Imaginez ce scénario : au coup de 17 h, les employés des quatre coins de la ville quittent le travail pour rentrer chez eux et branchent en même temps leur véhicule électrique (VE) pour le recharger. Même si cette situation ne semble pas trop dramatique, elle pourrait entraîner une augmentation fulgurante de la charge sur le réseau de distribution de 40 à 100 milles à l’heure. Si cela ne réduit pas le système en ruines, la récupération sera à tout le moins coûteuse.
Cela nous amène à notre défi actuel. Alors que les VE approchent du point de basculement de l’abordabilité et gagnent en popularité, nous devons rapidement intégrer des bornes de recharge rapide au réseau électrique pour alimenter tous ces véhicules. À l’heure actuelle, il n’y a pas de contrôles en place – au niveau du réseau ou du système à grande échelle – qui peuvent réduire au minimum la congestion ou compenser la demande de pointe. Les opérateurs de réseaux de distribution doivent continuer de répondre aux besoins des exploitants de parcs de véhicules qui soutiennent l’infrastructure nécessaire aux VE. Ces chargeurs, qui constituent une catégorie de ressources énergétiques distribuées, peuvent également servir à retourner l’énergie vers le réseau. À l’heure actuelle, on estime qu’environ 96 % de la recharge des véhicules électriques est effectuée à la maison ou sur le lieu de travail [1], ce qui souligne l’importance de la question.
Selon l’Electrification Futures Study du National Renewable Energy Laboratory, une analyse exhaustive des répercussions de l’électrification généralisée dans tous les secteurs économiques des États-Unis, d’ici 2050, les véhicules électriques pourraient contribuer à une augmentation de 33 % de l’utilisation d’énergie pendant la période de pointe de la demande en électricité, qui est déjà la période la plus coûteuse de la journée[2]. On s’attend également à ce que les exploitants de parcs de véhicules commencent à subvenir aux besoins en charge des véhicules intermédiaires et des utilitaires lourds (autobus, véhicules de livraison, etc.), dépassant ainsi les contraintes actuelles du réseau électrique.
L’augmentation des ressources énergétiques distribuées pose deux principaux défis liés au réseau de distribution. Premièrement, les chutes de tension et la surcharge thermique des transformateurs et des câbles, qui ont également une incidence sur les niveaux de courant de défaut et le réseau[3]. Deuxièmement, la distinction entre le courant de défaut et le courant de surcharge du réseau de distribution, comme les ressources ajoutent une toute nouvelle couche de complexité{4].
En général, les artères de distribution utilisent des configurations radiales, et les dispositifs de protection contre les surintensités sont réglés pour le flux unidirectionnel des courants de défaut. Par contre, les ressources énergétiques distribuées introduisent un flux bidirectionnel qui peut contribuer aux courants de défaut dans les deux sens. Lorsque ces ressources sont injectées dans les réseaux de distribution, les dispositifs de protection conçus pour un flux unidirectionnel ne permettent plus de coordonner adéquatement la protection[3].
Pour résoudre ce problème, des études sur la protection et la coordination ont relevé plusieurs mécanismes de protection particuliers qui peuvent être utilisés dans plusieurs approches classiques et nouvelles. Ces approches servent habituellement à mettre en œuvre un système de protection adaptatif ou statique comprenant une protection des relais primaires et de secours du réseau de distribution. La technique adaptative comprend des réglages dynamiques (réglages de groupe sur les relais de microprocesseur) ajustables, tandis que les réglages statiques sont fixes (électromécaniques) et ne s’adaptent pas à la modification des limites de courant de défaut liée à l’ajout des ressources énergétiques distribuées. Souvent, le système de protection adaptatif comprend l’installation d’un limiteur de courant de défaut en série avec les ressources pour bloquer ce courant pendant une condition de défaut.
Pour ce qui est des exploitants de parcs de véhicules, le National Renewable Energy Laboratory, en partenariat avec d’autres chefs de file de l’industrie, contribue au développement d’un nouveau système de conversion d’énergie basé sur des matériaux de pointe comme les semi-conducteurs à large bande, et de nouveaux contrôleurs et algorithmes idéaux pour la planification en ligne et le contrôle en temps réel[3]. Dans un marché de capacité de réseau, il est utile pour les exploitants de parcs de véhicules d’utiliser les fonctions de planification en ligne et de mettre en place des systèmes de charge améliorés dont l’objectif principal est d’éviter le déséquilibre énergétique. Habituellement, des données plus précises leur sont fournies à cette fin. De plus, un nombre croissant d’algorithmes d’apprentissage automatique ont été mis au point pour permettre aux exploitants de parcs de véhicules de déterminer s’ils doivent modifier le plan de charge en fonction de l’analyse de l’utilité et des risques[3]. Cela est rendu possible en grande partie grâce à l’établissement d’un profil de charge agrégé pour les VE et l’utilisation d’un algorithme de programmation linéaire. En ce qui concerne les contrôles en temps réel, on peut supposer que les VE seront chargés conformément au plan; toutefois, si le fonctionnement technique normal du réseau est compromis, la gestion de l’exploitant du parc de véhicules peut être supplantée par celle de l’opérateur de réseau de distribution, par exemple en utilisant une stratégie de délestage [3] où la coordination entre l’exploitant du parc automobile et l’opérateur est de la plus haute importance.
Pour répondre aux futures demandes des véhicules électriques sur les réseaux de distribution, il faudra beaucoup de préparation, de planification et de compromis. Cela nécessitera la participation de tous les intervenants qui jouent un rôle dans l’intégration des véhicules au réseau, y compris les opérateurs de réseaux de distribution, les exploitants de ressources énergétiques distribuées et les propriétaires de VE connectés au réseau. Le défaut d’adopter une telle approche pourrait créer une instabilité au sein du réseau de distribution et entraîner un mauvais fonctionnement des systèmes de protection, l’isolement des ressources énergétiques distribuées du réseau et, en fin de compte, des pannes pour les consommateurs commerciaux et résidentiels. Nous pouvons éviter les risques associés aux véhicules électriques en mettant en œuvre de nouveaux systèmes de protection et de contrôle et en améliorant le réseau existant. Nous pouvons aider!
1 « Technical & Design Guidelines For EV Charging Infrastructure — #CleanTechnica Report », CleanTechnica, publié le 16 février 2019, https://cleantechnica.com/2019/02/16/technical-design-guidelines-for-ev-charging-infrastructure-cleantechnica-report/
2 « Grid Coordination Opens Road for Electric Vehicle Flexibility », National Renewable Energy Laboratory, publié le 4 août 2020, https://techxplore.com/news/2020-08-grid-road-electric-vehicle-flexibility.html
3 Junjie Hu, Shi You, Morten Lind et Jacob Østergaard, « Coordinated Charging of Electric Vehicles for Congestion Prevention in the Distribution Grid », IEEE Journals & Magazine, mars 2014
4 Manohar Singh, « Protection coordination in distribution systems with and without distributed energy resources-a review », Protection and Control of Modern Power Systems, publié le 21 juillet 2017, https://pcmp.springeropen.com/articles/10.1186/s41601-017-0061-1
