BE1023410B1 - Procede et systeme pour determiner la capacite thermique d’une ligne haute tension - Google Patents

Abstract

Procédé pour mesurer la capacité thermique ou le courant nominal maximum admissible d’une ligne haute tension aérienne par rapport à une portée de câble suspendu/ancré (2), comprenant notamment les étapes suivantes de : - déterminer le taux de changement, tan(α), en m/A², de la flèche réelle en fonction du carré du courant de ligne pour la vitesse de vent réelle ; et - déterminer la capacité thermique de ligne haute tension de la ligne haute tension aérienne, ou l’ampacité, liée à une distance de sécurité correspondante, à la vitesse de vent réelle mesurée ou déterminée, en ajoutant le carré du courant réel I au rapport entre la réserve de flèche DF et le taux de changement de flèche, tan(α), à la vitesse de vent réelle, et en prenant la racine carrée de cette addition, c’est-à-dire Ampacité = √(I²+DF/tan⁡(α)') où l’ampacité est en ampères.

Description

PROCÉDÉ ET SYSTÈME POUR DÉTERMINER LA CAPACITÉ THERMIQUE

D'UNE LIGNE HAUTE TENSION

DOMAINE TECHNIQUE

[0001] La présente invention concerne un procédé et un système pour déterminer la capacité thermique d'une ligne haute tension (en temps réel et prévue) en relation avec une ligne haute tension électrique aérienne.

[0002] Le courant nominal maximum admissible ou l'ampacité est principalement limité par le besoin de maintenir au moins une distance de sécurité minimum autour de la portée de flèche suspendue/ancrée de câble électriquement conducteur pour éviter la formation d'arcs. Les capacités des lignes haute tension pourraient également être limitées par la température maximum du conducteur, du fait de la/des limitation(s) des matériaux, si elle est atteinte avant la flèche maximum.

CONTEXTE

[0003] Le courant électrique nominal constant maximum admissible devant satisfaire aux critères de conception, de sécurité et de sûreté, tels que la distance de sécurité électrique, d'une ligne haute tension particulière sur laquelle un câble électriquement conducteur est utilisé est connu sous le terme « ampacité », comme décrit par exemple dans la brochure technique n° 324 du CIGRE « Sag-tension calculation methods for overhead Unes », publiée en 2007 par le Comité d'étude B2 du Conseil International des Grands Réseaux Electriques (CIGRE).

[0004] La capacité d'une ligne haute tension (c'est-à-dire, l'ampacité) peut être estimée dynamiquement en utilisant des capteurs intelligents. Ce qu'on appelle la capacité dynamique de ligne est aujourd'hui considérée avec un grand intérêt dans le fonctionnement quotidien des réseaux haute tension dans le monde entier. Les valeurs d'ampacité prévues sont également utilisées dans la gestion de réseau un jour à l'avance ainsi que dans l'approche de marché de réseau plusieurs jours à l'avance, bien que même une approche à très long terme puisse être utilisée pour la planification. Les valeurs prévues à moyen et long termes, c'est-à-dire de plus d'environ quatre heures, sont basées sur les données météorologiques prévisionnelles, tandis que les prévisions d'ampacité en temps réel et à court terme sont basées sur l'analyse en temps réel et éventuellement récente des conditions réelles agissant sur les lignes haute tension, comme des séries temporelles. Ces conditions, comprenant la vitesse du vent, la direction du vent, et la température ambiante par exemple, peuvent être mesurées localement, calculées ou déduites à partir d'observations réelles sur site ou à proximité du site. Plus généralement, les mesures, calculs et observations réelles peuvent être combinés par des outils stochastiques appropriés afin de déduire les valeurs de capacité prévues de ligne haute tension.

[0005] Les procédés pour évaluer 1'ampacité d'une portée de câble suspendu ou ancré sur la base de diverses données sont expliqués par exemple dans le document de A. Deb, « Power line ampacity System », publié en 2000 par CRC Press, et dans des brochures techniques d'organisations internationales, telles que les brochures techniques du CIGRE n° 207 (« Thermal behavior of overhead conductors ») et n° 498 (« Guide for application of direct real-time monitoring Systems »), respectivement publiées en 2002 et 2012, ainsi que dans la brochure technique du CIGRE n° 324 susmentionnée. Les procédés divulgués dans ces documents utilisent des données météorologiques telles que mesurées localement ou simulées selon les recommandations internationales comme expliqué, par exemple, dans la brochure technique du CIGRE n° 299 (« Guide for the sélection of weather parameters for bare overhead conductor ratings »), publiée en 2006 ou la norme IEEE 738-2006 - IEEE Standard for Calculating the Current-Temperature of Bare Overhead Conductors, publiée en 2007.

[0006] Le calcul de l'ampacité est également basé sur le concept de portée équivalente qui permet de remplacer une section multi-portée entière par une portée dite « équivalente » qui donne théoriquement accès à tous les comportements de portées individuelles, mais de nombreuses hypothèses sont à l'origine de cette théorie (Kiessling et al., « Overhead power Unes », Springer 2003, page 548) .

[0007] Ainsi, tous les modèles existants jusqu'ici utilisent généralement le concept de portée équivalente associé à l'équation de changement d'état (Kiessling et al., ibid., page 546) et aux équations thermiques comprenant les données météorologiques, les données de conducteur, les conditions de flèche, etc.

[0008] Comme l'explique le brevet US 8,184,015, la surveillance continue des lignes haute tension électriques, en particulier des lignes haute tension aériennes, est essentielle pour détecter à temps des conditions anormales qui pourraient mener à une panne d'alimentation. La mesure de la flèche des portées de ligne haute tension entre des supports successifs pour déterminer si la flèche est supérieure à une valeur maximum est devenue une exigence obligatoire dans certains pays.

[0009] Le brevet US 8,184,015 divulgue un dispositif et un procédé pour surveiller en continu la flèche sur une portée de ligne haute tension. Ce procédé permet de déterminer les propriétés mécaniques dynamiques des lignes haute tension simplement en détectant les vibrations mécaniques dans une plage de fréquence de 0 à quelques dizaines de Hertz. En effet, les lignes haute tension sur site sont toujours soumises à des mouvements et des vibrations, qui peuvent être très faibles mais qui sont détectables par leurs accélérations à la fois en termes de temps et de fréquence.

[0010] Un certain nombre de procédés différents pour mesurer la flèche d'une portée de câble suspendu/ancré sont également connus. Un exemple de tentative de mesure de flèche consiste à détecter de manière optique une cible attachée sur le conducteur surveillé par une caméra fixée à un pylône, comme divulgué par le brevet US 6,205,867. D'autres exemples de tels procédés comprennent la mesure de la température ou de la tension du conducteur ou de l'inclinaison du conducteur dans la portée. Une réplique de conducteur est parfois attachée à la tour pour prendre une température de conducteur assimilée sans effet Joule.

[0011] En plus du fait que ces procédés ne permettent qu'une surveillance partielle de la ligne haute tension, ces procédés présentent d'autres inconvénients : les techniques optiques sont sensibles aux réductions de la visibilité induites par les conditions météorologiques, tandis que les autres procédés de mesure dépendent de modèles et/ou de données incertains qui peuvent être indisponibles et/ou incertains, par exemple les vitesses de vent, les données topologiques, les caractéristiques réelles du conducteur, etc.

[0012] Le brevet US 5,933,355 divulgue un logiciel pour évaluer l'ampacité d'une ligne haute tension. Il est basé sur un modèle thermique et le concept de portée équivalente.

[0013] Le brevet US 6,205,867 divulgue un dispositif de surveillance d'une flèche de ligne haute tension basé sur la mesure d'inclinaison. Il est basé sur un modèle thermique et le concept de portée équivalente.

[0014] La publication internationale WO 2010/054072 se rapporte à la capacité thermique d'une ligne haute tension en temps réel. Elle affirme l'existence d'un capteur portant sur la direction et l'amplitude de la vitesse du vent, mais ne divulgue pas comment ces capteurs sont constitués. Elle est basée sur un modèle thermique et le concept de portée équivalente.

[0015] La demande de brevet publiée sous le n° US 2014/0180616 se rapporte à la puissance d'une ligne haute tension et utilise un capteur de température du conducteur pour étalonner un modèle théorique IEEE, basé sur des observations réelles de distance de sécurité par LIDAR et des mesures de points de température du conducteur. Elle associe ces deux valeurs par une régression linéaire. Elle est basée sur la correction de modèle IEEE et nécessite ainsi toutes les données relatives au modèle IEEE, dont les données du conducteur, les données météorologiques et les données de la flèche.

BUTS DE L'INVENTION

[0016] La présente invention vise à fournir un procédé pour évaluer l'ampacité de lignes haute tension qui n'est pas basé sur un modèle comme les procédés existants (basés sur le concept de portée équivalente, l'équation de changement d'état et l'équilibre thermique).

[0017] Le but de l'invention est concentré sur la manière de calculer la puissance d'une ligne haute tension sur la base de certaines sorties du capteur, la flèche par exemple, et de la connaissance de la vitesse réelle du vent (définie ci-après) et de la température ambiante (en temps réel ou prévue) sans avoir besoin de détails concernant les données du conducteur ou les données de ligne haute tension, à l'exception de très peu de données comme le diamètre du conducteur. À titre d'exemple, obtenir la puissance thermique d'une ligne haute tension en relation avec la flèche maximum (et donc les limitations de la distance de sécurité) ne nécessitera ni la mesure ni le calcul de la température du conducteur.

RESUME DE L'INVENTION

[0018] D'abord, dans la présente description, la vitesse réelle du vent est définie comme la valeur de vitesse de vent pour la portée considérée qui est représentative, pour la température moyenne du conducteur le long de la portée, de l'effet de refroidissement moyen de la vitesse du vent perpendiculaire le long de la portée entière de câble suspendu.

[0019] Donc, le but de l'invention consiste à utiliser uniquement les sorties d'un capteur donnant un accès récurrent à un paramètre clé, tel que la flèche, d'au moins une portée d'une section de ligne haute tension, couplé à des informations (quasi-) simultanées sur la vitesse réelle du vent affectant la même portée et la connaissance du courant de charge réel circulant dans la ligne. Ces types de capteurs permettent d'obtenir, pendant quelques mois, généralement trois, un paramètre clé, la flèche par exemple, par rapport au courant qui circule (en ampères) à une vitesse de vent réelle donnée avec un laps de temps relativement court, généralement autour de quelques minutes. Ces sorties traitées de manière appropriée comme décrit dans la présente description, sont suffisantes pour déterminer l'ampacité de la ligne pour toujours, sans avoir besoin d'autres données. On peut ajouter qu'un chien de garde des paramètres clés, principalement un en fait, le paramètre appelé tan(a) dont il est question dans la présente description, utilisé pour déterminer l'ampacité peut être installé afin de contrôler régulièrement, tous les 6 mois par exemple ou à la demande, tout écart qui serait dû à des changements de données de ligne ou de flèche anormaux par rapport aux valeurs initiales.

[0020] Par conséquent, dans au moins un mode de réalisation illustratif, ce procédé comprend les étapes de surveiller directement ou indirectement (c'est-à-dire par d'autres variables telles qu'une caméra, une position GPS, une mesure par ultrasons, etc.), une variable telle que la flèche, tension, position, température, etc. d'au moins un point de ladite portée de câble suspendu/ancré pendant un laps de temps.

[0021] La flèche peut être mesurée par exemple en utilisant le procédé divulgué dans le brevet susmentionné US 8,184,015, qui est incorporé par référence dans la présente demande de brevet.

[0022] La composante de vitesse de vent réelle peut être mesurée par exemple en utilisant le procédé divulgué dans la demande internationale WO 2014/090416 susmentionnée, qui est incorporée par référence dans la présente demande de brevet. Si la vitesse de vent réelle n'est pas une sortie du capteur, elle doit être déduite par une mesure appropriée ou déduite à partir d'autres données ou entrées.

[0023] Dans au moins un mode de réalisation, si la flèche est une sortie du capteur, la flèche maximum admissible pour ladite portée de câble suspendu/ancré doit être connue ou mesurée. La « réserve de flèche » est alors la soustraction de la flèche réelle mesurée sur le site de cette valeur maximum admise.

[0024] Si d'autres variables sont mesurées, telles que tension, température, position, leur valeur maximum ou minimum doit être connue en relation avec la distance de sécurité minimum admissible sur cette portée/section. Ainsi, la « réserve de tension », la « réserve de température » (ou température maximum) ou la « réserve de position » pourrait être définie ou toute autre variable représentant le même effet sur la distance de sécurité.

[0025] Dans le cas où la température de conducteur maximum est la limite (pour les limites de dégradation matérielle) avant l'apparition de la limitation de distance de sécurité, le système utilisé doit être capable de déterminer correctement la marge de température de conducteur disponible afin de convertir cette marge en ampacité, comme détaillé dans la présente description.

[0026] Par conséquent, le taux de changement de la flèche (ou de l'autre variable mesurée) comparé au carré (ou un exposant très proche de 2) du courant qui circule est évalué. Implicitement, un tel taux de changement intègre tous les paramètres agissant qu'ils soient matériels, mécaniques et météorologiques. Étant donné que les paramètres matériels (données de conducteur) et mécaniques (sensibilité géométrique du changement de flèche dans une section de portée unique ou multi-portée) sont quasi-constants (de l'ordre de quelques minutes) pour une flèche en temps réel donnée (ou une autre variable en fonction du capteur utilisé), seuls les paramètres météorologiques influencent le taux de changement de la flèche. On peut remarquer que la température ambiante et le rayonnement solaire, bien qu'ils influent sur la valeur de flèche elle-même, n'ont pas d'impact important sur le taux de changement de la flèche par rapport au carré du courant.

[0027] La capacité thermique d'une ligne haute tension, si elle est limitée par le problème de distance de sécurité, est alors déduite par la seule connaissance de la « réserve de flèche », ou d'une autre « réserve variable », telle que la réserve de température, la réserve de tension ou la réserve de position, ainsi que la mesure de la flèche, et son taux de changement par rapport au carré du courant, comme expliqué dans la description détaillée de l'invention.

[0028] La capacité thermique d'une ligne haute tension limitée par la température de conducteur maximum (due à la dégradation matérielle) avant l'apparition des limitations de distance de sécurité nécessitera une étape supplémentaire, comme expliqué ultérieurement dans la description détaillée de l'invention. Cette invention ne nécessite aucune mesure de la température de conducteur, mais peut l'utiliser si elle est disponible en toute confiance.

[0029] Par conséquent, dans au moins un mode de réalisation, un courant nominal maximum admissible pour ladite portée de câble électriquement conducteur suspendu/ancré est déterminé selon le procédé susmentionné à cette fin, et un courant passant par ladite ligne haute tension est limité audit ou sous ledit courant nominal maximum admissible. Si la ligne haute tension comprend une pluralité de portées de câble suspendu/ancré successives, un courant nominal maximum admissible peut être calculé pour chacune de ces portées de câble suspendu/ancré, ou pour un sous-ensemble de ces portées de câble suspendu/ancré qui a été identifié précédemment comme étant critique1, et le courant passant par ladite ligne haute tension peut alors être limité à ou sous le plus faible de ces courants nominaux maxima admissibles.

[0030] La présente invention concerne également des programmes informatiques et des supports de mémoire contenant des jeux d'instructions pouvant être lues par un ordinateur pour mettre en œuvre ces procédés.

[0031] Le résumé ci-dessus de quelques exemples de modes de réalisation n'est pas destiné à décrire chaque mode de réalisation divulgué ou toutes les mises en œuvre de 1 Une portée critique dans une section multi-portée est une portée qui peut atteindre la flèche maximum admissible sur cette portée avant les autres portées. Cela peut être dû à des conditions spécifiques telles qu'une vitesse de vent perpendiculaire plus faible due à l'effet d'écran ou à l'orientation, à des obstacles (des arbres par exemple) qui peuvent croître plus rapidement comparés à d'autres situations le lonq de la ligne, etc. Il peut y avoir plusieurs portées critiques dans une section, chacune d'elles étant critique dans différentes configurations de considération météorologique externe ou de localisation. l'invention. En particulier, des caractéristiques sélectionnées d'un quelconque mode de réalisation illustratif de la présente description peuvent être incorporées dans un mode de réalisation supplémentaire, sauf indication contraire très claire.

BREVE DESCRIPTION DES DESSINS

[0032] L'invention peut être plus complètement comprise en prenant en considération la description détaillée qui suit de modes de réalisation en relation avec les dessins joints, sur lesquels : - la figure 1 est une vue schématique d'une ligne haute tension avec une pluralité de portées de câble électriquement conducteur suspendu/ancré et d'un exemple d'un système pour déterminer un courant nominal maximum admissible pour cette portée ; - la figure 2 est une vue schématique qui illustre une ligne haute tension avec une preuve de risque de sécurité, la flèche S de la portée ne peut pas être trop importante au point que le conducteur s'approche de l'obstacle avec une distance (ou « dégagement ») C inférieure à une valeur minimum définie ; - la figure 3 est un graphique qui illustre la valeur de flèche en fonction du courant qui circule dans la ligne haute tension en utilisant un modèle théorique IEEE. Les différentes courbes correspondent à différentes vitesses de vent réelles ; - la figure 4 est un graphique qui illustre la valeur de flèche en fonction du carré du courant qui circule dans la ligne haute tension pour différentes températures ambiantes et trois vitesses de vent réelles différentes. Ceci montre la corrélation des pentes entre les différentes courbes ; - la figure 5 est un graphique qui illustre la valeur de flèche en fonction du carré du courant qui circule dans la ligne haute tension pour différentes valeurs de rayonnement solaire et trois vitesses de vent réelles différentes. Ceci montre la corrélation des pentes entre les différentes courbes ; - la figure 6 est un graphique qui illustre un ensemble de données de flèche mesurées en fonction de la température ambiante afin d'obtenir la relation flèche-température. Cette relation peut être obtenue en ajustant linéairement la limite inférieure du nuage de points (points noirs : observations de jour et de nuit mélangées ; points gris : observations de nuit uniquement) ; - la figure 7 montre les valeurs de flèche mesurées par un capteur dans le plan (flèche, carré du courant qui circule) pendant un certain laps de temps ; dans ce cas, la flèche est donnée en utilisant le brevet US 8,184,015 susmentionné. Les différentes courbes correspondent à différentes plages de vitesses de vent réelles, ces vitesses de vent étant évaluées en utilisant par exemple la demande de brevet internationale PCT/EP2013/055180. Toutes les flèches ont été ajustées à une température ambiante de référence choisie en tant que valeur médiane de la température ambiante observée sur une année type sur site, à 10 °C dans ce cas, en utilisant l'ajustement présenté sur la figure 6, pour déterminer le facteur de correction, et prise pendant la nuit de manière à ce que le rayonnement solaire incident reste négligeable. Les droites sont l'ajustement linéaire sur les points dans une plage donnée de vitesses de vent réelles ; - la figure 8 montre la convergence, en fonction du nombre d'observations successives, pour déterminer le taux de changement linéaire de la valeur de flèche (ou de l'autre variable mesurée) en fonction du carré du courant qui circule dans la ligne haute tension. En particulier, cette figure montre la convergence du coefficient angulaire des paramètres des droites de l'ajustement linéaire des points montrés par exemple sur la figure 7, pour une plage donnée de vitesses de vent réelles ; - la figure 9 montre le taux de changement, avec un ordre d'amplitude de 10~6 m/A2, correspondant aux coefficients angulaires des ajustements des droites tels que montrés sur la figure 7, en fonction des vitesses de vent réelles. Les valeurs théoriques et les valeurs expérimentales toutes déduites de la flèche observée pendant un certain laps de temps (trois mois) sont montrées ; - la figure 10 est un graphique qui illustre un cas pratique d'évaluation de l'ampacité pour une température ambiante et un rayonnement solaire donnés mais non connus, et pour une vitesse de vent réelle donnée et connue. Un exemple d'application de la divulgation montre un triangle rectangle avec un côté égal à la réserve de flèche (DF) et face à celui-ci l'angle a2, illustrant le taux de changement de la flèche par rapport au courant élevé au carré pour la vitesse de vent réelle donnée. La capacité élevée au carré est déduite de l'abscisse du point d'intersection entre (i) la droite passant par le point de mesure avec une pente égale au taux de changement de la flèche à la vitesse de vent réelle connue, et (ii) la flèche maximum admissible ; - la figure 11 montre le cas d'un conducteur HTLS, avec son comportement non linéaire dû au coefficient de dilatation thermique variable en fonction de la température du conducteur, avec un changement de pente de la courbe flèche-température de conducteur au niveau du point dit « de coude », lorsque des fils d'aluminium sont légèrement comprimés et qu'une âme en acier ou composite supporte toute la tension. (11.1) est la flèche en fonction de la température de conducteur avec une pente de courbe en dessous du point de coude égale à ai. Il est obtenu de la même manière que sur la figure 6 ; (11.2) est la flèche de la portée de conducteur en fonction du carré du courant qui circule avec une pente de courbe en dessous du point de coude égale à a.2 qui est le même a.2 que celui montré sur la figure 9 ; (11.3) est la température de conducteur en fonction du carré du courant qui circule avec un paramètre de pente λβ, avec λβ = tan(α2)/tan(al) ; - la figure 12 est un graphique qui illustre l'évolution dans le temps du courant nominal maximum admissible, calculé selon un procédé de la présente invention et comparé avec une puissance saisonnière classique ; - la figure 13 est un graphique qui montre un histogramme cumulatif du courant nominal maximum admissible pour plus d'un an, calculé selon un procédé de la présente divulgation (courbe en trait continu), comparé avec le procédé IEEE.

[0033] Sauf indication contraire, toutes les figures et points d'observation précédents sont donnés à titre d'exemple uniquement et sont basés sur des mesures réelles ou des simulations sur une ligne de 150 kV, dans une section multi-portée, un conducteur entièrement en alliage d'aluminium AAAC 445 : diamètre = 27, 45 mm ; m = 1.230 kg/km. Les paramètres de ligne sont les suivants : longueur de portée équivalente = 342,31 m, longueur de portée en cours de supervision = 369 m, émissivité = 0,9, absorptivité = 0, 7.

[0034] Bien que l'invention puisse faire l'objet de diverses modifications et présenter d'autres formes, les spécificités de celle-ci ont été montrées à titre d'exemple sur les dessins et seront décrites en détail ci-après. Il est cependant entendu que l'intention n'est pas de limiter les aspects de l'invention aux modes de réalisation particuliers décrits. Au contraire, l'intention est de couvrir toutes les modifications, équivalents et variantes tombant dans la portée de l'invention.

DESCRIPTION DE MODES DE REALISATION DETAILLES DE L'INVENTION

[0035] En ce qui concerne les termes définis suivants, ces définitions doivent être appliquées à moins qu'une définition différente soit donnée dans les revendications ou ailleurs dans la présente description.

[0036] Toutes les valeurs numériques sont supposées ici être précédées du terme « environ », que cela soit indiqué explicitement ou non. Le terme « environ » fait généralement référence à une plage de nombres qu'un homme du métier considérerait comme équivalents à la valeur indiquée (c'est-à-dire, ayant la même fonction ou le même résultat). Dans de nombreux cas, le terme « environ » peut indiquer l'inclusion des nombres qui sont arrondis au nombre significatif le plus proche.

[0037] Bien que certaines plages de dimensions et/ou valeurs appropriées appartenant à divers composants, caractéristiques et/ou spécifications soient divulguées, un homme du métier, incité par la présente divulgation, comprendrait que des dimensions, plages et/ou valeurs souhaitées peuvent s'écarter de celles expressément divulguées.

[0038] Telles qu'utilisées dans la présente description et dans les revendications jointes, les formes du singulier « un », « une » et « le », « la » comprennent plusieurs référents à moins que le contenu n'impose clairement autre chose. Tel qu'utilisé dans la présente description et dans les revendications jointes, le terme « ou » est généralement utilisé dans son sens comprenant « et/ou » à moins que le contenu n'impose clairement autre chose.

[0039] La description détaillée qui suit doit être lue en faisant référence aux dessins sur lesquels des éléments similaires représentés sur différentes figures portent une référence identique. La description détaillée et les dessins, qui ne sont pas nécessairement à l'échelle, représentent des modes de réalisation illustratifs et ne sont pas destinés à limiter la portée de l'invention. Les modes de réalisation illustratifs représentés ne sont que des exemples. Des caractéristiques sélectionnées de n'importe quel mode de réalisation illustratif peuvent être incorporées dans un mode de réalisation supplémentaire sauf indication claire du contraire.

[0040] La présente invention concerne la mesure de la capacité thermique d'une ligne haute tension en relation avec une portée de câble suspendu/ancré. Elle consiste à fournir un courant nominal maximum admissible, également connu comme « ampacité », pour une telle portée de câble suspendu/ancré ou pour une ligne haute tension électrique comprenant une telle portée de câble suspendu/ancré.

[0041] La figure 1 illustre schématiquement une ligne haute tension aérienne 1 comprenant une pluralité de portées suspendues/ ancrées successives 2 de câble électriquement conducteur et supportées par des pylônes 3. Un dispositif autonome 4 est fixé sur certaines portées de câble suspendu/ancré 2 (les portées critiques2), comme présenté par exemple dans le brevet susmentionné US 8,184,015, comprenant un ensemble d'accéléromètre approprié pour 2 Définies dans la note de bas de page 1 surveiller le mouvement dans au moins deux axes perpendiculairement au câble et un émetteur pour transmettre les données de mouvement obtenues par cet ensemble d'accéléromètre à une unité de traitement de données à distance 5. Le dispositif autonome 4 peut être alimenté par induction par le courant électrique I circulant à travers la ligne haute tension 1. Le système illustré doit également comprendre au moins un capteur de température ambiante 6 et un capteur de courant électrique 7, qui peuvent être intégrés dans le dispositif 4, ou utiliser des capteurs existants installés à distance au niveau d'une extrémité de sous-station et émettant par répartition de l'opérateur de système, également connectés à l'unité de traitement de données à distance 5. Le système illustré peut également comprendre un capteur de vitesse de vent capable de déterminer la composante de vitesse de vent réelle, qui peut être intégré dans le dispositif 4, ou utiliser des capteurs existants installés à distance, également connectés à l'unité de traitement de données à distance 5.

[0042] Chaque portée 2 a une flèche S qui va augmenter avec la température moyenne Tc du câble, vu que la dilatation thermique augmente la longueur du câble entre les pylônes successifs 3. Augmenter la flèche d'une portée de câble suspendu/ancré diminue toujours la distance de sécurité C du câble par rapport au sol ou tout obstacle au-dessus du sol, tels que des arbres ou des bâtiments, comme montré schématiquement sur la figure 2. Il est cependant souvent nécessaire de maintenir au moins une distance de sécurité minimum critique Cmin afin d'éviter la formation d'arcs à partir d'une portée de câble suspendu/ancré d'une ligne électrique haute tension aérienne.

[0043] Il est également nécessaire de maintenir la température du conducteur en dessous d'une valeur maximum critique pour éviter la dégradation du conducteur (et des accessoires).

[0044] Divers procédés pour mesurer cette flèche S sont à la disposition de l'homme du métier. Par exemple, le brevet susmentionné US 8,184,015 divulgue un procédé pour mesurer cette flèche S en analysant le mouvement détecté par le dispositif autonome 4.

[0045] La flèche S peut être tracée en fonction du temps ou du courant ou de nombreuses autres variables.

[0046] Une courbe générique est la flèche en fonction du carré du courant, ou avec un exposant de celui-ci très proche de 2. Différentes courbes peuvent être obtenues en fonction de la vitesse de vent réelle, de la température ambiante et du rayonnement solaire, comme montré aux figures 3, 4 et 5, respectivement.

[0047] La figure 3 montre une flèche de conducteur type en fonction du courant électrique circulant dans la ligne pour différentes vitesses de vent réelles. Simulation de modèle thermique IEEE : Ta = 25 °C ; PSUn = 1.000 W/m2 ; vitesse de vent réelle = 0,5 (-) , 2 ( — ), 5 (···) m/s ; la ligne horizontale épaisse représente la valeur de flèche à 75 °C = 13,73 m.

[0048] La figure 4 montre la flèche en fonction du carré du courant qui circule. Modèle IEEE : Psun = 0 W/m2. Effets mélangés des paramètres de vitesse de vent réelle (0,5 (-) , 2 ( — ), 5 () m/s) et de température ambiante (5 °C (triangle) et 25 °C) ; la ligne horizontale épaisse représente la valeur de flèche à 75 °C = 13,73 m. Pour la même vitesse de vent réelle, le coefficient angulaire est quasi-identique indépendamment de la température ambiante.

[0049] La figure 5 montre la flèche en fonction du carré du courant qui circule. Modèle IEEE : Ta = 25 °C. Effets mélangés des paramètres de vitesse de vent réelle (0,5 (-), 2 (--) , 5 () m/s) et de rayonnement solaire (0 et 1.000 (□) W/m2) ; la ligne horizontale épaisse représente la valeur de flèche à 75 °C = 13,73 m. Pour la même vitesse de vent réelle, le coefficient angulaire est quasi-identique indépendamment du rayonnement solaire.

[0050] L'effet du rayonnement solaire ainsi que l'effet de la température ambiante sont au fond un décalage vertical (pour une vitesse de vent réelle donnée) , avec une erreur type inférieure à 5 % sur l'ampacité calculée pour une flèche maximum correspondant à 75 °C si l'on considère la flèche en fonction de I2, comme montré aux figures 4 et 5. Cela signifie que le taux de changement de la courbe (qui est au fond une droite si l'abscisse est choisie en tant que carré du courant avec un ajustement correct avec un R carré supérieur à 0,995) ne dépend pratiquement pas du rayonnement solaire ni de la température ambiante.

[0051] La relation linéaire apparente entre la flèche et le carré du courant n'est pas valide stricto sensu. En fait, la résistivité du conducteur augmente légèrement avec l'augmentation du courant qui circule, étant donné que celle-ci modifie la température du conducteur. La perte de chaleur rayonnée augmente aussi avec l'augmentation du courant qui circule, étant donné que celle-ci modifie la température du conducteur. Un autre effet est que la rigidité géométrique de la flèche change avec la flèche elle-même. Enfin et surtout, la dilatation du conducteur avec la température n'est pas totalement linéaire, particulièrement pour les conducteurs HTLS3 et ACSR4 et au niveau du « point de coude >>5, mais il existe des corrections dans ces cas-là, 3 HTLS = conducteur à faible flèche et à haute température 4 ACSR = conducteur en aluminium renforcé avec de l'acier 5 Le point de coude est lié à différents coefficients de dilatation dans certains conducteurs, lorsqu'ils sont bi-matériaux (par exemple aluminium et acier dans l'ACSR ou aluminium-âme composite dans le HTLS) . La flèche en fonction de la courbe de température de conducteur présente alors un tel coude à une température de conducteur spécifique, qui n'évolue pas de manière significative sur une période de quelques jours dans des conditions normales. Au-delà de cette température de conducteur, comme il sera détaillé plus avant dans ce document. Mais ces effets sont très limités, il y a des compensations étant donné que certains effets augmentent légèrement le taux de changement de la flèche, tandis que d'autres le diminuent légèrement et, combinés, l'effet global est extrêmement limité en termes d'évaluation d'ampacité.

[0052] Le procédé utilisé ici est basé sur le comportement réel de la ligne au lieu d'être basé sur des modèles et des données (parfois incertaines). Il est donc valable pour n'importe quel cas de constitution de section multi-portée, comprenant la présence d'une longueur de portée (très) inégale au sein d'une section de ligne, de portées à niveaux (très) différents, etc.

[0053] Ainsi, autour d'une valeur de flèche donnée (ou d'une autre variable mesurée), le taux de changement de la flèche (ou d'une autre variable mesurée) par rapport au carré du courant de charge qui circule, dépend presque uniquement de la vitesse de vent réelle. Connaître le taux de changement de la flèche par rapport au courant élevé au carré permet de calculer l'ampacité comme décrit ci-après.

[0054] Une fois le capteur installé, il faut d'abord quelques mois d'observations pour établir la courbe de « taux de changement » citée entière, vu qu'il faut observer différents événements avec différentes vitesses de vent réelles et différents courants de charge. Un chien de garde permanent de ces pentes peut être établi afin de détecter tout changement anormal de ces données dû à des situations anormales (glissement dans les pinces, fils rompus, mouvement de tour, présence de neige, givre, etc.).

[0055] Un événement est défini par un quadruplet : - la variable mesurée par le capteur, - le courant qui circule, le taux de changement de la flèche (en fonction de la température de conducteur) est plus faible. - la vitesse de vent réelle, - la température ambiante.

Une variable secondaire, si elle est disponible, est le rayonnement solaire. Les événements retenus sont des événements avec une fréquence d'échantillonnage d'environ une minute ou un petit peu plus grande en fonction de la fréquence d'échantillonnage utilisée par le capteur, mais un événement est généralement compris dans un laps de temps inférieur à environ 10 minutes.

[0056] Nous ne détaillerons ici que le cas où la flèche est la « variable mesurée par le capteur ». L'adaptation à toute autre variable d'intérêt peut être facilement déduite. Par exemple, l'inverse de la tension dans le conducteur ou la température du conducteur peut être utilisé au lieu de la flèche si la tension est une sortie directe du capteur. Les limites correspondantes pour l'ampacité (tension minimum ou température de conducteur maximum) seront ensuite utilisées ultérieurement au lieu de la réserve de flèche. Néanmoins, certaines de ces sorties, telles que la tension de conducteur, nécessiteraient des données supplémentaires et une modélisation, ce qui peut ne pas être le cas si la flèche est une sortie du capteur. En particulier, le capteur décrit dans le brevet US 8,184,015 ne nécessite pas de données externes pour calculer la flèche.

[0057] Le procédé consiste en trois étapes principales successives de : 1) déterminer la relation flèche-température de conducteur, uniquement sur la base d'observations de flèche et de température ambiante concomitantes. En utilisant cette relation pour mettre à jour tous les « quadruplets » en « triplets », la température ambiante et la flèche peuvent être fusionnées en une « flèche de portée ajustée », qui est la valeur de flèche à une température ambiante constante donnée ; 2) déterminer le taux de changement de la flèche de portée ajustée par rapport au courant élevé au carré (ou avec un exposant très proche de 2) . Ce taux de changement est appelé tan(a) ; 3) calculer l'ampacité en utilisant tan(a) et la réserve de flèche.

Ces trois étapes sont développées davantage ci-dessous. Etape 1 [0058] La mémorisation de données est de préférence limitée aux observations de nuit, étant donné que l'effet du rayonnement solaire est alors annulé, mais les observations de jour pourraient également être utilisées si le rayonnement solaire peut être raisonnablement quantifié et si tous les points peuvent être corrigés pour annuler l'effet du rayonnement solaire sur la flèche. La relation entre la flèche et la température ambiante peut être obtenue sans aucune donnée de conducteur ni de section, en prenant les points d'observation (flèche, température ambiante) comme détaillé sur la figure 6. En fait, les points mesurés (flèche, température ambiante) donnent un nuage avec une courbe de limite inférieure cubique (en fait quasi-linéaire) . Tous les points sur cette ligne sont liés à des apparitions de flèches plus grandes dues au réchauffement solaire et à l'effet Joule. Les rares points en dessous de cette marge inférieure reflètent un comportement singulier sans intérêt pour ces examens. Ainsi, la courbe de limite inférieure représente les points pour lesquels la température moyenne de conducteur est égale à la température ambiante. La figure 6 montre une telle sortie type.

[0059] Plus spécifiquement, la figure 6 montre la flèche en fonction de la température ambiante pendant plusieurs mois (étape 1) . La courbe d'ajustement cubique de limite inférieure (droite en trait plein) est également donnée sur la figure 6 (o).

[0060] Les paramètres d'ajustement linéaire dans ce cas sont selon : f = a.x + b, où f est la flèche, x est la température ambiante, a = 0,053 [m/K] et b = 9,98 [m] ; a = tan(ai) comme mentionné dans la description. Cet ajustement est également une image de l'équation de changement d'état observé sur site (comme détaillé dans le document de Kiessling et al., ibid., chapitre 14, pages 546 à 553).

[0061] Ainsi, un ajustement cubique (ou quasi linéaire) sur la limite inférieure fournit en réalité la relation flèche-température de conducteur recherchée (au moins valable dans la plage de température ambiante, la seule utilisée dans la présente invention). Ceci, à son tour, donne le facteur de correction nécessaire pour ajuster la valeur de flèche à une température ambiante de référence prédéterminée identique. La température de référence peut être choisie par exemple comme la médiane de l'ensemble de données de température ambiante (par exemple 10 °C) pour réduire à un minimum l'erreur absolue moyenne, et ainsi l'erreur d'approximation. Cela permet de passer du quadruplet initial cité ci-dessus à un triplet (flèche ajustée, courant qui circule, vitesse de vent réelle) , réduisant ainsi la taille de la base de données.

[0062] Les triplets ainsi obtenus sont de préférence regroupés par plages de vitesses de vent réelles. Ces plages sont choisies en utilisant un petit intervalle pour les faibles vitesses de vent réelles vu que l'ampacité est plus sensible pour les plages de faibles vitesses de vent, par exemple 0à0,5 ; 0,5 à 1 ; 1 à 1,5 ; 1,5 à 2 ; 2à3 ; 3 à 5 ; 5 à 7 ; etc. (unité : m/s).

Etape 2 [0063] La figure 7 montre un exemple de ces données sélectionnées et regroupées à l'étape 1. Chaque ensemble de points correspondant à une plage de vitesses de vent réelles est ensuite ajusté par une régression linéaire. La figure 7 montre environ deux années de données.

[0064] Plus spécifiquement, la figure 7 montre la flèche de portée ajustée en fonction du carré du courant qui circule pour diverses classes de vitesses de vent réelles.

[0065] L'ajustement linéaire dans ce cas est : f = a.x + b, où f est la flèche de portée ajustée, x est le courant élevé au carré, et le paramètre 'a' trouvé est en réalité la valeur de tan(a2) [m/A2] recherchée pour cette classe de vitesses de vent.

[0066] Sur la figure 7.1, pour ajuster la flèche de portée, toutes les valeurs de flèche ont été décalées à une température ambiante identique de 10 °C, choisie comme la médiane de l'ensemble de données de température ambiante. Le décalage de la flèche est obtenu grâce à la relation cubique (quasi-linéaire) déterminée à l'étape 1, et montrée sur la figure 6.

[0067] La figure 7.2 montre des détails pour la plage de vitesses de vent réelles la plus faible (0,5 à 1 m/s).

[0068] Plus généralement, quelques enregistrements mensuels sont suffisants. En particulier, des valeurs satisfaisantes pour tan(a2) ont été obtenues sur la période d'échantillonnage testée en considérant les événements représentatifs de trois mois consécutifs pour un courant dépassant un tiers de la puissance saisonnière pour 1,5 % du temps en moyenne. Seuls les échantillons de nuit ont été pris en considération.

[0069] La figure 8 montre la convergence vers les valeurs finales de tan(a2) ou la valeur finale pour le paramètre 'a' de l'ajustement linéaire décrit à l'étape 2 (voir la figure 7.2) en fonction du nombre d'échantillons pour la classe de vent (0,5 à 1 m/s) . Le paramètre 'a' est la valeur de tan(a,2) recherchée, la valeur finale obtenue après 30 mois est montrée (droite horizontale en trait plein), avec des limites de ± 15 % autour de la valeur de convergence finale (droites tiretées) . Cet exemple représente la convergence pour trois moins consécutifs pour la classe de vent (0,5 à 1 m/s). Trois mois est également la durée type nécessaire pour obtenir une convergence satisfaisante pour toutes les classes de vent, vu qu'il y a suffisamment d'apparitions (> 1,5 %) de courant élevé (> 30 % de I_nominal) pendant la nuit.

[0070] La dispersion des données autour de l'ajustement linéaire (limitée à environ ± 10 cm) comprend des transitoires et des erreurs de mesure en plus de la largeur de classe elle-même. Tous ces ajustements linéaires croisent l'axe des ordonnées près de la même valeur qui est évidemment la flèche sans charge à la température ambiante de référence choisie, sans rayonnement solaire incident.

[0071] Le coefficient angulaire de l'ajustement des droites est le taux de changement de la flèche (en fonction du carré du courant qui circule), pour une valeur de vitesse de vent prise en tant que valeur moyenne de la plage de classes de vitesses de vent réelles.

[0072] Plus la vitesse de vent est faible, plus le taux de changement est élevé. La figure 9 montre une telle courbe ajustée sur des données expérimentales telles qu'obtenues sur site avec le capteur décrit dans le brevet US 8,184,015 et la publication internationale WO 2014/090416 susmentionnés. Une fois que cette courbe a été obtenue expérimentalement pour chaque portée surveillée, l'ampacité peut être facilement calculée à tout moment pour n'importe quelle portée surveillée, à condition que le triplet de données correspondant soit disponible.

[0073] Ce taux de changement en fonction de la vitesse de vent réelle peut être mémorisé dans une base de données jusqu'à ce que suffisamment de points soient disponibles pour générer un ajustement de courbe du taux de changement en fonction de la vitesse de vent réelle (comme montré sur la figure 9).

[0074] Le taux de changement, tel que montré sur la figure 9, peut être caractérisé par le coefficient angulaire de la droite (tan(a)). Ce coefficient angulaire inclut en fait l'effet multi-portée sur la sensibilité mécanique de l'évolution de flèche, l'effet des données de conducteur et de ligne, et les effets météorologiques, combinés.

[0075] Nous validons le concept ci-dessous en ajoutant quelques considérations théoriques.

[0076] Un taux de changement type, donné par tan (oc), en fonction de la vitesse de vent réelle est tracé sur la figure 9. La courbe théorique, obtenue à partir du modèle IEEE comme détaillé dans la norme IEEE 738-2006 - IEEE Standard for Calculating the Current-Temperature of Bare Overhead Conductors, IEEE Power Engineering Society, 2007, est tracée avec une courbe ajustée sur les données expérimentales (par le procédé des moindres carrés) . Il est rare dans la pratique de pouvoir tracer une telle courbe en relation directe avec les données réelles de la ligne, mais elle a été obtenue ici grâce à une analyse minutieuse et des mesures sur site. La courbe théorique n'est pas nécessaire pour cette présentation, étant donné que le procédé décrit n'est PAS basé sur les aspects quantitatifs de la courbe théorique (certains aspects qualitatifs peuvent être utilisés à la place), mais sur des données mesurées réelles. La courbe théorique a été tracée à des fins d'information et de validation du procédé décrit dans la présente description.

[0077] La courbe tan(a) mesurée en fonction de la vitesse de vent réelle est ensuite déduite par ajustement des moindres carrés. L'analyse IEEE basée sur des observations empiriques à long terme a en fait fixé l'exposant de la vitesse du vent (dans le terme d'effet de refroidissement du vent) à 0,52 pour les « faibles vitesses de vent » (norme IEEE 738-2006 - IEEE Standard for Calculating the Current-Temperature of Bare Overhead Conductors. IEEE Power Engineering Society, 2006, page 8, équation 3a), et à 0, 6 aux « vitesses de vent élevées ».

[0078] L'ajustement non linéaire de la courbe peut être effectué en utilisant cet exposant suivant l'équation (1) avec c = 0,52. L'ajustement peut également être évalué avec « c » en tant qu'inconnue, mais dans une plage de valeurs proche de 0,52 (plage généralement proche de 0,4 à 0,7) :

(D où a et b sont des coefficients positifs, « a » allant généralement de 10~6 à 5 x 10-6 ; « b » allant généralement de 0,10 à environ 0,17. D'autres plages peuvent être facilement trouvées si v est exprimé en d'autres unités qu'en m/s. La figure 9 montre un exemple d'une telle courbe déduite de trois mois consécutifs d'observations de mesure « sur site ».

[0079] La figure 9 montre tan(a2) à la fois en théorie et « tel qu'observé sur site » avec ses limites de 15 % autour de la courbe théorique. Comme indiqué ci-dessus, la courbe sur le site est obtenue en appliquant un ajustement paramétrique pondéré des points expérimentaux (o) avec l'équation :

Ces points sont les valeurs de tan(a2) obtenues à l'étape 2 pour chaque classe de vitesses de vent réelles. Les paramètres trouvés ici sont les suivants : a = 2,349 x 10~6, b = 0,159 et c = 0,52 (c a été fixé à l'avance) .

Etape 3 [0080] L'ampacité peut ensuite être facilement calculée à partir de n'importe quelle mesure en temps réel : considérons une mesure caractérisant un couple (flèche, courant) pour une vitesse de vent réelle connue. Comme représenté sur la figure 10, P est le point défini par le couple (flèche, courant élevé au carré) dans le plan (flèche, carré du courant) dans le cas où le carré du courant a été choisi en abscisse. Nous recherchons d'abord le taux de changement de la flèche ( tan (a2)) pour la vitesse de vent réelle correspondante à partir de la courbe générique établie précédemment à l'étape 2 (figure 9).

[0081] Un triangle rectangle peut ensuite être tracé comme montré sur la figure 10. L'hypoténuse est définie par la droite passant par P avec la pente tan(a2) qui croise la flèche maximum admissible au point M. L'abscisse de M correspond à l'ampacité élevée au carré (A2) pour cette mesure. L'ampacité est simplement obtenue en calculant la racine carrée de cette abscisse (formule 2 ci-dessous).

[0082] Plus en détail, la figure 10 est une illustration d'un cas pratique d'évaluation de l'ampacité sur la base de la flèche maximum admissible (ou, d'une manière équivalente, de la distance de sécurité minimum admissible) pour une température ambiante et un rayonnement solaire donnés mais inconnus, et pour une vitesse de vent réelle donnée et connue (prise ici à 2 m/s). Ceci est un exemple d'application de la description qui montre un triangle rectangle avec un côté égal à la réserve de flèche (DF) et à l'opposé de celui-ci l'angle a.2, illustrant le taux de changement de la flèche par rapport au courant élevé au carré pour la vitesse de vent réelle donnée. L'ampacité élevée au carré est déduite à partir de l'abscisse du point d'intersection entre (i) la droite (droite en trait plein) passant par le point de mesure (point P) , avec une pente égale au taux de changement de flèche tan(a2) à la vitesse de vent réelle connue, et (ii) la flèche maximum admissible. Une courbe théorique possible est également montrée (courbe en pointillés : Ta = 20 °C, Psun = 600 W/m2, veff = 2 m/s) .

[0083] Ceci est valable pour n'importe quel rayonnement solaire et n'importe quelle température ambiante (sans qu'il soit nécessaire de connaître leurs valeurs) étant donné que le taux de changement de la flèche ne dépend pratiquement pas de ces valeurs.

[0084] En utilisant la réserve de flèche (DF) réelle, le courant réel (I) qui circule dans la ligne et, pour la vitesse de vent réelle, tan (a), 1'ampacité réelle de la ligne est :

(2) bien entendu, en utilisant un système d'unités cohérent, par exemple avec le courant et 1'ampacité en ampères, la flèche et la réserve de flèche en mètres, tan(cc2) peut être remplacé par a.2 étant donné que a est très petit (ordre d'amplitude ΙΟ“6 m/A2) .

Entre parenthèses, l'erreur maximum sur la détermination de 1'ampacité peut être facilement déduite à partir de la formule (2) où les variables sont considérées comme étant indépendantes (nous négligeons l'erreur sur le courant qui circule et remplaçons tan(a) par a) :

(3) [0085] Où l'erreur relative sur le terme a peut être exprimée en fonction de la vitesse de vent réelle en utilisant la formule (1) :

(4) [0086] À titre d'exemple, si on peut obtenir une erreur sur la flèche due à la sensibilité du capteur à environ 2 %, alors une erreur de 5 % sur l'ampacité serait liée à une erreur de 8 % sur le taux de changement a (en utilisant la formule 3) ou une erreur relative admissible sur la vitesse du vent proche de 1 m/s d'environ 18 % (en utilisant la formule 4).

Cas particulier [0087] Considérons le cas où l'ampacité est déterminée d'abord par la température de conducteur maximum au lieu de la flèche maximum, en particulier pour les conducteurs à faible flèche et à haute température (HTLS).

[0088] Parfois, en ce qui concerne les conducteurs HTLS, l'ampacité n'est pas nécessairement couplée à la flèche maximum (ce qui doit néanmoins être vérifiée comme il sera détaillé ultérieurement) , mais à la température de conducteur maximum admissible, qui nécessitera davantage de considérations comme détaillé ci-dessous.

[0089] Le mode de réalisation suivant est basé sur les valeurs de flèche pouvant être obtenues par le capteur. Dans le cas du capteur de mesure de tension, la flèche peut être déduite de la tension et le procédé détaillé ci-dessous est inchangé. Dans le cas du capteur de température de conducteur, la procédure peut être simplifiée étant donné que le facteur ß (détaillé dans la procédure ci-dessous) est obtenu directement et que certaines étapes de la procédure peuvent être omises.

[0090] Dans ce cas, deux autres données de conducteur sont nécessaires : la résistance ohmique AC du conducteur par longueur unitaire Ro à une température de référence T0 donnée, et k, le coefficient de température de la résistance électrique.

[0091] Le taux de changement λ.β (défini sur la figure 11.3) est le taux de changement de la température de conducteur initiale en fonction du carré du courant (ou d'un exposant de celui-ci très proche de 2) . Il dépend de la vitesse de vent réelle comme montré sur la figure 11.3. Pour une vitesse de vent donnée, ce taux de changement est presque constant le long d'une plage importante de températures de conducteur (depuis la température ambiante à environ 75 °C, en fonction du type de conducteur) étant donné que généralement aucun point de coude n'est observé dans cette courbe en dessous de cette température de conducteur maximum admissible. À une température plus élevée, deux effets contradictoires influencent néanmoins la température du conducteur : la loi de rayonnement du conducteur (étant une fonction de T4 avec T en Kelvin) s'écarte de manière significative de son approximation linéaire pour favoriser le refroidissement du conducteur à une température de conducteur plus élevée, tandis que le changement de résistivité du conducteur (qui augmente généralement avec la température) induit davantage de chauffe du conducteur. Les deux effets peuvent se compenser l'un l'autre dans une certaine plage de température de conducteur, mais au-dessus d'une valeur donnée, l'augmentation de la résistivité a plus d'influence. Ces effets induisent tous deux un taux de changement progressivement légèrement plus grand qui peut être lissé par la formule suivante :

Taux de changement de température de conducteur

(5) λ.β étant la valeur initiale du taux de changement dans la partie linéaire (β est évalué comme détaillé ultérieurement et dépend de la vitesse de vent réelle) , où « k » est le coefficient de température de la résistance électrique (généralement de 0,0036 à 0,004/°C pour les fils en aluminium), λ est un facteur de correction lié à la température de référence T0 (très souvent 20 °C) pour une résistance ohmique AC du conducteur (donnée par la formule 7) .

[0092] Autrement dit, la température de conducteur en fonction du carré du courant peut être écrite comme suit :

(6)

Tc0 étant la température de conducteur initiale sans charge électrique.

(7) [0093] Les approximations (5) et (6) sont valables jusqu'à environ 150 °C (figure 11.3). Au-delà de cette valeur, nous recommandons de continuer à utiliser les mêmes équations étant donné que l'évaluation correspondante sera toujours conservatrice pour la détermination de l'ampacité sur la base de la température de conducteur maximum.

[0094] La figure 11 illustre le cas particulier des conducteurs HTLS ou ACSR, présentant un comportement à point de coude pour la flèche. Le point de coude a été fixé à 100 °C dans cet exemple. Un exemple d'évaluation de l'ampacité (A) sur la base de la température de conducteur maximum admissible (Tmax) est montré, A étant également donné par l'équation (9) ci-dessous dans la présente description.

[0095] La figure 11.1 est la flèche en fonction de la température de conducteur avec une pente de courbe en dessous du point de coude égale à ai. Elle est obtenue de la même manière que sur la figure 6. Dans ce cas, tan (ai) = 0,039 [m/K].

[0096] La figure 11.2 est la flèche de la portée de conducteur en fonction du carré du courant qui circule, en fonction de la vitesse de vent réelle v, avec une pente de courbe en dessous du point de coude égale à tan(a2) « a2 qui est le même a2 que celui montré sur la figure 9.

[0097] La figure 11.3 est la température de conducteur en fonction du carré du courant qui circule avec un paramètre de pente λβ, en fonction de la vitesse de vent réelle v, avec λβ = tan (α2)/tan (ai) .

[0098] Les courbes en pointillés sont calculées selon le modèle IEEE. Les courbes en trait plein sont une approximation utilisant op et a2. Tc0 est calculé en utilisant la formule (6) de la description. Le conducteur ACCR (Hawk 477) a les mêmes paramètres de ligne que dans le cas de base. Le point de coude est défini à 100 °C. La température de conducteur maximum admissible est fixée à 120 °C ; Ta = 25 °C ; Psun = 0 W/m2 ; les vitesses de vent réelles sont respectivement égales à 0,5, 2,5 m/s.

[0099] Les augmentations de température de conducteur types (au-dessus de la valeur initiale) sont montrées sur la figure 11.3 par différentes plages de vitesses de vent réelles. L'équation 6 est également montrée sur la même figure et est tracée jusqu'à 150 °C. Sur la même figure, le modèle IEEE a également été utilisé pour la comparaison et la validation du procédé proposé.

[0100] Si une réplique de conducteur est utilisée, Tc0 est connu sans aucun autre besoin. Sinon, la procédure suivante peut être appliquée afin de l'obtenir.

[0101] Pendant la nuit, la température de conducteur initiale sans charge (Tco) est la température ambiante Ta (si on néglige l'albédo). Pendant les jours ensoleillés, une correction doit être appliquée en fonction du rayonnement solaire et de la vitesse du vent. Si aucune information n'est disponible concernant le rayonnement solaire réel, une valeur théorique peut être utilisée vu qu'elle donnera une valeur conservatrice pour l'ampacité sur la base de la température de conducteur maximum. La température de conducteur initiale correspondante sans charge est ainsi calculée comme suit :

(8) où « Sun », donné en W/m2, est le rayonnement solaire à l'emplacement. S'il n'est pas connu, une valeur maximum théorique peut être calculée en utilisant la formule détaillée dans la norme IEEE 738-2006 pour calculer les courant-température de conducteurs nus aériens, publiée en 2006, page 9, formules 8 et 9. Si l'albédo doit être inclus, il doit être inséré ici ; Ta est la température ambiante (°C) ; d est le diamètre externe du conducteur (m) ; as est l'absorptivité du conducteur (prendre 0,9 comme recommandé dans la brochure technique du CIGRE n° 299, page 22 - « Guide for sélection of weather parameters for bare overhead conductor ratings », publiée en 2006 ; R0 est la résistance ohmique AC du conducteur par longueur unitaire (Ω/m) à la fréquence du réseau (50 ou 60 Hz) . Il est donné à une température de référence T0 (plus généralement T0 = 20 °C) et ß est la partie principale du taux de changement de température de conducteur initiale détaillé ci-dessous. Il dépend de la vitesse de vent réelle.

[0102] Le taux de changement de température de conducteur par rapport au carré du courant (formule 5) n'est pas affecté par le point de coude. En fait, il est guidé par 1'échauffement de la couche d'aluminium. Le taux de changement initial λ.β montré sur la figure 11.3 est le rapport entre deux autres taux de changement, λ.β = tan (0C2)/tan (ai) , qui sont connus de la présente description : (1) tan (ai) est le taux de changement de la flèche en fonction de la température de conducteur (ajustement linéaire montré sur la figure 6), avant d'atteindre le point de coude, le cas échéant (figure 11.1) ; (2) tan(a2) est le taux de changement de la flèche par rapport au carré du courant qui circule (figures 7 et 9) . Cette dernière valeur est également choisie avant d'atteindre le point de coude, le cas échéant (figure 11.2) .

[0103] En utilisant la formule (1) pour tan(a2), λ peut être exprimé de manière analytique, uniquement en fonction de la vitesse de vent réelle, pour cette procédure.

[0104] Le point de départ de la courbe de température de conducteur, à une circulation de courant nulle, est désigné Tc0, proche de la température ambiante, mais pas identique pendant les jours ensoleillés, comme détaillé ci-dessus par la formule (8).

Calcul de l'ampacité sur la base de la température de conducteur maximum [0105] Connaissant la température de conducteur maximum disponible, Tmax, fixée par le fabricant de conducteur avec une marge acceptable, ou fixée par la loi, ou par le propriétaire de la ligne haute tension, l'ampacité liée à cette valeur est ensuite facilement obtenue, comme montré sur la figure 11.3, en résolvant l'équation (6) avec le courant qui circule « I » en tant qu'inconnue et Tc = Tmax. Elle dépend de la vitesse de vent réelle étant donné que β en dépend. Ainsi :

(9) avec k en °C_1, β en °C/A2, les températures en °C, l'ampacité en ampères.

[0106] Des informations de sécurité redondantes peuvent être obtenues dans le cas du brevet US 8,184,015 avec une alerte de flèche indépendante. (Fin du cas particulier) .

[0107] La figure 12 représente l'évolution dans le temps de l'ampacité comparée au courant réel I sur une journée complète à la fois par la présente description et par le modèle théorique IEEE. La figure 13 représente la distribution cumulative de l'ampacité sur une puissance statique ou saisonnière d'une année en utilisant la présente description ou le modèle théorique IEEE. Les deux figures illustrent l'évolution du courant nominal maximum admissible Imax ou l'ampacité calculée en utilisant la présente invention à travers la même portée de câble suspendu/ancré 2 sur le même laps de temps. Comme montré sur ces figures, ce procédé offre un courant nominal dynamique qui est beaucoup plus élevé que le courant nominal statique sur la période de 24 heures entière. Cela peut, par exemple, aider à l'intégration de sources de puissance très variables dans le réseau électrique, et en particulier de sources de puissance renouvelables telles que des sources d'énergie éolienne.

[0108] En particulier, la figure 12 montre l'évolution dans le temps du courant nominal maximum admissible, calculé selon un procédé de la présente description (courbe en trait plein), comparé à une puissance saisonnière classique (droite tiretée), et avec le procédé IEEE utilisant des valeurs de flèche, des vitesses de vent réelles, des températures ambiantes mesurées et un rayonnement solaire déduit (courbe en pointillés).

[0109] En particulier, la figure 13 montre un histogramme cumulatif du courant nominal maximum admissible sur plus d'un an, calculé selon un procédé de la présente description (courbe en trait plein), comparé au procédé IEEE utilisant des valeurs de flèche, des vitesses de vent réelles, des températures ambiantes mesurées et un rayonnement solaire déduit (courbe tiretée). En général, le procédé de la présente description fournit des courants nominaux maxima admissibles plus conservateurs que le procédé IEEE.

[0110] Le courant nominal maximum admissible Imax peut être calculé pour au moins chaque portée de câble suspendu/ancré 2 critique de la ligne haute tension 1. La valeur la plus faible de cet ensemble de courants nominaux maxima admissibles Imax pour ces portées de câble suspendu/ancré 2 individuelles indique la liaison la plus contrainte dans la ligne haute tension 1. Cette valeur est par conséquent le courant nominal maximum admissible pour la ligne haute tension 1 entière, qui sera utilisé pour limiter le courant électrique fourni à travers la ligne haute tension 1.

[0111] L'ampacité prévue à long terme peut être calculée avec le même procédé, une fois que le taux de changement en fonction de la vitesse de vent réelle a été obtenu pour la ligne haute tension. Dans ce cas, la vitesse réelle prévue est nécessaire pour la période requise. La manière de produire cette vitesse de vent réelle prévue et d'autres données météorologiques nécessaires n'est pas incluse dans la présente description.

[0112] L'unité de traitement de données à distance 5 peut être un ordinateur programmable classique exécutant un programme informatique qui met en œuvre ces procédés.

[0113] Ce programme informatique peut être sous la forme d'un jeu d'instructions mémorisées dans un support de mémorisation. Dans le présent contexte, « support de mémorisation » doit être compris comme signifiant tout support physique capable de contenir des données pouvant être lues par un dispositif de lecture pendant au moins un certain laps de temps. Des exemples de ces supports de mémorisation sont des bandes et des disques magnétiques, des disques optiques (à lecture seule et enregistrables ou réinscriptibles) , des mémoires à circuits logiques, telles que des puces de mémoire à lecture seule, des puces de mémoire à accès aléatoire et des puces de mémoire flash, et même des supports de mémorisation de données encore plus exotiques, tels que des mémoires chimiques, biochimiques ou mécaniques.

[0114] Bien que dans le mode de réalisation illustré, l'unité de traitement de données 5 soit à distance du dispositif autonome 4, elle pourrait également être complètement ou partiellement intégrée dans un tel dispositif autonome 4, de sorte qu'au moins certaines des étapes de calcul de ces procédés soient effectuées au sein du dispositif autonome 4 lui-même.

[0115] L'homme de l'art reconnaîtra que la présente invention peut être présentée en diverses formes autres que les modes de réalisation spécifiques décrits et envisagés dans le présent document. Par conséquent, des écarts de forme et de détail peuvent être réalisés sans s'écarter de la portée de la présente invention telle que décrite dans les revendications jointes.

Claims (9)

1. REVENDICATIONS

   1. Procédé pour mesurer la capacité thermique d'une ligne haute tension ou le courant nominal maximum admissible d'une ligne haute tension aérienne par rapport à une portée de câble suspendu/ancré (2), comprenant au moins les étapes suivantes de : - surveiller un mouvement d'au moins un point P de ladite portée de câble suspendu/ancré (2) sur un intervalle de temps ; - surveiller le courant de ligne réel I, en A, sur ledit intervalle de temps ; - déterminer une flèche réelle dudit câble suspendu/ancré, en tant que variable du courant de ligne réel ; - mesurer ou déterminer la vitesse de vent réelle de ladite portée de câble suspendu/ancré (2) sur ledit intervalle de temps ; - déterminer une réserve de flèche DF, en m, pour la capacité thermique, qui est la distance entre la flèche réelle et une flèche maximum admissible ; - déterminer le taux de changement, tan(a), en m/A2, de la flèche réelle en fonction du carré du courant de ligne pour la vitesse de vent réelle ; et - déterminer la capacité thermique de ligne haute tension de la ligne haute tension aérienne, ou l'ampacité, liée à une distance de sécurité correspondante, à la vitesse de vent réelle mesurée ou déterminée, en ajoutant le carré du courant réel I au rapport entre la réserve de flèche DF et le taux de changement de flèche, tan (a), à la vitesse de vent réelle, et en prenant la racine carrée de cette addition, c'est-à-dire

   où l'ampacité est en ampères.
2. 2. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que la flèche variable est remplacée par une variable sélectionnée parmi le groupe consistant en la température du conducteur, la tension, la position et toute autre variable indirecte représentative de la flèche, et caractérisé en ce que la variable de réserve de flèche est optionnellement remplacée par la marge de température entre une température réelle et une température maximum admissible prédéterminée pour la capacité thermique de ligne haute tension, le taux de changement de la flèche étant alors remplacé par le taux de changement de la température du conducteur.
3. 3. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que, à ladite étape de détermination du taux de changement de la flèche, ce dernier est déterminé en utilisant la pente de l'ajustement linéaire de la flèche réelle en fonction du carré du courant, ou d'un exposant de celui-ci très proche de 2, sur les données disponibles mesurées pour la flèche, le courant de charge, la température ambiante et pour une vitesse de vent réelle donnée ou une plage de celle-ci.
4. 4. Procédé selon la revendication 3, caractérisé en ce que la détermination du taux de changement de la flèche pour une vitesse de vent réelle donnée ou une plage de celle-ci est effectuée sur différentes échelles de temps, généralement autour de trois mois.
5. 5. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que, pour le cas d'un conducteur HTLS, lorsque l'ampacité est principalement limitée par une température maximum plutôt que par une flèche maximum ou une distance de sécurité minimum, le procédé comprend de préférence les étapes supplémentaires suivantes de : - déterminer tan(a2), en m/A2 comme dans la revendication 1, qui est le taux de changement de la flèche en fonction du carré du courant de ligne, cette valeur du taux de changement de la flèche étant choisie avant d'atteindre un point de coude de la courbe, le cas échéant ; - déterminer tan(al), en m/°C, qui est le taux de changement de la flèche en fonction de la température du conducteur conformément à un ajustement linéaire, avant d'atteindre un point de coude, le cas échéant ; - déterminer λ.β = tdn(a2)/tdn(ai) avec À = (1+k(Tco-To)), où - k est le coefficient de température linéaire de la résistance ohmique du conducteur, en °C_1 ; - Tc0 est la température du conducteur extrapolée en l'absence de charge dans les mêmes conditions météorologiques, en °C ; - T0 est la température de référence pour la résistance ohmique du conducteur, en °C ; connaissant la température de conducteur maximum disponible Tmaxt calculant l'ampacité, en ampères, liée à cette valeur par la formule :

   avec β en °C/A2.
6. 6. Procédé selon la revendication 5, caractérisé en ce que la température de conducteur maximum disponible Tmax est fixée par un fabricant de conducteur avec une marge acceptable, ou fixée par des dispositions légales, ou fixée par le propriétaire d'une ligne haute tension.
7. 7. Procédé pour fournir une énergie électrique sur une ligne haute tension (1) comprenant une portée suspendue/ancrée (2) de câble électriquement conducteur, comprenant les étapes de : - déterminer un courant nominal maximum admissible pour ladite portée suspendue/ancrée (2) de câble électriquement conducteur conformément au procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 6 ; et - limiter un courant qui passe par ladite ligne haute tension (1) audit ou en dessous dudit courant nominal maximum admissible.
8. 8. Programme informatique pour mettre en œuvre un procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 7 lorsqu'il est exécuté par un dispositif de traitement de données (5) connecté à un ensemble de capteurs (4) pour détecter le mouvement d'au moins un point de ladite portée de câble suspendu/ancré (2), le courant de ligne et la température du conducteur ou ambiante sur un intervalle de temps.
9. 9. Support de mémorisation contenant un jeu d'instructions pouvant être lues par un ordinateur pour mettre en œuvre un procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 7 lorsqu'elles sont exécutées par un dispositif de traitement de données (5) connecté à un ensemble de capteurs (4) pour surveiller le mouvement d'au moins un point de ladite portée de câble suspendu/ancré (2), le courant de ligne et la température du conducteur ou ambiante sur un intervalle de temps.