Soutenance mémoire
La mesure et l’analyse de la Qualité de l’Électricité fournie aux clients industriels et particuliers est un enjeu majeur pour les fournisseurs et commercialisateurs d’électricité. Elles reflètent une demande forte de la part d’un grand nombre de clients. Pour évaluer la Qualité d’Électricité, poser des diagnostics et proposer des solutions, des outils de traitements automatiques et intelligents sont nécessaires. Ils cherchent à détecter, identifier et localiser les évènements responsables de creux et de variations de tension (défauts, enclenchements de départs, raccordement de charges…). Cette thèse a été lancée afin de proposer de nouvelles méthodologies d’analyse et de reconnaissance des perturbations observées sur les réseaux de distribution HTA. Elle cherche à tirer partie des contextes technique (augmentation des puissances de calcul, réduction des coûts, amélioration des performances des appareils de qualimétrie…) et scientifique (développement des méthodes du traitement du signal et d’analyse de bases de données) favorables pour proposer un système d’identification performant capable d’identifier, automatiquement et en temps-réel, les évènements observés sur le réseau.
Caractéristiques des perturbations
Les réseaux de distribution sont touchés par différents types de perturbations. Ces perturbations peuvent les affecter de manière permanente (harmoniques, papillotement…) ou seulement ponctuelle à la suite d’évènements. Cette seconde catégorie de perturbations est liée soit au fonctionnement du réseau en présence de défauts, soit à son fonctionnement normal. Parmi les évènements les plus courants figurent les courts-circuits, les enclenchements de départs, les connexions de batteries de condensateurs, les connexions de charges ou de productions décentralisées, les démarrages de moteurs…
Réseau de distribution
Structure du réseau de distribution
Contrairement aux réseaux de transport, les réseaux de distribution à moyenne tension sont très fortement arborescents (Figure 2-1). Leur niveau de tension s’échelonne entre 5 et 20 kV, ce dernier étant prédominant en France. Les réseaux de distribution alimentent des postes HTA/BT de puissance variable. Ils assurent la connexion de clients BT, de clients HTA et d’installations de production décentralisée sur le réseau HTA. Afin d’adapter les niveaux de tension du réseau (passage 15↔20 kV par exemple), des auto-transformateurs sont insérés dans le réseau de distribution.
Les réseaux de distribution présentent des proportions souterraine et aérienne variables en fonction de leur environnement. Les réseaux ruraux ont ainsi une composante aérienne plus marquée tandis que les réseaux urbains sont presque totalement souterrains. Ces différences de topologie influencent également le choix de la mise à la terre du réseau, les réglages des protections du réseau…
Régimes de neutre
Le régime de mise à la terre du neutre HTA ou « régime de neutre » conditionne les conditions d’exploitation du réseau. Il impose, entre autres, l’utilisation de systèmes de protection différents en présence des défauts monophasés. Les caractéristiques de ces défauts diffèrent fortement selon le type de mise à la terre. En France, deux régimes de neutre sont employés sur les réseaux de distribution HTA, les régimes de neutre impédant et compensé [EDF89]. Sur un réseau impédant, le point neutre du réseau est relié à la terre par une impédance de limitation. Elle limite l’intensité des courants apparaissant en présence de défauts monophasés en aval du jeu de barres. Celle-ci est, soit une résistance de limitation (RPN : résistance de point de neutre), soit une bobine de limitation (BPN : bobine de point de neutre). En régime compensé, le neutre est relié à la terre par une impédance de compensation également appelée bobine de Petersen. Cette impédance est constituée d’une composante résistive et d’une composante inductive. Sa partie inductive est déterminée de manière à compenser la capacité homopolaire du réseau de distribution en aval du jeu de barres. Ce régime de neutre favorise l’autoextinction des défauts monophasés mais complexifie le schéma d’exploitation [EDF94a, BER98]. Il requiert l’adaptation de la réactance de la bobine à chaque changement de configuration du réseau et nécessite l’emploi de méthodes plus raffinées pour la détection et la localisation des défauts. Pour des raisons de sensibilité des protections, cette impédance est réglée de sorte que le courant de défaut phase-terre soit limité à 40 A et que le courant actif soit supérieur à 20 A en présence de défauts francs [BER95].
Systèmes de protection du réseau
Les courts-circuits sont la principale source de creux de tension sur les réseaux de distribution HTA [EDF94a]. Afin d’éliminer les courts-circuits non-permanents, différents automatismes sont utilisés. Leur actionnement dépend de considérations comme la classe du court-circuit (§2.3) ou le régime de neutre du réseau (§2.1.2) [EDF94b, ALL97].
Disjoncteur shunt
Le disjoncteur shunt est un système de protection installé uniquement dans les postes sources des réseaux de distribution HTA à neutre impédant. Sa structure est telle que chaque pôle, placé entre une phase et la terre, est commandable séparément. Il est actionné lorsqu’un défaut monophasé persiste au-delà d’une durée comprise entre 60 et 100 ms. Dans ce cas, il shunte la phase en défaut en la mettant directement à la terre pendant une durée variable de 150 à 300 ms. Le court-circuit franc en résultant abaisse la tension de la ligne (??ℎ??? ?? ?é????~0) et crée des conditions favorables à l’extinction du défaut. Sur un réseau à neutre compensé ou en présence de défauts polyphasés, le disjoncteur shunt n’est pas utilisé car il ne favoriserait pas leur élimination, voire contribuerait à les aggraver.
Cycles rapide, lent et définitif
Les cycles rapides et lents correspondent à l’ouverture automatique du disjoncteur alimentant le départ sur lequel le défaut est détecté, suivie de son réenclenchement automatique temporisé. Pendant la durée du cycle (typiquement de 200 à 400 ms pour le cycle rapide et de 15 à 30 s pour le cycle lent), le départ en défaut reste isolé du jeu de barres du poste source. La temporisation du défaut avant le début de ces cycles dépend du type de la perturbation et du régime de neutre du réseau. En présence d’un défaut polyphasé, un cycle rapide intervient s’il persiste pendant plus de 100 ms. Un cycle lent est ensuite actionné si le défaut persiste entre 300 et 700 ms après la fin du précédent cycle de réenclenchement. Les protections sont réglées de manière similaire pour les défauts monophasés sur les réseaux à neutre impédant, mais interviennent après l’échec de l’élimination du défaut par le disjoncteur shunt. Pour les défauts monophasés affectant les réseaux compensés, la temporisation de la protection est plus longue. Elle varie entre 600 ms et 1 s afin de laisser le temps au caractère auto-extincteur du réseau compensé d’éliminer naturellement le défaut.
Le déclenchement définitif intervient à la fin du dernier cycle de réenclenchement configuré au poste source en cas de persistance du défaut. Il ouvre définitivement le disjoncteur alimentant le départ en défaut. La remise en service du départ nécessite alors l’intervention d’un opérateur.
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Table des matières
INTRODUCTION GENERALE
PARTIE 1 PERTURBATIONS SUR LES RESEAUX DE DISTRIBUTION HTA ET SYSTEMES DE RECONNAISSANCE
CHAPITRE 1 – CONTEXTE
CHAPITRE 2 – CARACTERISTIQUES DES PERTURBATIONS
2.1. RESEAU DE DISTRIBUTION
2.1.1. Structure du réseau de distribution
2.1.2. Régimes de neutre
2.1.3. Systèmes de protection du réseau
2.2. PERTURBATIONS AFFECTANT LES RESEAUX HTA
2.3. DEFAUTS
2.4. ENCLENCHEMENTS DE TRANSFORMATEURS ET DE DEPARTS
2.5. ENCLENCHEMENTS DE BATTERIES DE CONDENSATEURS
CHAPITRE 3 – METHODES D’ANALYSE DES PERTURBATIONS
3.1. ARCHITECTURE DES SYSTEMES DE RECONNAISSANCE
3.2. ANALYSE DES FORMES D’ONDE
3.2.1. Grandeurs électrotechniques classiques
3.2.2. Estimation de la fréquence fondamentale
3.2.3. Analyse temps-fréquence
3.2.4. Estimation spectrale paramétrique
3.3. PROCEDES DE DECOMPOSITION DES FORMES D’ONDE
3.3.1. Principes et objectifs des procédés de décomposition
3.3.2. Structure des procédés de segmentation
3.3.3. Fusion des informations de segmentation
3.4. CARACTERISATION DES PERTURBATIONS
3.5. SYSTEMES D’IDENTIFICATION
CHAPITRE 4 – ARCHITECTURE DU SYSTEME DE RECONNAISSANCE
PARTIE 2 SEGMENTATION ADAPTATIVE DES FORMES D’ONDE
CHAPITRE 5 – SEGMENTATION DES PERTURBATIONS
CHAPITRE 6 – SEGMENTATION DES REGIMES DE FONCTIONNEMENT
6.1. PRINCIPE DE LA METHODE DE SEGMENTATION ADAPTATIVE
6.2. OBJECTIFS DU PROCEDE DE SEGMENTATION
6.3. ARCHITECTURE DU PROCEDE DE SEGMENTATION ADAPTATIF
CHAPITRE 7 – PRE-TRAITEMENT DES FORMES D’ONDE
7.1. CRITERES DE SELECTION DES INDICES DE SEGMENTATION
7.2. ESTIMATION DE LA FREQUENCE FONDAMENTALE
7.2.1. Intérêt de l’estimation de la fréquence fondamentale
7.2.2. Estimation de la fréquence à partir des passages par zéro
7.2.3. Gestion des informations de fréquence
7.3. METHODES DE FILTRAGE DES FORMES D’ONDE
7.3.1. Filtrage anti-harmoniques (AHF)
7.3.2. Filtrage de Kalman
7.4. CALCUL DE L’ENERGIE DU SIGNAL FILTRE
7.5. ETUDE COMPARATIVE DES INDICES DE SEGMENTATION
CHAPITRE 8 – DETECTION DES TRANSITOIRES DES PERTURBATIONS
8.1. CRITERES D’EVALUATION DE LA DETECTION
8.2. LIMITES DU SEUILLAGE STATIQUE
8.3. ALGORITHME DE DETECTION ADAPTATIF
8.3.1. Adaptation des seuils de détection
8.3.2. Détection des transitoires
CHAPITRE 9 – POST-TRAITEMENT DE LA DECOMPOSITION
9.1. COMPENSATION DU RETARD DE SEGMENTATION
9.1.1. Origine du retard de segmentation
9.1.2. Intérêt de la compensation du retard de la décomposition
9.1.3. Méthodes de compensation du retard
9.2. FUSION DES SEGMENTATIONS
CHAPITRE 10 – SEGMENTATION « EVENEMENTIELLE »
CONCLUSION GENERALE
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