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Les travaux de recherche ont progressé de manière significative au cours de cette première année du projet, grâce aux contributions des partenaires d’HY4RES. Découvrez ci-dessous les développements scientifiques réalisés sous la contribution et la supervision de la Professeure Helena M. Ramos, membre de l’Instituto Superior Tecnico de Lisboa.
Ces travaux de recherche ont porté sur différents aspects du développement du modèle de systèmes hybrides d’énergies renouvelables HY4RES, comme la comparaison des méthodes, l’optimisation des solutions énergétiques hybrides et l’analyse d’études de cas.
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Cette étude porte sur le développement de systèmes hybrides intégrés intelligents pour les petites communautés d’énergie, et leur application à un système en conditions réelles, dans le but d’atteindre l’autosuffisance énergétique et de promouvoir une production d’énergie décentralisée durable. Elle compare les configurations autonomes et connectées au réseau à l’aide d’un modèle mathématique optimisé et d’une optimisation basée sur les données, avec une analyse économique de diverses combinaisons d’énergies renouvelables (Solaire photovoltaïque, éolienne, PHS*, BESS** et réseau) pour rechercher la solution optimale.
Quatre cas ont été développés : deux autonomes (SA1 : Solaire photovoltaïque + éolien + PHS*, SA2 : Solaire photovoltaïque + éolien + PHS* + BESS** et deux connectés au réseau (GC1 : Solaire photovoltaïque + PHS* + réseau, GC2 : éolien + PHS* + réseau).
Le cas GC2 est le plus économique avec un flux de trésorerie stable (-123,2 € par an), de faibles coûts de CO2 (367,2 €) et 91,7 % d’indépendance vis-à-vis du réseau, ce qui nécessite une puissance d’installation de 125 kW.
Les options GC présentent des investissements initiaux inférieurs (entre 157 et 205 000 euros), les configurations SA offrent des coûts actualisés de l’énergie (LCOE***) inférieurs, allant de 0,039 à 0,044 euro/kWh. L’intégration d’un système de pompage-turbinage améliore l’indépendance énergétique, en supportant les charges de pointe pendant deux jours avec une capacité de stockage de 2,17 MWh.
Cette proposition introduit une nouvelle méthodologie qui répond à la demande croissante d’irrigation induite par le changement climatique et la croissance urbaine. Les zones traditionnellement pauvres en eau sont aujourd’hui confrontées à de graves déficits hydriques, tandis que les volumes d’eaux usées provenant des stations d’épuration, souvent déversés dans la mer, contribuent à la pollution.
La stratégie hybride proposée réaffecte de manière innovante 33 hm3 d’eau par an aux communautés agricoles, en employant une approche de rejet nul pour prévenir la pollution marine. Évaluée d’un point de vue énergétique, environnemental et social, cette méthodologie présente un remarquable rapport coût-bénéfice supérieur à 12, ce qui démontre sa faisabilité. Elle comporte des indicateurs techniques permettant d’optimiser la distribution de l’eau et des éléments réglementaires, appliqués efficacement à 28 424 ha de terres agricoles.
Cette stratégie permet de répondre à 24,1 % des besoins en irrigation de ces régions tout en préservant les zones côtières de la dégradation. De plus, elle intègre 11,3 GWh d’énergie renouvelable par an, ce qui souligne sa durabilité et renforce sa reproductibilité dans d’autres régions déficitaires en eau.
Cette étude tente de combler le fossé entre les fondements théoriques des systèmes hybrides d’énergie renouvelable et leur mise en œuvre pratique à différentes échelles par le biais d’un nouveau modèle conceptuel d’énergie hybride (COHYBEM). L’objectif principal était de développer un modèle multi-variable permettant une nouvelle analyse technico-économique complète des performances des systèmes hybrides d’énergie renouvelable possibles à différentes échelles.
L’objectif est d’évaluer l’influence des paramètres critiques en modifiant les paramètres clés dans le modèle développé et en identifiant leurs impacts. Il couvre les analyses du big data, la simulation et l’optimisation des solutions énergétiques hybrides, combinant éolien, solaire et hydroélectrique avec la technologie de stockage de l’énergie par pompage.
La recherche a également mis en évidence que le front de Pareto avec l’augmentation de la puissance installée, pour l’efficacité maximale et la demande totale satisfaite par Eolien + Solaire photovoltaïque et Hydroélectricité, converge vers un pourcentage plus élevé, tandis qu’un gaspillage minimal par Eolien + Solaire photovoltaïque progresse également vers les échelles croissantes. En ce qui concerne les coûts d’investissement pour les 243 études de cas analysées, ils varient entre 45 k€ de valeur actuelle (VAN) entre 18 et 600 k€ d’échelle analysée.
Cette étude présente une approche multicritère sur la meilleure solution hybride d’approvisionnement en eau d’un système hydroélectrique de pompage-turbinage polyvalent, en utilisant la méthode du gradient réduit généralisé (GRG) dans Solver, avec le processus d’optimisation prenant en compte des facteurs clés, tels que la valeur actuelle nette (VAN), le nombre de dispositifs de conversion énergétique, la production d’énergie renouvelable, la disponibilité des sources, les capacités des réservoirs, les contraintes topographiques, et les tarifs de l’énergie.
La méthodologie combine une analyse documentaire, un développement méthodologique et des applications d’apprentissage automatique (machine learning) pour les systèmes hybrides eau-énergie. Les résultats indiquent que les solutions solaires seules sont insuffisantes dans les scénarios à fort potentiel hydroélectrique, tandis que l’intégration de turbines éoliennes améliore considérablement la production d’énergie et la rentabilité en générant un surplus d’énergie pour les ventes au réseau. Le calendrier des opérations de ventes d’électricité et l’intégration du stockage en batterie ont également un impact sur la valeur actualisée nette, qui peut dépasser 180 millions d’euros. L’énergie éolienne contribue à une rentabilité continue et à l’optimisation des performances du système, en particulier dans les régions isolées. Le système PSH peut gérer 130 000 mètres cubes d’eau par jour, stocker 25 MWh d’énergie et réduire les émissions de CO2 de plus de 18 000 tonnes par an.
Ces résultats soulignent l’importance des énergies renouvelables, telles que l’éolien, et d’une gestion opérationnelle efficace. Elles renforcent la viabilité économique et la durabilité environnementale des systèmes hybrides eau-énergie.
Une étude approfondie de la documentation a été menée sur les effets de l’oscillation de la surface libre dans les canaux ouverts, mettant en évidence les risques d’apparition d’ondes de choc positives et négatives pouvant conduire à un débordement. Des analyses expérimentales ont été développées pour mettre l’accent sur l’instabilité du débit due aux rétrécissements, aux blocages des vannes et au démarrage et à l’arrêt des centrales hydroélectriques.
Un bief situé à l’aval d’un tunnel ou d’un canal fournit les conditions adéquates pour l’entrée de la conduite principale et régule la sollicitation temporaire des turbines. Lors d’essais avec un débit de 60 à 100 m3/h, les effets d’un débit variant progressivement et rapidement dans le profil de la surface libre ont été analysés. L’énergie spécifique et la quantité de mouvement totale sont utilisées dans la caractérisation mathématique des limites le long du profil de l’eau à surface libre. Un arrêt soudain de la turbine ou une fermeture soudaine de la porte ou de la vanne peut entraîner un forage hydraulique et le débordement du mur de l’infrastructure. En même temps, un contrôleur PID, s’il est programmé de manière appropriée, peut réduire l’inondation de 20 à 40 %. L’inondation est limitée à 0,8 m à partir d’une amplitude initiale de 2 m, avec un temps d’onde de dissipation compris entre 25 et 5 s, en fonction des conditions d’écoulement et des paramètres des caractéristiques du PID.
Cette recherche explore le lien entre la capacité de stockage de l’énergie hydropneumatique et l’efficacité et la flexibilité des systèmes énergétiques hybrides dans les solutions eau-énergie. Une nouvelle méthodologie est introduite, comprenant des modèles mathématiques, la collecte de données expérimentales et des simulations hydrauliques utilisant des modèles CFD 1D et 2D pour la modélisation hydropneumatique.
Une efficacité de stockage d’énergie attendue d’environ 30-50 % a été obtenue à une petite échelle de laboratoire. L’optimisation des systèmes hybrides à l’aide de Solver et d’algorithmes Python avec diverses fonctions objectives permet des choix de conception optimaux adaptés à des besoins spécifiques tels que l’approvisionnement en eau potable, l’irrigation ou les traitements industriels.
Les réservoirs hydropneumatiques apparaissent comme une solution de stockage efficace, combinant le pompage-turbinage et l’hydroélectricité en un seul circuit. Lorsqu’ils sont intégrés à des sources d’énergie renouvelables, telles que le solaire et l’éolien, ils offrent un système de gestion de l’énergie flexible et durable, applicable à différents secteurs de l’eau et de l’énergie pour soutenir les objectifs de développement durable. Une étude de cas avec une allocation d’eau de 4,8 Mm 3 /an, produisant 1000 MWh d’énergie hydroélectrique et 13500 MWh d’énergie solaire, a atteint une fiabilité de l’eau de 100 % et un flux de trésorerie sur 25 ans de 2,5 millions d’euros.
Une nouvelle méthodologie, appelée modèles HY4RES, inclut des solutions énergétiques hybrides (HES) basées sur la disponibilité de sources renouvelables, pour 24 heures d’allocation d’eau, en utilisant WaterGEMS 10.0 et PVGIS 5.2 comme calculs auxiliaires.
La conception de l’optimisation a été réalisée à l’aide de Solver, avec la programmation non linéaire/évolutive GRG, et de Python, avec l’algorithme génétique de tri non dominé (NSGA-II). L’étude implique la mise en œuvre d’algorithmes complexes multi-objectifs et multi-variables avec différentes sources renouvelables, telles que le solaire photovoltaïque, le stockage d’énergie par pompage-turbinage (PHS*), l’éolien, l’énergie de connexion au réseau ou l’énergie de batterie, ainsi que des analyses de sensibilité et des comparaisons de modèles d’optimisation.
Les allocations d’eau plus élevées dépendent fortement de l’énergie du réseau, en particulier la nuit lorsque l’énergie solaire n’est pas disponible. Pour une étude de cas portant sur des besoins en eau d’irrigation de 800 et 1000 m3/ha, le réseau n’est pas nécessaire, mais pour 3000 et 6000 m3/ha, l’énergie du réseau augmente de manière significative, atteignant respectivement 5 et 14 GWh par an. Lorsque l’énergie éolienne est également intégrée, la nuit, elle permet de réduire la consommation d’énergie du réseau de 60 % pour une allocation d’eau de 3 000 m3/ha, ce qui génère un flux de trésorerie positif sur toute la durée de vie du système (284 781 EUR). Si le réseau est remplacé par des batteries, il n’y a pas de système de secours robuste et il est difficile de répondre aux besoins élevés en eau et en énergie. D’un point de vue économique, l’énergie photovoltaïque + éolienne + PHS* (Pumped Hydropower Storage) + réseau est la solution la plus intéressante, car elle réduit la dépendance à l’égard des sources auxiliaires et bénéficie des opérations de ventes au réseau.
Une nouvelle méthodologie pour les systèmes énergétiques hybrides (HES) a été développée, appelée le modèle HY4RES, adapté au secteur de l’eau, couvrant les fonctions objectives de l’énergie hybride et le soutien du réseau ou de la batterie à l’aide d’algorithmes d’optimisation dans Solver, MATLAB et Python, avec des méthodes évolutionnaires. HOMER est utilisé pour les micro-réseaux hybrides et permet une comparaison avec HY4RES, le nouveau modèle développé. Les deux modèles ont démontré leur flexibilité dans l’optimisation des solutions hybrides renouvelables.
Cette étude a analysé un système d’irrigation pour 3000 m3/ha (sans énergies renouvelables (cas de base) et le système proposé – avec solaire photovoltaïque et stockage d’énergie hydroélectrique par pompage pour maximiser le flux de trésorerie sur 25 ans).
Le cas n°1- 3000 m3/ha a présenté des avantages grâce à l’énergie photovoltaïque qui fournit ~87% de l’énergie, réduisant la dépendance au réseau à ~13%. Le système de stockage d’énergie par pompage-turbinage (PHS*) se charge de l’énergie solaire excédentaire, garantissant ainsi une irrigation 24 heures sur 24. Les analyses de sensibilité pour les cas n°2-1000 et n°3-6000 m3/ha ont mis en évidence les avantages et les limites de la gestion de l’eau et de l’énergie et de l’optimisation du système. Le cas n°2 était le plus économique en raison des faibles besoins en eau et en énergie, des ventes d’énergie notables (~73,4 %) et de l’absence de nécessité de recourir au réseau. Le cas n°3 a entraîné une augmentation des coûts d’exploitation en s’appuyant fortement sur l’énergie du réseau (61 %), le photovoltaïque n’en fournissant que 39 %. Le stockage d’énergie par pompage-turbinage (PHS*) a considérablement réduit les coûts d’exploitation et amélioré la flexibilité du système en vendant l’énergie excédentaire au réseau.
Les infrastructures des systèmes de distribution d’eau présentes dans le monde souffrent d’inefficacités, telles qu’une consommation d’énergie élevée et des pertes d’eau dues à des pratiques de gestion inadéquates et à une faible régulation de la pression, ce qui entraîne de fréquentes pertes d’eau et d’énergie. Cela pèse sur les ressources vitales en eau et en énergie, en particulier face aux défis croissants du changement climatique et de la croissance démographique.
Une nouvelle méthode est présentée, intégrant des microcentrales hydroélectriques, avec des pompes utilisées comme turbines (PAT), dans le réseau d’eau de la ville de Funchal. Des analyses de sensibilité ont évalué la réponse du micro-réseau aux variations du coût des composants énergétiques, montrant des résultats favorables avec une valeur actuelle nette (VAN) positive. L’énergie solaire photovoltaïque et les micro-éoliennes installées exclusivement sur les sites PRV sélectionnés au sein du réseau hydroélectrique de Funchal génèrent respectivement 153 et 55 MWh/an, en complément des 406 MWh/an générés par les PAT. Il convient de noter que les PAT ont toujours le coût de l’électricité le plus bas (LCOE***), ce qui confirme leur viabilité économique et leur efficacité dans différents scénarios, même après avoir pris en compte les réductions des sources d’énergie alternatives et les coûts d’infrastructure du réseau.
*PHS: Pumped Hydropower Storage – Stockage d’énergie par pompage-turbinage
**BESS: Battery Energy Storage Systems – Systèmes de stockage d’énergie par batterie
***LCOE: Levelized Cost Of Energy – Il s’agit du coût complet d’une énergie sur la durée de vie de l’équipement qui la produit
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