Et comment est effectué la régulation sur un groupe électrogène ?

Je ne parle pas de ce qu'on trouve dans un DataCenter mais de ceux pour des particuliers ou des PME, ou ceux que EDF posent (sous forme de semi-remorque) quand un transformateur basse tension lâche (ou pour sa rénovation)

Il y a 2 types de régulation dans nos petits groupes électrogènes.

Les groupes les plus basiques ont uniquement une régulation basée sur le régime (la fréquence). C'est simple : si ça tourne trop lentement, on augmente les gaz (la position du papillon d'admission), et vice versa.

Les groupes de meilleur qualité ont en plus une régulation de la tension. On peut faire varier le courant d'excitation de l'alternateur (comme pour un alternateur de voiture) pour que la tension soit toujours bonne en sortie, malgré les grosses variations de consommation.

Pour les groupes de plusieurs MW dans les datacenters, c'est le même principe, mais en plus gros.

Après, il  y a les groupes "modernes" avec inverter (surtout les petits), où une tension sinusoidale de la bonne tension est recréée par un onduleur (=inverter) en sortie, même si la puissance électrique varie, et si le régime du moteur varie. Mais c'est une autre histoire.

Leon.

Bon sur RTE-france.com on trouve pas mal d'info.

Equilibre électrique français : qui le prépare à l’avance ?
3 commentaires
Invité : Francois Colin Ingénieur planification, RTE


A la seconde où vous appuyez sur le bouton d’une lampe ou d’un appareil, l’électricité apparaît ! Et pourtant, elle n’était pas cachée derrière la prise… ni ailleurs, puisque l’électricité ne se stocke pas à grande échelle. Elle a été acheminée par le réseau et en plus, quelqu’un a anticipé, à l’avance, que le volume d’électricité produit soit exactement égal à celui demandé à chaque instant. Ce quelqu’un, ce sont les « ingénieurs planification équilibre offre et demande » de RTE. Découvrons leur activité…

« La plus belle inconnue, ou la plus variable, c’est la météo ». Certains le diraient en préparant leur valise avant un voyage. François Colin, ingénieur planification, en fait l’expérience tous les jours, en établissant les prévisions hebdomadaires de consommation d’électricité.

En effet, parmi les données à considérer, il y a la température et la nébulosité. Ces valeurs, fournies par Météo France, sont les plus fluctuantes et les plus impactantes sur l’évolution de la consommation d’électricité. Par exemple : en hiver, un degré de moins, ce sont 2 300 MégaWatts consommés en plus, soit l’équivalent de deux fois la consommation d’électricité de Marseille. Par ailleurs, à propos de la couverture nuageuse : autour de 18h, pour un octa1 en plus, nous consommons 500 mégawatts en plus. « Autrement dit, plus le ciel devient nuageux, plus on consomme d’électricité. Chacun s’en aperçoit : quand le temps se couvre, on a tendance à rester chez soi, on a besoin de s’éclairer davantage. Parfois, le temps est aussi à faire des gaufres et à boire des boissons chaudes », explique François.

En parallèle de ces données variables, François dispose de données structurantes sur la consommation d’électricité du pays, liées pour l’essentiel à l’activité économique et domestique.

François utilise les historiques annuels de consommation électrique française (il remonte parfois jusqu’à 1993 !). RTE est à la source de ces données grâce à des capteurs installés sur le réseau de transport, qui transmettent des mesures à distance.
Il exploite aussi les prévisions de consommation électrique annuelles et pluriannuelles, déjà réalisées. Ces sources, tel le bilan prévisionnel de RTE, décrivent les tendances de consommation française pour les années à venir, par saison et par moment de la journée.
« A partir de ces informations, reprend François, je peux déterminer l’évolution des besoins en électricité au fil du temps. Précisèment, mon métier consiste à définir, 8 jours à l’avance, le niveau de consommation d’électricité en France, puis à l’actualiser chaque jour, d’après les données Météo France. Egalement, je mets en relation ces prévisions avec les volumes de production prévus2, et j’inclus une marge de sécurité. Ces analyses permettent de vérifier si dans la semaine à venir, la France aura assez d’électricité pour couvrir ses besoins ».

Etape suivante : les prévisions hebdomadaires sont affinées par d’autres ingénieurs planification… jusqu’au plus près du temps réel.

« Prévoir n’est pas prédire, termine François. Et chaque échéance a son niveau d’analyse. Vous l’imaginez, on n’interprète pas des valeurs températures ou nébulosité, on n’anticipe pas leur impact sur la consommation d’électricité de la même façon, selon que l’on travaille une année, une saison, une semaine ou un jour à l’avance. Par ailleurs, on ne peut négliger la part de diagnostic et d’expérience nécessaires à la prévision. Il faut manier de nombreuses données en sachant toujours les pondérer ».

Pour aller plus loin : les prévisions hebdomadaires…

sont affinées jusqu’au plus près du temps réel par les ingénieurs planification.
sont également utiles pour calculer les besoins/possibilités d’importation et d’exportation de la France, afin que les acteurs du marché effectuent leurs achats et ventes d’électricité.
contribuent in fine à construire une vision globale de l’énergie produite, consommée et échangée de/vers la France aux dispatchers. Eux qui veillent, en permanence, à la sûreté du système électrique français.
Dernier recours ? Si en temps réel, la situation électrique ne correspond pas exactement aux prévisions, les dispatchers compensent les écarts dans le cadre du mécanisme d’ajustement.

Source: http://www.audeladeslignes.com/equilibre-electrique-francais-prepare-avance-14961

lectricité produite = électricité consommée. C’est le dispatching national de RTE qui veille, en permanence, à l’équilibre offre et demande sur le réseau de transport d’électricité français (rappelez-vous : l’électricité ne se stocke pas à grande échelle). Et quand des écarts sont constatés ? Des solutions en temps réel existent.  Les spécialistes les désignent sous le nom d’ « ajustement ».
De l’ajustement à l’équilibre : explications par Olivier Arrivé, expert du dispatching national.

Dispatching national de RTE – mardi 15 novembre – 18h40 : « A partir de 18h55 jusqu’à 19h35, passage de la centrale hydraulique X à 800 mégawatts ».  Voici l’ordre passé, via le réseau téléphonique sécurisé, par le dispatching national de RTE au producteur français d’électricité Z. Il lui demande d’augmenter sa production de 300 mégawatts.

Cette intervention est nécessaire pour rétablir l’équilibre offre-demande sur le réseau français, à ce moment précis.  Le dispatching national a en effet constaté un écart entre la consommation réelle des français et la production en cours. Il faut augmenter ponctuellement le volume de production d’électricité française. Cette action intervient dans le cadre du mécanisme d’ajustement.

Vous voulez en savoir plus ? Voici les coulisses du dispositif d’ajustement…

A l’avance, pour chaque saison jusqu’à la veille pour le lendemain, le dispatching national de RTE établit des prévisions. Elles vérifient si la production française sera suffisante pour couvrir la demande en électricité du pays. Dans ce contexte, RTE veille à disposer d’une marge suffisante. Une marge qui correspond au volume d’électricité nécessaire pour faire face aux aléas, et compenser les écarts éventuels entre production et consommation.

Soit c’est une capacité de production française à l’arrêt, qui peut démarrer dans un délai donné *.
Soit c’est un volume d’électricité qu’un industriel français est prêt, temporairement, à ne pas consommer ou qu’il est prêt à reporter. C’est ce qu’on appelle « effacer » sa consommation d’électricité.
En temps réel, depuis leur tour de contrôle, les dispatchers disposent d’une vision globale de l’énergie produite, consommée et échangée de/vers la France. Ainsi, ils repèrent si des écarts surviennent entre production et consommation. Ces écarts peuvent être liés à un décalage de la situation réelle avec les prévisions, voire à une augmentation très forte de la consommation d’électricité à cause du froid, ou à la panne d’un groupe de production…

En cas d’aléa, dans le cadre du mécanisme d’ajustement, les dispatchers peuvent mobiliser les volumes d’électricité inclus dans les marges disponibles. Pour compenser les écarts, ils agissent au plus près du temps réel sur :

la production (demander de modifier le programme d’une unité de production, à la hausse ou à la baisse)
la consommation (demander à un consommateur industriel de réduire temporairement sa consommation).
Pour aller plus loin : Qui peut être acteur du mécanisme d’ajustement ? A quelles conditions ?

Transparent et non discriminatoire, ce dispositif est ouvert à tous les acteurs français capables de mettre à disposition de l’électricité sur le marché de l’électricité. Il s’agit de producteurs et de consommateurs (le plus souvent industriels), dont la production ou la consommation est « maîtrisable », c’est à dire qu’on peut la « commander » *.

Lorsqu’un industriel fait part à RTE de son souhait de participer au mécanisme d’ajustement, il doit tout d’abord signer un accord de participation (contrat). Cet accord est identique pour tous les acteurs d’ajustement.

Quelques conditions simples sont nécessaires :

offrir un volume supérieur à 10 MW (soit l’équivalent de 1/50ème de la consommation d’électricité de Toulouse intra-muros)
être joignable pour recevoir les ordres d’ajustement venant de RTE
pouvoir mettre à disposition les éléments de contrôle des ajustements demandés.
L’acteur d’ajustement est rétribué en fonction du prix de son offre de production ou d’effacement.

Source: http://www.audeladeslignes.com/ajustements-equilibre-reseau-10315

@leon_m
Donc l'inertie du réseau électrique est le fait du moment inertiel des engins?

@leon_m
Donc l'inertie du réseau électrique est le fait du moment inertiel des engins?

Oui, en grande partie!

Mais pas seulement. Encore une fois, l'impression d'inertie vient du fait qu'il est impossible de faire des variations significative instantannées de production/consommation. Les variations de production/consommation sont forcèment lentes considérées sur l'ensemble du réseau (les dizaines de milliers de producteurs/consommateurs). L'exemple que j'ai pris avec le délestage d'une tranche de centrale est le plus parlant! En quelques secondes, on peut faire varier la production/consommation de quelques pourcents, mais pas plus!

Leon.

donc en gros si tout le monde éteint la lumière au mème moment puis la rallume aussi aux même moment quelques secondes/minutes plus tard ça va tout planter c'est ça? (trop de variations?)

Je reviens sur cette discussion.

J'ai des amis qui bossent chez RTE ou EDF. Et ils me confirment: quand des gens qui n'y comprennent rien à l'écologie (c'est à dire beaucoup d'organisations écologistes) organisent une "heure sans lumière", RTE et EDF sont obligés de démarrer des centrales thermiques (gaz, charbon, fioul) supplèmentaires juste avant, en prévision, pour répondre, pour avoir un réseau suffisamment réactif à ce genre de variation très rapide, que ces variations soient à la hausse ou à la baisse! Donc ce genre d'action engendre un cout d'exploitation et une pollution supplèmentaire! Mais ça reste des variations heureusement assez contenues, preuve que ce mouvement "une heure sans lumière" n'est pas si suivi que ça!

C'est encore plus vrai pour les grands événements sportifs, où tout le monde allume sa TV en même temps, et surtout tout le monde allume son micro-onde en même temps pour réchauffer la pizza, à la mi-temps! Ce sont apparemment les plus grosses variations jamais constatées, "hors catastrophes".
C'est vrai aussi avec un réseau instable: plus le réseau est instable (lignes sur-chargées), plus ils ont besoin de réactivité, donc plus ils ont besoin de centrales thermiques, pour parer aux éventuels délestages massifs.

Leon.