Chapitre II:
Les impacts de l'insertion des GED sur les
réseaux de distribution radiaux
II.1. Introduction :
Le phénomène d'insertion de la production
décentralisée dans les réseaux de distribution ne
présente pas que des avantages. Des études ont montré que
de nombreux problèmes sont susceptibles d'apparaître.
Les principaux problèmes liés au raccordement de
Génération d'Energie Décentralisée sur le
réseau de distribution sont liés aux problèmes de
capacité technique d'accueil d'une part et aux problèmes
réglementaires qui obligent le distributeur à accepter le
raccordement d'un producteur sur le réseau de distribution d'autre part.
En effet, le réseau de distribution n'a pas été
conçu, à la base, pour accepter de la production
décentralisée. Cette problématique peut remettre largement
en cause la façon de planifier et d'exploiter les réseaux de
distribution.
De plus, une partie de ces GED à de plus, des sources
d'énergie primaire intermittente (éolienne, solaire) qui ne
permettent pas de prévoir aisément la production disponible
à court terme. Elles ne peuvent donc pas garantir une puissance de
sortie et proposer toute la puissance disponible sur le marché. D'autre
part, ces nombreuses sources sont trop petites pour être observables et
dispatchées par les gestionnaires de réseaux de distribution et
ne participent donc pas, aujourd'hui, aux services système. Cela peut
poser des problèmes en cas de fort taux de pénétration si
les moyens de réglage classiques de la distribution deviennent inaptes
à assurer la tenue en tension. [16]. Pour cela, on va présenter
les problèmes sensibles qui puissent influencer négativement le
comportement de ce type de réseau.
II.2 Généralité sur le
réseau de Distribution
Les réseaux de distribution constituent l'architecture
la plus importante du système électrique. Ils assurent la
distribution de l'énergie électrique au niveau local. Leur
tension est inférieure ou égale à 50 kV (HTA). Ils sont
constitués de deux types de réseaux :
Le réseau moyen tension (MT) avec un niveau de 10 kV et
30 kV connecté au réseau de transport, et le réseau basse
tension (BT) de tension de 0.4 kV. Le réseau BT constitue le dernier
maillon du système électrique. Ses tronçons sont
raccordés au réseau MT dans des postes de transformation HTA/BT.
Ces niveaux de tension offrent un compromis technico-économique qui
permet à la fois, de diminuer les chutes de tension, de minimiser le
nombre de postes source (poste de connexion HTB/HTA) mais également de
limiter les contraintes techniques et économiques inhérentes aux
hautes tensions.
Les réseaux de distribution commencent à partir
des tensions inférieures à 60 kV et des postes de transformation
HTB/HTA avec l'aide des lignes ou des câbles moyenne tension jusqu'aux
postes de répartition HTA/HTA. Le poste de transformation HTA/BTA
constitue le dernier maillon de la chaîne de distribution et concerne
tous les usages du courant électrique.
II.2.1. Réseaux de distribution à
moyenne tension
? HTA (30 et 10 kV le plus répandu),
? Neutre à la terre par une résistance,
? Limitation à 300 A pour les réseaux
aériens,
? Limitation à 1000 A pour les réseaux
souterrains,
? Réseaux souterrains en boucle ouverte.
II.2.2.Réseaux de distribution à basse
tension
? BTA (230 / 400 V).
? Neutre directement à la terre.
? Réseaux de type radial, maillés et
bouclés.
II.3 L'importance de la tension et la fréquence
dans les réseaux électrique
La tension et la fréquence sont les paramètres les
plus importants pour la stabilité du réseau. Les fournisseurs
d'électricité définissent des normes d'exploitation des
réseaux électriques pour garder la stabilité et la
sureté du système électrique, et garantir la
qualité de l'énergie. Et les gestionnaires doivent appliquer ces
normes.
II.3.1 Le maintien de la tension [22]
Le maintien de la tension est un des aspects fondamentaux de
l'exploitation des réseaux de transport et de distribution. , une
tension instable aura les conséquences suivantes:
· Surcharge des éléments (lignes et
transformateurs) par augmentation du courant et risque de déclenchement
(ou perturbation) des protections associées,
· Instabilité de tension pouvant entraîner
un écroulement de tension,
· Perte des éléments de production
(stabilité statique des alternateurs, limites de fonctionnement des
groupes et de leurs auxiliaires).
II.3.2 Le maintien de la fréquence
De même que pour la tension, la fréquence doit
nécessairement être maintenue dans les limites contractuelles. Les
principaux problèmes apparaissant en cas d'excursion non
maîtrisée de la fréquence sont les suivants : [25]
· Rupture de synchronisme des alternateurs pouvant
entraîner la perte de groupes en cascade.
· Limite de fonctionnement des auxiliaires de centrales.
· En cas de baisse de fréquence : saturation des
circuits magnétiques de transformateurs ou compensateurs bobinés
d'énergie réactive entraînant un fonctionnement
dégradé et des pertes fer.
Tableau (II.1) : Limites de fonctionnement du
réseau de distribution [26].
II.3.3 Les services systèmes :
Les Services Système ont pour projet de garantir le maintien de la
fréquence, de la tension et de façon générale la
stabilité du réseau électrique. La totalité des
utilisateurs raccordés à ce réseau
bénéficient de ces services qui assurent le bon fonctionnement de
leurs matériels électriques et de leurs processus de consommation
ou de production mais assurent aussi le maintien des conditions d'exploitation
sûres du réseau électrique. De fortes variations sur la
tension ou la fréquence peuvent effectivement engendrer des incidents de
grande ampleur, comme un black-out, privant des régions ou pays entiers
d'électricité pendant des durées indéfinies
(ça peut aller de plusieurs heures, jusqu'à plusieurs Jours).
Un système d'énergie électrique peut
être défini par sa fréquence et sa tension. La
stabilité de ces paramètres garantit la stabilité du
système dans sa globalité. A cet égard, les producteurs
centralisés ont à répondre à ce que l'on appelle
les services système, cela signifie qu'ils contribuent au réglage
de tension et de fréquence dans des limites déterminé par
les gestionnaires du réseau auquel ils sont reliés. Les services
système comptent aussi plusieurs dispositifs mis en place sur tout le
réseau, et spécialement sur les réseaux de distribution,
qui permettent de maintenir la tension en ses termes prédéfinis.
Le réseau électrique doit pouvoir faire face à tous les
incidents envisageables, et doit garantir un fonctionnement correct [26].
II.3.3.1 Réglage de tension
Les charges d'un réseau électrique consomment
plus ou moins une grande quantité de puissance réactive par
rapport à la quantité de puissance active consommée.
Cette puissance réactive consommée est en partie
fournie par les groupes de productions essentiellement connectés au
réseau de transport, et en partie par des dispositifs de compensations
d'énergie réactive généralement placés au
plus près de la consommation pour éviter les transits
élevés de puissance réactive dans le réseau de
transport vers le réseau de distribution. En effet, en HTB, les lignes
ont un caractère plus inductif que résistif et le transit de
puissance réactive induit de forte chute de tension. De plus, le fait de
faire transiter de la puissance réactive dans une ligne diminue la
puissance active maximale transmissible par celle-ci. [24]
Du fait de l'étendue du réseau HTB les
contrôles en tensions s'effectuent de manière
hiérarchisée dans le temps et de manière distribuée
dans l'espace (Fig. II.1).
Figure (II.1) organisation du réglage
hiérarchie de tension[24]
Ø Réglage primaire de tension
Le réglage primaire(RPT) agit au niveau local avec une
constante de temps de l'ordre de 100 ms sur la tension aux bornes des groupes
pour faire face à des variations rapides de la tension qui peuvent
être induites par des variations de demande de puissance réactive,
par des défauts ou par des manoeuvres sur le réseau. Le RPT est
le premier à intervenir suite à une perturbation. Il se
caractérise par une action basée sur des critères locaux
en asservissant la tension aux bornes du groupe à une valeur de
référence. Grâce à cet asservissement les
générateurs actuels, essentiellement des alternateurs, fixent la
tension à une valeur de consigne sur leur point de raccordement. Le
principe est d'agir sur l'excitation de ces machines pour garder le niveau de
tension désirée. Ceci est réalisable dans les limites
propres de chaque alternateur. Le RPT permet donc, dans la limite des
réserves primaires des groupes (en réactif), de maintenir
l'équilibre local entre la production et la consommation de puissance
réactive et de répondre rapidement aux fluctuations
aléatoires de la tension [16].
Ø Réglage secondaire de tension [25]
Le réglage secondaire de tension (RST) a pour but de
faire face de manière coordonnée à de fortes, mais lentes
fluctuations de la tension à l'échelle régionale, ce que
le réglage primaire ne peut assurer seul. Le réglage secondaire
est automatisé et centralisé par régions dites zones de
réglage, ces zones de réglages doivent être
indépendantes du point de vue de la tension. Cela signifie que chaque
zone est en théorie insensible à toute variation de tension
pouvant survenir dans une zone voisine. Il a pour objet de limiter les transits
de puissance réactive sur les lignes d'interconnexion, et de maintenir
la tension en certains noeuds représentatifs de la tension de chaque
zone à sa valeur de consigne. Ces noeuds spécifiques sont
appelés noeuds pilotes (il y en a un par zone de réglage).
Cette action est réalisée en élaborant
une correction des valeurs de consigne de chaque groupe participant au
réglage secondaire. Le correcteur du réglage secondaire
élabore un niveau de participation à partir de l'écart
entre la consigne de tension du noeud pilote et la tension mesurée en ce
même noeud. Ce niveau est ensuite utilisé par la boucle de
réactif de chaque alternateur pour déterminer la correction
à apporter sur la consigne de tension de ce dernier. Afin de
protéger le réseau contre d'éventuelles oscillations dues
à des actions contradictoires des réglages primaire et
secondaire, ce dernier a un
temps de réponse nettement plus long que le précédent : il
est de l'ordre de la minute.
Ø Réglage tertiaire de tension
Le réglage tertiaire, manuel, effectué en France
par le dispatching national, consiste à réévaluer,
à intervalles de quinze minutes, les consignes de tension des noeuds
pilotes de chaque zone de réglage selon des critères
technico-économiques dont les principaux sont les suivants [24] :
· Exploiter le réseau en assurant au mieux sa
sûreté,
· Respecter les contraintes de fonctionnement des
matériels,
· Minimiser les pertes et les coûts de
production,
· Utiliser au mieux la capacité des ouvrages de
transport.
Il a pour but d'assurer une bonne tenue globale du plan de
tension, et d'éviter des situations engendrant des surcoûts ou des
risques pour le système électrique. Les consignes de tension des
noeuds pilotes sont calculées par un « optimal power flow »,
ou OPF, en tenant compte des critères précédemment
cités. [22]
II.4 les impacts de GED sur les réseaux
électriques [2][11]
Le raccordement de GED peut causer
certains impacts sur le système électrique Ces impacts peuvent
être classés en deux groupes: les impacts sur la distribution et
les impacts sur le transport.
II.4.1 Impacts de l'intégration de GED sur les
réseaux de distribution
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