Mémoire de PFE - eprints2.insa-strasbourg.freprints2.insa-strasbourg.fr/1043/1/Rapport_PFE_SAENGER.pdf · DigSilent et de connaitre les différentes subtilités d’un réseau tel

Mémoire de PFE

Remplacement du multipôle équivalent dans le modèle de simulation du réseau ESR

Auteur : SAENGER Maxime Tuteur en entreprise : M. Jean-Thibaut MONTAVONT Tuteur INSA de Strasbourg : M. Damien FLIELLER

PFE effectué au sein du groupe Electricite de Strasbourg, 5 rue A.M.Ampère 67450 Mundolsheim du 24 janvier au 10 juin 2011.

Génie électrique option Énergie Juin 2011

Maxime SAENGER Mémoire de PFE Page 2

Fiche d’objectifs :


Caractérisation du modèle de simulation existant : Le multipôle permet d’effectuer sur le réseau ESR les tâches suivantes :

o Calcul des flux de puissances actives o Calcul des puissances de courts-circuits aux différents postes du réseau ESR o Variation du point de fonctionnement de la simulation permettant l’utilisation du

modèle en planification Cahier des charges du nouveau modèle à créer : Il devra remplir les mêmes objectifs que le multipôle équivalent avec des contraintes supplémentaires :

o Calcul des flux de puissances actives et réactives (le multipôle n’est valable qu’en actif)

o Calcul des puissances de courts-circuits aux différents postes du réseau ESR o Calcul de transits sur toute la plage de point de fonctionnement du réseau ESR o Possibilité de faire varier le point de fonctionnement de la simulation pour

s’adapter à tout scénario de charge. o Permettre de faire des simulations sur le réseau ESR dans les mêmes conditions

qu’auparavant


Résumé


Le réseau HTB d’ESR est maillé et interconnecté avec le réseau HTB de RTE ce qui nécessite d’optimiser son fonctionnement à l’aide d’un simulateur. La première étude aura pour but de valider le modèle de simulation en confrontant les résultats du simulateur aux données réelles mesurées sur le réseau. Ensuite, une analyse de la sensibilité de ce modèle aux différents paramètres utilisés pour les calculs sera effectuée afin d’en quantifier la robustesse. Jusqu’à présent étaient décrit dans le simulateur l’ensemble du réseau ESR ainsi qu’une partie du réseau RTE qui se trouve juste en amont du réseau ESR (anneau de garde). Pour simuler le réseau qui se trouve au-delà de l’anneau de garde, RTE communique chaque année un multipôle équivalent. RTE ne sera prochainement plus en mesure de fournir ce multipôle. Un des principaux objectifs du PFE est de trouver un moyen de se passer de multipôle, et de continuer à faire des simulations sur le réseau ESR dans les mêmes conditions qu’auparavant.

Abstract

Replacement of the equivalent multipole in the simulation model of the ESR network

The HTB network of ESR is meshed and interconnected with the HTB network of RTE. This kind of specification implies that its operation should be optimized with a simulator. The first study consists in validating the simulation model with a comparison between calculation and network measurements. Until now the ESR network and a piece of the RTE network arround the ESR network were describded in the simulator. To simulate the upstream network, RTE provides every year a equivalent multipole. But in the near future RTE won’t be able to provide a multipole anymore. One of the main target of the PFE is to find another solution to replace the operation of the multipole which allows to make simulations on the ESR network in the same conditions and assumptions than before.


Sommaire Remerciements......................................................................................................5 Introduction……………………………………………………………………...6

1. Le groupe Électricité de Strasbourg…………………………………………..7 1.1 Historique.......................................................................................................................….7 1.2 Les activités du Groupe …………………………………………………………...………7

1.2.1 ESR (Électricité de Strasbourg Réseaux)……………………………..…………8 1.2.2 ÉS Énergies Strasbourg, fournisseur d’énergies et de services…………………9 1.2.3 Écotral…………………………………………………………………………...9

2. Présentation des différents réseaux……………………………….…………10 2.1 Le réseau RTE……………………………………………………………………………10 2.2 Le réseau ESR……………………………………………………………………………11 2.2.1 Réseau 225kV….……………………….………………………………………11

2.2.2 Réseau 63kV………………………………………….………………………...12 2.2.3 Réseau HTA………….…………………………………………..……………..12

3. La problématique 3.1 Description générale……………………………………………………………………..14 3.2 Description du multipôle équivalent…………………………………………..................14

4. Premiers essais et mise en place de la démarche de travail………………….16 4.1 Présentation du logiciel de simulation…………….……………………………………...16

4.2 Les points particuliers de la simulation……….……………....………………………….16 4.2.1 Le nœud bilan…………………………………………………………………..16

4.2.2 Les spécificités des lignes……………………………………………………...17 4.2.3 Le réseau HTA…………………………………………………………………17

4.3 Premières simulations…………………………………………………………………….17 4.4 Applications des conventions en vue de l’exploitation des résultats……………………..18

5. Études comparatives en vue de la suppression du multipôle équivalent….....20 5.1 Injection des flux provenant du multipôle………………………………………………..20 5.2 Injection des flux provenant d’une photo du réseau RTE………………………………..22 5.3 Injection des puissances de courts-circuits provenant du multipôle……………………...24

5.4 Variation du point de fonctionnement sans multipôle……………………………………28

6. Étude de l’influence du réseau RTE sur le réseau ESR ……………………..31

7. Le modèle de remplacement du multipôle équivalent……………………….33 7.1 Élaboration du modèle………………………………………………………………………33

7.2 Mise en place du nouveau modèle dans PowerFactory………………..……………………35 7.3 Étude de l’influence de l’anneau RTE étendu sur le réseau ESR…………………………...39 7.4 Anneau étendu et puissances de courts-circuits…………………………………………….41

8. Études complémentaires……………………………………………………..43 8.1 Étude de bouclage Phalsbourg-Saverne…………………………………………………….43 8.3 Étude des butées basses régleurs sur les transformateurs HTB/HTA………………………45

8.2 Circulation de réactif entre Reichstett et PPR……………………………………………....48

Conclusion……………………………………………………………………...51 Bibliographie…………………………………………………………………...52


Remerciements

Tout d’abord je souhaite remercier le groupe Électricité de Strasbourg de m’avoir accueilli dans le cadre de mon Projet de fin d’études. Pendant ces quelques mois j’ai eu le privilège d’avoir le soutien de diverses personnes qui m’ont accordées du temps et sans lesquelles l’exécution de ma mission aurait été impossible. Je tiens en premier lieu à remercier M. Jean-Thibaut MONTAVONT mon maître de stage, chargé d’études HTB au sein du groupe PPR (Pilotage et Prospective Réseaux) ainsi que M. Michel DIEBOLT pour leur accueil, leur aide, le temps qu’ils m’ont consacré et pour les réponses à mes nombreuses questions. Ensuite je souhaite remercier M. Éric SCHAUB et M. Henri ROLLET (tous deux étant chargés d’études HTA) pour leurs explications et pour le temps qu’ils m’ont accordé. Merci également à Mme. Isabelle OLLAND et M. Philippe RUZZI pour leurs explications et leur accueil. N’ayant à ce jour compte tenu de ma faible expérience que des connaissances restreintes sur le fonctionnement d’un réseau, les différentes interventions de chacun m’ont permis d’acquérir les bases du fonctionnement et de la gestion d’un réseau électrique tel que celui d’Électricité de Strasbourg réseaux. Merci également à M.FLIELLER d’avoir suivi mon projet de fin d’études. Finalement, je remercie l’ensemble du personnel d’Électricité de Strasbourg pour leur accueil et tous ceux qui m’ont permis de passer des moments agréables au sein de l’entreprise.


Introduction

Mon projet de fin d’études porte sur l’étude du remplacement du multipôle équivalent dans le modèle de simulation du réseau ESR. Le multipôle en question n’étant qu’un modèle électrique permettant à ESR d’effectuer des simulations sur son réseau. L’objectif final du projet est d’obtenir un modèle électrique de simulation permettant à ESR de planifier, d’optimiser et d’exploiter son réseau dans les mêmes conditions qu’auparavant compte tenu de l’indisponibilité future du multipôle équivalent. Analyser des résultats, valider les hypothèses, faire des choix et savoir les justifier, tel ont été les différentes tâches à mener pour acheminer ce projet à son terme. La première étape du projet fût la caractérisation du multipôle, pour cela il a fallu cerner son fonctionnement et analyser les résultats obtenus avec différents scénarios de contraintes sur le réseau. Cette première étude m’a aussi permis de prendre en main le logiciel de simulation PowerFactory de DigSilent et de connaitre les différentes subtilités d’un réseau tel que celui d’ESR. La seconde étape fût la reproduction du fonctionnement du multipôle mais seulement dans le réseau existant dans le simulateur. Ce palier a permis de valider les résultats de la première étape et surtout de s’assurer que le projet prenne la bonne direction. Aussi l’influence des ouvrages a été étudiée, afin de connaitre la suite des opérations à effectuer pour obtenir un modèle de remplacement. Finalement, la dernière étape fût la mise en œuvre de la stratégie adoptée à l’aide des deux étapes précédentes. Pour cela, la description du réseau dans le simulateur a été élargie puis validée par l’intermédiaire de différentes méthodes permettant de tester aussi bien les flux que les puissances de courts-circuits. Le mémoire présente huit parties, lesquelles détaillent l’ensemble du travail effectué ainsi que les résultats clefs obtenus durant mon projet de fin d’études. Les trois premières parties sont axées sur la compréhension des deux réseaux ainsi que des différentes particularités du réseau ESR et aussi sur l’explication de la problématique. Enfin les parties suivantes montrent les étapes et la démarche suivie en vue du remplacement du multipôle équivalent. De plus la dernière partie illustre déjà plusieurs applications concrètes en lien avec ce nouveau modèle de simulation.


1. Le groupe Électricité de Strasbourg 1.1Historique

Électricité de Strasbourg a été créée le 14 décembre 1899 sous le nom de "Elektrizitätswerk Strassburg", à l'initiative de la ville de Strasbourg et grâce aux capitaux de l'entreprise allemande AEG et du Crédit Suisse. En 1908, la ville de Strasbourg devient actionnaire majoritaire. En début de siècle, Électricité de Strasbourg s'engage dans les grands programmes d'électrification des campagnes et des villes. A la veille de la première guerre mondiale elle alimente près de 195 communes et la consommation globale d'électricité est multipliée par huit par rapport à 1900. Après une courte période de transition à l'époque de la première guerre mondiale l'entreprise reprend son expansion.

Après la seconde guerre mondiale, l'heure est à la reconstruction. En 1946, les 1300 sociétés d'électricité françaises sont nationalisées, sauf celles qui, comme Électricité de Strasbourg, dépendent majoritairement d'une collectivité locale. En 1954, la ville de Strasbourg cède ses actions à Électricité de France qui devient ainsi l'actionnaire majoritaire de l'entreprise.

Après les années difficiles, Électricité de Strasbourg renforce les réseaux électriques de la région. Les années 70 sont des années de crise pétrolière. En France, l'heure est aux économies d'énergie. Électricité de Strasbourg crée une filiale qui deviendra Ecotral chargée de promouvoir des installations de chauffage électrique économiques, avec garantie de résultat. Depuis 1988, Électricité de Strasbourg a engagé une politique de diversification et propose de nouveaux services à sa région. En 2003, Électricité de Strasbourg change son identité. Ce changement à permis à Électricité de Strasbourg de se préparer au mieux à l'ouverture du marché. A partir du 1er octobre 2005, ÉS élargit son activité et devient également fournisseur de gaz.

L’année 2007 a été marquée par l’ouverture totale du marché de l’énergie à la concurrence, ce qui a conduit à la séparation entre la distribution et la commercialisation de l’énergie. Le Groupe Électricité de Strasbourg est composé d'une maison-mère, Électricité de Strasbourg, dont la marque ÉS Réseaux porte l'activité de distribution et de gestionnaire de réseaux, et de filiales dont, en particulier, ÉS Énergies Strasbourg et Écotral. (cf. : figure1)

Figure 1 : diagramme groupe ES

1.2 Les activités du Groupe

Les différentes filiales du groupe permettent de mettre en évidence les multiples activités du

Groupe Electricite de Strasbourg.


1.2.1 ESR (Électricité de Strasbourg Réseaux)

En tant qu’opérateur de réseaux, ÉS Réseaux construit, exploite, entretient et renouvelle un réseau électrique haute, moyenne et basse tension de plus de 13 000 km, qui alimente plus de 470 000 points de livraisons sur 408 communes dans le Bas-Rhin (environ les trois quarts du département) soit plus de 446 000 clients et plus de 1000 salariés. Le gestionnaire du réseau de distribution garantit un accès transparent et non discriminatoire au réseau de distribution d'électricité des sites, consommateurs et producteurs.

Pour se rendre compte de la taille du réseau, on trouve figure 2 un plan qui montre l’étendue de l’implantation d’ESR.

Figure 2 : Implantation du réseau ESR

ESR est composé de plusieurs entités dont le GRD (Gestion du réseau de distribution) où j’ai

été intégré à l’occasion de mon projet de fin d’études.

Les équipes du GRD assurent sur son périmètre les missions suivantes :

• Le développement et l’exploitation des réseaux publics de distribution d’électricité • Le suivi de la qualité et de la continuité de fourniture • Le raccordement et l’accès, dans des conditions non discriminatoires, aux réseaux publics de

distribution des sites consommateurs et producteurs • La publication et l’échange des données avec les acteurs du système dérégulé • Le traitement et la reconstitution des flux • Les relations avec les autorités


De manière plus précise, mon PFE s’est déroulé au sein du groupe PPR (Pilotage et Prospective Réseau). Ce groupe est composé de différentes personnes qui ont en charge les tâches suivantes :

• M. Michel DIEBOLT : chef du groupe PPR • M. Jean-Thibaut MONTAVONT : chargé d’études HTB • M. Éric SCHAUB : chargé d’études HTA • M. Henri ROLLET: chargé d’études HTA • Mme. Isabelle OLLAND : responsable de la cellule économique à PPR (exploitation) • M. Philippe RUZZI : responsable de la cellule économique à PPR (investissements)

Compte tenu du sujet PFE, qui concerne uniquement le réseau HTB j’ai majoritairement travaillé aux côtés de M. Jean-Thibaut MONTAVONT et de M. Michel DIEBOLT.

1.2.2 ÉS Énergies Strasbourg, fournisseur d’énergies et de services

ÉS Énergies Strasbourg regroupe tous les métiers liés à la vente d'énergie et de services associés, la promotion des solutions électriques de qualité et le conseil en matière de maîtrise de l'énergie. ÉS a étendu ses offres commerciales à la fourniture de gaz. Elle peut, depuis octobre 2005, fournir du gaz aux clients industriels et a signé ses premiers contrats.

Par ailleurs, ÉS vient d’acquérir 100MW de droits d’accès à la production d’électricité auprès de la centrale hydraulique de Strasbourg (50MW) et de la centrale nucléaire de Fessenheim (50MW). Depuis avril 2002, Électricité de Strasbourg est également le concessionnaire de la distribution de l’électricité sur la commune de Huningue. 1.2.3 Écotral

Créé en 1981, Écotral historiquement présent en Alsace, étend son activité au grand EST par des agences crées à Besançon et à Nancy. Des domaines de l'ingénierie électrique ou thermique à la maintenance multi-techniques ou multi-énergies et aux téléservices, en passant par l'ingénierie de la restauration et l'ingénierie lumière, le panel des compétences et d'interventions d'Écotral est particulièrement large. La filiale compte 54 personnes dont le rôle est l’assistance de projets dans le domaine des énergies ce qui permet une approche globale centrée sur la performance d'utilisation et l'optimisation des coûts.


2. Présentation des différents réseaux 2.1 Le réseau RTE RTE (ou Réseau de transport d’électricité), société anonyme filiale du groupe EDF, est le gestionnaire du réseau de transport d'électricité français. Entreprise de service public, elle a pour mission l'exploitation, la maintenance et le développement du réseau haute et très haute tension. Elle est garante du bon fonctionnement et de la sûreté du système électrique. RTE achemine l'électricité entre les fournisseurs d'électricité (français et européens) et les consommateurs, qu'ils soient distributeurs d'électricité ou industriels directement raccordés au réseau de transport. Avec 100 000 km de lignes comprises entre 63 000 et 400 000 volts et 45 lignes transfrontalières, le réseau géré par RTE est le plus important d’Europe (voir figure 3). L’ensemble du réseau 400kV et 225kV géré par RTE est maillé ce qui permet de maintenir le service même en cas de perte d’un ouvrage (ligne ou transformateur). Ce système est appelé règle du N-1 : c'est-à-dire que même en cas de perte d’un ouvrage, on peut assurer la continuité de service sans incidence pour le consommateur final. RTE doit à l’aide de ses 8500 salariés, entretenir le réseau, renforcer sa robustesse et le développer en fonction de la demande, en veillant à réduire son impact environnemental. Elle doit assurer la continuité, la qualité de la fourniture de courant et alerter les pouvoirs publics en cas de risque de coupure. Ceci implique que RTE doit en permanence gérer l’ajustement entre production et consommation.

Figure 3 : description des réseaux

On se devait de dire un mot sur RTE car c’est par l’intermédiaire de celui-ci que le réseau du groupe ÉS est alimenté en énergie. En effet, le réseau d’ESR est fourni en électricité par l’intermédiaire de 8 points de livraisons (qui seront détaillés par la suite). Ces points de livraisons sont donc des interconnexions où l’on passe du réseau RTE (réseau HTB>50kV, les tensions d’alimentations de ces 8 points sont 63kV ou 225kV) au réseau ESR. Ces derniers feront l’objet d’une attention particulière lors des différentes simulations présentées. De plus, compte tenu du sujet du


projet de fin d’études, j’ai été amené à davantage travailler sur le réseau RTE que sur celui d’ESR car le modèle du réseau ESR est connu et stable. C’est à partir de l’alimentation du réseau ESR par le réseau RTE que des modifications (vers l’amont) ont du être faites afin de pouvoir par la suite continuer à faire des simulations sur le réseau ESR. 2.2 Le réseau ESR

Le réseau ESR permet d’abaisser au fur et à mesure la tension depuis la livraison en haute tension aux points de connexion RTE jusqu’à la basse tension utilisée par les clients.

Tout d’abord commençons par faire un petit rappel sur les niveaux de tensions : • HTB : U>50kV (le plus souvent 63, 225 ou 400kV) • HTA : 1<U<50 kV (généralement 20kV) • BT : U<1kV (dans notre cas 400V entre phases ou 230V en monophasé)

2.2.1 Réseau 225kV Comme dit précédemment, le réseau dispose de 8 points d’alimentations en HTB. Ces derniers sont :

• En 225kV : Graffenstaden, Marlenheim, Port du Rhin, Reichstett, Batzendorf et Seltz

• En 63kV : Benfeld, Gerstheim, Illkirch, Saverne et Pfaffenhoffen

La carte du réseau HTB d’ESR est disponible en figure 4 page 13. On compte 11 points de livraisons, si l’on comptabilise l’ensemble des connexions entre ESR et RTE citées ci-dessus. Un point de livraison ne se situe pas forcement en un seul lieu géographique. Par exemple, la liaison 63kV vers Goetzenbruck est comptabilisée avec le point de livraison de Batzendorf, idem pour Benfeld qui est comptabilisée avec Graffenstaden [1]. Sur le réseau sont connectés des clients ayant des besoins et des attentes différentes. L’ensemble du réseau fait tout de même 13000km et permet de desservir les trois quarts du Bas-Rhin. On distingue les particuliers et les artisans alimentés en BT 400V (triphasé) ou 230V (monophasé), les PME et les industriels qui sont alimentés en HTA (20kV) et certains gros industriels directement alimentés en HTB (63kV). Il existe cependant des industriels (par exemple la SNCF via RFF) ayant un besoin en énergie si important qu’ils sont directement alimentés en 225 ou 400kV. On a donc deux niveaux de tensions fournis par l’intermédiaire de RTE, et aussi divers niveaux de tensions à fournir aux clients. Le réseau permet d’acheminer l’énergie jusqu’aux clients et de la transformer pour ainsi obtenir les différents niveaux de tensions exigés par les clients. Par exemple au point de livraison de Marlenheim se situe un poste RTE (HTB/HTB) c'est-à-dire un poste de transformation 400/225kV. A partir de ce point, des lignes 225kV ESR acheminent l’énergie à des transformateurs 225/63kV de 170MVA. De Marlenheim partent aussi des lignes RTE vers d’autres points de livraisons (Reichstett, Graffenstaden, Port du Rhin…). On a encore deux points de livraisons similaires mais cette fois-ci en 225kV : Graffenstaden et Port du Rhin. Pour plus de précisons on peut se reporter à la carte du réseau HTB disponible à la page 13. La particularité du poste de Graffenstaden est que les transformateurs 225/63kV qui alimentent le réseau HTB d’ESR appartiennent à RTE, cependant dans ce poste ESR dispose de 2 transformateurs 225/20kV de 70MVA ce qui lui confère une deuxième particularité (cette solution est souvent adoptée dans les grandes villes afin de palier à des contraintes de place et surtout de puissances de courts-circuits). Pour l’alimentation du réseau 63kV, on compte 13 transformateurs 225/63kV. Ces transformateurs possèdent des régleurs en charge permettant d’ajuster la tension secondaire à une valeur de consigne quelque soit les variations de la tension primaire. En effet, la tension 225kV varie par l’intermédiaire de la tension 400kV en fonction de l’état de charge du réseau, des moyens de productions ou bien encore du changement du niveau de tension de consigne. RTE fait varier les tensions 225kV en fonctions de la charge du réseau, par exemple la tension de consigne va être augmentée à l’approche d’une période de forte charge du réseau.


Les points de livraisons 63kV arrivent directement sur les jeux de barres 63 kV des postes HTB/HTA (63/20kV) d’ESR appelés plus communément postes source. 2.2.2 Réseau 63kV Le réseau 63kV est un réseau beaucoup plus dense et bouclé. (cf. figure 4 pages 13). Le bouclage du réseau permet d’assurer la continuité de service même en cas de coupure d’une ligne ou de perte d'un transformateur. Cette stratégie impose tout de même de disposer d’un grand nombre d’ouvrages. En effet le réseau 225 et 63kV d’ESR comptabilise pas moins de 700km de lignes. Ce dernier alimente les 38 postes sources (transformateurs 63/20kV) du réseau. L’ensemble du réseau permet ainsi de distribuer une puissance d’environ 1 400MW à la pointe. Comme le réseau est bouclé pour respecter la règle du N-1, on a chaque poste source qui est alimenté par l’intermédiaire d'au moins deux lignes. Si on observe la figure 4, on s’aperçoit que si la ligne Altenstadt/Lauterbourg est coupée, on peut continuer à alimenter tous les postes sources. Une ligne comportant les 3 phases est appelé un terne. Ceci implique que l’on peut transporter sur un pylône un ou deux circuits (pylône simple ou double terne). Deux lignes peuvent être supportées par la même file de pylônes dans le cas de pylônes double terne. Le principe du N-1 est appliqué sur tout le réseau 63kV. De ce fait, un incident ne remet pas en cause l’approvisionnement des clients.

Un poste source possède toujours la même structure selon qu’il est équipé de 2 ou 3 transformateurs. La majorité des postes sources sont équipés de 2 transformateurs de 36MVA chacun, dans de plus rares cas de transformateurs de 20MVA. Le poste source de Gambsheim est un cas particulier car il possède deux transformateurs de 10MVA dont seul un est en service car ce poste est très peu chargé. Certains postes sont équipés de 3 transformateurs (Exemple : Meinau, Molsheim, Orangerie…). Les transformateurs sont nommés à l'aide d’une convention (qui est aussi bien valable pour le réseau ESR que celui de RTE) : un premier chiffre qui symbolise la tension primaire, un deuxième qui symbolise la tension secondaire et un dernier qui indique le numéro du transformateur (ex : Y631 : transformateur 225/63kV n°1). Les niveaux de tensions normalisés sont les suivants : 7 pour 400kV, 6 pour 225kV, 5 pour 150kV, 3 pour 63kV et 1 pour 20kV.

Les postes sources offrent la possibilité d’avoir des mesures de différents paramètres tels que les tensions des lignes, des transformateurs et des jeux de barres, les courants et les puissances transitant dans les lignes et les transformateurs… Ces mesures peuvent être consultées à distance par l’intermédiaire d’un logiciel en vue de leur exploitation. Ceci va permettre de comparer les simulations effectuées à l’aide de PowerFactory avec la réalité [2].

2.2.3 Réseau HTA

Le réseau basse tension est la partie finale du réseau, c’est l’ensemble des ramifications qui

permettent l’alimentation finale des clients domestiques. Sur chaque cellule du réseau 20kV en sortie du poste source sont raccordés une multitude de transformateurs HTA/BT. Ce réseau n’est habituellement pas bouclé mais il peut l’être à certains endroits en cas de panne ou de défaut d’une ligne. C’est la partie du réseau qui est la plus longue en distance puisque elle mesure tout de même 8900km.

Les postes sont raccordés en série depuis la cellule départ sans être bouclés. Les départs 20kV ne sont pas bouclés car cette solution serait complexe en termes de protégeabilité des départs compte tenu de la densité du réseau 20kV. Il est plus difficile de localiser un défaut sur un réseau bouclé. Mais sans bouclage ou autre solution, cette portion du réseau serait la plus vulnérable et en cas de déclenchement d'un départ, on perdrait l’ensemble des postes qui y sont raccordés. En considérant la taille de cette partie du réseau, on ne peut pas se contenter de laisser les postes en antenne. Sur chaque départ se trouvent plusieurs postes de répartitions, il s’agit de nœuds vers lesquelles convergent plusieurs départs. Les interrupteurs de ces derniers (ouvert en schéma normal d’exploitation) sont téléconduits, de telle manière que l’on puisse secourir un départ en défaut à l’aide des autres départs [2].


Figure 4 : Carte du réseau HTB d’ESR [1]


3. La problématique 3.1 Description générale

Les parties précédentes ont donné des explications et ont mis en évidence les différents liens entre les réseaux ESR et RTE. ESR a besoin de faire diverses simulations sur son réseau, pour par exemple étudier les flux liés à la hausse de la consommation d’énergie ou bien en vue d’étendre ou apporter des modifications sur son réseau. Nous avons vu précédemment que le réseau ESR n’est pas un réseau isolé, il est interconnecté avec le réseau RTE. Compte-tenu de cette dernière spécificité, il apparait clairement que pour effectuer ses simulations, ESR doit disposer des caractéristiques du réseau se trouvant en amont du sien. La connaissance du réseau RTE est donc indispensable à l’obtention de bons résultats de simulation sur le réseau ESR. Or le réseau RTE s’étend sur la France entière (il s’agit de l’ensemble du réseau de transport français) et de plus il est interconnecté avec les réseaux de transports des autres pays européens. Ce réseau est donc étendu et surtout très complexe car il ne faut pas perdre de vue qu’il faut aussi disposer des données propres au point de fonctionnement du réseau, ce qui représente une masse importante de données. Il n’est donc pas envisageable de rentrer dans le simulateur l’ensemble du réseau de transport français. Pour sortir de cette impasse la stratégie suivante a été appliquée : on décrit dans le simulateur l’ensemble du réseau ESR ainsi qu’une partie du réseau RTE qui se trouve juste en amont du réseau ESR (que l’on appelle anneau de garde). Cette anneau de garde permet de disposer d’une description complète du réseau RTE se trouvant juste aux cotés du réseau ESR. Cette description fine permet de simuler des changements de topologies de réseau coté RTE qui vont avoir une influence sur le réseau ESR. Cet anneau de garde permet de retranscrire la réalité sur le réseau ESR sans pour autant devoir faire des simulations sur le réseau RTE complet. Il s’agit d’un compromis trouvé permettant de prendre en compte les parties influentes du réseau et de laisser de coté celles qui ne le sont pas. Pour simuler le réseau qui se trouve au-delà de l’anneau de garde, il a fallu trouver une solution pour modéliser l’ensemble du réseau de transport. Pour cela, RTE communique chaque année un multipôle équivalent. Ce dernier est le résultat de calcul d’un logiciel et n’est qu’un modèle électrique équivalent qui permet d’introduire les données aux frontières avec l’anneau de garde. La figure 5 illustre le mode de description des réseaux Ce modèle ne représente en rien la réalité du réseau RTE, il permet juste de donner les bonnes valeurs aux points communs avec l’anneau de garde. De plus, ce multipôle ne permet de donner des valeurs exactes seulement pour la puissance active et la puissance de court-circuit puisque c'est un modèle équivalent en actif seul. Les flux de puissances réactives étant faux, une des missions du PFE, sera entre autre de trouver une modélisation fiable de l’apport de réactif sur le réseau ESR.

Figure 5 : description des réseaux

3.2 Description du multipôle équivalent Le réseau HTB de RTE se trouvant en dehors de l’anneau de garde est modélisé à partir des postes 225kV d’Eichstetten, Fessenheim, Logelbach, Marckolsheim, Marlenheim et 63kV de Bergholz, Etival, Logelbach et Vogelgrun. Il s’agit des postes frontières entre l’anneau de garde et le multipôle. La figure 6 permet de montrer les liens entre les éléments précédemment cités et de voir les limites de chaque zone. Évidemment, ce schéma ne représente pas l’ensemble du réseau ESR (il s’agit


d’un schéma de principe) car par exemple les postes de Saverne et Pfaffenhoffen ne sont pas en antennes. Seul le réseau ESR aux frontières du réseau RTE est représenté dans sa totalité. Il faut bien garder à l’esprit que le multipôle équivalent n’est qu’un modèle électrique, il n’a aucun lien avec la réalité. Il se compose des postes cités précédemment ainsi que de lignes fictives. Ces lignes fictives ont une résistance nulle et les réactances de ces dernières sont données pour 2 multipôles : l’un permet de déterminer les transits dans la zone ESR, l’autre permet d’estimer les puissances de court-circuit. Le multipôle possède aussi des groupes de production fictifs et des consommations équivalentes. Le modèle du multipôle est donc figé et aucune modification ne peut lui être apportée en dehors de la variation des charges et productions sur le réseau RTE pour équilibrer la consommation et la production pour la situation de réseau étudiée [3].

Figure 6 : limites des différents réseaux

La problématique est la suivante : RTE va prochainement changer de logiciel de simulation et ne sera plus en mesure de fournir un multipôle équivalent. L’objectif du PFE est donc de trouver un moyen de se passer de multipôle équivalent, et de continuer à faire des simulations sur le réseau ESR dans les mêmes conditions qu’auparavant. De plus, ce moyen devra aussi permettre d’étudier les flux de puissances réactives car le multipôle équivalent ne fournit que des puissances actives et des données relatives aux courts-circuits. (La puissance réactive étant apportée de manière artificielle).


4. Premiers essais et mise en place de la démarche de travail 4.1 Présentation du logiciel de simulation

La première tâche à entreprendre après la prise en main de la problématique a été de se familiariser avec le logiciel de simulation PowerFactory de DigSilent à partir duquel sont faites toutes les simulations du réseau ESR. C’est un outil polyvalent qui permet entre autre de faire des calculs de transits et de courts-circuits sur des réseaux allant de la HTB à la basse tension. Il permet aussi de faire des simulations en temps-réel, de l’analyse de contrainte, d’harmoniques… Pour ce faire j’ai tout d’abord fait les divers exercices et tutoriaux que comporte le logiciel afin de me familiariser avec ce dernier. Après cette brève présentation du logiciel, il est cependant important de présenter les modes d’organisation des données dans le logiciel PowerFactory. Les données qui constituent un réseau sont classées dans quatre catégories suivant leurs natures :

• ‘Network Data’ : données propre à chaque élément du réseau (par exemple longueur d’une ligne)

• ‘Operation Scenario’ : données propre au point de fonctionnement du réseau (par exemple la valeur d’une charge)

• ‘Equipement Type’ : données générique, propre à un type de matériel (par exemple la résistance linéique d’un câble)

• ‘Study Case’ : données concernant la topologie du réseau La première utilisation du logiciel fût la simulation avec le multipôle équivalent 2010, afin de démarrer avec une situation de référence, me permettant de voir le comportement du réseau ESR face aux variations d’exploitations et de charges (tant au niveau ESR qu’au niveau RTE). Mais avant de présenter ce volet, il faut tout d’abord expliquer les quelques points particuliers du réseau et de sa simulation [4]. 4.2 Les points particuliers de la simulation 4.2.1 Le nœud bilan La principale contrainte d’un réseau électrique est l’équilibre entre production et consommation. Il faut qu’à chaque moment, la puissance produite soit consommé et inversement, sans quoi le réseau entre en contrainte. Or la simulation étant figée, il faut disposer d’un élément pouvant permettre de réaliser cet équilibre. Celui-ci doit pouvoir absorber l’excès de puissance produite en la consommant et inversement. Il est évident que si la simulation fonctionne correctement, ce dernier interviendra peu. Mais même dans cette configuration, un tel élément est indispensable à la réalisation de la simulation. Cet élément permet aussi de se rendre compte de la validité de la simulation, car si par exemple un apport excessif en puissance active et nécessaire, cela veut dire que la situation de simulation ne reflète pas la réalité. L’élément en question porte le nom de ‘External Grid’ dans PowerFactory, il a été choisi de le placer au poste 225kV de Marlenheim (cf. Figure 7) car il s’agit du poste le plus important dans le réseau décrit dans le simulateur [3]. En effet, le poste de Marlenheim est le point d’injection le plus important. (Il s’agit d’un point frontière ente RTE et ESR et en plus ce poste à la particularité suivante : le multipôle équivalent alimente directement le poste de Marlenheim, c'est-à-dire qu’à ce point l’anneau de garde est inexistant).

Figure 7 : Le poste de Marlenheim dans PowerFactory (Vert : 225kV)


4.2.2 Les spécificités des lignes

Dans la partie 4.1, l’organisation des données a été décrite et a permis de mettre en évidence quatre types de données. Les données qui rentrent dans la catégorie ‘Equipement Type’ sont des données génériques, propre à un type de matériel. Ces données permettent de définir une seule fois un type de matériel et ensuite lui affecter les données de l’élément lors de sa création (Exemple : la longueur d’une ligne). Cette méthode est rapide et permet de ne pas recréer un type lors de la création d’un nouvel élément. Or, ESR dispose pour toutes ces lignes des caractéristiques mesurées, qui sont naturellement plus précises que les données théoriques. Ceci implique l’obligation de créer un type par ligne. Comme l’on dispose des caractéristiques complètes de la ligne, il faut contourner ce système. C’est pour cela que toutes les lignes du réseau décrit dans PowerFactory ont pour longueur 1km. De même, pour les transformateurs, un type par élément est crée car ESR dispose des données mesurées qui diffèrent des données types pour chaque transformateur.

4.2.3 Le réseau HTA

Dans PowerFactory ne sont représentées dans l’anneau de garde et le réseau ESR seulement les parties HTB (225 et 63kV). Or les consommations sont exceptés quelques rares industries, connectées au réseau en HTA ou en basse tension. Le réseau HTA étant d’une densité largement supérieure au réseau HTB, il semble naturel qu’il est impossible de rentrer manuellement dans le simulateur l’ensemble de ce dernier. Des charges équivalentes aux charges des départs HTA sont donc connectées au réseau au niveau des jeux de barres 20kV (cf. figure 8), en sortie des transformateurs HTB/HTA des postes sources. Les valeurs des charges correspondent aux valeurs de puissances débitées par les transformateurs HTB/HTA.

Figure 8 : Positionnement des charges dans PowerFactory (rouge 63kV, noir 20kV) 4.3 Premières simulations

Après avoir donné quelques explications au sujet des points particuliers entre simulation et réalité, on peut maintenant se lancer dans l’explication des premières simulations. Ces dernières ont été faites avec le multipôle équivalent afin de démarrer avec un projet qui fonctionne correctement et transcrivant la réalité. Les premières modifications de cette simulation, avant des modifications topologiques de réseau furent des modifications de point de fonctionnement. La première mission fût de simuler le point de fonctionnement du 15.12.10 à 18h50 (la pointe hiver 2010/2011). L’ensemble des valeurs se trouvent dans la base de données Etaréso (De plus amples explications seront données dans la partie 4.4). Or une fois la simulation opérationnelle, on se rend compte que l’on ne se trouve plus à l’équilibre entre production et consommation car le nœud bilan situé au poste de Marlenheim doit


compenser ce déséquilibre. Ceci vient du fait que le multipôle équivalent n’est donné que pour un point de fonctionnement bien précis. Il faut donc ajuster les consommations pour ne pas rompre cet équilibre. Par exemple, lorsque la consommation augmente sur la zone ESR, il faut diminuer les consommations fictives du multipôle équivalent. Pour cette raison, RTE communique avec le multipôle des coefficients à appliquer aux charges du multipôle équivalent (cf. Figure 9). Ces coefficients sont donnés pour un accroissement de consommation de 100MW dans la zone ESR. [3] Si on somme les coefficients de la figure 9, on s’aperçoit que l’on trouve 100. Dans PowerFactory, on retranscrit cela par l’intermédiaire d’un "trigger". Les consommations du multipôle équivalent possèdent une caractéristique sous forme de droite affine qui permet de tenir compte du changement de point de fonctionnement. Par exemple la charge de Eichstetten aura la caractéristique suivante : nouvelle charge= -0.17*Valeur du trigger+charge initiale (valeur donnée pour le point de fonctionnement du multipôle). Il n’y a qu’une seule valeur qui n’a pas été définie : c’est la valeur du trigger. La valeur du trigger correspond à la valeur de la puissance active (apportée ou consommée) par le nœud bilan de Marlenheim). On réparti cette valeur au prorata des coefficients du tableau de la figure 9.

Figure 9 : Tableau des coefficients pour un accroissement de 100MW de consommation sur la zone ESR 4.4 Applications des conventions en vue de l’exploitation des résultats

Lorsque l’on lance un calcul de simulation, on n’a aucun moyen de savoir si cette simulation est juste. Il faut donc comparer les résultats de la simulation avec les télémesures du réseau ESR. Tous les ouvrages HTB du réseau ESR et les départs HTA aux postes source disposent de télémesures (TM) qui rapatrient les données (chaque point étant une moyenne 10 minutes numérisée sur 8 bits) dans une base de données qui se nomme Etaréso. Par contre les ouvrages RTE disposent aussi de télémesures mais nous n’y avons pas accès. Or il faut faire concorder les résultats de simulations aux valeurs des télémesures. Il s’agit de faire correspondre les deux listes de données car la convention de nom de ligne impose que les noms de postes qui nomment la ligne soient donnés dans l'ordre alphabétique (par exemple Lutzelhouse-Molsheim et non Molsheim-Lutzelhouse). Dans PowerFactory, la convention est la suivante : le premier nom de la ligne correspond toujours au terminal i (qui est un point de repère interne au logiciel). Il faut donc s'assurer que le terminal i est bien le poste classé alphabétiquement avant l'autre. On doit aussi tenir compte de divers cas particuliers comme les inversions des signes des puissances actives et réactives des TM Etaréso pour les lignes frontières avec RTE (aux pertes près) car on ne dispose pas de télémesures côté RTE. La liste des télémesures a dû être adaptée afin de faire concorder les deux listes de valeurs. Les changements suivants ont du être effectués en vue de respecter les conventions prises ci-dessus :

• Inversion des signes des puissances actives et réactives des TM Etaréso pour les lignes frontières avec RTE ou avec des clients (ex Goetz-Pfaff, on dispose seulement de la TM à

Eichstetten -17 Bergholz -4 Etival -5 Fessenheim -18 Logelbach_6 -19 Logelbach_1 0 Marckolsheim_61 0 Marckolsheim_62 0 Marlenheim -29 Scheer -8 Vogelgrun 0


Pfaffenhoffen et pour avoir la TM à Goetzenbruck (convention) on inverse le signe (aux pertes près)). On procède de même pour les transformateurs ficelles (on inverse les puissances des transformateurs aux pertes près).

La liste est la suivante : ARM-Herre1 ARM-Herre2 CRR-Reich1 CRR-Reich2 Halles-Herre1 Halles-Herre2 Orang-Popet1 Orang-Popet2 Orang-Popet3 PompO-Rohr Roesch-Rohr (TM absente) Goetz-Pfaff Phals-Saver • Inversion des signes des puissances actives et réactives des transformateurs 225/63kV

provenant de PowerFactory pour les faire correspondre au TM Etaréso

• Inversion des signes des puissances actives et réactives des lignes suivantes provenant des mesures de PowerFactory :

Illk-Stras1 PPR-Stras1 PPR-Stras2 On doit inverser les signes car on ne dispose pas des TM côté RTE

• Pour le poste de Gerstheim, on prend comme charge la somme des puissances débitées par les

transformateurs Y311 et Y312, car on ne dispose pas des TM RTE des lignes CHS-Gerstheim et Gerstheim-Rhinau.

Ce traitement étant lourd à faire à chaque simulation, j'ai développé une macro Excel permettant un traitement automatique des données suivi de leurs comparaisons. Ainsi on peut rapidement voir si la simulation est conforme à la réalité ou non.


5. Études comparatives en vue de la suppression du multipôle équivalent 5.1 Injection des flux provenant du multipôle

Les premiers essais, réalisés avec le multipôle équivalent et différentes situations de charges du réseau dont la pointe de l'hiver 2010-2011 (15 décembre 2010 à 18h50), ont permis de caler le modèle du multipôle. En comparant entre la simulation et les télémesures les transits du réseau ESR, on s’aperçoit que certaines zones ne reflètent pas la réalité, il faut donc agir aux points de connexions avec le réseau RTE (agir sur la tension de consigne des jeux de barres qui va permettre d'équilibrer les flux d'injection entre les différents points d'injection) ou sur les groupes de productions puisqu'une incertitude forte existe sur ce qui transite sur le réseau RTE vu d'ESR et l'objectif de la simulation est d'avoir les transits réels sur le réseau ESR. Le modèle étant ajusté, plusieurs études ont été faites pour voir comment on peut retrouver les résultats en mettant le multipôle hors service. La première étude à effectuer est d’arriver à reproduire les flux de puissances actives sur le réseau sans avoir recours au multipôle équivalent. Pour cela, en première approche, on relève les flux sur les différents ouvrages au niveau de la frontière entre l’anneau de garde et le multipôle. Ensuite on désactive le multipôle équivalent et on injecte les flux ainsi relevés aux points de connexions avec le multipôle. Il s’agit d’une première démarche et on voudrait à l’aide de cette étude voir si les flux se répartissent bien sur les différents ouvrages et aussi faire la liste des paramètres nécessaires au calcul. En effet, on veut connaître les paramètres nécessaires au calcul de flux dans PowerFactory, pour plus tard les demander à RTE et injecter les données de remplacement du multipôle équivalent. Pour relever les flux aux différents points de connexion avec le multipôle, on procède de la manière suivante : on relève les flux des lignes réelles RTE des postes frontières entre l’anneau de garde et le multipôle équivalent. Pour réaliser cette étude, on a utilisé comme configuration de réseau le cas d'étude reg base janv 2010- 27012010essai_flux du projet 2010_Schema RTE 2010-2015_sans_multipôle avec la version 4.0 (base). Pour se rapprocher d’un schéma normal d’étude et avoir la plus grande interaction entre les différentes parties de réseaux, on ferme la ligne Phalsbourg-Saverne qui est fermée à l'origine le 27/01/10 à 19h00. Les valeurs relevées pour ce premier essai sont disponibles figure 10, deux cas ont été traités (ligne Goetzenbruck-Pfaffenhoffen ouverte ou fermée) mais dans un premier temps nous utiliserons les chiffres obtenus avec cette dernière ouverte:

Flux aux frontières entre le multipôle et le réseau (Anneau de garde RTE + réseau ESR) Ligne Goetzenbruck-Pfaffenhoffen ouverte Ligne Goet zenbruck-Pfaffenhoffen fermée

Ouvrage P (MW) Q (MVAR) Ouvrage P (MW) Q (MVAR) ZRTE_Goetz-Pfaff 0,00 0,00 ZRTE_Goetz-Pfaff 13,97 -4,49 ZRTE_Bergh-Druli 1 21,20 3,67 ZRTE_Bergh-Druli 1 28,69 2,84 ZRTE_Bergh-Druli 2 20,98 3,66 ZRTE_Bergh-Druli 2 28,39 2,84 ZRTE_Bergh-Phals 61,44 0,13 ZRTE_Bergh-Phals 58,11 1,09 ZRTE_Blais-Etiva -20,70 -2,17 ZRTE_Blais-Etiva -20,67 -2,18 ZRTE_6Graff-Marle -248,36 -63,54 ZRTE_6Graff-Marle -248,35 -63,45 ZRTE_6Batze-Marle -173,98 -65,64 ZRTE_6Batze-Marle -170,70 -65,60 ZRTE_6Marle-Reich 1 236,90 64,58 ZRTE_6Marle-Reich 1 235,17 64,45 ZRTE_6Marle-Reich 2 238,20 64,74 ZRTE_6Marle-Reich 2 236,45 64,61 ZRTE_6Graff-Schee -92,81 -13,94 ZRTE_6Graff-Schee -92,43 -13,99 ZRTE_6Marck-Schee -172,29 14,84 ZRTE_6Marck-Schee -172,36 14,86 ZRTE_6Logel-ZGueb 55,32 -9,53 ZRTE_6Logel-ZGueb 55,17 -9,50 ZRTE_Logel_Y631 -75,02 -0,65 ZRTE_Logel_Y631 -74,98 -0,66 ZRTE_Logel_Y632 -80,37 -0,97 ZRTE_Logel_Y632 -80,33 -0,99 ZRTE_Logel_Y633 -78,88 -0,96 ZRTE_Logel_Y633 -78,84 -0,98

Figure 10 : Flux aux lignes frontières entre anneau de garde et multipôle équivalent


P(MW) avec P(MW) sans Q(MVAR) avec Q(MVAR) sansTransfos 225kv multipôle multipôle Ecart % multipôle multipôle Ecart %Dett_Y631 95,44 95,45 0,01 19,14 19,16 0,13Graf_Y611 30,82 30,82 0,00 0,00 0,00 0,00Graf_Y614 25,64 25,64 0,00 0,26 0,26 0,00Graf_Y632 87,19 87,19 0,01 26,87 26,87 0,01Graf_Y633 62,02 62,08 0,09 1,17 1,25 7,00Hagu_Y631 88,50 88,50 0,01 25,16 25,16 0,02Hagu_Y632 89,93 89,93 0,01 25,55 25,55 0,02Herr_Y631 86,05 86,06 0,01 25,59 25,59 0,01Mols_Y631 91,02 91,04 0,03 23,19 23,26 0,33Mols_Y632 91,73 91,76 0,03 23,38 23,45 0,32PPR_Y631 73,56 73,58 0,02 14,55 14,57 0,15PPR_Y632 74,13 74,15 0,02 14,42 14,45 0,16Reic_Y631 94,60 94,60 0,01 26,56 26,56 0,01Reic_Y632 89,14 89,14 0,00 5,37 5,39 0,36Reic_Y633 95,55 95,56 0,01 4,64 4,68 0,92Selt_Y631 43,46 43,46 0,00 9,85 9,86 0,02Selt_Y632 42,73 42,73 0,00 9,73 9,74 0,02

Après avoir relevé l’ensemble de ces flux, on peut dresser le tableau récapitulatif (cf. Figure 11), permettant de connaitre l’ensemble des flux à injecter aux points frontières. Il peut paraître étrange que le tableau comporte des valeurs négatives : les valeurs positives étant des apports de puissances (injections) et les valeurs négatives étant des consommations. L’élément permettant d’effectuer ces injections ou consommations est un External Grid. A chaque poste frontière est placé un External Grid, mais fonctionnant cette fois en mode PQ (c'est-à-dire qu’il fonctionne avec les flux données entrés par l’utilisateur (nœud PQ) ce qui est différent du mode SL (slack bus, nœud bilan) qui lui introduit des valeurs permettant de maintenir l’équilibre entre production et consommation). Un scenario (flux multipôle ) permet de travailler avec le multipôle actif ou de le mettre hors service et d’utiliser les sources externes.

Figure 11 : Valeurs des flux des différents External Grid Ces explications étant données, on peut maintenant donner les différents éléments de comparaison permettant de valider l’étude. On commence tout d’abord par regarder les puissances au nœud bilan de Marlenheim, puis les lignes RTE et ensuite on affine notre comparaison au réseau ESR. Pour cela, on ne peut bien évidemment pas présenter l’ensemble des comparaisons pour chaque ligne, mais on peut donner un comparatif des puissances débitées par les transformateurs 225/63kV du réseau ESR. Ces derniers alimentant les différentes zones du réseau ESR sont par conséquent un bon indicateur de la distribution des flux à travers le réseau. On peut aussi donner le tableau comparatif des puissances consommées par le réseau ESR. L’ensemble des données sont disponibles figure 12 et 13.

Figure 12 : Comparatif des puissances transitant dans les transformateurs 225/63kV

Valeurs External Grid POSTE: P(MW) Q(MVAR)

Bergholz 103,62 7,46 Eichstetten -214,67 25,08 Etival 20,63 2,17 Fesssenheim -116,30 6,13 Logelbach_1 -171,26 4,10 Logelbach_6 290,46 15,94 Marckolsheim_61 46,00 0,00 Marckolsheim_62 -78,95 -1,95 Marlenheim 1184,00 371,67 Scheer 266,65 -0,54 Vogelgrun_1 14,45 3,29


Avec Sans Total conso ESR multipôle multipôleP(MW) 1199,67 1199,69Q(MVAR) 267,68 267,81S(MVA) 1229,17 1229,22

Figure 13 : Puissances consommées par le réseau ESR

Suite à l’analyse des chiffres des deux tableaux précédents, on s’aperçoit que les deux modèles se ressemblent et sont quasiment similaires. On notera que la moyenne d’écart en puissance active des transformateurs 225/63kV n’est que de 0,01% et celle en puissance réactive s’élève à 0,56%. Or, il ne faut pas perdre de vue que le modèle équivalent du multipôle n’est qu’un schéma électrique en actif, il n’est valable que pour les calculs de flux de puissances actives et les puissances de court-circuit, on ne peut rien présumer concernant les flux de puissances réactives délivrés par ce dernier. Cette étude permet juste de montrer qu’en injectant le réactif, il se répartit de la même manière qu’avec le multipôle équivalent, mais on ne sait pas à priori si cela reflète la réalité. Après comparaison des résultats, il s'avère que cette méthode fonctionne bien et on peut se lancer dans l’étude suivante. Ceci permet de se rendre compte des paramètres dont le simulateur à besoin pour effectuer son calcul. 5.2 Injection des flux provenant d’une photo du réseau RTE L’étude suivante consiste à prendre une photo du réseau RTE à un instant donné (dans notre cas le 27.01.10 à 19h00) et de rentrer les flux directement aux frontières avec l’anneau de garde [3]. Ceci a pour but de commencer à travailler avec des données issues de la réalité et non du multipôle équivalent. Il s’agit ici de d’observer le comportement du réseau face à des données provenant de la réalité et ce surtout pour le réactif. Autrement dit, les simulations étant faites jusqu’ici avec le multipôle, on ne sait pas encore si le réactif obtenu dans notre simulation est conforme à la réalité. Pour effectuer cette étude, il a fallu modifier la topologie du réseau dans PowerFactory car la photo du réseau RTE ne couvre pas l’ensemble du réseau décrit dans le logiciel. Pour ne pas modifier l’étude précédente, un nouveau cas d’étude a été crée : reg base janv 2010- 27012010Photo_RTE avec un scenario qui se nomme Essai Photo RTE. Les modifications topologiques apportées au réseau de base sont les suivantes :

• Mise hors service des lignes suivantes : ZRTE_6Vogel-ZGueb

ZRTE_Blais-Seles ZRTE_Logel-Seles ZRTE_Marie-Seles ZRTE_Phals-Saver ZRTE_Ribea-Seles ZRTE_Vogel-VoieR

• Mise hors service de l’injection du poste de Scheer 225kV car ce dernier n’existait pas le 27.01.10

• Les ajouts d’injections (les points d’injections ajoutés comparé au tableau de la figure 9) aux points communs entre le réseau décrit dans PowerFactory et la photo du réseau RTE par l’intermédiaire d’External Grid en mode PQ sont les suivants:

Sélestat (constitue la frontière de la photo RTE) Vogelgrun (ajout de la production : Gr1+Gr2)

Vogelgrun (ajout de la production : Gr3+Gr4+ligne Zgueb) Vogelgrun (Rhenalu : client) Vogelgrun (TR631)


P(MW) P(MW) Ecart Q(MVAR) Q(MVAR) EcartTransfos 225kv Etaréso DigSilent MW Etaréso DigSilent M VARDett_Y631 113,39 113,09 -0,30 9,45 16,89 7,44Graf_Y611 30,87 30,87 0,00 -0,63 -0,63 0,00Graf_Y614 25,83 25,83 0,00 -0,31 -0,31 0,00Graf_Y632 89,76 81,54 -8,22 17,95 15,48 -2,47Graf_Y633 58,58 62,49 3,91 -5,67 -7,91 -2,24Hagu_Y631 94,49 93,08 -1,41 19,69 20,21 0,52Hagu_Y632 96,06 94,58 -1,48 20,47 20,53 0,06Herr_Y631 67,72 81,15 13,43 -20,47 14,16 34,63Mols_Y631 94,49 91,31 -3,18 15,75 13,04 -2,71Mols_Y632 94,49 92,03 -2,46 23,62 13,15 -10,47PPR_Y631 74,02 72,24 -1,78 0,79 13,86 13,07PPR_Y632 75,59 72,80 -2,79 11,02 13,72 2,70Reic_Y631 107,09 100,26 -6,83 20,47 22,28 1,81Reic_Y632 102,99 90,93 -12,06 26,46 -2,51 -28,97Reic_Y633 101,10 95,85 -5,25 14,17 -7,47 -21,64Selt_Y631 45,35 44,30 -1,05 3,15 8,19 5,04Selt_Y632 45,35 43,55 -1,80 14,17 8,10 -6,07

Total conso ESR Etaréso DigSilentP(MW) 1308,35 1281,75Q(MVAR) 172,36 166,69S(MVA) 1319,65 1292,55

Ecart absoluMW ou MVAR

0 à1010 à 20

>20

Marckolsheim (ajout de la production : Gr1+Gr2+Gr3+Gr4) Il faut aussi noter que durant cette période, la ligne Phalsbourg-Saverne était ouverte, ce qui isole la zone autour de Bergholz. De par l’ouverture des lignes autour du poste de Sélestat, on met hors d’influence la zone qui s’étend de Sélestat à Logelbach. Après lancement de la simulation on s’aperçoit que le nœud bilan de Marlenheim n’est pas équilibré, signe que la simulation n’est pas valide. En effet, lorsque l’on regarde les transits d’un peu plus près, on observe qu’il y a un problème sur l’axe Graffenstaden-Marckolsheim-Vogelgrun. Ce problème vient du fait que les trois postes sont exploités à deux sommets : chaque poste possède deux jeux de barres et d’après la photo RTE il est impossible de connaître l’état des couplages. De plus, cette photo ne permet pas non plus de connaitre l’appartenance d’une ligne à l’un ou l’autre sommet. Il s’agit maintenant de contrer le problème en essayant de se passer des postes cités précédemment. On déconnecte les liaisons entre Marckolsheim et Vogelgrun et les injections se font maintenant à Marckolsheim à partir des 2 lignes Graffenstaden-Marckolsheim 1 et 2. La simulation fonctionne grossièrement, on obtient l’ordre de grandeur des transits des lignes autour du réseau ESR, les puissances absorbées par les transformateurs 225/63kV (cf. figure 14) sont correctes et sont conformes à la réalité (entachées de petites erreurs). Figure 14 : Comparatif des puissances transitant dans les transformateurs 225/63kV et des puissances absorbées par le

réseau ESR Il s’agit aussi dans ce cas d’observer le comportement du réseau vis-à-vis du réactif, car jusqu’ici le modèle de simulation n'était pas prévu en réactif. On remarque cependant que le réactif est plus sensible en simulation que la puissance active, on observe des écarts nettement plus importants comparés aux flux de puissances actives mais on retrouve l’ordre de grandeur excepté pour les 3 cas signalés en rouge dans le tableau de la figure 14. En moyenne, on observe un écart de 3,88MW en comparant simulation et réalité et 8,23MVAR d’écart en moyenne pour la puissance réactive. Ces résultats sont satisfaisants car compte-tenu de l’approximation faite aux différents endroits du réseau RTE, on observe une erreur relativement faible. Si on regarde plus en détail le deuxième tableau, on remarquera une erreur plus grande sur la puissance active, alors que la puissance réactive consommée correspond à la réalité. Or il


faut se souvenir que le réseau HTA n’est pas représenté dans PowerFactory, seul les charges 20kV sur les jeux de barres des postes sources simulent ce dernier. Mais il y a aussi des productions sur le réseau HTA (cogénération…) qui ne sont pas représentées dans PowerFactory. De même, avec Etaréso, la puissance de chaque départ correspond à celle fournit par les transformateurs HTB/HTA donc on est devant le même problème. La puissance réelle consommée par certains départs est donc supérieure à la puissance fournit par les transformateurs des postes sources, d’où la justification des écarts de puissances dans le tableau de la figure 14. Malgré les erreurs induites par l’ignorance de certaines caractéristiques du réseau RTE, on peut affirmer que cette étude est validée. On pourra obtenir de meilleurs résultats lorsqu’on disposera d’un réseau avec l’ensemble de ses caractéristiques, mais on peut déjà affirmer que la méthode fonctionne et apporte de bons résultats. 5.3 Injection des puissances de courts-circuits provenant du multipôle Le multipôle équivalent permet aussi, comme expliqué dans la problématique, d’effectuer des calculs de court-circuit. En effet, la connaissance des puissances de court-circuit permettent de dimensionner les composants et de régler les protections d’un réseau. En vue de la suppression du multipôle, il faut aussi mener une étude sur les puissances de courts-circuits. PowerFactory permet d’effectuer des calculs de puissances de courts-circuits (Pcc). Plusieurs situations de calcul de Pcc permettent de simuler toutes les combinaisons de défauts (triphasé, biphasé, monophasé, entre phases, à la terre…). Le choix est laissé à l’utilisateur d’exécuter un calcul de Pcc sur un ouvrage précis qu’il a sélectionné ou bien sur l’ensemble des jeux de barres, il peut aussi à sa convenance simuler un défaut sur un ou plusieurs ouvrages. La norme de calcul utilisé pour le calcul des Pcc dans PowerFactory est l’IEC60909 publiée en 2001. PowerFactory permet aussi entre autres d’effectuer des simulations avec la méthode complète, la norme VDE (norme allemande) ou la norme ANSI. La norme IEC60909 (qui est le standard international) est une simplification de la méthode complète et utilise une source de tension équivalente au point de défaut. Le but de cette méthode est d’effectuer une simulation la plus proche possible de la réalité sans avoir à faire au préalable un calcul de flux et sans connaître le point de fonctionnement du réseau. Seule la tension à l’endroit du défaut est nécessaire au calcul, il n’est pas indispensable de connaître tous les paramètres des lignes et des générateurs. Si l’on se penche sur la figure 15, on relève les paramètres suivant sur le premier schéma : Uk" qui est la tension de la source équivalente au moment du court-circuit (que l’on ne connaît pas), Zk l’impédance équivalente (réseau+défaut) et Ik" le courant de court-circuit à l’instant du défaut (ce que l’on cherche). Or pour obtenir un résultat sans connaitre Uk", la norme IEC60909 applique des coefficients sur la source équivalente et sur l’impédance équivalente (cf. schéma 2 de la figure 11). Le coefficient c prend des valeurs différentes suivant la valeur de Un et l’attente de l’utilisateur en terme de valeur de Pcc (min ou max). Les impédances sont aussi corrigées sur le même principe avec le facteur K (qui varie avec le type d’élément mis en jeu (ligne, transformateur, machine synchrone…)) de telle sorte qu’il faut juste renseigner la tension à l’endroit du défaut (Un) pour permettre de lancer une simulation [3]. Dans un réseau, la Pcc étant donnée pour un défaut triphasé, la formule de calcul de la norme IEC60909 est la suivante : Figure 15 : Coefficients appliqués par la norme IEC60909 [3]


La courbe de courant de court-circuit est donnée figure 16. Ce qui nous intéresse, c’est le pic de courant de défaut Ik", c'est-à-dire le courant de défaut initial. Dans le domaine, on parle plus souvent de Pcc, puissance de court-circuit en MVA, mais il s’agit simplement d’une autre forme de représentation du courant de court-circuit.

Figure 16 : Courbe caractéristique du courant de court-circuit [3] Pour injecter les puissances de court-circuit aux frontières entre le multipôle et l’anneau de garde, plusieurs tentatives ont été faites : ces dernières ont toutes été faites avec le cas d’étude reg base janv 2010- 27102010essai_flux du projet 2010_Schema RTE 2010-2015_sans_multipôle avec la version 4.0 (base).

• La première tentative (cas1) a été faite en suivant la démarche suivante : le scenario flux multipôle étant désactivé (on travaille avec le multipôle), on additionne à chaque poste frontière avec l’anneau de garde la puissance de court-circuit injectée par les différents éléments du multipôle [1]. Deux simulations ont été réalisées, l’une pour la Pcc max, l’autre pour la Pcc min et toutes deux pour un défaut le plus contraignant (court-circuit triphasé franc). L’ensemble des valeurs de Pcc à injecter à chaque poste sont disponibles dans le tableau de la figure 17.

Figure 17 : Pcc max et min en MVA trouvées pour chaque poste frontière (cas 1)

Ces différentes valeurs ont été rentrées dans les External Grid aux points frontières. En effet, pour l’injection des Pcc à partir des External Grid, le simulateur n’a besoin que de la donnée Pcc (ou Icc) pour effectuer son calcul. Un deuxième paramètre doit normalement être renseigné : il s’agit du coefficient R/X. Or ce dernier n’est pas indispensable car il n’influe pas sur la valeur initiale du courant de court-circuit. Il entre dans la formule de calcul de IDC (cf. Figure 16) qui permet de faire des simulations dynamiques.


Avec le Injection des POSTES: multipôle Pcc aux frontières

Pcc (MVA) Pcc (MVA) MVA %6Batzendorf 5474,03 5810,66 336,62 5,796Haguenau 5077,25 5367,72 290,48 5,416Herrenwasser 5906,55 6467,33 560,78 8,67CHS1 1704,25 1749,15 44,90 2,57CHS2 1542,31 1580,89 38,58 2,44CRR 1012,05 1027,11 15,06 1,47General Motors 1706,98 1752,02 45,04 2,57Gerstheim 776,13 787,50 11,37 1,44_6Brunnenwasser 7047,48 8166,80 1119,32 13,71_6Eichstetten 10715,74 13125,78 2410,04 18,36_6Fessenheim 11387,59 14367,77 2980,18 20,74_6Gambsheim 3172,82 3282,23 109,41 3,33_6Gerstheim 5253,20 5749,25 496,05 8,63_6Graffenstaden 7911,34 8956,55 1045,21 11,67_6Logelbach 10168,75 11849,78 1681,03 14,19_6Marlenheim 10858,90 12008,19 1149,29 9,57_6PPR 6928,13 7732,28 804,15 10,40_6Reichstett 8057,48 8843,16 785,68 8,88_6Rhinau 5486,80 6078,02 591,23 9,73_6Scheer 7344,45 8169,74 825,29 10,10_6Sporeninsel 6904,21 7702,50 798,29 10,36_6Strasbourg 7226,38 8108,37 881,99 10,88_6Vogelgrun 11490,55 17415,86 5925,31 34,02_6ZGuebwiller 8275,38 10296,89 2021,51 19,63_Bergholz 2263,47 2304,43 40,95 1,78_Bitche 258,02 258,32 0,30 0,12_Blaise 682,05 690,53 8,48 1,23_Drulingen 924,90 929,67 4,77 0,51

Ecart Pcc

Extrait de la comparaison des données Pcc MaxComparaison

MVA % 0 à 50 0 à 10

50 à 100 10 à 20>100 >20

Ecart absolu

Le scénario flux multipôle actif, les valeurs de Pcc sont intégrées dans les injections. Une comparaison des Pcc de l’ensemble des postes du réseau décrit dans PowerFactory peut maintenant être dressée. Après analyse des résultats, on remarque immédiatement que les Pcc des postes 225kV ne correspondent pas entre les deux modèles. En effet, les injections de Pcc aux points frontières se font en 225kV, alors que les postes 63kV sont alimentées par les transformateurs 225/63kV. La Pcc des postes 63kV est donc limitée par les transformateurs. Une Pcc fausse sur le réseau 225kV n’induira pas forcément une Pcc fausse sur le réseau 63kV. Cette explication étant donnée, il n’est donc pas nécessaire de présenter l’ensemble des résultats, mais il faut se focaliser sur le réseau 225kV. Le tableau comparatif de la Pcc max (extrait) est donné figure 18 (les postes 225kV sont ceux précédés d’un 6, les autres étant des postes 63kV). On notera que l’écart moyen entre les Pcc provenant du multipôle et celles provenant des injections est de 1305,9MVA pour les postes 225kV (anneau de garde + réseau ESR) contre 11,67 pour les postes 63kV. La moyenne des écarts en pourcentages se situe à 12,3% pour le réseau 225kV et à 0,93% pour le réseau 63kV.

Figure 18 : Extrait de la comparaison des Pcc (cas 1)

Le problème des Pcc sur le réseau 225kV prend sa source au niveau de la frontière entre l’anneau de garde et le multipôle. Le multipôle n’est pas connecté au reste du réseau par l’intermédiaire d’une seule liaison à chaque poste frontière. Chaque poste frontière comporte plusieurs liaisons avec le multipôle et il y a aussi des liaisons du multipôle entre les différents postes frontières. Ceci rend la détermination de la Pcc à chaque poste très difficile car, les deux entités étant entrelacées, il est impossible de connaître l’apport exact de chaque élément. Même en isolant un poste de l’une ou l’autre partie du réseau, il a un certain pourcentage de la Pcc de cette dernière qui parcourt un autre chemin et vient fausser les résultats. D’où la justification des résultats obtenus avec les injections qui sont toujours supérieurs à ceux obtenus avec le multipôle. Cependant d’autres essais ont été effectués en vue de s’approcher au maximum des résultats obtenus avec le multipôle.



Pcc (MVA) Pcc (MVA) MVA %6Batzendorf 5474,03 5979,20 505,17 8,456Haguenau 5077,25 5511,30 434,05 7,886Herrenwasser 5906,55 6660,24 753,70 11,32CHS1 1704,25 1761,24 56,99 3,24CHS2 1542,31 1589,85 47,54 2,99CRR 1012,05 1032,48 20,43 1,98General Motors 1706,98 1764,48 57,51 3,26Gerstheim 776,13 789,65 13,51 1,71_6Brunnenwasser 7047,48 8439,67 1392,20 16,50_6Eichstetten 10715,74 14608,78 3893,04 26,65_6Fessenheim 11387,59 16191,50 4803,91 29,67_6Gambsheim 3172,82 3333,59 160,77 4,82_6Gerstheim 5253,20 5870,99 617,79 10,52_6Graffenstaden 7911,34 9330,57 1419,23 15,21_6Logelbach 10168,75 12878,46 2709,71 21,04_6Marlenheim 10858,90 12827,92 1969,02 15,35_6PPR 6928,13 7981,26 1053,13 13,19_6Reichstett 8057,48 9233,79 1176,31 12,74_6Rhinau 5486,80 6216,25 729,46 11,73_6Scheer 7344,45 8678,05 1333,60 15,37_6Sporeninsel 6904,21 7949,73 1045,51 13,15_6Strasbourg 7226,38 8381,91 1155,52 13,79_6Vogelgrun 11490,55 18950,99 7460,44 39,37_6ZGuebwiller 8275,38 10833,09 2557,71 23,61


Ecart Pcc


Pcc (MVA) Pcc (MVA) MVA %6Batzendorf 5474,03 5920,50 446,46 7,546Haguenau 5077,25 5460,48 383,23 7,026Herrenwasser 5906,55 6602,27 695,72 10,54CHS1 1704,25 1757,96 53,71 3,06CHS2 1542,31 1587,40 45,10 2,84CRR 1012,05 1030,23 18,18 1,76General Motors 1706,98 1760,32 53,35 3,03Gerstheim 776,13 788,65 12,52 1,59_6Brunnenwasser 7047,48 8344,95 1297,47 15,55_6Eichstetten 10715,74 13434,44 2718,70 20,24_6Fessenheim 11387,59 15102,99 3715,40 24,60_6Gambsheim 3172,82 3316,11 143,29 4,32_6Gerstheim 5253,20 5835,00 581,80 9,97_6Graffenstaden 7911,34 9218,95 1307,61 14,18_6Logelbach 10168,75 12528,64 2359,89 18,84_6Marlenheim 10858,90 12541,85 1682,95 13,42_6PPR 6928,13 7906,41 978,28 12,37_6Reichstett 8057,48 9099,72 1042,24 11,45_6Rhinau 5486,80 6172,90 686,10 11,11_6Scheer 7344,45 8602,55 1258,11 14,62_6Sporeninsel 6904,21 7875,38 971,17 12,33_6Strasbourg 7226,38 8300,07 1073,69 12,94_6Vogelgrun 11490,55 18132,01 6641,46 36,63_6ZGuebwiller 8275,38 10613,36 2337,98 22,03


Ecart Pcc

MVA % 0 à 50 0 à 10

50 à 100 10 à 20>100 >20

Ecart absolu

MVA % 0 à 50 0 à 10

50 à 100 10 à 20>100 >20

Ecart absolu

• La deuxième tentative à été accomplie en suivant la démarche suivante. Le cas d’étude ainsi que le scénario sont identiques à ceux utilisés dans le cas 1. Pour se faire, on déconnecte au niveau du poste frontière auprès duquel on veut connaître l’apport de Pcc l’ensemble des lignes RTE de l’anneau de garde. On obtient un nouveau jeu de valeurs que l’on introduit dans PowerFactory de la même manière que dans le cas 1. Le résultat des comparaisons (dont un extrait est disponible figure 19) sont encore moins bons puisque la moyenne des écarts se situe maintenant à 1851,1MVA pour les postes 225kv soit 16,3% et à 16,11MVA soit 1,23% pour les postes 63kV.


• La dernière démarche (cas 3) a été accomplie selon la méthode suivante avec le même

cas d’étude et le même scénario que pour les deux études précédentes. Ces valeurs de Pcc ont été obtenues en déconnectant toutes les lignes de l’anneau de garde RTE et en ne laissant que les liaisons du multipôle aux postes frontières pour connaître la Pcc réelle apportée par le multipôle. Après simulations on obtient les résultats de la figure 20 (extrait).



Les écarts moyen de Pcc avec le multipôle s’élèvent à 1595,9MVA soit 14,72% pour les postes 225kV et à 13,4MVA soit 1,04% pour les postes 63kV. Bilan : Aucun cas n’est jugé satisfaisant, car le problème ne provient pas des mesures mais il prend sa source au niveau de la frontière entre l’anneau de garde RTE et le multipôle (cf. explications à la fin du cas 1). D’autres solutions devront être trouvées pour palier ce manque de fiabilité des résultats.

5.4 Variation du point de fonctionnement sans multipôle

L’étude suivante va nous permettre de faire varier le point de fonctionnement du réseau sans multipôle. En effet les explications données dans le paragraphe 2.4, permettent de comprendre comment fonctionne le multipôle lorsqu’on déplace le point de fonctionnement. Dans ce cas, ce sont les charges fictives du multipôle équivalent qui varient permettant ainsi de maintenir l’équilibre entre production et consommation. Cependant, les études doivent maintenant être menées sans multipôle. L’étude d’injection des flux provenant du multipôle étant un succès, il faut maintenant arriver à faire varier le point de fonctionnement du réseau. Autrement dit, jusqu’à présent, les injections étaient fixes et ce pour un seul point de fonctionnement du réseau ESR. Il faut maintenant faire varier les flux de ces injections de telle sorte que la production soit toujours consommée quelque soit la charge du réseau ESR. Le modèle de base étant le multipôle, il va nous servir à déterminer les coefficients à appliquer aux injections. Pour cela, on active le multipôle (cas d’étude reg base janv 2010- 27012010essai_flux du projet 2010_Schema RTE 2010-2015_sans_multipôle avec la version 4.0 (base)) et on fait varier la charge du réseau ESR. On prendra cinq points de 1200 à 1600MW par pas de 100MW. On lance pour chaque cas une simulation et on relève les flux injectés par le multipôle aux postes frontières. On relève à la fois les flux en actif et en réactif. Les valeurs de puissances actives pour les différents points de fonctionnement sont données figure 21.

Figure 21 : Puissances actives fournies par le multipôle Après avoir tracé pour chaque point d’injections la courbe puissance injectée en fonction de la

charge ESR, on s’aperçoit que cette puissance évolue linéairement en fonction de la charge ESR. Par l’intermédiaire de régressions linéaires, on trouve les coefficients a et b de ces différentes droites. Ceux-ci sont disponibles figures 23. Les droites caractéristiques de chaque injection peuvent maintenant être ajoutées dans le simulateur.


On effectue la même démarche pour le réactif. Pour les mêmes points de fonctionnement du réseau ESR en actif (1200 à 1600MW par pas de 100MW), on relève les flux de puissances réactives aux postes frontières. Les charges réactives des postes ESR sont calculées à partir des tanφ moyennes des postes qui ont été préalablement rentrées dans PowerFactory.

Figure 22 : Puissances réactives fournies par le multipôle

Le multipôle ne permettant pas de faire de simulations de réactif sur le réseau, cette étude permet cependant de connaître le comportement de ce dernier en vue de l’extension de l’anneau de garde.

Figure 23 : Coefficients des droites caractéristiques aux points d’injections

Afin de tester ce nouveau modèle, il faut modifier la charge du réseau ESR (la modification de la puissance active de la charge entraîne la modification automatique de la puissance réactive de cette dernière). Les injections s’adaptant au niveau de charge du réseau ESR, il faut observer les valeurs au nœud bilan de Marlenheim. En effet, c’est à cet endroit que l’on peut s’apercevoir si les valeurs injectées aux postes frontières ne sont pas correctes car la somme au nœud bilan ne sera pas nulle. On testera le modèle avec plusieurs valeurs de charges du réseau ESR de 900 à 1650MW par pas de 50MW. On peut ainsi tester si la linéarité est vérifiée sur une amplitude de charge plus importante (cf. figure 24).


Valeurs du External Grid au noeud de Marlenheim

-20

0

20

40

60

80

100

900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800

Charge ESR (MW)

P(MW)

Q(MVAR)

Figure 24: Résultats au nœud bilan de Marlenheim avec différentes simulations de charges Après avoir tracé les deux courbes des valeurs de P et Q (cf. figure 25) au nœud bilan en fonction de la charge ESR, on s’aperçoit que les valeurs de P et Q sont les plus faibles autours des points ayant servi à déterminer les coefficients des droites caractéristiques. Lorsqu’on s’intéresse juste à la puissance réactive, on s’aperçoit que la linéarité est vérifiée (la valeur la plus importante correspond à une erreur de 0.53% comparativement à la valeur de la charge du réseau ESR). Concernant le réactif, les résultats sont plus éloignés des valeurs à atteindre (l’évolution du réactif n’évoluant pas linéairement en fonction de la puissance réactive).

Figure 25: Courbes représentant les valeurs P et Q du nœud bilan de Marlenheim en fonction de la charge du réseau ESR


Charge RTE Charge initiale Ouvrage ESR le plus impacté Val. Normal Val. Secours Déviation MW Déviation %_ZGeisp 11,26 Altor-Molsh 22,04 58,12 36,08 163,70_ZPhals Dett_Y631 95,46 118,73 23,27 24,38_ZSeles 68,80 Benfe-Obern 13,17 25,69 12,52 95,06_ZMarie 14,50 Benfe-Obern 13,17 23,35 10,18 77,30_ZRhina PPR_Y632 74,23 83,49 9,26 12,47_ZRibea 21,60 Benfe-Obern 13,17 21,76 8,59 65,22_ZBlais 10,10 Benfe-Obern 13,17 20,35 7,18 54,52_ZLapou 11,40 Benfe-Obern 13,17 20,12 6,95 52,77_ZDruli 6Dettw-Marle 100,06 106,15 6,09 6,09_ZMarck 15,60 Reich-Rober 47,35 52,94 5,59 11,81 Prod_Gambsheim Beinh-Roesc 23,92 27,90 3,98 16,64_Zbitch* 6Dettw-Marle 100,06 103,76 3,70 3,70_Zgoetz* 6Dettw-Marle 100,06 103,41 3,35 3,35_ZSpore 96,90 Reich-Rober 47,35 50,40 3,05 6,44Prod_Strasbourg PPR_Y632 74,23 76,55 2,32 3,13_ZBrunn 23,50 Popet-Rober 21,86 23,63 1,77 8,10Prod_Gerstheim 77,77 Popet-PPR 1 25,19 26,50 1,31 5,20Prod_Rhinau 58,81 Altor-Graff 3,32 4,94 1,62 48,80

Etude de l'influence des charges et des productions du réseau RTE sur le réseau ESROn ajoute dans chaque cas 100MW ( * seulement 50MW) à la valeur de la charge ou de la production RTE initiale

Tri des chages et productions RTE en fonction de la déviation en MW de l'ouvrage ESR le plus impa cté

MW %0 à 5 0 à 10

5 à 10 10 à 20>10 >20

Ecart absolu

6. Étude de l’influence du réseau RTE sur le réseau ESR

Il s’agit dans ce cas d’étudier l’influence des charges et des ouvrages RTE (transformateurs et lignes) sur les ouvrages du réseau ESR. On veut recenser les zones du réseau RTE qui influent le plus les ouvrages du réseau ESR. On étudie l’influence des zones de l’anneau de garde RTE sur le réseau ESR, à l’aide de PowerFactory (on lance le cas d’étude avec le multipôle qui est notre base). On simule la perte d’un ouvrage RTE et on regarde l’ouvrage ESR le plus impacté par rapport au schéma normal d’exploitation. La même étude a été faite, mais cette fois en faisant varier les charges des postes RTE. En effet, on ajoute dans chaque cas 100MW de consommation à une charge de l’anneau de garde RTE et on observe l’impact sur les ouvrages du réseau ESR. On peut ainsi classer les ouvrages et les postes RTE par ordre décroissant d’influence (influence en MW et en % de la valeur d’origine) et les classer dans des groupes (cf. figure 26 et 27). On peut reporter les ouvrages sur une carte du réseau RTE et ainsi avoir une image des zones qui ont plus ou moins d’influence sur le réseau ESR. La légende est identique pour les deux tableaux suivants :

Figure 26: Influence des charges et productions RTE sur le réseau ESR


Ouvrage RTE consignée Ouvrage ESR le plus impacté Val. Normal Val. Secours Déviation MWDéviation %ZRTE_6Gambs-Seltz Roesc-Rohrw 0,07 51,30 51,23 73185,71Graf_Y633 Altor-Molsh 22,04 62,28 40,24 182,58Graf_Y632 6Graff-Herre 86,52 122,35 35,83 41,41ZRTE_Bergh-Phals Dettw-Saver 1 -9,66 20,93 30,59 316,67ZRTE_Phals-Saver Dettw-Saver 2 -9,38 12,76 22,14 236,03ZRTE_6Batze-Gambs Roesc-Rohrw 0,07 18,67 18,60 26571,43ZRTE_6PPR-Stras Graff-Illki 26,64 44,75 18,11 67,98ZRTE_6Graff-Marle Reic_Y632 88,85 106,34 17,49 19,68ZRTE_6Graff-Reich Reic_Y633 95,31 106,14 10,83 11,36ZRTE_6Batze-Marle Dettw-Pfaff 21,45 30,46 9,01 42,00ZRTE_6Graff-Stras Graff-Illki 26,63 34,72 8,09 30,37ZRTE_CHS1-PPR Graff-Illki 26,64 34,45 7,81 29,32ZRTE_CHS1-Illki Graff-Illki 26,63 34,41 7,78 29,22ZRTE_6PPR-Spore PPR_Y632 74,22 80,98 6,76 9,11ZRTE_Goetz-Pfaff Dettw-Pfaff 15,79 21,67 5,88 37,24_CHS2_Y312 PPR_Y632 74,23 78,90 4,67 6,29ZRTE_6Marle-Reich 2 6Dettw-Marle 118,02 122,53 4,51 3,82ZRTE_6Marle-Reich 1 Dett_Y631 113,33 117,78 4,45 3,93ZRTE_6Graff-Marck Graf_Y633 63,69 68,06 4,37 6,86ZRTE_Geisp-Graff Altor-Graff 3,32 7,40 4,08 122,89ZRTE_Benfe-Seles Altor-Graff 3,32 7,26 3,94 118,67ZRTE_6Marck-Vogel 1 PPR_Y632 74,22 77,77 3,55 4,78_Rhin_Y311 PPR_Y632 74,22 77,22 3,00 4,04ZRTE_Logel-Ribea Benfe-Obern 13,17 15,85 2,68 20,35ZRTE_6Graff-Schee Reic_Y632 88,85 91,37 2,52 2,84ZRTE_Logel_Y633 Benfe-Obern 13,17 15,68 2,51 19,06ZRTE_Lapou-Logel Benfe-Obern 13,17 15,58 2,41 18,30ZRTE_Logel_Y631 Benfe-Obern 13,17 15,50 2,33 17,69ZRTE_Logel_Y632 Graf_Y633 63,69 65,98 2,29 3,60ZRTE_6Batze-reich Dettw-Pfaff 21,67 23,84 2,17 10,01ZRTE_Blais-Etiva Benfe-Obern 13,17 15,31 2,14 16,25ZRTE_CHS2-Gerst Popet-PPR 1 25,19 27,23 2,04 8,10ZRTE_Druli-Goetz Dettw-Saver 1 9,66 11,65 1,99 20,60ZRTE_6Brunn-Rhina PPR_Y632 74,20 76,00 1,80 2,43ZRTE_6Marck-Schee Graff-Illki 26,63 28,41 1,78 6,68ZRTE_Logel-Seles Benfe-Obern 13,17 14,87 1,70 12,91ZRTE_Rhina-Seles Benfe-Obern 13,17 14,81 1,64 12,45ZRTE_Marck-Vogel PPR_Y632 74,22 75,67 1,45 1,95ZRTE_Blais-Seles Benfe-Obern 13,17 14,51 1,34 10,17ZRTE_6Brunn-Marck PPR_Y632 74,22 75,54 1,32 1,78ZRTE_6Graff-Spore PPR_Y632 74,22 75,47 1,25 1,68_Gamb_Y611 Dett_Y631 113,33 114,51 1,18 1,04_Stra_Y611 Reich-Rober 47,35 48,49 1,14 2,41ZRTE_6Gerst-Stras Reich-Rober 47,35 48,45 1,10 2,32ZRTE_Bitch-Goetz Dettw-Saver 1 9,66 10,76 1,10 11,39_Stra_Y612 Reich-Rober 47,35 48,37 1,02 2,15ZRTE_Lapou-Marie Benfe-Obern 13,17 14,03 0,86 6,5320_Gers_Y311 Popet-PPR 1 25,19 26,03 0,84 3,33_Gers_Y311 Reich-Rober 47,35 48,14 0,79 1,67_Gers_Y312 Reich-Rober 47,35 48,12 0,77 1,63_Gamb_Y612 Dett_Y631 113,33 114,03 0,70 0,62ZRTE_Gerst-Rhina Popet-PPR 1 25,19 25,86 0,67 2,66_Rhin_Y613 Reich-Rober 47,35 48,00 0,65 1,37_Rhin_Y611 Reich-Rober 47,35 47,93 0,58 1,22ZRTE_Ribea-Seles Benfe-Obern 13,17 13,67 0,50 3,80_Gers_Y313 Reich-Rober 47,35 47,73 0,38 0,80ZRTE_CHS2-PPR Popet-PPR 1 25,19 25,54 0,35 1,39ZRTE_6Eichs-Vogel Altor-Graff 3,32 3,65 0,33 9,94ZRTE_6Gerst-Rhina Popet-PPR 1 25,27 25,51 0,24 0,95ZRTE_Marck-Rhina Popet-PPR 1 25,19 25,35 0,16 0,64ZRTE_6Logel-ZGueb Molsh-Wasse 25,30 25,45 0,15 0,59ZRTE_Marie-Seles Altor-Graff 3,32 3,46 0,14 4,22ZRTE_6Fesse-Vogel Altor-Graff 3,32 3,47 0,15 4,52ZRTE_6Vogel-ZGueb Reich-Rober 47,35 47,45 0,10 0,21ZRTE_Logel-VoieR Benfe-Obern 13,17 13,23 0,06 0,46ZRTE_Vogel-VoieR Benfe-Obern 13,17 13,22 0,05 0,38ZRTE_Bergh-Druli 1 6Dettw-Marle 100,06 100,11 0,05 0,05ZRTE_Bergh-Druli 2 6Dettw-Marle 100,06 100,11 0,05 0,05_CHS1_Y311 Crone-Graff 14,05 14,08 0,03 0,21ZRTE_6Marck-Vogel 2 Altor-Graff 3,32 3,34 0,02 0,60_Rhin_Y612 Crone-Graff 14,05 14,05 0,00 0,0320_Gers_Y312 Popet-PPR 1 25,19 25,19 0,00 0,01

Etude de l'influence du réseau RTE sur le réseau ES RTri des ouvrages RTE en fonction de la déviation en MW

Figure 27: Influence des ouvrages RTE sur le réseau ESR


7. Le modèle de remplacement du multipôle équivalent 7.1 Élaboration du modèle Les études précédentes ont permis de définir le fonctionnement du multipôle équivalent et de connaître les paramètres nécessaires au calcul de flux avec PowerFactory. Malheureusement, le multipôle ne sera bientôt plus disponible, et il faut maintenant chercher une nouvelle solution permettant de continuer à pouvoir effectuer des simulations dans les mêmes conditions qu’auparavant avec la contrainte supplémentaire de disposer d’un modèle qui cette fois est aussi valable en réactif. L’étude d’influence du réseau RTE sur le réseau ESR permet de connaître les zones qui influent le plus fortement sur le réseau ESR. En effet, si l’on analyse les deux tableaux précédents, on s’aperçoit que hormis les ouvrages frontières entre ESR et RTE, les zones les plus influentes se situent grossièrement autour de Bergholz et de Séléstat. Le multipôle équivalent étant un modèle électrique représentant l’ensemble du réseau RTE qui se situe en dehors de l’anneau de garde, il semble logique que la première étape en vue de la suppression du multipôle va consister en l’élargissement de l’anneau de garde. C’est ainsi que l’étude de la partie 6 va nous aider à choisir les zones ou l’on va procéder à cet élargissement. Il faut aussi rester cohérent dans le choix des zones que l’on choisit de rajouter à l’anneau de garde, afin de pouvoir effectuer des simulations dans chaque situation d’exploitation du réseau. Pour cela, il a été décidé d’établir un nouveau schéma permettant aussi de faire des simulations en N-1. Un des points critiques est qu’en 225kV, l’anneau de garde s’arrêtait jusqu’à présent à Marlenheim. On ne disposait pas de réseau 400kV dans le simulateur, ce qui est pénalisant compte tenu de la proximité de Marlenheim avec le réseau ESR. En effet, lorsque RTE procède à un changement de schéma d’exploitation à ce poste, il y a une influence directe sur le réseau HTB d’ESR. Une des études de la partie 5 a montré qu’il était difficile de simuler avec exactitude les puissances de court-circuit (Pcc) au niveau de chaque poste sans la présence du multipôle. Autrement dit, les Pcc au niveau des postes 225kV du réseau ESR étaient trop élevées car en injectant les Pcc à chaque poste on ne simule pas la réalité (il faudrait en fait effectuer un calcul global et non un calcul ponctuel par poste). Cependant même avec des Pcc erronées en 225kV, on a noté que celle en 63kV étaient correctes. Les transformateurs 225/63kV limitent la Pcc de telle sorte que l’on retrouve des résultats justes sur le réseau 63kV d’ESR. L’idée est de reproduire le même principe mais au niveau de tension supérieur. Pour ses simulations, ESR a besoin d’obtenir les bonnes Pcc au niveau de ses postes, celles des postes RTE n’ont pas l’obligation d’être rigoureusement correctes puisque seules les valeurs aux postes ESR seront utilisées. On veut donc alimenter notre modèle en 400kV et ainsi par l’intermédiaire des autotransformateurs 400/225kV limiter la Pcc sur le réseau 225kV de telle sorte que cette dernière se rapproche de celle obtenu avec le multipôle équivalent. Afin de respecter une certaine cohérence, il a été choisi d’englober le réseau ESR ainsi que l’ancien anneau de garde (que l’on appellera à partir de maintenant anneau réduit) par trois boucles HTB (une boucle 400kV, une autre en 225kV et une dernière en 63kV) [5] [6]. Ce schéma est disponible sur la page suivante (cf. figure 28, il symbolise l’ensemble de l’extension+anneau réduit que l’on appellera anneau complet). On intègre à partir ce modèle une boucle 400kV, qui permet de faire le lien entre les grands centres de consommations et les lieux de productions (comme les centrales nucléaires de Cattenom et de Fessenheim qui injectent respectivement sur les postes de Vigy et de Muhlbach).


Figure 28: Représentation de l’anneau RTE étendu


7.2 Mise en place du nouveau modèle dans PowerFactory Ce nouveau modèle implique une réorganisation des données dans PowerFactory. Jusqu’à présent, le projet était géré par l’intermédiaire de cas d’études. Pour mettre en place ce nouveau modèle, un nouveau projet a été crée : 2010_Schéma RTE 2010-2015 Variation_RTE. Ce projet ne contient plus qu’un seul cas d’étude et les différentes topologies seront gérées par des variations. Ces dernières sont au nombre de trois et se nomment:

� Anneau RTE complet � Anneau RTE réduit � Multipôle

En organisant les données de cette manière, il sera aussi plus aisé de faire des comparaisons entre les différents modèles. Pour renseigner les ouvrages de la figure 28, il nous a fallu nous procurer auprès de RTE les données suivantes concernant :

• les lignes - résistance - réactance - susceptance - résistance homopolaire - réactance homopolaire - susceptance homopolaire - imap été/hiver

• les transformateurs - puissance nominale - tension primaire - tension secondaire - résistance - réactance - tension de court-circuit - courant à vide - pertes à vide - nombre de prises régleurs et variation de la tension par prise (%)

• les productions o groupes

- puissance nominale - tension nominale - réactance directe - réactance inverse - réactance directe subtransitoire - diagramme PQ

o transformateurs - puissance nominale - tension primaire - tension secondaire - tension de court-circuit - réactance directe Il faut aussi indiquer dans PowerFactory la topologie du schéma normal côté RTE (couplage ouvert ou fermé et barre de connexion des lignes ou transformateurs) et il faut aussi disposer des tensions de consignes généralement utilisées dans les postes 400, 225 et 63kV.


Date photo RTE Charge ESR(MW)05/07/10 à 15h00 900

29/09/10 à 11h30 1000

07/12/10 à 08h00 1200

03/12/10 à 15h00 130015/12/10 à 18h50 1383

Afin de comparer le modèle à la réalité afin de procéder à sa validation, il faut aussi disposer de photos du réseau RTE afin de voir si les flux simulés correspondent à la réalité. Les photos doivent présentées les données suivantes : transits, charges et productions pour les ouvrages se trouvant sur le schéma de la figure 28 avec pour chaque photo les écarts de topologie par rapport au schéma normal. On choisit cinq photos (cf. figure 29) en prenant le soin de balayer toute la plage de charge du réseau ESR afin de valider le modèle (on remarquera que la photo du 15/12/10 correspond à la date de la pointe hiver 2010/2011 du réseau ESR) : Figure 29: Photos RTE Après ajustement du modèle (tension des jeux de barres, couplages…), ce dernier permet de faire correspondre les simulations aux télémesures. L’intérêt de confronter le modèle à une plage de charge étendue est de le valider avec différentes topologies (on peut ainsi voir si les flux se répartissent de la même manière que dans la réalité et aussi confronter le modèle aux différentes situations de productions) et aussi d’observer son comportement vis-à-vis du réactif. Un exemple de comparaison est donné page suivante figure 30. Il s’agit de la photo du 07/12/10 à 08h00, la charge du réseau ESR étant à ce moment de 1200MW. La comparaison est donnée pour les lignes du réseau ESR. La moyenne des écarts entre la simulation et les télémesures Etaréso est de 1,09MW pour la puissance active et de 2,59MVAR pour la puissance réactive. Compte-tenu de la précision des télémesures (1 à 2MW d’erreur sur la mesure puis erreur introduite par la numérisation et la moyenne 10 minutes), on peut affirmer que la simulation rend compte de la réalité.


Lignes: P DigSilent(MW) P Etaréso(MW) Ecart(MW) Ecart(%) Q DigSilent(MVAR) Q Etaréso(MVAR) Ecart(MW) Ecart(%)6Batze-Hague 1 84,34616 85,04 0,69384 0,8159 33,12706 26,77 -6,35706 -23,7476Batze-Hague 2 84,34616 85,04 0,69384 0,8159 33,12684 18,9 -14,22684 -75,27436Dettw-Marle -92,72047 -97,64 -4,91953 5,03844 -24,71 -24,41 0,3 -1,2296Graff-Herre 68,51782 64,96 -3,55782 -5,47694 21,58697 11,34 -10,24697 -90,36136Marle-Molsh 1 76,4903 78,74 2,2497 2,85712 25,44144 17,32 -8,12144 -46,89056Marle-Molsh 2 77,09053 78,74 1,64947 2,09483 25,39567 25,2 -0,19567 -0,77647ARM-Herre 1 -13,92073 -13,86 0,06073 -0,43817 -1,49773 -0,16 1,33773 -836,081ARM-Herre 2 -16,76864 -16,69 0,07864 -0,47118 -2,394722 -0,47 1,924722 -409,515Alten-Laute -17,71527 -18,43 -0,71473 3,87808 -1,036436 -1,26 -0,223564 17,7432Alten-Preus -2,22472 -0,94 1,28472 -136,672 -3,997376 -2,36 1,637376 -69,3803Altor-Graff -16,28407 -14,49 1,79407 -12,3814 2,67224 3,15 0,47776 15,167Altor-Molsh -10,91364 -11,34 -0,42636 3,75979 -12,35197 -12,28 0,07197 -0,58607Beinh-Roesc 22,48326 23,94 1,45674 6,08496 -0,2376464 0,31 0,5476464 176,66Beinh-Seltz -48,98326 -51,65 -2,66674 5,1631 -10,23582 -13,54 -3,30418 24,4031Benfe-Erste -2,851281 -5,67 -2,818719 49,7129 3,53443 2,36 -1,17443 -49,764Benfe-Graff -17,44557 -18,9 -1,45443 7,6954 4,368541 1,89 -2,478541 -131,14Benfe-Obern -4,543653 -5,67 -1,126347 19,865 -0,9541409 -3,31 -2,355859 71,174Biscm-Reich 1 -19,25527 -18,9 0,35527 -1,87974 -4,524406 -4,49 0,034406 -0,76628Biscm-Reich 2 -19,30059 -18,9 0,40059 -2,11952 -4,901068 -4,49 0,411068 -9,15519Biscw-Hague -22,54984 -22,68 -0,13016 0,5739 -6,740024 -4,41 2,330024 -52,835Biscw-Rohrw 0,123502 0 -0,123502 0 -3,162263 0 3,162263 0Bruma-Hague -14,43606 -15,12 -0,68394 4,52341 -2,072926 -1,26 0,812926 -64,5179Bruma-Reich -21,64235 -18,27 3,37235 -18,4584 -4,1119 -3,78 0,3319 -8,78042CRR-Reich 1 -7,3 0 7,3 0 -1,016996 0 1,016996 0CRR-Reich 2 0,00000003 -8,82 -8,82 100 -0,02319739 0 0,0231974 0Crone-Graff -16,49128 -13,23 3,26128 -24,6506 -8,663109 0,63 9,293109 1475,1Crone-Reich -18,64457 -20,79 -2,14543 10,3195 -0,7257352 -9,45 -8,724265 92,3203Dettw-Ingwi 19,49913 19,84 0,34087 1,71809 3,05198 2,83 -0,22198 -7,84382Dettw-Pfaff 26,89851 26,46 -0,43851 -1,65726 -1,845923 0 1,845923 0Dettw-Saver 1 -2,979664 0 2,979664 0 3,347385 3,78 0,432615 11,4448Dettw-Saver 2 -2,959117 0 2,959117 0 2,93653 3,78 0,84347 22,314Dettw-Truch 9,187259 8,82 -0,367259 -4,16393 -1,652581 -1,26 0,392581 -31,1572Dettw-Wasse 14,17414 11,97 -2,20414 -18,4139 1,920221 3,15 1,229779 39,0406Erste-Graff -26,18463 -26,93 -0,74537 2,76781 0,3056948 -2,83 -3,135695 110,802Fuste-Herre 0,00000026 0 -2,6E-07 0 -0,3066266 0 0,3066266 0Fuste-PPR -24,02899 -23,94 0,08899 -0,37172 -1,720216 0 1,720216 0Gambs-Rohrw -4,297977 -4,25 0,047977 -1,12887 0,03386856 0 -0,033869 0Gambs-Wantz -2,032452 -0,47 1,562452 -332,437 -1,509174 -0,24 1,269174 -528,823Graff-Herre 7,459029 7,56 0,100971 1,3356 -1,3314 4,25 5,5814 131,327Graff-Holzm 16,52374 15,12 -1,40374 -9,28399 5,302564 0 -5,302564 0Graff-Illki 10,95485 11,34 0,38515 3,39638 6,552229 7,09 0,537771 7,58492Graff-Meina 17,01703 18,9 1,88297 9,9628 -1,926402 5,2 7,126402 137,046Gunde-Pfaff -23,12732 -22,68 0,44732 -1,97231 -1,564212 0 1,564212 0Gunde-Preus -4,389541 -4,25 0,139541 -3,28332 -1,511489 0 1,511489 0Hague-Pfaff 1 10,85606 11,34 0,48394 4,26755 5,724031 5,98 0,255969 4,28042Hague-Pfaff 2 10,83995 11,97 1,13005 9,44069 5,715391 5,98 0,264609 4,4249Hague-Preus 1 17,14478 18,27 1,12522 6,15884 4,546618 5,04 0,493382 9,78933Hague-Preus 2 17,87843 17,64 -0,23843 -1,35164 4,541037 5,04 0,498963 9,90006Hague-Rohrw 12,7212 13,86 1,1388 8,21645 2,701652 3,15 0,448348 14,2333Hague-Sonoc 3,961512 3,78 -0,181512 -4,8019 -0,0114297 2,83 2,8414297 100,404Halle-Herre 1 -18,9926 -18,9 0,0926 -0,48995 -3,466729 -3,62 -0,153271 4,23401Halle-Herre 2 -16,12657 -16,06 0,06657 -0,41451 -2,741751 -2,83 -0,088249 3,11834Herre-Meina 9,893566 8,19 -1,703566 -20,8006 5,110479 -0,63 -5,740479 911,187Holzm-Reich -14,80015 -16,38 -1,57985 9,64499 4,005438 0 -4,005438 0Ingwi-Pfaff -6,666298 -6,93 -0,263702 3,80522 -1,205106 -1,26 -0,054894 4,35667K2-ZK2 0,00000001 0 -1E-08 0 -0,0015123 0 0,0015123 0Laute-Seltz -33,08995 -33,39 -0,30005 0,89862 -5,808262 0 5,808262 0Lutze-Molsh -25,87525 -26,46 -0,58475 2,20994 -2,172952 -4,09 -1,917048 46,8716Lutze-Schir 7,686963 8,19 0,503037 6,14209 -0,9078025 0 0,9078025 0Molsh-Obern 29,10512 33,39 4,28488 12,8328 4,56163 6,93 2,36837 34,1756Molsh-Wasse 20,24013 -22,05 -42,29013 191,792 3,845533 0 -3,845533 0Molsh-ZK2 28,80157 30,24 1,43843 4,75671 4,505591 7,56 3,054409 40,4022Obern-ZK2 -28,69795 -29,61 -0,91205 3,08021 -3,895715 -6,61 -2,714285 41,0633Orang-Popet 1 -13,55738 -11,65 1,90738 -16,3724 -1,78713 -0,94 0,84713 -90,1202Orang-Popet 2 -13,63936 -15,43 -1,79064 11,6049 -1,812211 -0,16 1,652211 -1032,63Orang-Popet 3 -20,25401 -20,16 0,09401 -0,46632 -3,229183 -0,94 2,289183 -243,53PPR-GM 1 8,2269 8,19 -0,0369 -0,45055 1,61873 3,15 1,53127 48,6117PPR-GM 2 -0,00000001 0 1E-08 0 0 0 0 0PPR-Sorra 1,870649 2,52 0,649351 25,7679 0,3610074 0 -0,361007 0PompO-Rohrw -0,16 -0,31 -0,15 48,3871 -0,02279875 0 0,0227988 0Popet-PPR 1 -31,8365 -31,5 0,3365 -1,06825 -7,595107 -0,63 6,965107 -1105,57Popet-PPR 2 -27,6895 -26,46 1,2295 -4,64664 -8,740557 -1,26 7,480557 -593,695Popet-Proda 18,0613 0 -18,0613 0 -0,2278293 0 0,2278293 0Popet-Rober -6,021324 -7,56 -1,538676 20,3529 10,1604 -6,93 -17,0904 246,615Reich-Rober 27,87184 27,72 -0,15184 -0,54776 -5,406307 0 5,406307 0Reich-Rohrw 15,96535 17,01 1,04465 6,14139 6,997933 5,98 -1,017933 -17,0223Reich-Truch 11,13326 11,34 0,20674 1,8231 6,012618 0 -6,012618 0Reich-Wantz 36,11332 35,43 -0,68332 -1,92865 6,191824 9,45 3,258176 34,4781Roesc-Rohrw -4,481826 2,83 7,311826 258,368 -3,257189 5,71 8,967189 157,044Schir-Wasse -3,80394 -2,52 1,28394 -50,95 -1,010016 -1,89 -0,879984 46,56

Comparaison des flux sur les lignes ESR

Figure 30: Comparaison des flux sur les lignes ESR (photo du 07/12/10)


Pour utiliser ce modèle pour la planification, l’étude ou la recherche de défauts dans un cas particulier (on entre pour cela un scénario de charges et de production manuellement ainsi que la topologie pour une date particulière), il faut faire varier les flux entrant aux frontières de l’anneau RTE. Dans l’ancien modèle, les coefficients étaient donnés par RTE dans le document caractérisant le multipôle équivalent. Ces derniers permettaient de diminuer les consommations sur le réseau RTE quand celle du réseau ESR augmentait et inversement. L’étude de la partie 5.4 a permis de faire les premières simulations sans multipôle avec l’anneau RTE réduit. On a montré que l’évolution des flux injectés aux frontières de l’anneau réduit en fonction de la charge du réseau ESR pouvaient être modélisé par des droites (on peut approcher l’évolution de chaque injection par une droite). Cette étude a été menée dans le but de reproduire le même fonctionnement dans le modèle de remplacement du multipôle, même si les variations des flux injectées ne répondent pas aux mêmes lois. Cependant, après avoir mené une étude similaire sur l’anneau RTE étendu, on s’aperçoit que les flux injectées ne suivent pas un modèle prédéfinit. En effet, la topologie de l’anneau étendu est plus susceptible de varier que celle de l’anneau réduit, ce qui crée une disparité entre les flux injecté. Les productions sont aussi plus nombreuses ce qui rend l’établissement d’une règle générale encore plus difficile. Prenons deux exemples concrets :

o Le poste de Marlenheim 225kV: Dans le modèle du multipôle équivalent, l’anneau de garde (anneau RTE réduit) avait pour frontière le poste de Marlenheim 225kV. Ce poste est donc alimenté directement par le multipôle qui ne tient pas compte de la provenance de l’énergie compte-tenu qu’il s’agit d’un modèle électrique qui ne représente pas la réalité.

Maintenant le nouveau modèle de simulation comporte en plus le poste de Marlenheim 400kV ainsi que la boucle 400kV qui l’entoure. Il est évident que les injections sur la boucle 400kV vont influer sur le poste 400kV et ensuite sur le poste 225kV en fonction de la topologie du réseau. o Le poste de St Avold: l’anneau réduit ne comportait que les

productions des centrales du Rhin. Maintenant l’anneau étendu comporte en plus les productions thermiques et nucléaires. Par exemple les centrales nucléaires de Cattenom et Fessenheim qui injectent respectivement sur les postes de Vigy et Muhlbach) ou bien la production Émile Huchet (thermique à combustion fossile) qui injecte sur le poste de St Avold (400 et 225kV). Les centrales thermiques permettant de faire l’appoint en énergie lors des périodes de fortes consommations, il est donc difficile d’établir une règle de fonctionnement de ces centrales et de ce fait des variations des flux injectés. Le poste de Marlenheim se situe électriquement très proche du poste de St Avold (400kV et 225kV), ce qui rend ce dernier très influent.

Jusqu’à présent le modèle du multipôle n’était utilisé que pour la partie planification, mais avec ce nouveau modèle, il sera aussi possible d’utiliser le simulateur en conduite. Pour effectuer les études de planification, on est parfois amené à faire varier le point de fonctionnement du modèle. Le multipôle le permet par l’intermédiaire du trigger, qui diminue les charges du réseau RTE et augmente par conséquent la puissance disponible sur la zone ESR ce qui permet de simuler n’importe quelle valeur de charge sans pour autant disposer des photos RTE. En ce qui concerne le nouveau modèle de simulation, l’établissement d’une règle générale concernant les flux injectés n’est pas possible. Afin de reproduire ce mode de fonctionnement aux points d’injections, il faut s’appuyer sur des photos issues de simulations RTE pour effectuer des régressions linéaires sur des situations semblables (cf. étude de la partie 5.4). Malheureusement ces résultats de simulations ne sont pas encore disponibles.


Le modèle sera alimenté en temps réel avec des télémesures provenant des réseaux ESR et RTE, ce qui permettra de faire des simulations en temps réel afin de l’utiliser en conduite. On pourra ainsi connaître l’incidence d’une manœuvre sur le réseau avant de la mener en réalité. Même si on ne trouve pas de modèle permettant de faire varier les injections de manière artificielle, il sera à terme possible de recharger dans le simulateur l’ensemble des données requises par PowerFactory pour effectuer un calcul en un point de fonctionnement donné. 7.3 Étude de l’influence de l’anneau RTE étendu sur le réseau ESR Il s’agit dans ce cas d’étudier l’influence des charges et des ouvrages RTE (transformateurs et lignes) de l'anneau complet sur les ouvrages du réseau ESR. On veut recenser les zones du réseau RTE qui influent le plus les ouvrages du réseau ESR. On étudie l’influence des zones de l’anneau étendu sur le réseau ESR, à l’aide de PowerFactory. On simule la perte d’un ouvrage RTE et on regarde l’ouvrage ESR le plus impacté par rapport au schéma normal d’exploitation. La même étude a été faite, mais cette fois en faisant varier les charges des postes RTE. En effet, on ajoute dans chaque cas 100MW de consommation à une charge de l’anneau de garde RTE et on observe l’impact sur les ouvrages du réseau ESR. Il s’agit de la même étude que celle effectuée dans la partie 6, mais cette fois les seuils d’influences seront plus bas pour les harmoniser avec ceux utilisés par RTE. On peut reporter les ouvrages sur une carte du réseau RTE et ainsi avoir une image des zones qui ont plus ou moins d’influence sur le réseau ESR (cf. figure 31). Cette étude permet de justifier le choix de l’anneau étendu. Trois boucles HTB englobent le réseau ESR, les boucles 400kV et 225kV ont une influence supérieure à 1MW sur le réseau ESR. Cela signifie que l’anneau étendu pourrait encore être élargi mais compte-tenu de la quantité de données (caractéristiques des ouvrages, topologie et télémesures) on ne le fera pas. La boucle 63kV a cependant une influence moindre mais il ne faut pas perdre de vue qu’il s’agit d’une étude en N, en N-1 l’influce de cette boucle n’est plus négligeable.


Figure 31: Influence de l’anneau RTE étendu sur le réseau ESR


Postes:Anneau étendu Multipôle Absolu % Anneau étendu Multipôle Absolu %

_6Brunnenwasser 17,90748 18,1291 0,22162 1,222454507 6978,749 7065,118 86,369 1,222470736_6Gambsheim 8,131673 8,14806 0,016387 0,201115358 3169,006 3175,392 6,386 0,201109028_6Gerstheim 13,35507 13,47235 0,11728 0,870523702 5204,624 5250,328 45,704 0,870497996_6Graffenstaden 17,04751 17,19933 0,15182 0,882708803 6643,609 6702,777 59,168 0,882738602_6Logelbach 20,14803 26,06988 5,92185 22,71529443 7851,916 10159,73 2307,814 22,71530838_6Marck 19,17508 19,43382 0,25874 1,331390329 7472,749 7573,582 100,833 1,33137794_6Marlenheim 27,4527 27,42011 -0,03259 -0,118854374 10698,63 10685,93 -12,7 -0,118847868_6PPR 17,533 17,82282 0,28982 1,626117528 6832,812 6945,758 112,946 1,626114817_6Reichstett 20,81664 20,9923 0,17566 0,836783011 8112,483 8180,938 68,455 0,836762239_6Rhinau 14,04222 14,16796 0,12574 0,887495447 5472,415 5521,418 49,003 0,887507521_6Scheer 19,25618 19,05834 -0,19784 -1,038075719 7504,352 7427,255 -77,097 -1,038028181_6Sporeninsel 17,51851 17,80935 0,29084 1,633074761 6827,165 6940,509 113,344 1,633079072_6Strasbourg 17,79829 18,05707 0,25878 1,433122871 6936,197 7037,046 100,849 1,433115543_6Vogelgrun 27,45129 29,40747 1,95618 6,651983323 10698,08 11460,43 762,35 6,652019165_6ZGuebwiller 19,26136 21,19214 1,93078 9,110830714 7506,373 8258,819 752,446 9,1108183876Batzendorf 14,01572 14,06504 0,04932 0,350656664 5462,087 5481,308 19,221 0,3506644766Dettwiller 11,24306 11,25195 0,00889 0,079008527 4381,55 4385,014 3,464 0,0789963276Haguenau 12,99904 13,04425 0,04521 0,346589493 5065,875 5083,495 17,62 0,3466119276Herrenwasser 13,29902 13,39337 0,09435 0,704453024 5182,782 5219,549 36,767 0,7044095196Seltz 5,107097 5,113678 0,006581 0,128694063 1990,294 1992,859 2,565 0,128709557

Comparaison des intensités et puissances de courts-circuits aux postes 225kV proches et internes au réseau ESRIcc (kA) Ecart Pcc(MVA) Ecart

7.4 Anneau étendu et puissances de courts-circuits Le point 5.3 a permis de mettre en évidence que l’injection des puissances de courts-circuits sous quelques formes que ce soit ne donnait pas de résultats satisfaisants sans la présence du multipôle. Une autre stratégie a du être déployée afin de palier à ce problème. La constatation suivante avait été faite lors des essais d’injection des puissances de courts-circuits sans le multipôle : les transformateurs 225/63kV limitent la Pcc de telle sorte que l’on retrouve des résultats justes sur le réseau 63kV d’ESR. L’idée est de reproduire le même principe mais au niveau de tension supérieur. On veut donc alimenter notre modèle en 400kV et ainsi par l’intermédiaire des autotransformateurs 400/225kV limiter la Pcc sur le réseau 225kV de telle sorte que cette dernière se rapproche de celle obtenue avec le multipôle équivalent. Si les puissances de courts-circuits sont correctes aux postes 225kV, elles seront alors aussi correctes sur les réseaux de tensions inférieures. Les injections en 400kVsont au nombre de 5 et sont placées sur la périphérie de la boucle 400kV qui englobe le réseau ESR. On injecte à partir de chacune d’entre elle 10000MVA soit 14,43kA sous 400kV. Cette puissance sera limitée par les autotransformateurs, mais les puissances de courts-circuits ne seront pas pour le moins exactes aux postes 225kV. En effet une deuxième boucle (en 225kV) englobe le réseau ESR, mais celle-ci n’est bien évidement pas isolée du reste du réseau qui n’est pas décrit dans notre modèle. La Pcc provenant de ces liaisons en 225kV qui ne sont pas dans le modèle doivent être simulés ainsi que la Pcc provenant des productions en 225kV. En effet l’anneau RTE étendu possède plusieurs productions en 225kV en dehors des centrales nucléaires de Cattenom et de Fessenheim qui sont raccordées au réseau en 400kV : les centrales hydroélectriques le long du Rhin (sont décrites dans l’anneau RTE les groupes de Gambsheim, Strasbourg, Gerstheim, Rhinau, Marckolsheim et Vogelgrun) et la production Émile Huchet qui est raccordée aux postes de St Avold (en 400 et en 225kV). Compte tenu de la relative proximité du réseau ESR, il est indispensable de simuler la Pcc apportée par la production Émile Huchet en 225kV (influence directe sur Reichstett par exemple) ainsi que la Pcc apportée par les centrales sur le Rhin qui ont une influence directe sur les postes de Graffenstaden et PPR. Après de longs ajustements, les résultats se trouvant dans les tableaux des figures 32 et 33 ont été obtenus. Les seuils de classement (disponible page suivante) sont assez sévères puisque d’une part les puissances de courts-circuits sont nécessaires entre autre à dimensionner les protections aux postes et d’autre part il est impossible de faire des mesures de Pcc sur le terrain (Les Pcc étant toujours des résultats théoriques). Dans les tableaux sont données les Icc ainsi que les Pcc à chaque poste, de telle sorte que l’on puisse mieux s’imaginer les grandeurs mise en jeu.

Figure 32: Comparaison des puissances de courts-circuits aux postes 225kV proches et internes au réseau ESR


kA MVA %0 à 0,1 0 à 50 0 à 5

0,1 à 0,5 50 à 100 5 à 10>0,5 >100 >10

Ecart

Postes:Anneau étendu Multipôle Absolu % Anneau étendu Multipôle Absolu %

Altenstadt 6,162244 6,167308 0,005064 0,082110379 685,8676 686,4312 0,5636 0,082105825Altorf 16,08326 16,14653 0,06327 0,391848899 1790,092 1797,135 7,043 0,391901554Beinheim 7,913526 7,919195 0,005669 0,071585559 880,788 881,419 0,631 0,071589108Benfeld 12,57354 12,67535 0,10181 0,803212535 1399,455 1410,786 11,331 0,803169297Bischheim 12,49398 12,5243 0,03032 0,242089378 1390,6 1393,974 3,374 0,242041817Bischwiller 10,39404 10,41183 0,01779 0,170863335 1156,874 1158,853 1,979 0,170772307Brumath 8,927028 8,950864 0,023836 0,266298315 993,5924 996,2454 2,653 0,266299849Cronenbourg 14,65309 14,68569 0,0326 0,221984803 1630,912 1634,541 3,629 0,222019515Dettwiller 17,88673 17,93357 0,04684 0,261186144 1990,821 1996,035 5,214 0,261217864Erstein 9,598495 9,64653 0,048035 0,497951077 1068,328 1073,674 5,346 0,4979165Fustel 17,25853 17,32226 0,06373 0,367908114 1920,902 1927,995 7,093 0,367895145Gambsheim 7,999926 8,011545 0,011619 0,145028206 890,4045 891,6977 1,2932 0,145026728Graffenstaden 19,13394 19,1831 0,04916 0,256267235 2127,65 2133,115 5,465 0,256198095Gundershoffen 8,974106 8,988904 0,014798 0,164625187 998,8323 1000,479 1,6467 0,164591161Haguenau 19,18063 19,21958 0,03895 0,202657914 2134,835 2139,17 4,335 0,202648691Herrenwasser 16,25546 16,29299 0,03753 0,230344461 1809,258 1813,436 4,178 0,230391368Holzmatt 12,4813 12,50541 0,02411 0,192796558 1389,189 1391,872 2,683 0,192761978Illkirch 12,64836 12,67767 0,02931 0,231193902 1407,783 1411,045 3,262 0,231176185Ingwiller 8,441211 8,459054 0,017843 0,210933752 939,5202 941,5062 1,986 0,2109386Lauterbourg 6,956992 6,962092 0,0051 0,073253844 774,3243 774,8919 0,5676 0,073248927Lutzelhouse 6,201804 6,211881 0,010077 0,162221395 690,2706 691,3922 1,1216 0,16222341Meinau 15,70619 15,74346 0,03727 0,236733221 1748,124 1752,272 4,148 0,23672124Molsheim 20,47356 20,5489 0,07534 0,36663763 2278,74 2287,125 8,385 0,366617478Obernai 13,51453 13,56598 0,05145 0,379257525 1504,189 1509,915 5,726 0,379226645Pfaffenhoffen 14,29483 14,32933 0,0345 0,240764921 1591,037 1594,877 3,84 0,240770918Port aux pétroles 17,88161 17,94791 0,0663 0,369402343 1990,251 1997,631 7,38 0,369437599Port du Rhin 21,69839 21,7975 0,09911 0,45468517 2415,066 2426,096 11,03 0,454639882Preuschdorf 10,61392 10,63043 0,01651 0,155308863 1181,347 1183,184 1,837 0,15525903Reichstett 14,32311 14,34962 0,02651 0,184743568 1594,184 1597,136 2,952 0,184830847Robertsau 16,80211 16,85836 0,05625 0,333662349 1870,101 1876,362 6,261 0,333677617Roeschwoog 7,492877 7,498694 0,005817 0,077573508 833,9691 834,6165 0,6474 0,07756856Rohrwiller 12,288 12,30996 0,02196 0,178392131 1367,674 1370,118 2,444 0,178378797Saverne 13,14185 13,17375 0,0319 0,242148211 1462,709 1466,259 3,55 0,242112751Schirmeck 5,256035 5,263131 0,007096 0,134824689 585,0051 585,7948 0,7897 0,134808298Seltz 11,32517 11,33373 0,00856 0,075526768 1260,509 1261,463 0,954 0,075626475Truchtersheim 9,324258 9,336258 0,012 0,128531152 1037,805 1039,14 1,335 0,128471621Wantzenau 8,374302 8,388363 0,014061 0,167625078 932,0731 933,6381 1,565 0,167623836Wasselonne 10,15223 10,1722 0,01997 0,19631938 1129,96 1132,182 2,222 0,196258199

Comparaison des intensités et puissances de courts-circuits aux postes 63kV d'ESRIcc (kA) Ecart Pcc(MVA) Ecart

Figure 33: Comparaison des puissances de courts-circuits aux postes 63kV d’ESR En analysant les données des tableaux de la figure 32 et 33, on note que la moyenne des écarts d’Icc et entre le nouveau modèle de simulation et le multipôle aux postes 225kV d’ESR n’est que de 0,03kA alors que pour ceux entourant le réseau ESR cette moyenne monte à 0,04kA. On remarque que plus les postes 225kV sont éloignés su réseau ESR, plus l’écart d’Icc avec le multipôle est important. Pour les postes 63kV du réseau ESR la moyenne des écarts d’Icc est de 0,03kA ce qui est largement satisfaisant. De cette manière l’anneau RTE étendu peut à présent être validé d’un point de vue des puissances de courts-circuits.


8. Études complémentaires 8.1 Étude de bouclage Phalsbourg-Saverne Le réseau ESR possède 8 points de livraisons dont un qui comprend un point d'échange à Saverne en 63kV. Il s’agit de la liaison Phalsbourg(RTE)-Saverne(ESR). Le poste de Phalsbourg est quant à lui relié au poste de Bergholz, poste dans lequel se trouve 3 transformateurs 225/63kV. Le poste de Saverne est alimenté, en plus de la liaison Phalsbourg-Saverne, par les lignes Dettwiller-Saverne 1 et 2. Le poste de Bergholz 225kV ne possède pas de couplage entre les 2 jeux de barres. Or sur l’un des jeux de barres se trouve 3 transformateurs 225/63kV qui alimentant une partie de la boucle 63kV décrite dans l’anneau RTE étendu. L’idée est de simuler la perte des trois transformateurs de Bergholz. Jusqu’à présent il nous été impossible de simuler la perte des 3 transformateurs car dans le modèle du multipôle l’anneau de garde avait pour frontière le poste de Bergholz 63kV. Avec l’anneau RTE étendu, il est maintenant possible de mener cette étude et par conséquent de donner au modèle un premier cadre d’application (l’étude à été faite alors qu’on ne disposait pas encore de tous les éléments de RTE, mais ceux-ci étant quand même suffisant pour se lancer dans une telle étude). De plus cette étude permet aussi de corroborer les résultats provenant de la même étude menée par RTE avec son propre simulateur [7]. L'étude RTE avait pour objectif d'étudier l'influence de la perte du jeu de barres de Bergholz sur les lignes ESR Dettwiller-Saverne. Pour cela, il ne faut pas raisonner par poste mais sur une poche 63kV (cf. figure 34) autour de Bergholz qui se compose des postes suivants : Bergholz, Biberkirch, Bitche, Cirey, Drulingen, Goetzenbruck, Héming, Phalsbourg, Réchicourt, Sarrebourg et Sarre union. Cet ensemble de poste est alimenté par les 3 transformateurs de Bergholz ainsi que par les lignes Cirey-Hérimenil et Phalsbourg-Saverne. On étudie pour cela la perte des 3 transformateurs de Bergholz avec plusieurs plans de charge et on regarde si le réseau ESR arrive en contrainte. En particulier si les lignes Dettwiller-Saverne 1 et 2 ont un dépassement d’Imap (Intensité Maximal Admissible en régime Permanent).

Figure 34: Description de la poche 63kV dans le cadre de l’étude de bouclage Phalsbourg-Saverne


Photo RTE DigSilent Photo RTE DigSilent Photo RTE DigSilent Photo RTE DigSilentZRTE_Bergh_Y631 Inv Inv 70 69,31 Inv Inv 5 12,82ZRTE_Bergh_Y632 85 78,93 70 69,31 7 15,82 5 12,82ZRTE_Bergh_Y633 84 78,93 Inv Inv 17 15,82 Inv InvZRTE_Bergh-Druli 1 22 22,25 19 19,05 6 7,21 3 3,53ZRTE_Bergh-Druli 2 22 22,03 19 18,87 6 7,17 3 3,54ZRTE_Bergh-Phals 55 42,73 28 27,24 NC 1,09 -7 7,12ZRTE_Bergh-Sarre1 18 18,29 20 19,39 3 2,89 2 2,4ZRTE_Bergh-Sarre2 19 19,19 21 20,34 3 3,03 2 2,52ZRTE_Bergh-Sarre3 19 19,18 21 20,35 3 3,03 2 2,52ZRTE_Bitch-Goetz -17 -17,14 -13 -13,07 NC -3 NC 0,9ZRTE_Cirey-Herim 4 3,71 11 11,23 NC 4 NC 2,12ZRTE_Druli-Goetz 29 29,76 24 24,54 6 7,34 2 2,49ZRTE_Phals-Saver 39 27,85 15 13,79 -5 -4,45 -11 2,2Sarre-Union 14 14 13 13 5 5 4 4Dettw-Saver 1 -6 0,71 2 1,87 4 4,53 6 0,4Dettw-Saver 2 -6 0,46 2 2,04 4 4,92 6 0,41

Photo RTE DigSilent Photo RTE DigSilent Photo RTE DigSilent Photo RTE DigSilentDettw-Saver 1 65 60,15 57 52,85 39 28,9 24 19,56Dettw-Saver 2 65 66,57 57 58,25 39 28,03 24 17,47ZRTE_Bergh-Phals -82,4 -82,25 -79,1 -77,27 NC -34,57 NC -21,41ZRTE_Cirey-Herim 56,8 48,4 30 28,12 NC 7,34 NC 9,9ZRTE_Phals-Saver -102,2 -100,49 95 93,54 NC -50,94 NC 34,1

P(MW) Q(MVAR)En N

En N-1: Perte des 3 transformateurs de Bergholz

27.01.10 20.02.10 27.01.10 20.02.10

P(MW) Q(MVAR)27.01.10 20.02.10 27.01.10 20.02.10

Les résultats sont disponibles dans le tableau de la figure 35. On distingue 2 cas :

• l’état N correspond à la situation avant défaut • l’état N-1 correspond à la situation après défaut, à savoir, perte des 3 transformateurs

de Bergholz On note que les résultats de simulations se rapprochent de manière plus pertinente vers la réalité en l’état N-1. En effet, en N on a soit les transits en actif ou en réactif qui sont correctes mais pas les deux en même temps du fait qu’il manque les tensions de consignes côté RTE. Seulement deux cas ont pu être traités car ces derniers doivent se rapprocher vers une des 5 photos disponibles dans le simulateur. Cependant en N-1, on retrouve les résultats que RTE avait obtenus avec leur simulateur.

Figure 35: Résultats de simulations de l’étude de bouclage Phalsbourg-Saverne


8.2 Étude des butées basses régleurs sur les transformateurs HTB/HTA Dans l’attente du retour de l’ensemble des données de RTE concernant les ouvrages et la topologie de notre nouveau modèle, une étude sur les alarmes régleurs a été menée :

Les transformateurs 63/20kV possèdent des régleurs en charge qui permettent d’ajuster la tension secondaire en fonction de la tension primaire et de la charge. Autrement dit, la tension au secondaire à savoir 20,4kV (consigne de tension nominale) est susceptible de varier lorsque la tension primaire (ayant pour valeur de consigne 64,26kV) ou bien lorsque la charge appelée varie. Avec ce principe qui permet d’ajuster le rapport de transformation en ajoutant ou retranchant des spires de réglages en série avec les spires de l’enroulement haute tension, on obtient une tension secondaire qui est insensible à la charge et à la variation de tension primaire. Les diverses positions du régleur sont appelées prises et le passage d’une prise à l’autre peut être réalisé en charge.

Les transformateurs 63/20kV sont munis de 21 prises ce qui laisse une grande plage de réglage, le passage d’une prise faisant augmenter ou diminuer la tension secondaire de 1,5%. La prise de référence (neutre) est la 11ème. Cependant, il arrive que certains transformateurs arrivent sur la dernière prise basse du régleur. Dans ce cas, la tension secondaire peut sortir de la plage de valeurs nominales (supérieur en absolu à la valeur de consigne +1,5%). La tension augmente alors au-dessus de la consigne de 20,4V. Cet événement peut se produire si la consigne en tension 63kV est trop haute ou si la charge est trop faible. Une des raisons possible de l’arrivée en butée du régleur est une production sur le réseau 20kV qui réduit la charge du transformateur 63/20kV dans une zone avec beaucoup de câbles en réseau qui produisent du réactif. Lorsqu’un transformateur arrive en butée basse, une alarme remonte au BCC (Bureau Central de Conduite). Les butées basses sont enregistrées sur Etaréso dans le journal de bord. Il dresse la liste chronologique des événements (ici des butées basses). On part donc d’un fichier Excel qui regroupe les butées basses de manière chronologique pour tous les transformateurs HTB/HTA. Le travail à effectuer est de recenser les butées basses pour chaque transformateur, de voir leurs évolutions en fonction des années, et surtout traiter les cas où les alarmes durent plusieurs heures au minimum. En effet une butée basse qui dure une minute n’est pas à traiter de la même manière qu’une butée qui dure toute une nuit par exemple. [8]

Après analyse de la liste, on relève deux transformateurs qui apparaissent souvent avec des alarmes longues (plusieurs heures) : le Y311 de Pfaffenhoffen et le Y311 de Preuschdorf. Il s’agit à présent de connaître la gravité de ces alarmes (la tension HTA est-elle effectivement trop élevée ?). Pour cela plusieurs alarmes ont été étudiées, mais dans le mémoire on ne donnera qu’un seul exemple pour chaque transformateur.


o Transformateur Y311 de Pfaffenhoffen

Figure 36: Exemple d’alarme régleur bas sur le Y311 de Pfaffenhoffen

Description et commentaire concernant les deux graphiques de la figure 36 : De 12h00 à 12h30, la tension 63kV augmente, mais les télémesures ne permettent pas de savoir pourquoi la tension HTA n’augmente pas. A 12h40 passage de la dernière prise et début de l’alarme. La tension 20kV suit la tension 63kV jusqu’à 13h30. La tension 63kV baisse pendant l’alarme car on passe une prise vers le haut sur Dettwiller Y631 et parce que la tension 225kV augmente à Haguenau. Peu après 13h30 passage d’une prise dans le sens inverse sur Pfaffenhoffen Y311, pour compenser la chute de tension en 63kV (c’est pour cette raison que la baisse de tension sur le 63kV ne se répercute pas sur la tension 20kV). La tension HTA est sous la valeur de consigne de 20,4kV pendant toute la durée de l’étude alors qu’une alarme régleur signale une tension HTA trop élevée. Il s’agit peut-être de la valeur de la tension de consigne 63kV qui est trop basse ou bien d’une erreur de mesure de tension.

Pfaffenhoffen le 07/03/10: alarme régleur de 12:36 à 13:33

-2,1

-1,9

-1,7

-1,5

-1,3

-1,1

-0,9

-0,7

-0,5

-0,3

-0,1

0,1

12h0

0

12h1

0

12h2

0

12h3

0

12h4

0

12h5

0

13h0

0

13h1

0

13h2

0

13h3

0

13h4

0

13h5

0

écar

t en

% p

ar r

appo

rt à

Un

-2,00

-1,00

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

8,00

9,00

Pui

ssan

ce

U HTB (Un=64,26kV)

U HTA (Un=20,4kV)

P(MW)

Q(MVAR)

Positions des régleurs des transformateurs 225/63kV le 07/03/10

4,00

4,50

5,00

5,50

6,00

6,50

7,00

7,50

8,00

8,50

9,00

12h0

0

12h1

0

12h2

0

12h3

0

12h4

0

12h5

0

13h0

0

13h1

0

13h2

0

13h3

0

13h4

0

13h5

0

Pos

ition

234,00

235,00

236,00

237,00

238,00

239,00

240,00

241,00

242,00

243,00

244,00

Ten

sion

(kV

)

Dett Y631

Hague Y631

Hague 632

U 225kV Dett

U 225kV Hague1

U 225kV Hague2


o Transformateur Y311 de Preuschdorf

Figure 37: Exemple d’alarme régleur bas sur le Y311 de Preuschdorf

Preuschdorf Y311 le 25/12/09: alarme régleur bas de 01:58 à 11: 58

0

0,4

0,8

1,2

1,6

2

2,4

2,8

3,2

3,6

00h0

0

00h3

0

01h0

0

01h3

0

02h0

0

02h3

0

03h0

0

03h3

0

04h0

0

04h3

0

05h0

0

05h3

0

06h0

0

06h3

0

07h0

0

07h3

0

08h0

0

08h3

0

09h0

0

09h3

0

10h0

0

10h3

0

11h0

0

11h3

0

12h0

0

12h3

0

écar

t en

% p

ar r

appo

rt à

Un

-6,00

-4,00

-2,00

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

Pui

ssan

ce

U HTB (Un=64,26kV)

U HTA (Un=20,4kV)

P(MW)

Q(MVAR)

Position des régleurs des transformateurs 225/63kV le 25/12/09

4,00

4,50

5,00

5,50

6,00

6,50

7,00

7,50

8,00

8,50

9,00

9,50

10,00

00h0

0

00h3

0

01h0

0

01h3

0

02h0

0

02h3

0

03h0

0

03h3

0

04h0

0

04h3

0

05h0

0

05h3

0

06h0

0

06h3

0

07h0

0

07h3

0

08h0

0

08h3

0

09h0

0

09h3

0

10h0

0

10h3

0

11h0

0

11h3

0

12h0

0

12h3

0

Pos

ition

s

226,00

228,00

230,00

232,00

234,00

236,00

238,00

240,00

242,00

244,00

246,00

248,00

250,00

Ten

sion

(kV

)

Hague Y631

Hague Y632

Seltz Y631

Seltz Y632

U 225kV Hague1

U225kV Hague2

U 225kV Seltz


Description et commentaire concernant les deux graphiques de la figure 37 : Jusqu’au début de l’alarme à 01h58, la tension HTA suit les variations de la tension 63kV. Ensuite passage de la dernière prise à 01h58 et augmentation de la charge ce qui crée une baisse combinée d'environ 2%. Ensuite pendant la période de l’alarme, la tension HTA suit les variations de la tension 63kV (hormis quelques erreurs de TM ou fluctuations de la tension HTA avec la variation de la charge), qui elle-même suit les variations de la tension 225kV (passage de prises sur les 2 transformateurs de Haguenau). Avant la fin de l’alarme, les tensions 20 et 63kV baissent compte tenu de l’augmentation de la charge. La tension HTA augmente ensuite par le passage d’une prise dans le sens opposé ce qui conduit à la fin de l’alarme régleur bas. Pendant la durée de l’alarme, la tension HTA était par période trop élevée (+2.8% ce qui correspond à 20971V), ce qui est ici un réel problème de tension haute. Mais on peut modérer ce problème car, en effet durant cette période d’étude on a tout le temps au moins 4MVAR de puissance réactive qui remonte au transformateur ce qui a un effet négatif sur l’élévation de tension. Bilan: On remarquera que durant les 4 études de régleurs bas du transformateur Y311 de Preuschdorf, il y avait au moins 4MVAR de réactif qui remontait au transformateur. Ce réactif provient des câbles HTA qui faiblement chargés, produisent de la puissance réactive qui remonte sur le réseau HTB. Ce phénomène a aussi pour effet l’augmentation de la tension HTA. La majorité des alarmes se situent pendant cette période, sinon on note aucun problème particulier sur les autres transformateurs étudiées excepté le Y311 de Pfaffenhoffen où les plusieurs hypothèses sont envisageables: la tension de consigne 63kV est peut-être un peu faible ou alors la tension de consigne HTA est trop faible. Une vérification de cette dernière a été effectuée de même qu’un réétalonnage de la valeur de consigne à +2%. 8.3 Circulation de réactif entre Reichstett et PPR

Dans l’attente des données de RTE, une étude de circulation de réactif a été menée. Comme dit dans la partie 2.2 qui présente le réseau ESR, le réseau HTB d’ESR est maillé et interconnecté avec celui de RTE. Un des cas particuliers du réseau ESR est qu’il est alimenté en HTB (réseau maillé), contrairement au réseau ERDF qui lui est un réseau arborescent alimenté en HTA (non maillé). Cette contrainte implique que les flux aux points d’échanges peuvent aller dans les 2 directions. De l’énergie peut de ce fait être injectée à un point de livraison et remonter sur le réseau RTE par un autre. Ceci peut se révéler être le cas avec la puissance réactive. En effet du réactif peut se mettre à circuler entre les réseaux ESR et RTE du fait de multiple causes : si les tensions de consignes des postes frontières (ESR ou RTE) sont différentes, si les transformateurs 225/63kV d’un même poste se trouvent sur des prises régleurs différentes (un décalage de prise régleur provoque une circulation de réactif entre les 2 transformateurs), ou bien encore si RTE procède à l’ouverture d’un couplage sur un poste 225kV environnant le réseau ESR. [9] Un dépassement de réactif a été constaté en intersaison (typiquement au mois de mars) au poste de Reichstett. Plus précisément, le transformateurs Y633 est souvent sujet à des dépassements de réactif sous faible charge en intersaison. De plus ce dépassement est devenu de plus en plus conséquent au fur et à mesure des années. Après plusieurs interrogations et analyse des télémesures, il s’est avéré que du réactif circule lors des périodes de faibles consommations entre les postes de Reichstett et PPR 225kV. Le réactif est absorbé depuis le transformateur Y633 de Reichstett, transite par les postes de Robertsau 63kV puis Port aux pétroles 63kV, et remonte sur le réseau RTE par l’intermédiaire du transformateur Y632 de PPR (cf. figure 38). Plusieurs pistes ont étés suivis afin


d’expliquer ce problèmes : l’ouverture d’un couplage dans un poste RTE qui alimente les deux postes de Reichstett et PPR ou des problèmes de tensions tant côté RTE en 225kV que côté ESR en 63kV. La première hypothèse n’est pas la bonne car après analyse de plusieurs cas, la circulation de réactif apparaît indépendamment des couplages des postes RTE environnant la zone en question. L’étape suivante consiste à se pencher sur les différentes tensions des postes de Reichstett et PPR. Pour cela une étude à l’aide de PowerFactory a du être mené afin d’identifier la cause du problème. On a pris comme point d’étude le 27 mars 2010 à 18h30 (un dimanche) où l’on identifie clairement le phénomène. Tout d’abord c’est au poste de PPR que des modifications ont été faites afin de mettre en évidence le phénomène. Les tensions de consignes 63 et 225kV ont été modifiées afin de faire coïncider le modèle avec la réalité. On fait de même pour le poste de Reichstett.

Figure 38: Zoom sur le réseau entre les postes de Reichstett et PPR

Le problème a été mis en évidence en faisant varier la tension du poste de Reichsett 63kV, en

agissant sur la tension de consigne du transformateur Y633. Si on augmente la tension de consigne de ce transformateur, on assiste à l’inversion des flux de réactifs entre les postes de Port aux pétroles 63kV et PPR 63kV. Une faible augmentation de la consigne entraîne une inversion des flux et une circulation de réactif qui remonte sur le réseau RTE au poste de PPR 225kV.

Les résultats de simulations sont disponibles dans le tableau de la figure 39. La cause du

problème ayant été identifiée, un contrôle de la régulation ainsi qu’un réajustement de la tension de consigne sur le transformateur Y633 de Reichstett a été mené afin de supprimer le problème.


Ouvrages: Etaréso DigSilentPopet-PPR 1 6,3 -11,99Popet-PPR 2 6,3 -10,5Popet-Rober -22,68 -25,14Reich-Rober Pb TM 26,93PPR_Y631 -18,4 -11,46PPR_Y632 -11 -11,53Reic_Y633 23,62 29,29

Etaréso DigSilentPPR_Y631 64,63 64,82PPR_Y632 64,63 64,82Reic_Y633 65,76 65,71

Q(MVAR)

U(kV)

Etude du réactif le 27/03/10 à 18h30

Figure 39: Résultats de l’étude de réactif entre Reichstett et PPR


Conclusion

Le nouveau modèle de simulation permettant de remplacer le multipôle équivalent se nomme à présent Anneau RTE étendu. Il permet de reproduire le fonctionnement du multipôle d’un point de vue des transits en actif et il permet en plus de simuler les transits de puissances réactives sur le réseau. Cette amélioration permet d’optimiser les flux de réactif sur le réseau de manière à minimiser les pertes ce qui est compte-tenu de la conjoncture actuelle (coût de l’énergie et coût des infrastructures) est non négligeable.

Le nouveau modèle de simulation permet dans les mêmes conditions que le précédent d’effectuer des calculs de puissances de courts-circuits aux postes du réseau ESR et aux postes RTE environnant le réseau ESR. Une simulation correcte des puissances de courts-circuits est importante car l’obtention de résultats par mesures est impossible. De plus ce modèle permet de mettre en évidence l’influence des productions et de la topologie du réseau vis-à-vis des puissances de courts-circuits. En effet, l’extension du réseau RTE dans le modèle de simulation permet de mieux appréhender un changement de topologie de ce dernier.

A travers les études d’impacts, on peut maintenant connaître l’influence des ouvrages RTE sur le réseau ESR, ce qui rend le modèle plus stable tant pour la planification que pour la conduite. Le réseau RTE décrit dans le simulateur étant largement plus étendu dans le nouveau modèle, on peut à présent simuler les variations de charges et productions ainsi que les changements de topologie du réseau RTE et en observer les influences sur le réseau ESR afin de trouver les parades possibles pour en inhiber les conséquences.

Cependant, le mode de simulation permettant de faire varier le point de fonctionnement à l’aide des injections n’a pas pu être recrée dans le nouveau modèle de simulation. Autrement dit, comme le nouvel anneau RTE est vaste, il est impossible de trouver une relation stable entre les injections et les charges du réseau ESR. Le modèle a été validée avec 5 photos du réseau RTE, et à terme le modèle fonctionnera en temps réel, donc il sera possible de recharger dans le simulateur les flux des lignes frontières afin de reproduire un point de fonctionnement voulu.

D’un point de vue technique, la problématique du projet de fin d’études m’a permis d’acquérir

de nouvelles connaissances sur le fonctionnent d’un réseau électrique. Ces dernières ont satisfait ma curiosité et ont apportés des réponses à mes questions. Cependant, j’ai aussi eu l’occasion de mettre en pratique des connaissances et des méthodes acquises pendant le cursus scolaire. Cette mise en application m’a montré des points de vue totalement différents de ceux mis en lumière durant la formation.

Ce projet à été très intéressant, j’ai pu travailler en autonomie mais en ayant à mes côtés des

personnes dévouées et à l’écoute. Elles ont consacré beaucoup de temps pour répondre à mes questions et me donner des explications. Finalement j’ai passé d’agréables moments au sein du groupe ÉS et je tiens encore une fois à remercier toutes les personnes qui ont contribué de près ou de loin au bon déroulement de mon projet de fin d’études.


Bibliographie

Documents utilisés pour la synthèse : [1] : Carte du réseau HTB d’ESR; Auteur : ESR [2] : Guide de planification des réseaux régionaux; Auteur : EDF; Tome 1 [3] : Multipôle équivalent du RPT 2010 et 2015 pour ES ; Auteur : RTE

[4] : Manuel PowerFactory version 14 ; Auteur : DigSilent GmbH

[5] : Photo RTE du 27/01/10 ; Auteur : RTE [5] : Schéma de quart T.H.T Est ; Auteur : RTE [6] : Carte du réseau RTE 2010 Alsace-Lorraine (Réseau T.H.T-H.T); Auteur : RTE [7] : Étude de bouclage Phalsbourg-Saverne; Auteur : RTE [8] : Caractéristiques des transformateurs HTB/HTA; Auteur : ESR [9] : Caractéristiques des transformateurs 225/63kV; Auteur : ESR