Caractérisation du phénomène d'îlotage non-intentionnel dans les réseaux de distribution

par Julien Bruschi

Thèse de doctorat en Génie électrique

Sous la direction de Bertrand Raison, Yvon Bésanger et de Florent Cadoux.

Le président du jury était Serge Pierfederici.

Le jury était composé de Benoît Bletterie, Philippe Alibert, Sébastien Grenard.

Les rapporteurs étaient Jean-Claude Maun.


  • Résumé

    L’augmentation de la proportion d’énergie renouvelable sur le réseau électrique amène de nouveaux défis dans le domaine des réseaux électriques dont notamment la détection de l’îlotage non-intentionnel. Il s’agit de la situation pendant laquelle une partie du réseau de distribution, bien que déconnectée du réseau global après l’ouverture d’une protection, reste alimentée par la production locale. Ce phénomène, autrefois improbable, engendre de nombreux problèmes car la fréquence et la tension dans l’îlot ne sont plus imposées par le réseau global et deviennent donc incontrôlées. La probabilité d’apparition de ce phénomène semble augmenter du fait de l’insertion grandissante de la proportion de production renouvelable sur le réseau. De plus, de nouvelles réglementations tendent à élever le seuil de fréquence des protections de découplage, augmentant ainsi la probabilité que les producteurs ne détectent pas de situation anormale. Les travaux dans le cadre de cette thèse sont une contribution à une meilleure compréhension globale de ce phénomène et à sa détection. Des expériences en laboratoire ont été menées et ont notamment permis de prouver l’existence du phénomène. Ensuite, une étude de données réelles a permis de définir la durée typique de présence tension après l’ouverture d’une protection en tête de départ HTA sur lequel se trouvent des installations de production. Deux cas d’étude sont ensuite présentés. Le premier consiste à analyser la probabilité qu’un défaut monophasé sur la HTA ne soit pas détecté par la production en BT. Le second concerne des simulations numériques et montre l’impact du modèle de charge sur le comportement de l’îlotage non-intentionnel. La troisième étape de ces travaux concerne l’analyse de l’impact de nouvelles régulations dans les onduleurs photovoltaïques sur la taille de la zone de non-détection des protections de découplage. Enfin, la dernière partie présente une étude de l’impact de la dispersion naturelle des réglages des protections de découplage sur le comportement du système électrique, lors d’un événement de grande ampleur.

  • Titre traduit

    Anti-islanding phenomenon in distribution networks


  • Résumé

    A high penetration of distributed generators (DGs) on the electrical networks brings new challenges for distribution system operators (DSO). Unintentional islanding is one of them; it is a situation when a part of the network is disconnected from the main grid but remains supplied by local generation. Though this was unlikely to occur before, the likelihood of this situation seems to increase with a higher penetration of DGs, and it leads to several issues since the frequency and the voltage in the island are not governed by the main grid anymore. Moreover, new requirements tend to increase the upper frequency threshold of the interface protection to prevent a system wide event. This could lead to an increase of the likelihood of undetected islanding. This thesis is a contribution to a better understanding of this phenomenon and its detection. First, laboratory experiences were conducted to prove its existence. Then, real data have been analyzed in order to define the typical duration of voltage presence after the trip of a protection feeder. Two case studies are introduced in the next part. The first one consists in assessing the likelihood of a single-phase fault on medium voltage networks that would generally not be detected by low voltage (LV) generation. The second one concerns numerical simulations and shows the impact of the load model on the frequency behavior of the island. The third part of this work assesses the impact of new regulations in the photovoltaic inverters on the non-detection zones of interface protections. Finally, the last part introduces a study regarding the impact of the natural dispersion of interface protection settings on the stability of an electrical system when a system wide event occurs.


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