Introduction

Les réseaux électriques ont vocation à assurer le lien entre sources et charges tout en apportant une mutualisation des ressources pour assurer une continuité d’alimentation dans le cadre d’un optimum économique. La tendance est à l’exploitation des infrastructures au plus près de leurs limites physiques grâce à une meilleure connaissance de leur comportement (plus de capteurs et d’analyse de données) et de leurs sollicitations malgré des incertitudes plus fortes inhérentes aux nouvelles sources et charges. Ces réseaux – smart grids ou µ-grids – sont un élément clé pour contribuer à relever les défis sociétaux pour une « énergie propre, sûre et efficace », et une « mobilité durable » tout en maintenant la « sûreté et fiabilité de fonctionnement ».

Le système électrique évolue vers plus de décentralisation avec une part croissance de la production distribuée et des réseaux de distribution qui doivent être gérés (respect des niveaux de tension, déséquilibre, congestion, protection) dans des conditions plus contraignantes. La perspective d’avoir des poches du réseau qui fonctionnement en mode iloté (transitoirement ou non) nécessitera d’assurer la fourniture de services système pour ces poches locales. A côté de cette décentralisation des moyens de production (et de stockage), l’exploitation fiable d’un système électrique interconnecté dans un environnement de plus en plus libéralisé reste d’actualité. Il est important que les règles de marchés se construisent en cohérence avec les caractéristiques physiques du système dont il faut garantir la stabilité malgré les perturbations et incertitudes et des caractéristiques qui évoluent (moins d’inertie naturelle). A ces évolutions s’ajoutent les nouvelles mobilités électriques, dont les véhicules électriques qui doivent être gérés pour éviter les contraintes de surcharge locales ou globales, mais qui peuvent être vus comme des batteries stationnaires virtuelles. Les futurs systèmes électriques devront s’appuyer sur l’ensemble des flexibilités disponibles (sources, charges, stockage) pour permettre à la fois une forte intégration de sources renouvelables intermittentes et le développement de la mobilité électrique (surtout compte-tenu des très fortes puissances de recharge annoncées pour le futur).

L’optimisation et la supervision des systèmes doivent s’appuyer sur des méthodes à différentes échelles de temps (seconde, minute, heure, journée, année…) et d’espace, avec prise en compte des incertitudes et des réserves de flexibilité à coordonner à l’échelle du réseau. Il faut aussi prendre en compte les modalités de valorisation de ces flexibilités (apportées par les ressources distribuées) dans un contexte de structures de marchés en évolution. Les difficultés peuvent être liées à la nature du système étudié (multi-physique, non linéaire), à sa taille, et aux incertitudes, d’où l’utilisation de méthodes de réduction de modèles et de « clustering », et d’approches probabilistes. Les incertitudes de la production photovoltaïque et ses défaillances seront définies en collaboration avec le thème « photovoltaïque ».

Une évolution forte concerne aussi le développement attendu des grandes infrastructures HVDC multi-terminaux ou point à point avec les nouveaux convertisseurs à structure MMC conçues pour les très hautes tensions et très fortes puissances. Ces structures permettront de renforcer les interconnexions entre les pays et de raccorder le fort développement attendu de la production éolienne offshore. La commande des convertisseurs doit contribuer à la stabilité d’un système électrique mixte AC/DC dont l’inertie naturelle sera plus faible, et doit permettre de faire face aux perturbations (défauts, creux de tension, …). A l’avenir ces réseaux DC pourraient s’étendre aux réseaux de distribution : réseaux public basse tension ou réseaux internes des bâtiments ou industries pour le raccordement des multiples charges, sources, et éléments de stockage nativement en DC. Les réseaux DC s’étendent aux systèmes embarqués dont le taux d’électrification augmente. Les études doivent s’appuyer sur des moyens de modélisation et simulation mais aussi des plateformes expérimentales pour le développement et l’intégration de nouveaux équipements, et pour valider modèles et résultats de simulations.

Enfin, en termes de sûreté et suivi de l’état du réseau, les relais de protection doivent être plus rapides, et la caractérisation des perturbations doit permettre de mener des actions préventives. Même s’il est possible d’embarquer des algorithmes de plus en plus évolués (approches en régime transitoire et mode phaseurs), la question de leur validation par des mesures réelles ou par des protocoles de test avec des prototypes industriels – grâce à un partenariat – est nécessaire pour proposer des solutions algorithmiques pertinentes en ayant une approche « boucle fermée » qui prend en compte l’ensemble de la chaine de mesure et de décision d’un relais de protection.

Les actions de recherche sont structurées autour des 4 axes définis ci-dessous : Gestion d’énergie, Réseaux DC, Automatisation des réseaux, et Analyse technico économique des systèmes électriques.