En réponse aux changements climatiques, la part des énergies intermittentes dans la production d’électricité est de plus en plus importante. Le réseau électrique fait face à des changements qui nécessitent le développement de nouvelles technologies. C’est le cas du générateur synchrone virtuel, auquel s’intéresse ce mémoire. Pour faire suite à des politiques bas carbone, les sources d’énergie renouvelables se multiplient. Des microréseaux îlotés, connectés ou isolés et composée à majorité d’énergies vertes, voient aussi le jour. Le taux de pénétrations des nouvelles sources d’électricité atteint des valeurs de plus en plus élevées. La recrudescence d’éoliennes et de panneaux solaires photovoltaïques s’accompagne d’une hausse du nombre d’onduleurs, qui permettent leur connexion au réseau électrique. Ce dernier, composé traditionnellement de générateurs synchrones, voit sa composition changer pour une plus grande part de convertisseurs électroniques. Ces nouvelles interfaces de connexion ne sont cependant pas adaptées aux réseaux actuels. L’absence de masse en rotation entraîne un manque d’inertie, qui peut générer des instabilités en fréquence et endommager certains équipements, et même créer des pannes de courant. De plus, leur fonctionnement autonome, synchronisé sur la fréquence du réseau, peut causer un effet domino de déconnexions des unités de production. En réponse à ces problématiques majeures, de nouvelles commandes d’onduleurs sont développées, visant à ajouter de l’inertie virtuelle et à imiter certaines caractéristiques des machines synchrones classiques. Ce mémoire a pour objectif de simuler et valider une de ces technologies, mais aussi de déterminer son degré d’efficacité. Après avoir passé en revue la littérature à ce sujet, les modèles et régulations utilisés sont détaillés. Des simulations d’un générateur synchrone seul puis en parallèle avec une machine synchrone ont été effectuées, à l’aide du logiciel Matlab/Simulink. Enfin une amélioration de la commande proposant un moment d’inertie dynamique a été étudiée.

Réseau traditionnel

L’arrivée de nouvelles formes de production d’énergie altère le réseau électrique traditionnel et son idéologie. L’intégration de sources d’énergie renouvelable se pose donc comme une problématique majeure. Même si de nombreuses solutions sont présentes dans la littérature, cette revue ne s’intéressera qu’aux principaux concepts d’ajout d’inertie virtuelle. Nous étudierons dans un premier temps le rôle des générateurs synchrones dans les réseaux électriques traditionnels, ainsi que l’inertie qu’ils apportent. Nous évaluerons ensuite les problématiques liées aux énergies renouvelables avant d’examiner les différentes technologies existantes dans la littérature.

Générateurs synchrones

Un générateur ou machine synchrone est une machine électrique qui convertit une puissance mécanique de rotation en puissance électrique. Il peut produire de la puissance dans de nombreux réseaux électriques actuels. La stabilité de ces derniers est en partie due à l’inertie des machines synchrones qui le composent (Karapanos, de Haan & Zwetsloot, 2011). En effet, ces machines sont de nature à résister aux fluctuations qu’elles subissent. On peut citer notamment la loi de Lenz, primordiale dans ces dispositifs, qui montre que le champ magnétique s’oppose à la variation de flux qui lui a donné naissance.

Néanmoins, la composition du réseau conventionnel évolue : aux générateurs synchrones s’ajoutent des sources d’énergies renouvelables (SER) connectées par des convertisseurs électroniques de puissance (CEP). La plupart des générateurs isolés sont associés à des énergies faibles en émissions de gaz à effet de serre, comme les éoliennes ou les panneaux photovoltaïques. Ces systèmes de production sont aussi intermittents, contrairement aux centrales hydrauliques, nucléaires ou à charbon. Le développement des SER augmente donc la part de la génération décentralisée du réseau. Cependant, la production des gros générateurs peut être régulée, adaptée en fonction de la demande. L’opérateur du réseau peut les allumer ou les éteindre en fonction des besoins, tandis que ce n’est pas le cas pour les productions isolées qui dépendent souvent de la météo (Bollen & Hassan, 2011, p. 85). Ces caractéristiques font que la production d’électricité décentralisée possède une certaine priorité par rapport à la production centralisée.

L’inertie dans un réseau électrique

L’inertie d’un système peut être définie comme sa capacité à s’opposer aux variations de fréquence. Dans un réseau traditionnel, composé à majorité de machines synchrones, cette inertie dépend de la quantité d’énergie cinétique emmagasinée par le rotor des générateurs. Lors d’une chute de production, une partie de l’énergie cinétique de tous les générateurs connectés en parallèle est dissipée pour compenser le manque de puissance. Cette dissipation s’accompagne d’une chute de la vitesse des rotors et donc de la fréquence du réseau. La vitesse de la variation de la fréquence dépend notamment de l’inertie du système (Ørum, 2015, p. 9). Le passage d’un réseau traditionnel, composé à majorité de machines synchrones, à un réseau dont la part des énergies renouvelables est significative, s’accompagne de défis cruciaux.

Problématiques liées aux énergies renouvelables

Des énergies intermittentes

La part des SER qui alimentent le réseau augmente, mais la proportion d’énergie produite par ces dernières varie aussi au cours du temps à cause de leur intermittence. C’est-à-dire que la composition du mélange électrique dépend de l’échelle de temps à laquelle on l’observe : au niveau annuel, la part des énergies renouvelables ne représente qu’une minorité, pour l’instant, même si elle augmente d’année en année; tandis qu’à l’échelle quotidienne, on peut atteindre des pics de productions supérieures à la consommation. Ce fut le cas lors d’une journée en 2018 où la génération d’électricité d’origine éolienne et solaire a atteint 142% de la demande en Australie ou 157% au Danemark (AEMO, 2019, p. 9). Cette génération variable la rend moins fiable et donc plus difficile à superviser. Dans le cas d’une surproduction, le surplus doit être exporté, ce qui nécessite d’avoir des infrastructures de transmission internationales.

Des capacités de transmissions insuffisantes

D’autre part, les capacités de transmissions n’augmentent pas assez rapidement par rapport à l’intégration des SER. Les populations n’acceptent plus l’ajout de lignes aériennes haute tension et les câbles souterrains nécessitent encore de la recherche, car ils introduisent de nouvelles complexités (Papailiou, 2020). Sans un réseau de transmission adapté aux systèmes de production, le réseau électrique ne peut pas être supervisé correctement et les risques d’instabilité augmentent. Ces lacunes dans les capacités de transmission peuvent favorise le développement de microréseaux. Ces derniers étant composés de peu de générateurs synchrones, donc peu d’inertie, sont les plus à risques aux instabilités.

L’équilibre entre production et consommation 

Lors d’une surproduction ou d’une surconsommation, le déséquilibre des puissances et des charges provoque une variation de la fréquence du système. Si la génération est trop faible par rapport à la demande, la vitesse de rotation des rotors des générateurs synchrones diminue ainsi que la fréquence (Emin, 2018). L’énergie manquante est puisée dans la réserve d’énergie cinétique de rotation des générateurs synchrones. L’énergie emmagasinée permet au réseau de compenser les variations de vitesse dues aux déséquilibres entre la production et la consommation. L’inertie est donc un indicateur de la capacité d’un système à stabiliser sa fréquence. Si la part des CEP augmente, ce processus de compensation sera de plus grandes amplitudes, ce qui imposera de plus fortes contraintes sur les générateurs synchrones et rendra le réseau plus difficile à stabiliser. D’autre part, le rétablissement de la puissance active nominale après un défaut est plus lent dans le cas de CEP, pour une ferme éolienne par exemple, par rapport à un générateur synchrone (Zografos, 2019). Lors d’un court-circuit, le groupe moteur d’une éolienne peut être déconnecté volontairement un certain temps dans le but de réduire les contraintes appliquées sur ce dernier, ce qui allonge la durée avant le retour à la puissance nominale, alors qu’un générateur synchrone seul peut rétablir la puissance active rapidement sans risque de détériorations (Papailiou, 2020). On constate donc l’intérêt de reproduire le comportement d’une machine synchrone.