Utilisateur:Yvesholuigue/Brouillon

Scenarios sur le type de production d'électricité en 2050.

Pour le GIEC (Groupe d'experts Intergouvernemental sur les Changements Climatiques), les émissions de Gaz à effet de Serre (GES) naturelles et humaines sont les principaux facteurs du réchauffement climatique, on notera par exemple que le CO2 passe de 280 PPM en 1800 à 412 PPM en 2019. Il est important de se souvenir  : "Le réchauffement dû aux émissions anthropiques mondiales qui ont eu lieu depuis l’époque préindustrielle jusqu’à présent persistera pendant des siècles à des millénaires et continuera de causer d’autres changements à long terme dans le système climatique tels que l’élévation du niveau de la mer, avec des impacts associés à ces modifications (degré de confiance élevé), mais il est improbable que ces émissions soient à elles seules en mesure de provoquer un réchauffement planétaire de 1,5°C (degré de confiance moyen)". L'objectif est donc atteignable et "Les risques liés au climat auxquels sont exposés les systèmes naturels et humains sont plus élevés pour un réchauffement planétaire de 1,5°C qu’à présent, mais moins élevés que pour un réchauffement de 2°C (degré de confiance élevé)". Si les données sont connues il n’existe pas de projections Energies/émissions de GES pour lesquelles chacun puisse avoir un concept physique cohérent. Le but du présent article est de mettre en relation ces variables issues soit de l’IEA , soit du GIEC, soit du ministère de la transition écologique France . Dans un second temps un récapitulatif est proposé sur les taux d’émissions de GES et les contraintes réseaux en fonction du mix électrique choisi. Enfin, la spécificité de l’inertie du réseau électrique, qui est à l’origine des Blackout en Australie , Angleterre, USA, ... est développée en se basant sur l’Association Française pour l’Information Scientifique et RTE .

En fonction des sources il peut exister des écarts, mais les ordres de grandeurs sont conservés et les tableaux sont suffisamment explicites pour que chacun puisse adapter les valeurs en fonction de ses critères. Afin de rendre possible une inter comparaison il a été nécessaire de prendre une valeur moyenne lorsque cela s'avérait nécessaire. Les outils fournis essaient de vous donner les clefs physiques pour mieux appréhender un réseau électrique.

Émissions de GES, production énergétique, l'électricité en 2018/2050

État des lieux

Energie mondiale Source : IEA 2016

En croisant les informations du GIEC et de l'IEA on peut constater qu'environ 75% des GES humain proviennent directement ou indirectement de l'énergie. Les 25% sont issues de l'agriculture (19%) et d'émissions autres (6%, ex : gaz fluorés). On remarquera que les procédés industriels ne représentent que 3% des GES.

Source GIEC 2010

En 2016, L'électricité produit de l'ordre de 19% de l'énergie finale alors qu'elle émet 37% des GES du secteur énergétique. Ceci est dû à la forte utilisation d'énergies fossiles (81%).

Les données 2016 et 2010 sont supposés être assez proches pour s'appliquer à 2018 (date des données RTE pour la France). Ils se répartissent ainsi en 2018 : 657gCO2/kwh en électrique et 262gCO2/kwh en « autre ». L'électricité ayant la particularité d'être entre 4,8gCO2/kwh et 1100gCO2/kwh.

En 1860, les émissions de GES étaient de 2500 MtCO2eq pour 1,5 Mds d'habitants.

Comme vous l'aurez compris, il ne s'agit pas d'avoir des ratios bas, mais un quantitatif d'émission de GES à ne pas dépasser. Celui-ci doit permettre d'être en dessous des 2°C de réchauffement climatique. Selon le GIEC, pour limiter à 1,5°C le réchauffement climatique au niveau mondial en 2050 il devra être inférieur à 16000 MtCO2eq/an, soit 2 tCO2eq/hab.

L'ensemble des valeurs sont susceptibles d'êtres différentes en fonction des dates ou des sources. Tout comme l'objectif des 2 tCO2/hab peut être remis en cause : "Le dégagement potentiel de carbone supplémentaire par suite du dégel futur du pergélisol et le dégagement de méthane provenant des terres humides pourraient réduire les budgets de 100 GtCO2".

De plus, il faudrait respecter l'objectif intermédiaire d'ici 2050 : "le budget restant devrait se situer à 420 GtCO2 environ pour avoir une probabilité de 66% de ne pas excéder 1,5°C et à 580 GtCO2 environ pour une probabilité de 50% (degré de confiance moyen)".

Il n'en demeure pas moins que le principe du calcul reste.

Projection 2050

Afin de simplifier l’analyse, supposons une baisse de 50% des projections d'émissions de GES en agriculture et en divers pour 2050, soit 0,8 tGES/hab en 2050. Dans le même temps, il faudra passer les émissions de GES du secteur énergétique de 37000 MtCO2eq à 9600 MtCO2eq (-74%), soit 1,2 tCO2eq/hab.

Toute chose étant égale par ailleurs, si on considère les 9600 MtCO2eq impératifs, il faudra agir sur le quantitatif et le qualitatif énergétique consommé. L'énorme écart entre pays riches et pauvres fait que le maintien entre 2018 et 2050 des 111 000 Twh d'énergie finale consommée sera un chalenge. Une forte réduction des ratios de CO2eq/Kwh s'impose donc (surtout des pays riches, exemple en Europe de 14t/hab à 2t/hab d'empreinte carbone, GES internes + imports). Ce double objectif, maintien de la consommation et baisse des émissions des GES, nécessite une action de type : arrêt de la production d'électricité à base fossile, transfert énergétique des énergies fossiles vers l'électricité bas carbone (<50gCO2/kwh), complété par des progrès techniques et une rationalisation des usages.

Les pays émetteurs de GES/hab devront faire un effort massif (le 1/10 en Amérique du nord), qui nécessitera une réduction de la consommation et l'utilisation d'énergie très bas carbone. Les autres pays (chine, Inde) devront veiller à limiter ces émissions.

L'objectif dans le cas de figure supposé donne une moyenne à 52gCO2eq/Kwh des émissions mondiale en électricité. On pourra remarquer :

• qu'une augmentation de 50% de consommation d’énergie finale entrainera une limite à 31gCO2eq/kwh élec (136 500 Twhélec),
• qu'une baisse de consommation de 20% avec un maintien à 262 gCO2/Kwh donne 32gCO2/kwh élec.

On remarquera la forte diminution des GES en dehors de l'électricité qui peut être réalisée par des puits carbones, par une réduction de la consommation ou par une amélioration des rendements. Dans le cas contraire il faudra diminuer les émissions dans d'autres domaines.

Objectifs production électrique

L’électricité étant le principal moyen actuel d’atteindre les objectifs climatiques, le tableau suivant résume les diverses possibilités. Il est basé sur les 4 contraintes physiques connues :

-     Les émissions de CO2 en fonction du mix de production (c’est l’objectif)

-     Les puissances à installer pour permettre la production (c’est le moyen).

-     Les pointes de consommations (c’est la 1ere contrainte) .

-     L’inertie d’un réseau électrique (c’est la 2em contrainte).

Ce tableau récapitulatif sur des données relatives, permet de pouvoir adapter les puissances de chaque pays en fonction des objectifs annoncés et de ses contraintes. La disponibilité électrique n'est pas prise en compte car elle dépend de l'acceptation sociale des pays (taux de coupures) et ses conséquences sur les 4 contraintes physiques.

Stabilité en fréquence du système électrique (puissances actives)

La fréquence du système électrique est l’indicateur de l’équilibre production-consommation. Le principe est résumé ci-dessous. Il est également possible de voir "Stabilité des réseaux électriques" sur wiki .

La fréquence du système électrique est la même en tout point du réseau. En Europe, et dans beaucoup de pays du monde, la fréquence normalisée est de 50 Hz ; elle est mesurée et contrôlée en temps réel avec précision (> 1/1500) afin de la maintenir dans une zone acceptable (±0,2 Hz autour de 50 Hz ou 60 Hz selon le pays).

Cette fréquence est déterminée par la vitesse de rotation des alternateurs et de leurs nombres de paires de pôles. La turbine d’entraînement du rotor transforme l’énergie d’écoulement du fluide qui la traverse en puissance mécanique rotative de type P=C Ω (dans lequel P est la puissance développée, C le couple et Ω la vitesse angulaire de la turbine (rad/s)). L’alternateur entraîné par la turbine transforme la puissance mécanique en puissance électrique sinusoïdale.

Le rotor portant l’inducteur transforme le courant électrique traversant son bobinage en puissance électromagnétique. Laquelle induit dans le stator de la machine une tension dont la fréquence électrique est fixée par Ω, c’est-à-dire la vitesse de la turbine, multipliée par le nombre de paires de pôles de l’inducteur placé sur le rotor. Une fois l’alternateur couplé au réseau interconnecté, la puissance C Ω, devient la puissance active électrique (P=UIcosႴ). Rappel : f(U)=E* cosωt et E=K* Ω *Φie , Φie le flux (Wb) généré par le courant de l’inducteur, E (V) valeur efficace de la f.é.m, K constante.

La particularité d’un système électrique réside dans la recherche de l’équilibre permanent entre puissance consommée par les utilisateurs et la puissance produite. Comme ces deux puissances varient à tout instant, l’indicateur du déséquilibre est la fréquence.

Pour la production réalisée par des alternateurs, on simplifie l’approche en considérant que :

• Vu du rotor. Le couple électromagnétique détermine la puissance active délivrée au système électrique. Le courant d’excitation détermine la tension de sortie de la machine ainsi que la puissance réactive échangée avec le système électrique.

• Vu du stator. L’intensité détermine la puissance active. La tension peut être supérieure ou inférieure à celle du consommateur, la machine délivre ou absorbe de la puissance réactive.

• Le champ tournant magnétique généré par le bobinage du rotor est un puissant couplage élastique qui transfère la puissance de la turbine aux bobines induites du stator.

La fréquence électrique est donnée par la vitesse de la machine multipliée par le nombre de paires de pôles de l’inducteur. Si un déséquilibre apparaît avec le 50 Hz, une régulation va ouvrir ou fermer les robinets d’admission du fluide moteur de la turbine d’entraînement. Cette régulation de type proportionnelle a une pente d’environ 5% (appelée statisme) entre vitesse et puissance sur toute turbine couplée au système électrique. A noter que certains groupes turboalternateurs dont les robinets d’admission du fluide moteur sont déjà ouverts en grand (dits sur limiteur) ne peuvent pas réagir à une baisse de fréquence mais en revanche il peuvent se fermer sur une hausse de fréquence.

Les tolérances du système électrique des pays liés par des interconnexions en courant alternatif doivent-être les mêmes entre tous pays. C’est ainsi qu’il a fallu du temps pour interconnecter les pays d’Europe centrale après la chute du mur de Berlin et que les pays Baltes seront les derniers à être interconnecter en 2025. Lorsqu’on fait une simple liaison en courant continu entre deux pays, cette exigence n’existe plus mais le pays relié doit participer seul à son réglage de fréquence ce qui rend son système électrique moins robuste en 50 Hz.

Le grand système électrique du continent européen (UCTE) est interconnecté en alternatif jusqu’à la Turquie, en passant par la Pologne. Il s’agit du plus grand réseau synchrone au monde.

En Europe, en cas de dysfonctionnement et pour éviter un écroulement généralisé du réseau électrique, ou black-out, des seuils de délestage sont fixés à 49 Hz, 48,5 Hz, 48 Hz et 47,5 Hz, un échelon de délestage correspond à 20 % de la consommation totale et est associé à chaque seuil.

Un black-out nécessite un reconstruction complète du système électrique (black-start) qui s’apparente à un château de cartes. Un minimum de 24 heures est nécessaire pour retrouver une grande partie du réseau.

Pour l’instant les onduleurs sont suiveurs et pilotés par la fréquence réseau. Pour avoir des onduleurs pilotes en fréquence, il faut une batterie imposante et un dispositif électronique imposant la fréquence à l’onduleur.

Le contrôle de la fréquence est la variable qui répond à l’égalité production = consommation. Elle permet de réguler l’équilibre du système électrique en augmentant ou en abaissant la puissance que fournissent les machines tournantes.

En Europe, des règles précises ont été élaborées au sein du Réseau européen des gestionnaires de réseau de transport d’électricité (ENTSO-E). Elles ont été établies afin d’être en mesure de faire face à une situation critique majeure définie par la perte instantanée de 3 000 MW (environ deux installations nucléaires). Ces règles concernent à la fois les réserves de puissance mobilisable et les mécanismes de son activation (fonctions d’asservissement et leurs paramètres). Les réserves à mobiliser sont distribuées en fonction de la puissance électrique de chaque pays. Le pays qui fait face à une perte de puissance doit la reconstituer après réaction du système électrique interconnecté.

L’inertie réseau.

Lorsqu’un utilisateur met en service un appareil, la puissance consommée supplémentaire est prélevée sur les alternateurs qui amortissent dans un premier temps la baisse de fréquence par leur inertie avant que la régulation primaire agisse en ouvrant les robinets de réglage de puissance sur les turbines. En l’absence de mesures correctrices, il s’ensuivrait un ralentissement de toutes les machines synchrones, soit une baisse de la fréquence. C’est dans ce cadre que la puissant de couplage électromagnétique entre les rotors et les stators intervient et finit par entraîner une baisse de vitesse du groupe turboalternateur dont la régulation primaire va rétablir la vitesse correspondant à 50 Hz. Il y a donc d’abord un amortissement de la baisse de fréquence qui est très important pour la stabilité du système électrique avant un réajustement automatiques des puissances. Il en va de même lorsqu’une usine de production électrique tombe subitement en panne et entraîne une baisse de fréquence sur le système électrique. Toute variation de fréquence reflète ainsi un déséquilibre entre production et consommation.

variation fréquence : impact type de l’inertie sur les régimes transitoires de fréquence d’un réseau (source : EDF). Plus l’inertie est faible, plus la variation de fréquence est rapide et plus la fréquence chute profondément au cours du régime transitoire, donc plus le système est déstabilisé.

L’amortissement de la vitesse des machines tournantes lors des variations de fréquence d’un réseau laisse le temps aux régulations proportionnelles primaires de réagir et aux robinets d’admission des fluides moteurs des turbines d’ajuster la puissance à la nouvelle valeur pour rétablir la fréquence de base tout en évitant d’atteindre les seuils de délestage. Cette vitesse de variation de fréquence est plus ou moins rapide en fonction de l’importance des pertes de production et ou des variations de consommation. On appelle cet amortissement l’inertie du réseau.

Sur la courbe c'est un échelon de baisse de production, on en déduit que :

-         l’inertie est créée à 15%-20% par les consommateurs et à 85%-80% par les machines tournantes de production. Le principe est basé sur l’énergie cinétique qui change lorsque la vitesse de rotation change, P=1/2 J Ω ₀² -1/2 J Ω ₁². Avec une variation de 1 Hz électrique le facteur multiplicateur (Ω ₀² - Ω ₁²) est de 977 pour une machine qui passe de 1500tr/mn à 1470tr/mn. Ici, cette variation de puissance est fournie au réseau.

-         On remarquera que la fréquence se stabilise au bout d’une minute grâce à la régulation proportionnelle sur la base d’une pente de charge à 5% qui agit en 5 à 10 s (suivant le type de groupes la pente est comprise entre 2 et 12%).

-         Une faible variation de puissance peut entrainer une variation importante de fréquence en cas de faible inertie.

 Cas particulier des ENR Intermittentes (éolien, solaire).

Les éoliennes fournissent une puissance alternative dont la fréquence est variable (les pales ayant une vitesse dépendant du vent). Pour permettre une liaison de puissance entre la production dont la fréquence varie et la fréquence réseau fixe il est fait appel à un découplage de type redresseur à courant continu/onduleur.

Les panneaux photovoltaïques fournissent du courant continu, comme les éoliennes un onduleur permet de fournir la puissance produite sur le réseau alternatif. .

En cas de court-circuit la puissance électrique tombe à zéro "Stabilité des générateurs électriques synchrones"

Les ENRi n’ont donc pas d’inertie naturelle de fréquence pour un réseau du fait de courant continu qui ne possède pas de fréquence de part son statut continu. Ces onduleurs sont dit "suiveurs", ils ne participent pas actuellement au réglage de la fréquence qui est un service système majeur. Pour pallier ce problème, des dispositifs sont actuellement testés pour agir par régulation dans les 2 secondes, par exemple sur la vitesse de rotation des éoliennes afin de bénéficier de leurs énergies cinétiques.

Par ailleurs, lors du démarrage d’une puissante machine, il y a sur la portion de réseau considérée, l’équivalent d’un court-circuit. En tous points du réseau, on peut calculer la puissance de court-circuit possible. Actuellement les variations de fréquence induites par ces puissances de court-circuit sont stabilisées par l’inertie et la régulation primaire des machines tournantes. Les ENRi n’ont pas de puissances de court-circuit.

Pour ces raisons, les ENRi ne peuvent dépasser les 40% de puissance instantanée produite dans le système électrique. Grâce à l’interconnexion Européenne certains pays peuvent aller jusqu’à 60%, voire 100% s’il y a peu de consommation, en s’appuyant sur l’inertie des réseaux voisins et une forte interconnexion, la somme totale de la globalité des puissances des ENRi de l’ensemble du système électrique restant inférieure à 40% de la puissance instantanée appelée.

La régulation réseau.

L’inertie réseau est donc importante pour différer dans le temps l’atteinte des seuils de délestages, elle permet aussi d’être un puissant amortisseur dans les autres cas et évite de trop solliciter les organes de régulation du fait de la forte volatilité en consommation et en production (défauts réseaux en France 2018 : 12 coupures ou micro coupures, 180 parasites ou variation de fréquences ou harmonique, 612 pics ou surtensions, 756 creux de tension).

Si l’écart persiste, ou est trop important, il est nécessaire d’agir rapidement sur la production (donc sur toute la chaine au sein d’une centrale comme : la vanne d’admission, les débits, apports, températures…), ou sur la consommation du réseau, pour retrouver la fréquence de référence.

La régulation de consommation réseau peut-être réalisée par le délestage (mise hors service d’une partie des consommateurs) ; l’ensemble étant piloté par les dispatchings, voire les protections réseaux. La régulation de production reste essentielle tandis que le pilotage de la demande n’est encore qu’un pis-aller.

régulation réseau avec son inertie

La régulation de production (par rapport à la consommation) est réalisée à l’aide de trois groupes d’actions distinctes sur la production qui se différencient par leurs temps de réponse respectifs. La régulation de production est beaucoup plus simple et précise à mettre en œuvre que la régulation de consommation.

Afin de corriger rapidement tout écart de fréquence dans les grands systèmes électriques, chaque gestionnaire de réseau de transport et surtout chaque producteur met à disposition dans sa zone une réserve de puissance active (réserve tournante) qui est rapidement mobilisée en fonction des besoins nécessaires au retour à l’équilibre. Ceci représente la réserve primaire et elle est automatique.

La réserve secondaire est activée manuellement par les producteurs sur ordre du GRT pour reconstituer la réserve primaire. Il existe également une réserve tertiaire manuelle pour reconstituer la réserve secondaire.