Le désert d’Atacama à haute altitude, au nord du Chili, est un endroit surprenant pour les connaissances scientifiques: sa ressemblance sèche et poussiéreuse avec Mars le rend idéal pour les tests interplanétaires, et les mondes éloignés sont particulièrement visibles aux télescopes à travers le ciel nocturne clair de l’altiplano. Mais c’est la quantité record de rayonnement solaire de la région qui a permis au Laboratoire national des énergies renouvelables (NREL) de faire sa propre percée dans l’Atacama: une preuve que les ressources renouvelables en vrac peuvent stabiliser le réseau électrique.
Une découverte de systèmes d’alimentation dans le désert
«Il existe un mythe selon lequel l’énergie renouvelable produit de l’instabilité sur les réseaux électriques et que nous avons besoin d’une production conventionnelle pour la compenser», a déclaré Gabriel Ortiz Mercado, gestionnaire d’actifs chez First Solar, qui a développé et exploité un système photovoltaïque à couche mince de 141 MW. Centrale solaire (PV) d’Atacama nommée Luz del Norte.
“Au contraire, notre centrale photovoltaïque Luz del Norte démontre maintenant avec les algorithmes NREL que les énergies renouvelables peuvent contribuer à maintenir la stabilité du réseau électrique et faciliter l’incorporation de plus d’énergies renouvelables.”
Ortiz Mercado dirige la gestion de Luz del Norte, mise en service en 2016, la même année où l’ingénieur en chef de NREL Vahan Gevorgian a collaboré avec First Solar et le California Independent System Operator (CAISO) pour démontrer les services de fiabilité avancés des centrales solaires. Ortiz Mercado était un hémisphère plus loin pour regarder cette étude se dérouler, imaginant quelque chose de similaire avec la nouvelle usine au Chili.
«Nous voulions maintenir le premier projet Solar-NREL en vie au Chili», a déclaré Ortiz Mercado. “Nous avons donc décidé d’aller plus loin et d’utiliser les commandes innovantes du système électrique chilien.”
L’étude californienne était une démonstration technique que les centrales solaires pouvaient participer aux marchés des services auxiliaires; First Solar voulait démontrer une usine qui participait vraiment au marché, et Luz del Norte était au bon endroit pour y arriver. Peu de systèmes électriques en dehors du Chili permettent à l’énergie solaire de participer pleinement aux marchés des services auxiliaires, résultat de la perception que les énergies renouvelables sont incertaines. Et pour être honnête, l’équipe s’est battue pendant plus d’un an pour configurer, régler et prévoir avec précision la puissance de sortie de l’installation, une condition de base pour la participation au marché.
Avec une telle incertitude sur la puissance disponible de la centrale, l’exploitant du réseau n’a pas pu compter sur Luz del Norte pour ses réserves d’énergie. Tout au long de la première année d’efforts, Luz del Norte n’a pas été autorisée à participer au marché des services auxiliaires, et la première véritable application de l’étude californienne semblait hors de portée.
«Ensuite, je me suis souvenu d’un autre article de Vahan», a déclaré Ortiz Mercado, décrivant une méthode créée par Gevorgian pour estimer la puissance avec précision et en temps réel. “Nous avons intégré cette formule et cela a fonctionné parfaitement tout de suite.”
«Ce que Vahan a résolu de manière simple est très compliqué. Vous avez tellement de variables pour estimer la puissance: température, prévisions, couverture nuageuse, efficacité, pertes, équipement disponible, capteurs et dégradation», a déclaré Ortiz Mercado. “Vahan a montré qu’une approche plus précise consiste à utiliser à la place certains des onduleurs de l’usine comme référence.”
Avec ce changement dans l’estimation de la puissance, Luz del Norte a été admise sur le marché chilien des services auxiliaires en juin 2020, ce qui en fait la première centrale solaire connue à l’échelle du service public à participer à la gamme complète de services de fiabilité du réseau à réponse rapide.
“Une installation photovoltaïque est un processus data-to-electron”, a déclaré Ortiz Mercado. «Le fait que les installations photovoltaïques à grande échelle soient totalement électriques, statiques et numériques, sans paramètres mécaniques ou thermodynamiques comme la vitesse, la pression, l’inertie ou la composition chimique des fluides, rend les installations photovoltaïques plus fiables, précises et plus rapides que les technologies conventionnelles pour la fourniture de services auxiliaires qui maintiennent la stabilité et la fiabilité du réseau. “
Dépasser la stigmatisation du pouvoir instable
Luz del Norte a aidé l’énergie solaire à gagner sa place sur le marché de la capacité aux côtés d’autres technologies de production. Mais en se projetant vers un avenir avec encore plus d’énergies renouvelables, le solaire et l’éolien peuvent-ils devenir la principale source de stabilité du système électrique?
“C’est une question complexe, touchant à la fois à des problèmes économiques et techniques”, a déclaré Gevorgian. << À l’origine, les marchés fourniraient le maximum d’énergie propre, mais maintenant que tant de centrales électriques traditionnelles sont retirées, nous avons besoin de quelqu’un pour fournir les autres services qui sont perdus. Nous avons besoin de mécanismes de marché qui incitent les centrales électriques renouvelables à réduire l’énergie. et utilisez-le pour les réserves. “
Techniquement, la question repose sur une grande distinction entre énergie renouvelable variable et production traditionnelle: les énergies renouvelables variables ne sont pas équipées des grandes masses tournantes (générateurs et turbines) que l’on trouve dans les centrales électriques traditionnelles (avec l’éolien comme semi-exception). L’inertie de ces masses en rotation est un ancrage de stabilité pour la grille, maintenant une alimentation électrique constante à 60 ou 50 Hz. Par comparaison, les énergies renouvelables variables qui sont des ressources basées sur les onduleurs (IBR) peuvent être programmées pour fournir une inertie synthétique – un substitut numérique à l’inertie mécanique qui peut être produite à l’aide de commandes.
L’inertie mécanique a toujours été si fondamentale pour la stabilité du réseau qu’elle est pratiquement prise pour acquise. Mais avec l’introduction des IBR, les services essentiels de fiabilité du réseau ont attiré l’attention de chaque opérateur de réseau, de sorte que les services de réseau des IBR ont désormais besoin à la fois d’une validation technique et d’une compensation du marché. Ces services de stabilité sont fournis par les producteurs d’électricité à différentes échelles de temps – l’état complet des services de réseau est clarifié dans ce rapport NREL.
Gevorgian et d’autres chercheurs du NREL montrent qu’en l’absence d’inertie mécanique, les IBR sont toujours capables de supporter le réseau aux côtés des ressources traditionnelles. Au-delà de l’exemple du solaire et de Luz del Norte, Gevorgian, en collaboration avec CAISO, Avangrid et GE, a récemment aidé à démontrer la prise en charge du réseau spécifique aux parcs éoliens depuis le parc éolien Tule de 131,1 MW d’Avangrid, près de San Diego. Tule a été programmé avec un contrôleur GE pour répondre aux demandes de stabilisation du réseau du CAISO toutes les quatre secondes – le rapport est un analogue de l’énergie éolienne au rapport sur l’énergie solaire de Gevorgian qui a mobilisé pour la première fois Ortiz Mercado en 2016. Et dans un rapport sur le stockage d’énergie, une équipe NREL a examiné des exemples de cas d’utilisation de systèmes de stockage par batterie assurant la stabilité du réseau dans les systèmes électriques américains et chinois.
Espoirs hybrides
Pour couronner le tout avec un point culminant des systèmes où l’énergie renouvelable variable a fourni un support respectueux du réseau, les études NREL ont montré que la puissance variable ne conduit pas nécessairement à un système électrique instable. En fait, NREL constate que la bonne combinaison d’énergies renouvelables et de contrôles crée un nouveau type de centrale électrique aux capacités uniques.
“Notre prochaine étape est d’explorer l’hybride, avec diverses énergies renouvelables travaillant côte à côte”, a déclaré Gevorgian. «En co-localisant l’énergie éolienne et solaire avec des batteries, nous pouvons obtenir une production hautement dispatchable et flexible avec la fourniture de nombreux types de services de réseau au niveau de l’usine.
L’espoir hybride est qu’en combinant la production éolienne et solaire avec le stockage d’énergie, ou même en combinaison avec le stockage d’énergie hydraulique dans certains cas, les systèmes d’énergie renouvelable peuvent refléter plus étroitement le comportement des centrales électriques conventionnelles.
Au Campus Flatirons de NREL, Gevorgian et une équipe de chercheurs gèrent efficacement la propre centrale électrique hybride de NREL. Le campus contient plusieurs mégawatts d’éoliennes, de panneaux solaires photovoltaïques et de systèmes de stockage de batteries, ainsi que d’autres technologies de génération connectées à des dynamomètres de 2,5 MW et 5 MW, qui fonctionnent tous derrière une interface de réseau contrôlable que les chercheurs utilisent pour simuler la normale et les conditions extrêmes qui peuvent être présentes sur le réseau plus large.
Dans ce bac à sable d’actifs énergétiques en vrac, Gevorgian et l’équipe sont libres d’explorer les limites de l’intégration IBR à grande échelle: comment contrôler les centrales hybrides pour une utilisation la plus efficace de leurs composants individuels et avec un maximum d’avantages pour le réseau? Les plantes hybrides peuvent-elles se remettre en toute sécurité des perturbations? Comment peuvent-ils améliorer la stabilité du réseau à différentes échelles de temps? Et finalement, quel est leur rôle dans un réseau électrique en évolution avec des IBR croissants et une part décroissante d’inertie mécanique?
Gevorgian dirige plusieurs projets parrainés par le DOE qui étudient ces sujets. Parmi eux, le projet FlexPower du Grid Modernization Laboratory Consortium voit une opportunité pour les centrales hybrides renouvelables de jouer un rôle plus actif dans la fiabilité, peut-être au-delà de ce que les centrales conventionnelles peuvent offrir.
“Nous prévoyons de développer des contrôles qui convertiront le rôle des énergies renouvelables des fournisseurs d’énergie variable en vrac en une technologie qui est dispatchable, flexible et impliquée dans des services en temps réel au réseau”, a déclaré Gevorgian.
Le projet FlexPower aboutira à un contrôleur qui optimise et coordonne la sortie des actifs renouvelables mixtes. Le contrôleur recevra les signaux et prévisions du marché et dirigera la réponse des actifs hybrides. Pendant ce temps, l’interface réseau permet à Gevorgian d’explorer des scénarios de perturbation qu’une centrale électrique en direct pourrait rencontrer.
Dans cet environnement, qui intégrera bientôt une combinaison encore plus grande d’actifs de recherche tels que les électrolyseurs à hydrogène et les bornes de recharge pour véhicules électriques, NREL peut valider les contrôles de stabilité dans les événements les plus graves auxquels sont confrontés les systèmes à dominance IBR.
De telles études ont commencé à inverser le paradigme des opérations critiques du réseau: lorsqu’un réseau traditionnel démarre en panne à la suite d’une panne de courant, il est remis sous tension de haut en bas, atteignant les systèmes de distribution en dernier. Lorsque les systèmes à dominance IBR se rétablissent après un démarrage noir, le réseau peut se recharger de bas en haut avec des ressources distribuées synchronisées.
Les résultats du NREL indiquent que ces systèmes sont des substituts fonctionnels aux centrales électriques conventionnelles, car les réseaux tendent vers une faible inertie. Mais qu’en est-il de l’absence d’inertie?
Nouvelles idées pour une grille sans rotation
Il y a plus que quelques îles, microréseaux, communautés, villes, États et pays qui ont déclaré des initiatives pour atteindre une production 100% renouvelable. Techniquement, dans de nombreux cas, cela signifie également 100% IBR et 100% d’inertie non mécanique. Chez NREL, cela a soulevé une question: avons-nous vraiment besoin d’inertie?
«Au fur et à mesure que nous augmentons notre part d’énergies renouvelables, peut-être que la mentalité passera d’essayer d’accommoder des systèmes de production mixtes à la construction autour de ressources basées sur des onduleurs», a déclaré Barry Mather, directeur des dispositifs et systèmes intégrés de NREL.
À ce jour, les IBR ont été principalement définis par le comportement de suivi du réseau sur les systèmes électriques. Les onduleurs sont programmés pour suivre et répondre à la fréquence des générateurs rotatifs, qui occupent universellement une plus grande part de production. Mather dirige un projet de recherche dirigé par NREL sur les onduleurs formant grille, appelés onduleurs à inertie infinie (I3) – un projet qui anticipe un possible basculement vers des systèmes IBR majoritaires (ou entièrement).
“I3 est quelque peu futuriste, mais c’est une technologie de plus pour aider à résoudre les problèmes de très haute génération IBR”, a déclaré Mather. «L’idée d’I3 est de proposer une nouvelle façon d’exploiter les actifs de manière synchronisée – pour maintenir la synchronisation pendant les perturbations ou lorsqu’une nouvelle charge est mise en ligne, sans dépendre de la synchronisation des générateurs en rotation.
Les onduleurs formant réseau ne sont pas nouveaux pour NREL – les précurseurs d’I3, les commandes d’oscillateurs virtuels, ont aidé à stabiliser certains systèmes d’alimentation en transition vers une faible inertie. Mais même ces commandes dépendent en partie des générateurs en rotation: les fréquences des onduleurs dépendent du reste du réseau pour dériver leurs horloges à 60 Hz. I3 va encore plus loin dans les systèmes IBR, en dissociant totalement les fréquences des onduleurs des autres ressources. Avec I3, 60 Hz n’est pas dérivé de générateurs rotatifs ou de logiciels avancés – il vient en fait de l’espace.
«I3 tire parti des signaux d’horloge d’une précision incroyable du GPS», a déclaré Mather. “L’aspect utile de I3 est que le réseau est toujours à 60 Hz – il ne dépend pas d’un déséquilibre de charge. Si nos systèmes passent à des IBR purement, alors la fréquence du réseau n’a pas à changer.”
Mather a expliqué: “Actuellement, si vous avez un défaut et que la tension tombe, un groupe d’onduleurs se déclenchera. De la façon dont notre système est aujourd’hui, les onduleurs vont attendre un certain temps – peut-être cinq minutes – pour se remettre en ligne, comme les autres générations se met en ligne en premier et établit la fréquence du système. Avec I3, le défaut est résolu par l’équipement de relais, et les générateurs à onduleur peuvent se remettre en ligne en une fraction de seconde. “
De cette façon, I3 soutient fonctionnellement l’objectif éloigné des systèmes d’énergie autonomes – il peut faciliter l’îlotage, la reconnexion et le fonctionnement de type microréseau sans crainte de déstabilisation liée à la fréquence. Bien que distant, I3 représente un nouvel ensemble d’outils pour intégrer en toute sécurité des parts toujours plus importantes d’énergies renouvelables.
Un avenir stable grâce aux énergies renouvelables
La diminution du spin sur le réseau électrique a mis en lumière la stabilité. Alors que les énergies renouvelables se développent à travers le monde, NREL a travaillé pour recréer les services réseau subtils et étendus inhérents aux rotations synchronisées. Chaque solution relie un peu plus les énergies renouvelables vers une intégration complète dans le système énergétique.
“Chez NREL, nous essayons de nous attaquer aux problèmes d’une forte intégration des énergies renouvelables à toutes les échelles de temps”, a déclaré Mather. “Nous construisons des ponts technologiques. I3 est une technologie, mais il y en a bien d’autres.”
Les échelles de temps de la stabilité de la grille existent dans la journée jusqu’à quelques secondes – comme dans la plupart des travaux de Gevorgian – et dans la plage inférieure à la seconde, comme dans I3. Les services couvrent également la fonction, en se concentrant simultanément sur la capacité de récupération après une panne du système, la capacité de réserver de l’énergie pour une demande excédentaire et la capacité de maintenir une fréquence ou une tension stable. NREL a l’intention de couvrir cet éventail de sujets avec un éventail égal de solutions technologiques.
Alors que les systèmes largement répandus à haut IBR sont encore loin, et bien qu’il existe d’autres opportunités de recherche et de développement liées aux centrales hybrides, les méthodes en cours de validation au NREL montrent une importance pour le système réel. À court terme, des systèmes comme Luz del Norte sont à la pointe de l’industrie aux frontières des opérations renouvelables – et maintenant, avec une expansion des capacités de recherche, les études de stabilité de NREL atteindront les futurs systèmes qui poursuivront la transition vers un réseau électrique fiable et renouvelable .
