Soutenance mémoire
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.
Programmes
Le programme représente les enclenchements et déclenchements pour toute une journée. Il faut savoir qu’il est constant pour tous les jours de l’année et qu’il n’a pas été changé depuis l’installation de la télécommande centralisée sur le réseau d’Orsières.
Tout à gauche, dans la colonne « Application », apparaissent les appareils enclenchés et déclenchés par la TC. Les applications principales pilotées sont des boilers, des chauffages directs et à accumulation, des pompes à chaleur, des machines à laver, l’éclairage public et le comptage double tarif. A droite, il y a toutes les heures d’une journée avec en dessous des blocs rouges correspondant à chaque application. Si les heures sont en rouge cela signifie que l’appareil est enclenché, sinon quand il n’y a pas de couleur il est déclenché. Les heures en jaune définissent si l’application doit être enclenchée ou déclenchée en fonction de données externes. Par exemple, en bas de la figure 3 l’éclairage public a des parties en jaune. Les heures en jaune sont commandées par un crépusculaire afin de varier les heures d’enclenchement et de déclenchement en fonction des saisons (en hiver l’obscurité arrive plus vite qu’en été).
Tout au fond de la colonne « Application », apparait le comptage double tarif. C’est cette partie du programme de la télécommande qui définit les tarifs nuit et jour. Ce comptage double tarif est enclenché de 6h à 22h ce qui correspond au tarif jour et déclenché le reste du temps ce qui correspond au tarif de nuit.
CAS ACTUEL DE DRANSENERGIE
Pour effectuer cette analyse DransEnergie a fourni les données 2015 de la consommation totale à Orsières. Durant le travail de Semestre de mars 2016 (prémisse de ce travail) ces données ont été traitées. Afin de faire une première analyse graphique du potentiel de flexibilisation des charges, la figure 4 cidessous représente toutes les courbes de charge journalières moyennes par mois à Orsières. Elle montre bien qu’indépendamment des mois, les mêmes sauts et chutes de puissance sont visibles aux mêmes heures. La deuxième constatation est la différence entre les saisons chaudes et froides qui apparait pour les mois « froids » dans la moitié supérieure de la figure et pour les mois « chauds » dans sa partie inférieure. Cette différence de puissance est surtout due à l’arrêt ou à la très forte diminution du chauffage électrique sur la commune.
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 présenté au chapitre 2.3 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.
OPTIMISATION MINIMISER L’ERREUR A LA MOYENNE
But
Cette optimisation a pour but de lisser la courbe de charge à optimiser. Le terme « lisser » veut dire diminuer la différence de puissance de chaque quart d’heure par rapport à la moyenne.
L’objectif est de diminuer les pics et les creux comme les flèches vertes cicontre le démontrent. Le déplacement de cette énergie doit permettre d’avoir une courbe au maximum homogène par rapport à la moyenne représentée en traits-tillés dans la figure 5. Pour calculer l’erreur entre la moyenne et la courbe de charge, les moindres carrés ont été utilisés. Cette manière de calculer l’erreur permet de pénaliser plus durement les grands écarts par rapport à l’objectif (la moyenne) grâce aux propriétés de la fonction carré.
Pour ce faire, la puissance de chaque quart d’heure (?(??)) est soustraite à la valeur moyenne de la courbe de charge (??) et la différence est élevée au carré. Ensuite toutes les différences au carré sont additionnées pour déterminer un seul nombre qui va être utilisé pour former la fonction coût.
Les charges déplacées
Les 5 groupes de charge suivants ont été utilisés avec la même méthode que celle expliquée dans le chapitre précédent afin déterminer leur heure d’enclenchement optimale :
• Boilers groupe 4 et chauffage direct permanent 4 : enclenchement 00h30
• Chauffage/direct permanent gr.1, chauffage/direct permanent gr.2 +chapelles, boiler 6h : enclenchement 01h30
• Boilers groupe 2 : enclenchement 02h30
• Boilers directs>100l : enclenchement 19h00
• Boilers groupe 3 : enclenchement 21h45
Les autres groupes n’ont pas pu être identifiés par la méthode expliquée précédemment.
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.
Contraintes
Pour compléter l’optimisation, des contraintes peuvent être activées ou non dans l’élaboration des programmes. Une d’elle limite les heures de déplacement des groupes de charge, une autre empêche un groupe de charge initialement enclenché dans le tarif de nuit d’être enclenché pendant le tarif de jour avec l’optimisation et la dernière déplace les groupes de charge en fonction du coût d’achat de l’électricité calculé avec les prix spot.
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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
7.1 Résultats
7.2 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
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