La plupart des réseaux de distribution fonctionnent presque à l’aveugle : les capteurs y sont rares. Sur ce réseau, conçu pour que l’énergie circule dans un seul sens, sont arrivés le photovoltaïque en toiture, les batteries et les véhicules électriques. Cette vidéo résume six webinaires techniques sur ce que cela a changé et sur ce qu’il est réellement possible de mesurer dans la partie basse du réseau.
Points clés
- Un moniteur basse tension installé sur le transformateur de distribution répond à quatre questions à la fois, et c’est ce qui le rend rentable.
- Les transformateurs de distribution défaillent de la même manière que les gros transformateurs ; ce qu’il est pertinent de surveiller dépend de la taille de l’appareil.
- La pression dans la cuve est le tout premier indicateur d’un arc interne.
- La qualité de l’énergie n’est plus une affaire de spécialistes : elle fait désormais partie de la gestion des actifs.
- La rentabilité n’est pas universelle : elle dépend de chaque réseau.
Le réseau que personne ne voit
Le point de départ de chaque session est inconfortable. Les données en temps réel sont rares, voire inexistantes : peu de capteurs, et souvent pas de compteurs communicants. Les défauts et les coupures ne peuvent pas être localisés rapidement, et ils coûtent donc plus cher. Les actifs défaillent sans prévenir, et certaines de ces défaillances touchent le public. La capacité cachée ne peut pas être trouvée, et ne peut donc pas être utilisée. Quant à la fraude, elle ne peut tout simplement pas être identifiée.
La charge ne se comporte plus comme avant
La valeur de dimensionnement pour un logement moyen est d’environ 2,5 kW, et une borne de recharge domestique moyenne pour véhicule électrique appelle à peu près autant. Les bornes publiques vont de 2,5 à 7 kW, et les bornes rapides jusqu’à 350 kW. Dans le même temps, le photovoltaïque et le stockage font transiter la puissance en sens inverse à travers le transformateur. Résultat : surcharges, surtensions et réclamations sur la qualité de l’énergie.
Derrière tout cela se cache un problème physique. Le réseau est un équilibre permanent entre la demande et la production, et la production renouvelable suit la météo, pas une consigne de dispatching. Les centrales classiques varient de plusieurs dizaines de mégawatts par minute ; le foisonnement entre régions lisse la moyenne, mais il reporte la charge sur le réseau qui doit acheminer l’énergie, et le stockage et la gestion de la demande couvrent les creux de courte durée. Les sessions abordent aussi les centrales électriques virtuelles et de nouvelles formes de réglage de la fréquence : l’agrégation privée de ce que les clients possèdent déjà.
Un seul boîtier, plusieurs réponses
Un moniteur basse tension installé sur le transformateur de distribution mesure trois tensions et quatre courants, la qualité de l’énergie et les harmoniques, les formes d’onde des événements enregistrées lorsqu’il se passe quelque chose, et la température au transformateur. À partir de ces mesures, il répond à des questions de :
- Sécurité : actifs défaillants à proximité des personnes, et perte du neutre.
- Fiabilité : localiser rapidement les défauts et détecter les défauts naissants.
- Planification : capacité réelle, et emplacement des contraintes.
- Capacité d’accueil : pour les bornes de recharge, le photovoltaïque et le stockage.
- Recettes : fraude et raccordements illégaux.
C’est parce qu’un seul appareil répond à plusieurs questions qu’il devient rentable.
Ce que les gestionnaires de réseau ont réellement demandé
Les demandes recueillies au cours des sessions sont plus concrètes que n’importe quel cahier des charges : savoir quel client est sur quelle phase avant d’en couper une ; savoir qu’une ligne est tombée avant qu’un client appelle pour le signaler ; savoir combien de photovoltaïque en toiture le réseau peut accueillir ; comprendre les incendies d’armoires de distribution et les voir venir ; et trouver la capacité nécessaire pour les bornes de recharge et les répartir pour que rien ne soit surchargé. L’une d’elles relève de la sécurité des personnes : des clients sous assistance respiratoire ont été déconnectés parce que personne ne savait sur quelle phase ils se trouvaient.
Ce n’est pas une question de technologie
Les transformateurs de distribution défaillent à peu près de la même manière que les gros transformateurs, mais ils ne peuvent pas être surveillés de la même façon. La limite, ce sont les points d’accès, la place, l’alimentation, les communications et le montage — autrement dit, la conception physique de l’appareil lui-même. Les modes de défaillance sont peut-être les mêmes ; la visibilité, non. Ce qu’il est réaliste de surveiller dépend donc de la taille de l’appareil :
| Mesure | Sur poteau | Sur socle | Grande puissance |
|---|---|---|---|
| Niveau d’huile | rare | oui | oui |
| Échauffement | basique | oui | oui |
| Entrée d’humidité | rarement réalisable | possible | possible |
| Arc interne | indirect | deux gaz | DGA 3 ou 5 gaz |
| Décharges partielles | non | rarement | possible |
| Montée en pression | rare | possible | standard |
La meilleure stratégie n’est pas de tout mesurer ; c’est de mesurer ce qui compte sur ce transformateur en particulier.
Pression et incendie
La pression dans la cuve est le tout premier indicateur d’un arc interne. L’énergie de l’arc est égale à la tension d’arc multipliée par le courant d’arc et par la durée, et cette durée correspond généralement au temps d’élimination du défaut, soit quatre à cinq cycles. La tension d’arc dépend de la longueur de l’arc et de la forme des électrodes : un défaut entre spires est de faible énergie, tandis qu’un défaut entre phase et cuve est le plus énergétique. La principale source d’oxygène d’un incendie est l’air qui entre après la rupture de la cuve. Les données de pression en temps réel atténuent le risque d’incendie ; elles ne l’empêchent pas.
La qualité de l’énergie n’est plus une affaire de spécialistes
Elle fait désormais partie de la gestion courante des actifs, dans quatre domaines : la tension (surtensions et creux de tension, surtension et sous-tension), la charge (courant, kVA, pointe de demande), les harmoniques (échauffement, pertes, déclenchements intempestifs) et le déséquilibre (charge inégale, courant de neutre).
Est-ce rentable ? La réponse n’est pas la même partout
Là où les appareils sont bon marché et fabriqués localement, on remplace un transformateur défaillant plutôt que d’éviter la défaillance. Là où ils sont importés, le coût de remplacement et le délai changent le calcul. Les taux de défaillance varient d’un ordre de grandeur d’une région à l’autre, ce sont souvent les pénalités et les incitations réglementaires qui tranchent plutôt que la facture de réparation, et l’impact financier d’une coupure va bien au-delà du remplacement. Là où les conséquences sont faibles, la surveillance est rare, et c’est raisonnable. La justification doit se faire actif par actif.
Ce sur quoi les six sessions s’accordent
- Le réseau de distribution est presque aveugle, et c’est là le problème de fond.
- La production décentralisée et la recharge ont rendu fausses les anciennes hypothèses.
- L’obstacle à la surveillance est l’accès physique, pas la technologie.
- Mesurer ce qui compte sur cet appareil, plutôt que tout, partout.
- La justifier par les pénalités, la sécurité et la capacité, et non par le prix du transformateur.
Équipements associés
Pour la qualité de l’énergie au transformateur et sur le réseau, consultez nos analyseurs de qualité de l’énergie, dont la série APQM. Pour les transformateurs eux-mêmes, consultez essais et surveillance des transformateurs. Pour étudier un projet de surveillance sur votre réseau, contactez nos ingénieurs.