Maximiser l’autoconsommation solaire locale dans les infrastructures de recharge VE

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Le déploiement massif attendu des bornes de recharge pour véhicules électriques en Europe et dans le monde posent de nouveaux défis pour les réseaux de distribution. Dimensionner les nouvelles capacités, investir de manière optimale dans les infrastructures et inclure le plus largement possible les énergies renouvelables dans les sources électriques sont autant de problématiques auxquelles les gestionnaires de réseau doivent répondre. L’autoconsommation solaire est déjà au coeur des stratégie de déploiement des bornes de recharge, qu’elles soient dans un cadre résidentiel ou sur site commercial et industriel.

Pour optimiser le développement de ces infrastructures et augmenter le taux d’autoconsommation photovoltaïque dans ces systèmes, une recherche du Centre PERSEE de Mines Paris et de l’Université Paris Sciences & Lettres (PSL) a cherché à modéliser une planification optimisée des bornes de recharge.

Dans le détail, l’étude présente un modèle mathématique pour implanter et dimensionner l’infrastructure de recharge des véhicules électriques (VE) dans un réseau de distribution de manière à minimiser les investissements en capital requis et de maximiser conjointement l’autoconsommation de la production PV locale.

La formule mise au point tient compte des contraintes opérationnelles du réseau de distribution (tensions nodales, courants de ligne et capacités des transformateurs), de la demande de recharge des véhicules électriques et de la marge de manœuvre dont disposent les propriétaires de véhicules électriques pour charger et débrancher leurs véhicules. Des simulations ont permis de démontrer la preuve de concept en prenant en compte le système de référence CIGRE pour les réseaux MT. Une étude de compatibilité a aussi été menée pour mesurer l’impact de différents facteurs sur les résultats de la planification.

« La formule proposée peut être appliquée à n’importe quelle région du monde. Elle devrait intéresser tout gestionnaire de réseau de distribution intégré (GRD) ou planificateur urbain souhaitant répartir de manière optimale les coûts de l’infrastructure de recharge pour les VE tout en tenant compte des limites techniques du réseau, des différents types de chargeurs et des usages des propriétaires de VE », a expliqué Biswarup Mukherjee, le responsable de l’étude, à pv magazine. Les travaux de recherche ont été supervisés par le professeur Fabrizio Sossan, qui travaille actuellement à la HES-SO en Suisse.

L’étude a été présentée dans un article qui est publié dans le journal Energy Conversion and Economics. Le travail de recherche est une résultante du projet EVA, financé par l’initiative ERA-Net Smart Energy Systems’ Focus Initiative Integrated, Regional Energy Systems, et le programme de recherche et d’innovation Horizon 2020 de l’Union européenne.

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