Smart Metering Suisse | 16 by Landis+Gyr

SMS

Journal de Landis+Gyr Suisse Edition 16 – Avril 2017

Smart Metering Suisse

Réseau numérique: le meilleur moyen de se réinventer La numérisation des réseaux offre aux entreprises du secteur de l'énergie une chance unique pour adapter leur modèle économique, optimiser les processus internes et concevoir de nouveaux services pour les clients. Plus d’information sur la page 4

La sécurité dans les réseaux intelligents : seulement avec la bonne technologie

Régulation décentralisée de la tension au point d'injection d'installations photovoltaïques

Des perspectives nouvelles grâce au stockage de l'énergie dans la gamme des mégawatts

Les exploitants de réseaux électriques sont responsables de la sûreté du fonctionnement et doivent assurer la fourniture d'énergie électrique à tout moment dans les limites d'une fourchette de +/-10% de la tension de service.

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SMS Edition 16 – Avril 2017

Chères lectrices, chers lecteurs, Bien que le référendum ne soit prévu que pour le 21 mai 2017, il me semble que les dés sont jetés. Tous les opérateurs de réseaux de distribution travaillent sur les systèmes de comptage et de réseaux électriques intelligents. Les idées abondent, mais de plus en plus, ce sont les questions de coûts et de scalabilités qui se posent ; par ailleurs, nos clients aimeraient bien garder la maîtrise de la transmission des données. Notre système de communication PLC G3 donne de très bons résultats, et avec nos clients, nous n'avons pas peur d'exploiter ces systèmes dans les réseaux les plus délicats touchés par des perturbations complexes. La sécurité des données et leur protection sont désormais dans toutes les bouches, et notre secteur est placé face à un défi. Mais Landis+Gyr est pour ses clients un partenaire fiable aussi en matière de sécurité. Nos E450 sont dotés depuis des années de clés pouvant être activées a posteriori et offrant en association avec l'infrastructure très avancée à clé publique un comptage et un réseau intelligent sûr. Lisez l'article traitant de ce sujet dans ce numéro ou demandez à notre gestionnaire grands comptes une présentation avec nos experts. À bientôt,

Michael Staudinger Country Manager Suisse

Sommaire Réseau numérique: le meilleur moyen de se réinventer

La sécurité dans les réseaux intelligents : seulement avec la bonne technologie

Régulation décentralisée de la tension au point d' injection d'installations photovoltaïques

Meter to SCADA

Fiabilité et longévité : La télécommande centralisée dans les systèmes modernes de gestion de l'énergie

Des perspectives nouvelles grâce au stockage de l'énergie dans la gamme des mégawatts

SMS Edition 16 – Avril 2017

Réseau numérique: le meilleur moyen de se réinventer

La numérisation des réseaux offre aux entreprises du secteur de l'énergie une chance unique pour adapter leur modèle économique, optimiser les processus internes et concevoir de nouveaux services pour les clients. La « numérisation » désigne d'une part la mutation économique et sociétale engendrée par les technologies de l' information et de la communication, qui bouleverse de fond en comble l' interaction entre les personnes ainsi qu'entre les personnes et les objets, d'autre part, le stade technique préliminaire, à savoir le recours à des capteurs et composants permettant de collecter des données analogiques et de les convertir en informations numériques. La « numérisation des réseaux » permet aux entreprises du secteur de l'énergie de renforcer considérablement leur activité sur le marché. Les réseaux numériques sont plus fiables et plus souples, ils apportent la transparence financière et un potentiel d'autorétablissement. Cela ne reste pas sans conséquences : au lieu de « seulement » transporter de l'énergie, les opérateurs de réseaux de distribution deviennent un maillon d'un écosystème qui profite à toutes les parties prenantes, ce qui nous ramène d'ailleurs aux mutations économiques et sociétales. En ce sens, il est presque logique de regrouper les deux aspects sous le seul et unique terme de numérisation. Nous nous en tiendrons donc là. Numérisation des réseaux : obstacles, catalyseurs Les énergies renouvelables Les fluctuations constituent le principal défi posé par les énergies renouvelables. Les réseaux intelligents peuvent permettre aux entreprises et les consommateurs de lisser ces variations. Au fur et à mesure de l'évolution du rôle du consommateur, le nombre des sources d'énergie décentralisées de taille petite à moyenne augmente. Citons le photovoltaïque, l'éolien, la cogénération et le stockage direct ou indirect. Les réseaux intelligents permettent de maîtriser et gérer des millions d'injections qui varient en intensité et en durée. Pour y parvenir, il faut disposer d'une prévision précise de l'offre et de la demande, créer des incitations pour que les clients optimisent leur comportement de consommation et concevoir des solutions modernes de stockage. Stockage Les technologies de stockage efficace de l'énergie renforcent les performances des réseaux électriques intelligents. Le stockage en

batteries permet de maitriser les variations de fréquence, de réguler automatiquement la tension et d'optimiser l'équilibre entre offre et demande. De plus, il constitue une solution de secours fiable en cas de panne à grande échelle ou de catastrophe. Dans la forme la plus simple, l'énergie est stockée dans des batteries lorsque la demande est basse, puis appelée lorsqu'elle est élevée. La volatilité des énergies renouvelables nécessite de compenser les fluctuations de fréquence pouvant être source d' instabilités et de perturbations du fonctionnement des composants de réseaux. Rien d'étonnant donc si les solutions de stockage en batteries prennent de plus en plus d' importance chez de nombreux distributeurs partout dans le monde. Fiabilité d'approvisionnement grâce à la superconnectivité des TIC L'amélioration des services est une des missions essentielles des distributeurs. En se fondant sur les grandes quantités de données fournies par les millions d'équipements et de composants connectés au réseau intelligent, ils peuvent réagir plus vite en cas d'urgence ou de perturbation, voire y remédier avant même que le client ne s'aperçoive de quelque chose. Cette capacité d'« autorétablissement » d'un réseau réduit les temps de coupure (SAIDI) et améliore la satisfaction des clients. La convergence des TIC pour plus d'efficience Les technologies TIC permettent un haut niveau de convergence IT/OT, donc une plus forte intégration des TI et des équipements d'exploitation, afin de surveiller les perturbations, les processus et les composants et de faire des adaptations dans l'ERP ou dans les systèmes de gestion de réseaux tels que SCADA (Supervisory Control Data Acquisition). La vitesse plus grande avec laquelle les données peuvent être converties en informations intelligentes et effectivement utilisables permet de réagir mieux et plus vite aux besoins des clients et de rendre moins coûteuse le fonctionnement des réseaux. Rendue plus efficace par la convergence, la gestion des actifs améliore encore davantage la capacité de réaction et donne au management la possibilité de prendre des mesures validées sur le plan de l'entretien, du renouvellement ou de l'extension des équipements et de créer une plus-value pour les clients. Cybersécurité Les TIC sont la base des réseaux intelligents, mais constituent aussi la porte d'entrée pour les risques sécuritaires, comme l'a montré la coupure partielle du réseau ukrainien en décembre 2015. La protection

des données des consommateurs constitue aussi depuis longtemps une source d'inquiétude. L'utilisation de réseaux de communication sur base IP dans le réseau intelligent permet à tout un chacun d'accéder de n'importe où aux données en cas d'absence de mécanismes adéquats de sécurité. Le réseau et les nombreux équipements qu'il relie doivent être sécurisés autant que les ressources et les processus fonctionnels le permettent. Un haut niveau de sécurité doit donc être garanti à tout moment. L'Internet des objets Grâce aux données et aux analyses en temps réel, l'Internet des objets va faire changer de dimension la perception du client et offrir de nouveaux services à valeur ajoutée à toutes les parties prenantes. Les conditions nécessaires sont des protocoles Internet tels que iPv6, qui autorisent la collaboration d'un nombre pratiquement illimité d'entreprises et l'intégration de services divers. Par exemple, les compteurs peuvent, via le réseau TIC, communiquer avec une multitude d'autres équipements et applications. On peut s'en servir pour injecter dans le marché des informations sur l'offre et la demande et tenir les clients finals au courant des prix actuels. Régulation La stratégie énergétique 20501 doit être mise en œuvre de différentes manières : augmentation de la part des Nouvelles Énergies Renouvelables (NER) dans le réseau, diminution du CO2 et efficience énergétique. La numérisation est l'étape essentielle pour y parvenir. C'est elle qui permet d'intégrer sans rupture les énergies renouvelables dans le réseau et d'augmenter son efficience, ce qui réduira automatiquement les rejets inutiles de CO2. Dans les zones où beaucoup d'énergie est consommée pour le chauffage et la mobilité, le réseau numérique permet de disposer du courant au bon moment et au bon endroit, sans pertes inutiles. La promotion des NEN par la RPC2 oblige les distributeurs à adapter leur infrastructure à un nombre croissant d'installations de production décentralisée dont la volatilité requiert une acquisition précise des variations et des réactions rapides. D'autres règles concernent l'efficience des réseaux et une plus grande transparence3. La transparence des activités dans un réseau numérique permet de mieux mesurer les pertes techniques en fonctionnement et d'y faire face plus facilement. La numérisation donne aux entreprises les outils dont elles ont besoin pour justifier de manière simple et peu coûteuse le respect des directives.

Les données fournies par les réseaux électriques intelligents peuvent servir à améliorer l'efficience énergétique et la performance, mais aussi : • les prévisions de consommation • l'optimisation du comportement des consommateurs • l'amélioration du portefeuille existant • le développement de modèles économiques et de services nouveaux • l e renforcement de la fidélité des clients par l'évitement des pannes électriques • la diminution des besoins de capacités supplémentaires de production

Rapport coût-avantages Avant de se lancer dans la numérisation, il faut se poser la question critique, à savoir en quels points et avec quelle granularité il faut la mettre en œuvre. Les investissements doivent être proportionnels au gain d'efficience, aux économies de coûts, à l'amélioration du niveau de service et à l'avantage pour le client. « Dans l'idéal, on pourrait avoir en permanence une représentation numérique de tout le réseau. Mais cela nécessiterait d'employer des capteurs coûteux en des points si nombreux que cela ne serait pas défendable économiquement », selon Thierry Pollet, responsable de la gestion des produits Smart Grid chez Landis+Gyr.

La connectivité constitue un autre aspect important. Les données provenant des capteurs et des composants intelligents doivent être transmises via un réseau de communication qui génère des coûts de fonctionnement supplémentaires. Il faut donc calculer l'investissement au cas par cas afin d'assurer le meilleur rapport coût-avantages possible. Le potentiel du réseau numérique est décrit de manière approfondie dans le rapport GRID4EU publié en 2016 et intitulé « Large-Scale Demonstration of Advanced Smart Grid Solutions with wide Replication and Scalability Potential for EUROPE ».4 Ont participé au projet des exploitants de réseaux de distribution tels que Vattenfall (Suède), RWE (Allemagne), Iberdrola (Espagne), Enel (Italie) et Enedis (anciennement ERDF, France). Les projets GRID4EU se sont étalés sur 51 mois et comprenaient entre autres la surveillance d'un réseau basse tension sur la base d'une infrastructure AMI et de composants intelligents dans des postes électriques (Vattenfall). Citons aussi, parmi d'autres, la mise en œuvre de commandes modernes permettant l'augmentation de la capacité d'absorption et la maximisation de l' intégration d'énergies renouvelables décentralisées dans le réseau moyenne tension (Enel). En résumé, l'étude GRID4EU a montré que la régulation de la tension et de la charge peut contribuer à l'augmentation de la capacité d'absorption des réseaux de distribution et que l'interaction entre production décentralisée et consommation décentralisée était la clé d'une plus grande capacité. La localisation de défauts et le rétablissement peuvent être accélérés par un degré plus élevé d'automatisation aux niveaux moyenne et basse tension. En raison de la dépendance entre la technologie des réseaux électriques intelligents et les TIC, la convergence des infrastructures d'énergie et de communication doit être accélérée. Enfin, le facteur humain revêt une importance déterminante. Les formations de types divers et les processus doivent donner aux collaborateurs les moyens de jouer ce rôle4. Où la numérisation est déjà rentable Dans quelques pays, la numérisation des réseaux progresse déjà : • En Pologne, Landis+Gyr a livré au cours des deux dernières années plus de 36 000 systèmes pour réseaux électriques intelligents. Les équipements ont été installés dans des sous-stations pour surveiller le réseau basse tension et aident à maîtriser les pertes techniques et non techniques. • En Allemagne, depuis janvier 2016, la loi impose que toutes les sources d'énergie décentralisées de plus de 100 MW soient techniquement conçues pour une injection directe dans les réseaux. Dans ce pays, Netze BW est en train de lancer 3 000 modules de réseau intelligent S750 conçus dans le cadre d'une collaboration entre EnBW et Landis+Gyr. Les équipements compatibles SyM2 font partie d'une solution de gestion de l'injection du courant produit par les installations solaires et éoliennes de moyenne et grande capacité (≥ 100 kW) ou d'autres centrales régénératives. • Aux Pays-Bas, l'accent est mis actuellement sur l'amélioration du service et de l'efficience, en particulier par la réduction de la durée de pannes en cas de coupure de la distribution (SAIDI). Les opérateurs de réseau misent à cet effet sur 1 450 systèmes Landis+Gyr d'automatisation de la distribution dans les réseaux moyenne et basse tension. FS Références : 1 Office fédéral de l'énergie - Stratégie énergétique 2050 : http ://www.uvek.admin.ch/uvek/fr/home/energie/strategie-energetique-2050.html 2 Rétribution à prix coûtant (RPC) http ://www.bfe.admin.ch/themen/00612/02073/index.html?lang=fr# 3 ElCom – Régulation Sunshine https ://www.elcom.admin.ch/elcom/de/home/themen/sunshine.html 4 GRID4EU Rapport 2016 www.grid4eu.eu/

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La sécurité dans les réseaux intelligents : seulement avec la bonne technologie

Le fait que les technologies de l' information et des télécommunications (TIC) rendent possibles les réseaux électriques intelligents est une épée à double tranchant. D'un côté, les TIC permettent, grâce à l'échange d' informations, d'améliorer considérablement la stabilité, la sûreté et l'efficience dans le réseau ainsi que l' interaction avec le consommateur, mais d’un autre côté des agresseurs peuvent se servir des points faibles du système de communication, pour des raisons financières ou politiques. L'accès illégal via les TIC pourrait permettre à des personnes mal intentionnées d' interrompre l'alimentation électrique dans des zones importantes ou bien de commettre des cyberattaques contre des centrales. Même si les attaques sont relativement rares dans le réseau, elles sont possibles comme l'a montré la coupure survenue en Ukraine en décembre 2015. Les agresseurs ont désactivé une partie du réseau du pays et manipulé les commandes industrielles SCADA. Plus de 220 000 clients ont été privé de courant pendant six heures. « La forme d'attaque plus répandue, y compris dans le cas de l'Ukraine, est le recours aux chevaux de Troie, quand bien même un système à jour devrait être en mesure de les détecter à temps », affirme Wim Ton, Solution Security Architect chez Landis+Gyr. « La cybersécurité joue donc un rôle de plus en plus important dans les réseaux intelligents. » Le développement des réseaux intelligents entraîne des risques sécuritaires nouveaux parce que les cyberattaques peuvent être lancées via un grand nombre d'équipements intelligents d'un réseau. Chaque équipement est une porte d'entrée potentielle. Si l'on pense qu'aujourd'hui, près de 2 milliards de composants de réseaux électriques intelligents sont déjà connectés à l'Internet des objets, et que l'on s'attend à 12 milliards1 en 2024, on pressent la dimension du problème. Rien que l'emploi de compteurs intelligents dépassera la barre des 800 millions2 dès 2020.

Architecture de sécurité et terminaux Pour minimiser les risques sécuritaires, une solution de réseau électrique intelligent est conçue de façon à utiliser des protocoles, routines et technologies de sécurité. Surtout, l'utilisation de technologies de cryptage est un élément important de la sécurité informatique et de la protection de la communication entre les composants d'un réseau électrique intelligent et les systèmes de bout de réseau. Le choix du bon cryptage Le choix du cryptage dépend des standards de communication. Par exemple dans le standard DLMS (Device Language Message Specification), le cryptage et l'authentification des données utiles d'un message font partie du standard. Dans un réseau étendu (Wide Area Network), on utilise le TLS (Transport Layer Security), une technologie Internet répandue. Landis+Gyr utilise pour le cryptage les algorithmes recommandées par la NSA américaine (National Security Agency) et par l'ENISA européenne (European Network and Information Security Agency, Agence Européenne chargée de la sécurité des réseaux et de l'information). Les enseignements déjà obtenus dans le secteur montrent que les développements faits en interne donnent rarement des produits sûrs, mais provoquent des problèmes d' intégration de composants provenant de fabricants divers. Gestion efficace des clés La sécurité du cryptage dépend fortement des clés numériques utilisées. Cela est lié au fait qu'on essaie rarement de décoder le cryptage à des fins de manipulation. Il est beaucoup plus simple de voler les clés. Quel que soit l'algorithme, la bonne clé permet d'accéder à l' information et de prendre le contrôle des équipements. Pour minimiser ce risque, Landis+Gyr mise sur une gestion des clés très développée. Le but est d'assurer que les clés de cryptage sont générées et stockées de manière sûre après la production. Le procédé est basé

sur un système de clé publique permettant l'échange sûr des clés, comparable à ce qui est utilisé dans la banque et le commerce en ligne. Certificats définis par l'utilisateur La combinaison de clés publiques avec un nom permet de créer des certificats définis par l'utilisateur. Landis+Gyr utilise pour ses équipements une infrastructure à clé publique. Les paires de clés sont insérées à la fabrication. De cette manière, chaque produit reçoit un certificat qui l'identifie comme équipement Landis+Gyr et qui génère un numéro de série. Cette méthode unique en son genre est une solution de sécurité prête à l'emploi particulièrement intéressante pour les clients ne disposant pas d'une infrastructure interne à clé publique. Des concepts éprouvés pour la sécurité informatique Une autre composante essentielle de la sécurité informatique est la gestion des accès. L'accès aux fonctions d'application, de service, de gestion des commandes et de sécurité doit être défini selon le rôle des parties prenantes : administrateur, utilisateur, auditeur, etc. Il est nécessaire pour cela de recourir à des modèles d'accès à base de rôles. Chaque utilisateur doit pouvoir s' identifier via ses données d'accès pour pouvoir exécuter ses tâches. La gestion des accès doit être intégrée au système informatique existant afin de permettre l'administration des utilisateurs et les opérations quotidiennes. Concept intégré de sécurité Quelles que soient les technologies mises en œuvre : il n'existe pas de sécurité à 100 %. Toutefois, une infrastructure critique comme un réseau électrique intelligent requiert les niveaux de sécurité les plus élevés possible dans le cadre des possibilités financières et opérationnelles. Une architecture globale garantissant la sécurité, de la planification à l'exploitation en passant par la réalisation, est essentielle. Seule une approche globale basée sur des standards, des technologies TIC et des composants éprouvés, et fondée sur le partenariat entre fabricants, opérateurs de réseaux et régulateurs, pour la définition des principes et routines de sécurité, peut rendre sûrs les réseaux électriques intelligents. Un réseau électrique intelligent est à la fois grand et complexe, il relie entre eux des millions d'équipements et d'entités. Un si grand réseau est source de nombreuses questions et risques sécuritaires.

La solution de sécurité de Landis+Gyr : • est basée sur des standards existants • repose sur une architecture ouverte éprouvée • concerne chaque point d'accès au réseau

Objectifs de la sécurité des réseaux L'objectif de la sécurité des réseaux électriques intelligents peut être résumé en trois mots : disponibilité, intégrité et confidentialité. 1. D isponibilité : L'accès aux données d'approvisionnement et de consommation doit être possible à tout moment parce que les perturbations de ce flux peuvent provoquer l'interruption de l'approvisionnement en énergie. 2. I ntégrité : Il faut empêcher que des manipulations non autorisées ou l'effacement d'informations aient une influence négative sur les processus de décision et sur la gestion de l'énergie. 3. C onfidentialité : Il s'agit ici de la protection de la sphère privée et des informations confidentielles par le maintien de barrages à l'accès et à la transmission d'informations. ML Références : 1 enterprise-iot.org, 2014: http://enterprise-iot.org/book/enterprise-iot/part-i/energy/ 2 Global Smart Grid Federation, August 2016: www.globalsmartgridfederation.org/2016/08/29/ensuring-security-and-reliability-in-smart-meters/

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Régulation décentralisée de la tension au point d'injection d'installations photovoltaïques

Les exploitants de réseaux électriques sont responsables de la sûreté de fonctionnement et doivent assurer la fourniture d'énergie électrique à tout moment dans les limites d'une fourchette de +/-10% de la tension de service, conformément à la norme EN50160. Si ces limites ne sont pas respectées, le client final peut subir un préjudice important. Il n'est pas à exclure que dans le cadre de la loi sur la responsabilité du fait des produits, l'exploitant d'un réseau soit tenu pour responsable d'éventuels dégâts. La promotion d'installations de production décentralisés par la rétribution à prix coûtant engendre de nouveaux défis pour la planification et le fonctionnement du réseau de distribution suisse. L'augmentation de la quantité de courant provenant d'installations photovoltaïques décentralisées peut provoquer des surtensions dans le réseau basse tension. En particulier dans les situations de charge se caractérisant par une production élevée et une faible consommation, les surtensions peuvent dépasser +10%. Figure 1

TCL Script « Régulateur de tension local »

Nous maîtrisons ce problème au moyen du système de mesure et de commande L+G S650-SCADA qui dispose d'un Script (Figure 1). Le système est composé d'un compteur certifié MID (S650 Smart Grid Teminal) et d'une passerelle, la SmartCOM RTU de L+G. L'algorithme de régulation tourne sur la RTU. Une connexion SCADA n'est pas obligatoire, mais elle est possible via une sortie Ethernet ou un modem (LTE/3G). Grâce à l'utilisation du S650 certifié MID, l'équipement est utilisable simultanément pour la facturation de l'énergie injectée. Pour garantir le maintien de la tension au point de raccordement du système photovoltaïque décentralisé, la tension est surveillée et régulée par la commande de la puissance réactive et (ou) de la puissance active de l'onduleur solaire. Le régulateur de tension est utilisable dans les modes suivants.

• Localement - Q=f(U) régulation de la puissance réactive - P=f(U) régulation de la puissance active - P,Q=f(U) régulation combinée de la puissance réactive et de la puissance active • A distance Le régulateur peut être télécommandé à distance à partir du système SCADA. Pour cela le régulateur local est suspendu. L'algorithme de régulation est basé sur un moniteur de tension à cinq niveaux. Lorsque la tension quitte la bande autorisée (vert), les sorties numériques du S650 raccordées à l'onduleur entrent en action. Via 6 sorties numériques du système, 4 niveaux de puissance active (0%, 30%, 60% 100% de Pmax) et 2 points de travail de puissance réactive peuvent être déclenchés. Divers paramètres autorisent un ajustement du régulateur à la situation de l'équipement photovoltaïque. Par exemple, on peut décider que l'algorithme réagisse à chacune des tensions de phase (fonction « OU ») ou à la combinaison des 3 tensions de phase (fonction « ET »). Des messages d'état de l'onduleur peuvent être envoyés à l'onduleur via 3 entrées numériques du système. Après une panne de tension, le régulateur démarre avec une séquence prédéfinie de démarrage en douceur. À l'aide des fenêtres de commutation à mécanisme de mise en marche aléatoire, qui sont programmables dans cette séquence, il est possible, après une panne de tension, de démarrer une population d'installations solaires avec un décalage aléatoire dans le temps et donc en douceur. La connexion SCADA du système S650-SCADA permet l'échange de données avec un système SCADA. Les objets OBIS du terminal S650 Smart Grid peuvent alors être représentés de manière diversifiée dans le système de supervision, via le protocole CEI60870-5-104 intégré. Les contacts de sortie du S650 peuvent donc aussi être pilotés à partir du système de supervision. La figure 2 représente l' installation d'un système S650-SCADA à régulateur de tension destiné à une installation PV de grande dimension (P>100 kW) en service chez un distributeur d'énergie suisse d'importance moyenne. JI

Figure 2

Caractéristiques techniques : S650-SCADA à régulateur de tension S650 Smart Grid Terminal

SmartCOM RTU

S650

• Type SxAxxxCT44.0477 avec alimentation AUX 12-60 VCC • Branchement à un réseau 3 ou 4 fils ; direct, semi-indirect ou indirect • Précision cl. 1.0 ; 0,5 s, 0,2 s • 6 sorties numériques 5-253 V • S650 CU-E22 ou CU-U52 SmartCOM RTU

Moniteur de tension

• Interface Ethernet 10 ou 100 Mo/s • Interface de téléphonie mobile LTE 4G Telit LE910-EUG Modem avec repli 3G/2G • Protocole CEI60870-5-104 pour intégration SCADA • Interface RS485 avec DLMS/COSEM maître pour branchement du S650 • 3 entrées numériques 24V • Stockage interne d'énergie pour les coupures de tension courtes <5 s Algorithme de régulation TCL intégré • Régulation de la puissance active et (ou) de la puissance réactive • Fonction démarrage en douceur, avec mécanisme de mise en marche aléatoire, intervalles de temps programmables, et état programmable des sorties au démarrage • 2 bandes programmables de surtension 0%...20%, 0…+40% de Tension nominale (Un) • 2 bandes programmables de sous-tension 0%...-20%, 0…-40% de Tension nominale (Un) • Seuil programmable de panne de tension 50%...90% de Tension nominale (Un) • Mode régulateur local ou télécommandé à partir du système SCADA

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Meter to SCADA

En Suisse, il existe au total 579 centrales hydrauliques d'une puissance installée supérieure à 0,3 MW (Figure 1). Plus de 350 d'entre elles ayant une puissance installée inférieure à 10 MW sont raccordées au réseau de distribution. De plus, on rencontre de plus en plus d'installations de production à base de nouvelles énergies renouvelables (NEE) ainsi que des centrales thermiques conventionnelles qui injectent aussi du courant dans les réseaux basse et moyenne tension. L'augmentation de la production décentralisée dans les niveaux de tension les plus bas (NE5 et NE7) génère de nouveaux défis pour le fonctionnement du réseau. Pour garantir la sûreté de fonctionnement et le maintien de la tension à tout moment à l'intérieur de limites sûres, les opérateurs ont un besoin croissant d'informations en temps réel remontant du terrain. Une surveillance complète du réseau de distribution n'est toutefois pas toujours rentable, en raison des coûts élevés qu'elle génèrerait. La mesure ponctuelle de quantités pertinentes en des points critiques constitue alors une solution qui répond aux besoins. Les transformateurs et le branchement d'installations de production dans le réseau de distribution sont souvent considérés comme des points critiques, puisque de nombreuses informations d'exploitation sont présentes au niveau de ces sites. Dans les situations de basse charge au niveau du branchement d' installations de production, les tensions sont très élevées au point de pouvoir provoquer rapidement des violations. Toutefois, pour facturer l'énergie, les exploitants des réseaux concernés doivent mesurer l' injection de courant de toutes les installations de production. Généralement, cela se fait au moyen de compteurs d'électricité certifiés, ou bien de compteurs industriels ou

de réseau. Une pondération entre l'optimisation des coûts et la sûreté d'approvisionnement montre que la connexion des compteurs existants au système SCADA correspond à la première étape vers l'optimisation de la surveillance du réseau. Elle permet de créer des synergies entre technologie de mesure et fonctionnement du réseau. Landis+Gyr propose pour ce faire une solution abordable d'utilisation étendue des compteurs dans le fonctionnement du réseau. Techniquement, l'extension peut être installée à côté du compteur, avec un module de communication (SmartCOM RTU), ou bien intégrée au compteur, et elle permet de surveiller les points de raccordement au réseau à partir du poste de supervision. Si nécessaire, il est possible d' intégrer plusieurs appareils (exemple : équipements de qualité du réseau ou de protection). La solution L+G « Meter to SCADA » La solution L+G de remise à niveau de compteurs déjà installés (comme les E650/ S650 et E850), avec une connexion au système SCADA, est appelée « Meter to SCADA » et représentée sur la Figure 2. L' intégration multisystème des compteurs dans le système de relève à distance (Advanced Metering System – AMI), d'une part, et les mesures fonctionnelles faites dans le système SCADA, d'autre part, peuvent être faites au moyen d'un modem. Il est possible de raccorder jusqu'à 24 stations esclaves au SmartCOM RTU via l' interface RS485. Les mesures faites toutes les 15 minutes sont relevées par le système AMI via l'interface Ethernet, sachant que les données relatives au fonctionnement (variations de tension, puissance active et réactive, intensité, facteur de puissance, etc.) sont envoyées via l'interface RS485 au SmartCOM RTU, puis transmises au système SCADA par téléphonie mobile (3G/ 4G) ou par le réseau fibre. Dans le SmartCOM RTU, le protocole de comptage DLMS-COSEM est remplacé par le protocole SCADA. L'accès à la configuration du système est possible de plusieurs manières. Le moyen le plus courant est l'accès via l'interface web conviviale de configuration, au moyen d'un navigateur standard. Les actions telles que le diagnostic et les mises à niveau du microprogramme peuvent être faites avec les protocoles SSH, SCP ou FTP. Nouveau boîtier pour le SmartCOM RTU Le module de communication SmartCOM RTU est logé dans un boîtier mural en plastique ou dans un boîtier à profile DIN pour un montage surrail DIN (Figure 3).

Figure 1 Les centrales hydrauliques suisses

Figure 2 Solution « Meter to SCADA »

BT/MT

3 entrées numériques

E650

E850

S650

SCADA

6 sorties numériques IEC60870-104

RS485

P, Q, I, V cosφ

APN

Ethernet

DLMS-COSEM

fibre 3G/4G AMI

SmartCOM RTU

Version pour profile DIN

Montage mural

Type : EURONORD PC 122008 Dimensions : 200 x 120 x90 mm

Type : EURONORD PC 233009 Dimensions : 300 x 230 x 87 mm

Figure 3 Boîtier du SmartCOM RTU : Montage mural ou sur rail DIN (pour le montage sur rail DIN, il faut commander des composants supplémentaires tels que l'alimentation, le Super Cap Buffer et le contacteur-disjoncteur de puissance, et les placer dans le boitier pour profil DIN).

Caractéristiques techniques du SmartCOM RTU • 200 MHz ARM®, SDRAM de 64 Mo, processeur ARM® avec OS Linux • Système de bus CAN, RS232, RS485, RS422, interfaces WiMAX, Ethernet • 3G intégrée ou modem LTE • Protocoles de communication pour bus de terrain : MODBUS Master, DLMS/COSEM Master • Protocoles SCADA : CEI 60870-5-104, DNP3, XML via HTTP, MODBUS TCP • Synchronisation : NTP, DNP3 ou CEI 60870-5-104 (GPS sur demande) • Serveur web intégré pour la configuration et la commande/ administration à distance

• Configuration à distance et mises à jour du micrologiciel pour les protocoles HTTP, HTTPS, FTP et SSH • « Redondance norvégienne » ou branchement parallèle à un maximum de cinq systèmes SCADA • Interface REST • Algorithmes de commande locaux par TCL (Tool Command Language) • Fonction passerelle NAT (canal TCP/IP transparent) • Tension d'alimentation 24 VCC • IHM à indicateur d'état

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Fiabilité et longévité: La télécommande centralisée dans les systèmes modernes de gestion de l'énergie

En raison de l'évolution dans la distribution de l'énergie, les opérateurs de réseaux de transmission et de distribution sont placés face à de nouveaux défis. La topologie du réseau électrique va passer d'une hiérarchie clairement « descendante » à une production complexe, décentralisée et hautement volatile. Dans ce contexte, la gestion dynamique de l'énergie constitue un outil important de stabilisation des réseaux électriques et contribue pour une part déterminante à la sûreté et à la fiabilité de l'approvisionnement. Depuis de nombreuses décennies, Landis+Gyr est leader des solutions de gestion de l'énergie, pour la gestion efficace des tarifs, la correction de charge, la limitation des pics de charge et la gestion de l'éclairage public. Cet engagement à long terme permet une utilisation optimale des infrastructures et garantit la longévité des installations. Nos solutions sont en permanence améliorées selon l'état de la technique afin de répondre aux évolutions du marché et aux besoins des clients, mais aussi de protéger les investissements de nos clients sur le long terme. Pour cette raison, nous avons revu notre offre d'émetteurs et pouvons vous proposer aujourd'hui pour le bon fonctionnement de vos installations de télécommande centralisée de nouveaux émetteurs à la pointe de la technique. La famille d'émetteurs R800 Les émetteurs de télécommande centralisée R800 de Landis+Gyr représentent la longue expérience de nos collaborateurs dans le domaine de la gestion de charge et offrent à nos clients une famille performante à fréquence vocale caractérisée par une vaste gamme de fonctions, une sûreté maximale de fonctionnement et un mode de commande innovant. En collaboration avec notre partenaire stratégique ANC netcontrol (Breitungen, Allemagne), nous avons mis au point une gamme de

télécommandes centralisées basée sur des standards industriels et ouverte à des évolutions. Nous garantissons ainsi à nos clients une offre attrayante et pertinente sur le long terme et une expertise complète, protégeant ainsi au maximum leurs investissements. La famille d'émetteurs R800 comprend neuf types standard, de 24 kVA à 477 kVA et couvre ainsi toute la gamme de puissance des anciens émetteurs. Des modèles plus performants sont disponibles sur demande. Les convertisseurs utilisés sont conçus spécialement pour être installés dans la télécommande centralisée et l'utilisation poussée de composants ayant fait leurs preuves dans un contexte industriel garantit un haut niveau de qualité et de longévité. Le concept modulaire du matériel permet d'adapter de manière idéale le R800 aux besoins de chaque client et aux exigences locales. L'émetteur supporte tous les types courants de connexion, avec jusqu'à trois couplages par émetteur. Les fonctions des types d'émetteur existants sont entièrement couvertes par le R800 et de nombreuses fonctions utiles ont été ajoutées. Il faut souligner que ces équipements supportent à la fois la régulation de l'intensité et de la tension et que l'émetteur a été conçu en recourant au maximum à des interfaces standardisées. Le R800 se caractérise par sa facilité d'utilisation, en conformité avec les besoins des clients. Il peut être commandé, configuré et entretenu au moyen de commutateurs et boutons intuitifs situés sur la porte de l'armoire, sur place et à partir du réseau local de l'entreprise ou bien à distance via un modem GPRS. Un tableau de commandé situé sur le convertisseur permet de plus d'intervenir de manière simple et directe en cas d'urgence. JK

L'émetteur de commande centralisée R800

Caractéristiques principales • convertisseur à hautes performances, éprouvé et conforme au standard de l'industrie, avec self et filtre intégrés • boîtier de commande identique pour toutes les tailles d'émetteur et les cartes d'extension • technologie de pointe, interfaces standardisées • configuration illimitée avec logiciel de paramétrage via RS232 (option) • poste de commande et émetteur dans une armoire (option) • nombreuses possibilités d'extension (option) Commande sur écran (option) • accès par interface web (option) • ajustement de tous les paramètres et groupes de paramètres du convertisseur sur écran tactile • acquisition et archivage de valeurs de mesure d'une émission de télécommande décentralisée • acquisition et archivage de toutes les alarmes du convertisseur • envoi de télégrammes simples en décabits • fonction de vobulation pour simplifier la mise en service et l'élimination des incidents Possibilités multiples d'utilisation • convient à tous les types courants de couplages de télécommande centralisée (couplage parallèle rigide ou lâche, couplage série, couplage de conducteur neutre) • jusqu'à trois couplages par émetteur (quatre possibles sur demande) • reprise de toutes les fonctions des émetteurs précédents de Landis+Gyr • compatible avec les systèmes de fournisseurs tiers Fonctions principales • synchronisation via un récepteur GPS de fréquence pilote • trois modes possibles : - mode « Ufix » : tension de sortie constante, sans régulation de l'intensité - « mode U » : avec commande de tension et limitation réglable de l'intensité - « mode I » : régulation de l'intensité avec limitation de la tension • possibilité de mettre en mémoire trois jeux de paramètres décrivant la configuration complète de l'émetteur • mémoire d'alarmes (heure, tensions, intensités, fréquence, type de défaut) • commande manuelle (commutateurs et boutons) pour renouvellement d'émission, réinitialisation et arrêt

SMS Edition 16 – Avril 2017

Des perspectives nouvelles grâce au stockage de l'énergie dans la gamme des mégawatts

L'évolution des marchés entraîne une hausse de la demande pour des systèmes de stockage modernes, en particulier pour les énergies renouvelables. Le système de stockage en batteries BESS (Battery Energy Storage System) de Toshiba offre encore bien plus de possibilités que la compensation des fluctuations de fréquence réseau provoquées par l'injection des énergies solaire et éolienne. Il permet d'automatiser la régulation de la tension et d'optimiser l'offre et la demande. De plus, il sert de système de secours fiable en cas de pannes de courant ou dans les situations de catastrophe. Rien d'étonnant donc à ce que ce stockage en batteries de 1,2 MW soit de plus en plus apprécié des grands distributeurs d'énergie. Le BESS installé récemment à Helsinki, en Finlande, en est un exemple typique. Helen Electricity Network et l'opérateur finlandais Fingrid ont mis en service un démonstrateur visant à tester le moment idéal de charge et de décharge de l'équipement de stockage sur le réseau. Ces deux entreprises finlandaises recherchaient une technologie fiable offrant un bon rapport prix-performances et adaptée à l'environnement

des réseaux intelligents. Le système de stockage Toshiba fourni par l' intermédiaire de Landis+Gyr permet des cycles de charge-décharge rapides, pour une grande durée de vie, soit 10 000 cycles, l'idéal pour un réseau intelligent. Après la fin du projet-pilote, le BESS sera intégré à l' infrastructure d'Helens pour la production d'électricité à base d'énergies renouvelables. Le moment compensateur Le BESS facilite d'une manière générale la gestion de la demande quelle que soit la source d'énergie. Avec l'énergie stockée dans les 13 440 éléments de batterie Toshiba SCiB™ et les 560 modules de stockage SCiB™ de type 3-23 Ah, il est possible de compenser les différences entre les valeurs de consigne et la production réelle lorsque la demande est faible ou que la charge est élevée. Le BESS dispose de plus de deux convertisseurs d'énergie pour batteries de stockage, d'un système de surveillance et de gestion des batteries avec IHM et d'un transformateur à trois enroulements pour réseaux combinés. Le

système performant de gestion des batteries garantit l' injection de la quantité exacte d'énergie nécessaire. Lors de la charge et de la recharge, le BESS tient compte de facteurs tels que la température des modules de batterie, le niveau de charge (SOC, State of Charge), le taux de charge ou de décharge, les caractéristiques des onduleurs et l'état du réseau. Régulation efficace de la fréquence La volatilité des énergies renouvelables requiert l'emploi d'outils à réaction rapide afin de compenser les fluctuations de la fréquence et l'instabilité qu'elles engendrent sur le réseau, qui pourraient sinon provoquer des perturbations dans les installations et les composants raccordés. Le BESS est en mesure de répondre à ces fluctuations, car il peut se charger et se décharger très vite en réaction aux variations de fréquence. En cas de besoin, le BESS peut fournir sa puissance maximale en quelques millisecondes, intervenant ainsi de manière efficace en attendant qu'il soit possible de démarrer l'énergie de réserve. En Finlande, les distributeurs mettent actuellement les réserves à la disposition de l'exploitant du réseau de transmission. L'installation du BESS permet aux distributeurs d'étendre leur gamme d'énergies de réserve et d'offrir à l'exploitant du réseau de transmission un nouvel outil plus souple d'amélioration de la stabilité du réseau.

Figure 2 L’intérieur d’un BESS.

Régulation automatisée de la tension Au-delà des fluctuations de fréquence, l'injection décentralisée d'énergies renouvelables peut avoir une influence sur des facteurs tels que la tension, la puissance et la réinjection. Les systèmes de régulation existants, comme les transformateurs à régleur en charge, ne sont plus suffisants en cas de connexion directe de la production à la ligne d'alimentation. Les surtensions réduisent la durée de vie des composants ce qui entraîne des pertes techniques plus élevées et oblige à protéger les lignes d'alimentation et les transformateurs. Dans le cas inverse, les sous-tensions provoquent des effets négatifs comparables, tels qu'oscillations, perturbations de machines synchrones ou activation inopinée de mécanismes de protection. Le BESS permet aux opérateurs de réseau de réguler la tension en retirant ou en ajoutant de l'énergie. Les capacités de compensation offertes par le BESS sont utilisables pour maintenir le facteur de puissance dans les limites et minimiser les pertes dans le réseau. En Finlande, cela signifie que les opérateurs de réseaux de distribution peuvent éviter de payer à l'exploitant du réseau de transmission les amendes dues aux écarts. En Suisse, une telle exigence n'existe pas encore d'une façon générale, mais certains clients négocient déjà avec l'opérateur du réseau de distribution sur les conditions concernant la qualité du courant.

Figure 1 Système de stockage d'énergie de l’Helen et Finigrid en Finland.

Optimisation de l'offre et de la demande Le BESS est utilisable aussi pour compenser les pics et les creux de demande. Lorsque la demande est forte, les batteries se déchargent tandis qu'elles se chargent dans le cas contraire. À Helsinki, le BESS est utilisé pour optimiser l'approvisionnement et la distribution du courant et acheter à bas prix pour revendre à haut prix. Lors des pics de besoin, l'énergie stockée peut être revendue à un prix élevé sans qu'il faille en racheter sur le marché. Lorsque la demande est faible, on peut stocker de l'énergie renouvelable jusqu'à la remontée des prix. D'autres modèles économiques rendus possibles par le stockage seront étudiés dans le cadre du projet pilote. Secours en cas de panne En cas de panne de courant ou de forte perturbation, il faut maintenir en service l' infrastructure vitale. Les entreprises de télécommunications, les centres de données et les hôpitaux sont des exemples évidents de secteurs pouvant être très affectés par les pertes d'énergie. Le BESS offre pour ces scénarios une solution hautement efficiente parce que l'énergie stockée est immédiatement disponible et permet de surmonter le délai nécessaire avant le démarrage de sources alternatives de secours. Ces avantages montrent bien que dans les années qui viennent, un grand nombre de systèmes de stockage en batteries pourraient être intégrés aux solutions de réseaux intelligents. L'efficacité des solutions de stockage est la clé de l'utilisation des énergies renouvelables. Les projets de BESS en service Tohoku Electric Power Co. (Japon 40 MW/20 MWh BESS et 40 MW/40 MWh BESS Terna S.p.A. (Sardaigne et Sicile), 1MW/1MWh BESS chacun Fenosa, Alcalá (Espagne), 500 kW/776 kWh BESS Les projets de BESS en préparation Enel Green Power s.p.a. (Italie), 4 MW/1 MWh BESS E.ON Climate and Renewables et Tucson Electric Power (TEP), Arizona (USA), système de stockage 10 MW MS

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