DJEDDOUR Ismail
DJEDDOUR Ismail
DJEDDOUR Ismail
Mémoire de
Master en Electrotechnique
Présenté par
DJEDDOUR Ismail
Intitulé
ENP 2015
Laboratoire de Recherche en Electrotechnique (LRE) - Ecole Nationale Polytechnique (ENP)
10, Avenue des Frères Oudek, Hassen Badi, BP. 182, 16200 El Harrach, Alger, Algérie
www.lre.enp.edu.dz www.enp.edu.dz
Remerciement
Nos remerciements vont tout d’abord, à Dieu le tout puissant qui nous a donné la foi, le
courage, la patience et la volonté nécessaires, pour affronter t oute s les difficultés et les
obstacles, qui se sont hissés au travers de notre chemin, durant toutes nos années d’études et
tout au long de ce modeste travail.
Nous adressons notre profonde reconnaissance et nos vives gratitudes à notre enseignant et
encadreur Monsieur A. HELLAL, Professeur à l’ENP, pour l’honneur qu’il nous a fait en
acceptant de nous encadrer, pour ses encouragements réguliers, ses qualités scientifiques et
humaines qui ont toujours été une source de motivation, ainsi que pour ses conseils et
orientations.
Nous tenons à remercier également Monsieur A . MEKHALDI p o u r nous avoir fait l’honneur
de présider notre jury de thèse, ainsi que Monsieur
A. BOUBAKEUR et Monsieur MO. MAHMOUDI en tant qu’examinateurs.
Nos remerciements les plus sincères sont adressés à nos enseignants, qui ont contribué à
notre formation durant nos études à l’École Nationale Polytechnique et spécialement les
enseignants du département d’Électrotechnique.
Résumé :
Ce travail présente une étude de l’impact d’un parc éolien sur le réseau électrique en régime
transitoire. Pour cela, nous avons étudié l’influence de l’intégration d’un parc éolien dans un
réseau électrique sur la stabilité transitoire du système. Et comme application, nous avons choisi
le réseau test standard (IEEE 3 machines 9 nœuds) simulé à l’aide du logiciel PSAT, qui est un
outil dédié pour l’analyse statique et dynamique et le contrôle des réseaux électriques, et qui
s’exécute sous environnement Matlab.
Pour cette étude, nous avons considéré le type de défaut : un court-circuit triphasé symétrique
à la terre. La simulation de la stabilité transitoire est faite en trois périodes : avant, pendant et
après le défaut. Les résultats obtenus étant ensuite interprétés et comparés.
Abstract:
This work presents a study of the impact of wind farm on the transient stability of power systems.
For this, we studied the influence of the integration of a wind farm in a grid on the transient
stability of the system. As application, we chose the standard test network (IEEE 9 nodes 3
machines) simulated using the software PSAT, which is a dedicated tool for static and dynamic
analysis and control of power systems, and that runs under Matlab environment.
For this study, we considered the type of fault a symmetrical three-phase short circuit to
ground. The simulation of transient stability is made into three periods: before, during and
after default. Then, the results are interpreted and compared.
Le deuxième chapitre est consacré pour des généralités sur l’integration de l’énergie
éolienne et l’analyse de la stabilité des réseaux électriques.
Dans le dernier chapitre, nous présentons le travail effectué à l’aide d’un outil de
simulation avec les résultats obtenus, les interprétations et les conclusions.
Enfin, nous terminons notre travail avec une conclusion générale.
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Chapitre I : Etat de l’art
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Chapitre I : Etat de l’art
L’éolien peut jouer un grand rôle dans la résolution des problèmes énergétiques de
l’humanité, mais le plus grand problème de l’exploitation de s éoliennes reste le
caractère non -constant de l’énergie produite par ces générateurs.
La puissance nominale des éoliennes se situe aujourd’hui entre quelques dizaines
de kW et quelques MW par machine de production. Pour arriver à des tranches
rentables de production, on construit d e plus en plus des fermes éoliennes sur
des zones dont l’étude technico- économique a affirmé la suffisance du gisement.
La relation (1.1) rappelle l’expression fonda- mentale de la puissance extraite du
vent. Cette puissance est fonction de plusieurs paramètres fondamentaux ;
notamment la densité volumique de l’air ρ, la surface A balayée par les pales du
rotor, la vitesse du vent et le coefficient de puissance Cp. Ce dernier est une fonction
très complexe faisant intervenir l e rapport λ entre la vitesse tangentielle d e s pales
et la vitesse du vent.
Généralement, ces éoliennes reposent sur l’utilisation d’une machine asynchrone à cage
d’écureuil directement reliée à un réseau d’énergie puissant qui impose sa fréquence
aux grandeurs statoriques. Pour assurer un fonctionnement en générateur, il est
nécessaire que la vitesse de rotation de la MAS soit au-delà du synchronisme, avec un
glissement négatif inférieur ou égal à 1% [2]. Toutefois, la MAS à cage d’écureuil
nécessite de l’énergie réactive pour assurer la magnétisation de son rotor. Afin de
limiter l’appel d’énergie réactive au réseau, il est possible d’utiliser des capacités
monophasées couplées en triangle ou en étoile.
Les avantages des éoliennes à vitesse fixe utilisant des MAS à cage d’écureuil peuvent
se résumer alors dans les points suivants [3] :
– système électrique simple ;
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Chapitre I : Etat de l’art
Figure 1.1 : Système éolien à vitesse fixe basé sur une machine asynchrone à cage [4]
Les éoliennes à vitesse variable sont actuellement les plus utilisées dans l’industrie. Le
terme vitesse variable désigne le fait que la vitesse de la turbine est indépendante de la
fréquence du réseau électrique. L’avantage principal d’opérer la turbine à vitesse
variable est de maximiser la capture de l’énergie disponible dans le vent. Une éolienne
à vitesse variable peut capter de 8 à 15% plus d’énergie du vent annuellement qu’une
éolienne à vitesse fixe [2].
Figure 1.2 : Puissance totale générée par une éolienne à vitesse variable de 1.5 MW
en fonction de la vitesse du vent [4]
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Chapitre I : Etat de l’art
Le type de génératrice le plus utilisé en grand éolien est la machine asynchrone à double
alimentation (MADA) avec un rotor bobiné. Les enroulements du stator sont connectés
directement au réseau triphasé alors que les enroulements du rotor sont reliés à des
convertisseurs de puissance bidirectionnels en courant : la puissance traversant ces
convertisseurs peut alors être absorbée ou produite par la machine, selon le mode de
fonctionnement [5].
Figure 1.3 : Système éolien basé sur une machine asynchrone à double alimentation
fréquence variable [4]
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Chapitre I : Etat de l’art
Les éoliennes basées sur une génératrice asynchrone à rotor bobiné présentent
l’inconvénient de nécessiter un système de bagues et de balais et un multiplicateur,
induisant des coûts significatifs de maintenance en particulier pour les projets offshore
situés en milieu salin.
Pour limiter ces inconvénients, certains constructeurs ont développé des éoliennes
basées sur des machines synchrone à grand nombre de paires de pôles et couplées
directement à la turbine, évitant ainsi le multiplicateur. Si de plus la génératrice est
équipée d’aimants permanents, le système de bagues et de balais est éliminé.
L’inconvénient de cette structure représentée à la figure (1.10), est qu’elle nécessite
pour sa connexion au réseau des convertisseurs de puissance dimensionnés pour la
puissance nominale de la génératrice. Cet inconvénient est cependant un avantage du
point de vue contrôle de l’éolienne. En effet l’interfaçage avec le réseau peut être
entièrement contrôlé via le convertisseur connecté à ce réseau, tandis que le
convertisseur connecté à la génératrice permet de contrôler la puissance générée par
celle-ci en limitant le pitch control à une fonction de sécurité par grand vent. De plus
ce type de configuration permet d’assurer un découplage entre le comportement du
générateur éolien (turbine + machine synchrone) et le comportement du réseau [6, 7].
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Chapitre I : Etat de l’art
Figure 1.5 : Éolienne à vitesse variable basée sur une machine synchrone à grand
nombre de paires de pôles [4]
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Chapitre I : Etat de l’art
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Chapitre I : Etat de l’art
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Chapitre I : Etat de l’art
Soit un alternateur connecté sur un réseau qui alimente une charge par l’intermédiaire
des lignes de transport. Si la charge augmente graduellement, suffisamment lentement
pour maintenir le système en régime permanent, l’alternateur fournit la puissance
requise par la charge tout en maintenant sa vitesse de rotation constante. Toutefois, il
existe une limite de puissance active qui peut être fournie à la charge de façon stable,
c’est-à-dire en maintenant constante la vitesse de rotation de l’alternateur. Si, à partir
de cette limite, on veut fournir encore plus de puissance à la charge, l’impédance de la
machine et celle des lignes limitent le transfert de puissance à la charge. L’excès de
puissance est absorbé par l’alternateur ce qui provoque l’accélération de son rotor. Il y
a donc rupture de la stabilité en régime permanent.
Dans le cas où plusieurs alternateurs sont en service sur le réseau, il y a une perte de
synchronisme entre eux. La puissance maximale que le groupe d’alternateurs peut
fournir à la charge tout en maintenant le synchronisme est appelée la limite de stabilité
en régime permanent. Dans le but d’avoir une bonne marge de manœuvre en cas de
perturbations, les alternateurs et les lignes sont conçus de façon à opérer en régime
permanent nominal, à un niveau de puissance inferieur à cette limite de stabilité en
régime permanent.
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Chapitre I : Etat de l’art
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Chapitre I : Etat de l’art
Les méthodes numériques les plus utilisées pour résoudre ces systèmes sont les
techniques de Runge-Kutta, d’Euler ou encore celle du prédicteur-correcteur [13].
Les générateurs synchrones sont considérés comme la principale source de production
d’énergie dans les réseaux électriques. Dans la pratique, les études de stabilité
transitoire se consacrent à l’analyse dynamique du comportement de ces machines à la
suite d’une perturbation.
Pour un réseau avec m générateurs, les équations différentielles qui caractérisent la
dynamique de la machine synchrone pour le modèle détaillé à deux axes s’expriment
comme suit :
(1.4)
(1.5)
(1.6)
(1.7)
3. Conclusion
Dans ce chapitre, nous avons présenté un état de l’art de l’énergie éolienne et la stabilité
des systèmes électriques.
L’intégration importante des éoliennes dans les systèmes électriques entraine la
mutation de ces derniers d’une structure verticale vers une structure horizontale (avec
des injections de puissance à tous les niveaux de tension, notamment dans le réseau de
distribution). Les effets d’integration des parcs éoliens aux réseaux électriques posent
aux gestionnaires des réseaux de nouveaux défis techniques notamment à cause de la
variabilité de la production.
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Chapitre II : Résultats de simulation
1. Introduction
Dans le présent chapitre, nous étudions l’influence d’intégration d’un parc éolien dans un
réseau électrique sur la stabilité transitoire de tout le système. Comme application, nous
avons choisi le réseau standard 9 bus IEEE, résolu à l’aide d’un logiciel de simulation des
réseaux électriques (PSAT).
Pour cela, nous présentons d’abord l’outil de simulation utilisé, puis nous étudions la
stabilité transitoire du réseau avant et après l’integration du parc éolien. Les résultats
obtenus étant ensuite interprétés et comparés.
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Chapitre II : Résultats de simulation
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Chapitre II : Résultats de simulation
Pour le cas 2, un parc éolien avec une charge locale est raccordé au réseau test
initial de la figure (2.1). Le parc contient 50 éoliennes de 1.5 MW chacune, soit un
total produit de 75 MW. Les générateurs utilisés dans les éoliennes sont des
générateurs asynchrones à cage d’écureuil. Ils sont directement connectées au réseaux
via des transformateurs. Le glissement et la vitesse de rotation des génératrices varient
très peu avec la variation du vent. La vitesse de rotation de rotor de la génératrice
à cage d’écureuil varie de 1 à 2% au maximum par rapport à la vitesse de
synchronisme. Pour changer la vitesse de rotation de la génératrice, il faut changer le
nombre des pôles des enroulements statoriques.
les générateurs a s yn c h ro ne s à cage d’écureuil ne possèdent pas de circuit
d’excitation, donc ils tirent leur énergie réactive du réseau auquel ils sont couplés.
Les caractéristiques des éoliennes utilisés dans notre travail sont indiquées dans
l’annexe (B).
Généralement, les parcs éoliens sont destinés à alimenter des charges qui se trouvent
à proximité. Dans notre travail, une charge locale de 40 MW est raccordée au nœud
10 du réseau.
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Chapitre II : Résultats de simulation
Le réseau de cas 2 simplifié avec le défaut est représenté dans la figure (2.2).
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Chapitre II : Résultats de simulation
Les vitesses de rotation des générateurs sont représentées dans la figure (2.4).
La figure (2.5) représente les variations des puissances actives des trois générateurs
avant, pendant et après le défaut pour les deux cas (1 et 2).
Les variations des puissances réactives des trois générateurs sont représentées dans la
figure (2.6).
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Chapitre II : Résultats de simulation
La figure (2.7) représente les tensions des nœuds 1, 2 et 3 pour les deux cas (1 et 2).
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Chapitre II : Résultats de simulation
La figure (2.9) représente les résultats de simulation pour le cas 2 (avec le parc éolien).
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Chapitre II : Résultats de simulation
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Chapitre II : Résultats de simulation
Comme nous l’avons cité précédemment, pendant le défaut les réactances entre les
nœuds du réseau affecté augmentent, ce qui engendre une grande consommation de
puissance réactive capacitive afin de compenser le réactif inductif produit par les
réactances entre les nœuds. Mais dans la majorité des cas, la puissance réactive
capacitive fournie par les générateurs pendant le défaut ne suffit pas à satisfaire
le besoin, ce qui engendre un écart important entre les puissances réactives
capacitive et inductive de chaque nœud de réseau. La puissance réactive inductive
devient plus grande que la puissance réactive capacitive et la différence devient
négative, ce qui veut dire que la variation des tensions est négative. Donc, durant la
période du défaut, les niveaux de tension baissent dans tous les nœuds du réseau.
Pour la figure (2.3), les angles rotoriques sont mesurés par rapport au centre des
angles (COI). Les valeurs initiales que prennent ces angles sont différentes pour
chaque cas, parce que le point de fonctionnement change. Dans les trois cas, la
simulation d’un défaut momentané donne une situation de réseau stable parce qu’il
n’y a pas d’augmentation d’oscillations angulaires.
En analysant les résultats de la figure (2.4), nous remarquons que pour les deux cas,
le générateur 3 atteint une vitesse maximale de 1.01 p.u après le défaut, et la vitesse
maximale de générateur 1 (nœud balancier) est la plus petite par rapport aux autres
générateurs, bien que le court-circuit est sur le nœud 1, c’est à cause de la grande
constante d’inertie de générateur 1 (H= 23.64). En effet, plus la constante
d ’ i n e r t i e e st grande, moins est importante l’effet de perturbation du défaut sur
le générateur concerné et réciproquement (générateur 3, H=3.01).
Pour la figure (2.5), nous remarquons que durant le défaut, les puissances électriques
fournit par les générateurs abaissent, pour le générateur 1 (slack bus) elle est nulle
(court-circuit à la terre dans le nœud 1). Cette diminution due au fait que le réseau
devient incapable de transmettre la puissance produite par les générateurs pendant
le défaut, c’est dû à l’augmentation des réactances entre certains nœuds du réseau.
Après l’élimination du défaut, le réseau reprend sa capacité de transmission de
l’énergie électrique.
Pour la figure (2.6), nous remarquons que durant le défaut, la puissance réactive du
générateur 1 est nulle (court-circuit à la terre dans le nœud 1). Pour compenser le
réactif inductif pendant le défaut, la production du réactif capacitif des générateurs
2 et 3 augmente.
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Chapitre II : Résultats de simulation
Le temps critique d’élimination de défaut est le temps maximum tccl pendant lequel
le défaut peut durer sans compromettre la capacité du système à retourner à
l’équilibre. Pour le scénario du cas 1 (sans le parc éolien), le temps critique
déterminé est tccl = 352ms. Le réseau peut donc supporter le défaut pour une
durée maximale de 152 ms avant de revenir au synchronisme. Au-delà de cette
valeur, le réseau devient instable, c omm e le montre la figure (2.8).
La durée du défaut et sa localisation sur le réseau ont une importance capitale sur
le comportement transitoire et la marge de stabilité des réseaux électrique.
L’inertie mécanique du réseau électrique est un des facteurs importants à influer
sur la stabilité transitoire. Plus cette inertie est grande plus le réseau est stable.
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Chapitre II : Résultats de simulation
6. Conclusion
La durée du défaut et sa localisation sur le réseau ont une importance capitale sur
le comportement transitoire et la marge de stabilité des réseaux électrique.
L’inertie mécanique de réseau électrique est un des facteurs importants à influer
sur la stabilité transitoire. Plus cette inertie est grande plus le réseau est stable.
Le parc éolien est caractérisé par une inertie mécanique petite par rapport à celle de
la production centralisée. Lorsqu’on remplace la production d’énergie classique par
un parc éolien , l’inertie mécanique et la marge de stabilité du réseau diminuent.
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Conclusion générale
Conclusion générale
Le travail présenté dans ce projet concerne l’étude des impacts d’integration d’un
parc éolien sur la stabilité transitoire des réseaux électriques. En premier lieu, nous
avons présenté les différentes notions sur l’énergie éolienne et la stabilité des systèmes
électriques. Ensuite, nous avons abordé la partie simulation. Pour cela, nous avons choisi
PSAT (Power System Analysis Toolbox) comme outil de simulation. C’est une boite à
outils qui s’exécute sous environnement Matlab.
Nous avons choisi pour la simulation, le réseau standard (IEEE 3 machines 9 nœuds),
et le type du défaut considéré dans notre travail est un court-circuit triphasé symétrique
à la terre. La simulation de la stabilité t r a n s i t o i r e comporte trois périodes : avant,
p e n d a n t et après le défaut, pour deux cas différents du système : le cas sans
integration du parc éolien, et l’autre cas, avec integration du parc éolien. D ans cette
étude, le parc contient 50 éoliennes à vitesse fixe de 1.5MW chacune. Nous avons
déterminé, le temps critique d’élimination du défaut pour chaque cas afin de déterminer
l’état de stabilité dans chacun des cas.
On constate q u e la durée du défaut et sa localisation ont une importance c a p i t a l e
sur le comportement transitoire des réseaux électrique. L’inertie mécanique est un des
facteurs importants à influer sur la stabilité transitoire des réseaux. Plus cette inertie
est grande plus le réseau est stable. Le parc éolien est caractérisé par une inertie
mécanique petite par rapport à celle de la production centralisée. Donc, lorsqu’on
remplace la production d’énergie classique par des éoliennes, l’inertie mécanique et la
marge de stabilité du réseau diminuent. De plus, les fluctuations de la puissance générée
par les éoliennes ont un impact négatif sur la stabilité de la tension.
Pour améliorer la participation de la production des éoliennes dans la stabilité des
réseaux électriques, il faut développer les techniques utilisées (types d’éoliennes,
système de stockage..), et les algorithme de contrôle prédictif de la puissance générée
par les éoliennes.
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Annexe 1
Annexes
27
Annexe 1
28
Annexe 2
29
Bibliographie
Bibliographie
[1] Hristiyan Kanchev, “Gestion des flux énergétiques dans un système hybride de
sources d’énergie renouvelable : Optimisation de la planification opérationnelle et
ajustement d’un micro réseau électrique urbain”, Thèse de doctorat, École Centrale de
Lille et l’Université Technique de Sofia, 2014.
[7] WWEA : World Wind Energy Association. Publication 2012, “ World market
recovers and sets a new record : 42 GW of new capacity in 2011, total at 239 GW ”.
http://www.wwindea.org/home/index.php
[11] Alkhatib H, “Étude de la stabilité aux petites perturbations dans les grands réseaux
électriques : Optimisation de la régulation par une méthode meta-heuristique”, Thèse
30
Bibliographie
[12] Aprabha Kundur, “Power system stability and control”, Power System Engineering
Series, 1994.
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