Optimal Grid Connection Capacity of a Hybrid Renewable Microgrid: An Energy Management and Economic Optimisation Model
Cet article présente un modèle de gestion de l'énergie et d'optimisation économique pour déterminer la capacité de raccordement au réseau optimale pour un micro-réseau hybride renouvelable, réduisant avec succès son coût actualisé de 2,8 % à travers divers scénarios de charge grâce à un algorithme basé sur les priorités qui équilibre les coûts d'importation, de génération de secours et de stockage.
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Imaginez un petit quartier autonome qui génère sa propre électricité grâce au soleil et au vent, stocke l'excédent d'énergie dans une batterie géante et garde un générateur à gaz en réserve pour les jours nuageux et calmes. C'est ce qu'est un micro-réseau. Par le passé, les ingénieurs concevaient ces systèmes en devinant la quantité de puissance qu'ils pourraient prélever sur le réseau électrique principal ou la quantité qu'ils pourraient y renvoyer. Ils dimensionnaient souvent la connexion au réseau principal sur la base d'une estimation du pire scénario, ce qui signifiait payer pour un câble volumineux et coûteux qui restait largement inutilisé. Mais les marchés de l'électricité changent. Les prix de l'achat et de la vente d'électricité fluctuent chaque heure, et le coût de maintien d'une connexion ouverte est une facture fixe qui doit être payée quel que soit le flux réel d'électricité. La question que les chercheurs se posent désormais est simple mais difficile : quelle est la taille exacte de cette connexion au réseau principal qui permet au système entier de fonctionner au moindre coût, sans laisser personne dans le noir ?
Une équipe de chercheurs ukrainiens a construit un modèle informatique pour répondre à cette question pour un type spécifique de micro-réseau hybride. Ils ne se sont pas contentés d'examiner la quantité de puissance que les panneaux solaires ou les éoliennes pourraient produire ; ils ont créé une simulation économique détaillée qui pèse chaque coût possible contre chaque bénéfice possible. Leur système comprend un réseau solaire de soixante kilowatts, une éolienne de vingt kilowatts, un générateur à gaz de secours de quarante kilowatts et un système de batterie capable de stocker deux cents kilowatt-heures d'énergie. Le modèle tient également compte d'une réalité cruciale : tous les utilisateurs d'électricité ne sont pas les mêmes. Certaines charges, comme les hôpitaux ou les systèmes de sécurité, sont critiques et ne doivent jamais perdre l'alimentation, tandis que d'autres, comme l'éclairage public ou le chauffage des bureaux, peuvent être interrompues si nécessaire. Les chercheurs ont assigné une pénalité financière à toute pénurie de puissance, faisant du coût d'une panne un chiffre réel dans leur équation, tout comme le prix du carburant.
Le cœur de leur travail est une nouvelle façon de décider d'où provient l'électricité lorsque le soleil ne brille pas et que le vent ne souffle pas. Au lieu d'allumer aveuglément le générateur à gaz de secours, le modèle compare le coût du carburant nécessaire pour le faire fonctionner au prix actuel de l'achat d'électricité sur le réseau principal. Si le prix du réseau est inférieur au coût du gaz, le système achète de l'énergie. Si le gaz est moins cher, il fait fonctionner le générateur. Cette décision se produit chaque heure, réagissant aux changements du marché. Le modèle effectue ensuite des milliers de simulations, testant différentes tailles de connexion au réseau principal, allant d'un fil minuscule à un câble massif capable de gérer la puissance maximale que le système pourrait exporter. Pour chaque taille, il calcule le coût quotidien total, qui comprend le prix du carburant, l'usure de la batterie, les frais de la connexion elle-même et les pénalités pour toute puissance qui n'a pas pu être délivrée aux clients.
Les résultats de ces simulations révèlent un schéma clair. À mesure que la demande totale d'électricité dans le micro-réseau augmente, la taille optimale de la connexion au réseau principal croît également, mais pas de manière linéaire. Pour une petite charge de quarante kilowatts, la taille de connexion la plus économique est étonnamment petite, un peu moins de dix-huit kilowatts. Lorsque la charge passe à deux cents kilowatts, la taille de connexion optimale s'élève à cent soixante-dix kilowatts, ce qui est la puissance maximale que le système peut physiquement exporter. Cependant, le bénéfice financier de la recherche de cette taille parfaite diminue à mesure que le système s'agrandit. Pour le scénario de la plus petite charge, l'optimisation de la taille de la connexion a réduit le coût quotidien total de près de trois pour cent. Pour les charges plus importantes, les économies sont devenues plus faibles, tombant à moins de un pour cent, car le système était déjà contraint d'utiliser une grande connexion pour répondre à la demande élevée.
De manière cruciale, l'étude a révélé que si la charge devient trop importante — spécifiquement à deux cent quarante kilowatts — le système se heurte à un mur infranchissable. Même avec la plus grande connexion possible, le solaire, l'éolien, la batterie et la puissance du générateur ne peuvent satisfaire la demande. Dans ce scénario, le modèle montre que le système échouerait inévitablement à fournir soixante-quatre kilowatt-heures d'électricité par jour, déclenchant les pénalités financières pour perte de puissance. Cela indique une limite à la croissance du système sans l'ajout de plus de génération ou de stockage. Les chercheurs ont également noté une limitation dans leur modèle actuel : la batterie est gérée par une règle simple qui la remplit lorsqu'il y a un surplus de puissance et la vide lorsqu'il y a un déficit, sans anticiper si les prix de l'électricité baisseront plus tard dans la journée. Cela signifie que la batterie pourrait ne pas être utilisée aussi efficacement qu'elle pourrait l'être si le système pouvait prédire le prix futur de l'énergie.
En fin de compte, ce travail fournit un outil pratique pour les ingénieurs et les planificateurs. Il démontre que traiter la connexion au réseau principal comme une variable flexible, plutôt que comme une supposition fixe, peut mener à de réelles économies de coûts. En équilibrant le prix de l'énergie importée avec le coût de la production locale et du stockage, et en tenant compte du coût réel des coupures de courant, le modèle trouve un « point idéal » pour la taille de la connexion. Cette approche garantit que le micro-réseau reste fiable pour ses utilisateurs les plus critiques tout en évitant le gaspillage lié au paiement d'une connexion trop grande pour ses besoins réels. L'étude confirme que, bien que les économies puissent sembler faibles en termes de pourcentage, elles représentent une utilisation plus efficace des ressources, prouvant que même dans un système complexe de câbles, de batteries et de générateurs, le bon calcul économique peut faire une différence mesurable.
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