Perturbations et protection

La maîtrise des régimes de fonctionnement perturbés et la conception de relais de protection sûrs et sélectifs mais aussi de systèmes intelligents de contrôle-commande et de gestion de réseau contribuent à augmenter à la fois la fiabilité des réseaux d’énergie et la qualité du produit «électricité».

Cette thématique recherche est présente depuis plus de 20 ans. Entre 1990 et 2005, une collaboration avec Schneider Electric existait. Sur la période 2002-2006 la thèse de Wan-Ying Huang a permis de travailler sur la localisation de défauts sur des réseaux HTA. Des travaux ont aussi été engagés sur des protections directionnelles sans tension. La méthode mise en place se base sur la mesure des courants et leur transformation en composantes directe, inverse et homopolaire, un critère en deux dimensions est proposé. Entre 2010 et 2013 la thèse de Trung Dung Lê a permis d’accentuer les efforts sur deux aspects : prendre en compte les générateurs interfacés par des convertisseurs électroniques (fermes PV ou machines synchrones à aimants permanents), et définir une méthodologie pour optimiser la frontière de séparation entre les zones amont et aval. Sur ce dernier point, la méthode SVM (support vector machine) a été choisie. Ces travaux ont donné lieux à plusieurs publications, dont une à la conférence DPSP2012 qui a reçu le « best paper award », et un article dans la revue IET.

Les défauts qui doivent être éliminés par un système de protection efficace et rapide ont un impact sur la qualité de l’énergie, de même que les perturbations liées à des manœuvres d’équipement (enclenchement de transformateurs ou de batteries de condensateurs), ou les harmoniques dues aux charges non-linéaires. La qualité de l’énergie est un enjeu majeur pour les exploitants de réseaux. Pour étudier les perturbations sur un réseau, il est important d’avoir une bonne connaissance du réseau tant en mode permanent que transitoire, en particulier en régime de défaut. Afin d’avoir une meilleure connaissance des évènements sur leurs réseaux, les gestionnaires de réseaux de distribution ont besoin d’outils d’identification et classification des perturbations. Une contribution importante a été apportée par les travaux de M. Caujolle (2008-2011) en collaboration avec le département SSE) qui a proposé une méthodologie de segmentation des différentes phases transitoires d’un évènement, puis un algorithme d’identification et classification. Les évènements étudiés étaient de trois types : défauts phase-terre ou phase-phase, enclenchement de batteries de condensateurs, et enclenchement de transformateurs. La validation faite sur un grand nombre de simulation (mais aussi avec des meures réelles) a requis l’utilisation de la méthode de krigeage pour sélectionner les paramètres de simulation afin d’en réduire le nombre parmi l’ensemble des possibilités.

Actuellement les harmoniques représentent une classe de perturbation importante. En effet, le nombre de charges non linéaires augmente ce qui conduit à une plus grande injection de courants harmoniques dans les réseaux. Il en résulte deux conséquences : (i) une augmentation de la valeur efficace des courants qui transitent dans les ouvrages, et (ii) une perturbation de l’onde de tension du fait des puissances de court-circuit qui ne sont pas infinies. Ce second point se traduit par une réduction de la qualité de l’onde de tension qui alimente les charges. Concernant le premier point, des travaux de thèse (F. Frelin, 2006-2009) ont été menés concernant l’impact sur l’échauffement des matériels (transformateur et câble). Les travaux ont aussi porté sur l’échauffement des câbles BT (pour deux sections de neutre différentes) en s’appuyant d’une part sur la modélisation électrothermique par éléments finis, et sur des essais menés au laboratoire avec le soutien de spécialistes d’EDF R&D pour la pause des capteurs de température sur les câbles. Au-delà de l’impact des harmoniques, les gestionnaires de réseaux sont confrontés à l’évaluation de la contribution des clients raccordés. Ce sujet est très complexe car cela dépend des charges non linéaires et linéaires (condensateurs de compensation), de la localisation (près du poste ou non), et des effets de foisonnement entre les charges. Une thèse est actuellement en cours (J. Denoël, 2013-2016) pour définir des indicateurs pertinents.

Si la problématique autour de la qualité de l’énergie est très marquée pour les réseaux de distribution du fait de la proximité avec les charges perturbatrices, et du fait d’un nombre plus important de défauts, le réseau de transport cherche aussi à limiter certaines perturbations, en particulier les perturbations transitoires telles que les surtensions à la mise sous tension de ligne, ou les appels de courant à la mise sous tension de transformateurs. Une solution palliative passe par la manœuvre contrôlée des équipements afin de les mettre sous tension au meilleur instant en fonction de la valeur instantanée de la tension et de l’historique propre du composant. Après une première collaboration entre les départements automatique et énergie sur la manœuvre contrôlée de ligne (1999-2003), l’étude a été étendue à la manœuvre des transformateurs, avec un défi qui concernait la prise en compte du flux rémanent dans le transformateur en tenant compte de la caractéristique du capteur de tension (T. Liu, 2007-2011). Ces travaux ont nécessité un important travail de modélisation sous EMTP-RV afin d’avoir un modèle pertinent du transformateur avec son flux rémanent. Nous souhaitions modéliser la phase complète de l’évènement : déconnexion du transformateur avec établissement du flux rémanent puis reconnexion après un délai. La géométrie du circuit magnétique était aussi à prendre en compte (circuit trois colonnes ou plus).