Deux nouvelles méthodes pourraient réduire les baisses de fréquence et les oscillations forcées dans les systèmes électriques avec une forte concentration d’éoliennes.
Le déploiement de l’énergie éolienne se développe rapidement dans le monde entier, mais les éoliennes à vitesse variable utilisées sont susceptibles de causer des instabilités dans les systèmes électriques soumis à des variations soudaines de l’offre et de la demande, comme c’est généralement le cas dans la production d’énergie renouvelable.
Les oscillations forcées et les problèmes de régulation de la fréquence du système électrique sont des limitations importantes dans la transition en cours vers des ressources intermittentes telles que les éoliennes et les panneaux solaires. Les perturbations peuvent priver de courant des millions de consommateurs, endommager les équipements et réduire la capacité de transfert d’énergie.
La première éolienne offshore du parc éolien de Dogger Bank a commencé à produire de l’électricité sur la côte britannique en 2023. Image fournie par Dogger Bank Wind Farm
Une équipe de recherche de l’Université de Birmingham, au Royaume-Uni, a développé deux méthodes de contrôle faciles à intégrer pour contrer ces effets secondaires. Après avoir confirmé l’efficacité de ces technologies dans deux études publiées, l’université a déposé deux demandes de brevet et recherche des partenaires commerciaux pour une collaboration ultérieure.
Ces nouvelles stratégies de contrôle interviennent alors que la pénétration de l’énergie éolienne augmente rapidement au Royaume-Uni, représentant 29% de la demande nationale. Selon les statistiques de WindEurope, sa flotte éolienne offshore a généré 46 TWh en 2023, soit presque l’équivalent de la demande en électricité de la Grèce. Près de 1,4 GW de puissance éolienne ont été installés l’année dernière seulement, dont 553 MW à terre (principalement en Écosse) et 833 MW en mer, portant sa capacité cumulée à près de 30 GW.
Plusieurs projets sont en cours alors que le pays vise une capacité de 50 GW en mer d’ici 2030. En octobre dernier, le projet Seagreen, la plus grande installation fixe d’Écosse avec une capacité de 1,1 GW, a commencé à fonctionner avec plus de 110 éoliennes Vestas de 10 MW. Le projet Dogger Bank, d’une capacité de 3,6 GW en mer du Nord, a installé la première des 227 éoliennes GE Haliade à environ 80 miles de la côte britannique. L’unité alimente désormais en électricité les clients via un raccordement en courant continu haute tension au réseau national.
Minimisation des pertes de fréquence grâce à une stratégie de récupération rapide
En cas de déséquilibre entre l’offre et la demande, les réseaux électriques connaissent des baisses de fréquence en deux phases. Tout d’abord, cela déclenche un creux de fréquence pour mesurer la stabilité après une perturbation du système électrique. Après la deuxième baisse, la fréquence revient à un état stable mais provoque encore des pertes d’efficacité et de revenus.
Les chercheurs de l’Université de Birmingham ont cité un exemple historique mettant en évidence la nécessité d’augmenter le creux de fréquence et d’éliminer la deuxième baisse pour les réseaux comportant une forte proportion de connexions éoliennes. En août 2019, une importante coupure de courant a affecté plus d’un million de clients en Angleterre et au pays de Galles. Selon une analyse de 2020 de l’Université de Cambridge, cet événement a montré que la réduction de charge en cas de sous-fréquence déconnectait tous les utilisateurs alimentés par les conduites coupées, y compris les unités de réponse en fréquence et les générations intégrées.
Structure de contrôle d’une méthode traditionnelle de soutien de la fréquence rapide. Image fournie par les auteurs de l’étude (Figure 2)
Les chercheurs de l’Université de Birmingham ont trouvé un moyen d’accélérer le retour de la fréquence à l’état stable en 20 secondes et d’éliminer pratiquement la baisse de fréquence ultérieure, en maintenant les pertes de capture de puissance inférieures à 1%. La vitesse de rotation s’ajuste automatiquement en fonction de la fréquence dans le contrôle secondaire plutôt que dans le contrôle primaire.
La nouvelle méthode utilise une fonction de gain adaptative pour améliorer le creux de fréquence en fonction de la vitesse de rotation en temps réel et de la pénétration de l’énergie éolienne. Le contrôle adaptatif de gain permet de maintenir la stabilité des systèmes éoliens à vitesse variable en maintenant la vitesse de rotation au-dessus de la limite minimale.
Concept de contrôle rapide de la fréquence de l’Université de Birmingham. Image fournie par les auteurs de l’étude (Figure 3)
La méthode a été testée dans six scénarios simulés pour différentes vitesses de vent et différentes conditions de pénétration éolienne.
Cette stratégie de contrôle de la fréquence peut être appliquée aux systèmes de contrôle existants des éoliennes à vitesse variable. Les chercheurs ont expliqué que ces éoliennes fonctionnent en mode de suivi du point de puissance maximale pour supporter de grands volumes d’énergie. Elles ne régulent pas leur puissance active pour fournir un soutien pendant les fluctuations de fréquence.
La suppression et l’isolement des oscillations forcées
Les chercheurs de l’Université de Birmingham ont également développé une solution pour lutter contre les oscillations forcées, dans lesquelles des perturbations externes déclenchent des oscillations presque identiques à celles des oscillations naturelles d’un système électrique. Ces perturbations peuvent être causées par des effets d’amont, des cisaillements du vent et des turbulences, qui peuvent réduire la production et endommager les équipements. Pire encore, les oscillations liées à l’équipement peuvent provoquer des effets en cascade à des milliers de kilomètres de distance s’ils se propagent à travers le réseau électrique. Il est donc essentiel d’isoler et de supprimer les oscillations forcées des turbines ou du réseau.
La nouvelle méthode de contrôle sur un système à deux machines dans un parc éolien. Image utilisée avec l’aimable autorisation des auteurs de l’étude (Figure 1)
Les chercheurs ont noté que la technique s’applique aux parcs éoliens fonctionnant selon les principes du suivi du réseau ou de la formation du réseau. La méthode de contrôle absorbe ou libère rapidement la puissance active et réactive pour empêcher la propagation des oscillations.
Des simulations à différentes vitesses de vent ont confirmé que la technologie pouvait absorber l’énergie opposée à la puissance oscillante. Elle a également été simulée pour divers sites de parcs éoliens. Dans l’ensemble, la méthode entraîne des pertes de capture d’énergie négligeables et atténue les oscillations naturelles.
Cette technologie peut être facilement intégrée aux systèmes existants sans nécessiter de stockage d’énergie supplémentaire ni de dispositifs électroniques de puissance.