E.Cloet Elia, Belgique J-L Lilien , ULG Belgique P.Ferrieres, RTE – France

Expériences des gestionnaires de réseau de transpor t d’électricité belges et français utilisant le système de mesure dynamique en temps r éel « Ampacimon »

RESUME

La demande croissante en énergie est aujourd’hui un défi majeur pour les gestionnaires de réseau du monde entier, qui s’accordent à dire qu’il est presque impossible de construire de nouvelles lignes. En conséquence, les gestionnaires de réseau de transport (GRT) doivent envisager d’augmenter la capacité des lignes électriques déjà existantes. Une façon d’y parvenir est d’optimiser l’usage des conducteurs sur les pylônes.

A cet effet, ELIA - le gestionnaire de transport d’électricité belge - a décidé de participer au projet Ampacimon (fusion de « ampacité » et « monitoring ») lancé par l’Université de Liège. Le gestionnaire de réseau de transport français RTE a également montré beaucoup d’intérêt pour ce projet et a décidé de le suivre avec ELIA et l’Université de Liège (ULG).

Pour déterminer la charge électrique maximale de leurs lignes à haute tension, les GRT ont besoin d’un système de mesure dynamique facile à installer. Cet article a pour vocation d’informer sur l’usage par les GRT du système de mesure innovant Ampacimon pour déterminer l’ampacité (NdT : de l’anglais ampère + capacity) des lignes.

Le système Ampacimon mesure la flèche d’une ligne aérienne à haute tension en temps réel. La flèche –qui résulte de la charge et de facteurs ambiants comme la température, la direction du vent et sa vitesse- est déterminée par la seule mesure des vibrations des conducteurs.

Les vibrations des conducteurs sont mesurées à l’aide d’accéléromètres. La flèche du conducteur est calculée en se basant sur ces mesures à l’aide d’un système de traitement de données (la transformée de Fourier rapide) et de formules de mathématiques simples. Une fois la flèche déterminée, il est possible d’avoir recours à un logiciel d'application spécifique pour calculer le courant admissible maximum de la ligne et de prévoir en conséquence.

Un certain nombre de modules de mesure ont été accrochés aux lignes à haute tension gérées par ELIA et RTE. L’expérience a clairement démontré que la flèche du conducteur est fortement variable et fortement dépendante des conditions climatiques locales. La précision du système de mesure en temps réel Ampacimon a été prouvée avec une marge d’erreur pour la flèche de 2% ce qui reste très acceptable pour un bon fonctionnement en temps réel des lignes équipées.

MOTS CLEFS

Ampacimon – Surveillance en temps réel – Mesure dynamique – Conducteur – Lignes électriques – ELIA – RTE

Eric.Cloet@Elia.be

Importance du système de mesure dynamique en temps réel

Les conducteurs aériens sont sensibles aux conditions ambiantes comme la température de l’air, une radiation solaire intense, la vitesse du vent et sa direction, chacun de ces facteurs météorologiques pouvant varier d’un point à un autre de la ligne.

Ainsi, la position des conducteurs peut changer, modifiant la hauteur de sécurité d’une ligne et par la suite sa conductivité thermique. De plus, les facteurs affectant la conductivité thermique d’une ligne sont difficiles à prédire. Par conséquent, on constate une certaine prudence des estimations pour déterminer le courant admissible maximum des lignes de transmission (par exemple, la norme NBC C34-100 est appliquée en Belgique). Les flux d’énergie d’Europe du Nord Ouest sont de plus en plus répandus et imprévisibles. Les échanges commerciaux impliquent un accroissement de la charge sur les lignes, bien au-delà de ce qu’on aurait pu prévoir. Du fait de la position centrale de la Belgique en Europe, cette augmentation représente un problème récurrent du réseau ELIA. Par ailleurs, en raison des contraintes environnementales, cela peut prendre entre 4 et 10 ans pour avoir la permission de construire une nouvelle ligne électrique. En conséquence, les gestionnaires de réseau doivent envisager d’augmenter la capacité des lignes de transmission en optimisant l’usage des conducteurs déjà existants sur les pylônes.

Pour fixer la charge maximale des lignes à haute tension, les gestionnaires de réseau ont besoin d’un système dynamique de mesure facile à installer. Pour cette raison, ELIA (Belgique) et RTE (France) ont décidé d’expérimenter le nouveau système Ampacimon sur leur réseau.

Le capteur intelligent « Ampacimon »

Ampacimon (fig. 01) est un capteur intelligent qui est directement fixé à des lignes à haute tension aériennes. Il peut mesurer en temps réel la flèche d’une portée sans nécessiter l’apport de données supplémentaires (comme la charge, données d’affaissement, données topologiques, données des conducteurs et données météorologiques).

Fig. 01 : Module Ampacimon (ou capteur) installé su r les réseaux RTE et ELIA

Ampacimon est un système de marque déposée et brevetée qui analyse les vibrations des conducteurs et détecte les fréquences fondamentales d’une portée. Les fréquences fondamentales constituent avec précision la signature de la flèche de la portée en question. Plus une flèche est grande plus les fréquences sont basses, et vice versa. Les conditions extérieures (charge, temps, topologie, mouvement de balancier, fluage, présence ce de neige/glace, etc.) affectent tous la flèche et sont de fait automatiquement inclus dans le relevé des fréquences. Ampacimon est un évaluateur direct de flèche. Les modules peuvent être installés à n’importe quel endroit de la portée. Grâce à l’usage des accéléromètres, même un très léger mouvement de 1 mm peut être détecté à la plus basse fréquence d’une portée typique (0.15 Hz), et des mouvements encore plus légers sont détectables à des fréquences plus élevées. Les données sont d’abord gérées par un traitement numérique du signal (DST, Digital Signal Processing) avant d’être envoyées par GSM/GPRS à un serveur à distance, où elles sont confrontées et analysées pour en faire la bonne lecture.

Une fois le système Ampacimon installé sur le câble, il est alimenté par le champ électromagnétique local et fonctionne donc de façon autonome. De plus, il n’est pas nécessaire de calibrer l’appareil puisque la flèche est déduite des fréquences détectées et non de l’amplitude du signal. Les modules mesurent autour de 40 cm de longueur et pèsent approximativement 8 kg. Ils sont fixés aux conducteurs à haute tension et peuvent être installés en moins d’une heure sans coupure du réseau.

Le réseau à haute tension RTE (fig. 02-03) et celui d’ELIA (fig. 04-05) ont été équipés d’un certain nombre de modules Ampacimon et tout un système a été développé, incluant la transmission des informations et des échanges avec le centre de contrôle.

Fig. 02-03 : Installation de l’Ampacimon (juin 209) sur le réseau RTE de 225 kV en charge

Fig. 04-05 : Installation de l’Ampacimon (juillet 2 008) sur le réseau ELIA de 400 kV non connecté

Contrôle de la flèche

Des géomètres-experts indépendants ont mesuré la flèche à un point donné sur une période de 4 jours entre juin et novembre 2009. Les mesures ont été prises sur 5 portées où l’Ampacimon avait été installé. Les résultats d’Ampacimon ont été envoyés au RTE le jour même et au moment de leur mesure et ont ensuite été utilisés pour créer la figure 06. Les mesures ont montré une marge d’erreur d’environ 20 cm, ce qui reste suffisamment précis pour estimer une ampacité.

Les erreurs ont résulté :

• De l’heure de mesure exacte du géomètre-expert (marge estimée à 2 minutes)

• De la précision de mesure du géomètre-expert (marge estimée à 1%)

• De l’heure de mesure exacte d’un module Ampacimon (marge estimée à 2 minutes)

• De la précision de mesure du module Ampacimon (marge estimée à 20 cm)

En se basant sur ces relevés, il est possible de confirmer qu’Ampacimon a donné des mesures très précises de la flèche qui varie de 0 à 25 m (avec moins de 20 cm de marge d’erreur).

Fig. 06 : Flèche mesurée par Ampacimon (ordonnées) / flèche mesurée par les géomètres-experts (abscisses)

Calcul de l’ampacité

L’ampacité de la ligne électrique en temps réel est calculée en trois étapes. Le concept de la portée équivalente (CIGRE 2007) est utilisé pour généraliser la flèche d’une portée aux autres portées.

• 1ère étape : évaluer les conditions réelles de la flèche (régulièrement mais pas en temps réel)

Ce que l’on appelle « l’équation de changement d’état » (SE pour State change Equation) (fig. 07) est la relation qui existe entre la flèche et la température moyenne des conducteurs sur la longueur de la portée équivalente. Cette équation a une « constante SE » qui fixe les consignes de réglage. Les données réelles ne doivent pas correspondre à la constante SE. La 1ère étape est utilisée pour définir

la « réelle » constante SE. Il faut pour cela deux données synchrones : la flèche et la température moyenne comme indiqué figure 07.

La constante SE est calculée en temps opportun à l’aide des données météorologiques enregistrées, ce qui permet de connaître les conditions régnantes lors de la mesure de la flèche (par le capteur). Le relevé des charges est aussi nécessaire et est fourni par le gestionnaire de réseau.

Les conditions climatiques réelles sont difficiles à mesurer avec précision dans la mesure où les données de la portée équivalente peuvent englober une ligne électrique de plusieurs kilomètres de long. Différentes méthodes peuvent être employées, le Conseil International des Grands Réseaux Electriques a discuté de certaines d’entre elles en 2006. Comme le temps à l’échelle locale peut énormément varier d’une position à une autre, nous recommandons de procéder à l’étape 1 la nuit afin d’éviter la chaleur du soleil, par un vent modéré et constant (pas trop faible), et agissant perpendiculairement à la portée où le capteur est installé. Les stations météo locales et/ou des systèmes plus sophistiqués peuvent être utilisés, mais il serait alors dans ce cas nécessaire d’avoir à disposition une analyse coût/bénéfice avec une évaluation d’efficacité (incluant la disponibilité de nouvelles données, les difficultés liées à l’installation des systèmes appropriés (besoins en énergie, vandalisme), les données relatives aux portées localisées à une distance importante des portées critiques et la validité de toutes les données). Les systèmes utilisés par ELIA et RTE et développés dans ce document dépendent de stations météo d’aéroports existantes qui fournissent leurs données gratuitement sur Internet (pour chaque zone test, des données ont été fournies par deux stations météo proches des cantons de la ligne en question).

Bien sûr, on observe une différence entre les données fournies par les stations météo et les conditions climatiques régnantes le long des portées au niveau des conducteurs. Pour cette raison, une garantie supplémentaire est nécessaire. Heureusement, les données fournies par le module Ampacimon (c'est-à-dire le relevé de la flèche) sont indépendantes de toutes autres données. La 1ère étape coïncide après quelques jours (plus rarement quelques semaines) avec les données réelles requises (constante SE) pour évaluer l’ampacité.

Fig. 07 : Détermination des paramètres réels de la ligne (constante « SE » pour constante d’équation de changement d’état)

• 2ème étape : véritables conditions météorologiques en temps réel

Cette étape est effectuée en temps réel. A chaque fois qu’une mesure de flèche est fournie par le capteur (généralement toutes les minutes), la température moyenne du conducteur (sur la portée équivalente) est calculée en fonction des conditions réelles de la flèche et de l’équation de changement d’état (relation flèche-température). Pour cette étape, on peut appliquer le modèle thermique de l'« Institute of Electrical and Electronics Engineers” de 1993 ou celui du Conseil International des Grands Réseaux Electriques de 2007. Les données climatiques réelles (basées sur les valeurs mesurées sur des sites proches de la ligne) sont adaptées pour obtenir la flèche enregistrée (une fois de plus, les données de charge de la ligne sont fournies par le centre de contrôle) comme montré figure 8.

Des erreurs peuvent survenir pendant cette étape car le concept de la portée équivalente a ses propres limites. Pour cette raison, un contrôle doit être effectué à l’étape suivante.

Fig. 08 : Recherche des conditions météorologiques réelles pouvant justifier les observations

• 3ème étape : évaluation de l’ampacité en temps réel

Une fois que les conditions climatiques qui doivent être exploitées (c'est-à-dire les conditions météorologiques réelles) ont été déterminées, il est facile d’appliquer le modèle thermique de l’IEEE ou du CIGRE pour déterminer l’ampacité (fig. 09). Le courant admissible maximum est calculé en se basant sur les conditions les plus défavorables entre la température maximum du conducteur (75° en Belgique) et la flèche maximale de la portée convertie en une autre température de conducteur maximum.

L’ampacité est une approximation dans la mesure où certaines données, comme par exemple les conditions climatiques, peuvent être incorrectes ou mal estimées. Une fois de plus, le capteur Ampacimon donne une garantie supplémentaire du fait que les changements de la flèche le long des portées critiques sont mesurés précisément et indépendamment d’autres données.

De plus, en utilisant Ampacimon, si la flèche réelle atteint le seuil maximum (avec une marge de sécurité), une alarme se déclenche. A ce moment, là l’évaluation de l’ampacité est parfaite et ne requière aucune autre donnée.

En se basant sur des estimations de constantes climatiques, l’ampacité peut être anticipée de façon similaire jusqu’à dix minutes ou plus. Ces données sont rendues publiques aux répartiteurs pour les aider à prendre les décisions appropriées.

Fig. 09 : les conditions climatiques « réelles » so nt utilisées pour déterminer le transit de charge qui pourrait conduire à une flèche maximum o u à une température permise maximum

Résultats sur les réseaux ELIA et RTE

Les figures 10 et 11 montrent les relevés de la flèche pour un mois entier. Les valeurs maximales et minimales peuvent différer jusqu’à 2 mètres pour une flèche d’environ 14 m en seulement un mois.

Fig. 10-11 : évolution d’une portée durant un mois à Doel-Zandvliet (ELIA 400 kV) et proche de Nantes (RTE 225 kV).

D’après les observations, les changements de la flèche ne sont pas seulement imputables aux variations de charge, mais sont aussi comme on pouvait s’y attendre énormément, liés aux données météorologiques. Durant la période d’étude (de juillet 2008 à novembre 2009) la température moyenne du conducteur sur la ligne ELIA n’a pas excédé un seul jour 45°C et la flèche s’est maintenue dans les valeurs maximales tolérées. L’ampacité admissible était beaucoup importante que l’ampacité statique (dans la plupart des cas d’au moins 25%).

Les figures 12 et 13 montrent un histogramme de l’ampacité pour les lignes à haute tension d’ELIA et du RTE.

Fig. 12 Ampacité d’ELIA 400 kV en août 2009. Mesure statique à 2000 A. Occurrences et occurrences cumulatives du courant réel et capacité disponible

Fig. 13 : Ampacité du RTE en août 2009 (conducteur simple). Mesure statique à 1000 A. Occurrences et occurrences cumulatives du courant r éel et capacité disponible

Bien sûr, les lignes à haute tension doivent être capables de faire face aux imprévus (N-1). Les observations ont montré que même des les cas les plus extrêmes, l’imprévu (qui dépasse généralement la charge réelle de 40% sur ces lignes) n’aurait pas causé de problèmes bien que le taux statique excède la limite de près de 20% (dans le cas d’ELIA). Cela signifie que s’il y avait eu des imprévus, aucune ligne n’aurait du être coupée. Cela signifie également que les capteurs ont réduit avec succès le risque de pannes en cascade et en conséquence les black-out. Par ailleurs, les lignes à haute tension restant en service même en cas de situation imprévue, aucun impact financier ne serait à déplorer pour la réaffectation des lignes.

Un exemple de la représentation de l’ampacité au niveau du centre de contrôle est reproduit figure 14.

Fig. 14 : Exemple de présentation de répartiteur (m ise à jour toutes les 5 minutes) montrant l’ampacité (valeur asymptotique) et l’ampacité disp onible pour du court terme

Impact d’un système de surveillance en temps réel

Certains gestionnaires de réseau (par exemple RTE) font marcher les réseaux de 400 et 225 kV en se basant sur l’intensité maximale admissible en permanence (IMAM) calculée pour des zones homogènes en termes de climat et de saison. En fonction du type de conducteur, la région est divisée en différentes zones climatiques, chacune avec son IMAM et deux intensités de surcharge admissibles ponctuelles. Généralement, pour RTE, les temps sont fixés à 20 et 10 minutes. Les procédures d’exploitation saisonnières sont basées sur un hiver (novembre-avril), deux saisons intermédiaires (avril-mai et septembre-novembre) et un été (mai-septembre). En plus de la surveillance effectuée par l’opérateur depuis le centre de contrôle, des mécanismes de protection dédiés aux différentes intensités admissibles (permanentes et ponctuelles) déclenchent des mesures de sécurité quand les niveaux de transmission du système excèdent le maximum admissible. Cette surveillance entièrement électronique et ces systèmes de protection garantissent la sécurité des individus et des propriétés si ces efforts ne sont pas pris en charge par l’opérateur.

Pour mettre en place un système de surveillance permettant la variation significative des données d’intensité maximale admissible en temps réel, les systèmes de protection automatiques doivent momentanément être déconnectés. En effet, les seuils des systèmes de protection automatiques ne peuvent pas prendre en charge l’intensité de référence variable. Pour désactiver les mécanismes de protection d’urgence au profit de l’opérateur, des consignes de fonctionnement doivent être modifiées et les opérateurs doivent avoir parfaitement confiance dans le système de surveillance reportant l’intensité maximale admissible en permanence et les niveaux de surcharges temporaires admissibles.

Pour que les opérateurs des centres de contrôle aient confiance dans ces systèmes de surveillance qui modifient les pratiques courantes, des discussions doivent avoir lieu pour évaluer le pour et le contre de ces systèmes de transmission radio, mais aussi pour définir quelles seraient les zones à équiper. Des recherches doivent être entreprises pour déterminer quelles portées critiques équiper avant d’installer et de mettre en marche un système. La connaissance par l’opérateur de la flèche et donc sa connaissance de la distance entre la ligne et le sol est de la plus haute importance pour que

le système soit fiable et sécurisé, plus particulièrement dans les cas où seulement quelques portées sont équipées pour fournir un aperçu du fonctionnement du système.

Procéder à une phase de test pendant plusieurs mois sans réel usage fonctionnel est aussi une étape importante à laquelle les opérateurs doivent se soumettre. Cela permet que la performance du mécanisme soit surveillée par comparaison avec les résultats enregistrés avec les données topographiques. Comme indiqué ci-dessous, assurer la conformité avec les distances de sécurité est essentiel pour le fonctionnement du système. La phase de test aide également à garantir que les acquisitions de données et la méthode de traitement des données sont fiables, puisque les données sont enregistrées sur une période de plusieurs mois.

Après la phase de test, le système doit être mis en fonctionnement. Les procédures opérationnelles doivent être modifiées et les caractéristiques uniques des mécanismes de surveillance en temps réelles prises en considération. Les procédures doivent aussi permettre aux opérations standards d’être résumées sans le système de surveillance dans le cas où le mécanisme ne serait pas disponible.

Expérience pratique

Les résultats de la phase de test confirment que les mécanismes de surveillance étaient fiables, particulièrement en termes de mesures physiques pour les calculs de la flèche. De plus, comparer les résultats avec les mesures de données topographiques a aidé à déterminer le degré de précision de l’ensemble des données et de la chaîne de traitement. Les résultats sont suffisamment précis pour un usage industriel.

Les données fournies révèlent que plus de 99% du temps, la capacité de transit du système était supérieure au cadre de limites utilisant les méthodes traditionnelles, parmi lesquelles les méthodes déterministes et les méthodes probabilistes. En conséquence, l’usage de mécanismes de surveillance pour des lignes aériennes pourrait permettre un fonctionnement du système optimal en temps réel.

Par ailleurs, les prévisions et les efforts de contrôle doivent être privilégiés sur le traitement pur des données en temps réel. En effet, avoir au préalable (un jour ou quelques heures en avance) un accès à l’information sur la capacité de transit du système pour une période peut optimiser l’impact des mesures temporaires mises en œuvre (par exemple, le non-fonctionnement du groupe ou le fonctionnement du groupe au minimum). Se contenter d’utiliser les seules données de capacité de transit du système en temps réel rend difficile l’adaptation des mesures en vigueur et des efforts de contrôle.

Ainsi, pour être capable de tirer le meilleur usage des données fournies par les systèmes de surveillance en temps réel, ces systèmes doivent être combinés avec un mécanisme prédictif pour fournir des pronostics sur la capacité permise au cours d’une période donnée (2-3 heures ou la veille). Le système prédicatif doit apporter des prévisions fiables en utilisant l’information fournie par le système de surveillance et les prévisions météorologiques locales de la période choisie.

Conclusion

Nous savons que la conductivité thermique des lignes à haute tension varie continuellement mais il y a actuellement peu d’informations disponibles sur la capacité de charge dynamique des lignes. Par conséquent, on utilise des estimations prudentes en fonction de la chaleur du soleil, des fortes températures extérieures et de la faible vitesse du vent pour calculer les charges admissibles des lignes à haute tension.

L’expérience réalisée sur les réseaux ELIA et RTE montre que les conditions ambiantes réelles sont normalement moins restrictives que celles utilisées dans les calculs théoriques (voir usage des standards). Cela signifie que les lignes aériennes pourraient transmettre la plupart du temps plus de courant que leurs valeurs nominales prédéfinies.

L’expérience pratique montre que la flèche du conducteur est extrêmement variable et fortement dépendante des conditions climatiques locales. Nous sommes convaincus que la surveillance en temps réel et les relevés dynamiques permettent le fonctionnement optimal des lignes à haute tension, aident à améliorer la sécurité des réseaux et pourraient peut-être permettre d’éviter les black-out.

Si les opérateurs de systèmes de transmission souhaitent passer à des réseaux intelligents, l’usage des nouvelles technologies devient inévitable. Nous croyons que le système Ampacimon pourrait être un outil de ce « réseau intelligent ». Bien sûr, les opérateurs doivent être préparés à adapter leurs méthodes de travail, par exemple en gérant le réseau en conformité avec les données dynamiques basées sur les conditions météo. Ceci constitue une étape difficile à franchir.

Le système Ampacimon est prêt pour une application en temps réel et des recherches supplémentaires sont en cours pour parvenir à faire des pronostics sur le long terme en fonction des prévisions météo et des analyses historiques.

BIBLIOGRAPHIE

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[4] CIGRE Technical Brochure N°299. “Guide for sele ction of weather parameters for bare conductor ratings”, août 2006

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