Le " transshipment (latéral) d'urgence " au sein des réseaux de distribution consiste à organiser les transferts de stocks entre les détaillants pour faire face aux situations de rupture. Sa mise en œuvre amène à arrêter une stratégie appropriée et à harmoniser ses paramètres avec la politique et paramètres de gestion des stocks, dans l'objectif de garantir un taux de satisfaction des demandes clients au moindre coût. Le présent travail se situe dans ce contexte et s'est focalisé sur l'analyse des apports de la mise en œuvre du transshipment d'urgence dans un système de pilotage de flux tirés par des demandes clients probabilistes, avec des politiques locales de gestion de stock du type (R, s, S). Notre étude a porté sur trois structures différentes de réseau : système de stock à deux échelons et à deux détaillants, avec coût unitaire de transshipment ; système de stock à deux échelons et à détaillants multiples, avec coût fixe de transshipment ; système de stock multi échelons à deux détaillants, avec coût fixe de transshipment. Pour chacune de ces structures, nous avons analysé le comportement du système pour différentes combinaisons des paramètres d'entrée (délais d'approvisionnement, écarts types de la demande et nombre des détaillants) et des paramètres de coût (commande, possession, rupture et transshipment). Nous avons visé à déterminer, sur un horizon fini de périodes, les seuils de stocks (s et S chez les détaillants et chez le centre de distribution) qui minimisent le coût total du système tout en garantissant un taux de service désiré. Dans ce cadre, quatre politiques de transshipment (" tout ou rien ", " complete pooling standard ", " complete pooling plafonné " et " complete pooling conditionné ") ont été explorées. L'étude est d'abord ébauchée selon une approche analytique puis approfondie par l'élaboration et l'expérimentation de modèles dont la résolution est basée sur la simulation-optimisation

La dérégulation des marchés de l'énergie électrique a créé des changements profonds dans le secteur d'électricité, surtout avec la présence de plus en plus importante de production décentralisée dans le réseau de distribution. Les gestionnaires du réseau souhaitent, d'une part, avoir le plus d'énergie fournie par des Génération d'Energie Dispersée (GED), et veulent, d'autre part limiter, dans les situations critiques, leur influence négative sur le réseau. Ils ont donc besoin des méthodologies robustes ou de fonctions avancées afin de l'exploitation plus efficace des réseaux électriques dans l'avenir. Notre travail dans le cadre de cette thèse consiste alors en deux parties. La première partie a été consacrée à diminuer la taille du réseau contenant des GED à simuler. Le réseau de distribution sera divisé en sous réseaux, le réseau à étudier et le réseau extérieur qui sera remplacé par un équivalent externe. Plusieurs méthodes d'équivalent statiques et dynamiques ont été étudiées afin donner une meilleure l'agrégation technique du réseau extérieur qui contribue également une partie (TVPP) à la constitution des centrales virtuelles dans le cadre du projet Européen FENIX. La seconde partie a été effectuée afin de mettre au point des méthodologies qui permettent d'évaluer rapidement la stabilité angulaire des GEDs de type de machines synchrones dans le réseau. Les méthodes hybrides qui combinent la simulation temporelle avec les méthodes directes, Fonction d'énergie transitoire (FET) et Egalité des aires (SIME), permettent d'avoir les meilleurs avantages. Basées sur ces méthodes, les actions préventives et curatives permettant aux opérateurs de prendre des décisions pour s'éloigner des zones de contrainte ont été proposées. Les différents algorithmes ont été développés et les simulations dynamiques ont été effectuées sur plusieurs réseaux tests avec les résultats satisfaisants qui permettent de vérifier l'efficacité des méthodes proposées.

L’intégration des producteurs décentralisés (DG) dans un réseau de distribution peut modifier le profil de tension et influencer le réglage de tension conventionnel. Pour le bon fonctionnement du réseau, le raccordement des DG ainsi que les charges grosses sont limités par le dimensionnement du réseau. Les travaux de cette thèse ont pour but de proposer une approche du réglage de tension dans un réseau de distribution avec producteur, en appuyant sur la flexibilité de la demande. Les moyens de réglage de tension seront constitués du régleur en charge (OLTC), la régulation de DG ainsi que la demande flexible. Une optimisation centralisée de type MINLP est proposée pour coordonner ces moyens de réglage. Il est montré que si les moyens de l’OLTC et de la puissance réactive ne suffissent pas de lever la contrainte de tension, il faut réduire la puissance active de producteur. Pour le gain de producteur, la demande flexible peut être considérée comme une source active. La modulation de « demand response » (DR) utilisant les charges thermiques est alors proposée au réglage de tension. L’effet de rebond est pris en compte pour les charges thermiques afin de ne pas affecter le profil de tension après l’action de DR. Ces travaux permettent d’envisager un réglage de tension plus active dans le réseau intelligent et augmenter la flexibilité du réseau. / Growth of distributed generations (DG) in actual distribution networks will bring voltage issues that cannot be fixed by conventional voltage control means. For the sake of network safety, the size of DG and load in a distribution network is limited by the network parameters. The research described in this thesis aims to propose a voltage control strategy on distribution networks using the flexibility of demand. The voltage control means will consist of the on load tap changer (OLTC), the regulation of DG, and flexible demand. A centralized optimization of MINLP type is proposed to coordinate these voltage control means. It shows if it is not able to remove the voltage constraint with OLTC and reactive power regulation, then it must reduce the active power of DG. In order not to reduce active power of DG, the flexible demand is considered as an active source to take part in voltage control. The demand response (DR) modulation using thermal loads is thus proposed for voltage control. For the thermal load, the cold load pick-up (CLPU) effect must be taken into account in order not to affect the voltage profile after DR action. This work allows us to consider a voltage control strategy more active in smart distribution network and improve the flexibility of network.

L’évolution de la consommation électrique est un point clé pour les choix à venir, tant pour les moyens de production d’électricité, que pour le dimensionnement du réseau à toutes ses échelles. Aujourd’hui, ce sont majoritairement des modèles statistiques basés sur les consommations passées et des tendances démographiques ou économétriques qui permettent de prédire cette consommation. Dans le contexte de la transition énergétique, des changements importants sont en cours et à venir, et la consommation future ne sera certainement pas une continuation des tendances passées. Modéliser ces changements nécessite une modélisation fine de type bottom-up de chaque contributeur de la consommation électrique. Ce type de modèle présente des challenges de modélisation, car il nécessite un grand nombre de paramètres d’entrée qui peuvent difficilement être renseignés de façon réaliste à grande échelle. En même temps, les données et informations de tout type n’ont jamais été autant disponibles. Cela représente à la fois un atout pour la modélisation, mais aussi une difficulté importante notamment à cause de l’hétérogénéité des données. Dans ce contexte, cette thèse présente une démarche de construction d’un simulateur de consommation électrique bottom-up capable de simuler différentes alternatives énergétiques à l’échelle de la France. Un travail de recensement, de classification et d’association des bases de données pour expliquer la consommation électrique a d’abord été mené. Ensuite, le modèle de consommation électrique a été présenté ; il a été validé et calibré sur une grande quantité de mesures de consommation électrique des départs HTA fournie par Enedis. Ce modèle a enfin pu être utilisé pour simuler différentes alternatives énergétiques afin d’aider au dimensionnement du réseau de distribution. / Future trend of electricity demand is a key point for sizing both the electricity network and the power plants. In order to forecast future electricity demand, current models mostly use statistical approaches based on past demand measurements and on demographic and economic trends. Because of current context of energy transition which comes along with important changes, future electricity demand is not expected to be similar to past trends. Modeling these changes requires a bottom-up modeling of each contributor to electricity demand. This kind of model is challenging because of the large number of input data required. At the same time, data and information are more and more available. Such availability can be considered both as an asset for modeling and as an important issue because of data heterogeneity. In this context, this dissertation offers an approach to build a bottom-up load curve simulator which enables to simulate prospective scenarii at the scale of France country. Firstly, an assessment, classification, and matching of the large databases explaining the electricity demand have been performed. Then, the electricity demand model has been presented. It has been validated and calibrated on Enedis’ large volumes of electricity demand measurements of medium voltage feeders. Finally, this model has been used to simulate several prospective scenarii in order to improve the electricity distribution network sizing.

Le « transshipment (latéral) d’urgence » au sein des réseaux de distribution consiste à organiser les transferts de stocks entre les détaillants pour faire face aux situations de rupture. Sa mise en œuvre amène à arrêter une stratégie appropriée et à harmoniser ses paramètres avec la politique et paramètres de gestion des stocks, dans l’objectif de garantir un taux de satisfaction des demandes clients au moindre coût. Le présent travail se situe dans ce contexte et s’est focalisé sur l’analyse des apports de la mise en œuvre du transshipment d’urgence dans un système de pilotage de flux tirés par des demandes clients probabilistes, avec des politiques locales de gestion de stock du type (R, s, S). Notre étude a porté sur trois structures différentes de réseau : système de stock à deux échelons et à deux détaillants, avec coût unitaire de transshipment ; système de stock à deux échelons et à détaillants multiples, avec coût fixe de transshipment ; système de stock multi échelons à deux détaillants, avec coût fixe de transshipment. Pour chacune de ces structures, nous avons analysé le comportement du système pour différentes combinaisons des paramètres d’entrée (délais d’approvisionnement, écarts types de la demande et nombre des détaillants) et des paramètres de coût (commande, possession, rupture et transshipment). Nous avons visé à déterminer, sur un horizon fini de périodes, les seuils de stocks (s et S chez les détaillants et chez le centre de distribution) qui minimisent le coût total du système tout en garantissant un taux de service désiré. Dans ce cadre, quatre politiques de transshipment (« tout ou rien », « complete pooling standard », « complete pooling plafonné » et « complete pooling conditionné ») ont été explorées. L’étude est d’abord ébauchée selon une approche analytique puis approfondie par l’élaboration et l’expérimentation de modèles dont la résolution est basée sur la simulation-optimisation / The lateral emergency transshipment in distribution systems consists in organizing inventory transferts between retailers to face shortage situations. Its implementation leads to adopt an appropriate transhipment policy and harmonize its parameters with inventory policy parameters and inventory control policy. The objective is to ensure a desired service level at minimum cost. Thie work is situated in this context and focused on the analysis of emergency transhipment benefits in distribution systems faced to random customers demand. Each retailer used an (R,s,S) inventory control policy. Our study is related to three different distribution systems structure : two echelons two retailers inventory system with unit transhipment cost; two echelons multi retailers inventory system with fixed transhipment cost; multi echelons multi retailers inventory system with fixe transhipment cost. For each of these structures we analyzed the sensibility of system behaviour to input parameters. Our objective is to determine on a finite horizon the inventory parameters (s, S) that minimize total cost under service level condition.

L’intégration des producteurs décentralisés (DG) dans un réseau de distribution peut modifier le profil de tension et influencer le réglage de tension conventionnel. Pour le bon fonctionnement du réseau, le raccordement des DG ainsi que les charges grosses sont limités par le dimensionnement du réseau. Les travaux de cette thèse ont pour but de proposer une approche du réglage de tension dans un réseau de distribution avec producteur, en appuyant sur la flexibilité de la demande. Les moyens de réglage de tension seront constitués du régleur en charge (OLTC), la régulation de DG ainsi que la demande flexible. Une optimisation centralisée de type MINLP est proposée pour coordonner ces moyens de réglage. Il est montré que si les moyens de l’OLTC et de la puissance réactive ne suffissent pas de lever la contrainte de tension, il faut réduire la puissance active de producteur. Pour le gain de producteur, la demande flexible peut être considérée comme une source active. La modulation de « demand response » (DR) utilisant les charges thermiques est alors proposée au réglage de tension. L’effet de rebond est pris en compte pour les charges thermiques afin de ne pas affecter le profil de tension après l’action de DR. Ces travaux permettent d’envisager un réglage de tension plus active dans le réseau intelligent et augmenter la flexibilité du réseau. / Growth of distributed generations (DG) in actual distribution networks will bring voltage issues that cannot be fixed by conventional voltage control means. For the sake of network safety, the size of DG and load in a distribution network is limited by the network parameters. The research described in this thesis aims to propose a voltage control strategy on distribution networks using the flexibility of demand. The voltage control means will consist of the on load tap changer (OLTC), the regulation of DG, and flexible demand. A centralized optimization of MINLP type is proposed to coordinate these voltage control means. It shows if it is not able to remove the voltage constraint with OLTC and reactive power regulation, then it must reduce the active power of DG. In order not to reduce active power of DG, the flexible demand is considered as an active source to take part in voltage control. The demand response (DR) modulation using thermal loads is thus proposed for voltage control. For the thermal load, the cold load pick-up (CLPU) effect must be taken into account in order not to affect the voltage profile after DR action. This work allows us to consider a voltage control strategy more active in smart distribution network and improve the flexibility of network.

Cette thèse a pour objet l'évolution de l'optimum économique sous contrainte d'équité territoriale de l'industrie électrique, industrie de réseau fixe présentant une hétérogénéité spatiale forte de ses conditions d'offre. Cette problématique porte sur l'analyse de l'évolution du régime de l'électrification rurale en France en termes d'efficacité économique et sociale. Il s'agit de prolonger une longue tradition de recherche du CIRED initiée au début des années 1980 par Louis Puiseux, dont les principaux développements ont été la thèse de Colombier (1992) puis l'évaluation des écarts entre coûts de développement des réseaux ruraux et tarifs par De Gouvello (1996). Ce programme de recherche met en lumière les contradictions entre équité redistributive et équité territoriale, c'est-à-dire entre les visions aspatiales de l'économie théorique (Ponsard, 1988) et les dynamiques territoriales de développement, notamment en mettant l'accent sur les médiations institutionnelles.<br>Notre question de départ porte donc sur la rationalité de l'élargissement de la démarche de l'optimisation sectorielle sous contrainte d'équité à la rationalisation des usages de l'électricité dans l'espace hétérogène de la fourniture d'électricité en zones rurales. La dérive des besoins de renforcement de réseaux ruraux a conduit ainsi à partir de 1995 le régulateur à encourager les collectivités qui sont les propriétaires et investisseurs en réseaux ruraux à rechercher des alternatives moins coûteuses du côté de la demande pour deux raisons économiques. D'abord les réseaux basse tension ruraux sont généralement très longs et comptent peu de clients desservis, par conséquent, l'optimisation des usages chez les clients peut s'avérer beaucoup moins coûteuse que le simple renforcement du réseau. Ensuite cette optimisation permet de rétablir l'équité de la qualité de fourniture entre les clients par le biais de la baisse des besoins d'investissement mais aussi par la réduction du temps d'attente pour les plus défavorisés, autrement dit, les clients situés sur les réseaux les plus coûteux à renforcer.<br>Cette question conduit à analyser d'abord historiquement les institutions de l'électrification rurale dans le contexte évolutif de consolidation de l'industrie électrique en régime de monopole public pour repérer les structures d'intérêts inhérentes à cette organisation qui conduisent à une inefficience sociale à la fois en termes d'efficacité économique et en termes d'équité. Ce qui mène à un double questionnement : <br>- comment compléter les institutions de l'électrification rurale pour modifier les incitations des propriétaires de réseaux ruraux à investir au-delà du compteur chez l'usager ?<br>- comment, dans une situation de forte hétérogénéité spatiale des fonctions locales d'offre et de demande d'électricité dans l'espace rural, repérer les points de réseaux en sous-optimalité économique ?<br>Dans un chapitre liminaire nous définirons précisément l'objet de la thèse à partir du repérage des difficultés d'application de l'innovation réglementaire que constitue la MDE dans la distribution d'électricité en zones rurales. Ce repérage s'effectue par l'analyse de l'organisation de la distribution rurale et de la place du régime d'électrification dont on peut déduire les intérêts des agents économique et des acteurs politiques qui constituent les barrières à cette innovation réglementaire.<br>Dans la première partie on caractérise dans le premier chapitre la trajectoire institutionnelle de l'électrification rurale à partir du projet initial de solidarité nationale sous l'effet de la dynamique des consommations rurales puis de la diffusion des usages thermiques de l'électricité sur les réseaux ruraux induit par des stratégies de développement commercial totalement extérieures au dispositif de solidarité nationale. L'introduction de la MDE s'inscrit dans une mouvement de correction et d'adaptation de ce régime.<br>Dans la seconde partie d'analyse économique normative, le constat précédent conduit à identifier les défauts d'incitation à la MDE qui sont sous-jacents aux institutions de l'électrification rurale et à la structuration de ses acteurs pour repérer comment contourner cet obstacle. Ce constat conduit aussi à imaginer une méthode de calcul économique permettant de prendre en compte les paramètres d'hétérogénéité spatiale de la demande et des coûts de réseau en développement pour répondre à l'évolution de la fonction de demande spatialisée.<br>Au premier niveau d'analyse, on procède dans le quatrième chapitre à une analyse microéconomique du comportement des différents types d'acteurs de l'électrification rurale en partant de leur fonction : régulateur, propriétaire-investisseur ou exploitant, du type de choix qui relève de leurs fonctions et de leurs contraintes pour analyser la structure d'incitations à l'investissement en réseau et à la MDE. On insiste plus particulièrement sur la nature d'acteur politique de l'agent investisseur que sont les collectivités locales, nature qui éloigne du comportement de l'agent économique rationnel. On examine en particulier la relation d'asymétrie d'information entre propriétaires-investisseurs et le régulateur qui répartit les aides à l'investissement. Cette asymétrie porte sur les coûts ex-ante et ex-post des projets. Dans la relation principal-agent, la structure informationnelle est compliquée dans le cas réel par l'imperfection même de l'information que détiennent les agents sur leurs projets. Ces défauts de la structure informationnelle expliquent la dérive du régime d'électrification rurale et les défauts d'allocation des ressources.<br>A ce même niveau d'analyse, on propose dans le cinquième chapitre des correctifs afin d'améliorer l'allocation des ressources du régime d'électrification rurale. On identifie des règles visant à inciter à la MDE les propriétaires investisseurs en recherche récurrente de subventions. Nous utilisons une méthode de calcul du surplus social des actions de MDE et d'identification de sa répartition en termes d'avantages-coûts entre les différents agents parties prenantes : les consommateurs, les propriétaires investisseurs et l'exploitant vendeur d'électricité (ici EDF). L'idée est de sortir du seul mode d'évaluation en cours qui ne regarde que l'avantage net pour les collectivités qui investissent alors que les autres agents bénéficient des actions de MDE. Ceci conduit à définir un mode de réallocation d'une partie des externalités positives des actions de MDE sur l'agent investisseur. On teste ainsi le principe de versements incitatifs à la MDE sous la forme de dotations supplémentaires sous réserve de certification des gains en investissement dégagés par les collectivités.<br>Au second niveau d'analyse normative, dans le sixième chapitre, on se confronte à l'obstacle de l'hétérogénéité des actions de MDE dans le but d'éviter le coût administratif très élevé d'une multitude d'actions dispersées spatialement pour définir une méthode d'évaluation des potentiels de MDE par repérage des configurations les plus intéressantes. Le fondement de cette approche propose de dépasser le caractère aspatial de l'analyse économique (Ponsard, 1986, 1988) par le biais d'une articulation entre deux catégories d'hétérogénéités spatiales : d'une part celle du réseau électrique (Juricic, 1975) et d'autre part celle des déterminants de la demande. Nous supposons que les lieux sont porteurs de sens sur le plan économique, au travers des caractéristiques du réseau et de la demande, ce qui nous conduit à construire un zonage géographique comme moyen de faire apparaître simultanément les attributs économiques pertinents associés aux lieux (Beguin et Thisse, 1979).<br>L'objectif de cette méthode est de permettre de concevoir des projets de MDE d'ampleur significative à l'échelle d'un département. Il s'agit donc d'une méthodologie de recherche des potentiels économiques de MDE qui repose sur une approche d'analyse statistique spatialisée dont le but est de produire un zonage de l'espace pertinent sur le plan des projets de MDE. Le zonage est ensuite mobilisé pour proposer des paniers d'actions et sélectionner des zones d'intervention de MDE dont le montant des économies d'investissement en renforcement de réseaux est calculé.

Nous proposons dans cette thèse, différents outils de réglage de tension et de gestion de la puissance réactive en fonction des conditions de raccordement des éoliennes au réseau électrique. Trois cas figure sont étudiés : raccordement direct sur un poste source de distribution, raccordement des éoliennes réparties dans un réseau de distribution et raccordement d'un ensemble de parcs éoliens au réseau de transport.Un algorithme de réglage basé sur l'asservissement de la puissance réactive est proposé pour le raccordement direct d'un parc sur un poste source. Un réglage coordonné de tension en présence de régleur en charge est proposé (D-RCT) pour le raccordement des éoliennes reparties dans un réseau de distribution. On propose aussi une version plus décentralisée du réglage coordonné (D2-RCT) qui pourrait être implantée sous forme de système multi-agents intelligents (SMA). Un system de control multi-niveaux est proposé pour le raccordement d'un ensemble de parcs éoliens au réseau de transport. Il permet de répondre de manière optimale à une demande puissance réactive envoyée par le gestionnaire du réseau de transport. Les différents types de réglages proposés sont basés sur des algorithmes d'optimisation multi-objectifs. Afin de valider en temps réel le bon fonctionnement des stratégies de réglages développées ainsi que leurs modes de communication, une implantation expérimentale sous simulateur temps réel RT-Lab a été effectuée. Enfin, les résultats des simulations montrent l'amélioration de l'intégration de la production décentralisée dans les réseaux électriques

Les travaux de cette thèse portent sur l'intégration dans le réseau électrique du limiteur supraconducteur de courant (SCFCL). Un modèle du ruban supraconducteur ont été développé et validé grâce à une comparaison avec des tests expérimentaux. Premièrement, ce modèle a permis le dimensionnement du SCFCL du projet Eoccoflow (projet européen). Dans un deuxième temps, le modèle de SCFCL est intégré dans différents types de réseau. D'une part, l'intégration du SCFCL dans les réseaux haute tension continu maillés rend vraisemblable la protection de tels réseaux. D'autre part, grâce au SCFCL de nouvelles architectures du réseau de distribution sont proposées permettant l'intégration massive de génération distribuée. Cette thèse se clot sur le dimensionnement et les tests d'un SCFCL pour un réseau à taille réduite.

Dans le domaine des réseaux de distribution d'électricité, l'ouverture du marché de l'énergie à la concurrence et l'insertion massive des génératrices décentralisées d'énergie de ces dernières années conduisent à une profonde modification du fonctionnement et de l'exploitation des réseaux. Dans ce contexte, des solutions de pilotage de la consommation et de la production doivent être apportées, afin de permettre au réseau actuel d'accueillir les nouvelles unités de production et les charges de demain, telles que les panneaux photovoltaïques, les micro-éoliennes, la cogénération, les véhicules électriques, les maisons intelligentes, etc. Ces pilotages permettent d'influencer la consommation et la production instantanées des utilisateurs du réseau. Ainsi, il devient possible d'agir sur la consommation de façon à lisser les pics ou synchroniser la demande aux périodes de forte production des énergies renouvelables. De la même façon, la production peut être pilotée pour participer aux services systèmes. Ces stratégies de pilotage, basées sur l'utilisation des nouvelles technologies de l'information et de la communication, ont pour objectifs d'éviter une dégradation de la qualité de l'onde de tension et une reconstruction complète du réseau de distribution, qui serait économiquement très couteuse. Ces travaux, intégrés au projet GreenLys, financé par l'agence française de l'environnement et de la maitrise de l'énergie, évaluent l'impact des génératrices décentralisées d'énergie et des véhicules électriques sur le réseau de distribution, puis développent des solutions de pilotage. Deux types de pilotage sont étudiés : le pilotage de la phase de raccordement d'une installation monophasée, puis le pilotage de la puissance réactive des génératrices décentralisées d'énergie. Ces pilotages sont développés en s'appuyant sur les nouveaux composants des réseaux électriques de demain, comme les compteurs intelligents. Dans une dernière partie, les stratégies de pilotage développées sont évaluées sur des équipements réels à partir d'une plateforme de simulation hybride temps réel. / In the electricity distribution network field, because of the electricity market opening and the large-scale insertion of dispersed generators (DJ) in these last years, the network undergoes radical modification in both operation and exploitation. In this context, some new integration solutions are invented in order to be able to connect the DJ, as photo-voltaic panels, micro wind turbines, cogeneration units, etc, and the new loads, as electric vehicles and smart home, without reduce the voltage wave quality or involve a very expensive power systems reinforcement. The objectives of those solutions are to influence the consumer consumption in order to reduce the peak consumption level and shift the consumption on the high renewable production period, and control the DJ output to participate to the service system. The new information and communication technologies (NICT) are strongly used in the development of those control strategies. This PhD work is including in the French project GreenLys supported by the French environment and energy management agency. GreenLys is a 4 years project focus on the development of a real scale Smart Grid in the two French cities Lyon and Grenoble. As a first step, this work evaluating the impact of the DJ and the electric vehicle on the distribution network. From the result of this impact study, two types of decentralized control strategies are investigated. The first one is focus on the phase connection. Since the majority of consumers and DJ connected on the distribution grid are single phases, methods allowing to choose the best phase connection are study. The second one is focus on new DJ reactive power control strategies. In the last part, the strategies are evaluated on a Power Hardware In the Loop simulation and real solar inverter.