Modélisation de ressources hydroélectriques dans un contexte d'intégration des énergies renouvelables variables

Dans le contexte actuel où l'on essaie de réduire la dépendance de nos sociétés aux combustibles fossiles, on prévoit une grande croissance des sources d'énergie renouvelable variable (EnRV), telles que l'éolien et le solaire, au sein des réseaux énergétiques dans les prochaines années [26]. Leur intégration aux réseaux électriques augmente les défis liés à l'adéquation de l'offre à la demande. Si elles représentent une forte proportion de la puissance installée, l'imprévisibilité et les fluctuations de leur production deviennent un enjeu. Les EnRV doivent donc être combinées à des technologies offrant de la flexibilité en termes de gestion du réseau, flexibilité que peuvent fournir, outre l'ajustement de la demande, les dispositifs de stockage ainsi que les centrales permettant des variations rapides de production. Certaines centrales hydroélectriques peuvent stocker de l'énergie grâce à leurs réservoirs. Leurs groupes turbine-alternateur rendent possibles des ajustements rapides de la puissance générée grâce à leurs courts délais de démarrage et d'arrêt, à leur plage de réglage et à leur inertie. L'hydroélectricité, énergie peu coûteuse, renouvelable et faiblement émettrice de gaz à effet de serre dans les régions nordiques, a le potentiel de faciliter l'intégration des EnRV. Ces dernières années, l'intérêt grandit à l'endroit des parcs de production hydroélectrique de grande taille, car on estime qu'ils peuvent soutenir la décarbonation de leurs réseaux électriques voisins. L'objectif de ce mémoire consiste à analyser les impacts potentiels de la croissance des EnRV au sein des réseaux voisins sur un tel parc de production, en l'occurrence celui d'Hydro-Québec. Les travaux présentés ont été réalisés au sein de l'unité Optimisation et Modélisation Mathématique de la Direction Production et Exploitation d'Hydro-Québec Production. Leurs modèles opérationnels de gestion de la production sont adaptés pour tenir compte des nouvelles dynamiques associées à la croissance des EnRV. Les ajustements effectués aux modèles permettent qu'ils rendent compte du processus d'achat et de vente sur le marché de l'électricité, et des contraintes qui le régissent. Les modèles adaptés permettent de simuler l'opération du parc de production en supposant différents bouquets énergétiques chez ses réseaux voisins, qui sont intégrés à la modélisation par les différents profils de prix courants de l'électricité qu'ils pourraient générer. Les analyses avec le modèle à moyen terme, utilisé pour des horizons de quelques années, mettent en valeur les fluctuations que connaissent les profils de production, d'échanges et de puissance disponible pour entretien. Par ailleurs, un potentiel intéressant de stockage apparaît.

Abstract

significant growth of variable renewable energy sources (VRE) such as wind and solar within the energy networks is foreseen in the next years [26]. Their integration into electricity grids poses challenges in terms of matching supply to demand. If VRE represent a large proportion of installed capacity, the unpredictability and fluctuations of their production become an issue. VRE must therefore be combined with technologies offering flexibility in terms of network management. This flexibility can be provided by storage devices as well as power plants allowing rapid variations in production. Hydropower plants can store energy using their reservoirs. Their turbine-generator units can quickly change the power generated through short start-up and shutdown times, adjustment range and inertia. Hydropower has the potential to facilitate the integration of VRE, in addition to being inexpensive, renewable and low-greenhouse gas-emitting in northern regions. In recent years, interest has grown towards large hydropower generating fleets, as it is believed that they can support the decarbonization of their neighboring power grids. The objective of this thesis is to analyze the potential impacts of the growth of VRE within neighboring networks on such a production fleet, in this case that of Hydro-Québec. The work presented was carried out within the Optimization and Mathematical Modeling unit of the Production and Operation Department of Hydro-Québec Production. Their operational production management models are adapted to take into account the new dynamics associated with the growth of VRE. The adjustments made to the models allow them to reflect the buying and selling process on the electricity market, and the constraints that govern it. The adapted models simulate the operation of the generation fleet by assuming different energy mixes in neighboring networks, which are integrated into the modeling by the different profiles of electricity spot prices that they could generate. Analyzes with the medium-term model, used for horizons of a few years, highlight the fluctuations experienced by production profiles, exchange profiles and power available for maintenance. In addition, an interesting potential for storage appears. The results of the medium-term simulations are also used to study the behavior of the fleet under these new conditions with the short-term model for horizons of a few days. New patterns of engagement of the turbine-generator units emerge, but the number of start-up and shutdown maneuvers as well as the flows in rivers do not seem to be significantly disturbed.