Le concept de systèmes multisources (incluant du stockage de l'énergie) avec une gestion intégrée et optimisée de l'énergie est aussi connu sous le nom de centrale virtuelle. Ce type de centrale est constituée de différentes catégories de générateurs (par exemple : éolien, photovoltaïque, micro turbine hydraulique, micro turbine à gaz, pile à combustible,...) pouvant être associés à différents systèmes de stockage (par exemple : batterie, volant d'inertie, stockage électromagnétique ou SMES, supercondensateur, pompage hydraulique, compression d'air,....). Du point de vue des gestionnaires des réseaux de transport et de distribution, une centrale virtuelle doit pouvoir se comporter comme une centrale classique. Elle doit donc participer pleinement aux services système et le gestionnaire de la centrale doit pouvoir s'engager 24h à l'avance sur la quantité d'énergie électrique qu'il pourra produire. Des systèmes multisources associés à du stockage existent déjà dans des sites isolés (régions peu peuplées, îles,...). Des études et des expériences ont été réalisées sur des réseaux isolés associant des générateurs diesels et éoliens avec du stockage inertiel ou par batteries. L'objectif de ces études est l'augmentation du taux de pénétration de l'éolien en vue de diminuer la consommation de fuel. Les principaux problèmes posés par ces systèmes sont le choix et le dimensionnement du système de stockage, ainsi que la détermination des stratégies de supervision afin d'optimiser la consommation énergétique tout en assurant la stabilité du réseau.

Les efforts fournis par les exploitants du réseau électrique ont permis d'atteindre, aujourd'hui, un très bon niveau de fiabilité du réseau de transport et une disponibilité des réseaux de distribution tout à fait convenable. Néanmoins, considérant les modifications induites par les connexions de petits producteurs indépendants aux réseaux de distribution, les exploitants expriment un besoin d'évaluer la sûreté de fonctionnement de ces nouveaux réseaux. Les réseaux électriques présentent plusieurs particularités fonctionnelles, mises en évidence par l'étude qualitative des défaillances, comme les charges dispersées à plusieurs endroits du réseau, la topologie variable du réseau et certains phénomènes électrotechniques qui doivent être pris en compte pour modéliser les événements que peut subir le système. La méthode de calculs de sûreté retenue est la simulation Monte Carlo, méthode probabiliste la plus performante et la plus souple d'utilisation au regard de la complexité des réseaux étudiés. Nous avons consacré une première partie des travaux sur le cas d'un départ HTA auquel est connecté une centrale de cogénération. La méthode a été appliquée sur un logiciel de simulation de réseaux de Petri stochastiques. Puis une deuxième partie a concerné l'étude d'un réseau BT alimenté uniquement par des générations dispersées. Ici, la complexité des événements a nécessité de coder et de développer la méthode dans un environnement de programmation permettant l'intégration de modules de calculs de réseaux (répartition de charges, courts-circuits, délestage, gestion des puissances produites,...) afin de pouvoir diagnostiquer l'état du système durant les événements simulés.

Le développement de la production éolienne permet de satisfaire les objectifs de lutte contre le réchauffement climatique. Cependant, dans certaines zones du réseau électrique, l'intégration d'un volume important de production peut créer des congestions qui traduisent l'incapacité du réseau à évacuer cette production. Les méthodes actuelles pour gérer les congestions sont basées sur des calculs prévisionnels de restrictions de production qui peuvent entrainer des pertes de production importantes pour le renouvelable. Cependant, dans le cadre d'un développement important du renouvelable, il est nécessaire de définir une méthodologie de gestion des congestions fiable, optimale du point de vue économique et non discriminatoire pour la production renouvelable.Dans le cadre de cette thèse, la méthodologie de gestion des congestions locales proposée repose sur l'usage d'un contrôle correctif. Le contrôle correctif est basé sur une boucle de régulation et un algorithme utilisant les réseaux de Petri. Une étude de stabilité de la boucle de régulation a montré que les marges de stabilité dépendantes des gains composant la boucle sont suffisantes. L'algorithme permet de définir les groupes de production à choisir pour la gestion des congestions en considérant leur coût d'utilisation et leur impact sur la congestion. Les essais, effectués sous le logiciel EUROSTAG, ont montré la pertinence de la méthodologie proposée et sa capacité à s'adapter à l'insertion des moyens de production. De plus, des conclusions générales sur les différents coûts associés à la gestion des congestions en fonction des différentes règlementations régissant la production renouvelable ont été obtenues

L'intégration des énergies renouvelables a conduit à introduire la notion d'utilisation locale de ces nouvelles sources de production. Nous pouvons définir le paradigme de microréseau comme une agrégation de plusieurs sources d'énergie distribuée qui peuvent alimenter leurs charges locales. Ces microréseaux peuvent être îlotables pour garantir la continuité de service et l'alimentation des charges. Pour assurer la fiabilité du réseau, une stratégie de protection des générateurs et du microréseau lui-même a été proposée. Dans ce mémoire, les points communs et les différences entre les générateurs classiques et les générateurs connectés au réseau à l'aide de convertisseur d' d'électronique de puissance sont présentés. Ensuite, nous présentons la conception d'une source de tension à base d'une micro-turbine à gaz comme source d'énergie primaire contrôlable. Nous étudions les possibilités pour le générateur de demeurer connecté dans les conditions du creux de tension (fault-ride-through) tout en étant protégé contre les surintensités. Nous avons proposé deux solutions différentes permettant de limiter ces courants du générateur. De plus, pour assurer la continuité d'alimentation des charges en deux modes de fonctionnement, nous avons intégré un détecteur de l'ilotage basé sur le relais ROCOF dans le système de commande du générateur. Une validation expérimentale pour ces travaux a été réalisée en utilisant la simulation temps réel PHIL. Finalement, un plan de protection coordonnée valide dans les deux modes de fonctionnement et avec les différents types de source est présenté. Cette stratégie a été testée sur un exemple de microréseau simulé sur le simulateur temps réel

Une des problématiques amenées par l'utilisation de productions décentralisées d'énergie<br />(PDE) est la difficulté de réglage des niveaux de tension. En effet, l'injection de puissance de ces<br />génératrices induit un changement du plan de tension et du transit de puissance sur le réseau<br />pouvant provoquer des surtensions critiques. Les installations « petite puissance » de PDE sont<br />en règle générale non observables, de plus, l'utilisation de télémesures ou de communications<br />entre ces GED et un organe de contrôle de type OPF est difficilement envisageable en vue des<br />quantités d'informations et des coûts engendrés par ceux-ci.<br />Ainsi, Notre étude porte sur le développement d'un contrôle de tension autonome et<br />intelligent pour ces PDE, utilisant uniquement des informations mesurées localement. Le but est<br />de réaliser un contrôle global de la tension sur un réseau électrique de distribution, sans utiliser de<br />coordination à l'aide de communication. Ce régulateur est capable d'adapter son contrôle et ses<br />objectifs de manière optimale pour conserver la tension dans les limites admissibles sur le réseau<br />considéré.<br />Suite au développement de ce régulateur, des tests logiciels et pratiques ont été faits pour<br />d'une part valider le fonctionnement d'un tel contrôle sur différentes configurations de réseau, ou<br />sur des productions classiques ou intermittentes (éolienne) et d'autre part pour prouver la<br />faisabilité d'un tel système. Ce travail c'est terminé par la comparaison de cette approche locale<br />avec un contrôle coordonné de tension grâce à de la production décentralisée.

Ce travail est lié au système de protection des réseaux de distribution. Les réseaux radiaux dedistribution peuvent être protégés simplement par une protection placée en tête du départ. Maisl'exploitation future des réseaux de distribution, qui se transforment en réseaux intelligents,flexibles et adaptatifs, va sûrement nécessiter une protégeabilité plus complexe. Parconséquent, un nouveau plan de protection pourrait être nécessaire afin d'augmenter la fiabilitédu réseau de distribution et le taux de productions décentralisées. Il pourrait inclure plusieursprotections déployées sur un départ. Le but principal de ce travail est d'étudier comment lesprotections pourraient agir (sur quel genre de grandeurs les protections reposeront, quellecoordination faut-il choisir) et d'analyser les limites de ces nouvelles protections. En déployantplusieurs protections qui divisent le départ en des zones plus petites, le plan de protectionproposé, reposant sur une formulation modifié et optimisée, proche de celle des protections dedistance classiques, déconnectera ainsi moins de consommateurs et de producteurs lors del'apparition de défauts. Cela devrait réduire le temps de coupures brèves et de diminuerl'énergie non fournie. Ce manuscrit présente une solution pour les réseaux HTA radiaux faceaux défauts monophasés.

Les évolutions récentes des systèmes électriques comme conséquence de la dérégulation du marché et des traités internationaux comme le protocole de Kyoto ont des répercussions importantes sur les réseaux, en particulier, ceux de distribution. En effet, une large part de la production décentralisée est prévue d'être raccordée sur ces derniers. La production décentralisée utilise des sources d'énergie renouvelables hautement imprévisibles et reparties. Ce fait ajoute une contrainte forte sur l'exploitation des réseaux de distribution qui n'ont pas été conçus, à l'origine, pour accueillir de la production d'énergie à large échelle. Ce travail de thèse étudie l'impact de l'incertitude sur les études classiques de planification des réseaux électriques. Les études statiques et dynamiques du réseau ont été réalisées prenant en compte plusieurs sources d'incertitude dans plusieurs réseaux de distribution. Les incertitudes sont modélisées dans les études statiques par les méthodes probabilistes et possibilistes. La méthode possibilistes offre des avantages sur la méthode probabiliste. Un taux de pénétration éolien maximum d'un petit réseau maillé a été déterminé, en dynamique, en utilisant la méthode probabiliste, ainsi que les simulations de stabilité moyen-long terme et petits signaux du réseau.

L'introduction des nouveaux moyens de transformation de l'énergie primaire et des nouvelles sources d'énergie renouvelables dans les réseaux de distribution entraîne l'apparition de phénomènes nouveaux qu'il est nécessaire d'étudier en détail. Le recours à la modélisation de ces nouvelles sources est nécessaire afin de permettre la simulation de leur fonctionnement. Les modélisations simplifiées utilisées dans les logiciels grands réseaux sont d'abord présentées à la lumière de l'outil Graphe Informationnel de Causalité. Cette démarche de simplification de modèles est poursuivie pour les nouveaux dispositifs de production à connexion électronique au réseau électrique. Une approche générique de modélisation et de commande des sources distribuées de production d'énergie électrique est ensuite proposée. Nous proposons une classification des sources de production décentralisées connectées aux réseaux BT en sources ynamiques caractérisées par une cinématique de transmission dans la génération de puissance et sources statiques caractérisées par l'absence de mouvement mécanique dans la génération de puissance. Dans un cas comme dans l'autre, nous présentons une approche générale de modélisation de ces sources basées sur des considérations d'échanges énergétiques afin d'en déduire les principes fondamentaux de commande. Cette approche est ensuite illustrée sur l'exemple d'une microturbine à gaz, des systèmes à piles à combustible ainsi que des systèmes photovoltaïques. Dans la partie finale de cette thèse, nous proposons deux exemples d'application d'étude de dynamique de réseaux. Le premier traite de la problématique de la régulation de la tension au point de connexion d'une source de production décentralisée. Les principaux moyens de réglage de la tension utilisés dans les réseaux de distribution sont répertoriés. On s'intéresse au réglage de la tension par le contrôle de la puissance réactive d'abord, puis, lorsque c'est nécessaire, par la limitation de la puissance active des sources de production décentralisée. Un algorithme optimisé de réglage de la tension pour les systèmes de production décentralisée est élaboré et testé en simulation. Le deuxième exemple d'application porte sur l'étude d'une source de production décentralisée (une micro turbine) connectée au réseau de distribution Basse Tension. Cette simulation est implantée sur un simulateur temps réel (Hypersim) de réseau sur lequel la source est connectée ce qui permet le test en temps réel sur de loi de commande externe au simulateur. Une étude du comportement en cas de court-circuit est proposée.

Les dérégulations du marché de l'énergie, suivies de nombreuses privatisations, et les désintégrations verticales ont amené une restructuration complète du secteur électrique avec de nouvelles formes d'organisation. L'ouverture des marchés de l'énergie ainsi que les développements technologiques des moyens de production de petite et moyenne puissance encouragent fortement cette évolution. Une méthodologie d'étude systématique de transmission d'impact entre la basse et moyenne tension est d'abord proposée, après un rapide état de l'art des différents impacts possibles. Le plan de tension est alors identifié comme l'impact le plus critique. Cette criticité est appuyée par des études quantitatives sur des réseaux typiques français, et confirmée par la littérature associée. Afin de solutionner cet impact, une recherche des moyens d'action sur le plan de tension du réseau de distribution ainsi que leur modélisation est réalisée. Les grandeurs de consigne des moyens de réglage disponibles étant discrètes ou continues, des outils spécifiques sont développées pour les coordonner. Cette coordination s'appuie sur des algorithmes d'optimisation développés en tenant compte de la spécificité inhérente aux grandeurs de réglage. Une méthodologie de choix ou de localisation optimale des moyens de réglage associés à une gestion du plan de tension est présentée. Enfin, des stratégies « décentralisées » de coordination des moyens de réglage et une proposition pour la validation expérimentale sont présentés, grâce à un simulateur temps réel, permettant de tester les stratégies de coordination et les moyens de communication nécessaires.

Nous assistons depuis quelques années à une mutation profonde du domaine des réseaux électriques. Cette modification a pour origine la dérégulation du secteur électrique. C'est dans ce contexte que se développent de petits groupes de production raccordés aux réseaux de distribution. Cette production est appelée "production décentralisée" ou "dispersée". Cependant, les réseaux de distribution n'ont pas été conçus pour recevoir une grande quantité de production. Dans ce contexte, l'insertion de cette production aura un impact certain sur la conduite et le fonctionnement de ces-réseaux de distribution. Pour étudier les différents impacts, attendus ou non, il faut disposer de modèles qui permettent de représenter le comportement des différents groupes susceptibles d'être connectés sur ce réseau. Nous avons ainsi développé un modèle pour un moteur Diesel turbocompressé. Ce modèle est du type "couple moyen". Sa structure est générique sous forme modulaire et chaque module représente une fonctionnalité du moteur. L'approche fondamentale consiste à prendre en compte uniquement les dynamiques mécaniques du moteur, les différentes variables thermodynamiques étant déterminées en cours de simulation par une méthode quasi-statique. Des simulations de raccordement sur un réseau de distribution réel (55 noeuds) ont été réalisées et ont montré les apports de ce modèle par rapport aux modèles existants.