Pilotage de la charge pour accroître la flexibilité du système électrique

Histoire de la gestion de la demande

   Les défis environnementaux et l’augmentation de la population viennent en preuve de l’importance de réfléchir à d’autres moyens de production, tout en maintenant la sécurité et la fiabilité du système électrique. La sûreté du système électrique exige à tous moment que la production soit égale à la demande des consommateurs, pour ça, différentes solutions sont déjà mises en place, ces solutions consistent à mettre en marche des moyens de production très coûteux et polluants pendant les périodes de pointes, de plus, comme les moyens de productions existants sont insuffisants, et vu la difficulté d’exploitation de nouveaux moyens de production, une nouvelle réflexion sur la gestion de la demande (DSM – Demand Side Management en anglais) est apparue. Celle-ci se base sur la possibilité de gérer la demande du côté du consommateur final au lieu de la satisfaire. L’introduction de la gestion de la demande au sein de la topologie du réseau requiert une bonne connaissance du fonctionnement du système électrique et des services systèmes possibles à rendre au réseau électrique. Élaborer une idée de gestion de la demande requiert l’étude du fonctionnement du réseau, des services rendus par la DSM au réseau, et des types de charges électriques à contrôler par les programmes de contrôle de DR (qui représentent un sous-ensemble des méthodes de DSM). Les critères d’évaluation contrôle/performances de l’effacement dépendent (i) du nombre de consommateurs contractualisés effectivement engagés dans les programmes de DR quand un appel de puissance effacée est lancé. Une étude par PGM montre que simplement 40% des consommateurs engagés dans les programmes de DR sont effacées pendant la durée d’application des actions de DR et (ii) de la présence des consommateurs contractualisés dans leurs maisons, parce qu’une charge qui ne consomme pas initialement pendant la durée de DR ne sera pas considérée à la fin de TDR comme une consommation effacée.

Introduction sur la gestion de la demande

   La gestion de la demande (ou DSM Demand Side Management) représente toutes les actions pouvant amener le consommateur à modifier le volume d’énergie consommée ou le moment de sa consommation afin de rendre des services au système électrique en réponse à une contrainte. La réponse de la demande (ou DR Demand response) caractérise la réponse d’un ensemble de charges consommatrices à un signal. Cela peut être un signal de prix ou un signal envoyé par un opérateur de contrôle. La réponse de la demande peut être vue comme un sous-ensemble des actions du DSM. Voici quelques définitions concernant le Demand Response (DR): “The short-term adjustment of energy use by consumers in response to price changes or incentives” (FERC). “Changes in electric use by demand-side resources from their normal consumption patterns in response to changes in the price of electricity, or to incentive payments designed to induce lower electricity use at times of high wholesale market prices or when system reliability is jeopardized.” (NERC) “A temporary change in electricity consumption by a Demand Resource in response to market or reliability conditions.” (NAESB). Les actions de Demand Response (DR) représentent des actions de contrôle direct ou d’interruption complète (ou partielle) de la consommation électrique comme par exemple une réduction de l’intensité lumineuse, l’interruption ou la réduction d’un procédé industriel ou un déplacement de consommation. Les ordres d’action sont envoyés aux charges électriques par un opérateur (GRD-Gestionnaire du réseau de distribution – ou par un agrégateur). [PJM, 2009] et [Torriti et al, 2009]. Notre étude sera basée sur les charges pilotables afin de réduire la consommation d’un volume défini sur la réception d’un signal. Nous travaillerons sur un effacement de charge de 30 minutes ou d’une heure. En France, l’utilisation de la tarification heure pleine / heure creuse pour les chauffe-eau électriques est gérée directement par le distributeur (ERDF) via l’envoi du signal tarifaire et du commutateur installé au niveau des tableaux électriques. Toutefois l’utilisateur garde la main avec la possibilité de les faire fonctionner en heure pleine si besoin. Concernant des charges telles que le lave-vaisselle et le lave-linge, le tarif heures creuses encourage le consommateur à les faire fonctionner sur ces périodes, mais sans obligation ni contrôle direct. Six modifications typiques de la courbe de charge apparaissent dans la figure 2-9, elles sont définies comme suit:
– Conservation stratégique: obtenue en utilisant les même charges électriques mais ayant une performance énergétique plus élevée (ou qui ont une puissance nominale moins élevée).
– Combler les vallées: Qui consiste à remplir les périodes creuses par exemple en rechargeant les voitures électriques pendant ces dernières périodes.
– Evolution stratégique de la consommation: qui consiste à contrôler la croissance de la consommation journalière.
– Déplacement de la consommation: qui consiste à déplacer la consommation des charges électriques causant la pointe de consommation journalière aux périodes creuses.
– Couper la pointe: ou aplatir les pointes en coupant les charges électriques non thermiques consommant pendant ces dernières périodes comme les lumières.
– Flexibiliser la courbe de charge: qui consiste à donner de la flexibilité à la courbe de consommation journalière en modélisant la puissance consommée des charges électriques.

Exemple de participation au réglage de fréquence

   Différentes études sur la participation des charges au réglage de fréquence primaire et secondaire sont évoquées comme l’étude de [Short et al, 2007] qui ont utilisé un parc de réfrigérateur pour participer au réglage de fréquence secondaire, tandis que les auteurs [Molina-García et al, 2011] ont présenté un algorithme sur la participation des charges électriques au réglage de fréquence primaire. Dans le chapitre 7, nous avons étudié la possibilité de la participation de la gestion de la demande au réglage de fréquence primaire, comme l’ont déjà fait les auteurs [Molina-García et al, 2011] mais dans notre étude, il s’avère que ces actions n’ont pas un temps de réponse assez rapide pour pouvoir participer à ce type de réglage (parce que le temps de réponse des actions de DR (ou d’effacement) appliquées sur les charges thermiques est de 36 secondes). Mais une étude analytique sur la possibilité à participer au réglage de fréquence secondaire avec la gestion de la demande est évoquée dans le chapitre 7; l’auteur [Short et al, 2007] a réalisé la dernière étude mais il l’avait présenté au niveau d’une zone de production ce qui n’est pas représentable totalement du cas réel parce que dans ce dernier cas, la zone de production en Europe consiste en plusieurs zones interconnectées et parce que le réglagge secondaire restitue les programmes d’échanges au niveaux des interconnexions avec les pays limitrophes

Estimation de la réduction réalisée

   Les réductions sont demandées pour une certaine période de la journée. A partir du moment où la réduction de la demande est déclenchée, le procédé de mesure de la réduction réalisée commence en calculant (i) la Baseline: qui représente la quantité d’énergie que le consommateur aurait consommé sans réduire sa demande et (ii) la consommation actuelle : qui représente la quantité d’énergie réellement consommée par le consommateur pendant l’événement de DR. Donc, la réduction effectuée de la demande = la Baseline – la consommation actuelle. La définition d’une référence (Baseline) est un point essentiel pour estimer la réduction de puissance (en divisant l’énergie réduite par la durée de réduction). La Baseline se calcule par plusieurs méthodes. Généralement, elle est calculée par la méthode du Day Matching en se basant sur l’historique de consommation avant la journée J de réduction ; dans cette méthode la Baseline est calculée en prenant la moyenne des courbes de consommation d’énergie journalière des journées précédentes choisies. Le nombre de jours adoptés pour créer un historique de consommation varie entre 7 jours et 60 jours.

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Table des matières

1. Introduction générale
1.1 Histoire de la gestion de la demande
1.2 Objectif du travail
1.3 Organisation du mémoire
2. Le fonctionnement du système électrique et la gestion de la demande (Demand Side Management)
2.1 Fonctionnement du système électrique
2.1.1 Présentation
2.1.2 Le réglage de fréquence
2.1.3 Mécanisme d’ajustement
2.1.4 Conclusion de la partie sur le fonctionnement du système électrique
2.2 Introduction sur la gestion de la demande
2.2.1 Définition
2.2.2 Les types de charges
2.2.3 Valorisation de l’effacement
2.2.4 Exemple de participation au réglage de fréquence
2.2.5 Programmes de Demand Response (DR)
2.2.6 Infrastructure générale des programmes de DR
2.2.7 Typologie des charges participant aux programmes de Demand Response (DR) appartenant au secteur résidentiel
2.2.8 Aperçu de travaux antérieurs sur la gestion et le pilotage de la charge
2.3 Conclusions
3. Modélisation et caractéristiques des charges
3.1 Introduction
3.2 Modélisation et caractéristiques des bâtiments
3.2.1 Modèles utilisés dans la bibliographie
3.2.2 Modèles de bâtiments choisis pour l’étude
3.2.3 Caractéristiques des bâtiments
3.3 Modèle de l’ensemble (bâtiment + dispositif de chauffe)
3.3.1 Chauffages par convecteurs
3.3.2 Chauffage par radiateur à inertie
3.3.3 Evaluation de la dégradation du confort thermique
3.3.4 Agrégation d’un parc de bâtiment
3.4 Modèle du ballon d’ECS
3.4.1 Modèles et équations
3.4.2 Paramétrages du modèle
3.4.3 Analyse du comportement d’un chauffe-eau
3.4.4 Agrégation d’un parc de ballons d’ECS (Eau Chaude Sanitaire)
3.4.5 Simulation de la consommation d’ECS et de la puissance électrique
3.5 Recharge des véhicules électriques
3.5.1 Les batteries des véhicules électriques
3.5.2 Distances parcourues par les utilisateurs
3.5.3 Agrégation d’un parc de véhicules électriques
3.5.4 Scénario de recharge de base
3.6 Modélisation du réglage de fréquence
3.6.1 Modèle de l’inertie du système de production
3.6.2 Modélisation du réglage primaire
3.6.3 Modélisation du réglage de fréquence secondaire
3.6.4 Simulation du réglage primaire et secondaire
3.7 Conclusion du chapitre 3
4. Simulation et analyse d’un effacement
4.1 Introduction
4.2 Définition du Cold Load Pick-Up (CLPU)
4.3 Simulation d’un effacement ON/OFF : application chauffage
4.3.1 Bâtiments avec convecteurs
4.3.2 Bâtiments avec radiateurs à inertie
4.3.3 Comparaison de la magnitude du CLPU pour les deux types de chauffages
4.3.4 CLPU : Effet de la température extérieure
4.3.5 Analyse de la dégradation du confort thermique
4.4 Simulation d’un effacement ON/OFF : application ECS
4.4.1 Comparaison de la magnitude du CLPU
4.4.2 Analyse de la dégradation du confort thermique
4.5 Simulation d’un effacement de charges de VEs
4.6 Conclusion du chapitre 4
5. Les actions de gestion de la demande (actions de Demand Response (DR))
5.1 Effacement par actions ON/OFF
5.1.1 Cas de base
5.1.2 Cas dispatché
5.2 Réduction des consignes des thermostats
5.2.1 Les chauffages par convecteurs électriques
5.2.2 Les chauffe-eau
5.3 Réduction des consignes du thermostat avec une montée progressive de ces consignes
5.3.1 Les chauffages avec convecteurs électriques
5.3.2 Les chauffe-eau
5.4 Conclusion du chapitre 5
6. Optimisation de l’effacement et contrôle du CLPU
6.1 La méthode d’optimisation
6.2 Optimisation de l’effacement
6.2.1 Optimisation appliquée sur les convecteurs électriques
6.2.2 Optimisation appliquée sur les chauffe-eau
6.3 Nombre de charges à contrôler en fonction de la puissance effacée et de la magnitude du CLPU 
6.4 Optimisation du contrôle du CLPU 
6.4.1 Motif d’optimisation du contrôle du CLPU
6.4.2 Les résultats d’optimisation
6.5 Conclusion du chapitre 6
7. Etudes de cas et services fournis par l’opérateur de DR
7.1 Contrôle de la surcharge des transformateurs HTA/BT causée par les opérations de recharge des véhicules électriques
7.1.1 Surcharge du transformateur HTA/BT avec l’opération de recharge de base
7.2 Actions de DR appliquées sur les opérations de recharge des véhicules électriques
7.2.2 Infrastructure requise pour l’application des actions de DR sur les opérations de recharge des véhicules électriques
7.3 Participation à l’ajustement par effacement d’usages électrothermiques et impact sur la réserve secondaire
7.3.1 Courbe de consommation du 9 Février 2012
7.3.2 Modélisation du réglage de fréquence primaire
7.3.3 Modélisation du réglage de fréquence secondaire
7.3.4 Modèle de l’ajustement par la production
7.3.5 Simulation du réglage de fréquence primaire et secondaire avec de l’ajustement par la production et sans effacement
7.3.6 Simulation du réglage de fréquence primaire et secondaire ainsi que de l’ajustement en associant de l’effacement
7.4 Conclusion du chapitre 7
8. Conclusion générale et perspectives
9. Production scientifique
10. Liste de bibliographie

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