D AND E D’ÉLEC T RIC IT É MAÎ TR IS E E LA M DE www.ademe.fr www.edf.fr VIDEO SET PRODUCTION - 04 37 24 01 01 Ce document est une mise à jour complète du premier guide des opérations de "MDE micro" (Solutions de Maîtrise de la Demande d'Electricité traitant les départs en contrainte au cas par cas), élaboré par l’ADEME et EDF en 1997. D AND E D’ÉLEC T RIC IT É MAÎ TR IS E E LA M DE Guide pour la réalisation des opérations de MDE “micro” en réseaux ruraux 2 Ce document est une mise à jour complète du premier guide des opérations de "MDE micro" (Solutions de Maîtrise de la Demande d'Electricité traitant les départs en contrainte au cas par cas), élaboré par l’ADEME et EDF en 1997. Le comité de pilotage, composé de l’ADEME, de EDF, du FACE et de la FNCCR, a défini les objectifs auxquels ce nouveau guide doit répondre : - Faire connaître les opérations de MDE micro, - Donner les informations nécessaires au montage de ces opérations (d’ordre administratif, technique, financier et relationnel) aux chargés de missions susceptibles de suivre ces opérations en tant que maître d’ouvrage, concessionnaire, ADEME, Bureau d’études… - Définir une démarche simple et efficace permettant de réaliser de telles opérations dès que l’on sait qu’elles vont présenter à la fois une bonne solution technique et une bonne rentabilité économique. Plusieurs experts ayant travaillé sur les premières opérations ont été rencontrés, de façon à intégrer leur retour d’expérience dans l’élaboration de cet outil de travail. De nombreux documents existants (rapports d’études, guides, catalogues…) concernant la mise en place, le suivi ou l’évaluation d’opérations de MDE micro ont également été analysés. COMITÉ DE PILOTAGE DE LA MISE À JOUR : Dominique FOURTUNE......................................................ADEME MDE Alain DOULET ...................................................................EDF Laurent CAPELY ................................................................EDF R&D Yves COEFFE ...................................................................FACE Michel REYNAUD ..............................................................FNCCR Ivan DUPOUY Service de l'Electricité..................................DIDEME Frank NADAUD .................................................................CIRED EXPERTS RENCONTRÉS (en plus des membres du comité de pilotage) Nicolas HOUDANT ............................................................INESTENE : Alain GIROD......................................................................EGS Loire Vincent PIBOULEU ............................................................ADEME DR Picardie Jean-Marc GEORGE .........................................................ADEME DR Rhône Alpes Didier ARZ.........................................................................SDE des Côtes d'Armor Jacky BODINEAU et M. CHAPELAIN..................................SIE de Maine et Loire Daniel BELON, Vincent MAILLARD, Nicolas BRIGNAN ........SIEL (SE Loire) Xavier DEVISSE (CG de la SARTHE depuis 2002) .............SDE du Calvados LES RÉDACTEURS : Colette ZAHM ................................................................... Emmanuel GOY ................................................................ SERT Fr2e et SERT ont assuré l’analyse des retours expériences et la rédaction du présent document. Ces deux bureaux d’études participent, sur le terrain, à de nombreuses opérations de MDE micro depuis plusieurs années. 3 INTRODUCTION : idée générale et contexte Depuis 1995, le Fonds d’Amortissement des Charges d’Électrification (FACE) finance les opérations visant à utiliser des solutions techniques alternatives aux extensions et aux renforcements de lignes basse tension (BT), dès lors que ces solutions sont économiquement rentables. Pour les solutions alternatives au renforcement, l’idée est non plus d’adapter le réseau à la demande existante, mais de modifier la demande sur le réseau pour que la qualité de fourniture d’électricité soit ramenée au niveau requis. Les modifications éventuellement nécessaires sur les usages de l’électricité se font toujours sans aucune diminution de confort pour l’utilisateur. Les premières opérations de Maîtrise de la Demande d’Électricité (MDE) « micro », visant à mettre en place des solutions alternatives à des renforcements de départs BT ont été réalisées dès 1995. Les projets initiés comprenaient des actions sur le réseau (adaptateurs de tension par exemple) et chez les clients EDF. Les opérations qui ont débouché sur des travaux de MDE donnent de bons résultats et ont engendré des économies financières substantielles. Toutes les opérations réalisées ont permis de développer et valider des outils, et de définir les conditions dans lesquelles la MDE est une solution alternative valable. Le retour d’expérience indique ainsi qu’aujourd’hui, la mise en place d’un traitement quasi « industriel » des départs en contrainte par la MDE est possible. Pour cela, il convient de sélectionner les départs pour lesquels l’efficacité technique et la rentabilité économique des solutions de MDE ont de grandes chances d’être assurées. L'approche MDE micro en zone rurale concerne les postes HTA/BT en tête de départs BT comprenant peu de clients. Les résultats du Xème inventaire effectué en 1994 montrent qu’une très grande quantité de départs est concernée par cette approche : 46% des départs BT en France ont au plus 6 clients ; 60% en ont au plus 10. Un département moyen en France métropolitaine dispose de 4000 km de ligne BT rurale desservant quelques 75 000 clients. Dans de nombreux départements, les besoins de renforcement restent très nettement supérieurs à la capacité financière de résorption annuelle des départs mal alimentés. Ceci laisse une place importante à la MDE qui est là pour satisfaire plus de clients en leur apportant la qualité de fourniture à laquelle ils ont droit. En effet, la MDE n’a pas pour vocation de remplacer tous les renforcements mais bien d’augmenter l’efficacité des divers travaux d’amélioration de la distribution d’électricité. La méthode « industrielle » à mettre en place doit donc apporter une capacité et un rythme de traitement similaire à ceux existants pour les renforcements. Elle peut de plus apporter une meilleure réactivité dans le cas des départs où le renforcement n’est pas prioritaire pour cause de coûts élevés par client. 4 PRÉSENTATION DU DOCUMENT Le présent guide est à l’usage de tous les acteurs de projets de réhabilitation de la qualité de fourniture de l’électricité sur le réseau BT, quel que soit leur niveau d’intervention : • syndicats d’électrification, • pays, • communes, • concessionnaires, • ADEME, • bureaux d’études, • associations de promotion de la maîtrise de l’Energie. Il est articulé selon la chronologie d’une opération et rassemble : • l’organigramme de déroulement type, • les pré requis, • les critères de choix des départs, • les outils existants. Ses objectifs sont : • de présenter le déroulement d’une opération de MDE micro, • de proposer des critères de choix de départs offrant les meilleures conditions pour être traités efficacement par des solutions de MDE, • d’aider à la mise en place de procédures systématiques d’orientation des départs en contrainte vers des solutions alternatives au renforcement dès que cela est efficace et rentable. Les éléments plus détaillés issus de la pratique d’opérations et à destination plutôt des intervenants techniques de terrain comme les BET ou tous ceux qui souhaitent approfondir le sujet sont indiqués en plus petits caractères. 5 S O M M A I R E 6 1 LES OBJECTIFS DE L’OPÉRATION MDE MICRO .................................................................8 1.1 OBJECTIF PRINCIPAL .........................................................................................................................8 1.2 AUTRES AVANTAGES DE LA DÉMARCHE ............................................................................................8 1.3 RAPPEL : LES CONTRAINTES SUR UN RÉSEAU BT ............................................................................8 2 DEROULEMENT D’UNE OPERATION .....................................................................................10 2.1 ORGANIGRAMME DU DÉROULEMENT TYPE ....................................................................................11 2.2 MISE EN PLACE D’UNE PROCÉDURE DE SÉLECTION DE DÉPARTS APPROPRIÉS À LA MDE ..........11 2.2.1 PRÉ-REQUIS 2.2.2 PRÉDIAGNOSTIC .....................................................................................................................................11 2.2.3 MISE 2.2.4 DIAGNOSTIC COMPLET .............................................................................................................................12 2.2.5 RÉALISATION DES TRAVAUX .......................................................................................................................12 3 PRÉ-REQUIS POUR LE MONTAGE D'OPERATIONS..........................................................13 3.1 CADRE ET OBJECTIFS ......................................................................................................................13 3.2 ASPECTS ADMINISTRATIFS ET JURIDIQUES ....................................................................................13 3.3 INFORMATIONS NÉCESSAIRES : VALIDATION ET OBTENTION .........................................................13 3.4 DÉCISIONS TECHNIQUES .................................................................................................................14 3.5 ASPECTS FINANCIERS ET CALENDRIER ..........................................................................................14 4 DÉPARTS ADAPTÉS À LA MDE : QUELS CRITERES DE CHOIX ? .................................15 4.1 CRITÈRE PRINCIPAL DE SÉLECTION DES DÉPARTS.........................................................................15 4.2 AUTRES CRITÈRES ...........................................................................................................................15 4.2.1 PROFONDEUR 4.2.2 EVOLUTION DES CONSOMMATIONS ..............................................................................................................16 4.2.3 SENSIBILITÉ DU RÉSEAU...........................................................................................................................16 4.2.4 VÉTUSTÉ 5 MESURES ......................................................................................................................................17 5.1 MESURES EN TÊTE DE DÉPART .......................................................................................................17 5.1.1 OBJECTIFS ...........................................................................................................................................17 5.1.2 MESURES DE COURANT ...........................................................................................................................18 5.1.3 MESURES DE TENSION.............................................................................................................................18 5.2 MESURES CHEZ UN CLIENT .............................................................................................................18 5.2.1 OBJECTIFS ; 5.2.2 APPELS 5.2.3 DÉSÉQUILIBRE .......................................................................................................................................19 5.3 MESURES POUR UN ÉQUIPEMENT...................................................................................................19 5.4 REPÉRAGE DES PHASES ..................................................................................................................19 6 PREDIAGNOSTIC ET REALISATION DES TRAVAUX ..........................................................21 6.1 LE PRÉ-DIAGNOSTIC ........................................................................................................................21 6.2 MISE EN ŒUVRE DE TRAVAUX SUITE AU PRÉ DIAGNOSTIC ............................................................21 ET PREMIÈRE SÉLECTION .........................................................................................................11 À JOUR DE LA GDO ; MISE EN PLACE DE MESURES ................................................................................12 DE LA CONTRAINTE ..............................................................................................................16 DES LIGNES ..............................................................................................................................16 PRÉCAUTIONS .......................................................................................................................18 DE COURANT & CHUTES DE TENSION ...............................................................................................18 7 DIAGNOSTIC COMPLET D’UN DÉPART EN CONTRAINTE ..............................................22 7.1 OBJECTIF ET CONTEXTE ..................................................................................................................22 7.1.1 LES 7.1.2 CHOIX 7.2 CHOIX ENTRE ENQUÊTE TÉLÉPHONIQUE ET VISITE ........................................................................22 7.3 ENQUÊTES CHEZ LES CLIENTS ........................................................................................................23 7.3.1 PRÉPARATION 7.3.2 VISITES : 7.3.3 RENSEIGNEMENT 7.4 ANALYSE DES DONNÉES ET CHOIX DES SOLUTIONS ......................................................................24 7.5 DÉFINITION DES SOLUTIONS À METTRE EN ŒUVRE .......................................................................25 7.5.1 DESCRIPTIF 7.5.2 CALCUL 7.6 CALCULS ÉCONOMIQUES ................................................................................................................25 7.6.1 REPORT 7.6.2 BILAN 7.7 RAPPORT DE DIAGNOSTIC ...............................................................................................................26 7.8 INFORMATION DES USAGERS ..........................................................................................................26 8 DESCRIPTIF DES SOLUTIONS APPLICABLES ....................................................................27 8.1 SOLUTIONS « RÉSEAU »....................................................................................................................27 8.1.1 EQUILIBRAGE 8.1.2 MODIFICATION 8.1.3 MISE EN PLACE D’UN DÉCALEUR ADAPTATEUR DE TENSION 8.1.4 MISE EN PLACE D’UN TRANSFORMATEUR TRIPHASÉ-MONOPHASÉ .......................................................................28 8.2 SOLUTIONS MDE CHEZ UN CLIENT ..................................................................................................29 8.2.1 PROGRAMMATION 8.2.2 ELECTRONIQUE 8.2.3 USAGES 8.2.4 MULTI 8.2.5 ISOLATION 8.2.6 PRODUCTION 8.2.7 ORDRES 9 MISE EN ŒUVRE.........................................................................................................................33 9.1 ENGAGEMENT DES COMMANDITAIRES............................................................................................33 9.2 MISE EN PLACE DES TRAVAUX ........................................................................................................33 9.2.1 LES TRAVAUX EN AMONT ..........................................................................................................................33 9.2.2 LES TRAVAUX EN AVAL .............................................................................................................................33 9.3 LES FINANCEMENTS ........................................................................................................................34 9.3.1 DES 9.3.2 FINANCEMENT PRÉALABLES ...................................................................................................................................22 DE LA MISE EN PLACE DES MESURES .................................................................................................22 DES VISITES ........................................................................................................................23 ATTITUDE ET PRÉSENTATION DE L’ENQUÊTEUR ...................................................................................23 DU QUESTIONNAIRE ..........................................................................................................24 ET FAISABILITÉ .......................................................................................................................25 DES CHUTES DE TENSION APRÈS TRAVAUX ........................................................................................25 DU RENFORCEMENT .....................................................................................................................25 ÉCONOMIQUE ...............................................................................................................................26 DES PHASES........................................................................................................................27 DES HEURES CREUSES .........................................................................................................27 (DAT) .....................................................................28 DES USAGES ..................................................................................................................29 DE PUISSANCE & STOCKAGE ................................................................................................29 PERFORMANTS ...........................................................................................................................30 ÉNERGIE......................................................................................................................................31 DES BÂTIMENTS .......................................................................................................................31 LOCALE D’ÉLECTRICITÉ ..........................................................................................................31 DE GRANDEUR DE COÛTS .............................................................................................................32 ÉTUDES ET DES MESURES ..................................................................................................................34 DES TRAVAUX .....................................................................................................................34 ANNEXES ....................................................................................................................................................36 7 1 LES OBJECTIFS DE L’OPERATION MDE MICRO 1.1 OBJECTIF PRINCIPAL L'objectif principal d’une opération de MDE micro est de lever les contraintes sur un départ BT en présentant un bilan économique plus avantageux qu'un renforcement classique. Ceci permet dans certains cas de rétablir la qualité de fourniture d’électricité pour des clients défavorisés nécessitant un coût de renforcement élevé (et, par voie de conséquence, subissant de longs délais d’attente). A cet égard, l’égalité de traitement en terme de service pour ces usagers peut être assurée grâce à la MDE micro. Cet objectif de rétablissement de la qualité de fourniture avec des solutions apportant un gain financier pour le maître d’ouvrage justifie à lui seul le montage d’une opération de MDE micro. D’autres objectifs, d’ordre secondaire, sont souvent atteints par la réalisation de l’opération et peuvent aider à l’orientation du traitement de départ en contrainte par la MDE, mais ne sauraient en aucun cas la justifier seuls : ils représentent les autres avantages de la démarche. 1.2 AUTRES AVANTAGES DE LA DÉMARCHE Les avantages d’une opération de MDE micro, par rapport à un renforcement classique du réseau, sont multiples : • pérenniser le poste HTA/BT lorsque l’action de MDE implique une réduction de la pointe synchrone du départ, • sensibiliser les clients à la maîtrise de l’énergie ; diffuser des usages performants ; permettre des économies aux usagers, • réaliser une démarche de proximité vers les clients, qui permet souvent d’améliorer leur confort (élimination des disjonctions grâce au délestage, des gestions fastidieuses du chauffage grâce à la programmation…), • développer l’activité des entreprises locales (entreprises générales, artisans… lors de la phase travaux), • augmenter la sécurité d’approvisionnement (uniquement grâce à certaines solutions de type onduleur + batteries). L’objectif de la MDE micro - résoudre des contraintes à un coût inférieur à celui du renforcement – permet de concentrer les budgets de renforcement pour les départs où ils sont les plus efficaces. Il s’agit bien d’augmenter la qualité de service, et non pas de diminuer le volume des travaux. La MDE offre par ailleurs une alternative peu coûteuse au statu quo souvent en vigueur face à un départ dont le coût de renforcement par client est élevé, même si le départ peut être jugé vétuste (fils nus). 1.3 RAPPEL : LES CONTRAINTES SUR UN RÉSEAU BT Le bon fonctionnement d’un départ BT est limité par trois phénomènes physiques distincts : • les contraintes de chute de tension, • la saturation d’un poste, • l’échauffement des câble. La saturation d’un poste est résolue normalement par son remplacement. S’il n’est pas en fin de vie, il peut être réutilisé ailleurs. L’échauffement, dû au passage d’une intensité trop importante, apparaît souvent sur des départs dont les câbles, généralement anciens, sont en cuivre nu de faible section. 8 1 Le remède alors classiquement mis en place (le renforcement), consiste «simplement» à remplacer les câbles existants par des câbles de plus forte section. Ceci implique souvent également le remplacement des supports. Les contraintes de chutes de tension apparaissent lorsque les longueurs de câble sont trop importantes au regard de leur section et de l’intensité qu’ils doivent transporter. On considère ainsi qu’un départ BT est en contrainte dès qu’un client de ce départ voit sa tension descendre en dessous de 207V (soit 230V moins 10%)1. C’est de loin la cause la plus fréquente des besoins de renforcement, et c’est sur ce critère que les opérations de MDE se concentrent. Voir en annexe 2 un schéma présentant les composantes de la chute de tension vue chez un client. La NORME NF 50160 doit constituer la référence concernant l'objectif technique principal qui est la levée de la contrainte. Nous en présentons ici un résumé succinct et 3 pages concernant plus particulièrement les chutes de tension sont reprises en annexe 3. La tension considérée est la valeur efficace de la tension présente à l'instant donné au point de fourniture et mesurée sur un intervalle de temps donné ; la partie de cette norme qui concerne les opérations de MDE est celle qui traite du réseau basse tension (valeur efficace nominale ≤ 1000 V). Le paragraphe le plus important traite des variations lentes : « Dans les conditions normales d'exploitation, en dehors des interruptions, pour chaque période d'une semaine, 95% des valeurs efficaces moyennées sur 10 minutes doivent se situer dans la plage définie de Un ± 10% ». EDF s’impose quant à elle la plage de distribution +6% / - 10%. 9 2 DEROULEMENT D’UNE OPERATION DE MDE MICRO 10 2.1 ORGANIGRAMME DU DÉROULEMENT TYPE Voir page précédente 2.2 MISE EN PLACE D’UNE PROCÉDURE DE SÉLECTION DE DÉPARTS APPROPRIÉS À LA MDE Le déroulement est décomposé en 4 grandes étapes : • pré-requis et sélection des départs, • pré-diagnostic, • diagnostic complet, • travaux. Le contenu de ces différentes phases est détaillé dans les chapitres suivants (les petites notes en rouge sur l'organigramme précisent les chapitres et paragraphes développant ces différentes étapes). 2.2.1 PRÉ-REQUIS ET PREMIÈRE SÉLECTION Les pré-requis sont des éléments importants à préciser au tout début d’une opération afin d'en faciliter le bon déroulement. Ils sont examinés dans le chapitre 3. Le soin apporté au tri des départs à traiter par la MDE est essentiel pour la réussite des opérations qui seront mises en place. Il est important d’y consacrer un minimum de temps, car lancer un diagnostic de MDE sur un départ non favorable entraîne non seulement des dépenses inutiles en études, mais retarde d’autant la résolution du problème pour les clients directement concernés. Dans le cas d’un grand nombre de départs satisfaisant les critères principaux de l’organigramme, il est possible d’utiliser les autres critères pour affiner le tri si le maître d’ouvrage souhaite traiter un nombre fixé à l’avance de départs par la MDE. Des critères simples comme la présence ou non de fils nus permettent de limiter rapidement le nombre de départs sélectionnés. Le choix peut également être fait très simplement en classant les départs sélectionnés par ordre décroissant de coût de renforcement par client. Le chapitre 4 présente les différents critères de choix. Cette organisation dans la sélection des départs implique une mise à jour régulière des informations entrées dans la GDO et un soin particulier porté au traitement "en amont" des demandes de renforcement transmises au maître d’ouvrage. 2.2.2 PRÉDIAGNOSTIC L’objectif du pré-diagnostic est d’orienter le traitement du départ vers l’une des quatre possibilités suivantes : • les solutions réseaux immédiates (heures creuses et équilibrage des phases), • les solutions DAT et transfo tri-mono seuls, • un diagnostic complet de MDE, • un renforcement. Son contenu est détaillé au paragraphe 6. Cette orientation doit être effectuée le plus tôt possible. Les phases de sélection et de pré diagnostic sont réparties généralement entre le maître d’ouvrage et l’exploitant. Les tâches effectuées peuvent varier d’un centre EDF à l’autre, d’un syndicat à l’autre, selon les disponibilités de chacun ; une partie de ce travail peut également être sous traitée. 11 2.2.3 MISE À JOUR DE LA GDO ; MISE EN PLACE DE MESURES Quelle que soit l’option pressentie (travaux de renforcement ou MDE), il est nécessaire de valider le résultat CRIT/BT issu d’une simulation numérique réalisée à partir des informations GDO. Une visite sur place en vue de réaliser un enregistrement des tensions sur les trois phases en extrémité de départ permet : • de vérifier le paramètrage GDO : une erreur de rattachement de client dans GDO entraîne un calcul de chute de tension erroné. La mise à jour de la GDO peut s’avérer gourmande en temps, • de s’assurer que le départ est bien en contrainte, et de connaître le niveau de cette contrainte, • de connaître les horaires d’apparition de la contrainte (passage en HC), • d’appréhender le niveau de déséquilibre entre les phases lors de la chute de tension, • de détecter la présence de clients ayant une activité professionnelle spécifique (mal simulée par les modèles numériques). 2.2.4 DIAGNOSTIC COMPLET Lorsque le pré-diagnostic n’a pas permis de définir une solution réseau et que les critères indiquant un départ favorable pour de la MDE sont validés (faible nombre de clients concernés, coûts élevé de renforcement par client), un diagnostic complet doit être mené. Le diagnostic complet vise à définir une solution technique ou un ensemble de solutions techniques (MDE sur les usages, accompagnées au besoin d’actions sur le réseau également) permettant de lever les contraintes et à en établir le bilan financier. Son contenu est détaillé au chapitre 7. Les solutions techniques de MDE actuellement disponibles sont présentées au chapitre 8. 2.2.5 RÉALISATION DES TRAVAUX Quelles que soient les solutions définies lors du pré-diagnostic ou du diagnostic complet, la décision finale (renforcement ou MDE) doit être confortée par des mesures, dans un souci de neutralité de la décision. Dans le cas où les travaux de MDE sont engagés, il est souhaitable, notamment pour les opérations à caractère expérimental, de procéder à une nouvelle série de mesures de chutes de tension de façon à vérifier que les contraintes ont été levées par les solutions de MDE. La mise en place des travaux est traitée au chapitre 9. Les possibilités de financement sont décrites au paragraphe 9.3 en fin de document. 12 3 PRE-REQUIS POUR LE MONTAGE D'OPERATIONS 3.1 CADRE ET OBJECTIFS Différents paramètres permettent de définir l'objectif des opérations à mettre en place : • économie locale, • zones spécifiques (parc naturel, montagne, densité de clients très forte, très faible…), • caractéristiques principales des départs en contrainte : nombre, type de contrainte, type de câbles… Ces éléments dépendent éminemment du contexte local L’objectif fixé peut être, par exemple, de traiter par la MDE micro un nombre fixé de départs en contrainte ou un certain pourcentage de l'ensemble. 3.2 ASPECTS ADMINISTRATIFS ET JURIDIQUES Il est impératif dans un premier temps de bien clarifier les partenariats : rôles de chacun des intervenants, conditions de financement – répartition entre les partenaires. Un partenariat entre le Syndicat d’électrification et le centre EDF semble indispensable pour pouvoir mettre en place les travaux décidés suite aux pré-diagnostics. Si une opération nécessite des diagnostics complets, une implication de la Délégation Régionale de L'ADEME sera utile pour la mise en place de solutions multiples. La contractualisation entre les partenaires est une tâche qui paraît un peu lourde au début, mais elle permet de gagner du temps par la suite et d'éviter tout blocage. Elle est indispensable pour préciser les conditions et la répartition des financements de l'opération. 3.3 INFORMATIONS NÉCESSAIRES : VALIDATION ET OBTENTION Toute demande de renforcement de la part de EDF auprès du syndicat devra avoir fait l’objet au préalable d’une : • validation de la mise à jour de la GDO (notamment si la demande émane des résultats du CRIT BT), • vérification du réglage de la prise (voir annexe 2) au niveau du poste, • vérification qu’une modification des heures creuses et/ou un équilibrage ne supprime pas les contraintes. 2 Voir en annexe 10 un exemple de fiche problème détaillée. Il est nécessaire d’adapter la circulation des données aux besoins de l’instruction de MDE. A cet effet, la "fiche problème"2 revêt une importance particulière. Elle doit indiquer des informations sur le client : • nom, type de client, 3 Il est important de connaître les autres problèmes éventuels identifiés au cours des dernières années sur la ligne (coupures ; pannes diverses) et quelles en étaient les causes (élagage, neige…). • abonnement, plage des HC, • position sur le départ, • consommations avec répartition HP / HC, si possible. Lorsque des mesures ont été réalisées, il est important d'inclure les résultats sur cette "fiche problème". Il est intéressant de joindre, le cas échéant, le courrier des clients qui apporte souvent des informations qualitatives riches d'enseignements. Le traitement des fiches problèmes permet ainsi d’orienter chaque départ vers une approche MDE ou vers le renforcement, avant l’étude détaillée de la solution de renforcement3. 13 L'ensemble des outils EDF existants : GDO BT, CRIT BT, PANTER BT, INVEST BT, est détaillé en fin de glossaire en annexe 1. Certaines données sont diffusables de manière systématique, d'autres sont obtenues après négociation au cas par cas avec le centre EDF. 3.4 DÉCISIONS TECHNIQUES En vue de s’assurer du bon déroulement des opérations, il est important de définir à l’avance entre les différents partenaires : • ordre de grandeur du nombre de départs à traiter en pré-diagnostics et en diagnostic, • solutions qui peuvent être retenues lors de la phase de diagnostic complet, en particulier celles qui entrent dans la catégorie des usages multi-énergies, • détermination des modalités d’installation d’un transformateur tri-mono chez un client alimenté en triphasé mais possédant une grande part de ses usages en monophasé : prise en charge de l’augmentation de consommation électrique si installation en aval compteur, prise en concession du matériel… • rôle technique de chacun des partenaires dans les différentes étapes. 3.5 ASPECTS FINANCIERS ET CALENDRIER Les conditions de réalisation des travaux (possibilités de financement et accord des partenaires) doivent être fixées avant de démarrer une étude de MDE : les études n’ont de sens que si elles sont suivies de travaux, et ce point de vue est partagé par les usagers ! 4 Toutefois, un renforcement décidé sur critère de chutes de tension peut être l’occasion, en cas de difficultés liées au givre ou d’une approche esthétique demandée par la commune par exemple, de prévoir un enfouissement de ligne. Le calcul économique d’investissement n’est plus alors le seul critère de décision. 5 Etat des lieux des départs BT sur l’ensemble du territoire du Centre – voir annexe 1. 6 Electrification de sites isolés par les énergies renouvelables (EnR). Ces comités examinent les demandes de subventions pour les opérations de mise en place de solutions alternatives aux extensions et aux renforcements du réseau. 14 Le coût du renforcement doit être notifié par écrit au début de l'opération et conservé jusqu'au bout. En effet, il est important qu'il soit le plus précis possible puisqu'il est déterminant pour le calcul de la rentabilité économique des travaux de MDE4.. Si une phase de diagnostics complets est prévue, il faut définir les besoins de collaborations extérieures éventuelles ainsi qu'une enveloppe financière approximative décomposée selon les rubriques suivantes : études, mesures complémentaires éventuelles et travaux. Les résultats des premières opérations expérimentales montrent qu’il est préférable de confier l'ensemble des contacts avec les clients et les différentes entreprises à un interlocuteur unique. Cette décision des partenaires est bien ressentie par les clients. Elle permet un bon déroulement de l'opération et un regroupement efficace des informations. La définition d'un calendrier est importante pour la mise en place d’une méthode "industrielle" qui puisse être menée au même rythme que les renforcements. Les périodes clés de ce calendrier sont : • janvier / février : sortie du CRIT BT par le centre EDF5, • mars : 1er comité restreint du FACE dédié aux projets EnR6 et MDE, • juin : 2ème comité restreint du FACE MDE / EnR, • octobre : 3ème comité restreint du FACE MDE / EnR. 4 DEPARTS ADAPTES A LA MDE : QUELS CRITERES DE CHOIX ? 4.1 CRITÈRE PRINCIPAL DE SÉLECTION DES DÉPARTS Le critère principal proposé pour orienter des départs en contrainte vers un traitement par la MDE est celui du coût de renforcement estimatif par client. Plus ce coût est élevé, plus les possibilités de solutions alternatives de MDE sont importantes, et plus ces solutions ont de chances d’être économiquement rentables par rapport au renforcement. Ce critère intègre les aspects longueur et densité de clients du départ : un départ long, avec peu d’usagers est souvent favorable à la MDE. Un tel départ présente un coût de renforcement par client élevé, et sera donc retenu. La prise en compte du nombre de clients alimentés a pour but d’alléger la procédure en éliminant très rapidement les départs comportant un grand nombre de clients. Dans ce cas, les solutions de MDE sont en effet plus difficiles à mettre en œuvre dans des conditions économiques viables. Un départ alimentant de nombreux clients peut malgré tout être orienté vers un traitement par la MDE dans le cas où seule une antenne comportant peu de clients est en contrainte. Le schéma ci-dessous illustre un tel cas de figure. AUCUNE CONTRAINTE SUR LE TRONCON PRINICIPALE ANTENNE LONGUE ; ∆U ÉLEVÉ CLIENT EN CONTRAINTE Un exemple de cartographie de départ BT avec antennes est présenté en annexe 11. Tous les seuils proposés dans l’organigramme pour orienter le traitement d’un départ vers telle ou telle solution sont issus du retour d’expérience des opérations réalisées. Ils peuvent être ajustés par l’exploitant et/ou le maître d’ouvrage en fonction de particularités locales éventuelles : coûts de renforcement plus élevés / moins élevés que la moyenne, souhait de se concentrer par exemple sur les départs de 3 clients maximum (car représentant une grande proportion des départs en contrainte)… 4.2 AUTRES CRITÈRES Les critères suivants ne sont pas intégrés dans l’organigramme d’orientation des départs pour un traitement MDE, d’une part dans le but d’en simplifier l’organisation, et d’autre part parce que leur utilisation sur la base de seuils est généralement délicate. 15 4.2.1 PROFONDEUR 7 Comme tout modèle informatique comportant des informations par défauts issues de données statistiques, la GDO est d’autant plus précise que le nombre de clients est grand. DE LA CONTRAINTE Les opérations qui ont abouti montrent que la MDE est capable de résorber des contraintes importantes (jusqu’à 20 voire 30%). De plus, dans le cas d’un faible nombre de clients, la valeur de chute de tension donnée par la GDO manque parfois de précision7. Ce critère n’est donc pas à examiner en priorité. 4.2.2 EVOLUTION DES CONSOMMATIONS Le critère d’évolution du nombre de clients et/ou des consommations n’est pas intégré dans le processus de sélection de l’organigramme. Cet aspect sera en effet traité de façon plutôt qualitative à partir des informations dont disposent les intervenants sur la zone concernée. Ce critère est par contre très important dans la décision d’opter ou non pour des solutions MDE sur un départ : par exemple, un départ sur lequel un nouveau client important doit être raccordé à l’échéance de 1 à 2 ans ne doit pas être orienté vers un traitement par la MDE. Tout élément à ce sujet pourrait utilement être ajouté dans la fiche problème qui est dressée par des agents de terrain susceptibles d’avoir connaissance de ce type d’information. L'évolution de la demande sur un départ peut être évaluée à partir des variations de la somme des puissances souscrites unitaires et de la consommation totale sur le départ. Ceci implique d’avoir des informations GDO sur plusieurs années. Il est souvent important d’avoir des informations « terrain » sur le sujet : projets de construction, de réhabilitation… que l’on peut collecter auprès des Mairies, du voisinage… L’intervenant de terrain lors de la phase d’enquête devra y être particulièrement attentif. 4.2.3 SENSIBILITÉ DU RÉSEAU Le gradient ∆U/U pour 1 kW supplémentaire est donné par la GDO et représente la sensibilité du réseau à une charge supplémentaire. Dans le cas d’un client isolé en extrémité d’antenne, cette valeur peut également être approchée par un enregistrement des courants et tensions chez ce client. La GDO indique le nombre de clients du départ pour lesquels le gradient est supérieur à 2%. Bien que le gradient soit une information intéressante sur l’état du réseau, son utilisation pour retenir un départ à traiter par la MDE est délicate. En effet, une sensibilité élevée (une variation modeste de la puissance appelée entraîne une variation importante de la chute de tension) aura tendance à la fois à augmenter l’impact des actions de MDE et à limiter le temps de report du renforcement. Un départ présentant une forte sensibilité et pour lequel les consommations sont stables est donc tout à fait approprié pour une opération de MDE. Par contre, si les consommations sont en augmentation, les solutions de MDE risquent de ne pas être pérennes. 4.2.4 VÉTUSTÉ DES LIGNES L’exploitant a le souci constant de la bonne fiabilité du réseau. Le critère principal de cette fiabilité est l’altération, mécanique ou non, des câbles, et non pas l’âge de la ligne. Certains centres et syndicats d’électrification ont mis en place des politiques de suppression progressive des fils en cuivre nu sur les réseaux BT. Toutefois, dans l’attente de ces remplacements, toute opération de MDE économiquement rentable peut être conduite sur ce type de départs, sous réserve que les câbles soient en bon état, et qu’ils ne soient pas en contrainte d’échauffement (en plus de la contrainte de chutes de tension sur le départ). 16 5 MESURES Les deux principaux objectifs des mesures sont de : • quantifier les défauts sur le réseau (niveau de chute de tension, de déséquilibre…), • connaître le comportement des clients (courbes de charges). 4 types de mesures peuvent être mises en œuvre, en fonction des objectifs fixés : • les mesures en tête de départ, • le repérage de la distribution des clients par phase, • les mesures par client, • les mesures par équipement. Les mesures par équipement ne sont effectuées que dans le cadre du diagnostic complet, au cas où un équipement spécifique, gros consommateur et méconnu, serait présent sur le départ. Toutes les autres mesures ne sont pas spécifiques aux opérations de MDE et sont couramment utilisées pour connaître les chutes de tension chez un client, le taux de charge d’un transformateur ou encore l’équilibrage du réseau. Toutes ces mesures sont une aide précieuse à l’orientation d’un départ vers telle ou telle solution lors des phases de pré-diagnostic. Pour chaque type de mesure, il existe des équipements de mesures spécifiques mono-usage (de type enregistreur d’événements par exemple), et d’autres plus polyvalents qui cumulent différentes fonctions (de type analyseurs de réseau par exemple qui permettent d’enregistrer à la fois des tensions et des courants). 8 Dans les zones agricoles, les périodes d’appels de puissance importants peuvent aussi coïncider avec les jours chauds de l’année (tanks à lait, moteurs liés aux moissons, irrigation). De même, pour les départs alimentant des bâtiments climatisés (tertiaire, voire domestique notamment dans les Départements d’Outre Mer) on recherchera plutôt les périodes de forte chaleur et forte humidité. La durée minimale de mesure nécessaire est dans la majorité des cas de 7 jours, de façon à connaître l’évolution des appels de courant au cours de la journée et au cours de la semaine. Des écarts importants peuvent en effet apparaître entre les week end et la semaine : les départs alimentant exclusivement des clients domestiques auront tendance à être plus chargés les week end ; alors que les départs alimentant des usages professionnels seront logiquement plus chargés en semaine. Quels que soient les objectifs d’une mesure (quantifier les contraintes ou connaître la charge), il est important qu’elle soit effectuée lors d’une période où le départ est le plus chargé, ce qui correspond aux périodes hivernales pour les départs alimentant des clients chauffés à l’électricité8. Les principaux objectifs des mesures et leur mise en œuvre sont détaillés dans les paragraphes ciaprès. Voir en annexe 7 une liste d’appareils de mesures existants avec leurs principales caractéristiques et des ordres de grandeur de coûts. 5.1 MESURES EN TÊTE DE DÉPART 5.1.1 OBJECTIFS Un enregistrement en sortie de transformateur permet, suivant le type de matériel utilisé : • de valider l’adéquation du poste à la demande, • de reconstituer la courbe de charge réelle du départ, • de visualiser l’évolution du déséquilibre de charge entre phase au niveau du poste, • de détecter des problèmes de fourniture provenant de la HTA (micro coupures…), • de connaître la tension de référence en sortie de poste. Les trois premiers objectifs nécessitent de mesurer les appels de courant par phase en sortie du poste. Les autres nécessitent de mesurer les tensions par phase. Ces mesures doivent être effectuées par l’exploitant, seul habilité à instrumenter un départ en sortie de poste. 17 5.1.2 MESURES 9 Par exemple, un poste de 100 kVA peut avoir au maximum des appels de courant de 100x1000/3/230 = 150 Ampères par phase. DE COURANT L’enregistrement nécessite la mise en place de pinces ampèrmétriques de calibre adapté9 reliées à un boîtier enregistreur qui stocke les valeurs mesurées selon un pas paramétrable. Le dépouillement des données, à l’aide du logiciel fourni par le fabricant de l’enregistreur, ou sur tableur standard, permet alors de connaître : • les appels de courant maximum par phase, • le déséquilibre de charge entre les phases (déséquilibre moyen et lors des pointes), • la courbe de charge (avec, le cas échéant, une décomposition en courbe de charge ‘semaine’ et courbe de charge ‘week end’). 5.1.3 MESURES 10 La tension de sortie du poste doit être de 244V – voir annexe 2. DE TENSION Une simple mesure ponctuelle de tension sur les bornes de sortie du poste permet de valider que le poste est sur la bonne prise10. L’enregistrement des tensions en sortie de poste est rarement utilisé dans le cadre de problèmes de contraintes sur un départ puisqu’il ne permet pas de mesurer les chutes de tension sur le départ. Il permet toutefois d’identifier les défauts présents sur le départ et qui proviennent de défauts en amont (micro coupures sur la HTA par exemple). 5.2 MESURES CHEZ UN CLIENT 5.2.1 OBJECTIFS ; PRÉCAUTIONS La mise en place d’un enregistrement chez un client permet de connaître, suivant le type de matériel utilisé : • la courbe de charge de ce client, • le déséquilibre de charge entre phase (chez un client alimenté en triphasé), • les chutes de tension subies par ce client, • le déséquilibre du réseau au niveau de ce client (chez un client alimenté en triphasé), • les chutes de tension générées par ce client. Les deux premiers objectifs nécessitent un enregistrement des appels de courant par phase chez le client. Les autres nécessitent d’enregistrer les tensions par phase. Les mesures, mises en place en aval du compteur et avec l’accord du client, peuvent être effectuées aussi bien par un agent EDF que par tout autre intervenant. Il y a lieu toutefois de s’assurer que l’intervenant dispose des compétences et agréments nécessaires à une telle intervention et que la société qui l’emploie dispose, a minima, d’une assurance responsabilité civile adaptée, bien que l’intervention ne nécessite aucun câblage ou décâblage quel qu’il soit, et qu’elle ne requiert pas de connaissances approfondies en électricité. 11 Voir en annexe 7 quelques conseils sur la mise en œuvre de ces mesures ainsi que des exemples de résultats. 12 Il est alors également possible de déterminer à partir d’un graphique des résultats la sensibilité du réseau chez ce client. Il est nécessaire chez un client alimenté en triphasé d’effectuer les mesures sur les 3 phases simultanément. 5.2.2 APPELS DE COURANT & CHUTES DE TENSION Les équipements utilisés, de type analyseurs de réseaux, permettent souvent à la fois d’enregistrer les courants et les tensions. Ils nécessitent d’instrumenter le tableau électrique du client à l’aide, pour un client en triphasé, de 3 pinces ampèrmétriques et de 3 touches de prise de tension11. L’enregistrement des appels de courant permet de reconstituer la courbe de charge du client. L’enregistrement en simultané de la tension permet de visualiser facilement quelles sont les contraintes générées par le client en mettant en vis à vis les chutes de tension et les appels de courant12. Si l’on ne souhaite pas enregistrer les appels de courant d’un client, il existe des équipements 18 beaucoup plus légers à mettre en œuvre, qui assurent des fonctions plus spécifiques, comme les enregistreurs d’événements. Certains se présentent sous la forme d’un petit boîtier muni d’une fiche qui s’adapte à n’importe quelle prise murale et qui permet d’enregistrer les événements de hausses et de chutes de tension sur des seuils paramétrables. L’enregistrement seul de la tension par phase permet uniquement de connaître le niveau des contraintes subies par un client, sans déterminer quelle est la part de responsabilité de ce client sur ces contraintes. L’utilisation des différentes fonctions d’affichage sur les nouveaux compteurs électroniques d’EDF permet de connaître la puissance active et apparente appelée. Il est ainsi possible de mesurer facilement la puissance d’un appareil sans le débrancher, par lecture directe ou par différence si d’autres appareils fonctionnent en même temps. Le compteur donne également la puissance maximale instantanée appelée par le client au cours des derniers mois, ce qui permet de vérifier rapidement l’adéquation du contrat aux appels de puissance réels. 5.2.3 DÉSÉQUILIBRE Ce paragraphe ne concerne que les mesures chez les clients alimentés en triphasé. Un enregistrement de la tension par phase chez un client permet de déterminer quel est le déséquilibre du réseau au niveau de ce client (écart entre les chutes de tension sur les phases). Un enregistrement des appels de courant par phase permet de déterminer quel est le déséquilibre chez ce client. Si une mesure des chutes de tension est faite simultanément, il est alors possible de déterminer quelle est la contribution de ce client au déséquilibre sur le réseau. 5.3 MESURES POUR UN ÉQUIPEMENT Le diagnostic d’un départ lors d’une opération de MDE micro n’est pas une étude approfondie des usages de l’électricité sur ce départ. La phase d’enquête a pour objectif de recueillir les informations nécessaires à la bonne simulation du comportement du départ. Dans le cas général, il n’est pas nécessaire d’avoir recours à l’enregistrement des grandeurs électriques d’un équipement, surtout dans le cas de clients domestiques, pour lesquels les usages sont aujourd’hui bien connus. Les campagnes de mesures effectuées à l’initiative et avec le soutien de l’ADEME dans l’habitat (et plus récemment dans les hôtels, les grandes surfaces, les hôpitaux, les bureaux) constituent une base de données riche d’informations sur les équipements et les habitudes de consommations. Ces éléments, en complément des informations données par le client lors de l’enquête (ainsi que le retour d’expérience des études MDE micro passées et les informations par défauts du logiciel EVE), suffisent généralement à paramétrer correctement un usage dans la simulation du départ. Dans le cas d’un usage spécifique important, avec des cycles de fonctionnement présentant des puissances variables, des périodes de mise en marche, d’arrêt et des durées de fonctionnement peu connues…, il est possible d’instrumenter uniquement l’équipement concerné. Un enregistreur classique peut être employé, mais il sera alors souvent sous utilisé. Voir d’autres éléments sur ces mesures en annexe 7. 5.4 REPÉRAGE DES PHASES Les outils de repérage de phase permettent de connaître quelle est, sur un départ donné, la répartition des clients phase par phase. Il s’agit donc plutôt d’outils de gestion du réseau que d’équipements de mesures à proprement parlé. L’appareil le plus connu est la Deltaphase (fabricant : MADE). Il est composé de trois éléments distincts : l'émetteur, le récepteur et l'enregistreur. L'émetteur mesure en permanence, pour chaque phase : la Tension, l’Intensité et le Déphasage, soit 9 grandeurs mesurées à l'endroit ou il est placé (en général en sortie du transformateur ou chez un client alimenté en triphasé). L'ensemble de ces données est transmis au fur et à mesure par courants porteurs sur chacune 19 des phases et sur l'ensemble de l'antenne. La distance entre émetteur et enregistreur sur le réseau basse tension peut atteindre 1 à 2 km. Le récepteur fonctionne en monophasé et est connecté par touches de contact et pinces ampèremétriques en tout point du réseau. Les informations suivantes sont disponibles par 4 affichages déroulants : • valeurs "locales" mesurées au récepteur : U, I et cosϕ sur la phase de contact, • valeurs "distantes" mesurées à l'émetteur : U, I et cosϕ sur les 3 phases, • chutes de tension, % d'équilibrage et pourcentage de courant, • repères divers : niveau de batterie etc. L'enregistreur permet de mettre en place des campagnes de mesures avec stockage et récupération sur PC par l'intermédiaire d'une carte PCMCIA. Le logiciel d'analyse permet d'examiner tout un ensemble de graphiques. Il existe un modèle simplifié (le Triphaseur : composé d’un émetteur et d’un récepteur mobile qui permet de repérer les phases chez les clients) qui est utilisé dans certaines agences EDF. 20 6 PREDIAGNOSTIC ET REALISATION DES TRAVAUX 6.1 LE PRÉ-DIAGNOSTIC Les objectifs du pré-diagnostic sont décrits au § 2.2.2. Les données initiales sont : la liste des départs en contrainte et les sources d'analyse telles que les résultats de mesures (si existantes), les fiches problèmes (voir les pré-requis) et les extraits GDO. Les demandes de renforcement doivent, à ce stade, avoir fait l’objet d’une validation (voir § 3.3). 13 Voir aussi l’organigramme au chapitre 2 Les tâches suivantes sont à réaliser dans le cadre du pré diagnostic13 : • chiffrage (niveau APS) du renforcement, • mesures des chutes de tension chez certains clients subissant les plus fortes contraintes, souvent en extrémité d'antenne, avec analyse des résultats : horaires, durée, profondeur, • croisement des données : ressenti des chutes de tension et horaires d’apparition des contraintes auprès des personnes en extrémité d’antenne ; analyse des écarts éventuels entre la GDO et les mesures, 14 La prise en compte par les outils GDO de l’impact de ces appareils devrait être opérationnelle dans les centres courant 2003. Des éléments sur le choix de ces solutions sont présentées aux § 8.1.3 et 8.1.4. • détermination de l’opportunité de mise en place d’un transformateur triphasé-monophasé et/ou d’un DAT14 : validation technique et économique (voir § 7.6). Dans le cas où ces solutions seules ne permettent pas de résoudre les contraintes ou de trancher de manière claire quant à leur validité, le départ est orienté vers le diagnostic complet qui proposera des solutions multiples, intégrant au besoin les solutions "réseau". Les mesures de chutes de tension et, surtout, le recoupement des données, se feront en priorité pour les départs présentant un coût élevé de renforcement par client. Une partie du pré diagnostic peut être sous-traitée en définissant, par exemple, un volume de travail en terme de : • nombre de départs ; nombre moyen de clients, • nombre d’instrumentations, • nombre de contacts téléphoniques, • visites de terrain pour valider la GDO en cas de doutes. Il est important de prévoir une certaine souplesse d’action pour avoir une bonne réactivité devant la situation de terrain. 6.2 MISE EN ŒUVRE DE TRAVAUX SUITE AU PRÉ DIAGNOSTIC Des travaux adaptés sur le réseau peuvent être mis en place dès la phase de pré diagnostic, lorsque celui ci a permis de statuer sur la validité de solutions réseaux autres que le renforcement : • modification des heures creuses, • équilibrage, • DAT, • transformateur triphasé monophasé. Les deux premières solutions sont à la charge de l’exploitant. Les DAT et les transfo tri/mono restent la propriété du maître d’ouvrage et entrent dans le domaine de concession. Le concessionnaire peut également avoir ces équipements en stock pour résoudre un problème ponctuel avec une bonne réactivité. Voir la mise en œuvre des travaux suite au diagnostic complet au § 9.2. 21 7 DIAGNOSTIC COMPLET D’UN DEPART EN CONTRAINTE Ce paragraphe présente le cahier des charges d'un diagnostic complet qui correspond à l'étape « étude de MDE » de l'organigramme. Il a la particularité de proposer des solutions de MDE multiples, mises en place en amont et/ou en aval du disjoncteur du client, dont il décrit la faisabilité technique et économique. 10 Selon les circulaires du Ministère de l’Industrie et de l’Agriculture du 6 mars et du 13 avril 1995. 7.1 OBJECTIF L'objectif du diagnostic complet est de définir l'ensemble des solutions permettant de lever la contrainte et présentant un bilan financier global favorable par rapport à un renforcement. Le bilan financier est calculé du point de vue du maître d’ouvrage15. 7.1.1 LES 16 Voir un exemple d’extrait GDO en annexe 12. ET CONTEXTE PRÉALABLES Il est important de regrouper dès le début de l'étude le maximum de données pour éviter les pertes de temps ultérieures et disposer des critères de choix nécessaires. Les données fournies par EDF et/ou le Syndicat d’électrification sont : • données GDO : sections, nature et longueur des câbles, rattachements des clients et architecture du réseau (numéros de dipôles)16, • cartographie, voir un exemple en annexe 11, • tarif, puissance souscrite, alimentation en monophasé ou triphasé, consommations annuelles (selon les plages tarifaires), type de client (agricole ou domestique), résidence principale ou secondaire, (données issues de BAGHEERA), • résultats des mesures qui ont été réalisées soit par EDF soit par le Syndicat chez certains clients, • les fiches problèmes dans le cas où certains clients ont déposé des plaintes. Sur le terrain, il est important de vérifier les rattachements, l’étude de MDE nécessitant un degré de précision dans la position des clients sur le départ plus important que celui demandé par la GDO pour les requêtes classiques. 7.1.2 CHOIX DE LA MISE EN PLACE DES MESURES En fonction des mesures déjà effectuées (ou pas), la mise en place d’enregistrements se fera en priorité : • chez les clients qui subissent les plus fortes contraintes (mesures de tension ; privilégier les clients alimentés en triphasé), • chez les gros consommateurs susceptibles de générer des contraintes (mesures de tension et de courant, pour déterminer leur participation aux contraintes), • chez les clients ayant déposé une plainte, • chez un client important et dont l’activité est méconnue (enregistrement des courants pour une reconstitution des courbes de charge réelles ; notamment si il est situé à proximité de la zone en contraintes). 22 7.2 CHOIX ENTRE ENQUÊTE TÉLÉPHONIQUE ET VISITE La phase d’enquête du diagnostic complet peut se limiter à un entretien téléphonique avec les clients pour lesquels la précision des résultats obtenus est moins importante pour la simulation et la définition des solutions de MDE. Plus le client est proche du poste, et plus sa consommation et ses appels de puissances sont faibles, plus son impact sur les chutes de tension est faible, et donc moins l’enquête a besoin de précision. Il est donc possible, pour les clients qui ne sont pas en contrainte et qui répondent aux critères suivants, de ne prévoir qu’une enquête téléphonique : • consommation < 2500 kWh/an, en résidence principale, • puissance souscrite ≤ 6 kVA, • absence de projets qui augmenteraient ces 2 valeurs, • usages domestiques uniquement. La phase d’enquête permet de valider la position des clients sur le réseau, de questionner sur les problèmes éventuels ressentis, et de déterminer la présence ou non des appareils de forte puissance : • chauffe eau électrique (asservi ou non aux heures creuses), • radiateur électrique d’appoint, • lampe halogène, • lave linge, • sèche linge, • lave vaisselle. Les horaires de fonctionnement possible de ces appareils n’auront pas à être connus précisément : des indications sur les plages d’utilisation (plutôt le matin, plutôt l’après-midi…) suffiront, avec les bases de données par défaut du logiciel EVE, à paramétrer correctement ces clients. Tout client en contrainte doit par contre être systématiquement visité. Si le départ ne comporte que 3 ou 4 clients au total, il est préférable de les voir tous. 7.3 ENQUÊTES CHEZ LES CLIENTS 7.3.1 PRÉPARATION DES VISITES Il est indispensable d’envoyer un courrier à l'ensemble des clients concernés, si possible avec les logos des différents partenaires, présentant l'opération, le diagnostic et le bureau d’études qui est en charge de l'étude. Si possible, mentionner dès ce courrier le nom et les cordonnées de l’enquêteur, et aussi le nom des différents contacts dans les organismes partenaires. Le fait qu’un tel courrier soit signé par le Maire de la commune lui apporte une grande crédibilité. A minima, la Mairie doit impérativement être informée de la démarche mise en place. 17 Dans le cas où les partenaires (EDF, Syndicat…) souhaitent participer aux premières enquêtes, il est important de bien présenter au client le rôle et l’intérêt de chacun dans l’opération. Il est alors préférable d’écourter la visite, quitte à ce que l’enquêteur revienne ensuite seul pour mieux recueillir les informations souhaitées. 7.3.2 VISITES : ATTITUDE ET PRÉSENTATION DE L’ENQUÊTEUR Si plusieurs personnes d'un bureau d’études travaillent sur l'opération, il est préférable que la même s'occupe des enquêtes, des visites et des analyses par le logiciel EVE. Le fait d'avoir rencontré les personnes, vu leur logement (notamment si le cas est relativement complexe), aide beaucoup lors de l'analyse ultérieure. Il est par ailleurs préférable d’éviter de se présenter à plus de 2 enquêteurs17. L’intervenant qui rentre chez le client doit présenter sa structure et les différents partenaires de l'opération qu'elle représente. Il doit insister sur sa neutralité, sur son absence d’intéressement (« rien à vendre ») et sur le fait qu'il est en mission de service public. La transparence est importante : dire ce qu’on va faire (et le faire !). Il ne faut pas dire « nous allons faire de la MDE » mais : « nous allons étudier des solutions pour une meilleure qualité d'alimentation électrique». L'aspect innovation technique et sociale est valorisant ; il faut malgré tout insister sur le sérieux de la démarche pour équilibrer l'aspect "pionnier". 23 18 Résultats de l’enquête sociologique menée par le CSTB en Maine et Loire. En zone rurale, 3 types de clients se détachent18 : • les néos ruraux, pour lesquels la MDE est en phase avec leurs valeurs citoyennes et écologiques, • les "agriculteurs" qui apprécient le développement de techniques au service de leur métier, • les "paysans" qui apprécient peu la démarche intrusive et privilégient les valeurs traditionnelles de l'économie. Il est donc intéressant de s’appuyer sur les valeurs des deux premiers groupes de population repérés : citoyenneté, écologie et développement de la technique au service d’une exploitation économe. Pour la dernière catégorie, le frein dû au caractère intrusif de la démarche doit être réduit en adoptant une attitude très discrète lors de l'enquête. il est à noter toutefois qu’il n’est pas possible de connaître a priori comment va réagir le client vis à vis de la démarche. Un discours clair et neutre sera donc bien sûr de mise dans tous les cas. Selon le type de client, il sera ensuite possible de mieux orienter le discours en fonction des valeurs et attentes de l’interlocuteur directement concerné par les travaux de MDE. 7.3.3 RENSEIGNEMENT DU QUESTIONNAIRE Il est important dans un premier temps de faire le point avec les clients sur les problèmes rencontrés, les plaintes ou démarches déjà réalisés, les aspects techniques et sociologiques : rapports de voisinage entre ceux qui créent et ceux qui subissent la contrainte (parfois le même client). Les conflits éventuels peuvent limiter les possibilités de travaux. 19 Voir un exemple de questionnaire pour les clients domestiques en annexe 4. Un questionnaire complet19 doit être rempli avec soin. Il est conseillé de ne pas passer trop de temps sur les "petits usages". Il est important de questionner le client sur ses éventuels projets : description, dates de réalisation. Lorsqu'ils sont importants, il faudra les prendre en compte dans la simulation des usages. Dès la première visite, il est également utile d’évaluer le degré d’acceptabilité de certaines solutions qui paraissent adéquates, à première vue, notamment chez les clients qui subissent des contraintes et semblent en générer. Les paramètres qui conditionnent leur faisabilité devront dans ce cas être notés : dimensionnement, emplacement nécessaire. Les agriculteurs apprécient fortement d'être associés aux choix techniques. Il est parfois indispensable de contacter les services techniques des coopératives ou des groupements qui suivent l'élevage. 7.4 ANALYSE DES DONNÉES ET CHOIX DES SOLUTIONS L'outil préconisé est le logiciel de simulation EVE : EValuation des possibilités de maîtrise de la demande d'électricité sur les réseaux Electriques ruraux. Ce logiciel, développé par la société INESTENE pour le compte de l’ADEME, permet de reconstituer les courbes de charge et d'évaluer l’impact de scénarii de MDE. Il représente le fonctionnement d’une antenne Basse Tension sous forme d’une arborescence en localisant les consommateurs sur les dipôles et calcule les charges par branches et aux nœuds ainsi que les chutes de tension qu’elles entraînent. L'analyse des résultats permet à l'utilisateur d'orienter ses choix de solutions MDE et de vérifier leur efficacité en terme de levée de la contrainte. Le logiciel compare ensuite par un calcul économique les solutions alternatives au renforcement du réseau. Voir en annexe 6 une présentation de EVE avec des copies d’écran et des exemples de sorties graphiques. 24 7.5 DÉFINITION DES SOLUTIONS À METTRE EN ŒUVRE 7.5.1 DESCRIPTIF ET FAISABILITÉ La mise en œuvre d’une seule action ne lève que rarement la contrainte. C’est le plus souvent une combinaison de plusieurs technologies ou produits judicieusement placés qui permet d’atteindre cet objectif. Si les clients sont relativement homogènes, les actions de MDE les plus efficaces seront celles entreprises chez les clients les plus proches de la contrainte maximum. Il est intéressant de concentrer si possible les actions chez les clients qui subissent les chutes de tension car ils seront plus facilement motivés par la réalisation des travaux. N’élargir ensuite aux autres clients que si ces solutions ne sont pas suffisantes. Les travaux sont choisis parmi l'ensemble des familles décrites dans le chapitre 8. Les conditions d'acceptation des solutions de substitution à l'énergie électrique sont définies dans les pré-requis par les commanditaires. Pour chacune des solutions proposées, l’étude de diagnostic complet indiquera : • les caractéristiques du matériel préconisé, • l’emplacement prévu sur le réseau dans le cas de solutions "amont", ou chez le client pour les solutions après disjoncteur de limite de concession, • la faisabilité et les caractéristiques nécessaires à la mise en œuvre, • les autres avantages éventuels pour le client. 7.5.2 CALCUL DES CHUTES DE TENSION APRÈS TRAVAUX Le logiciel permet de définir un ou plusieurs scénarii de solutions et de calculer les chutes de tension après travaux. Les programmes de solutions acceptables techniquement sont ceux qui permettent d'atteindre des chutes de tension a minima inférieures à la norme et dans la plage définie au préalable par les partenaires (voir prérequis). Suivant le paramétrage retenu pour la simulation, la valeur simulée à atteindre pourra éventuellement être inférieure de quelques pour cents à la limite de la norme pour tenir compte du pas de temps de 1h du modèle. 7.6 CALCULS ÉCONOMIQUES Le calcul économique doit toujours être effectué départ par départ selon le principe défini dans le cadre d’un financement par le FACE. 7.6.1 REPORT DU RENFORCEMENT Le report du renforcement est le nombre d'années qui vont s’écouler avant que le départ ne soit à nouveau en contrainte. Lorsque les travaux sont assez conséquents, on atteint généralement entre 5 et 10 ans de report. Le report du renforcement est calculé en tenant compte d’une augmentation moyenne des puissances appelées sur le départ. Lorsqu’aucune information particulière ne permet de déterminer cette augmentation, un taux de 2% par an est admis comme valeur par défaut pour le calcul du bilan économique. Il est possible d’utiliser le taux d’augmentation des consommations sur la zone concernée donné par le centre EDF. Il est à noter que le taux d’augmentation des puissances est légèrement inférieur au taux d’augmentation des consommations, du fait du foisonnement. Utiliser l’augmentation des consommations revient donc à se placer dans un cas défavorable : le temps de report donné sera estimé de façon prudente. Il est important que la phase d’enquête rassemble le maximum d’informations sur les évolutions attendues sur le départ, de façon à estimer le plus précisément possible le temps de report qui est primordial dans la détermination de la validité économique d’un projet. 25 Si l’on sait d’après l’enquête que la consommation a tendance à stagner, voir à diminuer (un client va partir et ne sera pas remplacé ou sera remplacé par un client plus faible, exploitation arrêtée, retraite…), il est possible, sous réserve d’accord préalable entre les partenaires, de prendre en compte un taux d’augmentation de 0%. Le temps de report est alors la durée de vie des équipements de MDE (15 ans maximum). 7.6.2 BILAN ÉCONOMIQUE Le bilan est établi du point de vue du Maître d’Ouvrage et consiste à comparer le coût de l’opération de MDE aujourd’hui avec le coût du renforcement aujourd’hui. Le coût de la MDE est composé de 3 parties : le coût des actions de MDE ; l’éventuel manque à gagner dans les recettes de taxes locales sur l’électricité et le coût valorisé aujourd’hui du renforcement futur (coût actualisé au bout des N années de renforcement). Ainsi, si le bilan est positif, l’opération est naturellement bénéficiaire, et se justifie indépendamment du mode de financement utilisé. Le calcul du bilan financier est effectué d'après la formule suivante, et permet de déterminer quel est le bénéfice de l’opération : B = IR – (IMDE + TLE + IRn) Avec : B : bénéfice de l’opération en € IR : coût de renforcement aujourd’hui (chiffré lors de la sélection du départ) IMDE = Investissement de MDE aujourd’hui en € TLE = perte totale de Taxe Locale sur l’Electricité actualisée sur les n années du report 20 IRn = IR/1.08n ; correspond à une provision pour l’investissement futur à prévoir lorsque le renforcement sera nécessaire (au bout de n années). IRn : investissement de renforcement (y compris ingénierie) en € ramené à l’année n20 n = nombre d’année de report du renforcement Le taux d'actualisation utilisé est de 8%. L'investissement MDE comprend les coûts de travaux et de maîtrise d'œuvre ou suivi de l'opération. 7.7 RAPPORT DE DIAGNOSTIC Un rapport de diagnostic doit être rédigé pour chaque départ et envoyé à chacun des commanditaires. Il doit reprendre les éléments principaux des différentes étapes détaillées ci-dessus et quelques sorties graphiques de EVE caractérisant au mieux les problèmes sur l'antenne ou le départ concerné : pointe synchrone par client et par équipements et/ou monotone par client et par équipement. 21 Les études globales menées par le CIRED montrent qu’il est possible d’identifier des particularités locales en terme d’usages et de consommation en fonction des zones géographique, des types d’activités… Voir au § 9.3.1 un ordre de grandeur des coûts d’études MDE micro. 26 Si un nombre important de départs est traité, les commanditaires peuvent demander un rapport de synthèse de l'ensemble. Le retour d’expérience au fur et à mesure des études permettra en effet de définir des solutions types réutilisables plus facilement par la suite, de façon à diminuer le coût des diagnostics ultérieurs21. Le rapport de diagnostic doit aussi inclure les éléments nécessaires à l’envoi du courrier aux clients concernés (voir la phase “mise en œuvre” au chapitre 9) et contenant : • des informations sur les résultats de l’étude, • la description des solutions proposées : avantages et chiffrage des gains économiques. 7.8 INFORMATION DES USAGERS Sans entrer dans le détail des solutions prévues, un simple courrier, à envoyer à tous les clients ayant été contactés, permettra de les remercier d’avoir répondu à l’enquête et de les informer de la suite donnée au projet. 8 DESCRIPTIF DES SOLUTIONS APPLICABLES Ce chapitre présente les principales solutions existantes connues permettant de réduire les appels de puissances et par là même les contraintes sur un réseau BT. 22 Ces solutions sont présentées en détail dans le « Catalogue des produits et des techniques de MDE en zone rurale ». Les éléments sont présentés succinctement avec des ordres de grandeurs de coûts et quelques informations pratiques complémentaires sur les précautions éventuelles, l’acceptabilité…22 8.1 SOLUTIONS « RÉSEAU » Pour les solutions spécifiques ‘réseau’ (DAT et transformateur triphasé – monophasé) l’idée est de proposer ici des critères de décisions simples permettant de suivre le déroulement du pré diagnostic, conformément à l’organigramme, en définissant trois cas de figure principaux : • solution adaptée, • solution non adaptée, • faisabilité à valider (à étudier en diagnostic complet, avec éventuellement des actions de MDE chez certains clients en complément). Il est important de pouvoir prendre rapidement la décision de mise en place d’une solution ‘réseau’ dans la procédure de sélection des départs. Compte tenu du coût relativement important que représente une étude de faisabilité spécifique à ces solutions, il est préférable de s’en tenir à la préfaisabilité pour décider d’installer un DAT ou un transformateur triphasé/monophasé. En effet, le coût de la pose est relativement faible, et il est toujours possible de déplacer l’appareil pour l’utiliser ailleurs lorsqu’il n’est plus nécessaire ou plus efficace sur un départ donné. Voir en annexe 5 un organigramme d’aide à la décision pour la mise en place de ce type d’équipement. Il sera par contre judicieux de réexaminer ces solutions lors du diagnostic complet pour lequel les informations nécessaires seront déjà à disposition, ce qui n’entraînera alors ni surcoût ni délai supplémentaire significatif. Ce type de solution réseau pourra dans ce cas être proposé en accompagnement d’actions de MDE chez les clients. 8.1.1 EQUILIBRAGE DES PHASES Quelques signes permettent de supposer qu’une antenne BT présente un défaut d’équilibrage : • plaintes dues à des chutes de tension importantes chez des clients alimentés en monophasé de clients alors que la GDO ne donne pas le départ en contrainte, • plainte d’un client monophasé alors que son voisin, également alimenté en monophasé, ne subit aucun désagrément, • hausses de tension (mises en évidence par des lampes qui "grillent" anormalement). 23 Les contraintes sont parfois accentuées par le fait que d’autres usages de forte puissance comme laves linge et laves vaisselle sont mis en marche le soir après le passage en heures creuses chez certains clients. Un enregistrement de tension sur les 3 phases en extrémité de réseau permet de connaître l’évolution du déséquilibre au cours de la journée. A défaut, une mesure ponctuelle de tension sur les 3 phases, lors de la pointe, permet de déceler un déséquilibre entre les phases. 8.1.2 MODIFICATION DES HEURES CREUSES Lorsque l’horaire de passage en heures creuses (HC) est identique pour plusieurs clients d’un départ, il est possible que des contraintes apparaissent lors de la mise en marche automatique des chauffe eau le soir (entre 22h et 23h30 en général)23. Si le départ n’est pas en contrainte le reste de la journée, un simple décalage des plages horaires d’heures creuses suffit souvent à résoudre le problème. Un enregistrement des 27 24 La spécification EDF exige que le DAT permette de ramener dans la plage de tension normalisée (limite 230V moins 10%) pour une tension minimale d’entrée de 167V. Il est à noter que la réhausse de tension en sortie se fait par un appel de courant plus important en amont du DAT : la tension en entrée du DAT est donc inférieure à la tension présente en ce point du réseau avant la pose du DAT, ce qui induit une augmentation des chutes de tension chez les clients situés en amont. 25 Réalisé par la société Optarel avec le soutien de l’ADEME ; voir coordonnées en annexe 15. 26 Attention, le temps de saisi des informations de la GDO peut être relativement long si le départ comporte de nombreux clients. Il est alors utile d’obtenir les informations GDO sous format informatique pour les importer directement dans DATVAL (requête Surf adaptée fournie avec le logiciel). Le logiciel peut aussi servir pour simuler un déséquilibre et appréhender l’impact d’un équilibrage. Lors de la saisie des informations (ou de l'importation du fichier GDO), il place les clients de façon à retrouver les niveaux de contrainte donnés soit par la GDO, soit par une mesure. Il offre ensuite la possibilité de déplacer un client d’une phase vers une autre de façon à équilibrer les phases. 28 tensions en extrémité de départ sur quelques jours permettra de voir rapidement si les contraintes apparaissent lors du passage en HC et de vérifier s’il est possible, par exemple, de proposer des heures médianes aux clients (offre souvent appréciée des consommateurs en zone rurale). Quelques signes simples permettent de supposer que les contraintes sur une antenne surviennent uniquement lors du passage en heures creuses : • la GDO donne le départ en contrainte mais aucun client ne s’est plaint, • les horaires de passage en HC sont les mêmes pour la plupart des clients bénéficiant du double tarif sur le départ, • un nombre important de clients en extrémité du départ dispose d’un abonnement double tarif, • les consommations en HC de ces clients sont importantes (presque égale à la consommation en heures pleines, alors qu’elles ne représentent en moyenne qu’un tiers des consommations). 8.1.3 MISE (DAT) EN PLACE D’UN DÉCALEUR ADAPTATEUR DE TENSION Un adaptateur de tension est un transformateur 230V/230V qui permet de fournir une tension de sortie de 230V minimum tant que la tension d’entrée ne descend pas en dessous d’un certain seuil24. Le DAT est particulièrement adapté dans le cas d’un client en contrainte, en extrémité d’une antenne, et lorsque les autres clients du départ, situés en amont, sont très bien alimentés. Voir en annexe 5 des critères simplifiés d’aide à la décision pour la mise en place d’un DAT. Le logiciel DATVAL25 permet de déterminer, à partir des informations de la GDO, la faisabilité de la mise en place d’un DAT face à un problème de contraintes sur un départ BT. Il est possible d'utiliser le DATVAL pour valider et affiner un pré-diagnostic26. Ce logiciel est à disposition des maîtres d'ouvrage et des exploitants sur simple demande à Optarel. EDF a délivré des agréments pour des DAT dont la puissance nominale est inférieure ou égale à 36 kVA en triphasé. Environ 100 DAT étaient en service à mi 2002. 8.1.4 MISE EN PLACE D’UN TRANSFORMATEUR TRIPHASÉ- MONOPHASÉ Le transformateur triphasé – monophasé permet d’alimenter un client en monophasé, tout en répartissant les appels de courant de ce client sur les 3 phases du départ. Les chutes de tension, liée initialement au passage d’un courant élevé dans une seule phase, sont donc nettement diminuées. Il est également possible d’installer un transformateur trimono chez un client alimenté en triphasé fortement déséquilibré et chez qui l'équilibrage des phases est très délicat à réaliser. La spécification EDF exige que le transfo tri mono permette de ramener dans la plage de tension normalisée (limite 230V moins 10%) pour une tension minimale d’entrée de 193V (dans le cas où il n’y a pas de clients en amont du transformateur). Voir en annexe 5 l’organigramme de choix du transformateur tri-mono dans le cadre d’un prédiagnostic. Quelques transformateurs prototypes ont été installés dans le cadre d’une opération expérimentale réalisée en Maine et Loire. Cet appareil est en cours d’agrément par EDF. TRANSFORMATEUR TRI / MONO PRINCIPE Ph3 Ph Ph2 Ph1 N N 8.2 SOLUTIONS MDE CHEZ UN CLIENT Il est important de toujours privilégier les solutions « gagnant / gagnant » : le client trouve en général plus d’intérêt dans les modifications proposées jouant sur les aspects confort et facilité d’utilisation que sur les aspects économies de factures qui restent généralement modestes. Un scénario de MDE se compose souvent de plusieurs solutions : la mise en place d’un chauffage à accumulation nécessite, par exemple, une programmation et peut également être couplée avec un délesteur. 8.2.1 PROGRAMMATION DES USAGES Il s’agit de prévoir, généralement à l’aide d’une horloge programmable, la mise en marche et l’arrêt d’un équipement sur une plage horaire pré définie, dans le but d’éviter des appels de puissance simultanés trop élevés. L’usage le plus répandu fonctionnant sur une plage horaire déterminée est l’eau chaude sanitaire. Les intérêts pour le client sont multiples : 27 Les délesteurs ont de 2 à 4 voies. Le mode de délestage le plus courant est le mode « en cascade », les usages étant toujours coupés les uns après les autres, au fil de l’augmentation des appels de puissance, toujours selon le même ordre de priorité prédéfini. Un délesteur simple permet de piloter l’arrêt d’un convecteur muni d’un fil pilote. Pour les usages non pilotables, il est nécessaire d’utiliser un délesteur contacteur. • utilisation du tarif du kWh en heures creuses (chauffage ; lave vaisselle…), • diminution possible de la puissance souscrite, • confort : par exemple, redémarrage automatique du chauffage le matin pour arriver à la température de confort dès le levé des occupants (possibilité de coupler avec un thermostat d’ambiance). 8.2.2 ELECTRONIQUE DE PUISSANCE & STOCKAGE DÉMARREUR & VARIATEUR ÉLECTRONIQUE DE MOTEURS Le variateur électronique de vitesse permet d’optimiser le fonctionnement d’un moteur en ajustant électroniquement la puissance électrique injectée en entrée du moteur à la puissance mécanique demandée sur l’arbre de sortie. Ce dispositif permet ainsi de diminuer globalement les consommations ainsi que les appels de puissances sur certains modes de fonctionnement. Le démarreur ralentisseur électronique permet de limiter les appels de puissance à la mise en route du moteur en limitant la tension délivrée lors du démarrage pour lui permettre d’atteindre sa vitesse de rotation nominale sans a coups. Ce dispositif atténue sensiblement les phénomènes transitoires (pics de chutes de tension, micro coupures) présents sur les réseaux où se trouvent des moteurs de puissance importante. Il n’apporte toutefois pas de diminution des consommations, ni de gain sur les chutes de tension moyennes. DÉLESTAGE Il s’agit de couper automatiquement l’alimentation d’un circuit ou d’un appareil dès que la puissance appelée par le client atteint un certain seuil. En zones rurales, beaucoup de clients sont encore alimentés en triphasé. Sur d’anciennes installations électriques intérieures, les problèmes de déséquilibre sont relativement fréquents. Les clients subissent ainsi des disjonctions mais en ont pris l’habitude : on sait qu’il faut éteindre le four avant de démarrer le lave linge et on fait avec. Dans ce cadre là, la mise en place d’un délesteur apporte pour le client un gain en confort notable. Si le délesteur permet de surcroît de passer à une puissance souscrite inférieure, le gain sur le coût de l’abonnement est également appréciable. Le délestage est particulièrement intéressant dans le cas du chauffage électrique : une interruption momentané de fonctionnement d’un radiateur n’aura en effet pas d’incidence notable sur le confort. Il est de plus possible de prévoir du délestage « tournant »27 de façon à ne pas désavantager toujours le même appareil en cas de forts appels de puissance répétés. 29 STOCKAGE DE L’ÉNERGIE ÉLECTRIQUE (MISE EN PLACE D’UN ONDULEUR AVEC BATTERIES) - BRANCHEMENT SÉRIE Un parc batterie avec onduleur branché en série sur le départ permet de : • ramener la tension en sortie dans la plage normative, • résoudre les problèmes de micro-coupures en aval (seul dispositif présentant cet avantage). Un branchement en série nécessite d’installer un onduleur de puissance nominale compatible avec les appels de puissance maximum des clients situés en aval. Le dimensionnement du parc batteries se fait en déterminant la consommation journalière des clients avals effectuée à des puissances appelées supérieures à la puissance maximale pour laquelle les contraintes apparaissent (l’onduleur prend le relais sur le réseau lors des périodes de contrainte). Cette solution n’est viable économiquement que pour de petits clients. Afin de limiter la puissance de l’onduleur et la capacité du parc batterie à installer, il est intéressant de prévoir la mise en place d’actions de MDE en accompagnement. - BRANCHEMENT PARALLÈLE Un stockage batterie et un onduleur branché en parallèle sur le départ permettent d’injecter sur le réseau l’énergie nécessaire pour compenser les brefs appels de puissance générant les pics de chute de tension. Le schéma de principe d’un branchement en parallèle est le suivant : RÉSEAU BT TRIPHASÉ RESTITUTION AU RÉSEAU TRANSFERT D'ÉNERGIE REDRESSEUR MESURE TENSIONS SÉLECTEUR ONDULEUR BATTERIE STOCKAGE 28 Attention, le remplacement d’un convecteur par un radiateur à accumulation ne se fait pas à puissance constante : pour bénéficier d’un bon report des consommation vers les heures creuses, la puissance du nouveau radiateur devra être de 50 à 100% supérieure à celle du convecteur existant. Cette technique nécessite en outre de mettre en place une bonne régulation. 29 Voir en annexe 8 d’autres éléments sur la MDE dans les laiteries Le convertisseur d’énergie, lorsqu’il est activé, fonctionne soit en mode redresseur (charge de la batterie), soit en mode onduleur (décharge). La sélection du mode se fait grâce à un dispositif électronique, le sélecteur. Celui-ci agit à partir des tensions mesurées sur le réseau à l’endroit où est placé le système. Il y a bien sûr lieu de valider que les périodes de charge possible seront suffisantes pour recharger complètement la batterie a minima une fois par jour. En cas d’écart important entre les appels de puissance en semaine et les week end, un dimensionnement sur la base d’un fonctionnement hebdomadaire est également possible. Afin de limiter la puissance de l’onduleur et la capacité du parc batterie à installer, il est intéressant de prévoir la mise en place d’actions de MDE en accompagnement. Cette solution reste toutefois souvent onéreuse. STOCKAGE DE L’ÉNERGIE SOUS FORME THERMIQUE L’idée est de déplacer des consommations électriques aux périodes les moins chargées de la journée en stockant l’énergie finale utilisée. Cette approche est intéressante pour le client, car elle permet très souvent d’optimiser fortement l’utilisation des heures creuses. En répartissant les appels de puissance, il est également possible dans certains cas de diminuer la puissance souscrite. Le chauffe eau électrique est l’exemple de stockage d’énergie le plus répandu. Parmi les autres équipements qui utilisent cette technique, citons les deux principaux pour la MDE en zone rurale : • radiateurs à accumulation28, • tank à lait à aspersion d’eau glacée29. 8.2.3 USAGES PERFORMANTS Ce type d’actions consiste à remplacer un équipement présent chez un client par un équipement équivalent (ie apportant le même service) qui présente des appels de puissance et/ou des consommations inférieurs. A titre d’exemples : 30 30 Il est à noter que les tubes néons à haut rendement les plus récents présentent des éclairements de plus de 100 lumen / watt, soit le double des néons classiques les plus répandus. • lampes basse consommation en remplacement de lampes à incandescence ou halogènes (existent en culot à vis -E27, E14- et aussi à baïonnette -B22-)30, • lampes aux iodures métalliques ou à vapeur de sodium en remplacement de lampes halogènes (applications extérieures ou professionnelles notamment), • lave linge performant, • froid performant, •… Ces actions présentent toutes l’avantage d’apporter une diminution de consommation pour le client. Le remplacement d’appareils comme le lave linge se fera plus facilement si l’équipement existant est âgé. Les diminutions des appels de puissance par appareil sont généralement importantes au regard de la puissance de ces appareils, notamment pour l’éclairage : à éclairement identique, une lampe basse consommation présente une puissance 5 fois inférieure à une lampe à incandescence. Ces diminutions restent souvent modestes au regard des appels de puissance totaux du client, mais apportent dans certains cas une contribution sensible pour des coûts relativement faibles. 8.2.4 MULTI ÉNERGIE Ces actions consistent à combiner à l’électricité, d’autres énergies susceptibles d’apporter un service équivalent. En règle général, l’utilisation des énergies renouvelables (chaudière ou insert bois, chauffe eau solaire) sera privilégiée. Ces modifications, qui apportent une diminution immédiate et garantie des puissances appelées, représentent des investissements importants et ne doivent bien sûr se faire que lorsque le client y est favorable. 31 Le remplacement est avantageux pour un client qui souhaite utiliser ce type d’équipement loin d’un branchement électrique (exploitation agricole), et aussi pour éviter les disjonctions. Certains équipements spécifiques (groupe de soudage, motopompe), pour lesquels la consommation électrique est très faible au regard des perturbations qu’ils génèrent sur le réseau BT, pourront être remplacés par leurs équivalents à alimentation autonome31. La possibilité de mise en place de telles interventions doit être validée au préalable entre les différents partenaires (voir pré-requis). 8.2.5 ISOLATION DES BÂTIMENTS Les travaux d’isolation sur des bâtiments peu ou mal isolés permettent de diminuer fortement la consommation liée au chauffage et apportent un gain sensible en confort. L’amélioration thermique s’applique, par ordre décroissant d’efficacité : • à la toiture (ou combles), • aux murs, • au plancher bas, 32 Sauf dans le cas d’ouvrants existants qui ne sont plus jointifs, les diminutions de consommation liées à une modification des ouvrants sont relativement modestes, mais un remplacement par du double vitrage apporte un gain en confort très apprécié, qui peut avoir tendance à faire diminuer la température moyenne de consigne fixée par les occupants. • aux ouvrants32. Les investissements sont assez lourds, et s’inscrivent pour le propriétaire dans une démarche à long terme. La diminution de puissance se fait par un plus grand foisonnement entre les appareils de chauffage électrique. Elle est plus importante encore si une réhabilitation du chauffage peut être mise en œuvre également (diminution de la puissance installée ; meilleure régulation ; programmation…). L’économie sur la consommation pour le client peut s’accompagner d’une baisse de la puissance souscrite. 8.2.6 PRODUCTION LOCALE D’ÉLECTRICITÉ La mise en place d’une production décentralisée d’électricité sur un départ BT permet, en limitant les appels de courant, de diminuer les contraintes sur le départ. La production se fera en général en extrémité de réseau. Cette production peut être réalisée au moyen d’un groupe électrogène (en secours pour un tarif EJP par exemple) ou par le biais des énergies renouvelables, comme le photovoltaïque raccordé au réseau. 31 Il y a lieu toutefois de noter que les énergies renouvelables, si elles offrent la garantie d’un volume de production donné sur l’année, ne sont bien sûr pas disponibles en permanence. Afin de s’assurer qu’elles permettent de lever les contraintes, elles doivent généralement, dans une approche MDE micro, être couplées à un stockage. La problématique est alors la même que celle décrite au paragraphe 8.2.2 ci-avant. La mise en place d’un module de cogénération, permettant de produire à la fois de l’électricité et de la chaleur, peut avoir un impact immédiat très important sur les contraintes. Les puissances existantes vont de 5 kW à 200 kW (électrique). La puissance thermique délivrée va de 10 à 300 kW. Les modules de faible puissance sont encore peu développés. Une telle solution sera mise en place surtout si elle permet de couvrir des besoins en chaleur importants. La cogénération prend en effet tout son sens (d’un point de vue d’optimisation technique et économique) lorsque la production de chaleur est largement utilisée. 8.2.7 ORDRES DE GRANDEUR DE COÛTS Montants HT moyens de fourniture (hors transport et pose). Equipement Gamme € HT par unité DAT 12 à 36 kVA 8000 à 15 000 Transfo tri-mono 6 à 12 kVA 3000 à 4000 Programmateur 1 à 4 canaux ; programme hebdo à annuel 50 à 500 Thermostat programmable 1 à 3 zones 100 à 600 Délesteur 2 à 4 voies 100 à 200 Délesteur contacteur 1 à 4 voies 150 à 400 Contacteur jour - nuit Pour passage en heures creuses 50 à 100 Variateur électronique de vitesse 0,75 kW (1CV) à 15 kW 300 à 3000 Démarreur ralentisseur électronique 1 à 30 kW 33 Capacité nécessaire pour injecter 1 kW sur le réseau pendant une heure, chaque jour. Correspond à une décharge journalière de 17% (limite pour des batteries stationnaires : 20%). 34 Les plus puissantes ne sont pas les plus chères : les plus répandues sont les 15 et 20 W à environ 10 €. Il existe également des 44W. Onduleur 24 – 48V/230V 1 à 4 kVA Batteries stationnaires 500 Ah 12V (pour 1kW pendant 1 heure par jour) 1000 Batteries stationnaires 1250 Ah 48V (pour 10kW pendant 1 heure par jour) 7500 Radiateur à accumulation 1 à 7,5 kW 600 à 1500 Panneau radiant 0,5 à 2 kW 150 à 500 Lampe basse consommation 5 à 23 W (durée de vie 3000 à 13000 heures) 5 à 3034 Lave linge 5 kg - Classe énergétique A 400 à 1000 Poêle à bois 3 à 15 kW 1000 à 3000 Insert bois 9 à 15 kW 600 à 2600 Chaudière bois 20 – 25 kW 3000 Chauffe eau solaire 5 m (moyen pour 3 à 5 personnes, zones climatique 1 à 4) 4000 Groupe électrogène Diesel 10 à 20 kVA triphasé 6 000 à 12 000 Groupe de soudage Autonome, 160 à 200 Ampères, sur moteur thermique 1500 à 3000 Module cogénération 5 kW électrique ; 12 kW thermique 10 000 à 15 000 Isolation parois verticales Par l’intérieur - par l’extérieur 50 - 60 € / m2 Isolation parois horizontales 32 200 à 2000 1000 à 3000 33 2 25 à 40 € / m2 9 MISE EN ŒUVRE 9.1 ENGAGEMENT DES COMMANDITAIRES La convention tripartite signée par les 3 partenaires de l'opération de travaux du Maine-et-Loire peut être prise comme exemple. Elle stipule : • la durée de l'opération et donc de la validité de la convention, • la composition du comité de pilotage de l'opération et le nombre de réunions prévues, • la maîtrise d'ouvrage assurée par chacun des partenaires : engagements techniques et financiers, • le contenu des contrats à passer avec les clients subissant des travaux, • le contenu & le phasage de la mission du sous-traitant, pour la partie mesures éventuelle notamment, • le contenu d'une éventuelle opération de communication (correspondant plutôt aux opérations expérimentales). 9.2 MISE EN PLACE DES TRAVAUX Le travail d’accompagnement de la mise en place des travaux a des caractéristiques spécifiques par rapport à une maîtrise d’œuvre classique du fait de la diversité des clients et des solutions possibles. Une bonne coordination et un accompagnement des artisans et entreprises en charge des travaux est nécessaire. En effet, certaines solutions, sans être forcément innovantes, peuvent être inhabituelles pour ces intervenants. Il est conseillé de faire travailler des entreprises locales autant que faire se peut. Un travail d'information et de suivi doit être fait auprès des clients pour qu'ils sachent faire fonctionner ou tirer partie au mieux des équipements installés. 9.2.1 LES TRAVAUX EN AMONT Les transformateurs tri/mono installés en amont du disjoncteur, sont placés le plus souvent au pied du poteau d'alimentation du client. Ces travaux sont pris en charge directement par le Syndicat d’électrification. Il n'y a pas besoin d'accord spécifique des clients sauf pour les éventuelles questions d'implantation sur le terrain qui sont habituelles. Seules les entreprises habilitées par EDF peuvent prendre en charge ce type d'installation qui implique généralement une coupure d’alimentation sur le réseau. Il est à noter toutefois qu’il est possible d’installer un DAT sur un départ sans couper l’alimentation des clients situés sur le départ (branchement sous tension). 9.2.2 LES TRAVAUX EN AVAL Un nouveau courrier doit être envoyé à l'ensemble des clients concernés les informant des décisions prises et de la mise en place de l'opération de travaux. Une nouvelle visite de ces clients est indispensable pour vérifier que certains changements éventuels ne remettent pas en cause la mise en œuvre des travaux et valider l'accord des clients. L’accord est formalisé par un contrat décrivant les engagements pris par le client et les commanditaires de ces travaux qui sont en général les financeurs. Les opérations achevées ont montré que cette phase ne présente pas de difficulté particulière et est très bien acceptée par les clients. Pour tout équipement installés en aval du compteur, le client est le maître d’ouvrage des travaux. Il fait le choix de l’artisan ou de l’entreprise et signe le « bon pour accord » du devis (qui doit être visé au préalable par le maître d’œuvre). Le client devient propriétaire du matériel dès son installation par l'entreprise. Il règle directement la facture, ce qui permet de résoudre 33 les questions de garantie et responsabilité. Des conditions d’octroi de subventions sont présentées au paragraphe suivant. Le cas particulier de l’installation d’un transformateur triphasé-monophasé chez le client aura fait l’objet d’une prise de décision entre les partenaires avant le lancement de l’étude MDE (voir pre-requis). L’annexe 13 présente un exemple de contrat mis en place entre EDF, l’ADEME et le client traduisant les décisions prises initialement entre les partenaires. 9.3 LES FINANCEMENTS Les projets de MDE micro ne sont mis en place que lorsqu’ils présentent un bilan financier favorable par rapport au renforcement classique : ces d’opérations dégagent donc des bénéfices et peuvent rapidement être autofinancées. Les études (pré diagnostics et diagnostics) bénéficient des aides habituellement allouées par l’ADEME au titre de l’aide à la décision. 9.3.1 DES ÉTUDES ET DES MESURES L'ADEME peut financer des études de type pré-diagnostic et diagnostic à hauteur en général de 50%. Le reste pourrait être pris en charge par les autres partenaires. La répartition des frais restants peut être soit selon un pourcentage prédéfini (25-25 par exemple), soit le pourcentage qui reflète la part des travaux pris en charge par ces partenaires. La maîtrise d'œuvre doit également être intégrée avec les travaux et partagée selon un pourcentage fixe ou selon la répartition du financement des travaux. Pour les mesures, il faudra distinguer : • les mesures de routine à effectuer au cours des études de diagnostic ou pré-diagnostic, • des mesures d'événements à effectuer avant et après travaux pour valider la méthode sur quelques opérations exemplaires, encore nécessaires. Nous considérons ici celles qui correspondent aux opérations de routine qui peuvent être financées comme les études et qui font d’ailleurs souvent partie intégrante de ces prestations. Actuellement les coûts d'étude pris en compte sont uniquement ceux de l'intervenant extérieur. Une étude de diagnostic complet sur un départ de 2 à 6 clients présente un coût de l’ordre de 2500 à 5000 € HT. La mise en place d’un enregistrement sur 2 semaines entraîne un surcoût de l’ordre de 700 € HT . Il est important de noter que ces coûts vont diminuer au fil des diagnostics. En effet, chaque étude permet d’enrichir les connaissances sur les usages, et des scénarii type d’actions MDE, en fonction du type de client et du secteur concerné, pourront être créés de façon à la fois à diminuer le temps d’étude et à simplifier la mise en œuvre des solutions. 9.3.2 FINANCEMENT DES TRAVAUX Une opération de MDE bien conçue dégageant un bénéfice, des aides financières extérieures ne sont pas indispensables. Néanmoins, ces opérations peuvent obtenir le soutien financier : 35 Dans le cas d’un département pour lequel l’ensemble des communes en régime rural d’électrification adhère à un syndicat départemental, le passage du dossier au Conseil Général n’est plus nécessaire. • de l’ADEME et de EDF pour les opérations démonstratives ou à caractère expérimental, • du FACE au titre du programme EnR et MDE FACE. Les conditions juridiques et administratives d’intervention du FACE dans ce domaine sont en évolution. De même les conditions d’aides financières de l’ADEME et EDF peuvent être modifiées dans le temps. Au cours de la préparation de l’opération, la collectivité se rapprochera du FACE et de ses interlocuteurs habituels de EDF et de l’ADEME afin de connaître les conditions actuelles de financement. Dans tous les cas, les dossiers de demande doivent être transmis par le président du Conseil Général35 au préfet de département qui le transmet avec son avis aux destinataires suivants : • DIDEME Sous Direction du Système Electrique, 34 • DERF Bureau des Infrastructures Rurales et de l’Hydraulique Agricole, • FACE. Trois comités restreints du FACE se réunissent chaque année pour examiner ces dossiers (voir paragraphe 3.5). Le partenariat multiple permet de financer des solutions à caractères multiples. La répartition financière peut être décidée en cohérence avec les objectifs de chacun des partenaires. Il y a, au minimum, 4 sources de financements pour les solutions multiples : • Syndicat (Fonds propres) et FACE, • EDF, • ADEME. Les clients peuvent également participer financièrement dans le cas où les solutions leur apportent des avantages personnels importants. C'est le cas, par exemple, pour un groupe électrogène sur un élevage qui augmente la sécurité d'approvisionnement et entraîne des économies financières pendant les jours de pointes mobiles EJP. D’autres financement complémentaires peuvent être apportés dans certains cas par des collectivités territoriales : Pays, Conseil général, Conseil régional et également par l’Union Européenne. A partir des entretiens avec les experts et des résultats des opérations expérimentales, il ressort deux options principales de répartition financière : • application d'un pourcentage global fixé à l'avance entre les partenaires, ce qui a le mérite de la simplicité, • répartition au cas par cas où chaque famille de solutions est financée principalement par le partenaire le plus intéressé. TRAVAUX SUR LE RÉSEAU Dans ce cas, le mode de financement est conforme aux accords pris avec le syndicat d’électrification qui peut décider de financer seul, ou avec le FACE, ou selon un pourcentage prédéfini. Dans le cas de l’utilisation du FACE, la procédure est identique aux démarches habituelles dès qu'il y a acceptation du dossier par le comité restreint du FACE dédié aux opérations de MDE et EnR. TRAVAUX CHEZ LES CLIENTS Il est important que les remboursements se fassent rapidement pour que les particuliers n’aient pas à faire d’avance de trésorerie. Pour ce faire, les partenaires auront défini au préalable les modalités du remboursement qui se fera sur présentation : • d’une facture dans le cas d’un professionnel qui est assujetti à la TVA, et pour lequel le remboursement se fait sur la base du mont H.T., • d’une demande de versement dans le cas d’un particulier non assujetti à la TVA. L’un des partenaires peut par exemple prendre en charge la contractualisation avec le client ainsi que le versement des subventions. Ceci présente l’avantage pour le client de n’avoir qu’un interlocuteur, et pour les autres partenaires financeurs de ne verser qu’une subvention globale plus simple à mettre en place. 35 A N N E X E S 36 1. GLOSSAIRE ........................................................................................................................................ 2. RAPPELS 3. EXTRAIT NORME QUALITÉ DE FOURNITURE 4. EXEMPLE 5. MISE SUR LES CHUTES DE TENSION CHEZ UN CLIENT DE QUESTIONNAIRE CLIENT EN PLACE D’UN DAT BT ................................................................. ........................................................................................... ................................................................................................... OU D’UN TRANSFO TRI-MONO : PROPOSITION DE CRITÈRES SIMPLES DE DÉCISION EN PHASE PRÉ DIAGNOSTIC .......................................... 6. OUTILS EXISTANTS 7. APPAREILS : EVE...................................................................................................... DE MESURE ....................................................................................................................... 8. SOLUTIONS MDE : 9. EXEMPLE LOGICIEL COMPLÉMENT D’INFORMATIONS POUR LES LAITERIES ................................................. DE COURRIER CLIENTS .......................................................................................................... 10. EXEMPLE DE FICHE PROBLÈME .......................................................................................................... 11. EXEMPLE DE CARTOGRAPHIE D'UN DÉPART ......................................................................................... 12. EXEMPLE D'EXTRAIT GDO & 13. EXEMPLES DÉFINITION DES DIFFÉRENTES COLONNES ................................................ DE CONTRATS .................................................................................................................. • L'ENGAGEMENT DU CLIENT ...................................................................................................... • CONTRAT CLIENT-EDF/ADEME ............................................................................................ • MODE 14. LISTE DE REMBOURSEMENT DES TRAVAUX DES DOCUMENTS UTILISÉS 15. LISTE D'ADRESSES D'ACTEURS ............................................................................... ....................................................................................................... DU DOMAINE ....................................................................................... 37 SIGLES ORGANISMES CIRED Centre International de Recherche sur l’Environnement et le Développement DERF Direction de l’Espace Rural et de la Forêt DIDEME DIrection de la DEmande et des Marchés Energétiques – Ministère de l’Industrie - FACE Fond d'Amortissement des Charges d'Electrification INESTENE Institut d'Evaluation des Stratégies sur l'Energie et l'Environnement en Europe GLOSSAIRE 38 Antenne Ensemble de dipôles d’un réseau BT alimentant au moins un client et dont le dernier dipôle correspond à une extrémité du départ BT. APS Avant Projet Sommaire BAGHEERA Modèle BAsse tension de Génération des cHarges et de calcul de l'Etat Electrique des Réseaux Arborescents CRIT-BT Calcul de Réseau IniTial Basse Tension DAT Décaleur Adaptateur de Tension (développé par la société Optarel). Appelé aussi « réhausseur de tension » dans le langage courant. Départ Ensemble des antennes raccordées à un transformateur BT EJP Effacement Jour de Pointe : Option disponible avec le tarif Jaune EDF (existe encore sur les anciens contrats tarif Bleu) GDO-BT Gestion Des Ouvrages Basse Tension PANTER Poste Auxiliaire de Numérisation de Tracé et d'Etude des Réseaux Tempo Option tarifaire disponible avec le tarif Bleu EDF (en remplacement de l'option EJP pour les nouveaux contrats) OUTILS LOGICIELS UTILISES PAR LES CENTRES EDF GDF SERVICES LA BASE DE DONNÉES TECHNIQUE : GDO-BT (GESTION DES OUVRAGES BASSE TENSION) c’est un fichier centralisé qui permet de stocker toutes les informations descriptives du réseau et les caractéristiques des clients qui y sont rattachés. La GDO est la seule base qui décrive de manière exhaustive le patrimoine des réseaux BT exploités par EDF, elle est donc utilisée intensivement en local, dans les centres. Son pendant MT est appelé GDO-MT. LE MODÈLE STATISTIQUE : BAGHEERA (MODÈLE BASSE TENSION DE GÉNÉRATION DES CHARGES ET CALCUL DE L’ETAT ELECTRIQUE DES RÉSEAUX ARBORESCENTS) DE C’est le modèle statistique qui permet d’estimer les charges théoriques appelées par les clients puis de calculer les états électriques du réseau (transits, chutes de tension, pertes). BAGHEERA est donc le cœur du système d’information, ce logiciel a remplacé en 1997 son prédécesseur, BATECA, développé en 1975. BAGHEERA représente plus fidèlement une caractéristique importante de la demande : la sensibilité à la température du fait de l’importante pénétration du chauffage électrique dans la clientèle BT. A partir des caractéristiques facturaires BAGHEERA assigne une courbe de charge type (sélectionnée parmi 115 contre 8 seulement pour son prédécesseur) à chaque client ; cette courbe de charge type permet d’estimer automatiquement les puissances appelées par les clients pour deux jours types (semaine et week-end) et selon une résolution horaire (soit 48 points). Le modèle calcule les puissances moyennes horaires et les puissances ayant 10 % de chances d’être dépassées (puissances « au risque 10% »). La recomposition des courbes de charge par départ permet alors d’estimer l’heure de la pointe a posteriori. Enfin, pour chaque élément du réseau sont calculés les états électriques en fonction de la hauteur de la pointe, de la configuration du réseau et des caractéristiques physiques des ouvrages, en fonction de la position du client, de sa puissance de pointe on déduit la chute de tension qu’il subit. LES APPLICATIFS DE PLANIFICATION 1) DIAGNOSTIC RÉSEAU : LE CRIT-BT (CALCUL DU RÉSEAU INITIAL BASSE TENSION) : l’application CRIT-BT permet d’élaborer un diagnostic de l’état des réseaux pour chaque départ d’une unité d’exploitation (centre). Il utilise BAGHEERA et génère un fichier qui comprend tous les éléments techniques physiques du réseau ainsi que les résultats du calcul électrique. Ce fichier permet par la suite au planificateur d’orienter son travail par des requêtes selon des critères variés : hiérarchiser les priorités d’intervention en fonction de la profondeur des contraintes et du nombre de clients concernés. A la fin de chaque année civile, les centres font un traitement de masse sur tous les départs qui constituera l’état initial de l’année suivante. L’ancien CRIT-BT est envoyé au siège pour archivage. Le centre conserve le nouveau CRIT-BT qui écrase l’ancien après en avoir édité une copie papier. 39 2) ETUDE DES RÉSEAUX : LE PANTER-BT (LOGICIEL SUR POSTE AUXILIAIRE DE NUMÉRISATION DE TRACÉ ET D’ETUDE DES RÉSEAUX BT) : C’est l’outil de planification des réseaux BT des centres EDF, tant pour leur partie urbaine que rurale. Pour le rural c’est sur PANTER-BT que EDF effectue les études de renforcement qui sont présentées aux syndicats. Ce logiciel permet de simuler les états futurs du réseau à un horizon spécifié à partir de l’état initial issu du CRIT-BT. On peut simuler le développement des charges, les stratégies d’extension, de renforcement, l’effet de l’arrivée de nouveaux clients. En comparant les résultats de diverses stratégies, le planificateur peut optimiser le développement du réseau en sélectionnant le scénario le moins coûteux sous les contraintes techniques que l’analyste se fixe. PANTER-BT fonctionne sur le système centralisé régional (ATIC : Atelier de Traitement Informatique de Centre), seuls les résultats sont rapatriés au niveau du centre. 3) EVALUATION : INVEST-BT (INVESTISSEMENTS RÉSEAUX BT) : FINANCIÈRE RENFORCEMENT DES DE INVEST-BT permet l’évaluation économique des besoins d’investissement des différentes stratégies testées. INVES-BT ne traite pas les cas individuels mais donne une image globale des besoins d’investissement sur plusieurs années. Il traite le cas de la remise à niveau : effacer les contraintes et renforcer, et le cas du développement de la demande : besoins d’investissements pour faire face à la croissance de la charge avec un horizon maximal de 5 ans. INVEST-BT permet de simuler différents états du monde : taux de croissance, coûts des ouvrages, seuils de chute de tension objectifs. INVEST-BT fonctionne en local et utilise les données du CRIT-BT qui sont rapatriées du système centralisé. 40 CHUTES DE TENSION CHEZ UN CLIENT BT RAPPELS ; HTA/BT NIVEAUX DE TENSION EN SORTIE DE POSTE La norme indique 230V +6% / - 10%, soit 244V maximum à 207V minimum. Les postes sont donc réglés à +6% par défaut, soit 244 V en sortie lorsqu’ils sont sur la première prise. Les chutes de tension sur la HTA sont comprises en général entre 0 et 2,5%. Elles peuvent toutefois atteindre 7,5%, notamment en entrée de transformateurs éloignés du poste source. Pour compenser cette chute de tension, le transformateur HTA/BT dispose de deux autres prises permettant de rehausser le niveau de tension en sortie de poste : • la deuxième prise rehausse la tension de sortie du poste de + 2,5% (pour compenser une HTA dont la chute de tension est comprise entre 2,5 et 5%), • la troisième prise rehausse la tension de sortie du poste de + 5% (pour compenser une HTA dont la chute de tension est comprise entre 5 et 7,5%). Ce qui ramène, vu depuis le départ BT, la chute de tension en amont de la BT entre 0 et 2,5%. Schéma de principe de la répartition de la chute de tension, dans le cas d'un transformateur sur la prise 1. Tous les taux de chute de tension indiqués sont calculés pour une tension de référence de 230V. par exemple, la chute de tension admise dans le branchement est de 2%, soit 4,6V, quelle que soit la tension en amont de ce branchement. Ceci implique une chute de tension maximale potentiellement possible de 16% sur un réseau BT (avec comme tension de sortie du poste 244V et comme tension de référence 230V). Dans le cas d’un transformateur réglé sur la prise 2 en sortie, la tension de sortie « potentielle » serait de 250V, mais la chute de tension sur la HTA en amont étant entre 2,5 et 5%, la tension maximale en sortie de poste sera bien limitée également à 244V. Les prises 2 et 3 ne seront jamais utilisées lorsque la chute de tension amont sur la HTA est faible (inférieure à 2,5%), sous peine, lorsque le départ BT est à faible charge, de voir les clients les plus proches du poste être alimentés par une tension supérieure à 244V, limite fixée par la norme. 41 EXTRAITS DE LA NORME NF 50160 CARACTÉRISTIQUES DE L'ALIMENTATION BASSE TENSION 2.1 FRÉQUENCE La fréquence nominale de la tension fournie doit être de 50 Hz. Dans des conditions normales d'exploitation, la valeur moyenne de la fréquence fondamentale mesurée pendant 10 secondes sur des réseaux de distribution doit être comprise dans l'intervalle : • pour des réseaux reliés par des liaisons synchrones à un système interconnecté : - 50 Hz ± 1 % (soit de 49,5 à 50,5 Hz) pendant 95 % d'une semaine, - 50 Hz + 4% / - 6 % (de 47 à 52 Hz) pendant 100 % d'une semaine. • pour des réseaux sans connexion synchrone à un système interconnecté (réseaux d'alimentation et de distribution existant sur certaines îles) : - 50 Hz ± 2% (de 49 à 51 Hz) pendant 95 % d'une semaine, - 50 Hz ± 5 % (de 42,5 à 57,5 Hz) pendant 100 % d'une semaine. 2.2 AMPLITUDE DE LA TENSION FOURNIE La tension nominale normalisée (Un) pour les réseaux publics basse tension est : • dans le cas d'un système triphasé à quatre conducteurs : - Un = 230 V entre phase et neutre. • dans le cas d'un système triphasé à trois conducteurs : - Un = 230 V entre phases. NOTE 1 : Jusqu'en 2003, la tension nominale peut différer de cette valeur de 230 V, conformément à la norme HO 472 S1. NOTE 2 : Dans les réseaux basse tension, les tensions déclarée et nominale sont égales. 2.3 VARIATIONS DE LA TENSION FOURNIE Dans les conditions normales d'exploitation, en dehors des interruptions, pour chaque période d'une semaine, 95 % des valeurs efficaces moyennées sur 10 minutes doivent se situer dans la plage définie de Un +/- 10 %. NOTE : Jusqu'en 2003, cette plage de tension peut différer de ces valeurs normalisées conformément à la norme HO 472 S. 2.4 VARIATIONS RAPIDES DE LA TENSION 2.4.1 AMPLITUDE DES VARIATIONS RAPIDES DE TENSION Les variations rapides de la tension fournie proviennent essentiellement des variations de la charge dans les installations des clients ou de manoeuvres sur le réseau. Dans les conditions normales d'exploitation, une variation rapide de la tension ne dépasse généralement pas 5 % de Un mais des variations atteignant jusqu'à 10 % de Un pendant de courts instants peuvent se produire à plusieurs reprises dans la même journée, dans certaines circonstances. 42 NOTE : Une variation de la tension aboutissant à une tension inférieure à 90 % de Un est considérée comme un creux de tension (voir le paragraphe 2.5). 2.4.2 SÉVÉRITÉ DU PAPILLOTEMENT Dans les conditions normales d'exploitation, pour chaque période d'une semaine, le niveau de sévérité de longue durée du papillotement lié aux fluctuations de la tension. Le Plt, doit être inférieur ou égal à 1 pendant 95 % du temps. NOTE : La réaction au papillotement est subjective et peut varier suivant les cas et suivant sa durée. Dans certains cas : Plt = 1 peut donner lieu à gène, alors que, dans d'autres cas, des niveaux plus élevés de Plt n'en provoquent pas. 2.5 CREUX DE TENSION Les creux de tension sont généralement dus à des défauts survenant dans les installations des clients ou sur le réseau public. Ces événements largement aléatoires sont imprévisibles. Leur fréquence annuelle dépend principalement du type de réseau de distribution et du point d'observation. De plus, leur répartition sur une année peut être très Irrégulière. Valeurs indicatives : Dans les conditions normales d'exploitation. le nombre attendu de creux de tension sur une année peut aller de quelques dizaines à un millier. La plupart des creux de tension ont une durée de moins d'une seconde et une profondeur inférieure à 60 %. Cependant des creux de tension d'une profondeur et d'une durée supérieure peuvent parfois se produire. Dans certains endroits, il est fréquent que des creux de tension de profondeur comprise entre 10 et 15 % de Un se produisent, ceux-ci étant provoqués par des commutations de charge dans les installations des clients. 2.6 COUPURES BRÈVES DE LA TENSION FOURNIE Valeurs indicatives : Dans les conditions normales d'exploitation, le nombre annuel de coupures brèves de la tension fournie peut varier de quelques dizaines à plusieurs centaines. La durée d'environ 70 % des coupures brèves est inférieure à une seconde. NOTE : Dans certains documents, la durée des coupures brèves est définie comme ne dépassant pas une minute. Mais parfois, on utilise des systèmes de commande ayant des temps de fonctionnement allant jusqu'à 3 minutes, ceci afin d'éviter des coupures longues. 2.7 COUPURES LONGUES DE LA TENSION FOURNIE Des coupures accidentelles ont en général pour origine des causes externes ou des événements qui ne peuvent être prévus par le distributeur. Il n'est pas possible d'indiquer des valeurs typiques pour la fréquence annuelle et la durée des coupures longues. Cela est dû à des différences considérables dans l'architecture des réseaux dans les différents pays ainsi qu'aux effets imprévisibles des intempéries et des causes externes. Valeurs indicatives : Dans des conditions normales d'exploitation, la fréquence annuelle des coupures de tension dépassant trois minutes peut être inférieure à 10 ou atteindre jusqu'à 50, suivant les régions. Les valeurs indicatives des coupures prévues ne sont pas données étant entendu qu'elles sont annoncées par avance. 43 2.8 SURTENSIONS TEMPORAIRES SUR LE RÉSEAU ENTRE PHASES ET TERRE Une surtension temporaire à la fréquence du réseau apparaît généralement lors d'un défaut sur le réseau de distribution publique ou dans une installation d'un client et disparaît lors de l'élimination de ce défaut. Généralement, la surtension peut atteindre la valeur de la tension entre phases, à cause du déplacement du point neutre du réseau triphasé. Valeurs indicatives : Dans certaines conditions, un défaut se produisant en amont d'un transformateur peut temporairement produire des surtensions du côté basse tension pendant la durée du courant de défaut. De telles surtensions ne dépassent généralement pas la valeur efficace de 1,5 kV. 2.9 SURTENSIONS TRANSITOIRES ENTRE PHASES ET TERRE Les surtensions transitoires ne dépassent généralement pas 6 kV crête, mais des valeurs plus élevées peuvent parfois survenir. Le temps de montée peut varier de moins de quelques microsecondes à plusieurs millisecondes. NOTE : le contenu en énergie d'une surtension transitoire varie de façon considérable selon son origine. Une surtension induite due a la foudre se caractérise généralement par une amplitude plus élevée et un contenu en énergie Inférieur à celui d'une surtension provoquée par des manœuvres, car ces dernières durent généralement plus longtemps. Les dispositifs de protection contre les surtensions utilisés dans l'installation d'un client doivent être choisis en tenant compte des niveaux d'énergie les plus élevés, ceux dus aux surtensions de manœuvres suite à l'élimination d'un défaut. Cela couvrira les surtensions dues aussi bien a la foudre qu'aux manœuvres sur le réseau. 2.10 DÉSÉQUILIBRE DE LA TENSION FOURNIE Dans les conditions normales d'exploitation, pour chaque période d'une semaine, 95 % des valeurs efficaces calculées sur 10 minutes de la composante inverse de la tension d'alimentation doivent se situer entre 0 et 2 % de la composante directe. Dans certaines régions équipées de lignes partiellement monophasées au biphasées, des déséquilibres peuvent atteindre 3 % aux points de fourniture triphasés. NOTE : Cette norme n'indique que des valeurs correspondant à la composante inverse de la tension, celle-ci étant déterminante pour les éventuels dommages provoqués aux appareils raccordés au réseau. 44 EXEMPLES DE QUESTIONNAIRE CLIENT - QUESTIONNAIRE SIMPLIFIÉ (PHASE PRÉ-DIAGNOSTIC) QUESTIONNAIRE COMPLET (PHASE DIAGNOSTIC) IDENTIFICATION DES CLIENTS – PRÉ-DIAGNOSTIC 1 - CLIENT Nom-prénom : Téléphone : Adresse : Activité chef de famille : Disponibilité (jours et heures) : Statut de l’occupant : Propriétaire Locataire CSP : Classe GDO : 2 - HABITAT Résidence : Principale Secondaire Année de construction : Avant 1975 Entre 75 et 89 Après 89 Surface chauffée : . . . . . . . . . . . m2 3 - EQUIPEMENTS (Puissance > 1 kW) Chauffage électrique Chauffe-eau électrique Lave-linge Sèche-linge Lave-vaisselle Four électrique Appareils professionnels Autres 45 4 - CONSOMMATIONS Puissance souscrite : . . . . . . . . . . kVA Mono / triphasé : . . . . . . . . . . . Client : Domestique et agricole Professionnel Collectivité locale Type de tarif : Simple Double EJP TEMPO En cas de double tarif, situation des heures creuses : Nuit : de : h à: h Jour : de : h à: h Consommations annuelles (kWh) : simple tarif consommation kWh double tarif conso.HP conso. HC kWh EJP h. normales kWh pointe mobile kWh kWh TEMPO jours bleus jours blancs HP HC kWh jours rouges HP kWh HC kWh HP kWh HC kWh 5 - SITUATION SUR LE RESEAU Nom du poste HTA/BT : . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . N° ref. poste : . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Distance de l’usager au poste : . . . . . . . . m Chute de tension sur le dipôle de l’usager : . . . . . % Type de gène éventuellement constatée (perturbation, périodicité, ..) : .................................................................. 46 kWh IDENTIFICATION DES ÉQUIPEMENTS ET COMPORTEMENTS - DIAGNOSTIC I - USAGER 2.10.1 COORDONNÉES POUR CONTACT ULTÉRIEUR Nom de la personne à contacter Coordonnées Disponibilité (préciser jours et heures) 2.10.2 ACTIVITÉ DU CHEF DE FAMILLE Agriculteur Cadre Commerçant Employé Enseignant Fonctionnaire Ouvrier Profession libérale Retraité Autre (précisez) 2.10.3 STATUT D'OCCUPATION Propriétaire Locataire II - HABITAT 2.11 II.1 - DESCRIPTION 2.11.1 TYPE D'HABITAT Maison individuelle 2.11.2 ANNÉE Ensemble collectif DE CONSTRUCTION DU LOGEMENT Avant 1975 Entre 1975 et 1989 Après 1989 2.11.3 SURFACE DES PIÈCES SUSCEPTIBLES D'ÊTRE (EN M2) ................................. 2.11.4 HAUTEUR CHAUFFÉES MOYENNE DES PIÈCES (EN MÈTRES) ............................... 47 2.11.5 QUALITÉ THERMIQUE DU LOGEMENT Le bâtiment a-t-il reçu des travaux de rénovation thermique ? OUI........NON Si oui, à quelle date ? ................. Types de travaux ? ........................................................................................................ 2.11.6 LE LOGEMENT A-T-IL REÇU UN LABEL 2.11.7 CENTRE MÉTÉOROLOGIQUE ........................................ PROMOTELEC ? OUI...NON AUQUEL EST RATTACHÉ LE LOGEMENT : 2.12 II.2 - UTILISATION 2.12.1 TYPE DE RÉSIDENCE PRINCIPALE (habitée au moins 8 mois par an) SECONDAIRE (choisissez un type d'occupation ci-dessous) WEEK-END (samedi et dimanche) ETE (mai, juin, juillet et août) HIVER (novembre, décembre, janvier et février) 2.12.2 NOMBRE Age DE PERSONNES HABITANT EN LE LOGEMENT Nombre de personnes correspondantes 2.12.3 LE LOGEMENT EST-IL HABITUELLEMENT OCCUPÉ DE FAÇON Continue (à toute heure de la journée) Partielle MMS (Matin, Midi et Soir) Partielle MS (Matin et Soir - donc jamais à midi) 48 PERMANENCE 2.12.4 PÉRIODES DE VACANCES (absence supérieure ou égale à une semaine pour le mois considéré) Nombre de jours de vacances Mois En semaine En week-end Janvier Février Mars Avril Mai Juin Juillet Août Septembre Octobre Novembre Décembre III - EQUIPEMENTS 2.13 III.1 - L'EAU CHAUDE SANITAIRE L'eau est-elle chauffée par des appareils électriques ? OUI........NON Si OUI indiquer lesquels Appareil Puissance (W) Capacité du ballon (litres) Age Chauffe-eau instantané Chauffe-eau à accumulation Chaudière électrique Autre Heures d'utilisation probable de l'équipement pour une journée de semaine 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Heures d'utilisation probable de l'équipement pour une journée de week-end 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 49 2.14 III.2 - LE CHAUFFAGE Plusieurs réponses sont possibles. 2.14.1 TYPES D'ÉNERGIE UTILISÉS POUR LE CHAUFFAGE (cocher les cases correspondantes) Type d'énergie de chauffage Bois Charbon Electricité Fioul Gaz Biénergie Autre 2.14.2 TYPES DE CHAUFFAGE UTILISÉS Type de chauffage Principal Appoint Age Chauffage électrique Chauffage central à eau chaude Chauffage par appareil indépendant Autre 2.14.3 SI LE CHAUFFAGE DU LOGEMENT EST ASSURÉ PAR DES APPAREILS ÉLECTRIQUES, INDIQUER La puissance totale de ceux-ci (en kW)....................... 2.14.4 APPAREILS Leur nombre ..................................... DE CHAUFFAGE ÉLECTRIQUE D'APPOINT Indiquer pour chaque type de pièce le nombre et la puissance totale Type de pièce Chambre - salle de bain Cuisine - salle à manger Salon - pièce travaux divers Couloir Autre pièce............................. 50 Nombre Puissance totale (kW) 2.15 III.3 - LAVE-LINGE Type d'équipement Oui / Non Puissance (en W) Age Lave-linge à chargement frontal Lave-linge à chargement par dessus 2.15.1 DÉTERMINATION DES HEURES D'UTILISATION PROBABLES DU LAVE-LINGE (cochez les cases aux heures correspondantes) : Nombre MOYEN de lessives par SEMAINE....................................................... Heures d'utilisation probable de l'équipement pour une journée de semaine 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Heures d'utilisation probable de l'équipement pour une journée de week-end 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 2.16 III.4 - SÈCHE-LINGE Type d'équipement Oui / Non Puissance (en W) Age Sèche-linge à condensation Sèche-linge à évacuation 2.16.1 DÉTERMINATION DES HEURES D'UTILISATION PROBABLES DU SÈCHE- LINGE (cochez les cases aux heures correspondantes) : Nombre MOYEN de séchages par SEMAINE........................................................ Heures d'utilisation probable de l'équipement pour une journée de semaine 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Heures d'utilisation probable de l'équipement pour une journée de week-end 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 2.17 III.5 - LAVE-VAISSELLE Type d'équipement Oui / Non Puissance (en W) Age Lave-vaisselle 51 2.17.1 DÉTERMINATION DES HEURES D'UTILISATION PROBABLES DU LAVE- VAISSELLE (cocher les cases aux heures correspondantes) : Nombre MOYEN de vaisselles par SEMAINE................ Heures d'utilisation probable de l'équipement pour une journée de semaine 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Heures d'utilisation probable de l'équipement pour une journée de week-end 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 2.18 III.6 - CUISSON Type d'équipement Oui / Non Puissance (en W) Age Four électrique Four à micro-ondes Plaques électriques Autre (préciser) 2.18.1 DÉTERMINATION DES HEURES D'UTILISATION PROBABLES DE L’APPAREIL DE CUISSON (cocher les cases aux heures correspondantes) : Nombre MOYEN de cuissons par SEMAINE........................................................ Durée moyenne d'utilisation pour une journée de semaine......................heures Heures d'utilisation probable de l'équipement pour une journée de semaine 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Durée moyenne d'utilisation pour une journée de week-end......................heures Heures d'utilisation probable de l'équipement pour une journée de week-end 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 2.19 III.7 - FROID Type d'équipement : Congélateur armoire Congélateur coffre Réfrigérateur 2* ou 3* Réfrigérateur TABLE TOP Combinés 52 Oui / Non Volume (en litres) Age 2.20 III.8 - ECLAIRAGE Type d'équipement Oui / Non Nombre Puissance totale (W) Luminaire halogène (HAL) Lampe à incandescence (INC) Lampe fluorescente (FLU) Lampe à économie d'énergie (LBC) Autre (préciser)................................. 2.20.1 PRÉCISER LE NOMBRE DE LAMPES PAR PIÈCE ET PAR TECHNOLOGIE Type de pièce HAL INC FLU : AUTRE Chambre - salle de bain Cuisine - salle à manger Salon - pièce travaux divers Couloir 2.20.2 DÉTERMINATION DES HEURES D'UTILISATION PROBABLES DE L’ÉCLAIRAGE (cocher les cases aux heures correspondantes) : Durée moyenne d'utilisation pour une journée de semaine......................heures Heures d'utilisation probable de l'équipement pour une journée de semaine 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Durée moyenne d'utilisation pour une journée de week-end......................heures Heures d'utilisation probable de l'équipement pour une journée de week-end 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 2.21 III.9 - TÉLÉVISION Type d'équipement Oui / Non Puissance (en W) Age Téléviseur de 36 à 55 cm Téléviseur de 63 à plus de 70 cm Téléviseur 16/9 Autre (préciser) 53 2.21.1 DÉTERMINATION DES HEURES D'UTILISATION PROBABLES DU TÉLÉVISEUR (cocher les cases aux heures correspondantes) : Durée moyenne d'utilisation pour une journée de semaine......................heures Heures d'utilisation probable de l'équipement pour une journée de semaine 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Durée moyenne d'utilisation pour une journée de week-end......................heures Heures d'utilisation probable de l'équipement pour une journée de week-end 1 2 3 4 5 6 7 8 9 2.22 III.10 - APPAREILS (PUISSANCE >1000 W) 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 ÉLECTRIQUES PROFESSIONNELS Type d'appareil Puissance (en W) 2.22.1 DÉTERMINATION DES HEURES D'UTILISATION PROBABLES DE CES APPAREILS (cocher les cases aux heures correspondantes) : Appareil 1 (indiquer le nom) :............................................................................ Durée moyenne d'utilisation pour une journée de semaine......................heures Heures d'utilisation probable de l'équipement pour une journée de semaine 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Durée moyenne d'utilisation pour une journée de week-end......................heures Heures d'utilisation probable de l'équipement pour une journée de week-end 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Appareil 2 (indiquer le nom) :............................................................................ Durée moyenne d'utilisation pour une journée de semaine......................heures Heures d'utilisation probable de l'équipement pour une journée de semaine 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Durée moyenne d'utilisation pour une journée de week-end......................heures Heures d'utilisation probable de l'équipement pour une journée de week-end 1 54 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 IV - TARIF ELECTRIQUE Cochez la case correspondant au type de fourniture : CLIENTS DOMESTIQUES ET AGRICOLES Type d'abonnement (en kVA) BASE HEURES CREUSES EJP TEMPO HEURES CREUSES EJP TEMPO 3 6 9 12 15 18 24 30 36 CLIENTS PROFESSIONNELS Type d'abonnement (en kVA) BASE 3 6 9 12 15 18 24 30 36 55 2.22.2 Y-A-T’IL UN DOUBLE TARIF ? : OUI ....... NON Si oui, cocher les heures pendant lesquelles l'électricité est moins chère (HEURES CREUSES) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 V - POSSIBILITES D’EVOLUTION 2.22.3 ATTITUDE DE L’USAGER VIS-À-VIS DE CHANGEMENTS : -d’équipements : ................................................................................................................... -d’habitudes : ....................................................................................................................... 2.22.4 PROJETS D’ÉQUIPEMENTS FUTURS : -appareils domestiques : ....................................................................................................... -appareils professionnels : .................................................................................................... -travaux dans le logement : ................................................................................................... 56 MISE EN PLACE DAT & TRANSFORMATEUR TRIPHASÉ – MONOPHASÉ : critères simplifiés d’aide à la décision Aide à la décision pour la mise en place d’un DAT ou d’un transformateur triphasé – monophasé Les deux organigrammes ci-après s’appliquent pour des clients dont la puissance souscrite est au maximum de 36 kVA. Les cas de figure considérés ne représentent pas l’ensemble des conditions dans lesquelles un DAT ou un transformateur tri mono sont susceptibles de lever les contraintes sur un départ BT. L’objectif des organigrammes est de permettre une orientation rapide vers ces solutions dès qu’elles apparaissent favorables. Les critères simples utilisés impliquent que les cas de figures traités restent relativement simples. Dans le cas de 2 clients en contrainte, DU1 est la chute de tension subie par le client le plus en contrainte. 1/ Cas d’un départ de 2 clients maximum dont l’un au moins est en contrainte 57 2/ Cas d’un départ où 2 clients maximum sont en contrainte (clients sur la même antenne). Le client amont est le 1er client qui n’est pas en contrainte sur l’antenne comportant le ou les 2 clients en contrainte (c’est le client le plus proche de ceux qui subissent les contraintes, sa chute de tension maximale est noté DUa). 58 OUTILS EXISTANTS : LOGICIEL EVE Reconstitution de courbes de charges Simulation du comportement d’antennes basse tension : Utilisation du logiciel EVE PRÉSENTATION Le logiciel EVE, développé par la société INESTENE pour le compte de l’ADEME, est utilisé pour reconstituer les courbes de charge et évaluer l’impact de scénarii de MDE. Il représente le fonctionnement d’une antenne Basse Tension sous forme d’une arborescence en localisant les consommateurs sur les branches et permet de calculer les charges par branches et aux nœuds ainsi que les chutes de tension qu’elles entraînent. EVE permet de simuler le remplacement ou la substitution d’appareils consommateurs d’électricité en fonction des pointes d’appel de puissance et des chutes de tension maximales constatées sur le réseau. Il compare ensuite par un calcul économique le renforcement du réseau à toute solution alternative. le logiciel est scindé en 4 parties : 1. les bases de données (concernant les câbles, les abonnements, les équipements, les durées d’utilisation prédéfinies), 2. le paramétrage du départ : architecture du départ, position des clients et paramétrages des clients, 3. le calcul de la consommation par client et de la charge : permet de tracer les courbes de charge par usage et par client, 4. le calcul des chutes de tension et la gestion des scenarii de MDE. Voir ci-après des copies d’écran correspondant à ces 4 parties ainsi que des exemples de sorties du logiciel. MÉTHODE DE CALCUL Le logiciel EVE est basé sur une méthode de calcul statistique. Il utilise principalement les données suivantes : - consommations annuelles par client, - appareils utilisés par client (puissance et consommation moyenne), - utilisation de ces appareils (durées, périodes d’utilisation). EVE possède sa propre base de données d’équipements et d’appareils par défaut (appareils standards et performants). Ces données ont été intégrées au logiciel sur la base d’informations statistiques sur les usages de l’électricité chez les clients domestiques en France métropolitaine. 59 Chaque appareil est caractérisé par : - sa puissance utile, - sa durée moyenne d’utilisation quotidienne suivant le mois considéré, - son profil d’utilisation type (les plages horaires de fonctionnement possible). Toutes ces données sont paramétrables et doivent être entrées systématiquement pour tout équipement non inclus dans la base de données. Chaque paramétrage de durée et de plage horaire de fonctionnement possible est scindé en « jour de semaine » et « jour de week end ». La courbe de charge de chaque client, puis pour l’ensemble d’un départ, est reconstituée par une méthode de génération aléatoire des usages (au sein de leurs plages horaires de possibilité de fonctionnement) qui permet de décomposer la demande d’énergie mensuelle par usage sur chacun des jours du mois considéré. Le modèle effectue les calculs de façon itérative, jusqu’à ce que les résultats obtenus soient cohérents avec les durées moyennes de fonctionnement des différents équipements paramétrés pour chaque client. L’utilisateur du logiciel doit veiller à ce que les résultats ainsi obtenus soient cohérents avec les données de base dont il dispose (comparaison de la consommation reconstituée par client avec les informations de consommations réelles issues des factures). EVE permet ensuite d’obtenir la courbe de charge du départ pour un jour moyen d’un mois donné ainsi que pour le jour le plus chargé de ce mois. Les puissances appelées sur l’antenne permettent ensuite le calcul des chutes de tension associées à la charge synchrone sur chaque tronçon ainsi que les chutes de tension maximales en chaque nœud du départ pour le mois considéré. La monotone des appels en puissance permet de déterminer les clients et les matériels qui interviennent dans la pointe synchrone. Voir des exemples de sortie graphique ci-après. La comparaison entre les chutes de tension calculées et mesurées est intéressante. Il faut remarquer que le pas de temps de la simulation est de 1h. Les chutes de tension qu'elle calcule peuvent donc être plus proches des chutes de tension moyennes pendant la durée de l'événement que des chutes de tension crêtes. Toutefois, en ajustant le paramétrage des usages autour des pointes, il est possible de reconstituer une pointe mensuelle synchrone avec EVE qui s’approche d’une « pointe 10 minutes », ce qui permet d’avoir comme résultats des calculs les chutes de tension maximales enregistrées sur le départ. (hors phénomènes transitoires). Le facteur d'équilibre C intégré au mode de calcul influe fortement sur les chutes de tension calculées. EVE considère par défaut un réseau équilibré et tient compte du type de raccordement (tri ou mono) et d’un degré de foisonnement en fonction du nombre de client. Ce facteur d’équilibre peut être ajusté pour chaque nœud en fonction de données issues de l’enquête et de mesures. VALIDATION DU MODÈLE Deux études commandées par EDF (Direction Etudes et Recherches) et l’ADEME (Service Economie Prospective) ont permis de mettre en évidence la validité des résultats obtenus par le logiciel EVE pour la reconstitution des courbes de charges et le calcul des chutes de tension. Les résultats dépendent fortement de la qualité des informations contenus dans les bases de données des équipements et du paramétrage des utilisations. Lors des différentes études de MDE micro menées à ce jour (en France Métropolitaine, et aussi en Martinique), le logiciel EVE, après un minimum d’adaptation des bases de données aux caractéristiques locales, s’est toujours avéré être un outil particulièrement efficace. 60 ECRAN DE DÉMARRAGE ÉCRAN DES BASES DE DONNÉES RÉSEAU & ABONNEMENTS 61 EXEMPLE DE PARAMÉTRAGE DE POSSIBILITÉS DE FONCTIONNEMENT D’ÉQUIPEMENTS : LES « OCCUPATIONS » EXEMPLE DE PARAMÉTRAGE DES DURÉES DE FONCTIONNEMENT D’UN ÉQUIPEMENT 62 : LA « SAISONNALITÉ » ARCHITECTURE DU DÉPART : LES DIPÔLES, AVEC LE TYPE DE CÂBLE, LES LONGUEURS ET LE NOMBRE DE CLIENT EXEMPLE DE PARAMÉTRAGE D’UN ABONNÉ. 63 GRAPHIQUE DE L’ÉVOLUTION DE LA CONSOMMATION MENSUELLE PAR CLIENT EVOLUTION DE (PAR CLIENT) 64 LA CHUTE DE TENSION MAXIMALE ET CHARGE CORRESPONDANTE AU COURS D’UNE JOURNÉE DU MOIS CONSIDÉRÉ POUR LA SIMULATION 65 EXEMPLE DE SORTIE DE MONOTONE DE PUISSANCE PAR USAGE POUR UN DÉPART COMPLET : DÉCOMPOSITION DES 30 HEURES LES PLUS CHARGÉES DU MOIS DE SIMULATION POUR IDENTIFIER QUELS SONT LES USAGES RESPONSABLES DES POINTES D’APPELS DE PUISSANCE. 66 APPAREILS DE MESURE MESURES DE COURANT EFFECTUÉES PAR EDF : Les appareils couramment utilisés sont par exemple des ASM8 ou des M3EI fabriqués par ACEM industrie. Ces 2 modèles conviennent plutôt aux postes cabines, un poste sur poteau étant logiquement plus délicat à instrumenter. Le modèle ASM8 est un peu plus récent. Il s’agit là d’un enregistrement classique avec une durée d’intégration. Les 3 phases sont mesurées et enregistrées simultanément (utilisation de pinces ampèrmétriques pour les courants, de pinces crocodiles pour les tensions). Le courant de retour par le neutre (In) est donné également. Attention, In n’est pas mesuré mais calculé par l’enregistreur (somme en instantané I1+I2+I3). Si la pose de l’enregistreur n’est pas correcte (une pince ampèrmétrique montée à l’envers par exemple), la valeur de In sera erronée. Résultats (ASM8) : • tableau récapitulatif montrant le courant maximum enregistré pour chaque phase (avec la date et l’heure d’enregistrement et les valeurs de I mesurées sur les 2 autres phases à ce moment là), • graphique d’évolution de l’intensité pour chaque phase (possibilité de zoom), • taux de déséquilibre par phase, • répartition de la charge pour chaque phase (en % de la durée de mesure en fonction de I). La reconstitution de la courbe de charge globale du départ (somme des puissances appelées dans les 3 phases) n’est possible que manuellement à partir de ce type d’enregistrement. Certains exploitants utilisent aussi des équipements classiques comme des analyseurs de réseaux (Trident, Circutor…), dont les fonctions sont plus polyvalentes. MESURES DE TENSION EFFECTUÉES PAR EDF : Les centres EDF disposent généralement d’enregistreurs d’événements (type ID8 et ID16 - fabricant ENERDIS ; VR10 – Fluke). L’autre type d’enregistreur couramment utilisé par les exploitants est l’enregistreur à disque (voir un exemple de graphique page suivante). L’ID8 permet des mesures en monophasé seulement mais existe en coffret de 3 appareils pour les mesures en triphasé. L’ID16 est prévu pour les mesures en triphasé. Ces appareils sont de conception plutôt ancienne. Ces appareils sont en général plutôt posés chez un client, au niveau du compteur, afin d’enregistrer le niveau des contraintes (et des hausses de tension), ainsi que leur durée. Ils peuvent également être placés au niveau du transformateur de façon à vérifier que les défauts ne sont pas présents pour certains dès la sortie du poste (et ne sont donc pas liés à la demande sur le départ). La durée possible de l’enregistrement dépendra des contraintes réellement présentes à l’endroit de la mesure et de la façon dont l’enregistreur aura été paramétré : plus le nombre d’événements enregistrés est grand, et plus la durée d’enregistrement sera courte. 67 Les mesures sont ensuite transférées sur PC puis exploitées à l’aide d’un logiciel développé par le constructeur. Le logiciel d’acquisition des données concernant l’ID8 différencie deux catégories de hausses et de baisses : hausses et baisses brèves d’une durée inférieure à 1,5 secondes ; «autres hausses » et « autres baisses » dans le cas inverse. S’il n’était pas possible sur les premières versions de récupérer les données sous un format standard (type .txt par exemple), le nouveau logiciel sous Windows permet aujourd’hui d’exporter assez facilement les données vers Excel ou tout autre tableur. Les appareils utilisés pour les mesures de tension sont des « enregistreurs d’événements » : ils mesurent en permanence la tension (tension efficace vraie) mais n’enregistrent cette tension que lorsqu’un « événement » (V>Vhausse, V<Vbaisse) se produit pendant une durée supérieure au pas de temps fixé (réglable). Les seuils Vhausse et Vbaisse sont réglables en % de Vnominale (Vnominale = 230V par défaut, mais peut être paramétré également). La tension à mesurer est échantillonnée à une fréquence de 2000 Hz et sa valeur efficace calculée sur 10 ms. Le protocole choisi est généralement : • seuil de hausse : +6%, • seuil de baisse : -10%, • seuil de creux : -30%, • seuil de coupure : -80%. par rapport à 230V puisque ces valeurs caractérisent les normes de courant devant être fourni aux abonnés. Il est à noter toutefois que du fait du fonctionnement en enregistrement d’événements, toutes les chutes de tension inférieures à 10% ne seront pas vues avec un tel paramétrage. On a ainsi en fin de mesure : • un tableau récapitulatif avec le nombre de baisses, de hausses et de coupures sur la durée de mesure, • un listing de tous les événements enregistrés avec : date et heure, durée, tension moyenne tout au long de l’événement et tension de crête atteinte pendant l’événement, • un graphique permettant de visualiser les durées, importances et périodicités des variations (en dehors des événements, on n’a aucune information et la courbe est plate au niveau Vnom). EXEMPLE DE GRAPHIQUE OBTENU À PARTIR D’UN 68 ID8 EXEMPLE DE GRAPHIQUE OBTENU À PARTIR D’UN ENREGISTREUR À DISQUE. MESURES CHEZ UN CLIENT : PRÉCAUTIONS ET MISE EN ŒUVRE Il est préférable de ne pas couper le courant si cela n’est pas nécessaire à la sécurité de l’intervenant, et de bien sûr ne jamais couper le courant sans prévenir le client au préalable (une interruption de l’alimentation en électricité peut parfois engendrer des dysfonctionnements sur certains usages). Un lot de différentes pinces et touches devra permettre d’instrumenter tout tableau électrique sans aucun décâblage. Seuls les capots sont en général à déposer, et, dans la plupart des cas, les bornes en sortie du compteur sont bien adaptées à la pose de pinces (crocodile ou « grippe fils ») pour la prise de tension. Pour la pose de pinces ampèrmétriques, la boucle en sortie du compteur est parfois trop petite. Il faut alors essayer au niveau du tableau de distribution général du client, où les sections de câbles seront plus petites. Attention à bien repérer ce qui est mesuré : le plus important est souvent d’avoir le général, qui permet de visualiser la sensibilité en dU/U par kW chez le client, et de bien voir quelles sont les contraintes créées par le client et subies par lui. La mise en marche de tel ou tel gros équipement spécifique pourra souvent être repérée sur l’enregistrement (voir paragraphe mesures sur un équipement ci-après). L’utilisation d’enregistreurs d’événements qui se placent directement sur une prise de courant est délicate chez un client triphasé : il faut en effet placer 3 appareils, et un repérage des phases est nécessaire chez le client pour s’assurer qu’ils sont bien sur des phases distinctes. Penser à se munir de petites prises multiples, pour éviter de mobiliser une (voire 3) prise(s) chez le client. Il est important de placer ces appareils au plus près du compteur, des défauts de nature à fausser de façon significative les mesures pouvant intervenir sur l’installation intérieure du client. 69 La plupart des enregistreurs de type analyseurs de réseau ne disposent que d’une autonomie de fonctionnement sur batterie interne de quelques heures. Il est donc nécessaire qu’ils soient raccordés à une prise 230V en permanence lors des mesures, ce qui est parfois délicat à mettre en œuvre, les tableaux électriques chez les particuliers disposant rarement de prises. DURÉE D’ENREGISTREMENT & FRÉQUENCE D’ACQUISITION Une durée d’enregistrement de 2 à 3 semaines représente généralement un bon compromis entre la capacité de stockage des enregistreurs et le pas d’enregistrement. Cela permet aussi de ne pas mobiliser trop longtemps un appareil relativement coûteux, et de ne pas augmenter sensiblement le délai de réalisation du diagnostic (les mesures seront mises en place le plus tôt possible, de façon à effectuer le reste de l’enquête en « temps masqué » ; ne pas oublier que plus la durée d’enregistrement est importante, plus le temps nécessaire au dépouillement sera long). Les grandeurs importantes à enregistrer chez un client en extrémité d’antenne en contrainte sont : • la tension (sur les 3 phases si le client est alimenté en triphasé), • le courant appelé, l’utilisation du courant et de la tension pour calculer la puissance donne la puissance apparente si l’on ne tient pas compte du cosj. La consommation calculée ainsi sera alors en kVAh et non pas en kWh comme mesurée habituellement par les compteurs. Certains appareils permettent de stocker directement la puissance appelée (en VA et/ou en W) pour chaque intervalle de mesure, mais stocker ces valeurs en plus des courants et tension se fait au détriment de la durée possible d’enregistrement. • le cosj, si l’on souhaite disposer d’informations complémentaires permettant de reconnaître le déclenchement des principaux appareils lors du dépouillement et aussi pour calculer la consommation en kWh sur la période de mesure . La fréquence de mesures dépend du type de phénomène que l’on souhaite mettre en évidence. Lorsque l’enregistreur utilisé donne à la fois les valeurs moyennes et les extremums pour chaque intervalle, un pas de mesure de l’ordre de 6 minutes (10 points par heure) sera suffisant dans le cas général. En dessous de 2 minutes, il y a lieu d’être attentif au nombre de points à traiter par la suite qui peut, même si les tableurs facilitent grandement la tâche, engendrer des temps d’analyse relativement longs, sans forcément apporter de gain au niveau du diagnostic et de la définition de solutions de MDE. Si seules les valeurs moyennes sont stockées, il est important de pouvoir d’enregistrer au moins toutes les minutes les valeurs de tension pour avoir une idée assez précise de la gène subie par les clients. MESURES SUR UN ÉQUIPEMENT Si un enregistrement des puissances appelées par le client au niveau de son compteur est effectué, il est possible, lors de l’instrumentation, de repérer les caractéristiques des principaux usages (puissance, cosPhi) ainsi que leur répartition éventuelle par phase, de façon à pouvoir identifier leurs plages de fonctionnement lors du dépouillement de l’enregistrement. La discussion avec le client permet de plus de connaître quels sont les horaires probables de fonctionnement. Par exemple, après avoir posé l’analyseur, en mettant le chauffe eau électrique en marche (marche forcée si il est asservi ou en puisant de l’eau chaude sinon) on peut repérer en lecture instantanée la phase où la puissance augmente (avec un très bon cosphi) et repérer en même temps la puissance du chauffe eau. Les périodes de fonctionnement du chauffe eau seront alors faciles à identifier ensuite lors du dépouillement de l’enregistrement. Dans le cas d’un équipement monophasé, l’utilisation d’un EMU Memo est souvent la solution la plus simple : l’équipement est branché directement sur la prise gigogne de l’EMU. L’EMU Memo permet d’enregistrer le courant appelé, la tension, le cosPhi avec un pas de 1 minute minimum. Chez un client monophasé, il permettra alors d’obtenir également des informations sur l’évolution de la tension au cours de l’enregistrement. Attention toutefois à ne pas le placer trop loin du compteur, sous peine de risquer d’enregistrer des tensions inférieures à celles du réseau. 70 EXPLOITATION DES DONNÉES Suivant le type de matériel utilisé, la récupération des données peut être relativement longue. Par exemple, l’EMU memo génère un fichier par jour lors du transfert des données sur PC, et ses temps de transfert sont très longs (4 à 5 heures pour transférer le contenu de la mémoire pleine sur un PC). De plus, la disposition des données dans les fichiers générés impose la programmation (ou l’achat ) d’une feuille de calcul contenant une macro de mise en forme des données relativement complexe. La plupart des équipements génèrent un fichier par enregistrement et leur logiciel dédié d’exploitation des données permet souvent de convertir ce fichier sous un format texte. Les données peuvent alors facilement être lues par un tableur, ce qui permet une exploitation personnalisée. Les dernières versions des logiciels mis au point par les fabricants suffisent pour une bonne visualisation des résultats et le tracé des principaux graphiques les mettant en évidence. L’utilisation d’un tableur est souvent nécessaire pour les appareils plus anciens, et lorsque l’on veut mettre en vis à vis plusieurs paramètres (surtout s’ils proviennent d’enregistrements différents). DIFFÉRENTS APPAREILS EXISTANTS Le tableau ci-après présente les principaux appareils de mesures, permettant d’enregistrer a minima courant ou tension, utilisés en réseaux ruraux. Cette liste n’est pas exhaustive ; elle a pour vocation de présenter les principales caractéristiques des équipements « tout compris » existants et de donner un ordre de grandeur de coût. le bureau d’études MD3E a mis au point un fichier Excel qui facilite la mise en forme des données. L’EMU memo, avec son système de prise gigogne, reste un très bon produit pour enregistrer le comportement d’un équipement monophasé. Systèmes comprenant les capteurs, l’enregistreur et le logiciel d’exploitation des données (un autre jeux de pince ampermétriques doit toutefois généralement être prévu en plus, les calibres par défaut – 1000A – ne permettant pas une bonne précision compte tenu des courants habituellement mesurés en réseaux ruraux (au niveau du poste et surtout chez les clients). Les systèmes d’acquisition de données de type laboratoire nécessitant de choisir différents capteurs (voire cartes d’acquisition) sont généralement peu adaptés à des mesures de terrain et ne sont pas présentés ici. 71 SOLUTIONS MDE : COMPLÉMENT D’INFORMATION POUR LES LAITERIES 3 TYPES D’ACTIONS DE DE TRAITE MDE PEUVENT ÊTRE RÉALISÉES DANS LES SALLES : 1 / MISE EN PLACE D’UN PRÉ REFROIDISSEUR DE LAIT Il s’agit d’un échangeur lait/eau tubulaire ou à plaques branché sur l’eau froide (puit ou réseau) qui permet d'envoyer dans le tank un lait pré-refroidi entre 13 et 20°C en moyenne (au lieu de 38°C). Avantages : • diminution de la consommation tank (par diminution durée fonctionnement) de 50% en moyenne, • augmentation de la température de l’eau pour les abreuvoirs (effet bénéfique sur la santé du bétail), • refroidissement lait plus rapide dans le tank : meilleure qualité bactériologique et diminution de la lipolyse, • facilité d’installation et de nettoyage. Inconvénients : • pas de diminution de la puissance appelée lors de la pointe liée au fonctionnement du compresseur du tank. 72 2 / PRÉ REFROIDISSEUR DE LAIT AVEC MISE EN ROUTE DIFFÉRÉE DU TANK À LAIT La mise en route du compresseur du tank à lait a lieu après la fin de la traite, ce qui évite d’avoir simultanément les appels de puissance liés à la pompe à vide et au compresseur. Avantage : • limitation de la puissance appelée lors de la traite. Inconvénient : • il pourrait y avoir une diminution de la qualité bactériologique du lait. Les premiers tests effectués avec ce mode de fonctionnement n’ont pas montré de dégradation de la qualité du lait. De nouvelles expérimentations réalisées à plus grande échelle sont en cours. 3 / MISE EN PLACE D’UN TANK À LAIT À EAU GLACÉ La majorité des tanks à lait utilisés en France est de type « à détente directe ». Le tank est constitué d’une cuve qui reçoit le lait et d’un groupe froid. L’évaporateur est situé en partie basse de la cuve et assure ainsi l’échange thermique entre le lait et le fluide frigorigène. Dans les tanks « à aspersion d’eau glacée », le refroidissement du lait est effectué par l’intermédiaire d’une réserve d’eau glacée. La préparation de la glace se fait a minima à 70% pendant les heures creuse et permet ainsi d’éviter la superposition du fonctionnement du groupe froid et des autres équipements nécessaires à la traite durant les pointes. Le surcoût d’un tank à lait à aspersion d’eau glacée par rapport à un tank à détente directe est d’environ 15%. Les puissances installées sont généralement moindre de 20% par rapport à celles des tanks à détente directe. La consommation s’en trouve par contre augmentée de l’ordre de 20% à cause des pertes liées aux échanges thermiques et du fonctionnement de la pompe à eau glacée. Le fonctionnement du tank pendant les heures creuses permet néanmoins des économies financières substantielles pour le client. les avantages : • refroidissement du lait plus rapide dans le tank grâce à la réserve de froid : meilleure qualité bactériologique, • puissance du compresseur plus faible, • consommation en heures creuses. les inconvénients : • surconsommation de l’ordre de 20% liée au stockage du froid. Il est à noter également que les autres usages du bloc de traite peuvent souvent être optimisés : • programmation du chauffe eau pour qu'il fonctionne avant les horaires de traite (lorsqu'il y a un tarif EJP notamment, car le chauffe eau est alors en fonctionnement continu), • installation d'un récupérateur de chaleur en sortie du groupe froid du tank à lait pour préchauffer l’eau qui arrive dans le chauffe eau. Il y a deux systèmes : avec échangeur à plaques ou dans un ballon de stockage avec échangeur interne. Les économies réalisables sont d'environ 80% sur la consommation du ballon d'eau chaude qui est l'usage le plus consommateur du bloc de traite dans le cas des petits élevages, • optimisation de l’éclairage (tubes néons à hauts rendements ; lampes à iodure métallique ou à vapeur de sodium, notamment en remplacement d’halogènes), • lavage de la salle de traite à basse pression. L'utilisation d'une pompe de surpression d'environ 1,5 kW permet d'effectuer un lavage tout aussi efficace que les laveurs haute pression qui ont entre 3 et 6 kW de puissance. 73 EXEMPLE DE COURRIER AUX CLIENTS Objet : Qualité des fournitures d’électricité et économies d’énergie. Madame, Monsieur, L’ADEME (Agence De l’Environnement et de la Maîtrise de l’Energie), établissement public de l’Etat qui a pour mission de promouvoir la qualité de l’environnement, en agissant en particulier dans les domaines de l’énergie et des déchets, a signé un accord en 1993 avec EDF pour la promotion des usages les plus efficaces de l’électricité (isolation des bâtiments, lampes à économie d’énergie, réfrigérateurs et congélateurs sur-isolés,…) et le développement du couple électricité - énergies renouvelables (bois, solaire, …) qui sont largement disponibles en zones rurales. Dans le cadre de l’électrification rurale, la promotion de ces solutions performantes, susceptibles d’améliorer votre confort et de réduire le montant de votre facture d’électricité, est désormais largement encouragée par les pouvoirs publics : dans ce contexte, le rôle de l’ADEME, d’EDF et du Syndicat d’Electrification est de conseiller gratuitement les communes, les entreprises et les particuliers, ainsi que d’attribuer des subventions publiques en liaison avec les collectivités locales et les Syndicats d’Electrification. De récentes analyses font apparaître que sur le réseau électrique auquel vous êtes raccordés, parmi quelques autres, se produisent des chutes de tension significatives, ou qui le deviendront bientôt. Nous vous proposons d’étudier de quelle manière les techniques modernes les plus efficaces pourraient être utilisées pour améliorer votre qualité de fourniture, tout en augmentant votre confort et en vous apportant des économies. Pour mener à bien cette étude, nous avons besoin de connaître le détail de vos consommations électriques afin d’établir des bilans sur votre réseau. C’est pourquoi le bureau d’études missionné par l’ADEME, EDF et le Syndicat d’Electrification vous contactera très bientôt par téléphone afin de convenir d’un rendez-vous. Nous vous remercions de bien vouloir lui réserver le meilleur accueil. Dans l’attente, nous vous prions d’agréer, Madame, Monsieur, l’expression de nos salutations les meilleures. Délégué Régional de l’ADEME 74 Président du Syndicat d’Electrification Directeur d’EDF GDF SERVICES EXEMPLE DE FICHE PROBLÈME 75 EXEMPLE DE CARTOGRAPHIE D'UN DÉPART 76 EXEMPLE D'EXTRAIT GDO Le tableau ci-dessous montre un exemple d’informations issues du fichier QE de EDF pour un départ. D’autres informations utiles pour la phase d’enquête peuvent être extraites du QE : adresse de facturation ; type d’abonnement ; consommations (heures pleines et heures creuses, le cas échéant) ; numéro du compteur (les 3 derniers chiffres du numéro de série) ; remarques éventuelles quant à l’accès au compteur. L’extrait GDO ci-après (3 pages suivantes) correspond au poste La Hérié dont la cartographie fait l’objet de l’annexe précédente. Le premier tableau correspond au récapitulatif des principales caractéristiques de fonctionnement du départ BT selon la GDO. Il s’agit là d’un départ en « pré contrainte » ; ma GDO indiquant une chute de tension maximale de 9,8%. Ensuite, les tableaux indiquent, dipôle par dipôle, quels sont les clients rattachés sur le départ. La décomposition par dipôle facilite la reconstitution de l’architecture du réseau. Les extraits GDO sont aussi présentés sous la forme d’un seul tableau pour l’ensemble du départ. Seule l’information du nombre de clients alimenté et de la somme des puissances souscrites par dipôle est alors disponible. Il faut alors soit repérer les branchement par dipôle directement sur le terrain, soit connaître le numéro de dipôle sur lequel est branché chaque client. Le lien entre les éléments du QE (qui correspond au fichier client) et de la GDO (structure du réseau) est fait par le N° de référence du client. 77 78 79 80 MISE EN PLACE DES TRAVAUX : ÉLÉMENTS CONTRACTUELS • L'ENGAGEMENT DU CLIENT • CONTRAT CLIENT-EDF/ADEME POUR LA MISE EN PLACE D’ÉQUIPEMENTS APRÈS DISJONCTEUR • MODE DE REMBOURSEMENT DES TRAVAUX (PARTICULIERS, PROFESSIONNELS, SANS OU AVEC RÉCUPÉRATION DE TVA) 81 EXEMPLE DE «L’ENGAGEMENT DU CLIENT» ADEME MISE EN OEUVRE DE SOLUTIONS DE MAITRISE DE LA DEMANDE DE L'ELECTRICITE ENGAGEMENTS DU CLIENT Départ :…………………….…… Commune :….………………………... Je soussigné, ………………………………., demeurant à …………………………………….… m’engage en contrepartie de la subvention de l’Ademe, à : • Respecter les conditions d’utilisation ainsi que les règles de sécurité se rapportant aux équipements suivants : …………………………………………………………………………………… …………………………………………………………………………………… …………………………………………………………………………………… …………………………………………………………………………………… …………………………………………………………………………………… • Assurer l’entretien et la maintenance des matériels et prendre en charge leur financement à partir du :…………………………………………, • Informer le service clientèle d’EDF de l’existence de cette opération de Maîtrise de la Demande d’Electricité, en cas d’augmentation de la puissance souscrite, • Autoriser un suivi nécessitant éventuellement la mise en place d’appareils de mesures pendant les 18 mois suivants la réalisation de l’opération, • Fournir toute information nécessaire à l’évaluation de l’opération. Fait à ………………………………….…….., le …………………………………………………… Signature 80 EXEMPLE D’UN MIS CONTRAT - CLIENT -EDF-ADEME EN PLACE DANS LE CADRE D’UNE OPÉRATION DE MDE CONTRAT POUR LA MISE EN OEUVRE DE SOLUTION DE MAITRISE DE LA DEMANDE D’ELECTRICITE (MDE) Entre ELECTRICITE DE FRANCE SERVICE NATIONAL représenté par XXXXXXXX,Responsable du Domaine Prévisions Prospectives agissant dans le cadre de délégations reçues de XXXXXXXXX, Directeur d'EDF GDF SERVICES et Monsieur XXXXXX , propriétaire exploitant (le Client). XXXXXXX - XXXXXXXXXXXXXXXX (le site) SOMMAIRE 1 - But / Principe 2 - Références 3 - Descriptif des équipements mis à disposition. 4 - Durée de la convention 5 - Engagement du client - Conditions d'utilisation - Consignes de sécurité 6 - Engagement d' EDF 7 - Entretien - Dépannage POSTE XXXXXXXXXX - COMMUNE DE XXXXXXXXXXx 1 - BUT La présente convention a pour but de définir les règles contractuelles qui permettront de gérer les matériels mis en place sur l'installation après compteur. Cette opération doit permettre de surseoir au renforcement du réseau basse tension et lever les contraintes actuelles liées aux chutes de tension subies par le client. PRINCIPE Pour les appareils décrits au §3, le cofinancement est assuré comme suit : EDF = XX% - ADEME = XX% EDF est Maître d'Ouvrage de l'Opération, Le client est donneur d'ordre auprès de l'électricien qu’il a choisi. EDF et l'ADEME mettent gratuitement à disposition du client le matériel décrit au §3. 81 Dans le cas de la mise en place transformateur TRI/MONO, EDF en reste le concessionnaire. 2 - RÉFÉRENCES Accord ADEME - EDF du XXXXXXX. Accords régionaux ADEME - EDF du XXXXXXXX. Réf.: Etude XXXXXXX n° ?. 3 - DESCRIPTIF A/ DES ÉQUIPEMENTS MIS À DISPOSITION XXXXXXXXXXXXX La puissance XXXXXXXXXX est définie d' un commun accord avec le client. Dès la mise en place par l’électricien, ce matériel devient la propriété définitive du client. B/ XXXXXXXXXXX 4 - DURÉE DE LA CONVENTION La durée de la convention est implicite de la durée de vie de la solution de MDE. Cette solution alternative peu devenir obsolète en cas d' augmentation de la puissance souscrite du client. EDF procèdera alors à des mesures qui permettront de proposer au Syndicat XXXXXXXXXXXXXre le renforcement du départ BT du client. 5 - ENGAGEMENT DU CLIENT Le client s'engage à : - respecter les conditions d'utilisation ainsi que les règles de sécurité se rapportant aux équipements décrits au §3, - informer des dysfonctionnements éventuels l'électricien, ou à défaut la personne responsable à EDF du suivi des solutions de MDE.(voir réf. §7), - informer le service clientèle d'EDF de l'existence de ce contrat en cas de demande d'augmentation de puissance, - assurer le remplacement à l'identique des lampes "basse consommation" chaque fois que nécessaire, - autoriser EDF, l’ADEME ou tout autre personne mandatée à effectuer les mesures et les contrôles permettant le suivi et l'utilisation des résultats des solutions mises en place. 6 - ENGAGEMENT D'EDF GDF SERVICES RÉGIONALE DE L’ADEME ET DE LA DÉLÉGATION EDF et l’ADEME, Délégation Régionale s'engagent à : - assurer le financement du premier investissement (la pose étant assurée par l'électricien désigné par le client au §7), - ne pas s'opposer à une demande d'augmentation de puissance du client après avoir bien sûr étudié la nouvelle situation des besoins dans le cadre de la Maîtrise de la demande de l’énergie. 82 EDF s’engage de plus à prendre à sa charge les interventions suite aux réclamations liées aux problèmes rencontrés sur le transformateur TRI/MONO mis à disposition. 7 - ENTRETIEN- DÉPANNAGE Monsieur XXXX Entreprise de maintenance XXXXXXXXXXx ☎1 : 02 XX XXXXXXX - ☎2 : 06 XXXXXXXX Suivi BE XXXXXXXXXXXXXXXXXXX ☎ : XXXXXXXX Suivi EDF M. XXXXXX EDF GDF SERVICES XXXXXXXXX - ETUDES GENERALES XXXXXXXXXXXXXXX ☎ : XXXXXXXXX Fait en deux exemplaires à ……………………..……...., le……………………. Le Client, EDF ADEME XXXXXXXXXX XXXXXXX Délégué régional Responsable du Domaine ADEME Prévisions Prospectives 83 LISTE DES DOCUMENTS UTILISÉS • Identification et caractérisation des clients MDE en zone rurale – Organisation des collaborations locales /ADEME-EDF • NORME Européenne Française : NF EN 50160 : caractéristiques de la tension fournie par les réseaux publics de distribution - 1995 • Guide méthodologique pour l’élaboration de projets MDE FACE – BCEOM - juin 1995 • Séries de "diagnostics réseaux en contrainte" : Maine et Loire, autres - Fr2e - 1996 • MDE dans les zones rurales – Expérimentations & Perspectives 2ème phase – 1996 (étude de cas Vienne Calvados & Corse du Sud) • Commentaires ADEME sur la note générale "Evaluation des actions MDE en substitution des renforcements de réseaux ruraux" - 1996 • Etude de solutions MDE sur la Commune d'ESTRUN (Régime rural) dans le Département du Nord. COGENER - 1996 • MDE en Côtes d'Armor – INESTENE - 1996 • L'incidence de l'équilibrage des réseaux dans les programmes MDE en zone rurale – BCEOM 1996 • Economies d’énergies et réductions des chutes de tensions dans les exploitations laitières. Fr2e / institut de l’élevage / ADEME - 2002 • Méthodologie de diagnostics dans les exploitations laitières - Fr2e - 1997 / 2001 • La MDE en zones rurales – Bilan des projets réalisés en 1995 et 1996 - Smash Cired (Vienne, Somme, Aube, Calvados, Bouches du Rhône) - 1997 • Colloque Maîtrise de la demande d'électricité – résumé des interventions – Novembre 1997 PARIS • MDE en zones rurales – Etude de nouveaux produits – BERTIN - 1998 • Etude de 10 départs BT dans l’Aisne - SERT - 2000 • Synthèse de l'opération de travaux en Maine-et-Loire - Fr2e - 2000 • La perception par les habitants de la démarche de MDE. Analyse sociologique d'une expérimentation en Maine-et-Loire. CSTB - 2000 • EVE : guide de l'utilisateur - Inestene - 2001 • Etude sociologique sur l'opération de LANMEUR – CSTB - 2001 • Etude sur les outils de mesure/comptage nécessaire aux diagnostics électriques sur les réseaux ruraux - MD3E - 1999 • Catalogue des solutions de MDE - Inestene - 2002 84 LISTE D'ADRESSES INTERVENANTS DU DOMAINE : • COMITÉ DE PILOTAGE & EXPERTS RENCONTRÉS • AUTRES CONTACTS ; COMITÉ RESTREINT DU FACE • DÉLÉGATIONS RÉGIONALES ADEME • FABRICANTS 85 86 87 88 89