Intégration massive d’électronique de puissance : synchronisation et stabilité des grands systèmes électriques

21/12/2016
OAI : oai:www.see.asso.fr:1301:2016-5:17773
DOI : http://dx.doi.org/10.23723/1301:2016-5/17773You do not have permission to access embedded form.
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Intégration massive  d’électronique de puissance : synchronisation et stabilité  des grands systèmes électriques

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54 REE N°5/2016 ENJEUX D’UN DÉVELOPPEMENT MASSIF DES EnR DANS LE SYSTÈME ÉLECTRIQUE EUROPÉEN DU FUTUR DOSSIER 1 Une pénétration croissante de l’électronique de puis- sance Le recours à des composants direc- tement connectés par de l’électronique de puissance au réseau est en forte croissance en Europe. Actuellement, la production décentralisée, éolienne ou photovoltaïque (PV), est principale- ment raccordée via des onduleurs de tension. Ce type de raccordement est parfois également envisagé pour des groupes de production hydrauliques ou thermiques, car il présente l’avantage de découpler la vitesse de rotation de l’alternateur de la fréquence du réseau et ainsi d’augmenter le rendement de la génération tout en limitant certains transitoires indésirables. Par ailleurs, de nombreux projets de liaisons à courant continu (HVDC) sont finalisés, en cours de réalisation ou programmés. Enfin, les charges elles-mêmes sont de plus en plus souvent connectées au réseau via des convertisseurs statiques. Ce développement n’est pas sans im- pact sur le fonctionnement et la stabilité du système électrique : par exemple, lors du raccordement de fermes éoliennes offshore par une liaison HVDC, des contraintes apparaissent sur le réseau comme des harmoniques en régime permanent qui détériorent la qualité de l’électricité ou des interactions entre les contrôles-commandes des différents convertisseurs [1]. A l’avenir, de nouvelles problématiques liées à ces éléments ac- tifs du réseau pourraient être observées : des zones synchrones peu étendues comme l’Irlande ou des régions d’Europe continentale comme la péninsule ibé- rique ou l’Allemagne, où les pénétrations instantanées d’énergies renouvelables atteignent dès à présent des valeurs très importantes, pourraient ponctuel- lement être exploitées sans machines synchrones directement raccordées sur le réseau alternatif. Il faudra alors être en mesure d’assurer un fonctionnement stable du système électrique avec la même qualité de service qu’aujourd’hui. Même avec un taux de pénétration instantanée inférieur à 100 %, en cas d’incident, des parties isolées de réseaux pourraient également ne contenir que des dispositifs à base d’électronique de puissance et ne pas être viables malgré un équilibre possible entre la production et la consommation. Dans un système composé prin- cipalement de machines synchrones, la stabilité, qui consiste à maintenir le système en équilibre à chaque instant en garantissant une tension et une fré- quence relativement constantes, est clairement définie et est classiquement décomposée en trois types : la stabi- lité angulaire, la stabilité en tension et la stabilité en fréquence [2]. Or, dans un système 100 % électronique de puis- sance, la stabilité angulaire par exemple, qui est liée à la capacité des machines synchrones à conserver le synchro- nisme après un défaut, n’a plus de sens étant donné qu’il n’y aura plus de Intégration massive d’électronique de puissance : synchronisation et stabilité des grands systèmes électriques Par M.-S. Debry1 , G. Denis1 , P. Panciatici1 , T. Prévost1 , F. Xavier1 , X. Guillaud2 , X. Kestelyn2 , A. Menze3 RTE1 , L2EP2 , TenneT Offshore GmbH3 Renewable generation is mainly connected through converters. It can provide more and more services to the grid such as voltage support or frequency control. However, these services may not be sufficient for extremely high penetrations. As the share of such generating units is growing rapidly, some synchronous areas could in the future be occasionally operated without synchronous machines. In such conditions, system stability will have to be ensured with the same level of reliability as today. Operation ofpower systems is presently based on synchronous machines. Frequency is linked to the balance between consumption and generation of electricity via the rotating masses equation. This will not be inherently valid for grids without synchronous machines. The issue of operating a network with 100 % power electronics is quite well solved for small isolated systems. The same doesn’t apply for large transmission systems where grid topology and power injections are highly variable and not known at any time by all system components or even by a centralized entity. This paper describes the research that needs to be achieved to remove barriers to high penetrations of converters. ABSTRACT REE N°5/2016 55 Intégration massive d’électronique de puissance : synchronisation et stabilité des grands systèmes électriques machines synchrones connectées direc- tement au réseau. Les onduleurs étant sensibles aux défauts sur le réseau, des instabilités spécifiques aux réseaux tout électronique de puissance apparaîtront probablement et il sera alors nécessaire de redéfinir les différentes notions de stabilité pour ces réseaux spécifiques. Un réseau 100 % électronique de puissance : quels change- ments pour le système ? Fréquence et équilibre production-consommation L’exploitation actuelle du système électrique est fondée sur la présence de machines synchrones directement raccor- dées sur le réseau alternatif (figure 1) car ce sont leurs caractéristiques physiques et mécaniques qui dictent le comportement du réseau. Leur vitesse de rotation, qui est pro- portionnelle à la fréquence, est liée à la différence entre la puissance méca- nique fournie sur l’arbre de l’alternateur et la puissance électrique soutirée par le réseau suivant l’équation des masses tournantes : J, inertie de la machine synchrone , vitesse de rotation de la machine synchrone Cm , couple mécanique fourni sur l’arbre de l’alternateur Ce , couple électrique appelé par le réseau. Par exemple, dans les premiers ins- tants qui suivent un déficit de production d’électricité sur le réseau, les machines synchrones fournissent une partie de l’énergie cinétique stockée dans leur ro- tor pour assurer l’équilibre entre produc- tion et consommation d’électricité : elles décélèrent et la fréquence du réseau diminue. Les régulations de vitesse des groupes de production agissent dans un deuxième temps en adaptant la puis- sance mécanique délivrée par la turbine à l’évolution de la fréquence (dans le cas présent en l’augmentant). La disponibilité à tout instant d’une grande quantité d’énergie stockée dans les rotors des machines tournantes confère au système électrique une cer- taine inertie : la stabilité du réseau est ainsi assurée transitoirement avant que les régulations des groupes de produc- tion ne commencent à agir. L’énergie stockée dans les condensateurs asso- ciés aux composants à base d’électro- nique de puissance est inférieure de plusieurs ordres de grandeur à celle stockée dans les rotors des alternateurs. Des régulations avec les constantes de temps actuelles ne permettraient pas d’assurer la stabilité d’un système 100 % électronique de puissance, car le réseau s’écroulerait avant que les régu- lations aient le temps d’agir. Au-delà de l’énergie stockée dans les rotors des machines synchrones, la propriété physique qui lie la fréquence électrique au déséquilibre entre la pro- duction et la consommation d’électricité est le fondement du fonctionnement des grands systèmes électriques. Dans le cas des convertisseurs, schématisé sur la figure 2, le déséquilibre entre la production et la consommation se reflète non pas sur la fréquence mais sur la tension du bus à courant continu (VDC ) : La différence fondamentale entre les deux systèmes est que la fréquence élec- trique est une grandeur commune à l’en- semble du réseau alors que la tension du bus continu d’un convertisseur est une grandeur locale. Si aucun dispositif n’est mis en œuvre pour recréer une grandeur commune comme la fréquence, alors il n’est pas possible d’avoir une image de l’état général du réseau avec une mesure locale comme la tension. Deux pistes sont envisagées pour maintenir la stabilité d’un tel système : disposer d’un niveau d’énergie dispo- nible similaire à l’actuel et émuler le comportement inertiel des machines synchrones avec les convertisseurs utilisés pour raccorder les groupes de production au réseau, ou modifier la stratégie d’exploitation du réseau et rendre les régulations plus rapides. La première proposition, même si elle est techniquement réalisable, implique un surcoût extrêmement important du fait à la fois du surdimensionnement Figure 1 : Schéma simplifié d’une machine synchrone raccordée au réseau alternatif (AC). Figure 2 : Schéma simplifié d’une production se raccordant sur le réseau par un onduleur. 56 REE N°5/2016 ENJEUX D’UN DÉVELOPPEMENT MASSIF DES EnR DANS LE SYSTÈME ÉLECTRIQUE EUROPÉEN DU FUTUR DOSSIER 1 nécessaire des convertisseurs afin d’être capables de faire transiter transi- toirement un surplus de puissance, mais aussi du volume important de dispositifs de stockage, comme des batteries ou des supercondensateurs, qui devraient leur être ajoutés. Notons d’ailleurs que le niveau d’inertie actuel n’a jamais été défini comme une exigence mais est la simple conséquence de la présence de machines synchrones directement rac- cordées au réseau alternatif. La seconde proposition permet de définir une nouvelle stratégie d’exploita- tion du réseau plus rapide à l’instar de ce qui est réalisé pour les microgrids. Le niveau d’énergie nécessaire pour assu- rer la stabilité des systèmes électriques pourrait alors être ramené à un coût rai- sonnable. Une nouvelle stratégie de contrôle des convertisseurs Les machines synchrones directe- ment raccordées au réseau alternatif par- tagent une même et unique fréquence en tout point du système électrique grâce au couple synchronisant entre elles les machines et créent un lien entre cette fréquence et l’équilibre production- consommation (équation des masses tournantes vue précédemment). Cet équilibre peut être assuré en maintenant la fréquence, qui est une grandeur que chaque unité peut mesurer localement, à une valeur constante. Pour un convertisseur, la fréquence n’est pas liée à une caractéristique phy- sique mais est une valeur de consigne de son contrôle-commande qui peut être choisie de façon arbitraire. Aujourd’hui, il s’agit généralement de la fréquence mesurée du réseau : les convertisseurs injectent le courant souhaité à cette fré- quence mesurée, ils « suivent » alors le réseau. Sans machine tournante direc- tement raccordée au réseau alternatif, il ne sera pas possible que tous les conver- tisseurs aient un comportement qualifié de « suiveur ». Dans le cas d’un réseau 100 % électronique de puissance, cer- tains devront nécessairement imposer la fréquence du réseau, ce qui implique de modifier profondément leur contrôle- commande par rapport à celui qui est implanté dans les systèmes existants [3]. Les systèmes à électronique de puis- sance actuels sont contrôlés comme des sources de courant : ceux-ci mesurent la tension du réseau à leur point de raccor- dement, et injectent un courant avec le déphasage adéquat par rapport à la ten- sion du réseau afin de produire la puis- sance active et réactive définies par le contrôle-commande. Dans un système sans machines synchrones, les onduleurs devront fournir ce qui est nécessaire à la consommation. Comme cette dernière est inconnue, la puissance active pro- duite par l’onduleur ne pourra donc pas être une entrée directe du contrôle. Les onduleurs devront s’assurer que la tension reste dans des plages ad- missibles à tout instant. Aujourd’hui la plupart des onduleurs participent aux réglages primaire et secondaire de la tension, certains participant au réglage de fréquence ou fournissant de l’inertie synthétique. Toutes ces fonctionnalités sont des réactions des convertisseurs – modulant les puissances active et réactive qu’ils injectent – à la variation d’une grandeur électrique. Le réglage de tension ajuste la puissance réactive in- jectée sur le réseau alors que le réglage de fréquence ajuste la puissance active injectée. L’inertie synthétique consiste à produire une puissance active addi- tionnelle pendant une courte période de temps en cas de chute rapide de la fréquence. Comme le maintien de la tension à très court terme (< 100ms) est actuellement assuré par le compor- tement des machines synchrones, dans un futur basé sur des réseaux unique- ment composés d’électronique de puis- sance, il sera nécessaire de contrôler la tension très rapidement. Les onduleurs, qui sont pour la plupart des sources de tension contrôlées en courant, devront alors être contrôlés en tension, et créer eux-mêmes la référence de tension. C’est aujourd’hui la stratégie adop- tée par les liaisons à courant continu (HVDC) pouvant fonctionner en mode « black-start1 » et pour les liaisons HVDC reliant des fermes offshore à la terre. Le maintien à tout instant de la tension à une valeur proche de sa valeur nomi- nale est la condition sine qua non pour s’assurer que les charges consomment bien la puissance qu’elles désirent. En effet, la plupart de charges sont sensibles à la tension et ne fonctionnent correcte- ment que pour une variation faible de la tension autour de la tension nominale. Dans un réseau maillé sans ma- chines synchrones, plusieurs questions se posent cependant : convertisseurs connectés au réseau devront être synchronisées, car un écart entre leurs fréquences, provo- quant alors de très forts transits de puissance, pourrait conduire à la des- truction de certains convertisseurs ; plus sensibles à un changement d’angle ou d’impédance sur le réseau : par exemple, avec un convertisseur contrôlé en tension, si l’angle de la tension à une extrémité est modifié et augmente, dans les instants qui suivent, la puissance active fournie augmente également. Si le convertisseur fournis- sait déjà sa puissance active maximale, il pourrait alors se protéger et s’arrêter, car contrairement aux machines syn- chrones, les convertisseurs ont des sur- capacités faibles dues aux limitations en courant qui sont très proches de la valeur des courants nominaux. 1 “black-start”, la capacité de redémarrage d'une installation électrique après un arrêt complet, au moyen d’une source d’électricité auxiliaire dédiée, sans aucun apport d’énergie élec- trique extérieure à cette installation. REE N°5/2016 57 Intégration massive d’électronique de puissance : synchronisation et stabilité des grands systèmes électriques Des capacités de surcharge très différentes La capacité de surcharge des ma- chines synchrones permet de suppor- ter un fort courant (de l’ordre de 250 % de leur courant nominal, voire 500 % dans les régimes de court-circuit) dans les enroulements du rotor pendant un temps limité. En effet, l’impact princi- pal de l’augmentation du courant est l’échauffement du rotor et du stator, mais l’inertie thermique importante permet aux machines synchrones de ne pas trop y être sensibles sur des courtes durées. Dans les convertis- seurs, le courant maximal admissible transitoirement est limité par la phy- sique des semi-conducteurs associée à une inertie thermique très faible. Sans surdimensionnement coûteux, on es- time le courant maximum à 110 % du courant nominal pour les applications de forte puissance. Cette limitation de la capacité de surcharge a un impact sur le comporte- ment transitoire des installations, com- paré à celui des machines synchrones. En particulier, pendant les phases de court-circuit, ces dernières fournissent un courant très important pendant une courte période. Ce courant est aujourd’hui utilisé par les protections du réseau pour discriminer les régimes de défaut des régimes de fonctionne- ment sains. De plus, le comportement des onduleurs lors de courts-circuits est dès aujourd’hui paramétrable : il est possible de stopper l’onduleur, de fonc- tionner à facteur de puissance constant tout en respectant le critère de courant maximum ou alors de donner la prio- rité au courant réactif et de fournir un maximum de courant réactif pendant le défaut. Ces comportements modifient très rapidement l’injection de courant des onduleurs pendant les défauts. Le plan de protection actuel pourrait être mis en défaut par ces nouveaux com- posants. Là encore, plusieurs solutions sont envisageables : - tection actuel (basé sur des protec- tions différentielles et protections de distance) afin de s’assurer de leur fonctionnement dans un système en mutation ; du comportement des onduleurs et rechercher de nouvelles stratégies de protection. NB : On notera tout de même que si la détection de défauts pourra devenir plus complexe, la baisse du courant de court-circuit aura un impact positif sur le dimensionnement des matériels de poste qui ne seront plus soumis à des efforts électrodynamiques aussi intenses. Simulation par un logiciel d’études de transitoires électromagnétiques (EMT) d’un déclenchement de ligne sur un réseau 100 % électronique de puissance. La simulation ci-dessous illustre un problème qui se pose sur un réseau 100 % électronique de puissance lors de l’ouverture d’une ligne (aucun dé- faut n’est simulé). Le réseau, très simplifié, comporte deux convertisseurs ali- mentant une charge, contrôlés pour imiter le comportement d’une machine synchrone associée au réglage primaire. Ce type de contrôle est une solution éprouvée dans le cas des microgrids. Le schéma du système simulé est le suivant : Les courants en sortie des convertisseurs après déclenchement d’une des deux lignes parallèles sont représentés sur la figure suivante : L’unité de production la moins puissante devrait supporter un fort surcourant, supérieur à son intensité maximale admissible (~1,1 pu) : sauf surdimension- nement coûteux du convertisseur associé, il y a donc un risque de destruction du matériel. Encadré 1. 58 REE N°5/2016 ENJEUX D’UN DÉVELOPPEMENT MASSIF DES EnR DANS LE SYSTÈME ÉLECTRIQUE EUROPÉEN DU FUTUR DOSSIER 1 Un projet européen pour répondre à ces questions La question de l’exploitation d’un réseau uniquement basé sur l’élec- tronique de puissance est assez bien résolue pour les petits systèmes isolés comme les microgrids ou les réseaux offshore connectés au réseau terrestre par des liaisons à courant continu. Dans le cas des réseaux offshore, l’onduleur de la liaison HVDC est beaucoup plus puissant que les onduleurs des éo- liennes, c’est donc lui qui joue le rôle de maître (comportement proche d’un nœud infini) sur lesquels les onduleurs des éoliennes viennent se synchroniser. Pour les petits réseaux (microgrids), la topologie du réseau est souvent radiale et connue et les variations topologiques ou de charges qui s’y produisent sont souvent assez limitées. Il n’en est pas de même pour les grands réseaux élec- triques où la topologie et les injections de puissance y sont très variables et ne peuvent être connues à tout ins- tant par tous les composants du sys- tème, ni même par une entité centrale. Un contrôle distribué réalisé par des convertisseurs pouvant fonctionner de manière autonome ou de concert est la seule alternative viable. L’encadré 1 illustre les différences entre microgrids et réseau de transport. Deux approches complémentaires Ces questions seront abordées dans le cadre du projet européen MIGRATE2 – Massive InteGRATion of power Electronic devices, qui a pour but d’analyser l’impact de la pénétration croissante d’électronique de puissance sur la stabilité du système à travers deux approches complémentaires : - tème comportant des convertisseurs seront définis et une méthodologie per- mettant d’optimiser les paramètres des lois de commande existantes seront proposées pour intégrer davantage d’élé- ments à base d’électronique de puis- sance dans le réseau actuel. La possibilité de mesurer les indicateurs définis pour surveiller leur évolution sera étudiée ; les onduleurs, ainsi que de nouvelles règles d’exploitation du réseau per- mettant le fonctionnement d’un ré- seau sans machines tournantes seront développées. Si des modifications ma- térielles sont nécessaires sur les ondu- leurs, des ébauches de spécifications seront développées. Le projet, coordonné par le gestion- naire de réseau de transport (GRT) 2 https://www.h2020-migrate.eu/ LES AUTEURS Marie-Sophie Debry, Thibault Prevost, Patrick Panciatici et Florent Xavier sont ingénieurs à la direction R&D de RTE. Ils sont impliqués dans le projet européen H2020 MIGRATE. Guillaume Denis effectue une thèse avec l’Ecole centrale de Lille au sein de la direction R&D de RTE. Ses activités de recherche incluent l’électronique de puissance et le fonctionnement des réseaux de transport. Andreas Menze est responsable de la division “Offshore HVDC and Control Systems” du gestionnaire de réseau de transport allemand Ten- neT Offshore GmbH. Il est aussi le coordinateur du projet MIGRATE. Xavier Guillaud et Xavier Kestelyn sont professeurs au Laboratoire d’électrotechnique et d’électronique de puissance (L2EP) de Lille. Figure 3 : Maquette de réseau à échelle réduite du L2EP utilisée pour le projet Twenties. Source : projet Twenties. REE N°5/2016 59 Intégration massive d’électronique de puissance : synchronisation et stabilité des grands systèmes électriques allemand TenneT GmbH et composé d’un consortium de GRT, d’universitaires et d’un constructeur de protections, s’intéresse également à l’impact de l’intégration des convertisseurs sur les protections du réseau électrique et sur la qualité de l’électricité. Le projet, qui a commencé en janvier 2016 et durera quatre ans, fait l’objet d’une subvention de 16,7 millions d’euros de la part de la Commission européenne. RTE est leader d’un lot réunissant le L2EP, l’ETH Zurich, l’université de Dublin et 5 GRT (Eirgrid, REE, TenneT, Terna et RTE). Les travaux ont pour ob- jectifs de proposer de nouveaux codes de réseau, communément nommés “Grid codes”, assurant le bon fonc- tionnement du système tout en mon- trant qu’il est possible de concevoir de nouvelles lois de commande pour les réseaux sans machines tournantes. Ce lot est divisé en cinq sous-tâches qui sont les suivantes : - portement global d’un réseau tout électronique de puissance (tenue aux défauts, stabilité…) ; - mande local des convertisseurs et la définition des nouvelles lois de com- mande assurant entre autres les ser- vices de synchronisation ; services systèmes ; d’exploitation actuelles ; avec de vrais convertisseurs sur une maquette de réseau à échelle réduite3 disponible au L2EP (figure 3) et à la- quelle de nouveaux composants seront ajoutés afin de s’assurer de la validité de la modélisation, de se prémunir contre la défaillance par exemple d’un com- posant dans certains régimes de fonc- tionnement et d’améliorer la confiance dans les solutions développées. En effet, les logiciels de simulation tradi- tionnellement utilisés pour les réseaux pourraient ne pas être pertinents dans ce contexte très différent de la situation actuelle. Leur compatibilité avec les contrôles des convertisseurs existants et les ma- chines synchrones, nécessaires pour assurer une transition entre le système électrique actuel et un système sans machine tournante, sera étudiée. Des propositions pour des nouveaux codes de réseau Les résultats obtenus seront traduits en exigences de raccordement pour les composants à base d’électronique de puissance. Le but de cette recherche est de préparer un avenir où un réseau uniquement basé sur de l’électronique de puissance soit possible. Pour cela, il faut rapidement s’assurer que les moyens de production raccordés par 3 Des détails sur la maquette figurent dans les livrables 11.1 à 11.3 du projet Twenties (http:// www.twenties-project.eu/node/18). électronique de puissance soient com- patibles avec les nouveaux contrôles qui seront nécessaires. Le projet vise donc à produire une ébauche de nouveau code de raccordement pour les composants à électronique de puissance. L’une des questions qui se posera est le niveau de détail des futurs codes. En effet, il est aujourd’hui possible d’avoir des exigences assez simples au point de connexion. Dans le futur, il pourrait être nécessaire d’avoir des spécifications sur des composants internes des groupes, comme par exemple le dimensionne- ment de la capacité du bus à courant continu ou les surcharges à court terme admissibles pour les composants. Références [1] Wind and Solar Plant Collector Design Working Group, “Technical Paper Compendium PES-TPC3”, IEEE Power & Energy Society, Boston, US, August 2016. [2] P. Kundur, Power System Stability and Control, The EPRI Power System Engineering Series, McGraw-Hill, 1994. [3] G. Denis, T. Prevost, P. Panciatici, X. Kestelyn, F. Colas et X. Guillaud, “Review on potential strategies for transmission grid operations based on power electronics interfaced voltage sources”, chez IEEE Power & Energy General Meeting, Denver, 2015.