WO2016102835A1 - Génération d'une pluralité de courbes de charge locales - Google Patents

Génération d'une pluralité de courbes de charge locales Download PDF

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WO2016102835A1
WO2016102835A1 PCT/FR2015/053609 FR2015053609W WO2016102835A1 WO 2016102835 A1 WO2016102835 A1 WO 2016102835A1 FR 2015053609 W FR2015053609 W FR 2015053609W WO 2016102835 A1 WO2016102835 A1 WO 2016102835A1
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Marc LE DU
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Electricite De France
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    • 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
    • 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"

Definitions

  • the invention relates to the management of an electrical network.
  • the invention relates to obtaining, for an electrical system covering a given area, load curves of the electrical system associated with sub-areas of the zone in question.
  • production via centralized production systems is itself subject to optimization processes, which in turn conditions the operation of the various meshes of the system.
  • the invention improves the situation.
  • the invention relates to a method implemented by computer means for estimating electrical consumption, for determining a plurality of local load curves respectively associated with a sub-zone of a given zone and representative of at least one power consumption within the corresponding sub-area during a given period, said second period, the method comprising: - a step during which, based on electrical energy consumption data by category of consumers or uses of electrical energy for the given area or for a region of the area covering a plurality of sub-areas and for a first period, at least one electrical energy consumption is determined for the first period for each sub-area and for each segment of a set of segments each forming a subcategory of a category of consumers or uses of energy the set of segments forming a subdivision of all categories of consumers or uses,
  • each zone profile being representative of a standardized electrical consumption of a segment of the set of segments for the first period and for the zone, for each sub-zone and for each segment, a sub-area profile representative of a normalized electrical consumption of the segment for the sub-zone over the first period is determined, and
  • At least one local load curve is determined from the at least one electrical energy consumption of the sub-zone for the segment considered and the corresponding sub-area profile for the sub-area considered and for the first period.
  • At least one of three local load curves respectively associated with the users of the sub-zone located in urban space, for users of the sub-zone is determined during the process.
  • At least one local load curve associated with the first period and dependent on meteorology is constructed during the first period from the at least one electrical energy consumption of the sub-area for the segment considered and the corresponding sub-area profile for the given subarea and for the first period,
  • a local load curve independent of the meteorology of the first period is constructed from said local load curve, coefficients climatic sensitivity associated with each zone or sub-zone profile and temperature data for the sub-area considered for the first period.
  • a meteorological dependent local load curve of the second period is constructed from said meteorologically independent local load curve, said climatic sensitivity and temperature data for the sub-area considered for the second period.
  • At least one electric production load curve representative of the electrical production is constructed by wind turbine devices of the sub-area and at least one electricity production load curve representative of the electrical production by photovoltaic devices of the sub-area, from respectively an electrical production capacity of the wind turbine devices of the entire zone and an electrical production capacity of the photovoltaic devices the entire area, distribution data of wind turbine devices and photovoltaic devices within the zone, and local load factors representative of the influence of the meteorology of the sub-area concerned on the production of wind turbine devices and photovoltaic devices in the sub-zone for the second period,
  • the local load curve (s) of a sub-area are also determined from said electric production load curves.
  • the electricity is transported and conveyed to users by an electrical network, the electrical network having electrical losses, the method further comprising a step of determining electrical losses for each sub-area from electrical loss data for the area, the local load curve (s) of a sub-area being also determined from the electrical losses of the sub-area.
  • the electricity is transported and conveyed within the zone by an electrical network comprising a transmission network and a distribution network, the transport network being configured for the transport of electrical energy. and the distribution network being configured for the distribution of the electrical energy passing through the transport network to all or some of the users, the method further comprising a step during which at least one electric consumption load curve is determined consumers supplied with electricity by the transmission system and not by the distribution network.
  • an overall zone load curve is constructed from at least the local load curves.
  • the overall area load curve is constructed from the sum of the local load curves and the consumer power consumption load curve (s) provided by the transmission grid and not by the distribution network.
  • the method further comprises a step in which, based on the load curves for each sub-zone, an anticipation of the electricity demand to be satisfied and the production of electricity is determined. accordingly, as well as an adaptation of the tariff offer of the electrical energy to be supplied for one or more segments.
  • the electrical energy consumption data are prospective data, each category being a use of electrical energy.
  • the uses of electrical energy are included in the group formed by: a so-called “heating” use associated with heating activities, so-called “lighting” uses associated with the activities of lighting, so-called uses “Residential” associated with residential activities, so-called “tertiary” uses associated with tertiary activity, industrial use associated with industrial activity, "agriculture-transport” use associated with agriculture and transportation activities, and a so-called “other” use associated with a set of other uses.
  • the electrical energy consumption data are data recorded, each category being a category of electrical energy consumers.
  • the categories of consumers are included in the group formed by: a category "large industries, small and medium industries and enterprises", a category “dwellings”, a category “professionals” group the professionals other that large industries and small and medium industries and businesses ..
  • a volume of electricity production by photovoltaic or wind devices to clipping it is determined, from one or more local load curves, a volume of electricity production by photovoltaic or wind devices to clipping, and, in the second period, regulates the production of electricity by photovoltaic or wind devices according to said volume to be clipped.
  • the invention also relates to a computer program comprising instructions for implementing the method as defined above, when this program is executed by a processor.
  • Figure 1 illustrates an area on which an electrical system extends
  • Figure 2 illustrates a computing device for implementing the method according to the invention
  • FIG. 3 is a block diagram of the method according to the invention.
  • Figures 4a and 4b illustrate a decomposition of a quantity of electrical energy consumed by categories of users within a region over a given period of electricity consumed by user segments and type of distribution network within a given period. a sub-area of the region for the given period;
  • Figures 5a and 5b illustrate sub-area profiles of two different sub-areas;
  • Figure 6 illustrates a portion of a sub-area load curve representative of the consumption, losses, and photovoltaic and wind production of an associated sub-area
  • Figure 7 illustrates a portion of an overall zone curve.
  • Figure 1 illustrates a zone 2 to which the application of the method according to the invention is adapted.
  • Zone 2 corresponds to a geographical zone. Zone 2 is subdivided into sub-zones 4. Sub-zones 4 are further grouped into regions 5 within zone 2. Each region 5 has a size strictly smaller than that of zone 2 and comprises a plurality of sub-zones. -zones 4.
  • the general reference 4 designates the sub-areas, the sub-areas being also individually denoted 4i, where i is an integer indexing the sub-areas.
  • zone 2 corresponds to metropolitan France, regions 5 to the administrative regions of metropolitan France, and sub-areas 4 to the administrative departments of metropolitan France.
  • An electrical system 6 extends within the zone 2.
  • the electrical system 6 is configured for the production of electricity and the routing of this electricity to U users (or consumers, symbolized by a square in Figure 1) located in sub-areas 4.
  • the electrical system 6 comprises power generation sites P and a network R for the transmission of electricity.
  • the system 6 is represented only on a portion of the zone 2.
  • the network R comprises a transport network RT and a distribution network RD.
  • the transport network RT is configured for the transmission of electricity between production sites P and the distribution network RD.
  • This distribution network RD is planned for the transmission of electricity to users U.
  • the transport network RT comprises all the equipment in zone 2 intended for the transmission of electricity between the production sites P and the RD distribution network. This equipment is represented by a double line in Figure 1.
  • the R & D distribution network includes all the equipment connecting electricity users in zone 2 to the RT transmission network.
  • This equipment is represented by a line connected to a double line of the RT transport network.
  • the RD distribution network has three possible types within each sub-area 4:
  • a rural type RDr used to convey electricity to users located in rural areas within a sub-area 4, and
  • An intermediate type hereinafter referred to as the semi-rural RDsr type, used to convey electricity to users located in intermediate areas between rural and urban areas.
  • a sub-area includes at least one type of electricity distribution network RD among an RDU urban-type distribution network, a rural RDR distribution network and a semi-rural RDsr distribution network.
  • each type of RD distribution network corresponds to the type of space in which it is located. In other words, a rural-type distribution network is located in rural areas, an urban type in urban space, and a semi-rural type in semi-rural areas. For each sub-area 4, these three types of RD distribution network define a subdivision of sub-area 4 into a rural component, an urban component and a semi-rural component.
  • FIG. 1 An example of a subdivision of sub-area 4 into its urban, rural and semi-rural components is shown in Figure 1 (bottom left of Figure 1).
  • Point areas for example, refer to rural areas, those in hatched areas tilted to the left in the urban areas, and hatched areas that tilt the semi-rural areas to the right.
  • the electrical consumption estimation method according to the invention is intended to provide, for each sub-zone 4, a load curve for each of the rural, urban and semi-rural components of the sub-zone 4. -zone 4.
  • a charge curve is a function defined over a given period of time and corresponding at a moment to an electric power, for example an electric power consumed (this is called a consumption charge curve).
  • the integral of a load curve over the given period provides the power consumption for that period. This is described in more detail in the following.
  • the users U of zone 2 are divided into categories C. These categories C are preferentially the following:
  • a large industry and SMI / SME category hereinafter GI / SMI / SME category in which users are large, medium or small companies,
  • a professional category in which the users are companies. These companies are smaller than small companies in the IM / SMI / SME category, or they are smaller in terms of subscribed power.
  • the GI / SMI / SME category includes enterprises with a number of employees greater than or equal to a pre-determined threshold, and the occupational category includes companies with a number of employees strictly below this threshold.
  • This threshold is for example taken equal to 20.
  • the criterion (s) selected to establish a separation between IM / SMB / SME objects may be different. This criterion is for example turnover or any other suitable criterion.
  • Each category C is itself subdivided into subcategories called segments S.
  • Each segment S corresponds to all the users of the category considered benefiting from a special electricity tariff within the category.
  • the S segments are as follows: - A segment RES1 called residential base, which corresponds to a default rate.
  • the subscribed power is for example less than 6 kVA;
  • the off-peak hours are scheduled during the day (we talk about off-peak hours) or during the night (we talk about off-peak hours). Note that the hours of the day at which off-peak hours occur are a parameter of this segment.
  • the power to subscribe is for example less than or equal to 36 kVA;
  • a RES3 segment called Residential Tempo which provides different rates respectively associated with one of three types of days and peak and full hours during these days, and is planned for equipment working with erasure on high tariff days ,
  • a so-called residential segment RES4 day-to-day which provides two types of day including a type of off-peak rate, and a type on a predetermined number of days divided between two dates higher rate.
  • the segments are:
  • An ENT1 segment says Yellow base, which corresponds to a default rate. This tariff is distinguished from the RES1 tariff by the subscribed electric power (for example between 36 and 250 kVA);
  • An ENT2 segment says Yellow EJP, which is different from the ENT1 segment by the existence of different day types with different tariffs;
  • a segment ENT3 says Green, which differs from the tariff ENT1 by the subscribed electric power (for example strictly greater than 250 kVA);
  • An NP segment called green not profiled This segment corresponds to that of users whose consumption is measured at a distance substantially simultaneously with consumption.
  • the segments are:
  • a PROl segment says professional base, which corresponds to a default rate. For example, the subscribed power is less than 36 kVA; - A so-called professional segment PR02 HP / HC, which corresponds to a tariff at full and hollow hours similar to those of segment RES2;
  • a PR03 segment known as Tempo Professional, which corresponds to a tariff similar to the RE S 3 segment;
  • PR04 segment known as professional EJP which corresponds to a tariff similar to the RES4 segment;
  • a segment PR05 called public lighting and assimilated. This segment corresponds to public lighting or consumption ribbon.
  • the segments of this professional category correspond to a subscribed electrical power of less than 36 kVA.
  • the different segments form a subdivision of the U users served by the RD distribution network.
  • FIG. 2 illustrates a computing device 8 for implementing a method for estimating electrical consumption, for determining, for each subarea 4 and for a given period, at least one load curve within sub-area 4.
  • the computing device 8 comprises a processing unit UC comprising a processor PROC and a memory MEM.
  • the memory MEM comprises a computer program PI containing instructions whose processing by the processor PROC results in the implementation of the method according to the invention.
  • the method 12 is more precisely configured to provide, for a given period and for each sub-zone 4, at least one load curve representative of at least the electrical consumption of the users U within the sub-area for the period considered.
  • the method 12 is configured to provide, for each sub-area 4, a load curve representative of at least the electrical consumption of the users U of the sub-area 4 by type of distribution network present within the 4.
  • the process provides, for zone 4, three load curves respectively associated with each of these types of RD distribution network.
  • each sub-area 4 does not necessarily present all types of RD distribution network.
  • a sub-area 4 may have only one urban type, in which case only a load curve associated with this type of RDu network will be provided by the method 12.
  • the method 12 is implemented from data relative to a given period. However, the method can be implemented to construct load curves relative to another period than the period in question.
  • first period denoted by t1 is the period to which all or part of the input data of the process 12 relates
  • second period denoted t2 the period to which the curves of charge obtained via the process 12.
  • first and second periods t1 and t2 preferably correspond to the same period of time. For example, they each correspond to a year, or correspond to different respective durations.
  • the first period t1 is a past period, the input data used for the implementation of the invention being data made.
  • an electrical energy consumption is determined for each segment within each sub-zone 4 of the zone 2, and for each type of distribution network RD of the sub-zones 4, zones 4. This determination is made from electrical energy consumption data by category and for zone 2 or regions 5 for the first period. These data are denoted E (C, 2/5, tl), where C denotes the category considered, 2/5 denotes that the data relates to zone 2, respectively a region 5 of zone 2, and t1 denotes the first period .
  • this determination is made from data associated with the regions 5.
  • these data include the electrical energy consumption by category for the first period t1. This consumption is for example expressed in GWh, and is symbolized by the size of the hatched gray rectangles above which appear the names of the categories in Figure 4a.
  • Figure 4a illustrates the energy consumption achieved by consumers not in the above categories (RT rectangle). These consumers are provided with electricity by the RT transmission network and not by the distribution network. The knowledge of their consumption makes it possible to subtract it from the consumption E (C, 2/5, tl), which increases the precision of the energetic consumptions determined for the segments of the categories.
  • the data used during this step S1 are known. For example, these data are provided by statistical reports from the operator of the network R. More specifically, the network operator measures within each region 5 all the productions the electricity productions within the region 5, as well as all exchanges with neighboring regions. In practice, these measurements are made on the electricity transmission and distribution lines, as well as at the output of the production sites P, which provides the data from which the quantities E (C, 2/5, tl ) are determined.
  • the billing data are in particular representative of the distribution by segment S of the energy consumed within region 5. These data are known. In Figure 4a, they correspond to the amount of electrical energy consumed by each segment (represented by rectangles of corresponding size for each segment) within region 5. In other words, they are shown in Figure 4a. by the rectangles above which are the names of the segments S (ENT1, ENT2, etc.).
  • the population data are representative of the population of each category C present within each commune of each sub-area 4.
  • the distribution network type data provide, for each commune, the type of the RD network (urban, rural, semi-rural) of the municipality.
  • a set of coefficients is determined that is applied to energy quantities. by category and for the region for recover the decomposition of the quantities of electrical energy consumed by region 5 and by categories C into S segments by sub-zone 4.
  • E The energy quantities obtained are denoted by E (S, 4i, RDx, tl) where S denotes the segment under consideration, 4i denotes the considered sub-area, RDx denotes the type of distribution network considered among RDr, RDu, RDsr, and tl denotes the period considered, namely the first period tl.
  • E The energy quantities obtained are denoted by E (S, 4i, RDx, tl) where S denotes the segment under consideration, 4i denotes the considered sub-area, RDx denotes the type of distribution network considered among RDr, RDu, RDsr, and tl denotes the period considered, namely the first period tl.
  • a subzone profile generally denoted Psz is determined.
  • This Psz subzone profile is representative of the normalized power consumption of the corresponding segment for the considered period within the sub-area 4 considered.
  • This determination is performed according to zone profile data comprising, for each segment, a profile Pz (S, tl) for zone 2.
  • Each zone profile Pz is representative of the normalized electrical consumption of the corresponding segment for the first period. considered and for the entire area.
  • a zone profile Pz covers a whole year subdivided into time steps each of which corresponds to a power consumption. The time step of a profile is for example half an hour.
  • Pz zone profiles are known. For example, they are defined in a regulatory manner. For example, in France, these profiles are known as CRE profiles (for "Energy Regulatory Commission") or Recoflux profiles.
  • the Psz subzone profiles correspond to a particularization of the zone profiles established from the differences in electricity consumption for each sub-zone 4 with respect to the average of zone 2. These differences correspond to data known to the producers. For example, some segments within sub-area 4 consume differently from these same S segments within another sub-area 4, for example because of tourism, which have clean seasonings that are responsible for peaks and consumption troughs during the reporting period within each sub-area 4.
  • This particularization is also performed from the time slots corresponding to the off-peak hours practiced in the sub-area 4 in question, in particular for the profiles of the segments RES2 and PR02.
  • the difference between the electrical energy consumed by category within each sub-zone 4 is calculated with respect to the electrical energy consumed by category over the whole of Zone 2, for a set of period profiles. These periods correspond for example to one month.
  • the Psz sub-area profiles are then constructed as a function of these differences, for example by conferring on the subzone profile Psz a form verifying the difference observed for each period considered.
  • sub-area profiles 4 are more specifically denoted Psz (S, 4i, tl), where S denotes the segment under consideration, 4i denotes the subarea considered and t1 denotes the first period.
  • Zone profiles are noted Pz (S, 2, tl).
  • Figures 5a and 5b illustrate sub-zone profiles of two distinct sub-areas for segment RES2, denoted Psz (RES2, 4i, t1) and Psz (RES2, 4j, t1), respectively.
  • step S3 for the first period t1 and for each sub-area 4, an electric consumption charge curve is determined for each segment within the sub-area 4 considered and for each type of distribution network RDu, RDr, RDsr. For a given sub-area 4, this determination is made from the electrical energy consumption of each segment and each type of distribution network within the sub-area determined during step S1, and Psz subfield (S, 4i, tl) determined in step S2.
  • this determination is made by multiplying the energy consumption for each type of distribution network and the corresponding Psz sub-area profile, which provides the consumption load curve.
  • CCsz (S, RDx, tl), where S denotes the segment under consideration, 4i denotes the considered sub-area, RDx denotes the type of distribution network considered among RDr, RDu, RDsr, and tl denotes the period considered, namely the first period tl.
  • step S4 for each sub-area 4, for each segment S and for the different types of RD distribution network within the sub-area 4 considered, electrical consumption load curves independent of meteorology occurred during the first period. These load curves are denoted CCsz (S, 4i, RDx, tl). This independence is reflected by the underlining of tl.
  • This determination is made from the load curves determined in step S3, the climatic sensitivity coefficients associated with each profile and temperature data for the subarea 4 considered during the first period t1.
  • the climatic sensitivity coefficients of a profile are representative of the influence of the temperature on the profile considered. These climate sensitivity coefficients, also called gradients, are associated with a zone profile or a sub-zone profile and account for the evolution of the profile in time steps as a function of temperature. These coefficients are known.
  • Psz (S, 4i, tl) determined during step S2 sub-zone profiles are determined in known manner.
  • Psz (S, 4i, tl) independent of climatic conditions for the same period (this independence is reflected by the underlining of tl).
  • the comparison between the Psz (S, 4i, tl) and Psz (S, 4i, tl) profiles provides, for each time step, a reduction factor representative of the difference between the two profiles.
  • Each charge curve CCsz (S, 4i, RDx, tl) is then constructed by applying (for example multiplication), at each of the time steps, the reduction factor thus obtained to the curve CCsz (S, 4i, RDx, tl ) corresponding.
  • the climatic sensitivity coefficients of a profile are representative of the climatic sensitivity of the profile at the scale of the whole zone 2.
  • the temperature data for the first period t1 are known. These data are for example provided by an official body such as Mluso France.
  • a nominal nominal power generation capacity is determined by the photovoltaic devices present in the sub-zone.
  • -Zone 4 considered and for the type of distribution network considered, and a theoretical nominal capacity of electrical production by wind devices present within sub-area 4.
  • These capacities are noted CPsz (pv, 4i, RDx) and CPsz (e, 4i, RDx) respectively, where 4i denotes the sub-area 4 considered.
  • This determination is made from nominal nominal power generation data by the photovoltaic and wind power plants of zone 2 and from geographical distribution data of the photovoltaic and wind generation park within zone 2, which provide information on photovoltaic and wind production facilities within each sub-zone and within the different types of RDr, RDu and RDsr distribution networks. These distribution data are known.
  • step S6 charge curves are constructed for each sub-area 4, each segment S and each type of distribution network, and this for the second period t2. This construction is performed from the load curves CCsz (S, 4i, RDx, tl) determined at the end of step S4.
  • step S4 a treatment similar to that implemented in step S4 is applied from the temperature data for the second period t2. More precisely, using the temperature sensitivity coefficients and the temperature-independent Psz (S, 4i, tl) subzone profiles during the first period tl, subzone profiles Psz (S, 4i, t2) depending on the temperature during the period t2.
  • the comparison between the profiles Psz (S, 4i, tl) and Psz (S, 4i, t2) provides reduction factors, for example in half-hourly steps, which are then applied to the load curves CCsz (S, 4i, RDx, tl) to obtain the load curves CCsz (S, 4i, RDx, t2).
  • the electrical losses of the network R within the sub-zone 4 are determined. and within the corresponding RDx distribution network type.
  • Losses (4i, RDx, t2) where 4i denotes the sub-area considered, RDx designates the type of corresponding distribution network (RDr, RDu or RDsr) and t2 the second period.
  • This determination is made from data representative of the load curve of all losses for zone 2.
  • This load curve is for example determined from a load curve of the network R on zone 2, and which is known, and a set of coefficients also known to recover the losses from this network load curve R.
  • Losses are modeled as four types of losses:
  • the coefficients RRD X and the term losses iron (2, t2) are determined in known manner. For example, R RDX coefficients are determined experimentally.
  • the load curves C BT and C HTA are determined from the load curves CCsz (S, 4i, RDx, t2) determined during step S6. More precisely, these curves are determined by summing the load curves of the associated segments and the different types of distribution network, for each sub-zone 4.
  • the coefficients a, bu and bhta are then determined by the least squares method, the aim being to minimize the distance of the sum of the expressions of the losses above with respect to the losses for zone 2 knowing that the losses on zone 2 for the period considered correspond to approximately 40% of non-technical losses, 35% of low voltage technical losses and 25% of high voltage technical losses.
  • the losses within each subarea and for each type of distribution network are determined from the above expressions referred to each sub-area 4 and each type of RDx network network.
  • the losses Losses are determined (4i, KQx, t2) from relations aC BT (4i, KQx, t2) b bt R KQx Cg T (4i KQx, t2), b hta R KQx C ⁇ TA 2 (4i, RDx, t2) and Iron losses (4i, RDx, t2). More precisely, losses Losses (4i, RDx, t2) correspond to the sum of these expressions.
  • Iron losses (4i, RDx, t2) are determined by summing the load curves of the associated segments for the corresponding type RDx distribution network.
  • Iron losses (4i, RDx, t2) is in turn determined in a known manner from the expression iron losses (2, t2). It should be noted that from the relationships above, losses can also be directly determined for each sub-area 4. To do this, the above relationships are used and their sum is calculated for the three types of network. within sub-area 4.
  • a wind power load curve CCPsz (e) is determined. , 4i, t2, RDx) and a production load curve photovoltaic CCPsz (pv, 4i, t2, RDx). This determination is made from the production capacities CPsz (pv, 4i, RDx) and CPsz (e, 4i, RDx) obtained during step S5 and local load factors. These local load factors define the ratio between actual production and the nominal nominal production capacity of wind and photovoltaic devices.
  • These local load factors are determined by the weather parameters of the second period. These meteorological parameters include wind speed for wind generation and solar radiation and cloudiness for photovoltaic production. These local load factors are determined in a known manner, for example by the electrical energy producers of the system.
  • a sub-area load curve representative of the power consumption of the users U of the sub-area is determined.
  • sub-area 4 losses and photovoltaic and wind production of sub-area 4.
  • This determination is performed by adding the consumption load curves CCsz (S, 4i, RDx, t2) obtained during step S6, losses (4i, RDx, t2) determined during step S7, the wind production load curve CCPsz (e, 4i, t2, RDx) and the photovoltaic production charge curve CCPsz (pv, 4i, t2, RDx) both determined in step S8.
  • Figure 6 illustrates a portion of a load curve thus obtained for a given sub-area 4 and for a given type of RD distribution network (for example the RDu urban type), and for a portion corresponding to a day.
  • the thick line at the top of Figure 6 corresponds to the sum of the losses and consumptions of the different segments from which the wind and photovoltaic outputs were deducted.
  • a consumption load curve of electricity consumers supplied with electricity is determined not by the distribution network RD, but by the users, but directly by the RT transport network.
  • This consumption is noted CRT (t2).
  • this determination is made from the difference between the consumption load curve for the entire zone 2 and the load curve of the distribution networks. This difference then corresponds to the consumption load curve of these consumers.
  • this determination is made from the construction of profiles associated with these consumers. These profiles are for example respectively associated with particular activities of these consumers. For example, we build a profile for the considered consumers whose activity is in the steel mill, a profile for consumers whose activity is in the chemical industry, etc. These profiles are constructed in a known manner. Note that these profiles are zone profiles. Alternatively, these profiles are sub-area profiles, in which case they are also constructed from distribution data of these consumers taking on the transport network within the different sub-areas 4.
  • an overall area load curve CG (t2) is determined.
  • This load curve is representative of the power consumption by Zone 2 users U, losses of the R network, wind and photovoltaic productions on zone 2 and CRT consumption (t2) taken directly on the RT transport network. .
  • This curve is determined by adding the different charge curves obtained during step S9 and the charge curve obtained during step S10.
  • Figure 7 illustrates a portion of such a zone load curve.
  • the thick line in the upper part of Figure 7 represents the sum of the electricity consumption, losses and electricity taken from the RT transmission network from which the wind and photovoltaic productions were deducted. These productions are thus seen as negative consumptions.
  • the curves designated by Prode and Prodpv correspond to the sum of the production load curves CCPsz (e, 4i, t2, RDx) by the wind turbine devices on zone 2, respectively to the sum of the load curves CCPsz ( pv, 4i, t2, RDx) produced by the photovoltaic devices on zone 2.
  • the method is implemented from prospective data for a first future period tl.
  • the method is implemented from categories C corresponding to a set of uses of electricity and not to categories of consumers.
  • These uses include for example a heating use, corresponding to a use of electricity to heat.
  • These uses also include uses said lighting, corresponding to a use of electricity for lighting, including;
  • These uses also include residential uses corresponding to electricity uses in a residential environment, including:
  • ECS a residential use called ECS, corresponding to a use of electricity for the production of domestic hot water (acronym ECS);
  • tertiary uses corresponding to the use of electricity for the needs of companies in the tertiary sector, and including: a tertiary use called air conditioning, corresponding to the use of electricity for air conditioning purposes; and
  • These uses also include a so-called industrial use, corresponding to a use of electricity for industrial activities other than lighting and heating.
  • These uses also include a use said agriculture-transport, corresponding to a use of electricity for agriculture and transport.
  • the uses of this variant of the method according to the invention include a so-called heating use associated with heating activities, so-called lighting uses associated with lighting activities, so-called residential uses associated with residential activities, uses tertiary activities associated with tertiary activity, an industrial use associated with industrial activity, a so-called agriculture-transport use associated with agricultural and transport activities, and a so-called other use associated with a set of consumer uses of electricity other than those previously mentioned.
  • heating including the use of heating
  • lighting including so-called lighting uses
  • intermittent uses including residential uses cooking, washing and brown products, tertiary use said others and so-called industrial use
  • - a category called basic uses including residential uses known as ECS, cold and others, tertiary use called air conditioning, agriculture-transport use and the so-called other use.
  • the step S4 comprises a prior step during which, for all or part of the sub-areas 4, and for all or part of the Psz sub-area profiles (S , 4i, tl), sub-zone climatic sensitivity coefficients representative of the climatic sensitivity of the profiles considered at the scale of sub-area 4 considered from the climatic sensitivity coefficients associated with the zone profile Pz are constructed ( S, tl) corresponding.
  • This particularisation of the coefficients of climatic sensitivity is carried out in a known manner.
  • the process according to the invention has many advantages. Indeed, the local load curves provided by step S6 make it possible to understand a large number of phenomena occurring at scale levels of the electrical system smaller than the overall level. In addition, these load curves are derived from limited data on global elements of the system for a period a priori other than the period covered by the local load curves.
  • the construction of the global load curve CG then makes it possible to have a tool allowing an easy comparison of the phenomena occurring at the global scale of the system and at the levels of smaller scales.
  • the level of granularity made apprehensible by the invention is high, since it relates to the different types of distribution networks within each sub-zone. This is particularly advantageous when area 2 is country-sized, and sub-areas 2 are departments of that country.
  • the method has the considerable advantage of being able to provide local load curves and an overall load curve for any period.
  • these local and global load curves are synchronous, that is to say that they correspond to the same period and the same climatic conditions (temperature, wind, sunshine) seen locally and globally.
  • the process principle is easily adjustable to the behavioral changes of the electrical system players, and in particular users, in that it relies on the use of representative profiles of the standardized electricity consumption of these consumers and segments. U. These profiles are themselves flexible to use and can easily be enriched by additional data.
  • the profiles associated with segments RES2 and PR02 above have configurable parameters in the form of off-peak hours and peak hours.
  • the presence of these parameters makes it possible to considerably increase the modeling fineness of the profiles, in particular according to the sub-area 4 considered.
  • the method according to the invention is particularly advantageous insofar as it makes it possible to translate the impact of different strategies for using the levers of action on the load curve into different quantitative indicators, such as, for example, indicators. economic.
  • the exercise of a zone-wide tariff reduction is has a different impact on the local load curves, in particular according to the share of the segment S considered in local consumption.
  • a step S 12 from one or more local load curves CCsz (S, 4i, RDx, t2), hour ranges of off-peak hours and peak hours are determined, making it possible to limit the peaks of the corresponding local load curve or curves.
  • these load peaks are an important dimensioning dimension of the networks, which must be adapted to support these point load peaks.
  • the method is implemented repeatedly by varying, from one iteration to the other, the hours of hollow hours and full hours which are backed segments PR02 and RES2.
  • This variation is for example implemented for a set of sub-areas 4 of interest. From the load curves obtained, these hollow and full hours are determined as those providing local load curves for the desired subzone (s) and for the desired period t2 which have the lowest maximum among the curves of the load. charge obtained. This provides an anticipation of the electricity demand to be satisfied and of the electricity production accordingly for a scenario where these empty and full hours are used.
  • one or more tariff offers are adapted according to the result obtained. For example, we adapt the tariff offer associated with the segments PR02 and RES2 for a given sub-area, for a set of sub-areas 4 or for the whole zone 2, for a given period or indefinitely in time .
  • step S 12 for one or more sub-areas and for the period t2, and from one or more local load curves CCsz (S, 4i, RDx, t2), it is determined photovoltaic production volumes to be clipped, that is to say volumes not to be produced, to limit the injections of electricity in the system 2 by the photovoltaic devices.
  • these injections also constitute a sizing factor for the networks, in particular in the sub-areas 4 in which the photovoltaic production park is important.
  • the photovoltaic production is regulated according to the result obtained by the method according to the invention.
  • the work described above is carried out for wind generation.
  • CCsz S, 4i, RDx, t2
  • a volume of wind generation to be clipped is determined, and in the second period the production is regulated.
  • wind turbine within one or more sub-areas 4 depending on the volume of wind generation determined.

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Abstract

Procédé de détermination d'une pluralité de courbes de charge locales associées à une sous- zone d'une zone donnée. Le procédé comprend : - une étape (S1) de détermination d'au moins une consommation d'énergie électrique (E(S, 4i, RDx, t1)), - une étape (S2) de détermination d'au moins un profil de sous-zone (Psz(S, 4i, t1)) représentatif d'une consommation électrique normalisée, et - une étape (S6) de détermination d'au moins une courbe de charge locale (CCsz(S, 4i, RDx, t2) à partir d'au moins une consommation d'énergie électrique (E(S, 4i, RDx, t1)) et du profil de sous-zone (Psz(S, 4i, t1)) correspondant pour la sous-zone considérée (4i) et pour la première période (t1). Programme informatique associé.

Description

Génération d'une pluralité de courbes de charge locales
L'invention concerne la gestion d'un réseau électrique.
L'invention porte en particulier sur l'obtention, pour un système électrique couvrant une zone donnée, de courbes de charge du système électrique associées à des sous-zones de la zone considérée.
Avec le développement des formes de production d'électricité dites « diffuses » telles que l'éolien et le photovoltaïque, la tendance actuelle est à la complexifîcation des comportements des acteurs des systèmes électriques de grande envergure. Par exemple, du rôle classique de consommateur pur d'électricité, certains acteurs tendent à participer de plus à plus à la production locale d'électricité. Ce type de comportements est apparu à différentes échelles, aussi bien individuelle, qu'au niveau de quartiers entiers ou bien même au niveau d'agglomérations entières.
En outre, du fait du développement des équipements connectés, la finesse de pilotage des dispositifs de production classiques a également augmenté.
Ces aspects se traduisent par une complexifîcation substantielle des mécanismes présents dans les systèmes électriques de grande envergure. Cette complexifîcation a un impact fort sur le fonctionnement des systèmes électriques, et ce aussi bien sur le réseau d'acheminement de l'électricité à ses différentes échelles que sur la complexité du pilotage de la production des installations traditionnelles. En effet, les productions diffuses suppléent ponctuellement, localement et dans différentes mesures les dispositifs de production centralisés, ce qui conditionne en retour la production de ces installations dans un contexte d'équilibre global entre l'offre et la demande d'électricité.
Parallèlement, la production réalisée via les systèmes de production centralisés est elle-même sujette à des processus d'optimisation, ce qui conditionne en retour le fonctionnement des différentes mailles du système.
Ces différents mécanismes rendent difficilement appréhensibles au moyen des outils classiques les phénomènes se produisant dans les systèmes à des niveaux de granularité plus petits que le niveau global. Or la prise en compte de ces différents phénomènes est nécessaire pour mesurer l'impact qu'ont localement certaines modalités de pilotage de la production et de la consommation à l'échelle nationale, comme par exemple la pratique d'effacement, sur le réseau local, sur la production locale et sur les consommateurs locaux.
Aussi, l'invention vient améliorer la situation.
A cet effet, l'invention concerne un procédé mis en œuvre par des moyens informatiques, d'estimation de consommation électrique, pour une détermination d'une pluralité de courbes de charge locales respectivement associées à une sous-zone d'une zone donnée et représentatives d'au moins une consommation électrique au sein de la sous-zone correspondante au cours d'une période donnée, dite deuxième période, le procédé comprenant : - une étape au cours de laquelle, à partir de données de consommation d'énergie électrique par catégorie de consommateurs ou d'usages d'énergie électrique pour la zone donnée ou pour une région de la zone couvrant une pluralité de sous-zones et pour une première période, on détermine au moins une consommation d'énergie électrique pour la première période, et ce pour chaque sous-zone et pour chaque segment d'un ensemble de segments formant chacun une sous-catégorie d'une catégorie de consommateurs ou d'usages de l'énergie électrique, l'ensemble de segments formant une subdivision de l'ensemble des catégories de consommateurs ou d'usages,
- une étape au cours de laquelle, à partir de données de profils de zone pour la consommation électrique, chaque profil de zone étant représentatif d'une consommation électrique normalisée d'un segment de l'ensemble de segments pour la première période et pour la zone entière, on détermine, pour chaque sous-zone et pour chaque segment, un profil de sous-zone représentatif d'une consommation électrique normalisée du segment pour la sous-zone sur la première période, et
- une étape au cours de laquelle, pour chaque sous-zone, pour chaque segment et pour la deuxième période, on détermine au moins une courbe de charge locale à partir de l'au moins une consommation d'énergie électrique de la sous-zone pour le segment considéré et du profil de sous-zone correspondant pour la sous-zone considérée et pour la première période.
Selon un autre aspect de l'invention, lors du procédé, on détermine, pour chaque sous-zone, au moins une parmi trois courbes de charge locales respectivement associées aux usagers de la sous-zone situés en espace urbain, aux usagers de la sous-zone situés en espace rural et aux usagers de la sous-zone situés dans un espace intermédiaire entre un espace urbain et un espace rural.
Selon un autre aspect de l'invention, pour chaque sous-zone et pour chaque segment:
- on construit au moins une courbe de charge locale associée à la première période et dépendante de la météorologie au cours de la première période à partir de l'au moins une consommation d'énergie électrique de la sous-zone pour le segment considéré et du profil de sous-zone correspondant pour la sous-zone considérée et pour la première période,
- pour chaque courbe de charge locale associée à la première période et dépendante de la météorologie au cours de la première période, on construit une courbe de charge locale indépendante de la météorologie de la première période à partir de ladite courbe de charge locale, de coefficients de sensibilité climatique associés à chaque profil de zone ou de sous- zone et de données de température pour la sous-zone considérée pour la première période.
Selon un autre aspect de l'invention, pour chaque courbe de charge locale indépendante de la météorologie, on construit une courbe de charge locale dépendante de météorologie de la deuxième période à partir de ladite courbe de charge locale indépendante de la météorologie, desdits coefficients de sensibilité climatique et de données de température pour la sous-zone considérée pour la deuxième période.
Selon un autre aspect de l'invention, pour chaque sous-zone et pour la deuxième période, on construit au moins une courbe de charge de production électrique représentative de la production électrique par des dispositifs à éolienne de la sous-zone et au moins une courbe de charge de production électrique représentative de la production électrique par des dispositifs photovoltaïques de la sous-zone, à partir respectivement d'une capacité de production électrique des dispositifs à éolienne de la zone entière et d'une capacité de production électrique des dispositifs photovoltaïques de la zone entière, de données de répartition des dispositifs à éolienne et des dispositifs photovoltaïques au sein de la zone, et de facteurs de charge locaux représentatifs de l'influence de la météorologie de la sous-zone considérée sur la production des dispositifs à éolienne et des dispositifs photovoltaïques de la sous-zone pour la deuxième période,
La ou les courbes de charge locales d'une sous-zone étant également déterminées à partir desdites courbes de charge de production électrique. Selon un autre aspect de l'invention, au sein de la zone, l'électricité est transportée et acheminée aux usagers par un réseau électrique, le réseau électrique présentant des pertes électriques, le procédé comprenant en outre une étape de détermination de pertes électriques pour chaque sous-zone à partir de données de pertes électriques pour la zone, la ou les courbes de charge locales d'une sous-zone étant également déterminées à partir des pertes électriques de la sous-zone.
Selon un autre aspect de l'invention, l'électricité est transportée et acheminée au sein de la zone par un réseau électrique comprenant un réseau de transport et un réseau de distribution, le réseau de transport étant configuré pour le transport de l'énergie électrique et le réseau de distribution étant configuré pour la distribution de l'énergie électrique transitant par le réseau de transport à tout ou partie des usagers, le procédé comprenant en outre une étape au cours de laquelle on détermine au moins une courbe de charge de consommation électrique de consommateurs fournis en électricité par le réseau de transport et non par le réseau de distribution. Selon un autre aspect de l'invention, pour la zone entière et pour la deuxième période, on construit une courbe de charge globale de zone à partir d'au moins les courbes de charge locales.
Selon un autre aspect de l'invention, la courbe de charge globale de zone est construite à partir de la somme des courbes de charge locales et de la ou les courbes de charge de consommation électrique de consommateurs fournis en électricité par le réseau de transport et non par le réseau de distribution.
Selon un autre aspect de l'invention, le procédé comprend en outre une étape au cours de laquelle, à partir des courbes de charge pour chaque sous-zone, on détermine une anticipation de la demande d'électricité à satisfaire et de la production d'électricité en conséquence, ainsi qu'une adaptation d'offre tarifaire de l'énergie électrique à fournir pour un ou plusieurs segments.
Selon un autre aspect de l'invention, les données de consommation d'énergie électrique sont des données prospectives, chaque catégorie étant un usage d'énergie électrique.
Selon un autre aspect de l'invention, dans le procédé, les usages d'énergie électrique sont compris dans le groupe formé par : un usage dit « chauffage » associé aux activités de chauffage, des usages dits « éclairage » associés aux activités d'éclairage, des usages dits « résidentiels » associés aux activités résidentielles, des usages dits « tertiaires » associés à l'activité tertiaire, un usage industriel associé à l'activité industrielle, un usage dit « agriculture-transport » associé aux activités d'agriculture et de transport, et un usage dit « autres » associé à un ensemble d'usages autres. Selon un autre aspect de l'invention, les données de consommation d'énergie électrique sont des données relevées, chaque catégorie étant une catégorie de consommateurs d'énergie électrique.
Selon un autre aspect de l'invention, les catégories de consommateurs sont comprises dans le groupe formé par : une catégorie « grandes industries, petites et moyennes industries et entreprises », une catégorie « habitations », une catégorie « professionnels » regroupent les professionnels autres que les grandes industries et les petites et moyennes industries et entreprises..
Selon un autre aspect de l'invention, pour une ou plusieurs sous-zones et pour la deuxième période, on détermine, à partir d'une ou plusieurs courbes de charge locales, un volume de production d'électricité par des dispositifs photovoltaïques ou éoliens à écrêter, et, lors de la deuxième période, on régule la production d'électricité par les dispositifs photovoltaïques ou éoliens en fonction dudit volume à écrêter.
L'invention concerne également un programme informatique comportant des instructions pour la mise en œuvre du procédé tel que défini ci-dessus, lorsque ce programme est exécuté par un processeur.
L'invention sera mieux comprise à la lecture de la description détaillée qui va suivre, donnée uniquement à titre d'exemple et faite en référence aux Figures annexées, sur lesquelles :
La Figure 1 illustre une zone sur laquelle s'étend un système électrique ;
La Figure 2 illustre un dispositif informatique pour la mise en œuvre du procédé selon l'invention ;
La Figure 3 est un diagramme-bloc du procédé selon l'invention ;
Les Figures 4a et 4b illustrent une décomposition d'une quantité d'énergie électrique consommée par catégories d'usagers au sein d'une région sur une période donnée en énergie électrique consommée par segments d'usagers et type de réseau de distribution au sein d'une sous-zone de la région pour la période donnée ; Les Figures 5a et 5b illustrent des profils de sous-zone de deux sous-zones différentes ;
La Figure 6 illustre une portion d'une courbe de charge de sous-zone représentative de la consommation, des pertes et des productions photovoltaïques et éoliennes d'une sous-zone associée; et
La Figure 7 illustre une portion d'une courbe globale de zone.
La Figure 1 illustre une zone 2 à laquelle l'application du procédé selon l'invention est adaptée.
La zone 2 correspond à une zone géographique. La zone 2 est subdivisée en sous-zones 4. Les sous-zones 4 sont en outre regroupées en régions 5 au sein de la zone 2. Chaque région 5 présente une taille strictement inférieure à celle de la zone 2 et comprend une pluralité de sous-zones 4.
A noter que la référence générale 4 désigne les sous-zones, les sous-zones étant également individuellement notées 4i, où i est un entier indexant les sous-zones.
Par exemple, la zone 2 correspond à la France métropolitaine, les régions 5 aux régions administratives de la France métropolitaine, et les sous-zones 4 aux départements administratifs de la France métropolitaine.
Un système électrique 6 s'étend au sein de la zone 2. Le système électrique 6 est configuré pour la production d'électricité et l'acheminement de cette électricité à des usagers U (ou consommateurs, symbolisés par un carré sur la Figure 1) situés dans les sous-zones 4.
A cet effet, le système électrique 6 comprend des sites de production d'électricité P et un réseau R d'acheminement de l'électricité. Dans l'exemple de la Figure 1, le système 6 n'est représenté que sur une portion de la zone 2.
Le réseau R comprend un réseau de transport RT et un réseau de distribution RD. Le réseau de transport RT est configuré pour le transport d'électricité entre des sites de production P et le réseau de distribution RD. Ce réseau de distribution RD est quant à lui prévu pour l'acheminement de l'électricité jusqu'aux usagers U.
Dans l'exemple de la Figure 1, le réseau de transport RT comprend l'ensemble des équipements de la zone 2 prévus pour le transport de l'électricité entre les sites de production P et le réseau de distribution RD. Ces équipements sont représentés par un double trait sur la Figure 1.
En outre, le réseau de distribution RD comprend l'ensemble des équipements raccordant en électricité les usagers de la zone 2 au réseau de transport RT. Ces équipements sont représentés par un trait connecté à un double trait du réseau de transport RT.
Le réseau de distribution RD présente trois types possibles au sein de chaque sous-zone 4 :
- Un type urbain RDu, utilisé pour acheminer l'électricité aux usagers situés en zone urbaine au sein d'une sous-zone 4,
Un type rural RDr, utilisé pour acheminer l'électricité aux usagers situés en zone rurale au sein d'une sous-zone 4, et
Un type intermédiaire, ci-après dit type semi-rural RDsr, utilisé pour acheminer l'électricité aux usagers situés dans des zones intermédiaires entre les zones rurales et les zones urbaines.
Ces trois types peuvent être présents au sein d'une sous-zone donnée. Une sous-zone comprend au moins un type de réseau de distribution RD d'électricité parmi un réseau de distribution de type urbain RDu, un réseau de distribution de rural RDr et un réseau de distribution de type semi-rural RDsr.
Ces types sont respectivement illustrés par un, deux ou trois traits disposés sur la branche du réseau de distribution RD considérée (cf. sous-zone 4 de la partie droite de la Figure 1). En pratique, les équipements pour un type rural sont différents de ceux utilisés pour un type urbain ou pour un type semi-rural. Les équipements utilisés pour chacun de ces types sont connus. En outre, chaque type de réseau de distribution RD correspond au type d'espace dans lequel il se trouve. En d'autres termes, un réseau de distribution de type rural se trouve en espace rural, un type urbain en espace urbain, et un type semi-rural en espace semi-rural. Pour chaque sous-zone 4, ces trois types de réseau de distribution RD définissent une subdivision de la sous-zone 4 en une composante rurale, une composante urbaine et une composante semi-rurale. Un exemple de découpage d'une sous-zone 4 en ses composantes urbaine, rural et semi-rurale est illustré en Figure 1 (en bas à gauche de la Figure 1). Les aires à points désignent par exemple les zones rurales, celles en hachures inclinées vers la gauche les zones urbaines, et celles en hachures inclinées vers la droite les zones semi-rurales. Comme on le verra par la suite, le procédé d'estimation de consommation électrique selon l'invention est prévu pour fournir, pour chaque sous-zone 4, une courbe de charge pour chacune des composantes rurale, urbaine et semi-rurale de la sous-zone 4.
Une courbe de charge est une fonction définie sur une période donnée et faisant correspondre à un instant une puissance électrique, par exemple une puissance électrique consommée (on parle alors de courbe de charge de consommation). L'intégrale d'une courbe de charge sur la période donnée fournit la consommation d'énergie électrique pour cette période. Ceci est décrit plus en détail dans ce qui suit.
Les usagers U de la zone 2 sont répartis en catégories C. Ces catégories C sont préférentiellement les suivantes :
- Une catégorie domestique ou « habitations », dans laquelle les usagers sont des particuliers utilisant l'électricité pour les besoins de leur résidence,
Une catégorie grande industrie et PMI/PME, ci-après catégorie GI/PMI/PME dans laquelle les usagers sont des entreprises de grande, moyenne ou petite taille,
- Une catégorie professionnelle, dans laquelle les usagers sont des entreprises. Ces entreprises sont de taille inférieure aux entreprises de petite taille de la catégorie GI/PMI/PME, ou encore correspondent à une puissance souscrite inférieure.
Par exemple, la catégorie GI/PMI/PME comprend les entreprises comprenant un nombre de salariés supérieur ou égal à un seuil prédéterminé, et la catégorie professionnelle comprend les entreprises ayant un nombre de salariés strictement inférieur à ce seuil. Ce seuil est par exemple pris égal à 20.
Le ou les critères sélectionnés pour établir une séparation entre les objets GI/PMI/PME peut être différent. Ce critère est par exemple le chiffre d'affaire ou encore tout autre critère adapté. Chaque catégorie C est elle-même subdivisée en sous-catégories appelées segments S.
Chaque segment S correspond à l'ensemble des usagers de la catégorie considérée bénéficiant d'un tarif d'électricité particulier au sein de la catégorie.
Par exemple, pour la catégorie domestique, les segments S sont les suivants : - Un segment RES1 dit résidentiel base, qui correspond à un tarif par défaut. La puissance souscrite est par exemple inférieure à 6 kVA ;
- Un segment RES11 dit résidentiel base plus, qui se distingue du segment RES1 en ce que la puissance électrique souscrite est supérieure à celle du segment RES1. Cette puissance est par exemple comprise entre 6 kVA et 36 kVA ;
- Un segment RES2 dit résidentiel heures pleines/heures creuses et qui prévoit, au sein de chaque période de 24 heures, des heures pleines à tarif haut et des heures creuses à tarif bas. Les heures creuses sont prévues pendant la journée (on parle d'heures creuses méridiennes) ou pendant la nuit (on parle d'heures creuses nocturnes). A noter que les heures de la journée auxquelles se produisent les heures creuses forment un paramètre de ce segment. La puissance souscrire est par exemple inférieure ou égale à 36 kVA ;
- Un segment RES3 dit résidentiel Tempo, qui prévoit des tarifs différents respectivement associés à l'un de trois types de journées et à des heures pleines et creuses lors de ces journées, et est prévu pour des équipements fonctionnant avec effacement les jours de tarif élevé,
- Un segment RES4 dit résidentiel à effacement jour de pointe, qui prévoit deux types de journée dont un type à tarif heure creuse, et un type portant sur un nombre prédéterminé de jours répartis entre deux dates à tarif plus élevé. Par exemple, pour la catégorie GI/PMI/PME, les segments sont les suivants :
- Un segment ENT1 dit Jaune base, qui correspond à un tarif par défaut. Ce tarif se distingue du tarif RES1 de par la puissance électrique souscrite (par exemple comprise entre 36 et 250 kVA);
- Un segment ENT2 dit Jaune EJP, qui se distingue du segment ENT1 par l'existence de différents types de jour auxquels sont associés des tarifs différents ;
- Un segment ENT3 dit Vert, qui se distingue du tarif ENT1 de par la puissance électrique souscrite (par exemple strictement supérieure à 250 kVA) ;
- Un segment NP dit vert non profilé. Ce segment correspond à celui d'usagers dont la consommation est relevée à distance sensiblement simultanément à la consommation. Par exemple, pour la catégorie professionnelle, les segments sont les suivants :
- Un segment PROl dit professionnel base, qui correspond à un tarif par défaut. Par exemple, la puissance souscrite est inférieure à 36 kVA ; - Un segment PR02 dit professionnel HP/HC, qui correspond à un tarif à heures pleines et creuses analogues à celles du segment RES2 ;
- Un segment PR03 dit professionnel Tempo qui correspond à un tarif analogue au segment RE S 3 ;
- Un segment PR04 dit professionnel EJP qui correspond à un tarif analogue au segment RES4 ;
- Un segment PR05 dit éclairage public et assimilé. Ce segment correspond aux éclairages publics ou de type consommation en ruban.
Les segments de cette catégorie professionnelle correspondent à une puissance électrique souscrite inférieure à 36 kVA.
Les différents segments forment une subdivision des usagers U desservis par le réseau de distribution RD.
La Figure 2 illustre un dispositif informatique 8 pour la mise en œuvre d'un procédé d'estimation de consommation électrique, pour la détermination, pour chaque sous-zone 4 et pour une période donnée, d'au moins une courbe de charge au sein de la sous-zone 4 considérée.
Le dispositif informatique 8 comprend une unité de traitement UC comprenant un processeur PROC et une mémoire MEM. La mémoire MEM comprend un programme informatique PI contenant des instructions dont le traitement par le processeur PROC se traduit par la mise en œuvre du procédé selon l'invention.
En référence à la Figure 3, le procédé 12 est plus précisément configuré pour fournir, pour une période donnée et pour chaque sous-zone 4, au moins une courbe de charge représentative d'au moins la consommation électrique des usagers U au sein de la sous-zone pour la période considérée. En particulier, le procédé 12 est configuré pour fournir, pour chaque sous-zone 4, une courbe de charge représentative d'au moins la consommation électrique des usagers U de la sous-zone 4 par type de réseau de distribution présent au sein de la sous-zone 4. Ainsi, par exemple, pour une sous-zone 4 présentant un réseau de distribution ayant une composante rurale, une composante urbaine et une composante semi-rurale, le procédé fournit, pour la zone 4, trois courbes de charge respectivement associées à chacun de ces types de réseau de distribution RD. A noter que chaque sous-zone 4 ne présente pas nécessairement tous les types de réseau de distribution RD. Par exemple, une sous-zone 4 peut ne présenter qu'un type urbain, auquel cas seule une courbe de charge associée à ce type de réseau RDu sera fournie par le procédé 12.
En outre, le procédé 12 est mis en œuvre à partir de données relativement à une période donnée. Toutefois, le procédé peut être mis en œuvre pour construire des courbes de charge relatives à une autre période que la période en question. Dans ce qui suit, on désigne ainsi par « première période » notée tl la période à laquelle se rapporte tout ou partie des données d'entrée du procédé 12, et par « deuxième période » notée t2 la période à laquelle se rapportent les courbes de charge obtenues via le procédé 12.
Ces première et deuxième périodes tl et t2 correspondent préférentiellement à un même laps de temps. Par exemple, elles correspondent chacune à une année, ou bien correspondent à des durées respectives différentes.
Par exemple, la première période tl est une période passée, les données d'entrée utilisées pour la mise en œuvre de l'invention étant des données réalisées.
Au cours d'une étape SI, pour la première période, on détermine une consommation d'énergie électrique pour chaque segment au sein de chaque sous-zone 4 de la zone 2, et ce pour chaque type de réseau de distribution RD des sous-zones 4. Cette détermination est effectuée à partir de données de consommation d'énergie électrique par catégorie et pour la zone 2 ou bien les régions 5 pour la première période. Ces données sont notées E(C, 2/5, tl), où C désigne la catégorie considérée, 2/5 désigne que les données portent sur la zone 2, respectivement une région 5 de la zone 2, et tl désigne la première période.
Par exemple, en référence aux Figures 4a et 4b, cette détermination est faite à partir de données associées aux régions 5. Pour une région 5, ces données comprennent la consommation d'énergie électrique par catégorie pour la première période tl . Cette consommation est par exemple exprimée en GWh, et est symbolisée par la taille des rectangles gris hachurés au-dessus desquels figurent les noms des catégories sur la Figure 4a.
A noter que la Figure 4a illustre la consommation énergétique réalisée par des consommateurs ne faisant pas partie des catégories ci-dessus (rectangle RT). Ces consommateurs sont fournis en électricité par le réseau de transport RT et non par le réseau de distribution. La connaissance de leur consommation permet de la retrancher de la consommation E(C, 2/5, tl), ce qui augmente la précision des consommations énergétiques déterminées pour les segments des catégories. Les données utilisés lors de cette étape SI sont connues. Par exemple, ces données sont fournies par des bilans statistiques provenant de l'opérateur du réseau R. Plus spécifiquement, l'opérateur du réseau mesure au sein de chaque région 5 toutes les productions les productions d'électricité au sein de la région 5, ainsi que tous les échanges avec les régions 5 voisines. En pratique, ces mesures sont effectuées sur les lignes de transport et de distribution de l'électricité, ainsi qu'en sortie des sites de production P, ce qui fournit les données à partir desquels les quantités E(C, 2/5, tl) sont déterminées.
Ces données sont dépendantes de la météorologie, et en particulier des températures, survenue pendant la première période tl. La détermination de la consommation d'énergie électrique pour chaque segment S au sein d'une sous-zone 4 est alors réalisée à partir de ces données de consommation d'énergie électrique E(C, 2/5, tl) de la région 5 comprenant la sous-zone 4, de données de facturation des producteurs d'énergie électrique de la zone 2, de données de population au sein de la sous-zone 4 et de données de type de réseau de distribution de chaque commune de la sous- zone 4.
Les données de facturation sont en particulier représentatives de la répartition par segment S de l'énergie consommée au sein de la région 5. Ces données sont connues. Sur la Figure 4a, elles correspondent à la quantité d'énergie électrique consommée par chaque segment (représentée par des rectangles de taille correspondante pour chaque segment) au sein de la région 5. En d'autres termes, elles sont représentées sur la Figure 4a par les rectangles au- dessus desquels se trouvent les noms des segments S (ENT1, ENT2, etc.).
Les données de population sont représentatives de la population de chaque catégorie C présente au sein de chaque commune de chaque sous-zone 4. Les données de type de réseau de distribution fournissent, pour chaque commune, le type du réseau RD (urbain, rural, semi- rural) de la commune.
En pratique, les données de consommation par région 5 (ou pour la zone 2) et par catégories ne correspondent pas tout à fait aux données de facturation.
Aussi, à partir des quantités d'énergie fournies par catégories pour la région 5 et des données de facturation par segment S pour chaque sous-zone 4 de la région 5, on détermine un jeu de coefficients qu'on applique aux quantités d'énergie par catégorie et pour la région pour retrouver la décomposition des quantités d'énergie électrique consommée par région 5 et par catégories C en segments S par sous-zone 4.
Ensuite, à partir des données de population, on détermine, pour chaque sous-zone 4 et pour chaque type de réseau (rural, semi-rural, urbain) au sein de la sous-zone considérée, le pourcentage de chaque catégorie C desservi par le type de réseau de distribution RDr, RDsr, RDu considéré, et on multiple la quantité d'énergie associée à chaque segment S au sein de la sous-zone 4 par ce pourcentage pour obtenir la consommation par type de réseau et par segment S au sein de la sous-zone 4.
Les quantités d'énergie obtenues sont notées E(S, 4i, RDx, tl) où S désigne le segment considéré, 4i désigne la sous-zone considérée, RDx désigne le type de réseau de distribution considéré parmi RDr, RDu, RDsr, et tl désigne la période considérée, à savoir la première période tl. Ces quantités sont illustrées sur la Figure 4b pour la sous-zone 4 de la région 5 repérée par la lettre A sur la Figure 4a. La taille des différents rectangles au-dessus desquels se trouvent les noms des segments est représentative de la quantité d'énergie électrique correspondante.
Au cours d'une étape S2, pour la première période tl, pour chaque sous-zone 4 et pour chaque segment S, on détermine un profil de sous-zone noté de manière générale Psz. Ce profil de sous-zone Psz est représentatif de la consommation électrique normalisée du segment correspondant pour la période considérée au sein de la sous-zone 4 considérée. Cette détermination est effectuée en fonction de données de profils de zone comprenant, pour chaque segment, un profil Pz(S, tl) pour la zone 2. Chaque profil de zone Pz est représentatif de la consommation électrique normalisée du segment correspondant pour la première période considérée et pour la zone entière. Par exemple, un profil de zone Pz couvre une année entière subdivisée en pas de temps à chacun desquels correspond une consommation électrique. Le pas de temps d'un profil est par exemple d'une demi-heure.
Ces profils de zone Pz sont connus. Ils sont par exemple définis de manière réglementaire. Par exemple, en France, ces profils sont connus sous le nom de profils CRE (pour « Commission de Régulation de l'Energie ») ou profils Recoflux.
Les profils de sous-zone Psz correspondent à une particularisation des profils de zone établis à partir des écarts de consommation électrique pour chaque sous-zone 4 par rapport à la moyenne de la zone 2. Ces écarts correspondent à des données connues des producteurs d'électricité de la zone 2. Ainsi, par exemple, certains segments au sein d'une sous-zone 4 consomment différemment de ces mêmes segments S au sein d'une autre sous-zone 4, par exemple du fait d'activités de tourismes, qui présentent des saisonnalités propres responsables de pics et de creux de consommation au cours de la période considérée au sein de chaque sous-zone 4.
Cette particularisation est également réalisée à partir des plages horaires correspondant aux heures creuses pratiquées dans la sous-zone 4 considérée, en particulier pour les profils des segments RES2 et PR02.
En pratique, pour la détermination des profils de sous-zone Psz, on calcule l'écart entre l'énergie électrique consommée par catégorie au sein de chaque sous-zone 4 par rapport à l'énergie électrique consommée par catégorie sur l'ensemble de la zone 2, et ce pour un ensemble de période des profils. Ces périodes correspondent par exemple à un mois.
On construit ensuite les profils de sous-zone Psz en fonction de ces écarts, par exemple en conférant au profil de sous-zone Psz une forme vérifiant l'écart constaté, et ce pour chaque période considérée.
Ces profils de sous-zone 4 sont plus spécifiquement notés Psz(S, 4i, tl), où S désigne le segment considéré, 4i désigne la sous-zone considérée et tl désigne la première période. Les profils de zone sont quant à eux notés Pz(S, 2, tl). Les Figures 5a et 5b illustrent des profils de sous-zone de deux sous-zones distinctes pour le segment RES2, notés respectivement Psz (RES2, 4i, tl) et Psz (RES2, 4j, tl).
Au cours d'une étape S3, pour la première période tl et pour chaque sous-zone 4, on détermine une courbe de charge de consommation électrique, et ce pour chaque segment au sein de la sous-zone 4 considérée et pour chaque type de réseau de distribution RDu, RDr, RDsr. Pour une sous-zone 4 donnée, cette détermination est effectuée à partir de la consommation d'énergie électrique de chaque segment et de chaque type de réseau de distribution au sein de la sous-zone déterminée pendant l'étape SI, et des profils de sous-zone Psz(S, 4i, tl) déterminés au cours de l'étape S2.
Plus spécifiquement, pour chaque sous-zone 4 et pour chaque segment S au sein de la sous- zone 4, cette détermination est réalisée par multiplication de la consommation d'énergie électrique pour chaque type de réseau de distribution et du profil de sous-zone Psz correspondant, ce qui fournit la courbe de charge de consommation.
Ces courbes de charge sont notées CCsz (S, RDx, tl), où S désigne le segment considéré, 4i désigne la sous-zone considérée, RDx désigne le type de réseau de distribution considéré parmi RDr, RDu, RDsr, et tl désigne la période considérée, à savoir la première période tl.
A noter que les courbes de charge ainsi déterminées sont dépendantes de la température observée sur la période correspondante, ici la première période tl.
Au cours d'une étape S4, pour chaque sous-zone 4, pour chaque segment S et pour les différents types de réseau de distribution RD au sein de la sous-zone 4 considérée, on détermine des courbes de charge de consommation électriques indépendantes de la météorologie survenue lors de la première période. Ces courbes de charge sont notées CCsz(S, 4i, RDx, tl). Cette indépendance est reflétée par le soulignage de tl .
Cette détermination est faite à partir des courbes de charge déterminées lors de l'étape S3, de coefficients de sensibilité climatique associés à chaque profil et de données de température pour la sous-zone 4 considérée sur la première période tl.
Les coefficients de sensibilité climatique d'un profil sont représentatifs de l'influence de la température sur le profil considéré. Ces coefficients de sensibilité climatique, également appelés gradients, sont associés à un profil de zone ou un profil de sous-zone et rendent compte de l'évolution du profil par pas de temps en fonction de la température. Ces coefficients sont connus.
Par exemple, lors de cette étape, à partir de ces coefficients de sensibilité climatique et des profils de sous-zone Psz(S, 4i, tl) déterminés lors de l'étape S2, on détermine de manière connue des profils de sous-zone Psz(S, 4i, tl) indépendants des conditions climatiques pour la même période (cette indépendance est reflétée par le soulignage de tl). La comparaison entre les profils Psz(S, 4i, tl) et Psz(S, 4i, tl) fournit, pour chaque pas de temps, un facteur de réduction représentatif de l'écart entre les deux profils. Chaque courbe de charge CCsz(S, 4i, RDx, tl) est alors construite par application (par exemple multiplication), à chacun des pas de temps, du facteur de réduction ainsi obtenu à la courbe CCsz(S, 4i, RDx, tl) correspondante. A noter que les coefficients de sensibilité climatique d'un profil sont représentatifs de la sensibilité climatique du profil à l'échelle de la zone 2 entière. En outre, les données de température pour la première période tl sont connues. Ces données sont par exemple fournies par un organisme officiel tel Météo France. Lors d'une étape S5, pour chaque sous-zone 4 et pour chaque type de réseau de distribution RDx (parmi RDr, RDu et RDsr), on détermine une capacité théorique nominale de production électrique par les dispositifs photovoltaïques présents au sein de la sous-zone 4 considérée et pour le type de réseau de distribution considéré, et une capacité théorique nominale de production électrique par les dispositifs éoliens présents au sein de la sous-zone 4. Ces capacités sont notées CPsz(pv, 4i, RDx) et CPsz(e, 4i, RDx) respectivement, où 4i désigne la sous-zone 4 considérée.
Cette détermination est faite à partir de données de capacité théorique nominale de production électrique par les dispositifs photovoltaïques et éoliens de la zone 2 et de données de répartition géographique du parc de production photovoltaïque et éolienne au sein de la zone 2, qui fournissent des informations sur les installations de production photovoltaïque et éolienne au sein de chaque sous-zone et au sein des différents types de réseau de distribution RDr, RDu et RDsr. Ces données de répartition sont connues.
Lors d'une étape S6, on construit des courbes de charge pour chaque sous-zone 4, chaque segment S et chaque de type de réseau de distribution, et ce pour la deuxième période t2. Cette construction est réalisée à partir des courbes de charge CCsz(S, 4i, RDx, tl) déterminées à l'issue de l'étape S4.
Ces courbes de charge sont plus précisément construites pour tenir compte de la météorologie survenant au cours de la deuxième période t2. Lors de cette étape, on applique un traitement analogue à celui mis en œuvre lors de l'étape S4 à partir des données de température pour la deuxième période t2. Plus précisément, en utilisant les coefficients de sensibilité climatique et les profils de sous-zone Psz(S, 4i, tl) indépendants de la température lors de la première période tl , on détermine des profils de sous-zone Psz(S, 4i, t2) dépendants de la température au cours de la période t2. La comparaison entre les profils Psz(S, 4i, tl) et Psz(S, 4i, t2) fournit des facteurs de réduction, par exemple par pas demi-horaires, qui sont ensuite appliqués aux courbes de charge CCsz(S, 4i, RDx, tl) pour obtenir les courbes de charge CCsz(S, 4i, RDx, t2). Lors d'une étape S7, pour chaque sous-zone et pour chaque type de réseau RDx au sein de la sous-zone, et pour la deuxième période t2, on détermine les pertes électriques du réseau R au sein de la sous-zone 4 et au sein du type de réseau de distribution RDx correspondant. Ces pertes de sous-zone 4 sont notées Pertes(4i, RDx, t2) où 4i désigne la sous-zone considérée, RDx désigne le type de réseau de distribution correspondant (RDr, RDu ou RDsr) et t2 la deuxième période. Cette détermination est faite à partir de données représentatives de la courbe de charge de l'ensemble des pertes pour la zone 2. Cette courbe de charge est par exemple déterminée à partir d'une courbe de charge du réseau R sur la zone 2, et qui est connue, et d'un jeu de coefficients également connu permettant de retrouver les pertes à partir de cette courbe de charge du réseau R.
Les pertes sont modélisées sous la forme de quatre types de pertes :
- les pertes non techniques, qui correspondent notamment aux fraudes et aux erreurs de comptage. Ces pertes sont modélisées comme proportionnelles à la consommation basse tension. Pour la zone 2, ces pertes sont exprimées sous la forme a∑4i∑RDx CBT (4i, RDx, t2) , où∑4i désigne une somme sur les sous-zones 4i de la zone 2,∑RDx désigne une somme sur les différents types de réseaux, et CBT(4Ï, RDX, t2) désigne la courbe de charge basse-tension du type de réseau correspondant pour la sous-zone 4i et pour la période t2. La courbe de charge basse-tension correspond à la somme des courbes de charge CCsz(S, 4i, RDx, t2) locales associées aux segments S fonctionnant en basse tension. Ces segments comprennent les segments de la catégorie résidentielle, de la catégorie professionnelle, et les segments ENT1 et ENT2.
- les pertes techniques basse-tension, qui sont proportionnelles à la consommation basse- tension au carré . Pour la zone 2, ces pertes sont mo délisées sous la forme bbt∑4i∑RDX RRDX CBT 2 (4t, RDx, t2) , où RRDX est un facteur de pondération des pertes pour le type de réseau RD considéré (parmi RDr, RDsr, RDu).
- les pertes techniques haute tension, qui sont proportionnelles à la consommation haute- tension au carré . Pour la zone 2, c es p erte s sont mo dé li s ée s sous la forme bfita∑4i∑RDX RROX ^HTA 2( Î, RDx, t2) , où CHTA(4Î, RDX, t2) désigne la courbe de charge haute-tension du type de réseau correspondant pour la sous-zone 4i et la période t2. Cette courbe de charge correspond à la somme des courbes de charge CCsz(S, 4i, RDx, t2) associées aux segments S fonctionnant en haute tension. Ces segments comprennent le segment ENT3 (Vert) et le segment NP (non-profilé). - les pertes fer. Ces pertes fer sont modélisées, pour la zone 2 et la période t2, sous la forme Pertesfer(2,t2).
Les coefficients RRDX et le terme Pertesfer(2, t2) sont déterminés de manière connue. Par exemple, les coefficients RRDX sont déterminés expérimentalement. Lors de cette étape, pour chaque sous-zone 4, on détermine les courbes de charge CBT et CHTA à partir des courbes de charge CCsz(S, 4i, RDx, t2) déterminées lors de l'étape S6. Plus précisément, ces courbes sont déterminées par somme des courbes de charge des segments associés et des différenes types de réseau de distribution, et ce pour chaque sous-zone 4.
On détermine ensuite les coefficients a, bu et bhta par la méthode des moindres carrés, le but étant de minimiser la distance de la somme des expressions des pertes ci-dessus par rapport aux pertes pour la zone 2 sachant que les pertes sur la zone 2 pour la période considérée correspondent à environ 40% de pertes non techniques, 35% de pertes techniques basse- tension et 25% de pertes techniques haute tension.
Une fois ces coefficients déterminés, on détermine les pertes au sein de chaque sous-zone et pour chaque type de réseau de distribution à partir des expressions ci-dessus ramenées à chaque sous-zone 4 et à chaque type de réseau de réseau RDx.
En d' autres termes, on détermine les pertes Pertes(4i, RDx, t2) à partir des relations aCBT (4i, RDx, t2), bbtRRDxCgT (4i, RDx, t2),bhtaRRDxC^TA 2(4i, RDx, t2) et Pertesfer(4i, RDx, t2) . Plus précisément, les pertes Pertes(4i, RDx, t2) correspondent à la somme de ces expressions.
Les expressions ci-dessus à l'exception de l'expression Pertesfer(4i, RDx, t2) sont déterminées par somme des courbes de charge des segments associés pour le réseau de distribution RDx de type correspondant. L'expression Pertesfer(4i, RDx, t2) est quant à elle déterminée de manière connue à partir de l'expression Pertesfer(2, t2). A noter qu'à partir des relations ci-dessus, on peut aussi directement déterminer les pertes au niveau de chaque sous-zone 4. Pour ce faire, on utilise les relations ci-dessus et on effectue leur somme pour les trois types de réseau de distribution au sein de la sous-zone 4 considérée.
Lors d'une étape S8, on détermine, pour la deuxième période t2, pour chaque sous-zone 4 et pour chaque type de réseau de distribution RDx au sein de la sous-zone 4, une courbe de charge de production éolienne CCPsz(e, 4i, t2, RDx) et une courbe de charge de production photovoltaïque CCPsz(pv, 4i, t2, RDx). Cette détermination est réalisée à partir des capacités de production CPsz(pv, 4i, RDx) et CPsz(e, 4i, RDx) obtenues lors de l'étape S5 et de facteurs de charge locaux. Ces facteurs de charge locaux définissent le rapport entre la production réelle et la capacité théorique nominale de production des dispositifs éoliens et photovoltaïques.
Ces facteurs de charge locaux sont déterminés en fonction des paramètres météorologiques de la deuxième période. Ces paramètres météorologiques comprennent la vitesse du vent pour la production éolienne et le rayonnement solaire et la nébulosité pour la production photovoltaïque. Ces facteurs de charge locaux sont déterminés de manière connue, par exemple par les producteurs d'énergie électrique du système.
Lors d'une étape S9, pour chaque sous-zone 4 et pour chaque type de réseau de distribution au sein de la sous-zone 4, on détermine une courbe de charge de sous-zone représentative de la consommation électrique des usagers U de la sous-zone 4, des pertes et des productions photovoltaïques et éoliennes de la sous-zone 4. Cette détermination est réalisée par addition des courbes de charge de consommation CCsz(S, 4i, RDx, t2) obtenues lors de l'étape S6, des pertes électriques Pertes(4i, RDx, t2) déterminées lors de l'étape S7, de la courbe de charge de production éolienne CCPsz(e, 4i, t2, RDx) et de la courbe de charge de production photovoltaïque CCPsz(pv, 4i, t2, RDx) toutes deux déterminées lors de l'étape S8. La Figure 6 illustre une portion d'une courbe de charge ainsi obtenue pour une sous-zone 4 donnée et pour un type de réseau de distribution RD donné (par exemple le type urbain RDu), et pour une portion correspondant à une journée. A noter que le trait épais en partie haute de la Figure 6 correspond à la somme des pertes et des consommations des différents segments de laquelle ont été retranchées les productions éolienne et photovoltaïque. Lors d'une étape S 10, pour la deuxième période et pour la zone entière 2, on détermine une courbe de charge de consommation de consommateurs d'électricité alimentés en électricité non pas par le réseau de distribution RD comme pour les usagers, mais directement par le réseau de transport RT.
On note cette consommation CRT(t2). Lorsque la deuxième période correspond à une période passée, cette détermination est effectuée à partir de la différence entre la courbe de charge de consommation pour la zone 2 entière et de la courbe de charge des réseaux de distribution. Cette différence correspond alors à la courbe de charge de consommation de ces consommateurs. Lorsque la deuxième période correspond à une période future, cette détermination est effectuée à partir de la construction de profils associés à ces consommateurs. Ces profils sont par exemple respectivement associés à des activités particulières de ces consommateurs. Par exemple, on construit un profil pour les consommateurs considérés dont l'activité relève de l'aciérie, un profil pour les consommateurs dont l'activité relève de l'industrie chimique, etc. Ces profils sont construits de manière connue. A noter que ces profils sont des profils de zone. Alternativement, ces profils sont des profils de sous-zone, auquel cas ils sont également construits à partir de données de répartition de ces consommateurs prélevant sur le réseau de transport au sein des différentes sous-zones 4.
Lors d'une étape SU, on détermine, pour la zone 2 entière et pour la deuxième période t2, une courbe de charge globale de zone CG (t2). Cette courbe de charge est représentative de la consommation électrique par les usagers U de la zone 2, des pertes du réseau R, des productions éoliennes et photovoltaïques sur la zone 2 et de la consommation CRT(t2) prélevée directement sur le réseau de transport RT.
Cette courbe est déterminée par addition des différentes courbes de charge obtenues lors de l'étape S9 et de la courbe de charge obtenue lors de l'étape S10.
La Figure 7 illustre une portion d'une telle courbe de charge de zone. Comme pour la Figure 6, le trait épais en partie supérieure de la Figure 7 représente la somme des consommations électriques, des pertes et de l'électricité prélevée sur le réseau de transport RT de laquelle ont été retranchées les productions éolienne et photovoltaïque. Ces productions sont ainsi vues comme consommations négatives.
En outre, les courbes désignées par Prode et Prodpv correspondent à la somme des courbes de charge de production CCPsz(e, 4i, t2, RDx) par les dispositifs à éolienne sur la zone 2, respectivement à la somme des courbes de charge CCPsz(pv, 4i, t2, RDx) de production par les dispositifs photovoltaïques sur la zone 2.
Par ailleurs, par souci de clarté, les portions de la courbe correspondant à certains segments d'une même catégorie C ont été fusionnées, en particulier les portions correspondant aux segments ENT1 et ENT2. Le procédé ci-dessus a été décrit pour une première période tl correspondant à une période passée, c'est-à-dire pour laquelle on dispose de données relevées.
Alternativement, le procédé est mis en œuvre à partir de données prospectives concernant une première période tl future. Dans cette variante, le procédé est mis en œuvre à partir de catégories C correspondant à un ensemble d'usages d'électricité et non à des catégories de consommateurs.
Ces usages comprennent par exemple un usage chauffage, correspondant à une utilisation d'électricité pour chauffer.
Ces usages comprennent en outre des usages dit éclairage, correspondant à une utilisation d'électricité pour éclairer, dont ;
- un usage dit éclairage résidentiel, correspondant à une utilisation d'électricité pour l'éclairage des environnements résidentiels,
- un usage dit éclairage tertiaire, correspondant à une utilisation d'électricité pour les entreprises et professionnels,
- un usage dit éclairage publique et industriel, correspondant à une utilisation d'électricité pour l'éclairage des espaces publiques et industriels.
Ces usages comprennent en outre des usages résidentiels correspondant à des utilisations d'électricité en environnement résidentiel, dont :
- un usage résidentiel dit cuisson, correspondant à une utilisation d'électricité pour cuir ; - un usage résidentiel dit lavage, correspondant à une utilisation d'électricité pour laver ;
- un usage résidentiel dit produits bruns, correspondant à une utilisation d'électricité pour le fonctionnement d'appareils audio et vidéo tels que des téléviseurs, des caméscopes, etc.
- un usage résidentiel dit ECS, correspondant à une utilisation d'électricité pour la production d'eau chaude sanitaire (d'acronyme ECS) ;
- un usage résidentiel dit froid, correspondant à une utilisation d'électricité pour la production de froid ; - un usage résidentiel dit autre, correspondant à une utilisation d'électricité pour les activités ne correspondant pas aux usages résidentiels ci-dessus, à l'usage chauffage et à l'usage éclairage résidentiel.
Ces usages comprennent en outre des usages dits tertiaires correspondant à une utilisation d'électricité pour les besoins d'entreprises du secteur tertiaire, et comprenant : un usage tertiaire dit climatisation, correspondant à l'utilisation d'électricité pour des besoins de climatisation ; et
- un usage tertiaire dit autres, correspondant à une utilisation d'électricité pour les besoins autres que ceux de climatisation, de chauffage et d'éclairage.
Ces usages comprennent en outre un usage dit industriel, correspondant à une utilisation d'électricité pour les activités industrielles autres que l'éclairage et le chauffage.
Ces usages comprennent en outre un usage dit agriculture-transport, correspondant à une utilisation d'électricité pour l'agriculture et les transports.
Ces usages comprennent en outre un usage dit autre, correspondant à une utilisation d'électricité pour les autres usages que ceux mentionnés ci-dessus, notamment pour les activités de travaux publics, de recherche, des armées, etc.
En d'autres termes, les usages de cette variante du procédé selon l'invention comprennent un usage dit chauffage associé aux activités de chauffage, des usages dits éclairage associés aux activités d'éclairage, des usages dits résidentiels associés aux activités résidentielles, des usages dits tertiaires associés à l'activité tertiaire, un usage industriel associé à l'activité industrielle, un usage dit agriculture-transport associé aux activités d'agriculture et de transport, et un usage dit autres associé à un ensemble d'usages consommateurs d'électricité autres que ceux précédemment cités.
Les catégories dans lesquelles sont regroupés ces usages sont :
- une catégorie dite chauffage, comprenant l'usage chauffage,
une catégorie dite éclairage comprenant les usages dits éclairage,
- une catégorie dite usages intermittents comprenant les usages résidentiels cuisson, lavage et produits bruns, l'usage tertiaire dit autres et l'usage dit industriel, et - une catégorie dite usages en base comprenant les usages résidentiels dits ECS, froid et autres, l'usage tertiaire dit climatisation, l'usage agriculture-transport et l'usage dit autre.
Dans le cadre de cette variante, dans certains modes de réalisation, l'étape S4 comprend une étape préalable au cours de laquelle, pour tout ou partie des sous-zones 4, et pour tout ou partie des profils de sous-zone Psz(S, 4i, tl), on construit des coefficients de sensibilité climatique de sous-zone représentatifs de la sensibilité climatique des profils considérés à l'échelle de la sous-zone 4 considérée à partir des coefficients de sensibilité climatique associés au profil de zone Pz(S, tl) correspondant. Cette particularisation des coefficients de sensibilité climatique est réalisée de manière connue.
Par exemple, pour ce faire, on utilise des données connues, telles que par exemple des données fournies par le CEREN (pour Centre d'études et de recherches économiques sur l'énergie), qui donnent les consommations des différents usages par région 5, en fonction d'un indicateur de température appelé « degrés*jour ». Cet indicateur correspond à l'intégrale de la courbe de température sous (ou au-dessus) d'un seuil donné représentatif du fonctionnement de l'usage. Le rapport de la consommation d'énergie par ces degrés* jours est homogène à un gradient, c'est-à-dire à une puissance électrique rapportée à une température, et permet de décomposer le gradient national en gradients régionaux. Ceci fournit le poids de la région considérée dans le gradient national. Le coefficient de sensibilité local retenu est le gradient, c'est-à-dire le coefficient de sensibilité climatique, national pondéré par ce poids.
En outre, dans le cadre de cette variante, pour l'étape S7, parmi les usages, on distingue les usages associés à une basse-tension et ceux associés à une haute tension pour la détermination des pertes pour chaque sous-zone et pour chaque type de réseau de distribution RDx au sein de la sous-zone 4. Dans l'exemple des usages donnés ci-dessus, il est connu de l'homme du métier lesquels des usages sont à basse-tension et lesquels sont à haute-tension.
Le procédé selon l'invention présente de nombreux avantages. En effet, les courbes de charge locales fournies par l ' étape S6 permettent d'appréhender un nombre important de phénomènes survenant à des niveaux d'échelle du système électrique plus petits que le niveau global. En outre, ces courbes de charge sont obtenues à partir de peu de données portant sur des éléments globaux du système et ce pour une période a priori autre que la période sur laquelle portent les courbes de charge locales.
En outre, la construction de la courbe de charge globale CG permet alors de disposer d'un outil permettant une mise en regard aisée des phénomènes se produisant à l'échelle globale du système et aux niveaux d'échelles plus petits. En particulier, le niveau de granularité rendu appréhensible par l'invention est élevé, puisqu'il relève des différents types de réseaux de distribution au sein de chaque sous-zone. Ceci est particulièrement avantageux lorsque la zone 2 est à taille de pays entier, et que les sous-zones 2 sont des départements de ce pays.
En outre, le procédé présente l'avantage considérable de pouvoir fournir des courbes de charge locales et une courbe de charge globale pour une période quelconque.
Par ailleurs, ces courbes de charge locales et globales sont synchrones, c'est-à-dire qu'elles correspondent à une même période et aux mêmes conditions climatiques (température, vent, ensoleillement) vues localement et globalement.
Ceci permet en particulier une analyse quantitative précise des interactions entre les différentes mailles du système 2, telles que par exemple un surplus de charge électrique généré sur un type de réseau de distribution par un autre au sein d'une sous-zone 4.
En outre, le principe de procédé est aisément ajustable aux variations des comportements des acteurs du système électrique, et en particulier des usagers, en ce qu'il repose sur l'utilisation de profils représentatifs de la consommation électrique normalisée de ces consommateurs et de segments d'usagers U. Ces profils sont eux-mêmes souples d'utilisation et sont aisément enrichissables par des données complémentaires.
En particulier, les profils associés aux segments RES2 et PR02 ci-dessus présentent des paramètres configurables sous la forme des heures creuses et des heures pleines. La présence de ces paramètres permet d'augmenter considérablement la finesse de modélisation des profils, en particulier en fonction de la sous-zone 4 considérée.
En outre, le procédé selon l'invention est particulièrement avantageux dans la mesure où il permet de traduire l'impact de différentes stratégies d'utilisation des leviers d'action sur la courbe de charge en différents indicateurs quantitatifs, tels que par exemple des indicateurs économiques. Par exemple, l'exercice d'un effacement tarifaire à échelle de la zone 2 se répercute différemment sur les courbes de charge locales, notamment en fonction de la part que représente le segment S considéré dans les consommations locales.
Avantageusement, lors d'une étape S 12, à partir d'une ou plusieurs courbes de charge locales CCsz(S, 4i, RDx, t2), on détermine des plages horaires d'heures creuses et d'heures pleines permettant de limiter les pointes de la ou des courbes de charge locales correspondantes. De manière connue, ces pointes de charge constituent un facteur dimensionnant important des réseaux, qui doivent être adaptés pour supporter ces pointes de charge ponctuelles.
Pour cette détermination, on met en œuvre le procédé de manière répétée en faisant varier, d'une itération à l'autre, les plages d'heures creuses et d'heures pleines auxquelles sont adossés les segments PR02 et RES2. Cette variation est par exemple mise en œuvre pour un ensemble de sous-zones 4 d'intérêt. A partir des courbes de charge obtenues, on détermine ces heures creuses et pleines en tant que celles fournissant des courbes de charge locales pour la ou les sous-zones souhaitées et pour la période t2 souhaitée qui présentent un maximum le plus faible parmi les courbes de charge obtenues. On obtient ainsi une anticipation de la demande d'électricité à satisfaire et de la production d'électricité en conséquence pour un scénario où ces heures creuses et pleines sont employées.
Avantageusement, on adapte une ou plusieurs offres tarifaires en fonction du résultat obtenu. Par exemple, on adapte l'offre tarifaire associée aux segments PR02 et RES2 pour une sous- zone donnée, pour un ensemble de sous-zones 4 ou pour la zone 2 entière, et ce pour une période donnée ou de manière indéfinie dans le temps.
Parallèlement ou alternativement, lors de l'étape S 12, pour une ou plusieurs sous-zones et pour la période t2, et à partir d'une ou plusieurs courbes de charge locales CCsz(S, 4i, RDx, t2), on détermine des volumes de production photovoltaïque à écrêter, c'est-à-dire des volumes à ne pas produire, pour limiter les injections d'électricité dans le système 2 par les dispositifs photovoltaïques.
En effet, de manière connue, ces injections constituent également un facteur dimensionnant des réseaux, en particulier dans les sous-zones 4 dans lesquels le parc de production photovoltaïque est important.
Avantageusement, au cours de la période correspondante, on régule la production photovoltaïque en fonction du résultat obtenu par le procédé selon l'invention. Parallèlement ou alternativement, on réalise le travail décrit ci-dessus pour la production éolienne. En d'autres termes, à partir d'une ou plusieurs courbes de charge locales CCsz(S, 4i, RDx, t2), on détermine un volume de production éolienne à écrêter, et on régule, lors de la deuxième période, la production éolienne au sein d'une ou plusieurs sous-zones 4 en fonction du volume de production éolienne déterminé.

Claims

REVENDICATIONS
1. Procédé mis en œuvre par des moyens informatiques, d'estimation de consommation électrique, pour une détermination d'une pluralité de courbes de charge locales (CCsz(S, 4i, RDx, t2) respectivement associées à une sous-zone d'une zone (2) donnée et représentatives d'au moins une consommation électrique au sein de la sous-zone (4, 4i) correspondante au cours d'une période donnée, dite deuxième période (t2), le procédé comprenant :
- une étape (SI) au cours de laquelle, à partir de données de consommation d'énergie électrique (E(C, 2/5, tl)) par catégorie (C) de consommateurs ou d'usages d'énergie électrique pour la zone (2) donnée ou pour une région (5) de la zone couvrant une pluralité de sous-zones (4) et pour une première période (tl), on détermine au moins une consommation d'énergie électrique (E(S, 4i, RDx, tl)) pour la première période (tl), et ce pour chaque sous- zone (4) et pour chaque segment (S) d'un ensemble de segments formant chacun une sous- catégorie d'une catégorie (C) de consommateurs ou d'usages de l'énergie électrique, l'ensemble de segments formant une subdivision de l'ensemble des catégories de consommateurs ou d'usages,
- une étape (S2) au cours de laquelle, à partir de données de profils de zone (Pz(S, tl)) pour la consommation électrique, chaque profil de zone (Pz(S, tl)) étant représentatif d'une consommation électrique normalisée d'un segment (S) de l'ensemble de segments pour la première période (tl) et pour la zone (2) entière, on détermine, pour chaque sous-zone (4, 4i) et pour chaque segment (S), un profil de sous-zone (Psz(S, 4i, tl)) représentatif d'une consommation électrique normalisée du segment (S) pour la sous-zone (4) sur la première période (tl), et
- une étape (S6) au cours de laquelle, pour chaque sous-zone (4), pour chaque segment (S) et pour la deuxième période (t2), on détermine au moins une courbe de charge locale (CCsz(S, 4i, RDx, t2) à partir de l'au moins une consommation d'énergie électrique (E(S, 4i, RDx, tl)) de la sous-zone pour le segment considéré et du profil de sous-zone (Psz(S, 4i, tl)) correspondant pour la sous-zone considérée (4i) et pour la première période (tl).
2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel on détermine, pour chaque sous-zone (4, 4i), au moins une parmi trois courbes de charge locales ((CCsz(S, 4i, RDx, t2)) respectivement associées aux usagers (U) de la sous-zone (4) situés en espace urbain, aux usagers (U) de la sous-zone (4, 4i) situés en espace rural et aux usagers (U) de la sous-zone (4, 4i) situés dans un espace intermédiaire entre un espace urbain et un espace rural.
3. Procédé selon la revendication 1 ou la revendication 2, dans lequel, pour chaque sous-zone (4) et pour chaque segment (S) :
- on construit au moins une courbe de charge locale (CCsz(S, 4i, RDx, tl) associée à la première période (tl) et dépendante de la météorologie au cours de la première période (tl) à partir de l'au moins une consommation d'énergie électrique (E(S, 4i, RDx, tl)) de la sous- zone pour le segment considéré et du profil de sous-zone (Psz(S, 4i, tl)) correspondant pour la sous-zone considérée (4i) et pour la première période (tl),
- pour chaque courbe de charge locale (CCsz(S, 4i, RDx, tl) associée à la première période (tl) et dépendante de la météorologie au cours de la première période (tl), on construit une courbe de charge locale (CCsz(S, 4i, RDx, tl) indépendante de la météorologie de la première période (tl) à partir de ladite courbe de charge locale (CCsz(S, 4i, RDx, tl), de coefficients de sensibilité climatique associés à chaque profil de zone ou de sous-zone et de données de température pour la sous-zone (4) considérée pour la première période (tl).
4. Procédé selon la revendication 3, dans lequel, pour chaque courbe de charge locale (CCsz(S, 4i, RDx, tl) indépendante de la météorologie, on construit une courbe de charge locale (CCsz(S, 4i, RDx, t2) dépendante de météorologie de la deuxième période à partir de ladite courbe de charge locale (CCsz(S, 4i, RDx, tl) indépendante de la météorologie, desdits coefficients de sensibilité climatique et de données de température pour la sous-zone (4) considérée pour la deuxième période (t2).
5. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel, pour chaque sous-zone (4) et pour la deuxième période (t2), on construit au moins une courbe de charge de production électrique (CCPsz(e, 4i, t2, RDx)) représentative de la production électrique par des dispositifs à éolienne de la sous-zone (2) et au moins une courbe de charge de production électrique (CCPsz(pv, 4i, t2, RDx)) représentative de la production électrique par des dispositifs photovoltaïques de la sous-zone, à partir respectivement d'une capacité de production électrique des dispositifs à éolienne de la zone entière (2) et d'une capacité de production électrique des dispositifs photovoltaïques de la zone entière (2), de données de répartition des dispositifs à éolienne et des dispositifs photovoltaïques au sein de la zone (2), et de facteurs de charge locaux représentatifs de l'influence de la météorologie de la sous- zone (4) considérée sur la production des dispositifs à éolienne et des dispositifs photovoltaïques de la sous-zone (4) pour la deuxième période (t2), la ou les courbes de charge locales d'une sous-zone étant également déterminées à partir desdites courbes de charge de production électrique (CCPsz(e, 4i, t2, RDx)), CCPsz(pv, 4i, t2, RDx)).
6. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel, au sein de la zone (2), l'électricité est transportée et acheminée aux usagers (U) par un réseau électrique (R), le réseau électrique (R) présentant des pertes électriques, le procédé (12) comprenant en outre une étape de détermination (S7) de pertes électriques pour chaque sous-zone (4, 4i) à partir de données de pertes électriques pour la zone (2), la ou les courbes de charge locales d'une sous-zone étant également déterminées à partir des pertes électriques de la sous-zone (4, 4i).
7. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel l'électricité est transportée et acheminée au sein de la zone (2) par un réseau électrique (R) comprenant un réseau de transport (RT) et un réseau de distribution (RD), le réseau de transport (RT) étant configuré pour le transport de l'énergie électrique et le réseau de distribution étant configuré pour la distribution de l'énergie électrique transitant par le réseau de transport à tout ou partie des usagers, le procédé (12) comprenant en outre une étape (S 10) au cours de laquelle on détermine au moins une courbe de charge de consommation électrique de consommateurs fournis en électricité par le réseau de transport et non par le réseau de distribution.
8. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel, pour la zone (2) entière et pour la deuxième période (t2), on construit une courbe de charge globale de zone (CG (t2)) à partir d'au moins les courbes de charge locales.
9. Procédé selon les revendications 7 et 8 prises ensemble, dans lequel la courbe de charge globale de zone est construite à partir de la somme des courbes de charge locales et de la ou les courbes de charge de consommation électrique de consommateurs fournis en électricité par le réseau de transport (RT) et non par le réseau de distribution (RD).
10. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, comprenant en outre une étape au cours de laquelle, à partir des courbes de charge pour chaque sous-zone, on détermine une anticipation de la demande d'électricité à satisfaire et de la production d'électricité en conséquence, ainsi qu'une adaptation d'offre tarifaire de l'énergie électrique à fournir pour un ou plusieurs segments.
11. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel les données de consommation d'énergie électrique sont des données prospectives, chaque catégorie étant un usage d'énergie électrique.
12. Procédé selon la revendication 11, dans lequel les usages d'énergie électrique sont compris dans le groupe formé par : un usage dit « chauffage » associé aux activités de chauffage, des usages dits « éclairage » associés aux activités d'éclairage, des usages dits « résidentiels » associés aux activités résidentielles, des usages dits « tertiaires » associés à l'activité tertiaire, un usage industriel associé à l'activité industrielle, un usage dit « agriculture-transport » associé aux activités d'agriculture et de transport, et un usage dit « autres » associé à un ensemble d'usages autres.
13. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 10, dans lequel les données de consommation d'énergie électrique sont des données relevées, chaque catégorie étant une catégorie de consommateurs d'énergie électrique.
14. Procédé selon la revendication 13, dans lequel les catégories de consommateurs sont comprises dans le groupe formé par : une catégorie « grandes industries, petites et moyennes industries et entreprises », une catégorie « habitations », une catégorie « professionnels » regroupent les professionnels autres que les grandes industries et les petites et moyennes industries et entreprises.
15. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel, pour une ou plusieurs sous-zones (4) et pour la deuxième période (t2), on détermine, à partir d'une ou plusieurs courbes de charge locales (CCsz(S, 4i, RDx, t2), un volume de production d'électricité par des dispositifs photovoltaïques ou éoliens à écrêter, et, lors de la deuxième période, on régule la production d'électricité par les dispositifs photovoltaïques ou éoliens en fonction dudit volume à écrêter.
16. Programme informatique comportant des instructions pour la mise en œuvre du procédé selon l'une des revendications précédentes, lorsque ce programme est exécuté par un processeur.
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