Intégration des énergies renouvelables

Intégration des énergies renouvelables

Afin de satisfaire une demande électrique croissante avec des pointes renforcées (pour la France), ainsi que les objectifs de réduction de pollution par les centrales électriques, le recours aux énergies renouvelables est indispensable. Malheureusement elles présentent un caractère intermittent et difficile à prévoir, auquel s’ajoute une nature décentralisée. Cette décentralisation conduit à un raccordement aux réseaux de distribution radiaux (HTA et BT) qui bien que intrinsèquement réversibles sont instrumentés (contrôle de tension et protection) et piloté pour des flux de puissance descendants. Ce développement des sources distribuées pose donc des difficultés en termes d’exploitation des réseaux de distribution (tension et protection), et de gestion des réserves de puissance (pour garantir l’équilibre production consommation) compte tenu de la flexibilité des groupes centralisés.

L’intégration des sources distribuées est abordée par le biais de la protection mais aussi sous l’angle du réglage de la tension des réseaux de distribution ou de l’équilibre du système. Sur ce dernier point, des travaux ont été réalisé (H. Bayem, 2006-2009) à l’échelle d’un système insulaire. L’approche portait sur des études probabilistes (simulations de Monte-Carlo) appliquée à des études de raccordement (contraintes locales de tension et de congestion) et d’intégration (équilibre du système sous contraintes de réserves de puissance et de puissance minimale des groupes) en fonction du taux d’insertion d’énergie renouvelable (éolien et photovoltaïque). Dans le cadre des réseaux insulaires un facteur déterminant est la puissance minimale de fonctionnement des groupes thermiques. L’intégration des ENR dans les systèmes électriques soulève aussi la question de la réduction de l’inertie du système lorsque ces sources sont interfacées par des convertisseurs. Cette question est importante car elle va impacter la dynamique d’évolution de la fréquence en cas de perte de groupe. La fréquence peut transitoirement descendre en deçà du premier seuil de délestage (49 Hz). Cette problématique est renforcée dans le cas de systèmes insulaires avec ENR. L’optimisation usuelle d’un parc de production (unit commitment) doit donc être revue pour y introduire cette composante dynamique. C’est l’objet de la thèse de Carmen Cardozo (2013-2016) dans le cadre du projet ANR Apoteose.

Par ailleurs, le raccordement de sources distribuées aux réseaux de distribution rend plus difficile le maintien de la tension dans les plages contractuelles si le pilotage ne se fait que depuis le poste par des moyens traditionnels (régleurs en charge et banc de condensateurs pour le réseau HTA). Comme pour les réseaux de transport, il est nécessaire d’avoir recours à des moyens de réglage dispatchés sur le réseau. Si sur le réseau de transport le réglage de la tension est en grande partie une problématique de puissance réactive, il n’en est pas de même sur le réseau de distribution à plus forte raison dans le cas de liaisons souterraines. Si les échanges de puissance réactive par les producteurs sont un levier d’action, ils peuvent s’avérer insuffisant en cas de forte production. Avec une contrainte supplémentaire concernant le régleur mécanique qui ne doit pas être sur-sollicité. Deux alternatives se présentent alors : un effacement partiel de la production, ou un effacement de la consommation. Le tout avec une vision probabiliste pour évaluer les impacts en termes de risques de non-respect des limites de tension et de déconnexion de la production renouvelable. C’était l’objet des travaux de la thèse de Yujun He (2011-2015) qui a étudié les leviers d’actions que sont : la modification de la prise du régleur, la modulation de puissance réactive par les générateurs, le pilotage de la demande, et en dernier recours la réduction de la puissance injectée par les générateurs (nous avons souhaité favoriser l’injection de énergies renouvelables).