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Réglage Coordonné de Tension dans les Réseaux de Distribution à l'aide de la Production Décentralisée<br />Les réseaux électriques français et européen connaissent depuis quelques années de profondes mutations dues à des bouleversements à l'échelle internationale des politiques énergétiques. Celles-ci conduisent aujourd'hui à une accélération du phénomène d'insertion de production décentralisée d'électricité, généralement désignée sous le terme de "génération d'énergie dispersée", ou GED, dans les réseaux de distribution. Dans cette thèse, une analyse des méthodes de réglage de tension existantes au niveau du réseau de transport, ainsi que des moyens de réglage actuels dans les réseaux de distribution, est à l'origine du développement d'un nouveau système de réglage coordonné de tension pour les réseaux de distribution (D-RCT) utilisant les GED. Ce réglage, basé sur la mutualisation des capacités individuelles des GED, permet de réguler la tension de certains nœuds stratégiques du réseau dénommés "nœuds pilotes" par une gestion optimale de l'énergie réactive. Cette gestion, qui repose sur une optimisation multi objectifs des consignes de tension des GED à l'aide de matrices de sensibilité, présente l'avantage de soulager l'action de réglage de tension du réseau de transport en limitant les transits de puissance réactive entre le transport et la distribution. La validation du D-RCT par application sur un réseau test et par une série d'études paramétriques, ainsi qu'une comparaison avec un réglage local auto – adaptatif, laissent entrevoir la possibilité d'une nouvelle stratégie de réglage de tension hybride.

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 dans la nature. Ce fait ajoute une contrainte forte sur la planification et 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. Il est déterminé le taux de pénétration éolien maximum d'un petit réseau maillé en utilisant la méthode probabiliste, ainsi que les simulations de stabilité dynamique et statique du réseau

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. / This work is related to the protection system of distribution networks. Radial MV distributiongrids can be protected by a single protection relay located at the beginning of the feeder. Butthe future operation mode of distribution grids turning into Smart Grids should impose morecomplex operations. Therefore a more advanced protection scheme could be needed, in orderto improve the reliability of the distribution network and to enhance the DG interconnection. Itcould include several protection relays in series on a same MV feeder. The main purpose of thiswork is to investigate how the protection relays could work (on which measurements should theprotection decisions be based, how to coordinate the relays without communication) andanalyze the limits of such new protection schemes. Since the goal is to insert severalprotections that divide the grid into smaller sections, the proposed protection system, based onan adapted and optimized formula, inspired by distance relays algorithm, would thereforedisconnect fewer loads and producers when faults occur in the MV network. This should reducethe clearing operation time and Energy Not Supplied criteria. This paper presents a solution fora radial MV grid facing single-phased faults.

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 dans la nature. Ce fait ajoute une contrainte forte sur la planification et 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. Il est déterminé le taux de pénétration éolien maximum d'un petit réseau maillé en utilisant la méthode probabiliste, ainsi que les simulations de stabilité dynamique et statique du réseau / The recent developments in power systems, as consequence of the market deregulation and the international treaties, as the ones originated by the Kyoto Protocol, have serious repercussions in power networks. Particularly on distribution networks, given that a large amount of distributed generation units are connected in the grid. For instance, renewable energy sources, that are used as distributed generation, are well-known for being distributed in nature and highly unpredictable. This fact adds a strong constraint on planning and operating the distribution networks that were not originally designed to accommodate distributed generation on a large scale. To this aim, this thesis examines the impact of uncertainties on classical power system planning studies, where classical static and dynamic planning studies are carried out in several power networks taking into account some sources of uncertainty. These uncertainties are modeled in the static studies using a probabilistic and a possibilistic approach. The possibilistic approach offers good advantages over the probabilistic method in terms of time consumption and precision. The maximum wind power penetration is determined for a small mesh network by the probabilistic method using dynamic and static stability simulations of the power system.

Pour maintenir la tension dans des bornes admissibles, des régulations locales de puissance réactive (Q) en fonction de la tension (U) sont envisagées sur les réseaux de distribution. Ces travaux étudient l’impact de ces régulations sur la stabilité des réseaux de distribution accueillant de la production. Une étude empirique confirme le risque d’instabilité de la tension et souligne le lien avec les paramètres de la régulation. Pour aider les gestionnaires à les choisir, trois méthodes d’étude de la stabilité sont proposées. Tout d’abord, une méthode formelle fondée sur les notions d’abstraction discrète et de bisimulation est développée. Elle offre une grande précision au prix d’un effort de calcul important. Pour contournercette difficulté, un critère analytique portant sur le temps de réponse des régulations Q(U) est formulé. Ensuite, un critère valable dans tous les cas est proposé pour les codes de réseaux. Enfin, l’extension desméthodes à des cas plus complexes est discutée. / To maintain the voltage within specified limits, local control laws of distributed generators (DGs) reactive power (Q) with respect to their voltage (U) have been considered. This work studies the impact of Q(U) control laws on distribution feeders’voltage stability. An empirical study confirms the risk of voltage instability and highlights its dependence on control law parameters. To help distribution grid operators to choose these parameters, three methods assessing stability are formulated.First, a formal method based on discrete abstraction and bisimulation calculation is developed. The proposed approach yields precise results but with a high computational load. Then, to overcome this issue, an analytical criterion adapting Q(U) control laws response time with respect to grid parameters is formulated. Finally, a general criterion, valid in any cases, is established in order to be included in the grid codes. To conclude this work, extension to more complex cases is discussed.

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'insertion des énergies non polluantes ou vertes font que les réseaux électriques doivent être prêts à accueillir et intégrer des nouvelles productions d'énergie, quelques fois intermittentes. Le renforcement du réseau en terme de construction de nouvelles lignes et liaisons internationales n'est pas forcement suffisant pour conduire à un système plus robuste et flexible. Une méthodologie et une définition de la robustesse sont proposées afin de garantir la robustesse du système et de limiter les effets néfastes de l'insertion de production décentralisée pour le système global en cas de pannes généralisées. Ces pannes électriques pourraient être limitées par des îlotages intentionnels au niveau de la distribution. Une étude de sa faisabilité est donnée. Dans ce sens, l'intelligence distribuée semble nécessaire pour permettre ces types de fonctionnements « in extremis ». Des nouveaux composant NTICs sont proposés afin d'allouer les futures stratégies de localisation des défauts et îlotages intentionnels. Une maquette pour le test des réseaux IP est aussi présentée.

L'approvisionnement en énergie et le changement climatique représentent aujourd'hui deux problèmes remarquables qui doivent être surmontés par la société dans un contexte de croissance de la demande d'énergie. La reconnaissance de ces problèmes par l'opinion publique encourage la volonté politique de prendre différentes actions pour les surmonter de façon aussi rapide qu'efficace. Ces actions se basent sur l'augmentation de l'efficacité énergétique, la diminution de la dépendance sur les énergies fossiles et la réduction des émissions de gaz à effet de serre. Dans ce contexte, les systèmes électriques subissent des changements importants au niveau de leur planification et de leur gestion. D'une part, les structures verticalement intégrées sont en train d'être remplacées par des structures de marché d'électricité donnant naissance à plusieurs acteurs au niveau du fonctionnement des marchés et de la production, distribution et commercialisation d'électricité. D'autre part, les systèmes électriques qui se basaient sur la production d'énergie issue de grandes centrales génératrices voient arriver aujourd'hui la fin de vie de ces grandes centrales. Le rôle de la production répartie d'électricité à partir de technologies telles que l'éolien et le solaire devient de plus en plus important dans ce contexte. Cependant, l'intégration à grande échelle de ces types de ressources réparties pose plusieurs défis liés, par exemple, aux incertitudes associées à la variabilité de la production de ces ressources. Toutefois, des systèmes combinant des outils avancés de prédiction de l'éolien ou du solaire peuvent être combinés avec des éléments contrôlables tels que des moyens de stockage d'énergie, des turbines à gaz ou de la demande électrique contrôlable, peuvent être créés dans le but de réduire les impacts associés à ces incertitudes. Ce travail de thèse traite de la gestion, sous conditions de marché libéralisé d'électricité, de ce type de systèmes qui fonctionnent comme des sociétés indépendantes qui sont ici nommées cellules des systèmes électriques. À partir de la bibliographie existante, une vision unifiée des problèmes de gestion des systèmes électriques est proposée comme un premier pas vers la gestion d'ensembles de cellules des systèmes électriques dans un cadre de gestion multi-cellule. Des méthodologies pour la gestion journalière et optimale de ce type de cellules sont proposées, discutées et évaluées dans un cadre à la fois déterministe et stochastique, ce dernier intégrant dans le processus de gestion les incertitudes liées au problème. Les résultats obtenus montrent que l'utilisation des approches proposées peut conduire à des avantages importants pour les opérateurs chargés de la gestion de cellules des systèmes électriques.

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 / Development of wind generation is a mean towards global warming reduction. However, in some parts of the electrical grid, the massive integration of renewable generation can lead to congestion problems. These congestions are related to the impossibility for the power grid to transport the generation. Nowadays, congestion management methods are based on day(s)-ahead computation of generation restriction which leads to important production losses for renewables. Based on this context, it’s therefore important to develop a methodology which is optimal, reliable and non-discriminatory for renewable.In this work, the proposed congestion management method is based on corrective actions. These actions are computed in real-time using regulation loops and Petri net-based algorithms. A stability study proved that gain margins are sufficient to assure the stability of the corrective actions. The algorithm allows an optimal selection of the generators than will participate in the congestion management. This selection is based on their cost and efficiency for congestion alleviation. Simulation results using the software EUROSTAG have shown the efficiency of the method and its adaptability to different generator types. Furthermore, general conclusions on congestions costs according to different regulations on the renewable generation were obtained