Spécifications des outils de coopération TSO/ DSO des centres de conduite

Puisque dans la plupart des pays le réseau de transport est responsable de l’équilibre offre-demande à l’échelle globale par le biais de l’acquisition de services d’équilibrage et l’activation d’offres d’énergie compensatoires, le contrôle et l’équilibrage de la fréquence requièrent la coopération entre toutes les parties concernées, e.g., TSOs, DSOs^[1] et DER^[2]/Agrégateurs. Cela se produit car un grand nombre de générateurs ainsi que des systèmes de stockage et des unités de gestion de la demande sont connectés au réseau de distribution. La gestion de la puissance réactive et le contrôle de la tension exige également une approche coordonnée dans l’ensemble du système de façon à éviter un dépassement de tension, éventuellement, des situations d’effondrement électrique.

Le rôle joué par ce groupe CIGRE est d’indiquer un ensemble d’outils utilisés dans les centres de conduite et des plateformes IT associées tant pour les TSO que pour les DSO afin de gérer et faire fonctionner ces nouveaux et plus évolués systèmes électriques. L’aspect crucial qui doit être pris en compte est que ces outils doivent permettre un niveau très élevé de coopération entre les TSO et les DSO pour qu’ils puissent gérer efficacement les problèmes émanant du système, à plusieurs niveaux. Idéalement, les mêmes outils devraient pouvoir être utilisés dans les deux centres de conduite. A tout le moins, les outils doivent être interopérables. L’interopérabilité entre les outils doit prendre en considération plusieurs horizons temporels (au moins, la gestion prévisionnelle court terme et la conduite en temps réel) et plusieurs services.

Le réseau électrique, lors de sa construction, a été élaboré de façon à rendre plus efficace et facile le transit d’énergie électrique entre les grands générateurs raccordés au réseau de transport de haute tension et les consommateurs finaux raccordés au réseau de distribution en basse tension. Cependant, récemment, des changements significatifs ont vu le jour, en large partie dû aux décisions politiques en matière de protection de l’environnement et aux développements imposés par le marché, qui ont, pour leur part, changé le modèle traditionnel des réseaux électriques. Ces développements incluent, mais ne se réduisent pas à :

• La connexion d’un grand nombre d’EnRs^[3]
• L’électrification du chauffage et des transports
• Plus de consommateurs qui produisent leur propre énergie
• De nouvelles technologies qui donnent aux consommateurs plus de contrôle sur la façon dont ils utilisent leur électricité
• Des avancées au niveau des mécanismes de stockage d’énergie et les coûts qui en découlent
• Des nouvelles règles du marché et le développement des codes de réseau (Grid Codes)

La coordination entre le TSO, le DSO et les partenaires externes est essentielle pour que la production et la livraison de puissance sur le réseau soit efficace et fiable pour les clients. Les régulateurs et les opérateurs du système sont en train de commencer à faire appel à de nouveaux produits et services que les EnR raccordés au niveau distribution pourraient offrir au réseau. La plupart de ceux-ci tirent profit de capacités de communication et de détection avancées. Avec cela, de nouveaux modèles industriels sont, en ce moment, en train d’être définis, ces derniers incluant de nouvelles définitions de rôles et d’approches associés à  la coordination. Ces rôles mettent en évidence la responsabilité de plusieurs parties dans la gestion d’un réseau et des marchés associés. La coordination reflète la façon dont les opérateurs, à travers les réseaux de distribution et de transport, gèrent le « réseau » tout en mitigeant les risques et en bénéficiant des avantages de la génération distribuée d’origine renouvelable. Conséquemment, il s’avère crucial de trouver une définition claire des rôles, des protocoles et des procédures, des outils d’exploitation et des échanges d’information mutuellement convenus dans ce nouveau contexte.

Toutes les structures opérationnelles TSO-DSO qui pourront émerger dépendront de juridictions, des partenaires et du cadre réglementaire. La fiabilité et la sécurité du réseau sont primordiales. La coopération, l’échange d’information et les outils de conduite nécessaires vont être adoptés en conséquence. Le sujet principal de ce document est donc la gestion du réseau alors que les réseaux des TSO et des DSO convergent.

Cette brochure technique résulte du travail mené par le CIGRE Working Group C2.40 et elle est divisée en cinq chapitres. Après la présentation, dans le premier chapitre, du contexte dans lequel surgissent les problèmes abordés par le groupe de travail, dans le deuxième chapitre, les auteurs discutent des défis opérationnels auxquels le TSO et le DSO se voient confrontés de nos jours et quels seront les problèmes qui verront le jour dans le futur. L’identification de plusieurs fonctions opérationnelles dans lesquelles les gestionnaires de réseau font usage d’outils dédiés de façon à gérer les EnR et la coordination entre les gestionnaires des réseaux de transport et de distribution est faite dans ce chapitre. Cette analyse touche ainsi à plusieurs domaines tels que celui de l’équilibrage du système, de la gestion de la congestion et des contraintes, de la régulation de la tension, de la contrôlabilité, de l’observabilité et encore celui du redémarrage du réseau et de la prévision.

Le troisième chapitre se consacre aux données et à l’échange d’information entre le TSO et le DSO, ce qui est essentiel pour que la coopération soit efficace. Les données et l’information sont décrites dans ce chapitre ainsi que les méthodologies à suivre lors de leur échange. Les principaux outils technologiques proposés pour l’échange de données se focalisent sur CIM/XML et ICCP/TASE.2. La coordination des systèmes de transport et de distribution, et plus particulièrement l’approvisionnement de services complémentaires aux ressources de distribution, exigent une coopération étroite et un échange d’information entre toutes les parties concernées, e.g. TSOs, DSOs, EnR/Agrégateurs et les opérateurs du marché. L’image 1, par exemple, illustre une plateforme de gestion de la congestion de réseau commune où le TSO et le DSO peuvent activer les services de flexibilité associés aux EnR connectés au réseau de distribution. Plusieurs autres fonctions constituent aussi des vecteurs importants pouvant mener à la coordination TSO-DSO comme, à titre illustratif, le contrôle Volt-Var, la coordination des marchés, le redémarrage du système, l’interruption planifiée, la planification à long terme et la conduite en temps réel, la supervision et la gestion prévisionnelle court terme.

Dans le quatrième chapitre, les auteurs présentent six outils qui peuvent aider le TSO et le DSO à coordonner leurs opérations et à relever les défis qu’une haute pénétration de génération distribuée pose à leur relations et interactions opérationnelles. Ces six outils visent à répondre aux défis posés dans les domaines de la gestion de la congestion, la gestion des contraintes, le contrôle de la tension, les systèmes de gestion des EnR (DERMS^[4]), le redémarrage et un un outil commun pour le transit de puissance, le contrôle de la tension et la gestion de la puissance active et réactive. Le cinquième chapitre dresse un bilan de la situation actuelle et essaie de prévoir les nouveaux défis qui se profilent à l’horizon.

Le premier outil mentionné est une plateforme de gestion de la congestion sur laquelle les activations de flexibilité du TSO peuvent provoquer une congestion locale sur le réseau de distribution. Le DSO reçoit des activations de flexibilité proposées par les Fournisseurs de Service de Flexibilité (FSP) et fait une analyse du transit de puissance afin de déterminer si de la congestion est prévue, en se basant sur les activations proposées. Lorsque la plateforme de congestion du DSO identifie que les activations de flexibilité proposées vont créer de la congestion, elle doit appliquer un ensemble de règles convenues au préalable pour assurer qu’un ensemble d’activations moins nombreuses va être présenté à la FSP. En alternative, une approche automatisée est également proposée de façon à gérer les problèmes de congestion survenus dû à l’augmentation du volume de génération renouvelable distribuée. Cet outil identifie les problèmes de congestion sur le réseau dans des situations de vent fort et détermine l’efficacité des générateurs éoliens en ce qui concerne la gestion de ces problèmes.

Le deuxième outil est une plateforme de compensation pour les contraintes de réseau sur les réseaux de transport/distribution. Cette plateforme reçoit des informations concernant les besoins de flexibilité aux niveaux global et régional des TSO et de la flexibilité locale des DSO. Sur cette plateforme de compensation, toutes les contraintes de réseau spécifiées par les gestionnaires de réseaux de transport et distribution sont appliquées et un ensemble « clair » des exigences de flexibilité est relayé au FSP, prenant également en compte les conflits entre les exigences divergentes du DSO et du TSO et les synergies entre les exigences locales, régionales et globales.

Le troisième outil est un outil de régulation de la tension (image 2) qui propose une coordination optimale des échanges de puissance réactive entre le TSO et le DSO en utilisant les outils du système de distribution pour aider à la régulation de la tension au niveau du   système de transport. Cela se fait par le biais de quatre étapes exécutables qui atteignent la puissance réactive optimale ou des valeurs de tension déterminées à des points frontière entre les réseaux de distribution et de transport, connus sous le nom de Points d’Interconnexion (PoI).

Le quatrième outil est un DERMS (Systèmes de Gestion de Ressources d’Énergie Distribuée), plateforme applicative utilisant des technologies et des concepts opérationnels pour agréger, intégrer et gérer des ressources d’énergie distribuée (DER) et des charges contrôlables dans les systèmes de distribution et de transport afin de permettre l’approvisionnement de services de flexibilité. Ces systèmes émergents devraient jouer un rôle vital dans le support de l’interaction entre le TSO et le DSO pour la gestion des ressources provenant de convertisseurs (IBR^[5]), incluant les systèmes de stockage et les charges contrôlables.

Le cinquième outil mentionné est la gestion du redémarrage du système. Avec l’introduction des systèmes de distribution ayant un degré élevé de pénétration avec convertisseurs, les méthodes traditionnelles de redémarrage s’avèrent insuffisantes. Les opérateurs du système vont donc devoir adopter des méthodologies alternatives. C’est pour cette raison qu’un outil de support au redémarrage (RST^[6]) est proposé pour les opérateurs de centre de conduite.

Le sixième et dernier outil est un outil commun pour le transit de puissance, le contrôle de tension et la gestion de la puissance active et réactive au niveau des points d’interconnexion qui vise à optimiser la coordination des échanges de puissance active et réactive entre le TSO et le DSO. Le focus de cet outil est d’explorer les capacités du réseau de distribution de façon à réduire la congestion du réseau et à améliorer le support de sécurité de l’ensemble du réseau ainsi que le contrôle de tension au niveau du système de transport.

Conclusion

Dans le cinquième chapitre, sont présentés une conclusion du travail en cours et une réflexion sur les prochaines étapes en train d’être réalisées et les défis à venir. La plupart des problèmes techniques liés aux outils pour la coordination et les opérations TSO-DSO ont déjà été identifiés, analysés et étudiés par l’industrie. Ces explorations résultent de plusieurs études expérimentales et projets pilotes qui ont été à l’origine de solutions prometteuses. Toutefois, ces solutions ont été démontrées à une petite échelle. De ce fait, les problèmes techniques associés au déploiement à grande échelle des DER et aux problèmes opérationnels de coordination TSO-DSO doivent encore faire l’objet d’une recherche plus approfondie menant à de l’innovation. Plusieurs problèmes restent en suspens car des solutions permettant la satisfaction totale des TSOs et des DSOs n’ont pas encore été trouvées. Celles-ci incluent l’intégration à grande échelle dans la structure de contrôle commande, la modélisation dynamique et l’impact du délestage de charges en sous-fréquence, les procédures opérationnelles et de formation standard et des considérations commerciales et du marché. Le tableau 1 résume ces conclusions.