FR3113204A1 - Procede de supervision energetique d’un systeme electrique equipe de charges pilotables - Google Patents

Procede de supervision energetique d’un systeme electrique equipe de charges pilotables Download PDF

Info

Publication number
FR3113204A1
FR3113204A1 FR2008230A FR2008230A FR3113204A1 FR 3113204 A1 FR3113204 A1 FR 3113204A1 FR 2008230 A FR2008230 A FR 2008230A FR 2008230 A FR2008230 A FR 2008230A FR 3113204 A1 FR3113204 A1 FR 3113204A1
Authority
FR
France
Prior art keywords
supervision
electrical
electrical system
current
instructions
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.)
Granted
Application number
FR2008230A
Other languages
English (en)
Other versions
FR3113204B1 (fr
Inventor
Vincent COURTECUISSE
Léo COUTARD
Benoît ROBYNS
Arnaud DAVIGNY
Abderrahman BENCHEKROUN
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.)
Geredis Deux Sevres Fr
Junia Fr
Original Assignee
Geredis Deux Sevres
Yncrea Hauts de France
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 Geredis Deux Sevres, Yncrea Hauts de France filed Critical Geredis Deux Sevres
Priority to FR2008230A priority Critical patent/FR3113204B1/fr
Priority to PCT/FR2021/051258 priority patent/WO2022029376A1/fr
Publication of FR3113204A1 publication Critical patent/FR3113204A1/fr
Application granted granted Critical
Publication of FR3113204B1 publication Critical patent/FR3113204B1/fr
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • 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
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network
    • H02J13/00002—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network characterised by monitoring
    • 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
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network
    • H02J13/00006—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network characterised by information or instructions transport means between the monitoring, controlling or managing units and monitored, controlled or operated power network element or electrical equipment
    • 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
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network
    • H02J13/00032—Systems characterised by the controlled or operated power network elements or equipment, the power network elements or equipment not otherwise provided for
    • H02J13/00034—Systems characterised by the controlled or operated power network elements or equipment, the power network elements or equipment not otherwise provided for the elements or equipment being or involving an electric power substation
    • 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
    • H02J2203/00—Indexing scheme relating to details of circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J2203/10—Power transmission or distribution systems management focussing at grid-level, e.g. load flow analysis, node profile computation, meshed network optimisation, active network management or spinning reserve management
    • 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
    • H02J2203/00—Indexing scheme relating to details of circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J2203/20—Simulating, e g planning, reliability check, modelling or computer assisted design [CAD]
    • 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
    • Y02E40/00—Technologies for an efficient electrical power generation, transmission or distribution
    • Y02E40/70—Smart grids as climate change mitigation technology in the energy generation sector
    • 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
    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • 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
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S10/00—Systems supporting electrical power generation, transmission or distribution
    • Y04S10/12—Monitoring or controlling equipment for energy generation units, e.g. distributed energy generation [DER] or load-side generation
    • 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
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S10/00—Systems supporting electrical power generation, transmission or distribution
    • Y04S10/30—State monitoring, e.g. fault, temperature monitoring, insulator monitoring, corona discharge
    • 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
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S40/00—Systems for electrical power generation, transmission, distribution or end-user application management characterised by the use of communication or information technologies, or communication or information technology specific aspects supporting them
    • Y04S40/12—Systems for electrical power generation, transmission, distribution or end-user application management characterised by the use of communication or information technologies, or communication or information technology specific aspects supporting them characterised by data transport means between the monitoring, controlling or managing units and monitored, controlled or operated electrical equipment
    • 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
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S40/00—Systems for electrical power generation, transmission, distribution or end-user application management characterised by the use of communication or information technologies, or communication or information technology specific aspects supporting them
    • Y04S40/20—Information technology specific aspects, e.g. CAD, simulation, modelling, system security

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Remote Monitoring And Control Of Power-Distribution Networks (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)

Abstract

Procédé de supervision d’un système électrique (100) comprenant des charges (1062, 1064), un réseau (108) et des sources (110), les charges étant raccordées au réseau par l’intermédiaire d’un transformateur (1042, 1044, 1046) de haute à moyenne tension, qui est alimenté par au moins un transformateur (1022, 1024) et au moins une source locale (110), le procédé comportant des acquisitions de données en différents points du système, et un calcul de consignes de supervision à partir de données acquises, selon un mode d’exploitation du superviseur. Figure 1

Description

PROCEDE DE SUPERVISION ENERGETIQUE D’UN SYSTEME ELECTRIQUE EQUIPE DE CHARGES PILOTABLES
L’invention se situe dans le domaine des procédés de supervision d’un système électrique.
L’invention concerne également un dispositif de supervision électrique et un système comportant le dispositif de supervision selon l’invention. Elle concerne enfin un produit programme d’ordinateur mettant en œuvre le procédé de supervision selon l’invention.
État de la technique antérieure
Depuis quelques années, les réseaux de distribution de l’énergie électrique sont au cœur des évolutions énergétiques et environnementales qui touchent notre société. En effet, de nombreuses applications exploitent le vecteur électrique afin d’accroître leur efficacité énergétique. C’est en particulier le cas des véhicules électriques ou du chauffage par pompes à chaleur. La diminution de la consommation énergétique des ménages et des industries s’accompagne souvent d’un accroissement de la part électrique de cette consommation. Le réseau électrique de distribution voit donc accroître l’évolution de son utilisation. Parallèlement, le consommateur domestique ou industriel alimenté par le réseau de distribution participe de plus en plus à la production d’énergie électrique, souvent d’origine renouvelable. Cette production n’est pas nécessairement en concomitance avec la consommation électrique ; de l’énergie est alors refoulée sur le réseau de distribution, voire le réseau de transport. En l’absence de maîtrise de ces évolutions, les contraintes sur les ouvrages amèneraient au renforcement du réseau de distribution en augmentant le nombre et les dimensions des lignes et des postes électriques avec des coûts élevés et des conséquences dommageables pour l’environnement. Cette stratégie serait également un véritable frein au développement des véhicules électriques alors que l’avantage majeur des véhicules électriques est sa faible émission de CO2. En effet les émissions de CO2 de ce type de véhicule dépendent de la teneur de CO2 de l’énergie électrique les alimentant, l’idéal étant que la charge de ces véhicules soit réalisée à base d’énergie renouvelable.
On connaît des procédés de supervision d’un réseau électrique dans l’art antérieur, tel que celui décrit par le document US8401709B2 qui concerne un système permettant de gérer et de contrôler de manière dynamique les ressources énergétiques distribuées dans un réseau de transmission/distribution.
Toutefois, cette solution n’est pas totalement satisfaisante, car le système de gestion ne prend pas en compte l’état électrique du réseau de distribution dans le contrôle dynamique des ressources énergétiques distribuées. Aussi, le système de gestion ne propose pas d’intégrer de stratégie de reconfiguration de réseau.
Selon le premier aspect de l’invention, il est proposé un procédé de supervision d’un système électrique comprenant des charges électriques comportant au moins une charge pilotable, un réseau électrique et des sources d’énergie, chacune des charges électriques étant raccordée à un réseau électrique par l’intermédiaire d’un transformateur de haute à moyenne tension, ledit réseau électrique étant alimenté d’une part par au moins un transformateur.
Le procédé selon le premier aspect de l’invention comporte les étapes suivantes :
  • acquisition de valeurs efficaces moyennées, sur un intervalle de temps prédéterminé, de la tension et du courant au niveau du transformateur de haute à moyenne tension,
  • acquisition de valeurs, sur ledit intervalle de temps prédéterminé, actives de la tension et du courant au niveau de départs dudit transformateur de haute à moyenne tension,
  • détermination de l’écart entre des données représentatives de l’état du système électrique à un instant courant et une prévision de l’état du système électrique à l’instant courant, et l’étape de comparaison suivante :
    • si ledit écart est inférieur ou égal à un seuil prédéterminé, sélection d’un premier mode,
    • si ledit écart est supérieur audit seuil prédéterminé, sélection d’un second mode,
  • une étape de calcul de consignes de supervision, lesdites consignes de supervision étant déterminées à chaque instant,
    • dans le premier mode sélectionné, à partir d’un profil de charge prédéterminé comportant une série de consignes de supervision,
    • dans le deuxième mode sélectionné, à partir des valeurs actives acquises de la tension et du courant au niveau du transformateur de haute à moyenne tension,
Le procédé selon le premier aspect de l’invention comporte en outre une étape préalable à une étape d’application au système électrique desdites consignes de supervision résultant dudit calcul, comprenant les étapes de :
  • calculer un état virtuel d’un modèle numérique du système électrique à un instant ultérieur à partir d’un état courant du modèle numérique à l’instant courant et d’une application numérique des consignes de supervision audit état courant du modèle numérique, et l’étape de comparaison suivante :
    • si l’état virtuel ainsi calculé s’inscrit dans le domaine d’exploitation du réseau, appliquer lesdites consignes de supervisions,
    • sinon, modifier lesdites consignes de supervisions et réappliquer ladite étape de calcul de l’état virtuel du modèle numérique à l’instant ultérieur à partir desdites consignes de supervision modifiées.
Selon une possibilité, le procédé de supervision d’un système électrique selon le premier aspect de l’invention comporte en outre les étapes suivantes :
  • acquisition de valeurs, sur ledit intervalle de temps prédéterminé, des puissances actives et réactives, de la tension et du courant au niveau d’un premier sous-ensemble de ladite partie, chacune des charges électriques dudit premier sous-ensemble étant équipée d’un moyen de télérelève,
  • acquisition de l’historique des données de comptage d’énergie sur un second intervalle de temps de chacune des charges électriques des charges électriques n’appartenant pas au premier sous-ensemble.
En particulier, le procédé de supervision peut être doté, de charges électriques d’un deuxième sous-ensemble de la partie de charges électriques qui sont dépourvues de capteur ou de moyen de télérelève, le procédé selon le premier aspect de l’invention comportant une étape additionnelle de reconstitution et d’enregistrement dans une mémoire de la courbe temporelle de charge de chacune desdites charges électriques du second sous-ensemble, ledit calcul de consignes de supervision prenant en compte d’une part lesdites données acquises et d’autre part lesdites courbes temporelles.
Avantageusement, le procédé de supervision d’un système électrique selon le premier aspect de l’invention peut comporter au moins une source d’énergie locale, et une acquisition de valeurs, sur ledit intervalle de temps prédéterminé, des puissances actives et réactives, de la tension et du courant, au niveau d’une partie au moins desdites sources d’énergie locales.
Selon un deuxième aspect de l’invention, il est proposé un dispositif de supervision d’un système électrique comportant des moyens d’acquisition configurés pour acquérir les différentes données mises en œuvre dans une étape d’un procédé selon le premier aspect de l’invention, des moyens de calcul configurés pour effectuer les calculs effectués par les étapes de calcul dudit procédé et des moyens d’actionnement configurés pour appliquer les différentes consignes de supervision dudit procédé.
Selon un troisième aspect de l’invention, il est proposé un système électrique comportant un dispositif de supervision dudit système électrique conforme au deuxième aspect de l’invention.
Selon un dernier aspect de l’invention, il est proposé un produit programme d’ordinateur, téléchargeable depuis un réseau de communication et/ou stocké sur un support lisible par ordinateur et/ou exécutable par un microprocesseur, et chargeable dans une mémoire interne d’une unité de calcul, comportant des instructions de code de programme qui, lorsqu’elles sont exécutées par l’unité de calcul, mettent en œuvre les étapes du procédé selon le premier aspect de l’invention, ou l’un ou plusieurs de ses perfectionnements.
Description des figures
D’autres avantages et particularités de l’invention apparaîtront à la lecture de la description détaillée de mises en œuvre et de modes de réalisation nullement limitatifs, au regard de dessins annexés sur lesquels :
  • [Fig. 1] Figure 1 représente schématiquement un système selon un mode de réalisation de l’invention,
  • [Fig. 2] Figure 2 représente schématiquement un procédé selon un mode de réalisation de l’invention,
  • [Fig. 3] Figure 3 représente plus précisément l’une des étapes du procédé représenté sur Figure 2.
Description de modes de réalisation
Les modes de réalisation décrits ci-après n’étant nullement limitatifs, on pourra notamment considérer des variantes de l’invention ne comprenant qu’une sélection de caractéristiques décrites, par la suite isolées des autres caractéristiques décrites, si cette sélection de caractéristiques est suffisante pour conférer un avantage technique ou pour différencier l’invention par rapport à l’état de la technique antérieure. Cette sélection comprend au moins une caractéristique, de préférence fonctionnelle sans détails structurels, ou avec seulement une partie des détails structurels si cette partie uniquement est suffisante pour conférer un avantage technique ou pour différencier l’invention par rapport à l’état de la technique antérieure.
Sur les figures un élément apparaissant sur plusieurs figures conserve la même référence.
Figure 1 illustre un exemple de réalisation d’un système 1 selon l’invention.
Le système selon l’invention comportant un système électrique 100 et un dispositif de supervision 200 selon l’invention du système électrique 100.
La présente description utilise les notions de domaines haute tension niveau B (HTB), haute tension niveau A (HTA), aussi appelée moyenne tension, et basse tension (BT).
En France, le domaine de la haute tension niveau B vise des tensions supérieures à 50 kV.
En France, le domaine de la haute tension niveau A vise des tensions supérieures à 1 kv et inférieures à 50 kv.
En France, le domaine de la basse tension vise des tensions inférieures à 1000V.
Des délimitations similaires de plages de tensions existant dans d’autres pays, on se référera à la norme applicable aux réseaux électriques de transport et de distribution pour délimiter les différents domaines.
Par exemple, aux États-Unis, ces trois domaines sont respectivement visés par les termeshigh voltage,medium voltage, etlow voltage. Plus précisément, la norme ANSI C84.1-1989 sépare les sous-domaines de la manière suivante :high voltage, pour domaine de tension de 69 kV à 230 kV,medium voltage, pour le domaine de tension de 600 V à 69 kV,low voltagepour les tensions inférieures à 600 V.
Par transformateur de tension de moyenne à basse tension, la présente description vise un transformateur adapté pour transformer une tension du domaine de la moyenne tension en une tension du domaine de la basse tension. Selon le vocabulaire de l’homme du métier, le transformateur de tension de moyenne à basse tension est raccordé et à un tableau secondaire de distribution de niveau A du côté du domaine de la haute tension niveau A, et à un tableau principal de distribution de basse tension du côté du domaine de la basse tension. En France, le transformateur de tension de moyenne à basse tension est aussi désigné par transformateur HTA/BT par l’homme du métier.
Le réseau électrique est alimenté d’une part par au moins un transformateur de haute à moyenne tension, et d’autre part par une pluralité de sources d’énergie locales. Dans la présente description, le terme local signifie que la source est raccordée sur le domaine de tension HTA ou BT
Par transformateur de haute à moyenne tension, la présente description vise un transformateur adapté pour transformer une tension du domaine de la haute tension en une tension du domaine de la moyenne tension. Selon le vocabulaire de l’homme du métier, le transformateur de tension de haute à moyenne tension est raccordé et à un poste de livraison de niveau B du côté du domaine de la haute tension niveau B, et à un tableau principal de distribution de haute tension de niveau A du côté du domaine de la haute tension de niveau A. En France, le transformateur de haute à moyenne tension est aussi désigné par transformateur HTB/HTA par l’homme du métier.
Par nature d’une source d’énergie, la présente description vise, de manière non limitative, les sources d’énergie éolienne, photovoltaïque. La présente description envisage aussi la restitution d’énergie au réseau par un véhicule électrique, qui est alors vu comme une source d’énergie.
Le système électrique 100 comporte :
  • deux transformateurs de haute à moyenne tension, respectivement 1022 et 1024, disposés au sein d’un poste électrique HTB/HTA référencé 102, aussi appelé poste source,
  • trois transformateurs de moyenne à basse tension, respectivement 1042, 1044 et 1046,
  • deux charges, respectivement 1062 et 1064,
  • un réseau électrique 108, fonctionnellement disposé entre les deux transformateurs de haute à moyenne tension, respectivement 1022 et 1024, et les deux charges, respectivement 1062 et 1064,
  • une source d’énergie renouvelable de type éolien 110,
  • trois interrupteurs télécommandés 1122, 1124, 1126.,
  • 12 interrupteurs télécommandés, un interrupteur en tête de départ HTA + deux interrupteurs en ligne (1128 et 1146) + interrupteur du JdB HTA 1126 + interrupteur transformateur 1122 et 1124.
Bien entendu, il peut y avoir un ou plusieurs transformateurs de haute à moyenne tension, deux ou plusieurs transformateurs de moyenne à basse tension, une ou plusieurs charges, etc.
La source d’énergie renouvelable de type éolien 110 n’est pas nécessaire à la mise en œuvre de l’invention et n’est introduite que pour illustrer une source locale d’énergie.
Le réseau électrique 108 est alimenté d’une part par les deux transformateurs de haute à moyenne tension, respectivement 1022 et 1024
Plus précisément, les interrupteurs télécommandés 1122 et 1124 sont normalement fermés (mais représentés normalement ouverts dans le schéma), et conduisent le courant depuis le transformateur 1022, respectivement 1024, vers un tableau principal de distribution HTA 1082, respectivement 1084.
L’interrupteur télécommandé 1126 est normalement ouvert. Toutefois, il est possible de reconfigurer le réseau, en fermant l’interrupteur 1126 dès lors que l’un des deux interrupteurs 1122 ou 1124 est ouvert. Le tableau principal de distribution HTA 1082, respectivement 1084, peut alors être alimenté par un autre transformateur.
Le réseau électrique est en outre alimenté par la source d’énergie renouvelable de type éolien 110. À cet effet, la source d’énergie renouvelable est raccordée au tableau principal de distribution HTA 1082.
Chacun des transformateurs, respectivement 1042, 1044, de haute à moyenne tension est raccordée au poste électrique 102 par l’intermédiaire de ligne HTA, aussi appelée départ HTA, disposée entre le transformateur et le tableau principal de distribution 1082 ou 1084.
Chacune des charges électriques, respectivement 1062 et 1064, est raccordée à un tableau principal de distribution basse tension, 1082, respectivement 1084, par l’intermédiaire d’un transformateur, respectivement 1042, 1044, de haute à basse tension.
Une charge pilotable 1267, par exemple un chauffe-eau électrique ou un véhicule électrique, peut être également raccordée au tableau principal de distribution 1084 par l’intermédiaire du transformateur 1042 de haute à basse tension.
Une charge pilotable est un équipement dont l’alimentation peut être décalée dans le temps. Un ballon eau chaude sanitaire, un radiateur électrique, une batterie de véhicule électrique, une pompe à chaleur de piscine est un exemple de charge pilotable.
La charge peut être pilotable au moyen d’instructions spécifiques adressées via un système de supervision, ce pilotage prendra en compte l’état du réseau.
Le transformateur 1046 de haute à basse tension est raccordé au tableau principal 1084 de distribution HTA par l’intermédiaire d’un tableau secondaire 1086 de distribution basse tension.
Comme cela est représenté, des productions photovoltaïques, sur toiture résidentielle ou parc de production, respectivement 1265 et 1266, peuvent faire partie du réseau.
Comme représenté sur la figure, le réseau électrique comporte encore un autre interrupteur télécommandé 1128 (normalement ouvert) agencé pour choisir sélectivement l’alimentation en énergie de la charge 1162 parmi deux départs HTA.
Comme cela est illustré par les différents triangles sur la figure, le système électrique 100 comporte en outre des moyens de comptage ou télémesure.
Ces moyens de comptages peuvent être disposés au niveau d’une source, comme le moyen 1142, au niveau d’un départ HTA comme le moyen 1144, ou encore au niveau d’une charge comme les moyens 1146 et 1148, respectivement associés à la charge 1064 et 1062.
On peut noter que le compteur 1148 peut être de type compteur électronique et indiquer un index de consommation.
Le moyen de télérelève peut être filaire, par exemple par utilisation d’une ligne téléphonique ou par utilisation du courant porteur en ligne. Alternativement, le moyen de télérelève peut être sans fil, par exemple utilisation d’une technologie de type GSM, pour l’anglais Global System for Mobile communications.
Toutefois, certaines charges, non représentées, peuvent ne pas disposer de moyen de télérelève.
Le dispositif de supervision 200 comporte :
  • des moyens d’acquisition 202 configurés pour acquérir des données provenant du système électrique 100,
  • des moyens de calcul 204 configurés pour effectuer des calculs pour déterminer des consignes de supervision qui vont être présentées ultérieurement,
  • des moyens d’actionnement 206 configurés pour appliquer les différentes consignes de supervision au système électrique 100.
Le dispositif de supervision 200 est souvent appelé système de contrôle et d’acquisition de données ou SCADA, pour l’anglaisSupervisory Control And Data Acquisition.
La particularité de l’invention réside notamment dans la configuration des moyens de calculs pour déterminer les consignes de supervision.
Selon une possibilité, le dispositif de supervision 200 peut en outre comporter des moyens de réception 208 (non représenté) de tarification de l’électricité.
Selon une possibilité avantageuse, les moyens de calcul 204 peuvent être configurés pour mettre en œuvre des outils d’intelligence artificielle (par exemple des réseaux de neurones, de la logique floue) pour déterminer les consignes de supervision à partir d’un procédé selon l’invention, et/ou de tarification de l’électricité récupérées par les moyens de réception 208.
En référence à Figure 2, il est représenté un exemple de procédé P1 de supervision selon l’invention.
Le procédé P1 comporte une étape d’acquisition E1.
L’étape d’acquisition E1 comporte les étapes suivantes, mises en œuvre via les moyens d’acquisition 202 :
  • acquisition E11 de valeurs efficaces moyennées, sur un intervalle de temps prédéterminé, de la tension et du courant au niveau des transformateurs de haute à moyenne tension 1022 et 1024,
  • optionnellement,une acquisition E12 de valeurs, sur l’intervalle de temps prédéterminé (classiquement 10 minutes), des puissances actives et réactives, de la tension et du courant, au niveau d’une partie au moins des sources d’énergie locales, via le moyen de mesure 1142,
  • acquisition E13 de valeurs, sur l’intervalle de temps prédéterminé, actives de la tension et du courant au niveau de départs du transformateur de haute à moyenne tension, via les moyens de mesure 1144,
  • optionnellement,acquisition E14 de valeurs, sur l’intervalle de temps prédéterminé, des puissance active et réactive, de la tension et du courant au niveau d’un premier sous-ensemble de la partie, chacune des charges électriques du premier sous-ensemble étant équipée d’un moyen de télérelève, ou plus généralement d’un capteur de consommation, via le moyen de mesure 1148,
  • optionnellement,acquisition E15 de l’historique des données de comptage d’énergie sur un second intervalle de temps de chacune des charges électriques n’appartenant pas au premier sous-ensemble,
  • optionnellement,reconstitution et enregistrement E16 dans une mémoire de la courbe temporelle de charge de chacune des charges électriques du second sous-ensemble, le calcul de consignes de supervision prenant en compte d’une part les données acquises et d’autre part les courbes temporelles.
Le procédé P1 comporte une étape E2 de détermination d’un modèle numérique à l’instant courant du système électrique, à partir des données acquises au cours de l’étape E1 et de détermination de consignes de supervision (des outils d’intelligence artificielle permettent de consolider les résultats et de s’affranchir de données manquantes et/ou erronées).
Le procédé P1 comporte une étape E3 comportant une application numérique virtuelle des consignes de supervision au modèle numérique à l’instant courant. En sortie de l’étape E3, il est ainsi déterminé un état virtuel du modèle numérique à un instant ultérieur à partir d’un modèle numérique à l’instant courant du système électrique.
Le procédé P1 comporte une étape E4 de vérification de la conformité de l’état virtuel à un instant ultérieur avec le domaine d’exploitation du réseau.
Le domaine d’exploitation du réseau est l’espace en plan de tension, contraintes thermiques des lignes et des transformateurs à l’intérieur duquel le réseau électrique peut fonctionner en sécurité. Si le réseau électrique est mis en exploitation en dehors de son domaine d’exploitation, sa structure risque d’être endommagée, voire détruite.
Si l’état virtuel à un instant ultérieur ainsi calculé s’inscrit dans le domaine d’exploitation du réseau, le procédé P1 se poursuit par une étape E5 comportant une application des consignes de supervisions au système électrique 100.
La consigne de supervision peut être appliquée à une charge, à une source d’énergie ou à un stockage d’énergie.
Avantageusement, la consigne de supervision peut être une consigne de modulation de puissance. La modulation de puissance peut, par exemple, être une consigne d’effacement. Une charge, une source, ou un stockage peuvent être effacés.
Si l’état du réseau virtuel à un instant ultérieur ainsi calculé ne s’inscrit pas dans le domaine d’exploitation du réseau, le procédé P1 se poursuit par une étape E6 de détermination de consignes de supervisions modifiées.
L’étape E6 est alors poursuivie par l’étape E3, qui comporte alors une application numérique des consignes de supervision modifiée au modèle numérique à l’instant courant.
Les consignes de supervision peuvent comprendre des consignes de commande de l’état des interrupteurs. Il est ainsi possible de reconfigurer le réseau électrique.
Les consignes de supervision peuvent comprendre des consignes de commande de l’état de sources d’énergie. Les consignes de commandes peuvent par exemple comprendre des consignes pour écrêter l’état d’une source d’énergie renouvelable. Par source d’énergie renouvelable, la présente description désigne, par exemple, une source éolienne, photovoltaïque, de petite hydraulique (au fil de l’eau), ou de déchet, par valorisation des déchets par exemple méthanisation.
Lorsque le système électrique comporte au moins un dispositif de stockage, les consignes de supervision peuvent alors comprendre des consignes de commande de l’état d’au moins un dispositif de stockage.
En sortie de l’étape E3, il est ainsi déterminé un nouvel état virtuel du modèle numérique à un instant ultérieur à partir de l’état courant et des consignes modifiées. La vérification de l’étape E4 est alors effectuée.
Avec le procédé P1 selon l’invention, le réseau électrique est modélisé selon un niveau de granularité très fin, et il est possible de délivrer différentes consignes de supervision, telle que des consignes de modulation de puissance, de commande de l’état des interrupteurs, de commande de l’état des sources d’énergie ou encore de commande de l’état d’au moins un dispositif de stockage.
Figure 3 illustre plus précisément le fonctionnement la partie de l’étape E2 de détermination de consignes de supervision.
L’étape E2 comporte une première sous-étape E20 de détermination d’un modèle numérique à l’instant courant du système électrique, à partir des données acquises au cours de l’étape E1. Les données acquises à l’étape E1 peuvent être consolidées et il est possible de s’affranchir de données manquantes et/ou erronées. Plusieurs techniques classiques basées sur l’IA (pour Intelligence Artificielle) existent. Elles ne sont pas plus décrites, car elles ne font pas l’objet de l’invention.
Selon une deuxième sous-étape E21 de l’étape E2, le procédé comporte une détermination de l’écart entre des données Pm représentatives de l’état du système électrique issues du modèle numérique à l’instant courant et une prévision Pday de l’état du système électrique à l’instant courant.
Les données représentatives de l’état du système électrique à l’instant courant proviennent de l’étape E1 et comportent notamment :
  • les valeurs efficaces moyennées acquises, sur un intervalle de temps prédéterminé, de la tension et du courant au niveau du transformateur de haute à moyenne tension,
  • les valeurs acquises, sur ledit intervalle de temps prédéterminé, actives de la tension et du courant au niveau de départs dudit transformateur de haute à moyenne tension.
La prévision de l’état du système électrique à l’instant courant peut être réalisée selon diverses méthodes, dont l’une est détaillée ci-après.
La sous-étape E21 comporte en outre l’étape de comparaison suivante :
  • si ledit écart est inférieur ou égal à un seuil prédéterminé, sélection d’un premier mode,
  • si ledit écart est supérieur audit seuil prédéterminé, sélection d’un second mode.
Typiquement, le seuil prédéterminé est de l’ordre de 5 %.
Lorsque le premier mode M1 est sélectionné, les consignes de supervision sont déterminées, dans une sous-étape E22, à partir d’un profil de charge prédéterminé Po comportant une série de consignes de supervision. Le profil de charge prédéterminé peut être réalisé selon diverses méthodes, dont l’une est détaillée ci-après.
Lorsque le second mode M2 est sélectionné, les consignes de supervision sont déterminées, dans une sous-étape E23, à partir des valeurs actives acquises de la tension et du courant au niveau du transformateur de haute à moyenne tension ainsi que l’état de charge estimé des VE/BEC.
Dans le cadre particulier de charges pilotables de type véhicule électrique et ballon d’eau chaude, l’état de charge peut être estimé, pour les véhicules électriques, en fonction de leurs temps de charge et des taux d’utilisation des clients modélisés par des lois normales, tandis que pour les ballons d’eau chaude, l’état de charge est estimé à partir de besoins énergétiques déterminé à partir de statistique de besoins en chaude des clients.
La logique floue décrit l’état de ces différentes grandeurs par des fonctions d’appartenance et un ensemble de règles est défini afin de maximiser la charge des VE/BEC pendant les périodes de refoulement et la limiter dans le cas inverse. Enfin, une couche supplémentaire s’assure bien de satisfaire les besoins énergétiques journaliers des VE/BEC en forçant la charge si nécessaire.
La couche supplémentaire permet de garantir une charge d’un véhicule électrique pour un horaire prédéterminé, par exemple au plus tard pour 6h30 pour les véhicules chargés aux domiciles et 15 heures pour ceux chargés sur les lieux de travail, si le temps de charge estimé est de 4h00.
La prévision des puissances au poste source peut être réalisée à l’aide de réseaux de neurones artificiels utilisant l’historique de mesures et des paramètres météo pour établir des corrélations et prédire les valeurs futures.
Ces prévisions permettent par la suite de déterminer les profils de charge des charges pilotables à l’aide d’un algorithme d’optimisation classique. Celui-ci a pour objectif de minimiser le coût d’acheminement d’énergie avec la contrainte d’assurer les besoins énergétiques des charges pilotables avant la fin de la journée. Les profils de charge obtenus sont communiqués enfin au système de supervision pour être utilisés dans la sous-étape E22.
Un tel algorithme d’optimisation peut par exemple être l’optimisation quadratique successive permettant de résoudre un problème d’optimisation non linéaire.
Les entrées de l’algorithme sont le profil de puissance prévu au poste source et des données nécessaires à un calcul de coût d’acheminement d’énergies, telles que la puissance souscrite, des coefficients tarifaires, etc.
Les sorties sont les profils de charges des charges pilotables.
La fonction objectif à minimiser est le coût d’acheminement d’énergie journalier, sous contraintes d’un chargement complet des charges pilotables avant des heures limites prédéterminées.
Bien sûr, l’invention n’est pas limitée aux exemples qui viennent d’être décrits et de nombreux aménagements peuvent être apportés à ces exemples sans sortir du cadre de l’invention. De plus, les différentes caractéristiques, formes, variantes et modes de réalisation de l’invention peuvent être associés les uns avec les autres selon diverses combinaisons dans la mesure où ils ne sont pas incompatibles ou exclusifs les uns des autres.

Claims (7)

  1. Procédé de supervision d’un système électrique (100) comprenant des charges électriques (1062, 1064…) comportant au moins une charge pilotable, un réseau électrique (108) et des sources d’énergie (110), chacune des charges électriques étant raccordée à un réseau électrique par l’intermédiaire d’un transformateur (1042, 1044, 1046) de haute à moyenne tension, ledit réseau électrique étant alimenté d’une part par au moins un transformateur (1022, 1024), comportant les étapes suivantes :
    • acquisition (E11) de valeurs efficaces moyennées, sur un intervalle de temps prédéterminé, de la tension et du courant au niveau du transformateur de haute à moyenne tension,
    • acquisition (E13) de valeurs, sur ledit intervalle de temps prédéterminé, actives de la tension et du courant au niveau de départs dudit transformateur de haute à moyenne tension ,
    • détermination (E31) de l’écart entre des données représentatives (Pm) de l’état du système électrique à un instant courant et une prévision (Prev) de l’état du système électrique à l’instant courant, et l’étape de comparaison suivante :
      • si ledit écart est inférieur ou égal à un seuil prédéterminé, sélection d’un premier mode (M1),
      • si ledit écart est supérieur audit seuil prédéterminé, sélection d’un second mode (M2),
    • une étape de calcul (E2) de consignes de supervision, lesdites consignes de supervision étant déterminées à chaque instant,
      • (E22) : dans le premier mode sélectionné, à partir d’un profil de charge prédéterminé comportant une série de consignes de supervision,
      • (E23) : dans le deuxième mode sélectionné, à partir des valeurs actives acquises de la tension et du courant au niveau du transformateur de haute à moyenne tension,
    le procédé comportant en outre une étape préalable à une étape d’application (E5) au système électrique desdites consignes de supervision résultant dudit calcul, comprenant les étapes de :
    • calculer (E3) un état virtuel d’un modèle numérique du système électrique à un instant ultérieur à partir d’un état courant du modèle numérique à l’instant courant et d’une application numérique des consignes de supervision audit état courant du modèle numérique, et l’étape de comparaison (E4) suivante :
      • si l’état virtuel ainsi calculé s’inscrit dans le domaine d’exploitation du réseau, appliquer (E5) lesdites consignes de supervisions,
      • sinon, modifier (E6) lesdites consignes de supervisions et réappliquer ladite étape de calcul de l’état virtuel du modèle numérique à l’instant ultérieur à partir desdites consignes de supervision modifiées.
  2. Procédé de supervision d’un système électrique (100) selon la revendication précédente, comportant en outre les étapes suivantes :
    • acquisition (E14) de valeurs, sur ledit intervalle de temps prédéterminé, des puissances actives et réactives, de la tension et du courant au niveau d’un premier sous-ensemble, chacune des charges électriques dudit premier sous-ensemble étant équipée d’un moyen de télérelève,
    • acquisition (E15) de l’historique des données de comptage d’énergie sur un second intervalle de temps de chacune des charges électriques des charges électriques n’appartenant pas au premier sous-ensemble,
  3. Procédé de supervision selon la revendication précédente, dans lequel les charges électriques d’un deuxième sous-ensemble de charges électriques sont dépourvues de capteur ou de moyen de télérelève, le procédé comportant une étape additionnelle (E16) de reconstitution et d’enregistrement dans une mémoire de la courbe temporelle de charge de chacune desdites charges électriques du second sous-ensemble, ledit calcul de consignes de supervision prenant en compte d’une part lesdites données acquises et d’autre part lesdites courbes temporelles.
  4. Procédé de supervision d’un système électrique (100) selon l’une quelconque des revendications précédentes, comportant au moins une source d’énergie locale (110), et une acquisition (E12) de valeurs, sur ledit intervalle de temps prédéterminé, des puissances actives et réactives, de la tension et du courant, au niveau d’une partie au moins desdites sources d’énergie locales.
  5. Dispositif de supervision (200) d’un système électrique (100) comportant des moyens d’acquisition (202) configurés pour acquérir les différentes données mises en œuvre dans une étape d’un procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes, des moyens de calcul (204) configurés pour effectuer les calculs effectués par les étapes de calcul dudit procédé et des moyens d’actionnement (206) configurés pour appliquer les différentes consignes de supervision dudit procédé.
  6. Système électrique (100) comportant un dispositif de supervision (200) dudit système électrique selon la revendication précédente.
  7. Produit programme d’ordinateur, téléchargeable depuis un réseau de communication et/ou stocké sur un support lisible par ordinateur et/ou exécutable par un microprocesseur, et chargeable dans une mémoire interne d’une unité de calcul, comportant des instructions de code de programme qui, lorsqu’elles sont exécutées par l’unité de calcul, mettent en œuvre les étapes du procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes de procédé de supervision d’un système électrique.
FR2008230A 2020-08-03 2020-08-03 Procede de supervision energetique d’un systeme electrique equipe de charges pilotables Active FR3113204B1 (fr)

Priority Applications (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR2008230A FR3113204B1 (fr) 2020-08-03 2020-08-03 Procede de supervision energetique d’un systeme electrique equipe de charges pilotables
PCT/FR2021/051258 WO2022029376A1 (fr) 2020-08-03 2021-07-07 Procede de supervision energetique d'un systeme electrique equipe de charges pilotables

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR2008230 2020-08-03
FR2008230A FR3113204B1 (fr) 2020-08-03 2020-08-03 Procede de supervision energetique d’un systeme electrique equipe de charges pilotables

Publications (2)

Publication Number Publication Date
FR3113204A1 true FR3113204A1 (fr) 2022-02-04
FR3113204B1 FR3113204B1 (fr) 2022-07-01

Family

ID=73038190

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
FR2008230A Active FR3113204B1 (fr) 2020-08-03 2020-08-03 Procede de supervision energetique d’un systeme electrique equipe de charges pilotables

Country Status (2)

Country Link
FR (1) FR3113204B1 (fr)
WO (1) WO2022029376A1 (fr)

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20090113049A1 (en) * 2006-04-12 2009-04-30 Edsa Micro Corporation Systems and methods for real-time forecasting and predicting of electrical peaks and managing the energy, health, reliability, and performance of electrical power systems based on an artificial adaptive neural network
US8401709B2 (en) 2009-11-03 2013-03-19 Spirae, Inc. Dynamic distributed power grid control system
US20130325147A1 (en) * 2012-06-01 2013-12-05 Sap Ag Method and System for Complex Smart Grid Infrastructure Assessment
US20140265574A1 (en) * 2013-03-15 2014-09-18 Dominion Resources, Inc. Management of energy demand and energy efficiency savings from voltage optimization on electric power systems using ami-based data analysis
EP2894597A1 (fr) * 2014-01-10 2015-07-15 Alcatel Lucent Procédé et dispositif de commande d'un réseau électrique

Family Cites Families (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP2599183B1 (fr) * 2010-07-29 2016-11-30 Spirae Inc. Système de régulation de réseau électrique réparti dynamique

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20090113049A1 (en) * 2006-04-12 2009-04-30 Edsa Micro Corporation Systems and methods for real-time forecasting and predicting of electrical peaks and managing the energy, health, reliability, and performance of electrical power systems based on an artificial adaptive neural network
US8401709B2 (en) 2009-11-03 2013-03-19 Spirae, Inc. Dynamic distributed power grid control system
US20130325147A1 (en) * 2012-06-01 2013-12-05 Sap Ag Method and System for Complex Smart Grid Infrastructure Assessment
US20140265574A1 (en) * 2013-03-15 2014-09-18 Dominion Resources, Inc. Management of energy demand and energy efficiency savings from voltage optimization on electric power systems using ami-based data analysis
EP2894597A1 (fr) * 2014-01-10 2015-07-15 Alcatel Lucent Procédé et dispositif de commande d'un réseau électrique

Also Published As

Publication number Publication date
FR3113204B1 (fr) 2022-07-01
WO2022029376A1 (fr) 2022-02-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Inage Modelling load shifting using electric vehicles in a smart grid environment
CA2844356C (fr) Installation et procede de charge pour batterie electrique
KR102088532B1 (ko) 에너지 관리 시스템과 그의 에너지 관리 방법 및 에너지 운영 시스템
WO2014049269A1 (fr) Procede de determination d'une prevision de la puissance electrique fournie par une installation de fourniture d'energie electrique
CN113627762B (zh) 一种基于激励电价的虚拟电厂调峰方法
EP3255594A1 (fr) Procédé de commande de la production d'énergie électrique d'un réseau de production et de distribution d'énergie électrique
FR3029326A1 (fr) Procede et systeme pour la gestion d’energie
Borray et al. New energy bound-based model for optimal charging of electric vehicles with solar photovoltaic considering low-voltage network's constraints
EP3840158A1 (fr) Procédé de délestage de sorties d'une installation de production d'énergie électrique
Schram et al. Insights on the capacity value of photovoltaics, community batteries and electric vehicles
Omran et al. Optimal sizing of a PV-battery stand-alone fast charging station for electric vehicles using SO
FR2944162A1 (fr) Systeme d'alimentation electrique et procede de controle de charge de generateurs electrochimiques
FR3113204A1 (fr) Procede de supervision energetique d’un systeme electrique equipe de charges pilotables
WO2020161406A1 (fr) Procede de supervision d'un systeme electrique
FR2964265A1 (fr) Procede de charge d'une batterie electrique
Karimi-Arpanahi et al. Flexibility-oriented collaborative planning model for distribution network and ev parking lots considering uncertain behaviour of evs
KR102337562B1 (ko) 상업적 가상발전소 계통 내에서 계통 연계형 판매 사업자의 pv-ess 시스템의 최적운용계획 수립을 위한 시뮬레이터 및 시뮬레이팅 방법
Paliwal et al. Short-term optimal energy management in stand-alone microgrid with battery energy storage
EP3979163B1 (fr) Optimisation de l'energie disponible dans un mini-grid
EP2936423A1 (fr) Gestion de batteries haute temperature
WO2017174909A1 (fr) Procede d'optimisation de la consommation electrique d'une installation
EP2533391B1 (fr) Système de gestion multi-sources de générateurs électriques
EP4026217B1 (fr) Procédé de gestion d'un système hybride et dispositif associé
WO2024074391A1 (fr) Procédé d'alimentation d'un réseau énergétique
FR3104843A1 (fr) Micro-réseau à équilibre perfectionné entre consommation et production

Legal Events

Date Code Title Description
PLFP Fee payment

Year of fee payment: 2

PLSC Publication of the preliminary search report

Effective date: 20220204

CD Change of name or company name

Owner name: JUNIA, FR

Effective date: 20220530

Owner name: GEREDIS DEUX SEVRES, FR

Effective date: 20220530

PLFP Fee payment

Year of fee payment: 3

PLFP Fee payment

Year of fee payment: 4