la fréquence

Les EnR intermittentes
4
Aspects réseaux :
fréquence et tension
Impacts de l’interface
électronique de
puissance
Spécificités des ZNI
La non interconnexion ou faible interconnexion à un grand réseau
comme celui de l’Europe continentale est une fragilité structurelle :
Un court-circuit sur un ouvrage haute tension ou la perte d’un groupe engendre un
creux de tension ou des perturbations sur toute l’île.
Puissance de pointe en Europe continentale : 300 000 MW
Perte d’une tranche nucléaire de 1 300 MW Ratio : 0,4%
Exemple de puissance de pointe dans un SEI : 200 MW
Taille du moyen de production le plus important : 40 MW Ratio : 20%
Conséquence :
Creux de tension et baisse de fréquence plus nombreux et plus
profonds que sur le continent - Plusieurs dizaines chaque année.
Le risque de black-out est plus important.
4
Fréquence
Grandeur électrique à maîtriser : la fréquence
Système électrique en équilibre autour de
50 Hz
(P = C)
Système électrique où P < C ↓fréquence
Actions sur les consignes des groupes de production
Délestage
Système électrique où P > C ↑ fréquence
Actions sur les consignes des groupes de production
Impact du taux d’insertion du PV en cas de perte de
groupe
50,20
Simulation perte du groupe
Hydrobase (40 MW) en
Martinique.
PV 0 %
PV 20 %
50,00
PV 30 %
49,80
49,60
49,40
Plus le taux de PV est élevé,
plus l’inertie du système
électrique est faible et plus la
chute de fréquence peut être
importante.
49,20
49,00
48,80
48,60
48,40
48,20
48,00
0,00
10,00
20,00
30,00
40,00
Néanmoins, selon l’empilement de production (fonction du taux de PV), le placement de
réserve primaire diffère (en volume et en dynamique de libération).
Taux de PV ↑ , inertie du système ↓
Problème d’immunité
Exemple de comportement du PV sur incident
Accélération de la chute de fréquence par la déconnexion
de certaines installations PV
Le PV accroît le déséquilibre entre
production et consommation
Risque d’incident généralisé par
écroulement de fréquence si la
tenue en fréquence des centrales
PV n’est pas améliorée
Contrainte de tenue de la
plage 46-52 Hz non respectée
Exemple de situation constatée :
- capacité des onduleurs à tenir la plage
- mais problème sur le software de gestion
Des réglages à faire
PROTECTION DE DECOUPLAGE POUR LE RACCORDEMENT
D’UNE PRODUCTION DECENTRALISEE EN HTA ET EN BT
DANS LES ZNI
Référentiel technique de SEI
Sites de puissance > 250 kVA pour la Corse et les DOM dont le
raccordement est en HTA
46 – 52 Hz
49.5 – 50.5 Hz si alimentation par départ HTA avec RR
Sites de puissance <= 250 kVA pour la Corse et les DOM dont le
raccordement est en BT ( et dans certains cas particuliers en HTA)
Si Pmax => 100 kVA
46 – 52 Hz
49.5 – 50.5 Hz si alimentation par départ HTA avec RR
Si Pmax < 100 kVA
46 – 52 Hz
49.5 – 50.5 Hz si alimentation par départ HTA avec RR
Selon les SEI :
Martinique : Environ 10% production PV sur alimentation par départ HTA avec RR
Réunion : Environ 30% production PV sur alimentation par départ HTA avec RR
Problème d’immunité
Exemple de comportement du PV sur incident
Incident système : perte d’un gros groupe
décrochage anomal du PV
Exemples
Ile de la Réunion
24/08/2010
Sur 23 MW de PV estimés en service au moment de l’incident, plus
de 10 MW ont déclenché de façon inopportune.
Problème d’immunité
Exemple de comportement du PV sur incident
Exemples Ile de la Réunion
4
Tension
Grandeur électrique à maîtriser : la tension
Respecter les contraintes des matériels
Tenue des matériels (diélectrique, vieillissement des isolants)
Fonctionnement correct des matériels (saturation des transformateurs, tenue des
unités de production)
Durée de vie des matériels
Surcharges
Fonctionnement dégradé des protections
Fonctionnement dégradé des régleurs en charge
Fonctionnement dégradé des auxiliaires de centrales (moteurs asynchrones)
Maintenir la tension
contractuelles.
d’alimentation
Minimiser les pertes.
Améliorer la stabilité des alternateurs.
dans
les
plages
Préalable sur le fonctionnement des systèmes électriques
insulaires
Compte tenu de la taille des systèmes électriques insulaires (SEI), un courtcircuit sur le réseau HTB impacte une grande partie du système électrique,
voire le système électrique dans son ensemble.
chute de tension « vue » par l’ensemble des groupes de
production, y compris ceux raccordés sur les réseaux HTA ou BT.
CC tri sur le réseau HTB : Impacts sur la fréquence dans 4
cas différents
Courbe jaune : Plan 250 MW, PV = 0 MW
Courbe bleue : Plan 250 MW, PV = 6 MW
Hz
52
Fonctionnement protection min U à 0.8 Un
Perte de tout le PV
51
Aucun délestage
Courbe verte : Plan 250 MW, PV = 12 MW
50
Fonctionnement protection min U à 0.8 Un
49
Perte de tout le PV
Délestage 1er cran -7% consommation
48
Courbe rouge : Plan 305 MW, PV = 109 MW
Fonctionnement protection min U à 0.8 Un
Perte de tout le PV
Délestage 1er cran -7% consommation
Délestage 2ème cran -8% consommation
Délestage 3ème cran -22% consommation
Délestage 4ème cran -23% consommation
Total : -60 %
47
s
0
2
4
6
8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 42 44 46 48 50
[BF_DILLS31-0] NODE FREQUENCY BELLES31 Unit : Hz
[BF_DILLS31a] NODE FREQUENCY BELLES31 Unit : Hz
[BF_DILLS31b] NODE FREQUENCY BELLES31 Unit : Hz
[BF_DILLS31e] NODE FREQUENCY BELLES31 Unit : Hz
Rappel de la réglementation en vigueur
Arrêté du 23 avril 2008 (art. 18): toute installation de production dont Pmax atteint au moins 1 %
de la puissance minimale transitant sur le RPD doit pouvoir tenir les creux de tension suivant :
Art. 22: toute installation de production concernée par le point précédent et mettant en oeuvre de l’énergie
fatale à caractère aléatoire telles les fermes éoliennes et les installations (PV) peut être déconnectée du réseau
public de distribution d’électricité à la demande du gestionnaire de ce réseau lorsque ce dernier constate que la
somme des puissances actives injectées par de telles installations atteint 30 % de la puissance active totale
transitant sur le réseau.
Par installations non concernées par les articles 18 et 22 (en HTA et en BT), le réglage actuel des protections
de découplages (référentiel technique d’EDF SEI), implique que les systèmes PV doivent se déconnecter
lorsque la tension du réseau est inférieure à 85% de la tension nominale.
Etude R&D en Martinique
Étude réseau avec PV raccordé en HTA (différents cas ) et PV raccordé en BT
(déconnexion dès que U < 0.85 Un).
Impact du comportement du
PV lors d’un court-circuit
HTB à Lamentin
(avec 20% de PV en BT à
gauche et 50% à droite)
Impact du comportement du
PV lors d’un court-circuit
HTB à Saint Pierre
(avec 20% de PV en BT à
gauche et 50% à droite)
tensions différentes à chaque poste source lors
des 2 court-circuits et sortie du gabarit.
Amélioration de l’insertion avec un nouveau gabarit de
tension
Baisse du seuil bas du gabarit de creux de tension de 0.05 p.u. à 0.01 p.u.
Capacité du système électrique à supporter une perte de PV pendant
plusieurs centaines de ms.
1 solution pour améliorer la stabilité du réseau
Exemple du gabarit de creux de tension allemand
Synthèse Tension
Études en cours R&D :
Apport inertie par groupes tournants : les premiers résultats n’indiquent pas de gains
en terme de stabilité.
Injection de puissance active ou Injection de puissance réactive pendant le
creux de tension : pas de gains en terme de stabilité.
Le stockage n’apporte rien dans ces situations.
Modification du gabarit : 1 solution peut-être nécessaire mais pas
suffisante car seule une partie de la prodec concernée (arrêté en
HTA et pas en BT).
4
Taux PV 30%
Retrofit : mise au normes des
installation existantes ?
3
cran délestage
Identifier un seuil à partir duquel
les systèmes PV devront tenir les
creux de tension.
2
1
0
80%PV tient creux
actuel
50% PV tient le creux
modifié
70% PV tient le creux
modifié
4
Conclusion
Réflexions et préconisations
Améliorer l’immunité en fréquence :
Limitation des délestages.
Tenue en tension :
Évolution du gabarit : peut permettre d’améliorer
l’insertion.
OBJECTIF : l’insertion des ENR intermittentes sur le réseau