7.1 Contrôle de la tension
1.7.2 Contrôle de la fréquence
1.7.3 Contrôle de la puissance active et réactive
1.7.4 Exigences strictes sur la qualité de la puissance
1.7.4.1 Les harmoniques
1.7.4.2 La fluctuation de la tension
1.8 Problématique
1.9 Les objectifs de contrôle de SCEE à base de la MADA
1.10 Méthode de contrôle de la MADA
1.10.1 La commande vectorielle
1.10.2 La commande directe de couple DTC
1.10.3 La commande directe de puissance DPC
1.11 Conclusion :
CHAPITRE 2 SYSTÈME DE CONVERSION D’ÉNERGIE ÉOLIENNE À BASE DE MADA 
2.1 Introduction
2.2 SCEE à base de la MADA
2.2.1 Conversion de l’énergie
2.2.2 Détermination de la quantité d’énergie offerte par le vent
2.2.3 Modélisation de l’éolienne
2.2.3.1 Coefficient de puissance
2.2.3.2 Vitesse spécifique nominale
2.2.3.3 Région d’exploitation de la Turbine
2.2.3.4 Modèle de la boite de vitesse
2.2.4 Principe de fonctionnement de la MADA
2.2.4.1 Production du couple électromagnétique
2.2.4.2 Transfert de puissance et Modes de fonctionnement
de la MADA
2.2.5 Fonctionnement de la génératrice asynchrone à double alimentation
2.2.6 Utilisation de la MADA pour produire des tensions à fréquence fixe
2.2.6.1 Mode hypo synchrone
2.2.6.2 Mode hyper synchrone
2.2.7 Convertisseurs de puissance
2.3 Conclusion
CHAPITRE 3 MODÉLISATION DE LA MADA, LOIS DE COMMANDE DE CCR ET MODÉLISATION DE CCG
3.1 Introduction
3.2 Modélisation de la MADA dans le système triphasé « abc »
3.2.1 Équations des tensions électriques triphasées de la MADA dans le plan « abc»
3.2.2 Équations des flux magnétiques de la MADA dans le plan « abc »
3.2.3 Équations de couple électromagnétique de la MADA dans le plan « abc »
3.3 Transformation de Park
3.3.1 Grandeurs statoriques et rotoriques dans le plan d-q-o
3.3.2 Équations des grandeurs statoriques et rotoriques de la MADA dans le plan d-q-o
3.3.3 Schéma équivalent de la MADA
3.3.4 Équations du couple électromagnétique de la MADA
3.4 Détermination des lois de Commande
3.4.1 Principes fondamentaux de contrôle vectoriel d’une machine asynchrone
3.4.2 La commande vectorielle de convertisseur du côté rotor CCR
3.4.2.1 Orientation du flux statorique selon l’axe q
3.4.3 Modélisation de CCG dans un repère stationnaire
3.4.4 Modélisation de CCG dans un repère en rotation
3.4.5 Modèle de CCG dans le repère d-q
3.5 Conclusion
CHAPITRE 4 AMÉLIORATION DE LA QUALITÉ D’ÉNERGIE DE SYSTÈME DE CONVERSION D’ÉNERGIE ÉOLIENNE À MADA
4.1 Introduction
4.2 Description générale de l’onduleur multitâche
4.3 Étude en puissance de CCG
4.3.1 Compensation des courants harmoniques, de la puissance réactive et de déséquilibre de courant
4.3.1.1 Compensation des courants harmoniques
4.3.1.2 Compensation des harmoniques et de la puissance réactive
4.3.1.3 Compensation des harmoniques, de la puissance réactive et du déséquilibre du courant de charge
4.4 Dimensionnement des paramètres en amont et en aval de CCG
4.4.1 Dimensionnement de la capacité du bus DC
4.4.2 Dimensionnement de l’inductance de lissage du filtre
4.5 Algorithme de contrôle de CCG
4.6 Scénario de fonctionnement de SCEE à base de MADA
4.7 Simulation de SCCE à base de MADA et connectée au réseau électrique sans charge
4.8 Simulation de SCCE à base de la MADA et connecté au réseau électrique en présence d’une charge non linéaire triphasée équilibrée puis non équilibrée
4.9 Conclusion
CONCLUSION

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