État de l’art des projets de réseaux intelligents

Le nombre de projets de microgrids et smart-grids s’est multiplié ces dernières années. Due à la variété des architectures, des systèmes de production, des technologies de stockage de l’éner-gie, des types de consommateurs, des spécificités locales, des objectifs,... chaque projet est spéci-fique et peut apporter des solutions complémentaires au déploiement des smart-grids. Des états de l’art de démonstrateurs de réseau intelligent ont été menés au niveau mondial [36,44,56], eu-ropéen [23,63] et français [11,70]. On observe, parmi l’ensemble des projets, une part impor-tante aux microgrids basés sur un réseau AC avec une production photovoltaïque et des systèmes de stockage par batteries. L’application de ces projets est plutôt orientée vers le secteur résiden-tiel. La taille de ces démonstrateurs sont très variables allant de quelques dizaines de kilowatts à plusieurs mégawatts.

Dans la suite de cette partie, nous présenterons tout d’abord le projet Nice Grid qui fait par-tie du projet européen Grid4EU [21] lancé en 2011. Ce démonstrateur de smart-grid est l’un des plus grand d’Europe et a pour objectif de gérer les flux d’énergie à l’échelle d’un quartier. Nous présenterons dans un second temps, le projet SOGRID qui teste le développement d’une architec-ture de communication parCourants Porteurs en Ligne (CPL)pour l’observabilité du réseau dans les smart-grids. Nous introduirons ensuite le projet MotionGrid qui vise à développer des techno-logies et des stratégies de charges / décharges intelligentes grâce aux V2G. Enfin, nous présente-rons le projet Kergrid qui est un pilote de smart-grid à l’échelle d’un bâtiment tertiaire pour ap-porter des services au réseau.

1.4.1 Nice Grid

Le projet NICE GRID (Fr.) [52] est un démonstrateur d’un réseau intelligent avec plusieurs cen-taines de consomm’acteurs (résidentiels, professionnels ou collectifs), des productions photovol-taïques décentralisées (200 sites pour une puissance totale de 2,5 MWc) et un moyen de stockage de 2 MW grâce aux batteries. Il est basé à Carros, près de Nice, qui se situe à l’extrémité du réseau de transport 400 kV. Une grande partie de l’électricité consommée dans cette région est impor-tée des autres régions en passant par le réseau de transport via un unique point d’entrée. Les ca-pacités physiques de transit sur cette ligne ont déjà été atteintes notamment en hiver lors des pics de consommations. Le projet Nice Grid vise donc à contribuer à sécuriser et à améliorer la qua-lité de l’approvisionnement en électricité dans cette région.

La figure1.16illustre la configuration du démonstrateur Nice Grid. La zone bleue représente le périmètre complet du projet. Le smart-grid est composé de 1500 consommateurs volontaires équipés de compteur intelligent Linky fournissant ainsi une capacité importante de délestage. Des systèmes distribués de stockage de l’énergie ont été installés d’une puissance totale de 2 MW. La capacité des unités de stockage par batteries lithium-ion varie entre 4,6 kW pour le résidentiel à 1MW pour le poste de transformation. La zone rouge correspond au quartier solaire qui comprend 200 consommateurs équipés de panneaux photovoltaïques. Cette zone vise à tester l’équilibre au niveau local entre la consommation, la production et le stockage d’énergie. Enfin, la zone jaune peut être vue comme un microgrid qui sera utilisé pour tester le fonctionnent en mode îlotage.

Grâce à ce démonstrateur de taille significative, le projet Nice Grid vise à répondre aux défis des smart-grids grâce notamment à quatre études :

— La flexibilité résidentielle qui vise à décaler les charges pendant les périodes de produc-tion PV élevée, notamment en été, et à réduire la demande d’électricité durant les pics de consommation en hiver. L’objectif de cette étude est de développer et de tester des outils de gestion de la consommation en y intégrant : des modèles de prévision de la production et de la consommation, des algorithmes d’optimisation et des moyens de contrôle des équipe-ments consommateurs.

FIGURE1.16 – Configuration du démonstrateur "Nice Grid"

— L’intégration massive de la production photovoltaïque sur le réseau de distribution. Cette se-conde étude a pour objectif d’apporter des solutions à l’impact des sources distribuées d’ori-gine renouvelable sur le réseau. Cela comprend l’adaptation des équipements de protection et de gestion de la sécurité des personnes, la détection et la gestion des pannes, et l’utilisa-tion de systèmes de stockage intégrés à différents niveaux (résidentiel, poste de transforma-tion primaire et secondaire).

— Le mode îlotage. Ce cas d’étude vise à montrer qu’une zone de réseau définie peut fonc-tionner indépendamment et être déconnectée du réseau électrique auquel elle est connec-tée dans une situation normale.

— Le consomm’acteur. Le dernier cas est l’étude du comportement du consommateur et de sa participation aux services du réseau. L’utilisation des compteurs intelligents Linky apporte des solutions pour informer et conseiller l’utilisateur sur sa consommation. L’objectif est d’encourager le client à ne plus seulement être consommateur mais également acteur du système.

1.4.2 SOGRID

Le projet SOGRID vise quant à lui à tester une architecture de communication basée sur le protocole CPL G3 (Fig.1.17). Ce projet doit mettre en évidence les avantages et bénéfices de cette technologie dans les smart-grids. L’objectif est l’amélioration de l’observabilité et de la comman-dabilité du réseau de distribution en temps réel. Cela comprend également le pilotage de la re-charge des véhicules électriques et de la consommation résidentielle pour l’effacement des pics de consommation. L’architecture de communication doit permettre d’échanger en temps réel un flux important de données entre le centre de pilotage intégrant les applications des smart-grids (équilibrage du réseau, gestion de la demande, gestion des flux d’énergie, optimisation de l’ef-ficacité du réseau, prévision de production et de consommation, ...) et les instruments de me-sure et de contrôle.

Les premiers résultats de l’expérimentation ont été concluants [2]. Ils ont porté sur la commu-nication et le pilotage de 1 000 foyers équipés de compteurs intelligents et de centaines d’objets connectés au réseau de distribution. L’instrumentation du réseau électrique et des postes de trans-formation a permis une observabilité améliorée de 35 km de lignes : surveillance en temps réel,

lo-FIGURE1.17 – Architecture de communication basé sur le protocole CPL G3 - Source ADEME

calisation précise des défauts, vérification de la qualité (tension, fréquence) du réseau.

La technologie CPL permet une vérification de l’état du réseau en temps réel. Le signal peut se propager sur 5 km sans relai avec un temps d’échange inférieur à une seconde et avec un taux de perte d’informations très faible. Cette technologie pourrait être industrialisée afin d’être utilisée à une échelle beaucoup plus importante et rendre ainsi le réseau intelligent.

1.4.3 GridMotion

Le projet GridMotion [58] est un projet destiné au développement des vehicles-to-grid. Ces véhicules peuvent participer au déploiement des smart-grids en apportant des services d’effa-cement et de réserve de puissance au responsable d’équilibre. Par ce projet, PSA, Direct Ener-gie, Enel, Nuvve, Proxiserve et l’Université Technique du Danemark cherchent à trouver des solu-tions à l’augmentation du nombre de VE. En effet, si une grande majorité de la flotte de VE se re-charge au même moment (au retour du travail), l’augmentation importante de la consommation peut engendrer des impacts négatifs sur le réseau.

Le projet doit permettre de développer des systèmes de recharge bidirectionnelle du VE et des stratégies de charges / décharges intelligentes : charge lors les creux de consommation et décharge lors des pics de consommation. Le pilotage et la gestion de la charge / décharge doivent être au-tomatiques et optimisés par l’opérateur système pour ajuster l’équilibrage du réseau. Ces straté-gies de gestion devront prendre en compte l’usage du VE et garantir un état de charge suffisant lorsque l’utilisateur en a besoin.

En plus des défis techniques et technologiques, ce projet vise à proposer des modèles écono-miques de l’utilisation des V2G. Les propriétaires des V2G doivent trouver un intérêt financier à mettre à disposition leur véhicule pour l’aide au réseau. La rémunération doit notamment prendre en compte le coût engendré par la dégradation de la batterie lors de la charge / décharge.

Pour répondre à l’ensemble de ces défis, le projet sera découpé en deux études :

— La première étude, composée de 50 véhicules électriques, testera différentes stratégies de gestion de recharge. Elle ne sera consacrée qu’à une utilisation unidirectionnelle du VE, c’est-à-dire à une utilisation classique : le VE est considéré comme une charge et ne peut pas se décharger sur le réseau. Cette étude a pour but de développer des algorithmes de

ges-tion permettant de réduire les pics de consommages-tion, de recharger quand les prix sont le plus bas.

— La seconde étude est quant à elle consacré à la recharge bidirectionnelle. Une flotte de 15 V2G avec les bornes associées permettront d’expérimenter la flexibilité des VE pour les ser-vices au réseau tels que la régulation de fréquence et l’équilibrage réseau.

1.4.4 Kergrid

Le projet Kergrid [51], mené par leSyndicat départemental d’énergies du Morbihan (SDEM)et Schneider Electric, est un pilote de smart-grid à l’échelle d’un bâtiment tertiaire. Il a pour objectif de concevoir un bâtiment intelligent producteur d’électricité apportant des services au réseau. Il doit être capable de s’effacer du réseau pendant les pics de consommation. Le lissage de ces pics de puissance est un enjeu primordial pour la Bretagne, située à l’extrémité du réseau de transport RTE. La Bretagne, produisant moins de 10 % de son électricité, peut être sujette à des problèmes de congestion du réseau lors de l’approvisionnement des pics de consommation en hiver. En plus de s’effacer, le bâtiment doit réinjecter l’énergie produite et stockée au moment le plus opportun pour le réseau.

Le démonstrateur se compose d’un bâtiment tertiaire, de 126 kWc de panneaux photovol-taïques, de deux éoliennes de 2 et 2,5 kW, d’un système de stockage de 56 kWh par batteries lithium-ion et de bornes de recharge de VE. Le bâtiment est équipé :

— d’un TGBT permettant le délestage de charges;

— de compteurs électriques pour la mesure en temps réel de la consommation;

— de charges contrôlables telles que l’éclairage, le chauffage, la climatisation et la ventilation. L’ensemble du démonstrateur sera piloté par unPower Management System (PMS)qui gé-rera les flux d’énergie entre le réseau de distribution, la production locale, la consommation, le stockage et la revente de l’électricité (Fig.1.18). Le PMS, développée par Schneider Electric, est le cœur de l’expérimentation puisqu’il s’agit du système où est implémenté les algorithmes de gestion des flux d’énergie. Il gère également les onduleurs, la supervision, les charges, l’automa-tisme...

Ce projet souhaite également apporter des solutions sur le plan réglementaire. Actuellement, aucun cadre juridique n’existe pour la revente de l’électricité stockée. Or, la possibilité de mettre à disposition sur le réseau l’énergie stockée par le bâtiment est un enjeu important pour mettre en évidence l’apport des systèmes de stockage diffus comme service réseau.