Soutenance mémoire
Potentiel solaire du Vietnam
Les systèmes basés sur la conversion de l’énergie solaire par effet photovoltaïque connaissent actuellement une forte croissance au niveau mondial et devraient représenter une part importante du futur mix énergétique à l’horizon de quelques décennies. D’après [ENE-web], les installations de captation de l’énergie solaire dans le monde entier ont généré 85 térawatts heures d’électricité, ce qui fut suffisant pour les besoins de 100 millions d’individus en 2011. La capacité photovoltaïque mondiale a augmenté de près de 15 fois, passant de 4,5 GW en 2005 à plus 65 GW en 2012. Par ailleurs, l’électricité solaire devient une réalité économique dans de nombreux pays, les coûts de production de cette électricité devenant équivalents à ceux de l’électricité achetée sur le réseau pour les tarifs « résidentiels » (tous les tarifs privés ou professionnels non industriels). Selon la Banque mondiale, le Vietnam recèle le plus grand potentiel solaire de l’Asie du Sudest. Bien que le climat du Vietnam varie considérablement du nord au sud, les moyennes nationales sont de 2000 heures de soleil par an avec une moyenne de rayonnement solaire de 4,5 à 6,5 kWh/m2 par jour. D’après une enquête du secteur de la météorologie et de l’hydrologie (voir la Fig. 1-6), le rayonnement solaire moyen au Nord-est de 3,69 kWh/m2 et au Sud de 5,9 kWh/m2 . La durée d’ensoleillement annuelle au Nord-est de 1600 heures et au Sud de 2700 heures (moyenne nationale : près de 2000 heures et rayonnement solaire de 4,6 kWh/m2). 1,5 MW d’énergie solaire ont été installés en 2011, principalement dans des communautés rurales. Le gouvernement vietnamien a activement soutenu une très grande installation de fabrication de panneaux photovoltaïques dans la ville de Ho Chi Minh qui aurait dû commencé à fonctionner en 2012, mais son propriétaire la société américaine FirstSolar, a interrompu la construction de l’usine à cause d’un effondrement de la demande à la fin 2011.
Réseau électrique vietnamien
Le réseau électrique au Vietnam s’est développé en réponse à une demande croissante d’électricité. Sa mission la plus importante est de garantir la sécurisation en transmettant de l’électricité à des consommateurs. Il doit poursuivre son adaptation pour répondre aux projets de développement économique et social, à l’évolution des zones de production et de consommation. Electricité du Vietnam, EVN, est le plus grand producteur d’électricité au Vietnam (environ 65% de la production l’énergie en représentant à la Fig. 1-2)), qui garantit la sûreté de fonctionnement du système électrique, en tant que gestionnaire du réseau de transport vietnamien. Il y a au Vietnam environ 20 000 km de lignes à très haute tension de 500 kV [Source : NPTV]. Des lignes à haute et très haute tension au Vietnam sont des lignes 110 kV, 220 kV et 500 kV. Ces lignes sont reliées au réseau de distribution par des postes sources de transformation. NPT (réseau de transport d’électricité vietnamienne), société filiale du groupe EVN, gère le réseau public de transport d’électricité vietnamien. Il est également le gestionnaire et l’opérateur du réseau de transport d’électricité vietnamienne. Comme entreprise de service public, il a pour mission l’exploitation, la maintenance et le développement du réseau haute (des lignes de 110 kV et 220 kV) et très haute tension (ligne 500 kV).Il achemine aussi l’électricité entre les fournisseurs d’électricité (EVN, PVN, Vinacomin et des entreprises étrangères) et les consommateurs, qu’ils soient distributeurs (entreprise local de distribution) ou industriels directement raccordés au réseau. Le transport d’électricité vietnamien est assuré par des conducteurs nus, c’est-à-dire que leur isolation électrique est assurée par l’air. Les conducteurs en alliage aluminium sont utilisés, et le courant électrique est transporté dans des conducteurs sous forme triphasé, chaque phase utilisant quatre câbles. Actuellement, le réseau de transport vietnamien a une architecture verticale, car le ratio des sources d’énergie renouvelable par rapport aux autres sources hydraulique et thermique est très faible. Une telle structure « verticalement intégrée » du système d’alimentation apporte des avantages, tels que la réduction du coût d’exploitation. En effet, grâce à des lignes haute et très haute tension, il est possible de construire de grandes centrales comme des centrales hydrauliques sur des sites isolés, et elles sont après connectées au réseau de transport. De plus, une meilleure efficacité énergétique des grands générateurs et une réduction du risque de défaillances sont apporté sur ce système [WEN-06]. Cependant, la construction des grandes centrales a commencé à poser quelques problèmes. Par exemple, la construction d’une centrale hydraulique modifiera le territoire et les paysages et intervient directement sur les cours d’eau. La mise en eau des barrages induit très souvent des déplacements de population et la disparition de zones agricoles. C’est pourquoi, il y a des nouvelles politiques énergétiques et environnementales, qui ont prévalu au cours des dernières années. Elles ont encouragé l’interconnexion de nouvelles sources de production d’énergie électrique et distribuées dans le réseau ainsi que une séparation administrative stricte sur les activités d’exploitation, de fourniture et de commercialisation. Cette redistribution des rôles doit permettre de créer des conditions d’accès non discriminatoires et ainsi d’augmenter le nombre d’acteurs.
Etude de l’équilibrage des courants de phase dans le réseau distribution
Vu que la fluctuation de consommation entre chaque phase du réseau de distribution est importante, un phénomène de déséquilibre du réseau apparait. Dans cette partie, nous allons étudier ce phénomène au secondaire du transformateur HTA/BT en considérant un profil de charge varié pendant une période bien définie. En réalité, la consommation domestique est un paramètre variant considérablement car elle dépend de la demande de chaque consommateur. En fonctionnement normal équilibré symétrique, l’étude des réseaux triphasés peut se ramener à l’étude d’un réseau monophasé équivalent de tensions égales aux tensions simples du réseau, de courants égaux à ceux du réseau et d’impédances égales à celles du réseau. Le fonctionnement dissymétrique d’un réseau peut apparaître lors du déséquilibre du système de tensions ou d’impédances des éléments électriques (la charge différente entre les trois phases). Un système triphasé est une catégorie particulière de réseau polyphasé à trois grandeurs (tension ou courant) sinusoïdales de même fréquence. Le système est symétrique si les grandeurs sinusoïdales sont de même valeur efficace et déphasées de 2π/3. Il est direct si les phases sont ordonnées dans le sens trigonométrique inverse, et inverse dans l’autre cas. Dans des conditions normales, ces tensions sont déterminées par :
– Les tensions aux bornes des alternateurs de production ;
– Les impédances du système de distribution ;
– Les courants absorbés par les charges à travers tout le réseau de transmission et de distribution.
Sur un site de production, les tensions du système sont normalement très symétriques du fait de la conception et de l’exploitation de machines synchrones, utilisées dans les grandes centrales électriques. Ainsi, la production centrale ne contribue généralement pas au déséquilibre. Même avec les machines à induction (asynchrones), utilisées par exemple dans certains types de turbines éoliennes, il est possible d’obtenir un système de tensions triphasées équilibrées. Les petites productions sont installées dans les locaux du client. Cette pratique est devenue populaire et prend une part de plus en plus importante dans la production d’électricité. Un grand nombre de ces unités de taille relativement petite, comme les installations photovoltaïques, est connecté au réseau basse-tension au moyen de systèmes de transfert de source monophasés. Le point de raccordement possède une impédance relativement élevée (puissance de court-circuit relativement faible), ce qui peut entraîner un déséquilibre de la tension encore plus grand que dans le cas de raccordements à un niveau de tension supérieur. Dans la plupart des cas pratiques, l’asymétrie des charges est la principale cause de déséquilibre. Pour les niveaux HTA et HTB, les charges sont habituellement triphasées et équilibrées, bien que d’importantes charges mono ou biphasées puissent être connectées comme les fours à induction (gros systèmes pour la fusion des métaux utilisant des arcs puissants et très irréguliers pour produire de la chaleur). Malgré tout, la puissance de court-circuit importante du réseau permet de limiter l’impact du déséquilibre de ces charges. Les charges basse-tension sont généralement monophasées, comme dans le cas de l’alimentation des ordinateurs personnels ou des systèmes d’éclairage, et l’équilibre entre phases est donc difficile à garantir. Dans l’architecture de la distribution électrique, les circuits de charge sont distribués à partir du système triphasé, par exemple une phase par étage dans un immeuble d’habitation ou de bureaux ou des connexions alternées par rangées de maisons. Néanmoins, l’équilibre de la charge équivalente au niveau du transformateur central fluctue à cause de la dispersion statistique des cycles de service des différentes charges individuelles. Des conditions anormales d’exploitation causent également un déséquilibre de phase. Les défauts entre phase et terre, des courts circuits entre phase et des circuits ouverts sur l’une des phases sont des exemples typiques. Ils provoquent des creux de tension sur une ou plusieurs des phases impliquées et peuvent même causer indirectement des surtensions sur les autres phases (selon le régime de neutre). Le comportement du système est alors déséquilibré par définition, mais de tels phénomènes sont généralement classés dans les perturbations de tension, qui sont abordées dans les modules correspondants, puisque le système de protection du réseau électrique doit éliminer le défaut. Lorsqu’un déséquilibre apparait dans le réseau, il va impacter les appareils électriques connectés. La sensibilité des équipements électriques au déséquilibre varie de l’un à l’autre. Les problèmes les plus fréquents sont énoncés ci-dessous [JOH-02]:
– Capacité des transformateurs, des câbles et des lignes
La capacité des transformateurs, des câbles et des lignes est réduite à cause des composantes indirectes. La limite d’exploitation est en fait déterminée par l’intensité efficace RMS du courant qui inclut la valeur de la composante indirecte « inutile » ; ceci doit être pris en considération lors de la définition des valeurs de déclenchement des dispositifs de protection qui réagissent en fonction du courant total. La capacité maximale peut être exprimée par un facteur de déclassement qui sera fourni par le constructeur et sera nécessaire pour redimensionner la source et la distribution afin de supporter la charge.
– Transformateurs
Les tensions indirectes présentes au primaire des transformateurs apparaissent, de la même façon que des tensions directes au secondaire. Leur comportement vis-à-vis des tensions homopolaires dépend des couplages primaires et secondaires, des modes de mise à la terre (ou la présence d’un conducteur de neutre en BT), et de la structure magnétique du transformateur (flux forcé ou flux libre). Si, par exemple, d’un côté se trouve une connexion triphasée à quatre conducteurs, des courants de neutre peuvent circuler. Si, l’autre côté, l’enroulement est couplé en triangle, le courant homopolaire est transformé en un courant qui boucle à l’intérieur du triangle (et donc générant de la chaleur). Le flux magnétique homopolaire associé passe au travers des éléments constitutifs du transformateur, entraînant des pertes parasites dans certains éléments comme l’enveloppe, ce qui peut conduire à un déclassement supplémentaire. Dans cette partie, premièrement nous avons étudié un modèle de l’onduleur monophasé. L’objectif est de comprendre l’échange des flux d’énergie entre les trois charges différentes et l’onduleur. Grâce aux interrupteurs commandés de l’onduleur, on peut modifier les impédances globales vues du secondaire du transformateur. De cette manière, on pourra compenser les variations d’impédance des charges sur chaque phase. Aussi, nous étudions un modèle de l’onduleur à quatre bras car le transformateur basse-tension au secondaire possède quatre conducteurs (3 phases et le neutre). Lorsque le déséquilibre triphasé apparait, il y aura un courant de neutre. Le quatrième bras de l’onduleur est utilisé afin de compenser ce courant. La dernière partie est dédiée au problème de dimensionnement de l’onduleur.
Stratégie d’optimisation de l’énergie produite par les panneaux photovoltaïques dans le cas d’une injection multi-nœuds
Après avoir étudié l’impact de l’injection des sources d’énergie renouvelables sur un seul nœud, nous nous intéressons maintenant à l’injection des sources d’énergie renouvelables sur plusieurs nœuds à la fois. La question qui se pose ici : l’injection multi-nœud nous permet-elle d’utiliser la même stratégie que dans le cas de l’injection sur un seul nœud? Si non, quelle stratégie doit-on adopter pour déterminer la puissance optimale des systèmes PV sur les nœuds ? Nous pourrions prendre un exemple avec une injection de puissance sur deux nœuds à la fois. Le système EnR en chaque nœud est identique en termes de dimensionnement (surface PV, capacité installée de batterie et les calibres en courant des convertisseurs). Vu que la tension aux nœuds se modifie lorsqu’il y a une puissance injectée sur un nœud donné, nous ne pouvons pas utiliser la stratégie précédente en l’appliquant simplement sur chaque nœud car les nœuds sont électriquement couplés. Injecter une puissance à un nœud « i » modifie le profil de la puissance à injecter au nœud « j » et vis-et-versa. Il faut penser donc à une nouvelle stratégie permettant d’optimiser la puissance générée par le système PV installé sur deux nœuds. Dans tous les cas, nous devons toujours respecter les contraintes définies par le plan tension pour chaque nœud ainsi que le courant maximal admissible dans chaque branche. Par ailleurs, nous rajoutons une contrainte sur le système de stockage. C’est-à-dire que l’état de charge (SOC) de l’accumulateur doit respecter une tolérance afin que la batterie opère avec efficacité. Autrement dit, le SOC à chaque instant doit toujours rester entre deux bornes SOCmin et SOCmax. Nous scindons le fonctionnement du système PV en deux périodes pendant la journée: période avec le soleil (λ > 0) et celle sans soleil (λ = 0). Cette nouvelle stratégie consiste à optimiser la production PV (avec délestage possible) et la puissance de charge/décharge de la batterie en chaque nœud de ce réseau. Elle dépend de la valeur de l’état de charge de la batterie à chaque instant. Ici nous présentons quelques scénarii en fonction de la valeur de l’état de charge de la batterie à l’instant t. D’après la thèse de Yaël Thiaux, la batterie opère dans de bonnes conditions si elle reste dans un état de charge compris entre 0,3 (SOCmin) et 0,9 (SOCmax). On suppose que la batterie est pleine lorsque la valeur du SOC est de 0,9 et qu’elle est vide pour un SOC de 0,3.
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Table des matières
Introduction générale
Chapitre 1 Contexte énergétique du Vietnam
1.1 Introduction
1.1.1 Potentiel éolien du Vietnam
1.1.2 Potentiel solaire du Vietnam
1.2 Système photovoltaïque pour l’habitat aujourd’hui
1.2.1 Systèmes photovoltaïques autonomes
1.2.2 Systèmes photovoltaïques autonomes hybrides
1.2.3 Système photovoltaïque connecté au réseau
1.2.4 Système photovoltaïque connecté aux mini-réseaux
1.3 Réseau électrique vietnamien
1.3.1 Développement de ligne haute et très haute tension
1.3.2 Problématiques sur le réseau transport vietnamien
1.3.3 Impact de la production des sources d’énergie renouvelable sur les réseaux électriques
1.4 Problématique de la thèse
1.5 Conclusion
Chapitre 2 Eléments de modélisation du Réseau de distribution, des profils de consommation et du compensateur statique
2.1 Introduction
2.2 Etude d’un modèle de la consommation
2.2.1 Consommation domestique du Vietnam
2.2.2 Introduction générale sur la consommation
2.2.3 Modèle de consommation domestique
2.2.3.1 Profil d’activité quotidienne
2.2.3.2 Simulation du modèle de consommation domestique
2.3 Modèle d’un réseau de distribution
2.3.1 Flux d’énergie dans un réseau électrique
2.3.2 Modèle du réseau électrique d’un quartier de la ville de Hanoï
2.4 Etude de l’équilibrage des courants de phase dans le réseau distribution
2.5 Etude du compensateur statique du déséquilibre des courants de phase
2.5.1 Modèle d’un l’onduleur triphasé idéal
2.5.2 Application du modèle de l’onduleur dans le réseau triphasé déséquilibré
2.6 Dimensionnement de l’onduleur MLI à 4 bras
2.7 Conclusion
Chapitre 3 Modélisation du générateur actif photovoltaïque, du stockage et des convertisseurs associés
3.1 Introduction
3.2 Principe de fonctionnement d’une cellule photovoltaïque
3.2.1 L’effet photovoltaïque
3.2.2 Caractéristique électrique
3.2.3 Influence de la température et de l’éclairement
3.2.4 Type de cellules
3.3 Modélisation de la chaîne de production photovoltaïque
3.3.1 Modèle une diode
3.3.2 Modèle deux diodes
3.4 Les topologies du système photovoltaïque
3.4.1 Le hacheur associé en parallèle
3.4.2 Le hacheur associé en série
3.5 Stratégie MPPT développée
3.6 Modélisation des éléments du système de stockage
3.6.1 Equation de la capacité temporelle de batterie CIEMAT
3.6.2 Equations des tensions de la batterie
3.6.3 Rendements de la batterie
3.6.4 Vieillissement de batterie au plomb
3.6.5 Modélisation des convertisseurs de puissance pour évaluer des pertes
3.6.5.1 Pertes dans l’onduleur monophasé
3.6.5.2 Pertes dans le hacheur
3.6.5.3 Elaboration des modèles des convertisseurs à partir de données constructeurs
3.6.6 Injection d’une puissance active et réactive dans un réseau monophasé
3.7 Conclusion
Chapitre 4 Optimisation des profils d’injection et des stratégies de gestion de l’énergie
4.1 Introduction
4.2 Choix d’une configuration d’un réseau de distribution
4.3 Stratégies optimales de gestion de l’énergie dans le système PV/Stockage
4.3.1 Méthode générale d’élaboration des stratégies de gestion optimale de l’énergie
4.3.2 Recherche mono-critère de puissances injectables optimales
4.3.3 Recherche bi-critères de puissances injectables optimales
4.3.3.1 Cas où un seul instant considéré : instant critique
4.3.3.2 Cas où tous les instants sont considérés (4 jours = 96 heures)
4.3.4 Stratégie de gestion optimale de l’énergie
4.3.4.1 Traitement des données du réseau et de la condition météorologique
4.3.4.2 Optimisation de l’énergie produite par les panneaux photovoltaïques dans le cas d’une injection dans un seul nœud
4.3.4.3 Facteur de délestage PV de la source énergétique solaire
4.3.4.4 Stratégie d’optimisation de l’énergie produite par les panneaux photovoltaïques dans le cas d’une injection multi-nœuds
4.3.5 Exemple d’application les gestions optimales
4.3.5.1 Cas d’une injection dans un seul nœud
4.3.5.2 Cas d’une injection multi-nœuds
4.4 Cas d’une injection directe de PV (sans stockage)
4.5 Cas d’un système avec stockage sans PV
4.6 Conclusion
Chapitre 5 Méthodologie de co-optimisation du système PV/Stockage dans un réseau de distribution simplifié
5.1 Introduction
5.2 Dimensionnement du système PV/Stockage dans le cas d’injection à un seul nœud
5.2.1 Sans prise en compte du vieillissement de l’accumulateur
5.2.2 Avec prise en compte du vieillissement de l’accumulateur
5.2.3 Etude de sensibilité sur le dimensionnement optimal du système PV/stockage
5.3 Dimensionnement du système PV/Stockage dans le cas d’injection simultanée sur plusieurs nœuds
5.3.1 Système à dimensionnement identique
5.3.2 Système à dimensionnement différentié
5.4 Dimensionnement du système Stockage/Onduleur (sans PV) avec prise en compte du vieillissement de l’accumulateur
5.5 Application à un réseau de distribution réel
5.6 Conclusion
Conclusion générale et perspective
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