(Encadrants : Philippe Blanc, Loïc Yezeguelian, Thomas Carrière)
Dans un système électrique insulaire faiblement ou pas interconnecté, l’injection d’une production électrique d’origine photovoltaïque est régie par des conditions imposées par l’opérateur du réseau visant à atténuer les effets de sa variabilité temporelle. Par exemple, l’opérateur peut (1) demander au producteur d’annoncer avec un certain temps à l’avance allant d’une heure à un jour, l’énergie électrique horaire qui sera produite ou (2) imposer une forme trapézoïdale paramétrique dont les paramètres d’heures de début, de fin, et de puissance maximale sont à annoncer un jour avant. A posteriori, l’opérateur applique des pénalités sur les écarts entre la réalité de la production et celle prévue.
Dans ces conditions, le producteur photovoltaïque doit s’appuyer sur des techniques de prévision solaire pour faire ces annonces dans le cas (1) ou piloter des moyens de stockage par une méthode d’optimisation stochastique intégrant ces prévisions, dans le cas (2).
Dans le cadre de ce projet du module UE14, les élèves s’intéresseront à un cas particulier d’une production photovoltaïque sur l’île Maurice ainsi qu’au recours de technique de prévision solaire probabiliste permettant de prédire non pas la valeur d’énergie produite mais une densité de probabilité de cette dernière.
Les données de production photovoltaïque et de rayonnement solaire sur plusieurs années fournies par SOLAIS permettront :
de déterminer sur une période d’entrainement quelques méthodes classiques de prévision probabiliste ;
de tester sur une période de test indépendante les performances de ces méthodes au sens de métriques classiques ;
d’évaluer ces prévisions au sens des performances financières d’intégration dans le réseau en fonction des conditions d’injection de l’opérateur (cas 1 et 2) et spécifiquement pour le cas (2) au sens des paramètres de puissance et d’énergie du système de stockage de la batterie.
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