Soutenance mémoire
Comportement des batteries sur le réseau électrique
Perspectives
Perspectives Afin de limiter l’extension du réseau BT et d’optimiser la consommation propre à l’échelle du quartier, l’utilisation bidirectionnelle d’un stockage domestique ou à grande échelle peut s’avérer judicieuse. Les installations de stockage des EVs doivent également être incluses dans l’analyse [2]. Nissan et Tesla utilisent respectivement leur système Xstorage et Powerwall Powerpacks pour faire du B2G (Battery to Grid) au niveau domestique [17]. Un système unidirectionnel pour les EVs était souvent privilégié jusqu’à présent pour limiter les coûts, le poids, le volume ainsi que les pertes. Avec une pénétration élevée des EVs sur le réseau et un contrôle actif du courant de charge, ces chargeurs permettent en effet de répondre à la plupart des objectifs des services publics [18]. Les stations de charges pour les véhicules électriques sont soumises aux mêmes conditions que les récepteurs d’énergie et les accumulateurs d’énergie. Cependant, leur raccordement peut être soumis à des dispositions particulières du GRD et les installations avec plusieurs stations de recharge doivent disposer d’un système de gestion de charge (PDIE-CH 12.1) [19]. De nombreux projets pilotes portent actuellement sur l’injection dans le réseau de l’énergie des véhicules en stationnement (V2G). Cependant, ce procédé devra faire encore du chemin avant de s’imposer sur le marché. En effet, le V2G risquerait de diminuer la durée de vie des batteries (qui est fortement influencée par le nombre de cycles de charge-décharge) et il faut aussi développer des systèmes de communication ultra-rapide entre les distributeurs d’énergie et l’électronique du SSE du véhicule pour permettre un décompte des flux énergétiques correspondants. Pour convaincre les propriétaires d’utiliser leur véhicule comme « réserve tampon d’énergie », ce service devra être rémunéré. Malgré ces défis, l’approche se développe et de nombreux projets pilotes sont mis en place. Par exemple, le siège européen de Nissan situé en France dans les Yvelines est déjà équipé d’une centaine de bornes de charge bidirectionnelle grâce auxquelles les EVs de la société peuvent échanger leur énergie avec le réseau lors des pics de consommation [20]. Le constructeur nippon a aussi lancé un tel projet en Italie avec EnelX et RSE [21]. Aux Pays-Bas et au Portugal, Renault expérimente également une flotte de Renault Zoe bidirectionnelle. La France, l’Allemagne, la Suisse, la Suède et le Danemark sont les prochaines cibles du constructeur français dont Gilles Normand, directeur EV chez Renault annonce « Nous avons choisi une technologie embarquée qui permet aussi d’optimiser le coût de la station de recharge et donc de faciliter un développement massif » [22]. Les électriciens doivent donc se préparer à une inondation des réseaux électriques par les batteries, aussi bien stationnaires que nomades. Les scénarios imaginés dans le Guide d’installation de systèmes de recharge pour véhicules électriques [23] laissent bien présager de l’essor que prend actuellement le véhicule électrique. (Cf. annexe A23 : 17.23).
Conclusion
Avec une pénétration grandissante des batteries connectées aux réseaux, de nombreux questionnements apparaissent. L’intégration et l’exploitation de ces systèmes répartis un peu partout dévoilent des soucis tels que l’inversion du flux de puissance, le déséquilibre de tension, la modification des puissances de court-circuit, etc. La stabilité du réseau traditionnel peut donc souffrir en passant d’un modèle « passif » 32 , à un modèle « actif » 33 . Lors de l’électrification du monde connu, de tels systèmes n’étaient pas prévus, et encore moins leur développement actuel et futur. Il était donc nécessaire d’étudier l’impact que peuvent avoir ces systèmes de stockage sur la dynamique du réseau en court-circuit afin de se préparer au mieux à l’avenir et d’éviter ainsi d’éventuels problèmes. Le réseau électrique de Laconnex a servi de base pour cette étude, sous le mandat des Services Industriels de Genève. Après un état de l’art des batteries les plus souvent branchées à un réseau de distribution basse tension, l’interface entre l’accumulateur et le réseau, appelée couramment onduleur, a fait l’objet d’une étude approfondie : les normes ont permis de définir son comportement en cas de court-circuit sur le réseau. Des tests ont aussi été réalisés sur les installations du GridLab afin de mieux comprendre comment réagi l’électronique de puissance du convertisseur de courant dans un cas de court-circuit extrême. L’étude d’impact des batteries sur la dynamique du réseau en court-circuit a été réalisée avec le logiciel PowerFactory. La courbe de charge du réseau fourni par le mandant fut ensuite imaginée à l’horizon 2035, grâce à la stratégie énergétique du canton de Genève et aux demandes du mandant : une batterie de quartier est installée pour soulager le transformateur. Des courts-circuits sont alors réalisés sur les endroits critiques du réseau à différents moments de la journée en fonction des batteries branchées (3 scénarios de court-circuit ont été réalisés). La simulation des 3 scénarios révèle qu’avec une pénétration importante des installations de production d’énergie renouvelable : • Le transformateur connaîtra des situations de surcharge et de flux de puissance vers le niveau de tension supérieure. • Les niveaux de tension en bout de ligne lors de la recharge des véhicules électriques pourront se situer en-dessous des valeurs autorisées dans la norme. • Les bornes de recharge rapide sont des consommateurs qui peuvent influencer notablement l’état de charge des lignes et doivent donc faire l’objet d’une attention particulière lors de la planification de l’exploitation future du réseau. • Dans un cas de grande production PV et faible consommation sur le réseau, certains niveaux de tensions pourront se situer au-dessus des valeurs autorisées dans la norme. • La fiabilité du réseau peut être réduite avec une augmentation significative des batteries. En effet, un défaut de court-circuit peut provoquer des déclenchements intempestifs de certaines branches ou l’effet « blinding » dans des cas plus rares. Il sera donc nécessaire de prendre certaines mesures afin de limiter l’impact d’une telle situation. Les concepts de protection « smart grid » proposés visent à développer la communication dans le réseau afin de limiter l’impact négatif que pourraient avoir les batteries. Dans une étude réalisée au Royaume-Uni, les batteries sont utilisées afin d’absorber du courant lors des courtscircuits [4].
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Table des matières
1 Contexte
2 Cahier des charges
3 Planification et méthode de travail
4 Etat de l’art des batteries
4.1 Batteries individuelles
4.2 Batteries de quartier
4.3 Batteries de véhicules électriques
4.4 Seconde vie pour les batteries de véhicules électriques
4.5 Perspectives
5 Comportement des batteries sur le réseau électrique
5.1 Composants d’un système de stockage
5.2 Normes applicables
5.3 Contribution des onduleurs de batterie aux courts-circuits
6 Expérimentations au GridLab
6.1 Procédure de test
6.2 Résultats en décharge
6.3 Résultats en charge
6.4 Analyse des résultats
7 Application dans un réseau de distribution BT
7.1 Modélisation du réseau
7.2 Modélisation d’une batterie de quartier
7.3 Impacts des batteries sur la puissance de court-circuit du réseau
7.4 Hypothèses et description des scénarios pour les courts-circuits
7.4.1 Scénario 1
7.4.2 Scénario 2
7.4.3 Scénario 3
8 Résultats
8.1 Impact des batteries sur la puissance de court-circuit du réseau
8.2 Résultats des courts-circuits
8.2.1 Résultats du scénario 1
8.2.2 Résultats du scénario 2
8.2.3 Résultats du scénario 3
8.3 Analyse des résultats
9 Stratégies de protection
9.1 Solutions traditionnelles
9.2 Solutions Smart Grid
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