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Les projets de microgrids en zones isolées

Le contexte

En 2013, l’Agence internationale de l’énergie (AIE) et la Banque mondiale estimaient à 1,2 milliard le nombre d’habitants sans accès à l’électricité soit près de 20 % de la population mondiale. Parmi eux, 83 % vivaient dans des zones rurales. Beaucoup de ces villages sont soit totalement privés d’électricité, soit reposent sur des groupes diesel pour la production d’électricité et sont donc confrontés à des coûts d’électricité élevés, jusqu’à dix fois plus que ceux de l’électricité acheminée par le réseau électrique principal, notamment en raison des coûts liés au transport et à la livraison du carburant. Le développement de microgrids dans les zones rurales permet d’électrifier de façon plus durable les villages situés loin des réseaux de distribution avec des énergies de source renouvelable. Dans les dernières décennies, l’électrification des zones rurales a été réalisée avec des installations de production d’électricité renouvelable individuelles. Les innovations technologiques, et notamment le déploiement des Smart grids, permettent désormais de déployer des installations collectives grâce à des micro-réseaux hybrides avec production et stockage décentralisés, gestion intelligente de la production, du stockage et de la demande de chaque utilisateur. Des projets sont mis en œuvre en ce sens par l’Union européenne dans le cadre de son programme « Intelligent Energy Europe » notamment au Sénégal (Promotion des micro-réseaux et des sources d’énergie renouvelable pour l’électrification de zones rurales dans les pays en voie de développement).

Les microgrids permettent également d’alimenter en électricité des zones temporairement coupées du réseau pour cause d’intempéries. L’ouragan Sandy, qui a privé d’électricité tout le sud de Manhattan en 2012, et les autres catastrophes naturelles qui ont touché le pays en 2012 ont coûté près de 110 milliards à l’économie américaine. Cela a fait prendre conscience aux autorités américaines qu’il était nécessaire d’améliorer la résilience de leurs infrastructures électriques. L’État de New York encourage désormais l’essor du microgrid et ce, notamment, par l’intermédiaire de son NY Prize Competition allouant 40 millions de dollars à 10 projets de microgrid à travers l’État. Le tremblement de terre et le tsunami qui s’en est suivi au Japon en mars 2011 ont également démontré l’utilité de disposer de micro-réseaux afin d’éviter d’être totalement privés d’électricité.

Des exemples de projets de microgrids en zones isolées

France : Projet de la centrale hybride du village de Kaw en Guyane

Situé au cœur d’une réserve naturelle et uniquement accessible en pirogue, le village de Kaw comprend une cinquantaine d’habitations. Du fait de l’éloignement et de l’isolement du village, des difficultés d’approvisionnement en carburant, de l’augmentation du coût de celui-ci, de l’accroissement de la population, et en corollaire de ses besoins en électricité, la Région, le Département, l’ADEME et EDF SEI ont cherché une solution à l’alimentation en électricité des populations.

Une première centrale photovoltaïque de 35 kWc a été construite en 1983. Elle a constitué un exemple novateur et précurseur en matière de production d’énergies renouvelables et fut un lieu d’expérimentation idéal pour tester à grande échelle la possibilité de fournir de l’électricité à un village isolé de 25 foyers. Après 20 ans de production, la centrale a connu une période de mise en sommeil de 2003 à 2009.

En 2009, après plusieurs années de fermeture de la centrale, la Région, le Département, l’ADEME et EDF SEI ont décidé de construire une nouvelle centrale plus moderne, plus puissante et répondant aux exigences d’un développement géré et durable, l’installation étant implantée au cœur de la réserve naturelle de Kaw.


Source : Conseil régional de Guyane

La nouvelle centrale reste l’une des plus grandes centrales en site isolé de ce type dans le monde :

  • avec une puissance installée de panneaux solaires de 100 kWc, un complément thermique d’appoint de 80 kVA et une capacité de stockage sur batteries de 1 250 kWh permettant une autonomie sur le solaire de 2,5 jours environ ;
  • la superficie du champ solaire est de 800 m² environ ;
  • le stockage d’énergie est effectué au moyen de 576 éléments de batteries au plomb de 2 V et 1 090 Ah.


Source : PRME

Les modules photovoltaïques captent l’énergie solaire qui est transformée en courant alternatif et injectée directement sur le réseau du village via un premier jeu d’onduleurs (en rouge sur la photo). Les onduleurs réversibles (en jaune) permettent de stocker sur les batteries l’énergie non consommée par le village en milieu de journée (ensoleillement maximum) en vue de la restituer lors des creux de production d’électricité photovoltaïque. Le groupe électrogène permet de compléter l’apport d’énergie au système en fonction des conditions d’ensoleillement et de consommation du village.

Le pilotage du système est effectué grâce à des onduleurs réversibles (en jaune). En fonction du besoin (par exemple, faible ensoleillement, batteries faibles), ils enclenchent le démarrage du groupe électrogène. Enfin, ils régulent sur le réseau l’électricité nécessaire à l’alimentation du village en provenance des panneaux solaires, du groupe, ou des batteries.

Les avantages de ce projet sont nombreux :

  • la production d’électricité reste majoritairement d’origine solaire, sans nuisance sonore et avec un impact environnemental fortement réduit ;
  • l’association des deux modes de production (PV et groupe électrogène) et la présence de batterie permet d’assurer à la fois la garantie de service (alimentation en électricité continue), mais également une alimentation en électricité sobre en carbone, puisque le projet a permis de réduire par 3 ou 4 des quantités de gasoil nécessaires par rapport à un système purement thermique.

Cependant, d’après EDF SEI, le système est plus complexe à maîtriser que le simple fonctionnement d’un moteur diesel. En outre, la gestion en parallèle de la charge-décharge des batteries ne permet pas d’assurer la complétude des charges en saison des pluies, ce qui impacte négativement la durée de vie du parc batteries. L’optimisation de la gestion des flux d’énergie reste un sujet d’étude pour ce type de centrale hybride autonome avec stockage d’énergie.

Les partenaires du projet sont la commune de Régina Kaw, la préfecture et le Conseil régional de Guyane, le Conseil général et le programme régional pour la maîtrise de l’énergie (fonds rassemblant les acteurs publics de l’énergie de Guyane avec pour but de diminuer la dépendance énergétique du territoire et de limiter la production de gaz à effet de serre dans une perspective de développement durable), le Réseau d’Aide et d’Appui aux communes (RAAPE), EDF Guyane, Ténésol, le bureau d’études Sogreah, le fournisseur de solutions d’économies d’énergie EAUDYSSEE et le cabinet MDE Conseil.

Le projet a été financé par l’État au travers du FACÉ pour un montant de 1 153 000 euros, par l’Europe au travers du FEOGA pour 613 000 euros et par la commune de Régina pour un montant de 93 000 euros.

Pour en savoir plus :

Présentation de la centrale hybride de Kaw et du programme d’accompagnement, Programme régional de maîtrise de l’énergie de Guyane
Vidéo sur l’électrification des communes de l’intérieur, EDF

Antarctique : la station polaire Princess Elisabeth

La station polaire Princess Elisabeth est une station de recherche scientifique non raccordée à un réseau électrique car située en Antarctique dans des conditions climatiques extrêmes :

  • températures de l’air : - 50 °C à -5 °C ;
  • vents dominants catabatiques, secteur Est ;
  • vitesse maximum du vent par mois : 125 km/h
  • vitesse maximum des rafales par mois : 250 km/h.

La station polaire est occupée 4 mois par an de novembre à février. Elle accueille au maximum 20 personnes sur une surface totale de 495 m2. Cela représentation une consommation pendant les 4 mois d’été de 7 000 kilowattheures par mois et de 2 000 kilowattheures par mois pendant les huit mois d’hiver.

Grâce à l’installation d’un microgrid, la station est autonome en énergie, n’émet pas de CO2 et ne rejette ni déchets ni eaux usées dans la nature.

L’électricité de la station polaire est produite par des panneaux solaires (379,5 m2) et des éoliennes (9 éoliennes de 6 kWh chacune) puis stockée dans des batteries au plomb d’une capacité de 6 000 Ah. Le chauffage est produit grâce à des panneaux solaires thermiques (22 m2). Deux générateurs diesel (44 kWh) sont disponibles en secours.


Schéma de fonctionnement du microgrid

Les besoins énergétiques de la station Princess Elisabeth représentent à peine 20 % de ceux d’une station antarctique de taille comparable. Chaque demande en énergie est analysée, traitée puis soumise à approbation. L’objectif est de maintenir l'équilibre entre ce qui est produit et ce qui est consommé en électricité, par le lestage et le délestage des circuits électriques. Toute l'intelligence de la gestion de la station polaire est centralisée dans un automate programmable. La production de l’énergie et l’ensemble des techniques mises en œuvre dans la station polaire (traitement des eaux, HVAC, système de ventilation) fonctionnent grâce à cette unité de gestion.

Piloté par l’International Polar Foundation, le projet a notamment rassemblée Schneider Electric et Laborelec GDF Suez et s’est déroulé de juillet 2004 à février 2009, date de l’inauguration de la station polaire.

Le projet a coûté près de 22 millions d'euros et ont été notamment financé par gouvernement fédéral belge (8 millions d'euros) et la Fondation polaire internationale (1,5 million d'euros).


Source : Schneider Electric

Pour en savoir plus :

Présentation Laborelec – GDF Suez, Princess
Elisabeth
Antarctic
Station
Dossier de presse Schneider Electric, Partenaire de la première station polaire de recherche Scientifique « zéro émission », 16 Octobre 2008

Canada : le premier micro‐réseau intelligent isolé à Hartley Bay

Situé à environ 650 kilomètres au nord‐ouest de Vancouver, Hartley Bay est un petit village (170 habitants) côtier isolé et non raccordé au grand réseau électrique canadien. L’alimentation en électricité du village Hartley Bay est réalisée grâce à trois groupes de production : deux de 420 kW et un de 210 kW et un réseau de distribution d’une longueur de 2 kilomètres. Le village consomme approximativement 2 GWh d’électricité annuelle au coût moyen actualisé de 0,67 $ du kWh.

Afin de réduire sa consommation d’électricité et de diminuer les coûts supportés par les habitants du village, un système de micro‐réseaux intelligents a été mis en œuvre. L’un des objectifs de cette initiative est de gérer tous les aspects du réseau électrique, de la production à la consommation, en passant par la distribution de l’électricité. Plusieurs initiatives de gestion de l’énergie ont été mises en œuvre, notamment l’installation d’un réseau de compteurs intelligents sans fil, la surveillance de la consommation énergétique en temps réel à l’aide d’un système d’information de gestion énergétique (SIGE), l’éclairage, la modernisation des appareils de chauffage, ventilation et climatisation. Afin de mener à bien le projet, des coordonnateurs d’énergie locaux ont été recrutés.

Pour en savoir plus :

Le premier micro-réseau intelligent isolé au Canada : Hartley Bay, C‐B

Union européenne : le projet de recherche de la Commission européenne Smart Rural Grid, pour une fourniture d’énergie plus fiable et résiliente dans les zones rurales

Le 4 février 2014, la Commission européenne a lancé un projet de recherche destiné à améliorer l’alimentation en électricité dans les zones rurales, notamment en rendant les réseaux plus robustes et résilients.

Les consommateurs et l’environnement seront également gagnants dans la mesure où les méthodes mises en œuvre aideront à contenir les prix et encourageront le développement des EnR. Les nouvelles technologies et les nouvelles méthodes qui seront développées devraient également permettre aux réseaux de distribution locaux d’accueillir plus efficacement et plus intelligemment la petite production d’énergie décentralisée d’origine solaire, éolienne ou biomasse.

Le projet étudiera également comment la fourniture et la qualité d’électricité peuvent être assurées quand une partie du réseau est déconnectée du réseau principal, formant ainsi un îlot électrique. Les réseaux de distribution ne peuvent fonctionner correctement que s’il y a un équilibre constant entre production et consommation. Cela représente un défi considérable pour les îlots électriques, l’équilibre du réseau principal ne pouvant pas être utilisé. Il est donc nécessaire de trouver de nouveaux outils pour créer l’équilibre, comme de combiner les productions électriques et thermiques. Le projet développera et déploiera de nouvelles solutions, systèmes et outils et créera de nouveaux services pour la gestion et le contrôle des réseaux de distribution.

D’une durée de trois ans, le projet est financé par le 7e programme-cadre de recherche et développement à hauteur de 3,2 millions d’euros.

Pour en savoir plus :

EU Commission supports Smart Rural Grid research & innovation

Japon : le projet Sendai, l’expérimentation qui a permis de garder la lumière allumée après le tremblement de terre

Au Japon, le micro-réseau de Sendai était initialement une expérimentation financé dans le cadre d’un projet du NEDO intitulé « Experimental Study of Multi Power Quality Supply System » (MPQSS) pour une durée de 3 ans, entre 2004 et 2007. La mise en œuvre de l’expérimentation a été réalisée par l’entreprise NTT, le plus grand fournisseur télécom du Japon. Ce micro-réseau est composé de 50 kWc de panneaux solaires photovoltaïques, deux groupes de production à gaz naturel de 350 kW et d’une pile à combustible de 250 kW pour une puissance totale de 1 MWc. Le réseau du microgrid alimente un hôpital, un laboratoire, une clinique et deux infirmeries. L’électricité fournie par le microgrid est divisée en 5 catégories en fonction de son niveau de qualité. L’équipement IRM de l’hôpital et les serveurs de la clinique et du laboratoire sont alimentés avec une l’électricité de qualité dite « classe A » dans le cadre du projet (il s’agit de l’électricité avec une très bonne continuité d’alimentation et une très qualité de l’onde de tension). Les infirmeries sont alimentées avec de une électricité dite de « classe B1 et B3 » (qualité moindre que la « classe A ») afin de répondre aux besoins vitaux des personnes âgées résidentes. L’hôpital qui accueille des patients de psychiatrie et de médecine interne est alimenté avec de l’électricité de classe C. Chaque consommateur paie un prix de l’électricité qui dépend du niveau de qualité et de fiabilité dont ils ont besoin. Le microgrid est connecté au réseau principal et injecte son électricité et sa chaleur en surplus directement dans les réseaux, sauf lors de défaillance sur le réseau principal où il fonctionne en mode îloté.

Le 11 mars 2011, un tremblement de terre suivi d’un tsunami ont frappé le Japon et ont privé 4,6 millions de foyers d’électricité pendant 8 jours. Malgré l’ampleur du phénomène, le micro-réseau de Sendai a permis de maintenir l’alimentation en électricité des différents équipements critiques (matériel de clinique, d’infirmerie et de laboratoires, certains équipements de l’université et le traitement de l’eau).


Le fonctionnement du microgrid de Sendai pendant le black-out sur les réseaux de gaz et d’électricité

Ce projet pourrait être intéressant pour toutes les zones à fort risque de catastrophes naturelles. Cependant, il n’a pu être réalisé que parce que le gouvernement japonais, par l’intermédiaire du NEDO, l’a financé. Sans subvention, il semble difficilement réplicable.

Pour en savoir plus :

Sendai Microgrid - Introduction and Use Case, juin 2012
The Sendai Microgrid Operational Experience in the Aftermath of the Tohoku Earthquake : A Case Study

Bangladesh : un micro-réseau électrique solaire pour alimenter deux écoles





Les consommateurs et l’environnement seront également gagnants dans la mesure où les méthodes mises en œuvre aideront à contenir les prix et encourageront le développement des EnR.

Les nouvelles technologies et les nouvelles méthodes qui seront développées devraient également permettre aux réseaux de distribution locaux d’accueillir plus efficacement et plus intelligemment la petite production d’énergie décentralisée d’origine solaire, éolienne ou biomasse.





Grèce : un micro-réseau triphasé en basse tension à Gaidouromantra construit dans l’île de Kythnos

Mis en œuvre dans le cadre du programme européen « More microgrids », le micro-réseau de l’île de Kythnos, situé dans l’archipel des Cyclades de la mer Egée, alimente 12 maisons. Il est composé de panneaux solaires photovoltaïques d’une puissance de 10 kWc, d’un groupe de production diesel de 5 kW, de bancs de batteries d’une capacité de 53 kWh et de dispositifs de surveillance et de communication, alimentés par une installation photovoltaïque de 2 kWc.

L’électricité résidentielle est fournie par cinq onduleurs. La configuration de couplage en maître-esclave repose sur l’utilisation en fonctionnement normal d’une seule unité de batteries de forte puissance. Les deux autres onduleurs sont utilisés uniquement lorsqu’une puissance supérieure est exigée par les consommateurs. Les onduleurs associés aux batteries peuvent envoyer une commande d’effacement de charge pour déconnecter certains consommateurs si l’état de charge des batteries est faible. Ce micro-réseau a été utilisé pour tester des stratégies de contrôle centralisé et décentralisé en mode îloté ainsi que des protocoles de communication.


Source : ABB

Pour en savoir plus :

Description du projet sur le site Microgrids de la Commission européenne (en anglais)
Présentation des programmes Microgrids et More Microgrids et des expérimentations testées dans le cadre de ces programmes

Les leçons apprises de ces projets

Dans le cas de zones isolées, les microgrids non connectés au réseau peuvent s’avérer intéressants pour étendre la couverture électrique et électrifier des villages qui n’avaient jamais eu d’électricité ou faire baisser la facture énergétique de villages qui étaient très dépendants de groupes diesel. Cette solution encourage le recours aux énergies renouvelables et limite ainsi les émissions de gaz à effet de serre.

Bien qu’attrayants, les microgrids restent difficiles à mettre en œuvre. En effet, les fluctuations de la production et du facteur de charge rendent la stabilisation de tels réseaux compliquée. Par ailleurs, jumeler un microgrid et des moyens de production d’énergies renouvelables demeure une solution coûteuse.

Pour en savoir plus :

Lire l’intervention de Joseph Maire, Directeur technique du Programme Smart grids d’EDF SEI, sur le projet PAESI lors du forum de la CRE du 8 juillet 2014

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