Planification des réseaux de distribution en présence d’énergies renouvelables intermittentes

La planification des réseaux désigne l’ensemble des moyens mis en œuvre pour anticiper les évolutions du réseau nécessaires à l’acheminement de l’électricité au moindre coût pour la société et dans des conditions optimales de sécurité, de qualité et d’impact environnemental. Pour atteindre ces objectifs difficilement conciliables, les Gestionnaires de Réseaux de Distribution (GRD) ont développé des méthodes et des outils de planification pour raccorder les nouveaux utilisateurs et développer le réseau à moyen/long terme. Les méthodes de planification en usage sont assez similaires d’un pays à l’autre [PAP13], [STR14], [RAM14] bien que quelques spécificités existent entre les pays en fonction du choix des grandes orientations techniques pris au niveau national – niveaux de tension, régime de neutre, architecture des réseaux, courants de court-circuit, etc. Ces méthodes ont été initialement conçues pour des réseaux de distribution avec un fonctionnement unidirectionnel, servant à acheminer l’électricité des centrales de production raccordées au réseau de transport jusqu’aux consommateurs finaux raccordés en moyenne et basse tension.

Depuis les années 2000, les installations de production à base d’énergie renouvelable (ENR) se déploient massivement dans les réseaux de distribution. Compte tenu des politiques énergétiques des pays européens, il est prévu que la part des ENR raccordées aux réseaux de distribution continue à augmenter significativement dans les décennies à venir [GOM14]. L’accroissement de la production décentralisée impose en particulier l’adaptation des réseaux de distribution à un fonctionnement bidirectionnel et l’édition de règles de raccordement précises [DOU10].

Les réseaux de distribution d’électricité 

La structure des réseaux de distribution 

Les réseaux de distribution électrique permettent d’acheminer l’électricité localement. Ces réseaux sont souvent définis par leurs frontières amont et aval [DOU10] : ils sont limités en amont par le réseau de transport, dédié à l’acheminement de l’électricité sur de longues distances (échelle interrégionale, nationale voire internationale), et en aval par les installations privées des utilisateurs du réseau. Un réseau de distribution peut être décomposé en deux parties (Figure 1-1) : le réseau moyenne tension dit HTA, et le réseau basse tension dit BT. En France, ces deux réseaux sont distribués en triphasé, les liaisons électriques étant constituées de trois phases en HTA et de trois phases et un neutre en BT.

Les interfaces entre les différents niveaux de tension sont assurées par des postes de transformation : plus de 2200 postes sources entre les réseaux HTB et HTA et 769500 postes de distribution publique entre les réseaux HTA et BT en France . Ces postes de transformation ont pour fonctions principales la transformation de la tension, le réglage de la tension, la répartition des flux d’énergie et la protection du réseau. Les postes sources contribuent également à la mesure des flux d’énergie par des équipements de comptage, au changement tarifaire par la télécommande centralisée à 175 Hz, à la sûreté du réseau de transport par le système de délestage fréquence-métrique et à la continuité de l’alimentation électrique par les systèmes de réenclenchement automatique [ERD08].

Le réseau HTA achemine l’énergie entre le réseau de transport, les utilisateurs raccordés en HTA triphasé et les postes de distribution publique desservant les utilisateurs raccordés en BT, par l’intermédiaire de plus de 613000 kilomètres de liaisons électriques . La tension nominale en HTA est 20 kV entre phases (15 kV ou en dessous dans certains cas). En France, le réseau HTA est arborescent, en général bouclable mais exploité en boucle ouverte. En cas d’incident sur le réseau HTA, les utilisateurs peuvent être réalimentés par une demi-rame HTA adjacente ou un autre poste source grâce une manœuvre télécommandée à distance. Ce réseau est équipé de détecteurs permettant un contrôle à distance de l’état du réseau et une intervention rapide en cas de défaut.

Le réseau BT achemine l’énergie entre le réseau HTA et les utilisateurs raccordés en BT en 400 V triphasé ou en 230 V monophasé, par l’intermédiaire de plus de 692000 kilomètres de liaisons électriques . En France, le réseau BT est arborescent et non bouclé, avec des départs généralement construits pour être les plus courts possible. En cas d’incident sur le réseau BT, la réalimentation des utilisateurs doit se faire manuellement en déroulant un câble provisoire depuis un autre départ BT ou en installant un groupe électrogène.

Les utilisateurs du réseau 

Les utilisateurs du réseau sont les sites de consommation et/ou de production raccordés au réseau, soutirant et/ou injectant de l’énergie électrique sur ce réseau. Les réseaux de distribution alimentent la majorité des consommateurs d’un pays :
– principalement des consommateurs résidentiels, de quelques kilo-volt-ampères, raccordés en BT ;
– des artisans, des PME et de petites industries, de quelques kilo-volt-ampères à une quarantaine de mégawatts, raccordés en BT ou en HTA en fonction de leur niveau de puissance. Depuis les années 2000, les réseaux de distribution accueillent de plus en plus de producteurs à base d’énergies renouvelables (ENR) dont la puissance installée est comprise entre quelques kilowatts et une dizaine de mégawatts. Les principales sources d’ENR développées aujourd’hui sont :

– les sites photovoltaïques, prédominants en matière de nombre d’installations ;
– les sites éoliens, prédominants en matière de puissance installée .
Les producteurs éoliens et photovoltaïques se caractérisent par une puissance variable et imparfaitement prévisible en raison de la nature de leur source primaire (vent, ensoleillement).

Les gestionnaires de réseaux de distribution

Avec la libéralisation du marché de l’énergie commencée dans les années 2000, les activités de production et de commercialisation de l’électricité ont progressivement été ouvertes à la concurrence, tandis que les activités de transport et de distribution sont restées des monopoles régulés afin de garantir un service public d’électricité.

Les Gestionnaires de Réseau de Distribution (GRD) ont en charge les activités de distribution d’électricité incluant : la planification et le développement des réseaux, la conduite et l’exploitation des réseaux, l’entretien des réseaux, l’accès non discriminatoire des utilisateurs aux réseaux, le comptage et la gestion des flux d’électricité sur les réseaux [DOU10]. La distribution d’électricité étant un service public non soumis à la concurrence, les GRD doivent fournir l’acheminement de l’électricité au meilleur coût pour la société dans des conditions optimales de sécurité, de qualité et d’environnement.

Pour exercer leurs missions, les GRD français sont rémunérés par le Tarif d’Utilisation des Réseaux Publics d’Electricité (TURPE) proposé la Commission de Régulation de l’Energie (CRE) et approuvé par décision ministérielle. Cette enveloppe budgétaire, qui est financée par les utilisateurs de réseau, reflète le montant des coûts qu’un GRD performant devrait engager pour accomplir ses missions. En France, la distribution d’électricité est assurée sur 95 % du territoire par ERDF et sur le reste du territoire par 160 entreprises locales de distribution rassemblant des sociétés locales, des sociétés d’intérêt collectif agricole d’électricité et des régies communales.

Table des matières

Introduction générale
Chapitre 1 Planification des réseaux de distribution en présence d’énergies renouvelables intermittentes
1.1 Introduction
1.2 Les réseaux de distribution d’électricité
1.2.1 La structure des réseaux de distribution
1.2.2 Les utilisateurs du réseau
1.2.3 Les gestionnaires de réseaux de distribution
1.3 La planification actuelle des réseaux de distribution
1.3.1 Les études décisionnelles et les plans de planification
1.3.2 Les principales hypothèses des études décisionnelles
1.3.3 La planification budgétaire des investissements
1.4 Problématique du raccordement des énergies renouvelables
1.4.1 La capacité d’accueil des réseaux
1.4.2 Les leviers traditionnellement utilisés pour augmenter la capacité d’accueil
1.4.3 La procédure actuelle des études de raccordement des producteurs
1.4.4 Les limites des leviers traditionnels pour l’intégration des énergies renouvelables
1.5 Les leviers novateurs d’intégration des énergies renouvelables
1.5.1 Les leviers agissant sur les flux de puissance réactive
1.5.2 Les leviers agissant sur le plan de tension
1.5.3 Les leviers agissant sur les flux de puissance active
1.5.4 Les leviers agissant sur les caractéristiques électriques du réseau
1.5.5 Les leviers de type réglementaire
1.5.6 Les combinaisons de leviers couramment envisagées
1.5.7 Bilan des caractéristiques des leviers d’intégration des énergies renouvelables
1.6 Problématique des études de planification incluant des leviers novateurs d’intégration des énergies renouvelables
1.6.1 Incidence des leviers d’intégration des énergies renouvelables sur la planification des réseaux de distribution
1.6.2 Etat de l’art sur les approches de planification incluant des leviers novateurs d’intégration des énergies renouvelables
1.7 Positionnement des travaux
1.8 Conclusion
Chapitre 2 Méthodes pour l’analyse de stratégies de planification pluriannuelles : mise en place d’un cadre adapté à l’étude des leviers d’intégration des énergies renouvelables
2.1 Introduction
2.2 Le cas de référence
2.3 La démarche adoptée pour la planification pluriannuelle des réseaux de distribution en présence d’énergies renouvelables
2.3.1 L’utilisation de stratégies de planification
2.3.2 L’utilisation de plusieurs scénarios pluriannuels d’insertion des énergies renouvelables
2.3.3 La modélisation du réseau basse tension
2.3.4 La démarche générale de recherche des stratégies de planification efficaces
2.3.5 Le développement d’un outil de simulation pour l’analyse technico-économique des stratégies de planification
2.4 Le générateur de scénarios pluriannuels
2.4.1 Les caractéristiques des nouveaux producteurs
2.4.2 Les profils temporels des grandeurs électriques
2.5 La création des stratégies de planification
2.5.1 Les phases d’analyses et d’actions du gestionnaire de réseaux de distribution
2.5.2 Les règles de planification
2.5.3 Les stratégies de planification
2.6 Le simulateur d’évolution du réseau
2.6.1 Estimation de l’état électrique du réseau
2.6.2 Application à la planification actuelle des gestionnaires de réseaux de distribution français
2.7 Le bilan économique
2.7.1 Les coûts intervenant dans le bilan économique
2.7.2 Les indicateurs de coût global
2.8 Les indicateurs statistiques d’une stratégie sur plusieurs scénarios
2.8.1 Les indicateurs statistiques classiques
2.8.2 Autres indicateurs statistiques
2.9 Conclusion
Chapitre 3 Estimation pluriannuelle de l’état électrique du réseau moyenne tension : réduction du temps de calcul
3.1 Introduction
3.2 Problématique du temps de calcul dans la planification des réseaux de distribution
3.2.1 Les avantages et les inconvénients des séries temporelles au pas 10 minutes
3.2.2 Les options envisagées pour réduire le temps de calcul
3.2.3 La démarche suivie pour réduire le temps de calcul
3.3 Etat de l’art sur les techniques d’approximation non-intrusives
3.3.1 Notations mathématiques
3.3.2 La procédure générale d’approximation
3.3.3 Les méthodes d’échantillonnage
3.3.4 Les méthodes d’approximation
3.4 Comparaison des techniques d’approximation non-intrusives pour l’estimation annuelle de l’état électrique du réseau moyenne tension
3.4.1 L’étude de cas
3.4.2 Les méthodes d’échantillonnage et d’approximation étudiées
3.4.3 Les indicateurs de performance
3.4.4 Les résultats de l’étude
3.5 Procédure automatique d’approximation de l’état électrique du réseau moyenne tension pour des scénarios pluriannuels
3.5.1 Description de la procédure d’approximation proposée
3.5.2 Illustration des performances de la procédure d’approximation proposée sur des scénarios pluriannuels
3.5.3 Discussion des limites de la procédure d’approximation proposée
3.6 Conclusion
Conclusion générale

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