participation aux services système de parcs éoliens mixtes

175 Pages·2017·2.43 MB·French

by  Alexandre Teninge

PARTICIPATION AUX SERVICES SYSTÈME DE
PARCS ÉOLIENS MIXTES: APPLICATION EN
MILIEU INSULAIRE
Alexandre Teninge
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Alexandre Teninge. PARTICIPATION AUX SERVICES SYSTÈME DE PARCS ÉOLIENS
MIXTES: APPLICATION EN MILIEU INSULAIRE. Sciences de l’ingénieur [physics]. Institut Na-
tional Polytechnique de Grenoble - INPG, 2009. Français. ￿NNT: ￿. ￿tel-00473142￿
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INSTITUT POLYTECHNIQUE DE GRENOBLE

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T H È S E

pour obtenir le grade de

DOCTEUR DE L’Institut polytechnique de Grenoble

Spécialité : « Génie Électrique »

préparée au laboratoire : Laboratoire de Génie Électrique de Grenoble

dans le cadre de l’Ecole Doctorale
« Électronique, Électrotechnique, Automatique & Traitement du Signal »

présentée et soutenue publiquement

par

Alexandre TENINGE

le 4 décembre 2009

PARTICIPATION AUX SERVICES SYSTÈME
DE PARCS ÉOLIENS MIXTES :
APPLICATION EN MILIEU INSULAIRE

Thèse encadrée par :

Daniel ROYE
Seddik BACHA

JURY

Pr. Brayima DAKYO Président et Rapporteur
Pr. Abdellatif MIRAOUI Rapporteur
Pr. Daniel ROYE Directeur
Pr. Saddik BACHA Directeur
M. Haritza CAMBLONG Examinateur
M. Jérôme Duval Examinateur

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Table des matières
Table des matières I
Table des symboles IV
Introduction générale 1
Chapitre 1 : Énergie éolienne et réseau électrique 5
1. L’énergie éolienne : contexte 5
1.1 Éolien au 1er janvier 2009 5
1.2 Facteur favorable au développement de l’éolien 6
1.2.1. Facteur environnemental 7
1.2.2. Stratégie énergétique 7
1.2.3. Volonté politique 7
1.3. Bilan 7
2. Intégration de l’énergie éolienne dans les réseaux électriques 8
2.1. Système d’énergie électrique 8
2.1.1. Architecture du réseau électrique 8
2.1.2. Fonctionnement du système d’énergie électrique 10
2.1.2.1. Réglage hiérarchisé de la fréquence 10
2.1.2.2. Réglage hiérarchisé de la tension 14
2.1.2.3. Compensation d’énergie réactive 16
2.1.2.4. Maintien du plan de tension sur les réseaux de distribution 18
2.2. Impact de l’intégration de GED dans les réseaux électriques 19
2.2.1. Impacts sur la tension 19
2.2.1.1. Problèmes de tension liés à l’insertion de GED 19
2.2.1.2. Solution pour le réglage de tension dans les réseaux de distribution 21
2.2.2. Impacts sur la fréquence 22
2.3. Conclusion 23
3. Les systèmes éoliens : principes de fonctionnement 23
3.1. Principe de conversion 23
3.2. La turbine 24
3.3. Zones de fonctionnement 25
3.4. Éoliennes à vitesse de rotation fixe 26
3.5. Éoliennes à vitesse de rotation variable 27
3.5.1. Éolienne à base de MASDA 27
3.5.2. Éoliennes entièrement interfacée à base de MS à aimants permanents 29
3.6. Conclusion sur les différentes structures d’éolienne 30
4. Aspect économique : parcs éoliens mixtes 30
5. Conclusion 31
Chapitre 2 : Modélisation des systèmes éoliens 33
1. Turbine 34
1.1. Génération du couple éolien 34
1.2. Modèle du coefficient de puissance C 35
P
1.3. Contrôle de la turbine 36
1.3.1. Contrôle en charge partielle 36
1.3.2. Contrôle en pleine charge 37
1.3.3. Fonctionnement des éoliennes 37
1.4. Modèle et contrôle de la rotation des pales 38
2. Transmission 39
2.1. Transmission « flexible » 39
2.2. Transmission « rigide » 40
3. Génératrices 41
3.1. Machine ASynchrone à Double Alimentation (MASDA) 41
3.2. Machine Asynchrone (MAS) 44
3.3. Machine Synchrone (MS) 45
- I -
Table des matières

4. Modélisation de l’interface d’électronique de puissance 46
4.1. Modèle topologique de l’onduleur de tension 47
4.2. Modèle moyen et contrôle des courants du convertisseur côté machine 48
4.2.1. Structure MS 48
4.2.2. Structure MASDA 49
4.3. Modèle moyen et contrôle du convertisseur côté réseau 50
4.4. Modélisation des pertes dans un onduleur de tension 51
5. Fonctionnement des structures 53
5.1. Éolienne à base de MAS 53
5.2. Éolienne à base de MASDA 53
5.3. Éolienne à base de MS 55
6. Conclusion 56

Chapitre 3 : Étude de la gestion du réactif de parcs éolien mixtes : participation au réglage de
tension et tenue aux creux de tension 57
1. Contraintes inhérentes à la gestion d’énergie réactive par les parcs éoliens raccordés au réseau de
distribution 58
1.1. France 58
1.1.1. Réseau de distribution 59
1.1.2. Réseau de transport 59
1.2. Autres pays européens 59
1.2.1. Irlande 59
1.2.2. Allemagne 60
1.2.3. Danemark 60
1.3. Conclusion 60
2. Moyens et capacités de gestion de la puissance réactive des différentes technologies d’éoliennes 61
2.1. Éolienne à base de MS 61
2.1.1. Contrôle de la puissance réactive 61
2.1.2. Dimensionnement du convertisseur côté réseau 63
2.1.3. Fonctionnement global 63
2.2. Éolienne à base de MASDA 65
2.2.1. Contrôle de la puissance réactive 65
2.2.2. Dimensionnement du convertisseur côté réseau 66
2.2.3. Fonctionnement global 68
3. Composition de parc éolien mixte sur critère de capacité en réactif 69
3.1. Détermination des capacités d’une éolienne à base de MASDA 70
3.1.1. Dimensionnement du CCR pour un parc éolien mono-technologie de type MASDA 70
3.1.2. Parc éolien mixte combinant les technologies MASDA et MAS 71
3.2. Détermination de la composition d’un parc constitué d’éolienne à base de MAS et MS 72
3.2.1. Dimensionnement du CCR pour un parc éolien mono-technologie de type MS 72
3.2.2. Parc éolien mixte combinant les technologies MS et MAS 73
3.3. Conclusion 73
4. Participation au réglage de tension 74
5. Tenue aux creux de tension 76
5.1. Système électrique pour l’étude de la tenue aux creux de tension 77
5.2. Tenue aux creux de tension 78
5.2.1. Éoliennes à base de MAS 78
5.2.2. Éoliennes à base de MASDA 81
5.2.3. Éoliennes à base de MS 84
5.2.4. Tenue aux creux de tension d’un parc éolien mixte 86
6. Conclusion 90
- II -
Table des matières
Chapitre 4 : Analyse sur la tenue aux variation de fréquence et sur les moyens de participation au
réglage de fréquence 91
1. Tenue aux variations de fréquence 92
1.1. Enjeux et réglementation 92
1.2. Comportement des différentes technologies d’éoliennes 93
1.2.1. Éolienne à base de MAS 93
1.2.2. Éolienne à base de MASDA 94
1.2.3. Éolienne à base de MS 95
1.2.4. Conclusion 96
2. Moyens de participation au réglage de fréquence 97
2.1. Conditions techniques sur la gestion de la puissance active 97
2.2. Contrôle des éoliennes pour la participation au réglage de fréquence 99
2.2.1. Contrôle de l’angle de calage 100
2.2.2. Contrôle de la vitesse : réserve + stockage inertiel 103
2.2.2.1. Principe du stockage inertiel 103
2.2.2.2. Fonctionnement à décharge constante 105
2.2.2.3. Fonctionnement à stockage d’énergie cinétique constant 109
2.2.3 Conclusion sur les moyens de contrôle des éoliennes pour la participation au réglage de
fréquence 113
3. Conclusion 114
Chapitre 5 : Étude de l’insertion de parcs éoliens mixtes en milieu insulaire : application du
réglage primaire de fréquence 115
1. Les systèmes insulaires 116
2. Système insulaire étudié 117
2.1. Description du système 117
2.2. Description des modèles constituant les éléments du système insulaire 119
2.2.1. Alternateurs 119
2.2.2. Système d’excitation 119
2.2.3. Système d’entraînement 120
2.2.3.1. Groupe diesels 120
2.2.3.2. Centrales Hydroélectrique 121
2.2.3.3. Turbine à combustion 121
2.2.4. Modèles de charge 122
2.2.5. Systèmes éoliens 122
3. Étude de la participation de parcs éoliens mixtes au réglage de fréquence 123
3.1. Conditions globales de simulation 124
3.1.1. Groupes de production classique 124
3.1.2. Parcs éoliens 125
3.2. Participation des parcs éoliens au réglage de fréquence 125
3.2.1. Description des scénarios 126
3.2.2. Conditions de simulation 126
3.2.3. Analyse des résultats 126
3.2.4. Conclusion 129
3.3. Parcs éoliens mixtes : comportement des éoliennes 129
3.3.1. Analyse des résultats 129
3.3.2. Conclusion 133
3.4. Parcs éoliens mixtes avec contrôle de la réserve de puissance par action sur la vitesse de rotation
des éoliennes à vitesse variable 133
3.4.1. Conditions de simulation 135
3.4.2. Analyse des résultats 135
3.4.3. Conclusion 136
4. Conclusion 136
Conclusions et perspectives 137
Bibliographie 139
Annexes 145
- III -
Table des symboles
Symboles spécifiques à la turbine :
C Coefficient de puissance v Vitesse du vent
P
β Angle de calage P Puissance de la turbine
T
ρ Densité volumique de l’air (cid:3) Vitesse de rotation de la turbine
T
λ Rapport de vitesse Γ Couple de la turbine
T
Symboles spécifiques à la transmission :
Γ Couple axe lent
T
Γ Couple axe rapide N Rapport de transformation
G
Γ Couple de torsion J Inertie axe lent
tors T
θ Angle axe lent J Inertie axe rapide
T G
θ Angle axe rapide D Atténuation axe lent
G T
θ Angle de torsion D Atténuation axe rapide
tors G
(cid:3) Vitesse axe lent D Atténuation transmission
T e
(cid:3) Vitesse axe rapide K Raideur transmission
G T
Autres symboles électriques et mécaniques:
v Vecteur de tension
V, v Tension
i Vecteur de courant
I, i Courant
Φ Vecteur de flux
Φ, φ Flux Indices associés :
U Tension bus continu Grandeur statorique réelle
C S
I Courant continue côté onduleur Grandeur statorique « ramenée » au rotor
Cond 1
I Courant continu côté redresseur Grandeur rotorique « ramenée » au stator
Cred R
f Fréquence Grandeur rotorique réelle
2
ω Pulsation Mutuelle cyclique entre stator et rotor vue du stator
m
P Puissance active ' Mutuelle cyclique entre stator et rotor vue du rotor
m
Q Puissance réactive
g Glissement Composante directe (Park)
d
(cid:3) Vitesse de rotation Composante quadratique (Park)
q
Γ Couple
Magnétisant
mag
R Résistance Electromagnétique
elm
L Inductance Electrique
elec
C Condensateur Mécanique
mec
M Mutuelle inductance Per unit
pu
σ Coefficient de dispersion
m Rapport de transformation
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Introduction Générale

Le développement à grande échelle de l’énergie éolienne a tout d’abord commencé en
Europe à la fin des années 90. Son expansion se poursuit toujours à l’heure actuelle, en Europe,
mais aussi à travers le monde, notamment en Amérique du Nord avec les États-Unis et en Asie avec
la Chine et l’Inde. La puissance totale installée atteignait fin 2008 un peu plus de 120 GW, dont
environs 50% situés en Europe, dépassant ainsi les prévisions : en 2005 on espérait voir 60 GW de
puissance installée à l’horizon 2010.
Les facteurs tels que la réduction des gaz à effet de serre et la dérégulation du marché de
l’électricité en Europe (1996), dans un contexte économique favorable, ont permis l’essor de
l’énergie éolienne avec comme conséquence, l’intégration massive de ces moyens de production au
niveau des réseaux de distribution. Du fait de la conception verticale des réseaux électriques, les
producteurs raccordés au réseau de distribution sont considérés comme décentralisés et souvent
désignés sous le terme de « génération d’énergie dispersée » ou GED.
Tant que les moyens de production raccordés au réseau de distribution restaient marginaux,
en terme de puissance, ils n’avaient que peu d’influence sur le fonctionnement des réseaux, c’est
pourquoi leurs seules « contraintes » étaient de produire quand cela était possible et de se découpler
du réseau en cas de défaut sur celui-ci. L’augmentation de leur insertion commence à être ressentie
sur le fonctionnement des systèmes électriques, limitant entre autre la poursuite de leur intégration.
Les moyens et stratégies de réglage employés jusqu’à présent ne sont plus adaptés pour garantir le
bon fonctionnement du système. Il est donc nécessaire que ces nouveaux producteurs rendent
service au système auquel ils sont raccordés. Pour cela, les conditions techniques de raccordement
évoluent et de nouvelles stratégies de gestion des systèmes électriques sont à l’étude.
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