EP2901381A1 - Procede de determination d'une prevision de la puissance electrique fournie par une installation de fourniture d'energie electrique - Google Patents

Procede de determination d'une prevision de la puissance electrique fournie par une installation de fourniture d'energie electrique

Info

Publication number
EP2901381A1
EP2901381A1 EP13779302.2A EP13779302A EP2901381A1 EP 2901381 A1 EP2901381 A1 EP 2901381A1 EP 13779302 A EP13779302 A EP 13779302A EP 2901381 A1 EP2901381 A1 EP 2901381A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
time interval
storage system
power
energy
energy storage
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Withdrawn
Application number
EP13779302.2A
Other languages
German (de)
English (en)
Inventor
Franck BOURRY
Elisabeth Lemaire
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Commissariat a lEnergie Atomique et aux Energies Alternatives CEA
Original Assignee
Commissariat a lEnergie Atomique CEA
Commissariat a lEnergie Atomique et aux Energies Alternatives CEA
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Commissariat a lEnergie Atomique CEA, Commissariat a lEnergie Atomique et aux Energies Alternatives CEA filed Critical Commissariat a lEnergie Atomique CEA
Publication of EP2901381A1 publication Critical patent/EP2901381A1/fr
Withdrawn legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G06Q10/00—Administration; Management
    • G06Q10/04—Forecasting or optimisation specially adapted for administrative or management purposes, e.g. linear programming or "cutting stock problem"
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G06Q50/00—Information and communication technology [ICT] specially adapted for implementation of business processes of specific business sectors, e.g. utilities or tourism
    • G06Q50/06—Energy or water supply
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/28—Arrangements for balancing of the load in a network by storage of energy
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/381—Dispersed generators
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2300/00—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
    • H02J2300/20—The dispersed energy generation being of renewable origin
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2300/00—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
    • H02J2300/20—The dispersed energy generation being of renewable origin
    • H02J2300/22—The renewable source being solar energy
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2300/00—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
    • H02J2300/20—The dispersed energy generation being of renewable origin
    • H02J2300/22—The renewable source being solar energy
    • H02J2300/24—The renewable source being solar energy of photovoltaic origin
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2300/00—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
    • H02J2300/20—The dispersed energy generation being of renewable origin
    • H02J2300/28—The renewable source being wind energy
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/28—Arrangements for balancing of the load in a network by storage of energy
    • H02J3/30—Arrangements for balancing of the load in a network by storage of energy using dynamo-electric machines coupled to flywheels
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/28—Arrangements for balancing of the load in a network by storage of energy
    • H02J3/32—Arrangements for balancing of the load in a network by storage of energy using batteries with converting means
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02A—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
    • Y02A30/00—Adapting or protecting infrastructure or their operation
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy
    • Y02E10/56—Power conversion systems, e.g. maximum power point trackers

Definitions

  • the present invention relates to a method for determining a forecast of the electric power supplied during a time interval by an energy supply installation comprising an energy storage system and a power plant using a renewable energy source, These include solar energy, wind energy, wave energy, stream energy, marine energy and / or tidal energy.
  • the electricity supply to elec ⁇ tric network by electricity supply system must generally meet the constraints imposed by the manager of the power grid.
  • one of these constraints is that the manager of the energy supply facility transmits in advance to the power grid manager a power generation plan in which he undertakes to supply electrical power. given for at least a given time interval.
  • the power supplied by a power plant using a renewable energy source, in particular those mentioned above, is variable and depends on the meteorological conditions. The power plant alone is therefore not able to transmit in advance a power plan.
  • An object of an embodiment of the invention is to overcome all or part of the disadvantages of the known methods for determining the electrical power supplied by an energy supply installation comprising an energy storage system and a power plant. using a renewable energy source.
  • Another object of an embodiment of the present invention is that the installation provides electrical power at a constant level for at least one time interval.
  • Another object of an embodiment of the present invention is that the difference between the actual electrical power supplied by the plant and the prediction is less than a threshold.
  • Another object of an embodiment of the present invention is that the state of charge of the energy storage system at the end of the time interval corresponds to a desired state of charge.
  • Another object of an embodiment of the present invention is that the method of determining the electrical power supplied by a power supply installation can be implemented by a simple program making operate a processor or can be implemented by a dedicated electronic circuit of simple design.
  • an embodiment of the present invention provides a method, implemented by a processor or by an electronic circuit, for determining the electrical power supplied by an electrical energy supply installation comprising a system for storing energy. and a power plant, the method comprising:
  • the method comprises the following successive steps:
  • the method further comprises the following step:
  • the method further comprises the following step:
  • the method further comprises the following step:
  • the step of modifying the final terminal comprises the following steps:
  • the step of modifying the final terminal comprises the following steps:
  • the step of modifying the final terminal is performed after the step of modifying the initial terminal.
  • the electric power level is strictly less than or equal to the maximum of the expected evolution of the electric power and the second time interval corresponds to the interval of time during which the expected electrical power exceeds said level.
  • Another embodiment of the present invention provides a computer support for storing a computer program for implementing the method as defined above.
  • Another embodiment of the present invention provides an electrical energy supply installation comprising an energy storage system and a power plant, the installation comprising at least one processor programmed for or an electronic circuit adapted to:
  • the power plant can be a power station using solar energy, wind energy, wave energy, watercourse energy, marine current energy and / or the energy of the tides.
  • the energy storage system comprises a system selected from the group consisting of electric batteries, a flywheel system, a compressed air system, a transfer station of energy pumped and a fuel cell system and electrolyzer.
  • FIG. 1 represents, partially and schematically, an embodiment of an electrical energy supply installation according to the invention
  • FIG. 2 represents, in the form of a schematic block, an embodiment according to the invention of a method for determining the electrical power supplied by the installation of FIG. 1;
  • Fig. 3 is a timing chart of signals illustrating the embodiment of the method for determining the electrical power of Fig. 2;
  • FIGS 4 to 6 show, in the form of block diagrams, more detailed embodiments of steps of the embodiment of the method of Figure 2;
  • FIGS. 7 and 8 are timing diagrams of signals during the implementation of the embodiment of the method of FIG. 2 for two examples of initial state of charge of the energy storage system. For the sake of clarity, the same elements have been designated with the same references in the various figures.
  • FIG. 1 represents an embodiment of an installation 10 for supplying electrical energy according to the invention.
  • the installation 10 comprises a power plant 12 (ENR) and an energy storage system 14 (Storage).
  • ETR power plant
  • Storage energy storage system
  • the power plant 12 is an electric power generation system using a renewable energy source.
  • the power plant 12 may be a power plant using solar energy, wind energy, wave energy, watercourse energy, marine energy and / or energy. tidal energy.
  • the power plant 12 can provide a voltage or a DC or AC current. In the case where the power plant 12 corresponds to a solar power plant, it can provide a voltage or a direct current.
  • the energy storage system 14 is a system that can store electrical energy, possibly by transforming it into another form, and restore all or part of the stored electrical energy.
  • the energy storage system 14 may be a system selected from the group consisting of electric batteries, a flywheel system, a compressed air system, a pumped energy transfer station or a battery operated system. fuel and electrolyzer.
  • the energy storage system 14 provides a voltage or a direct current and is charged by a voltage or a direct current.
  • the state of charge SOC of the energy storage system 14 is the ratio of the total amount of energy capable of being stored in the energy storage system 14, and which may depend on the operating conditions of the storage system, and the amount of energy actually stored in the energy storage system 14.
  • the installation 10 includes an interface system 16
  • Plant Control System which connects the power plant 12 to the energy storage system 14 and in particular allows the charging of the energy storage system 14 from the electrical energy supplied by the power plant 12.
  • the installation 10 is connected to an electrical network 18
  • the plant 10 may provide a voltage or an AC or DC network 18.
  • the interface system 16 may comprise a DC-AC converter for converting the voltage or DC current supplied by the power station 12 and / or the energy storage system 14 in a voltage or an alternating current supplied to the network 18.
  • at least some elements of the interface system 16 may be part of the power plant 12 or the control system. energy storage 14.
  • the interface system 16 may, in addition, comprise an alternating converter. -continued allowing the system load energy storage 14 from the electricity provided by the electricity network 18.
  • the installation 10 further comprises an energy management module 22 (Energy Management System).
  • the module 22 is connected to the interface system 16, to the power station 12 and to the energy storage system 14.
  • the module 22 comprises at least one dedicated electronic circuit for controlling the interface system 16, the power station 12 and / or the energy storage system 14 and / or at least one processor programmed to control the interface system 16, the power station 12 and / or the energy storage system 14.
  • the dedicated electronic circuit and / or the processor can control at any moment:
  • the energy management module 22 can furthermore receive data from the interface system 16, the power plant 12 and the energy storage system 14.
  • the storage system of energy 14 can transmit its state of charge to the energy management module 22.
  • the energy management module 22 may further receive data from a weather data system 24.
  • the supply of data by the system 24 to the energy management module 22 can be done by any means, for example via the Internet.
  • the data may include, in particular, weather forecasts over a time interval ⁇ ] _.
  • the energy management module 22 can determine the evolution of the power supplied by the power station 12 from the weather forecast and a model of operation of the power station 12.
  • weather forecasts include, for example, sunshine forecast for the inter ⁇ valle de ⁇ time] _ on where the power plant 12 is located.
  • the meteorological forecasts include, for example, forecasts of the speed and / or the orientation of the wind during the time interval ⁇ ] _ at the places where the power station electrical 12 is implanted.
  • the meteorological forecasts include, for example, forecasts of the amplitude of the waves, river or marine currents, or tides during the time interval ⁇ ] _ at the places where the power station 12 is located.
  • the energy management module 22 comprises at least one dedicated electronic circuit and / or or at least one processor programmed to determine a prediction of the electrical power supplied by the installation 10 during the future time interval ⁇ ] _ and for provide, for example, this forecast to the manager of the electricity network 18.
  • the determination of the electrical power supplied by the installation 10 is, for example, made from the day for the next day. For example, at the same time, each day, the energy management module 22 can transmit to the manager of the electrical network 18 the prediction of the electrical power supplied by the installation
  • FIG. 2 represents, in the form of a schematic block, an embodiment according to the invention of a method for determining in advance the electrical power supplied by the installation 10 as a function of time.
  • the energy management module 22 receives from weather forecasting system 24 meteorological data over the time interval ⁇ ] for which the determination of the electrical power supplied by the installation 10 must be carried out. .
  • the management module 22 has the SOC-j_ n -j_ state of charge of the energy storage system 14 at the instant when the determination of the electrical power is made.
  • the energy management module 22 can store in a storage device, for example a memory, in particular a non-transient memory, the SOC-j_ n -j_ state of charge and / or the meteorological data.
  • the energy management module 22 determines a prediction of the expected electrical power provided by the power plant 12 during the future time interval ⁇ ] from the meteorological forecasts. The process continues in step 32.
  • the expected electrical power can be obtained from a physical law or from a statistical law. Examples of the law are described in the publication "Irradiance Forecasting for the Power Prediction of Grid-Connected Photovoltaic Systems” by E. Lorenz, J. Hurka, D. Heinemann, and HG Beyer (IEEE Journal of Selected Topics in Applied Earth Ob Remote Sensing, Vol 2, No. 1, March 2009) and the publication "How Much Will Energy Be Produced Tomorrow?" A Forecasting Tool that Fits the Future Electricity Market "from S.
  • FIG. 3 represents an example of an evolution curve of the electrical power • ENR provided on the interval ⁇ ] _ when the power station 12 is a solar power station.
  • the evolution curve of the predicted electrical power PE R comprises successively, when the interval ⁇ ] _ starts from OhOO at 24h00, a zero power stage P] _, a growth phase P2, the passage through a maximum electric power PENRmax a phase Decreased numbers ⁇ health P3 and a zero power level P4.
  • the energy management module 22 determines a forecast, or production plan, of the electrical power supplied by the installation 10 to the electrical network 18 during the time interval ⁇ ] _.
  • the production plan may comprise a series of steps for each of which the electrical power supplied by the installation 10 is substantially constant, the bearings may have different durations.
  • the production plane may comprise a single plateau at a constant electric power, hereinafter referred to as the reference electrical power P re f f during a time interval ⁇ 2, contained in the time interval ⁇ ] _, which starts at a time t ] _ and ends at a time t2 ⁇
  • the supply of the production plan by the module 22 to the manager of the electrical network 18 includes the supply of the value of the reference electric power P re f and times t and t2 ⁇
  • the management module 22 provides the power P ref of the reference production plan that will be provided. The process continues in step 34.
  • step 34 the management module 22 determines the start time t ] _ of the supply phase of the reference power P re f by the installation 10. The method continues in step 36.
  • step 36 the module determines the instant t2 corresponding to the end of the supply phase of the reference power P re f by the installation 10.
  • the determination of the prediction of the electrical power supplied by the installation 10 during the time interval ⁇ ] _ by the energy management module 22 is carried out respecting several constraints that may be imposed by the manager of the electrical network 18. Examples of constraints are the following:
  • the duration during the time interval ⁇ 2 of supply of the electric power to the power P re f is the longest possible
  • the variations of the electrical power actually supplied by the installation 10 with respect to the reference power P re f are less, in absolute value, than a given threshold, for example 2.5%;
  • the rate of change per minute of the electric power is lower, in absolute value, at a given threshold, for example 0.6% of the total power, called P max thereafter, which can be supplied by the power station 12 in the better operating conditions;
  • the electrical power supplied by the installation 10 must always be decreasing or zero variation;
  • the reference power P ref must be less than 40% of the maximum power P max which can be supplied by the power plant 12 in the best conditions Func ⁇ tioning of the power plant 12; - the electrical power that may take the instal lation ⁇ 10 from the power grid 18 is limited. Since the electric power delivered by the power plant 12 is positive, the withdrawal limit corresponds to the maximum electric power of the energy storage system 14 from the electrical network 18. This limit may be zero. In this case, the energy storage system 14 can not be charged from the power grid 18.
  • the determination of the prediction of the electrical power supplied by the installation 10 during the time interval ⁇ ] _ by the energy management module 22 is carried out while respecting several additional constraints which may be imposed by the operation of the energy storage system 14. Examples of constraints are as follows:
  • the charging electric power of the energy storage system 14 must be less than a maximum charging power
  • the electric discharge power of the energy storage system 14 must be less than a maximum discharge power
  • the state of charge SOC of the energy storage system 14 must remain above a minimum state of charge
  • the state of charge SOC of the energy storage system 14 must remain below a maximum state of charge.
  • manager instal lation ⁇ 10 can be penalized when the electric power actually supplied by the plant 10 during the time interval ⁇ ] _ deviates from the announced production plan, eg where, during the bearing to the power P ref, has the electric power actually supplied by the plant 10 varies with respect to the reference power P ref more than 2.5%. For example, when an event of non-compliance with the announced production plan is detected, only half of the electrical energy delivered by the installation 10 during the hour during which the event took place is remunerated. .
  • Figure 4 shows, in the form of a schematic block, a more detailed embodiment of step 32.
  • the management module 22 determines the maximum expected electrical power PENRmax that can be supplied by the power plant 12 during the time interval ⁇ ] _.
  • the module 22 compares the maximum electric power p ENRmax with a fraction, for example 40%, of the maximum electrical power MAX that can be supplied under the best conditions by the power station 12. If the maximum electrical power expected PENRmax is strictly higher. to 40% of the maximum power PMAX, the method continues in step 42. If the maximum electrical power provided PE es t Rmax not exceeding 40% of the maximum power PMAX, I e method continues to step 44.
  • step 42 the module 22 sets the reference power P re f to 40% of the maximum power PMAX -
  • step 44 the module 22 sets the reference power P re f equal to the maximum electrical power expected p ENRmax ⁇
  • FIG. 5 represents, in the form of a schematic block, a more detailed embodiment of step 34 of the method described previously with reference to FIG. 2.
  • step 50 the module 22 determines the instants t a and t j delimiting a time interval during which the power plant 12 is adapted to supply the electrical network 18 with the electrical power P re f-
  • moment t a corresponds to the instant at which the power electrical power PENR exceeds the electric power P re f and the instant t a corresponds to the instant at which the expected electrical power PENR falls below the electrical power P re f.
  • step 52 the process continues in step 52.
  • the module 22 determines whether, in view of the SOC-j_ n -j_ state of charge of the energy storage system 14, the energy storage system 14 can store the excess electrical power supplied. by the power station 12, that is to say the surplus electrical power supplied by the power plant 12 beyond the electrical power P re f between times t a and 3 ⁇ 4. As the state of charge SOC-j_ n -j_ is measured at a time when the power station 12 no longer provides electrical energy, the state of charge SOC-j_ n -j_ is substantially equal to the state of charge of the energy storage system 14 when the energy storage system 14 begins to receive or supply electrical energy during the time interval ⁇ ] _.
  • step 54 If the state of charge SOC-j_ n -j_ of the energy storage system 14 allows the storage of all of the excess energy between the instants t a and 3 ⁇ 4 while complying with the other constraints described above, the method continues in step 54. If the state of charge SOC-j_ n -j_ of the energy storage system 14 does not allow the storage of all of the excess electrical energy, the process continues at step 56.
  • step 54 the module 22 determines that the instant t] _ of beginning of supply of the electrical power P re f P AR the installation 10 is equal to t a .
  • step 56 the module 30 decreases the value of the instant t a by a fixed quantity and the process returns to step 52.
  • the instant t a is decreased so that the maximum, or even the totality, of the excess electrical energy supplied by the power station 12 is recovered in the energy storage system 14 while complying with the other constraints described above.
  • FIG. 3 there is shown an instant t] _ strictly less than the instant t a .
  • the fact that the instant t] _ is less than the instant t a means that, at least during the period from the instant t] _ to the instant t a , the power station 12 is not able to reference power supply P re f- the energy storage system 14 must complete and provide a portion of the electrical power to the grid 18 so that the total electric power provided by the facility 10 is well equal to the reference power P re f-
  • the system energy storage 14 is able to store a greater part of the excess power supplied by the power plant 12 between times t a and 3 ⁇ 4.
  • the evolution of the state of charge of the energy storage system 14 can be determined by the module 22 by using the charging and discharging laws of the energy storage system 14.
  • An example of the law of charge of the system energy storage 14 is given by the following relation (1):
  • the discharge efficiency makes ⁇ g ⁇ is a real number can vary from 0 to 1.
  • the discharge efficiency makes ⁇ g ⁇ may be constant or vary depending on the discharge power P ⁇ ECH-
  • FIG. 6 represents, in the form of a schematic block, a more detailed embodiment of step 36 of the method described previously with reference to FIG.
  • step 60 the module 22 determines whether the state of charge SOC1 of the energy storage system 14 provided at instant 3 ⁇ 4 is equal to a desired state of charge SOC-
  • step 62 the module 22 determines that the instant t2 is equal to the instant 3 ⁇ 4.
  • step 64 the module 22 determines whether the state of charge SOC ⁇ is strictly greater than the state of charge referred to
  • SO3 ⁇ 4arget ⁇ If the state of charge SO3 ⁇ 4 is strictly greater than the state of charge SOC-
  • step 66 the module 22 increases the value of the instant 3 ⁇ 4, for example by a determined step. This means that the time during which the installation 10 provides the electrical reference power P re f is increased and therefore that the charge storage system 14 will discharge to ensure this production of electrical energy. The process returns to step 60.
  • step 68 the module 22 decreases the value of the instant 3 ⁇ 4. This means that the time during which the plant 10 provides electrical power reference? Ref ⁇ are reduced and a portion of the surplus power provided by the power station 12 is used to recharge the energy storage system 14 and increase its state of charge.
  • FIGS. 7 and 8 are timing diagrams of signals during the implementation of the method according to the embodiment described above for the same meteorological forecasts (ie for the same curve of evolution of the expected electrical power PE R supplied by the power station 12) and for two different SOC-j_ n -j_ charge states.
  • the initial state of charge SOC-j_ n -j_ is 50% while, for the curves of FIG. 8, the initial state of charge SOC-j_ n -j_ is 90%. %.
  • FIG. 7 or 8 are also represented:
  • phase A corresponding to a ramp-up phase of the electrical power supplied by the installation 10
  • phase B corresponding to a phase of supply by the installation 10 of the electrical power P re f substantially constant
  • phase C corresponding to a phase of reduction of the electrical power supplied by the installation 10.
  • the energy storage system 14 can not store the electrical power demanded around 4 pm, the state of charge of the energy storage system 14 having already reaches 100%. This may be due to the fact that the charge and discharge laws used for the determination of the production plan are only approximations of the evolution of the actual state of charge of the energy storage system 14. be because the actual output of the power station 12 is different from the expected production from the meteorological data.
  • the module 22 then controls the power plant 12 so that it reduces the electrical power supplied PENR '' CE allows the total electrical power? ENR + St delivered by the installation 10 to remain within the limits allowed around the reference power P re f-
  • the method for determining the instants t a and 3 ⁇ 4 may be different from what has been described previously.
  • the instants t a and t j may be determined by an analysis of the evolution curve of the electrical power provided provided by the power plant 12 during the time interval ⁇ ] _.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Business, Economics & Management (AREA)
  • Economics (AREA)
  • Human Resources & Organizations (AREA)
  • Strategic Management (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Tourism & Hospitality (AREA)
  • Theoretical Computer Science (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • General Business, Economics & Management (AREA)
  • Marketing (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Game Theory and Decision Science (AREA)
  • Development Economics (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Entrepreneurship & Innovation (AREA)
  • Operations Research (AREA)
  • Quality & Reliability (AREA)
  • Primary Health Care (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Water Supply & Treatment (AREA)
  • Public Health (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
  • Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
  • Charge And Discharge Circuits For Batteries Or The Like (AREA)

Abstract

L'invention concerne un procédé de détermination de la puissance électrique fournie par une installation (10) comprenant un système de stockage d'énergie (14) et une centrale électrique (12). Le procédé comprend la détermination, à partir de prévisions météorologiques sur un premier intervalle de temps, de l'évolution prévue de la puissance produite par la centrale électrique pendant le premier intervalle de temps; la détermination, à partir de l'évolution prévue, d'au moins un niveau de puissance et d'au moins un deuxième intervalle de temps, contenu dans le premier intervalle de temps, pendant lequel la centrale électrique est susceptible de fournir la puissance audit niveau; et la modification de la borne initiale et/ou de la borne finale du deuxième intervalle de temps en fonction de l'évolution souhaitée de l'état de charge du système de stockage, déterminée à partir d'un modèle du système de stockage, au cours du premier intervalle de temps.

Description

PROCEDE DE DETERMINATION D'UNE PREVISION DE LA PUISSANCE ELECTRIQUE FOURNIE PAR UNE INSTALLATION DE FOURNITURE D'ENERGIE
ELECTRIQUE
Domaine de 1 ' invention
La présente invention concerne un procédé de détermination d'une prévision de la puissance électrique fournie pendant un intervalle de temps par une installation de fourniture d'énergie comprenant un système de stockage d'énergie et une centrale électrique utilisant une source d'énergie renouvelable, notamment l'énergie solaire, l'énergie éolienne, l'énergie des vagues, l'énergie des cours d'eau, l'énergie des courants marins et/ou l'énergie des marées.
Exposé de l'art antérieur
La fourniture d'énergie électrique à un réseau élec¬ trique par une installation de fourniture d'énergie électrique doit généralement respecter des contraintes imposées par le gestionnaire du réseau électrique. En particulier, l'une de ces contraintes est que le gestionnaire de l'installation de fourniture d'énergie transmette à l'avance au gestionnaire du réseau électrique un plan de production d'énergie dans lequel il s'engage à fournir une puissance électrique donnée pendant au moins un intervalle de temps donné. La puissance fournie par une centrale électrique utilisant une source d'énergie renouvelable, notamment celles citées plus haut, est variable et dépend des conditions météorologiques. La centrale électrique seule n'est donc pas en mesure de transmettre à l'avance un plan de production d' énergie .
Il existe donc un besoin de disposer d'un procédé de détermination de la puissance électrique fournie par une installation de fourniture d'énergie comprenant un système de stockage d'énergie et une centrale électrique utilisant une source d'énergie renouvelable, notamment celles citées plus haut .
Résumé
Un objet d'un mode de réalisation de l'invention est de pallier tout ou partie des inconvénients des procédés connus de détermination de la puissance électrique fournie par une installation de fourniture d'énergie comprenant un système de stockage d'énergie et une centrale électrique utilisant une source d'énergie renouvelable.
Un autre objet d'un mode de réalisation de la présente invention est que l'installation fournit une puissance électrique à un niveau constant pendant au moins un intervalle de temps .
Un autre objet d'un mode de réalisation de la présente invention est que l'écart entre la puissance électrique réellement fournie par l'installation et la prévision est inférieur à un seuil.
Un autre objet d'un mode de réalisation de la présente invention est que l'état de charge du système de stockage d'énergie à la fin de l'intervalle de temps correspond à un état de charge souhaité.
Un autre objet d'un mode de réalisation de la présente invention est que le procédé de détermination de la puissance électrique fournie par une installation de fourniture d'énergie peut être mis en oeuvre par un programme simple faisant fonctionner un processeur ou peut être mis en oeuvre par un circuit électronique dédié de conception simple.
Ainsi, un mode de réalisation de la présente invention prévoit un procédé, mis en oeuvre par un processeur ou par un circuit électronique, de détermination de la puissance électrique fournie par une installation de fourniture d'énergie électrique comprenant un système de stockage d'énergie et une centrale électrique, ce procédé comprenant :
la détermination, à partir de prévisions météorolo- giques sur un premier intervalle de temps, de l'évolution prévue de la puissance électrique produite par la centrale électrique pendant le premier intervalle de temps ;
la détermination, à partir de l'évolution prévue, d'au moins un niveau de puissance électrique et d'au moins un deuxième intervalle de temps, contenu dans le premier intervalle de temps, pendant lequel la centrale électrique est susceptible de fournir la puissance électrique audit niveau ; et
la modification de la borne initiale et/ou de la borne finale du deuxième intervalle de temps en fonction de l'évolution souhaitée de l'état de charge du système de stockage d'énergie, déterminée à partir d'un modèle du système de stockage d'énergie, au cours du premier intervalle de temps.
Selon un mode de réalisation de la présente invention, le procédé comprend les étapes successives suivantes :
recevoir les prévisions météorologiques sur le premier intervalle de temps ;
déterminer l'évolution prévue de la puissance électrique produite par la centrale électrique pendant le premier intervalle de temps à partir des prévisions météorologiques ;
déterminer le niveau de puissance électrique à partir de l'évolution prévue ; et
déterminer le deuxième intervalle de temps à partir de l'évolution prévue et du niveau de puissance électrique. Selon un mode de réalisation de la présente invention, le procédé comprend, en outre, l'étape suivante :
diminuer la borne initiale si l'état de charge du système de stockage d'énergie est supérieur ou égal à un premier seuil pendant au moins un instant du deuxième intervalle de temps autre que la borne finale.
Selon un mode de réalisation de la présente invention, le procédé comprend, en outre, l'étape suivante :
augmenter la borne initiale si l'état de charge du système de stockage d'énergie est strictement inférieur ou égal à un deuxième seuil pendant le deuxième intervalle de temps.
Selon un mode de réalisation de la présente invention, le procédé comprend, en outre, l'étape suivante :
modifier la borne finale tant que l'état de charge du système de stockage d'énergie à la borne finale est différent d'un troisième seuil.
Selon un mode de réalisation de la présente invention, l'étape de modification de la borne finale comprend les étapes suivantes :
augmenter la borne finale tant que 1 ' état de charge du système de stockage d'énergie à la borne finale est strictement supérieur au troisième seuil.
Selon un mode de réalisation de la présente invention, l'étape de modification de la borne finale comprend les étapes suivantes :
diminuer la borne finale tant que 1 ' état de charge du système de stockage d'énergie à la borne finale est strictement inférieur au troisième seuil.
Selon un mode de réalisation de la présente invention, l'étape de modification de la borne finale est réalisée après l'étape de modification de la borne initiale.
Selon un mode de réalisation de la présente invention, le niveau de puissance électrique est strictement inférieur ou égal au maximum de l'évolution prévue de la puissance électrique et le deuxième intervalle de temps correspond à l'intervalle de temps pendant lequel la puissance électrique prévue dépasse ledit niveau.
Un autre mode de réalisation de la présente invention prévoit un procédé de fourniture d'énergie par une installation de fourniture d'énergie électrique comprenant un système de stockage d'énergie et une centrale électrique comprenant les étapes suivantes :
détermination de la puissance électrique fournie par l'installation de fourniture d'énergie électrique tel que défini précédemment ; et
fourniture de la puissance électrique au niveau de puissance électrique, à une plage d'erreur près inférieure à 5 %, pendant le deuxième intervalle de temps.
Un autre mode de réalisation de la présente invention prévoit un support informatique pour le stockage d'un programme d'ordinateur pour la mise en oeuvre du procédé tel que défini précédemment .
Un autre mode de réalisation de la présente invention prévoit une installation de fourniture d'énergie électrique comprenant un système de stockage d'énergie et une centrale électrique, l'installation comprenant au moins un processeur programmé pour ou un circuit électronique adapté à :
déterminer, à partir de prévisions météorologiques sur un premier intervalle de temps, l'évolution prévue de la puissance électrique produite par la centrale électrique pendant le premier intervalle de temps ;
déterminer, à partir de l'évolution prévue, au moins un niveau de puissance électrique et au moins un deuxième intervalle de temps, contenu dans le premier intervalle de temps, pendant lequel la centrale électrique est susceptible de fournir la puissance électrique audit niveau ; et
modifier la borne initiale et/ou la borne finale du deuxième intervalle de temps en fonction de l'évolution souhaitée de l'état de charge du système de stockage d'énergie, déterminée à partir d'un modèle du système de stockage d'énergie, au cours du premier intervalle de temps.
Selon un mode de réalisation de la présente invention, la centrale électrique peut être une centrale utilisant l'énergie solaire, l'énergie éolienne, l'énergie des vagues, l'énergie des cours d'eau, l'énergie des courants marins et/ou l'énergie des marées.
Selon un mode de réalisation de la présente invention, le système de stockage d'énergie comprend un système choisi parmi le groupe comprenant des batteries électriques, un système à volant d'inertie, un système à air comprimé, une station de transfert d'énergie par pompage et un système à pile à combustible et électrolyseur .
Brève description des dessins
Ces objets, caractéristiques et avantages, ainsi que d'autres seront exposés en détail dans la description suivante de modes de réalisation particuliers faite à titre non limitatif en relation avec les figures jointes parmi lesquelles :
la figure 1 représente, de façon partielle et schématique, un mode de réalisation d'une installation de fourniture d'énergie électrique selon l'invention ;
la figure 2 représente, sous la forme d'un schéma- bloc, un mode de réalisation selon l'invention d'un procédé de détermination de la puissance électrique fournie par l'instal- lation de la figure 1 ;
la figure 3 est un chronogramme de signaux illustrant le mode de réalisation du procédé de détermination de la puissance électrique de la figure 2 ;
les figures 4 à 6 représentent, sous la forme de schémas-blocs, des modes de réalisation plus détaillés d'étapes du mode de réalisation du procédé de la figure 2 ; et
les figures 7 et 8 sont des chronogrammes de signaux lors de la mise en oeuvre du mode de réalisation du procédé de la figure 2 pour deux exemples d'état de charge initial du système de stockage d'énergie. Par souci de clarté, de mêmes éléments ont été désignés par de mêmes références aux différentes figures.
Description détaillée
Dans la suite de la description, seuls les éléments nécessaires à la compréhension de l'invention sont décrits en détail. Ainsi, la structure d'un réseau électrique auquel est reliée une installation de fourniture d'énergie est connue et n'est pas décrite en détail.
La figure 1 représente un mode de réalisation d'une installation 10 de fourniture d'énergie électrique selon l'invention. L'installation 10 comprend une centrale électrique 12 (ENR) et un système de stockage d'énergie 14 (Storage) .
La centrale électrique 12 est un système de production d'énergie électrique utilisant une source d'énergie renouve- lable. A titre d'exemple, la centrale électrique 12 peut être une centrale utilisant l'énergie solaire, l'énergie éolienne, l'énergie des vagues, l'énergie des cours d'eau, l'énergie des courants marins et/ou l'énergie des marées. A titre d'exemple, la centrale électrique 12 peut fournir une tension ou un courant continu ou alternatif. Dans le cas où la centrale électrique 12 correspond à une centrale solaire, elle peut fournir une tension ou un courant continu.
Le système de stockage d'énergie 14 est un système qui peut stocker de l'énergie électrique, éventuellement en la transformant sous une autre forme, et restituer tout ou partie de l'énergie électrique stockée. Le système de stockage d'énergie 14 peut être un système choisi parmi le groupe comprenant des batteries électriques, un système à volant d'inertie, un système à air comprimé, une station de transfert d'énergie par pompage ou un système à pile à combustible et à électrolyseur . A titre d'exemple, le système de stockage d'énergie 14 fournit une tension ou un courant continu et est chargé par une tension ou un courant continu.
On appelle état de charge SOC du système de stockage d'énergie 14 le rapport entre la quantité totale d'énergie susceptible d'être stockée dans le système de stockage d'énergie 14, et qui peut dépendre des conditions de fonctionnement du système de stockage, et la quantité d'énergie réellement stockée dans le système de stockage d'énergie 14.
L'installation 10 comprend un système d'interface 16
(Plant Control System) qui relie la centrale électrique 12 au système de stockage d'énergie 14 et permet notamment la charge du système de stockage d'énergie 14 à partir de l'énergie électrique fournie par la centrale électrique 12.
L'installation 10 est reliée à un réseau électrique 18
(Network) qui assure l'acheminement de l'énergie électrique depuis l'installation 10 vers des systèmes de consommation d'énergie électrique 20 (Consumer), un seul de ces systèmes étant représenté en figure 1. D'autres installations de fourniture d'énergie électrique peuvent être reliées au réseau électrique 18.
Selon le type de réseau électrique 18 et d'instal¬ lation 10, l'installation 10 peut fournir une tension ou un courant alternatif ou continu au réseau 18. Dans le cas où l'installation 10 fournit une tension ou un courant alternatif et la centrale électrique 12 et/ou le système de stockage d'énergie 14 fournissent une tension ou un courant continu, le système d'interface 16 peut comprendre un convertisseur continu- alternatif permettant de convertir la tension ou le courant continu fourni par la centrale électrique 12 et/ou le système de stockage d'énergie 14 en une tension ou un courant alternatif fourni au réseau 18. A titre de variante, au moins certains éléments du système d'interface 16 peuvent faire partie de la centrale électrique 12 ou du système de stockage d'énergie 14.
Dans le cas où le réseau électrique 18 transporte une tension ou un courant alternatif et que le système de stockage d'énergie 14 est chargé par une tension ou un courant continu, le système d'interface 16 peut, en outre, comprendre un convertisseur alternatif-continu permettant la charge du système de stockage d'énergie 14 à partir de l'électricité fournie par le réseau électrique 18.
Dans le présent mode de réalisation selon l'invention, l'installation 10 comprend, en outre, un module de gestion de l'énergie 22 (Energy Management System). Le module 22 est relié au système d'interface 16, à la centrale électrique 12 et au système de stockage d'énergie 14. Le module 22 comprend au moins un circuit électronique dédié pour commander le système d'interface 16, la centrale électrique 12 et/ou le système de stockage d'énergie 14 et/ou au moins un processeur programmé pour commander le système d'interface 16, la centrale électrique 12 et/ou le système de stockage d'énergie 14. Le circuit électronique dédié et/ou le processeur peuvent commander à chaque instant :
- la puissance électrique fournie par la centrale électrique 12 ;
- la puissance électrique fournie par le système de stockage d'énergie 14 ;
la puissance électrique fournie pour charger le système de stockage d'énergie 14 ; et/ou
- la puissance électronique fournie par l'installation 10 au réseau électrique 18.
Le module de gestion d'énergie 22 peut, en outre, recevoir des données du système d'interface 16, de la centrale électrique 12 et du système de stockage d'énergie 14. A titre d'exemple, le système de stockage d'énergie 14 peut transmettre son état de charge au module de gestion d'énergie 22.
Le module de gestion d'énergie 22 peut, en outre, recevoir des données d'un système de fourniture de données météorologiques 24 (Weather Data System) . La fourniture de données par le système 24 au module de gestion d'énergie 22 peut se faire par tout moyen, par exemple par 1 ' intermédiaire du réseau Internet. Les données peuvent comprendre notamment des prévisions météorologiques sur un intervalle de temps ΔΤ]_. Le module de gestion d'énergie 22 peut déterminer l'évolution de la puissance fournie par la centrale électrique 12 à partir des prévisions météorologiques et d'un modèle de fonctionnement de la centrale électrique 12.
Dans le cas où la centrale électrique 12 est une centrale solaire, les prévisions météorologiques comprennent, par exemple, des prévisions d'ensoleillement pendant l'inter¬ valle de temps ΔΤ]_ sur les lieux où la centrale électrique 12 est implantée. Dans le cas où la centrale électrique 12 est une centrale éolienne, les prévisions météorologiques comprennent, par exemple, des prévisions de la vitesse et/ou de l'orientation du vent pendant l'intervalle de temps ΔΤ]_ sur les lieux où la centrale électrique 12 est implantée. Dans le cas où la centrale électrique 12 est une centrale utilisant l'énergie des vagues, l'énergie des cours d'eau, l'énergie des courants marins et/ou l'énergie des marées, les prévisions météorologiques comprennent, par exemple, des prévisions de l'amplitude des vagues, des courants fluviaux ou marins, ou des marées pendant l'intervalle de temps ΔΤ]_ sur les lieux où la centrale électrique 12 est implantée.
Le module de gestion d'énergie 22 comprend au moins un circuit électronique dédié et/ou ou au moins un processeur programmé pour déterminer une prévision de la puissance électrique fournie par l'installation 10 pendant l'intervalle de temps futur ΔΤ]_ et pour fournir, par exemple, cette prévision au gestionnaire du réseau électrique 18. La détermination de la puissance électrique fournie par l'installation 10 est, par exemple, réalisée du jour pour le lendemain. A titre d'exemple, à la même heure, chaque jour, le module de gestion d'énergie 22 peut transmettre au gestionnaire du réseau électrique 18 la prévision de la puissance électrique fournie par l'installation
10 pour la journée du lendemain.
La figure 2 représente, sous la forme d'un schéma- bloc, un mode de réalisation selon l'invention d'un procédé de détermination à l'avance de la puissance électrique fournie par l'installation 10 en fonction du temps. A l'étape 30, le module de gestion d'énergie 22 reçoit du système de prévision météorologique 24 des données météorologiques sur 1 ' intervalle de temps ΔΤ]_ pour lequel la détermination de la puissance électrique fournie par l'installation 10 doit être réalisée. En outre, le module de gestion 22 dispose de l'état de charge SOC-j_n-j_ du système de stockage d'énergie 14 à l'instant où la détermination de la puissance électrique est réalisée. Le module de gestion d'énergie 22 peut stocker dans un dispositif de stockage, par exemple une mémoire, notamment une mémoire non transitoire, l'état de charge SOC-j_n-j_ et/ou les données météorologiques. Le module de gestion d'énergie 22 détermine une prévision de la puissance électrique prévue fournie par la centrale électrique 12 pendant 1 ' intervalle de temps futur ΔΤ]_ à partir des prévisions météorologiques. Le procédé se poursuit à l'étape 32.
A titre d'exemple, la puissance électrique prévue peut être obtenue à partir d'une loi physique ou à partir d'une loi statistique. Des exemples de loi sont décrits dans la publication intitulée "Irradiance Forecasting for the Power Prédiction of Grid-Connected Photovoltaic Systems" de E. Lorenz, J. Hurka, D. Heinemann et H.G. Beyer (IEEE Journal of Selected Topics in Applied Earth Obervations and Remote Sensing, Vol. 2, n°l, mars 2009) et la publication intitulée "How Much PV Energy will I produce tomorrow? A Forecasting Tool which fits the future conditions on the French Electricity Market" de S.
Lespinats, F. Cugnet, H. Guillou, X. Le Pivert (26th European Photovoltaic Solar Energy Conférence, 2011) .
La figure 3 représente un exemple de courbe d'évolution de la puissance électrique ?ENR prévue sur l'intervalle ΔΤ]_ lorsque la centrale électrique 12 est une centrale solaire. De façon classique, la courbe d'évolution de la puissance électrique prévue PE R comprend successivement, lorsque l'intervalle ΔΤ]_ part de OhOO à 24h00, un palier de puissance nulle P]_, une phase de croissance P2, le passage par une puissance électrique maximale PENRmax' une phase décrois¬ sante P3 et un palier de puissance nulle P4.
Aux étapes 32 à 36, le module de gestion d'énergie 22 détermine une prévision, ou plan de production, de la puissance électrique fournie par l'installation 10 au réseau électrique 18 pendant l'intervalle de temps ΔΤ]_. Le plan de production peut comprendre une suite de paliers pour chacun desquels la puissance électrique fournie par l'installation 10 est sensiblement constante, les paliers pouvant avoir des durées différentes.
De préférence, le plan de production peut comprendre un palier unique à une puissance électrique constante, appelée par la suite puissance électrique de référence Preff pendant un intervalle de temps Δ 2, contenu dans l'intervalle de temps ΔΤ]_, qui commence à un instant t]_ et se termine à un instant t2 · La fourniture du plan de production par le module 22 au gestionnaire du réseau électrique 18 comprend la fourniture de la valeur de la puissance électrique de référence Pref et des instants t et t2 ·
Selon un mode de réalisation de l'invention, à l'étape
32, le module de gestion 22 fournit la puissance Pref de référence du plan de production qui sera fourni. Le procédé se poursuit à l'étape 34.
A l'étape 34, le module de gestion 22 détermine l'instant t]_ de début de la phase de fourniture de la puissance de référence Pref par l'installation 10. Le procédé se poursuit à l'étape 36.
A l'étape 36, le module détermine l'instant t2 correspondant à la fin de la phase de fourniture de la puissance de référence Pref par l'installation 10.
La détermination de la prévision de la puissance électrique fournie par l'installation 10 pendant l'intervalle de temps ΔΤ]_ par le module de gestion d'énergie 22 est réalisée en respectant plusieurs contraintes qui peuvent être imposées par le gestionnaire du réseau électrique 18. Des exemples de contraintes sont les suivantes :
dans le cas d'un palier unique à la puissance électrique Pref, la durée pendant l'intervalle de temps Δ 2 de fourniture de la puissance électrique à la puissance Pref est la plus longue possible ;
lors du palier de puissance électrique, les variations de la puissance électrique réellement fournie par l'installation 10 par rapport à la puissance de référence Pref sont inférieures, en valeur absolue, à un seuil donné, par exemple 2,5 % ;
- lors des phases de variation de croissance ou de décroissance de la puissance fournie par l'installation 10 avant et après le palier à la puissance de référence Pref f par exemple entre le niveau nul et la puissance électrique de référence Pref, le taux de variation par minute de la puissance électrique est inférieur, en valeur absolue, à un seuil donné, par exemple 0,6 % de la puissance totale, appelée Pmax par la suite, pouvant être fournie par la centrale électrique 12 dans les meilleures conditions de fonctionnement ;
lors d'une phase de croissance de la puissance électrique fournie par l'installation 10, par exemple entre le niveau nul et la puissance électrique de référence Pref' puissance électrique fournie par l'installation 10 doit toujours être croissante ou de variation nulle ;
- lors d'une phase de décroissance de la puissance électrique fournie par l'installation 10, par exemple entre la puissance électrique de référence Pref et le niveau nul, la puissance électrique fournie par l'installation 10 doit toujours être décroissante ou de variation nulle ;
- la puissance de référence Pref doit être inférieure à 40 % de la puissance maximale Pmax pouvant être fournie par la centrale électrique 12 dans les meilleures conditions de fonc¬ tionnement de la centrale électrique 12 ; - la puissance électrique que peut prélever l'instal¬ lation 10 depuis le réseau électrique 18 est limitée. Etant donné que la puissance électrique délivrée par la centrale électrique 12 est positive, la limite de soutirage correspond à la puissance électrique maximale de charge du système de stockage d'énergie 14 à partir du réseau électrique 18. Cette limite peut être nulle. Dans ce cas, le système de stockage d'énergie 14 ne peut pas être chargé à partir du réseau électrique 18.
De plus, la détermination de la prévision de la puissance électrique fournie par l'installation 10 pendant l'intervalle de temps ΔΤ]_ par le module de gestion d'énergie 22 est réalisée en respectant plusieurs contraintes supplémentaires qui peuvent être imposées par le fonctionnement du système de stockage d'énergie 14. Des exemples de contraintes sont les suivantes :
- la puissance électrique de charge du système de stockage d'énergie 14 doit être inférieure à une puissance de charge maximale ;
- la puissance électrique de décharge du système de stockage d'énergie 14 doit être inférieure à une puissance de décharge maximale ;
1 ' état de charge SOC du système de stockage d'énergie 14 doit rester supérieur à un état de charge minimal ; et
1 ' état de charge SOC du système de stockage d'énergie 14 doit rester inférieur à un état de charge maximal.
De façon générale, un accord financier peut être conclu entre le gestionnaire de l'installation 10 et le gestion- naire du réseau électrique 18. La puissance électrique fournie par l'installation 10 est alors rémunérée par le gestionnaire du réseau électrique 18. Toutefois, le gestionnaire de l'instal¬ lation 10 peut être pénalisé lorsque la puissance électrique réellement fournie par l'installation 10 pendant l'intervalle de temps ΔΤ]_ s'écarte du plan de production annoncé, par exemple lorsque, au cours du palier à la puissance Pref, la puissance électrique réellement fournie par l'installation 10 varie par rapport à la puissance de référence Pref de plus de 2,5 %. A titre d'exemple lorsqu'un événement de non respect du plan de production annoncé est détecté, seule la moitié de l'énergie électrique délivrée par l'installation 10 pendant l'heure au cours de laquelle l'événement a eu lieu est rémunérée.
La figure 4 représente, sous la forme d'un schéma- bloc, un mode de réalisation plus détaillé de l'étape 32.
A l'étape 40, le module de gestion 22 détermine la puissance électrique maximale prévue PENRmax susceptible d'être fournie par la centrale électrique 12 pendant 1 ' intervalle de temps ΔΤ]_ . Le module 22 compare la puissance électrique maximale pENRmax à une fraction, par exemple 40 %, de la puissance électrique maximale ?MAX pouvant être fournie dans les meilleures conditions par la centrale électrique 12. Si la puissance électrique maximale prévue PENRmax est strictement supérieure à 40 % de la puissance électrique maximale PMAX, le procédé se poursuit à l'étape 42. Si la puissance électrique maximale prévue PE Rmax est inférieure ou égale à 40 % de la puissance électrique maximale PMAX, Ie procédé se poursuit à l'étape 44.
A l'étape 42, le module 22 fixe la puissance de référence Pref à 40 % de la puissance maximale PMAX - A l'étape 44, le module 22 fixe la puissance de référence Pref égale à la puissance électrique maximale prévue pENRmax ·
La figure 5 représente, sous la forme d'un schéma- bloc, un mode de réalisation plus détaillé de l'étape 34 du procédé décrit précédemment en relation avec la figure 2.
A l'étape 50, le module 22 détermine les instants ta et tj délimitant un intervalle de temps pendant lequel la centrale électrique 12 est adaptée à fournir au réseau électrique 18 la puissance électrique Pref- A titre d'exemple, l'instant ta correspond à l'instant auquel la puissance électrique prévue PENR dépasse la puissance électrique Pref et l'instant ta correspond à l'instant auquel la puissance électrique prévue PENR passe en dessous de la puissance électrique Pref. Le procédé se poursuit à l'étape 52.
A l'étape 52, le module 22 détermine si, au vu de l'état de charge SOC-j_n-j_ du système de stockage d'énergie 14, le système de stockage d'énergie 14 peut stocker la puissance électrique excédentaire fournie par la centrale électrique 12, c'est-à-dire le surplus de puissance électrique fournie par la centrale électrique 12 au-delà de la puissance électrique Pref entre les instants ta et ¾. Comme l'état de charge SOC-j_n-j_ est mesuré à un instant où la centrale électrique 12 ne fournit plus d'énergie électrique, l'état de charge SOC-j_n-j_ est sensiblement égal à l'état de charge du système de stockage d'énergie 14 lorsque le système de stockage d'énergie 14 commence à recevoir ou à fournir de l'énergie électrique pendant l'intervalle de temps ΔΤ]_ . Si l'état de charge SOC-j_n-j_ du système de stockage d'énergie 14 permet le stockage de la totalité de l'énergie excédentaire entre les instants ta et ¾ tout en respectant les autres contraintes décrites précédemment, le procédé se poursuit à l'étape 54. Si l'état de charge SOC-j_n-j_ du système de stockage d'énergie 14 ne permet pas le stockage de la totalité de l'énergie électrique excédentaire, le procédé se poursuit à l'étape 56.
A l'étape 54, le module 22 détermine que l'instant t]_ de début de fourniture de la puissance électrique Pref PAR l'installation 10 est égal à ta.
A l'étape 56, le module 30 diminue la valeur de l'instant ta d'une quantité fixe et le procédé retourne à l'étape 52. L'instant ta est diminué pour que le maximum, voire la totalité, de l'énergie électrique excédentaire fournie par la centrale électrique 12 soit récupérée dans le système de stockage d'énergie 14 tout en respectant les autres contraintes décrites précédemment. En figure 3, on a représenté un instant t]_ strictement inférieur à l'instant ta. Le fait que l'instant t]_ est inférieur à l'instant ta signifie que, au moins pendant la période allant de l'instant t]_ à l'instant ta, la centrale électrique 12 n'est pas en mesure de fournir la puissance de référence Pref- Le système de stockage d'énergie 14 doit donc compléter et fournir une partie de l'énergie électrique au réseau électrique 18 pour que la puissance électrique totale fournie par l'installation 10 soit bien égale à la puissance de référence Pref- Toutefois, comme l'état de charge du dispositif de stockage d'énergie 14 va diminuer entre les instants t]_ et ta, cela signifie qu'entre les instants ta et ¾, le système de stockage d'énergie 14 est en mesure de stocker une plus grande partie de la puissance excédentaire fournie par la centrale électrique 12 entre les instants ta et ¾.
L'évolution de l'état de charge du système de stockage d'énergie 14 peut être déterminée par le module 22 en utilisant des lois de charge et de décharge du système de stockage d'énergie 14. Un exemple de loi de charge du système de stockage d'énergie 14 est donné par la relation (1) suivante :
rendrh X P„h X At
SOC(t + ût) = SOC(t) + — — (1)
C
où SOC est l'état de charge du système de stockage d'énergie 14, rend^ est le rendement de charge du système de stockage d'énergie 14, PQ^ est la puissance de charge en valeur absolue du système de stockage d'énergie 14 et C est l'énergie électrique totale pouvant être stockée dans le système de stockage d'énergie 14. Le rendement de charge rend^ est un nombre réel pouvant varier de 0 à 1. Le rendement de charge rend^ peut être constant ou varier en fonction de la puissance de charge Pc -
Un exemple de loi de décharge du système de stockage d'énergie 14 est donné par la relation (2) suivante :
SOC(t + ût) = SOC(t) Pdech x At ^2) renddech X C où renddgQh est le rendement de décharge du système de stockage d'énergie 14 et P^ech est puissance de décharge en valeur absolue du système de stockage d'énergie 14. Le rendement de décharge rend^g^ est un nombre réel pouvant varier de 0 à 1. Le rendement de décharge rend^g^ peut être constant ou varier en fonction de la puissance de décharge P^ech-
La figure 6 représente, sous la forme d'un schéma- bloc, un mode de réalisation plus détaillé de l'étape 36 du procédé décrit précédemment en relation avec la figure 2.
A l'étape 60, le module 22 détermine si l'état de charge SOC^ du système de stockage d'énergie 14 prévu à l'instant ¾ est égal à un état de charge souhaité SOC-|-arge-|- . Si l'état de charge SO¾ est égal à l'état de charge souhaité SO¾arget' le procédé continue à l'étape 62. Si l'état de charge SO¾ est différent de l'état de charge souhaité SOC-|-arge-|- , le procédé continue à l'étape 64.
A l'étape 62, le module 22 détermine que l'instant t2 est égal à l'instant ¾.
A l'étape 64, le module 22 détermine si l'état de charge SOC^ est strictement supérieur à l'état de charge visé
SO¾arget · Si l'état de charge SO¾ est strictement supérieur à l'état de charge visé SOC-|-arge-|- , le procédé continue à l'étape 66. Si l'état de charge SOC^ est strictement inférieur à l'état de charge souhaité SOC-|-arge-|- , le procédé continue à l'étape 68.
A l'étape 66, le module 22 augmente la valeur de l'instant ¾, par exemple d'un pas déterminé. Ceci signifie que la durée pendant laquelle l'installation 10 fournit la puissance électrique de référence Pref est augmentée et donc que le système de stockage de charge 14 va se décharger pour assurer cette production d'énergie électrique. Le procédé retourne à l'étape 60.
A l'étape 68, le module 22 diminue la valeur de l'instant ¾. Ceci signifie que la durée pendant laquelle l'installation 10 fournit la puissance électrique de référence ?ref es^ diminuée et qu'une partie de la puissance excédentaire fournie par la centrale électrique 12 est utilisée pour recharger le système de stockage d'énergie 14 et augmenter son état de charge.
Les figures 7 et 8 sont des chronogrammes de signaux lors de la mise en oeuvre du procédé selon le mode de réalisation décrit précédemment pour les mêmes prévisions météorologiques (c'est-à-dire pour la même courbe d'évolution de la puissance électrique prévue PE R fournie par la centrale électrique 12) et pour deux états de charge SOC-j_n-j_ différents. Pour les courbes de la figure 7, l'état de charge initial SOC-j_n-j_ est de 50 % tandis que, pour les courbes de la figure 8, l'état de charge initial SOC-j_n-j_ est de 90 %.
Sur chaque figure 7 ou 8 sont également représentées :
- la courbe d'évolution de la puissance électrique PE R' réellement produite par la centrale électrique 12 ;
- la courbe d'évolution de la puissance électrique PENR+ST fournie au réseau 18 par l'installation 10 (la puissance étant négative lors d'une opération de charge du système de stockage d'énergie 14) ;
- la courbe d'évolution de la puissance électrique prévue P^t fournie par le système de stockage d'énergie 14 ;
- la courbe d'évolution de la puissance électrique Pst' réellement fournie par le système de stockage d'énergie 14 ;
- l'état de charge SOC du système de stockage 14 ; et des phases successives A, B, C, la phase A correspondant à une phase de montée en puissance de la puissance électrique fournie par l'installation 10, la phase B correspondant à une phase de fourniture par l'installation 10 de la puissance électrique Pref sensiblement constante et la phase C correspondant à une phase de diminution de la puissance électrique fournie par l'installation 10.
On constate que le système de stockage d'énergie 14 ne peut pas stocker la puissance électrique demandée vers 16 h, l'état de charge du système de stockage d'énergie 14 ayant déjà atteint 100 %. Ceci peut être dû au fait que les lois de charge et de décharge utilisées pour la détermination du plan de production ne constituent que des approximations de l'évolution de l'état de charge réel du système de stockage d'énergie 14. Ceci peut aussi être dû au fait que la production réelle de la centrale électrique 12 est différente de la production prévue à partir des données météorologiques. Le module 22 commande alors la centrale électrique 12 pour qu'elle diminue la puissance électrique fournie PENR'' CE permet à la puissance électrique totale ?ENR+St délivrée par l'installation 10 de rester dans les limites admises autour de la puissance de référence Pref-
Pour les courbes relatives à la figure 8, comme l'état de charge initial SOC-j_n-j_ du système de stockage d'énergie 14 est supérieur à celui des courbes de la figure 7, l'instant t]_ en figure 8 est inférieur à 1 ' instant t]_ en figure 7. Ceci permet de décharger le système de stockage d'énergie 14 pendant une durée plus longue entre les instants t]_ et ta afin d'être en mesure de stocker l'excédent d'énergie électrique entre les instants ta et ¾.
Des modes de réalisation particuliers de la présente invention ont été décrits. Diverses variantes et modifications apparaîtront à l'homme de l'art. En particulier, le procédé de détermination des instants ta et ¾ peut être différent de ce qui à été décrit précédemment. A titre d'exemple, les instants ta et tj peuvent être déterminés par une analyse de la courbe d'évolution de la puissance électrique prévue fournie par la centrale électrique 12 pendant l'intervalle de temps ΔΤ]_ .

Claims

REVENDICATIONS
1. Procédé, mis en oeuvre par un processeur ou par un circuit électronique, de détermination de la puissance électrique (PENR+ST) fournie par une installation (10) de fourniture d'énergie électrique comprenant un système de stockage d'énergie (14) et une centrale électrique (12) , ce procédé comprenant :
la détermination, à partir de prévisions météorologiques sur un premier intervalle de temps (ΔΤ]_), de l'évolution prévue de la puissance électrique (PENPJ produite par la centrale électrique pendant le premier intervalle de temps ;
la détermination, à partir de l'évolution prévue, d'au moins un niveau de puissance électrique (Pref) e^ d'au moins un deuxième intervalle de temps (Δ 2) , contenu dans le premier intervalle de temps, pendant lequel la centrale électrique est susceptible de fournir la puissance électrique audit niveau ; et la modification de la borne initiale (ta) et/ou de la borne finale (¾) du deuxième intervalle de temps en fonction de l'évolution souhaitée de l'état de charge (SOC) du système de stockage d'énergie, déterminée à partir d'un modèle du système de stockage d'énergie, au cours du premier intervalle de temps.
2. Procédé selon la revendication 1, comprenant les étapes successives suivantes :
recevoir les prévisions météorologiques sur le premier intervalle de temps (ΔΤ]_) ;
déterminer l'évolution prévue de la puissance électrique (PENPJ produite par la centrale électrique (12) pendant le premier intervalle de temps à partir des prévisions météorologiques ;
déterminer le niveau de puissance électrique (Pref) à partir de l'évolution prévue ; et
déterminer le deuxième intervalle de temps (Δ 2) à partir de l'évolution prévue et du niveau de puissance électrique .
3. Procédé selon la revendication 1 ou 2, comprenant, en outre, l'étape suivante :
diminuer la borne initiale (ta) si l'état de charge (SOC) du système de stockage d'énergie (14) est supérieur ou égal à un premier seuil pendant au moins un instant du deuxième intervalle de temps (Δ 2) autre que la borne finale (¾) .
4. Procédé selon la revendication 1 ou 2, comprenant, en outre, l'étape suivante :
augmenter la borne initiale (ta) si l'état de charge (SOC) du système de stockage d'énergie (14) est strictement inférieur ou égal à un deuxième seuil pendant le deuxième intervalle de temps (Δ 2) .
5. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 4, comprenant, en outre, l'étape suivante :
modifier la borne finale (¾) tant que l'état de charge (SOC) du système de stockage d'énergie (14) à la borne finale est différent d'un troisième seuil.
6. Procédé selon la revendication 5, dans lequel l'étape de modification de la borne finale (¾) comprend les étapes suivantes :
augmenter la borne finale tant que 1 ' état de charge (SOC) du système de stockage d'énergie (14) à la borne finale est strictement supérieur au troisième seuil.
7. Procédé selon la revendication 5 ou 6, dans lequel l'étape de modification de la borne finale (¾) comprend les étapes suivantes :
diminuer la borne finale tant que 1 ' état de charge (SOC) du système de stockage d'énergie (14) à la borne finale est strictement inférieur au troisième seuil.
8. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 7, dans lequel l'étape de modification de la borne finale (¾) est réalisée après l'étape de modification de la borne initiale
(ta)-
9. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 8, dans lequel le niveau de puissance électrique (Pref) est strictement inférieur ou égal au maximum de l'évolution prévue de la puissance électrique (PENPJ et ^e deuxième intervalle de temps (Δ 2) correspond à l'intervalle de temps pendant lequel la puissance électrique prévue dépasse ledit niveau.
10. Procédé de fourniture d'énergie par une installation (10) de fourniture d'énergie électrique comprenant un système de stockage d'énergie (14) et une centrale électrique (12) comprenant les étapes suivantes :
détermination de la puissance électrique fournie par l'installation de fourniture d'énergie électrique selon l'une quelconque des revendications 1 à 9 ; et
fourniture de la puissance électrique au niveau de puissance électrique (Pref) , à une plage d'erreur près inférieure a 5 ~6 r pendant le deuxième intervalle de temps.
11. Support informatique pour le stockage d'un programme d'ordinateur pour la mise en oeuvre du procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 9.
12. Installation (10) de fourniture d'énergie électrique comprenant un système de stockage d'énergie (14) et une centrale électrique (12), l'installation comprenant au moins un processeur programmé pour ou un circuit électronique adapté à :
déterminer, à partir de prévisions météorologiques sur un premier intervalle de temps (ΔΤ]_), l'évolution prévue de la puissance électrique (PENPJ produite par la centrale électrique pendant le premier intervalle de temps ;
déterminer, à partir de l'évolution prévue, au moins un niveau de puissance électrique (P ef) e^ au moins un deuxième intervalle de temps (Δ 2), contenu dans le premier intervalle de temps, pendant lequel la centrale électrique est susceptible de fournir la puissance électrique audit niveau ; et
modifier la borne initiale (ta) et/ou la borne finale (tj) du deuxième intervalle de temps en fonction de l'évolution souhaitée de l'état de charge (SOC) du système de stockage d'énergie, déterminée à partir d'un modèle du système de stockage d'énergie, au cours du premier intervalle de temps.
13. Installation selon la revendication 12, dans lequel la centrale électrique (12) peut être une centrale utilisant l'énergie solaire, l'énergie éolienne, l'énergie des vagues, l'énergie des cours d'eau, l'énergie des courants marins et/ou l'énergie des marées.
14. Installation selon la revendication 12 ou 13, dans lequel le système de stockage d'énergie (14) comprend un système choisi parmi le groupe comprenant des batteries électriques, un système à volant d'inertie, un système à air comprimé, une station de transfert d'énergie par pompage et un système à pile à combustible et électrolyseur .
EP13779302.2A 2012-09-26 2013-09-25 Procede de determination d'une prevision de la puissance electrique fournie par une installation de fourniture d'energie electrique Withdrawn EP2901381A1 (fr)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR1259039A FR2996032A1 (fr) 2012-09-26 2012-09-26 Procede de determination d'une prevision de la puissance electrique fournie par une installation de fourniture d'energie electrique
PCT/FR2013/052257 WO2014049269A1 (fr) 2012-09-26 2013-09-25 Procede de determination d'une prevision de la puissance electrique fournie par une installation de fourniture d'energie electrique

Publications (1)

Publication Number Publication Date
EP2901381A1 true EP2901381A1 (fr) 2015-08-05

Family

ID=47425051

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EP13779302.2A Withdrawn EP2901381A1 (fr) 2012-09-26 2013-09-25 Procede de determination d'une prevision de la puissance electrique fournie par une installation de fourniture d'energie electrique

Country Status (3)

Country Link
EP (1) EP2901381A1 (fr)
FR (1) FR2996032A1 (fr)
WO (1) WO2014049269A1 (fr)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN109214552A (zh) * 2018-08-09 2019-01-15 上海安悦节能技术有限公司 基于集成学习光伏预测的智能运维方法

Families Citing this family (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP3001528A1 (fr) * 2014-09-29 2016-03-30 Siemens Aktiengesellschaft Centrale électrique présentant une production de courant électrique constante, procédé permettant de fournir une telle puissance avec la centrale électrique et procédé de conception d'une batterie de la centrale électrique
FR3033918A1 (fr) * 2015-03-18 2016-09-23 Thales Sa Procede de gestion d'energie
FR3034581B1 (fr) * 2015-03-30 2017-05-05 Alstom Technology Ltd Procede, systeme et dispositif de regulation des fluctuations de tension induites par au moins une source d'energie renouvelable
FR3045850B1 (fr) * 2015-12-21 2018-02-02 Sagemcom Energy & Telecom Sas Procede pour estimer une energie excedentaire
CN106484949B (zh) * 2016-09-12 2019-08-16 西安理工大学 基于退化数据的动量轮可靠性分析与剩余寿命预测方法
US11875371B1 (en) 2017-04-24 2024-01-16 Skyline Products, Inc. Price optimization system
CN111626494A (zh) * 2020-05-22 2020-09-04 广东电网有限责任公司 电力负荷预测方法、装置、计算机设备和存储介质
CN111915082B (zh) * 2020-08-03 2024-03-29 深圳集智数字科技有限公司 一种预测方法、装置、存储介质及设备
CN117332901B (zh) * 2023-10-17 2024-07-19 南方电网数字电网研究院股份有限公司 采用分层时间聚合策略的新能源小时间尺度功率预测方法

Non-Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
None *
See also references of WO2014049269A1 *

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN109214552A (zh) * 2018-08-09 2019-01-15 上海安悦节能技术有限公司 基于集成学习光伏预测的智能运维方法

Also Published As

Publication number Publication date
FR2996032A1 (fr) 2014-03-28
WO2014049269A1 (fr) 2014-04-03

Similar Documents

Publication Publication Date Title
WO2014049269A1 (fr) Procede de determination d'une prevision de la puissance electrique fournie par une installation de fourniture d'energie electrique
EP3208907B1 (fr) Procede de controle d'un generateur virtuel
CN100380774C (zh) 功率控制装置、发电系统以及电力网系统
EP3185386A1 (fr) Procede de controle d'un micro reseau de distribution electrique
WO2006067350A1 (fr) Procede et systeme d'alimentation electrique autonome par energie renouvelable
EP3340428A2 (fr) Procédé et dispositif de charge d'une batterie
WO2011070547A1 (fr) Systeme de gestion electronique de cellules photovoltaiques avec seuils adaptes
JP2010259303A (ja) 分散発電システム
CN115769454A (zh) 混合动力发电厂快速频率响应
OA11640A (fr) Procédé de commande d'une centrale électrique associée à une source d'énergie temporellement aléatoire.
JP7180993B2 (ja) 発電システム
EP3293847B1 (fr) Procédé de contrôle d'une centrale de production électrique
WO2015075372A1 (fr) Procédé de réglage de la fréquence d'un réseau électrique
EP2772983A1 (fr) Dispositif de stockage d'énergie et procédé de gestion associé
EP4122074B1 (fr) Procede et dispositif de commande d'une station d'alimentation electrique, programme d'ordinateur correspondant et installation d'alimentation electrique
EP3979163B1 (fr) Optimisation de l'energie disponible dans un mini-grid
Mathews et al. Design and modeling of a hundred percent renewable energy based suburban utility
EP3273565B1 (fr) Procédé pour récuperer une énergie excédentaire dans une centrale de production d'énergie électrique
WO2024074391A1 (fr) Procédé d'alimentation d'un réseau énergétique
WO2011090096A1 (fr) Système et dispositif de commande de charge et de décharge
EP3840164A1 (fr) Procédé et dispositif de pilotage d'un ensemble de production d'électricité, et ensemble de production associé
WO2023111166A1 (fr) Dispositif, procédé et programme d'ordinateur de pilotage d'une source de tension
CN118232373A (zh) 一种风光火储外送系统的容量优化方法、装置及电子设备
CN117277371A (zh) 一种基于多类型储能的电力系统规划方法、装置
FR3131119A1 (fr) Dispositif, procédé, programme d’ordinateur de pilotage de consommation électrique d’un équipement

Legal Events

Date Code Title Description
PUAI Public reference made under article 153(3) epc to a published international application that has entered the european phase

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009012

17P Request for examination filed

Effective date: 20150227

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: A1

Designated state(s): AL AT BE BG CH CY CZ DE DK EE ES FI FR GB GR HR HU IE IS IT LI LT LU LV MC MK MT NL NO PL PT RO RS SE SI SK SM TR

AX Request for extension of the european patent

Extension state: BA ME

DAX Request for extension of the european patent (deleted)
STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

Free format text: STATUS: EXAMINATION IS IN PROGRESS

17Q First examination report despatched

Effective date: 20170804

STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

Free format text: STATUS: THE APPLICATION IS DEEMED TO BE WITHDRAWN

18D Application deemed to be withdrawn

Effective date: 20180215