Introduction à l'inertie du réseau et à la régulation de fréquence — Lorsque la masse en rotation disparaît, qui protège la fréquence ?

La fréquence d'un réseau électrique reste constante uniquement lorsque la production et la consommation sont parfaitement équilibrées. Si la production est inférieure à la demande, la fréquence diminue ; si elle est supérieure, la fréquence augmente. La marge de manœuvre du réseau pour réagir à ce déséquilibre est déterminée par l'inertie. Dans les centrales hydroélectriques, thermiques et nucléaires, le corps massif en rotation du générateur synchrone stocke l'énergie cinétique, amortissant naturellement les brusques variations de fréquence pendant les premières secondes suivant le déséquilibre entre l'offre et la demande. En revanche, les systèmes solaires, éoliens et les batteries sont connectés au réseau via des onduleurs et ne bénéficient donc pas de cet effet tampon naturel. Les principes de base de l'inertie du générateur synchrone et l'équation de variation de fréquence ont été présentés dans le Guide des systèmes électriques. Cet article approfondit la signification pratique de cette équation et explique comment protéger la fréquence sur un réseau où les sources connectées par onduleur jouent un rôle prépondérant.

L'essentiel en 30 secondes

• L'inertie est la propriété par laquelle l'énergie cinétique contenue dans le corps rotatif d'un générateur synchrone (turbine et rotor) absorbe et libère naturellement de l'énergie lors d'une variation soudaine entre l'offre et la demande, atténuant ainsi la variation de fréquence qui en résulte. Plus l'inertie est grande, plus le taux de variation de fréquence (RoCoF : Taux de Variation de Fréquence) est faible pour un écart donné entre l'offre et la demande.

• Les systèmes solaires, éoliens et les batteries connectés via des onduleurs ne possèdent pas de corps rotatif mécanique et ne fournissent donc pas d'inertie naturelle. À mesure que leur part dans le mix énergétique augmente et que les générateurs synchrones diminuent relativement, l'inertie globale du réseau diminue et le RoCoF s'accélère pour une même perte de production.

• Le maintien de la fréquence se décompose en trois étapes sur des échelles de temps différentes. Sur le marché de l'équilibrage japonais, la puissance de régulation est fournie par différentes catégories de produits : puissance de régulation primaire (réponse en moins de 10 secondes), puissance de régulation secondaire ①② (réponse en moins de 5 minutes), puissance de régulation tertiaire ① (réponse en moins de 15 minutes) et puissance de régulation tertiaire ② (réponse en moins de 60 minutes).

• L'inertie synthétique (ou inertie virtuelle) est une technologie dans laquelle un onduleur détecte la vitesse de variation de fréquence df/dt et charge ou décharge instantanément de l'énergie à partir d'une batterie ou d'une source similaire afin de reproduire la réponse d'un générateur synchrone, créant ainsi artificiellement un effet similaire à l'inertie. Le contrôle de la formation du réseau fait l'objet de recherches en tant que développement ultérieur de ce concept.

• Les pannes de courant survenues en Australie-Méridionale en 2016 et en Grande-Bretagne en 2019 sont deux incidents réels, ayant fait l'objet d'enquêtes approfondies. La faible inertie du réseau et la forte proportion de sources connectées par onduleur ont été identifiées comme des facteurs ayant aggravé les dégâts. Au Japon également, avec l'essor des énergies renouvelables, la sécurisation de l'inertie du système est devenue un sujet d'étude au sein des conseils délibératifs de l'Agence des ressources naturelles et de l'énergie.

1. Qu'est-ce que l'inertie ? — Une réserve d'énergie dans une masse en rotation

Un générateur synchrone est un corps rotatif massif dans lequel la turbine et le rotor du générateur tournent sur le même arbre. Une masse en rotation emmagasine de l'énergie cinétique :

où J représente le moment d'inertie du rotor et \omega sa vitesse angulaire. Lorsque la demande dépasse soudainement la production, une partie de l'énergie cinétique stockée dans ce corps rotatif est d'abord injectée dans le réseau sous forme d'énergie électrique, et la vitesse de rotation du rotor — c'est-à-dire la fréquence — diminue progressivement d'une valeur proportionnelle. Inversement, si la production dépasse la demande, une partie de l'énergie excédentaire accélère le rotor, et la fréquence augmente progressivement.

Grâce à cette « réserve physique que constitue un corps en rotation », même en cas de déséquilibre entre l'offre et la demande, la fréquence ne chute pas instantanément à zéro ; elle évolue avec une marge de quelques secondes. Cette marge de manœuvre permet précisément de gagner du temps avant que les relais de protection et la régulation de puissance ne se mettent en marche.

Figure 1 — Le corps rotatif d'un générateur synchrone stocke de l'énergie cinétique, agissant comme un tampon naturel qui atténue les variations brusques entre l'offre et la demande. Les sources solaires, éoliennes et les batteries connectées à un onduleur ne possèdent pas de corps rotatif mécanique ; il est donc nécessaire de simuler délibérément ce mécanisme par la régulation pour qu'elles jouent le même rôle.

2. L'équation de rotation et le RoCoF — L'inertie dans une équation

L'équation de rotation présentée dans le Guide des systèmes électriques exprime la relation entre la constante d'inertie H et l'écart de fréquence \Delta f comme

Δf = f − f₀ est exprimé en Hz et x = Δf/f₀ est l'écart par unité. Pm/Pe utilisent une base de puissance commune, H est exprimé en secondes sur cette base, et D est la puissance par unité de fréquence. Ainsi, 2H dx/dt = Pm − Pe − Dx, ce qui correspond à la fréquence Lab.

où P_m est l'entrée mécanique, P_e est la sortie électrique et D est un terme d'amortissement provenant des caractéristiques de fréquence de la charge. La constante d'inertie H représente la valeur en secondes de la puissance nominale du générateur à laquelle correspond l'énergie cinétique stockée dans le corps en rotation (son unité est la seconde) ; pour les grandes machines thermiques et hydrosynchrones, elle est généralement comprise entre 2 et 8 secondes. secondes.

En simplifiant et en négligeant le terme D\Delta f/f_0, le taux de variation de fréquence immédiatement après un écart entre l'offre et la demande \Delta P=P_m-P_e (c'est-à-dire le RoCoF) peut être approximé comme étant inversement proportionnel à la constante d'inertie H :

(où f_0 est la fréquence nominale). Plus l'inertie d'un réseau est importante, plus son RoCoF est faible pour une perte de générateur donnée. Inversement, à mesure que la part des générateurs synchrones diminue et que l'inertie effective du réseau chute, le RoCoF s'accélère pour une même valeur de \Delta P, augmentant ainsi le risque que la fréquence chute à un niveau dangereux avant que les dispositifs de protection ou la puissance de régulation ne puissent réagir.

3. Pourquoi les sources connectées à un onduleur « n'ont pas » d'inertie

Les panneaux solaires produisent du courant continu et les éoliennes tournent à vitesse variable ; dans les deux cas, l'inertie est donc négligeable. La fréquence de sortie correspond-elle naturellement à celle du réseau ? Les deux types de générateurs produisent du courant alternatif adapté à la fréquence du réseau grâce à la conversion de puissance via un convertisseur (un onduleur). Cet onduleur est un dispositif qui module les formes d'onde de tension et de courant par commutation de semi-conducteurs et, contrairement à un générateur synchrone, il ne possède pas de corps rotatif. Même lorsque la fréquence du réseau varie, les panneaux solaires ou les cellules de la batterie, côté courant continu de l'onduleur, ne se chargent ni ne se déchargent naturellement d'énergie cinétique.

De nombreux onduleurs utilisent un système de contrôle appelé « suivi du réseau », qui se contente de suivre la tension et la fréquence du réseau comme référence externe, sans créer ni maintenir de fréquence. Ainsi, à mesure que la part des sources connectées par onduleur augmente et que les générateurs synchrones diminuent en termes relatifs, l'inertie totale naturellement disponible pour le réseau diminue, réduisant sa résilience face aux pertes de production ou aux variations soudaines de la demande. C'est ce que l'on appelle le « problème de la diminution de l'inertie », et au Japon également, il a été examiné par les conseils délibératifs de l'Agence des ressources naturelles et de l'énergie comme un défi lié au développement des énergies renouvelables.

4. Les trois étapes du maintien de la fréquence : régulation primaire, secondaire et tertiaire

Les trois échelles de temps présentées dans le Guide des systèmes électriques — « instantané à quelques secondes », « secondes à minutes » et « dizaines de minutes à une journée » — sont institutionnalisées en tant que catégories de produits concrètes sur le marché japonais de l’équilibrage.

La puissance de régulation primaire assure le maintien de la fréquence pendant la fenêtre de quelques secondes (à quelques dizaines de secondes) où l'effet tampon de l'inertie persiste, grâce aux régulateurs des générateurs synchrones qui augmentent ou diminuent automatiquement leur production. Si l'inertie est « le tampon qui permet de gagner du temps avant une réaction », la puissance de régulation primaire correspond à « la première action concrète effectuée pendant ce laps de temps ». Les puissances de régulation secondaire et tertiaire équilibrent l'offre et la demande sur un horizon temporel plus long. La catégorie de produits à laquelle appartient une centrale virtuelle (VPP) intégrant batteries et véhicules électriques dépend de la vitesse de réponse de ses ressources (voir le Guide d'introduction aux centrales virtuelles (VPP)).

5. Inertie synthétique et inertie virtuelle — Donner une pseudo-inertie aux onduleurs

Une solution pour la stabilité du réseau Avec l'augmentation du nombre de sources connectées à un onduleur, un système de contrôle appelé inertie synthétique (ou inertie virtuelle) est mis en œuvre. Cette technologie repose sur la mesure en temps réel par l'onduleur de la variation de fréquence du réseau (df/dt), et sur l'ajustement instantané de la puissance de sortie d'une batterie ou d'une installation solaire. Ce procédé simule la réponse en puissance d'un générateur synchrone, comme s'il chargeait et déchargeait de l'énergie cinétique.

Ce contrôle poursuit deux objectifs principaux : premièrement, maintenir le taux de variation de fréquence (RoCoF) initial, juste après une perte de production, dans une plage compatible avec les dispositifs de protection du réseau et les autres générateurs ; deuxièmement, éviter que la fréquence n'atteigne son point le plus bas (nadir de fréquence) avant le seuil déclenchant le délestage ou la déconnexion d'un générateur.

Les algorithmes de contrôle varient, allant des méthodes de simple extension du contrôle de « suivi de réseau », qui ajustent la puissance de sortie en fonction des variations de fréquence, aux méthodes de « formation de réseau », où l'onduleur se comporte comme une source de tension et imite la dynamique d'un générateur synchrone au niveau des équations régissant le système. Cela inclut la commande des générateurs synchrones virtuels (VSG), qui simule explicitement l'équation du mouvement de la machine synchrone. La commande de formation de réseau fait l'objet de recherches et de développements en raison de son potentiel à maintenir une tension et une fréquence stables, même sur des réseaux à faible inertie ou sur des îles isolées et des plateformes offshore dépourvues de générateurs synchrones.

6. Leçons tirées d'incidents de fréquence réels

Le risque lié à la diminution de l'inertie du réseau n'est pas purement théorique : des pannes de grande ampleur ont réellement eu lieu et ont fait l'objet d'enquêtes approfondies.

Panne du 28 septembre 2016 en Australie-Méridionale : une série de défauts sur les lignes de transport d'électricité, déclenchés par une violente tempête, a entraîné la réduction successive de la production de plusieurs parcs éoliens. Cette réduction était due aux paramètres de protection mis en place pour réagir aux perturbations de tension (paramètres qui empêchent le redémarrage après plusieurs coupures dans un laps de temps défini). Cette surcharge a provoqué la déconnexion de l'interconnexion (la ligne de transport interétatique), privant d'électricité la quasi-totalité de l'État, soit environ 850 000 clients. Le rapport final de l'AEMO, Le gestionnaire du réseau électrique australien a conclu que l'Australie-Méridionale, où le nombre de générateurs synchrones en fonctionnement était faible et l'inertie du réseau réduite, a vu sa baisse de fréquence due à la perte de production dépasser la capacité des dispositifs de délestage en cas de sous-fréquence (UFLS) à contenir la chute de fréquence au-dessus de 47 Hz. En conséquence, l'AEMO a recommandé que les réseaux intégrant une part croissante de sources asynchrones (éoliennes et solaires) soient conçus de manière à ne pas dépendre uniquement des générateurs synchrones pour l'inertie et la régulation de fréquence.

9 août 2019, panne de courant en Grande-Bretagne : déclenchée par la foudre, la centrale éolienne offshore de Hornsea (environ 737 MW) et la centrale à gaz de Little Barford (environ 244 MW) ont été déconnectées du réseau quasiment simultanément. À cette perte initiale s'est ajoutée la perte de production décentralisée, qui détecte les variations de fréquence (RoCoF) et se déclenche par mesure de protection, soit environ 350 MW supplémentaires, portant la perte totale de production sur l'ensemble du réseau à 1 878 MW. La fréquence du réseau a chuté à 48,8 Hz, déclenchant la première phase de la déconnexion de la demande à basse fréquence (LFDD) et entraînant la déconnexion automatique d'environ 973 MW et de plus d'un million de clients. La fréquence du réseau est revenue à la normale 4 minutes et 42 secondes après la foudre, et la quasi-totalité des clients déconnectés ont été reconnectés en moins de 45 minutes. Cet incident, où un événement relativement courant, la foudre, a provoqué une panne de courant généralisée par la perte simultanée de plusieurs installations de production et le déclenchement de mesures de protection, a fait l'objet d'une analyse approfondie par les autorités de régulation britanniques et National Grid ESO.

Le point commun entre ces deux incidents est que l'élément déclencheur initial (un réglage de protection d'un parc éolien en Australie-Méridionale, la foudre en Grande-Bretagne) a été moins déterminant que le manque d'inertie et de marge de manœuvre du réseau en matière de régulation pour stopper la réaction en chaîne qui a suivi, ou encore que le déclenchement en cascade des dispositifs de protection a amplifié les dégâts. Les deux rapports aboutissent à la même conclusion : l'inertie n'empêche pas un incident de se produire, mais crée la marge de temps nécessaire pour maintenir le réseau sous tension. Un incident, une fois survenu, ne doit pas devenir catastrophique.

7. Technologies actuelles et axes de recherche

• Mesure et visualisation de l'inertie : des recherches sont en cours pour estimer en temps réel l'inertie effective du réseau à l'échelle du système. L'inertie variant constamment en fonction du fonctionnement des générateurs, elle ne peut être considérée comme une valeur fixe.

• Normalisation des onduleurs de formation de réseau : plusieurs pays étudient des codes de réseau qui imposeraient aux batteries, aux éoliennes offshore et aux onduleurs solaires d'utiliser une commande se comportant comme une source de tension.

• Réévaluation des compensateurs synchrones : on observe une tendance à installer des compensateurs synchrones, qui fournissent de l'inertie et une capacité de court-circuit sans produire d'électricité, sur les sites des centrales thermiques mises hors service.

• Repenser la conception des produits du marché de l'équilibrage : des dispositifs institutionnels visant à acquérir l'inertie et la capacité de soutien de fréquence en tant que produits de marché indépendants sont à l'étude dans plusieurs pays, dont le Japon.

• Repenser la coordination de la protection : l'incident de 2019 en Grande-Bretagne a révélé… Les dispositifs de protection des générateurs distribués qui se déclenchent en cas de détection d'une chute de fréquence (RoCoF) peuvent eux-mêmes provoquer des pannes en cascade, et plusieurs pays réexaminent actuellement ces dispositifs.

Résumé : L'inertie, une « réserve invisible »

L'inertie du réseau ne correspond pas aux équipements de production visibles ; il s'agit d'une « réserve invisible » d'énergie cinétique stockée dans les corps rotatifs des générateurs synchrones. La manière de protéger la fréquence lorsque cette réserve diminue dépend à la fois d'une conception institutionnelle liée à l'échelle temporelle, via la régulation du réseau du primaire au tertiaire, et d'alternatives techniques telles que l'inertie synthétique et le contrôle de la formation du réseau.

Lors de la lecture d'articles concernant un réseau ou un incident, il est utile de vérifier les points suivants :

1. Quel était l'état de fonctionnement des générateurs synchrones (≈ inertie du réseau) à ce moment-là ?

2. Quelle a été l'ampleur de la chute de fréquence (RoCoF) et du point le plus bas par rapport à la perte de production ?

3. Quel dispositif de régulation (du primaire au tertiaire) ou l'inertie synthétique/la formation du réseau a effectivement réagi ?

4. Y a-t-il eu une cascade d'actions des dispositifs de protection ? Est-ce devenu un facteur aggravant les dégâts ?

Grâce à ces quatre points, vous pouvez décomposer l’affirmation vague selon laquelle « plus d’énergies renouvelables déstabilisent le réseau » en éléments concrets : l’inertie, la régulation de la puissance et la coordination de la protection.

Références

• AEMO — Panne du réseau électrique en Australie-Méridionale, 28 septembre 2016 (rapport final)

• Panne de courant de 2016 en Australie-Méridionale — Wikipédia

• National Grid ESO — Rapport technique sur les événements du 9 août 2019

• Perturbation du réseau électrique britannique le 9 août 2019 : Rapport final (E3C)

• Marché de réserve d'énergie électrique (EPRX) — Qu'est-ce que le marché d'équilibrage ?

• Agence pour les ressources naturelles et l'énergie — État actuel du réseau électrique

• NREL — Feuille de route de la recherche sur les onduleurs de formation de réseau

• IEEE Power & Energy Society