Chapitre II:
Les impacts de l'insertion des GED sur les
réseaux de distribution radiaux
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Chapitre II : les impacts de l'insertion de GED sur les
réseaux de distribution
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.
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Chapitre II : les impacts de l'insertion de GED sur les
réseaux de distribution
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.
30
Chapitre II : les impacts de l'insertion de GED sur les
réseaux de distribution
? 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.
31
Chapitre II : les impacts de l'insertion de GED sur les
réseaux de distribution
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]
? 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
32
Chapitre II : les impacts de l'insertion de GED sur les
réseaux de distribution
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].
? 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.
? 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]
33
Chapitre II : les impacts de l'insertion de GED sur les
réseaux de distribution
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 II.4.1.1 Impact sur le plan de
tension
Le réseau de distribution fonctionne sous une tension
de (30kV et 10 kV). L'utilisation de conducteurs pour transporter
l'énergie aux consommateurs est responsable d'une chute de tension
c'est-à-dire que la tension relevée aux noeuds consommateurs est
plus faible que la tension relevée au niveau du poste source. Une
tension trop faible provoque le dysfonctionnement du matériel chez le
consommateur et une tension trop forte peut endommager les équipements
du réseau et ceux du consommateur. Ainsi un compromis
technico-économique exige que la tension sur le réseau de
distribution doive rester dans les limites de +/- 5 % de la tension nominale.
Pour pallier ce problème, on utilise des transformateurs régleurs
en charge au niveau du poste source HTB/HTA. Ces sont des transformateurs dont
on peut changer les prises c'est- à-dire faire varier le rapport de
transformation et donc soit diminuer soit augmenter la tension, [17].
On rappelle pour que la chute de tension en régime
triphasé s'exprime par la formule suivante:
DU r XL X Ptri + x XL X Qtri
U
= (II.1)
U2
r : résistance de ligne,
Ptri = puissance active de la charge triphasé, x :
réactance de ligne,
Qtri = puissance réactive de la charge triphasé,
L : la longueur de la ligne.
On constate donc que la chute de tension dépend
directement des puissances actives et réactives injectées mais
également du type et de la longueur des conducteurs utilisés.
Ainsi la connexion de GED sur le réseau peut faire varier le plan de
tension. La tension peut alors dépasser les limites admissibles
même avec le fonctionnement des régleurs en charge [18].
Pour montrer les effets de la GED sur le plan de tension,
prenons l'exemple de la figure (II.2). Le réseau est constitué de
5 charges régulièrement espacées de 5 km consommant au
total 10 MW.
Chapitre II : les impacts de l'insertion de GED sur les
réseaux de distribution
Figure (II.2) exemple de Réseau de distribution
radial [25]
La Figure (II.3) illustre un exemple d'impact
bénéfique de l'insertion de GED sur la tension. On peut constater
qu'au noeud 2 la tension est de 1,02 pu. Cela correspond à la tension de
consigne du régleur en charge. Lorsqu'En connectant une GED de 2 MW au
noeud 6, l'énergie est consommée plus localement que dans le cas
sans GED. La puissance active injectée étant moins importante au
noeud 3, 4, et 5, la chute de tension est moins importante. Le plan de tension
avec une GED connectée permet dans ce cas de remonter la tension tout en
restant dans les limites admissibles. Ceci est bénéfique pour le
réseau car cela permet de diminuer les pertes.
|
Tension maximal
Tension minimale
|
34
Figure (II.3) Exemple d'effet bénéfique
de l'insertion de GED [25]
En revanche, l'insertion de GED peut provoquer des surtensions
comme l'illustre la Figure (II.4). Une GED de 10 MW est connectée au
noeud 5. L'export de puissance provoque une, augmentation de
la tension qui dépasse la limite supérieure admissible.
35
Chapitre II : les impacts de l'insertion de GED sur les
réseaux de distribution
Figure (II.4) Exemple de surtension provoqué par
l'insertion de GED [25]
Les GED connectées à un départ peuvent
provoquer le changement de prises du régleur en charge. Ainsi, d'autres
départs de ce régleur en charge peuvent voir leur tension
diminuer en raison du changement de prises du régleur, avec la logique
de compound âge appliquée au régleur en charge [22].
II.4.1.2 Impact sur les transits de
puissances
La connexion de GED sur le réseau de distribution
modifie le transit de puissance dans le réseau. La Figure (II-5) montre
les transits de puissance obtenus sur ce réseau test sans GED. Les flux
de puissance sont unidirectionnels et proviennent du réseau amont, le
réseau de transport,
Figure (II.5) Transit de puissance dans le
réseau distribution sans GED [25]
On suppose une GED connecte au noeud 5 de puissance 1MW comme
indiquée sur la Figure (II.6). Cette GED fonctionne à sa
puissance maximale. Non seulement elle alimente la charge connectée au
même noeud mais, en plus, elle va exporter de la puissance vers les
autres charges.
36
Chapitre II : les impacts de l'insertion de GED sur les
réseaux de distribution
Les flux de puissance deviennent alors bidirectionnels. La
puissance provenant du réseau de répartition est alors de 5,123
MW. Par ailleurs, dans le cas précédent où la puissance
provenait intégralement du réseau amont, les pertes sur le
réseau de distribution étaient de 465,6 kW. Dans le cas d'une GED
connectée au noeud 5, les pertes sont réduites à 122,5 kW.
L'introduction de cette GED a donc diminué les pertes sur le
réseau d'un facteur 3,8. Ainsi grâce à la production locale
de cette GED, les transits de puissance active ont diminué et par
conséquent les pertes également.
Figure (II.6) Transit de puissance dans le
réseau test avec une GED connectée au noeud 5 [25]
II.4.1.3 Impact sur les courants de court-circuit
:
L'introduction de GED dans le réseau de distribution
modifie l'impédance globale du réseau et donc
les courants de court-circuit et la puissance de
court-circuit. Ainsi il est possible que le courant de court-circuit soit
modifié [25] et puisse provoquer le dysfonctionnement du matériel
de protection. Par ailleurs, lors d'un défaut, les producteurs
alimentent le courant de défaut. Celui-ci peut alors dépasser la
limite admissible des éléments du réseau (conducteurs
entre autres).
II.4.1.4 Impact sur la qualité de la
tension
La connexion de GED sur le réseau de distribution peut
également altérer la qualité de l'onde de tension.
Celle-ci est déterminée grâce à un ensemble
d'indices.
? Le « flicker »
Il s'agit de variations rapides de la tension inférieures
à 10 % de la tension nominale de manière
répétitive. Il provient du fonctionnement de
certaines machines comme les fours à arcs par exemple. Le « flicker
» n'a aucune incidence sur les matériels. Cependant il provoque une
gêne visuelle car il est responsable du papillotement des ampoules
à incandescence. Le « flicker » peut apparaître en
raison de l'intermittence des GED si celles-ci sont des éoliennes ou
encore des panneaux photovoltaïques.
? Les creux de tension :
Il s'agit d'une diminution brutale de la tension qui peut aller
jusqu'à 90 % de la tension nominale
pendant une durée comprise entre 10 ms et 1 minute. Le
fonctionnement des protections limite la
37
Chapitre II : les impacts de l'insertion de GED sur les
réseaux de distribution
durée des creux de tension suite à des
défauts polyphasés. Ils peuvent intervenir également
lorsqu'une GED se couple au réseau.
? Les harmoniques :
Les harmoniques sont des déformations de l'onde de
tension ou de courant. Certaines GED (photovoltaïque entre autres) peuvent
avoir des interfaces d'électronique de puissance. Or ce sont ces
dispositifs d'électronique de puissance qui sont responsables de la
création d'harmoniques plutôt hautes fréquences qui peuvent
provoquer un vieillissement prématuré des matériels. Par
ailleurs, elles sont responsables de gênes acoustiques dans les
transformateurs et de vibrations dans les machines tournantes [22].
? Les déséquilibres du système
triphasé :
Le déséquilibre du système
triphasé est dû à un mauvais équilibrage des phases
et peut provoquer des déséquilibres de tension (diminutions ou
élévations). Ces déséquilibres au niveau de la
moyenne tension peuvent apparaître lors du raccordement de GED
monophasées sur le réseau bas tension, au même titre que
les charges monophasées classiques.
4.1.5 Impact de l'insertion de GED sur la planification
et l'exploitation :
Dans la partie précédente, les impacts de
l'insertion de production décentralisée sur les grandeurs
électriques ont été mis en évidence. Ceux-ci
laissent penser que le réseau de distribution n'a pas été
conçu pour accueillir ces productions.
II.4.1.6 Impact sur le plan de protection
La modification des courants de court-circuit due à
l'insertion de GED peut conduire à une modification du réglage
des protections voire même à leur changement. Deux principaux
problèmes apparaissent suite à une insertion de GED : le
problème d'aveuglement de protections et celui déclenchement
intempestif des protections.
? Problème d'aveuglement des
protections
Lorsque la production décentralisée est loin du
poste source HT/MT et qu'un défaut apparaît sur une
dérivation proche de la centrale, Figure (II.7) il peut arriver que
l'impédance de la ligne entre le poste source et le défaut
devienne très importante devant l'impédance entre la centrale et
le défaut ; On observe alors une diminution du courant de défaut
injecté au niveau du poste source par rapport au cas où la
centrale n'est pas en fonctionnement. Il peut donc arriver que la protection au
niveau du poste source ne détecte plus dans un premier temps le
défaut [2].
38
Chapitre II : les impacts de l'insertion de GED sur les
réseaux de distribution
Figure (II.7) Aveuglement de la protection du
départ en défaut [2]
? Déclenchement intempestif d'un départ
sain:
Considérons le schéma de la figure (II.8)
d'alimentation par une sous station du réseau d'une charge
par la liaison 2 et la connexion à la sous station par
la liaison 1 d'une unité de production décentralisée. Ces
deux liaisons sont chacune protégées par un disjoncteur contre
les surintensités (protection ampère métrique) comme c'est
l'usage. En effet, tout défaut survenant sur un départ MT doit
être éliminé par ouverture du disjoncteur de
départ.
Dans cet exemple extrêmement simple le disjoncteur de la
ligne 1 peut débrancher intempestivement cette ligne en cas de
défaut sur la ligne 2, car le courant du générateur lors
de ce défaut peut être supérieur au seuil de protection.
Ceci pour autant que la puissance des unités de production
décentralisée soit importante et arrivera d'autant plus que le
défaut soit proche du poste. La sélectivité de la
protection est ainsi mise en défaut.
Les seuils de protection doivent donc être revus pour
que seule la ligne en défaut soit déconnectée.
Figure (II.8) Influence de la production
décentralisée [2]
39
Chapitre II : les impacts de l'insertion de GED sur les
réseaux de distribution
II.4.1.7 Impact sur les calculs
technico-économiques des études de planification :
L'introduction de production décentralisée dans
le réseau modifie les transits de puissance et le plan de tension.
Ainsi, c'est un paramètre qui doit être introduit dans les
études de planification. Par exemple, une décision de
renforcement de réseau sans GED et avec GED n'aura pas les mêmes
coûts actualisés. Il est en effet possible que selon qu'il y ait
une GED ou non, les parties du réseau à renforcer changent. Les
coûts actualisés des pertes, ou encore de l'énergie non
distribuée, peuvent donc être très différents.
II.4.2 Impacts sur le système de
transport
D'un autre côté, les principaux impacts qu'une
grande quantité de connexion de la production d'énergie peut
provoquer dans le système de transport, sont les suivants: [2]
> Risque de congestion L'insertion des
sources intermittentes est normalement localisée dans des zones
où les conditions climatiques sont plus appropriées. Ceci
provoque le besoin d'un renforcement local du réseau vu les
possibilités de congestions locales.
> Incertitude du système électrique :
L'intermittence des sources d'énergie provoque une incertitude
dans le système en terme de quantité d'énergie
générée et de la localisation de l'injection: le
réseau électrique doit être prêt à accueillir
un nombre important de producteurs d'énergie sans connaître a
priori ni la position, ni la puissance qu'ils vont débiter.
> Changement des marges d'exploitation :
Le changement des marges d'exploitation comme conséquence du
besoin d'un système de suivi non seulement de la charge mais aussi de
l'intermittence des sources.
> Apparition des flux d'énergie
réactive : L'apparition des flux d'énergie
réactive inattendus dans le système de transport lorsque le flux
de puissance active est inférieur à la puissance naturelle de la
ligne.
> Fermeture des grandes centrales : La
fermeture ou le non remplacement des grandes centrales à causes
économiques et environnementales.
> Perte de la production d'énergie :
La perte de la production d'énergie par des conditions
climatiques rudes, soit la déconnexion des éoliennes par vents
excessivement forts.
II.5. Utilisation spécifique des GED
[25]
Comme il a été expliqué
précédemment, la connexion de GED modifie le plan de tension du
réseau en injectant une puissance produite en un point du réseau.
Cependant, beaucoup d'études sont menées dans l'optique de
trouver des solutions efficaces quant à l'intégration de ces GED
dans le réseau de distribution. Des contrôles de GED en puissance
et en tension existent déjà, le principe de ceux-ci
40
Chapitre II : les impacts de l'insertion de GED sur les
réseaux de distribution
diffère en fonction du type de GED utilisée
à savoir un raccordement direct de la machine synchrone ou un
interfaçage d'électronique de puissance.
Pour les GED de type machine tournante (machine synchrone), il
existe deux types de régulation: [24]
? Le régulateur de tension (Automatic
Voltage Regulator: AVR) est capable de maintenir la tension de la machine
constante. Ce régulateur est souvent utilisé pour les
générateurs de quelques dizaines à quelques centaines de
MVA dans le réseau de transport ou, par les générateurs
fonctionnant en réseau séparé. Le principe est de
régler la tension via l'excitation de la machine. En sous excitation, la
machine réagie comme une inductance en absorbant de la puissance
réactive induisant donc une baisse de la tension réseau. A
l'inverse, si celle-ci est surexcitée elle fournit de la puissance
réactive induisant une augmentation de la tension réseau.
? Le régulateur de facteur de puissance
(Power Factor : PF) est capable de maintenir le facteur de puissance
ou la puissance réactive constante. Ce régulateur est souvent
utilisé pour les GED ou les générateurs connectés
aux réseaux de distribution de quelques kVa à quelques dizaines
de MVA. Ce système de régulation (PF/VAR) est bien adapté
pour les GED, en particulier celles de petites puissances.
De la même façon, pour les GED utilisant une
interface d'électronique de puissance (onduleur) pour leur connexion au
réseau, il est possible de contrôler les courants fournis par
l'onduleur de manière à créer des régulations
similaires à celles exposées pour les machines synchrones :
? La régulation en tension ou mode P/y
: dans ce mode, la commande de l'onduleur est créée pour
fixer au noeud de connexion la tension et la puissance active de consigne. La
tension au point de connexion est contrôlée par injection ou
absorption de puissance réactive. Un contrôle adapté de
l'association source primaire et onduleur de tension permet de fixer la
puissance active et la tension via les courants produits. Ainsi il est possible
de contrôler, dans les limites du système la tension et la
puissance active au point de connexion.
? La régulation en puissance ou mode P/Q
: dans ce mode, la commande de l'onduleur est créée pour
fixer au noeud de connexion les puissances active et réactive de
consigne. Ce modèle de régulation est très similaire au
mode P/V. Une boucle de régulation en courant génère la
commande de l'onduleur et fixe les puissances au noeud de connexion de la GED
via les courants produits sur le réseau.
41
Chapitre II : les impacts de l'insertion de GED sur les
réseaux de distribution
II.6 conclusion
Nous avons précisé, au cours de ce chapitre,
différents impacts de la production décentralisée sur les
réseaux de distribution et son Utilisation spécifique des et
l'importances de la tension et la fréquence dans les réseaux
électriques.
L'intégration de production décentralisée
dans le réseau de distribution provoque de nombreuses modifications du
comportement du réseau. Tout d'abord, les transits de puissance, le plan
de tension et les courants de court-circuit sont modifiés. Ces
modifications peuvent être bénéfiques pour le réseau
mais également préjudiciables (augmentation des tensions et des
courants de court-circuit).
Ainsi ce chapitre expose la problématique induite par
l'arrivée des GED sur la tension du réseau de distribution. Ce
réseau, de par son architecture et sa conception, n'est pas
adapté pour un accueil significatif de ces productions. Ainsi, le fait
de produire une quantité de puissance localement sur un réseau de
distribution créé des problèmes de tension au point de
connexion. Cette surtension s'étend aux noeuds voisins et peut selon les
niveaux de charge des réseaux devenir critiques.
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