Les meilleures pratiques smartgrid révèlent des opportunités inédites pour optimiser la fiabilité des réseaux électriques. Cette recherche innovante démontre comment l’algorithme PSO peut transformer la gestion de l’énergie, réduisant les pertes et améliorant la stabilité, avec des implications cruciales pour l’avenir des distributeurs d’énergie.
Régime permanent avec placement optimal des PV
Nous avons identifié les points optimaux aux nœuds 632, 670 et 671 avec des puissances de 150 KVA, 210 KVA et 250 KVA respectivement. L’injection optimale de l’énergie des productions décentralisées présente un avantage important dans la répartition de la puissance dans le réseau.
La figure 3.11 présente la répartition de la puissance avec placement optimal des PV.
Position Y
Source: URL
Position X
DG2
DG3
DG1
Figure 3.11: Répartition de la puissance avec placement optimal des PV
On constate que la ligne est moins surchargée, ceci est possible grâce aux productions décentralisées.
La figure 3.12 présente le profil de tension le long de la ligne.
On constate une grande amélioration de la tension le long de la ligne grâce au placement optimal des productions décentralisées.
Figure 3.12: Profil de tension le long de la ligne
Voltage (pu)
La figure 3.13 présente le profil de tension au cours de l’année.
Phase 1
Phase 2
Phase 3
Voltage (V)
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Figure 3.13: Profil de la tension au cours de l’année
La tension a été améliorée, la chute de tension est estimée à 1.8%, le SAIFI est estimé à 0.1. La figure 3.14 présente le profil de puissance au cours de l’année.
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Figure 3.14: Profil de la puissance au cours de l’année
Active Power (kW)
On constate une réduction de la puissance consommée dans l’année. Ceci s’explique par la présence des panneaux solaires qui permettent de compenser le réseau. Les coupures seront extrêmement rares dans ce cas. La puissance consommée est de 6251350.9176 KWh et des pertes de 152311.2154 KWh/an ce qui est avantageux par rapport au cas précédent, d’où l’importance de faire un placement optimal des productions décentralisées dans le réseau.
Régime dynamique de surcharge
Nous allons provoquer une surcharge progressive et évaluer à quelle pourcentage le réseau risque de s’effondre. La figure 3.15 présente la répartition de la puissance.
Surcharge de 20%
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Position X
Figure 3.15: Répartition de la puissance dans le réseau
Position Y
Pour une surcharge de 20%, la ligne semble affectée mais pas dangereusement. La figure 3.16 présente le profil de tension le long de la ligne en régime de surcharge à 20%.
Phase 1
Phase 2
Phase 3
Voltage (pu)
Figure 3.16: Profil de tension le long de la ligne
La figure 3.17 présente le profil de tension au cours de l’année en régime de surcharge à 20%.
Voltage (V)
Source: URL
Figure 3.17: Profil de tension pour une surcharge de 20%
On observe une légère chute de tension, elle est évaluée à 2.87%, le SAIFI est estimé à 0.666. La figure 3.18 présente le profil de puissance pour une surcharge de 20%.
Source: URL
Figure 3.18: Profil de puissance pour une surcharge de 20%
Active Power (kW)
On observe une légère augmentation de la puissance consommée au cours de l’année. L’énergie consommée est de 22747498.4872 KWh. Les pertes d’énergie sont évaluées à 488640.3197 KWh/an.
Surcharge à 40%
La figure 3.19 présente la répartition de la puissance pour une surcharge à 40%.
Position Y
Source: URL
Position X
Figure 3.19: Répartition de puissance
La ligne est surchargée pour ce cas mais le réseau ne subit pas de dégât majeur. La figure 3.20 présente le profil de tension le long de la ligne avec une surcharge de 40%.
Phase 1
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Phase 2
Phase 3
Voltage (pu)
Figure 3.20: Profil de tension le long de la ligne
La figure 3.21 montre le profil de tension durant l’année pour une surcharge de 40%.
Voltage (V)
Source: URL
Figure 3.21: Profil de tension pour une surcharge de 40%
On constate une diminution de la tension à ce nœud. La chute de tension est évaluée à 3.1% La figure 3.22 présente le profil de puissance au cours de l’année à une surcharge de 40%.
Position Y
Source: URL
Figure 3.22: Profil de puissance pour une surcharge de 40%
Active Power (kW)
L’énergie consommée est de 28664069.9786043 KWh avec des pertes de 754156.3754 KWh/an. Le réseau se rapproche de l’effondrement, le SAIFI est estimé à 10.
Surcharge de 80%
La figure 3.23 présente la répartition de la puissance pour une surcharge à 80%.
Source: URL
Position X
Figure 3.23: Répartition de la puissance pour une surcharge à 80%
La ligne est très surchargée, l’on se rapproche de l’effondrement, le SAIFI est estimé à 40. La figure 3.24 présente le profil de tension le long de la ligne à une surcharge de 80%.
Phase 1
Phase 2
Phase 3
Voltage (pu)
Figure 3.24: Profil de tension le long de la ligne pour une surcharge à 80%
La figure 3.25 montre le profil de tension au cours de l’année pour une surcharge de 80%.
Voltage (V)
Source: URL
Figure 3.25: Profil de tension pour une surcharge de 80%
La chute de tension est très élevée, elle est estimée à 45%. L’énergie consommée est de 135586980.870462 KWh. Les pertes sont de 15352671.8824 KWh/an.
Surcharge à 100 %
Position Y
La figure 3.26 représente la répartition de la puissance dans ce réseau.
Figure 3.26: Répartition de la puissance pour une surcharge à 100%
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Position X
La figure 3.27 présente le profil de la tension le long du réseau pour une surcharge à 100%.
Phase 1
Phase 2
Phase 3
Voltage (pu)
Figure 3.27: Profil de tension avec une surcharge de 100 %
On constate que les abonnés situés au-delà de 300 m subissent un effondrement de la tension. Les abonnés au-delà de 1200 m sont totalement coupés.
La figure 3.28 montre le profil de la tension aux abonnés pour une surcharge à 100%.
Voltage (V)
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Figure 3.28: Profil de tension au cours de l’année pour une surcharge à 100%
On constate que la tension se situe en dessous de la plage autorisée. La chute de tension sera importante, de l’ordre de 95 %. Ceci est dû à la surcharge constatée dans le réseau. L’énergie consommée durant l’année est de 184785626.71075 KWh ce qui est largement au-dessus du cas précédent. Les pertes d’énergie sont de 25154265 KWh/an. Près de 95% des abonnées risquent de subir un délestage perpétuel. La fiabilité du réseau est extrêmement dégradée. Ces résultats nous impose d’intégrer des productions décentralisées afin d’améliorer la fiabilité du réseau et la disponibilité de l’énergie.
Régime de surcharge avec des productions décentralisées
L’intégration des productions décentralisées PV permettrait d’améliorer le profil de la tension, de réduire les pertes et les coupures durant l’année.
La figure 3.29 présente la répartition de la puissance dans le réseau avec placement optimal des productions décentralisées. Grace à l’algorithme PSO, nous obtenons un placement optimal des PV aux nœuds 670, 671 et 632 (sur la ligne foncée) avec une puissance de 250 KVA chacune.
Position Y
On constate que l’écoulement de puissance a été modifié. A présent, la ligne principale ne subit plus une grande surcharge, ceci s’explique par la présence des productions décentralisées qui créent un flux de puissance dans le réseau permettant ainsi de compenser la ligne. Ce résultat n’est certes pas parfait mais il est préférable par rapport au cas précédent où l’on risquait un effondrement total du réseau, le SAIFI est estimé à 0.55. La figure 3.30 présente le profil de tension le long de la ligne.
Source: URL
Position X
Figure 3.29: Répartition de la puissance avec surcharge et PV
DG2
DG3
DG1
Phase 1
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Phase 2
Phase 3
Voltage (pu)
Figure 3.30: Profil de tension le long de la ligne
La tension est dorénavant dans la plage acceptable, ceci s’explique par la présence des productions décentralisées.
La figure 3.31 montre le profil de tension aux abonnés avec PV.
Voltage (V)
Source: URL
Figure 3.31: Profil de tension au cours de l’année
On constate que la tension s’est améliorée, la chute de tension est de 2.3%. Les pertes d’énergie sont de 211076.6836 KWh/an.
Synthèse des résultats du réseau IEEE 13 nœuds
Tableau 3.1: Synthèse des résultats du réseau IEEE 13 nœuds
Régime | Permanent | Surcharge 20% | Surcharge 40% | Surcharge 80% | Surcharge 80% + PV |
Chute de tension | 2.05 % | 2.87 % | 3.1 % | 45 % | 2.3 % |
Pertes (KW/an) | 351949.2272 | 488640.3197 | 754156.3754 | 15352671.8824 | 211076.6836 |
SAIFI | 0.333 | 0.666 | 10 | 40 | 0.55 |
Résultats du corridor Bassa-Malangue
Conditions de simulation
Les résultats satisfaisants obtenus sur le réseau IEEE 13 nœuds nous permettent d’implémenter notre méthode sur le corridor Bassa-Malangue. Nous maintiendrons les mêmes conditions de simulation que pour le réseau IEEE 13 nœuds.
Régime permanent annuel
En l’absence d’un défaut ou d’une panne au cours de l’année, l’écoulement de puissance est normal. La figure 3.32 montre la répartition de la puissance dans le réseau.
Position Y
Source: URL
Position X
Figure 3.32: Répartition de la puissance dans le corridor Bassa-Malangue
On constate que ce sont essentiellement les lignes de départ qui sont surchargées. La figure 3.33 montre le profil de tension le long de la ligne.
Phase 1
Phase 2
Phase 3
Voltage (pu)
Figure 3.33: Profil de tension le long de la ligne
On constate que les abonnés situés à partir de 1.5 km sont susceptibles d’être victime d’une forte chute de tension et de possibles coupures.
La figure 3.34 présente le profil de tension aux abonnés.
Voltage (V)
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Figure 3.34: Profil de tension au cours de l’année
Les abonnés en bout de ligne seront alimentés sous une tension convenable. La chute de tension est de 18%. Durant l’année, la puissance demeure dans un intervalle convenable, mais certaines surcharges sont observées durant la fin d’année. Par conséquent, il y’a une possibilité de forte et longues coupures durant cette période. L’énergie consommée durant cette année est évaluée à 49109392.5865 KWh/an. Les pertes sont de 15144474 KWh/an. Durant l’année on récence en moyenne 90 coupures, le SAIFI est estimé à 24.
Régime permanent avec placement aléatoire des PV
La figure 3.35 présente le profil de tension le long de la ligne. Avec un placement aléatoire des productions décentralisées, la chute de tension est de 13%. Les pertes sont de 8555452 KWh/an avec un SAIFI de 15. Ce placement aléatoire n’assure pas une disponibilité de l’énergie pour tous les abonnés. Les abonnés en bout de ligne risquent potentiellement de fortes baisses de tension et un disfonctionnement de leurs appareils. De même pour ce réseau, il est nécessaire et impératif de faire un placement optimal des productions décentralisées.
Phase 1
Source: URL
Phase 2
Phase 3
Voltage (pu)
Figure 3.35: Profil de tension avec placement aléatoire des PV
Régime permanent avec placement optimal des PV
La figure 3.36 présente le profil de tension avec placement optimal des PV. Les productions décentralisées sont placées à Guinness, CiteCicam, Laborex, SnecNdogbong, Hopitalgeneral avec des puissances de 250 KVA, 230 KVA, 175 KVA, 130 KVA et 110 KVA respectivement.
Phase 1
Phase 2
Phase 3
Voltage (pu)
Figure 3.36: Profil de tension avec placement optimal
On constate un relèvement de la tension le long de la ligne. La figure 3.37 montre le profil de tension au cours de l’année. La chute de tension est estimée à 1%, on récence au plus 10 coupures durant l’année, le SAIFI est estimé à 5, les pertes sont de 6015988 KWh/an.
Source: URL
Figure 3.37: Profil de tension au cours de l’année
Régime de surcharge
En cas de défaut de surcharge les abonnés risquent fortement d’être coupés.
Surcharge à 20%
La figure 3.38 montre le profil de tension le long de la ligne.
Phase 1
Phase 2
Phase 3
Voltage (pu)
Voltage (V)
Figure 3.38: Profil de tension le long de la ligne
Les abonnés situés au-delà de 500 m seront victime d’une forte baisse de tension. Ceux en bout de ligne sont susceptibles d’être délectés. La chute de tension est de 45%, les pertes sont de 15865402 KWh/an avec un SAIFI est de 30.
La figure 3.39 présente le profil de la tension aux abonnés en bout de ligne au cours de l’année.
Voltage (V)
Source: URL
Figure 3.39: Profil de tension au cours de l’année
Surcharge à 50 %
La figure 3.40 montre le profil de tension le long de la ligne.
Phase 1
Source: URL
Phase 2
Phase 3
Voltage (pu)
Figure 3.40: Profil de tension le long de la ligne
La figure 3.41 représente le profil de tension durant l’année. Les pertes sont de 22680931.4019 KWh/an. Le SAIFI est estimé à 53 avec une chute de tension de 55%.
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Figure 3.41: Profil de tension au cours de l’année
De nombreux abonnés ne seront par fournit en énergie.
Régime de surcharge avec placement optimal des PV
La figure 3.42 présente le profil de la tension le long de la ligne.
Phase 1
Phase 2
Phase 3
Voltage (pu)
Voltage (V)
Figure 3.42: Profil de tension le long de la ligne
La chute de tension est de 2.5%, on détecte au plus 15 coupures l’année, un SAIFI de 4. La figure 3.43 présente le profil de la tension au cours de l’année.
Voltage (V)
Source: URL
Figure 3.43: Profil de tension au cours de l’année
Les pertes d’énergie sont de 5010869.8858 KWh/an.
Synthèse des résultats du corridor Bassa-Malangue
Tableau 3.2: Synthèse des résultats du corridor Bassa-Malangue
Régime | Permanent | Surcharge 20% | Surcharge 50% | Surcharge 50% + PV |
Chute de tension | 18 % | 45 % | 55 % | 2.5 % |
Pertes (KWh/an) | 15144474 | 15865402 | 22680931 | 5010869 |
SAIFI | 24 | 30 | 53 | 4 |
Questions Fréquemment Posées
Comment le placement optimal des panneaux photovoltaïques améliore-t-il la fiabilité des smartgrids?
L’injection optimale de l’énergie des productions décentralisées présente un avantage important dans la répartition de la puissance dans le réseau, ce qui améliore la stabilité.
Quelles sont les pertes d’énergie estimées avec le placement optimal des productions décentralisées?
Les pertes d’énergie sont estimées à 152311.2154 KWh/an, ce qui est avantageux par rapport au cas précédent.
Quel est l’impact d’une surcharge de 20% sur le profil de tension du réseau?
Pour une surcharge de 20%, la chute de tension est évaluée à 2.87% et le SAIFI est estimé à 0.666.