Les réseaux de distribution sont aujourd'hui confrontés à un accroissement significatif de la Génération d'Énergie Dispersée. Cet accroissement pose, notamment, des problèmes des tension que les moyens de réglage de la tension utilisés aujourd'hui ne parviennent plus à éviter. En conséquence, la capacité d'accueil des réseaux de distribution est aujourd'hui très limitée. Cette thèse propose une méthode de réglage de tension novatrice appelée OMD pour Optimisation Mixte Découplée. Cette méthode se base sur une gestion optimale en temps réel de la puissance réactive des GED et des variables discrètes du système. Les simulations entreprises montrent que l'algorithme développé permet d'augmenter significativement le nombre de GED connectées au réseau et d'optimiser les pertes Joule. De plus, l'OMD apporte une plus value intéressante de par sa modularité et sa flexibilité en comparaison avec d'autres méthodes proposées dans la littérature. Une étude complémentaire montre que le concept de l'OMD peut être repris et appliqué à d'autres systèmes. Ainsi, un réglage de tension optimal, basé sur l'OMD a été développé pour les parcs éoliens. Il permet un contrôle optimal de la tension à l'intérieur des parcs tout en assurant le maintien d'une consigne de puissance réactive ou de tension au point de connexion avec le réseau. Le réglage de tension proposé dans cette thèse est donc une des solutions qui pourra permettre un meilleur fonctionnement des réseaux de distribution du futur : les Smart Grids

Cette thèse porte sur les problèmes de stabilité en fréquence et en tension des microréseaux isolés avec forte pénétration d'énergies renouvelables en utilisant des dispositifs de stockage d'énergie, et se divise en deux parties principales.Dans la première partie, nous proposons une conception systématique d'une structure de commande robuste multi-variable pour le réglage de fréquence dans un système de génération de puissance hybride diesel-photovoltaïque-supercondensateur fonctionnant en mode autonome. La structure de commande proposée repose sur une architecture à deux niveaux: les contrôleurs d'asservissement de courant basés sur commande PI classique sont placés sur le niveau de commande inférieur et reçoivent des références d'un niveau supérieur qui, lui, est basé sur commande H-infini. Une méthodologie compréhensive qui traduit les demandes d'ingénierie spécifiques de l'opération du microréseau dans le formalisme de commande H-infini est détaillée. Nous montrons également comment les spécifications de performance dynamiques en boucle fermée doivent à leur tour être prises en compte dans la configuration et le dimensionnement initiaux du microréseau, c'est-à-dire en choisissant de manière appropriée et en évaluant le système de stockage d'énergie. Ensuite, une analyse de performance robuste du contrôleur H-infini synthétisé en présence de diverses perturbations de charge, des variations de puissance active de la source photovoltaïque, et des incertitudes du modèle est effectuée afin de déterminer la plage de variation maximale des paramètres pour laquelle les performances de commande imposées sont respectées pour le point de fonctionnement considéré. Les simulations numériques réalisées avec MATLAB/Simulink montrent l'efficacité de la stratégie de commande robuste de fréquence proposée sur un microréseau d'ordre de quelques MVA. Un banc de test de prototypage rapide, qui est composé d'un système de stockage d'énergie réel à base de supercondensateurs et un réseau diesel-photovoltaïque-charge émulé, est développé afin de valider expérimentalement cette stratégie de commande.La deuxième partie de cette thèse se concentre sur le calcul d'un contrôleur de tension multi-variable basé sur commande H-infini afin de forcer robustement l'amplitude de tension du point de couplage commun à satisfaire des spécifications dynamiques. La même idée de la structure de commande à deux niveaux en cascade - où ce contrôleur est placé sur un niveau de commande supérieur et fournit les références de courant aux contrôleurs de courant placés sur un niveau inférieur - est également adoptée. Ensuite, la performance et la robustesse du contrôleur H-infini proposé en présence de diverses perturbations de puissance réactive de la charge et de la source photovoltaïque, ainsi que des incertitudes du modèle, sont étudiées en utilisant des simulations temporelles MATLAB/Simulink. / This thesis addresses the frequency and voltage stability issues of stand-alone microgrids with high penetration of renewable energy by making use of energy storage devices, and is divided into two main parts.In the first part, we propose a systematic design of a multi-variable robust control structure for frequency regulation in a diesel-photovoltaic-supercapacitor hybrid power generation system operating in stand-alone mode. The proposed control structure relies on a two-level architecture: classical PI-based current tracking controllers are placed on the low control level and receive references from an H-infinity-control-based upper level. A comprehensive methodology that casts the specific engineering demands of microgrid operation into H-infinity control formalism is detailed. It is also shown how closed-loop dynamic performance requirements must at their turn be taken into account in the initial microgrid setup and sizing, namely in appropriately choosing and rating the energy storage system. Then, a robust performance analysis of the synthesized H-infinity controller in the presence of various load disturbances, photovoltaic output active power variations, and model uncertainties is carried out in order to determine the maximum parameter variation range for which the imposed control performances are respected for the considered operating point. Numerical simulations performed with MATLAB/Simulink show the effectiveness of the proposed frequency robust control strategy on a MVA-rated microgrid. A rapid-prototyping test bench, which is composed of a real supercapacitor-based energy storage system and an emulated diesel-photovoltaic-load grid, is developed in order to experimentally validate this control strategy.The second part of this thesis focuses on computing an H-infinity-based multi-variable voltage controller in order to robustly force the voltage magnitude of the point of common coupling to satisfy dynamic specifications. The same idea of cascaded two-level control structure - where this controller is placed on an upper control level and provides the references to current controllers placed on a lower level - is aslo adopted. Then, the performance and robustness of the proposed H-infinity controller in the presence of various load and photovoltaic reactive power disturbances, as well as model uncertainties, are studied based on MATLAB/Simulink time-domain simulations.

Cette thèse traite de l'étude, la modélisation et la simulation d'un système de conversion d'énergie éolienne, permettant de fournir au réseau une puissance constante, basé sur une unité de stockage d'énergie et une machine asynchrone à double alimentation (MADA). Cette éolienne à axe horizontale fournie au réseau une puissance active constante quelles que soient les conditions de vent. L'association de batterie ou autre système de stockage sur le bus continu permet de stocker temporairement de l'énergie. La modélisation de la partie mécanique de l'éolienne est particulièrement détaillée, une hélice à angle de calage variable est utilisée pour maximiser la puissance extraite. Ensuite, la modélisation, le contrôle direct et le contrôle indirect de la MADA sont présentés. Un contrôle indépendant des puissances active et réactive est utilisé et le dimensionnement de l'unité de stockage pour cette utilisation est particulièrement détaillé. La commande de l'ensemble avec la recherche du point de fonctionnement à puissance maximale (MPPT) est expliquée. Des résultats de simulations permettent de valider l'étude pour deux profils de vent longue durée. Ce système de conversion éolien permet d'offrir des services systèmes comme la compensation de facteur de puissance ou la minimisation de courants harmoniques présent sur le réseau. Ainsi, la MADA est utilisée, avec une commande additionnelle, pour réduire les harmoniques de courant du réseau. Ce système facilite l'intégration des éoliennes dans le réseau de distribution car le gestionnaire du réseau peut avoir une puissance constante et des services systèmes utiles.

Le sujet s'inscrit dans la stratégie d'augmentation de la pénétration des énergies renouvelables dans les réseaux électriques, en particulier ceux qui sont faiblement interconnectés, tels que les réseaux électriques insulaires. Une limite de pénétration des énergies intermittentes de 30% en puissance instantanée dans ces réseaux a été fixée par la loi française. Pour permettre de dépasser cette limite, une solution est de coupler les sources de production décentralisée et intermittente avec du stockage.Dans cette thèse, nous nous sommes intéressés au volant d’inertie, système de stockage permettant de convertir l’énergie électrique sous forme cinétique et vice versa. Celui-ci a en effet un nombre de cycles charge/décharge important en comparaison avec une batterie électrochimique et peut être utilisé pour lisser la production photovoltaïque. La fluctuation de l’énergie photovoltaïque est en effet faiblement prédictible au cours du temps et elle ne peut pas être contrôlée, notamment sa chute de production. La production photovoltaïque peut chuter jusqu’à 80 % de la puissance maximale en 30 secondes, et déstabiliser ainsi le réseau électrique. Le réseau électrique insulaire, tel que celui de la Corse, n’est pas interconnecté au réseau électrique continental. Les réseaux non – interconnectés sont plus fragiles et moins stables. Ainsi, le développement massif des centrales photovoltaïques peut faire fluctuer la fréquence et la tension du réseau. Le volant d’inertie a l’avantage de posséder un faible temps de réponse (quelques centaines de millisecondes). Cependant, il a une capacité énergétique moindre. Nous allons donc exploiter les avantages du volant d’inertie en le gérant en temps réel avec un calculateur approprié. Un volant d’inertie d’une puissance de 15 kVA et d’une capacité énergétique de 112 Wh a été caractérisé et testé à l’INES Chambéry en utilisant un simulateur réseau temps réel (RTLab®), un calculateur temps réel dSPACE® et une centrale PV. Le système de stockage est composé d’une machine électrique asynchrone et d’un volant d’inertie cylindrique en acier. Le logiciel Matlab/Simulink® est utilisé pour implémenter les lois de commande nécessaires à son pilotage. Dans cette thèse, le banc de test est présenté ainsi que les résultats sur les services système (lissage de puissance, régulation de la fréquence et de la tension). Trois méthodes de lissage de puissance sont présentées et évaluées (lissage avec une fonction de transfert, lissage avec limiteur de pente et lissage n’utilisant pas aucune fonction de lissage). La troisième méthode n’utilisant ni une fonction de transfert, ni une fonction limitant la pente des variations, nécessite moins de paramètres et s’avère plus optimale et plus robuste. Un volant d’inertie avec une autre technologie de machine électrique (la machine à réluctance variable) a été également caractérisé. C’est une Alimentation Sans Interruption (ASI), sur laquelle des paramètres tels que l’autodécharge et les rendements du système (en charge, en décharge et au repos) ont pu être mesurés. / The subject is part of the strategy to increase the penetration of renewable energy in power systems, particularly those that are poorly interconnected, such as island grids. A limit of penetration of intermittent energy by 30% in instantaneous power in these electrical grids was set by a French law. To help overcome this limitation, a solution is to couple the sources of decentralized and intermittent generation with energy storage systems. In this thesis, we are interested in flywheel energy storage systems (FESS) that converts electrical energy in kinetic energy form and vice versa. FESS have a number of cycles charge / discharge large compared with electrochemical batteries and can be used to smooth the photovoltaic power generation. The fluctuation of photovoltaic instantaneous power is indeed weakly predictable over time and it cannot be controlled, including its production fall. PV production can decrease up to 80% of its maximum power in 30 seconds, and so destabilize the grid. The island grids, such as that of Corsica, are not interconnected to the mainland power grid. The non - interconnected grids are more fragile and less stable. Thus, the massive development of photovoltaic power plants can cause fluctuations in the frequency and voltage. The flywheel has the advantage of having a low response time (a few hundred milliseconds). However, it has a lower energy capacity. The benefits of FESS are used by managing it in real time with an appropriate computer. A flywheel with a power of 15 kVA and an energy capacity of 112 Wh was characterized and tested at INES Chambery using a real time grid simulator (RTLab®), a real-time computer (dSPACE®) and a PV power plant. The storage system is composed by an asynchronous electrical machine and a cylindrical steel flywheel. The Matlab Simulink / software is used to implement the control laws necessary for its control. In this thesis, the test bench is presented and the results of ancillary services (power smoothing, frequency and voltage regulation). Three power smoothing methods are discussed and evaluated (smoothing with a transfer function, with a slope limiter function and a method not using any smoothing function). The third method uses neither a transfer function, nor a function that limits the slope variations, requires fewer parameters, and is more optimal and more robust. A flywheel with another electrical machine technology (the switched reluctance machine) has also been characterized. This is an Uninterruptible Power Supply (UPS) on which parameters such as self-discharge and efficiencies (charging mode, discharging mode and standby mode) were measured.

Les politiques entreprises dans le domaine de la production d’électricité pour lutter contre le changement climatique reposent communément sur le remplacement des moyens de production fossiles et centralisés par de nouveaux moyens de type renouvelables. Ces énergies renouvelables sont en grande partie distribuées dans les réseaux moyenne et basse tension et sont le plus souvent intermittentes (énergies éolienne et photovoltaïque principalement). Les gestionnaires de réseaux s’attentent à ce que ce changement de paradigme induise des difficultés conséquences dans leurs opérations. Les mondes de la recherche et de l’industrie se sont ainsi structurés depuis le milieu des années 2000 afin d’apporter une réponse aux problèmes anticipés. Cette réponse passe notamment par le déploiement de technologies de l’information et de la communication (TIC) dans les réseaux électriques, des centres de contrôle jusqu’au sein même des moyens de production distribués. C’est ce que l’on appelle le Smart Grid. Parmi le champ des possibles du Smart Grid, ces travaux de thèses se sont en particulier attachés à apporter une réponse aux enjeux de stabilité en fréquence du système électrique, mise en danger par la réduction anticipée de l’inertie des systèmes électriques et la raréfaction des moyens de fourniture de réserve primaire (FCR), auxquels incombent le maintien de la fréquence en temps réel. En vue de suppléer les moyens de fourniture de réserve conventionnels et centralisés, il a ainsi été élaboré un concept de coordination de charges électriques délestables distribuées, qui se déconnectent et se reconnectent de manière autonome sur le réseau au gré des variations de fréquence mesurées sur site. Ces modulations de puissance répondent à un schéma préétabli qui dépend de la consommation électrique effective de chacune des charges. Ces travaux ont été complétés d’une étude technico-économique visant à réutiliser cette infrastructure de coordination de charges délestables pour la fourniture de services systèmes ou de produits de gros complémentaires. Ce travail de thèse réalisée au sein des équipes innovation de Schneider Electric et du laboratoire de Génie Electrique de Grenoble (G2Elab), est en lien avec les projets Européens EvolvDSO et Dream, financés dans le cadre du programme FP7 de la Commission Européenne. / Climate change mitigation policies in the power generation industry lead commonly on the replacement of bulk generation assets by Renewable Energy Resources (RES-E). Such RES-E are largely distributed among the medium and low voltage grids and most of them are intermittent like photovoltaic and wind power. System Operators expect that such new power system paradigm induces significant complications in their operations. The communities of research and industry started thus to structure themselves in the mid-2000s in order to respond to these coming issues, notably through the deployment of Information and Communication Technology (ICT) in power systems assets, from the Network Operations Centers (NOCs) down to Distributed Energy Resources (DERs) units. This is the Smart Grid. Among the range of possibilities of the Smart Grid, this Ph.D work aims in priority to provide a solution to handle the issue of frequency stability of the power system that are endangered by the combined loss of inertia of the power system and the phasing-out of conventional assets which used to be in charge of the maintain of the frequency in real time through the supply of Frequency Containment Reserve (FCR). The concept developed lead on a process of coordinated modulation of the level of loads of DERs, whose evolve depending on the system frequency measured in real time on-site. The strategy of modulation of each DER follows a pattern which is determined at the scale of the portfolio of aggregation of the DER, depending on the effective level of load of the DER at normal frequency (i.e. 50Hz in Europe). This work is completed by a cost benefit analysis that assesses the opportunity of sharing of the previous infrastructure of coordinated modulation of DERs for the supply of ancillary services and wholesale products. This thesis conducted within Schneider Electric’s Innovation teams and Grenoble Electrical Engineering Laboratory (G2Elab) is linked with the European projects Dream and EvolvDSO, and funded under European Commission’s FP7 program.