| Titre : | Les Réseaux électriques de distribution : de la production décentralisée aux Smart Grids |
| Auteurs : | Nouredine Hadjsaîd |
| Type de document : | texte imprimé |
| Editeur : | Paris [France] : Lavoisier, 2010 |
| Collection : | E.G.E.M Génie électrique |
| ISBN/ISSN/EAN : | 978-2-7462-2992-1 |
| Format : | 265 p / 24 cm |
| Note générale : | Notes bibliogr. Index |
| Langues originales: | |
| Index. décimale : | 621.319 (Distribution d'énergie électrique) |
| Catégories : | |
| Mots-clés: | Réseaux électriques (énergie) : Innovations |
| Résumé : |
Le traité Electronique, Génie Electrique, Microsystèmes répond au besoin de disposer d'un ensemble de connaissances, méthodes et outils nécessaires à la maîtrise de la conception, de la fabrication et de l'utilisation des composants, circuits et systèmes utilisant l'électricité, l'optique et l'électronique comme support. Conçu et organisé dans un souci de relier étroitement les fondements physiques et les méthodes théoriques au caractère industriel des disciplines traitées, ce traité constitue un état de l'art structuré autour des quatre grands domaines suivants : Electronique et micro-électronique Optoélectronique Génie électrique Microsystèmes Chaque ouvrage développe aussi bien les aspects fondamentaux qu'expérimentaux du domaine qu'il étudie. Une classification des différents chapitres contenus dans chacun, une bibliographie et un index détaillé orientent le lecteur vers ses points d'intérêt immédiats : celui-ci dispose ainsi d'un guide pour ses réflexions ou pour ses choix. Les savoirs, théories et méthodes rassemblés dans chaque ouvrage ont été choisis pour leur pertinence dans l'avancée des connaissances ou pour la qualité des résultats obtenus. |
| Note de contenu : |
Sommaire: Préface 17 Jean-Claude Sabonnadière Chapitre 1. Le réglage de tension dans les réseaux de distribution en présence de production décentralisée 21 Yvon Bésanger et Tran-Quoc Tuan 1.1. Introduction : la problématique du réglage de la tension 21 1.1.1. Qualité de service : chiffres et norme 22 1.1.2. Le réglage de tension pour la sécurité des réseaux 22 1.1.3. Le réglage de tension pour l'exploitation normale des réseaux 23 1.2. Réglage de la tension dans les réseaux de distribution actuels 25 1.2.1. Compensation de puissance réactive au poste source 25 1.2.2. Les régleurs en charge 25 1.3. Le réglage de tension dans les réseaux de distribution avec production décentralisée 26 1.3.1. Le réglage coordonné de tension (D-RCT) 26 1.3.1.1. Définition des objectifs et contraintes du D-RCT 27 1.3.1.2. Méthode d'optimisation 30 1.3.1.3. Pondération des objectifs 30 1.3.1.4. Choix des noeuds pilotes 31 1.3.1.5. Réduction des pertes et OPF 32 1.3.1.6. Synthèse : schéma de principes du D-RCT 32 1.3.1.7. Illustration sur un cas d'étude 34 1.3.2. Le réglage local auto-adaptatif (RAA) 37 1.3.2.1. Description du RAA 38 1.3.2.2. Validation par simulations non temps réel 43 1.3.2.3. Validation par essais expérimentaux : simulation temps réel de type PHIL (Power Hardware In the Loop) 46 1.3.3. Comparaison des stratégies de tension locale et coordonnée 50 1.3.4. Une nouvelle application : le réglage mixte 52 1.4. Conclusion 53 1.5. Bibliographie 54 Chapitre 2. Intégration aux réseaux des systèmes éoliens et leur participation aux services système 57 Alexandre Teninge, Daniel Roye et Seddik Bacha 2.1. L'énergie éolienne : contexte 57 2.1.1. Situation de l'éolien début 2009 57 2.1.2. Facteurs favorables au développement de l'éolien 58 2.1.2.1. Facteur environnemental 58 2.1.2.2. Stratégie énergétique 59 2.1.2.3. Volonté politique 59 2.1.3. Bilan 60 2.2. Intégration de l'énergie éolienne dans les systèmes électriques 60 2.2.1. Impact de l'intégration de GED sur la tension 61 2.2.1.1. Réglage de tension dans les réseaux électriques 61 2.2.1.2. Impact des GED sur la tension 62 2.2.2. Impact des GED sur la fréquence 64 2.3. Conditions techniques de raccordement des éoliennes aux réseaux électriques 66 2.3.1. Contraintes sur la tension/puissance réactive 66 2.3.1.1. France 66 2.3.1.2. Irlande 67 2.3.1.3. Allemagne 68 2.3.1.4. Danemark 68 2.3.1.5. Conclusions 69 2.3.2. Tenue aux creux de tension 69 2.3.3. Contraintes sur la fréquence/puissance réactive 71 2.3.3.1. Tenue aux variations de fréquence 71 2.3.3.2. Participation au réglage primaire de fréquence 72 2.3.4. Conclusion 73 2.4. Les systèmes éoliens : principes et aspects de la modélisation 73 2.4.1. Principe de conversion 73 2.4.2. La turbine 74 2.4.3. La transmission 78 2.4.4. Eoliennes à vitesse fixe 78 2.4.5. Eoliennes à vitesse variable 80 2.4.5.1. Eolienne à base de machine asynchrone à double alimentation (MASDA) 80 2.4.5.2. Eolienne entièrement interfacée à base de machine synchrone à aimants permanents (MS) 82 2.4.6. Conclusion sur les différentes structures d'éolienne 84 2.5. Etude de l'intégration de parcs éoliens mixtes en milieu insulaire 84 2.5.1. Dimensionnement d'un parc éolien mixte (MAS/MS) 84 2.5.2. Participation au réglage de tension 87 2.5.3. Tenue aux creux de tension 88 2.5.4. Participation au réglage de fréquence 90 2.5.5. Conclusion sur les parcs éoliens mixtes 94 2.6. Bibliographie 94 2.7. Liste des symboles 97 Chapitre 3. La sûreté de fonctionnement des réseaux de distribution en présence de production décentralisée 99 Yvon Bésanger 3.1. Nouvelles considérations et nouveaux défis pour la sûreté du système de distribution 99 3.1.1. Qualité du produit électricité 100 3.1.2. Coûts de la sûreté 101 3.1.3. Critères et techniques probabilistes 101 3.2. Concepts de base de la sûreté des réseaux électriques 103 3.2.1. Définition de la sûreté de fonctionnement 103 3.2.2. Grandeurs de la sûreté 103 3.2.3. Fonctions de distribution 105 3.2.4. Méthodologie d'une étude de sûreté. Evaluation de critères de sûreté 107 3.2.4.1. Modélisation des composants 108 3.2.4.2. Modélisation du système 110 3.2.4.3. Calcul des critères de sûreté 111 3.2.4.4. Indices de sûreté probabilistes 112 3.3. Objectifs et usage des études probabilistes de sûreté 113 3.3.1. ... dans le développement des réseaux de distribution 113 3.3.2. ... et dans l'exploitation des réseaux de distribution 115 3.4. Concepts de base de la simulation Monte Carlo 116 3.4.1. Méthode de Monte Carlo 116 3.4.2. Simulation 117 3.4.3. Concepts et définition de base de la statistique 117 3.4.3.1. Valeur moyenne 117 3.4.3.2. Variance et covariance 118 3.4.3.3. Coefficient de variation 119 3.4.4. Simulation Monte Carlo 119 3.4.4.1. Simulation Monte Carlo non séquentielle (ou aléatoire) 120 3.4.4.2. Simulation Monte Carlo séquentielle (ou chronologique) 121 3.4.4.3. Réduction de la variance 124 3.5. Quelques résultats d'application de la méthode de Monte Carlo 126 3.6. Conclusion 130 3.7. Bibliographie 131 Chapitre 4. Protections, détection et localisation des défauts dans les réseaux HTA en présence de production décentralisée 133 Bertrand Raison, Olivier Chilard, Delcho Penkov et Duc Cong Pham 4.1. Introduction 133 4.2. Caractéristiques des défauts dans les réseaux de distribution HTA 134 4.2.1. Les différents types de défaut 135 4.2.2. Caractéristiques des défauts polyphasés 136 4.2.3. Caractéristiques des défauts monophasés 137 4.2.4. Les régimes de neutre des réseaux de distribution 137 4.2.5. Impact de la production décentralisée sur les défauts 139 4.2.5.1. Modélisation des GED pour le calcul de courant de défaut 139 4.2.5.2. Impact de la GED sur les courants de défaut 142 4.3. Fonctionnement des protections dans les réseaux HTA en présence de production décentralisée 143 4.3.1. Principes généraux du plan de protection HTA 143 4.3.2. Plan de protection HTA au niveau des postes source 144 4.3.2.1. Protection des arrivées HTA et du transformateur HTB/HTA 144 4.3.2.2. Protection des départs HTA 145 4.3.3. Impact de la production décentralisée sur le fonctionnement des protections des départs 146 4.3.3.1. Le déclenchement intempestif 146 4.3.3.2. L'aveuglement de la protection 147 4.3.3.3. Détermination de la puissance décentralisée maximale admissible avec les réglages actuels 147 4.3.3.4. Quelques pistes de solution au niveau des protections 149 4.3.4. Protection des générateurs 150 4.3.4.1. Protection de découplage principale 150 4.3.4.2. Protection additionnelle - Détection d'un îlotage non intentionnel 151 4.4. Détection des défauts 153 4.4.1. Qu'est-ce qu'un IPD ? 153 4.4.1.1. Détection des défauts polyphasés 154 4.4.1.2. Détection des défauts phase-terre 154 4.4.1.3. Restrictions des indicateurs actuels 154 4.4.1.4. Appareils installés sur les réseaux français 154 4.4.2. La localisation des IPD par IPD 155 4.4.3. Impact de la production décentralisée sur le fonctionnement des IPD et la localisation des défauts 156 4.4.3.1. Cas d'un départ sans GED 156 4.4.3.2. Introduction d'une GED de puissance importante 158 4.4.3.3. Utilisation d'IPD directionnels 158 4.4.4. Les IPD du futur 159 4.5. Localisation des défauts en présence de production décentralisée 159 4.5.1. Principe général des méthodes existantes 159 4.5.1.1. Quelques méthodes utilisant le régime permanent de défaut 160 4.5.1.2. Quelques méthodes utilisant le régime transitoire de défaut 161 4.5.2. Calcul de distance de défaut par calcul d'impédance, un exemple 161 4.5.2.1. Développement d'une formule, cas du défaut monophasé 162 4.5.2.2. Facteurs limitatifs 164 4.5.3. Impact de la production décentralisée sur les méthodes de localisation 164 4.5.3.1. Introduction d'un producteur dans un départ 164 4.5.3.2. Utilisation de modèles des producteurs dispersés 166 4.5.3.3. Utilisation des mesures en provenance des producteurs dispersés 167 4.5.4. Quelques perspectives de recherche 170 4.6. Bibliographie 171 Chapitre 5. Le pilotage de charges dans la gestion des réseaux de distribution 173 Didier Boeda, Christophe Kieny et Daniel Roye 5.1. Objectifs du pilotage de charge pour le distributeur 173 5.2. Charges pilotées 175 5.2.1. Moyen d'action sur les charges, cycle typique 176 5.2.2. Méthode de pilotage de charge 178 5.2.3. Description des maisons et modélisation thermique 178 5.3. Résultats pour le pilotage temps réel 180 5.3.1. Influence du pas de temps, débit du système de communication 182 5.3.2. Influence de la durée de délestage 182 5.3.3. Influence de la durée de réalimentation garantie 182 5.3.4. Amplitude et durée de la réduction de puissance sur le réseau 183 5.4. Approche temps réel avec prise en compte des caractéristiques des maisons 183 5.5. Pilotage de charge avec optimisation 184 5.6. Conclusion 190 5.7. Bibliographie 190 Chapitre 6. L'électronique de puissance dans les réseaux électriques de distribution du futur 193 Seddik Bacha, David Frey, Erwan Lepelleter et Raphaël Caire 6.1. Introduction 193 6.2. Nouveau contexte des réseaux de distribution 195 6.2.1. L'évolution 195 6.2.2. Réseaux électriques d'aujourd'hui et de demain 195 6.3. Systèmes de l'électronique de puissance dans le contexte actuel des réseaux 199 6.3.1. Les différents types de FACTS et DFACTS 199 6.3.2. L'offre des constructeurs 201 6.4. Etat des développements actuels 205 6.4.1. Etudes concernant le réseau de transport 205 6.4.1.1. Contrôle des flux de puissance 205 6.4.1.2. Power Flow 206 6.4.2. Etudes concernant le réseau de distribution 207 6.4.2.1. Autonomous Demand Area Network Power System du CRIEPI 207 6.4.2.2. Projet européen Uniflex (Advanced Power Converters for Universal and Flexible Power Management in Future Electricity Networks) 209 6.4.3. Etudes concernant l'architecture des FACTS 211 6.4.3.1. Distributed Static Series Compensator du Tennesse Valley Autorithy (TVA) et Soft Switching Technolologies Corporation (SSTC) 211 6.4.3.2. Modular ETO Voltage Source Converter du Semiconductor Power Electronics Center 213 6.5. Conclusion 214 6.6. Bibliographie 216 Chapitre 7. Centrales virtuelles pour réseaux actifs 219 Guillaume Foggia, Christophe Kieny et Joseph Maire 7.1. Contexte général : vers un réseau actif 219 7.2. Objectifs 220 7.3. Concepts de centrale virtuelle (projet FENIX) 221 7.3.1. Structure des centrales virtuelles 221 7.3.2. Centrale virtuelle commerciale (CVPP) 222 7.3.2.1. Principe 222 7.3.2.2. Fonctions nécessaires 223 7.3.2.3. Mix énergétique et gestion du risque 224 7.3.3. Centrale virtuelle technique (TVPP) 225 7.3.3.1. Principe 225 7.3.3.2. Fonctions nécessaires 226 7.3.3.3. Régulation de tension 227 7.3.4. Echanges d'information et relations entre centrales virtuelles 227 7.4. Autres développements : projet Alpenergy 229 7.5. Perspectives des centrales virtuelles sur un réseau actif 231 7.5.1. Barrières et recommandations 231 7.5.2. Intérêts, perspectives 232 7.6. Bibliographie 233 Chapitre 8. Vers les Smart Grids 235 Nouredine Hadjsaïd et Jean-Claude Sabonnadière 8.1. Introduction 235 8.1.1. Le nouveau paradigme énergétique 235 8.1.2. Les technologies de l'information et de la communication au service du réseau 239 8.1.3. Le contexte français dans la perspective européenne 241 8.1.4. Les principaux déclencheurs du développement du réseau intelligent 246 8.2. Définitions de «réseau intelligent» ou Smart Grids 247 8.3. Quels objectifs un réseau de distribution intelligent permet-il d'atteindre ? 248 8.3.1. Objectifs techniques 248 8.3.2. Objectifs socio-économiques et environnementaux 249 8.4. Les acteurs concernés par la mise en oeuvre du réseau intelligent 250 8.5. Recherche et aspects scientifiques du réseau intelligent 251 8.5.1. Exemples de concepts innovants en développement 252 8.5.2. Les verrous scientifiques, technologiques, commerciaux et sociologiques 257 8.5.2.1. Verrous scientifiques et technologiques 258 8.5.2.2. Verrous commerciaux et sociologiques 258 8.6. Conclusion 259 8.7. Bibliographie 260 Index |
| Côte titre : | S8/78166-78168 |
Exemplaires (3)
| Cote | Support | Localisation | Disponibilité |
|---|---|---|---|
| S8/78166 | Livre | Bibliothèque centrale | Disponible |
| S8/78167 | Livre | Bibliothèque centrale | Disponible |
| S8/78168 | Livre | Bibliothèque centrale | Disponible |
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