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Observabilité et estimation d'état dans le contexte Smart grid pour la distribution électrique

Dans les réseaux de distribution, parmi les fonctions de Smart grid qui jouent un rôle primordial, on peut citer les fonctions d’observation et de pilotage du réseau. Ces fonctions, couvrent l’ensemble de la chaîne « recueil de données et mesures provenant du réseau, des consommations et autres injections, leur analyse, l’aide à la décision pour les opérateurs et le renvoi d’ordre d’actions sur des composants de réseau tels que la production décentralisée, les interrupteurs et autres automates du réseau ».

L’objectif à atteindre est de permettre un fonctionnement optimal de l’ensemble du système électrique du point de vue économique, de la qualité et de la sécurité de l’approvisionnement en électricité, de la fiabilité, de l’impact environnemental, etc. Ces fonctions, dont certaines pourront être automatiques, tirent parti des Technologies de l’information et de la communication (TIC) et elles sont en mesure non seulement d’aider l’opérateur à résoudre les problèmes d’exploitation du réseau via des actions de télé-conduite, mais également d’aider la planification en amont. Parmi ces fonctions, on peut citer le réglage de la tension en présence d’un fort taux de pénétration de la production décentralisée, la reconfiguration des réseaux de distribution en régime normal (minimisation des pertes, répartition de la charge entre les transformateurs, etc.) ou en régime d’incident (auto-cicatrisation du réseau suite à l’apparition d'un défaut), la reconstruction du réseau après une perturbation, etc. L’opérateur doit alors améliorer sa « vision » du réseau afin de pouvoir mieux le piloter. Aujourd’hui, cette vision est basée sur un système de supervision et d’acquisition de données (SCADA – Supervisory Control And Data Acquisition) qui permet, pour la partie du réseau instrumentée (généralement la moyenne et haute tension), non seulement d’alimenter en données ces fonctions avancées mais, également, de gérer les entrées (informations) et les sorties (commandes) des données, les mesures (capteurs) et les ordres (actionneurs) entre le réseau et les centres de télé-conduite.

Estimateur d’état au sein de la conduite des réseaux de distribution

Source : G2ELab

En pratique, la télé-conduite comporte, d’une part, les télésignalisations et les télémesures (télésurveillance), qui transmettent les données des appareils vers l’opérateur et, d’autre part, les télécommandes et les télé-réglages, qui transmettent les données de l’opérateur vers les appareils.

La télésurveillance permet de connaître l’état du réseau en temps réel. Elle rassemble les mesures des grandeurs du réseau (tension, fréquence, intensité, température, etc.), les signalisations de position des différents appareils (disjoncteurs, indicateurs de passage de défaut, organes de manœuvre télécommandés), mais aussi leur déclenchement éventuel sur défaut. Les centres de conduite sont équipés avec des images de type synoptique (présentation, en général graphique, qui permet de saisir d’un seul coup d’œil un ensemble d’informations liées ou un système complexe), qui sont construites à partir des équipements réels en fonction des besoins de l’exploitant. De ce fait, l’opérateur de réseau peut visualiser les schémas d’exploitation, les valeurs des paramètres mesurés, le contenu détaillé des alarmes, les états de l’installation, etc.

La télécommande donne la possibilité d'ouverture et de fermeture des appareils du réseau ou du système électrique à distance, ainsi que de faire quelques actions de réglage ou d’actionner des automatismes.

Les SCADA en distribution utilisent aujourd’hui très peu de capteurs en réseau et ce n’est pas suffisant pour envisager, demain, la mise en œuvre de fonctions automatisées évoluées. Dans le contexte actuel et à venir, afin de profiter de la flexibilité du réseau et des ressources locales, l’opérateur devra connaître précisément l’état de son système, ce qui veut dire avoir une image globale des grandeurs électriques avec plus ou moins d’exactitude. Pour ceci, il aura besoin d'une fonction particulière appelée « estimateur d’état » qui, en utilisant des algorithmes adéquats, pourra fournir des données précises et fiables, donc avec un minimum d’erreur, aux fonctions avancées de réseau. Cette fonction, basée sur des mesures et pseudo-mesures (modèles, connaissances et données sur les puissances soutirées en réseau), devra permettre d’estimer, en « temps réel », l’état du réseau de distribution.

Structure générale de l’estimateur d’état

Source : G2ELab

En parcourant la figure précédente, le rôle de la tâche « détermination de la topologie », est de recueillir des données sur l’état des organes de coupure (disjoncteurs, interrupteurs, sectionneurs, etc.) et d’en déduire la configuration du système. Ces données sont préfiltrées, donc les erreurs structurelles qui peuvent apparaître dans la configuration du réseau sont éliminées.

Avant de faire une estimation, il faut s’assurer que le réseau soit observable, c’est-à-dire qu’il faut déterminer si une solution d’estimateur peut être obtenue en utilisant la série de mesures disponibles. L’estimateur d’état détermine alors l'état le plus probable du système sur la base du modèle de réseau et des mesures éventuellement entachées d’erreurs recueillies par le système de mesure. Le traitement des données fausses consiste à déterminer et à éliminer les erreurs grossières dans les mesures récupérées.

De telles fonctions d’estimation d’état sont largement utilisées et maîtrisées dans les réseaux de transport (à l’échelle régionale et nationale, voire continentale), mais ne sont pas transposables directement dans les réseaux de distribution (à l’échelle locale) parce que ces réseaux ont de fortes différences structurelles et opérationnelles.


Source : G2ELab

En effet, en France, le réseau de transport comprend 100 000 kilomètres de lignes à haute et très haute tension et il fournit l’énergie électrique à 2 200 postes de transformation appelés « postes sources » qui alimentent eux-mêmes les réseaux de distribution. Ces derniers sont donc les charges du réseau de transport. Ils comprennent eux-mêmes actuellement 1,3 million de kilomètres de lignes de distribution et 742 700 postes de transformation moyenne tension/basse tension permettant d’alimenter la grande majorité des 35 millions de consommateurs finaux.

Ce nombre très important de postes fait qu’il serait très coûteux de tous les équiper de systèmes de mesures, contrairement au réseau de transport où sont implantés des capteurs de mesures dans tous les postes. De plus, parce que le réseau de transport a une architecture maillée, et comme nous venons de le dire, des mesures dans tous les nœuds (postes), il existe des corrélations fortes entres les grandeurs électriques mesurées. Ainsi, l’estimateur d’état du transport peut corriger les erreurs de mesures avec une bonne précision et même détecter facilement les mesures erronées, d’autant plus que les mesures sont redondantes la plupart du temps. À l’opposé, l’architecture du réseau de distribution est radiale (en exploitation), avec beaucoup de ramifications et peu de capteurs de mesures, en général situés au poste source. En conséquence, les mesures faites sont peu, voire pas, corrélées du tout.

L’estimateur d’état pour les réseaux de transport existe donc depuis longtemps dans les centres de conduite des opérateurs et il connaît une problématique totalement différente de celle que nous pouvons envisager pour les réseaux de distribution. Aujourd’hui, ERDF est en train de déployer une première version d’estimateur d’état permettant d’obtenir une vue précise des tensions du réseau de distribution. Il reste néanmoins de larges champs d’exploration pour développer cet estimateur afin de pouvoir observer toutes les variables du réseau et des recherches sont en cours dans ce but sur la localisation optimale des capteurs, sur les nouvelles technologies de capteurs ou même sur le système de communication entre les capteurs et l’estimateur d’état, etc.

En particulier, le projet SOGRID retenu dans le cadre des appels à manifestation d’intérêt de l’ADEME va examiner les possibilités d’utiliser les compteurs communicants Linky associés au protocole de communication CPL-G3 pour améliorer l’observabilité et donc l’estimation d’état du réseau. Ces compteurs ne pourront a priori pas être utilisés comme des capteurs en réseau classiques, mais l’idée est de les solliciter régulièrement pour recaler les modèles d’estimateurs, ce qui permettrait par voie de conséquence de faciliter la mise en place des fonctions de pilotage avancées du réseau en améliorant la précision globale.

Laboratoire de recherche public affilié à l’Institut Polytechnique de Grenoble, l’Université Joseph Fourier et le CNRS, G2Elab couvre un large spectre de compétences dans le domaine du Génie Électrique. Son action peut être résumée par les mots-clefs suivants : énergie électrique, matériaux, procédés et systèmes innovants, modélisation et conception. Les travaux développés vont des recherches de base « amont », jusqu’au domaine « aval » avec une forte implication dans des collaborations avec des acteurs du secteur socio-économique Avec environ 300 personnes, le G2Elab s’impose dans ces domaines comme un acteur majeur au niveau national et international.
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