Le démonstrateur Smart Grid Vendée

Cas d'usage

Le démonstrateur Smart Grid Vendée est l’occasion de tester différents cas d’usages, liés au développement des énergies renouvelables et des flexibilités locales.

Offrir de nouvelles options de raccordement des énergies renouvelables

Aujourd’hui, lorsqu’un producteur demande un raccordement sur le réseau de distribution, ERDF adapte le réseau pour que le producteur puisse produire à pleine puissance à n’importe quel moment. Cela implique parfois des travaux longs et coûteux.

Les nouvelles solutions testées dans Smart Grid Vendée (capteurs, gestion prévisionnelle, conduite en temps réel) permettent d’envisager de nouvelles solutions de raccordement. L’objectif de ce cas d’usage est ainsi d’offrir, à la demande du producteur, des solutions techniques et financières de raccordement permettant un accès au réseau plus rapide et/ou moins coûteux que l’Offre de Raccordement de Référence (ORR) traditionnelle, en contrepartie de l’acceptation, par le producteur, de limitations totale ou partielle du productible.

Actuellement ERDF doit obligatoirement proposer une ORR en réponse à une demande de raccordement. Cette ORR doit minimiser les coûts facturables au producteur et garantir l’évacuation de toute la puissance, sans condition de délais. La possibilité de faire des offres différentes n’a pas de cadre réglementaire précis et expose actuellement à des recours. Le cadre expérimental offert par le démonstrateur Smart Grid Vendée permet ainsi de tester ce cas d’usage.

Optimiser la conception des réseaux : étudier la résolution des contraintes avec des leviers innovants

L’objectif de ce cas d’usage est de permettre la conception des réseaux à coût moindre en utilisant les nouvelles flexibilités et la connaissance avancée de l’état des réseaux comme alternative aux méthodes de planification actuelle (basées sur le calcul de charge en conditions extrêmes).

Dans le processus actuel de conception et de développement des réseaux, les calculs de chute de tension sont effectués à la pointe, selon des hypothèses de charge électrique sur le réseau correspondant à :

  • la puissance estimée à la « Température minimale de base » (PTmb) pour le régime normal,
  • la puissance mesurée le jour le plus chargé de l’année (P*max) pour le régime secours, aussi appelée « situation N-1 ».

Lorsque des contraintes à long terme sont détectées lors de ces études, la solution actuelle consiste à lancer des travaux de renforcement de réseau afin qu’il soit en capacité d’absorber toute l’énergie nécessaire dans les conditions extrêmes d’utilisation décrites ci-dessus.

Smart Grid Vendée permettra de développer des maquettes permettant d’évaluer les éventuels impacts de la prise en compte des nouvelles solutions de gestion du réseau sur les méthodes de conception des réseaux.

Organiser un nouveau mécanisme de gestion des contraintes de distribution

L’objectif de ce cas d’usage est de résoudre les contraintes sur le Réseau Public de Distribution (RPD) et d’optimiser le RPD de J-1 jusqu’à l’infrajournalier au meilleur coût, en créant un nouveau mécanisme de gestion de flexibilités raccordées au RPD.

Il s’agit de tester un nouveau mécanisme envisagé pour permettre à ERDF de recevoir des offres de la part d’opérateurs de flexibilités de distribution, ayant des sites raccordés sur le RPD, à partir de J-1 et de les activer pour résoudre une contrainte RPD par anticipation dans le très court terme. Ce mécanisme de gestion des contraintes de distribution (MGCD) doit permettre à ERDF de résoudre de façon optimisée les contraintes RPD au niveau d’un poste source ou en aval de celui-ci, avec une garantie et une anticipation court terme suffisantes, en offrant au final la possibilité de réduire les coûts d’exploitation du réseau.

Il est à noter que le mécanisme de gestion des contraintes de distribution doit s’articuler avec les mécanismes et marchés nationaux existants en vue d’apporter une plus-value globale au système électrique et de ne pas mettre en danger la sûreté d’alimentation électrique.

Optimiser le réseau en temps réel

La présence de sources de production d’énergies renouvelables sur le réseau nécessite une gestion beaucoup plus dynamique de la tension pour garantir la qualité à l’ensemble des clients. Les fonctions d’automatisation de réseau constitueront la solution industrielle pour le réglage de la tension HTA pour les postes sources accueillant une forte proportion de production décentralisée. Le fonctionnement des fonctions d’automatisation de réseau repose sur un estimateur d’état alimenté par des mesures de tension et de courant réalisées à l’aide de capteurs de précision au niveau des postes sources, des postes HTA/BT et/ou organes de manœuvres télécommandés, des points d’injection des producteurs et en réseau HTA.

En fonction du profil de tension, les fonctions d’automatisation de réseau détermineront en temps réel la meilleure solution à adopter entre la modification de la tension de consigne du transformateur HTB/HTA, l’ajustement de la puissance réactive des condensateurs dans le poste source, et la modification des puissances actives et/ou réactives des producteurs HTA.