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MetaPV : permettre 50% de solaire en plus sur le réseau !

Pour Achim Woyte, les actuelles surcharges constatées au niveau des réseaux suite à la multiplication des installations photovoltaïques ne sont pas une fatalité, bien au contraire. Avec le projet MetaPV, développé à l’initiative du bureau d’études belge 3E, il entend en faire la démontration.

Jean Cech : La multiplication des installations photovoltaïques posent bien des problèmes au niveau des réseaux depuis quelque temps. Le succès de ce type de production décentralisée est-il seul en cause ?

Achim Woyte : Outre la multiplication des installations, qui est réelle, l’organisation radiale des réseaux basse tension focalise la difficulté sur certaines portions de ligne, celles où se trouvent concentrées des productions photovoltaïques. Sur un réseau radial, la consommation d’électricité diminue la tension à l’endroit du prélèvement et sur sa partie de ligne en aval. Inversément, la production d’électricité induit l’effet inverse, c’est-à-dire une augmentation de tension à l’endroit d’injection et en aval. Ainsi, tenant compte des caractéristiques des consommations branchés sur la ligne et aujourd’hui aussi des productions décentralisées, on peut agir au niveau du transformateur de tête de ligne pour adapter au mieux la tension sur toute la ligne. Chez nous, cela passe nécessairement par l’intervention manuelle du GRD, qui est responsable de l’ajustement de la tension au niveau du transformateur basse / moyenne tension. Comme cela se fait manuellement, l’opération nécessite une mise hors tension temporaire. (NDLR : pour l’éviter, des systèmes automatiques existent, mais les GRD belges n’en sont pas encore équipés. Par contre, le réseau de transport en est équipé et ils permettent à ELIA de gérer en continu la tension selon les cas de figures.)

J. C. : Donc, ce mode d’intervention n’est pas vraiment la panacée... ?

A. W. : Effectivement. C’est la procédure habituelle, mais elle ne peut pas faire de miracle. Ce qui complique encore les choses, c’est que nous fonctionnons avec un réseau qui comporte trois phases et que sur le réseau basse tension, le GRD ne sait jamais sur quelle phase une installation PV se situe. Au niveau des panneaux PV, l’installateur, lui, a choisi au hasard l’une des phases pour brancher son installation. Donc le gestionnaire de réseau va commencer par voir s’il peut brancher le système sur une autre phase. Si au bout de toutes ces interventions le problème subsiste, on doit bien se résoudre à envisager la pose d’un nouveau câble.

J. C. : En quoi le projet MetaPV que vous avez initié peut-il changer la donne ?

A. W. : La question est ici de savoir combien de productions décentralisées un réseau donné peut accueillir. C’est communément une valeur théorique – ce que les Anglais appellent « hosting capacity » – au-delà de laquelle toute nouvelle production impose un renforcement de la ligne. Notre réflexion se focalise sur les méthodes « intelligentes » qui pourraient nous permettre de déplacer ce repère vers le haut sans passer par la pose de nouveaux câbles. Nous nous intéressons surtout au pilotage du réseau et aux méthodes de communication et d’interaction avec les onduleurs. Notre ambition est de relever ainsi la capacité d’accueil des réseaux de 50 % en n’investissant qu’un dixième de ce que nous demanderait un renforcement classique du réseau.

J. C. : Est-ce bien réaliste ?

A. W. : C’est le potentiel qui a été évalué par une étude autrichienne. Compte tenu du coût des équipements et des interfaces intelligentes qui doivent intervenir tant au niveau des installations PV que du réseau, il est surtout valable pour un réseau moyenne tension. Quoi qu’il en soit, il a été démontré qu’on peut y arriver via un meilleur dialogue entre l’onduleur de l’installation et le système de gestion du réseau. Concrètement, la solution technique proposée repose sur les notions de puissance active et puissance réactive qui gouvernent tout circuit électrique et sur les spécificités propres au réseau électrique. En gros, il y a moyen, via une judicieuse communication entre l’onduleur dont on exploiterait la puissance réactive et le réseau capable à tout moment de connaître la situation de chaque onduleur, de faire en sorte que ces éléments physiques contribuent à préserver l’équilibre du système, voire même à le renforcer. Quitte parfois à moduler temporairement le niveau de production. Nous envisageons éventuellement – mais c’est une option subsidiaire qui doit encore démontrer sa rentabilité – de faire intervenir en complément un système de stockage sur batteries.

J. C. : Ca, c’est la théorie. A-t-on pu vérifier tout cela in situ ?

A. W. : C’est ce à quoi nous nous employons actuellement avec nos partenaires dont le gestionnaire de réseau Infrax qui se propose d’implémenter le système sur certaines portions de son réseau où d’importantes productions PV, tant résidentielles (427 kWc, 85 installations avec au total 95 onduleurs) qu’industrielles (9 installations, environ 2,5 MWc au total) sont ou vont être branchées. Nous sommes en passe d’installer les systèmes de contrôle actif – les onduleurs fournis par SMA, les interfaces communicantes, etc. – ce qui devrait être réalisé dans les prochains mois. Nous voulons vérifier que notre théorie se vérifie dans la pratique quotidienne et que les différents modes que nous envisageons fonctionnent bien tout au long de la journée, quel que soit l’ensoleillement comme nous l’avons constaté en laboratoire. Nous aurons les réponses dans les deux prochaines années. C’est le plus grand projet actuel de gestion active du photovoltaïque en situation réelle et à vocation commerciale. C’est donc un véritable projet de démonstration.

J. C. : Une telle interaction dans le pilotage des réseaux est-elle bien conforme au cadre légal ?

A. W. : Le cadre actuel ne prévoit (ni n’exclut) ce type d’opération et d’activité par les onduleurs.

Catégorie: 
Débats
Filière: 
8

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