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Les énergies renouvelables intermittentes mettent-elles en cause la stabilité des réseaux ?

Publié en ligne le 18 novembre 2019 - Environnement - Climat

Les réseaux publics d’électricité sont nés à la fin du XIXe siècle, en Europe et aux États-Unis. Suite à une âpre « bataille des courants » entre Thomas Edison, défenseur du courant continu, et George Westinghouse et Nikola Tesla, défenseurs du courant alternatif, ce dernier l’a définitivement emporté pour trois raisons fondamentales. L’invention des transformateurs à noyau en fer doux par le Français Lucien Gaulard a permis d’élever très facilement les tensions, ouvrant la voie au transport de l’électricité à longue distance avec des pertes en ligne très réduites. Le passage par zéro du courant alternatif deux fois par période a permis de construire des appareils de coupure (disjoncteurs) simples et efficaces, en facilitant l’extinction des arcs électriques qui se produisent lors de la séparation des contacts, et surtout, l’invention géniale par Nikola Tesla des systèmes triphasés équilibrés a permis de créer des champs électromagnétiques tournants de module constant (c’est-à-dire sans composante alternative) et ouvert la voie à la construction d’alternateurs de très grande puissance et de moteurs synchrones ou asynchrones de construction simple et robuste.

Les lois de l’équilibre instantané d’un réseau triphasé

Les réseaux triphasés se sont ainsi généralisés dans le monde entier comme technologie de

base, même si le courant continu a récemment retrouvé des applications dans le transport d’électricité à haute tension que le courant alternatif ne peut satisfaire, en particulier pour les liaisons sous-marines, voire souterraines à très haute tension, devenues indispensables pour mieux interconnecter électriquement les pays séparés par des bras de mer, ou pour des transports d’électricité sur de très grandes distances (Chine, Brésil, Canada, Russie, etc.). Un système électrique triphasé est constitué d’un ensemble d’alternateurs connectés par couplage électromagnétique à un réseau qui alimente des récepteurs. Tous les alternateurs fonctionnent alors à la même fréquence instantanée, proportionnelle à leur vitesse de rotation. Cette fréquence dite synchrone, dont les variations se propagent à l’ensemble du réseau en quelques millisecondes, est le paramètre commun qui détermine et caractérise l’équilibre instantané du système.

L’électricité ne se stockant pas en tant que telle, cet équilibre implique qu’à tout instant, la puissance de la production soit exactement égale à la puissance de la consommation (on parle d’ « équilibre production-consommation »). Les actions correctives volontaires ne pouvant être instantanées, le système réagit naturellement en adaptant sa fréquence (et donc la vitesse de rotation des alternateurs) pour s’équilibrer en puissance : la fréquence baisse (les alternateurs ralentissent) si la production est inférieure à la consommation, elle augmente dans le cas contraire. Mais cette adaptation en fréquence est limitée par les tolérances très étroites autour de la fréquence nominale de 50 Hz : inférieures à ± 0,5 Hz en régime normal, excursions maximales limitées à ± 1 Hz dans les situations exceptionnelles dégradées de très courte durée.

Générateur (centrale électrique de Budapest, 1895)

C’est ici qu’intervient de façon bénéfique un paramètre physique essentiel : l’inertie mécanique des rotors des alternateurs connectés au réseau, complétée dans une bien moindre mesure (moins de 20 % du total) par celle des moteurs synchrones et asynchrones alimentés par le réseau. C’est pourquoi l’inertie globale d’un système électrique dépend de sa charge : plus la consommation est élevée et plus le nombre d’alternateurs et de moteurs raccordés au réseau est élevé, plus l’inertie globale est importante. Cette dernière agit de deux façons complémentaires : une action stabilisatrice « mécanique » (l’inertie des rotors s’oppose aux variations brutales de leur vitesse de rotation, ce qui laisse le temps aux automatismes de régulation de puissance des machines entraînant les alternateurs de compenser les déséquilibres entre production et consommation) et une action autorégulatrice « énergétique » (les rotors constituent des volants d’inertie naturels qui stockent de l’énergie cinétique et, en cas de baisse de fréquence ‒ donc de leur vitesse de rotation ‒, ils transfèrent une partie de leur énergie cinétique au réseau par couplage électromagnétique sans qu’aucune action ne soit nécessaire – voir figure ci-dessous).

Impact type de l’inertie sur les régimes transitoires de fréquence d’un réseau (source : EDF). Plus l’inertie est faible, plus la variation de fréquence est rapide et plus la fréquence chute profondément au cours du régime transitoire, donc plus le système est déstabilisé.

À titre indicatif, la fréquence minimale est atteinte en 10 à 15 secondes sur le grand réseau métropolitain français, fortement interconnecté au réseau européen, mais en largement moins de 5 s sur les petits réseaux isolés (outre-mer, insulaires), alimentés par de petites machines dont les rotors ont peu d’inertie.

Impacts de l’insertion d’électricité intermittente dans les réseaux

L’insertion dans les réseaux d’électricité issue de sources de production intermittentes et aléatoires, éolienne ou photovoltaïque, a deux conséquences principales : l’augmentation des variations de puissance instantanée du système et la diminution de son inertie globale.

Une plus forte variation de puissance instantanée

Les sources de production intermittentes et aléatoires accroissent fortement l’amplitude des variations de puissance. Ces dernières doivent être compensées par différents moyens afin d’assurer à chaque instant l’équilibre production-consommation. En effet, la production d’électricité intermittente est le plus souvent décorrélée des besoins de consommation, même si elle peut parfois contribuer à la satisfaire (par exemple, climatisations alimentées en été, lorsque le soleil est au zénith, par de l’électricité photovoltaïque ; a contrario, cette dernière est totalement absente lors des pointes hivernales de consommation de 19 h car il fait nuit !). Ces productions pouvant survenir à contretemps, voire être totalement absentes (pas d’ensoleillement et pas de vent), elles accroissent les besoins en modulation de puissance des moyens d’équilibrage. Quatre catégories de ressources peuvent être mobilisées pour ce faire : utiliser des moyens de production classiques pilotables (c’est-à-dire dont la puissance est modulable à volonté), stocker ou déstocker de l’électricité (par transformation en une autre forme d’énergie, par exemple électrochimique dans des batteries ou potentielle dans des stations de pompage hydraulique), importer/exporter de l’électricité grâce aux interconnexions avec les pays voisins, enfin effacer ou réduire certaines consommations non prioritaires en cas de consommation très élevée et de production insuffisante, avec l’accord des consommateurs concernés (industriels surtout). Le stade ultime est la coupure autoritaire d’une partie des consommations par le gestionnaire du réseau pour éviter un écroulement plus général (black-out).

Une des toutes premières éoliennes destinée à la production d’électricité, mise au point par Charles F. Brush et en exploitation dans l’Ohio (États-Unis) entre 1888 et 1900.

Réduction de l’inertie globale du système

C’est l’effet le plus important du point de vue de la stabilité instantanée du système. Il est dû au remplacement de moyens pilotables utilisant des alternateurs par des moyens intermittents couplés au réseau via des onduleurs électroniques dépourvus d’inertie propre. Il est néanmoins possible de doter partiellement ces sources intermittentes de certaines capacités de réglage de la fréquence par adjonction d’automatismes électroniques d’extraction d’ « inertie synthétique » pour les éoliennes et d’automatismes de modulation de puissance pour les éoliennes et les sources photovoltaïques. Mais ces capacités de modulation restent moins efficaces et beaucoup plus complexes à utiliser que celles des alternateurs. En tout état de cause, la réduction de l’inertie globale qui résulte de l’insertion de sources intermittentes couplées au réseau par des onduleurs reste un facteur de réduction de la stabilité instantanée du système. D’où la question : jusqu’où peut-on aller dans l’insertion d’électricité intermittente ?

Quelles limites à l’insertion d’électricité intermittente dans les réseaux ?

Un grand nombre d’études ont été publiées à cet égard, mais l’immense majorité d’entre elles, à commencer par celles de l’Ademe (voir l’article de Dominique Finon dans ce dossier), se limitent à la recherche d’un équilibre production/consommation au pas horaire ou demihoraire, c’est-à-dire à une approche purement statistique comparant des quantités d’énergie électrique produites et consommées durant ces tranches de temps.

L’étude probablement la plus complète et aboutie publiée à ce jour est celle d’EDF R&D [1] (juin 2015). Elle porte sur l’ensemble des réseaux interconnectés de 34 pays européens à l’horizon 2030 et s’appuie sur plus de trente ans de relevés météorologiques combinés. Selon cette étude, et avec les moyens technologiques utilisés aujourd’hui dans les réseaux, un taux de pénétration en énergie produite de 40 % d’éolien et photovoltaïque répartis sur l’ensemble de la plaque européenne est possible. Mais à certaines conditions, telles que le maintien de moyens pilotables assurant 60 % de la production en moyenne annuelle, une contribution de l’ « inertie synthétique » des éoliennes et la modulation de leur puissance de sortie (à la hausse comme à la baisse, ce qui implique de les faire fonctionner au-dessous de leur puissance maximale possible) ainsi que celle du photovoltaïque, les renforcements ou créations de nombreuses interconnexions transfrontalières, un recours important aux effacements de la demande et aux importations/exportations. Ce taux de pénétration de 40 % en moyenne annuelle recouvre cependant des écarts très importants en valeurs instantanées admissibles, qui conditionnent de facto l’équilibre dynamique des réseaux : il varie d’environ 25 % lorsque la demande est très faible (c’est-à-dire lorsque le réseau a peu d’inertie mécanique car peu d’alternateurs et de moteurs y sont raccordés) à près de 70 % lorsque la demande est très élevée (le réseau a alors une grande inertie car un grand nombre d’alternateurs et de moteurs y sont raccordés).

Le réseau européen fortement interconnecté fait que certains pays peuvent dépasser ces taux, et de beaucoup, en s’appuyant sur les réseaux des pays voisins qui vont assurer l’équilibre. C’est le cas du Danemark, dont l’équilibre est assuré par la production hydraulique norvégienne et suédoise, pilotable, et le puissant réseau allemand. Il peut ainsi fonctionner avec 100 % d’éolien en instantané. Le Portugal peut atteindre des taux également élevés, parce qu’il a un petit réseau connecté au puissant réseau espagnol et qu’il a beaucoup d’hydraulique capable de stabiliser la fréquence très rapidement. Les centrales nucléaires françaises peuvent aussi apporter, si besoin, leur énorme inertie à l’éolien et au photovoltaïque allemand.

À l’inverse, les zones non-interconnectées, c’està-dire fonctionnant en réseaux autonomes, de petites tailles le plus souvent, dans les îles en particulier, sont beaucoup moins stables car elles sont dépourvues de secours extérieurs (par définition) et ont des moyens de production de taille réduite et de faible inertie. Elles réagissent donc beaucoup plus vite et plus fortement aux déséquilibres de production/consommation. De ce fait, l’insertion d’électricité intermittente y est beaucoup plus limitée, à 30 % par exemple en valeur instantanée dans les îles DOM-TOM françaises 1 (à comparer à 70 % possibles sur le réseau européen interconnecté).

D’immenses défis technologiques

Est-il possible d’aller plus loin en matière de taux instantané de pénétration d’électricité éolienne ou photovoltaïque ? Plus généralement, sera-t-il possible de faire fonctionner des réseaux avec une inertie mécanique très faible, voire sans aucune inertie mécanique ? Plusieurs programmes de recherche ont été engagés sous l’égide de l’Union européenne pour tenter d’apporter des réponses à ces questions. Les projets Migrate [2] et Osmose [3] s’intéressent à la mise au point de nouveaux types d’onduleurs capables de se comporter à l’image des alternateurs, c’est-à-dire d’imposer à la fois leur fréquence et leur tension au réseau, alors que les onduleurs actuellement utilisés ont impérativement besoin des références de fréquence et de tension du réseau pour fonctionner. Le projet EU-SysFlex [4], quant à lui, a pour but d’étudier l’intégration systémique des technologies de « réseaux intelligents » (smart grids en anglais) : stockages/déstockages d’énergie, flexibilité des moyens de production et des consommations, etc. Audelà de la faisabilité technique, il s’intéresse aussi aux aspects environnementaux (minimisation des émissions de CO2) et économiques (coûts) et, last but not least, à la sécurité d’alimentation, qui a toutes les chances d’être réduite par rapport à la situation actuelle (augmentation des probabilités de non-fourniture, locales voire plus générales, pouvant à l’extrême aboutir à un  « blackout » – mise dans le noir – du pays, voire de plusieurs pays).

Le premier éclairage public électrique à Berlin (1882),Carl Saltzmann (1847-1923)

Les résultats de ces projets sont attendus fin 2021. Mais ce ne sera probablement pas la fin de l’histoire tant les questions sont nouvelles et complexes et leurs réponses incertaines à ce jour, sachant que bien d’autres questions non abordées ici se posent également 2. Et l’extrapolation de ces résultats aux grands réseaux interconnectés européens, qui pourraient comporter des dizaines de milliers d’onduleurs sur un territoire de plusieurs milliers de kilomètres d’étendue, soulève des questions extraordinairement difficiles, dont la moindre ne sera pas la cybersécurité de la « couche informatisée » indispensable pour gérer l’ « intelligence » de cet ensemble 3.

En résumé, c’est une véritable « révolution copernicienne » qui est envisagée concernant les principes, technologies et modes de gestion de l’équilibre instantané des réseaux. Le succès sera-t-il au rendez-vous ? Nul ne peut à ce jour le dire, d’autant que la réussite technologique ne suffira pas : il faudra aussi que les coûts de ces solutions soient économiquement soutenables.

Références

^[1] Burtin A, Silva V, “Technical and economic analysis of the European electricity system with 60 % RES”, EDF R&D, juin 2015. Sur energypost.eu

^[2] Site Internet du projet Migrate : h2020-migrate.eu

^[3] Site Internet du projet Osmose : osmose-h2020.eu

^[4] Site Internet du projet EU-SysFlex : eu-sysflex.com

1 Afin d’assurer la sécurité de l’alimentation électrique des réseaux insulaires, l’arrêté ministériel du 23 avril 2008 fixe le seuil maximal d’énergies intermittentes à 30 % de la puissance appelée sur le réseau.

2 Par exemple, réduction de la puissance de court-circuit, production élevée d’harmoniques de tension et de courant.

3 Pour les alternateurs, la synchronisation se fait de façon physique et décentralisée, via leur couplage électromagnétique au réseau. Avec des onduleurs se comportant en sources de tension autonomes, il faut reconstituer un tel signal (image de l’équilibre production/consommation du réseau) et le distribuer à chacun des onduleurs, avec ses variations très rapides. Ce qui ne peut se faire sans une couche informatisée très complexe et très étendue géographiquement.


Thème : Environnement

Mots-clés : Climat

Publié dans le n° 329 de la revue


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L' auteur

Georges Sapy

Ingénieur ayant fait toute sa carrière dans le groupe EDF, dans la R&D puis dans l’ingénierie des moyens de (...)

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