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Les panneaux solaires jouent enfin collectif
Au Chili, le parc photovoltaïque de Luz del Norte a testé une nouvelle méthode de contrôle des onduleurs. - © FIRST SOLAR

Les panneaux solaires jouent enfin collectif

Mathieu Dejeu |  le 20/07/2018  |  EnergieTechniqueEnvironnementFrance entière

A l'aide d'un système de pilotage amélioré, les onduleurs contribuent à la stabilité des réseaux.

A l'heure où les parcs photovoltaïques et éoliens se multiplient aux quatre coins du monde, le rêve d'une électricité entièrement renouvelable semble plus que jamais à portée de main. Pour y parvenir, il reste néanmoins à surmonter un certain nombre de défauts inhérents à ces deux sources d'énergie. De ces inconvénients, seul le caractère intermittent de la production est connu du grand public. Il en est pourtant un autre qui préoccupe les spécialistes : la stabilité de la fréquence dans une infrastructure dominée par les onduleurs, ces dispositifs électroniques qui adaptent le courant sortant des turbines à vent, des panneaux solaires ou de batteries en vue de son transport.

En effet, les réseaux en courant alternatif possèdent une fréquence de fonctionnement, 50 Hz en France par exemple. Si la consommation est supérieure à la production, cette fréquence chute jusqu'à entraîner une coupure générale. Aujourd'hui, la baisse est freinée par l'inertie des générateurs synchrones employés dans les centrales. Ces lourdes machines rotatives stockent toujours un peu d'énergie mécanique qui peut être convertie en énergie électrique si nécessaire. Cette réserve absorbe les légères fluctuations de la production. Par ailleurs, en cas de perturbations majeures, elle donne un répit salvateur au gestionnaire. Celui-ci peut alors démarrer des groupes de secours ou arrêter certaines activités industrielles énergivores, des opérations qui requièrent une dizaine de secondes.

 

Copier l'inertie

 

Or, les onduleurs traditionnels n'offrent pas cette sécurité. La fréquence d'une structure uniquement alimentée par de l'éolien, du photovoltaïque ou des batteries serait donc très instable. Depuis environ une décennie, les organismes de recherche réfléchissent à des méthodes de contrôle informatique afin de conférer une inertie virtuelle à ces composants électroniques. Mais c'est depuis peu que les logiciels issus de ces travaux sont testés en conditions réelles. Ainsi, durant l'automne 2017, les équipes de Laborelec Chile (une filiale d'Engie Laborelec) et de la société First Solar ont expérimenté ce procédé sur un parc photovoltaïque de 141 MWc à Luz del Norte, à 58 km de Copiapó dans le désert d'Atacama, au nord du Chili. « Nous voulions démontrer que les énergies renouvelables n'étaient pas nuisibles à l'équilibrage du réseau », explique Sebastian Falkenberg, qui était alors directeur général de Laborelec Chile.

Dans cette configuration, l'installation sacrifie une petite partie de la puissance produite pour apporter la réponse inertielle nécessaire à la bonne marche du système. Le dispositif des deux partenaires pousse le raisonnement un peu plus loin : il peut moduler la puissance injectée par le site, dans une proportion comprise entre 80 et 100 % de la puissance disponible, en fonction des ordres du gestionnaire de réseau. « Nous avons obtenu des temps de réponse de l'ordre du dixième de seconde, précise Sebastian Falkenberg. Ce nouveau système de contrôle ne nécessite pas d'onduleurs spéciaux. La plupart des centrales existantes pourraient en être équipées. En outre, il n'affecte pas la durée de vie des composants. » De la sorte, le solaire photovoltaïque pourrait contribuer au même titre que les énergies fossiles à secourir le réseau. Reste maintenant à définir un cadre réglementaire et économique à ces nouveaux services.

 

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