La nouvelle production d’énergie, représentée par l’énergie éolienne et solaire, présente d’importantes fluctuations et incertitudes en matière de production d’énergie. Les productions d’énergie éolienne et solaire sont directement affectées par les conditions météorologiques locales, sujettes à des pics ou à des baisses de production d’énergie, ce qui pose des défis pour la fréquence de connexion au réseau du système électrique.
En raison des fluctuations de puissance et des caractéristiques d'impédance du réseau relativement complexes, dans des conditions normales de connexion au réseau centralisée à grande échelle ou de production de puissance aléatoire, des oscillations de puissance sont susceptibles de se produire, entraînant des problèmes de stabilité du système électrique. Cela affecte la charge et les performances des nouveaux systèmes de production d'énergie prévus sur une vaste zone, ce qui nécessite une capacité de réserve suffisante dans le système pour éviter d'avoir un impact sur la capacité à intégrer de nouvelles sources d'énergie, ce qui est crucial pour atteindre à la fois l'efficacité de planification et l'efficacité économique.
L'intégration du stockage d'énergie et des nouvelles sources d'énergie se concentre principalement sur trois aspects : premièrement, en libérant des charges au niveau du réseau sur de courtes périodes, elle permet une régulation de puissance au niveau de 10 -minutes-du réseau électrique, atténuant ainsi les fluctuations à court-terme et exploitant pleinement la capacité du réseau existant à se connecter à de nouvelles sources d'énergie. Deuxièmement, en développant des plans à la minute près-incluant de nouvelles prévisions de production d'énergie et basés sur des prévisions de production d'électricité à court -journée à l'avance-, il intègre efficacement de nouvelles sources d'énergie dans des prévisions d'énergie à très -court-énergie. Cela améliore le fonctionnement rationnel et la planification des diverses unités de production au sein du réseau, réduit la demande de ressources de régulation rapide de la fréquence, améliore la précision et la stabilité des prévisions du réseau et atténue les fluctuations infimes en temps réel des nouvelles sources d'énergie, minimisant ainsi l'impact sur le fonctionnement normal des unités de production conventionnelles.
Rasage des pics et remplissage des vallées
Par rapport à la production d’électricité conventionnelle, la production d’énergie renouvelable a un taux d’utilisation de ses équipements ou unités relativement faible. En prenant comme exemple la région des « Trois Nords » de mon pays, selon les statistiques sur les ressources éoliennes, la probabilité que la production totale d'un parc éolien dépasse 60 % de sa capacité totale installée est généralement inférieure à 5 %. Pour améliorer l'utilisation des lignes, la planification de la capacité des lignes vise généralement à répondre à 95 % des besoins de transport d'énergie éolienne ou à 60 % de la capacité totale installée des parcs éoliens. La situation est encore plus grave pour le photovoltaïque. Par conséquent, un certain pourcentage de l'énergie éolienne sera réduit en raison d'une capacité de transmission insuffisante, et l'énergie solaire sera réduite en raison d'une inadéquation de charge (caractéristiques anti-écrêtement-).
La production d'énergie renouvelable, avec ses fluctuations à relativement long terme-sur une base horaire tout au long de la journée, et l'arrivée de la demande de pointe en électricité le soir (généralement entre 19h et 22h), augmentera les besoins en capacité à la hausse et à la baisse du système. L’énergie éolienne, en revanche, atteint souvent sa pleine production vers minuit, lorsque la charge est à son point le plus bas de la journée. Par conséquent, pour éliminer l’incertitude liée à la prévision de la production d’énergie renouvelable, le réseau électrique et les unités de production conventionnelles doivent supporter des risques importants associés à un écrêtement important des pointes.
L'écrêtement des pointes et le remplissage des vallées utilisent les-caractéristiques de décalage temporel du stockage d'énergie pour maximiser la capacité de transport des lignes, réduire la nécessité de suivre les tendances de charge et diminuer la demande d'augmentation et de diminution de capacité des unités de production conventionnelles.
En additionnant la courbe de charge quotidienne donnée P_l avec la courbe de production d'énergie renouvelable P_{NE}, nous pouvons obtenir la courbe de charge équivalente finale du système ∑P_i, c'est-à-dire ∑P_i=P_l - P_{NE}. Cependant, compte tenu de la plage de régulation de puissance des centrales électriques conventionnelles et des centrales électriques à écrêtement de pointe, ainsi que de la puissance maximale P_L que la ligne d'interconnexion régionale peut transmettre ou obtenir au réseau externe, la puissance effective maximale P_{max} des unités connectées au réseau est :
P_{max}=μ(P_f + P_b + P_L) (3-3)
Où:
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- P_f-Puissance de sortie maximale des unités de rasage de pointe- ;
- P_b-Production minimale des unités qui ne peuvent pas participer à l'écrêtement des pointes ;
- μ-Transmission du réseau et efficacité opérationnelle.
Dans la formule, C représente le coefficient de régulation de la puissance de sortie de l'unité d'écrêtage-. Les relations de pouvoir sont illustrées dans la figure.
La puissance effective minimale P_{min} des unités connectées au réseau-est :
Pendant la période de charge la plus basse t₁ à t₂, la capacité de régulation à la baisse réservée par les unités d'écrêtement de pointe conventionnelles est la puissance d'énergie renouvelable maximale P'_{NE} que le réseau peut accepter pendant cette période, c'est-à-dire P'{NE}=P{max} - P_{min} (3-5) où P_{min} est la production quotidienne minimale (sans stockage d'énergie, la production d'énergie renouvelable pendant t₁ à t₂ ne peut être atteinte que par réduction éolienne/solaire).
On peut voir que sans stockage d’énergie, la production d’énergie renouvelable pendant t₁ – t₂ ne peut être que limitée ; cependant, avec le stockage d'énergie, la charge pendant t₁ – t₂ et la décharge pendant t₃ – t₄ déplacent la courbe de charge équivalente effective ∑P_i dans la plage de P_{min} et P_{max}, évitant ainsi les limitations de production d'énergie renouvelable et la réduction de l'énergie éolienne/solaire, améliorant la capacité d'absorption d'énergie renouvelable, réduisant la demande du réseau en capacité de réserve et améliorant l'efficacité globale du système. La puissance P_{BESS} d'un BESS (Battery Energy Storage System) est :
P_{BESS}=max( P_{min} - ∑P_{min}, ∑P_{max} - ∑P_{max} ) (3-6)
L'énergie E_{BESS} d'un BESS est :
E_{BESS}=max{ μ_c ∫{t₁}^{t₂} (P{min} - ∑P_i) dt , 1/μ_d ∫{t₃}^{t₄} (∑P_i - P{max}) dt } (3-7)
Où:
- μ_c -- Efficacité de charge du système de stockage d'énergie ;
- μ_d -- Efficacité de décharge du système de stockage d'énergie.
Des recherches plus approfondies, dans un sens plus large, montrent que pour les pics et les creux de charge qui sont souvent prolongés, la configuration d'un système de stockage d'énergie d'une certaine capacité peut réduire efficacement la différence entre les pics et les creux, comme le montre la figure.
Le niveau d'amélioration de la différence de pic de charge-vallée est :
- Où Pimaxest la charge maximale attendue ;
- Pimaxest la charge minimale attendue.
La méthode de configuration du système de stockage d’énergie est similaire à la précédente et ne sera pas répétée.
Améliorer la précision des prédictions
Selon NBT32011-2013 « Exigences techniques pour le système de prévision de puissance d'une centrale photovoltaïque », l'erreur quadratique moyenne de la prédiction à court terme-pendant la période de production d'électricité d'une centrale photovoltaïque (à l'exclusion des périodes à puissance limitée) doit être inférieure à 0,15 et le taux de réussite mensuel doit être supérieur à 80 % ; l'erreur quadratique moyenne de la quatrième heure de prédiction à très court terme doit être inférieure à 0,1 et le taux de réussite mensuel doit être supérieur à 85 %.
Selon les « Mesures provisoires pour l'administration de la prévision de la puissance des parcs éoliens et de l'alerte précoce », l'erreur maximale de la courbe de prévision quotidienne d'un parc éolien ne doit pas dépasser 25 %, l'erreur de prévision en temps réel ne doit pas dépasser 15 % et l'erreur quadratique moyenne de la prévision pour toute la journée doit être inférieure à 20 %.
Les prévisions à court-terme et à très-court-terme fournissent des données de prévision à intervalles de 15 minutes. Par conséquent, la production de nouvelles sources d’énergie peut être segmentée et contrôlée à intervalles de 15 minutes, avec 96 segments de contrôle tout au long de la journée. La largeur de bande d'erreur de contrôle admissible ΔP est établie sur la base de l'erreur maximale admissible dans les spécifications techniques de prévision pertinentes. Comme le montre la figure 3-8, P(1) et Pe(2) sont les valeurs de puissance prévues pour les premier et deuxième intervalles de 15 minutes, respectivement, tandis que AP est la bande passante d'erreur admissible, fixée à 15 % de la capacité installée de nouvelle production d'énergie.
Lissage des variations à court-terme de la nouvelle production d'énergie
Le taux de changement à court terme de la nouvelle production d'énergie doit également répondre aux exigences de stabilité du système électrique. Les limites actuelles du réseau électrique pour la variation de puissance active de la nouvelle production d'électricité connectée au réseau énergétique-sont indiquées dans le tableau ci-dessous.
Tableau 3-2 : Limites de changement de puissance active pour la production d'énergie nouvelle connectée au réseau
| Capacité installée de la centrale électrique à énergie nouvelle (MW) | Changement maximal de puissance active sur 10 minutes (MW) | Modification maximale de la puissance active sur 1 minute (MW) |
|---|---|---|
| < 30 | 10 | 3 |
| 30 ~ 150 | Capacité installée / 3 | Capacité installée / 10 |
| > 150 | 50 | 15 |
Dans les applications de lissage des énergies renouvelables, le BESS (Power Equiped Element System) est utilisé pour stocker et libérer la production d'énergie renouvelable, supprimant ainsi les fluctuations de puissance infimes-dans le système connecté au réseau d'énergie renouvelable-. Cela garantit que la fluctuation combinée de la puissance P du stockage d'énergie PBEss (Power Element System) et de l'énergie renouvelable Pv (Power V) répond aux exigences techniques susmentionnées, l'intervalle de temps de contrôle étant généralement fixé à 1 minute. Cependant, contrairement aux algorithmes qui améliorent la précision des prévisions, cette approche se concentre principalement sur les fluctuations de puissance des énergies renouvelables. Par conséquent, lors de la sélection de la puissance nominale spécifique du BESS, la source d'échantillons de données pour l'analyse statistique et l'analyse de probabilité sera les changements de puissance active au niveau minute-et 10-minutes de la production d'énergie renouvelable.
La conception de la puissance et de la capacité du BESS peut toujours être basée sur les statistiques de probabilité des changements de puissance passés et des changements cumulés de la consommation d'énergie, dans le but de répondre aux exigences de lissage dans 80 à 90 % des cas. Cela ne sera pas répété ici. Pour garantir que la plage de fluctuation de puissance répond aux exigences ci-dessus, deux principaux algorithmes de contrôle de puissance BESS sont utilisés :
- L'une d'elles est la méthode de limitation point-par-point ;
- L'autre est la méthode de filtrage passe-bas-.
Méthode de limite point-par-point
En prenant la figure comme exemple, la figure montre une grande comparaison entre la nouvelle production d'énergie Pne(j) au temps j et la sortie combinée P(J-n) au cours des 10 dernières minutes. On peut voir qu'au temps (j-3), c'est-à-dire le changement entre P(j-3) et Pne(j) est la plus grande et elle dépasse le maximum de 10 minutes. La comparaison montre que △P10.
Par conséquent, afin de respecter la limite de fluctuation de puissance de 10 minutes, la plage de sortie du BESS (positive pour la charge, négative pour la décharge) est :
Méthode de filtrage-passe-bas
Basé sur le principe de filtrage du traitement du signal, comme le montre la figure, le filtre passe-bas -rend le signal de sortie plus lisse en ajoutant ou en soustrayant l'amplitude du signal d'entrée. De même, l'accès au BESS permettra également de lisser les fluctuations de la puissance de sortie de la nouvelle centrale électrique grâce à son contrôle de charge et de décharge, afin de répondre aux exigences techniques pertinentes.
La valeur attendue de la puissance totale connectée au réseau-∑P\\somme P∑P est donnée par :
Discrétisez les données, où t est la période de contrôle, et on prend 1 minute :
∑P(j)=(τ / (τ + t)) * ∑P(j-1) + (t / (τ + t)) * P_ne(j)
Étant donné ∑P(j)=P_ne(j) - P_bess(j)
P_bess(j)=(τ / (τ + t)) * (P_ne(j) - ∑P(j-1))
P_bess(j)=(τ / (τ + t)) * (∑P(j) - ∑P(j-1))
Selon les exigences techniques de fluctuation de la puissance connectée au réseau-, la plage de fluctuation infime-de ∑P(j) doit satisfaire :
|∑P(j) - ∑P(j-1)| Inférieur ou égal à min(ΔP_i, 0,1 P_0)
Remplacement de la formule de calcul pour Pbess(j) on obtient :
