Transport et distribution de l’énergie électrique Source : IEEE standard for calculating the current-temperature of bare overhead conductors IEEE Std 738-2006 C p => Calcul court-circuit

Transport et distribution de l’énergie électrique

Dimensionnement de conducteur Calcul d’ampacité (temps réel et prévisions)

30 oct 2013, Liège

NGUYEN Huu-Minh Transport et Distribution de l’Énergie Électrique,

Institut Montefiore, Université de Liège, Belgique.

TDEE 2013 2

n  Critères de dimensionnement des lignes q  Critères sur le conducteur q  Supports q  Poids équivalent q  Portée critique q  Flèche maximale q  Autres calculs

n  Ampacité

Plan général

TDEE 2013 3

I) 4 critères sur les conducteurs (6.2.1) :

n  Courant nominal :

n  Courant de court-circuit

n  Chute de tension

n  Économique

II) Les supports (6.2.2)

Critères de dimensionnement des lignes (réf. TP 6.2)

Ampacité Physique du conducteur

TDEE 2009 4

n  Relation température – flèche du conducteur pour une portée de niveau (typiquement Δh/L < 0.1)

avec

s = longueur du conducteur L = distance entre ancrages (longueur de la portée)

⇒  en développant le cosh, on a : flèche = L²/8P ⇒  Développements limités justifiés, puisque L ~ 400m, P~1500 à 2000m

y = Pcosh xP!

"#

$

%&

ds = 1+ y '2 dx

'

()

*)⇒ s = L + L3

24P2+P*O(L5 / P5 )

pT

mgTP ==


TDEE 2009 5

n  Relation température – flèche du conducteur

pour une portée de niveau: avec

La différence de longueur d’arc entre 2 états s2-s1 est la somme algébrique de :

Il vient : formule de changement d’état à il existe une relation univoque flèche-température de conducteur

2

3

24PLLs +=

pT

mgTP ==

TDEE 2013 6

III) Poids équivalent (ou apparent) (6.2.3) :

Force de traînée du vent sur le conducteur par unité de longueur [N/m] :

F = CD . q . d [N/m] pour altitude = 0m à 20°C

CD peut être réduit à 0.6 Calcul du POIDS APPARENT pour pour conducteurs aero-Z

=> H1 (hypothèse été) => H2 (hypothèse hiver)


3 conditions à respecter : T_max, f_max, θ_max

TDEE 2013 7

IV) Portée critique (6.2.4) (H1 et H2): condition sur T_max


On compare la portée P à la portée critique P_c Si P < P_c ou P_c imaginaire=> hypothèse grand froid (portées courtes) Si P > P_c => hypothèse grand vent (portées longues) Une fois l’hypothèse choisie, => On utilise l’hypothèse ad hoc en injectant T_max, d’où trouve la constante de l’équation de changement d’état = a

TDEE 2013 8

V) Calcul de l’effort pour H3 condition sur f_max corresp. à (θ_max+ Δθ_fluage) :

à Flèche maximale (6.2.5) + garde au sol :

n  => on détermine la hauteur des pylônes

n  NB : pour un canton de pose, C’est la portée de réglage P_r (L_r dans la théorie) qu’on compare la portée à P_c (L_cr).

n  On remplace également P par P_r au point (V) ci-dessus, on obtient alors f_r(max) qui permet de calculer f_i(max) individuellement pour chaque portée i du canton de pose.


Δ Δ


TDEE 2009 9

n  Relation température – flèche du conducteur

pour un canton de pose (portées de niveau) : Il vient : formule de changement d’état pour un canton

avec lL→

TDEE 2013 10

VI) Autres calculs : longueur de la chaîne de suspension, géométrie

des pylônes et efforts en tête de pylône, coût des supports, effet couronne. (cf. notes, à passer ?)

Optimisation de l’usage des lignes existantes Après le dimensionnement à 75°C, on étudie les conditions pour

lesquelles on peut augmenter l’ampacité.


TDEE 2013 11

n  Définition n  Besoins actuels en transport d’énergie électrique n  Méthode n  Physique du conducteur et méthodes de calcul n  Résultats temps réel n  Apprentissage inductif

Ampacité Plan

TDEE 2013 12

n  CIGRE defines the current carrying capacity from a thermal viewpoint or ampacity as follow : “The ampacity of a conductor is that current which will meet the design, security and safety criteria of a particular line on which the conductor is used”.

CIGRÉ=Conseil International des Grands Réseaux Électriques (depuis 1921) Cigre, 2004, “Conductors for the uprating of overhead lines”, TB244, WGB2.12.

Ampacité Définition

TDEE 2013 13

DLR system : Ampacimon (ULg) Besoins

Opération avec un système DLR (Dynamic Line Rating) du type Ampacimon

Utilisation actuelle des lignes

(N-1)

(N-1)

TDEE 2013 14

module

module

plateforme

Prémoteur (calcul flèches)

Data BF

Data BF

Moteur Ampacité Moteur prédictif

Météo (vent, t_amb,…)

TSO (ELIA) Courant I

n  Chaîne de transmission complète

Mesures Ampacimon : algo de calcul de flèche

géomètres

Ampacité / Prévisions 1.Temps restant 2.Flèche / MVA disponible

DLR system : Ampacimon Méthode

Ampacité


TDEE 2009 15

n  Équation thermique du conducteur

])([1 2rcsc

p

c PPPITRmCdt

dT−−+=

0 20 40 60 80 100 120 140 160 18030

40

50

60

70

80

90

100

110

Time [min]

Aver

age

Tem

pera

ture

[°C]

Temperature vs. Time simulation [621 AMS]

0 20 40 60 80 100 120 140 160 1800

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

Curre

nt In

tens

ity [A

]


TDEE 2009 16

0 20 40 60 80 100 120 140 160 18030

40

50

60

70

80

90

100

110

Time [min]

Aver

age

Tem

pera

ture

[°C]

Temperature vs. Time simulation [621 AMS]

100 A --> 1500 A100 A --> 1000 A

n  Information utile au TSO pour assurer la sécurité de la ligne, typiquement cas N-1 (exemple : +60% de courant) : 1)  Valeur finale de température et de flèche [Belgique : Tc=75°C max.*] 2)  Temporisation

Security threshold

*défini par le RGIE : Règlement Général sur les Installations Électriques (Belgique, depuis 1981)


TDEE 2009 17


: capacité thermique massique (« chaleur massique ») [J.kg-1.K-1] = specific heat

])([1 2rcsc

p

c PPPITRmCdt

dT−−+=

Matériau Capacité thermique massique [J.kg-1.K-1]

eau liquide ~4200 Air sec ~1000 Aluminium (pour ligne HT)* 955

Acier (pour ligne HT)* 476

Cuivre (pour ligne HT)* 423

* Source : IEEE standard for calculating the current-temperature of bare overhead conductors IEEE Std 738-2006

pC

=> Calcul court-circuit !


TDEE 2009 18


: capacité thermique massique ou « chaleur massique » (J.kg-1.K-1)

= specific heat

m : masse linéique [kg.m-1]

])([1 2rcsc

p

c PPPITRmCdt

dT−−+=

pC


TDEE 2009 19

n  Équation thermique du conducteur Apport de chaleur

q  : Effet Joule (R non-linéaire è interpolation)

q  : Ensoleillement (irradiance solaire)

1.  (CIGRE)

: coeff. d’absorptivité de surface [0,1]

: irradiance solaire (dimensionnement : 1000 W/m²)

2.  Méthode IEEE (plus élaborée, dépend de l’heure et du jour)

])([1 2rcsc

p

c PPPITRmCdt

dT−−+=

2)( ITR c

SP

Sα

SW

dWP SSS α=


TDEE 2009 20

n  Équation thermique du conducteur Dissipation de chaleur

q  : Convection

pour convection forcée ( )

: standard Std 738-2006

])([1 2rcsc

p

c PPPITRmCdt

dT−−+=

cP

])(sin[)(2

102.71042.2 121

52)(

mn

faSaS

CIGREc BAvdBTTTTP δυ

π +⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛−⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛ ++= −−

][)()(55.8 448.0)( SIunitésdvTTP aSBaylissc ⊥−=

smv 5.0>⊥

)( IEEEcP


TDEE 2009 21

n  Équation thermique du conducteur Dissipation de chaleur

q  : Rayonnement du conducteur

(Ta ≠ Tamb mais on les assimile en pratique)

: coeff. d’émissivité de surface [0,1]

: constante de Stefan-Boltzmann = 5,67.10-8 (W.m-2.K-4)

T : en Kelvins !!

])([1 2rcsc

p

c PPPITRmCdt

dT−−+=

rP

Pr = π dεσ SB TS4 −Ta

4( )εSBσ


TDEE 2009 22

n  Équation thermique du conducteur À l’équilibre, résoudre l’équation avec :

Sinon EDO (d’ordre 1 si on néglige le rayonnement, ou si on le linéarise).

])([1 2rcsc

p

c PPPITRmCdt

dT−−+=

0=dtdTc


TDEE 2009

0 500 1000 15000

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

Current [A]

Cond

ucto

r Ave

rage

Tem

pera

ture

[°C]

Temperature vs. Current simulation [621 AMS / T°ref = 15°C]

Ambient temperature = 15 °C Global irradiance = 1000 W/m× Emittance = 1 Load at 75°C (wind n°1) = 1184 A

Bayliss : v(1) = 0.5 m/sBayliss : v(2) = 2 m/sBayliss : v(3) = 4 m/sBayliss : v(4) = 6 m/s

23

T° à l’équilibre

T_max

+ de vent => + de courant pour atteindre la même température


TDEE 2009 24

I) Le calcul de la constante de temps se fait à partir de la formule simplifiée p.124 (théorie), et la table des conducteurs en annexe 6.5 p.43 (TP) en 3 étapes :

1.  On calcule la température d’équilibre T_i pour le courant initial I_i (θ1,θ2)=(Ta,Ti) avec Ta: Tambiant (on considère l’absorptivité α= 0.9, émissivité ε =0.7. Pq choix α>ε ?)

2.  On calcule la température d’équilibre T_f pour le courant final I_f (θ1,θ2)=(Ta,Tf) avec Ta: Tambiant

Pour ces deux calculs d’équilibre, on néglige le terme de rayonnement W_r en première approximation (car il

vaut moins de 20% du terme de convection W_c), ce qui permet de résoudre une simple équation algébrique

du 1er degré. Evidemment, ce faisant, on surestime la température du conducteur, et cela fausse les calculs

surtout à T élevé.

En 2e approximation, on peut linéariser le terme W_r autour de T_ambiant :

ce qui n’est pas trop mauvais (surtout à faible T), c’est cette dernière approximation qui sera utilisée dans les

exemples suivants.

(Attention, pour W_r, la température est exprimée en Kelvins ! Car issu de la loi de Stefan-Boltzmann)

Calcul du transitoire Constante de temps thermique

Wr = πεσd. 4Ta3(T −Ta )


TDEE 2009 25

3.  On estime enfin la constante de temps :

II) Vérifiez que vous obtenez les mêmes ordres de grandeur avec cette

approche simplifiée que les résultats de simulations

(utilisant, elles, le modèle IEEE). Cf. dias qui suivent !

Calcul du transitoire Constante de temps thermique (suite)

R=R(20°C) en 1ère approx (utilisée dans les calculs qui suivent) On pourrait raffiner le calcul en considérant une dépendance linéaire avec la température R=R(T) R=R20°C(1+αR (T-20)) T[°C] et αR= 0.0036 [1/K] (pour l’aluminium) m = masse linéique du conducteur [kg/m]


TDEE 2009 26

Dimensionnement été charge=70% et perte d’un terne parallèle (ligne proche parc éolien) => I*2 (été, sans vent)

Calcul simplifié : Ti=49°C, Tf=86°C, tau ≈ 15min



TDEE 2009 27

Si on considère que les 2 ternes sont en parallèles, et si on perd un terne (situation N-1), on aura grosso modo toute la puissance qui se reporte sur le terne restant. Du point de vue opération du réseau, on imposerait ainsi pour l’été :

max courant admissible = I_dimensionnement/2=440 A Que faire pour gérer la situation en N (les éoliennes injectent plus que 440 A) ? (T_max = 75°C) a)  Diminuer la puissance qui transite dans la ligne Solution 1 : changer topologie (calcul configuration locale du réseau : jeux de barre, ou Power Flow Controller si on en dispose, comme par ex. FACTS, ou Phase Shifting Transformer(PST)*) Solution 2 : Redispatching (coûteux) et/ou délestage du parc éolien


*ELIA possède 3 PST en Belgique, notamment pour réguler les flux électriques européens à sa frontière. Ceux-ci transitent par la Belgique même si cela ne la concerne pas ! Cela est dû à sa position centrale,et au réseau européen fortement maillé (par ex. puissance provenant de l’éolien allemand vendu en France)


TDEE 2009 28

b) Augmenter la limite thermique de la ligne Solution 3 : DLR (Dynamic Line Rating) et/ou augmentation du seasonal rating par calcul probabiliste (tenant compte des conditions météo de la région) Solution 4 : autoriser courant de surcharge momentané

(quelques dizaines de minutes) à uniquement solution de secours c) Autres options (du futur proche) Solutions 5 : Demand-side management (DSM), storage (près de génération ou de charge), Virtual Power Plant, HVDC, etc. è Bref, il y a encore beaucoup de boulot (et de demande) pour les ingénieurs dans ce domaine !



TDEE 2009 29

Dimensionnement hiver charge=70% et perte d’un terne (ligne proche parc éolien) hiver, avec vent


Calcul simplifié : Ti=23°C, Tf=70°C, tau ≈ 15min


TDEE 2009 30

Si on prend en compte le vent, on constate que : i) on n’a plus de problèmes de congestion si v élevé (mais attention à la variabilité du vent !) ii) La constante de temps du conducteur diminue rapidement lorsque v augmente è Utilité d’avoir un DLR installé (surveillance en temps réel de la ligne)


Calc. simplifié : Ti=25°C, Tf=53°C, tau ≈ 6min Calc.simplifié : Ti=31°C, Tf=71°C, tau ≈ 9min


TDEE 2009 31

n  Paramètres influençant l’ampacité (classés selon leur variabilité dans le temps) :

1.  Conditions météo : vent (très variable dans le temps et l’espace),

ensoleillement, T. ambiante, (pluie, neige), etc. 2.  Courant traversant le conducteur 3.  Physique du matériau : coefficient d’absorption/émission, fluage 4.  Géométrie du conducteur (diamètre, organisation des brins, aero-Z,…) 5.  Nature du matériau (AMS, ACSR, Cu, conducteur haute température)

§  Paramètres principaux influençant la constante de temps : 1.  Le vent surtout (entre 5min (v>5m/s) et 15min (v=0.5m/s càd

dimensionnement)) 2.  Le courant

TDEE 2013 32

Projet Ampacimon Prévisions d’ampacité

NETFLEX – DEMO 5 Algorithm for line capacity prediction (ULG) Deliverable nº: 7.2

Line capacity forecast (NETFLEX) Real-time capacity

1 week

100 Seasonal rating

% o

f sea

sona

l rat

ing

33

NETFLEX Results"2 days ahead capacity forecast (P98)

Résultat actuel de recherche dans le service TDEE : prévision d’ampacité à 2 jours

TDEE 2013 34

n  Le gestionnaire du réseau de transport (GRT, ou TSO en anglais) a besoin de connaître l’ampacité dynamique à l’avance : •  2 jours à l’avance pour les calculs de marché (J-2) •  1 jour à l’avance pour les calculs de sécurité réseau (J-1) La technologie DLR développée à l’ULg apporte une plus-value pour l’opérateur lorsqu’il connaît à l’avance la capacité de transport de ses lignes (capacité fournie en prévision heure par heure par exemple). Les résultats actuels de prévision en J-2 fournissent un gain de 10-15% d’ampacité par rapport au seasonal rating ! Pour ceux et celle qui sont intéressés : Module de mesure développé à l’ULg : www.ampacimon.com Projet européen TWENTIES (Netflex Demo) : www.twenties-project.eu/node/150

Résultats de recherche TDEE / Projet européen

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