Transport et distribution de l ’ énergie électrique

Transport et distribution de l’énergie électrique

Dimensionnement de conducteurCalcul d’ampacité (temps réel et prévisions)

30 oct 2013, Liège

NGUYEN Huu-Minh

Transport et Distribution de l’Énergie Électrique (Prof. J.-L. Lilien),Institut Montefiore, Université de Liège, Belgique.

TDEE 2013 2

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

Ampacité

Plan général

TDEE 2013 3

I) 4 critères sur les conducteurs (6.2.1) :

Courant nominal

Courant de court-circuit

Chute de tension

Économique

II) Les supports (6.2.2)

Critères de dimensionnement des lignes(réf. TP 6.2)

AmpacitéPhysique du conducteur

TDEE 2013 4

Relation température – flèche du conducteur

pour une portée de niveau (typiquement Δh/L < 0.1)

avec

T = traction horizontale (assimilée à la traction axiale du conducteur)

η = paramètre de chaînette

s = longueur du conducteur

L = longueur de la portée (s > L) en développant le cosh, on a : flèche f = L²/8η Développements limités justifiés, puisque L ~ 400m, η~1500 à 2000m


TDEE 2013 5


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

il existe une relation univoque flèche-température de conducteur

(dans cette équation, on peut assimiler s1 = L)

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 longueur de portée L à la portée critique L_cr

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

Lcr

TDEE 2013 8


Δ ΔL2 L2

L2


TDEE 2013 9


pour un canton de pose (portées de niveau) :

Il vient : formule de changement d’état pour un canton

avec Lr

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

Définition Besoins actuels en transport d’énergie électrique Méthode Ampacimon Physique du conducteur et méthodes de calcul Constante de temps thermique Résultats de recherche

AmpacitéPlan

TDEE 2013 12

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.

AmpacitéDéfinition

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

Chaîne de transmission complète

Mesures Ampacimon : algo de calcul de flèche

géomètres

Ampacité / Prévisions

1.Temps restant

2.Flèche / MVA disponible

DLR system : AmpacimonMéthode du DLR développé à l’ULg

Ampacité


TDEE 2013 15

Équation thermique du conducteur

])([1 2

rcsc

p

c PPPITRmCdt

dT

0 20 40 60 80 100 120 140 160 18030

40

50

60

70

80

90

100

110

Time [min]

Ave

rage

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

Cur

rent

Int

ensi

ty [

A]

Tc = température moyenne du conducteur [°C]


TDEE 2013 16

0 20 40 60 80 100 120 140 160 18030

40

50

60

70

80

90

100

110

Time [min]

Ave

rage

Tem

pera

ture

[°C

]

Temperature vs. Time simulation [621 AMS]

100 A --> 1500 A

100 A --> 1000 A

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 2013 17


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

1]

= specific heat

])([1 2

rcsc

p

c PPPITRmCdt

dT

MatériauCapacité 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 (adiabatique) !


TDEE 2013 18


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

1.K-1)

= specific heat

m : masse linéique [kg.m-1]

])([1 2

rcsc

p

c PPPITRmCdt

dT

pC


TDEE 2013 19


Apport de chaleur

: Echauffement par effet Joule [W/m]

(R [Ω/m] non-linéaire interpolation linéaire)

: Echauffement par radiation incidente globale [W/m]

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 2

rcsc

p

c PPPITRmCdt

dT

2)( ITR c

SP

S

SW

dWP SSS


TDEE 2013 20


Dissipation de chaleur

: refroidissement par rayonnement du conducteur [W/m]

(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)

Ts, Ta : température de la surface du conducteur, et température ambiante (K)

(attention, en Kelvins !!!)

])([1 2

rcsc

p

c PPPITRmCdt

dT

rP

SB


TDEE 2013 21


Dissipation de chaleur

: refroidissement par convection [W/m]

pour convection forcée (

)

: standard Std 738-2006

])([1 2

rcsc

p

c PPPITRmCdt

dT

cP

s

mv 5.0

)( IEEEcP


TDEE 2013 22


À l’équilibre, résoudre l’équation avec :

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

En pratique, dans ce TP, on assimilera Tc = Ts

])([1 2

rcsc

p

c PPPITRmCdt

dT

0dt

dTc


TDEE 2013

0 500 1000 15000

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

Current [A]

Con

duct

or A

vera

ge T

empe

ratu

re [

°C]

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

Ambient temperature = 15 °C Global irradiance = 1000 W/m² Emittance = 1 Load at 75°C (wind n°1) = 1184 A

Bayliss : v(1) = 0.5 m/s

Bayliss : v(2) = 2 m/s



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calcul à l’équilibre

Tc,max

+ de vent => + de courant pour atteindre la même température(pour simplifier, on considérera dans tous les calculs qui suivent le vent perpendiculaire à l’axe du conducteur, mais dans la réalité l’impact de sa direction est significatif !)


TDEE 2013 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 Tc =Ti pour le courant initial Ii

On calcule la température d’équilibre Tc =Tf pour le courant final If

(on considère l’absorptivité α= 0.9, émissivité ε =0.7. Pq ce de choix α>ε ?)

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

20% du terme de convection Pc), 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

température de conducteur Tc élevée.

En 2e approximation, on peut linéariser le terme Pr autour de Ta :

ce qui n’est pas trop mauvais (surtout à faible Tc), c’est cette dernière approximation qui sera utilisée dans les exemples

suivants.

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

Calcul du transitoireConstante de temps thermique


TDEE 2013

25

3. On estime enfin la constante de temps :

Calcul du transitoireConstante 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(Tc)R=R20°C(1+αR (Tc-20)) Tc [°C] et αR= 0.0036 [1/K] (pour l’aluminium)

m = masse linéique du conducteur [kg/m]


TDEE 2013

II) Calcul plus rapide : On peut directement calculer la constante de temps τ si on connaît le coefficient d’échange thermique h [W/(K.m2)], ce qui donne au final exactement le même résultat (si R ≠ R(Tc)).Pour trouver h, il suffit de réécrire les termes de dissipation de chaleur comme suit :

, et on trouve en [s]

NB : En pratique, on peut retenir que pour le dimensionnement (v=0.5 m/s), πdh ≈ 1.3 à 1.5 W/Km et m ≈ 1 à 1.5 kg/m et donc que l’ordre de grandeur de la constante de temps pour les lignes aériennes :

τ ≈ Cp en valeur numérique ( τ ≈ 900s ≈ 15min) ! (en considérant les unités SI de chaque côté de « l’égalité »).

26



TDEE 2013

III) 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 !

27



TDEE 2013 28

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 2013 29

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) ? (Tc,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. énergie provenant de l’éolien allemand et vendue en France)


TDEE 2013 30

b) Augmenter la limite thermique de la ligneSolution 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) 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. Bref, il y a encore beaucoup de boulot (et de demande) pour les ingénieurs dans ce domaine !



TDEE 2013 31

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 2013 32

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 Utilité d’avoir un DLR installé (surveillance en temps réel de la ligne)


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


TDEE 2013 33

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 (pour v>5m/s) et 15min (v=0.5m/s càd dimensionnement))

2. Le courant

TDEE 2013 34

Projet AmpacimonPrévisions d’ampacité

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

Line capacity forecast (NETFLEX)Real-time capacity

1 week

100Seasonal rating

% o

f se

aso

nal

rat

ing

35

NETFLEX Results2 days ahead capacity forecast (P98)

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

TDEE 2013 36

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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