Le projet Smart Grid Vendée

Solutions innovantes

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Nouveaux moyens de gestion de la flexibilité locale

Le projet Smart Grid Vendée étudie particulièrement la question de la flexibilité locale.

  • Il s’agit tout d’abord de développer des flexibilités qui seront mises à disposition du projet Smart Grid Vendée :
    - Engie Ineo, Legrand et Actility mettent en place des solutions techniques innovantes permettant de piloter certains usages dans les bâtiments publics afin de valoriser le potentiel de chaque bâtiment,
    - Actility équipe également des usines de traitement d’eau afin de piloter des usages industriels,
    - 4 sites de production éolienne gérés par la société d’économie mixte Vendée Energie sont également outillés pour être pilotés à distance.
  • Les ressources liées aux bâtiments publics et à la production renouvelable sont techniquement agrégées par le SyDEV, grâce à une plateforme développée par GE.
  • Actility est en charge de l’agrégation commerciale de l’ensemble des flexibilités et pourra ainsi proposer les différentes offres, valorisées :
    - Soit sur les mécanismes nationaux existant, opérés par RTE, sur lesquels la participation de la flexibilité est possible,
    - Soit à destination du gestionnaire de réseau de distribution, ERDF.

C’est dans ce cadre qu’Actility expérimente la technique de la modélisation thermique inverse (MTI), afin de mieux comprendre et d’optimiser la valeur du potentiel de flexibilités. Cette valeur résulte des possibilités suivantes :

  • Déplacement de consommation : il s’agit alors d’optimiser les périodes de chauffage/climatisation en tenant compte à la fois des prix d’énergie et des caractéristiques du bâtiment, dans une perspective de baisse de coût global.
  • Maîtrise de l’énergie : les prévisions météo de court-terme peuvent être prises en compte par les systèmes de chauffage afin de réduire la probabilité de sortir des consignes de confort et consommer inutilement de l’énergie, notamment dans les bâtiments possédant des composants à forte inertie thermique.
  • Pilotage dynamique des charges : il s’agit d’étudier si les caractéristiques du bâtiment (inertie thermique) ainsi que la modélisation quelques heures à l’avance des conditions météorologiques permettent d’interrompre ponctuellement certaines consommations (chauffage/climatisation), tout en maintenant le niveau de confort déterminé par l’usager. L’objectif est d’évaluer la faisabilité de valoriser ces reports de charge sur les mécanismes d’ajustement.

Les prévisions locales de consommation et de production

Les prévisions de consommation et de production sont nécessaires pour les opérateurs de système électrique pour répondre à différents besoins. Agrégées au niveau national, elles permettent d’anticiper l’équilibre offre / demande.

A l'échelle du réseau public de distribution, il s’agit de s’assurer que les ouvrages supportent les contraintes maximales potentielles. Si tel n’est pas le cas, un investissement est programmé pour renforcer les ouvrages en contraintes. Avec les smart grids, si on veut pouvoir éviter un tel renforcement et garantir la sûreté du réseau avec de plus en plus de production locale, il est nécessaire de piloter plus finement les charges qui transitent sur les réseaux. C’est pourquoi il est nécessaire de développer des modèles de prévisions et de consommation locaux.

Les méthodes utilisées pour réaliser les prévisions de consommation à la maille France se basent sur le caractère cyclique de la consommation (cycles journalier, hebdomadaire et annuel) ainsi que sur l’impact d’un certain nombre de paramètres sur le niveau de consommation (comme par exemple la météorologie, l’activité économique, les offres commerciales d’effacement, les démarches de maîtrise de la consommation d’électricité et l’heure légale). La difficulté de transposer ces modèles sur des mailles locales du réseau de distribution est liée au faible foisonnement des mailles étudiées (ce qui impacte la précision des prévisions). Dans le cadre de Smart Grid Vendée, des modèles statistiques se basant sur l’historique sont utilisés pour les prévisions de consommation locales.

La prévision de production des EnR est également un élément primordial à prendre en compte pour un pilotage de J-3 à l’infra journalier du réseau de distribution. Ces productions, d’origines renouvelables, étant décentralisées et intermittentes, sont susceptibles d’entraîner un dérèglement physique du réseau en cas de fort écart entre injection et soutirage à la maille locale. Ces dérèglements peuvent engendrer des contraintes sur le réseau, et donc potentiellement une perte de qualité de l’approvisionnement.

Les prévisions de production sont indispensables aux outils smart grids afin de conduire le réseau de distribution de façon plus dynamique et répondre aux critères de qualité d’approvisionnement définis dans les contrats d’ERDF.

Tout comme les modèles de consommation, il est difficile de prévoir localement la production renouvelable, du fait du manque de foisonnement des aléas. Afin d’améliorer les modèles de prévisions de production EnR, le démonstrateur Smart Grid Vendée a posé deux stations météo sur les communes de Brétignolles-sur-Mer et Chantonnay. Ces stations, développées par EDF R&D pour ERDF, ont pour but de fournir en temps réel les valeurs du rayonnement solaire issues de différents capteurs, et notamment à l’aide du traitement de segmentation des images du ciel vues depuis le sol par des ASC (All Sky Cam).

Zoom sur l’une des ASC posée à Chantonnay

 

Station météo sur mât béton de Brétignolles s/ Mer

 

La gestion prévisionnelle

La gestion prévisionnelle du réseau HTA permet d’anticiper l’état du réseau afin de détecter les éventuelles contraintes et de mettre en œuvre la meilleure parade.

On distingue 2 horizons de temps :

  • La planification des chantiers (entre un an et un mois avant le temps réel). Ils sont nécessaires afin de maintenir, entretenir ou renouveler les ouvrages du réseau public de distribution d’ouvrages. Ces chantiers peuvent avoir un impact non négligeable sur le fonctionnement du réseau et sur la qualité de fourniture pour les clients. L’objectif de la gestion prévisionnelle est donc de limiter ces impacts en sélectionnant la meilleure période de réalisation de ces chantiers et le schéma de réalimentation optimal. La vidéo ci-dessous illustre l’objectif de Smart Grid Vendée en matière de gestion prévisionnelle.
  • Le court terme (par exemple la veille). La gestion prévisionnelle permet d’affiner la détection de contraintes sur la base de prévisions plus fines concernant la production, la consommation et l’état du réseau (prenant en compte les différents chantiers et aléas). Si des contraintes sont détectées, l’outil proposera d’actionner les leviers d’optimisation et de résolution des contraintes appropriés. Ces leviers pourront être :
    • Les leviers réseau (reconfiguration, gestion de la tension)
    • L’appel aux flexibilités de consommation et de production, qui ont pu être contractualisées au moment du raccordement ou proposées par l’agrégaetur commercial via la plateforme de marché du portail agréfateurs.

Les capteurs sur le réseau (de tension et d’intensité)

Les technologies Smart Grid développées et déployées dans le projet nécessitent la mise en place de nouveaux capteurs sur le réseau. En effet, la gestion de la tension du réseau est aujourd’hui établie de manière statique et anticipée grâce à des calculs sur la base de la typologie du réseau et des caractéristiques des consommations des clients et des sites de production raccordés aux réseau de distribution. En effet, en l’absence de production, la tension sur les réseaux HTA décroît progressivement à mesure que la distance au poste source augmente.

L’arrivée massive des productions décentralisées modifie les flux de puissance et les niveaux de tension sur le réseau.

L’estimation ex ante du profil de tension sur les réseaux HTA est ainsi plus difficile. C’est pourquoi ERDF, dans le cadre de Smart Grid Vendée, équipe ses réseaux HTA de capteurs afin de connaître les caractéristiques du réseau en temps réel.

Ces capteurs seront la base du test de fonctionnement des Fonctions d’Automatisation de Réseau. Ils permettront en outre d’améliorer les modèles de prévisions locales de consommation et de production et les outils d’estimation de charge sur le réseau.

Ces capteurs sont posés à des endroits bien choisis sur le réseau. Une fois la mesure effectuée, un moyen de communication doit être déployé afin de rapatrier les informations au sein des Agences de Conduite Régionale où elles seront traitées par les nouveaux systèmes d’informations.

Le stockage des données réseau

Face à la masse de données qui seront récoltées, ERDF développe un nouveau SI d’historisation de données, dénommé HDR (Historisation des Données Réseau). Ce projet répond à de nouveaux enjeux métiers, liés notamment à la gestion prévisionnelle ou à l’amélioration du suivi de la qualité, nécessitant la mise à disposition d’une base de données centrale regroupant l’ensemble des données issues du réseau pour faciliter les corrélations et la compréhension des phénomènes locaux. Le projet HDR vise aussi à accompagner le déploiement de nouveaux équipements sur le réseau qui vont conduire à l’enrichissement de la connaissance réseau par des télémesures, en particulier pour améliorer la planification réseau et certaines opérations de maintenance. La première version de HDR a été mise en place dans le cadre du démonstrateur Smart Grid Vendée mi-2015.

Le portail agrégateur du gestionnaire de réseau de distribution

Le développement des flexibilités sur les marchés nationaux peut avoir des conséquences sur le réseau de distribution. Ainsi, ERDF, responsable de la sécurité et de la qualité du réseau de distribution, expérimente l’utilisation d’un nouvel outil de gestion de ces flexibilités : le portail agrégateurs. Ainsi, au travers de ce portail, commercialisé par GE sous le nom de DR BizNet, ERDF s’assurera que l’ensemble des offres de flexibilité peuvent être activées sans mettre à risque le réseau de distribution.

Les flexibilités pourraient également être utilisées par le gestionnaire de réseau de distribution pour ses propres besoins. Aussi, ERDF expérimente l’intégration d’une plateforme de marché au sein du portail agrégateur (le tout développé par GE) lui permettant d’opérer un mécanisme de gestion des contraintes de distribution. C’est via ce mécanisme qu’ERDF, dans le cadre du projet Smart Grid Vendée, pourra solliciter les services de flexibilités des différentes ressources du projet, agrégées par Actility.

 

 

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