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Entre la production intermittente d’énergie renouvelable et les nouveaux modes de consommation, les gestionnaires de réseaux de distribution d’électricité doivent s’adapter. C’est pourquoi SRD et le laboratoire d’informatique poitevin (Lias) se rapprochent. Le but ? Optimiser les installations.
Dans la Vienne comme dans le reste de la France, le réseau électrique est en pleine mutation. Côté production, la part des éoliennes et du photovoltaïque ne cesse de grandir. Par nature intermittentes, ces sources d’énergie renouvelable (ENR) fluctuent selon le moment de la journée, les saisons, la météo… Côté consommation, de nouveaux usages, liés par exemple à la multiplication des véhicules électriques, font varier les besoins en énergie. Et ce n’est que le début ! « Avant, nous regardions ce qui se passait dans les postes sources, et comme tout le monde consommait statistiquement la même chose au même moment, nous effectuions une règle de trois et cela donnait une bonne image des flux sur le réseau, résume Fabien Petit, directeur des infrastructures et de la stratégie de développement chez SRD. Aujourd’hui, des panneaux photovoltaïques sont installés un peu partout sur des hangars agricoles ou des maisons individuelles à différents points du réseau, c’est pour cela que nous avons besoin de mieux modéliser le comportement du réseau. »
Prédiction et adaptation
Face à ce constat, le cinquième distributeur d’électricité français (244 communes de la Vienne alimentées) s’est associé à des chercheurs en informatique et automatisme pour les systèmes (Lias) de l’université de Poitiers afin de créer le laboratoire commun @liénor. Depuis quelques mois, trois équipes travaillent sur la gestion en temps réel du maillage, le traitement des données de consommation et de production et la modélisation du réseau et des flux. « On recherche les méthodes algorithmiques les plus appropriées à ce système de distribution électrique, précise le Pr Jean-Paul Gaubert, directeur du Lias. Ce qui nous intéresse, c’est le temps de convergence pour trouver une solution à une situation donnée et la fiabilité de la réponse pour que les ajustements deviennent automatiques. » L’enjeu consiste à prédire les variations et l’adaptation du réseau. Tout cela en tenant compte des contraintes réglementaires de SRD. « Nous devons en permanence délivrer une certaine tension à nos clients, reprend Fabien Petit. D’un autre côté, nous ne devons pas dépasser la capacité de transmission maximale des infrastructures. » En apportant plus de flexibilité, les algorithmes peuvent aussi éviter des investissements inutiles.
Au final, le LabCom espère aboutir à un système « Intelligent de management et de gestion de l’énergie » (Image), un outil duplicable et commercialisable. Pour cela, l’Agence nationale de la recherche a débloqué une enveloppe de 350 000€ sur quatre ans et la Région cofinance également les trois thèses programmées.
Crédit photo : SRD
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