PROJET DE FIN D’ - eprints2.insa-strasbourg.freprints2.insa-strasbourg.fr/1964/1/GE5E_-_2015... · Je tiens à emecie tout d’abod l’ent epise ERDF de m’avoi donné cette occasion

PROJET DE FIN D’ÉTUDES

Mise en place d’une méthodologie pour l’élaboration des SChémas d’Orientation du Réseau Électrique

Priscille Cadart

2 Février – 31 Juillet 2015

Tuteur en entreprise

Sylvain JOSSERON

ERDF 57, rue Bersot

25000 BESANCON 03 81 83 81 57

Professeur responsable

Natacha NGO

INSA de Strasbourg 24, boulevard de la Victoire

67084 STRASBOURG 03 88 14 47 00

Spécialité Génie Électrique Option Énergie, Septembre 2015

GE5E 2015 CADART Priscille

REMERCIEMENTS

Je tiens à remercier tout d’abord l’entreprise ERDF de m’avoir donné cette occasion de découvrir les métiers de la distribution électrique. J’ai beaucoup appris grâce à ce stage, autant du point de vue technique que sur le plan humain et organisationnel.

Je souhaite également remercier les personnes qui m’ont accompagnée durant ce stage :

Sylvain Josseron, mon tuteur de stage, pour son suivi assidu, ainsi que pour la confiance et l’aide qu’il m’a apportées.

Quentin André et Fouad El Mansouri, mes voisins de bureau, pour avoir eu la patience de répondre à toutes mes questions et pour m’avoir guidée dans le fonctionnement du service.

Toute l’équipe de l’agence MOAD pour leur accueil, pour la bonne ambiance et l’entraide qui règne dans le service.

Je tiens enfin à remercier Loïc Ausset et Alice Sher, pour m’avoir accompagnée dans la découverte de la ville de Besançon, ainsi que ma sœur Lucie et Arthur pour leur présence et leur soutien.

GE5E 2015 CADART Priscille 1

FICHE D’OBJECTIFS

Ce projet de fin d’études consiste en la conception d’une méthodologie d’élaboration des SChémas d’Orientation du Réseau électrique (SCORE), documents permettant l’optimisation et la planification à moyen et long terme de la structure du réseau de distribution électrique.

Le stage s’inscrit dans une démarche de mise en application locale de notes nationales ERDF publiés récemment sur les SCORE, et de facilitation du travail des membres du Bureau d’Etude Régional Electricité (BERE) de la Direction Régionale Alsace-Franche-Comté (AFC).

L’objectif est de dégager des outils et une méthode simplifiée pour que les chargés d’études puissent mettre à jour les documents existants (appelés Schémas Directeurs) en vue de les transformer en SCORE. Pour ce faire, les objectifs suivants ont été fixés :

1. Lister les différences entre les deux versions (2007 et 2014) des documents nationaux.

2. Etudier le travail déjà réalisé au niveau du BERE AFC, ainsi que les modes opératoires et les

outils de calcul et de mise en forme existants chez ERDF (BERE d’autres régions, national,

etc.)

3. Rechercher les informations externes à utiliser (documents des collectivités, schémas

directeurs pour la production décentralisée, etc.) et proposer une méthode d’intégration

des données.

4. Développer des notices pour mettre à profit les fonctionnalités spécifiques à l’élaboration

des SCORE du logiciel de calcul de réseau ERABLE. Développer également des outils

d’affichage cartographique sur le logiciel QGIS.

5. Etablir un mode opératoire de réalisation et de mise à jour des SCORE pour le BERE.

6. Elaborer et mettre à jour les outils de synthèse des SCORE selon les différents acteurs (outil

pour le planificateur, outil pour le chargé d’études, outil de communication externe).

7. Tester la pertinence de la méthodologie sur des cas concrets : réaliser un ou deux

SCORE (ex : zone urbaine, zone rurale), si possible dans une zone nécessitant la création

d’un Poste Source.

8. Présenter les différents outils méthodologiques aux membres du BERE.


RESUME

Auteur : CADART Priscille Promotion : 2015 – Génie Electrique Option Energie

Titre : Mise en place d’une méthodologie d’élaboration des SChémas d’Orientation du Réseau Electrique

Soutenance : Septembre 2015 Tuteur école : NGO Natacha

Structure d’accueil : ERDF – Direction Régionale Alsace Franche-Comté 57 rue BERSOT – 25000 BESANCON Tuteur entreprise : JOSSERON Sylvain

Nb de volume(s) : 1 Nb de pages : 51 Nb de références bibliographiques : 8

Résumé : ERDF est le gestionnaire du réseau de distribution (moyenne et basse tension) sur 95% du territoire Français. Le Bureau d’Etudes Régional Electricité de Besançon est chargé d’étudier les affaires de renouvellement, renforcement et développement du réseau sur le territoire de la Direction Régionale Alsace Franche-Comté. Les ouvrages construits ayant une durée d’amortissement minimum de 30 ans, il est nécessaire d’anticiper la structure du réseau sur cette durée afin d’optimiser les investissements. C’est l’objectif des SChémas d’Orientation du Réseau Electrique (SCORE). Dans le cadre de mon Projet de Fin d’Etudes, j’ai établi une méthodologie pratique d’élaboration de ces documents et développé des outils pour optimiser le temps de travail, tout en permettant de compléter l’étude par des problématiques émergeantes. J’ai également développé des outils de synthèse mettant à profit les résultats des SCORE pour l’aide à la décision des investissements.

Mots clés : Distribution électrique / Développement du réseau / Maîtrise d’ouvrage / Planification/ Optimisation des investissements

Abstract : ERDF is the Distribution System Operator on 95% of the French electric grid. The regional design office of Besancon is responsible for studying renewal, reinforcement and development projects for the Alsace Franche-Comté medium voltage power network. As network facilities have a depreciation period of 30 years as a minimum, it is necessary to anticipate the network structure over the longer term. This is the goal of the electrical grid blueprints, called SCORE. My final year project consisted in establishing a practical methodology to draw up these plans. I developed tools to optimize the working hours, thus freeing up time to study emerging technical issues. I also developed decision support tools that synthesize the blueprints in order to optimize the investments.


SOMMAIRE

Fiche d’objectifs ................................................................................................................................... 1

Résumé ................................................................................................................................................. 2

Table des illustrations .......................................................................................................................... 5

Introduction ......................................................................................................................................... 6

Contexte de l’étude .............................................................................................................................. 7

1 Fonctionnement du secteur et de l’entreprise ............................................................................ 7

1.1 Organisation du secteur de l’énergie électrique ................................................................... 7

1.2 Contexte de la distribution électrique .................................................................................. 7

1.3 Fonctionnement de l’entreprise [1] ...................................................................................... 8

2 Le Bureau d’Etudes de l’agence Maîtrise d’Ouvrage de Décision .............................................. 10

2.1 Activités et missions ............................................................................................................ 11

2.1.1 Traitement des finalités ............................................................................................... 11

2.1.2 Etudes complémentaires ............................................................................................. 13

2.2 Fonctionnement .................................................................................................................. 15

2.2.1 Réalisation d’une étude ............................................................................................... 15

2.2.2 Outils informatiques utilisés ........................................................................................ 16

Projet réalisé ...................................................................................................................................... 17

1 Présentation du sujet et de la démarche ................................................................................... 17

2 Etude Bibliographique ................................................................................................................ 18

2.1 Structure du SCORE [4] ........................................................................................................ 18

2.2 Analyse des schémas directeurs existants .......................................................................... 22

3 Nouvelles Problématiques .......................................................................................................... 25

3.1 Développement du territoire .............................................................................................. 25

3.1.1 Agence Raccordement Marché d’Affaires (ARMA) ...................................................... 25

3.1.2 Collectivités territoriales .............................................................................................. 26

3.1.3 Directions Territoriales ................................................................................................ 28

3.2 Analyse de la qualité de fourniture ..................................................................................... 29


3.3 Intégration de la production décentralisée ........................................................................ 30

3.3.1 Le SRRRER (Schéma Régional de Raccordement au Réseau des Energies Renouvelables) ........................................................................................................................... 30

3.3.2 Le BE Producteurs ........................................................................................................ 31

3.4 Prise en compte du courant capacitif ................................................................................. 33

4 Planning Réalisé et Difficultés rencontrées ................................................................................ 35

Résultats ............................................................................................................................................. 37

1 Restitutions du SCORE ................................................................................................................ 37

1.1 Rapport de synthèse ........................................................................................................... 37

1.2 Restitutions cartographiques .............................................................................................. 39

2 Macro de mise en forme ............................................................................................................ 42

2.1 Analyse du besoin ................................................................................................................ 42

2.2 Mise en place des solutions techniques .............................................................................. 43

2.3 Apports et limites ................................................................................................................ 46

3 Outils d’Aide à la décision ........................................................................................................... 47

Conclusion .......................................................................................................................................... 50

Bibliographie ...................................................................................................................................... 51


TABLE DES ILLUSTRATIONS

Figure 1 - Organisation du secteur de l'énergie électrique ................................................................. 7

Figure 2 – Organisation de l’entreprise en DIR puis DR ....................................................................... 8

Figure 3 - Organigramme fonctionnel de la DR AFC ............................................................................ 9

Figure 4 - Organigramme de l'agence MOAD .................................................................................... 10

Figure 5 - Répartition des finalités selon les axes .............................................................................. 11

Figure 6 - Technologie CPI .................................................................................................................. 12

Figure 7 - Principe de réalimentation par dichotomie ....................................................................... 13

Figure 8 - Schéma simplifié du réseau HTA ........................................................................................ 14

Figure 9 - Eléments constitutifs d'un poste source............................................................................ 14

Figure 10 - Planning prévisionnel ....................................................................................................... 17

Figure 11 - Courbes d'évolution des puissances données par CRISTINA ........................................... 19

Figure 12 - Tableau des seuils d’optimisation du réseau ................................................................... 21

Figure 13 - Carte de découpage du centre ALSACE (063) autour de Mulhouse ................................ 22

Figure 14 - Planification du raccordement des Zones d'Aménagements Concerté .......................... 23

Figure 15 - Exemple de diagnostic par départs .................................................................................. 24

Figure 16 - Exemple de diagnostic qualité ......................................................................................... 24

Figure 17 - Vue de l'outil MOA-Pilot .................................................................................................. 26

Figure 18 - Carte issue du SCoT de l'agglomération Bisontine .......................................................... 27

Figure 19- Eléments de développement économique du secteur Bas-Rhin ..................................... 28

Figure 20 - Seuils issus de l'arrêté qualité du 18/02/2010 ................................................................ 29

Figure 21 - Exemples de projets réseau engagés par RTE dans des zones saturées par la production décentralisée ...................................................................................................................................... 31

Figure 22 - Impact de la production sur les profils de tension .......................................................... 32

Figure 23 - Courants capacitifs en régime normal (équilibré) ........................................................... 34

Figure 24 - Courants capacitif lors d'un défaut monophasé à la terre (déséquilibre) ....................... 34

Figure 25 - Tableau des contraintes de 3I0 par transformateur ........................................................ 34

Figure 26 - Seuils de 3I0 par départ selon le régime de neutre du transformateur .......................... 35

Figure 27 - Planning réalisé ................................................................................................................ 36

Figure 28 - Plan du rapport SCORE .................................................................................................... 37

Figure 29 - Légende de la carte des taux d'accroissement et des clients importants ....................... 39

Figure 30 - Légende de la carte de diagnostic des ouvrages ............................................................. 40

Figure 31 - Légende de la carte des résultats électriques sur réseau initial...................................... 40

Figure 32 - Liste des restitutions à fournir à l'aide du logiciel ERABLE .............................................. 42

Figure 33 - Diagramme "Bête à cornes" de la macro......................................................................... 42

Figure 34 - Diagramme "Pieuvre" de la macro .................................................................................. 43

Figure 35 - Menus d'importation ....................................................................................................... 43

Figure 36 - Présentation des résultats électriques par départs ......................................................... 44

Figure 37 - Seuils de la mise en forme conditionnelle pour l'analyse des résultats par départ ........ 44

Figure 38 - Interface de l'outil ............................................................................................................ 45

Figure 39 - Exemple de restitution ERABLE ....................................................................................... 46

Figure 40 - Tableau de paramétrage .................................................................................................. 46

Figure 41- Estimations des coûts de main d'œuvre ........................................................................... 46

Figure 42 - Tableau de résumé du SCORE par départs ...................................................................... 48

Figure 43 - Numéros à renseigner selon les types de travaux ........................................................... 48

Figure 44 - Tableau récapitulatif de tous les Schémas Directeurs ..................................................... 49


INTRODUCTION

Dans le cadre de mon Projet de Fin d’Etudes à l’INSA (Institut National des Sciences Appliquées) de Strasbourg, j’ai intégré ERDF (Electricité Réseau Distribution France) pour un stage de 6 mois, du 2 février au 31 juillet 2015.

J’ai rejoint le Bureau d’Etudes Régional Electricité de la Direction Régionale d’Alsace Franche-Comté à Besançon. Ce service est chargé de réaliser les études pour la conception, l’amélioration et la modernisation du réseau de distribution électrique.

Ce rapport présente le travail effectué et la réflexion menée pour l’établissement d’une méthodologie d’élaboration des SChémas d’Orientation du Réseau Electrique (SCORE). Ces documents permettent l’optimisation et la planification à moyen et long terme de la structure du réseau de distribution électrique. Ils sont essentiels au fonctionnement du BERE car tous les ouvrages électriques posés le sont pour 30 ans minimum.

Dans un premier temps, je présenterai le contexte du sujet en expliquant le fonctionnement du secteur, de l’entreprise et du service puisque les SCORE recouvrent toutes les activités de ce dernier. Dans une deuxième partie j’aborderai le projet réalisé et présenterai les différentes problématiques traitées. Enfin, j’exposerai les résultats du travail et les apports pour l’entreprise.


CONTEXTE DE L’ETUDE

1 FONCTIONNEMENT DU SECTEUR ET DE L’ENTREPRISE 1.1 Organisation du secteur de l’énergie électrique

La Figure 1 présente le secteur de l’énergie électrique tel qu’il est organisé aujourd’hui en France, pour respecter les directives européennes liées au marché de l’énergie [1].

Le monopole structurel est assuré pour les secteurs du transport et de la distribution de l’énergie. Ce monopole permet une gestion optimisée du réseau, pour un coût d’acheminement uniformisé. On parle de marché régulé. En effet, les entreprises opérant sur ces secteurs sont soumises à des lois et des décrets de fonctionnement et sont contrôlées par la Commission de Régulation de l’Energie (CRE).

Les réseaux de transport et de distribution sont deux réseaux électriques qui se distinguent par leur niveau de tension : HTB pour le transport et HTA/BT pour la distribution. Le transport est assuré par RTE (Réseau de Transport d’Electricité), la distribution par ERDF, deux sociétés filiales d’EDF.

1.2 Contexte de la distribution électrique

Le contexte économique du secteur de la distribution d’électricité est lié à des paramètres historiques [2]. Depuis la fin du 19e siècle, ce sont les communes qui sont responsables de l’électrification (réseau moyenne et basse tension : HTA et BT) de leur territoire. Celles-ci sont propriétaires des ouvrages du réseau et ont alors le choix entre deux modes de gestion pour l’exploitation, la maintenance et le développement de celui-ci. En se regroupant et en s’organisant en syndicats, elles peuvent confier ces tâches sous la forme d’une concession de service public à une entreprise privée (qui devient concessionnaire), ou alors transmettre leurs compétences de maîtrise d’ouvrage à un organisme public, appelé Entreprise Locale de Distribution (ELD, ex : Régie, SICAE, etc.).

A l’issue de la seconde guerre mondiale, l’électrification devient une priorité nationale pour le développement économique et la loi de 1946 prévoit la nationalisation de toutes les entreprises privées d’électricité : c’est la création d’EDF, qui devient alors concessionnaire unique du réseau. Cette loi exclut cependant les ELD qui restent indépendantes et conservent le monopole sur leurs territoires. Il subsiste en France environ 170 entreprises de ce type, qui ont été privatisées depuis.

En 2000, les directives européennes imposant l’indépendance des Gestionnaires de Réseau de Distribution (GRD) entrent en droit français. La distribution est alors filialisée au sein d’EDF par la création d’ERDF (Electricité Réseau Distribution France), effective en 2008.

Marché concurrentiel dérégulé

Marché concurrentiel dérégulé

Marché régulé Marché régulé

Figure 1 - Organisation du secteur de l'énergie électrique

Production Transport Distribution Fourniture

Facture

HTB (400, 225, 90, 63kV) HTA (20kV)

BT (400V)


1.3 Fonctionnement de l’entreprise [1]

C’est dans ce contexte qu’ERDF assure aujourd’hui la maintenance, l’exploitation, le dépannage et le développement de plus de 95% du réseau de distribution français, pour le compte des autorités concédantes [2]. Son rayon d’action s’étend des postes sources, points frontières avec RTE, jusqu’aux compteurs basse tension de ses 35 millions de clients. Pour remplir ses missions, ERDF est rémunérée par les fournisseurs d’électricité via le mécanisme du TURPE (Tarif d’Utilisation du Réseau Public d’Electricité).

L’entreprise est organisée en 8 Directions InterRégionales (DIR), comme présentées sur la Figure 2. Chacune de ces DIR est divisée en plusieurs Directions Régionales (DR). J’ai intégré pour ma part, la DR Alsace-Franche Comté (AFC) au sein de la DIR EST.

Figure 2 – Organisation de l’entreprise en DIR puis DR

Cette dernière est chargée de la gestion du réseau de distribution sur toute la région Franche-Comté ainsi que la région Alsace, à l’exception des ELD (nombreuses sur la DR : Electricité de Strasbourg, SICAE Est à Vesoul, Régie de Colmar, etc.). La DR AFC recouvre 6 départements : le Doubs, le Jura, la partie Sud du Bas-Rhin, le Haut-Rhin, la Haute-Saône et le territoire de Belfort. Cela représente, d’un point de vue réseau : 79 Postes Sources, 156 transformateurs HTB/HTA et 811 départs HTA.

La DR est organisée en 3 fonctions principales : Opérations, Service Client et enfin Patrimoine et Raccordement, qui sont complétées par les fonctions support (RH, Contrôle de Gestion, Prévention) ventilées dans l’organigramme présenté Figure 3.

DIR EST

DR Alsace Franche-Comté

DR Champagne-Ardenne

DR Lorraine


La fonction "Opérations" regroupe quatre Agences d’Exploitation (AE) réparties par site (Franche Comté Nord, Franche Comté Centre, Jura et Alsace) comprenant 60 à 80 personnes chacune. Elles assurent principalement le dépannage et la maintenance du réseau sur leurs zones. Elle comporte également une Agence spécialisée dans la Maintenance et l’Exploitation des Postes Sources (AMEPS) et une unité spécialisée dans les Travaux Sous Tension HTA. Elle est dotée par ailleurs d’un pôle Réseau, chargé de la centralisation et de la coordination des opérations de maintenance (Fiabilisation), de conduite (ACR) et de gestion des accès au réseau (BEX).

La fonction "Patrimoine et Raccordement" est organisée en 5 services : deux agences Raccordement, une agence Maîtrise d’Ouvrage de Décision, une Agence Ingénierie et Travaux, et une agence de Cartographie.

L’agence Cartographie est chargé de mettre à jour les Systèmes d’Information Géographiques (SIG) grande et moyenne échelle, ainsi que la base de description physique et électrique des ouvrages du réseau. C’est sur cette dernière que s’appuient les différents progiciels de calcul électrique utilisés au sein d’ERDF.

Les deux agences Raccordement se partagent l’étude (dimensionnement, chiffrage) du raccordement des clients selon leur type : marché d’affaires ou marché grand public et professionnel. On différencie ces types de clients car ils impliquent des puissances souscrites et des adaptations de réseau différentes.

L’agence Maîtrise d’Ouvrage de Décision (MOAD) est chargée de la phase d’étude des projets de modernisation, développement et renouvellement du réseau. L’agence Ingénierie et Travaux (également appelée MOAR, pour Maîtrise d’Ouvrage de Réalisation) est chargée, comme son nom l’indique, de la gestion et de la supervision des affaires (qu’elles soient issues du raccordement ou de la MOAD) lorsqu’elles passent de la phase d’étude à la phase de réalisation (mission mixte de maître d’ouvrage et de maître d’œuvre).

D’autres éléments importants du réseau de distribution, les Postes Sources (PS) et les producteurs HTA, sont gérés au niveau de la DIR EST par la MOAD PS, le Bureau Régional Ingénierie Postes Sources et le Bureau d’Etudes Producteurs.

Figure 3 - Organigramme fonctionnel de la DR AFC


2 LE BUREAU D’ETUDES DE L’AGENCE MAITRISE D’OUVRAGE DE DECISION J’ai intégré le Bureau d’Etudes Régional Electricité (BERE) de l’agence MOAD pour effectuer

mon stage de fin d’études. L’agence est récemment issue d’une fusion de plusieurs services : la MOAD HTA, qui incluait le BERE, et la MOAD BT, qui incluait le service Déplacements d’Ouvrage (DO) et le service Electrification Rurale (ER). Son organisation est décrite par l’organigramme de la Figure 4.

Figure 4 - Organigramme de l'agence MOAD

Le service Electrification Rurale est lié au régime de concession à l’œuvre en zone rurale. En effet, dans ces zones, les syndicats départementaux d’énergie (concédants) ont la maîtrise d’ouvrage pour la majorité des types de travaux sur le réseau BT (raccordement, renforcement et esthétique), c’est-à-dire que ce sont eux qui réalisent les investissements. Ce n’est pas le cas en régime urbain, où ils n’ont la responsabilité des investissements que sur les travaux d’esthétique sur le réseau BT. Ils n’ont cependant pas toutes les compétences pour le dimensionnement des affaires à réaliser, c’est pourquoi ils transmettent leurs projets à ERDF pour validation technique.

J’ai intégré plus précisément l’équipe des chargés d’études spécialisés en HTA. Ceux-ci se répartissent les études de la région AFC par zone : Franche-Comté Nord, Franche-Comté Centre, Jura, Alsace Nord (67-68) et Alsace Sud (68).


2.1 Activités et missions

Les missions du BERE s’articulent autour : - d’études pour la MOAD délibéré (amélioration, développement et renouvellement du

réseau) - d’activités électriques complémentaires.

La MOAD réalise ses investissements sur le réseau selon une stratégie ayant pour objectif l’amélioration (a minima le maintien) de la qualité de fourniture. Les politiques d’investissement sont définies au niveau national et sont réparties selon 3 axes majeurs : fiabilité, réactivité et structure. Différentes finalités relatives à ces axes sont mises en place, selon le tableau de la Figure 5. Le BERE se charge de constituer un portefeuille d’affaires répondant à ces finalités et les transmet ensuite à la MOAD pour qu’elle rende sa décision d’investissement. Les méthodologies et les actions à entreprendre pour réaliser les études techniques sont définies au niveau national sous forme de documents appelés Prescription du Réseau de Distribution Electrique (PRDE).

Axe Finalités

Fiabilité

Plan Aléas Climatiques (PAC) Plan de Renouvellement de Câbles (PRC) Prolongation de la Durée de Vie (PDV) Renouvellement partiel des réseaux aériens Sécurité

Réactivité Plan d’Amélioration de la Réactivité (PAR) Sécurisation des zones urbaines denses

Structure Plan d’Accompagnement du Développement du Territoire (PADT)

Figure 5 - Répartition des finalités selon les axes

Le BERE se charge également d’études complémentaires pour d’autres services : - Etudes de reprise (N-1, effacement, report de charges) pour l’Agence de Conduite

Régionale - Etudes sources pour la MOAD Postes Sources - Plans de protection à destination de l’AMEPS (Agence de Maintenance et

d’exploitation des Postes Sources) - SChémas d’Orientation du Réseau Electrique (SCORE) pour la planification

2.1.1 Traitement des finalités

Fiabilité Le PAC (Plan Aléas Climatiques) a été mis en place suite à la tempête de 1999 durant

laquelle la faiblesse des ouvrages lors d’incidents climatiques exceptionnels a été mise en évidence. Sur le territoire Français, 100 000km [3] de réseau ont ainsi été référencés comme situés dans des zones dites « à risque avéré » d’incidents d’origine climatique (neige collante, vent, bois). Les études PAC consistent à étudier les solutions de réduction de la vulnérabilité de ces ouvrages aux évènements climatiques exceptionnels (mise en souterrain, nouveau tracé, etc.). La mise en souterrain correspondant à un coût d’environ 100€ par mètre, et les tracés souterrains étant généralement plus longs que les tracés aériens, il est nécessaire de prioriser les affaires selon leur pertinence. On traite ainsi en priorité les tronçons situés sur l’artère principale d’un départ. Sur


AFC, cela représente environ 640km de réseau, à traiter au fur et à mesure des dotations financières. On prend en compte pour la priorisation la réalité du nombre d’incidents, les temps de coupures occasionnés ainsi que la charge impactée.

Les autres portions de réseau aérien requérant un renouvellement (pour cause de vétusté par exemple), mais dont l’enfouissement n’est pas jugé pertinent, sont traitées en renouvellement partiel des réseaux aériens.

Les études PRC (Plan de Renouvellement de Câbles) correspondent à l’étude du remplacement des câbles souterrains utilisant la technologie d’isolation Papier Imprégné (appelés CPI, voir Figure 6). Cette technologie des années 60-70 est obsolète et particulièrement incidentogène. Elle équipe principalement les réseaux urbains, à majorité souterrains. Or, ces réseaux sont caractérisés par une densité de clients importante, ce qui donne beaucoup d’impact aux incidents. De la même manière que pour le PAC, les 580 km de câbles papier de la Direction Régionale ne peuvent pas être tous traités simultanément. Des indicateurs de priorisation sont donc mis en place, et prennent en compte les taux d’incidents au km, les longueurs impactées ou encore la puissance desservie.

Figure 6 - Technologie CPI

Les études PDV (Prolongation de la Durée de Vie) sont des études situées entre la maintenance et la remise à neuf complète de l’ouvrage. Demandant un financement trop lourd pour être réalisé sur le budget de fonctionnement (OPEX, pour OPerating EXpenditure), les projets passent sur le budget d’investissement (CAPEX, pour CAPital EXpenditure) et visent une prolongation de 15 ans de la durée de vie des ouvrages. Comme les ouvrages neufs sont posés en général pour une durée cible de 40 ans, seuls les ouvrages de plus de 25 ans sont éligibles à ces études qui impliquent un diagnostic complet des défaillances du matériel (réalisé par le service Fiabilisation et les exploitants du réseau sur le terrain).

La finalité Sécurité rassemble les études permettant la remise aux normes de certains réseaux et également celles qui répondent à des demandes spécifiques des collectivités locales.

Réactivité La réactivité caractérise la capacité du réseau à permettre la réalimentation le plus

rapidement possible du plus grand nombre de clients lors d’un incident. Agissant sur un marché public, le distributeur se doit de remplir des objectifs de qualité de fourniture chiffrés dans un décret. Plusieurs critères permettent d’évaluer la qualité de fourniture, ils seront développés en partie II.

Les études PAR (Plan d’Amélioration de la Réactivité) correspondent à la mise en place de solutions pour respecter le décret. L’apparition d’un défaut sur un tronçon entraîne automatiquement l’ouverture du disjoncteur du départ correspondant, et donc la coupure de tous les clients du départ (jusqu’à 5000). On réfléchit donc à la mise en place de moyens permettant d’identifier les tronçons sains, de tronçonner et de boucler des départs entre eux pour permettre la réalimentation rapide (avant dépannage) du plus grand nombre de clients possible. Les matériels à disposer en conséquence sont les Organes de Manœuvre Télécommandés (OMT), les Indicateurs Lumineux de Défauts (ILD) et les Points de Première Intervention (PPI).

1 – Ame câblée circulaire en aluminium 2 – Ecran semi-conducteur 3 - Papier imprégné de matière non migrante 4 – Ecran métallisé 5 – Gaine d’étanchéité au plomb 6 – Gaine extérieure en polychlorure de vinyle (PVC)


Les ILD sont des détecteurs de défaut associés à un voyant. Ils sont couplés à un organe de manœuvre (manuel ou télécommandé). Les OMT et les ILD sont reliés avec le centre de conduite par radio ou connexion de type téléphonique pour permettre respectivement leur fonctionnement et leur lecture par des automatismes ou par les agents de conduite à distance. Une fois l’analyse et les manœuvres à distance opérées, c’est à l’agent d’exploitation d’intervenir, en commençant par les PPI. Ceux-ci permettent d’accélérer la réalimentation des portions de réseau saines, grâce au principe de dichotomie, comme illustré Figure 7. Le Bureau d’Etudes positionne ceux-ci au milieu d’une poche de charge et les prévoit équipés d’Organes de Manœuvre Manuels (OMM) et d’ILD dans une (ou plusieurs) direction. Grâce aux ILD, l’agent peut voir de quel côté venait le défaut et réalimenter le côté sain en actionnant l’OMM avant d’aller intervenir au deuxième PPI.

Le BERE, ayant la vision électrique du réseau et de ses charges (contrairement à l’agence de conduite et aux agences d’exploitation), est chargé d’optimiser la position de tous ces éléments, et de les réajuster en fonction de l’évolution du réseau (modification des poches de puissance ou des schémas d’exploitation).

La sécurisation des zones urbaines denses (ZUD) consiste en une étude des éléments de réactivité nécessaires pour assurer la reprise d’un poste source lors d’une perte totale de celui-ci (incident sur les lignes HTB, incendie sur le poste source, etc.). On doit atteindre des taux de reprise du réseau spécifiques aux zones urbaines (66% par télécommande, 100% par tout organe). Celles-ci sont particulièrement sensibles du fait de la densité de clients : plus le nombre de clients coupés est important, plus les indicateurs de qualité de fourniture vont baisser rapidement et plus l’impact sur l’image du Gestionnaire du Réseau de Distribution est fort.

Structure Les études PADT (Plan d’Accompagnement du Développement du Territoire) regroupent

les travaux de renforcement des réseaux (changement de section, mutation de transformateur, etc.). Ceux-ci sont nécessaires pour lever les contraintes électriques (chutes de tensions trop importantes, courant maximal admissible atteint) lorsqu’elles apparaissent sur le réseau. Celles-ci sont la plupart du temps liées à une évolution de la charge, ou au raccordement de nouveaux clients.

2.1.2 Etudes complémentaires

Les études de schéma de reprise ou de secours (N-1 pour schéma Normal dégradé) sont demandées par l’ACR qui doit savoir quelles manœuvres (ouverture/fermeture des interrupteurs) sont possibles sur le réseau.

Figure 7 - Principe de réalimentation par dichotomie


Lors d’un incident, d’un défaut ou de travaux, on cherche à couper le moins de clients possible. Pour cela, le tronçon du réseau directement concerné par le problème est isolé et on étudie les possibilités de reprise du reste du réseau par d’autres voies. Ces manœuvres de reprise, d’effacement ou de report de charge, ne doivent pas créer de contraintes électriques (chute de tension, surcharge des transformateurs, etc.) ni déclencher intempestivement les mécanismes de protection. Les caractéristiques électriques des schémas de secours sont simulés grâce à un outil informatique appelé ERABLE. Les organes utilisés pour les reprises et les différents éléments du réseau sont illustrés en Figure 8.

Figure 8 - Schéma simplifié du réseau HTA

Les études de dimensionnement des plans de protection des biens et des tiers consistent à transmettre à l’AMEPS une description du réseau suffisante pour lui permettre de choisir les types de systèmes de protections et calculer les réglages permettant une bonne sélectivité sur défaut des organes de coupures mis en place sur le Poste Source. Deux types de défauts sont possibles (une phase à la terre, ou plusieurs phases en court-circuit), donc deux types de protections sont mis en place. Ces études sont dépendantes de l’étude des schémas de secours, car la longueur et le type des circuits va influer sur les courants de défaut.

Les études source sont des études de renforcement ou de création d’un nouveau poste source. Il faut dimensionner et chiffrer les éléments constitutifs, représentés Figure 9, pour ensuite transmettre l’étude à l’agence MOAD Postes Sources. Celle-ci se charge de gérer les investissements issus d’un budget distinct de celui de la MOAD Réseau.

TT

Figure 9 - Eléments constitutifs d'un poste source

TSA : Transformateur [pour alimenter les] Systèmes Auxiliaires

TT : Transformateur de Tension (pour la mesure)

TCI : Transformateur de Courant d’Injection (pour les signaux tarifaires)

RPN : Resistance de Point Neutre HTA

Disjoncteur débrochable


Les chargés d’études sont également responsables de l’élaboration et la mise à jour régulière des SChémas d’Orientation du Réseau Electrique (SCORE) de leurs zones. Ceux-ci sont des documents représentant la forme et la structure du réseau qui sont visées à moyen et long terme (10 et 30 ans). Ils permettent d’optimiser les investissements et sont essentiels à un développement rationalisé du réseau. En effet, si on laisse celui-ci se développer au gré des raccordements, la structure perd en cohérence et la conduite et l’exploitation du réseau deviennent plus complexes à gérer.

L’étude porte généralement sur une zone de taille variable selon le type (urbain, rural) ou la géographie du réseau. Le découpage sert à limiter les calculs et les travaux à étudier. Ces zones peuvent représenter de 300 à 1500km de réseau et alimenter entre 22 000 et 150 000 clients pour une charge totale à la pointe de consommation entre 55 et 280 MVA (ce qui représente de 4 à 10 postes sources, pour 20 à 50 départs HTA). L’étude comprend une réflexion sur l’évolution des charges, complétée par une analyse globale des besoins du réseau étudié en terme de PADT, PAC, PRC, PAR et sécurisation des ZUD projetés sur les 30 années à venir. Les projets décidés année après année devront faire tendre la structure et les équipements du réseau vers la cible décidée dans le SCORE. C’est sur cette mission du BERE que mon stage a porté.

2.2 Fonctionnement

2.2.1 Réalisation d’une étude

Les études sont généralement traitées par les agents d’études selon les étapes ci-dessous.

1. Une fiche problème, un rapport d’incident ou une demande particulière est remontée au BERE par une des agences de la fonction Opérations (ACR, AE, etc.) ou d’autres services. Elle est ensuite renvoyée au chargé d’études responsable de la zone. Certaines études sont directement motivées par le BERE à partir d’éléments renseignés dans la base de données techniques (ex : PADT, SCORE).

2. Une étude et un chiffrage des travaux à effectuer sont réalisés, en fonction du matériel nécessaire, du type de travaux, de l’accessibilité (estimation brute).

3. Une étude technico-économique est effectuée sur la base d’une analyse du Bilan Actualisé (BA) et du Ratio Bénéfice-Coût (RBC). Le BA consiste en la simulation des coûts liés au réseau sur 30 ans si on suit plusieurs scénarios : ne rien faire ou réaliser un investissement (qui peut se décliner en plusieurs stratégies). Les calculs technico-économiques prennent en compte le coût de l’Energie Non Distribuée (END), les pertes Joules, l’amortissement et les coûts d’exploitation. Ces outils d’aide à la décision permettent d’optimiser les dépenses en choisissant la meilleure stratégie (BA) et en priorisant les affaires entre elles par ordre de rentabilité (RBC).

4. L’affaire est ensuite transmise aux responsables MOAD. Ceux-ci centralisent les études de la DR AFC et les inscrivent au programme travaux en fonction de l’allocation budgétaire (20,4M€ pour le réseau HTA pour l’année 2014, 18,7 M€ pour l’année 2015) et selon une stratégie définie plus globalement : répartition selon le département et l’importance relative du réseau (nombre de clients, critères de qualité, etc.), selon des objectifs chiffrés nationaux, régionaux ou locaux (pourcentage de réduction du réseau aérien, temps de coupures, temps de réalimentations, taux de reprise).

5. Une fois les affaires choisies pour l’année, elles sont transmises à la MOAR pour réalisation. Celle-ci transmet à un Bureau d’Etude externe pour l’étude détaillée (mécanique, plan de réalisation détaillé, etc.). Elle gère également les dossiers administratifs et lance l’Appel d’Offre pour choisir un prestataire et le suivre jusqu’à la réalisation complète du chantier.


Enfin, elle transmet les informations à la Cartographie pour mise à jour des caractéristiques électriques et des outils d’exploitation et de repérage des ouvrages.

2.2.2 Outils informatiques utilisés

Pour réaliser leurs études, les chargés d’études sont aidés de plusieurs outils informatiques. Certains sont spécialisés dans les calculs électriques, d’autres dans l’analyse géospatiale (cartographique) et dans le référencement des ouvrages. Les logiciels utilisés sont les suivants :

- ERABLE : outil de calcul électrique, développé par ERDF sur la base du logiciel Power Factory, vendu à divers distributeurs dans le monde par DIgSILENT GmbH. Il est utilisé pour la simulation des travaux et l’affichage cartographique des résultats électriques. C’est un logiciel récent, intégré par ERDF en octobre 2013, mais réellement utilisé par le BERE à partir de juillet 2014. Il remplace l’ancien outil appelé PRAO. ERABLE prend en compte plus de paramètres et de variables dans ses calculs, pour une modélisation plus précise mais une utilisation plus complexe. De ce fait, les résultats de calculs peuvent parfois être différents de l’ancien logiciel. Toutes les fonctionnalités n’ont pas encore été explorées par tous les chargés d’études.

- DIRAC HTA : outil Excel permettant la génération d’un fichier récapitulatif d’un grand nombre d’informations renseignées pour chaque départ d’un centre (la DR AFC en compte 3).

- SIG-Elec : outil de cartographie du réseau électrique développé par General Electric. Utilise une base de données très complète et permet de réaliser des exports de certaines informations (géographiques ou électriques). ERABLE puise beaucoup de ses paramètres de calcul dans cette base.

- QGIS : outil de cartographie développé en open source. Permet de nombreux affichages et analyses graphiques. Généralement alimenté par des exports de SIG (l’outil n’est pas connecté à la base de donné donc il est à mettre à jour manuellement). Il devrait être progressivement abandonné au profit de CARAIBE.

- CARAIBE : outil de cartographie développé en interne, mais plus spécialisé dans les cartes à grande échelle. Sa base de données source est différente du SIG et il peut y parfois y avoir des incohérences.

- OSCAR : outil de consultation et de requête de bases de données. Le réseau de distribution électrique nécessite la manipulation d’un très grand nombre de données. Celles-ci sont stockées dans de nombreuses bases, selon le service producteur de la donnée ou le thème abordé par celle-ci. Cet outil permet d’accéder à toutes les bases en même temps, et de construire des requêtes d’informations en combinant les sources.


PROJET REALISE

1 PRESENTATION DU SUJET ET DE LA DEMARCHE

Le sujet du stage concerne une des missions du BERE qui est l’élaboration des SChémas d’Orientation du Réseau Electrique (SCORE). Ces schémas doivent prendre en compte des informations externes (évolution du réseau de transport de RTE, aménagement des territoires, développement économique et démographique, etc.). Ils doivent également servir en interne à assurer une bonne communication et une cohérence entre les décisions prises par les différents services (raccordement, création de Postes Sources, déplacement d’ouvrages). Ils constituent par ailleurs un outil de planification à moyen et long-terme pour la MOAD HTA. En effet, le SCORE doit permettre au décideur d’avoir une idée globale des évolutions prioritaires de chaque zone.

La méthodologie d’élaboration de ces SCORE est publiée au niveau national via une note interne (Prescription du Réseau de Distribution Electrique : PRDE). Les chargés d’études suivaient jusqu’à présent la version 2007 de cette note, portant sur les « Schémas Directeurs ». Une nouvelle note a cependant été publiée en 2014 et renomme ceux-ci en « SCORE ». Elle prescrit la prise en compte de nouveaux paramètres, comme l’intégration de la production décentralisée, ou encore les problématiques d’augmentation du courant capacitif liées à l’enfouissement des réseaux.

La démarche adoptée est décrite par le planning prévisionnel de la Figure 10.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26

Formation - Montée en compétences

Organisation (fonctionnement, découverte du métier)

Technique (électrotechnique, 3I0, etc.)

Montée en compétences ERABLE

Etude bibliographique

Appropriation de la PRDE SCORE et des PRDE associées

Identifier les différences entre les deux versions

Analyse des Schémas Directeurs existants (benchmark)

Choix des restitutions

Restitutions tableur

Modèle de rapport

Restitutions cartographiques

Conception et développement des outils

Macro de diagnostic automatique et de mise en forme

Rédaction des fiches méthodes

Synthèse destinée à la décision et la communication

Informations et interlocuteurs externes

Internes (D12, raccordement)

Externes (SRRRER, SCOT, INSEE)

Présentation et accompagnement des chargés d'études

Présentation des outils

Accompagnement des chargés d'études

Etude de cas concrets

SCORE zone rurale (producteurs HTA : Baume les

SCORE zone urbaine (création de PS : Besançon)

Planning prévisionnelSemaines de stage

Figure 10 - Planning prévisionnel


2 ETUDE BIBLIOGRAPHIQUE

La première étape du sujet était d’étudier les divers documents disponibles abordant l’élaboration des schémas directeurs. Dans un premier temps, j’ai étudié les deux versions de la PRDE 1.4-0, intitulée « Méthodologie d’élaboration des SCORE moyen et long-terme », afin d’identifier les évolutions de la prescription.

En parallèle, j’ai étudié la note méthodologique locale (rédigée en 2013 au sein du BERE de la DR Alsace Franche-Comté) consistant en une mise en application de la version 2007 de la PRDE. Chaque région ayant des spécificités locales et le prescrit national restant un document assez abstrait, il est nécessaire à chaque BERE d’adapter celui-ci pour l’appliquer de façon pratique à leurs zones d’études.

J’ai pu tout d’abord observer que, pour l’élaboration des SCORE, de nouvelles problématiques étaient à prendre en compte. Parmi celles qui auront le plus d’impact sur la réflexion, on note les problématiques suivantes :

- Augmentation du courant capacitif, liée à l’enfouissement des réseaux ruraux - Sécurisation des postes sources en zone urbaine dense (ZUD) - Prévision des puissances injectées par la production décentralisée

L’analyse des 3 documents m’a permis de comprendre la structure et les objectifs généraux des schémas directeurs et des SCORE.

L’intérêt des SCORE sera principalement de donner une vision globale d’une zone, de ses points faibles et des schémas de distribution à viser pour optimiser le réseau. Il permettra également d’évaluer la pertinence des affaires traitées au jour le jour, selon leur degré de cohérence avec la cible.

En s’appuyant sur la cible théorique à 10 ans, il sera possible de déterminer un programme travaux pratique. Par ailleurs, on pourra utiliser la cible moyen-terme lors des études de raccordement et de déplacement d’ouvrage (client HTA, nouveau poste de distribution, etc.), pour choisir les solutions techniques (sections des câbles, parcours, etc.) qui s’inscrivent le mieux dans la cible et ainsi optimiser les investissements.

Le plan général de la méthode d’élaboration de ces documents se décompose comme suit.

2.1 Structure du SCORE [4]

1. Définition de la zone et de la durée d’étude Pour répartir le travail, le réseau de la Direction Régionale d’Alsace Franche-Comté a été

divisé 5 zones d’études (une par chargé d’études). Ces zones d’études restent cependant étendues pour une réflexion aussi complète que l’analyse menée dans les SCORE. Ainsi, pour des raisons pratiques, il est prescrit de définir des zones d’études plus petites en fonction de la densité du réseau, du dynamisme économique ou du nombre de problématiques rencontrées. Sur AFC, le découpage pratiqué donne une liste de 21 zones de schémas directeurs.

Les pratiques des différents BERE limitaient l’étude à des zones de 5 postes sources. Cette pratique découlait des limitations du logiciel de calcul de l’époque. Cependant, certaines zones urbaines peuvent contenir plus de 5 postes sources, et nécessiter d’en étudier jusqu’à 10 à la fois pour assurer la cohérence géographique du SCORE. Cela a été rendu possible par le nouveau logiciel de calcul.

La période d’étude, fixée à 30 ans, permet d’observer une rupture suffisante entre l’état initial et la cible long terme en ce qui concerne l’âge des réseaux et l’évolution des charges. Cette


durée est cohérente avec les durées d’amortissement des ouvrages, de 30 à 40 ans. Ainsi, on pourra justifier les investissements important en observant leur impact sur le développement du réseau.

2. Prévision des puissances Puissances soutirées

Cette étape est la base de tout schéma directeur. Elle permet de déterminer le taux d’accroissement des charges, qui va prédisposer de l’apparition ou non de contraintes sur le réseau. Les notes nationales précisent une méthode et des outils pour la détermination de celui-ci.

L’analyse porte tout d’abord sur le passé proche, via l’étude des données internes. Ces données sont rassemblées dans des documents appelés Doc 12 qui permettent de calculer le Taux de Croissance Moyen Annuel (TCMA).

Pour faciliter la démarche, CRISTINA, un outil de calcul, a été développé au niveau national et permet de corriger les différentes données des 5 dernières années (variations des puissances souscrites, des puissances consommées, etc.) à l’aide d’outils statistiques, comme illustré par le graphique de la Figure 11. Dans ce graphique sont représentées la puissance souscrite à RTE sur le Poste Source (PS), les puissances souscrites par les clients ERDF selon leur contrat (Psous TV, TB, TJ pour Tarif Vert, Bleu et Jaune), et également la pointe de consommation à température normale (P*max) du poste source. Ces différentes puissances sont pondérées puis corrigées des pointes et des écarts importants pour donner la Ppond corrigée.

A ces informations internes se rajouteront les projets de raccordement en file d’attente ou à l’étude, permettant d’évaluer le dynamisme à court-terme d’une zone.

Ces données internes limitent la prévision au futur proche. Pour compléter l’analyse à plus long-terme, des informations externes sont à utiliser. Des échanges avec les collectivités territoriales, par exemple, permettront d’évaluer la dynamique potentielle de développement des territoires sur 30 ans. Les données disponibles seront détaillées ultérieurement.

Pour ne pas trop surestimer l’augmentation des charges dans la prévision à long terme, il est prescrit de déterminer deux taux d’accroissement différents : un pour les 10 premières années

Figure 11 - Courbes d'évolution des puissances données par CRISTINA


et un, plus faible, pour la période de 11 à 30 ans. Ce principe permet de prendre notamment en compte l’impact des actions menées par le programme national de Maîtrise de la Demande en Energie.

Afin de garantir l’efficacité des SCORE, ceux-ci sont à mettre à jour tous les 5 ans. Cette actualisation régulière permet de vérifier la cohérence des prévisions de cette analyse avec les évolutions réelles observées sur le territoire. Si les taux d’accroissement réellement rencontrés s’avèrent trop faibles ou trop élevés par rapport aux prévisions, il faudra décaler dans le temps les investissements préconisés.

Puissances injectées Une des nouveautés du SCORE est la prévision des puissances également injectées. Il

faudra pour cela se référer aux documents pour la planification de la production décentralisée existants : les Schémas Régionaux de Raccordement au Réseau des Energies Renouvelables (SRRRER), publiés par RTE. On pourra également échanger avec les Bureaux d’Etudes spécialisés dans le raccordement des producteurs d’électricité au réseau HTA. Les enjeux de cette nouvelle problématique seront détaillés dans une partie ultérieure.

3. Etat des lieux L’état des lieux permet de mettre en évidence les contraintes observables sur le réseau.

Cette analyse est un dossier conséquent, qu’il est prescrit de mettre à jour tous les ans. On effectue les calculs sur le réseau à l’état initial (celui référencé dans les bases de données de la maîtrise d’ouvrage), que l’on complète par les travaux décidés au moment de l’étude.

On préconise également des outils informatiques pour le diagnostic électrique : dans la version 2007, on utilise le logiciel de calcul PRAO qui a été remplacé en octobre 2013 par ERABLE. Il est à noter que les schémas directeurs établis entre 2013 et 2014 par le BERE ont tous été réalisés sur PRAO et que certains résultats électriques peuvent être différents. Cette problématique constitue un des enjeux de l’efficacité de la méthodologie développée au cours de ce stage.

Les restitutions demandées pour ce diagnostic seront de plusieurs natures. On demande généralement des restitutions tableur (ex : tableau des résultats électriques des éléments de réseau) et des restitutions cartographiques (visualisation géographique des ouvrages et des contraintes connues).

4. Construction de la cible long-terme

Les méthodes de construction de la cible à long-terme ne diffèrent pas beaucoup entre les deux versions. Il est demandé de restructurer et d’améliorer le réseau pour lever les contraintes électriques (surcharge des transformateurs, chutes de tension, etc.) mais également en prenant en compte des seuils permettant la simplification de la conduite et de l’exploitation des réseaux. Ceux-ci sont donnés dans le tableau de la Figure 12.

Pour pouvoir visualiser les apports de la cible, on demande les mêmes restitutions que pour l’état des lieux. Cela permettra ainsi de comparer l’état initial avec l’état final. Les travaux nécessaires pour atteindre la cible seront décrits et justifiés technico économiquement.


Figure 12 - Tableau des seuils d’optimisation du réseau

Une nouvelle contrainte à prendre en compte dans le SCORE est la contrainte de courant capacitif généré par les lignes et les câbles HTA et visible au niveau du neutre du transformateur HTB/HTA lors de défauts à la terre (créant un déséquilibre entre les phases et donc un courant homopolaire), également appelé 3I0. Celui-ci va particulièrement dimensionner les réseaux ruraux, qui ont tendance à être longs et de plus en plus enterrés dans le cadre du programme PAC. Il va également agir sur le type de mise à la terre du neutre HTA. Il faudra l’évaluer en schéma normal, mais également en schéma de secours (schémas dégradés, adoptés lors d’incidents ou de travaux : la charge du départ est reprise par les départs avoisinants), car ce sont les schémas généralement les plus longs, et donc les plus capacitifs. Les mesures à adopter pour résoudre cette contrainte seront abordées dans une partie ultérieure.

5. Stratégies de développement des ouvrages (cible ou coupe moyen terme) Une fois la cible long-terme établie, il est nécessaire de déterminer une stratégie et des

étapes progressives pour atteindre cette cible. On doit préciser les travaux nécessaires et les regrouper en tranches travaux. Une étude technico-économique permettra de prioriser les travaux pour les étaler sur 30 ans.

La cible moyen-terme est la coupe à 10 ans de cette stratégie. Elle présentera les travaux : - permettant de lever toutes les contraintes électriques (imposées par les normes et

la sécurité des biens et tiers) présentes sur le réseau à l’année n et n+10 - résorbant les écarts du réseau aux seuils d’optimisation les plus importants - permettant d’atteindre les objectifs liés aux finalités : PAC (Plan Aléas Climatiques),

PRC (Plan de Renouvellement des Câbles) et sécurisation ZUD - justifiés entre 0 et 10 ans à l’aide des outils technico-économiques

6. Analyse de la qualité de fourniture Comme ERDF est une entreprise sous contrat de service public et agissant sur un marché

régulé, les niveaux de qualité à atteindre sont déterminés par un décret et un arrêté. Deux paramètres permettront d’évaluer ces niveaux : la continuité de fourniture et la tenue en tension. Les indicateurs à calculer pour l’analyse seront détaillés ultérieurement.

La qualité de fourniture est à évaluer tout d’abord sur le réseau initial, mais on peut également l’estimer sur le réseau à 10 ans. On observera ainsi l’évolution de celle-ci, suivant si on réalise les travaux décidés par la cible ou si aucune modification n’est effectuée sur le réseau. L’analyse de la qualité de fourniture constitue ainsi un bilan de la structure cible choisie. On observe son impact sur les indicateurs de qualité et on peut conclure quant à sa pertinence.


2.2 Analyse des schémas directeurs existants

1. Schémas directeurs du BERE AFC En plus d’étudier les notes méthodologiques, j’ai pu étudier les schémas directeurs du BERE

AFC, qui ont été établis selon les anciennes versions de celle-ci. J’ai ainsi identifié les problématiques et les réflexions supplémentaires qui seront à mener pour la mise à jour des documents existants.

Dans les documents existants, la méthode de détermination des taux d’accroissement était peu rigoureuse, trois taux seulement étaient appliqués (0.5, 1 et 1.5%), sans observation particulière du dynamisme réel des zones (passé ou futur).

Par ailleurs, par volonté de simplification, l’analyse de la qualité de fourniture et des contraintes en schéma de secours n’avait pas été réalisée, les schémas directeurs devant être mis à jour rapidement. Certains éléments manquaient donc à la réflexion sur la restructuration, même si une analyse des taux de reprise des postes sources en ZUD avait quand même été réalisée.

En analysant les documents de découpage cartographique, j’ai observé qu’une mise à jour était nécessaire car ceux-ci dataient déjà de 2 ans auparavant (le réseau évoluant régulièrement). Un manque d’information était présent, notamment sur le nom et le nombre de départs à prendre en compte par zone. En effet, cela a occasionné quelques oublis dans les études. J’ai également remarqué que la limitation à 5 postes source avait créé, lors du découpage, deux zones peu cohérentes géographiquement autour de Mulhouse au lieu d’une regroupant tous les postes sources alimentant l’agglomération (voir Figure 13).

Figure 13 - Carte de découpage du centre ALSACE (063) autour de Mulhouse

Enfin, une harmonisation des restitutions était nécessaire. En effet, la fiche méthode locale n’explicitant pas ou très peu les restitutions tableur ou cartographique à construire, chaque chargé d’études a choisi lui-même les résultats à présenter. Les rendus diffèrent donc d’un chargé d’études à l’autre, et rendent le travail du valideur plus délicat. Un tableau et des cartes de synthèse ont ainsi dû être construits manuellement, ce qui représente une charge de travail importante.


2. Schémas directeurs des autres BERE de France Par ailleurs, j’ai pu accéder à des exemples de schémas directeurs venant de toutes les

régions. Ils avaient été rassemblés par le groupe de travail national pour la rédaction de la nouvelle PRDE sur les SCORE. Ceux-ci ayant servi à l’élaboration de la note, j’ai pu les analyser pour en retirer les exemples de restitutions les plus pertinents pour la DR AFC.

La note nationale restant très abstraite, chaque BERE détermine la mise en forme et le choix des restitutions de manière indépendante et en fonction des contraintes spécifiques de leur région. Par exemple, le BERE Méditerranée aura tendance à étudier le réseau en « contrainte été » (forte production des producteurs basse tension) plus souvent que les BERE de la DIR EST. C’est pourquoi il était intéressant d’étudier des exemples de Schémas Directeurs venant de tous les BERE.

J’ai procédé à une compilation de toutes les restitutions tableur, pour effectuer une analyse de type benchmarking et ainsi choisir, en concertation avec mon tuteur de stage, les informations les plus pertinentes pour les SCORE selon les besoins de la DR AFC. Après avoir extrait tous les exemples de tableau des 10 BERE ayant participé au groupe de travail, je les ai triés selon 7 types d’analyses. Ces analyses se différencient sur le point de vue adopté et le type d’information affiché.

Tout d’abord, certains SD présentent une analyse géographique des zones et de leur évolution, en termes de population et de projets de raccordements. Celle-ci comporte, par exemple, des tableaux listant les communes importantes de chaque zone, ou encore des tableaux affichant les projets de raccordement des clients HTA. Cette analyse permet de diagnostiquer de manière quantitative le dynamisme d’une zone. Un exemple est donné Figure 14.

Une deuxième analyse est réalisée par la majorité des SD : le diagnostic des ouvrages de la zone. Celui-ci implique par exemple une liste des ouvrages situés en zone PAC (Plan Aléas Climatiques) et une liste des ouvrages à renouveler au titre du PRC (Plan de Renouvellement des Câbles). Une analyse de l’ancienneté des réseaux est souvent réalisée également. Cette analyse permet d’identifier les faiblesses physiques du réseau, et pourra permettre de prioriser les restructurations nécessaires et de les étaler sur 30 ans.

Les restitutions suivantes consistent en la présentation de divers résultats électriques selon 3 points de vue : un diagnostic par transformateurs, un diagnostic par postes-sources et un diagnostic par départs HTA. Les résultats électriques présentés diffèrent d’un BERE à l’autre. On peut visualiser par exemple la puissance apparente à P*max (charge à la pointe de consommation de l’année précédente, considérée comme atteinte à la température du jour le plus froid de l’année), ou encore la marge représentant la différence entre le transit à température minimale de base Ptmb (charge maximum absolue théoriquement atteignable utilisée pour le dimensionnement du réseau et calculée à partir de la P*max et des minimums de température sur les 30 dernières années) et la puissance installée ou admissible. Un exemple des restitutions est

Figure 14 - Planification du raccordement des Zones d'Aménagements Concerté


présenté Figure 15. Ce diagnostic permet de repérer toutes les contraintes électriques qui peuvent apparaître sur le réseau (ex : une marge négative, une chute de tension supérieure à la norme, etc.) et ainsi de visualiser rapidement les besoins en travaux de renforcement ou de restructuration.

Code GDO Départ

Nom du Départ

Transformateur HTB/HTA

Longueur (km)

Longueur Aérien (km)

Nb Clients BT

Nb Clients HTA

Psous HTA (kW)

3I0 (A)

DU/U Max. (%)

Transit Ptmb (kVA)

PxL à P*max (kVA.km)

RUEYRC1414 VENZAC 'RUEYRY0311 46.6 36.0 384 1 55 35.1 1.0 527.8 18.4

Figure 15 - Exemple de diagnostic par départs

Une autre analyse faite par une partie des BERE présente le diagnostic en schéma de secours. Sur cette analyse, les types de présentation varient fortement d’un BERE à l’autre. Parfois le diagnostic est réalisé du point de vue des transformateurs, parfois du point de vue des départs. On vérifie ainsi la garantie transformateur (capacité d’un poste-source à reprendre toute sa puissance par lui-même dans le cas de la perte d’un transformateur). Lorsque l’analyse est faite du point de vue des départs, on vérifie l’état des contraintes électriques en cas de reprise (marge de transit et chute de tension, le 3I0 en régime secours n’étant pas encore évalué sur les anciens Schémas Directeurs). Cette analyse affiche ainsi les faiblesses du réseau lorsqu’il y a nécessité de reprendre celui-ci par des schémas alternatifs. En superposant cette analyse aux diagnostics en schéma normal, il est ainsi possible d’identifier les points prioritaires qui nécessitent une restructuration.

La dernière analyse réalisée est l’analyse de la qualité de fourniture. Celle-ci affiche généralement les indicateurs classiques de qualité : nombre de coupures brèves, longues, temps moyen de coupure réel et estimé. Certains affichent en supplément les nombre d’incidents et/ou les taux d’incidents par départ. Un exemple de cette analyse est donné Figure 16. On réalise de cette manière un bilan du réseau actuel en termes de continuité de fourniture, et une comparaison est possible avec le réseau futur avant et après les travaux choisis.

L’avantage de toutes ces analyses est qu’elles se complètent les unes les autres et permettent de combiner le plus de paramètres possible pour orienter la réflexion. Elles présentent cependant un inconvénient majeur. En effet, les outils informatiques utilisés pour récupérer les données nécessaires sont multiples et les données renvoyées peuvent être difficiles à traiter de par leur quantité. Il a fallu ainsi prêter attention au fait que plus la quantité d’information affichée est importante, plus cela prend du temps de récupérer l’information, mais également de la traiter. Il a donc été nécessaire de procéder à un arbitrage entre les différentes données pour gagner en pertinence et en efficacité.

Figure 16 - Exemple de diagnostic qualité


3 NOUVELLES PROBLEMATIQUES Après avoir identifié les différences entre les deux versions de la note nationale prescrivant

l’élaboration des SCORE et ayant étudié des exemples des anciens schémas directeurs, j’ai pu déterminer les réflexions supplémentaires à mener pour l’actualisation des SCORE de la Direction Régionale Alsace Franche-Comté.

Trois éléments ont été identifiés : une réflexion sur le développement du territoire, une analyse de la qualité de fourniture, et enfin les nouvelles problématiques d’intégration de la production décentralisée et de maîtrise de l’augmentation du courant capacitif.

3.1 Développement du territoire

Une part importante de la planification consistant en l’étude du développement de la zone, il a fallu réfléchir aux sources d’informations disponibles. Deux éléments indispensables à l’élaboration des SCORE découlent de cette étude :

- la recherche des taux d’accroissements des charges dites « de fond » car réparties sur toute une zone. Une analyse à la fois sur le moyen-terme et sur le long-terme est à réaliser.

- la recherche des futures charges ponctuelles importantes, dites charges « de surface », car localisées (zone industrielle, augmentation de puissance souscrite d’un client important, etc.). Seule une analyse sur le moyen-terme est possible dans le cas de ces charges. En effet, il serait trop ambitieux de chercher à prévoir l’implantation de clients importants au-delà de 10 ans.

Plus les informations seront complètes et diverses, plus la réflexion sera proche du développement réel des territoires. Le taux d’accroissement des charges est une grandeur fondamentalement dimensionnante des SCORE, puisqu’il impacte tous les calculs électriques réalisés sur la période d’étude. On peut également tirer de cette réflexion des éléments pour la prévision de la structure géographique du réseau.

J’ai ainsi identifié trois sources d’informations à notre disposition : les données de l’agence de raccordement marché d’affaires concernant les clients importants nécessitant une modification du réseau, les données des acteurs externes de l’aménagement du territoire, mais également celles collectées par les Directions Territoriales au sein d’ERDF.

3.1.1 Agence Raccordement Marché d’Affaires (ARMA)

Pour la planification à court-terme, les agences raccordement possèdent les informations des dernières demandes actuellement à l’étude, inscrites en file d’attente ou déjà prévues au programme travaux. Ces informations sont essentielles pour que le BERE ait une représentation de l’évolution future des charges.


Toutes ces informations sont disponibles via l’application MOA-Pilot qui permet le suivi des affaires au sein de la fonction « Patrimoine et Raccordement » d’ERDF (voir Figure 17). Cependant, l’outil souffre d’un manque d’harmonisation des renseignements sur les affaires. En effet, de par la quantité importante de rubriques à compléter, chaque chargé d’affaires remplira selon ses besoins et les demandes des utilisateurs. Même si toutes les informations sont présentes pour chaque affaire, celles-ci ne seront pas à aller chercher au même endroit, ce qui rendra difficile le tri automatisé des données.

Pour faciliter la planification, le national prescrit une valeur limite de la puissance des affaires à prendre en compte dans les calculs (charges qu’il faudra insérer dans le logiciel ERABLE) au titre des charges ponctuelles. Celle-ci est fixée soit à 1MVA, soit à 5% de la puissance de consommation maximum du poste source appelée P*max. Le nombre des plus petites affaires servira ensuite à évaluer la croissance diffuse (taux de croissance moyen annuel) de la zone.

3.1.2 Collectivités territoriales

Pour élargir la vision à plus long terme, il était nécessaire de rechercher les informations mises à disposition par les collectivités territoriales et les institutions en charge du développement économique. J’ai commencé mon travail par rechercher les organismes et les documents utiles pour récupérer ces informations.

Depuis la loi SRU (Solidarité et Renouvellement Urbain) du 13 décembre 2000, les collectivités sont tenues de rédiger des Schémas de Cohérence Territoriale (SCoT) [5]. Ce sont des documents qui visent à planifier l’aménagement du territoire. Ils permettent ainsi d’assurer une cohérence des aménagements sur le long terme. Ils sont la plupart du temps élaborés par un groupement de communes, selon un découpage réalisé par la préfecture. Ils sont compatibles avec d’autres documents d’urbanisme, comme les PLU (Plan Local d’Urbanisme) ou PLUi (i pour intercommunal). D’un point de vue plus économique, les Chambres de Commerce et d’Industrie collaborent avec les Agences de Développement Economique pour faire la prospection des projets d’entreprises. Celles-ci peuvent ainsi fournir une liste des projets de développement à l’étude.

Figure 17 - Vue de l'outil MOA-Pilot


En ce qui concerne les informations démographiques, l’Institut National de la Statistique et des Etudes Economiques (INSEE) répertorie sur son site internet les dernières données du recensement des communes et des entreprises ainsi que certaines données de prévision.

Malgré leur intérêt pour une planification au plus proche des territoires, l’extraction de ces informations représente une charge de travail non négligeable pour un bureau d’études orienté technique. Après avoir parcouru les diverses sources, j’ai établi une liste des informations qui seraient utiles au BERE, pour rendre la recherche plus efficace :

- Représentation tableur ou cartographique de l’évolution démographique et économique passée et prévisionnelle. En effet, les courbes d’évolution de la consommation électrique suivent généralement les indicateurs de démographie et de PIB.

- Carte des réserves foncières des communes de la zone (représentant les surfaces à vocation économique ou à vocation résidentielle) : si la commune est saturée, cela peut indiquer que le développement, si développement il y a, va devoir se délocaliser sur une autre zone.

- Carte des structures urbaines visées à long-terme, dans le cas d’agglomérations (voir Figure 18). Cette information permettra d’orienter la réflexion sur la géographie du réseau cible.

Figure 18 - Carte issue du SCoT de l'agglomération Bisontine


- Tableau des projets structurants actuellement en réflexion sur le moyen et long-terme, avec estimation de la surface visée et de son utilisation (tertiaire, industrielle, logement), ce qui pourra permettre d’estimer la puissance de raccordement prévue. Une première version de ce tableau est montrée Figure 19.

Secteur Bas-Rhin Echéance des projets : Court : 2 à 3 ans - Moyen : 5 à 10 ans – long : plus de 10 ans

Zone Projet Echéance Distributeur électricité

DAMBACH Développement de la zone industrielle. Zone dédiée aux activités industrielles, logistiques et tertiaires. Plateforme Centre Alsace

court ERDF

SELESTAT Projet Cuisine Schmidt + développement de la zone industrielle Court ERDF MARCKOLSHEIM Zone portuaire en attente. Court et

moyen ERDF

Figure 19- Eléments de développement économique du secteur Bas-Rhin

3.1.3 Directions Territoriales

Pour faciliter cette recherche d’information, j’ai également contacté les Directions Territoriales d’ERDF. Ce sont des services spécialisés dans la représentation du distributeur auprès des collectivités. Sur la DR Alsace Franche-Comté, il en existe 3 : une pour le Doubs et le Territoire de Belfort, une pour le Jura et la Haute-Saône, et une pour l’Alsace. Elles sont constituées d’un Directeur Territorial (DT) et de plusieurs Interlocuteurs Privilégiés (IP) associés à différentes zones géographiques.

Actuellement les échanges entre le BERE et les DT ne sont pas formalisés. Les informations circulent pourtant dans les deux sens : les DT ont besoin de communiquer des programmes travaux, des indicateurs de qualité de fourniture et d’autres éléments techniques. Par ailleurs, les informations sur les projets importants et les programmes travaux des collectivités, mais également des Syndicats d’Energie, doivent être transmis au BERE. La circulation de ces informations est importante pour assurer la meilleure coordination possible. Celle-ci est facilitée par la rédaction, à la maille départementale, de documents appelés Programmes Coordonnés de Développement et de Modernisation des Réseaux (PCDMR). Malgré une différence d’échelle, il pourra être utile de se référer à ces documents dans le cadre de l’élaboration des SCORE.

Pour réfléchir à mettre en place un fonctionnement standardisé, il m’a fallu organiser des réunions avec différents représentants. Au cours de ces réunions, il a été établi que si une standardisation n’existait pas aujourd’hui c’est tout d’abord parce que les 3 DT n’ont pas les mêmes profils d’équipe et donc ne fonctionnent pas de la même manière. Par ailleurs, si peu d’informations sur les projets structurants sont aujourd’hui transmises au BERE, c’est que le nombre de projets d’aménagements a très nettement diminué depuis la loi SRUH (Solidarité et Renouvellement Urbain des Habitats, mise à jour de la loi SRU) qui pousse les collectivités à réutiliser des ressources en place plutôt qu’à construire de nouvelles infrastructures.

Le besoin d’une harmonisation a cependant été mis en évidence, ainsi que l’affectation d’une mission de collecte des informations nécessaires au BERE à un interlocuteur privilégié. Cette tâche s’étendait cependant au-delà de la seule élaboration des SCORE et restera donc à la


responsabilité des Directeurs Territoriaux et des responsables de l’agence MOAD pour une application possible dans tous les aspects de la communication entre les DT et le BERE.

3.2 Analyse de la qualité de fourniture

Pour permettre de réaliser un bilan de l’efficacité du réseau cible choisi, l’analyse de la qualité de fourniture est un outil intéressant. Cependant, il a fallu choisir les indicateurs à calculer et la manière de les présenter.

Les indicateurs de qualité classiques sont à évaluer pour chaque départ HTA, c'est-à-dire : la variation de tension maximum, le nombre de coupures brèves (inférieures à 3 min), le nombre de coupures longues (supérieures à 3 min) et le critère B (temps moyen de coupure par client).

Le critère B est un indicateur calculé selon la formule : ∑NiTi

N. Avec Ni le nombre de clients

coupés pendant un temps Ti pour chaque incident (en considérant un indice i par manœuvre de réalimentation), et N le nombre total de clients alimentés sur la zone où l’on souhaite calculer le critère B. On le calcule par un cumul annuel. L’objectif national à atteindre pour le critère B hors incident exceptionnel est de 55 min. Sur AFC, qui comporte 1 million de compteurs, le critère B atteignait 52 minutes en 2014.

Pour le calcul des indicateurs en nombre de coupures, les communes sont réparties en zone qualité selon leur population. Des seuils à respecter pour chaque zone sont fixés par décret pour le nombre de coupures brèves et longues, ainsi que pour le temps cumulé de coupure, comme indiqué Figure 20.

Les zones qualité A et B regroupent les communes présentant respectivement plus de 100 000 habitants et entre 10 000 et 100 000 habitants. Les communes en zone de base, ou encore en zone C, possèdent moins de 10 000 habitants.

D’après le décret qualité imposé à ERDF, la variation de tension en tout point du réseau ne doit jamais dépasser ±10% de la tension d’exploitation. Pour le réseau HTA, la variation de tension maximum possible sur un départ ne devra pas dépasser 5% en schéma normal et 8% en schéma secours. On laisse ainsi une marge pour les variations de tensions générées par le réseau BT.

Pour déterminer la variation de tension, des outils mathématiques sont utilisés par le logiciel de calcul ERABLE. Aujourd’hui, seul le courant transité en tête de départ peut être mesuré ; ceci, tant que les compteurs intelligents ne sont pas encore mis en place chez les clients basse et moyenne tension. Les flux de puissance doivent donc être reconstitués pour répartir celle-ci tout le long des points de distribution d’un départ et permettre ainsi d’estimer la chute de tension en chaque point du réseau HTA.

Figure 20 - Seuils issus de l'arrêté qualité du 18/02/2010


Pour faciliter les comparaisons, on calculera ces indicateurs à l’aide du logiciel ERABLE sur 3 réseaux : le réseau initial avec les charges initiales à l’année 0, le réseau initial avec les charges de l’année 10 et le réseau prévu par le schéma cible moyen-terme (prenant donc on compte les travaux de renforcements et les restructurations préconisés) avec les charges de l’année 10. Ainsi, en comparant ces résultats, on pourra évaluer l’impact des travaux sur la qualité de fourniture.

Pour estimer les indicateurs, les calculs sont à la fois statistiques et probabilistes. Les 3 indicateurs de continuité de fourniture pourront être évalués selon deux points de vue : la qualité réelle et la qualité potentielle.

La qualité réelle est calculée à partir des observations du passé : à l’aide des informations référencées dans les bases de données, on comptabilise le nombre d’incidents et les temps de coupure par départ sur les 5 dernières années. On peut ensuite calculer une moyenne annuelle par départ HTA des nombre de coupures brèves et longues et du critère B. On filtre les coupures liées à des incidents exceptionnels (aléas climatiques) et celles liées à des travaux car ils ne dépendent pas directement des ouvrages.

Cette analyse n’est à faire qu’une fois par an, car une fois l’année clôturée, toutes les informations restent fixes. J’ai conçu pour cette analyse des tableaux de calcul à l’aide des données référencées dans l’outil DIRAC HTA, complétées par des données requêtées à l’aide d’OSCAR.

La qualité potentielle est quant à elle calculée par le logiciel ERABLE à partir d’outils probabilistes. Chaque technologie d’ouvrage possède un taux d’incidents propre qui est renseigné en nombre d’incidents par an et par kilomètre dans la base de données de travail du logiciel. Celui-ci peut ainsi estimer un nombre de coupures brèves et longues sur une période de calcul donnée. Le logiciel simule également le tronçonnement et la reprise du réseau lors d’un défaut, il estime ainsi les différents temps de coupures pour chaque incident et peut ensuite calculer le critère B.

Cependant, le logiciel souffre d’un manque de renseignement des bases de données qui l’empêche de réaliser des calculs plus proches de la réalité. En effet, les taux d’incident par technologie étaient calculés jusqu’en 2009 sur la base de nombre d’incidents réels rencontrés dans chaque région. Cela permettait de prendre en compte les spécificités géographiques et climatiques pour afficher une qualité potentielle plus réaliste : taux d’incident plus important sur les faibles sections dans les régions sujettes à la neige par exemple, ou sur les câbles papiers imprégnés dans les régions sujettes aux fortes chaleurs. Mais depuis 2009, le tronçon sur lequel l’incident apparaît n’est plus suffisamment décrit dans les bases de données pour permettre une distinction suivant la technologie. Un groupe de travail national mène cependant une réflexion pour palier à ce manque d’information qui empêche de justifier correctement les investissements.

3.3 Intégration de la production décentralisée

Le grenelle de l’environnement a fixé comme objectif d’atteindre 20% de production d’électricité par des énergies renouvelables d’ici à 2020. L’intégration de celle-ci devient donc une problématique à ne pas négliger par le distributeur. Deux approches pourront être utilisées : l’utilisation des documents de planification régionaux et la consultation du Bureau d’Etudes spécialisé dans le raccordement des producteurs HTA.

3.3.1 Le SRRRER (Schéma Régional de Raccordement au Réseau des Energies Renouvelables)

Pour faciliter l’implantation des énergies renouvelables, la loi Grenelle II du 12 juillet 2010 [6] oblige les institutions et les entreprises concernées à rédiger des documents de planification. Ainsi, les régions doivent fixer leur ambition de production d’origine renouvelable par le biais des


Schémas Régionaux du Climat, de l’Air et de l’Energie (SRCAE). Par ailleurs, en s’appuyant sur ce document et en consultation avec les gestionnaires du réseau de distribution (GRD), RTE est chargé de rédiger des Schémas Régionaux de Raccordement au Réseau des Energies Renouvelables (SRRRER).

Ces derniers permettent de planifier l’intégration de la production décentralisée et d’éviter la saturation des postes sources. Ils comportent les travaux et nouveaux ouvrages (voir Figure 21 [7]) nécessaires pour atteindre les objectifs, ainsi que des tableaux représentant les « capacités d’accueil » et les « capacités réservées » par poste source en terme de puissance. Une fois tous les travaux référencés et chiffrés, on divise leur coût global par la puissance de production prévue. Il est ainsi possible de mutualiser les coûts de raccordement au réseau de distribution et d’afficher ces informations pour inciter les éventuels producteurs à s’installer.

Figure 21 - Exemples de projets réseau engagés par RTE dans des zones saturées par la production décentralisée

Cependant, ces documents présentent une ambition très élevée en termes de puissances réservées pour les énergies renouvelables. Il est risqué de considérer que toutes ces capacités seront utilisées et de les insérer directement dans les calculs de réseau. Après consultation de la Direction Technique à Paris, il a été suggéré de ne prendre en compte que les projets de raccordement d’installations de production actuellement à l’étude. Il a par ailleurs été recommandé de se mettre en relation avec le Bureau d’Etudes spécialisé dans le raccordement des producteurs au réseau HTA. Pour la DR AFC, ce service est centralisé à la Direction Interrégionale (DIR EST) et basé à Nancy.

3.3.2 Le BE Producteurs

Le BE Producteurs est chargé du dimensionnement du réseau pour l’accueil des projets de production décentralisée. Malgré une complémentarité des études réalisées, le BERE et le BE Producteurs ne se concertaient pas fréquemment, ce qui rendait difficile la planification. J’ai donc contacté des membres de ce service pour comprendre les problématiques associées à l’intégration de la production décentralisée, et réfléchir à un moyen d’échange entre les deux services. Deux points ont été abordés : l’utilisation des documents du SRRRER et les contraintes apportées par le raccordement de producteurs sur le réseau moyenne tension.


Les chargés d’études du BE Producteurs sont les premiers utilisateurs des tableaux issus des SRRRER et tiennent à jour la file d’attente des raccordements. Ils mettent également à disposition, via l’application MOA-Pilot, un document récapitulant les dernières modifications du SRRRER en termes de capacité réservée et utilisée, et de travaux prévus par poste source. Il a rapidement été constaté que la localisation des demandes de raccordement ne suivait pas toujours la répartition décidée par les gestionnaires de réseau. C’est pourquoi il a été prévu des transferts de capacités et de travaux (le montant global ne devant pas changer) entre postes sources d’un même SRRRER. Il faudra ainsi prendre en compte la dernière version du tableau, disponible via l’application MOA-Pilot. L’affichage de ces informations servira à visualiser les éléments de réseau qui seront rajoutés (nouveau transformateur, nouvelle cellule départ, etc.) et ainsi permettre de mieux coordonner les travaux. Par ailleurs, l’application MOA-Pilot recense tous les futurs projets de raccordement, traités ou en cours de traitement. Cet outil sera donc le principal moyen d’échange entre les deux bureaux d’études.

En ce qui concerne les contraintes dues au raccordement de producteurs, elles sont liées au fait qu’un raccordement ne doit en aucun cas impacter la qualité de fourniture du distributeur, autant du point de vue de la continuité de fourniture que du point de vue de la tenue en tension. Par manque de temps et par souci de simplification, nous n’avons pu aborder que les problématiques de tenue en tension.

Les contraintes de ce type apparaissant sur le réseau sont dépendantes des sections de conducteur choisies mais également du taux d’accroissement des charges estimé. Ces données influent sur le profil de tension des départs HTA, lui-même dépendant de la consigne de tension imposée au niveau du transformateur. Lorsqu’un transformateur HTB/HTA n’alimente que des consommateurs, la consigne est fixée à +4% de la tension d’exploitation car, lorsque les départs sont longs (zone rurale), une chute de tension trop importante sera constatée pour les consommateurs les plus éloignés. Cette consigne permet ainsi de respecter les normes fixant à ±5% la variation de tension sur le réseau moyenne tension, comme illustré par le profil de tension en bleu sur la Figure 22.

Figure 22 - Impact de la production sur les profils de tension


Or, lorsqu’un producteur HTA est raccordé à un transformateur HTB/HTA, il est nécessaire de régler à la fois la consigne du transformateur et la tension de sortie du générateur de sorte que la différence de potentiel lui permette de refouler sa production en direction du transformateur, lorsque la consommation en aval du producteur est trop faible. Cela est permis par un réglage haut du producteur et un abaissement de la consigne de tension du transformateur de +4% vers +2% de la tension d’exploitation (20kV). Cela permet également de respecter les normes. Cependant, cela pose des problèmes lorsque des départs consommateurs et producteurs cohabitent sur un même transformateur, comme le montrent les courbes en trait plein de la Figure 22. Ces situations apparaissent lorsque les départs HTA sont longs, que la puissance produite est comparable à la puissance consommée sur la totalité du départ et qu’il n’est pas possible de raccorder le producteur plus près du poste source, ou encore lorsque la puissance du producteur n’est pas suffisante (inférieure à 5MW) pour justifier la création d’un transformateur dédié.

Des mesures sont prévues pour palier à ces contraintes, comme le renforcement du réseau via l’adaptation des sections des conducteurs, ou encore l’installation de compensateur d’énergie réactive. Le choix et le dimensionnement de ces mesures est réalisé par le BE Producteurs. Il n’est donc pas nécessaire de refaire l’étude de l’accueil des projets sur le réseau initial. Cependant, la réflexion sur les taux d’accroissement des charges qui est menée en profondeur dans les SCORE doit pouvoir compléter la réflexion et peut parfois faire varier les prévisions d’apparition de contrainte sur 30 ans. Cela nécessitera parfois d’anticiper ou de décaler certains travaux prévus par les deux bureaux d’études. Il faudra donc afficher le poste source et le départ prévu pour le raccordement afin d’alimenter la réflexion.

3.4 Prise en compte du courant capacitif

Le courant capacitif est un courant triphasé qui circule dans les réseaux dès leur mise sous tension. Il est normalement équilibré et on lui donne pour norme I0 dans chaque phase (voir Figure 23). Lors de l’apparition d’un défaut monophasé, communément appelé défaut homopolaire (ex : branche d’arbre, conducteur à terre, arrachage de câble souterrain, etc.), un déséquilibre se crée (voir Figure 24) et le courant capacitif, ayant alors pour norme 3I0, vient s’ajouter aux autres composantes du courant de défaut retournant à sa source via le neutre du transformateur HTB/HTA. De nature capacitif et circulant dans la terre, il génère des montées en potentiel importantes. Pour le distributeur, la réglementation impose de maîtriser ces phénomènes pour assurer la sécurité des biens et des tiers.


Figure 23 - Courants capacitifs en régime normal

(équilibré)

Figure 24 - Courants capacitif lors d'un défaut

monophasé à la terre (déséquilibre)

Le neutre HTA n’étant pas distribué en France, il est possible de limiter le courant en mettant en place au niveau des transformateurs HTB/HTA des régimes de neutre adaptés appelés Neutre Impédant (NI) ou Neutre Compensé (NC). A ces régimes de neutre sont associés des systèmes de protections par départ, qui permettront une bonne sélectivité des disjoncteurs lors de l’apparition d’un défaut. Lorsqu’une nette séparation des réseaux souterrains (urbains) et aériens (ruraux) était en place, l’influence du courant capacitif sur les montées en potentiel était négligeable. En effet, les réseaux aériens sont faiblement capacitifs (cent fois moins que les réseaux souterrains à section et longueur équivalente) et l’architecture des réseaux purement souterrains permet de "diriger" le parcours du courant de défaut grâce à l’interconnexion des circuits de terre. Cependant, dans le cadre du Plan Aléas Climatiques, une grande quantité de réseau aérien a été enfouie. Cela a engendré une augmentation des courants capacitifs sur des réseaux mixtes occasionnant des problématiques de détection de défauts et de montées en potentiel. C’est pourquoi la nouvelle PRDE prescrit la limitation de celui-ci par départ, selon le régime de neutre du transformateur alimentant le départ. Pour vérifier si le réseau n’est pas en contrainte, plusieurs analyses sont à réaliser.

Tout d’abord, l’état de contrainte du régime de neutre du transformateur est à évaluer. En me basant sur les prescriptions du national [8], j’ai établi le tableau de la Figure 25. Celui-ci fixe des seuils de 3I0 en schéma normal à respecter par transformateur, selon la longueur de réseau aérien ou souterrain raccordée au transformateur, et le régime de neutre choisi. Les contraintes prennent en compte la possibilité pour un transformateur de reprendre le réseau alimenté par un autre transformateur du même poste source en schéma secours (on prévoit une marge de 50% du 3I0 limite). Lorsque les limites sont atteintes, il faut soit changer le régime de neutre, soit restructurer le réseau.

Type de réseau Neutre 3I0 normal >

(en A) Consignes des notes SCORE et

MALTEN

rural ou péri-urbain (longueur

aérien>5km)

NI 100 => passage en NC

NC 300 => limite du NC 600A atteinte

500 => limite du NC 1000A atteinte

urbain (longueur aérien<5km)

NI 300 300 => passage en NI 1000A

NI 1000 500 => limite du NI 1000A atteinte Figure 25 - Tableau des contraintes de 3I0 par transformateur


Dans un second temps, il est nécessaire d’évaluer les contraintes par départ, en schéma secours. Ces régimes de fonctionnement vont impliquer les réseaux les plus longs, donc les plus capacitifs et il faudra toujours assurer une bonne détection et une bonne sélectivité sur défaut. Plusieurs appuis existent entre départs, impliquant plusieurs régimes secours possibles. On évaluera le 3I0 du régime secours le plus contraignant, c’est-à-dire le plus long. J’ai développé une macro permettant de déterminer automatiquement le 3I0 maximum (fonctionnalité manquante au logiciel de calcul ERABLE).

Les contraintes par départ dépendent du régime de neutre du transformateur et des limites des systèmes de protection associés. Pour assurer la sélectivité, ces systèmes doivent empêcher le déclenchement « par sympathie ». En effet, lors d’un défaut, chaque départ sain du transformateur va voir circuler son propre 3I0, l’apparition de ce courant homopolaire ne doit pas faire déclencher les protections car le défaut ne se situe pas sur ces départs. C’est pourquoi on impose une limite de 3I0 maximum, comme indiqué sur le tableau de la Figure 26, construit à partir des informations de la PRDE sur l’élaboration des SCORE [4].

Régime de neutre

3I0 secours max par départ (en A)

NI 150A (80 ou 40+j40)

80

NC 160

NC 200

NI 300A (40 ou 40+j12)

120

NI 1000A

12+j12 185

12 230 Figure 26 - Seuils de 3I0 par départ selon le régime de neutre du transformateur

Lorsque les limites sont atteintes, la restructuration consiste en la création d’un nouveau Poste Source. Cependant, cela impose la proximité d’une ligne HTB pour éviter d’importants coûts de raccordement. Si cette solution n’est pas envisageable, l’idée de créer des postes de répartition équipés d’autotransformateurs bénéficiant d’un régime de neutre a été proposée. La gestion de ces postes du point de vue de l’exploitation et de la maîtrise d’ouvrage reste cependant complexe et difficile à mettre en œuvre.

4 PLANNING REALISE ET DIFFICULTES RENCONTREES Au fur et à mesure de l’avancement du stage, les priorités ont évolué et certaines difficultés

rencontrées ont engendré des modifications du planning. Le planning effectivement réalisé est montré Figure 27.

La montée en compétences sur les éléments techniques a pris plus de temps que prévu, car était finalement visée la compréhension en profondeur des problématiques liées au 3I0 dans un objectif d’explication aux chargés d’études pour une application quotidienne. Par ailleurs, le logiciel ERABLE évoluant très rapidement (une montée de configuration tous les deux mois environ) et les chargés d’études ne le maîtrisant pas encore complètement, cette formation s’est étalée au fur et à mesure des utilisations du logiciel.


Le choix des restitutions cartographiques et tableur a pris également plus de temps que prévu car plus de restitutions ont été autorisées par l’automatisation de rendus supplémentaires. Par ailleurs, il a fallu monter en compétences sur le logiciel QGIS pour mettre à jour les cartes et redécouper les zones, ce qui n’était pas prévu dans les objectifs initiaux. Au fur et à mesure du développement de l’outil Excel, de nouvelles fonctions se sont ajoutées aux besoins initiaux, c’est pourquoi son développement s’est étalé dans le temps.

L’analyse des informations et des interlocuteurs externes a été réalisée plus en profondeur que ce que les objectifs prévoyaient initialement, notamment via l’organisation de réunions avec les divers représentants des directions territoriales. La première réunion de présentation des outils aux chargés d’études a été avancée pour permettre à tous d’être présents (et ainsi éviter les congés). Par ailleurs, une étape de débogage de la macro s’est ajoutée, permise par les tests réalisés par les différents utilisateurs. L’étude de deux cas concrets s’est réduite à l’étude d’un seul car la zone finalement choisie présentait plus de problématiques que deux zones SCORE. Cependant, cette étude n’a pas pu être terminée, car la maîtrise des fonctionnalités ERABLE nécessaires aurait pris trop de temps.

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Formation - Montée en compétences

Organisation (fonctionnement, découverte du métier)

Technique (électrotechnique, 3I0, régimes de neutre, etc.)

Montée en compétences ERABLE

Etude bibliographique

Appropriation de la PRDE SCORE et des PRDE associées

Identifier les différences entre les versions

Analyse des Schémas Directeurs existants (benchmark)

Choix des restitutions

Restitutions tableur

Modèle de rapport

Redécoupage des zones et restitutions cartographiques

Conception et développement des outils

Macro de diagnostic automatique et de mise en forme

Rédaction des fiches méthodes

Synthèse destinée à la décision et la communication

Informations et interlocuteurs externes

Internes (D12, raccordement)

Externes (SRRRER, SCOT, INSEE)

Prise de contact avec les Directions Territoriales

Présentation et accompagnement des chargés d'études

Présentation des outils

Debogage de la macro

Accompagnement des chargés d'études

Etude d'un cas concret : SCORE MAICHE

Etat des lieux (récupération des projets en cours)

Analyse du SRRRER (zone producteurs)

Planning réelSemaines de stage

Figure 27 - Planning réalisé


RESULTATS

Les résultats de l’étude sont formés des outils que j’ai développés pour répondre aux objectifs du stage. Tout d’abord un modèle de rapport qui constitue la méthodologie pratique d’élaboration des SCORE. Les rapports à rédiger seront complétés par des cartes, dont j’ai construit les légendes. J’ai également développé une macro de mise en forme des résultats électriques en Visual Basic sous Excel. Enfin, j’ai conçu un outil d’aide à la décision sous forme d’un fichier Excel de synthèse des SCORE. Dans chaque partie, je présenterai l’outil puis les apports et les limites que celui-ci comporte.

1 RESTITUTIONS DU SCORE 1.1 Rapport de synthèse

En m’appuyant sur les résultats de l’étude bibliographique, j’ai rédigé la méthodologie détaillée d’élaboration des SCORE. Pour réduire le nombre de documents auxquels se référer, j’ai présenté la méthodologie sous la forme d’un modèle de rapport au format Word. Le plan est présenté Figure 28. Chaque partie contient un paragraphe explicatif des recherches et des calculs à effectuer pour trouver le plus rapidement possible les informations à compléter.

Figure 28 - Plan du rapport SCORE

Ce rapport est complété par des liens vers des outils et des fiches méthodes complémentaires, à savoir :


- un fichier Excel permettant de construire le tableau des communes importantes de la zone (plus de 1500 habitants) décrivant les clients BT et HTA.

- une fiche méthode explicitant comment construire les cartes à annexer au rapport - plusieurs notices d’utilisations des fonctionnalités ERABLE spécifiques à l’élaboration

des SCORE (application des taux d’accroissement, export des dessins de travaux, etc.) - le fichier Excel CRISTINA permettant la récupération des Taux de Croissance Moyen

Annuels (TCMA) par poste source - deux tableaux des coûts permettant le chiffrage des travaux (réseau et postes sources)

Apports techniques et financiers Cette méthodologie détaillée permettra d’accélérer le temps de production des résultats

par les chargés d’études. Les rapports seront rapidement mis en forme et standardisés. La mise en place d’un seul document contenant des liens vers les diverses sources d’informations et vers des fiches méthodes ciblées pour les divers outils à utiliser (QGIS, ERABLE, Excel) permettra de réduire significativement le temps de recherche et de manipulation. Cela impliquera une réduction non négligeable des coûts de main d’œuvre.

Par ailleurs, via ce rapport et la méthodologie associée, l’étude s’enrichit de données externes, pour augmenter encore la cohérence et la fiabilité de la planification. On peut supposer que le besoin en mises à jour partielles du réseau cible, prescrites lors de l’occurrence « d’évènements importants conduisant à un écart par rapport au SCORE » [4], sera ainsi diminué.

Limites et suites éventuelles Pour rédiger ce modèle, je me suis appuyé sur l’étude du cas concret de la zone de Maiche,

dont j’ai pu compléter les parties « Présentation de la zone » et « Etat des lieux ». En revanche, n’ayant pas pu tester la réalisation des travaux résolvant les contraintes, j’ai eu plus de mal à évaluer la pertinence des deux dernières parties.

Il m’a cependant été possible d’évaluer les limites de l’étude technico-économique prescrite. En effet, le calcul du bilan actualisé est réalisé par l’outil ERABLE. Il prend en compte, entre autres, les pertes Joules, le coût de l’Energie Non Distribuée, les coûts d’exploitation. Or, le BERE n’a pas aujourd’hui la vision des coûts d’exploitation générés par le réseau selon la zone. Le logiciel réalise donc le calcul sans cette donnée, et l’intérêt du Bilan Actualisé s’en trouve diminué. Même si un outil va être mis en place avec le service Fiabilisation (fonction Opérations) pour faire remonter au BERE les coûts d’exploitation par départ, il sera délicat, voire impossible, d’estimer les coûts d’exploitation après travaux. La possibilité de comparaison restera donc limitée.

Il sera donc nécessaire de choisir la stratégie en complétant par une comparaison des résultats électriques. Il pourra être intéressant d’ajouter également comme argument un nouveau calcul des pourcentages de reprise du poste source lors de la perte HTB. Ce chiffre pourra être un élément de comparaison de l’apport de chaque stratégie (nouvelles sources ou nouveaux départs) pour que la justification du choix soit la plus complète possible. Il faudra cependant prendre en compte le temps de production de ce chiffre par le logiciel ERABLE, qui est aujourd’hui considérable (jusqu’à plusieurs heures de calcul).


1.2 Restitutions cartographiques

Le rapport sera complété par des cartes à ajouter en annexe. Une notice détaille comment construire ces cartes en utilisant les outils informatiques appropriés.

J’ai construit 3 fichiers QGIS (un par centre : Alsace, Franche-Comté Centre et Franche-Comté Sud) incluant des bases de données géographiques pour le réseau (tronçons, nœuds, postes sources, etc.) et pour les communes. Ces bases sont découpées par zone SCORE.

J’ai également construit des fichiers de configuration du « Style », c’est-à-dire de la légende des cartes. Ces fichiers permettent de paramétrer automatiquement les symboles (symboles ponctuels, linéaires ou surfaciques) à utiliser pour faire apparaître les informations choisies sur la carte.

Par ailleurs, j’ai développé une petite macro Excel pour mettre en forme les résultats de calculs d’ERABLE et ainsi permettre une intégration en format .csv sur le logiciel QGIS. En utilisant un attribut commun, il est possible de joindre les bases de données géographiques avec les tableaux de résultats. On peut ainsi afficher ces derniers de manière graphique.

Pour la présentation de la zone, la production de nombreuses cartes était prescrite. Pour limiter la charge de travail et n’afficher que les informations les plus pertinentes, j’ai choisi 3 cartes :

- La carte de situation géographique permet de visualiser les villes importantes de la zone positionnées sur une carte IGN. La carte IGN autorise également l’affichage des reliefs qui peuvent s’avérer déterminants dans le choix de certains tracés du réseau.

- La carte du dynamisme de la zone permet d’apprécier la géographie des projets connus, des communes et des clients importants sur la zone, et ainsi vérifier la cohérence avec les taux d’accroissement choisis. Sa légende est montrée Figure 29.

Figure 29 - Légende de la carte des taux d'accroissement et des clients importants

- La carte de diagnostic des ouvrages de la zone offre un diagnostic complet des zones prioritaires de travaux. Comme illustré sur la Figure 30, elle affiche les zones impactées par le Plan Aléas Climatiques, les tronçons en technologie Câble Papier Imprégné ainsi que l’âge des réseaux.


Figure 30 - Légende de la carte de diagnostic des ouvrages

Quatre catégories d’âges sont représentées, en fonction de la Valeur Nette Comptable (VNC, équivalent de l’amortissement) des tronçons aux différentes années d’études. Les ouvrages réseaux étant amortis sur 40 ans, leur VNC devient nulle lorsqu’ils atteignent cet âge. Si on supprime du réseau n’ayant pas atteint cet âge, la VNC résiduelle des ouvrages est un coût supplémentaire à prendre en compte dans le chiffrage des travaux. J’ai ainsi choisi de représenter les ouvrages ayant une VNC nulle dès l’année 0 (> 40 ans), ceux ayant une VNC nulle à l’horizon 10 ans (entre 30 et 40 ans), ceux ayant une VNC nulle à l’année 30 (entre 10 et 30 ans) et ceux n’annulant jamais leur VNC sur la période d’étude (< 10 ans).

Pour l’état des lieux électrique du réseau, j’ai limité la restitution à une seule carte. Celle-ci représente 2 types d’informations, comme l’indique la légende de la Figure 31.

Figure 31 - Légende de la carte des résultats électriques sur réseau initial

Tout d’abord, on affiche les résultats électriques sur le réseau HTA : l’évolution des « Trous PL » et les chutes de tension à l’année initiale. Le PL est le produit P*max (puissance apparente en tête de départ, à la pointe de consommation) fois la longueur développée du départ. Cet indicateur représente ainsi à la fois l’étalement des charges (longueur) et la quantité de charges (puissance). La fonction « TrousPL » du logiciel ERABLE calcule les nœuds limites où le PL du départ commence à dépasser la valeur idéale de 100 MVA.km et la simulation cesse d’alimenter les portions de


réseau à partir de ces points. On distingue ainsi des "Trous" localisés qu’il faudra chercher à résorber soit en créant une nouvelle source, soit en divisant les départs pour les décharger.

On affiche par ailleurs le réseau HTB, pour identifier les endroits où l’implantation d’un nouveau poste source serait possible.

Apports techniques et financiers

Ces visualisations cartographiques, et surtout la notice détaillée de construction de ces cartes à l’aide de l’outil QGIS, permettront de standardiser les restitutions. Cela accélèrera le travail de rendu, et facilitera le travail de validation.

ERABLE présente un affichage graphique des résultats qui permet déjà une visualisation des trous PL ou des chutes de tension. Cependant, les fonctionnalités graphiques étant peu flexibles, il est impossible d’afficher sur une même carte, en les différenciant, les trous PL de plusieurs années, et les chutes de tension. La macro Excel « QGIS_ERABLE » offre la possibilité de joindre tous les résultats ERABLE à la base de données géographiques déjà intégrée à l’outil. On passe ainsi de la production de 4 cartes de résultats électriques à une seule.

La représentation cartographique dans le cadre des analyses de réseau est indispensable. Elle permet d’apprécier la géographie du réseau et d’orienter la réflexion sur la restructuration. En effet, la visualisation des tronçons prioritaires (en terme de PRC, de PAC ou d’âge) nous indique les endroits où il est le plus rentable d’effectuer des travaux. Dans la réflexion, on pourra combiner ces informations avec les informations électriques décrivant les besoins en restructuration. En affichant ainsi les Trous PL, on pourra rapidement identifier les zones ayant besoin d’un nouveau poste source, et choisir sa position idéale grâce aux données du réseau HTB.

Limites et suites éventuelles

Les limites de la visualisation cartographique sont liées à des problèmes de bases de données. La source des informations géographiques qu’on peut afficher sur QGIS est la même que pour ERABLE : le SIG-Elec. Cependant, pour plus de rapidité, les deux outils fonctionnent en « hors-ligne », c’est-à-dire qu’ils utilisent des extractions du SIG. Or, ces extractions sont réalisées à des dates différentes. Le réseau évoluant mois après mois, au fur et à mesure des travaux effectués, il peut y avoir des différences entre les tronçons affichés par les deux outils. Selon le type d’informations manquantes, l’affichage réalisé par les fichiers de paramétrage du « Style » pourra ne plus être totalement cohérent.

Par ailleurs, le logiciel QGIS est un outil développé en open-source et sur lequel ERDF n’a pas la maîtrise. Le national prescrit l’utilisation du logiciel développé en interne CARAIBE, cependant celui-ci fonctionne aujourd’hui avec des données au format image, et non vectoriel. Il ne permet donc aucun des affichages personnalisés décrits ci-dessus. Cet outil est en phase de développement à l’heure actuelle, et de nouvelles fonctionnalités pourraient permettre ces affichages. Les outils libres choisis localement comme QGIS, ArcGIS ou FGIS sont ainsi voués à disparaître. Cela rendrait obsolètes les outils que j’ai développé.


2 MACRO DE MISE EN FORME 2.1 Analyse du besoin

Après avoir choisi les informations les plus pertinentes à afficher, il est apparu que les résultats électriques permettant de compléter ces tableaux étaient nombreux, de par la structure du logiciel ERABLE. En effet, pour chaque diagnostic un certain nombre de restitutions sont à produire, selon le tableau de la Figure 32.

Par ailleurs, cette quantité d’informations rend l’interprétation délicate, si une mise en forme adaptée n’est pas mise en place. ERABLE produisant des restitutions sous forme de tableaux Excel, l’initiative avait été prise par le BERE de Champagne-Ardenne de développer une macro en Visual Basic sur Excel et de la transmettre aux autres BERE. Les restitutions issues d’ERABLE comprennent à chaque fois un nombre important de colonnes d’informations qui n’ont pas toutes été choisies pour l’affichage, c’est pourquoi l’automatisation de la mise en forme était souhaitée.

Cependant, la macro manquant de flexibilité et de robustesse, j’ai travaillé à sa reconception. L’analyse du besoin fondamental est représentée Figure 33.

Source Utilité

Résultats Transfos à Ptmb, année 0



Résultats Transfos à Pmax, année 0



Résultats Diagnostic Rapide Départs (fichier CSV) Ptmb + P*max Résultats 0-10-30 ans sur l'état initial

Résultats Départs à Ptmb, année 0 Tension, longueurs

Résultats Secours Pmax, année 0 Analyse 3I0 secours

Résultats Transfos après travaux, à Ptmb, année 10

Résultats Transfos après travaux, à Ptmb, année 30

Résultats Transfos après travaux, à Pmax, année 10

Résultats Transfos après travaux, à Pmax, année 30

Résultats Diagnostic Rapide Départs (fichier CSV) Ptmb + P*max Résultats 0-10-30 sur réseau avec travaux

Résultats Départs à Ptmb, année 10

Résultats Départs à Ptmb, année 30

Résultats Secours à Pmax, année 10

Résultats Secours à Pmax, année 30

Traitement Départs sur réseau initial

Traitement Départs à 10 ans sur réseau initial

Traitement Départs à 10 ans avec travaux

Fichiers

Qualité potentielle (taux d'incidents)Restitutions

ERABLE

qualité

Restitutions

ERABLE pour

l'état des

lieux

Résultats électriques de la stratégie "Ne

Rien Faire"

Restitutions

ERABLE après

dessin des

travaux

Résultats électriques de la stratégie

choisie

Tension, longueurs

Analyse 3I0 secours

Figure 32 - Liste des restitutions à fournir à l'aide du logiciel ERABLE

Figure 33 - Diagramme "Bête à cornes" de la macro


L’analyse du besoin a permis de dégager deux fonctions principales, comme indiqué Figure 34. D’autre part, au fur et à mesure de l’avancement du développement, des fonctions contraintes se sont rajoutées, pour rendre l’outil le plus exhaustif, le plus adaptable et le plus robuste possible.

2.2 Mise en place des solutions techniques

Pour répondre aux fonctions principales et aux fonctions contraintes, j’ai mis en place plusieurs systèmes.

Fonctions principales Tout d’abord, la mise en forme rapide est réalisée via deux fonctionnalités de l’outil :

l’import des restitutions issues d’ERABLE à l’aide de menus déroulants (Figure 35), et la copie des colonnes de résultat choisies via un bouton « Mise en forme » pour chaque diagnostic (un onglet par point de vue).

Figure 35 - Menus d'importation

Restitutions qualité :

2. Importation des données à mettre en forme :

Restitutions ERABLE sur réseau cible Moyen-Terme et Long-Terme :

Restitutions ERABLE sur réseau initial :

Diagnostic Rapide Départs (fichier CSV)


Transfos à Ptmb, année 0

Figure 34 - Diagramme "Pieuvre" de la macro


Pour la fonction d’interprétation des résultats, j’ai choisi une forme spécifique de présentation des résultats facilitant la réflexion : pour chaque élément de calcul évoluant avec les charges, 3 colonnes seront représentées, une pour chaque année d’observation (année 0, année 10, année 30), comme illustré sur la Figure 36. On observe ainsi l’aggravation des contraintes au fil du temps et on peut estimer la période de réalisation des travaux nécessaires (avant 10 ans ou après 10 ans).

Figure 36 - Présentation des résultats électriques par départs

Par ailleurs, j’ai utilisé l’outil « Mise en forme conditionnelle » déjà intégré à Excel. J’ai résumé les divers seuils de la PRDE en plusieurs tableaux (Figure 37), ce qui a permis d’appliquer, à l’aide de formules conditionnelles, une mise en couleur aux cellules dépassant ces seuils, selon des conditions respectées par le départ.

Figure 37 - Seuils de la mise en forme conditionnelle pour l'analyse des résultats par départ

Fonctions contraintes Pour faciliter la prise en main, et après un bêta-test auprès d’un chargé d’études, j’ai mis

en place plusieurs solutions d’ergonomie. Tout d’abord, comme visible sur la Figure 32, un code couleur a été instauré pour différencier les étapes de l’analyse : l’état des lieux, le réseau cible, et la qualité de fourniture. Un deuxième code couleur permet de dissocier les points de vue adoptés pour le diagnostic : transformateurs et postes sources, départs, schéma secourant et qualité. Il est appliqué aux onglets correspondants. Par ailleurs, j’ai inséré des commentaires explicatifs sur les fonctions importantes, un sommaire comportant des liens hypertextes pour faciliter la navigation dans les onglets et un menu de suppression des fichiers. La Figure 38 présente l’interface de la page d’accueil de la macro.

2015 2025 2045 2015 2025 2045 2015 2025 2045 2015 2025 2045

MAICHC2004 CONSOL R 20 71,70 2,75 2,24 1,20 2,79 3,16 3,91 3,55 3,99 4,88 254,33 285,96 349,82

I.DOUC1006 COLOMB R 20 50,16 3,99 3,71 3,09 4,15 4,40 4,93 4,51 4,76 5,30 226,29 238,71 265,65

P.ROIC1002 ESSART R 20 40,87 2,81 2,59 2,12 3,11 3,26 3,57 4,91 5,10 5,51 200,73 208,42 225,06

I.DOUC2002 ANTEUI R 20 66,12 3,94 3,78 3,42 2,12 2,28 2,64 2,95 3,09 3,40 194,79 204,06 224,49

FINS C0010 RUSSEY R 20 59,16 3,76 3,44 2,73 3,15 3,43 4,08 3,19 3,47 4,11 188,80 205,31 242,89

MAICHC2006 PT-NEU R 20 75,99 4,56 4,27 3,68 1,84 2,10 2,64 2,34 2,58 3,09 177,62 196,24 234,51

B.DAMC2009 ROCHE R 20 69,24 4,39 4,25 3,94 3,71 3,93 4,41 2,28 2,40 2,66 157,86 166,08 184,09

P.ROIC1006 S-HIPP R 20 39,54 4,11 3,96 3,63 2,30 2,38 2,57 3,52 3,65 3,93 138,99 144,17 155,38

MAICHC1001 CHARQU R 20 42,01 3,77 3,33 2,45 1,70 1,91 2,33 3,11 3,49 4,25 130,65 146,57 178,53

ABBENC2008 CLERVA R 20 43,22 4,65 4,30 3,63 2,52 2,80 3,35 2,82 3,12 3,69 122,05 134,79 159,55

B.DAMC3003 VAUDRI R 20 65,18 4,50 4,38 4,12 2,92 3,13 3,58 1,87 1,97 2,19 121,94 128,57 142,99

FINS C0009 NARBIE R 20 62,16 3,23 3,05 2,63 4,47 4,87 5,79 1,91 2,07 2,44 118,69 128,72 151,59

MAICHC1005 INDEVI R 20 62,87 3,77 3,54 3,07 3,27 3,60 4,27 1,88 2,07 2,48 117,91 130,31 155,70

P.ROIC1009 SANCEY R 20 55,96 4,91 4,79 4,53 2,36 2,50 2,81 1,91 2,01 2,23 106,69 112,46 124,95

I.DOUC1010 SANTOC U 20 13,17 4,51 4,46 4,36 4,20 4,22 4,27 7,24 7,28 7,37 95,32 95,85 96,99

MAICHC2009 BRESEU R 20 51,90 4,27 4,00 3,46 2,58 2,96 3,70 1,79 2,02 2,48 92,76 104,68 128,88

MAICHC1008 DESSOU R 20 66,10 4,25 4,10 3,77 2,18 2,51 3,16 1,35 1,48 1,75 89,42 97,65 115,35

P.ROIC1003 BREMON R 20 62,62 4,67 4,60 4,45 0,70 0,78 0,95 1,32 1,38 1,50 82,78 86,27 94,09

Code

Départ

Libellé

Départ

Marge Min

(MVA)

Chute de tension

(%)

P*max

(MVA)

Produit P*L

(MVA.km)Type

U/R

Ltot

(km)

U

(kV)

0

5

3

DU/U (%) >

Marge (MVA) <

Legende

DU/U (%) >

20 kV 15 kV 15 kV

5 3,75 4,5

100 55

Urbain

20 kV

6

Non calculé

Legende

Repères SCORE

P*max (MVA) >

P*L (MVA.km) >

Longueur totale (km) >

Rural

55


Figure 38 - Interface de l'outil

Pour faciliter la mise à jour, un menu déroulant permet l’insertion ou la suppression des fichiers annuels, en permettant le choix du chemin d’accès. Ceux-ci sont insérés dans des onglets permanents et la plupart des informations nécessaires sont liées aux onglets de restitution par des formules. Un onglet « Données » recense tous les départs et les postes sources de la plaque Alsace Franche-Comté, avec les informations spécifiques à actualiser.

En ce qui concerne l’adaptation aux changements des outils de calculs, j’ai utilisé un onglet de paramétrage modifiable à la main. Le logiciel ERABLE évoluant au gré des besoins remontés par les utilisateurs, les restitutions peuvent changer de configuration (nouvelles colonnes, ou changement de position voir l’exemple de la Figure 39). Il m’a donc fallu rendre le code dynamique via la création de nouveaux types de variables. J’ai créé une classe de variable par type de restitution, chaque classe ayant pour attributs les entêtes des colonnes de la restitution correspondante. Dans l’onglet de paramétrage, un tableau par classe permet de modifier ces valeurs dans des cellules associées à des noms de variable, comme montré Figure 40. Les attributs sont ainsi mis à jour à chaque exécution du code.

Sommaire

1- Affaires MOA-Pilot

2- Diagnostic Transfos Année du SCORE : 2016 Région : 0

3- Diagnostic PS 2026 N+10 Zone d'étude : 0

4- Diagnostic Départs 2046 N+30

5- Bilan Départs Auteur :

6- Diagnostic 3I0

7- Diagnostic Qualité Lien document :

Donnees

Parametres2. Importation des données à mettre en forme :

Mise en forme SCORE

1. Intro (à remplir avant d'éditer le rapport) :

Restitutions ERABLE sur réseau cible Moyen-Terme et Long-Terme :

Restitutions ERABLE sur réseau initial :

Fonctions supplémentaires :

Restitutions qualité :

Onglets FichiersFichiers

Editer Rapport Word

Supprimer

Tout supprimer

Purger la mise

en forme

Diagnostic Rapide Départs (fichier CSV)


Transfos à Ptmb, année 0


Figure 39 - Exemple de restitution ERABLE

Le rendu standardisé est permis par des fonctions permettant la création d’un fichier Word à partir du modèle de rapport de synthèse. Ce modèle contient les explications relatives aux tableaux à insérer. Les tableaux mis en forme sont verrouillés mais il est possible de masquer des lignes ou des colonnes.

L’intégration de données manuelles est également rendu possible car les cellules de données ne sont pas verrouillées. De plus, lorsque la macro ne trouve pas certaines données (comme le régime de neutre d’un transformateur n’appartenant pas à la DR), un message d’information est affiché, mais celui-ci ne bloque pas l’exécution du code. C’est ensuite à l’utilisateur de rentrer les données manquantes. Un onglet supplémentaire permet d’intégrer manuellement des données issues de MOA-Pilot, en n’imposant que la mise en forme du tableau.

2.3 Apports et limites

Apports techniques et financiers Sur la base des retours des chargés d’études, j’ai estimé le temps d’élaboration d’un schéma

directeur détaillé, comme indiqué sur le tableau de la Figure 41. Cette estimation est réalisée d’après l’expérience des chargés d’études qui suivaient la méthodologie locale mise en place en 2013. Celle-ci ne prenait pas en compte l’analyse de la qualité de fourniture, ni n’impliquait la recherche d’informations extérieures au BERE. A ce jour, en utilisant les outils que j’ai développés, seul l’état des lieux des SCORE a été réalisé aujourd’hui par un chargé d’études. Sur ce dossier, assez conséquent, celui-ci a passé 1 semaine en s’impliquant sur cette tâche pendant 100% de son temps. On peut estimer qu’il faudrait 5 semaines supplémentaires pour réaliser le choix de la cible, dessiner les travaux puis utiliser ERABLE pour produire les résultats électriques après travaux.

Réalisation SD avec la méthodologie locale SCORE avec les outils développés

Durée de réalisation 3 mois (13 semaines de 35h) 6 semaines de 35h

Implication sur la tâche 2/3 du temps 100% du temps

Temps de travail total 303h 210h

Taux horaire brut d’un CE expérimenté 20,13€/h (Source : grille de salaire ERDF-GRDF)

Coût de la main d’œuvre 26,2€/h (Source : URSSAF)

Coût total d’une zone 7947 € 5502 €

Total des 20 SCORE 158 947 € 110 040 € Figure 41- Estimations des coûts de main d'œuvre

Figure 40 - Tableau de paramétrage


D’après les estimations de la Figure 41, on observe un gain en coût de main d’œuvre de près de 30%. Les outils développés permettent par ailleurs d’étudier les problématiques techniques supplémentaires des SCORE, ainsi que les notions importantes qui avaient été mises de côté par soucis de simplification lors de l’élaboration de la précédente méthodologie locale.

Limites et suites éventuelles Cet outil est limité par les fichiers à mettre à jour. En effet, il repose en partie sur des

données annuelles issues d’autres services comme le SRRRER issu du BE Producteurs, ou un tableau récapitulatif des technologies utilisées par les Postes-Sources issu de l’AMEPS (Agence de Maintenance et d’Exploitation des Postes Sources). Si ces fichiers venaient à ne plus être mis à jour, une partie de l’automatisation ne serait plus possible.

Par ailleurs, certaines macros de l’outil sont quelques fois longues à s’exécuter. En effet, le code peut ne pas être totalement optimisé en termes de temps d’exécution, car ayant appris la programmation en VBA avant de savoir utiliser toutes les formules d’Excel, je n’ai pas mis à profit toutes les possibilités de ces dernières. L’utilisation de formules permettrait pourtant de diminuer la quantité de code à exécuter.

L’outil va être mis en ligne sur un serveur recensant toutes les « innovations » réalisées par les salariés d’ERDF. De par son adaptabilité, il pourra ainsi être utilisé par d’autres BERE et leur permettre de gagner du temps dans la production des résultats.

3 OUTILS D’AIDE A LA DECISION Considérant que les ouvrages réseau sont posés pour 30 à 40 ans, les SCORE sont des

documents indispensables pour planifier les investissements. Ils doivent permettre de mettre en cohérence ces derniers et de justifier la réalisation de travaux. Au sein de l’agence MOAD, tous les chargés d’études n’ont pas la compétence "Maîtrise d’Ouvrage". C’est-à-dire qu’une fois l’étude réalisée, ils n’ont pas la responsabilité de décider si et quand l’investissement sera réalisé.

Il est ainsi prescrit que les SCORE soient systématiquement validés par les agents et managers ayant la compétence maîtrise d’ouvrage. Pour simplifier le travail du valideur, un fichier Excel de synthèse avait été construit par la précédente adjointe au chef d’agence. Chaque mesure prise dans le schéma cible est liée aux caractéristiques électriques des départs (marge, chute de tension, produit PxL, etc.). C’est donc en visualisant l’évolution des caractéristiques que le valideur peut apprécier les apports du schéma cible et donner son approbation ou non. La synthèse doit donc rassembler tous les résultats électriques de chaque zone, ainsi que tous les travaux choisis par le chargé d’études pour résoudre les contraintes existantes.

Cependant, le fichier actuel présentait quelques inconvénients : - Contenant de nombreux onglets (un par zone SCORE, 4 résumés à la maille d’un

centre et 1 résumé à la maille de la DR AFC, pour un total de 26 onglets), la navigation entre ceux-ci était compliquée

- Les tableaux résumés répétant les informations des onglets détaillés avaient été construits à la main et ne s’actualisaient pas automatiquement

- L’alimentation des tableaux détaillés (environ 40 colonnes) à partir des restitutions tableurs de chaque zone et des descriptions des travaux par les chargés d’études avait été faite à la main et représentait une charge de travail très importante.


Par ailleurs, les informations relatives aux problématiques non traitées ou aux nouvelles problématiques des SCORE étaient à rajouter à ce fichier (une vingtaine de colonnes). Pour les onglets à la maille d’une zone SCORE, j’ai donc reconstruit un tableau reprenant l’ensemble des résultats électriques, que j’ai ensuite fait valider par mon tuteur. La structure du tableau est présentée Figure 42.

Figure 42 - Tableau de résumé du SCORE par départs

Cette restitution n’a pas la même fonction que pour le chargé d’études et n’a donc pas la même structure. En effet, les restitutions tableur du SCORE étaient données tout d’abord à 0, 10 et 30 ans sans travaux pour le diagnostic, puis à 0, 10 et 30 ans après travaux pour le bilan du schéma cible. Cela permet au chargé d’études de visualiser dans un premier temps les contraintes à résoudre, selon plusieurs points de vues (contraintes électriques, seuils d’optimisation), puis d’apprécier l’intérêt de la stratégie choisie selon ces mêmes points de vues. Ici, le valideur souhaite voir, une fois les travaux choisis, l’impact de ceux-ci sur les résultats électriques ainsi que leur étalement dans le temps. C’est pourquoi on visualise tout d’abord le réseau initial, puis à chaque année d’observation, l’état des caractéristiques électriques avec et sans les travaux.

Le tableau étant large (c’est en réalité un seul tableau découpé en trois parties), j’ai ajouté un sommaire et des liens hypertextes pour rejoindre facilement la partie souhaitée. J’ai également mis en place la même mise en forme conditionnelle que dans la macro, permettant de visualiser les contraintes existantes, résolues par des travaux ou non. J’ai ajouté un tableau des taux de croissance appliqués par poste-source, pour permettre au valideur de vérifier les taux choisis par les chargés d’études. Par ailleurs, pour faciliter l’implémentation de formules Excel, j’ai instauré une standardisation des travaux renseignés via une numérotation, comme illustré sur le tableau de la Figure 43.

Figure 43 - Numéros à renseigner selon les types de travaux

Type Lim

Caractéristiques structurelles Caractéristiques clients Qualité de fourniture Caractéristiques Electriques

U (kV)

Long

tot

(km)

Long

Aérien

(km)

Long

Sout

(km)

Urbain-

Rural CB CLCRIT

BCB

Réelle Potentielle DU/U

Max

(%)

P*max

(KVA)

PL

(MVA.km)

Réseau initial

Clients

HTA >

1MVA CLCRIT

B

Régime de

neutre3I0

normal

Nb

Clients

BT

Nb

Clients

HTA

Ps HTA

(kW)

Marge

Min.

(kVA)

Type Précisions

Synthèse des Travaux

Réseau à 10 ans

P*max (KVA)PL (MVA x

Km) CB CL CRIT B

Qualité potentielleDU/U Max (%)

3I0 secours

max (A)

sans tvx.

Marge Min

(kVA)Travaux

CommentairesDecision

MOAD-HTAavec tvx.avec tvx. sans tvx. avec tvx. sans tvx. avec tvx. sans tvx. sans tvx. avec tvx. sans tvx. avec tvx. sans tvx.avec tvx. sans tvx. avec tvx.

Type Précisions

Marge Min

(kVA)

Réseau à 30 ans

Decision

MOAD-HTAsans tvx. avec tvx. sans tvx. avec tvx.

TravauxCommentairessans tvx. avec tvx. sans tvx. avec tvx. sans tvx. avec tvx.

DU/U Max (%)3I0 secours

max (A)P*max (KVA) PL (MVA.km) Synthèse des Travaux

1

2

3

4

5

Type de travaux :

Bouclage

Restructuration départ

Création départ

Modification du schéma d'exploitation

Autres


Une fois les onglets à la maille d’une zone SCORE établis, j’ai reconstruit les tableaux de résumés, en utilisant exclusivement des formules pour que l’actualisation soit automatique. Des liens hypertextes viennent faciliter la navigation entre les onglets.

A la maille du centre, on reprend simplement les synthèses des travaux à 10 et 30 ans, par départ et par poste source, et on visualise le nombre de départs par zone ainsi que la date de la dernière mise à jour. Cela permet de réaliser le suivi des SCORE, en évitant les oublis de départs et en prévoyant le travail à réaliser (planning de mise à jour).

A la maille de la DR, on va compter les travaux par type (bouclage, création départ, etc.) et par poste source en regroupant ces derniers par zone. Cela permettra d’anticiper les investissements en visualisant l’ampleur des travaux sur chaque poste source. Un exemple est donné Figure 44.

Figure 44 - Tableau récapitulatif de tous les Schémas Directeurs

Enfin, j’ai développé une petite macro permettant de copier-coller les colonnes voulues d’un fichier Excel à l’autre pour faciliter l’alimentation des tableaux. Les tableaux construits par les chargés d’études n’ayant pas la même structure que le tableau de synthèse, le travail aurait été conséquent sans cet outil.

Apports techniques et financiers

Ce tableau permettra en un seul fichier de résumer une grande quantité d’informations concernant les départs de la Direction Régionale Alsace Franche-Comté. Le planificateur pourra ainsi s’y référer régulièrement pour établir un plan d’investissement moyen-terme. Il sera utile pour anticiper et hiérarchiser les choix d’investissement, et ainsi investir en cohérence avec la vision long-terme proposée par les chargés d’études dans les SCORE. Par ailleurs, il permettra d’échanger avec la MOAD Postes Sources, notamment pour justifier les créations de nouvelles sources.

Limites et suites éventuelles

Une information manque cependant à cet outil. En effet, l’analyse des résultats électriques des transformateurs HTB/HTA (156 sur la DR) n’est pas affichée dans l’outil, alors qu’elle est réalisée dans les Schémas Directeurs et dans les SCORE. La visualisation des contraintes sur les transformateurs s’en trouve donc limitée.

Par ailleurs, les colonnes ajoutées par suite de la transformation des schémas directeurs en SCORE sont pour le moment vides car aucun schéma directeur n’a encore été actualisé (sauf le diagnostic de la zone de Maiche). L’outil ne représente donc pas toutes les contraintes à l’heure actuelle.

0-10

ans

11-30

ansBouclage

Non

valid

é

Création

de départ

Non

validé

Modification

schéma

d'exploitation

Non

validé

Restructuratio

n départ

Non

validéAutres

Non

validéBouclage

Non

validé

Création

de départ

Non

validé

Modification

schéma

d'exploitation

Non

valid

é

Restructuratio

n départ

Non

validéAutres

Non

validé

ENSIS 11 1,0% 1,0% 1 1

GUEBW 11 1,0% 1,0%

LOGEL 17 1,0% 1,0% 1 5

SSPLA 6 1,0% 1,0% 2 2 1

COLMA 1 1,0% 1,0% 1 1

46 1,0% 1,0%

LAPOU 7 0,5% 0,5% 3 1

MUNST 8 0,5% 0,5% 1 1 2 2 1 1

AMARI 7 0,5% 0,5% 1 1 2 2

22 0,5% 0,5%

Travaux à 30 ans

ZONE

D'ETUDENOM PS

NB de

départ

s

TCMA

appliqués

1 1

Travaux à 10 ans

1 6

Z063-E-

LOGEL

Z063-O-

MUNSTER

Total Z063-E-LOGEL

Total Z063-O- 2

ALSACE-063


CONCLUSION

Les objectifs du stage ont globalement pu être remplis. En effet, la méthodologie développée a permis de mettre en application les demandes du document de prescription national relatif à l’élaboration des SChémas d’Orientation du Réseau Electrique au sein des Bureau d’Etudes Régionaux Electricité d’ERDF. Les outils, développés grâce à une analyse rigoureuse des documents existants, permettront aux chargés d’études de rédiger un SCORE en moins de 2 mois, tout en prenant en compte des problématiques supplémentaires :

- l’analyse du développement des territoires - l’évolution de la qualité de fourniture en fonction des travaux réalisés - l’évolution du courant capacitif en schéma le plus contraignant - l’implantation de la production décentralisée

Les restitutions, sous la forme de tableaux, de cartes et d’un rapport, permettront de bien cerner les enjeux techniques et économiques propres au réseau de chaque zone, et ainsi faciliter la réflexion sur la structure du réseau et l’orientation à lui donner sur 30 ans. La production des résultats sera accélérée, par rapport aux anciens Schémas Directeurs, à l’aide d’outils logiciels robustes et adaptables. L’intérêt de ce stage ira même au-delà de la Direction Régionale, puisque les outils seront transmis pour être proposés à d’autres BERE.

D’un point de vue plus personnel, ce stage m’a permis d’apprendre beaucoup sur l’aspect organisationnel d’un bureau d’étude et d’une agence de maîtrise d’ouvrage. J’ai pu découvrir les métiers de la distribution électrique et les enjeux du développement du réseau en lien avec le territoire, ainsi que la problématique des stratégies d’investissement. La présentation puis la transmission de mon travail auprès des chargés d’études m’a donné l’occasion de développer des compétences managériales. J’ai également pu approfondir mes compétences en gestion d’un projet de développement logiciel ainsi que mes connaissances de l’outil informatique Excel.

Par ailleurs, ce stage m’a sensibilisé à l’importance de la communication pour assurer un bon travail d’équipe au sein d’un service, mais également entre différents services pour permettre la cohésion de l’entreprise. Cette expérience m’a également permis de confirmer que je souhaitais m’orienter plutôt vers un métier de terrain qu’un métier sédentaire, en me dirigeant plutôt vers le management que vers l’expertise technique.


BIBLIOGRAPHIE

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[6] RTE France, «Les Schémas Régionaux de Raccordement au Réseau des Energies Renouvelables : des outils stratégiques,» [En ligne]. Available: http://www.rte-france.com/fr/article/les-schemas-regionaux-de-raccordement-au-reseau-des-energies-renouvelables-des-outils#Map. [Accès le 6 Mai 2015].

[7] RTE France, Les schémas régionaux - Etat des lieux au 31 mars 2014, Paris, 2014.

[8] ERDF, «PRDE D 5.4 - 01 - V1 - Mise A La Terre du Neutre HTA : Politique et réalisation,» Paris, 2006.

Documents

PROJET DE FIN D’ - eprints2.insa-strasbourg.freprints2.insa-strasbourg.fr/1964/1/GE5E_-_2015... · Je tiens à emecie tout d’abod l’ent epise ERDF de m’avoi donné cette occasion