Soutenance mémoire
Description de l’entreprise
DransEnergie SA est une entreprise basée dans le Bas-Valais qui gère les communes de Bourg-StPierre, d’Orsières et de Liddes. Elle exploite des centrales hydroélectriques et les réseaux électriques de son domaine, réalise des tableaux électriques et des contrôles électriques, conçoit du solaire photovoltaïque, de la mini-hydraulique, de l’optimisation énergétique et bien d’autres services. L’entreprise possède des parts dans les Forces Motrices d’Orsières (FMO), les Forces Motrices de Sembrancher (FMS) et les Forces Motrices du Gd-St-Bernard (FGB). Elle doit gérer aux alentours de 4500 clients entre les trois communes citées ci-dessus. DransEnergie qui emploie environ 50 personnes est très actif dans les énergies renouvelables et est engagé dans différents projets novateurs.
Thématique générale et problématique
La flexibilisation des charges permet de répartir la demande de manière plus homogène et de réduire les pics de puissance aux heures de pointe ou périodiquement. Son but est aussi de faire varier la demande des utilisateurs finaux en fonction de la production d’électricité ou du prix d’achat de l’électricité. Une amélioration doit être faite dans ce domaine car avec le développement des nouvelles énergies renouvelables, la production d’électricité dépendra de plus en plus des conditions météorologiques. Chaque consommateur pourra également devenir producteur d’électricité, donc injecter de la puissance dans le réseau électrique ce qui pose un certain nombre de problèmes, le réseau électrique n’ayant pas été conçu dans cette perspective. Ces problèmes pourraient créer des surcharges sur le réseau ou alors des difficultés de prédiction de la consommation pour les GRD. Les mesures possibles pour améliorer la flexibilisation des charges pourraient être tarifaires ou avec des technologies similaires à la télécommande centralisée (TC) :
❖ Mesures tarifaires : elles se feraient au niveau des consommateurs finaux, le prix de l’électricité évoluerait en fonction de leur mode consommation. Pour ce faire il faudrait qu’ils aient accès à leur consommation d’énergie en direct (smartmeters) pour qu’ils puissent déclencher ou enclencher leurs appareils électriques afin d’éviter des pics de puissance. Ce type de mesure permet certes d’économiser un peu d’électricité mais n’est pas optimal car il dépend du bon vouloir du consommateur final mais également de la compréhension de la consommation électrique, ce qui n’est pas à la portée de tous.
❖ Télécommande centralisée : le but est de piloter (enclencher, déclencher) des appareils électriques automatiquement afin de suivre la production et/ou la demande. On pourrait piloter des appareils « à tout moment », déclencher des appareils s’il y a une demande trop importante par rapport à l’offre ou enclencher des appareils si l’offre est supérieure à la demande.
LA TELECOMMANDE CENTRALISEE D’AUJOURD’HUI
Généralités
La télécommande centralisée (TC) est un système qui relie le gestionnaire de réseau de distribution (GRD) au client final. C’est le GRD qui possède et gère l’installation. Cette liaison se fait à l’aide du réseau existant 50 Hz. Son but est de couper et enclencher les appareils des ménages en fonction de la courbe de demande et/ou de la production d’électricité. Aujourd’hui, les appareils les plus utilisés par la TC pour flexibiliser le réseau sont les chauffages électriques directs et à accumulation, les pompes à chaleur, les chauffe-eaux, les lave-linges, sèchelinges et les saunas. Ce système possède aussi une commande pour effectuer des changements de tarif durant la journée. Le réglage tarifaire d’aujourd’hui se limite à un tarif jour de 6h à 22h et un tarif nuit le reste de la journée. Le tarif de nuit a été instauré pour pousser les gens à consommer la nuit, grâce à une diminution du prix de l’électricité. La télécommande centralisée a également à disposition des entrées numériques/analogiques pour y brancher des capteurs ou automates.
Fonctionnement
La TC possède un générateur de fréquence qui crée un signal d’une fréquence entre 400 et 700Hz et qui va ensuite le superposer au sinus 50Hz du réseau existant. La superposition de ces deux signaux permet d’effectuer la communication entre le générateur de fréquence et le récepteur final. Cette technologie de communication s’appelle « Powerline Communication (PLC) ». De l’autre côté chez le client final, se trouve un appareil qui reçoit le signal superposé et qui isole les hautes fréquences pour décrypter la consigne. Cette consigne pourrait être de déclencher les chauffe-eaux ou de changer de tarif.
PROPOSITIONS D’AMELIORATIONS/OPTIMISATIONS
Afin d’améliorer les courbes de charge de la commune, une solution serait de déplacer les blocs d’enclenchement/déclenchement du programme TC . afin d’élaborer de nouveaux programmes optimisés en fonction de conditions définies. Les optimisations étudiées dans ce travail sont :
❖ Déplacer les charges flexibles afin de diminuer l’erreur à la moyenne ce qui signifie diminuer les pics de puissance et augmenter les creux de puissance
❖ Déplacer les charges flexibles en fonction des prix de l’électricité .
Ces optimisations ont été effectuées de plusieurs manières afin de ne négliger aucune possibilité et d’offrir différents choix en fonction des désirs du mandant.
Les différentes optimisations
Plusieurs optimisations ont été explorées pour pouvoir les comparer et trouver un compromis entre le nombre de programmes, la précision et la facilité d’implémentation pour DransEnergie. L’arbre cidessous illustre les différentes optimisations expérimentées. Il explique les divers programmes conçus (☐), sur quelle courbe de charge les programmes ont été établis (☐) et sur quelles courbes de charge ils ont été testés (☐).
Tout à gauche, la possibilité d’avoir un programme annuel a été exploré. Cette solution a été expérimentée car c’est celle qui se rapproche le plus de la situation actuelle de DransEnergie avec un programme par année. Le programme a été conçu sur la courbe de charge moyenne de tous les jours de l’année à Orsières et a été testé sur les courbes de tous les jours de l’année pour vérification.
Avec deux programmes distincts qui différencient les saisons chaudes et froides de l’année, le modèle gagne en précision comparé au programme annuel. Dans cette solution l’année a donc été séparée en deux, la saison froide qui comprend les mois de janvier, février, mars, octobre, novembre et décembre et la saison chaude qui comprend les mois d’avril, mai, juin, juillet, août, septembre. Le choix des mois chauds et froids a été effectué en fonction des températures extérieures et des caractéristiques des courbes de charge de chaque mois. Pour les deux saisons les programmes ont été composés sur la courbe moyenne des mois chauds et des mois froids et ont été vérifiés sur les courbes de tous les jours de l’année. Les programmes mensuels, comme leur nom l’indique, possèdent douze programmes distincts, c’est à dire un pour chaque mois de l’année. La précision est décuplée par rapport aux deux précédents types d’optimisation mais l’implémentation demandera une augmentation du temps de travail au centre de commande de la télécommande centralisée. Les différents programmes ont été construits sur la moyenne de tous les jours de chaque mois de l’année et vérifiés sur chaque jour de l’année.
Pour les programmes variant en fonction des conditions météorologiques, ils s’élèvent au nombre de six. Il y a les jours de beau temps qui ont une moyenne de rayonnement solaire par jour supérieure ou égale à 2600 Wh/m2 et les jours de mauvais temps dans le cas où le rayonnement moyen par jour est inférieur à 2600 Wh/m2 . Il y a les jours chauds qui ont une moyenne de température extérieure par jour supérieure 13°C, les jours moyens où la température est supérieure ou égale à 13°C et inférieure ou égale à 6°C et les jours froids où la température est inférieure à 6°C. En résumé 6 programmes ont été créés :
♦ Programme pour les jours beau/chaud
♦ Programme pour les jours beau/froid
♦ Programme pour les jours beau/moyen
♦ Programme pour les jours mauvais/moyen
♦ Programme pour les jours mauvais/chaud
♦ Programme pour les jours mauvais/froid .
Ces 6 programmes ont été établis sur la moyenne de tous les jours de l’année qui correspondaient aux critères ci-dessus. Pour les vérifier, ils ont été testés sur tous les jours correspondant à leur catégorie.
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Table des matières
1 INTRODUCTION
1.1 Description de l’entreprise
1.2 Thématique générale et problématique
1.3 Buts du projet
2 LA TÉLÉCOMMANDE CENTRALISÉE D’AUJOURD’HUI
2.1 Généralités
2.2 Fonctionnement
2.3 Programmes
3 CAS ACTUEL DE DRANSENERGIE
4 PROPOSITIONS D’AMÉLIORATIONS/OPTIMISATIONS
5 OPTIMISATION MINIMISER L’ERREUR À LA MOYENNE
5.1 But
5.2 Processus
5.2.1 Définir l’heure d’enclenchement
5.2.2 Déterminer l’énergie disponible
5.2.3 Trouver l’heure de déplacement optimale
5.3 Les charges déplacées
5.4 Les différentes optimisations
5.5 Contraintes
5.5.1 Limitation des heures de déplacement
5.5.2 Contrainte en fonction des tarifs hauts/bas
5.5.3 Contrainte en fonction des prix spot d’achat d’électricité
5.6 Résultat
5.6.1 Optimisation annuelle
5.6.2 Optimisation saisonnière
5.6.3 Optimisation mensuelle
5.6.4 Optimisation en fonction des conditions météorologiques
5.7 Partie économique
5.8 Discussion
6 OPTIMISATION MENSUELLE AVEC PRODUCTION SOLAIRE
6.1 Processus
7 Résultats
7.1 Discussion
8 OPTIMISATION MENSUELLE PRIX D’ACHAT D’ÉLECTRICITÉ
8.1 But
8.2 Processus
8.3 Les charges déplacées
8.4 Contraintes sur l’erreur à la moyenne
8.5 Résultats
8.6 Partie économique
8.7 Discussion
9 CONCLUSION
10 REMERCIMENTS
11 ANNEXES
12 TABLE DES ILLUSTRATIONS
13 BIBLIOGRAPHIE
