Soutenance mémoire
Les chocs pétroliers successifs de 1973 et 1979 ont révélé l‘importance de la donnée énergétique pour soutenir la croissance et répondre aux besoins de consommation toujours plus importants avec l‘augmentation de la population et l‘évolution des modes de vie. La limite des stocks de pétrole, de gaz ou de charbon ne fait plus de doute aujourd‘hui,bien que les dates des pics de production pour les différentes ressources fassent toujours débat. Au problème d‘approvisionnement énergétique viennent s‘ajouter les questions environnementales avec les Sommets de la Terre de Rio (1992) et Kyoto (1997). Le réchauffement climatique déjà observable est attribué à l‘activité humaine et entraine une sériederecommandationpour réduire des émissions de gaz à effets de serre (GES).Comment concilier alors ces responsabilités environnementales avec la production énergétique mondiale reposant aujourd‘hui encore à plus de 80 % sur les énergies fossiles (IAE 13), émettrices de CO2 et dont le déclin est par nature inévitable ? C‘est tout l‘enjeu des discussions sur la nécessité d‘une transition énergétique. Sans remettre profondément en cause les modèles de consommation, les différentes hypothèses de transition reposentnotamment sur une utilisation accrue du vecteurélectricité (Gouv 13). L‘avènement attendu du véhicule particulier électrique donne un exemple dans le domaine du transport. Cependant, le problème est davantage déplacé que résolu dans le contexte d‘une production électriqueencore dominée par l‘utilisation des combustibles fossiles (40 % de l‘électricité mondiale issue du charbon).Un des principaux levier de la transition énergétique (ou électrique) se trouve donc dans l‘augmentation des moyens de génération d‘origine renouvelable.
Déjà présente à travers l‘hydroélectricité et dans une moindre mesure avec l‘utilisation de biogaz, la production électrique à base d‘énergie renouvelable (EnR) a connu un essor particulier depuis une vingtaine d‘années dans les domaines de l‘éolien et du photovoltaïque (PV). Grâce aux progrès technologiques, mais également avec l‘évolution des réglementations et des politiques de subventions, une multitude de producteurs ont pu se raccorder,leur objectif principal étantde vendre l‘électricité issue de parcs éoliens ou PV avec des capacités allant de quelques kW à la dizaine MW selon les sites. Historiquement, l‘architecture du réseau électrique repose sur le triptyque « production-transportdistribution » avec des centrales de production de forte puissance depuislacentaine de MW pour les centrales au gaz jusqu‘au GW des tranches nucléaires. Dans ce contexte, la gestion du réseau électrique consiste à ajuster en permanence cette production centralisée pour garantir un équilibre constant avec la consommation. L‘implantation de générateurs décentraliséset non contrôlables, car reposant sur des sources intermittentes, a modifié en profondeur la structure du réseau électrique en passant d‘un modèle vertical à une situation davantage clustérisée. La gestion devient également moins évidente avec de nouveaux acteurs pouvant être à la fois consommateurs et producteurs : c‘est le concept nouveau de « consommacteurs ». Outre les limites physiques de capacité des lignes dans certaines régions, c‘est avant tout l‘intermittence qui a tendance a freiner l‘installation de nouveaux parcs EnR. Dans les sites insulaires, une limite de production à 30 % d‘origine renouvelable est par exemple fixée afin de garantir la stabilité du réseauélectrique.
Microréseaux intelligents avec moyen de stockage
L’augmentation de la population, la course à la croissance et le développement de l’économie mondialisée se sont accompagnés d’une explosion de la consommation énergétique depuis les années 60, et plus particulièrement de l’énergie électrique. Mis en avant avec les chocs pétroliers de 1973 et 1980, les enjeux énergétiques prennent une forme nouvelle avec les deux premiers Sommets de la Terre de Rio (1992) et Kyoto (1997) qui ont pointé la raréfaction des ressources terrestres et la nécessité de réduire les émissions de gaz à effet de serre (GES) (Kyoto 97). Ainsi depuis une quinzaine d’années la production d’énergie électrique d’origine renouvelable (EnR) progresse avec l’implantation de parcs éoliens et solaires venant s’ajouter aux groupes hydrauliques déjà présents. Une transition énergétique apparait aujourd’hui inévitable dans l‘organisation de la production et de la commercialisation de l‘électricité en raison des profondes évolutions de nature physique (caractère intermittent des sources d‘électricité renouvelables), comme de nature économique (l‘électricité devenant aussi un produit de marché) (Web EPEX).
A partir de ce contexte énergétique, ce chapitre présente les développements rencontrés ces dernières années dans le réseau électrique et sa gestion à travers l’émergence du concept de « Smart Grid ». Cette appellation couvre un grand nombre de domaines en particulier l’utilisation de moyens de stockagepour faire face à l‘intermittence des sources renouvelables mais ces technologies se heurtent encore aujourd’hui à des verrous économiques et réglementaires. Le sujet de cette thèse se positionne ainsi dans l’optique d’utiliser un ou des moyen(s) de stockage au sein d’un microréseau comportant des sources de production et consommation intermittentes, le tout étant connecté au réseau principal. Après avoir situé la classe de problème visée et le projet particulier qui constitue notre cas d‘étude, la seconde moitié du chapitre se veut davantage méthodologique en traitant de notre principal axe de recherche dans les microréseaux. Il concerne l‘optimisation du processus de conception systémique intégrant les problématiques de gestion et de dimensionnement pour les éléments du microréseau. Les solutions choisies dans cette thèse sont présentées par rapport aux méthodes rencontrées dans la littérature. Comme dans de nombreuses études le fonctionnement du microréseau est envisagé en optimisant les flux d‘énergie de manière à minimiser le coût financier à partir des données environnementales et tarifaires (Colson 09a). En vue d’une conception optimale du système une approche imbriquant boucle de gestion et boucle de dimensionnement (Whitefoot 11) est envisagée mais nécessite une réduction intelligente de la complexité du problème.
CONTEXTE ENERGETIQUE
Consommation et mix énergétique
De nombreuses institutions contribuent à dresser des bilans qui permettent d‘apprécier le contexte et les tendances du secteur de l‘énergie à différentes échelles géographiques (nationales, régionales ou planétaire) et pour différents niveaux d‘exploitation ou d‘usage (primaire, final, utile). Ainsi, chaque année l’agence internationale de l’énergie (International Energy Agency, IEA) édite un rapport annuel sur les tendances de consommation énergétique de la planète. Le Word Energy Outlook (WEO) dresse un bilan de l’ensemble des secteurs de l’énergie depuis la production jusqu’à l’utilisation finale avec des comparaisons entre les différents états ainsi que des projections d‘évolutions.
Ainsi, bien que l‘électricité soit normalement une énergie finale ou un vecteur énergétique obtenu par transformation d‘une source primaire la notion d‘« électricité primaire » est considérée comme la somme des électricités d’origines nucléaire, hydraulique, éolienne, solaire, photovoltaïque et géothermique, c‘est-à-dire provenant de sources non carbonées quasi-exclusivement transformées en électricité. L‘évaluation de cette énergie primaire équivalente prend en compte les différents taux de conversion pour chaque type de source (33% pour le nucléaire, 90% pour l‘hydraulique de stock, 100% pour les autres renouvelables), une précision importante pour la lecture des données qui suivent et exploitent cette notion.
Le tracé du mix énergétique primaire (incluant l‘électricité primaire) en million de tonnes équivalent pétrole (Mtep) fait apparaître une forte progression depuis les années 70 (Figure I.3a) avec une augmentation de 250 % pour une croissance de la population de 90 % (IAE 12) (Web BP). Comme déjà évoqué, le pétrole reste au premier rang d‘un mix énergétique dominé à 80 % par les combustibles fossiles à l‘échelle mondiale. Le gaz et le charbon (abondant et peut coûteux) se sont fortement développés notamment avec les besoin accrus en électricité dont ils représentent aujourd‘hui 60 % de la génération. A noter cependant une forte progression des sources d’énergies renouvelables dont la contribution a été multipliée par 10 depuis 1990 même si elles ne représentent encore aujourd’hui que 2 % de la production mondiale sans compter l’hydraulique (80 % de la production EnR).
depuis 1990. Le léger recul de l’énergie consommée observé depuis les années 2000 s’explique par la crise de 2008. Les courbes font également apparaître l‘importance particulière du vecteur électricité dans le mix français avec le programme nucléaire initié à la fin des année 70 et destiné à réduire la dépendance au pétrole, l’électricité primaire représente aujourd’hui 45 % du mix énergétique primaire français alors que les contributions des énergies fossiles ont progressivement baissé au fil des décennies (Web INSEE). En prenant cependant en compte le rendement de conversion de 33 % pour la génération nucléaire notamment, l‘électricité ne représente qu‘en réalité 22% du mix énergétique final français.
Si les Etats-Unis restent le principal consommateur d’uranium, la France présente une génération d‘électricité singulière avec la plus grande part d’énergie atomique dans son mix. En 2013, le nucléaire a participé à 73 % des 550 TWh électriques produits en France. Avec une contribution encore très faible des EnR d’origine solaire et éolienne, l’hydraulique y reste la première source renouvelable (14%) (Figure I.4). A noter que pour la même année la consommation électrique en France s’est élevée à 476 TWh avec une exportation de 14 % de l’énergie produite vers le réseau européen au niveau des connexions avec les états frontaliers (RTE 14)
Ressources fossiles limitées et transition énergétique
Le modèle énergétique du XXémesiècle basé quasi-exclusivement sur des ressources fossiles a entrainé une exploration et une exploitation plus coûteuses de gisements toujours plus difficiles d‘accès et de moins bonne qualité. Le surcoût induit, aussi bien financier qu’humain, se traduit par une augmentation des moyens énergétiques mis en jeu dans la filière. Ainsi le taux de retour énergétique c’est à dire le ratio entre l’énergie extraite et l’énergie nécessaire à l’extraction est passé de 100 à moins de 10 pour le pétrole depuis les années 50 (Cleveland 84). Les pétroles et gaz non conventionnels illustrent bien cette problématique où d’importants moyens sont mis en jeu pour extraire des ressources dont la qualité est moindre que les ressources fossiles « classiques » d’où des taux estimés de retour énergétique assez faibles – environ 5 pour les sables bitumineux (Murphy 11) et moins de 2 pour le pétrole de schiste (Cleveland 11). Sujets à de nombreux débats, les pics de production des ressources ne font à présents plus aucun doute si la dépense énergétique doit demeurer pour soutenir la croissance économique (Murphy 14) (Montenon 13).
A la prise de conscience de la limitation des ressources fossiles disponibles s’est ajoutée la nécessité de réduire les émissions des GES à l’échelle de la planète afin de limiter le réchauffement climatique (Kyoto 97), cette préoccupation nouvelle devenant même prioritaire à la suite des travaux du GIEC. La production d’électricité à partir de ressources renouvelables est apparue comme une solution logique à ce double enjeu énergétique et environnemental avec une réglementationforçant les Etats à intégrer le développement des sources EnR dans leur politique énergétique (Directive européenne 2001/77/CE du 27 septembre 2001). Ainsi depuis les années 2000, poussée par des tarifs d’achat incitatifs et des subventions sur les installations (Campoccia 07) la part d‘électricité d’origine éolienne ou photovoltaïque (PV) a considérablement augmenté en venant s’ajouter à l’hydraulique déjà présent. Intervenant dans le contexte d‘ouverture à la concurrence du marché européen de l‘électricité (Directive 96/92 de 1996 transposée en France en février 2000)de nouveaux acteurs ont pu raccorder des parcs éoliens (Figure I.5a) et photovoltaïques (Figure I.5b) au réseau français. Les puissances installées correspondantes ont continué à augmenter malgré l’inquiétude des investisseurs suscitée par le Moratoire sur les tarifs d’achat en décembre 2010. Ainsi, aujourd’hui, par exemple, l’objectif fixé par le Grenelle de l’environnement en 2007 de 5400 MW photovoltaïques en 2020 apparaît facilement atteignable.
|
Table des matières
INTRODUCTION GENERALE
CHAPITRE I : MICRORESEAUX INTELLIGENTS AVEC MOYEN DE STOCKAGE
1 Introduction
2 Contexte énergétique
2.1 Consommation et mix énergétique
2.2 Ressources fossiles limitées et transition énergétique
2.3 Gestion du réseau électrique
2.3.1 Intégration limitée des Enr
2.3.2 Emergence des Smart Grids
2.4 Stockage d’énergie
2.4.1 Verrous économiques
2.4.2 Verrous réglementaires
3 Position du problème étudié
3.1 Microréseaux intelligents multi-sources avec stockage raccordés au réseau centralisé
3.1.1 Champs d’application des Smart Grids
3.1.2 Différents types de microréseaux
3.1.3 Projet Smart ZAE
3.2 Gestion du microréseau
3.2.1 Contexte tarifaire
3.2.2 Stratégie de gestion choisie
4 Gestion des flux d’énergie
4.1 Modélisation des systèmes
4.2 Planification et contrôle hiérarchique
4.3 Algorithmes de planification pour système multi-sources
4.3.1 Résolution pas à pas de la mission
4.3.2 Résolution globale de la mission
5 Dimensionnement d’installations
5.1 Conception Optimale
5.2 Faire face à la complexité
5.3 Aperçu de l’approche développée dans la thèse
6 Conclusions
CHAPITRE II :MODELISATION DU MICRORESEAU
1 Introduction
2 Modélisation du microréseau
2.1 Représentation sous forme de graphe
2.2 Equations de fonctionnement
2.2.1 Matrice d’adjacence et mise en équation générique
2.2.2 Degrés de liberté et résolution des équations
3 Modélisation des entrées du problème
3.1 Profils de consommation
3.1.1 Données de consommation sur site
3.1.2 Construction des prévisions et des réalisés
3.2 Profils de production
3.2.1 Modèle de panneaux photovoltaïques et données solaires
3.2.2 Constructions des prévisions et des réalisés
3.3 Politique tarifaire
4 Modélisation du stockage inertiel
4.1 Volants d’inertie
4.2 Exploitation des données constructeurs
4.3 Implémentation du modèle
4.3.1 Mise en œuvre pour un stockage inertiel de puissance quelconque
4.3.2 Simulation de performances
5 Modélisation du stockage electrochimique
5.1 Accumulateurs Li-Ion
5.2 Modélisation de l‘accumulateur
5.2.1 Modèle de Shepherd
5.2.2 Identification des paramètres du modèle
5.2.3 De la cellule à la batterie
5.3 Modèles de vieillissement des accumulateurs
5.3.1 Vieillissement des accumulateurs Li-ion- phénomènes et modélisation
5.3.2 Modèle avec de comptage de cycles
5.3.3 Modèle à énergie échangeable
5.3.4 Comparaison des modèles
6 Conclusions
CHAPITRE III : ALGORITHMES POUR LA GESTION DU MICRORESEAU
1 Introduction
2 Planification off-line
2.1 Mise en forme du problème
2.1.1 Optimisation en flux d‘énergie
2.1.2 Expression du coût et des contraintes
2.1.3 Journée test de base
2.2 Algorithmes de planification globale des trajectoires de consignes
2.2.1 Programmation quadratique Séquentielle (SQP)
2.2.2 Algorithme Génétique avec nichage Clearing (CL)
2.2.3 Algorithme Clearing hybride (CLh)
2.2.4 Optimisation par Essaims Particulaires (PSO)
2.3 Algorithmes de résolution « pas à pas » des trajectoires de consignes globales
2.3.1 Programmation Dynamique (DP)
2.3.2 Programmation Dynamique auto-adaptative (DPa)
3 Résultats de planification off-line : comparaison d’algorithmes
3.1 Optimisation avec volant d’inertie et prise en compte des contraintes réseau
3.1.1 Comparaisons des algorithmes
3.1.2 Etudes des coût et profils optimaux retenus
3.2 Optimisation avec volant d’inertie et prise en compte de la puissance souscrite
3.2.1 Journée test considérée
3.2.2 Résultats obtenus
3.3 Optimisation avec une batterie Li-ion et prise en compte des contraintes réseau
3.3.1 Modification de la fonction coût
3.3.2 Résultats avec contraintes réseau pour le modèle de vieillissement batterie à comptage de cycles
3.3.3 Résultats avec contraintes pour le modèle de vieillissement batterie à énergie échangée
4 Correction on-line des consignes
4.1 Position du problème
4.1.1 Prise en compte des erreurs entre prévisions et réalisés
4.1.2 Mise en place d’une bande de tolérance autour de l‘engagement prévu
4.2 Procédure de correction on-line
4.2.1 Algorithmes on-line
4.2.2 Prise en compte des délestages
4.2.3 Procédure globale et critères de qualité
4.3 Résultats de simulation
5 Conclusions
CONCLUSION GENERALE
