Multi-Time-Scale Coordinated Planning of Distribution Networks with High Penetration of Distributed Renewable Energy Considering Active–Reactive Power Coupled Flexibility and Voltage Risk
Cet article propose une méthode de planification coordonnée à échelles de temps multiples pour les réseaux de distribution actifs qui intègre la flexibilité couplée de la puissance active et réactive ainsi que le contrôle du risque de tension afin d'améliorer significativement l'intégration des énergies renouvelables, de réduire le délestage et de diminuer les coûts annuels totaux malgré l'augmentation des investissements.
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Le réseau électrique qui alimente nos foyers et nos entreprises subit une transformation discrète mais profonde. Pendant des décennies, l'électricité circulait dans une seule direction : des centrales électriques massives, à travers un réseau de câbles, vers le consommateur. Ce système était conçu pour être prévisible, les ingénieurs sachant exactement quelle quantité de puissance serait nécessaire à chaque heure donnée. Aujourd'hui, cependant, ce flux devient bidirectionnel et beaucoup moins prévisible. Les panneaux solaires sur les toits et les éoliennes locales injectent de la puissance dans le réseau, mais le soleil ne brille pas toujours et le vent ne souffle pas en permanence. Cela crée un nouveau défi pour les personnes qui gèrent ces réseaux : comment maintenir l'éclairage et la stabilité de la tension lorsque la source d'énergie est en constante mutation. La solution ne réside pas seulement dans l'ajout de plus de câbles ou de batteries, mais dans la compréhension de la danse subtile, à la fraction de seconde près, entre l'énergie produite et les forces invisibles qui permettent à cette énergie de circuler en toute sécurité dans les fils.
Une équipe de chercheurs de la State Grid Chengdu Power Supply Company a développé une nouvelle façon de planifier cet avenir incertain. Ils se sont concentrés sur un problème spécifique : lorsqu'un réseau de distribution est saturé d'énergies renouvelables, le simple fait d'équilibrer la quantité totale d'électricité produite et consommée ne suffit plus. Les chercheurs ont découvert que la vitesse à laquelle la puissance change importe tout autant que la quantité totale. Le passage soudain d'un nuage sur une ferme solaire peut provoquer une chute rapide de puissance en quelques secondes, tandis qu'un changement lent de la demande peut s'étendre sur plusieurs heures. Si les ressources du réseau ne peuvent pas répondre à la bonne vitesse, la tension peut subir des pics ou des chutes, endommageant potentiellement l'équipement ou provoquant des pannes de courant. De plus, les dispositifs qui génèrent cette énergie, comme les onduleurs sur les panneaux solaires, ont une limite physique sur la quantité de puissance active (l'énergie qui effectue le travail) et de puissance réactive (l'énergie qui maintient la tension) qu'ils peuvent fournir simultanément. Si un panneau solaire fonctionne à pleine capacité pour produire de l'énergie, il a moins de capacité à aider à stabiliser la tension.
Pour résoudre cela, les chercheurs ont créé une méthode de planification qui observe le réseau sur trois échelles de temps différentes simultanément : rapide, moyenne et lente. Ils n'ont pas traité le réseau comme un système statique, mais comme un système dynamique qui nécessite différents outils pour différentes vitesses de changement. Pour les fluctuations rapides, à la seconde près, ils se sont appuyés sur des onduleurs intelligents et des batteries à réponse rapide. Pour les changements plus lents, d'heure en heure, ils ont utilisé des turbines à gaz et la réponse de la demande, où les consommateurs acceptent de réduire leur consommation si nécessaire. Crucialement, leur modèle tient compte du fait que ces ressources sont liées ; augmenter la production de puissance active d'un dispositif réduit souvent sa capacité à fournir la puissance réactive nécessaire pour maintenir la tension stable. En planifiant ces connexions à l'avance, ils ont pu déterminer précisément où placer les nouveaux équipements et quelle devrait être leur taille pour gérer les scénarios les plus difficiles.
L'équipe a testé sa méthode sur une version simulée d'un réseau de distribution réel, un système de dérivation à 69 bus qui représente un réseau local typique. Ils ont utilisé des techniques informatiques avancées pour générer des milliers de modèles météorologiques et d'utilisation possibles, incluant des événements rares mais dangereux comme une couverture nuageuse soudaine ou des changements rapides de charge. À partir de ceux-ci, ils ont sélectionné 27 scénarios représentatifs pour guider leur planification. Ils ont comparé leur nouvelle approche axée sur le risque par rapport aux anciennes méthodes qui ne regardaient que les conditions moyennes ou traitaient la puissance active et la puissance réactive séparément. Les résultats ont été frappants. Sous la nouvelle méthode, le réseau pouvait accueillir nettement plus d'énergies renouvelables. La capacité pour l'énergie éolienne est passée de 0,96 mégawatt à 1,18 mégawatt, et la capacité solaire est passée de 0,56 mégawatt à 0,74 mégawatt.
Bien que cette mise à niveau ait nécessité un investissement initial plus élevé — passant de 1,05 million de dollars à 1,39 million de dollars — les économies à long terme ont été substantielles. Le coût annuel total de fonctionnement du réseau a chuté de 18,16 %, passant de 2,83 millions de dollars à 2,316 millions de dollars. Cette réduction provient d'une diminution massive de l'énergie gaspillée et du coût des défaillances potentielles. La quantité d'énergie renouvelable qui devait être délestée, ou jetée parce que le réseau ne pouvait pas la gérer, a chuté de 85,2 %. Le risque de ne pas pouvoir fournir de l'électricité aux clients a chuté de 92,4 %. Plus important encore, le système est devenu beaucoup plus résilient aux problèmes de tension. Les chercheurs ont mesuré le risque de déviations de tension à l'aide d'une métrique qui se concentre sur les scénarios les plus défavorables, et ils ont constaté que la nouvelle méthode de planification réduisait drastiquement la probabilité de ces pics et chutes de tension dangereux.
L'étude a également révélé comment la composition du réseau change lorsque ces facteurs sont pris en compte. Le nouveau plan repose moins sur de grandes turbines à gaz à réponse lente et davantage sur des ressources distribuées et à action rapide comme les batteries et la réponse de la demande. Il a également appelé à une augmentation significative des capacités de puissance réactive des onduleurs eux-mêmes, garantissant que même lorsque les panneaux solaires produisent leur puissance maximale, ils puissent toujours aider à stabiliser le réseau. Les chercheurs ont constaté qu'en coordonnant ces différentes ressources à travers des échelles de temps rapide, moyenne et lente, le réseau pouvait gérer des niveaux beaucoup plus élevés d'énergie renouvelable sans compromettre la sécurité. Les résultats suggèrent que l'avenir d'une électricité fiable ne réside pas dans la construction de systèmes plus grands et plus lents, mais dans la création d'un réseau qui est flexible, réactif et conscient de la relation complexe entre l'énergie que nous utilisons et la stabilité des câbles qui la transportent.
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