Après un an de test en conditions réelles sur le réseau toulousain en Haute-Garonne, les partenaires du projet Sogrid sont enthousiastes. Pour la première fois, un réseau de distribution d'électricité a pu faire circuler un signal numérique sur sa partie basse et moyenne tension. Grâce à la troisième génération de la technologie du courant porteur en ligne (CPLG3), il est possible d'envoyer un signal télécom de qualité sur de longue distance. Une réussite technologique qui laisse entrevoir la mise au point de nouvelles fonctionnalités pour le réseau. "A l'heure actuelle, en tant que distributeur d'énergie, Enedis ne sait pas ce qui se passe sur son réseau basse tension. Les compteurs Linky en cours de déploiement permettent de remonter certaines alarmes. Sogrid va plus loin et a prouvé qu'il était possible d'utiliser la technologie CPL pour communiquer sur le réseau et observer en temps réel la situation", explique Damien Dufresnes, chargé de projet Smartgrids chez Enedis.
Cette visibilité du réseau est essentielle au distributeur pour mieux gérer l'injection d'électricité. Avec le déploiement des installations de production d'énergies renouvelables, les points d'injection se multiplient. Le projet Sogrid avait donc comme objectif de mettre au point et tester plusieurs équipements à différents points du réseau. Résultat : cinq brevets ont été déposés. Ces équipements et leur capacité à entrer en interaction grâce à la technologie CPL renforcent la fiabilité du réseau. Les capteurs déployés sont ainsi en mesure de détecter d'éventuelles pannes au domicile des clients et d'y remédier instantanément. A l'échelle internationale, les nouveaux matériels mis au point par les partenaires pourront aborder un marché estimé à plus de 1,7 milliard d'euros.
Bientôt une déclinaison en milieu rural
Mieux intégrer les injections d'énergie permet également de mieux identifier les besoins en terme de renforcement du réseau. "Aujourd'hui, lorsque des panneaux solaires doivent être connectés au réseau, on simule leur production pour voir si, au lieu d'injection, le réseau peut encaisser. On dimensionne en fonction de la pire situation, c'est-à-dire au 15 août lorsque la demande est au plus bas, explique Damien Dufresnes. Si nous sommes capables de piloter à distance le réseau et les installations qui y sont connectées nous pouvons le dimensionner par rapport à l'impact moyen que les nouvelles installations vont occasionner car on gagne en flexibilité".
Le projet doit désormais être immergé dans le réseau actuel. Sur la base du retour d'expérience du projet, Enedis va procéder au cours des prochains mois à une mise à l'étude de l'industrialisation de Sogrid. Le déploiement de la chaîne de communication globale sera étudié sur l'ensemble du réseau national à l'horizon 2030 et en compatibilité avec d'autres technologies sur la région Occitanie. Le projet Sogrid permet aussi à Enedis d'entamer la formation de ses équipes à ce nouveau service de contrôle à distance.
Le smart grid devra également être expérimenté sur d'autres configurations du réseau, en région rurale par exemple où les enjeux sont différents. "En milieu urbain, où les ramifications sont nombreuses, il existe des moyens de prendre le relais en cas de panne, ce qui n'est pas le cas dans le rural. Le réseau rural comme 60% du réseau français est par ailleurs aérien", explique Damien Dufresne. Une déclinaison rurale sera lancée début 2017 en région Occitanie.
