Conversion énergétique des centres de données du diesel au gaz naturel

 

Marcelo Algrain, Ph.D.
Senior Engineering Technical Steward
Caterpillar inc., Division de l’énergie électrique

Octobre 2016


Introduction

Les besoins énergétiques dans le secteur des centres de données (CD) continuent de croître à un rythme accéléré. Dans le passé, les CD étaient préférablement situés près de sources d’énergie peu coûteuses et fiables. Aujourd’hui, ces emplacements deviennent de plus en plus difficiles à trouver et la pression s’accentue pour formuler des solutions alternatives qui permettront aux CD d’exercer moins de pression sur les réseaux électriques publics, surtout en période de demande de pointe.

Même si de nombreux CD disposent d’une capacité suffisante de génération autonome d’électricité à partir de leurs unités de réserve alimentées au diesel, l’exploitation de ces unités pour réduire la demande soumise au réseau public n’est ni économiquement viable (les charges d’exploitation sont prohibitives en raison du coût élevé du carburant), ni même permise, sachant que les autorités responsables de la qualité de l’air imposent des limites annuelles de temps d’utilisation. La fonction des unités alimentées au diesel est donc purement celle de génératrices de secours auxquelles le CD fait appel lors de pannes du réseau.  

À l’inverse, la génération d’électricité à partir du gaz a beaucoup moins d’impact sur l’environnement et son coût est considérablement moindre que celui du diesel. De surcroît, certains services publics offrent à leurs clients des incitatifs financiers pour réduire leur consommation en période de pointe. Dans ces conditions, il devient économiquement et écologiquement viable pour un CD de se doter de groupes électrogènes au gaz dédiés à la cogénération en dehors des périodes d’urgence. La part de cogénération dépendra de chaque scénario particulier, mais elle pourrait se restreindre à la quantité nécessaire à l’alimentation des charges non essentielles ou aller jusqu’à pourvoir aux besoins énergétiques de l’ensemble des installations du CD.

Il va sans dire que pour un secteur dont les acteurs doivent pouvoir assurer le plus haut degré de résilience, l’idée de passer du diesel au gaz peut paraître à certains un changement technologique trop radical. Si c’est le cas, une approche évolutive selon laquelle la transition sera réalisée par étapes progressives peut être préférable.  

La transition du diesel au gaz peut d’ailleurs être faite de plusieurs façons. Quelques options sont présentées ci-dessous. Il faut d’ailleurs noter que des solutions qui sembleraient à première vue peu attrayantes pourraient très bien convenir à des cas particuliers. 

 

Construction d’une centrale de production d’énergie de pointe adjacente au CD

Cette première option perturberait le moins les CD. La centrale de pointe serait mise en marche lorsque la demande de puissance électrique du CD devient excessive. La décision d’utiliser ou non la centrale pour alimenter le réseau public reviendrait aux seuls propriétaires. Si la centrale doit interagir avec le réseau, elle devra toutefois se conformer aux normes de réseau du pays, par exemple à la norme IEEE 1547 aux États-Unis. En revanche, si la centrale de pointe n’est destinée qu’à alimenter exclusivement le CD et à reprendre l’excès de charge qui aurait été soumis au réseau, les normes de réseau ne s’appliqueront généralement pas, ce qui simplifiera l’installation, facilitera le processus d’approbation de la connexion et limitera les dépenses en immobilisations.

 

Conversion des unités diesel en unités à deux combustibles

La conversion des unités diesel en unités à deux combustibles (diesel et gaz) est une solution attrayante du point de vue technique. Elle permettrait la mise en place d’un groupe électrogène qui réagit comme un moteur diesel, mais dont les coûts en carburant sont pratiquement ceux d’une turbine à gaz. Malheureusement, dans le contexte réglementaire actuel, ces unités seront tout de même assujetties aux exigences applicables aux moteurs diesel destinés à la production d’énergie primaire et devront être équipées de dispositifs de post-traitement des gaz d’échappement dont le coût sera considérable. 

 

Alimentation des charges non essentielles par des unités à gaz

Une troisième option, qui consiste à alimenter les charges non essentielles à partir d’unités à gaz, permettrait de réduire en partie le fardeau que représente le CD pour le réseau public d’électricité. En général, les charges non essentielles représentent moins du quart de la charge totale du CD. Si cette proportion est jugée suffisante, cette solution peut être acceptable. Par ailleurs, si le CD est en mesure d’utiliser une partie de la chaleur générée par les unités à gaz pour faire une production combinée de chaleur et d’électricité, il devient possible d’améliorer encore davantage le rendement thermique du site.

 

Replacement des unités diesel par des unités à gaz à plus haute capacité d’acceptation de charge

Le simple remplacement de groupes électrogènes diesel par des groupes électrogènes à gaz est une solution idéale. Bien qu’on croit généralement que les unités à gaz ont de plus faibles capacités de réponse à un régime de charges transitoires par rapport aux unités diesel, les avancées récentes de la technologie des moteurs à gaz ont mené à d’importants gains dans la performance des moteurs et dans leur capacité d’accepter des variations de charge. 

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Figure 1 : Variations de tension et de fréquence suite à un saut de 75 % de la charge du banc d’essai

La figure 1 montre les variations de tension (échelle de gauche) et de fréquence (échelle de droite) pour un saut de 75 % de la charge. La courbe bleue correspond à une génératrice à gaz conventionnelle, la courbe rouge à une génératrice à gaz de nouvelle technologie à réponse dynamique et la courbe verte à un groupe électrogène alimenté au diesel. Comme le montre la figure 1, les capacités de réponse aux sauts de charge des moteurs à gaz de nouvelle technologie s’approchent du niveau de performance attendu d’un groupe diesel. Dans certaines conditions, le simple remplacement d’une unité diesel par une unité à gaz paraît même faisable. Ainsi, en optimisant le séquençage des charges, en allongeant les temps de mise sous tension des systèmes d’alimentation sans coupure et en réduisant la taille des blocs de charge, on peut faire en sorte que le profil de charge soit conforme aux capacités de réponse en régime transitoire de la prochaine génération de groupes électrogènes à gaz, rendant possible l’utilisation du gaz naturel pour l’alimentation énergétique des CD.

 

Utilisation d’un système de génération d’énergie hybride combinant des unités au gaz et au diesel 

En dernier lieu, il existe une solution hybride dans laquelle des unités alimentées au gaz et au diesel sont combinées de manière qu’elles puissent reprendre la demande énergétique que le CD impose au réseau public pendant les périodes de pointe, tout en maintenant une capacité de réponse en situation d’urgence équivalente à celle d’un groupe électrogène diesel. Une telle chose est possible du fait que, dans l’ensemble, les variations de la charge permanente d’un CD sont lentes et que les exigences relatives à la réponse transitoire du groupe électrogène ne sont pas très sévères. La difficulté se présente lors de la transition d’une source d’alimentation à une autre. Les groupes électrogènes diesel ont toujours été en mesure de gérer ces transitions sans incident. Par contre, les unités à gaz classiques ne sont pas encore capables d’égaler les capacités sous charge transitoire des unités diesel. Par contre, un système hybride diesel-gaz serait en mesure de satisfaire les exigences de réponse transitoire et offrirait un surplus de capacité de génération d’énergie en dehors des situations d’urgence pour alléger la charge sur le réseau public en période de pointe.

La façon la plus simple de concevoir un système de production d’énergie hybride diesel-gaz pour un CD est le montage en parallèle d’un ensemble de groupes électrogènes au gaz et au diesel. Dans un tel système, les groupes électrogènes à gaz et au diesel sont connectés à des barres collectrices en parallèle sur lesquelles les charges sont partagées. Puisque les unités à gaz ont typiquement des capacités d’acceptation de charge inférieures aux unités diesel, on préfèrera faire fonctionner les unités à gaz en mode de charge de base, comme centrales de base, et les unités diesel en mode de suivi de charge. La répartition de la quantité de charge entre les unités à gaz et les unités au diesel sera faite sur la base du niveau de génération d’énergie de base (en opération non urgente) souhaité, tout en maintenant une rigidité électrique suffisante du circuit collecteur à travers les groupes électrogènes diesel de manière à garantir la qualité de la puissance produite en situation d’urgence. Bien que le rapport entre la quantité d’énergie produite avec le diesel et le gaz sera différent d’un cas à l’autre, une règle de base pourrait être d’envisager une répartition de 50/50.

Dans le cas de CD de conception modulaire, où un seul groupe électrogène doit alimenter la charge des équipements de TI à travers des systèmes d’alimentation sans coupure, le développement d’une configuration hybride nécessite des compromis supplémentaires. En général, les systèmes de génération d’énergie modulaires ont un certain niveau de redondance, N + 1 ou N + 2, etc. Les groupes électrogènes redondants sont ceux qui offrent la possibilité d’une configuration hybride. La figure 2 montre le schéma unifilaire simplifié d’un CD modulaire. Il existe deux possibilités : 

  1. les groupes électrogènes à gaz sont utilisés comme systèmes redondants et les unités au diesel sont utilisées pour l’énergie de base;
  2. les groupes électrogènes diesel sont utilisés comme systèmes redondants et les unités à gaz sont utilisées pour l’énergie de base.

Dans le premier cas, la capacité d’allégement de la charge sur le réseau public est de 1/N ou de 2/N selon le niveau de redondance. Ce serait une configuration où le diesel domine. Le deuxième cas représente l’inverse, c’est-à-dire une configuration où le gaz est la source d’énergie dominante qui fournira habituellement toute la puissance requise par le CD. La pertinence de l’une ou l’autre de ces configurations dépendra de la proportion de génération autonome hors des périodes d’urgence qu’on désire maintenir.

 

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Figure 2 : Exemple de CD de configuration modulaire

Si on suit l’hypothèse que les groupes électrogènes à gaz n’ont pas la pleine capacité de réponse aux charges transitoires des unités diesel, voyons comment cette lacune pourrait être comblée par un système hybride. Dans le premier cas, où les unités redondantes sont des unités à gaz, ces groupes électrogènes seraient utilisés pour réduire la charge soumise au réseau hors des périodes d’urgence. Les génératrices à gaz fonctionneraient en mode de charge minimale. En cas de panne du réseau public, les unités diesel seraient mises en marche et rétabliraient l’alimentation des systèmes d’alimentation sans coupure. C’est là la situation qu’on rencontre habituellement, que des unités à gaz soient présentes ou non. Dans le cas rare où l’un des groupes diesel ne parvenait pas à démarrer, l’unité à gaz serait disponible pour remplacer cette unité diesel, mais le système d’alimentation sans coupure relié à ce groupe électrogène à gaz devrait être ralenti pour s’ajuster à la capacité d’acceptation de charge de l’unité à gaz. En revanche, s’il y avait plus d’une unité à gaz pour remplacer une unité diesel qui ne parvient pas à démarrer, par exemple dans un système N + 2, la capacité d’acceptation de charge des deux unités alimentées au gaz serait amplement suffisante pour reprendre la charge du système d’alimentation sans coupure.

Dans la deuxième configuration hybride, où le groupe électrogène redondant est l’unité diesel et où les sources d’énergie primaire sont les unités au gaz, il y a suffisamment de capacité de production hors des périodes d’urgence pour combler la totalité des besoins de consommation électrique du CD sans qu’une charge soit soumise au réseau public. Il serait néanmoins avantageux de rester connecté au réseau pour donner davantage de rigidité à la source électrique et pour ajouter un surplus de redondance. De préférence, la séquence de démarrage serait lancée lorsque la connexion avec le réseau public est établie, de sorte que le groupe électrogène alimenté au gaz puisse accroître graduellement sa capacité jusqu’au niveau où il alimente la totalité de la charge des équipements de TI et où plus aucun courant ne traverse le disjoncteur de la connexion au service public. Dans le cas où le groupe électrogène à gaz doit être démarré en l’absence du réseau public, le groupe électrogène diesel redondant fournirait la rigidité électrique nécessaire au circuit collecteur pour transférer la charge des équipements de TI à l’unité alimentée au gaz. Ce processus devrait être répété séquentiellement jusqu’à ce que toutes les unités à gaz soient en plein fonctionnement à partir de conditions de démarrage à froid. Ce processus allongerait le temps de mise sous tension du système d’alimentation sans coupure, surtout dans le cas de la dernière unité à être alimentée. Par contre, si ce système est doté de batteries pouvant offrir plusieurs minutes d’alimentation grâce à leur long temps de décharge, le délai de mise en marche des unités alimentées au gaz ne poserait pas un problème majeur. Il suffirait de hiérarchiser la mise en marche des groupes électrogènes pour répartir le délai de démarrage entre toutes les unités. Cette dernière approche permettrait aux CD de réduire leur consommation d’énergie provenant des services publics à des niveaux presque nuls durant les périodes de pointe, et permettrait aux propriétaires de CD de profiter des tarifs préférentiels que les services publics peuvent offrir.

 

Conclusion

En résumé, le présent document de présentation technique a permis de décrire les nombreuses options qui se présentent pour convertir l’alimentation en énergie d’un CD du diesel au gaz naturel. Cette transition peut être faite de façon graduelle ou en une seule étape. La décision quant à la façon de procéder dépendra principalement de l’ampleur de la charge qu’on veut retirer du réseau public d’électricité en période de forte demande et des tarifs préférentiels qui sont offerts par les services publics pour substituer la consommation électrique externe des CD par de la cogénération. Les tendances actuelles indiquent que la congestion des réseaux continuera d’augmenter à mesure que les anciennes centrales de production d’énergie seront mises hors service et que la pénétration des énergies renouvelables et des ressources de production variables augmentera. Pour contrer la volatilité émergente du marché de l’énergie électrique, la production d’énergie à partir du gaz naturel constitue une solution résiliente, écologique et économique pour les CD. Le coût du gaz naturel est à un niveau historiquement bas et l’offre est abondante. Une étude1 commandée par le ministère américain de la Défense a conclu que les systèmes alimentés au gaz naturel sont généralement assez robustes pour soutenir des pannes du réseau électrique pouvant durer de deux semaines à trois mois. Les réseaux de distribution de gaz naturel ont souffert très peu de pannes dans leur histoire, et les contrats de livraison ferme affichent une fiabilité supérieure à 99,999 %. Bref, le gaz naturel est d’emblée une option viable pour alimenter un centre de données.

1Sources : Department of Defense, Interdependence of the Electricity Generation System and the Natural Gas System and Implications for Energy Security, 2013

 

À propos de Caterpillar

Depuis 90 ans, Caterpillar Inc. est au service du développement durable et s’implique dans des changements positifs et durables sur tous les continents. Les clients choisissent Caterpillar pour les aider à développer leurs actifs en matière d’infrastructure, d’énergie et de ressources naturelles. Avec un chiffre d’affaires de 47,01 milliards de dollars en 2015, Caterpillar est le premier fabricant mondial d'équipements de construction et d’exploitation minière, de moteurs diesel et à gaz naturel, de turbines à gaz industrielles et de locomotives diesel-électriques. La société opère principalement dans ses trois segments de produits, Resource Industries, Construction Industries et Power Systems, mais propose également des services financiers et associés via sa division Financial Products.

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