Sans machine tournante, le réseau 50% ENR dispose-t-il d’assez de puissance de court-circuit pour garantir le démarrage des moteurs ?

La réponse est : Non.

Au delà d’un certain pourcentage d’ENR intermittentes (plus de 40% grand maximum), sans base fossile pilotable, seul l’électro-nucléaire peut aider l’hydro-électricité à redémarrer le réseau électrique en cas black-out. Mais avec 40% de rentabilité gâchée, personne ne construira de nucléaire. Idem pour contruire 40% de backup fossile à utiliser en plein hiver.

Et oui, les moteurs ne redémarreraient pas, y compris ceux de certaines STEP. Donc on subirait une catastrophe de longue durée.

Autre question : Y a-t-il un moyen électronique pour simuler le signal en fréquence des machines tournantes ?

* On sait bien sûr simuler la fréquence du réseau, mais cela ne suffit pas pour assurer l’équilibre, la fréquence n’étant que le symptôme (très utile en l’occurrence) pas la cause physique du déséquilibre de puissance, provenant d’une trop grande différence entre production et consommation,

* Avec des réseaux alimentés par les turbo-alternateurs, l’équilibre instantané (qui se joue dans les 10 à 15 premières secondes sur le réseau européen, deux à trois fois plus vite sur les petits réseaux isolés des îles) est assuré par deux facteurs :

– Les régulations primaires des turbo-alternateurs, qui sont rapides et réglées pour annuler les écarts dans les deux sens,

– L’inertie des masses tournantes des rotors, qui introduit des constantes de temps dans le système. Ce qui laisse précisément le temps aux régulateurs primaires de jouer leur rôle. Mais il y a plus : toutes ces masses tournantes se comportent comme des volants d’inertie naturels, qui stockent donc de l’énergie cinétique. En cas de ralentissement (baisse de fréquence), cette énergie cinétique est automatiquement et instantanément transférée au réseau via le couplage magnétique des rotors d’alternateurs. Ce qui constitue un apport supplémentaire transitoire de production ayant un effet stabilisateur de la fréquence.

Le problème est que les EnRi couplées au réseau via des onduleurs n’apportent plus cette inertie (sauf éoliennes équipées de dispositifs particuliers d’extraction « d’inertie synthétique », moins efficaces cependant que l’inertie des turbo-alternateurs). Les EnRi diminuent donc la stabilité naturelle des réseaux, raison pour laquelle l’étude EDF R&D (la seule de ce type à ce jour) arrive à la conclusion que le réseau européen ne pourra dépasser environ 40 % d’EnRi en moyenne (avec des pointes instantanées situées entre 20 % et 70 % selon la charge du réseau). Ou alors, il faudrait faire du déstockage d’énergie via des turbo-alternateurs, soit hydrauliques (STEP) soit à cycles combinées (avec du power to gas to power). Mais comme les STEP ne sont pas du tout à l’échelle des besoins et le power to gas to power complètement hors de prix, la seule solution est de conserver des moyens de back-up très importants…

Il y a cependant un autre moyen de stabiliser les réseaux : disposer de moyens dépourvus d’inertie propre mais capables d’injecter et d’absorber extrêmement rapidement l’énergie, avec des constantes de temps très inférieures aux constantes de temps du réseau électrique. C’est le cas des batteries électrochimiques. Cela fonctionne très bien et a été validé par l’expérience. L’utilité est directe à l’échelle de réseaux petits ou moyens, notamment les réseaux isolés des îles. Mais ce ne peut être qu’une solution d’appoint à l’échelle des grands réseaux européens, au moins tant que les prix des batteries resteront élevés, eu égard aux investissements supplémentaires très importants que cela représente.


https://share.orange.fr/#SmeeuFyu5g19b55ea130

Extrait ci dessus de la conférence de Jean Fluchère à l’Académie François Bourdon sur le fonctionnement du réseau électrique.

Sur la 3ème diapo, on trouve un enregistrement réel de la fréquence lors de la perte de 2800 MW, l’inertie des machines tournantes, comme expliqué plus haut, empêche la fréquence de descendre au dessous de 49,88 Hz. Ensuite, le réglage primaire des machines thermiques et hydrauliques agit pour combler la puissance perdue de façon totalement automatique. Mais comme ceci a rogné les marges du système, il faut les rétablir via le réglage secondaire qui est manuel soit via des demandes des dispatchers aux opérateurs de centrales, soit directement par les dispatchers sur les centrales en téléréglage (puissance moyenne de référence détarée par rapport à la puissance nominale avec une bande en plus ou en moins par rapport à cette puissance de référence). Enfin, si besoin, notamment en situation tendue, les dispatchers vont activer de la réserve tertiaire qui consiste à mettre en route des moyens de production supplémentaires.

Il faut bien retenir que dans tous ces cas, on augmente ou on réduit le fluide moteur qui traverse la turbine via la position des robinets d’admission.

Si ce sont des éoliennes, il est difficile d’agir sur le fluide moteur, le vent. Enercon propose son modèle de 8 MW avec un système de régulation via le pas des pales. Dit autrement, la machine ne brasse pas tout le vent possible et si le régulateur, après l’interface statique, détecte un écart entre la fréquence de référence et la fréquence réelle, le régulateur va modifier le pas des pales pour brasser plus de vent. C’est un réglage primaire mou. En outre, derrière une interface statique, il n’y a pas d’inertie et sur l’exemple réel donné dans la 3ème diapo, s’il n’y avait que des éoliennes de ce type, la descente de la fréquence serait beaucoup plus profonde.

Ajouté le 15/04/2017:

Et quid des compensateurs ?

Les compensateurs synchrones sont des machines synchrones placées sur les réseaux et qui vont soit produire de la puissance réactive par surexcitation de l’inducteur afin de remonter le niveau de tension, soit absorber de la puissance réactive par sous excitation de l’inducteur pour abaisser le niveau de tension. Ce sont des machines extrêmement souples et présente l’immense avantage de réutiliser des alternateurs existants et sous-utilisés.

 

Les compensateurs synchrones ont été effectivement très utilisés, et le sont encore à Biblis par exemple, en général pour remonter le niveau de tension ou pour l’abaisser. Les groupes turboalternateurs de la centrale de Martigues ont été beaucoup utilisés pour remonter le niveau de tension sur ce nœud de réseau afin d’avoir une tension correcte en bout de ligne à Nice.

 

Les Facts ou compensateurs statiques sont aujourd’hui utilisés pour compenser la puissance réactive capacitive introduite par les diélectriques des câbles très haute tension enterrés. On fait en sorte que les FACTS ramènent l’intensité en phase avec la tension afin que la puissance active en bout de ligne soit globalement égale à celle introduite en entrée de ligne.

Ce sont effectivement des compensateurs statiques jouant le rôle d’inductances ou de capacités suivant les cas.

 

Le problème est qu’ils sont chers et pas très faciles à mettre en œuvre. C’est la raison pour laquelle, les opérateurs qui ont des groupes turboalternateurs inutilisés les valorisent en compensateurs synchrones comme on le voit actuellement sur le site de la centrale nucléaire de Biblis

Conclusion.

Tous les vendeurs de rêve sont donc pris la main dans le sac. Le mix idéal n’est pas un mix avec 40% d’ENR intermittentes… mais plutôt avec 10% d’intermittence électrique hors des sites naturels atypiques (Danemark/Norvège). L’électricité pilotable décarbonée nucléaire doit donc, pour nous permettre de respecter le climat, atteindre le plus vite possible plus de 50% de l’énergie finale, et pas le pourtant excellent niveau de 20% que la France a réussi à obtenir.

Donc 75% d’électricité nucléaire sur 600 TWh (450 TWh) doit évoluer ainsi :

Passer la chaleur renouvelable de quelques % à 20% de l’énergie finale ?

Pour intégrer la mobilité et l’industrie électrique : Maintenir les 75% d’électricité électronucléaire  (750 TWh sur 1000 TWh grâce aux 90 GW (au lieu des 63 GW) que recommande le scénario Négatep de SLC).

On réduit ainsi les 70% d’énergies fossiles à 20%. Donc l’Europe est notre salut mais pas celui de l’énergie décarbonée vu les « attentes sociales » irrationnelles et la démocratie d’opinion.

Pour en savoir plus sur ces mix :

https://share.orange.fr/#ojfHV03HVC19b55eb014

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