Les îles sont à priori des lieux propices au développement de l’énergie éolienne. En premier lieu les coûts de production des moyens conventionnels sont plus élevés que sur les réseaux interconnectés. En deuxième lieu, il subsiste un potentiel éolien important à exploiter dans ces régions. Enfin, les éoliennes permettent de réduire la dépendance énergétique vis-à-vis de produits fossiles, de respecter les engagements en regard du protocole de Kyoto et d’assurer l’approvisionnement électrique futur de ces zones en pleine croissance.Il est donc logique que l’énergie éolienne soit actuellement en pleine croissance dans les réseaux insulaires. Ce phénomène inquiète les gestionnaires de ces réseaux car cette production est très différente de celles des sources conventionnelles. En plus, ces réseaux pourraient atteindre des niveaux de pénétration éolienne important très rapidement, compte tenu de leur faible taille. Or les réseaux insulaires sont plus fragiles que les réseaux interconnectés et l’insertion massive d’éoliennes s’accompagne de caractéristiques particulières pouvant dégrader le fonctionnement du système électrique.L’étude présentée dans ce mémoire a été réalisée afin d’analyser l’impact de l’augmentation de la production éolienne dans les réseaux insulaires et de proposer des solutions permettant le développement de ce moyen de production dans ces régions. Pour cela, plusieurs stratégies de contrôle ont été présentées. D’une part, deux stratégies de commande de la puissance réactive échangée entre les parcs éoliens et le réseau ont été comparées, afin de minimiser l’augmentation du niveau de tension dans les réseaux de distribution avec forte pénétration éolienne. D’autre part, deux stratégies de commande ont été implémentées en vue de faire participer la production éolienne au réglage de fréquence.Les stratégies de commande ont été implémentées sur Matlab-Simulink puis validées sur EUROSTAG. Elles ont été évaluées d’abord dans un réseau simplifié afin d’étudier plus précisément et de manière systématique l’influence du choix et du paramétrage de la commande sur le comportement dynamique d’un réseau faible. Puis, elles ont été étendues au cas de figure du réseau de distribution du Mont-Dore en Nouvelle Calédonie et du réseau de Guadeloupe / Islands are favourable places to the development of wind energy. Firstly, the production costs of the conventional generation are higher than on the interconnected grids. Secondly, there is an important wind potential in these regions. Finally, the wind energy makes possible to reduce the energy dependence of fossil products, to respect the Kyoto protocol and to ensure the future electricity supply of these regions with sustained growth.Currently, wind energy is fast-growing in the islands grids. This growth worries the grid operators because this production is very different from the conventional sources. Moreover, these grids could reach very quickly a high levels wind penetration because their low size. However, the insular grids are weak grids compare to the inter-connected grids. In this kind of grids, the massive insertion of wind turbines is accompanied by particular characteristics which might damage operation of the electric system. The present study was carried out in order to analyze the impact on increase wind energy penetration in the insular grids and to propose solutions allowing the development of this energy sources in these areas. In this respect, several strategies of control were proposed. Firstly, two control strategies of the reactive power exchanged by the wind farms with the grids were compared, in order to minimize the voltage increasing in the distribution grids with strong wind penetration. Secondly, two control strategies were implemented in order to regulate the grid frequency through wind turbines. The control strategies were implemented on Matlab-Simulink then validated on EUROSTAG. Initially, they were evaluated in a simplified network in order to study more precisely and in a systematic way the influence of the choice and parameter settings of control in the dynamic behaviour of a weak grid. Then, they were extended to the distribution grid of Mont-Dore in New Caledonia and to the Guadeloupe electric grid

Cette thèse se focalise sur le problème du contrôle des flux de puissance entre plusieurs systèmes électriques AC non-synchrones reliés par un réseau à courant continu (DC). Elle propose trois schémas de commande afin de permettre aux sous-systèmes de partager leurs efforts de réglage de la fréquence et réduire ainsi le besoin de réserves propres et les coûts associés. A partir des mesures des fréquences de toutes les zones, le premier schéma de commande modifie les puissances injectées par chaque zone AC vers le réseau DC, de manière à faire réagir le système collectivement à des déséquilibres de charge. Cette réaction collective permet à chaque zone AC de réduire sa propre réserve primaire. Le deuxième schéma de commande a le même objectif que le premier, mais il agit sur les tensions continues des convertisseurs HVDC. En particulier, il modifie la tension continue de chaque convertisseur en fonction de la déviation de fréquence de la zone AC à laquelle il est connecté. Le dernier schéma de commande vise à rétablir les fréquences et les échanges de puissance à leurs valeurs nominales et prévues, respectivement, à la suite d'un déséquilibre. Il peut être combiné avec les deux autres schémas de commande. Des étudies théoriques démontrent les propriétés de stabilité des trois schémas de commande. Les résultats de simulation sur un réseau électrique de référence avec cinq zones AC illustrent leur bonne performance. / This thesis addresses the problem of frequency control in a power system composed of several non-synchronous AC areas connected by a multi-terminal HVDC grid. For this system, we propose three control schemes, two for primary frequency control and one for secondary frequency control. Based on remote measurements of the other areas' frequencies, the first control scheme modifies the power injections from the different AC areas into the DC grid so as to make the system collectively react to load imbalances. This collective reaction allows each individual AC area to downscale its primary reserves. The second control scheme has the same objective with the first one, but acts on the DC voltages of the HVDC converters. In particular, it modifies the DC voltage of each converter based on the frequency deviation of the AC area it is connected to. The last control scheme aims at restoring the frequencies and the power exchanges to their nominal or scheduled values in the aftermath of a power imbalance. It can be combined with the other two control schemes. Theoretical studies reveal the stability properties of the three control schemes. Simulation results on a benchmark power system with five AC areas confirm their good performance.

Les îles sont à priori des lieux propices au développement de l'énergie éolienne. En premier lieu les coûts de production des moyens conventionnels sont plus élevés que sur les réseaux interconnectés. En deuxième lieu, il subsiste un potentiel éolien important à exploiter dans ces régions. Enfin, les éoliennes permettent de réduire la dépendance énergétique vis-à-vis de produits fossiles, de respecter les engagements en regard du protocole de Kyoto et d'assurer l'approvisionnement électrique futur de ces zones en pleine croissance.Il est donc logique que l'énergie éolienne soit actuellement en pleine croissance dans les réseaux insulaires. Ce phénomène inquiète les gestionnaires de ces réseaux car cette production est très différente de celles des sources conventionnelles. En plus, ces réseaux pourraient atteindre des niveaux de pénétration éolienne important très rapidement, compte tenu de leur faible taille. Or les réseaux insulaires sont plus fragiles que les réseaux interconnectés et l'insertion massive d'éoliennes s'accompagne de caractéristiques particulières pouvant dégrader le fonctionnement du système électrique.L'étude présentée dans ce mémoire a été réalisée afin d'analyser l'impact de l'augmentation de la production éolienne dans les réseaux insulaires et de proposer des solutions permettant le développement de ce moyen de production dans ces régions. Pour cela, plusieurs stratégies de contrôle ont été présentées. D'une part, deux stratégies de commande de la puissance réactive échangée entre les parcs éoliens et le réseau ont été comparées, afin de minimiser l'augmentation du niveau de tension dans les réseaux de distribution avec forte pénétration éolienne. D'autre part, deux stratégies de commande ont été implémentées en vue de faire participer la production éolienne au réglage de fréquence.Les stratégies de commande ont été implémentées sur Matlab-Simulink puis validées sur EUROSTAG. Elles ont été évaluées d'abord dans un réseau simplifié afin d'étudier plus précisément et de manière systématique l'influence du choix et du paramétrage de la commande sur le comportement dynamique d'un réseau faible. Puis, elles ont été étendues au cas de figure du réseau de distribution du Mont-Dore en Nouvelle Calédonie et du réseau de Guadeloupe

Des solutions innovantes doivent être développées pour envisager l'avenir des systèmes électriques face à un nombre grandissant de contraintes. En particulier, le stockage d'énergie est pressenti comme un soutien indispensable à l'essor massif dans les réseaux de distribution de sources de production exploitant les énergies renouvelables. Les présents travaux visent à apporter des éléments de réflexion sur cette option technique qui arrive à maturité et suscite l'intérêt. Dans un premier temps, des méthodes d'étude sont proposées pour cerner le potentiel et les opportunités du stockage distribué. Une grille de caractérisation des technologies est introduite et sa mise en œuvre souligne des performances intéressantes à des coûts qui, cependant, demeurent élevés. Pour rendre leur utilisation réaliste, la valeur de ces dispositifs pour les systèmes électriques est donc critique. Nous l'analysons en deux étapes : une classification de leurs services pour les différents acteurs en présence est définie avant d'aborder la mutualisation de fonctions, requise pour favoriser l'atteinte d'une rentabilité, via une approche originale. Cette démarche aboutit à l'identification de configurations porteuses qui méritent des études plus poussées. Pour ce faire, un modèle général de comportement des unités de stockage est développé dans un second temps. Interfacé à un logiciel de simulation dynamique des réseaux, il permet d'évaluer l'utilisation de telles installations pour diverses offres de services. Ces outils sont appliqués et validés expérimentalement sur la caractérisation d'une réserve impulsionnelle fournie par le stockage pour réduire les délestages dans les systèmes insulaires

Un réseau insulaire est un système fragile et sensible aux variations de charge ou de production notamment d'origine renouvelable et intermittent. Ce problème devient crucial avec l'augmentation dans ces réseaux de production éolien ou PV en remplacement des sources actuelles (diesel, etc.). Cela impacte directement la stabilité du réseau, notamment la fréquence. Les moyens de stockage pourraient dès lors participer au réglage primaire de la fréquence, en limitant des variations après une perturbation. L'objectif de cette thèse consiste ainsi à étudier la participation du stockage pour maintenir la stabilité en fréquence dans un réseau insulaire en augmentant le taux de pénétration d'énergie renouvelable. Un algorithme de dimensionnement et différentes stratégies de contrôle du système de stockage ont ainsi été développés en fonction de variations réellement observées sur un parc PV. Notre étude est séparée en 2 parties. La première partie concerne la modélisation de l'intermittence de la production PV. La puissance PV a ainsi été caractérisée en fonction de son impact sur la variation de la fréquence, afin de définir toute situation critique. Ensuite, la technologie et les critères de dimensionnement du dispositif de stockage et la stratégie de pilotage et de contrôle-commande pour surveiller et contrôler le système de stockage ont été proposés et validées à partir de simulations. Ces stratégies ont été élaborées soit à partir de critères qualitatifs définie dans le domaine temporel, soit à partir d'une stratégie de filtrage fréquentiel des différentes sources. Par ailleurs, pour garantir des critères de robustesse vis-à-vis des incertitudes paramétriques notamment sur la mesure des variations PV, une commande robuste (utilisant un contrôleur H infinie) a été conçu et validé. Les différentes stratégies proposées peuvent plus ou moins réduire la variation de la fréquence suite à perturbation et permettre de réduire significativement la participation de la source principale d'énergie au réglage de la fréquence. Par ailleurs, les résultats ont permis de faire un lien entre le taux de pénétration des énergies renouvelables photovoltaïques dans un micro réseau et la tenue en fréquence dans ce réseau. / Frequency of isolated microgrids is highly sensitive to active power variation of loads and productions because of the inertia equivalent of this grid is small (limited number of thermal generators). Furthermore, the increasing of renewable energy in this grid causes frequency more risky to be instable because of its intermittency of power. In this thesis, energy storage is the selected solution to maintain the frequency stability of isolated microgrids with high penetration rate of renewable energy. It will participate to the primary frequency control which is the first control that takes action to limit the frequency deviation after disturbance. Therefore, the objective of this thesis is to design the appropriate size and strategy of energy storage in isolated microgrids with high penetration rate of photovoltaic. Proposed strategies will link to power variation of PV. Therefore, the different situations of photovoltaic power variations and their impacts on the system frequency had been firstly characterized and studied in order to specify the critical situation of frequency variation. Then, different strategies for energy storage and their sizes were defined from these two studies. The strategy limit dPpv diagram and filter strategy were proposed to define the participated power of energy storage in primary frequency control from the measured power variation of PV. Furthermore, controller H infinity which is robust control was also proposed. Finally, energy storage control system was validated by RTLAB (real time simulation) which enable us to simulate the hardware. The results show that energy storage by proposed strategies is able to stabilize frequency of the power system by limiting the frequency deviation to be within an acceptable range after occurrence of any disturbance. The proposed strategies can increase larger participated power of the energy storage with less frequently than the classic droop control.

L'intégration croissante de la production éolienne ne participant pas au réglage de fréquence induit de nouvelles difficultés de gestion des systèmes électriques. Ces problèmes sont d'autant plus significatifs que le réseau est faible. La présente thèse vise à évaluer la performance et la fiabilité du réglage de fréquence des éoliennes à l'échelle du système électrique. Les études sont appliquées sur un réseau insulaire.D'abord, l'impact d'un fort taux de pénétration de la production éolienne sur l'allocation de la réserve primaire et sur le comportement dynamique du réseau est caractérisé. Il est montré que la participation des éoliennes au réglage de fréquence est techniquement indispensable pour le maintien de la sûreté du système électrique à partir d'un certain taux de pénétration. Deux solutions permettant aux éoliennes de contribuer au réglage de fréquence sont ensuite étudiées par simulations dynamiques. La performance d'une inertie émulée est caractérisée en considérant l'impact du point de fonctionnement initial des éoliennes et des paramètres du contrôleur. La contribution de la réserve éolienne à l'amélioration de la performance dynamique du système est également identifiée.Afin d'évaluer le potentiel et la fiabilité de la réserve éolienne, la dernière partie de ce travail est consacrée aux études statistiques prenant en compte la variabilité et l'incertitude de la prévision de la production. Deux stratégies du placement de réserve sont proposées et comparées. L'impact des erreurs de prévision sur le potentiel de réserve éolienne est également mis en évidence. Enfin l'énergie réglante d'une ferme et la plage de réglage du statisme éolien sont caractérisées

Des solutions innovantes doivent être développées pour envisager l’avenir des systèmes électriques face à un nombre grandissant de contraintes. En particulier, le stockage d’énergie est pressenti comme un soutien indispensable à l’essor massif dans les réseaux de distribution de sources de production exploitant les énergies renouvelables. Les présents travaux visent à apporter des éléments de réflexion sur cette option technique qui arrive à maturité et suscite l’intérêt. Dans un premier temps, des méthodes d’étude sont proposées pour cerner le potentiel et les opportunités du stockage distribué. Une grille de caractérisation des technologies est introduite et sa mise en œuvre souligne des performances intéressantes à des coûts qui, cependant, demeurent élevés. Pour rendre leur utilisation réaliste, la valeur de ces dispositifs pour les systèmes électriques est donc critique. Nous l’analysons en deux étapes : une classification de leurs services pour les différents acteurs en présence est définie avant d’aborder la mutualisation de fonctions, requise pour favoriser l’atteinte d’une rentabilité, via une approche originale. Cette démarche aboutit à l’identification de configurations porteuses qui méritent des études plus poussées. Pour ce faire, un modèle général de comportement des unités de stockage est développé dans un second temps. Interfacé à un logiciel de simulation dynamique des réseaux, il permet d’évaluer l’utilisation de telles installations pour diverses offres de services. Ces outils sont appliqués et validés expérimentalement sur la caractérisation d’une réserve impulsionnelle fournie par le stockage pour réduire les délestages dans les systèmes insulaires / Innovative solutions must be developed to make future power systems able to overcome a growing number of challenges. In particular, energy storage is thought to be the missing link that will help enable the massive integration of renewable sources in distribution grids. The present research work aims to investigate this new technical option, which has reached maturity and is currently attracting increasing attention. In the first part of the dissertation, general methods to assess the potential and opportunities of distributed energy storage are presented. A framework for characterizing storage technologies is defined and its use highlights interesting performances but high costs. That is why the benefits of such devices for power systems are crucial to their development. The study of this point is carried out in two phases: their applications for various stakeholders of liberalized power systems are first classified and precisely defined; the aggregation of some of these services to increase the profitability of energy storage is then contemplated using a new method. This approach leads to the identification of high-value configurations that deserve further exploration. To this end, a scalable, flexible model of distributed energy storage systems is proposed in the second part of the dissertation. Its implementation in a dynamic simulation software allows the study of advanced storage service packs in power systems. The possibilities offered by these tools are illustrated and experimentally validated on a case study: the provision of a fast frequency control reserve by distributed storage to reduce the use of automatic load-shedding in isolated power systems is analyzed

L’intégration croissante de la production éolienne ne participant pas au réglage de fréquence induit de nouvelles difficultés de gestion des systèmes électriques. Ces problèmes sont d’autant plus significatifs que le réseau est faible. La présente thèse vise à évaluer la performance et la fiabilité du réglage de fréquence des éoliennes à l’échelle du système électrique. Les études sont appliquées sur un réseau insulaire.D’abord, l’impact d’un fort taux de pénétration de la production éolienne sur l’allocation de la réserve primaire et sur le comportement dynamique du réseau est caractérisé. Il est montré que la participation des éoliennes au réglage de fréquence est techniquement indispensable pour le maintien de la sûreté du système électrique à partir d’un certain taux de pénétration. Deux solutions permettant aux éoliennes de contribuer au réglage de fréquence sont ensuite étudiées par simulations dynamiques. La performance d’une inertie émulée est caractérisée en considérant l’impact du point de fonctionnement initial des éoliennes et des paramètres du contrôleur. La contribution de la réserve éolienne à l’amélioration de la performance dynamique du système est également identifiée.Afin d’évaluer le potentiel et la fiabilité de la réserve éolienne, la dernière partie de ce travail est consacrée aux études statistiques prenant en compte la variabilité et l’incertitude de la prévision de la production. Deux stratégies du placement de réserve sont proposées et comparées. L’impact des erreurs de prévision sur le potentiel de réserve éolienne est également mis en évidence. Enfin l’énergie réglante d’une ferme et la plage de réglage du statisme éolien sont caractérisées / The increasing development of wind power that does not participate in frequency control leads to new challenges in the management of electrical power systems. The problems are more significant in weak power grids. The present thesis aims to evaluate the performance and the reliability of frequency response from wind turbines on a system-wide scale. Studies are applied onto an isolated power grid.First of all, the impact of high levels of wind penetration on primary reserve allocation and on grid dynamic behaviour is characterized. It is shown that the participation of wind turbines in frequency regulation is technically required for maintaining power system security from a certain wind penetration rate.Two solutions allowing wind turbines to contribute to frequency control are then studied through dynamic simulations. The performance of emulated inertia is characterized by taking into account the impact of initial wind operating point and controller parameters. The contribution of wind power reserve to system dynamic performance improvement is also identified.In order to assess the potential and the reliability of wind primary reserve, the last part of this research work is devoted to statistical analyses considering the variability and the prediction uncertainty of wind generation. Two strategies for reserve allocation are proposed and compared. The impact of forecast errors on the potential of wind power reserve is also highlighted. Finally the power frequency characteristic of a wind farm as well as the droop adjustment range is characterized