Dans un contexte de dérégulation du marché de l’énergie électrique, une arrivée massive de GED, Génération d’Energie Dispersée (les éoliennes, la biomasse, les micro-turbines, les piles à combustibles, les panneaux solaires, ...) au niveau de la Haute Tension de niveau A (HTA, principalement 20/33 kV) et de la Basse Tension (BT, principalement 400/230V) est à prévoir.De nombreux avantages, techniques et économiques, justifient le développement de ce type de production, parmi lesquels nous relevons les suivants: la production d’énergie plus près des consommateurs d’où une baisse des coûts de transport et de distribution, ainsi que la réduction des pertes dans les lignes; la substitution de l’énergie conventionnelle «polluante» par des énergies nouvelles plus «propres» et silencieuses; un intérêt économique très important pour les exploitants de GED grâce aux subventions accordées; en matière de planification, face à une augmentation de la charge, l’insertion de GED sur le réseau de distribution permet d’éviter la construction de nouvelles lignes HTB; la plus grande facilité de trouver des sites pour installer de petits générateurs; le temps d’installation relativement court de GED; pour l’alimentation de sites isolés, il peut être plus rentable d’alimenter un réseau de distribution local avec des GED plutôt que de le relier à un poste HTB/HTA lointain ; la cogénération, une des formes de GED la plus répandue, améliore le rendement énergétique. Cette thèse traitera des points suivants : brève description des réseaux de distribution ; présentation d’une méthodologie systématique d’optimisation de la planification des réseaux de distribution incluant la GED ; étude des effets des paramètres des réseaux sur l’insertion de GED ; étude systématique des impacts de GED sur le réseau. / In the recent years, there is a worldwide wave of considerable changes in power industries, including the operation of distribution networks. Deregulation, open market, alternative and local energy sources, new energy conversion technologies and other future development of electrical power systems must pursue different goals. Also growth in the demand and change in load patterns may create major bottlenecks in the delivery of electric energy. This would cause distribution system stress. The complexity of the problems related to distribution systems planning is mainly caused by multiple objectives. It is predicted that Distributed Generation (DG) will play an increasing role in the electrical power system of the future, not only for the cost savings but also for the additional power quality. Careful coordination and placement of DGs is mandatory. Improper placement can reduce DGs benefits and even jeopardize the system operation and condition. This thesis discusses the effects of DG implementation under different distribution system conditions and states not only to decrease system costs and losses but also to improve power quality, system voltage and line congestion. Three methodologies included mathematical model to obtain the optimal DG capacity sizing and sitting investments with capability to solve large distribution system planning problem. These frameworks have allowed validating the economical and electrical benefits of introducing DG by solving the distribution system planning problem and by improving power quality of distribution system. DG installation increases the feeders’ lifetime by reducing their loading and adds the benefit of using the existing distribution system for further load growth without the need for feeders upgrading. More, by investing in DG, the DISCO can minimize its total planning cost and reduce its customers’ bills

Le fort développement qu'a connu l'énergie éolienne cette dernière décennie en Europe se retrouve aujourd'hui au niveau mondial. Cette croissance a été rendue possible grâce à divers facteurs qui ont guidés les volontés de politique énergétique en faveur de cette énergie. Or un tel développement amène à repenser son intégration dans les systèmes d'énergie électrique. C'est pourquoi les conditions de raccordement qui lui sont imposées évoluent et tendent à ce qu'elle participe aux services système. Ces travaux de thèse s'intéressent à la mise en oeuvre de parcs éoliens basés sur une mixité technologique, capables de satisfaire les nouvelles et futures exigences de raccordement. L'aptitude de différentes technologies d'éoliennes à répondre à différents services est analysée afin de définir les solutions envisageables pour la création de tels parcs éoliens. Ces travaux se conclus sur une étude d'intégration de parcs éoliens mixtes en milieu insulaire.

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.

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’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.

Le réglage de la tension et la gestion de la puissance réactive est d’une importance capitale pour le bon fonctionnement du système électrique. Les réseaux de distribution connaissent des modifications profondes qui sont tant techniques avec l’insertion de la production décentralisée ou l’enfouissement des lignes aériennes, que réglementaires avec l’entrée en vigueur des codes de réseaux Européens. Aussi, des alternatives aux réglages traditionnels de tension et la mise en place de contrôle des échanges de puissance réactive à l’interface réseau de transport/distribution peuvent être développées. Dans le cadre de ces travaux de doctorat, une solution basée sur l’amélioration du réglage temps réel des réseaux de distribution ainsi que la mise en place d’une gestion conjointe de la puissance réactive entre les gestionnaires du réseau de transport et distribution a été proposée. Ce réglage temps réel est basé sur une méthode de commande prédictive, et s’appuie notamment sur le régleur en charge ou les productions décentralisées pour réaliser un réglage de la tension au sein d’un réseau de distribution et contrôler les échanges de puissance réactive. Les références de puissance réactive à atteindre à l’interface entre réseau de distribution et de transport sont déterminées par le gestionnaire du réseau de transport pour ses propres besoins et en connaissance des réserves de puissance réactive disponible depuis les réseaux de distribution. Par rapport à la littérature, notre démarche a pour originalité de prendre en compte les problèmes à l’interface des réseaux de distribution et de transport et démontre l’intérêt de mener des études conjointes entre gestionnaires / Voltage and reactive power control are of paramount importance to ensure safe and reliable operation of the power system. Distribution grids are undergoing major changes, namely the insertion of distributed generation and the replacement of overhead lines. Along with these physical evolutions, new distribution networks should comply with the requirements of the European Grid Codes on the reactive power exchange at the HV/MV interface. To handle these new operational concerns, alternative solutions to the traditional voltage and reactive power control can be found. In our work, a scheme based on the evolution of the real-time Volt Var Control (VVC) of distribution networks and a joint coordination for the reactive power management of a HV system has been proposed. The real-time VVC of MV grids is based on a predictive control method. This control uses in a coordinated manner the on load tap changer, the distributed generation and the capacitor banks to enforce a suitable MV voltage profile and an appropriate HV/MV reactive power exchange. The reactive power targets at the HV/MV interface are determined by the Transmission System Operator for its own requirements but considering the true MV reactive power reserve. Compared to the literature, the novelty of our approach consists in considering the concerns at the HV/MV system interface. Next our works have shown the relevance of performing joint transmission and distribution system operators analysis.

L’intégration massive de la production d’énergie éolienne intermittente au niveau des réseaux électriques pose un problème de stabilité du système électrique. En effet les caractéristiques sont très différentes de celles de sources conventionnelles maîtrisées par les gestionnaires de réseau. Par conséquent, l’injection de cette énergie induit de nouveaux challenges pour les gestionnaires de réseaux électriques. De plus, les conditions de raccordement évoluent et tendent à ce que toutes les sources participent aux services rendus aux systèmes électriques. Les travaux de cette thèse sont focalisés sur la proposition d’une nouvelle stratégie de commande non-linéaire basée sur la commande par « platitude à une boucle » d’un système de conversion d’énergie éolienne. Cette stratégie de contrôle vise la gestion des interactions au point de connexion par la génération et le suivi de trajectoires de références. De par le fait que toutes les variables du système sont liées à la « sortie plate » de ce système, cette commande procure une rapidité de réponse et une bonne maitrise des régimes transitoires. La mise en œuvre de cette nouvelle stratégie de contrôle pour la constitution d’un parc éolien offshore, capable de satisfaire différentes conditions de raccordement a été simulée avec succès. Plus particulièrement, l’évaluation de l’impact de différents défauts du réseau sur les services proposés (Régulation de fréquence et de tension, la tenue aux creux de tension.) a été réalisée. / The massive integration of intermittent production of wind energy in electrical networks creates an electrical system stability problem. Indeed, its characteristics are very different from those of conventional sources controlled by Grid managers. Therefore, the injection of this energy makes new challenges for power Grid operators. Moreover, the connection conditions are evolving and go towards the situations that all different sources participate into services of electrical systems. This thesis proposes a new nonlinear control strategy based on a « one loop flatness control » of a wind energy conversion system. This control strategy has aim of energy interactions management at the connection point through generation and tracking of reference trajectories. As all system variables are functions of the « flat output » of the system, this control provides fast response and good control in transient state. The application of this new control strategy into an offshore wind farm which is able to satisfy different connection conditions was simulated successfully. Specifically, effects of various grid faults on the proposed ancillary services (frequency and voltage regulation, and low-voltage ride through capabilities) were performed.

Dans le cadre de l'ouverture des marchés de l'électricité à la concurrence, de nouvelles règles doivent régir les relations entre producteur et transporteur d'électricité pour ce qui concerne les services au système tels que la fourniture de puissance réactive. Xu, Kundur et da Silva ont développé une méthode permettant d'évaluer le service rendu, et donc la valeur, d'un MVAr fourni par un générateur en calculant le nombre de MVAr qui doivent être fournis aux nœuds de charge pour maintenir leur tension lorsque le générateur réduit sa production. Nous avons amélioré cette méthode en optimisant l'emplacement et en minimisant la capacité de moyens de compensation permettant de remplacer la production réactive d'un générateur tout en maintenant la tension de chaque nœud dans sa plage acceptable. De plus les capacités de production réactives disponibles auprès d'autres générateurs sont mises à contribution, ce qui permet de prendre en compte la pénurie ou l'abondance de capacités de production. Cette méthode a été appliquée sur un réseau à deux nœuds, puis sur un réseau de test IEEE à 118 nœuds et enfin sur une partie du réseau électrique français. Les résultats obtenus permettent de valoriser chaque MVAr généré en fonction de la localisation du générateur sur le réseau, de l'état de charge du réseau, de la disponibilité des autres producteurs et du niveau de production du générateur. Ainsi les premiers MVAr fournis par un générateur sont difficilement remplaçables par des moyens de compensation et ont donc une valeur plus grande que les derniers qui eux sont facilement remplaçables.