Stratégie de gestion des charges hétérogènes dans un réseau d'agrégateurs ayant une structure hiérarchique à trois niveaux

Le marché d'électricité présente un changement radical, accompagné d'une augmentation extrême de la demande d'électricité et une imposition de plusieurs contraintes politiques et environnementales visant la réduction des émissions de gaz à effets de serre. Ces changements sont accompagnés d'une intégration de nouveaux acteurs du marché d'énergie, à savoir les agrégateurs, rendant ainsi la gestion du réseau électrique de plus en plus complexe. Récemment, la gestion du réseau électrique est confrontée à plusieurs défis, liés surtout à la gestion de la demande de pointe qui impose aux gestionnaires du réseau l'utilisation des centrales thermiques d'appoint, augmentant ainsi la fragilité et les coûts d'opération et d'exploitation du réseau électrique. Au Québec, on remarque des dépassements de puissance répétés surtout lors des grands froids d'hiver avec l'augmentation de la demande de chauffage. Dans ce cas, des coûts supplémentaires doivent être prévus pour satisfaire à cette demande de pointe soit en achetant de l'électricité à des prix supérieurs auprès des réseaux voisins ou en ajoutant des équipements dans les centrales existantes. Cette tendance confirme la nécessité de changer le modèle d'affaire du système électrique. Dans ce travail, on aborde cette problématique. En e˙et, après l'étude de plusieurs méthodologies et approches de la littérature, on a créé une architecture à trois niveaux intégrant différents acteurs du réseau électrique à savoir le gestionnaire du réseau de distribution, les agrégateurs et les consommateurs résidentiels et les utilisateurs des véhicules électriques. L'objectif est de créer une architecture et une stratégie de distribution permettant de réduire la demande de puissance et de lisser la courbe de demande de puissance tout en intégrant plusieurs acteurs du réseau électrique. Plus spécifiquement, on propose une architecture à trois niveaux et une stratégie d'appel d'o˙re entre le gestionnaire du réseau qui est considéré comme le décideur central et des agrégateurs hétérogène à savoir un agrégateur résidentiel et un autre pour la flotte des véhicules électriques. L'agrégateur résidentiel présente à son tour une stratégie d'appel d'o˙re avec des agrégateurs locaux qui gèrent un ensemble de maisons intelligentes. Notre proposition se base sur l'intégration des modèles d'optimisation linéaire au niveau de différents acteurs du réseau. Des récompenses sont distribuées d'une façon équitable entre les participants en se référant à leurs participations dans la réduction de la demande de pointe. L'intégration des énergies renouvelables présente un défi important et un pilier dans la réduction de la demande de pointe. À cet e˙et, on a intégré un ensemble de panneaux photovoltaïques et des batteries permettant de rajouter une flexibilité additionnelle au réseau pour réaliser l'écrêtage de la demande de puissance. Les simulations sur une journée en avance ont démontré que cette proposition a permis de réaliser une réduction de la demande de pointe d'environ 27% par rapport à la puissance maximale demandée sur une journée.

Abstract

Nowadays, due to the integration of distributed energy resources and the new energy actors, it becomes mandatory to change the business models of the electricity market. During the last few years, there were several problems in the grid operation and management, mainly due to the peak power demand in winter and summer periods, else the integration of electric vehicles that are expected to increase the power demand and threaten the security of the grid. In Quebec, the power grid demand is increasing, especially during very cold winters with the increase in heating demand. This threatens the security of the grid while it presents a peak power demand. In this case, the frequency of use of back-up power plants is increasing, leading to additional costs to meet this peak demand. This trend confirms the need to change the business model of the electrical system. In this work, we propose a new three-level hierarchical framework with a demand reduction bidding strategy to control the distribution of energy and the reduction of the peak demand in a day-ahead market. We present a bidding strategy that involves different local aggregators that act as brokers between the Distribution System Operator (DSO) and the different energy consumers. The framework integrates a central residential aggregator that controls a set of local residential aggregators who manage the schedule of associated clients' appliances and generate a list of bids according to different power limits reductions. We also introduce an electric vehicle aggregator to manage the charging of the associated electric vehicles and to submit a set of bids under a list of power reduction limits. The Distribution System Operator is the final decision maker that chooses the best bids combination to optimize the market power demand. We also include a set of photovoltaic panels as a power-generation system and batteries that aims to reduce and smooth an aggregated power demand. Incentives are provided to different aggregators and users for their participation while ensuring end-user satisfaction and comfort. The results show that the distribution network operator reduces 27% of the total peak power demand.