Littérature scientifique sur le sujet « Optimisation de la production hydro-électrique »

Purpose The paper aims to use aluminium alloy to substitute steel as the main material of ultra-precision hydro-static bearing system for an ultra-precision plastic electronics production system to lower the manufacturing cost. The total cost of diamond turning and nickel-based electroless coating of an aluminium alloy bearing is expected to be less than the cost of manufacturing a stainless steel bearing. Design/methodology/approach The paper used a large amount of theoretical calculation to obtain optimal specifications of the bearing system. ANSYS modelling was selected to simulate the deflection of the bearing shaft under high oil pressure. Hundreds of measurements were conducted after the bearing had been manufactured. Findings The paper provides industrial application insights on using aluminium alloy with a high-quality nickle-based electroless coating as a successful substitution of stainless steel. This created a more economic hydro-static bearing system. Research limitations/implications Because of the time limit, different rotational speed tests shall be conducted in the future. Practical implications The paper provides implications for the application of nickel-based electroless coating to improve the surface property and bending strength of aluminium alloy, as well as classifying ultra-precision diamond turning as an economic finishing process. Originality/value This paper has identified the importance of aluminium alloy with a nickel-based electroless coating as the substitution of stainless steel in a precision hydro-static bearing system.

Abstract The conventional 3-phase separator installed cannot anticipate the increase in fluid flow so that the oil content carried into the produced water from the separator consistently exceeds the upper operating threshold. This study aimed to test the application of a hydrocyclone device to a 3-phase horizontal separator. Hydrocyclones are widely used as auxiliary devices to optimise oil separation by minimising oil carried into the produced water stream. This study made a comparison between installing a hydro cyclone at the inlet with a 3-phase horizontal separator. Applying a hydrocyclone at the inlet of a 3-phase horizontal separator increases the efficiency of the separation process in production. Proper design improvements with Hysys and flow characteristics with CFD can reduce the oil content carried in the produced water stream below 20 mg/l. The results of this study can support de-bottlenecking to increase production to a production target of above 375 kbps. A robust application of engineered hydrocyclones with correct production and operating shrouds has been experienced to optimise the separation process by up to 92%.

Turbine wear caused by hydro-abrasion due to suspended sediment in the turbine water has a negative impact on the power production and revenue of hydropower schemes. Efficiency of desanding facilities that reduce suspended sediment load ahead of turbines is key to limiting hydro-abrasion. Existing facilities built according to common design approaches often show lack of performance, in particular under non-ideal site-specific inlet and outlet conditions. Consequently, a new design concept that allows for the optimized design of desanding facilities at hydropower schemes has been developed based on prototype field measurements and CFD modeling. The effects of facility layout and components, such as tranquilizing racks, transition zone and outflow weir and related design parameters on the flow field and involved particle settling have been investigated in a comprehensive numerical model study. Hence, length adjustment terms were deduced from resulting changes in trapping efficiency, which allow for the estimation of the required basin length and an optimized facility layout. Compared to design approaches considering linear settling trajectories of sediment particles, the proposed procedure leads to longer settling basins in general and thus to increased trapping efficiencies of desanding facilities. Furthermore, the findings about the effect of specific facility components may allow for the optimisation of existing desanding facilities in an economical way.

This study concerned with designing a micro hydro power generation. The capacity of the plant is calculated on the basis of dependable flow, namely the amount of discharge that is equalled or exceeded during a certain period or with certain probability. Large designed flow have low probability of occurence. Small designed flow is more likely to occur but only produce little electrical power. Designed flow has big influence to production cost of each kWh of power generated. In this study, optimum designed flow is obtained through optimisation of parameter such as cost of producing 1 kWh power from several value of dependable flow. This study conclude that an optimum economic value can be reached by dependable flow of 8,165 m3/s with 45% probability. The cost of producing the power is Rp 557.54 per kWh. The plant generates approximately 64.530.792,94 kWh electrical power in one year.

Hydro-, steam- and gas- turbines, aircraft components or moulds are milled parts with complex geometries and high requirements for surface quality. The production of such industry components often necessitates the use of long and slender tools. However, instable machining situations together with work pieces with thin wall thickness can lead to dynamic instabilities in the milling processes. Resulting chatter vibrations cause chatter marks on the work piece surface and have influence on the tool lifetime. In order to detect and avoid the occurrence of process instabilities or process failures in an early stage, the Institute for Production Engineering and Laser Technology (IFT) developed an active control system to allow an in-process adaption of machining parameters. This system consists of a sensory tool holder with an integrated low cost acceleration sensor and wireless data transmission under real time conditions. A condition monitoring system using a signal-processing algorithm, which analyses the received acceleration values, is coupled to the NC- control system of the machine tool to apply new set points for feed rate and rotational speed depending on defined optimisation strategies. By the implementation of this system process instabilities can be avoided.

Comment évoluent les ressources en eau dans les Alpes sous l’effet du changement climatique ? Diminution de l’enneigement, fonte des glaciers, étiages plus sévères : autant de questions aujourd’hui cruciales pour l’ensemble des usages de l’eau dans ces régions, parmi lesquels la production hydro-électrique. Y répondre suppose à la fois de savoir modéliser finement le fonctionnement de ces hydro-systèmes et de savoir quantifier l’évolution du climat à ces échelles. Une nouvelle version spatialement distribuée du modèle hydrologique MORDOR d’EDF [1] a été déployée sur l’ensemble du bassin versant de l’Isère à Grenoble, en valorisant l’ensemble des données hydro-nivologiques disponibles sur ce bassin (mesures de débit, d’enneigement, images satellites de surfaces enneigées, bilans glaciaires…). Elle a pour objectif de répondre aux nombreux enjeux que pose l’exploitation hydro-électrique de la vallée, en simulant la réponse hydrologique en tout point du bassin et dans différents contextes climatiques. Forcée par des scénarios climatiques préalablement dé-biaisés et régionalisés, elle permet de simuler l’évolution des débits en rivière, les changements de régimes saisonniers, ou encore l’évolution des contributions glaciaires. Autant de données d’entrée précieuses pour quantifier finement les changements déjà observés et adapter au mieux la gestion et l’exploitation des aménagements de la vallée.

L’hydroélectricité doit aujourd’hui répondre à de nombreux défis : dimension des retenues et impacts associés, gestion de la ressource en eau et résilience au changement climatique, pilotabilité de la production électrique et positionnement vis-à-vis des énergies renouvelables intermittentes… Dans ce contexte, l’hybridation des centrales hydroélectriques avec des centrales solaires semble une opportunité prometteuse et pourvoyeuse de solutions. Au travers d’exemples, l’article explore les tenants et aboutissants d’une telle hybridation aux trois pas de temps d’étude, annuel, journalier / horaire et minute. Il illustre en particulier la méthode de définition du couple solaire / hydro optimum, en fonction d’un certain nombre de paramètres spécifiques à chaque site : débit écologique, variations acceptables de débit en aval, niveau de service rendu au réseau (réserve tournante, passage d’un nuage), forme de la courbe de charge journalière, prise en compte des autres usages de l’eau, objectifs de gestion annuelle, etc.

Cahora-Bassa, la plus grosse unité de production d’énergie hydro-électrique d’Afrique, n’a pas fonctionné plus d’un an d’affilée depuis sa mise en service en 1979. Ce colosse est en réalité structurellement conçu pour fonctionner avec l’Afrique du Sud, ce qui permet paradoxalement à cette dernière de s’en servir, par le biais des attentats de la RENAMO, comme arme de guerre économique contre le Mozambique et de pression sur le Portugal et l’Europe.

Une surveillance sanitaire des populations piscicoles du Rhône a été mise en place chaque été depuis 2005 en amont et en aval du CNPE du Tricastin dans le cadre de la surveillance préventive en cas d'aléa thermique impactant la production d'électricité. Elle s'appuie sur des descripteurs biologiques pertinents et validés (indice de condition, parasitisme) et sur deux outils méthodologiques originaux, les « codes pathologie » et « l'indice pathologique ». Une trentaine d'individus par station et par campagne sont capturés par pêche électrique à un rythme hebdomadaire durant la période estivale. Ils appartiennent essentiellement aux espèces suivantes : chevaine (Squalius cephalus) et gardon (Rutilus rutilus), puis perche fluviatile (Perca fluviatilis), barbeau fluviatile (Barbus barbus) et goujon (Gobio gobio). Bien qu'un écart moyen de température de l'eau de l'ordre de 1,3 °C soit observé pour la température tendancielle lors de nos campagnes d'échantillonnage au cours de la saison estivale (fin juin – début septembre) entre la station aval échauffée et la station amont (min 0,4 °C, max 2,3 °C), l'étude ne met pas en évidence de différence significative des indices de condition moyens (Icm) ainsi que des prévalences des lésions externes moyennes des poissons entre l'amont et l'aval après mélange. En revanche, l'effet combiné température et débit pourrait expliquer la variation interannuelle des prévalences de lésions observées au cours de l'étude. Le maximum de lésions est observé lors des années chaudes et à faible débit (2009) alors que les années froides et à fort débit sont caractérisées par des prévalences de lésions plus faibles (2013). Au final, aucun des effets constatés, directs ou indirects, n'est spécifique de l'action de la seule augmentation de température et ne démontre pas de manière significative une action de celle-ci sur les différents indices utilisés et, donc, sur l'état de santé des poissons. Le débit est également susceptible de représenter un facteur de stress majeur pour l'ichtyofaune et d'agir sur l'intégrité des individus. En revanche, la qualité physico-chimique standard et toxique ne semble pas être un facteur discriminant sur le Rhône. Les lésions observées dans le cadre de cette étude sont plus le fait d'atteintes pathologiques mineures, essentiellement provoquées par des bactéries opportunistes, que de problèmes toxicologiques. Dans le cadre de l'effet de plus en plus prégnant du changement climatique global sur les hydrosystèmes continentaux, une réflexion sur la prise en compte et le suivi des effets potentiels du réchauffement engendré sur le développement des maladies des poissons et sur le comportement des espèces résidentes et migratrices semble nécessaire, d'autant plus que d'autres descripteurs (hématologiques et histologiques) sont également susceptibles d'être intégrés dans ces outils de diagnostic et de surveillance de l'état de santé des populations piscicoles.

Le problème de gestion de production hydro-électrique (HUC) est un problème difficile, qui joue un rôle important dans la gestion de production électrique journalière à EDF. Dans cette thèse, nous étudions différents modèles et algorithmes pour résoudre un cas particulier du problème HUC à une usine (1-HUC). Etudier ce cas particulier présente plusieurs intérêts. D'une part, il existe des instances réelles à une usine mal résolues par les approches actuelles. D'autre part, cela nous permet d'étudier plus spécifiquement deux sources de difficultés séparément. L'une provient de la présence de non-linéarités, notamment la puissance qui est une fonction non-convexe et non-concave du débit d'eau et du volume des réservoirs. L'autre est due à l'ensemble des contraintes hydrauliques, notamment des volumes minimaux et maximaux ainsi que des volumes cibles des réservoirs.Dans une première partie, différentes alternatives de modélisation des non-linéarités du 1-HUC, plus particulièrement sur la puissance, sont proposées. L'objectif est d'identifier un modèle pouvant être résolu efficacement avec un bon compromis entre temps de calcul et précision. Les sept alternatives proposées couvrent un large spectre de familles de modélisation. Elles sont comparées sur un jeu d'instances présentant des variations sur cinq caractéristiques qui impactent la résolution. Cette étude comparative permet d'identifier trois types de modèles pertinents: un modèle avec des fonctions polynomiales de degré 2, un modèle avec une fonction linéaire par morceaux, et un modèle utilisant un ensemble fini de débits. Ce dernier modèle étant similaire à la modélisation actuelle à EDF, nous proposons dans la suite des algorithmes dédiés à celui-ci.Dans une deuxième partie, une étude polyédrale est proposée pour améliorer la résolution du problème 1-HUC. L'idée est de focaliser sur le coeur combinatoire, ce qui revient à considérer le lien entre les contraintes sur les volumes et l'ensemble discret des débits. Pour celà, nous définissons une variante du problème du sac-à-dos avec chaines de précédence et poids symétriques (SCPKP). Pour le SCPKP, nous définissons des conditions nécessaires de facettes, qui sont aussi prouvées suffisantes dans certains cas. Un algorithme de branch-and-cut en deux phases s'appuyant sur ces conditions et sur l'aspect symétrique du SCPKP est mis au point. L'efficacité de cet algorithme est ensuite montrée numériquement face à des algorithmes de l'état de l'art. Les résultats de cette analyse polyédrale du SCPKP, ainsi que l'algorithme de résolution proposé sont ensuite étendus au problème 1-HUC.Dans une troisième partie, une technique de résolution efficace est proposée pour prendre en compte les contraintes hydrauliques en s'appuyant sur la représentation du problème 1-HUC par un graphe. Cela permet de se ramener à un cas particulier du problème de plus court chemin avec fenêtres de ressource (RWSPP). Nous proposons deux algorithmes de graphes. Le premier algorithme est une variante exacte de l'algorithme A*, utilisant une borne duale dédiée au problème 1-HUC. En comparaison avec deux approches de l'état de l'art, nous montrons numériquement que cet algorithme est plus efficace pour traîter un cas spécifique du 1-HUC. L'objectif du second algorithme est de prendre en compte davantage de contraintes hydrauliques. Le principe s'appuie sur le concept d'optimisation bi-objectif pour lequel le second objectif correspond à une relaxation du volume d'eau. L'avantage par rapport à une optimisation bi-objectif classique est qu'il est possible d'utiliser les volumes minimaux et maximaux pour réduire l'espace de recherche et diriger l'énumération de solutions. Nous montrons numériquement, sur un grand jeu d'instances réelles, que cet algorithme est plus performant que trois approches de l'état de l'art. Même si cet algorithme a été conçu pour résoudre le 1-HUC, nous le définissons de manière générique pour tout RWSPP avec une ressource
The Hydro Unit Commitment problem (HUC) is a difficult problem playing a major role in the scheduling of daily electricity production at EDF. In this thesis, we study different models and algorithms to solve the special case of the single-unit HUC problem (1-HUC). Studying this case is relevant for the following reasons. On the one hand, there are real world instances of the 1-HUC problem which cannot be solved efficiently by current approaches. On the other hand, it makes it possible to study individually two particular sources of difficulty. One stems from the presence of non-linearities, in particular the power which is a non-convex non-concave function of the flow and the reservoirs' volume. The other is due to the set of hydraulic constraints, specifically the volume minimum and maximum bounds, as well as target volumes for the reservoirs.In a first part, modeling alternatives for the non-linear 1-HUC, focusing on the power function, are proposed. The aim is to identify a model which can be solved efficiently, with a good trade-off between computational time and precision. The seven proposed modeling alternatives cover a large panel of modeling families. These models are compared on a set of instances with variations on five features that impact the solution. This comparative study enables us to identify three efficient types of model: a model with polynomial functions of degree 2, a model with a piecewise linear function, and a model using a finite set of flows. As the latter model is similar to the current model at EDF, in the following we present algorithms dedicated to it.In the second part, a polyhedral study is proposed to improve the solving approach of the 1-HUC problem. The idea is to focus on the combinatorial aspects, which means considering the relationship between the bounds on volumes and the discrete set of flows. For this purpose, we introduce a variant of the knapsack problem, with Symmetric weight and Chain Precedences (SCPKP). For the SCPKP, we characterize necessary facet-defining conditions, which are also proven to be sufficient in some cases. A two-phase branch-and-cut algorithm based on these conditions and on the symmetric aspect of the SCPKP is devised. The efficiency of this algorithm is then shown experimentally against state-of-the-art algorithms. The results of this polyhedral study of the SCPKP, as well as the proposed algorithms, are then extended to the 1-HUC problem.In the third part, an efficient solving technique based on a graph representation of the 1-HUC problem is proposed, taking into account of the hydraulic constraints. It appears that the 1-HUC problem is a special case of the Shortest Path Problem with Resource Windows (RWSPP). We propose two graph algorithms. The first one is an exact variant of the A* algorithm, using a dual bound dedicated to the 1-HUC problem. In comparison with two state-of-the-art approaches, we show numerically that this algorithm is more efficient for handling a specific case of 1-HUC. The aim of the second algorithm is to take into account a wider set of hydraulic constraints. The idea is based on the concept of bi-objective optimization, for which the second objective corresponds to a relaxation of the volume. The advantage compared to a classical bi-objective optimization is that it is possible to use the minimum and maximum bounds on the volume to reduce the search space and to guide the enumeration of solutions. We show numerically, on a large set of real instances, that this algorithm outperforms three state-of-the-art approaches. Although this algorithm was designed to solve the 1-HUC problem, it is defined in a generic way for any RWSPP with a single resource

L'énergie éolienne jouant un rôle de plus en plus important dans le réseau électrique, elle ne peut plus être considérée comme une source d'énergie marginale. Par conséquent, l'impact sur le réseau de l'intermittence, inhérente à ce type d'énergie devient non négligeable. L'utilisation du stockage est une des principales solutions à ce problème d'intégration. Ce travail porte sur l'optimisation du système éolien/stockage en considérant la dynamique de l'éolien, la capacité de stockage et l'interaction avec le réseau. L'objectif consiste à répondre aux exigences du réseau en limitant les fluctuations, à fournir des services-systèmes tout en mettant en avant la rentabilité économique du système. La méthode de gestion proposée s'appuie sur deux niveaux de pilotage : l'anticipation et la gestion réactive. La première phase consiste à utiliser des informations de prévisions (météorologiques, contraintes du réseau, conditions du marché électrique...) afin de définir par avance le programme de fonctionnement optimal du système de stockage. La deuxième phase étudie le fonctionnement en temps réel, où le système doit faire face aux perturbations et respecter les règles du mécanisme d'ajustement. Le problème est complexe avec de nombreuses variables de contrôle discrètes et continues. La Programmation Mixte Linéaire (PML) est utilisée pour résoudre efficacement le problème. La stratégie de fonctionnement optimale proposée sera validée sur un simulateur hors temps réel et un simulateur en temps réel.

Dans un marché électrique concurrentiel, EDF a adapté ses outils de gestion de production pour permettre une gestion optimale de son portefeuille, particulièrement sur les horizons journaliers et infra-journaliers, derniers leviers pour une gestion optimisée de la production. Et plus l'horizon d'optimisation s'approche du temps réel, plus les décisions prises aux instants précédents deviennent structurantes voire limitantes en terme d'actions. Ces décisions sont aujourd'hui prises sans tenir compte du caractère aléatoire de certaines entrées du modèle. En effet, pour les décisions à court-terme, la finesse et la complexité des modèles déjà dans le cas déterministe ont souvent été un frein à des travaux sur des modèles tenant compte de l'incertitude. Pour se prémunir face à ces aléas, des techniques d'optimisation en contexte incertain ont fait l'objet des travaux de cette thèse. Nous avons ainsi proposé un modèle robuste de placement de la production tenant compte des incertitudes sur la demande en puissance. Nous avons construit pour cette fin un ensemble d'incertitude permettant une description fine de l'aléa sur les prévisions de demande en puissance. Le choix d'indicateurs fonctionnels et statistiques a permis d'écrire cet ensemble comme un polyèdre d'incertitude. L'approche robuste prend en compte la notion de coût d'ajustement face à l'aléa. Le modèle a pour objectif de minimiser les coûts de production et les pires coûts induits par l'incertitude. Ces coûts d'ajustement peuvent décrire différents contextes opérationnels. Une application du modèle robuste à deux contextes métier est menée avec un calcul du coût d'ajustement approprié à chaque contexte. Enfin, le présent travail de recherche se situe, à notre connaissance, comme l'un des premiers dans le domaine de la gestion optimisée de la production électrique à court terme avec prise en compte de l'incertitude. Les résultats sont par ailleurs susceptibles d'ouvrir la voie vers de nouvelles approches du problème.

L’hydroperoxyde lyase du poivron vert exprimée par la levure Y. Lipolytica permet la transformation des acides gras poly-insaturés en aldéhydes et alcools, famille d’arômes à « notes vertes ». Cette enzyme a été purifiée puis caractérisée : elle génère un radical alkyl ou alkoxyl qui semble se lier à l’enzyme pendant la catalyse et qui altère le site actif de l’enzyme, la rendant inactive. L’activité de l’enzyme augmente significativement (42%) à potentiel d’oxydo-réduction bas en présence de dithiotréitol. La structure secondaire de l’enzyme a été déterminée ; elle est composée de 13% d’hélices α et 29% de feuillets β et la perte d’hélices α conduit à une perte de l’activité enzymatique. Un plan d’expérience factoriel a permis de déterminer les facteurs influant sur la production d’hexanal : hydroperoxydes d’acides gras (100 mM) et dithiotréitol (100 mM)
The green bell pepper Hydroperoxide lyase enzyme expressed by the yeast Yarrowia lipolytica allows the hydroperoxide fatty acids transformation to aldehydes and alcohols. In this word, the purification and characterization of enzyme were realized: the participation of radicals during the catalysis of hydroperoxide lyase was founded and it has been observed that the radical species might be an alkyl or alkoxyl radical linked to the enzyme, which affected the active site of the enzyme losing his activity. The enzymatic activity enhanced significantly (42%) at low oxido-reduction potential. The secondary structure of enzyme is composed by 13% α-helix and 29% β-sheet. Moreover the loss of α-helix decreased the activity enzymatic. A factorial plan was applied to determine the factors influent on the production of hexanal: fatty acids hydroperoxides (100 mM) and dithiothreitol (100 mM)

La présente étude concerne l'étude d'optimisation thermique d'une machine électrique. Un modèle nodal est utilisé pour la simulation du champ de température. Ce modèle résout l'équation de la chaleur en trois dimensions, en coordonnées cylindriques et en régime transitoire ou permanent. On prend en compte les deux mécanismes de transport les plus importants : La conduction et la convection. L'évaluation de ce modèle est effectuée par l'intermédiaire de 13 valeurs de débits de référence. C'est en faisant varier ces variables qu'on évalue la performance du refroidissement dans la machine. Avant de partir sur l'étude d'optimisation de cettegéométrie, on a lancé une étude d'optimisation d'un cas plus simple afin de mieux comprendre les différents outils d'optimisation disponibles. L'expérience acquise avec les cas simples est utilisée dans l'optimisation thermique de la machine. La machine est thermiquement évaluée sur la combinaison de deux critères : la température maximale et la température moyenne. Des contraintes ont été additionnées afin d'obtenir des résultats physiquement acceptables. Le problème est résolu à l'aide des méthodes de gradient (Active-set et Point-Intérieur) et des Algorithmes Génétiques.

La présente étude concerne l’étude d’optimisation thermique d’une machine électrique. Un modèle nodal est utilisé pour la simulation du champ de température. Ce modèle résout l’équation de la chaleur en trois dimensions, en coordonnées cylindriques et en régime transitoire ou permanent. On prend en compte les deux mécanismes de transport les plus importants : La conduction et la convection. L’évaluation de ce modèle est effectuée par l’intermédiaire de 13 valeurs de débits de référence. C’est en faisant varier ces variables qu’on évalue la performance du refroidissement dans la machine. Avant de partir sur l’étude d’optimisation de cettegéométrie, on a lancé une étude d’optimisation d’un cas plus simple afin de mieux comprendre les différents outils d’optimisation disponibles. L’expérience acquise avec les cas simples est utilisée dans l’optimisation thermique de la machine. La machine est thermiquement évaluée sur la combinaison de deux critères : la température maximale et la température moyenne. Des contraintes ont été additionnées afin d’obtenir des résultats physiquement acceptables. Le problème est résolu à l’aide des méthodes de gradient (Active-set et Point-Intérieur) et des Algorithmes Génétiques
This work relates the thermal optimization of an electrical machine. The lumped method is used to simulate the temperature field. This model solves the heat equation in three dimensions, in cylindrical coordinates and in transient or steady state. We consider two transport mechanisms: conduction and convection. The evaluation of this model is performed by means of 13 design variables that correspond to the main flow rates of the equipment. We analyse the machine cooling performance by varying these 13 flow rates. Before starting the study of such a complicated geometry, we picked a simpler case in order to better understand the variety of the available optimization tools. The experience obtained in the simpler case is applyed in the resolution of the thermal optimization problem of the electrical machine. This machine is evaluated from the thermal point of view by combining two criteria : the maximum and the mean temperature. Constraints are used to keep the problem consistent. We solved the problem using the gradient based methods (Active-set and Interior-Point) and the Genetic Algorithms

L'objectif de cette thèse est la gestion et le dimensionnement optimaux d'un Système de Stockage d'Énergie (SSE) couplé à une production d'électricité issue d'Énergies Renouvelables Intermittentes (EnRI). Dans un premier temps, un modèle technico-économique du système SSE-EnRI est développé, associé à trois scénarios types d'injection de puissance au réseau électrique : lissage horaire basé sur la prévision J-1 (S1), puissance garantie (S2) et combiné (S3). Ce modèle est traduit sous la forme d'un programme d'optimisation non linéaire de grande taille. Dans un deuxième temps, les stratégies heuristiques élaborées conduisent à une gestion optimisée - selon les critères de fiabilité, de productivité, d'efficacité et de profitabilité du système - de la production d'énergie avec stockage, appelée “charge adaptative” (CA). Comparée à un modèle linéaire mixte en nombres entiers (MILP), cette gestion optimisée, applicable en conditions opérationnelles, conduit rapidement à des résultats proches de l'optimum. Enfin, la charge adaptative est utilisée dans le dimensionnement optimisé du SSE - pour chacune des trois sources : éolien, houle, solaire (PV). La capacité minimale permettant de respecter le scénario avec un taux de défaillance et des tarifs de revente de l'énergie viables ainsi que les énergies conformes, perdues, manquantes correspondantes sont déterminées. Une analyse de sensibilité est menée montrant l'importance des rendements, de la qualité de prévision ainsi que la forte influence de l'hybridation des sources sur le dimensionnement technico-économique du SSE
This thesis aims at presenting an optimal management and sizing of an Energy Storage System (ESS) paired up with Intermittent Renewable Energy Sources (IReN). Firstly, wedeveloped a technico-economic model of the system which is associated with three typical scenarios of utility grid power supply: hourly smoothing based on a one-day-ahead forecast (S1), guaranteed power supply (S2) and combined scenarios (S3). This model takes the form of a large-scale non-linear optimization program. Secondly, four heuristic strategies are assessed and lead to an optimized management of the power output with storage according to the reliability, productivity, efficiency and profitability criteria. This ESS optimized management is called “Adaptive Storage Operation” (ASO). When compared to a mixed integer linear program (MILP), this optimized operation that is practicable under operational conditions gives rapidly near-optimal results. Finally, we use the ASO in ESS optimal sizing for each renewable energy: wind, wave and solar (PV). We determine the minimal sizing that complies with each scenario, by inferring the failure rate, the viable feed-in tariff of the energy, and the corresponding compliant, lost or missing energies. We also perform sensitivity analysis which highlights the importance of the ESS efficiency and of the forecasting accuracy and the strong influence of the hybridization of renewables on ESS technico-economic sizing

This thesis deals with application of optimisation methods based on linear and mixed-integer linear programming to various problems in the power sector related to electricity production. The thesis goal is to test the applicability of such methods to formulating and solving various instances from the class of real-world electricity production problems, and to find the advantages and disadvantages associated with using these methods. Introductory chapters describe the main characteristics of power markets, including the historical and regulatory context. Fundamental properties of power markets on both demand and supply side are also described, both from a real-world and a modelling point of view. Benefits of optimisation and modelling are discussed, in particular the solution feasibility and optimality as well as insights gained from sensitivity analysis which is often difficult to replicate with the original system. In the core of the thesis, optimisation techniques are applied to three case studies, each of which deals with a specific problem arising during electricity production. In the first problem, the profit of gas-fired power plant in Slovakia from selling power on the day-ahead market is maximised. The model is set up using both technical and commercial constraints. The second problem deals with the problem of representing a two-dimensional production function which primarily arises for a hydro generator with large variations in the level of its reservoir. Several representations of the original function using piecewise linear subsets are presented, compared, and characterised by their computational intensity both theoretically and practically. In the third problem, the prices on the German day-ahead market in 2011 are modelled. Contrary to the previous two models, the model does not capture an optimisation problem faced by a single producer, but incorporates a large subset of the whole market instead. Consequently the model is formed out of generic constraints relevant to all power plants whose parameters are estimated. By combining information about the aggregate availability of power plants with the estimated efficiencies a full supply curve for each day is created. Different scenarios are analysed to test the impact of uncertain inputs such as unknown or estimated constraints. The choice of the investigated problems stems from the attempt to cover electricity production problems from the point of view of multiple criteria. The three investigated electricity production problems span a broad range from the decisions of a single power plant to the modelling a power market as a whole. Formulations of the production function with different level of detail are presented ranging from a simple linear relationship to several bivariate function formulations. While each problem answers a specific question, they all illustrate the ease with which various electricity production problems can solved using optimisation methods based on linear and mixed-integer linear programming. This is mainly due to the ability of these methods to approximate even non-linear functions and constraints over non-convex domains and find global solutions in reasonable time. Moreover, models formulated with these methods allow sensitivity and scenario analyses to be carried out easily as is illustrated in each of the case studies.

Nous étudions dans cette thèse le problème de gestion du risque physique en production électrique à l'horizon hebdomadaire. Dans un premier temps, nous nous intéressons à l'intégration de l'aléa d'apport hydraulique dans la gestion locale d'une vallée hydraulique. Cette approche est menée à l'aide de l'optimisation robuste et de règles de décision linéaires. Les résultats de multiples modes de simulation montrent que ces approches permettent de réduire notoirement les déversés en comparaison des modèles déterministes appliqués en exploitation, moyennant une faible augmentation du coût. La deuxième problématique traitée est la gestion active de la marge de production, définie comme l'écart entre l'offre totale et la demande totale, compte tenu des aléas affectant le système électrique. Il s'agit de déterminer quelles décisions optimales prendre, selon un certain critère économique, pour se couvrir contre un risque trop élevé de non-satisfaction de la demande dans au moins 99% des situations. Pour cela, une formulation inédite en boucle ouverte, basée sur le processus stochastique de marge de production et des contraintes en probabilité est proposée. Pour les besoins de cette formulation, nous générons des scénarios à l'aide de techniques plus réalistes qu'en exploitation. Enfin, une résolution moins anticipative est étudiée en appliquant l'heuristique «Programmation Stochastique avec Règles de Décision Constantes par Morceaux» introduite par Thénié et Vial. Les premiers résultats sont très encourageants en comparaison avec les modèles en boucle ouverte.