1
Les réseaux intelligents:une révolution en cours...
N. HADJSAIDGrenoble INP/
ENSE3/G2ELABIDEA
Les smartgrids ou réseaux électriques intelligents
2
ÉconomieLibéralisation Multiplicité d’acteursPrix de l’énergie
EnvironnementLois et objectifs sur l’environnement (3x20%)
SociétalConsommateur acteur du système électrique, Accessibilité, services énergétiques
Sécuritéd’approvisionnement
Vieillissement actifsSécurité, qualité, fiabilité
Sécuritéd’approvisionnement
Vieillissement actifsSécurité, qualité, fiabilité
Technologie+Démocratisation TIC,+Maturation technos de
petites génération et de stockage
Technologie+Démocratisation TIC,+Maturation technos de
petites génération et de stockage
Contexte et enjeux
3
Production Transport Distribution
Opérateur Opérateur SystèmeSystème
supervision
Le réseau électrique: Vue d’ensemble
OpérateurOpérateurExterieurExterieur
MarchéEPEX
4
Les réseaux électriques:Des topologies variables
5
6
Particularités des réseaux électriques: Sujet à diverses perturbations
Quatre familles d’aléas– Aléas de consommation– Aléas météorologiques
• Perturbations induites : courts-circuits, déclenchements de groupes de productions…
– Pannes (défaillances d’équipements et logiciels)
– Agressions extérieures• Sectionnement de câbles par des
pelleteuses, accidents de personnes…
Assurer l’intégrité du système quelque soit la perturbation
Aléas et résilience…
Photo source: Peoria Journal Star
ouragan2012.com
7
Les pannes généralisées (blackouts): une menace constante…
Mais aussi– Guadeloupe (2012), Malaisie (2005),
Jordanie (2004), Grèce (2004), Finlande (2003), Suède&Danemark (2003), Londres (2003), ….
Coût variable mais peut avoisiner 1% PIB
15Toronto, blackoutAugust 2003(wiki)
14-08-200355 MillionsUSA
29-09-200350 MillionsItalie
18-08-2005100 MillionsIndonésie
10-11-200987 MillionsBrésil & Paraguay
30-07-2012670 MillionsInde
datePopulation affectée
Pays
Quelques Blackouts d’envergure récents
8
Fondamentaux de la dynamique des réseaux électriques
( )
=
=
),,(
,,
txugy
txufdt
dx
Modèle du réseau non linéaire:
∆⋅+∆⋅=∆
∆⋅+∆⋅=∂∆∂
uDxCy
uBxAt
x
Représentation d’état linéarisée:
t [sec]
Ymodδ∆
t
Instable
9
GEN 10
GEN 1
CBUS- 8
BUS- 2
BUS- 30
BUS- 39
BUS- 1
BUS- 8
BUS- 9
CBUS- 8
BUS- 16
BUS- 12
CBUS- 12
GEN 9
CBUS- 12
GEN 3
BUS- 28
BUS- 37
CBUS- 18
BUS- 26
CBUS- 26
GEN 8
CBUS- 26
BUS- 29
BUS- 5
BUS- 25
CBUS- 25
CBUS- 25
BUS- 17
BUS- 3
CBUS- 39
CBUS- 39BUS- 18
BUS- 4
CBUS- 3
CBUS- 4
CBUS- 3
CBUS- 16
CBUS- 18
BUS- 27
CBUS- 27
CBUS- 28
CBUS- 27
CBUS- 28
CBUS- 29
CBUS- 29
CBUS- 16
BUS- 15
CBUS- 15
CBUS- 15
BUS- 19
CBUS- 24
BUS- 38
CBUS- 24
CBUS- 21
BUS- 22
CBUS- 21
BUS- 21
GEN 4
BUS- 24
BUS- 20
BUS- 33
BUS- 23
BUS- 35
GEN 6
BUS- 14
CBUS- 7CBUS- 31
GEN 2
BUS- 6 BUS- 7
BUS- 31
CBUS- 4
CBUS- 31
CBUS- 7BUS- 13
BUS- 11
BUS- 10
BUS- 32
BUS- 34
BUS- 36 CBUS- 23
CBUS- 20
GEN 5
GEN 7 CBUS- 23
CBUS- 20
Rég.UPSS
GENTurbinePm
Cm
Pe
ωωωω
VgEfd
VPSS
Ug
Rég.ΩΩΩΩ
TurbinePm
Cm
ωωωω
Efd
Ug
Rég.ΩΩΩΩ
Rég.U
GENGEN
Modèle Dynamique du réseau électriqueModèle Dynamique Modèle Dynamique
du réseau électriquedu réseau électrique
Bloc Générateur / Reg.U / Rég. ΩΩΩΩ
Bloc Générateur / Rég.U/ Rég.ΩΩΩΩ / PSS
Méthodes d’analyse
Méthodes d’analyse temporelle, Directe ou
Hybride
Méthodes d’analyse Méthodes d’analyse temporelle, Directe ou temporelle, Directe ou
HybrideHybride
10
UEPUEPUEPUEP1111
Trajectoire du défaut
Limite de stabilité
UEP1
[ [ YYbusbus ] D] D
Energies post-défaut
Critères de Critères de stabilitystability
TCETCEMarge de StabilitMarge de Stabilit éé
UEPUEPUEPUEP2222
SEP2
SEP1
SEP2
SEP1
EnergieCritique
GEN 10
GEN 1
CBUS- 8
BUS- 2
BUS- 30
BUS- 39
BUS- 1
BUS- 8
BUS- 9
CBUS- 8
BUS- 16
BUS- 12
CBUS- 12
GEN 9
CBUS- 12
GEN 3
BUS- 28
BUS- 37
CBUS- 18
BUS- 26
CBUS- 26
GEN 8
CBUS- 26
BUS- 29
BUS- 5
BUS- 25
CBUS- 25
CBUS- 25
BUS- 17
BUS- 3
CBUS- 39
CBUS- 39BUS- 18
BUS- 4
CBUS- 3
CBUS- 4
CBUS- 3
CBUS- 16
CBUS- 18
BUS- 27
CBUS- 27
CBUS- 28
CBUS- 27
CBUS- 28
CBUS- 29
CBUS- 29
CBUS- 16
BUS- 15
CBUS- 15
CBUS- 15
BUS- 19
CBUS- 24
BUS- 38
CBUS- 24
CBUS- 21
BUS- 22
CBUS- 21
BUS- 21
GEN 4
BUS- 24
BUS- 20
BUS- 33
BUS- 23
BUS- 35
GEN 6
BUS- 14
CBUS- 7CBUS- 31
GEN 2
BUS- 6 BUS- 7
BUS- 31
CBUS- 4
CBUS- 31
CBUS- 7BUS- 13
BUS- 11
BUS- 10
BUS- 32
BUS- 34
BUS- 36 CBUS- 23
CBUS- 20
GEN 5
GEN 7 CBUS- 23
CBUS- 20
Réduction réseau
Réduction Réduction réseauréseau
EnergiesEnergies défautdéfaut
[ [ YYbusbus ] PD] PD
Analogie mécanique
UEP2
Zone de stabilité
Zone de stabilité
Zone d’instabilité
SEP: Stable Equilibrium PointSEP: Stable Equilibrium PointUEP : Unstable Equilibrium PointUEP : Unstable Equilibrium Point
Principe des m éthodes directes
Méthodes basées sur les Fonctions d’énergie Transitoire
(FET) du système multi-machines
,
1 ,
( , ) ( ) ( , )s s
ni
i i mi ei CIi T
MV M P P P d
M
δ ω
δ ω
δ ω ω δ ω=
= − − −
∑ ∫
% %
% %
&% %% % %
11
Anticipation de la trajectoire du défaut
SEPSEP
Controlling UEP
Controlling UEP
Point de sortie évalué
Point de sortie évalué
Trajectoire du défaut préditeTrajectoire du défaut prédite
Trajectoire réelle du défautTrajectoire réelle du défaut
12
),(
),(
uxgy
uxfx
==&
∆upetite perturbation
Fluctuation de faibles
amplitudes des grandeurs uDxCy
uBxAt
x
∆+∆=∆
∆+∆=∂∆∂
iii jωσλ +=
2i
ifωπ
= 2 2
ii
i i
σζσ ω
−=+
: valeur propre
Fréquence d’oscillation
Taux d’amortissement
λλλλ1
λλλλ2
λλλλ 3
λλλλ4
I
R
Zone instableZone stable
λλλλ*1 λλλλ*3
Stabilité aux petites perturbations
Représentation dynamique d’un système électrique
Le système linéarisé autour d’un point de fonctionnement
Matrice d’état A
13
Exemple d’oscillations de puissance sur le réseau Européen
Mesuré par WAMSSource : Analysis and Damping of Inter-Area Oscillations
in the UCTE/CENTREL Power SystemRapport CIGRE 2000 – 38-113
14
La gestion du système
Opérateur SystèmeOpérateur Système
15
mutualisation des sources et des charges :
∑∑ ≤eschi
consomméescentralesi
instalées PParg
Principe Physique:Production=Consommation
Pc=7.4 kW
MV/LV20kV/400V
HV/MV63kV/20kV
400kV/63kV400kV/63kV
HV/MV63kV/20kV
MV/LV20kV/400V
123456789101112131415161718192021222324252627282930310510152025303540
Le réseau électrique : Un bien commun, un facteur d’économie
Constraintestechniques
aux points de consom.
Constraintestechniques aux points d’injection
Stockage très limité
Équilibre dynamique
Equilibre Production-Consommation : Une réalité physique
16
Grandes pannes et impact fréquence/tension
290 300 310 320 330 340 350 360 370 380 390 40049
49.5
50
50.5
Time in seconds after 2003-09-23 12:30
Fre
quen
cy [H
z]
290 300 310 320 330 340 350 360 370 380 390 4000.4
0.6
0.8
1
Time in seconds after 2003-09-23 12:30
Vol
tage
[pu
]
Suède/Danemark
USA
Italie
17
Principes de base des réglages f/P
~
Gover
PmPe
AVR
Uout Uex
~
PSS
Uout
AVR
Uex
Gover
Pm Pe
18
Réglage fréquence
Lien naturel entre la vitesse d’un générateur synchrone, la puissance de la turbine PM (et la variation de puissance active Pe) injectée dans le réseau
S
N
p
f
p
ws
π2==Ω
MP
eP
eM CCdt
dJ −=Ω
f
CMC
eC
CeCe δ+
offfo δ+
19
Réglage Puissance/Fréquenceréglages primaire/secondaire/tertiaire
5.49
Au niveau de chaque générateur qui participe au réglage primaire
Maintenir l’équilibre production consommation de la puissance active suivant un statisme donné : ∆P = -K. ∆f
Temps de réponse de quelques secondes
Réglage primaire
Source: R. Caire
f
P
of
oP
f
P
esChP arg
)(Hzfréquence
5.5050
GfK
GfK
GfK
GfK
GfK
réseau électrique
de transport
20
Réglage Puissance/Fréquenceréglages primaire/secondaire/tertiaire
5.49 5.50
réseau électrique
de transport
Au niveau de chaque générateur qui participe au réglage secondaire coordonné par les centres de conduite
Ramener la fréquence à la valeur nominale : régulation de vitesse des groupes tournants
Temps de réponse de 30 secondes à 10 minutes
Réglage secondaire
Source: R. Caire
esChP arg
)(Hzfréquence
50
GfK
GfK
GfK
GfK
GfK
Ω1/p
Ω1/p
Ω1/pΩ1/p
Ω1/p
Z
Z
Poche de distribution
à étudier
Equiva lent externe
21
Les infrastructures couplées:réseaux électriques et réseaux d’information et de
communication
(*)dt
d…en-1,en,…
22
Un système multi-niveaux, multi échelle: Système de Systèmes
Niveau 3: Réseau électrique
Niveau 2: Poste de transformation
Niveau 1: Baie
Niveau 22: Centrale électrique
Databases
System control center
State estimator, simulation toolsSCADA Databases
center
State estimator, simulation toolsSCADA DatabasesDatabases
center
State estimator, simulation toolsState estimator, simulation toolsSCADA
Canaux de communication
Opérateur marché, opérateur réseau, Autres acteurs du marché
Autres acteurs du marchéAutres systèmes SCADA
Autres réseaux électriques, systèmes SCADA et autresacteurs
23
P 23
The integrated approach:
la modélisation des systèmes complexes dans plusieurs domaines
l'analyse des différents phénomènes (en cascade)
l’étude de la fiabilité, la sécurité et la vulnérabilité des réseaux électriques.
l'extraction de caractéristiques topologiques telles que le degré d'interconnexion et la distance entre les paires de nœuds.
Graphe du Réseau UCTE Première Zone
Modeling Coupled interactive infrastructures: Power/Information/Communication
24
Systèmes couplés -Réseaux Complexes
Réseau Électrique
Réseau Comm
Réseau Complexe
BetweennessCentrality
( ) ( ) ( )TTT ArArdiagAiAidiagkc ⋅⋅−⋅= α( ) ( ) ( )TTT AiAidiagArArdiagke ⋅⋅−−⋅= α1
Degré de nœud
∑≠∈
=jiVji ije
ijee
kkC
,,
)()(
σσ
∑≠∈
=jiVji ijc
ijcc
kkC
,,
)()(
σσ
)()()( 22 lClClC ceedge +=
25
Scénario 2 : Perte du générateur Est
Scénario 3 : Contigence N-1 dans le réseau électrique et panne du routeur 11
0 50 100 150 200 250 300 350 4000.95
1
1.05 Vitesse de rotation des machines synchrones -- Fre quence aux noeuds consommateurs
t [en s]
pu
0 50 100 150 200 250 300 350 4000
1
2 Puissance mecanique des machines synchrones
t [en s]
pu
Pmech 1
Pmech 2
Pmech 3
0 50 100 150 200 250 300 350 4000.95
1
1.05 Vitesse de rotation des machines synchrones -- Fre quence aux noeuds consommateurs
t [en s]
pu
0 50 100 150 200 250 300 350 4000
1
2 Puissance mecanique des machines synchrones
t [en s]
pu
Pmech 1
Pmech 2
Pmech 3
Delestage de 20% des
consommateurs
1
5 6
4
EstOuest
Sud
Illustration des interdependances
26
L’avénement des SmartGrids….
27
MV/LV20kV/400V
HV/MV63kV/20kV
400kV/63kV400kV/63kV
HV/MV63kV/20kV
MV/LV20kV/400V
Impacts positifs et négatifs
Plupart ENR
Gestion du patrimoine
Risque de pannes
Coût et acceptabilité
Évolution des réseaux
Changement de paradigme
28
Une évolution Française et mondiale…
Source: ERDF
29
Intégration de l’énergie intermittente et VEHR
VEHR 1 Mo Bornes de recharges rapides – 43
GW Effets stochastiques – géographiques et
temporels
Puissance de sortie d’une ferme éolienne sur 1 mois , RU Ex : Vinon sur Verdon (31 mai 2009)
30
Besoin de plus d’intelligence…
Accroissement de la complexité: comment la gérer? Répondre à des besoins changeants
Nouveaux usages, consom’acteur, …. Production décentralisée, Gérer la liberté
Contraintes: Technologiques:
Bâtir sur l’existant Maturité des technologies
Approche centralisée vs décentralisée
Économiques Viabilité/modèles économiques
Régulation Incitations vs réglementation
31
RRééseau de seau de distributiondistribution
Opérateur SystèmeOpérateur Système
AMM est un élément clé des SmartGrids mais pas le seul
Production Transport Distribution
L’Evolution SmartGrids: Chaîne de valeur et implication
Chaîne de valeur SmartGrids
Interface de contrôleInterface de contrôleInterface de contrôleInterface de contrôle
des chargesdes chargesdes chargesdes charges
Interface de contrôleInterface de contrôleInterface de contrôleInterface de contrôle
des chargesdes chargesdes chargesdes charges
Déploiement Smartgrids: Mêmes fondamentaux, priorit és différentes
32
Transport Distribution « Pro-sumers »Production(Consommateur & producteur)
(Centralisée & décentralisée )
Eolien Offshore Solaire Utility-scale
Production Poste source
DépartDistribution
Résidentiel
Production Décentralisée Industrie & Tertiaire
Production décentralisée(CHP, solaire …)
Véhicule hybride rechargeable
Le pilotage de la demande au service de l’intelligence du réseau
Interface de contrôleInterface de contrôleInterface de contrôleInterface de contrôle
des chargesdes chargesdes chargesdes charges
Interface de contrôleInterface de contrôleInterface de contrôleInterface de contrôle
des chargesdes chargesdes chargesdes charges
Résidentiel
Électroménager
Chauff/Clim
ACS, …
Interface pour le pilotage de charge
33
Voltage Control in Distribution Networks with DGs
Expected Evolution
Network investment optimization
Penetration increase of DGs
Increase in consumption
1.05 pu
1 pu
0.95 pu
Distance au poste source
V
Poste Source
Distribution grid w/o DGs
Voltage problem
Objective
Contractual & legal limits
34
Control strategies: Decentralized/Coordinated
Coordinated Control global control of the grid by coordinating DGs choice of control settings to be implemented for each DG
Requires communication infrastructure
Decentralized Control local andautonomous control as a function of the network state at DG’s connection bus
Intelligent participation of all DGs to the regulation of voltage profile without communication
1st developent axis 2nd development axis
GED
GED
Local Dispatching
P,Q,V..?MV/LV
GED
GED P,Q,V..?
HTA/BT
P,Q,V..?
Voltage control in distribution networks with DGs
35
R éseau H TA 20 kV
PV -3kW
PV-2kW
P V-1kW
PV-3kW PV -2kW
PV-3kW
PV -2kW
P V-1kWPV-1kW
PV 3P-30kW
+
1 R3
+
1 R4
+
1
R1
LF
LF 1
Slack: 20.5kVRMSLL/_0
Phase:0
+
5nF
C1
+
1 R6
+
1
R7
+
1 R8
+
1 R9
+
1
R10
+
1 R11
+
1
R12+
1
R13
+
1 R14
+
1
R15
+
1
R16
PN
L4a
PN
L3a
PN
L3b
PN
L3c
PN
PN
L10b
PN
PN
PN
PN
p1 p2N1 N2
ALM70_130m
PI
p1 p2N1 N2
ALM70_185m
PI
p1 p2N1 N2
ALM70_1000m
PI
p1 p2N1 N2
ALM70_346m
PI
p1 p2N1 N2
ALM70_416
PI
p1 p2N1 N2
ALM70_130m
PI
p1 p2N1 N2
ALM70_251m
PI
p1 p2N1 N2
ALM35_145m
PI
p1 p2N1 N2
ALM35_157m
PI
p1 p2N1 N2
ALM35_121m
PI
p1 p2N1 N2
ALM35_130m
PI
p1 p2N1 N2
ALM35_127m
PI
p1 p2N1 N2
AL95_50S_470m
PI
1 2DY_1
20/0.42
+
S_HT A
20.5kVRMSLL /_0 Slack:LF 1
PN
PN
L6b
PV
a
PV
c
NP
Vb
PV3_3P
p
V_pu
V4
p
V_pu
V5
p
V_pu
V3
p
V_pu
V14
p
V_pu
V11
p
V_pu
V2
PV
NPV
a
PV
cN
PV
b
PV4_1P
PV
NPV
a
PV
c
NP
Vb
PV6_1P
PV
NPV
a
PV
c
NP
Vb
PV7_1P
PV
NPV
a
PV
cN
PV
b
PV14_1P
PV
NPV
a
PV
cN
PV
b
PV10
PV
NPV
a
PV
cN
PV
b
PV13_1P
v(t)
?s
v5
PV
NPV
a
PV
cN
PV
b
PV11_1P
PV
NPV
a
PV
c
NP
Vb
PV12_1P
PV
NPV
a
PV
c
NP
Vb
PV5_1P
HT A
PV13
b
LV7c
LV9
LV10
b
LV8
LV6
a
LV3
abc
LV4
b
LV14
c
LV2LV5
c
LV11
a
LV12
a
Test at LV grid with PV
36
4 6 8 10 12 14 16 18 200.95
1
1.05
1.1
1.15
Time (H)
Vol
tage
(pu
)
V3/Vpu_a
V3/Vpu_b
V3/Vpu_c
V4/Vpu_a
V4/Vpu_c
V5/Vpu_a
V5/Vpu_b
V5/Vpu_c
Maximum admissible voltage (1.1 pu)V4/Vpu_b
DG voltages – Rég. auto adaptative
37
Vin1/V00 - Vin2/V01 - Vin3/V02 - Vin4/V03Digi tal I/O: Pin1(masse)&Pin2(IOP1) / V04
Vout1/V00 - Vout2/V01 - Vout3/V02
Cablage DSpace /Arene:
beta_1_res
V1,2,3
tache principale
tache de fond
u1
u2
u3
M O1
u1f
u2f
u3f
tempo
0
retard
TT
période
V
I
P
Q
puissance
0
interruption
int_q_res
int_d_resi_homo
funct ion()
etat_retard etat
gestion démarrage arrêtgestion des contacteurs
Idref
Iqref
Id
Iq
theta
M O1
u1
u2
u3
int_cor_Id
int_cor_Iq
correcteurs courant
-C-
Vnom
1
0.3s+1
Transfer Fcn
Bad Link
Timer T ask Assignment
I_A
I_B
I_C
theta
I_d
I_q
I_homo
DAC
Saturation1
Saturation
mO_1
Qref
Vnom
Qmes
Vres
wt
deltaQ
Vd
Vq
Regul_V
RT I Data
0
Qref
0
Pref
référencesangles
PLL
messures
Manual Swi tch
-K-
P
Imes
Q
Val id
B_ap_sat
0
Gain
[iond]
[mO1]
[Valid]
From3
[tetar]
[tetar]
[vres]
From1
Demux
Bad Link
DS5101_HWINT _B1_I6
Bad Link
DS5101PWM6_B1_BL1
Pref
Qref
Vd
Vq
Id
Iq
Calcul de i désiré
Bad Link
Buffered Task Transition (Read)1
Bad Link
Background
Lab. onduleur
N01
N03 N04
N07
N08
N09
N10 N11
N12
N13
N14
Transfo
20/0.4 kV
160 kVA
L1
L2 L3 L4
L5
L6
L7 L8 L9 L10
L11
L12
L13470m
130m 85m
45m
57m 27m
346m 416m 130m 251m
130m
21m
N02 N05
Transfo
20/0.4 kV
160
L1
L2 L3 L4
L5
L6
L7 L8 L9 L10
L11
L12
L13
130m 85m
45m
57m 27m
346m 416m 130m 251
130m
21m
N06
Transfo
20/0.4 kV
160
L1
L2 L3 L4
L5
L6
L7 L8 L9 L10
L11
L12
L13
130m 85m 1000m
45m
57m 27m
346m 416m 130m 251m
130m
21m
Transfo
20/0.4 kV
160
Distribution
network
L1
L2 L3 L4
L5
L6
L7 L8 L9 L10
L11
L12
L13
130m 85m
45m
57m 27m
346m 416m 130m 251
130m
21m
- Syst. d’étude sur Opal-RT- # scenarios
Système de ContrôleDspace
ADC
DAC
AmplificateurVME
PVPV facades
Inverter
SimulateurTR
Test PV and decentralized voltage control
38
Sub-transmission network
Coordinated strategies: OVVC
OVVC
( )
( )[ ]∑
∑ ∑
∑ ∑
∈
∈ ∈
∈ ∈∈
∆−−+
∆⋅−
−+
∆⋅−−=
Giii
refi
v
i
Gi Gkk
QkiMAX
i
irefq
i
Pi Gkk
Vkii
refii
Gi
refiobj
VVV
VCQ
VCVVVF
α
α α
α αα
κλ
κλ
κλ
2
2
,
2
,)(
39
DGs and CVVR – Integration rate
Limites d’insertion des GED
Réglage classiqueS max = 2 * 900 kW
Avec VVCS max = 2 * 2600 kW
t = 1200 s : Tension sur le réseau
0.95 p.u.
1 p.u.
1.05 p.u.
Réglage classiqueSurtensionsRéglage coordonné
40
Grid architectures: design & optimization
Loss reduction, voltage profile optimization, … Evolution distribution grid architectures
41
La configuration est codée avec des Matroïdes
Optimization with evolutionary algo and Matroïdes
Le processus de Mutation et de croisementgénèrent la configuration faisable
Evaluation + Selection
mutation
crossing
Initial population
Generation #x Generation #x + 1
42
Optimization with evolutionary algo and Matroïdes
Gain up to 20% on losses with DGs
43
Le réseau auto-cicatrisant: illustration d’une décentralisation de l’intelligence d ans le réseau
de distribution
44
Smartgrid demo project GREENLYS:A value through system view of Smartgrids
Advanced ElectricalNetwork
Demand Response Management
(flexible load)
Massive integration of distributed generation,
including renewable energy resources
Electrical vehicle &distributed storage
Communication networkSmart meter
and information system
AggregationTools
Commercial tools
45
Test cities: Grenoble & Lyon
Cogénéra
tionPhotovolta
ïquePoste
HTA/BT de
distribution
P
1
2
5
P
1
3
7
P
B
1
P
B
4
290 kW
104 kW
51 kW
46
SOGRID Demo project: PLC G3 added value
47
Que vaut l’intégration du smart grid?Estimations
We expect the smart gridmarket to grow 100% in thenext five years and 400% by
2030, from $20 billion today to $100+ billion in 2030. Since 2001, investors have provided ~$3.6 billion of privatefunding to smart grid companies
Morgan Stanley
China's smart grid market worth could reach US$61bn by 2 015
48
Grettings from INP Grenoble - France
49
Conclusion
Système et réseau électrique– Un bien commun , un facteur d’économie globale– Système complexe , vulnérabilités inhérentes– Nouveaux défis :
• Production et EnR, VEHR, consom’acteur, éclatement de la chaîne, …
• Intégration européenne: grande dimension– Nécessité d’une vision système : optimisation
globale– L’hydraulique un « super atout »– SG dans la réflexion énergétique: transition
système et non pas « filière »– Plus d’intelligence
• Complémentarité des actions locales et globales– intelligence par la coopération– Flexibilité, résilience et économie