Le contexte

Le projet européen DREAM (Distributed Renewable resources Exploitation in electric grids through Advan-ced heterarchical Management) avait pour objectif d’expérimenter des outils innovants de gestion décentralisée des réseaux publics de distribution d’électricité, notamment en vue d’intégrer plus d’énergies de sources renouvelables dans les réseaux de distribution.

Débuté en 2013 et d’une durée de 40 mois, le projet a été soutenu par le 7e programme cadre de R&D de l’Union européenne. Le projet a réuni 12 partenaires : des universitaires, un équipementier et des gestionnaires de réseaux européens. Les partenaires universitaires ont étudié le développement des concepts et algorithmes de calcul. Le fournisseur d’équipements intelligents, Schneider Electric, a apporté des briques matérielles de base (RTU avancés et énergie boxes). Les gestionnaires de réseaux de distribution, comme Électricité Strasbourg Réseaux (ESR), ont expérimenté sur leurs réseaux ces concepts afin d’en démontrer la faisabilité technique et d’en étudier l’intérêt économique.

Il a étudié la faisabilité et l’intérêt d’une nouvelle approche de gestion favorisant l’interrelation et la coopération des réseaux électriques, permettant de mieux valoriser la production des énergies de sources renouvelables sur les réseaux publics de distribution d’électricité moyenne et basse tensions (HTA et BT, en France) et de favoriser ainsi un plus grand taux de pénétration. Cette approche propose, entre autres, une décentralisation de l’intelligence dans les organes télé-conduits et les dispositifs télé-relevés des distribu-teurs pour permettre de créer des portails de marchés locaux (énergie et capacité) incluant une validation technique des offres.

Des outils d’agrégation hiérarchiques permettent de mettre à disposition du gestionnaire du réseau public de transport les offres au niveau de chaque poste source, favorisant ainsi les échanges entre gestionnaires de réseaux de transport et de distribution. Un mécanisme a été créé afin de permettre l’utilisation des flexibilités non sélectionnés par les marchés, puis de les combiner aux flexibilités des réseaux afin de faire face aux possibles aléas et congestions.

Des outils d’optimisation distribués, en temps réel et hétérarchiques (la hiérarchie se crée en fonction du besoin ou de l’état du réseau) permettent de résoudre localement des contraintes techniques. À terme, le fait de pouvoir récupérer l’information localement à partir des compteurs communicants pourrait ainsi permettre une validation locale des offres d’achat et de vente sur les marchés de l’énergie, ainsi que des offres de flexibilité. En utilisant une partie des offres de flexibilité des clients et en les combinant à la flexibilité endogène du réseau (reconfiguration, gestion de la tension), les opérateurs pourront optimiser leurs réseaux et maximiser les volumes d’offres sur les marchés.

La phase de tests sur une zone du réseau public de distribution en HTA gérée par Electricité de Strasbourg s’est étendue du début à la fin de l’année 2016. Ces tests ont porté sur :

• la résolution de contraintes en HTA ;
• l’optimisation de la charge d’une zone HTA.

La résolution autonome de ces contraintes a été effectuée grâce à l’utilisation (combinée ou non) des flexibilités suivantes : 

• pour les contraintes de soutirage : soutirage d’énergie active en modulant la puissance de charge de 4 prises de recharge accélérée (22kVA) de véhicule électrique ; 
• pour le réglage local de la tension : régulation de la puissance réactive (consommée ou produite) d’un producteur d’électricité photovoltaïque. 

Ce nouveau système décentralisé a été conçu pour être « plug-and-play » ce qui permet de diminuer le temps de développement pour les gestionnaires de réseaux.

Le projet est désormais terminé et les membres du consortium procèdent à des tests à plus grande échelle.

Pour en savoir plus

Le site du projet DREAM