FR3118186A1 - Procédé de maintenance d’un réseau de distribution d’électricité - Google Patents
Procédé de maintenance d’un réseau de distribution d’électricité Download PDFInfo
- Publication number
- FR3118186A1 FR3118186A1 FR2013583A FR2013583A FR3118186A1 FR 3118186 A1 FR3118186 A1 FR 3118186A1 FR 2013583 A FR2013583 A FR 2013583A FR 2013583 A FR2013583 A FR 2013583A FR 3118186 A1 FR3118186 A1 FR 3118186A1
- Authority
- FR
- France
- Prior art keywords
- data
- equipment
- network
- sensor module
- module
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 34
- 230000005611 electricity Effects 0.000 title claims abstract description 22
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 69
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 43
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 23
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 16
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 14
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 claims description 8
- 230000003449 preventive effect Effects 0.000 claims description 7
- 230000005855 radiation Effects 0.000 claims description 7
- 238000013473 artificial intelligence Methods 0.000 claims description 4
- 238000004590 computer program Methods 0.000 claims description 4
- 239000012212 insulator Substances 0.000 claims description 4
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims description 4
- 238000009413 insulation Methods 0.000 claims description 3
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 abstract description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 12
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 8
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 8
- 101000746134 Homo sapiens DNA endonuclease RBBP8 Proteins 0.000 description 6
- 101000969031 Homo sapiens Nuclear protein 1 Proteins 0.000 description 6
- 102100021133 Nuclear protein 1 Human genes 0.000 description 6
- 239000000463 material Substances 0.000 description 6
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 5
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 5
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 5
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- 230000003466 anti-cipated effect Effects 0.000 description 3
- 230000003416 augmentation Effects 0.000 description 3
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 3
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- QVFWZNCVPCJQOP-UHFFFAOYSA-N chloralodol Chemical compound CC(O)(C)CC(C)OC(O)C(Cl)(Cl)Cl QVFWZNCVPCJQOP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229940082150 encore Drugs 0.000 description 2
- 230000008595 infiltration Effects 0.000 description 2
- 238000001764 infiltration Methods 0.000 description 2
- 230000005291 magnetic effect Effects 0.000 description 2
- 238000013021 overheating Methods 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 101100388504 Chlamydomonas reinhardtii ODA4 gene Proteins 0.000 description 1
- 101100389631 Saccharomyces cerevisiae (strain ATCC 204508 / S288c) SUP45 gene Proteins 0.000 description 1
- 230000000454 anti-cipatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000013528 artificial neural network Methods 0.000 description 1
- 238000009412 basement excavation Methods 0.000 description 1
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 description 1
- 230000010267 cellular communication Effects 0.000 description 1
- 230000001413 cellular effect Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000005294 ferromagnetic effect Effects 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 230000007257 malfunction Effects 0.000 description 1
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 description 1
- 238000007619 statistical method Methods 0.000 description 1
- 238000012706 support-vector machine Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
- G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
- G01R31/08—Locating faults in cables, transmission lines, or networks
- G01R31/081—Locating faults in cables, transmission lines, or networks according to type of conductors
- G01R31/083—Locating faults in cables, transmission lines, or networks according to type of conductors in cables, e.g. underground
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
- G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
- G01R31/08—Locating faults in cables, transmission lines, or networks
- G01R31/081—Locating faults in cables, transmission lines, or networks according to type of conductors
- G01R31/086—Locating faults in cables, transmission lines, or networks according to type of conductors in power transmission or distribution networks, i.e. with interconnected conductors
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Small-Scale Networks (AREA)
- Remote Monitoring And Control Of Power-Distribution Networks (AREA)
Abstract
La présente description concerne un procédé de maintenance d’un réseau de distribution d’électricité, le réseau comprenant une pluralité d’équipements souterrains. Elle part d’une approche consistant à anticiper l’apparition d’une défaillance dans un équipement électrique souterrain d’un réseau de distribution d’électricité, en particulier en mesurant des paramètres pertinents dont une corrélation caractérise une défaillance prochaine de cet équipement. Figure de l’abrégé : Figure 1
Description
La présente description relève du domaine des réseaux de distribution d’électricité.
Elle concerne plus particulièrement l’entretien de tels réseaux de distribution. Habituellement, les défauts des réseaux de distribution d’électricité sont détectés au moment de leur apparition, par exemple lorsque les moyens de protection du réseau donnent l’ordre au disjoncteur d’ouvrir le circuit pour éliminer un court-circuit ou lorsque les usagers ne sont plus alimentés en électricité. Dès lors, la seule solution pour pallier cette situation consiste à intervenir en urgence pour réparer la panne. Cette solution ne permet ni d’anticiper des défaillances du réseau électrique, ni de déterminer de façon précise la localisation de la défaillance. En effet, le poste de distribution, par exemple un transformateur de puissance, peut être équipé de capteurs de courant et de tension, mais il n’est pas prévu de tels moyens de mesure, ou d’autres moyens de mesure, le long des parties du réseau de distribution. Ainsi, lors de la détection d’une défaillance, l’exploitant du réseau électrique n’a d’autre solution que de dépêcher une équipe de réparation en urgence afin de trouver le composant défaillant, puis de consigner le réseau et enfin, dans le cas d’un réseau enterré, d’ouvrir une fouille pour réparer la liaison défaillante. La réparation peut consister à remplacer la liaison défaillante par un nouvel équipement. Dans le cas où le composant défaillant est un câble, le nouvel équipement peut comporter une rallonge de câble avec en chacune des extrémités de la rallonge, un matériel de raccordement de câble comportant notamment un raccord de câble en son cœur. Ces interventions en urgence sont coûteuses et causent une réduction des critères de performance des exploitants de réseaux.
Résumé
La présente description vient améliorer la situation.
Elle part d’une approche consistant à anticiper l’apparition d’une défaillance dans un équipement électrique souterrain d’un réseau de distribution d’électricité, en particulier en mesurant des paramètres pertinents dont une corrélation caractérise une défaillance prochaine de cet équipement.
A cet effet, il est proposé un procédé de maintenance d’un réseau de distribution d’électricité, le réseau comprenant une pluralité d’équipements souterrains, dans lequel :
- en cas de défaillance constatée sur un équipement du réseau; accéder à l’équipement sous terre, et installer un module à capteurs apte à mesurer au moins :
- une intensité de courant transmis par l’équipement,
- un degré d’hygrométrie dans l’équipement, et
- une température courante de l’équipement,
- mesurer progressivement au gré d’installations de modules à capteurs du type précité, au moins une intensité de courant, un degré d’hygrométrie et une température en différentes parties du réseau, identifiées en fonction desdites données de topologie,
- rechercher une règle de corrélation entre une augmentation de température d’une part, et un degré d’hygrométrie et une intensité du courant, d’autre part, en au moins une partie du réseau, pour déterminer un risque de future défaillance d’au moins un équipement de ladite partie.
- contrôler les paramètres d’intensité de courants,
- vérifier les augmentations éventuelles de température (liées par exemple à des échauffements de contacts électriques internes), et
- identifier les conditions hygrométriques dans lesquelles se trouve l’équipement ainsi instrumenté. Par exemple, un environnement souterrain anormalement humide peut favoriser l’infiltration d’eau à travers les isolants d’un équipement. Ainsi, des arcs électriques peuvent plus facilement être générés dans des parties du réseau simultanément soumises à une augmentation de température et à un fort degré d’hygrométrie.
Contrôler les trois paramètres précités (intensité, température, hygrométrie) permet d’établir des corrélations entre ces paramètres notamment pour anticiper des pannes futures par observation de ces paramètres par exemple avant le constat d’une panne avérée. Par ailleurs, il peut être anticipé des apports d’humidité supplémentaires par la pluie notamment, et des conditions météorologiques d’hygrométrie peuvent constituer des données supplémentaires, outre les paramètres mesurés par les modules à capteurs, pour anticiper des pannes, comme présenté plus loin dans un mode de réalisation particulier.
Ainsi, cette solution de maintenance permet un suivi de l’état du réseau de distribution d’électricité possiblement en tout point et non seulement au sein des postes de transformation haute tension/basse tension (qui classiquement incluent des capteurs sur des paramètres électriques notamment). La solution de maintenance au sens de la présente description permet d’anticiper les défaillances et les localiser de façon précise dans le réseau-même de distribution (en aval du poste de transformation). Cela permet à l’exploitant du réseau électrique de programmer et prioriser les interventions. Par exemple, si une panne avérée est dans un secteur où d’autres pannes ont été anticipées sans s’être encore déclarées, on peut ne prévoir qu’un déplacement pour des interventions groupées d’une équipe de maintenance dans ce secteur. Par ailleurs, si des pannes ont été anticipées sans s’être encore déclarées dans une partie du réseau, on peut en outre contrôler les paramètres électriques de cette partie du réseau (en intensité ou en puissance électrique) en attendant l’intervention de l’équipe de maintenance, pour ne pas générer de dommages irréversibles en plusieurs équipements de cette partie du réseau.
Selon une option, le module à capteurs est relié à un module de communication de données de mesures réalisées par les capteurs, le module de communication étant sous terre, et connecté en outre à un module de réception hors sol, pour transmettre les données de mesures à une entité d’exploitation desdites données de mesures.
Une telle réalisation permet un traitement centralisé auprès de l’entité d’exploitation précitée, et donc un traitement plus efficient afin de déterminer dynamiquement l’état du réseau.
Une telle réalisation permet un traitement centralisé auprès de l’entité d’exploitation précitée, et donc un traitement plus efficient afin de déterminer dynamiquement l’état du réseau.
Une difficulté se pose toutefois pour véhiculer les données mesurées par les capteurs. La connexion entre le module de réception hors sol et l’entité d’exploitation des données peut s’effectuer simplement via un réseau cellulaire ou une liaison radiofréquence longue portée (LORA® ou autre). Par contre, la connexion entre le module de communication des données souterrain et le module de réception hors sol peut être difficile à établir.
Selon une première option, on peut prévoir, dans un contexte où l’équipement défaillant est un matériel de raccordement de câble (comportant donc un raccord, une âme avec au moins un écran métallique de protection entourant l’isolation de l’âme), un module de communication de données par liaison filaire, ce module étant alors connecté à l’écran métallique du matériel de raccordement de câble pour transmettre les données par impulsion de courant. On peut prévoir ainsi une connexion des modules de communication directement sur les écrans métalliques des matériels de raccordement de câbles, et ce par exemple de proche en proche en passant par les écrans métalliques des câbles jusqu’à un module de réception unique hors sol.
Une telle réalisation permet donc une transmission des données à la manière d’un courant porteur en ligne.
Une telle réalisation permet donc une transmission des données à la manière d’un courant porteur en ligne.
Selon une seconde option alternative ou complémentaire, on peut prévoir un module de communication de données sous la forme d’un module de radiocommunication utilisant au moins une antenne planaire disposée de façon choisie et pilotée par un signal d’alimentation réglé pour obtenir un diagramme de rayonnement présentant une pluralité de lobes dont en particulier un lobe principal d’énergie maximale, est orienté vers la surface du sol, pour transmettre les données au module de réception.
Une telle réalisation peut être implémentée par exemple ponctuellement lorsque les matériaux enterrant un équipement comportant un module à capteurs peuvent laisser passer les ondes radiofréquences sans les atténuer au-delà d’un seuil acceptable. Ce module de communication radiofréquence peut constituer alors un concentrateur (ou « hub ») relié aux connexions filaires via les écrans métalliques des câbles et des matériels de raccordement de câbles, dans une forme de réalisation combinant les première et seconde options précitées.
Une telle réalisation peut être implémentée par exemple ponctuellement lorsque les matériaux enterrant un équipement comportant un module à capteurs peuvent laisser passer les ondes radiofréquences sans les atténuer au-delà d’un seuil acceptable. Ce module de communication radiofréquence peut constituer alors un concentrateur (ou « hub ») relié aux connexions filaires via les écrans métalliques des câbles et des matériels de raccordement de câbles, dans une forme de réalisation combinant les première et seconde options précitées.
Dans une réalisation, le module à capteurs est relié à une mémoire de stockage pour enregistrer répétitivement des données mesurées, en vue d’une analyse des données stockées dans la mémoire notamment en cas de défaillance du module de communication.
Dans ce cas, l’équipe d’intervention pour la réparation d’une défaillance locale (ayant possiblement entraîné également la défaillance du module de communication) peut encore récupérer les données de cette mémoire en vue d’analyser les causes de cette défaillance.
Dans ce cas, l’équipe d’intervention pour la réparation d’une défaillance locale (ayant possiblement entraîné également la défaillance du module de communication) peut encore récupérer les données de cette mémoire en vue d’analyser les causes de cette défaillance.
Comme indiqué précédemment, on peut prévoir en outre un relevé de données météorologiques comportant au moins des données d’hygrométrie en chaque partie du réseau pour déterminer la règle de corrélation précitée.
Une telle réalisation permet de corroborer la mesure d’hygrométrie que fournit le module à capteurs, aux conditions météorologiques réelles, et d’identifier ainsi un degré d’hygrométrie anormalement élevé et injustifié d’après les conditions météorologiques. Dans ce cas, il peut être procédé à une recherche de fuite d’eau dans l’environnement de l’équipement par exemple, ou directement à l’identification d’un défaut d’étanchéité d’une enveloppe de protection de l’équipement contre l’humidité, le module à capteurs étant disposé préférentiellement sous cette enveloppe de protection, comme présenté dans un mode de réalisation ci-après.
Dans une réalisation, les données sont transmises par le module de communication au module de réception de manière périodique.
Une telle réalisation permet de préserver typiquement une batterie qui alimente notamment le module à capteurs et le module de communication de données et d’augmenter ainsi la durée de vie du système de telle manière à atteindre la durée d’exploitation visée, soit environ quarante ans.
Bien entendu, la mesure et la transmission de certains paramètres comme la température peuvent être plus fréquentes que pour d’autres paramètres (par exemple le degré d’hygrométrie) afin d’optimiser la sollicitation de cette batterie.
Une telle réalisation permet de préserver typiquement une batterie qui alimente notamment le module à capteurs et le module de communication de données et d’augmenter ainsi la durée de vie du système de telle manière à atteindre la durée d’exploitation visée, soit environ quarante ans.
Bien entendu, la mesure et la transmission de certains paramètres comme la température peuvent être plus fréquentes que pour d’autres paramètres (par exemple le degré d’hygrométrie) afin d’optimiser la sollicitation de cette batterie.
Dans une réalisation, une planification d’intervention préventive est prévue dans une partie du réseau si au moins un paramètre mesuré parmi l’intensité, le degré d’hygrométrie et la température, pour ladite partie du réseau, dépasse un seuil critique prédéfini.
Une telle réalisation permet d’assurer une intervention anticipative à l’apparition soudaine d’une défaillance. Cette intervention peut être humaine en dépêchant une équipe sur le terrain, ou peut être pilotée à distance en réduisant par exemple l’intensité ou la puissance électrique sur une partie du réseau.
Une telle réalisation permet d’assurer une intervention anticipative à l’apparition soudaine d’une défaillance. Cette intervention peut être humaine en dépêchant une équipe sur le terrain, ou peut être pilotée à distance en réduisant par exemple l’intensité ou la puissance électrique sur une partie du réseau.
Ainsi, dans une réalisation, l’intervention préventive comporte au moins une diminution du courant dans la partie du réseau pour laquelle au moins un des paramètres mesurés dépasse le seuil critique prédéfini.
Cela permet de limiter l’apparition de la défaillance de manière non-invasive et de pouvoir programmer une intervention humaine de façon optimale.
Cela permet de limiter l’apparition de la défaillance de manière non-invasive et de pouvoir programmer une intervention humaine de façon optimale.
Dans une réalisation :
- on alimente une base de données d’apprentissage avec des données comportant au moins des données mesurées par le module à capteurs sur des équipements du réseau en fonctionnement normal, et sur des équipements du réseau avant une situation de défaillance constatée,
- on met en œuvre une intelligence artificielle pour tirer de la base de données au moins ladite règle de corrélation symptomatique d’un risque de future défaillance d’au moins un équipement d’une partie du réseau.
Une telle réalisation permet ainsi d’identifier des causes de défaillance qui n’apparaissaient pas nécessairement à un opérateur humain et d’adapter finement les règles de corrélation en fonction des défaillances précédemment observées, de sorte que l’anticipation de panne peut ainsi être plus précoce.
- on alimente une base de données d’apprentissage avec des données comportant au moins des données mesurées par le module à capteurs sur des équipements du réseau en fonctionnement normal, et sur des équipements du réseau avant une situation de défaillance constatée,
- on met en œuvre une intelligence artificielle pour tirer de la base de données au moins ladite règle de corrélation symptomatique d’un risque de future défaillance d’au moins un équipement d’une partie du réseau.
Une telle réalisation permet ainsi d’identifier des causes de défaillance qui n’apparaissaient pas nécessairement à un opérateur humain et d’adapter finement les règles de corrélation en fonction des défaillances précédemment observées, de sorte que l’anticipation de panne peut ainsi être plus précoce.
Dans une réalisation, le module à capteurs comporte un capteur d’intensité de type bobine de Rogowski.
L’utilisation d’un capteur de Rogowski permet en plus de la mesure d’intensité d’apporter de l’énergie aux capteurs et au module de communication.
Néanmoins, alternativement, il peut s’agir d’un autre type de capteur, comme présenté plus loin.
L’utilisation d’un capteur de Rogowski permet en plus de la mesure d’intensité d’apporter de l’énergie aux capteurs et au module de communication.
Néanmoins, alternativement, il peut s’agir d’un autre type de capteur, comme présenté plus loin.
Dans une réalisation, les capteurs du module à capteurs sont intégrés sous une enveloppe de protection externe de l’équipement, cette enveloppe étant préférentiellement étanche comme indiqué précédemment.
Outre le fait que cette réalisation permet de limiter, voire d’éliminer l’exposition à l’humidité ambiante des capteurs (pour autant qu’il n’y ait pas de rupture d’étanchéité de l’enveloppe bien sûr), cette réalisation permet de simplifier la mise en œuvre pour l’exploitant. En effet, seules les connexions filaires sortent de l’équipement et sont à connecter au module de communication.
Outre le fait que cette réalisation permet de limiter, voire d’éliminer l’exposition à l’humidité ambiante des capteurs (pour autant qu’il n’y ait pas de rupture d’étanchéité de l’enveloppe bien sûr), cette réalisation permet de simplifier la mise en œuvre pour l’exploitant. En effet, seules les connexions filaires sortent de l’équipement et sont à connecter au module de communication.
Dans une réalisation, les capteurs du module à capteurs sont enveloppés dans des isolants thermiques.
Cette réalisation permet de protéger les capteurs contre les élévations de températures et de continuer à remonter des données de températures critiques particulièrement utiles dans ce cas. D’ailleurs même en conditions de fonctionnement normales du réseau, les températures moyennes de fonctionnement peuvent atteindre 90°C sur le conducteur principal, avec des pointes à plus de 150°C durant quelques secondes.
Cette réalisation permet de protéger les capteurs contre les élévations de températures et de continuer à remonter des données de températures critiques particulièrement utiles dans ce cas. D’ailleurs même en conditions de fonctionnement normales du réseau, les températures moyennes de fonctionnement peuvent atteindre 90°C sur le conducteur principal, avec des pointes à plus de 150°C durant quelques secondes.
Comme indiqué précédemment, dans une réalisation, dans le cas d’un déploiement d’un nouvel équipement du réseau (en remplacement ou non), on installe le module à capteurs dans le nouvel équipement déployé.
Cela permet d’affiner la connaissance de l’état du réseau en enrichissant les données de sa topologie à chaque installation de nouvel équipement.
Cela permet d’affiner la connaissance de l’état du réseau en enrichissant les données de sa topologie à chaque installation de nouvel équipement.
L’équipement défaillant peut être un câble. Dans ce cas, l’équipement défaillant peut être remplacé par un nouvel équipement pouvant comporter une rallonge de câble avec en chacune des extrémités de la rallonge, un matériel de raccordement de câble comportant notamment un raccord de câble. Ce matériel de raccordement de câble peut être dénommé aussi « accessoire » ci-après.
Le procédé peut comporter alors une étape d’implantation du module à capteurs en particulier dans au moins un des deux matériels de raccordement de câble. La présente description vise alors un tel dispositif.
Le procédé peut comporter alors une étape d’implantation du module à capteurs en particulier dans au moins un des deux matériels de raccordement de câble. La présente description vise alors un tel dispositif.
D’ailleurs, la présente description vise aussi un module à capteurs pour la mise en œuvre du procédé ci-avant, ainsi qu’un matériel de raccordement câble souterrain d’un réseau de distribution d’électricité comportant un module à capteurs pour la mise en œuvre du procédé ci-avant.
La présente description vise aussi un programme informatique comportant des instructions pour, lorsque ces instructions sont exécutées par un processeur d’un circuit de traitement, mettre en œuvre les étapes ci-après du procédé présenté ci-avant :
- enregistrer une donnée d’installation d’un module à capteurs parmi des données d’une topologie du réseau,
- collecter progressivement au gré d’installations de modules à capteurs du type précité, au moins une intensité de courant, un degré d’hygrométrie et une température mesurés en différentes parties du réseau, identifiées en fonction desdites données de topologie,
- rechercher une règle de corrélation entre une augmentation de température d’une part, et un degré d’hygrométrie et une intensité du courant, d’autre part, en au moins une partie du réseau, pour déterminer un risque de future défaillance d’au moins un équipement de ladite partie.
La présente description vise aussi une unité de traitement de données de mesures d’intensité de courant, de température et de degré d’hygrométrie reçues d’un module à capteurs pour la mise en œuvre de ces étapes.
- enregistrer une donnée d’installation d’un module à capteurs parmi des données d’une topologie du réseau,
- collecter progressivement au gré d’installations de modules à capteurs du type précité, au moins une intensité de courant, un degré d’hygrométrie et une température mesurés en différentes parties du réseau, identifiées en fonction desdites données de topologie,
- rechercher une règle de corrélation entre une augmentation de température d’une part, et un degré d’hygrométrie et une intensité du courant, d’autre part, en au moins une partie du réseau, pour déterminer un risque de future défaillance d’au moins un équipement de ladite partie.
La présente description vise aussi une unité de traitement de données de mesures d’intensité de courant, de température et de degré d’hygrométrie reçues d’un module à capteurs pour la mise en œuvre de ces étapes.
D’autres caractéristiques, détails et avantages apparaîtront à la lecture de la description détaillée ci-après, et à l’analyse des dessins annexés.
Sur les différentes figures, les mêmes références désignent des éléments identiques ou similaires. Pour des raisons de clarté de l’exposé, certains éléments ne sont pas nécessairement représentés à l’échelle.
Il est maintenant fait référence à la .
La représente un équipement souterrain d’un réseau de distribution d’électricité, dans le cadre d’une application possible de mise en œuvre du procédé de maintenance au sens de la présente description. Cet équipement peut être un équipement ancien sur lequel on a constaté une défaillance et qui doit être remplacé, ou encore un équipement nouveau à installer par exemple sur une nouvelle partie du réseau.
Le plus souvent, la défaillance se situe au niveau d’un matériel de raccordement de câble (rupture de gaine d’étanchéité ou de conducteur électrique). Une rallonge de câble avec en chacune de ses extrémités un matériel de raccordement doit être installée entre les deux extrémités restantes du câble. Ainsi, une panne avérée peut se manifester par exemple par une coupure de courant dans la partie du réseau comportant la défaillance.
Alternativement, on peut prévoir un matériel de raccordement en outre en une zone de jonction d’une nouvelle partie du réseau.
La
Le plus souvent, la défaillance se situe au niveau d’un matériel de raccordement de câble (rupture de gaine d’étanchéité ou de conducteur électrique). Une rallonge de câble avec en chacune de ses extrémités un matériel de raccordement doit être installée entre les deux extrémités restantes du câble. Ainsi, une panne avérée peut se manifester par exemple par une coupure de courant dans la partie du réseau comportant la défaillance.
Alternativement, on peut prévoir un matériel de raccordement en outre en une zone de jonction d’une nouvelle partie du réseau.
Dans le mode de réalisation représenté à la , l’équipement à placer ou à remplacer est un matériel de raccordement de câble de distribution électrique. Le matériel de raccordement se situe à l’extrémité d’un câble de distribution électrique (100). Ce matériel de raccordement comporte un raccord (103), une âme (104), un isolant entourant l’âme (102) et un écran métallique (105) de continuité d’écran. L’écran métallique (105) du matériel de raccordement est raccordé à l’écran métallique, non représenté, du câble (100). Cet écran métallique (105) permet notamment de limiter les surintensités. En outre, le matériel de raccordement comporte une enveloppe de protection externe (101), étanche à l’eau, notamment pour assurer une étanchéité en milieu humide par exemple suivant la norme IP67.
Un module à capteurs ((106), (107)) est intégré au matériel de raccordement. Le matériel de raccordement est alors équipé d’un capteur d’intensité de courant (107) transmis par le matériel de raccordement et de capteurs (106) aptes à mesurer au moins un degré d’hygrométrie dans un environnement de l’équipement et une température courante du matériel de raccordement.
Un module à capteurs ((106), (107)) est intégré au matériel de raccordement. Le matériel de raccordement est alors équipé d’un capteur d’intensité de courant (107) transmis par le matériel de raccordement et de capteurs (106) aptes à mesurer au moins un degré d’hygrométrie dans un environnement de l’équipement et une température courante du matériel de raccordement.
Selon un mode de réalisation, les capteurs (106) et (107) sont reliés à un module de communication de données (109) de mesures réalisées par les capteurs. Ce module de communication de données (109) est souterrain et peut par exemple être relié aux capteurs (106) et (107) par une connexion filaire (108). Dans ce cas, les données sont transmises à la manière d’un courant porteur en ligne.
Le module de communication (109) peut par exemple comprendre un module d’alimentation (ALIM1), un processeur (PROC1), une mémoire (MEM1) et une interface de communication (COM1). Le module d’alimentation (ALIM1) assure l’alimentation du module à capteurs ((106), (107)) et du module de communication (109). Le processeur (PROC1) peut traiter des données incluant les données issues des capteurs. La mémoire (MEM1) peut par exemple enregistrer répétitivement ces données, en vue d’une analyse des données stockées dans la mémoire notamment en cas de défaillance de l’interface de de communication (COM1). Des instructions peuvent également être stockées dans la mémoire (MEM1) pour assurer la collecte et la communication des données de mesures. Ces instructions peuvent définir en outre par exemple la périodicité des mesures effectuées par le module à capteurs ((106), (107)). Ces instructions sont lues dans la mémoire (MEM1) et exécutées par le processeur (PROC1). Dans un mode de réalisation particulier, le module de communication (109) peut être connecté à un module de réception hors-sol par l’intermédiaire de l’interface de communication (COM1). Le module de réception hors-sol peut permettre la communication entre le module de communication (109) et une entité d’exploitation (110).
Les données mesurées par le module à capteurs (106,107) peuvent alors être transmises à l’entité d’exploitation (110). En outre, l’entité d’exploitation (110) peut ainsi communiquer des configurations au module de communication (109) par l’intermédiaire de l’interface de communication (COM1) comme par exemple, la période de mesure des capteurs ((106), (107)).
Les données mesurées par le module à capteurs (106,107) peuvent alors être transmises à l’entité d’exploitation (110). En outre, l’entité d’exploitation (110) peut ainsi communiquer des configurations au module de communication (109) par l’intermédiaire de l’interface de communication (COM1) comme par exemple, la période de mesure des capteurs ((106), (107)).
Dans une réalisation, le capteur d’intensité (107) peut être de type bobine de Rogowski. La bobine de Rogowski est alors positionnée autour de l’écran métallique (105). Alternativement, le capteur d’intensité (107) peut être de type transformateur de courant à noyau ferromagnétique notamment.
Selon le mode de réalisation, les mesures d’hygrométrie et de température peuvent être réalisées par un seul capteur hybride (106) ou par deux capteurs indépendants.
Concernant la mesure d’hygrométrie, on peut choisir un capteur avec une précision supérieure à 5% d’humidité relative pour augmenter la fiabilité de la mesure d’hygrométrie.
Concernant la mesure d’hygrométrie, on peut choisir un capteur avec une précision supérieure à 5% d’humidité relative pour augmenter la fiabilité de la mesure d’hygrométrie.
D’autres capteurs peuvent être intégrés au module à capteurs mesurant par exemple un champ magnétique, une tension sans contact, une présence de gaz ou encore une pression.
Dans une réalisation, les capteurs (106) et (107) peuvent effectuer plusieurs mesures successives à chaque prise de mesure. Par exemple, une mesure est réalisée toutes les cinq minutes. Ces mesures sont stockées par la mémoire (MEM1) et un traitement de données peut être effectué par le processeur (PROC1). Ce traitement peut consister à calculer la valeur moyenne des valeurs obtenues successivement en écartant les mesures dont les valeurs se situent à plus d’un écart-type de la moyenne obtenue en excluant ces mesures.
Dans une réalisation, les capteurs (106) et (107) peuvent effectuer les mesures de façon périodique. Des valeurs typiques de période sont par exemple une heure, six heures et vingt-quatre heures. Dans des cas de surveillance accrue, une périodicité plus rapide peut être configurée, comme par exemple une prise de mesure toutes les dix minutes. Les cas de surveillance accrue sont par exemple lorsque l’on suspecte l’apparition d’un défaut sur l’équipement ou qu’une réparation de l’équipement vient d’être effectuée.
Les données issues des capteurs ((106), (107)) peuvent notamment restituer les mesures sous forme numérique, par exemple via un bus I2C, ou sous forme analogique, par exemple sous forme de tension.
Dans le cas de mesures sous forme analogique, un convertisseur analogique-numérique est inclus dans le processeur (PROC1). Par exemple, la conversion s’effectue avec un convertisseur analogique-numérique sur dix ou douze bits.
De plus, des corrections des mesures peuvent être implémentées dans le processeur (PROC1). Par exemple, le capteur de température (106) est positionné au niveau de l’écran métallique (105) car il ne peut pas être mis en contact direct avec le raccord de câble (103) pour respecter des contraintes de l’isolation galvanique. Le processeur (PROC1) peut appliquer des corrections basées sur des modèles linéaires ou des modèles non-linéaires en fonction de la précision requise afin de connaître la température au sein de l’âme (104).
Le modèle linéaire appliqué pour la correction peut s’écrire :
Tconduct= (1 +Δequip)Ttresse(1)
où Tconductest la température courante du conducteur à déterminer, Ttressela température mesurée par le capteur au niveau de l’écran métallique (105) et Δequipest un coefficient propre à chacun des types d’équipement. Une valeur par défaut de Δequippeut être fixée à Δequip = 0.3.
Dans le cas de mesures sous forme analogique, un convertisseur analogique-numérique est inclus dans le processeur (PROC1). Par exemple, la conversion s’effectue avec un convertisseur analogique-numérique sur dix ou douze bits.
De plus, des corrections des mesures peuvent être implémentées dans le processeur (PROC1). Par exemple, le capteur de température (106) est positionné au niveau de l’écran métallique (105) car il ne peut pas être mis en contact direct avec le raccord de câble (103) pour respecter des contraintes de l’isolation galvanique. Le processeur (PROC1) peut appliquer des corrections basées sur des modèles linéaires ou des modèles non-linéaires en fonction de la précision requise afin de connaître la température au sein de l’âme (104).
Le modèle linéaire appliqué pour la correction peut s’écrire :
Tconduct= (1 +Δequip)Ttresse(1)
où Tconductest la température courante du conducteur à déterminer, Ttressela température mesurée par le capteur au niveau de l’écran métallique (105) et Δequipest un coefficient propre à chacun des types d’équipement. Une valeur par défaut de Δequippeut être fixée à Δequip = 0.3.
Dans les cas de surveillance accrue précédemment évoqués, avec par exemple une prise de mesures toutes les dix minutes, les mesures sont regroupées par paquets au sein de la mémoire (MEM1) du module de communication de données (109) et sont envoyées au module de réception hors-sol sur instruction du processeur (PROC1) et via l’interface de communication (COM1) selon une période de transmission donnée, par exemple une heure.
Selon une autre réalisation, les données de mesure sont stockées au sein de la mémoire (MEM1) et transmises sur instruction du processeur (PROC1) et via l’interface de communication (COM1) au module de réception hors-sol uniquement sur dépassement d’un seuil prédéfini (par exemple de température ou autres comme illustré sur la ).
On peut noter que dans le cas d’un courant triphasé, chaque phase peut être munie d’un équipement différent et par suite de capteurs (106) et (107). Dans le mode de réalisation où chaque phase est munie des capteurs (106) et (107), on obtient trois groupes de mesures pour un même équipement, chacun des groupes de mesure incluant au moins les données d’intensité de courant, d’hygrométrie et de température. Tous les capteurs d’un même équipement peuvent être reliés à un même module de communication de données (109).
Selon une réalisation, afin de pallier un possible dysfonctionnement du processeur (PROC1), un chien de garde système est implémenté. En cas de défaillance, matérielle ou logicielle, ledit chien de garde effectue un redémarrage du système pour retrouver un état stable et fonctionnel de l’ensemble du module à capteurs ((106), (107)) et du module de communication (109).
Le module d’alimentation (ALIM1) peut comporter une alimentation principale et une pile de secours. Dans le cas où le capteur de courant (107) est une bobine de Rogowski, l’alimentation principale peut être assurée par une batterie rechargeable ou une super capacité. Dans ce cas, la bobine de Rogowski est configurée pour capter en outre l’énergie du champ magnétique de l’équipement. Cette énergie peut être redistribuée à l’alimentation principale via la connexion filaire (108).
La pile de secours peut être activée lorsque l’énergie emmagasinée par l’alimentation principale est insuffisante pour assurer l’alimentation des capteurs ((106), (107)) et du module de communication (109). Un commutateur peut permettre l’activation de la pile lorsque le niveau d’énergie de l’alimentation principale passe sous un seuil critique.
La pile de secours peut être activée lorsque l’énergie emmagasinée par l’alimentation principale est insuffisante pour assurer l’alimentation des capteurs ((106), (107)) et du module de communication (109). Un commutateur peut permettre l’activation de la pile lorsque le niveau d’énergie de l’alimentation principale passe sous un seuil critique.
Dans un mode de réalisation, un mode basse consommation est mis en œuvre pour préserver le module d’alimentation (ALIM1). Dans ce mode de fonctionnement, un programme exécuté par le processeur (PROC1) coupe l’alimentation des capteurs de mesures (106) et (107) et du module de communication (109) entre les périodes de mesures et de transmission de mesures.
Les données mesurées par les capteurs (106) et (107) permettent de rechercher une règle de corrélation entre une augmentation de température d’une part, et un degré d’hygrométrie et une intensité du courant, d’autre part, à l’endroit où les capteurs (106) et (107) ont été installés, pour déterminer un risque de future défaillance d’au moins un équipement d’une partie du réseau comportant les capteurs (106) et (107). En d’autres termes, à partir des données mesurées par les capteurs (106) et (107), il est possible d’anticiper les futures défaillances de la branche du réseau de distribution d’électricité comportant lesdits capteurs. D’une manière générale, prises individuellement, la connaissance de la température de l’équipement permet de détecter un échauffement de l’équipement symptomatique d’une future défaillance, celle du degré d’hygrométrie permet de détecter une rupture de l’étanchéité de l’équipement et celle de l’intensité permet d’anticiper les courts-circuits. Par exemple, la représente une règle de corrélation possible liant la température courante de l’équipement et l’intensité de courant transmis par l’équipement. Trois zones de fonctionnement sont distinguables : une zone de fonctionnement normale (Norm), une zone de fonctionnement de détection d’apparition de défaillance (Alarm) et une zone de défaillance constatée (Def). Par ailleurs, le degré d’hygrométrie peut aussi être pris en considération pour la détermination des corrélations. On remarque notamment que lorsque le degré d’hygrométrie augmente, la rampe des données est plus raide, et l’équipement présente un risque plus important de se situer dans une zone de détection d’apparition de défaillance (Alarm) ou de défaillance constatée (Def).
Ainsi, l’étanchéité du matériel de raccordement est un paramètre important à contrôler. Pour assurer l’étanchéité du module à capteurs malgré son implantation dans le matériel de raccordement, avantageusement, dans une réalisation particulière illustrée à la , les capteurs (106) et (107) sont intégrés sous la protection externe (101) du matériel de raccordement. Dans ce mode de réalisation particulier, les capteurs (106) et (107) et les cordons de mesure (108) sont ici enveloppés en outre dans des isolants thermiques. Dans le cas de capteurs à semi-conducteurs, des matériaux durcis résistant à des températures extrêmes peuvent être utilisés, exploitant par exemple la technologie HARDSIL de Vorago Tech. ®.
Une liaison filaire peut permettre de relier chacun des capteurs au module de communication (109) situé par exemple en dehors du matériel de raccordement de câble. La liaison peut notamment être réalisée par un cordon de mesures (108) torsadé. Afin de garantir l’étanchéité à l’eau de l’ensemble formé par le matériel de raccordement et le module de communication (109), un scellé d’étanchéité (31) protège le point de sortie des liaisons filaires au niveau de la protection externe du matériel de raccordement (101). Chacune des liaisons filaires peut avoir un point de sortie à un endroit différent impliquant trois scellés d’étanchéité (31) ou celles-ci peuvent toutes sortir à un même endroit, comme illustré à la . Du côté de la connexion au module de communication (109), la liaison filaire (108) se termine par un connecteur étanche (33). Le module de communication (109) est lui aussi étanche à l’eau, par exemple on peut choisir un module de communication avec une enveloppe ayant un indice de protection IP67.
Le plus souvent, les équipements sont enfouis à une profondeur (H) comprise entre 60 cm et 1 m. Le module de communication (109) se trouve préférentiellement au-dessus de l’équipement, c’est-à-dire à une profondeur moins importante que la profondeur (H) ou en d’autres termes, plus proche de la surface du sol. Dans un mode de réalisation particulier, on peut prévoir une gaine de protection supplémentaire afin de fixer le dispositif de connexion étanche composé du scellé d’étanchéité (31), de la liaison filaire (108) et du connecteur étanche (33) à l’équipement.
Dans un autre mode de réalisation, le module de communication (109) peut être positionné directement sous la protection externe (101) du matériel de raccordement de câble. Dans cette configuration, le module de communication (109) est positionné le long du câble (100), et peut comporter une ou plusieurs antennes radiofréquences comme présenté ci-après en référence à la .
Comme illustré à la , le module de communication (109) est connecté à l’entité d’exploitation des données de mesures (110).
Dans une réalisation particulière présentée à la , le module de communication (109) est un module de radiocommunication utilisant au moins une antenne planaire (41). Une antenne planaire (41) peut être constituée de plusieurs antennes simples. Par sa forme plate et sa souplesse, l’antenne planaire (41) peut être placée autour du câble (100) et/ou de la protection externe (101) du matériel de raccordement, selon différents profils arrondis
Selon une variante, les antennes planaires sont directement intégrées sous la protection externe (101) du matériel de raccordement.
Dans une réalisation particulière présentée à la
Selon une variante, les antennes planaires sont directement intégrées sous la protection externe (101) du matériel de raccordement.
Selon d’autres réalisations, les antennes planaires sont placées sur un grillage avertisseur, dont l’installation permet habituellement de repérer les réseaux d’électricité, ou encore dans une dalle en béton posée au-dessus de l’équipement. Ces trois variantes peuvent être réalisées indépendamment ou en combinaison.
Dans tous les cas, l’antenne planaire (41) peut être disposée de façon choisie et pilotée par un signal d’alimentation réglé pour obtenir un diagramme de rayonnement présentant une pluralité de lobes dont un lobe principal (Lp) et des lobes secondaires (Ls), comme illustré à la . Le lobe principal (Lp) est orienté vers la surface du sol pour transmettre les données au module de réception. La formation du diagramme de rayonnement peut être réalisée dynamiquement lors de l’installation du module de communication in situ, en réglant les signaux (et leur phase) d’alimentation d’antenne via un algorithme auto-adaptatif qui optimise la forme dudit diagramme de rayonnement.
L’algorithme auto-adaptatif peut par exemple exploiter les interférences entre les phases des différents signaux d’antennes situées au sein de l’antenne planaire (41) afin de maximiser l’énergie du lobe principal (L p ) et d’optimiser son orientation.
Dans tous les cas, l’antenne planaire (41) peut être disposée de façon choisie et pilotée par un signal d’alimentation réglé pour obtenir un diagramme de rayonnement présentant une pluralité de lobes dont un lobe principal (Lp) et des lobes secondaires (Ls), comme illustré à la
L’algorithme auto-adaptatif peut par exemple exploiter les interférences entre les phases des différents signaux d’antennes situées au sein de l’antenne planaire (41) afin de maximiser l’énergie du lobe principal (L p ) et d’optimiser son orientation.
Les technologies de radiocommunication utilisées pour la transmission des données via l’antenne planaire (41) peuvent par exemple inclure des protocoles de communication longue portée tels que LPWAN (famille de technologies), LoRa et LoRaWAN notamment lorsque le module de communication hors-sol est distant (dans le cas typiquement où l’on prévoit un seul module hors-sol pour plusieurs raccords). Ensuite le module de communication hors-sol peut communiquer avec l’entité de traitement précitée des données par exemple via un réseau étendu (en communication GSM ou cellulaire).
Dans un autre mode de réalisation, on peut aussi envisager de raccorder le module de communication (109) à une antenne placée dans le sol à une profondeur moins importante que la profondeur du module de communication (109) par l’intermédiaire par exemple, d’un câble coaxial blindé. La transmission de données peut alors se faire selon une technique de télécommunication comme par exemple un protocole de courants porteurs en ligne, une fibre optique ou une paire torsadée.
Il est à noter qu’un mode de transmission hybride peut être mis en œuvre. Il peut arriver par exemple, en cas de conditions de transmission peu favorables, que le signal radiofréquence transmettant les données subisse une atténuation importante et ne parvienne pas au module de réception hors-sol. Dans ce cas, une transmission filaire peut permettre de raccorder un module de communication vers un second module de communication pouvant transmettre les données par radiocommunication. Avantageusement, ici, on peut utiliser la présence d’un conducteur qui n’est pas l’âme elle-même du câble (qui véhicule déjà des données par courants porteurs en ligne), et ce conducteur peut être constitué par l’écran métallique (105) située sous la protection externe (101) de l’équipement souterrain. Ainsi, le module de communication peut être en contact avec l’écran métallique et appliquer des impulsions électriques d’intensité choisie pour véhiculer les données de mesures d’un matériel de raccordement à un autre (qui disposerait d’une antenne de communication radiofréquence).
Comme schématisé à la , le réseau de distribution d’électricité peut être arborescent. Le réseau de distribution d’électricité peut aussi être linéaire, dans le cas de distribution poste à poste, ou en boucle.
Dans l’exemple de la , plusieurs parties, symbolisées en gras, d’un réseau de distribution d’électricité comprenant une pluralité d’équipements souterrains peuvent être équipées au sens de la présente description. Ces parties du réseau équipées comportent chacune en particulier un module à capteurs et un module de communication de données (109) mesurées par les capteurs. Ces modules de communication peuvent être reliés par des écrans métalliques sous terre par exemple, avec quelques modules de communication radiofréquences qui collectent et véhiculent toutes les données de mesures à l’entité de traitement (110) par l’intermédiaire de modules de réception hors-sol (51).
Dans l’exemple de la
L’entité de traitement (110) comporte une interface de communication (COM 2), un processeur (PROC 2) et une mémoire (MEM 2). Le module de communication (COM2) reçoit les données de modules de réception hors-sol (51). Le processeur (PROC2) lit et exécute les instructions d’un programme informatique stockées dans la mémoire (MEM2). Ce programme informatique contient les instructions pour exécuter le traitement des données et en outre des données d’installation des modules à capteurs en correspondance de données de la topologie de ce réseau.
Ainsi, l’état du réseau est connu dans les différentes parties du réseau équipées. En outre, on peut par exemple déduire l’état d’une partie du réseau non équipée qui se situe entre des nœuds voisins équipés du réseau. Selon une réalisation possible, les données mesurées en différents points du réseau sont transmises à un même module de réception hors-sol (51).
Ainsi, l’état du réseau est connu dans les différentes parties du réseau équipées. En outre, on peut par exemple déduire l’état d’une partie du réseau non équipée qui se situe entre des nœuds voisins équipés du réseau. Selon une réalisation possible, les données mesurées en différents points du réseau sont transmises à un même module de réception hors-sol (51).
Le plus souvent, les instructions de traitement des données sont basées sur des méthodes statistiques incluant des données issues des capteurs sur court, moyen et long terme. Le procédé de traitement de données donne une estimation de l’état des équipements en chacune des branches équipées du réseau, à partir de règles de corrélation entre au moins une augmentation de température d’une part, et un degré d’hygrométrie et une intensité du courant, d’autre part. En plus des données issues des capteurs, le procédé de traitement de données peut notamment exploiter des données météorologiques, incluant par exemple la température ambiante ou la pluviométrie, propres à chacune des parties du réseau. Dans le cas de la température ambiante, on utilise par exemple une moyenne pondérée des températures mesurées au niveau de l’équipement au cours des précédents jours, typiquement les trois derniers jours.
Selon un mode de réalisation particulier, on estime chaque jour l’état des équipements en chacune des parties équipées du réseau. On historise ensuite les données sur l’ensemble de la durée d’exploitation de l’équipement. En fonction de l’évolution de ces données, on peut rechercher une règle de corrélation symptomatique d’un risque de future défaillance d’au moins un équipement d’une branche du réseau. Cet algorithme de traitement de données peut être notamment enrichi en pondérant les mesures effectuées sur l’ensemble des équipements d’une même partie du réseau ou d’une même phase.
Selon un autre mode de réalisation possible, le procédé de traitement de données consiste à alimenter une base de données d’apprentissage avec des données comportant au moins les données mesurées par le module à capteurs sur des équipements du réseau en fonctionnement normal, et sur des équipements du réseau avant une situation de défaillance constatée, et à mettre en œuvre une intelligence artificielle pour tirer de la base de données au moins une règle de corrélation symptomatique d’un risque de future défaillance d’au moins un équipement d’une partie du réseau. Par exemple, l’intelligence artificielle peut être une machine à vecteurs de support ou un réseau de neurones.
La résume un exemple de mise en œuvre des étapes du procédé de maintenance d’un réseau de distribution d’électricité. Dans une première étape (S10), on détecte une défaillance d’un équipement souterrain du réseau. La défaillance est par exemple détectée lorsque les moyens de protection du réseau donnent l’ordre au disjoncteur d’ouvrir le circuit pour éliminer un court-circuit ou lorsque les usagers ne sont plus alimentés en électricité. On procède alors une réparation de l’équipement dans une seconde étape (S11). Cette étape de réparation (S11) peut consister généralement à installer de nouveaux équipements (par exemple une rallonge de câble avec en chacune des extrémités de la rallonge, un matériel de raccordement de câble le cas où l’équipement est un câble). Avantageusement, un module à capteurs est installé à l’endroit de la défaillance dans une troisième étape (S12). Ce module inclut des capteurs aptes à mesurer au moins une intensité de courant transmis par l’équipement, un degré d’hygrométrie dans un environnement de l’équipement et une température courante de l’équipement. A l’issue de l’étape d’installation du capteur (S12), une donnée d’installation est récupérée dans une étape (S13). Cette donnée d’installation peut par exemple inclure les coordonnées du capteur, la date d’installation ou les références de l’équipement. L’installation d’un capteur à l’étape (S12) active une étape (S14) de mise à jour des données de topologie du réseau qui prend en compte les données de topologie obtenues à l’étape (S13). Une fois la nouvelle topologie du réseau connue grâce à l’étape (S14), les données sont mesurées aux différentes localisations et assignées à la partie du réseau correspondant grâces aux données de topologie lors de l’étape (S15). De là, à l’étape (S16), l’état du réseau peut être déterminé à partir de méthodes statistiques ou d’apprentissage automatique par exemple. Si l’état du réseau ne présente pas de signe symptomatique d’une future défaillance (flèche « KO » en sortie du test (S17)), alors on continue la surveillance via l’acquisition des données issues des capteurs à l’étape (S15). Dans le cas d’une détection d’une future défaillance (flèche « OK » en sortie du test (S17)), une intervention préventive est planifiée à l’étape (S18). L’intervention préventive peut par exemple comporter une diminution du courant dans la partie du réseau pour laquelle la défaillance a été détectée. En fonction de la gravité de la défaillance constatée, l’intervention préventive peut nécessiter une intervention humaine et une installation de nouveaux capteurs dans une partie du réseau jusqu’alors non équipée de capteur (flèche « OK » en sortie du test (S19)). Sinon (flèche « KO » en sortie du test (S19)), la surveillance du réseau est perpétuée.
La présente description ne se limite pas aux exemples décrits ci-avant, seulement à titre d’exemple, mais elle englobe des variantes.
Ainsi par exemple, on a illustré notamment sur la la disposition d’un module à capteurs au sens de la présente description dans un module de raccordement linéaire entre deux portions de câble à titre d’exemple explicatif. Néanmoins, une telle disposition peut être prévue également dans tout autre type d’équipement, par exemple dans une jonction de branches en Y, ou autres.
Claims (19)
- Procédé de maintenance d’un réseau de distribution d’électricité, le réseau comprenant une pluralité d’équipements souterrains, dans lequel :
- en cas de défaillance constatée sur un équipement du réseau; accéder à l’équipement sous terre, et installer un module à capteurs apte à mesurer au moins :
- une intensité de courant transmis par l’équipement,
- un degré d’hygrométrie dans l’équipement, et
- une température courante de l’équipement,
- mesurer progressivement au gré d’installations de modules à capteurs du type précité, au moins une intensité de courant, un degré d’hygrométrie et une température en différentes parties du réseau, identifiées en fonction desdites données de topologie,
- rechercher une règle de corrélation entre une augmentation de température d’une part, et un degré d’hygrométrie et une intensité du courant, d’autre part, en au moins une partie du réseau, pour déterminer un risque de future défaillance d’au moins un équipement de ladite partie.
- en cas de défaillance constatée sur un équipement du réseau; accéder à l’équipement sous terre, et installer un module à capteurs apte à mesurer au moins :
- Procédé selon la revendication 1, dans lequel le module à capteurs est relié à un module de communication de données de mesures réalisées par les capteurs, le module de communication étant sous terre, et connecté en outre à un module de réception hors sol, pour transmettre les données de mesures à une entité d’exploitation desdites données de mesures.
- Procédé selon la revendication 2, dans lequel l’équipement défaillant est un matériel de raccordement de câble comportant un raccord, une âme et au moins un écran métallique de protection entourant l’isolation de l’âme, et dans lequel le module de communication de données est filaire et connecté à l’écran métallique pour transmettre les données par impulsion de courant.
- Procédé selon la revendication 2, dans lequel le module de communication de données est un module de radiocommunication utilisant au moins une antenne planaire disposée de façon choisie et pilotée par un signal d’alimentation réglé pour obtenir un diagramme de rayonnement présentant une pluralité de lobes dont un lobe principal d’énergie maximale, ledit lobe principal étant orienté vers la surface du sol, pour transmettre les données au module de réception.
- Procédé selon l’une des revendications 2 à 4, dans lequel le module à capteurs est relié à une mémoire de stockage pour enregistrer répétitivement des données mesurées, en vue d’une analyse des données stockées dans la mémoire notamment en cas de défaillance du module de communication.
- Procédé selon l’une des revendications précédentes, comprenant en outre un relevé de données météorologiques comportant au moins des données d’hygrométrie en chaque partie du réseau pour déterminer ladite règle de corrélation.
- Procédé selon l’une des revendications précédentes, dans lequel les données sont transmises par le module de communication au module de réception de manière périodique.
- Procédé selon l’une des revendications précédentes, comportant une planification d’intervention préventive dans une partie du réseau si au moins un paramètre mesuré parmi l’intensité, le degré d’hygrométrie et la température, pour ladite partie du réseau, dépasse un seuil critique prédéfini.
- Procédé selon la revendication 8, dans lequel l’intervention préventive comporte au moins une diminution du courant dans la partie du réseau pour laquelle au moins un des paramètres mesurés dépasse le seuil critique prédéfini.
- Procédé selon l’une des revendications précédentes, dans lequel :
- on alimente une base de données d’apprentissage avec des données comportant au moins des données mesurées par le module à capteurs sur des équipements du réseau en fonctionnement normal, et sur des équipements du réseau avant une situation de défaillance constatée,
- on met en œuvre une intelligence artificielle pour tirer de la base de données au moins ladite règle de corrélation symptomatique d’un risque de future défaillance d’au moins un équipement d’une partie du réseau. - Procédé selon l’une des revendications précédentes dans lequel le module à capteurs comporte un capteur d’intensité de type bobine de Rogowski.
- Procédé selon l’une des revendications précédentes, dans lequel des capteurs du module à capteurs sont intégrés sous une enveloppe de protection externe de l’équipement.
- Procédé selon la revendication précédente, dans lequel les capteurs sont en outre enveloppés dans des isolants thermiques.
- Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel, en outre dans le cas d’un déploiement d’un nouvel équipement du réseau, on installe le module à capteurs dans le nouvel équipement déployé.
- Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel l’équipement défaillant est un câble, et le procédé comporte une étape d’implantation du module à capteurs dans au moins un matériel de raccordement de câble.
- Programme informatique comportant des instructions pour la mise en œuvre des étapes :
- enregistrer une donnée d’installation d’un module à capteurs parmi des données d’une topologie du réseau,
- collecter progressivement au gré d’installations de modules à capteurs du type précité, au moins une intensité de courant, un degré d’hygrométrie et une température mesurés en différentes parties du réseau, identifiées en fonction desdites données de topologie,
- rechercher une règle de corrélation entre une augmentation de température d’une part, et un degré d’hygrométrie et une intensité du courant, d’autre part, en au moins une partie du réseau, pour déterminer un risque de future défaillance d’au moins un équipement de ladite partie,
dans un procédé selon l’une des revendications précédentes, lorsque lesdites instructions sont exécutées par un processeur d’un circuit de traitement. - Unité de traitement de données de mesures d’intensité de courant, de température et de degré d’hygrométrie reçues d’un module à capteurs pour la mise en œuvre des étapes :
- enregistrer une donnée d’installation d’un module à capteurs parmi des données d’une topologie du réseau,
- collecter progressivement au gré d’installations de modules à capteurs du type précité, au moins une intensité de courant, un degré d’hygrométrie et une température mesurées en différentes parties du réseau, identifiées en fonction desdites données de topologie,
- rechercher une règle de corrélation entre une augmentation de température d’une part, et un degré d’hygrométrie et une intensité du courant, d’autre part, en au moins une partie du réseau, pour déterminer un risque de future défaillance d’au moins un équipement de ladite partie,
dans un procédé selon l’une des revendications 1 à 15. - Module à capteurs pour la mise en œuvre d’un procédé selon l’une des revendications 1 à 15.
- Matériel de raccordement de câble souterrain d’un réseau de distribution d’électricité comportant un module à capteurs pour la mise en œuvre du procédé selon la revendication 15.
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR2013583A FR3118186B1 (fr) | 2020-12-17 | 2020-12-17 | Procédé de maintenance d’un réseau de distribution d’électricité |
| PCT/EP2021/086289 WO2022129396A1 (fr) | 2020-12-17 | 2021-12-16 | Procédé de maintenance d'un réseau de distribution d'électricité |
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR2013583 | 2020-12-17 | ||
| FR2013583A FR3118186B1 (fr) | 2020-12-17 | 2020-12-17 | Procédé de maintenance d’un réseau de distribution d’électricité |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| FR3118186A1 true FR3118186A1 (fr) | 2022-06-24 |
| FR3118186B1 FR3118186B1 (fr) | 2022-12-30 |
Family
ID=74592243
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| FR2013583A Active FR3118186B1 (fr) | 2020-12-17 | 2020-12-17 | Procédé de maintenance d’un réseau de distribution d’électricité |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| FR (1) | FR3118186B1 (fr) |
| WO (1) | WO2022129396A1 (fr) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN116577698B (zh) * | 2023-07-06 | 2023-12-15 | 中铁第四勘察设计院集团有限公司 | 一种基于电磁场分布的变电所接地故障监测方法 |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| ES2577881A1 (es) * | 2015-01-16 | 2016-07-19 | Universidad De Sevilla | Sistema inalámbrico distribuido y procedimiento para la clasificación y localización de faltas en una red de distribución eléctrica subterránea |
| CN108957249A (zh) * | 2018-10-15 | 2018-12-07 | 云南电网有限责任公司临沧供电局 | 一种基于电力gis的配网故障定位系统及方法 |
-
2020
- 2020-12-17 FR FR2013583A patent/FR3118186B1/fr active Active
-
2021
- 2021-12-16 WO PCT/EP2021/086289 patent/WO2022129396A1/fr active Application Filing
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| ES2577881A1 (es) * | 2015-01-16 | 2016-07-19 | Universidad De Sevilla | Sistema inalámbrico distribuido y procedimiento para la clasificación y localización de faltas en una red de distribución eléctrica subterránea |
| CN108957249A (zh) * | 2018-10-15 | 2018-12-07 | 云南电网有限责任公司临沧供电局 | 一种基于电力gis的配网故障定位系统及方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2022129396A1 (fr) | 2022-06-23 |
| FR3118186B1 (fr) | 2022-12-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9276399B2 (en) | Method and system for monitoring a cable system of an electric power transmission system | |
| CN112036449A (zh) | 基于智能电缆的故障分析决策平台及故障分析方法 | |
| CA2805793C (fr) | Appareil et procede de surveillance d'un systeme de transmission d'energie electrique par l'intermediaire d'une analyse de decharges partielles | |
| EP2637071B1 (fr) | Procédé et dispositif de maintenance d'une installation électrique | |
| WO2014147056A1 (fr) | Dispositif de protection de reseaux electriques | |
| CN112202493A (zh) | 通信线路的故障检测方法、装置及系统 | |
| Fontana et al. | Sensor network for monitoring the state of pollution of high-voltage insulators via satellite | |
| DK2636894T3 (en) | Offshore wind power SYSTEM | |
| WO2022129396A1 (fr) | Procédé de maintenance d'un réseau de distribution d'électricité | |
| US11735914B2 (en) | Methods for electrical power-transfer systems | |
| CN116930675A (zh) | 一种基于das目标感知技术电缆线路防破坏监控系统及方法 | |
| EP0813068A1 (fr) | Dispositif pour détecter et localiser des anomalies de la protection électromagnétique d'un système | |
| FR2997508A1 (fr) | Harnais et cable comportant une pluralite de capteurs elementaires et procede de surveillance d'un cable et d'un harnais | |
| US20230341473A1 (en) | A method for monitoring an electrical power transmission system and an associated device | |
| US10962608B1 (en) | High-impedance fault detection using wireless current transformers | |
| CN109959830B (zh) | 防雷器监控装置及监控方法 | |
| EP2897241A1 (fr) | Ligne électrique à haute tension enterrée | |
| Hokazono et al. | Development of Predictive Fault Detection and Cause Estimation with Sensor-Equipped Sectionalizers in Advanced Distribution Automation System | |
| Walton | Detecting and locating MV failure before it occurs. Experience with live line partial discharge detection on underground paper insulated 11 kV cables in London | |
| Stone et al. | Development of automatic, continuous partial discharge monitoring systems to detect motor and generator partial discharges | |
| FR2997507A1 (fr) | Systeme et procede de surveillance d'un reseau maille de retour de courant d'un aeronef | |
| US6657436B1 (en) | Sheath monitoring technique | |
| FR2943852A1 (fr) | Detecteur d'ombre | |
| FR3099589A1 (fr) | capteur intelligent autonome de mesure de données physiques d’un milieu comportant au moins un géophone | |
| EP4270023A1 (fr) | Dispositif de surveillance du fonctionnement de câbles électriques dans un réseau maillé |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 2 |
|
| PLSC | Publication of the preliminary search report |
Effective date: 20220624 |
|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 3 |
|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 4 |