Les défis de la transition énergétique des microréseaux Insulaires

18/07/2017
OAI : oai:www.see.asso.fr:1301:2017-3:19482
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Les défis de la transition énergétique des microréseaux Insulaires

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118 Z REE N°3/2017 LES MICROGRIDS (PARTIE 2)DOSSIER 2 Au sein du groupe EDF, la direc- tion des systèmes énergétiques insu- laires (SEI) est en charge de l'équilibre offre demande et des réseaux dans les zones insulaires non interconnectées (ZNI). Les principales ZNI en nombre de consommateurs sont bien entendu la Corse et les DOM. La relative petite taille de ces réseaux comparés à la métropole en font des entités plus fra- giles nécessitant des dispositions tech- niques particulières pour assurer leur résilience. Mais si nous nous intéressons au nombre de projets de « petits réseaux » émergents, ce sont les réseaux d’en- core plus petite taille, regroupés dans le terme de microréseaux qui sont les plus nombreux parmi les ZNI. Une définition commune des microréseaux… Les définitions des microréseaux (ou microgrids) sont très nombreuses dans la littérature. Nous considérons ici comme microréseau isolé, tout terri- toire des ZNI qui en raison de sa petite taille (de quelques centaines de kW à quelques MW de puissance de pic), de son éloignement ou de sa complexité d’accès, fonctionne en autonomie au niveau électrique, ne dispose pas d’un dispatching en propre ou n’est pas rac- cordé à un dispatching ou une agence de conduite. On y trouve par exemple certaines îles du Ponant en Bretagne et Normandie (Sein, Molène, Ouessant, Chausey), les communes de l’intérieur de Guyane, le cirque de Mafate à la Réu- nion, l’archipel de Saint Pierre et Mique- lon, ou encore l’île de Saint Martin. … qui recoupe un ensemble de systèmes très hétérogènes Au delà de leur taille et de leur iso- lement, ces systèmes électriques pré- sentent une très grande diversité (Photos 1 à 3). Ces facteurs de diver- sité impliquent que chaque microré- seau possède un mix énergétique et une identité uniques. La notion d’un 0IW HqÁW HI PE XVERWMXMSR qRIVKqXMUYI HIW QMGVSVqWIEY\ MRWYPEMVIW Caroline Ducharme1 , Sébastien Ruiz2 , Etienne Radvanyi3 Chef de projet Smart Grids EDF SEI1 , délégué Smart Grids EDF SEI2 , ingénieur chercheur EDF R&D3 Within French insular electric networks, smaller networks called “microgrids” are experiencing a fast energy transition. The small size of these networks makes them particularly fragile to variations of consump- tion, production or electrical hazards. These microgrids also cover a wide range of realities, they differ by size, electricity consumption, local energy resources, climate, development models. Changing the energy mix in such small systems, while ensuring the same quality of electricity supply and grid safety, is a real challenge for the grid operator, especially when the new energy generators rely on variable sources such as wind or sun. In order to achieve a transition towards a renewable energy mix, EDF through its insular systems division is working on a common set of methods. Energy efficiency, development of renewable sources adapted to the territory, centralized storage and implementation of new tools to manage the electric system are deployed within each microgrid, taking into account their local specificities. In this paper two projects of energy transition within French microgrids are detailed: Ouessant Island in Brittany, and Saint Georges de l’Oyapok, in French Guyana. These first operational projects are paving the way towards a complete energy transition, with methods and tools replicable in many other insular microgrids. ABSTRACT Au sein des réseaux insulaires français d'électri- cité, de plus petits réseaux dénommés "micro- grids" font l'expérience d'une transition énergétique rapide. La petite taille de ces réseaux les rend particulièrement sen- sibles aux variations de consommation et de production ainsi qu'aux incidents électriques. Ces microgrids couvrent un large spectre de réalités qui diffèrent selon la taille, la consomma- tion électrique, les ressources locales d'énergies, le climat et les modèles de développement. Changer le mix énergétique dans de si petits systèmes tout en assurant la même qualité de fourniture d'électricité et de sécurité de réseau, représente un véritable défi pour l'opérateur, en particulier lorsque les nouveaux générateurs d'énergie reposent sur des approvi- sionnements aussi variables que le vent ou le soleil. De manière à effectuer une transition vers un mix d'éner- gies renouvelables, EDF dans sa division « Systèmes insu- laires » travaille à la mise au point d'un jeu commun de méthodes. L'efficacité énergétique, le développement d'é- nergies renouvelables adaptées au territoire, le stockage centralisé et la mise en œuvre de nouveaux outils de ges- tion du système électrique sont ainsi déployés dans chaque microgrid en prenant en compte les spécificités locales. Dans cet article, deux projets de transition énergétique dans des microgrids français sont détaillés : l'île d'Ouessant en Bretagne et St Georges de l'Oyapok en Guyane française. Ces premiers projets opérationnels ouvrent la voie à une transition énergétique complète avec des méthodes et des outils réplicables dans beaucoup d'autres réseaux insulaires. RÉSUMÉ REE N°3/2017 Z 119 Les défis de la transition énergétique des microréseaux insulaires microréseau « standard » est difficile- ment applicable. Parmi les facteurs de différenciation majeurs, nous pouvons citer le climat. Celui-ci est très variable – de l’archipel de Saint Pierre et Miquelon à proximité du Québec, aux communes guyanaises à proximité de l’équateur – ce qui rend les besoins énergétiques en matière de chauffage et climatisation très différents. Pour des raisons similaires, les res- sources naturelles disponibles sont extrê- mement variables : la disponibilité solaire ou éolienne sera largement dépendante de la situation géographique. Ces territoires ont également des pro- jets de développement très différents, depuis la préservation des modes de vie traditionnels (villages amérindiens à l’in- térieur de la Guyane) jusqu’aux ambi- tions de développement touristique du cirque de Mafate à la Réunion qui béné- ficie du boom du tourisme au cœur d’un parc classé au patrimoine mondial de l’Unesco. Ceci a des répercussions sur l’habitat, souvent permanent, mais qui fluctue fortement avec le tourisme, aussi bien à Mafate que sur les îles du Ponant. Une histoire technologique commune, les moteurs diesel pour une fourniture électrique en continu Historiquement, la nécessité de pro- curer une continuité de fourniture et une stabilité d’approvisionnement a reposé dans ces territoires sur des moteurs die- sel en puissance et en nombre suffisants pour passer les pics de consommation et gérer les aléas. Les moteurs diesel ont une capacité de suivi de la variation de la courbe de charge qui est absolument essentielle, tout en étant capables de réagir très rapidement sur aléas, consti- tuant à la fois base et réserve du système électrique. Si cette configuration permet de répondre aux attentes en termes d’ap- provisionnement électrique et de qualité de fourniture, les coûts de ces solutions (liés au prix d’approvisionnement en fioul dans ces zones isolées) ainsi que leur impact environnemental (émissions de CO2 , bruit, risques de fuites) présentent un certain nombre de désavantages qui conduisent depuis plusieurs années à leur chercher des alternatives. Ces réseaux font aujourd’hui l’objet d’une ambition de transition énergétique rapide vers les énergies renouvelables nécessitant des adaptations et inno- vations technologiques pour assurer la qualité et la sécurité de leur alimenta- tion. L’ensemble des parties prenantes de ces microréseaux cible ainsi un fonctionnement à 100 % en énergies renouvelables permettant de s’affran- chir complètement de la combustion et de la logistique de carburants fossiles. Les défis de la transition énergétique dans ces microréseaux Evoluer d’un système thermique à un système renouvelable est un véritable défi pour la sûreté du système élec- trique : il faut allier les ressources énergé- tiques qui permettent de répondre à tout instant aux besoins de tous les consom- mateurs, avec des variations de consom- mation parfois majeures, et avec des énergies dites fatales, produisant selon la disponibilité de la marée pour l’hydro- lien, selon le vent pour l’éolien et selon le soleil pour le photovoltaïque et donc souvent difficilement prévisibles. Par ail- leurs, pour le gestionnaire du système électrique, il faut garantir des grandeurs essentielles comme les niveaux de ten- sion et de fréquence acceptables pour les consommateurs finaux, dans un contexte de réseaux extrêmement fragiles. Une méthode et un bloc de solutions communes Dans tous les cas l’évolution de ces microréseaux suit une trajectoire com- mune, commençant par : 1) une importante phase de maîtrise de l’énergie pour les usages indi- viduels et collectifs. Il faut en prio- rité réduire la consommation avant de « verdir » le mix énergétique pour obtenir une solution durable ; 2) l’émergence d’un ensemble de pro- jets permettant de valoriser les potentiels d’énergies renouvelables disponibles en substitution dans un premier temps de la consommation de fioul, puis en fonction des ressources locales, par une extinction temporaire voire complète des groupes diesel ; 3) l’évolution complète du fonction- nement du système électrique, avec la recherche de sources de Photo 1 : Le cirque de Mafate à la Réunion : aucun accès par route. Photo 3 : Les îles non raccordées du Ponant et leur accès par bateau. Photo 2 : Les écarts des communes de l’intérieur de la Guyane et leur accès par le fleuve. 120 Z REE N°3/2017 LES MICROGRIDS (PARTIE 2)DOSSIER 2 flexibilité permettant de gérer la varia- bilité et l’intermittence éventuelle des productions renouvelables. Au- delà de la flexibilité de production, les flexibilités de consommation (production d’eau potable ou encore chauffage de l’eau sanitaire par exemple) doivent être toutes mobi- lisées. Dans ces systèmes, ces flexi- bilités sont également complétées par stockage électrochimique réa- lisé par l’installation de batteries qui permettra d’assurer cette flexibilité à différentes échéances de temps. En complément, ce changement de paradigme nécessite de revoir le pilo- tage des flux énergétiques dans les microréseaux en déployant un pilo- tage local dédié qui permet les arbi- trages entre les différentes sources énergétiques tout en assurant le respect des contraintes techniques (puissance minimale de fonctionne- ment des moteurs, réserve primaire, maintien de la puissance de court cir- cuit). Atteindre le 100 % ENR néces- site ainsi de renverser le modèle traditionnel de l’énergie de base : ce sont les ENR, intermittentes ou fatales, qui doivent fournir la majeure partie de l’énergie à la place de l’énergie thermique. Deux cas d’illustration de cette transition énergé- tique dans les microréseaux insulaires Ouessant : vers un avenir énergétique axé autour de l’énergie hydrolienne Ouessant est une commune insulaire du Finistère d’environ 800 habitants permanents, à la pointe de la Bretagne. Son alimentation repose sur une cen- trale thermique de quatre groupes Photo 4 : vue de l'île d'Ouessant. Figure 1 : Schéma de principe du système électrique cible d'Ouesssant et de son Energy Management System. REE N°3/2017 Z 121 Les défis de la transition énergétique des microréseaux insulaires diesel répondant aux fortes variations de consommation. La puissance appe- lée varie entre 250 kW lors des plus faibles consommations, à 2 000 kW lors des vacances hivernales, un jonglage permanent pour le gestionnaire du sys- tème électrique. Pour répondre à l’objectif d’autono- mie énergétique ciblé par la PPE (Pro- grammation Pluriannuelle Energétique) de 100 % ENR d’ici à 2030, EDF SEI met en place avec les partenaires du projet « Boucles énergétiques locales » un pilotage intelligent du système élec- trique, accompagné d’un stockage centralisé. Les étapes de travail mises en œuvre sont les suivantes : 1) Efficacité énergétique pour tous : Depuis plusieurs années, l’Asso- ciation des Îles du Ponant, EDF, l’ADEME œuvrent conjointement sur un programme d’efficacité énergé- tique avec des distributions de LEDs (plus de 5 000 lampes fournies par EDF), le renouvellement des appa- reils de froid, ainsi que la mise en place d’aides à la rénovation de l’ha- bitat et des programmes de sensi- bilisation des habitants. L’éclairage public a été rénové en LEDs par le Syndicat d’énergie du Finistère avec l’appui financier d’EDF et de la région. Le compteur numérique a été déployé auprès de l’ensemble des clients. 2) Des potentiels renouvelables cap- tés à travers plusieurs projets industriels a. Un prototype hydrolien de 250 kW est aujourd’hui raccordé au réseau d’Ouessant par l’entreprise bre- tonne Sabella. L’hydrolienne ap- porte une énergie renouvelable au réseau au fil des marées et dis- posera d’une unité de stockage pour lisser le courant injecté dans le réseau, notamment vis-à-vis de l’impact de la houle. b. Plusieurs projets photovoltaïques entreront en service à partir de 2017 pour un total de 120 kWc. c. Un projet combinant énergie éolienne, photovoltaïque et hydro- lien de plusieurs MW est en cours d’élaboration. 3) Une adaptation en profondeur du système électrique a. Un gestionnaire d’énergie intel- ligent pour piloter le système : l’automate qui gèrera le système électrique d’Ouessant (désigné sous le terme “d’Energy Manage- ment System”) sera installé à par- tir du mois de juin 2017 (figure 1). Il pilotera la production renou- velable, ajustera la production de la centrale thermique en fonction des besoins, donnera les ordres de charge et décharge au stockage d’énergie et assurera à tout instant l’équilibre offre demande. b. Un stockage d’énergie pour insé- rer les énergies renouvelables : l’unité de stockage par batteries (1 MW/500 kWh) lithium-ion qui sera installée au cours de l’été 2017, absorbera les variations Figure 2 : Architecture générale du système électrique cible de Saint-Georges de l'Oyapok. 122 Z REE N°3/2017 LES MICROGRIDS (PARTIE 2)DOSSIER 2 rapides de consommation et de production, stabilisera la tension et la fréquence électrique. Il sera éga- lement en mesure d’injecter de la puissance le temps de démarrer un deuxième groupe électrogène en cas de défaillance de la produc- tion des centrales renouvelables ou lors d’une variation rapide de consommation. c. Une mobilisation de nouvelles flexi- bilités de la demande via le pilo- tage des ballons d’eau chaude des clients particuliers en fonction de la production ENR et en particulier de la production hydrolienne basée sur les horaires des marées, com- binée aux heures méridiennes de production photovoltaïque (heures creuses « renouvelables »). Saint-Georges de l’Oyapok : vers un système électrique autonome 100 % ENR, hydraulique biomasse Saint-Georges de l’Oyapok est une commune de Guyane de 4 000 habi- tants isolée au sein du parc amazonien. Son alimentation repose sur une cen- trale hydraulique et des groupes die- sel. Le projet consiste à transformer le système électrique pour le rendre 100 % ENR sans diminuer sa qualité d’alimentation 1) efficacité énergétique pour tous : des partenariats concernant les diagnostics sur l’éclairage et les bâtiments publics sont réalisés conjointement avec la mairie de St Georges. EDF est partenaire de la commune pour améliorer les per- formances de ses équipements et réduire ses dépenses énergétiques. A titre d’exemple, EDF fournira plus de 500 ampoules LED à la CMCAS pour aider les foyers démunis à réduire leur facture d’électricité. 2) des potentiels ENRs captés à tra- vers plusieurs projets industriels a. Une centrale hydraulique moder- nisée (EDF) : la centrale de Saut Maripa (1 MW) sera renforcée et reliée par fibre optique à l’auto- mate de gestion de l’énergie situé à St Georges. b. Une centrale biomasse flexible : une nouvelle centrale de 13,57 MWth ajustera sa production aux variations de consommation pour maintenir la tension et la fréquence du système. 3) une adaptation en profondeur du système électrique a. un gestionnaire d’énergie intel- ligent pour piloter le système : l’automate qui gèrera le sys- tème électrique de Saint Georges (Energy Management System) pilotera la centrale hydraulique en fonction des besoins, ajustera la production de la centrale bio- masse, supervisera le stockage d’énergie et démarrera les groupes électrogènes de secours en cas de défaillance de production ; b. un stockage d’énergie réactif pour la qualité de fourniture : l’unité de stockage absorbe les variations rapides de consommation et de production, stabilise la tension et la fréquence électrique et assure la continuité d’alimentation des clients, laissant aux groupes de secours le temps de démarrer en cas de défaillance de la produc- tion des centrales hydraulique et biomasse. Le management de ce stockage doit en particulier assu- rer le système en cas de perte de la consommation de la scierie qui représente par moments plus de 40 % de la consommation du microréseau ; c. la mobilisation de nouvelles flexibi- lités : des contrats seront élaborés avec la scierie du microréseau pour permettre son effacement en cas de difficulté de maintien de l’équi- libre électrique du microréseau. LES AUTEURS Caroline Ducharme est chef de projet Smart Grids dans la direction des systèmes énergétiques Insu- laires d'EDF. Diplômée de Supélec et d'un Master of Science de la Columbia University, elle pilote les projets de transition énergétique dans les microréseaux, avec un focus particulier sur les projets des îles non raccordées de Bretagne et de Normandie. Sébastien Ruiz est délégué Smart Grids et préparation de l'avenir pour EDF SEI. Avant de rejoindre EDF SEI, il a notamment été en charge de la création du centre R&D d'EDF Ener- gy, filiale britannique du groupe EDF, et a dirigé le département EnerBAT, énergies dans les bâtiments et les territoires d’EDF R&D. Etienne Radvanyi est chef de pro- jet à EDF R&D. Il travaille sur la thé- matique du stockage stationnaire et des microréseaux. Il est diplômé de l'Ecole Centrale de Paris et a réalisé un doctorat sur le vieillissement des accumulateurs lithium-ion. REE N°3/2017 Z 123 Les défis de la transition énergétique des microréseaux insulaires Conclusions et perspectives Si ces deux exemples sont très éloi- gnés tant en termes de territoire que de consommation et d’habitat, la même stratégie a été suivie par EDF SEI pour accélérer la transition énergétique de ces microréseaux : effort sur la sobriété énergétique, développement du poten- tiel d’énergie renouvelable local et trans- formation du système électrique avec en particulier la mise en place d’un stoc- keur et d’un EMS qui assurent le bon fonctionnement du système électrique. Ces deux projets pilotes permettront de tracer la voie aux différents microgrids des territoires insulaires, aujourd’hui présents en Guadeloupe, à la Réunion, dans les autres communes de l’intérieur de la Guyane et qui constituent une véritable vitrine technologique pour les zones isolées dans le monde entier.