Des scientifiques de l'Institut de technologie de Tokyo ont développé une nouvelle méthode pour programmer l'activation et la désactivation des générateurs d'électricité qui minimise les coûts et garantit la fiabilité tout en résolvant les problèmes prévalant dans les méthodes précédentes.

Les générateurs électriques ont des temps de démarrage et d'arrêt et des coûts associés. Étant donné que plusieurs générateurs sont généralement disponibles à un moment donné, et ils ne peuvent pas être activés ou désactivés rapidement, les opérateurs de réseaux planifient généralement ces opérations « on » et « arrêt » à l'avance en fonction des charges prévues afin de réduire les coûts. Ces plannings sont réalisés sur la base de modèles mathématiques et de stratégies qui traitent d'un compromis de minimisation des coûts et d'économie d'énergie d'une part, et assurer la fiabilité d'autre part.

Une telle famille de problèmes d'optimisation mathématique est appelée « engagement d'unité (UC) » et a été utilisée pour déterminer les états requis (marche/arrêt) des générateurs dans les systèmes électriques. Comme mentionné précédemment, ces problèmes et le calendrier sont déterminés à l'avance, ce qui implique de devoir faire face à l'incertitude de plusieurs variables à tous les niveaux, comme la charge, disponibilité et pannes des générateurs, et l'apport d'énergie renouvelable. Les méthodes disponibles pour concevoir de tels programmes présentent plusieurs inconvénients. Certains d'entre eux prennent la période programmée dans son ensemble et nécessitent de rendre compte de la dynamique des générateurs et des variables incertaines, mais cette incertitude n'est généralement pas correctement prise en compte et des calendriers trop prudents sont obtenus. D'autres méthodes sont incapables de traiter les systèmes de stockage d'énergie, qui sont essentiels pour les technologies des énergies renouvelables.

Compte tenu de ces problèmes, une équipe de chercheurs du Tokyo Institute of Technology (Tokyo Tech), dirigé par le professeur Jun-ichi Imura, a développé une nouvelle méthode UC avec une tournure intéressante pour surmonter ces problèmes. "La méthode proposée présente des avantages par rapport aux méthodes UC précédentes de plusieurs manières et aborde explicitement leurs principaux problèmes, " explique Imura. Dans leur démarche, au lieu de prendre la période programmée dans son ensemble et de devoir gérer la dynamique du système, la période est découpée en tranches horaires à traiter (optimiser) individuellement en "temps réel". Pour faire ça, les valeurs incertaines dans le modèle reçoivent indépendamment des limites supérieure et inférieure pour chaque intervalle de temps, et l'interaction de ces limites et d'autres contraintes est utilisée pour dériver des solutions optimales réalisables. Quoi de plus, la méthode peut être ajustée pour tenir compte des pannes potentielles de générateur.

L'équipe a effectué des simulations pour démontrer le fonctionnement de la méthode proposée et a comparé ses résultats avec ceux obtenus à l'aide de méthodes existantes. Contrairement aux approches décrites précédemment, leur méthode était totalement fiable et n'a entraîné aucun surplus ou pénurie de puissance. "La méthode proposée représente un cadre pratique pour la CU non anticipative et robuste, " conclut M. Cho, l'auteur principal de l'article qui explique les efforts de l'équipe.

Les chercheurs continueront à travailler sur divers aspects de leur nouvelle approche, comme sur d'autres façons de calculer les limites des variables incertaines pour chaque intervalle de temps, pour améliorer encore les résultats. Le développement et la mise en œuvre de telles stratégies efficaces dans les réseaux de distribution d'électricité garantiront l'accès à une électricité bon marché et fiable.