Soutenance mémoire
La libéralisation du marché de l’électricité et le développement de la production décentralisée induisent de nombreux problèmes scientifiques et techniques nouveaux. Ces problèmes sont liés évidemment aux nouveaux types de sources, distribuées géographiquement et se développant rapidement, mais ils concerneront également, d’ici quelques années, la gestion, voire la structure des réseaux d’énergie. Le problème majeur associé aux sources d’énergie décentralisées est qu’elles ne participent en général pas aux services système (réglage tension, fréquence, îlotage,…). Ceci est particulièrement vrai pour les sources à énergies renouvelables dont la source primaire est difficilement prévisible et très fluctuante. Le fait de ne pas participer aux services système amène ce type de source à se comporter comme des générateurs passifs du point de vue électrique. Le réglage de la tension et de la fréquence est dès lors reporté sur les alternateurs classiques. Augmenter le taux de pénétration des unités de production décentralisées sera donc possible si ce type de source :
– participe à la gestion du réseau (services système, dispatchabilité) ;
– présente une disponibilité accrue et fiabilisée malgré l’imprévisibilité de la source primaire d’énergie.
Il est actuellement envisageable d’atteindre ces objectifs :
– en développant de nouvelles stratégies de commande et de supervision des éoliennes à vitesse variable ;
– en développant le stockage d’énergie à court et à long terme ;
– en développant les systèmes multisources avec une gestion intégrée et optimisée de l’énergie.
Selon l’EWEA (European Wind Energy Association) le parc éolien en Europe pourrait atteindre une puissance installée de 180 000 MW en 2020, soit plus de trois fois la puissance installée en 2007 qui était de 57 000 MW. Pour satisfaire aux objectifs de développement des énergies renouvelables de l’Union Européenne, la puissance éolienne installée en France en 2020 devrait atteindre 25 000 MW. L’impact de l’éolien sur le réseau de transport est cependant à considérer à une échelle européenne. D’après l’UCTE (Union for the Co-ordination of the Transmission of Electricity) [UCT 00], la concentration d’énergie éolienne dans le nord de l’Allemagne produit déjà d’importants flux discontinus de puissance sur les réseaux de transport voisins, du Benelux et d’Europe Centrale. Dans le futur, le réseau de transport français risque de ne pas être épargné par ce phénomène : en effet d’ici 2010, 25000 MW de puissance éolienne pourrait être installée en Allemagne et plus de 20000 MW en Espagne, s’ajoutant aux 5300 MW qui seraient installés en France [PUR 08].
Structure des « systèmes électriques »
Architecture du « système électrique »
Le terme « système électrique » est généralement utilisé pour définir l’ensemble des réseaux [BOR]. Le « système électrique » est l’ensemble des équipements électriques qui assurent la livraison à tous les consommateurs des kilowattheures produits. Le système électrique peut être séparé en trois fonctions principales (Figure 1) :
– la production
– le transport
– la distribution .
Le réseau de transport et d’interconnexion international forme un réseau maillé (THT, 380-220 kV). La fonction de base du réseau de transport est d’acheminer l’énergie électrique des grands groupes de production jusqu’aux grands centres de consommation. Le réseau de répartition (60 à 150 kV) fait le lien, entre les lignes de transport qui acheminent l’énergie des grandes centrales et le réseau de distribution. Ces réseaux sont généralement disposés en boucle. Le réseau de distribution a pour rôle de couvrir l’ensemble du territoire pour acheminer l’énergie électrique jusqu’au client ultime. Il est le plus conséquent en terme de taille [SAB 07], par exemple pour le réseau français le réseau de distribution compte 1 100 000 km contre 400 000 km pour le réseau de transport.
Système interconnecté
En Europe, le système électrique a connu un développement important des interconnexions aux frontières. Le but recherché de ces interconnexions est de bénéficier des avantages de la mutualisation [BOR TI]. En effet, la mutualisation permet de profiter de la souplesse de tous les groupes de production, l’effet de foisonnement (compensation des écarts de consommation, décalage horaire des habitudes de consommation des pays interconnectés) est ainsi augmenté. De plus, l’inertie du réseau étant plus importante, le déclenchement d’un groupe aura des répercussions amoindries sur la fréquence. Depuis le début du XXéme siècle, l’Europe a connu une expansion des échanges transfrontaliers, la Figure 2 présente un historique des interconnections. Quand les conditions techniques ne permettent pas de réaliser les interconnexions en alternatif l’interconnexion se fait à l’aide de liaisons à courant continu (1988 : liaison France Angleterre pouvant transiter 2000 MW). Ces liaisons n’apportent pas le même service de secours mutuel que les réseaux maillés en alternatif, mais permettent de créer des possibilités d’échange entre pays.
Un réseau conçu et dimensionné de façon verticale et unidirectionnelle
A l’origine, les réseaux ont été conçus et exploités dans un cadre monopolistique, qui a favorisé la construction d’unités de production à forte capacité (thermique à flamme, grande hydraulique, nucléaire …). Les technologies de ces groupes nécessitaient d’être implantées dans des zones géographiques favorables. Ils ont été situés au plus près de leur ressource primaire (montagne, fleuve pour les centrales hydrauliques, mines de charbon, raffineries pour les centrales thermiques) ou comme dans le cas du nucléaire près d’un bord de mer ou d’un fleuve pour permettre leur refroidissement.
Les réseaux ainsi constitués vont être dotés d’un parc de production, composé d’unités de forte capacité, localisées dans une zone géographique assez restreinte. Il a donc été nécessaire d’acheminer l’énergie produite à l’aide de lignes haute tension pour limiter les pertes, et pour transiter des flux importants de puissance.
Les acteurs du marché de l’électricité dans un cadre « dérégulé »:
• Les producteurs d’électricité, ils vont gérer un portefeuille de clients ou offrir leur production sur des bourses d’électricité ou à des intermédiaires.
• Les bourses d’électricité, aucun schéma universel ne s’est imposé à ce jour. Le principe général est d’avoir un marché physique, traitant le plus souvent la commercialisation de l’électricité pour le lendemain.
• Les intermédiaires (trader) ; leur rôle est d’adosser un portefeuille de clients à des capacités de production qu’ils se procurent en arbitrant au dernier moment en fonction des prix.
• Les gestionnaires du réseau de transport (GRT) sont les exploitants, en Europe leurs rôles sont précisément définis par l’article 7 « exploitation du réseau de transport de la directive européenne 96/92/CE » concernant les règles communes pour le marché intérieur de l’électricité.
• Les régulateurs contrôlent les GRT, leurs formes et leurs missions sont différentes selon les pays.
• Les distributeurs exploitent le réseau de distribution.
• Les fournisseurs : commercialisent l’énergie à travers ces réseaux
• Les clients finaux ayant accès au marché (éligibles).
Outre l’émergence de ces nouveaux acteurs, l’ouverture des marchés a entraîné un accroissement des échanges aux frontières grâce aux interconnexions. Les transferts souhaités ne sont pas toujours compatibles avec les capacités limitées de transit des lignes. Les GRT sous la surveillance des régulateurs ont du mettre en place des mécanismes d’allocation de ces capacités de transfert (enchère, premier arrivé premier servi etc.…).
La libéralisation du marché de l’électricité a transformé le système électrique conçu et dimensionné dans un cadre monopolistique et unidirectionnel en un système plus complexe qui a entraîné la multiplication des acteurs. Les interconnexions qui ont été exploitées jusque là dans un but d’assistance mutuelle, sont maintenant un outil qui a pour but d’aboutir à un marché de l’électricité unique en Europe. Les interconnexions, dans ce cadre, sont exploitées aux limites de leurs capacités. Des problèmes de congestion sont alors apparus.
La conduite des réseaux
Le rôle du gestionnaire du réseau de transport, dans le contexte d’un marché dérégulé de l’électricité, est de créer les conditions de l’optimisation par le marché de l’électricité en assurant sa fluidité. Il doit assurer à tout moment une circulation aussi aisée que transparente entre les producteurs d’électricité et les clients. Il va donc être l’interface entre des échanges économiques provenant du marché, et des échanges énergétiques, qui répondent aux lois de la physique. En France c’est le RTE (Réseau de Transport de l’Electricité) qui a cette responsabilité.
Le RTE est né suite à la traduction dans le droit français de la directive européenne 96/92/CE. Il résulte de la loi n°2000-108 du 10 février 2000, qui définit également les grandes missions de RTE. Pour garantir son indépendance et l’égalité de traitement vis-à-vis des différents producteurs et distributeurs, un organisme de régulation, la CRE (Commission de Régulation de l’Electricité) a été créé pour la surveiller.
Les différents GRT des pays membres de l’UCTE ont tous leurs propres règles de fonctionnement qui dépendent bien souvent du cadre législatif dans lequel ils ont été créés. L’exploitation d’un système électrique vise à atteindre trois objectifs :
– garantir la sûreté de fonctionnement
– favoriser les performances économiques et l’ouverture du marché de l’électricité
– satisfaire les engagements contractuels vis-à-vis des clients raccordés au réseau de transport (qualité de fourniture)
Les services système
Rappelons que l’un des objectifs majeurs des GRT est de garantir la sûreté du système électrique. Pour atteindre cet objectif les GRT disposent ou achètent ce que l’on appelle des services systèmes (ancillary services) provenant des différents groupes de production.
La définition exacte de ces services peut varier selon les pays. Néanmoins, les services système peuvent être définis comme étant les capacités d’un groupe à :
– participer aux réglages de la fréquence
– participer aux réglages de la tension
– démarrer sans source auxiliaire
La qualité des services système apportés par les groupes de production, dépend bien évidemment de leur technologie. Les aspects techniques du réglage fréquence puissance seront abordés dans la section suivante, par la suite le réglage de la tension sera évoqué de façon plus succincte.
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Table des matières
Introduction générale
Chapitre 1 : Etat de l’art des réseaux électriques
I) Introduction
II) Structure des « systèmes électriques »
a. Architecture du « système électrique »
b. Système interconnecté
c. Les niveaux de tension et de fréquence
d. Un réseau conçu et dimensionné de façon verticale et unidirectionnelle
e. La libéralisation du marché de l’électricité
III) La conduite des réseaux
IV) Les services système
a. Le réglage de fréquence
b. Le réglage de tension
V) Retour d’expérience sur l’incident du 4 novembre 2006
a. Evénements conduisant à l’incident
b. Séparation du réseau de l’UCTE
c. Comportement de l’éolien durant l’incident
d. Conclusion
Chapitre 2 : Etat de l’art sur la production décentralisée : problématique vis-à-vis du réseau
I) Introduction
II) Définitions
III) Les différentes technologies
a. Les énergies primaires fossiles
b. Les énergies renouvelables
IV) Problématique d’insertion de la production décentralisée
a. Impact de la production décentralisée sur le réseau
b. Problématique d’insertion
Chapitre 3 :Capacité de réglage des éoliennes de grande puissance
I) Introduction
II) Etat des lieux des différentes technologies de turbine éolienne
a. Généralités
b. Régulation mécanique de la puissance d’une éolienne
III) Chaîne de conversion électrique des éoliennes de grande puissance
a. Eolienne à vitesse fixe
b. Eolienne à vitesse variable basée sur une machine asynchrone à double alimentation
c. Eolienne à vitesse variable basée sur une machine synchrone
d. Bilan des capacités de réglages des différentes technologies d’éoliennes de grande puissance
Chapitre 4 : Modélisation du réseau
I) Introduction
II) Modélisation sous simulink
a. Modélisation du jeu de barre
b. Modélisation de la charge
c. Modélisation d’une source classique
d. Simulation du modèle dans un réseau alimentant des charges passives
III) Modélisation sous EUROSTAG
a. Généralité
b. Réseaux carrés
Chapitre 5 : Modélisation du générateur éolien
I) Introduction
II) Modélisation de la turbine, du générateur et du convertisseur associé
a. Modélisation de la turbine
b. Modélisation de l’arbre de la machine
c. Modélisation de la machine synchrone
d. Détermination de la structure de commande maximale
III) Modélisation côté réseau
a. Connexion du générateur sur le réseau
IV) Stratégie de maximisation de la puissance
V) Implantation du modèle sous EUROSTAG
a. Simplification du modèle
Conclusion générale
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