Problèmes techniques liés à la stabilité des petits réseaux électriques composés d’éoliennes et d’unités de production conventionnelles – une étude de cas Daudi Mushamalirwa Expert senior Luanda, juin 2014

Contenu Introduction Réseau étudié Études menées Modélisation du réseau Résultats des simulations Problème de la réserve synchrone Conclusions et recommendations

Introduction Introduction Dans différentes régions du monde, la production d’électricité à partir d’éoliennes s’est développée, dans une large mesure, à côté des centrales électriques classiques alimentées par les ressources hydrauliques, le charbon, le gaz ou le combustible nucléaire. Depuis quelques années, l’installation de grands parcs éoliens situés en mer ou sur terre ferme fait l’objet de recherche et est en cours de réalisation. Ces parcs éoliens ont été raccordés aux réseaux de transmission. D’importantes activités sont en cours dans plusieurs pays pour installer des parcs éoliens de plusieurs mégawatts, voire de gigawatts.

Introduction Introduction Pour les soi-disant « réseaux puissants », l’impact des parcs éoliens sur le fonctionnement du réseau est relativement faible. Toutefois, en fonction du taux de pénétration de l’énergie éolienne, cet impact peut devenir pertinent. Les éoliennes étant en général « non répartissables », leur participation au contrôle des fréquences du réseau n’est pas requise. En conséquence, avant de raccorder les parcs éoliens au réseau, l’on doit prouver que le parc éolien satisfera à toutes les exigences du code du réseau concerné et ne mettra pas en péril le fonctionnement de l’ensemble du réseau. Nous présentons ici les résultats de l’étude des conditions de stabilité d’un petit réseau électrique d’une capacité installée d’environ 550 MW et d’une charge de pointe de 530 MW. L’on évalue la stabilité lorsqu’un parc éolien de 125 MW est raccordé au réseau. 4

Réseau étudié Réseau étudié Parc éolien sur terre ferme de 50 WTG, de 2,5 MW chacun, soit un total de 125 MW. Réseau national de transmission de 225 kV et de 90 kV du Sénégal Une charge de pointe annuelle de 530 MW et une capacité totale installée de 550 MW. Les générateurs sont des turbines à gaz et à diesel. L’électricité produite par les éoliennes représente 23 à 25 % de la puissance totale installée. En prenant en compte les coupures forcées et programmées, l’énergie éolienne peut atteindre 30 % des générateurs conventionnels raccordés.

Introduction Études menées Études menées Pour évaluer la robustesse du réseau, différentes études ont été menées : Le contrôle de la circulation constante de l’énergie statique et le contrôle de la puissance réactive, conjointement avec l’évaluation du courant de court-circuit Qualité de l’électricité : harmoniques et papillotement Faible stabilité des signaux Stabilité transitoire Transitoires de commutation La présente communication est axée sur la stabilité transitoire

Introduction Modélisation du réseau Modélisation du réseau Pour un système défaillant et une grande exactitude, ainsi que pour la confiance dans les résultats, il est important de modéliser l’ensemble du réseau, y compris aussi bien la transmission que la sous-transmission. La charge est raccordée aux tubes d’amenée de courant de moyenne tension Le parc éolien est représenté en détail et raccordé au réseau de transmission par le biais d’un transformateur éleveur et d’une ligne de 225 kV

Introduction Modélisation du réseau Modélisation dynamique Les générateurs conventionnels (turbines à gaz et à diesel) sont modélisés à l’aide de modèles standard IEEE, y compris la turbine et le régulateur de vitesse, l’alternateur, le système d’excitation et le contrôleur de tension Les générateurs à éoliennes WTG sont modélisés en prenant en compte la dynamique de la turbine et le générateur : La machine à synchrone à double alimentation (Modèle de turbine à double masse) Le convertisseur DC/AC Le contrôle de la puissance active et réactive La tension, la protection de la fréquence et de la vitesse de la machine Le contrôle à calage variable de pale Les modèles WTG sont fournis par le fabricant et disponibles dans la plupart des logiciels de simulation

Introduction Modélisation du réseau Évaluation de la stabilité – modélisée à partir d’incidents Différents incidents sont étudiés en mettant l’accent sur le comportement de la fréquence du réseau. Les configurations du réseau en charge de pointe et hors charge de pointe font l’objet de tests Perte de l’ensemble du parc éolien Variations de la vitesse du vent Court-circuit et Maintien d'alimentation en creux de tension (LVRT) Le volume critique de réserve synchrone primaire est déterminé et le plan de délestage est testé pour éviter la chute excessive de la fréquence du réseau et préserver sa stabilité. Les principaux paramètres ci-après font l’objet de suivi : la fréquence du réseau la tension du tube d’amenée de courant les angles des rotors des machines synchrones la puissance active et réactive du générateur

Introduction Résultats des simulations Puissance active du générateur Perte de la totalité du parc éolien La perte de la totalité du parc peut se produire en cas de court-circuit sur les tubes d’amenée de raccordement de 225 kV. La charge maximale est stable en cas de perte du parc éolien (125 MW). Il s’agit là d’un cas favorable où toutes les unités de production disponibles sont raccordées, avec une forte inertie et une réserve synchrone. La situation hors période de pointe est également stable mais les oscillations sont faiblement amoindries Puissance active du générateur

Introduction Résultats des simulations Variation soudaine de la vitesse du vent L’on présume une variation soudaine de la vitesse du vent de 11 m/s à 6 m/s. La puissance de sortie du parc éolien s’en trouve en conséquence réduite Le réseau demeure stable en cas de baisse soudaine de la vitesse du vent, de 11 m/s à 6 m/s D’autres variations de vitesse peuvent s’avérer critiques en fonction de leur magnitude Fréquence du réseau

Introduction Résultats des simulations Court-circuit et LVRT Un court-circuit triphasé de 200 ms est appliqué aux tubes d’amenée raccordant le parc éolien de 225 kV. Le réseau est stable, mais les oscillations sont faiblement amoindries Il s’agit là d’un cas de défaillance extrême, mais les défaillances des tubes d’amenée sont, de façon générale, résolues en l’espace de 100 ms. Fréquence du réseau

Introduction Problème de la réserve synchrone Le but du contrôle de la fréquence et des réserves réglementaires est de : maintenir un équilibre permanent entre la demande et l’offre l’équilibre se mesure à la fréquence du réseau qui devrait être conservée autant que possible à 50 Hz un déficit de fourniture entraînera une baisse de fréquence, tandis qu’un excès entraînera, lui, une augmentation de fréquence En conséquence, une réserve primaire d’électricité doit être disponible et activée à tout moment pour faire face à toute variation de fréquence durée typique d’activation : 5 à 30 secondes

Introduction Problème de la réserve synchrone Pour conserver la fréquence dans les limites, une réserve primaire d’environ 30 MW devrait être nécessaire. Il s’agit là d’un cas extrême, où le parc éolien est déconnecté de façon soudaine. La réserve synchrone peut être fournie : par l’exploitation des unités raccordées avec des marges techniques par l’installation d’une unité de production spéciale (alimentée au diesel) prête pour démarrer immédiatement, de façon générale en l’espace de 10 secondes à quelques minutes en débranchant certaines charges d’autres systèmes tels que l’énergie conservée, un stockage d’énergie magnétique super-conducteur ; des super-condensateurs peuvent être envisagés, mais ils n’ont pas encore d’applications pratiques

Introduction Conclusion Conclusion Les conditions de stabilité d’un petit réseau, à savoir le réseau du Sénégal, ont été évaluées par rapport au raccordement d’un parc éolien de 125 MW. L’étude a montré que le réseau est stable face à la plupart des incidents majeurs, y compris une perte soudaine du parc éolien, un court-circuit au niveau des tubes d’amenée de raccordement au réseau et des variations de la vitesse du vent. Les conditions de fonctionnement à charge faible, lorsque quelques générateurs sont raccordés, sont essentielles si le parc éolien fonctionne à son niveau maximal. Il est important dans ce cas de réduire la puissance de sortie du parc éolien et de disposer d’un nombre plus accru de générateurs conventionnels en ligne. Un maximum de 30 MW s’avère nécessaire pour la réserve synchrone. Dans les conditions de fonctionnement pratiques du réseau, une puissance de moins de 30 MW est nécessaire, dans la mesure où la perte de l’ensemble du parc éolien constitue un événement exceptionnel.