Résultats

On considère au départ que les parcs éoliens existants fonctionnent à puissance nominale (19,8 MW). Nous augmentons ensuite la production du parc éolien futur jusqu’à ce qu’on atteigne les limites techniques du réseau. Ceci nous permet de déterminer les limites de pénétration éolienne (cf. Figure 5.9).

110 0 100 200 300 400 20 22 24 26 28 s Q = f(cos φ) Q = f(V)

Figure 5.9 : Production éolienne avec le nouveau parc

Nous avons constaté que la puissance du nouveau parc est limitée par l’atteinte des limites de courant dans la ligne PIR01-St-Louis. Ces courants dépendent de la puissance apparente traversant les lignes. Une consommation importante de puissance réactive augmente le courant circulant dans la ligne et réduit la puissance éolienne pouvant être installée. C’est pourquoi le taux de pénétration éolienne dépendra également de la stratégie et des consignes de contrôle de la puissance réactive implémentée au niveau des parcs éoliens. On voit dans la Figure 5.9 que la puissance éolienne du parc futur pourra atteindre une valeur de 7,2 MW avec la stratégie de contrôle du facteur de puissance ou de 6,8 MW avec celle du contrôle de la tension. Nous analysons par la suite à partir de ces valeurs de production, les transits de puissance réactive, le plan de tension et les pertes dans le réseau du Mont-Dore en fonction de la stratégie de contrôle utilisée.

La partie (a) de la Figure 5.10 montre la puissance réactive nette demandée par les parcs éoliens et celle importée de Ducos en prenant en compte la stratégie de contrôle du facteur de puissance avec une consigne égale à 0,93. Les mêmes puissances sont montrées dans la partie (b) pour la stratégie de contrôle avec une consigne de tension dans les nœuds de connexion du parc égale à 35,5 kV.

0 100 200 300 400 -15 -12 -9 -6 -3 0 s Mvar Négandi

Prony III et Mont-Mau Prony I et II Ducos Futur (a) Q = f(cos φ) 0 100 200 300 400 -15 -12 -9 -6 -3 0 s Mvar Négandi

Prony III et Mont-Mau Prony I et II

Ducos

Futur

(b) Q= f(V) Figure 5.10 : Puissance réactive éolienne nette et puissance importée

On observe dans la Figure 5.10 que la consommation de puissance réactive est plus élevée dans le cas où elle est contrôlée avec la stratégie de tension fixe. Elle varie entre 10,35 Mvar et 14,1 Mvar pour cette stratégie de contrôle et entre 9,1 Mvar et 12,6 Mvar pour celle avec la consigne de facteur de puissance fixe. Ceci correspond à un facteur de puissance global qui varie entre 0,89 et 0,88 et entre 0,92 et 0.91 respectivement. Le facteur de puissance global du réseau pour la stratégie avec consigne de tension diminue avec l’augmentation de la production éolienne. Cela veut dire que pendant les périodes où la production éolienne est plus faible cette stratégie de contrôle devient plus convenable.

La Figure 5.11 présente la tension dans les nœuds plus représentatifs du réseau de 33 kV. La partie (a) correspond à la stratégie de contrôle avec consigne de facteur de puissance et la (b) à celle avec consigne de tension.

0 100 200 300 400 34.0 34.5 35.0 35.5 36.0 s kV St. Louis PR3HT Ducos PR1HT FUTHT (a) Q = f(cos φ) 0 100 200 300 400 34.0 34.5 35.0 35.5 36.0 s kV St. Louis PR3HT Ducos PR1HT FUTHT (b) Q= f(V) Figure 5.11 : Tension dans le réseau 33 kV

112

Les résultats de tension montrent que dans les deux cas les limites de tension son respectés. Il est donc techniquement possible d’ajouter un autre parc éolien dans le réseau en agissant sur la consommation de puissance réactive. Dans le cas où l’on contrôle la puissance réactive avec la consigne de tension en sortie du parc éolien la tension est mieux maîtrisée que dans le cas où le contrôle se fait par l’intermédiaire d’une consigne de facteur de puissance. On observe dans la partie (a) de la figure une variation brusque de la tension à 314 s suite au changement de prise du transformateur régleur en charge de Ducos.

Dans la Figure 5.12 nous comparons les pertes globales du réseau pour les deux stratégies de contrôle analysées. 0 100 200 300 400 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 s Q = f(cos φ) Q = f(V)

Figure 5.12 : Comparaison des pertes

On voit dans cette figure que les pertes globales du réseau varient entre 2 MW et 3,4 MW (10% et 12,7% de la production éolienne totale) pour la stratégie avec consigne de tension et entre 1,9 MW et 3,3 MW (9,5% et 12,2%) pour celle avec consigne de facteur de puissance. Le contrôle avec consigne de facteur de puissance permet donc une réduction des pertes dans les périodes où la production éolienne est importante. Cependant, dans les périodes où cette production est plus faible la stratégie de contrôle de la tension peut devenir plus convenable.

5.5 Conclusion

Les simulations ont permis d’analyser le plan de tension du réseau du Mont-Dore. Elles révèlent des variations importantes de la tension dues à la présence de la production éolienne. En effet, les flux de puissance dans la plupart du réseau peuvent avoir un sens ou

l’autre selon le niveau de production éolienne. Les variations de tension sont sensibles principalement dans les périodes où la production éolienne est importante et la consommation des charges est faible. Pour cette condition de fonctionnement, la valeur élevée de tension au niveau du poste source de Ducos, l’augmentation de la tension due à l’effet capacitif du câble souterrain et l’injection de puissance active, peuvent conduire à des problèmes de franchissement des limites de tension. Cela, notamment dans les points de connexion des sources de production les plus éloignées.

Dans ce chapitre, nous avons analysé les conditions de fonctionnement les plus contraignantes. Elles sont difficilement atteintes dans la réalité, c’est pourquoi on peut s’attendre à des variations de tension moins importantes.

L’augmentation de la production éolienne dans le réseau du Mont-Dore est possible d’un point de vue technique en augmentant les transits de puissance réactive dans le réseau. Dans ce cas, l’augmentation de la tension du réseau due à l’injection de puissance active des éoliennes est compensée par la chute de tension provoquée par la consommation de puissance réactive

Deux stratégies ont été analysées pour le contrôle de la puissance réactive fournie par les bancs capacitifs : le contrôle par l’intermédiaire d’une consigne de facteur de puissance fixe de 0,93 dans les nœuds de connexion des éoliennes et le contrôle avec consigne de tension fixe de 35,5 kV dans les mêmes points.

On a observé que la puissance maximale du parc futur dépend des mesures de correction de la tension implémentées. Elle pourra atteindre une valeur de 7,2 MW ou de 6,8 MW pour les commandes que nous avons analysées (facteur de puissance et tension respectivement). Les deux stratégies permettent de limiter les variations de tension au détriment des pertes dans le réseau. Il a été montré que les pertes du réseau futur pourront atteindre des valeurs supérieures à 12 % pour des conditions de fonctionnement nominales des parcs éoliens.

On peut envisager d’autres stratégies pour permettre l’augmentation de la production éolienne dans ce réseau :

• Une stratégie de limitation de la puissance active. Dans ce cas il ne sera jamais possible de produire le maximum de puissance active délivré par les éoliennes ;

114

• L’installation d’un transformateur régleur en charge. Dans ce cas, il faut prévoir une mesure de tension déportée où éventuellement un compoundage sur la commande du

régleur.

• Des stratégies de contrôle plus complexes peuvent être implémentées. Un exemple serait le contrôle de la puissance réactive avec une consigne de facteur de puissance variable selon la valeur de la tension mesurée dans les nœuds de connexion des éoliennes. Ce contrôle permettrait de gérer efficacement la tension et de réduire les pertes.

Le respect des tensions dans le réseau et l’augmentation de la puissance éolienne installée sera possible seulement si l’on exige aux constructeurs des parcs d’avoir la possibilité de faire varier la compensation des éoliennes en fonction des critères d’exploitation, et de maîtriser ainsi l’énergie réactive transitant dans le réseau. De même les concepteurs des fermes éoliennes devront mettre à disposition des operateurs du réseau des informations de tension en temps réel, pour gérer correctement le réseau en fonction des variations de la demande et de la production éolienne.

Chapitre 6

Etude de la pénétration de la production éolienne en

Guadeloupe

6.1 Introduction

La politique de développement de sources de production renouvelables est un enjeu majeur dans l’archipel de Guadeloupe. Aujourd’hui, une grande partie de l’électricité est obtenue à partir de ce type de production (environ 15%). L’énergie éolienne est l’une des sources plus prometteuses grâce à un régime de vents alizés particulièrement favorable au développement de ce type de production.

C’est dans ce contexte de prévision d’une croissance de la production que nous avons réalisé une étude dont l’objectif principal a été d’évaluer l’impact de l’insertion de nouvelles technologies éoliennes sur le comportement dynamique en fréquence du système électrique de la Guadeloupe. Les principaux résultats de cette étude sont présentés dans ce chapitre.

Pour commencer, nous présentons globalement le réseau de la Guadeloupe avec ses principales caractéristiques d’exploitation, statiques et dynamiques. Nous montrons ensuite comment le comportement statique et dynamique du réseau modélisé a été validé avec les données dont nous disposons.

Nous allons ensuite considérer dans cette étude deux stratégies de commande permettant la participation de la production éolienne au réglage de la fréquence qui ont étés présentées dans le chapitre 3 et ont été analysées dans le chapitre 4. Ces stratégies consistent à contrôler :

• La puissance mécanique de l’éolienne par action sur β ;

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6.2 Description du réseau de La Guadeloupe : caractéristiques