Modèles et plateforme de simulation des algorithmes décentralisés

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Principes fondamentaux du réseau électrique

L’électricité est un bien impossible à stocker tel quel, donc qui nécessite sa consom-mation immédiate une fois produite. Les échanges d’électricité entre les producteurs et les consommateurs nécessitent l’utilisation d’un réseau électrique reliant les producteurs et les consommateurs. Le réseau électrique est un système complexe où de nombreux acteurs in-teragissent :
— ils utilisent le réseau comme un service pour transporter l’électricité d’un point à un autre,
— ils servent de support au réseau électrique pour s’assurer de la qualité de l’énergie transmise ou pour s’assurer de la bonne santé du réseau, on parle alors de services système.
Le plus important pour que le réseau continue de fonctionner nominalement est d’assurer l’équilibre entre les puissances injectées sur le réseau avec les puissances soutirées du réseau. Un déséquilibre trop important et prolongé entraînerait l’effondrement du réseau électrique. Le paradigme historique est de posséder une capacité de production supérieure ou égale
à la demande maximale de consommation, qui soit parfaitement pilotable, pour assurer l’équilibre production/consommation. Cependant, plusieurs problèmes subsistent.
— Certaines répartitions de la puissance entre les producteurs ne permettent pas de se conformer aux contraintes physiques du réseau, notamment à cause des limites de puissance des lignes 7.
— La puissance maximale demandée est très élevée par rapport à la valeur moyenne de la puissance consommée dans des conditions normales, ce qui pousse à fortement sur-dimensionner le parc électrique installé. En France, cela est dû aux pics de consom-mations causés par la thermosensibilité de la production électrique (+ 2400 MW par degrés perdus en hiver à 19h 8).
7. D’autres contraintes physiques telles que l’angle et l’amplitude des tensions doivent être prises en compte. Des éléments de support du réseau se chargent en partie de résoudre ce problème.
8. https://bilan-electrique-2020.rte-france.com/consommation-sensibilite-a-la-temperature -et-aux-usages/

Contexte : les réseaux électriques

— La production électrique n’est pas systématiquement pilotable en fonction de la source primaire de l’énergie. Les énergies renouvelables fluctuantes, en plus de présenter des incertitudes de puissance, sont intermittentes car elles dépendent de la météo. Elles ne sont donc pilotables qu’en capacité négative seulement. L’énergie nucléaire est peu pilotable car elle possède un temps de réponse très lent et n’est donc pas adaptée pour la régulation en temps réel. Seules les centrales à sources non renouvelables et les stations de pompage-turbinage apparaissent comme facilement pilotables. Ces dernières étant des stockages énergétiques, elles ne peuvent pas être utilisées à volonté.
Les solutions implémentées aujourd’hui pour permettre le bon fonctionnement du réseau électrique sont les suivantes.
— Le réseau électrique installé est bien surdimensionné par rapport à la demande moyenne, mais il existe tout de même des problèmes de surcharge de ligne qu’il faut anticiper pour éviter le blackout. Ces surcharges surviennent notamment au niveau des lignes d’interconnexion entre zones régionales.
— La planification des besoins en énergie et l’investissement dans les infrastructures appropriées se font des années à l’avance, sur des scénarios prospectifs qui anticipent les besoins futurs en énergie.
— Des prévisions des besoins en électricité sur du plus court terme se manifestent sous la forme de contrats sur l’année négociés dans des marchés à terme ou forward markets, ou bien sur des échanges plus proches de la livraison comme le jour précédent ou le jour même jusqu’à 15 minutes avant au travers de marchés au comptant ou spot markets.
— La régulation temps réel permet de préserver l’équilibre sur le réseau malgré les écarts avec les prévisions faites auparavant. Elle repose sur un marché des capacités où les acteurs du réseau électrique vendent de la capacité d’effacement ou de production au gestionnaire de réseau pour participer à la régulation temps réel.
Bref historique du réseau électrique Au XXe siècle, le réseau électrique et ses infrastruc-tures sont assurées par un monopole, qui s’occupe de la production, du transport, de la distribution, de l’interconnexion de tous les consommateurs industriels ou domestiques. En France, c’est l’État via EDF qui s’occupe de la planification et du développement du réseau électrique, c’est le responsable de la bonne santé du réseau, il prévoit aussi les consommations sur le court terme et décide de la répartition de la production, il commande ses centrales en prévision de la demande, c’est lui qui propose aux consommateurs un forfait d’électricité 9.
À la fin du XXe siècle, la dérégulation du marché électrique ouvre la production et la vente d’électricité à la concurrence et participe alors à la séparation des différents orga-nismes du réseau électrique : on distingue maintenant les producteurs des gestionnaires de réseaux de transport et de distribution, ainsi que des fournisseurs d’électricité et des respon-sables d’équilibre. Ces acteurs, représentés en Figure 1.4, jouant des rôles distincts doivent se coordonner pour pouvoir assurer la fonction principale du réseau électrique et son bon fonctionnement.
Figure 1.4 – Figure modifiée provenant de https://reseaux.photovoltaique.info/fr/compren dre-le-systeme-electrique/fonctionnement-des-marches-de-lelectricite/acteurs-des-m arches-de-lelectricite/. Représentation des acteurs du réseau électrique, distinguant les flux physiques et les flux financiers, et leurs interactions. Les responsables d’équilibre se trouvent à la frontière entre les flux physiques et les flux financiers en ce qu’ils sont responsables financièrement des écarts entre la puissance injectée et la puissance soutirée du réseau électrique.
Le gestionnaire du réseau de transport (GRT) est chargé d’assurer les contraintes phy-sique du réseau lors de son utilisation. Il intervient sur le marché de gros de l’électricité, ainsi que le marché d’ajustement et de capacités. Il doit aussi garantir l’accès non discriminatoire
à tous les producteurs souhaitant participer à la production électrique globale. En France, c’est l’entreprise RTE à qui revient le rôle de GRT. Les lignes du réseau de transport pré-sentent des interconnexions importantes. Les centrales de grande puissance sont rattachées au réseau de transport.
Les infrastructures du réseau de distribution appartiennent au syndicat départemental d’énergie (SDE ou toute autre entité coïncidente), qui délègue souvent la gestion du réseau de distribution à un gestionnaire tierce. Le gestionnaire du réseau de distribution (GRD) a un but similaire au GRT au niveau du réseau de distribution, mais ce réseau transporte des quantités plus faibles d’électricité, étant donné qu’il est plus proche des consommateurs, industriels et domestiques, ainsi que l’acheminement de l’électricité des postes de trans-formation jusqu’aux consommateurs. Le GRD est acheteur dans le marché de gros et de capacités pour compenser les pertes. En France, c’est l’entreprise Enedis à qui revient le rôle de GRD dans la plupart des régions.
L’utilisation et la maintenance du réseau électrique entraînent des coûts qu’il faut ensuite répercuter sur les producteurs, consommateurs et utilisateurs du réseau en général.
La production électrique reste aujourd’hui encore très centralisée, c’est-à-dire provenant d’un petit nombre de grandes centrales, reliées au réseau de transport et dimensionnées pour répondre aux besoins en énergie nationaux. En 2020 sur le territoire de la France métropolitaine, ce sont 18 centrales nucléaires 10 et 24 centrales thermiques 11 (à charbon ou
10. https://fr.wikipedia.org/wiki/Centrale_nucléaire_en_France
11. https://www.edf.fr/groupe-edf/espaces-dedies/l-energie-de-a-a-z/tout-sur-l-energie/pro duire-de-l-electricite/le-thermique-a-flamme-en-chiffres
à gaz) qui représentent 59% du parc électrique installé et 74.6% de la production électrique 12. Les fournisseurs d’électricité sont des organismes intermédiaires qui achètent aux pro-ducteurs et revendent aux consommateurs, en ajoutant des services comme l’accès à un service client, des prix fixes sur une période donnée, une atténuation des risques liés à la va-riation des prix du marché, ou bien l’achat d’électricité provenant de sources renouvelables. Les fournisseurs d’électricité ainsi que les gros consommateurs comme les sites industriels de grande taille participent au marché de gros, de détail, d’ajustement et de capacités. Les autres clients (résidentiels, tertiaires ou petits industriels) interviennent principalement sur
le marché de détail.
Enfin, les responsables d’équilibre sont responsables des écarts entre la puissance injectée et la puissance soutirée du réseau électrique. Comme illustré en Figure 1.4, ils se trouvent
à la limite entre les flux physiques et les flux financiers du réseau électrique car ils doivent compenser les déséquilibres. Un fournisseur d’électricité peut être responsable d’équilibre, mais pas nécessairement. De même, un responsable d’équilibre ne possède pas forcément des moyens de production, il s’arrange pour acheter de la puissance ou de la flexibilité lorsque cela est nécessaire pour assurer l’équilibre.

Table des matières

Notations
Introduction
1 Présentation du problème et état de l’art
1.1 Contexte : les réseaux électriques
1.1.1 Les besoins énergétiques et leur évolution future
1.1.2 Principes fondamentaux du réseau électrique
1.2 Du réseau vers le Smartgrid
1.2.1 Vers une décentralisation de la gestion du réseau électrique
1.2.2 Le réseau électrique cyber-physique et l’importance du réseau de communication
1.2.3 Marchés de l’électricité et production distribuée
1.2.4 Marchés de l’électricité pair à pair
1.2.5 Prise en compte des contraintes réseaux : le problème de l’Optimal
Power Flow
1.3 Algorithmes asynchrones
1.3.1 Introduction de la notion d’algorithme asynchrone
1.3.2 État de l’art sur les algorithmes asynchrones
1.4 Contributions et organisation du manuscrit
2 Modèles et plateforme de simulation des algorithmes décentralisés
2.1 Modélisation de la communication
2.1.1 Transmission d’informations via le réseau de communication
2.1.2 Modèle de délais de communication
2.2 Modélisation des calculs
2.3 Plateforme de simulation à événements discrets
2.3.1 Structure du programme de simulation
2.3.2 Monitoring des valeurs d’intérêt
2.4 Synthèse de la plateforme de simulation
3 Marché de l’électricité pair à pair asynchrone
3.1 Marché de l’électricité
3.2 Résolution centralisée
3.3 Résolution décentralisée pair à pair
3.4 Résolution décentralisée pair à pair asynchrone
3.4.1 Formulation et algorithme
3.4.2 Réglage du facteur de régularisation
3.4.3 Influence des délais de communication
3.4.4 Influence du paramètre d’asynchronisme
3.4.5 Modèle avancé de délais de communication
3.4.6 Considérations sur le nombre de messages
3.4.7 Influence de la distance
3.4.8 Conclusions sur l’algorithme de marché pair à pair asynchrone simulé
3.5 Validation sur plateforme expérimentale
3.5.1 Plateforme opENS
3.5.2 Implémentation du marché pair à pair
3.5.3 Résultats temporels
3.5.4 Conclusions sur la plateforme expérimentale
3.6 Conclusions et perspectives du chapitre
4 Optimal Power Flow décentralisé asynchrone
4.1 Formalisation du problème
4.2 Résolution centralisée
4.2.1 Résolution centralisée synchrone
4.2.2 Résolution centralisée asynchrone
4.3 Décomposition du problème pour la décentralisation de sa résolution
4.4 Résolution décentralisée – décomposition par noeuds
4.4.1 Formulation synchrone
4.4.2 Formulation asynchrone
4.4.3 Influence du paramètre d’asynchronisme
4.4.4 Influence du taux de perte de messages
4.4.5 Influence des délais de communication
4.4.6 Influence de la taille des régions
4.4.7 Conclusions sur l’algorithme OPF asynchrone décomposé par noeuds
4.5 Résolution décentralisée – décomposition par frontières
4.5.1 Version synchrone
4.5.2 Version asynchrone
4.5.3 Influence du paramètre d’asynchronisme
4.5.4 Influence du taux de pertes de messages
4.5.5 Influence du partitionnement
4.5.6 Conclusions sur l’algorithme OPF asynchrone décomposé par frontières131
4.6 Conclusions et perspectives du chapitre
5 Marché de l’électricité pair à pair endogène asynchrone
5.1 Formulation du marché pair à pair endogène
5.2 Résolution décentralisée du marché avec SO centralisé
5.2.1 Version synchrone
5.2.2 Version asynchrone
5.2.3 Résultats de l’implémentation asynchrone
5.2.4 Influence des paramètres d’asynchronisme
5.2.5 Influence du temps de calcul du SO
5.2.6 Conclusions sur l’algorithme de marché pair à pair endogène avec opérateur
système centralisé
5.3 Résolution décentralisée du marché avec SO décentralisé
5.3.1 Version synchrone
5.3.2 Version asynchrone
5.4 Conclusions et perspectives du chapitre
Conclusions et perspectives
Annexe
A.I Cas test de marché à 110 agents
A.II Cas test à 118 noeuds pour calcul d’Optimal Power Flow
A.II.1 Cas agrémenté de données temporelles de consommation
A.II.2 Cas partitionné en régions
A.IIICas test à 14 noeuds pour calcul d’Optimal Power Flow
A.IV Cas test à 39 noeuds pour calcul de marché endogène
Bibliographie