Cette thèse se focalise sur le problème du contrôle des flux de puissance entre plusieurs systèmes électriques AC non-synchrones reliés par un réseau à courant continu (DC). Elle propose trois schémas de commande afin de permettre aux sous-systèmes de partager leurs efforts de réglage de la fréquence et réduire ainsi le besoin de réserves propres et les coûts associés. A partir des mesures des fréquences de toutes les zones, le premier schéma de commande modifie les puissances injectées par chaque zone AC vers le réseau DC, de manière à faire réagir le système collectivement à des déséquilibres de charge. Cette réaction collective permet à chaque zone AC de réduire sa propre réserve primaire. Le deuxième schéma de commande a le même objectif que le premier, mais il agit sur les tensions continues des convertisseurs HVDC. En particulier, il modifie la tension continue de chaque convertisseur en fonction de la déviation de fréquence de la zone AC à laquelle il est connecté. Le dernier schéma de commande vise à rétablir les fréquences et les échanges de puissance à leurs valeurs nominales et prévues, respectivement, à la suite d'un déséquilibre. Il peut être combiné avec les deux autres schémas de commande. Des étudies théoriques démontrent les propriétés de stabilité des trois schémas de commande. Les résultats de simulation sur un réseau électrique de référence avec cinq zones AC illustrent leur bonne performance. / This thesis addresses the problem of frequency control in a power system composed of several non-synchronous AC areas connected by a multi-terminal HVDC grid. For this system, we propose three control schemes, two for primary frequency control and one for secondary frequency control. Based on remote measurements of the other areas' frequencies, the first control scheme modifies the power injections from the different AC areas into the DC grid so as to make the system collectively react to load imbalances. This collective reaction allows each individual AC area to downscale its primary reserves. The second control scheme has the same objective with the first one, but acts on the DC voltages of the HVDC converters. In particular, it modifies the DC voltage of each converter based on the frequency deviation of the AC area it is connected to. The last control scheme aims at restoring the frequencies and the power exchanges to their nominal or scheduled values in the aftermath of a power imbalance. It can be combined with the other two control schemes. Theoretical studies reveal the stability properties of the three control schemes. Simulation results on a benchmark power system with five AC areas confirm their good performance.

La production renouvelable (l'éolien, solaire photovoltaïque) a la particularité d'être variable et surtout non contrôlable du fait de la variabilité des sources. Compte tenu de ces particularités, les études d'impact des EnR sur les systèmes électriques, basées sur les méthodes déterministes s'avèrent inadaptées. L'objectif de ce travail est d'étudier l'apport des méthodes probabilistes dans les études d'intégration des EnR aux systèmes électriques. Les variations des paramètres du système imposent aux gestionnaires de réseaux des défis dont un des plus importants est la maîtrise de l'impact lié à ces variations. Cela passe par une caractérisation probabiliste du système électrique qui a été développée dans ce travail. Des méthodes probabilistes ont été développées pour réaliser les différentes analyses (transits, tensions, stabilité...) d'impact des EnR. De même pour les études d'intégration du type calcul du taux de pénétration en EnR dans un système donné, une méthode probabiliste a été proposée. Le principe de ces études est d'effectuer les analyses classiques sur grand nombre de points de fonctionnement représentatifs du comportement du système sur la période d'étude. Ces points de fonctionnement sont obtenus par tirage Monte Carlo sur les lois de probabilités des différents paramètres du système. A l'issue de ces analyses, l'impact des EnR est défini par un risque de défaillance. Il s'agit donc d'une étude du « risque de défaillance » à la différence d'une étude déterministe qui est du type « défaillance /pas défaillance ». Les méthodes déterministe et probabiliste ont été comparées pour deux cas : le raccordement d'une unité de production renouvelable à un réseau de distribution et l'étude du taux de pénétration d'un parc d'EnR dans un réseau de type insulaire.

Cette recherche avait pour objectif d'identifier et de caractériser les compétences pour la gestion des risques professionnels et leur mode de développement sur le long terme. Il s'agissait également de préciser les situations de formation qui pourraient favoriser le développement de ces compétences. Ce travail a été réalisé dans le domaine de la maintenance des systèmes électriques en basse tension.<br />Dans un premier temps, cinq accidents et un incident d'origine électrique, concernant des électriciens, sont analysés. Ces premières analyses cliniques permettent d'identifier une tâche critique pour la gestion des risques : la mise hors tension. Confrontés à des situations « anormales » au regard des règles de métier, des opérateurs — novices aussi bien expérimentés — n'ont pas été en mesure d'identifier l'échec de la mise hors tension, ce qui a constitué un facteur d'accident. Or, la mise hors tension est un moyen majeur de gestion des risques électriques. <br />Ces premiers résultats ont orienté notre travail. Nous cherchons à mettre en évidence les compétences requises pour effectuer la tâche critique de mise hors tension et leur mode de développement. Nos résultats contribuent également à l'élaboration d'une situation de simulation transposant des caractéristiques des situations « anormales » pour la mise hors tension.<br />Vingt-trois opérateurs participent à la simulation. Nous avons constitué quatre groupes en fonction de leur degré d'expérience et du champ de leur expérience : domaine de l'électromécanique ou de la maintenance du réseau de distribution de l'énergie électrique, qui correspond à la tâche de simulation proposée. <br />Plusieurs dimensions des compétences pour gérer les risques sont identifiées : <br />— Les modèles opératoires du risque sont composés de classes de situations, de modèles de situations normales et anormales, des concepts pragmatiques de continuité et de sens de distribution de l'énergie.<br />— Les opérateurs disposent d'un schème d'action multi-instrumentée pour effectuer la mise hors tension. Il est articulé aux modèles opératoires du risque des opérateurs.<br />— Ils disposent également d'un système d'instruments constitué aussi bien à partir d'artefacts matériels, comme les outils de mesure, que d'artefacts symboliques, comme les règles de sécurité. Ce système est également articulé aux modèles opératoires du risque.<br />Ces différentes dimensions des compétences se développement en fonction du champ et du degré d'expérience, même si l'expérience n'est pas suffisante pour élaborer les compétences critiques qui caractérisent l'expertise. Ces dimensions sont mieux intégrées au cours du développement, qui n'est pas toujours homogène pour ces différentes dimensions.<br />Nos résultats contribuent à la réflexion sur le développement des compétences et sur la gestion des risques. Ils conduisent également à proposer des situations didactiques qui favoriseraient mieux le développement des compétences pour la gestion des risques professionnels.

Dans un contexte de hausse de prix des énergies et de protection du climat, la thèse s’intéresse à l’investissement dans des capacités électrique, en particulier dans le nucléaire. Partant de l’hypothèse où la Génération IV de réacteurs nucléaires serait prête autour de 2040 pour un déploiement industriel, l’objet de la thèse est d'analyser les conditions d'investissement et de développement de capacités de production d'électricité en France et en Europe à cet horizon, afin d’évaluer les perspectives de développement du nucléaire sur le marché électrique européen et le potentiel développement de la Génération IV. Pour ce faire, le travail de recherche nécessite de prendre du recul et d’étudier de manière générale, en prenant en compte toutes les technologies de production d’électricité, les mécanismes entrant en jeu dans le choix d’investissement de l’électricien lorsqu’il s’agit de renouveler ou d’étendre son parc de production. L’approche économique classique basant généralement le choix de l’investisseur sur une rationalité économique de long terme, elle ne permet pas d’expliquer les choix effectifs constatés dans les mix électriques d’un pays à l’autre. L’objectif de cette thèse est d’identifier les déterminants des choix d’investissement dans des capacités électriques et de proposer une approche permettant de décrire le comportement du choix de l’investisseur allant au-delà du critère classique de rationalité économique de long terme. Une approche pluridisciplinaire a été adoptée pour répondre à la question posée. Elle combine une analyse historique de l’évolution des déterminants des choix en fonction du contexte, une analyse structurelle permettant d’identifier les scénarios les plus favorables à l’émergence de futurs réacteurs nucléaires, une approche de création de valeur permettant proposant de reproduire les préférences des électriciens en fonction des déterminants, et enfin une approche par la théorie des options réelles pour comparer les compétitivités respectives des futurs réacteurs nucléaires de Génération IV avec celle des réacteurs actuels. Il en résulte que des politiques pro-nucléaires seules ne seraient pas suffisantes, mais que seule une politique climatique forte permettrait réellement l’émergence des réacteurs sur le marché. De fort progrès technologiques dans le domaine des renouvelables ne sont pas antinomiques avec le développement de nouveaux réacteurs. A un niveau international, cette analyse pourrait être élargie en prenant en compte les déterminants spécifiques aux autres régions du monde, comme la forte croissance de la demande en électricité des pays émergents. / In a context of growing energy prices and climate change mitigation, the thesis addresses the issues of investments in power generation capacities and in particular nuclear capacities. Given that the Generation IV of nuclear reactors is supposed to be ready in 2040 for industrial deployment, the purpose of the thesis is to study the conditions for electricity investments in France and Europe within this horizon, in order to assess development perspectives for nuclear energy and for potential emergence of Generation IV on the European market. To do so, it is necessary to study the mechanisms at stake in investment choices taking into account all power generating technologies. Economic theory usually bases the choice on long-term economic rationality, which does not allow explain the actual choices observed in European electricity mix. The objective of the research work is thus to identify investment choice drivers and to propose an approach describing the behavior of investors in a more realistic way. A multidisciplinary approach was adopted to explore the question. It combines a historical analysis of drivers evolution according to historical context, a structural analysis of these drivers to identify favorable scenarios for future nuclear reactors, a value creation approach to replicate investors’ preferences in those scenarios, and last, a value option approach focusing on nuclear technologies and comparing competitiveness of Generation IV reactors with current reactors. As a result, only strong climate policy combined to government support to nuclear energy could allow industrial development of Generation IV, while high progress of renewables does not lessen the attractiveness of nuclear energy.On a international level, such analysis could be broaden by taking into account the drivers specific to each area of the world, such as highly growing demand in developing countries.

Ces recherches sont motivées par la nécessité de développer de nouvelles méthodes d'optimisation des systèmes électriques. Dans ce domaine, les méthodes usuelles de contrôle et d'investissement sont à présent limitées de par les problèmes comportant une grande part d'aléa, qui interviennent lors de l'introduction massive d'énergies renouvelables. Après la présentation des différentes facettes de l'optimisation d'un système électrique, nous discuterons le problème d'optimisation continue bruitée de type boîte noire puis des cas bruités comprenant des caractéristiques supplémentaires.Concernant la contribution à l'optimisation continue bruitée de type boîte noire, nous nous intéresserons aux bornes inférieures et supérieures du taux de convergence de différentes familles d'algorithmes. Nous étudierons la convergence d'algorithmes basés sur les comparaisons, en particuliers les Stratégies d'Evolution, face à différents niveaux de bruit (faible, modéré et fort). Nous étendrons également les résultats de convergence des algorithmes basés sur les évaluations lors d'un bruit faible. Finalement, nous proposerons une méthode de sélection pour choisir le meilleur algorithme, parmi un éventail d'algorithme d'optimisation bruitée, sur un problème donné.Pour ce qui est de la contribution aux cas bruités avec des contraintes supplémentaires, les cas délicats, nous introduirons des concepts issus de l'apprentissage par renforcement, de la théorie de la décision et des statistiques. L'objectif est de proposer des méthodes d'optimisation plus proches de la réalité (en termes de modélisation) et plus robuste. Nous rechercherons également des critères de fiabilité des systèmes électriques moins conservatifs. / This research is motivated by the need to find out new methods to optimize a power system. In this field, traditional management and investment methods are limited in front of highly stochastic problems which occur when introducing renewable energies at a large scale. After introducing the various facets of power system optimization, we discuss the continuous black-box noisy optimization problem and then some noisy cases with extra features.Regarding the contribution to continuous black-box noisy optimization, we are interested into finding lower and upper bounds on the rate of convergence of various families of algorithms. We study the convergence of comparison-based algorithms, including Evolution Strategies, in front of different strength of noise (small, moderate and big). We also extend the convergence results in the case of value-based algorithms when dealing with small noise. Last, we propose a selection tool to choose, between several noisy optimization algorithms, the best one on a given problem.For the contribution to noisy cases with additional constraints, the delicate cases, we introduce concepts from reinforcement learning, decision theory and statistic fields. We aim to propose optimization methods closer from the reality (in terms of modelling) and more robust. We also look for less conservative power system reliability criteria.

Les Systèmes électriques à Puissance Distribuée (SPD) sont utilisés dans de nombreux secteurs industriels. La sûreté de fonctionnement (SDF) et la continuité de service de ces SPDs sont aujourd'hui des préoccupations majeures. Une stratégie de gestion globale de l'énergie adaptée ainsi que leur stabilité sont des exigences fondamentales pour que ces systèmes puissent fonctionner correctement. La présence de charges déséquilibrées ainsi que les interactions entre convertisseurs dans ces systèmes peuvent conduire à l'instabilité du bus DC commun. Un des cas les plus connus en terme de cause d'instabilité est celui d'une charge "à puissance constante" (CPL). Par ailleurs, toute défaillance au niveau de l'interrupteur commandable du convertisseur peut provoquer de graves dysfonctionnements du système. Tout défaut non détecté et non compensé en temps réel peut rapidement mettre en danger l'ensemble du système de puissance. Par conséquent, la mise en oeuvre de méthodes efficaces et rapides de détection et de compensation de défaut est impérative. Afin d'assurer la continuité de service de ces systèmes. Dans ce mémoire, nous étudions la gestion de l'énergie, la stabilité et la continuité de service d'un DC-SPD. Après l'étude de la gestion de l'énergie et la stabilité du système, une méthode de stabilisation active décentralisée est proposée afin d'augmenter le domaine de stabilité du SPD et afin deéviter l'instabilité en présence de charges déséquilibrées. Par ailleurs, des méthodes de détection de défaut au niveau d'un interrupteur commandable, efficaces et très rapides, sont également proposées. Nous présentons également une topologie de convertisseur DC-DC à tolérance de pannes, intégrant un interrupteur redondant ; dans tous les cas de défaut (court-circuit ou circuit-ouvert), cette topologie doit permettre deassurer la continuité de service du système de puissance en mode normal. Les études théoriques ont été validées par la simulation et par des tests expérimentaux / Electric Distributed Power Systems (DPS) are used in many industrial sectors. Continuity of service of these systems as well as their reliability are now of the major concerned. Energy management and stability are fundamental requirements for these systems to operate normally. In these systems, load converters exhibit Constant Power Load (CPL) behavior tend to destabilize the system. The system stability also can be threatened by unbalanced loads connected to the common bus. Furthermore, the failure of the controllable switch of the converter can cause serious malfunctions of the system. Undetected and uncompensated fault in real time can quickly endanger the entire power system. Therefore, the implementation of effective and rapid fault detection methods and compensation is mandatory. In this thesis, we study the energy management, stability and continuity of service of a DC-DPS. After the study of energy management and system stability, an active decentralized stabilization method is proposed to increase the stability domain of the system and to avoid instability in the case of unbalanced loads. Furthermore, efficient and very rapid methods of fault detection for a controllable switch are also proposed. We have presented a fault tolerant topology with redundancy for a DC-DC converter, which must ensure continuity of service of the DPS in any fault conditions (open or short circuit). Theoretical studies have been validated by simulation and experimental tests

Cette thèse se focalise sur le problème du contrôle des flux de puissance entre plusieurs systèmes électriques AC non-synchrones reliés par un réseau à courant continu (DC). Elle propose trois schémas de commande afin de permettre aux sous-systèmes de partager leurs efforts de réglage de la fréquence et réduire ainsi le besoin de réserves propres et les coûts associés. A partir des mesures des fréquences de toutes les zones, le premier schéma de commande modifie les puissances injectées par chaque zone AC vers le réseau DC, de manière à faire réagir le système collectivement à des déséquilibres de charge. Cette réaction collective permet à chaque zone AC de réduire sa propre réserve primaire. Le deuxième schéma de commande a le même objectif que le premier, mais il agit sur les tensions continues des convertisseurs HVDC. En particulier, il modifie la tension continue de chaque convertisseur en fonction de la déviation de fréquence de la zone AC à laquelle il est connecté. Le dernier schéma de commande vise à rétablir les fréquences et les échanges de puissance à leurs valeurs nominales et prévues, respectivement, à la suite d'un déséquilibre. Il peut être combiné avec les deux autres schémas de commande. Des étudies théoriques démontrent les propriétés de stabilité des trois schémas de commande. Les résultats de simulation sur un réseau électrique de référence avec cinq zones AC illustrent leur bonne performance.

L'intégration de production d'électricité renouvelable dans les réseaux d'électricité est rendue difficile à cause du caractère variable et aléatoire de cette production. Le travail de cette thèse se penche sur la participation des producteurs d'énergie renouvelable aux marchés d'électricité, et plus précisément sur les coûts de régulation imputés à ces producteurs pour tout écart entre la production délivrée et la production contractée sur ces marchés. Dans ce contexte, l'objectif de cette thèse est de modéliser et d'évaluer les différentes méthodes de gestion de ces pénalisations d'écarts liées à la participation de producteurs d'énergie renouvelable dans les marchés court-terme d'électricité. Ce travail propose d'abord une classification des méthodes existantes pour la diminution de ces pénalités. Les solutions dites physiques, liées au portefeuille de production, sont distinguées par rapport aux solutions dites financières, qui sont basées sur des produits de marché tels que les options. Les solutions physiques sont abordées dans le cadre des centrales virtuelles. Un modèle générique de la pénalisation des écarts d'énergie est proposé. Le problème de prise de décision relatif à ces diverses solutions est ensuite formulé en tant que problème d'optimisation sous incertitude. Cette approche est basée sur une fonction de coût qui est exprimée à partir du modèle générique de pénalités. Enfin, l'incertitude liée à la production renouvelable est considérée à travers une méthode basée sur le risque, qui est mesuré à partir d'outils financiers. Les différentes méthodes sont illustrées avec des cas d'étude basés sur des données réelles.

Des solutions innovantes doivent être développées pour envisager l'avenir des systèmes électriques face à un nombre grandissant de contraintes. En particulier, le stockage d'énergie est pressenti comme un soutien indispensable à l'essor massif dans les réseaux de distribution de sources de production exploitant les énergies renouvelables. Les présents travaux visent à apporter des éléments de réflexion sur cette option technique qui arrive à maturité et suscite l'intérêt. Dans un premier temps, des méthodes d'étude sont proposées pour cerner le potentiel et les opportunités du stockage distribué. Une grille de caractérisation des technologies est introduite et sa mise en œuvre souligne des performances intéressantes à des coûts qui, cependant, demeurent élevés. Pour rendre leur utilisation réaliste, la valeur de ces dispositifs pour les systèmes électriques est donc critique. Nous l'analysons en deux étapes : une classification de leurs services pour les différents acteurs en présence est définie avant d'aborder la mutualisation de fonctions, requise pour favoriser l'atteinte d'une rentabilité, via une approche originale. Cette démarche aboutit à l'identification de configurations porteuses qui méritent des études plus poussées. Pour ce faire, un modèle général de comportement des unités de stockage est développé dans un second temps. Interfacé à un logiciel de simulation dynamique des réseaux, il permet d'évaluer l'utilisation de telles installations pour diverses offres de services. Ces outils sont appliqués et validés expérimentalement sur la caractérisation d'une réserve impulsionnelle fournie par le stockage pour réduire les délestages dans les systèmes insulaires

L'architecture physique des réseaux électriques et les structures organisationnelles des industries électriques survenues à la suite des réformes ont principalement été conçues en fonction des caractéristiques relatives aux infrastructures de transport et aux parcs de production. Or, les nouveaux enjeux de transition énergétique, associés aux progrès réalisés dans les équipements de communication et d'automatisation, plaident pour une plus grande participation des activités décentralisées de production et des consommateurs finals. Nous constatons que les systèmes électriques sont à l'aube d'évolutions majeures qui partagent une double caractéristique. La première et que ces évolutions nécessiteront des apports en capitaux considérables pour adapter et moderniser les réseaux de distribution. La seconde est que l'activation de l'aval de la chaîne électrique libère des gains d'efficacité économique actuellement inexploités, mais est également porteuse de contraintes nouvelles.Partant de ce constat, l'objectif de cette thèse est double. Il s'agit dans un premier temps de proposer une analyse théorique des instruments de régulation qui encadrent et orientent les dépenses des opérateurs réseau. Nous cherchons en nous appuyant sur la littérature à caractériser les outils de régulation les mieux adaptés à l'investissement en smart technologies. Puisqu'il est nécessaire de confronter l'analyse théorique aux faits, nous entreprenons de recenser les gains clés d'efficacité économique escomptés de la généralisation des smart grids. Nous illustrons chacun de ces gains par une étude empirique qui nous permet de comparer les résultats issus de notre analyse théorique aux schémas de régulation existants et de formuler un certain nombre de recommandations.Le second objectif de la thèse se concentre sur les impacts de la diffusion de programmes de la gestion de la demande. Le raisonnement adopté s'articule autour de deux constats. D'importants bénéfices sont attendus des réductions substantielles des pointes de demande, réductions qui se traduisent par de moindres opportunités de profit pour les producteurs. Il s'agira de réaliser une estimation des gains et pertes que l'on peut attendre de la gestion de la demande. Pour cela, nous développons et utilisons un modèle d'optimisation dans lequel nous intégrons plusieurs pays interconnectés dotés de parcs de production différenciés.La thèse montre que les cadres de régulation dominants actuellement sont limités dans leur portée incitative pour favoriser un investissement efficace dans la technologie, ce qui est susceptible de retarder son introduction. La quantification des impacts de la gestion de la demande montre quant à elle que des efficacités significatives peuvent être activées via la généralisation de ces mesures. Toutefois, elles posent des problèmes nouveaux dans la rémunération de l'existant, l'adéquation future des capacités, et souligne l'antagonisme potentiel entre perte de revenus pour les unités de pointe les plus réactives et développement des énergies bas carbone.De toute évidence, les interrogations soulevées par le développement des smart grids nécessitent que soit mené un débat politique éclairé puisque l'industrie électrique est indispensable à nos sociétés. Parmi le nombre considérable d'éléments à aborder, arriveront en bonne place les questions relatives au financement des projets d'investissement et à l'inclusion des nouvelles sources de flexibilité induites par l'adoption de la technologie dans les marchés électriques libéralisés. / The physical architecture of electricity grids and the organizational structure of power systems implemented after the reforms have traditionally be achieved according to the characteristics of the transmission infrastructures and power mixes. However, the new challenges related to energy transition favor a greater participation of decentralized generation and final consumers to system exploitation and competitive markets. This latter participation is made possible thanks to recent innovations in the fields of communication and remote control technologies.Significant evolutions are expected in power industries that share common characteristics. First, these evolutions suppose massive capital investments to modernize and adapt current power distribution grids. Second, it is expected the activation of distribution grids and final consumers will unleash substantial unexploited economic efficiency gains as well as impose new constraints.Taking these simple facts as a starting point, the objective of the thesis is twofold. In the first place, we provide a theoretical analysis of the regulatory instruments that monitor the system operators' expenses. Relying on the literature, we aim at characterizing what regulatory tools and incitation are suitable for investing in smart grids technologies. Since it is necessary to compare theoretical formulation to facts, we use an empirical approach that allows us to designate key benefits pursued by the development of smart grids and to compare our theoretical results with practical regulatory applications. Our findings eventually allow us to formulate recommendations.In the second place, the thesis focuses on the impacts of demand-side management during peak periods. We structure our approach around two general observations. Large benefits should be generated in lowering substantially peak demand. However, such situation also creates losses of profit for generators. We provide an estimation of efficiency gains and revenue losses induced by peak shedding. To this end, we develop and use a linear optimization model and expand our analysis to interconnected countries endowed with differentiated generation means.The thesis shows dominant regulatory frameworks are unsuited to provide the necessary sets of incentive to efficiently develop smart technologies. This can cause delays in their integration to power grids. The quantitative evaluation of the impacts generated by demand-side management shows significant efficiency gains are achievable through final consumers' flexibility. However, such measures create new discrepancies regarding installed capacities profitability, future capacity adequacy, and highlight potential antagonism between missing money for flexible peak capacities and the development of low carbon energies.It is clear the issues raised by the development of smart grids call for informed public debate as power industries are essential to our societies. Among the considerable amount of elements to discuss, issues relative to financing the investment projects and the inclusion of the new sources of flexibility induced by the technology in competitive markets will be of priority.