Optimisation des profils d’injection et des stratégies de gestion de l’énergie 

Télécharger le fichier pdf d’un mémoire de fin d’études

Potentiel éolien du Vietnam

Le potentiel total de l’énergie éolienne au Vietnam est estimé à 700 GW, environ 500 GW sur terre et le reste dans les îles. Quarante-deux projets éoliens allant de 6MW à 150 MW sont en développement. Un projet a été connecté au réseau national, sur île de Bach Long Vy (voir la Fig. 1-5) pour une puissance de 0.8 GW en 2004. Dans le Plan VII, le Vietnam augmentera la capacité éolienne à 1 GW en 2020 (0,7% de la production électrique totale), et à environ 6,2 GW en 2030 (2,4% de la production électrique totale).
La société d’Energie Renouvelable du Vietnam a installé 20 éoliennes de 1,5 MW chacune dans la province de Binh Thuan, connectées au réseau national en mars 2011. La société Cong Ly, une autre entreprise locale, prévoit une deuxième phase pour ajouter 80 turbines de plus et porter la capacité totale de la ferme à 120 MW. Ce projet, qui alimente le delta du Mékong au sud du Vietnam, est la première ferme éolienne raccordée au réseau.
Différents organismes nationaux et internationaux aident le Vietnam actuellement à mieux évaluer le potentiel éolien, pour lequel les données sont encore insuffisantes. Il est probable que ce potentiel est très important, mais sur les 168 stations météo qui permettent de mesurer la vitesse de vent, quelques-unes seulement enregistrent des vitesses supérieures à 4 m/s. Les éoliennes destinées à la production de l’électricité sont équipées de 3 pales minces en bois ou en matériau composite et d’une génératrice ou d’un générateur multi-pôle.
Selon Emmanuel Bole, chargé d’affaires de la société Vergnet Hydro : la rentabilité de l’énergie éolienne dépend de deux critères : la vitesse du vent et le prix du baril de pétrole. Avec une vitesse de vent supérieure à 7 m/s et un prix du baril au-dessus de 100 dollars, l’éolien devient largement compétitif.
Le principal obstacle au développement de l’éolien au Vietnam est le caractère encore peu fiable des données sur le vent. L’Atlas éolien publié par la Banque mondiale il y a quelques années est trop imprécis et repose, pour une grande part, sur des extrapolations. Des campagnes de mesures doivent être organisées pour confirmer l’existence du potentiel.
Le deuxième obstacle est le prix de rachat de l’électricité (moins de 4,5 centimes US/kWh), encore trop faible pour l’équilibre économique d’un projet éolien, même si certains projets peuvent bénéficier de subventions au niveau local. De plus, il n’y a aucune obligation, pour EVN, de racheter l’électricité issue des énergies renouvelables, et le dispositif institutionnel complexe ne facilite pas la prise de décision dans ce domaine. A l’heure actuelle, EVN n’a guère d’intérêt à racheter l’énergie éolienne : cette énergie est souvent intermittente, et le coût de raccordement est le même pour de grosses unités que pour de petites unités. EVN préfère donc se concentrer sur le développement de grandes centrales énergétiques comme des centrales thermiques à flamme.
Notons cependant que la spécificité du Vietnam est la présence d’une très grande capacité hydraulique, et donc de stockage gravitaire. Ces capacités peuvent être un réel avantage à l’installation de systèmes de production intermittente car la variabilité inhérente à cette dernière peut, dans une certaine mesure être « absorbée » par le système de stockage.

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 Sud-est. 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.
Ce système d’énergie pourrait être exploité sur 9% du territoire national.
L’énergie solaire est considérée comme potentiellement intéressante, mais aussi largement sous-exploitée à cause de la technologie et du financement nécessaire pour développer des centrales solaires photovoltaïques. Pour surmonter ces difficultés, le gouvernement vietnamien a commencé à investir dans des projets d’énergies renouvelables afin de contribuer à la sécurité énergétique nationale et de faire face aux pénuries d’électricité en diminuant la dépendance future aux énergies fossiles. Il est prévu que les cadres juridiques et politiques, nouvellement crées, fourniront une base solide et de fortes incitations pour les investissements et le développement de projets, tant dans le secteur des énergies renouvelables que dans le domaine de l’efficacité énergétique des réseaux de distribution pour le court, moyen et long terme.
En 2011, la puissance photovoltaïque installée au Vietnam était de 1,2 MWc. Le sud du Vietnam fait figure de pionnier avec 8000 panneaux solaires installés (capacité installée de 0,8 GWc). Le centre en compte 165 panneaux solaires (capacité installée de 17 kWc). Au nord, à Quang Ninh, il existe plusieurs projets importants destinés à alimenter les installations de la poste et des télécommunications, ainsi que de la sécurité maritime. Des chauffe-eau solaires commencent également à être installés dans différentes provinces avec plus de 60 000 unités en service, notamment dans les grandes villes. Toutefois, le cadre juridique n’est pas encore suffisant pour permettre leur mise en oeuvre à grande échelle dans les bâtiments commerciaux ou les bureaux.

Système photovoltaïque pour l’habitat aujourd’hui

Il existe plusieurs configurations possibles des systèmes photovoltaïques :
– Les systèmes photovoltaïques non connectés au réseau sont employés lorsque le réseau de distribution est inexistant ou lorsque les coûts de connexion à ce réseau sont prohibitifs.
– Les systèmes photovoltaïques connectés au réseau (les plus répandus). Ils bénéficient à l’heure actuelle de tarifs préférentiels de rachat de l’énergie dans de nombreux pays.
– Les systèmes photovoltaïques sont intégrés à de nouvelles configurations de réseau électrique appelées mini-réseau (Smart-Grids), où les sources de production décentralisées sont associées localement à des moyens de stockage, à d’éventuels autres moyens de production et à des consommateurs. A l’heure actuelle, ces mini-réseaux concernent seulement certaines zones isolées mais devraient à terme pouvoir être connectés au réseau principal de distribution et participer aux services systèmes.

Systèmes photovoltaïques autonomes

Le rôle des systèmes autonomes est d’alimenter un ou plusieurs consommateurs situés dans une zone isolée du réseau électrique. La Fig. 1-7 présente un exemple d’un système PV autonome, en remarquant qu’il y a un système de stockage qui est associé aux générateurs PV pour assurer l’alimentation à chaque instant et pendant plusieurs jours malgré l’intermittence de la production. Ce système est utilisé en tampon, celui-ci étant rechargé en cas de surplus de production et déchargé en cas de surconsommation.
Fig. 1-7. Système photovoltaïque autonome [SYS-web1]
Le système de stockage représente une parte très importante du coût de l’installation, et ces conditions de fonctionnement sont très contraignantes. Par conséquent, des systèmes de gestion de l’énergie ont été développés afin d’optimiser la durée de vie du système de stockage et de réduire les coûts de fonctionnement. Un sous-dimensionnement a notamment pour conséquences un vieillissement prématuré du système de stockage ainsi qu’un accroissement des délestages de consommation et de production alors qu’un surdimensionnement peut conduire à un surcoût économique.

Systèmes photovoltaïques autonomes hybrides

Les systèmes Hybrides sont généralement des systèmes PV couplés à d’autres sources comme par exemple une éolienne ou un groupe électrogène. Le rôle du second producteur d’énergie est de palier aux insuffisances éventuelles de la production photovoltaïque.
Dans le cas d’un système hybride avec éolien (voir la Fig. 1-8), l’énergie produite par celle-ci (qui possède son propre contrôleur) vient compléter la charge des batteries. Sa production étant plus aléatoire que celle des panneaux solaires, elle complète efficacement un générateur photovoltaïque pour des applications particulièrement gourmandes en électricité, qui ne nécessitent pas de fonctionner de façon régulière, mais au gré du vent.
Le cas d’un système hybride avec groupe électrogène (voir la Fig. 1-9), est différent par rapport avec celui d’éolien. Ce type de configuration est adapté aux applications très consommatrices d’électricité mais qui ne fonctionnent qu’une, deux ou trois heures par jour. Il peut aussi être utilisé comme « secours », permettant de limiter la taille du parc de batteries pour les jours « sans soleil ». A son démarrage, le groupe électrogène devient une source principale afin de fournir pour tous les appareils dans la maison tout en complétant la charge des batteries au travers du convertisseur-chargeur. Lorsque le groupe s’arrêtera, le système basculera automatiquement sur les batteries.
Par rapport au système hybride avec éolien, celui à groupe électrogène est plus cher au niveau du coût de fonctionnement (coût du fuel) et plus impactant sur l’environnement. Cependant, le groupe électrogène est capable de satisfaire immédiatement les changements de consommation pendant un court du temps.

Système photovoltaïque connecté au réseau

La Fig. 1-10 représente un système PV connecté au réseau électrique, dont le rôle principal est de contribuer à la production d’électricité d’origine renouvelable sur le réseau. D’un point de vue de la physique, l’énergie produite par les panneaux est directement consommée par les charges locales de l’habitat. L’éventuel surplus de production par rapport à la consommation instantanée est injecté sur le réseau. Et en cas de coupure réseau, l’onduleur stoppe l’injection d’électricité photovoltaïque produite sur le réseau et bascule la production sur un circuit électrique de secours parallèle, constitué d’un ensemble de batteries. La protection de découplage permet de supprimer tout risque d’électrocution en cas de rupture de courant pour le personnel intervenant. Cette fonction est assurée par l’onduleur qui s’arrête automatiquement lorsque le réseau est mis hors tension.

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 100
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 117
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 noeud
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-noeuds
4.3.5 Exemple d’application les gestions optimales
4.3.5.1 Cas d’une injection dans un seul noeud
4.3.5.2 Cas d’une injection multi-noeuds
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 noeud
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 noeuds
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 perspectives
Table des figures
Annexes
Bibliographie

Télécharger le rapport complet