Guide méthodologique des opérations de MDE réseaux

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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.
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AND E D’ÉLEC T
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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