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Impact des infrastructures de charge sur le réseau de distribution
Intégration des Véhicules Electriques dans le système électriquePOITIERS, le 30 SEPTEMBRE 2010
V. Courtecuisse
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Sommaire
Présentation du groupe SEOLIS
Contexte
Etude d’intégration des VE sur le réseau de distribution
Conclusion et perspectives
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SIEDS
SEOLIS
GEREDIS
100 %
85 %
SOREGIES15 %
-Propriétaire des réseaux de distribution d’électricité sur son territoire
-Autorité organisatrice du service public de l’électricité et du gaz
-Gestionnaire des contrats de fournitured’électricité des clients raccordés sur leréseau du SIEDS
-Opérateur de réseau (construction entretien et exploitation)
-Activités Gaz et Eclairage public
-Gestionnaire des réseaux de distribution d’électricité sur le territoiredu SIEDS
Structure globale et actionnariat
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Infrastructure du réseau
• Structure radiale• Longueur de départ importante (63 km en moyenne en
HTA )• Une faible densité de charge (17 clients par km de H TA)4
Structure HTA du réseau
Poste Source
Agence d’exploitation
Production
• 12 Postes Sources
• Trois niveaux de tension HTA ( 30 kV; 20 kV; 15 kV)
• Réseau limité au département
• 2 Agences d’exploitation
• 1 Centre de conduite à distance
• 2 Groupes de production
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Sommaire
Présentation du groupe SEOLIS
Contexte
Etude d’intégration des VE sur le réseau de distribution
Conclusion et perspectives
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Le 1er octobre 2009 : le gouvernement lance un plan ambitieux pour le développement des véhicules électriques (VE) et hybrides rechargeables (VHR) .
Les principales annonces portent sur :
• le renforcement de la R&D dans ce domaine,
• la création d’une filière française de production de batteries,
• le développement des infrastructures de charge privées et publiques,
• l’anticipation des problématiques environnementales.
Contexte
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Des obligations législatives ont été introduites dans le projet de loi Grenelle 2 :
- dès 2012 les constructions d’immeubles (bureaux et habitations) avec parking intègreront obligatoirement des prises de recharge.
- Dans les copropriétés, la création d’un « droit à la prise » facilitera les travaux nécessaires.
- Au travail, la création de prises sera également facilitée, et obligatoire dans les parkings des immeubles de bureaux d’ici 2015.
Contexte
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Contexte
• Evaluer les capacités du réseau électrique à assimiler ces nouvelles charges
• Dimensionner le réseau en conséquence
• Imaginer des solutions pour minimiser les coûts de renforcement
Rôle du gestionnaire de réseau de distribution (GEREDI S)
Rôle du fournisseur (SEOLIS)
• Accompagner les collectivités locales dans le déploiement des infrastructures de charge
• Etre en mesure de proposer des offres commerciales à ses clients et aux aménageurs privés.
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Sommaire
Présentation du groupe SEOLIS
Contexte
Etude d’intégration des VE sur le réseau de distrib ution
Conclusion et perspectives
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Principe de l’étude
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TR HTB/HTA
TR HTB/HTA
TR HTA/BT
TR HTA/BT
Poste Source HTB/HTA
Réseau HTA
Réseau BT
En première approche pour analyser les capacités du réseau :- Vérifier la contrainte en puissance
Ptransformateur > Pcharges Avec Pcharges = Pclients + Ppertes- Vérifier la contrainte en tension
Uclient = Un +/- 10 %- Vérifier la contrainte en courant
I conducteurs > I transit
Décomposition de l’étude
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Prévision de déploiement des VE/VHR
Modélisation des charges clients et des véhicules
Scénarios de répartition des points de charge VE sur le réseau
Etude d’intégration réseau HTAImpact CdC des postes HTB/HTA
Plan de tension HTA
Etude d’intégration réseau BTImpact CdC des postes HTA/BT
Plan de tension BT
Généralités sur la charge des VE
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• 16A – monophasé ou triphasé, soit une puissance de 3,7kW ou 11kW
• Recharge complète de la batterie d’un VE en 8h environ
CHARGE NORMALE
• 32A – triphasé, soit une puissance de 23kW
• Recharge d’appoint de durée variable (5min de charge pour 10km)
CHARGE SEMI-RAPIDE
• 63A – triphasé, soit une puissance de 43kW
•courant continu
• Recharge de secours
CHARGE RAPIDE
Solution privilégiée pour les prises domicile/travail
Solution privilégiée pour les bornes de charge domaine public (voierie, parking…)
Solution privilégiée pour des flottes de voiture spécifique
Prévisions VE / VHR Deux-Sèvres
Année 2007 2010 Prévision 2020
France 63601000 64667000 -
Deux-
Sèvres362944 374690 413843
Année 2007 2010 Prévision 2020
France 31673298 32204166 33973726
Dont VE - - 500000
Dont VHR - - 1500000
Année 2007 2010 Prévision 2020
Deux-
Sèvres
195990 202333 223475
Dont VE - - 3289
Dont VHR - - 9867
Prévision évolution démographique [INSEE]
Prévision d’évolution du parc auto français [EDF]
Prévision d’évolution parc auto Deux Sèvres
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Modélisation des clients :Modélisation des clients
La modélisation des clients est basée sur la méthode du profilage.Un profil est une courbe-type normalisée reflétant la façon dont un client « moyen »consomme l’électricité au cours du temps.Il existe 15 profils dérivés des tarifs historiques
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Exemple d’indices de profilage sur une semaine:
Modélisation des clients
Profils clients RESIDENTIELS
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Modélisation des clients :
Modélisation des clients
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TR HTA/BT
1) Affecter un profil normalisé à chaque client en fonction de son tarif
CdCposte = Σ(Profil * Pmoy) + Pertes
2) Le profil est multiplié par la puissance moyenne (issue des relevés de compteur) du client
3) Calcul les pertes (Gauss-Saidel Power Flow)
Modélisation charge des véhicules
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Environs 40 modèles de VE sont annoncés à l’horizon 2015
64 % des véhicules annoncés seraient équipés de batteries Li-ion
Capacité de batterie moyenne de 30 KWh pour VE
Capacité de batterie moyenne de 15,5 Kwh pour VHR
Modélisation charge des véhicules
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Cycle de charge lente VE (mono, 16 A) VE
Cycle de Charge lente (mono, 16 A) VHR
Courbe réelle
Approximation
12 h
3,3 kW
6 h
3,3 kW
Cycle de charge semi-rapide VE (tri, 16 A) VE
9 h5 h
Cycle de rapide VE (tri, 32 A) VE
80 % de la charge
���� Les charges semi-rapides et rapides nécessitent des appels de puissance importants mais elles permettent de réduire significativement les temps de charge
���� La puissance appelée par les VE et VHR sont identiques (seule la durée de charge diffère)
80 % de la charge
80 % de la charge
10 kW 22 kW
Modélisation de la charge des véhicules :Modélisation charge des véhicules
Pour l’étude 3 types de prises sont considérés :- Prise domicile - Prise travail- Prise de recharge sur les parkings et voiries
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Prises de recharge sur les parkings et voiries : rechargement de 7h à 22h.
Prise domicile/travail :Trajets domicile-travail moyen :30 Km Arrivée Travail : 8h30Retour Domicile : 18h30
Prises domicile:
Répartition des prises de charge sur le réseau
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Répartition aléatoire des clients résidentiels sur l’ensemble du réseau de distribution.Au maximum, une prise a été affectée par client.Prises travail:Répartition aléatoire sur l’ensemble des clients professionnels du réseau de distribution.Une ou plusieurs prises ont été affectées aux clients en fonction du code NAF qui caractérise l’activité de l’entreprise.
Prises voiries:Répartition aléatoire sur le réseau de distribution.Ces prises sont considérées comme de nouveaux clients.
Le déploiement des VE et VHR affectera dans un premier temps les zones urbaines et périurbaines, par conséquent on suppose que les 2/3 des points de charge seront installés dans ces zones. Le tiers restant le sera dans les zonesrurales.
Calcul CdC Poste intégrant les Ve
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CdCposte = Σ(Profil * Pmoy) + Pertes + CdCVE
TR HTA/BT
3) Calcul les pertes (Gauss-Saidel Power Flow)
1) Intégration des CdC prise domicile/travail aux profils des clients impactés
2) Intégration des CdC bornes Voirie
Etude de la contrainte sur un poste :
Etude d’intégration BT
CdC PD = CdC clients + pertes + VE
Plan de tension
Chute de tension acceptable ?
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Exemple Résultats de l’étude du poste 21001 :
Etude d’intégration BT
Poste 21001 actuel
Chute de tension Départ 1 Départ 2
En Volt 17,5857 13,9929
En % 4,08 3,25
Contrainte en tension
(non tant que <10%)
non non
non
Pertes en W Départ 1 Départ 2
1986,6 2682,1
4668,7
Puissance admissible 160 kVA ; cos phi = 0.97456
Soit 155,9296 kW
Marge en kW 5,5695
Contrainte en puissance non
Poste 21001 en 2020
Chute de tension Départ 1 Départ 2
En Volt 29,2096 16,6058
En % 6,79 3,86
Contrainte en tension
(non tant que <10%)
non Non
non
Pertes en W Départ 1 Départ 2
4337,5 3502,9
7840,4
Puissance admissible 160 kVA ; cos phi = 0.97456
Soit 155,9296 kW
Marge en kW -31,8839
Contrainte en puissance oui
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 900020
40
60
80
100
120
140
160Pos te 21001
Temps (h)
Puis
sa
nce
activ
e (
kW)
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 900020
40
60
80
100
120
140
160
180
200P os te 21001 avec VE en 2020
Temps (h)
Puis
sa
nce
activ
e (
kW)
25
Puissance admissible
Puissance admissible
Etude d’intégration au réseau HTA :Etude d’intégration HTA
26CdCPS = PPS+ CdCVE
CdC PD = CdC clients + pertes + VE
Plan de tension
Chute de tension acceptable ?
Etude d’intégration HTA
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CdC hiver 2009 (sans VE)CdC 2009 + VE projection 2020
CdC hiver 2009 (sans VE)CdC 2009 + VE projection 2020
CdC hiver 2009 (sans VE)CdC 2009 + VE projection 2020
�Augmentation significative de la pointe
�Déforme les CdC par apparition d’une pointe à 8h30 et à 18h30
Conclusion et perspectives
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Une méthodologie d’étude BT basée sur une répartiti on aléatoire des VE sur le département est proposée :
à ce stade de l’étude, à l’horizon 2020, 45 % des pos tes de distribution sont impactés, 13 % des postes impacté s arrivent en contrainte.
Une étude de l’évolution des CdC des postes HTB/HTA est proposée :
à l’horizon 2020, la pointe de consommation augmente en moyenne de 17 % ( entre 5% et 59 %).
L’augmentation de la pointe dépend de la zone d’ali mentation du poste (zone rurale ou périurbaine) et du type de cl ient raccordé(résidentiel, professionnel …)
Pour favoriser l’intégration des VE en limitant les coûts de renforcement de réseau, il est impératif d’imaginer des solutions de pilotage de la charge adaptées.
Conclusion et perspectives
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Utiliser les capacités de pilotage de la charge des VE afin d’apporter des services aux réseaux.
- Optimiser la consommation locale de la production décentralisée���� Piloter la charge en fonction des Pde
- Minimiser les besoins de renforcement des réseaux���� pilotage de la charge en fonction des contraintes d u
réseau (plan de tension, capacité de transit de puis sance)
- Optimiser les achats d’énergie����pilotage de la charge en fonction de l’évolution de s
coûts d’acheminement et/ou de fourniture