Adapter la régulation de fréquence pour les ressources énergétiques distribuées

L'intégration des ressources énergétiques distribuées (DER) dans le réseau électrique a changé notre manière de gérer l'électricité, surtout pour le contrôle de la fréquence. Quand il y a un déséquilibre entre la production et la consommation d'électricité, la régulation de la fréquence devient cruciale. Ce problème peut venir de différentes raisons comme des pannes ou des changements soudains de la demande. Pour gérer ces fluctuations de fréquence, on utilise des dispositifs pour rétablir l'équilibre.

Traditionnellement, les opérateurs de systèmes gèrent ces défis en ajustant la production des générateurs individuels pour garder les coûts bas tout en répondant aux demandes du réseau et des réserves. Cependant, avec l'essor des DER, qui peuvent inclure des panneaux solaires, des éoliennes et du stockage par batterie, il y a un besoin d'une nouvelle méthode pour allouer et utiliser efficacement les réserves pour la Régulation de fréquence.

#Comprendre la Régulation de Fréquence

La régulation de fréquence peut être divisée en trois catégories : contrôle primaire, secondaire et tertiaire.

• Contrôle Primaire : C'est la réponse immédiate à une perturbation, ajustant la production d'énergie des générateurs pour stabiliser rapidement la fréquence.
• Contrôle Secondaire : Cela prend le relais si le contrôle primaire ne peut pas ramener la fréquence à son niveau standard. Il ajuste la production des générateurs sur une courte période.
• Contrôle Tertiaire : C'est un processus plus délibéré visant à minimiser les coûts d'exploitation tout en s'assurant que suffisamment de réserves sont disponibles après les actions de contrôle secondaire.

Dans un système avec beaucoup de DER, une nouvelle approche est nécessaire pour gérer les réserves et déterminer combien d'énergie chaque générateur doit produire.

#Le Besoin de Nouvelles Stratégies

Des études récentes ont montré que bien qu'un seul DER puisse ne pas fournir un soutien suffisant pour le contrôle de la fréquence, un groupe peut travailler ensemble efficacement. Cependant, coordonner ces dispositifs est complexe. Ça nécessite des méthodes précises pour allouer les réserves et déterminer les niveaux de production d'énergie.

Différentes méthodes pour gérer le contrôle de fréquence dans les systèmes électriques traditionnels ont été proposées, mais beaucoup ne se traduisent pas facilement pour des systèmes dominés par des DER. Donc, le besoin de stratégies adaptées spécifiquement pour les systèmes distribués ne cesse de croître.

#La Théorie des jeux coopératifs Comme Solution

La théorie des jeux coopératifs offre un cadre prometteur pour relever ces défis. Dans ce contexte, chaque DER est considéré comme un joueur dans un jeu, et ils peuvent former des coalitions pour améliorer leurs contributions à la régulation de la fréquence. Cette théorie aide à calculer et distribuer les récompenses en fonction des contributions individuelles au succès du groupe.

La Valeur de Shapley, un concept clé dans cette théorie, fournit un moyen de distribuer équitablement les bénéfices entre les joueurs en fonction de leurs contributions. Cette approche peut mener à une utilisation efficace des réserves et à une participation accrue des DER à la régulation de fréquence.

#L'Approche Proposée en Deux Étapes

Cette approche implique deux étapes principales pour gérer l'allocation des réserves entre les DER.

#Première Étape : Calcul de l'Indice de Valeur (IV) et de la Réduction des Pertes d'Énergie (RPE)

Dans la première étape, deux types d'indicateurs sont calculés pour chaque groupe de DER :

1. Indice de Valeur (IV) : Cela reflète la valeur de chaque DER dans la maximisation des bénéfices globaux pour le système.
2. Réduction des Pertes d'Énergie (RPE) : Cela montre combien de pertes d'énergie sont réduites lorsque des DER spécifiques sont inclus dans une coalition.

Calculer ces indicateurs aide à identifier quels DER contribuent le plus à l'efficacité et à la fiabilité.

#Deuxième Étape : Détermination des Valeurs de Shapley et des Facteurs de Distribution

Dans la deuxième étape, les valeurs de Shapley sont calculées en se basant sur les IV et RPE précédemment calculés. Ces valeurs aident à déterminer combien de réserves chaque DER doit fournir.

Une fois les valeurs de Shapley calculées, des facteurs de distribution sont dérivés à partir de celles-ci. Ces facteurs guident comment les réserves doivent être allouées à chaque DER et aident aussi à définir leurs niveaux de production d'énergie.

#Mise en Œuvre et Études de Cas

Pour montrer l'efficacité de cette approche, des études de cas ont été réalisées sur des versions modifiées de systèmes de distribution bien connus. Ces systèmes ont fourni un cadre cohérent pour tester comment les réserves pouvaient être allouées plus efficacement entre les DER.

#Aperçu des Systèmes de Test

1. Système de Distribution IEEE 13-nœuds : Ce système comprend trois DER et une grande capacité de charge. Il inclut des composants comme des régulateurs de tension et des banques de condensateurs.

2. Système de Distribution IEEE 34-nœuds : Une ligne de transport plus longue et peu chargée qui incorpore aussi plusieurs DER à différents nœuds.

3. Système de Distribution IEEE 123-nœuds : Cela inclut un mélange de lignes aériennes et souterraines, des condensateurs shunt et divers types de charge, avec dix DER.

#Résultats des Études de Cas

L'approche a montré des résultats impressionnants dans tous les systèmes testés.

• Dans chaque cas, le processus d'allocation des réserves a entraîné des coûts totaux plus bas par rapport aux méthodes traditionnelles.
• L'allocation était beaucoup plus équitable, garantissant que tous les DER avaient un niveau satisfaisant d'utilité de leur participation.

Les utilités individuelles des DER ont été analysées, montrant que ceux participant à la nouvelle approche bénéficiaient de manière plus constante par rapport à ceux utilisant des méthodes basées sur la capacité.

#Avantages de la Nouvelle Approche

La méthode proposée offre plusieurs avantages :

1. Efficacité Économique : En optimisant l'allocation des réserves, les coûts globaux sont considérablement réduits.

2. Participation Équitable : Les DER sont compensés d'une manière qui reflète leurs contributions réelles, ce qui mène à une plus grande satisfaction parmi les participants.

3. Fiabilité Améliorée : Les efforts coordonnés des DER aboutissent à un système électrique plus stable, notamment en matière de gestion de fréquence.

4. Adaptabilité aux Besoins Futurs : À mesure que plus de DER sont ajoutés au réseau, cette méthode peut être étendue pour les inclure sans nécessiter de modifications substantielles.

#Conclusion

Avec l'essor des DER, le besoin de meilleures stratégies de gestion dans les systèmes électriques n'a jamais été aussi clair. L'approche de la théorie des jeux coopératifs présentée améliore non seulement la capacité de ces ressources à participer à la régulation de fréquence, mais maximise aussi leurs bénéfices.

Les études de cas illustrent l'efficacité de cette stratégie, montrant un chemin clair pour intégrer des sources d'énergie plus diverses dans nos systèmes électriques. En alignant les intérêts individuels avec des objectifs collectifs, on peut créer un avenir énergétique plus fiable et efficace.