WO2017125683A1 - Système et procédé de détermination dynamique de capacités maximales de transport de courant électrique - Google Patents

Système et procédé de détermination dynamique de capacités maximales de transport de courant électrique Download PDF

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Definitions

  • the present invention relates to a system for dynamically determining maximum electrical current carrying capacity relative to a portion of a high-voltage electrical power transmission network. It also relates to a corresponding method and an electrical transmission installation comprising such a system.
  • a model of the network portion comprising singular points and at least one high-voltage electrical current conducting line between these singular points, with a predetermined thermal equilibrium relationship, a limit temperature of operation of each conductive line and of conduction parameters of each conductive line,
  • a computer having access to the storage means, programmed to calculate at least one maximum capacity value at each singular point of the network portion model from the predetermined thermal equilibrium relationship, of each operating limit temperature, of each parameter of conduction and meteorological parameters.
  • the maximum electrical current carrying capacity of a high-voltage line is the permissible limit value of the intensity of the current carried by this line, expressed in amperes. It is generally postulated that this maximum capacity is a constant whose value is dependent on the operating limit temperature, itself constant and calculated on the basis of assumed constant geometric parameters of the high-voltage line, and meteorological parameters. .
  • the relationship between the maximum electric power carrying capacity and the operating limit temperature is then expressed in a thermal equilibrium relationship providing an intensity value as a function of a temperature value of the conductor of the high voltage line, meteorological parameters and intrinsic data of the driver.
  • the meteorological parameters are chosen a priori as the most unfavorable possible in the environment of the high-voltage line to ensure that the resultant calculated in this way constitutes a limit value. really relevant to the risks of exceeding the operating limit temperature.
  • the calculated maximum capacity is generally largely suboptimal.
  • the meteorological parameters being chosen a priori the actual risks of exceeding the limit temperature of operation, although limited, are generally not controlled.
  • a model of the network portion comprising singular points and at least one high-voltage electrical current conducting line between these singular points, with a predetermined thermal equilibrium relationship, a limit temperature of operation of each conductive line and of conduction parameters of each conductive line
  • a computer having access to the storage means, programmed to calculate at least one maximum capacity value at each singular point of the network portion model from the predetermined thermal equilibrium relationship, of each operating limit temperature, of each parameter of conduction and meteorological parameters, further comprising means for receiving, by the computer, wind speed values measured by a set of airspeed stations deployed around the network portion, the computer being then programmed to:
  • the computer is more precisely programmed for:
  • the leeward station located furthest upstream in the main direction of the determined wind.
  • the predetermined thermal equilibrium relationship is a mathematical equation balancing at least mathematical expressions of Joule and solar energy gains with mathematical expressions of convective losses and electromagnetic radiation, and
  • the computer is programmed to take into account said estimated wind speed value at each singular point in the mathematical expression of convective loss.
  • the computer is further programmed to calculate a temperature value in at least one point of the network portion model for which a wind speed value has been estimated, from the predetermined thermal equilibrium relationship. a quantity of electric current carried by the conductive line comprising this point of the grating portion model, conduction parameters of this conductive line and meteorological parameters, taking into account said value of estimated wind speed in the relation predetermined thermal equilibrium.
  • the computer is programmed to trigger the calculation of said at least one maximum capacity at each singular point provided that predetermined criteria of minimum value of wind speed and coherence, among them, values of wind speeds received are verified.
  • the predetermined minimum wind speed value criterion is defined as follows: the wind speed value supplied by the downwind station must be greater in amplitude at a first threshold and each wind speed value provided by a wind speed Anemometric station other than the leeward station must be greater in amplitude than a second threshold, the second threshold being less than the first threshold,
  • the predetermined criterion of coherence, between them, of received wind speed values is defined as follows: the received wind speed values being vector, the angular difference between the different directions of these vector values must remain lower than a third threshold and the difference in amplitude between the different standards of these vector values must remain lower than a fourth threshold. It is also proposed an electrical transmission system with dynamic determination of maximum power transmission capacity, comprising:
  • a portion of a high-voltage electrical power transmission network comprising local electrical substations and at least one high-voltage power transmission or distribution line carried by pylons between these local electrical substations,
  • this model comprising singular points and at least one conductive line of high voltage electrical current between these singular points
  • each conductive line is subjected to a default capacity for carrying electric current
  • each default capacity is replaced by the smallest of the maximum capacities calculated at the singular points forming the ends of each respective conducting line, called optimal capacity, if this optimal capacity is higher than the corresponding default capacity and if the predetermined criteria are checked.
  • said at least one maximum capacity value retained at each singular point is the smallest of the corresponding maximum capacity values calculated between the instants T and T + H.
  • FIG. 1 schematically represents the general structure of an electrical transmission installation with dynamic determination of maximum electric power carrying capacities, according to one embodiment of the invention
  • FIG. 2 illustrates the successive steps of a method for dynamically determining the maximum power transmission capacities implemented by the installation of FIG. 1.
  • the electrical transmission installation illustrated in FIG. 1 comprises a portion 10 of a high-voltage electrical power transmission network comprising local electrical substations, at least one transmission or transmission line. high voltage power distribution between these stations and pylons to support each transmission line or distribution between two stations.
  • the network portion 10 comprises four local electrical stations 12, 14, 16 and 18, each defined by the International Electrotechnical Commission (IEC), as a "part of an electrical network, situated in the same place, mainly comprising the ends of transmission or distribution lines, electrical equipment, buildings, and possibly transformers ".
  • IEC International Electrotechnical Commission
  • a local electrical station is therefore an element of the electrical power transmission network serving both transmission and distribution of electricity. It makes it possible to raise the electric tension for its high voltage transmission, and to lower it for consumption by users (private or industrial).
  • this network portion 10 consisting of singular points and at least one conductive line of high voltage electrical current between these singular points. Since the local electrical substations 12, 14, 16 and 18 are at the ends of power transmission or distribution lines, they constitute singular points of the network portion 10. Other singular points can also be identified. For example, by imposing that each conductive line between two singular points of the model is homogeneous in terms of operating limit temperature, cross-section of cables and / or rectilinear tracing at +/- 10 °, certain pylons of the network portion 10 can also constitute singular points. There is for example illustrated two in Figure 1. A first pylon forming a singular point 20 is thus disposed on a transmission line or distribution between the local electrical stations 12 and 14 and a second pylon forming a singular point 22 is located on a transmission or distribution line between the local substations 14 and 16.
  • the local electrical station 12 is electrically connected to the local electrical substations 14 and 18 by transmission or distribution lines carried by pylons; the local electrical station 14 is electrically connected to the local electrical stations 12, 16 and 18 by transmission lines or distribution lines carried by towers; and the local electrical station 16 is electrically connected to the local electrical substations 14 and 18 by transmission lines or distribution lines carried by towers.
  • the model of the network portion 10 illustrated in FIG. 1 thus comprises six singular points 12, 14, 16, 18, 20, 22 interconnected by seven homogeneous conducting lines L1 (between the singular points 12 and 20), L2 (FIG.
  • the electrical transmission installation illustrated in Figure 1 further comprises a set of airspeed stations 24, 26, 28, 30 deployed around the network portion 10 for measuring wind speed values.
  • Each wind speed value measured by any one of the airspeed stations 24, 26, 28, 30 comprises a direction of the wind and a wind amplitude expressed for example in m / s. It is therefore a vector value.
  • These stations can be arranged independently of the different singular points 12, 14, 16, 18, 20 and 22. They have transmission means, for example by radio waves, values they measure.
  • the electrical transmission installation illustrated in FIG. 1 comprises a system 40 for dynamically determining the maximum electrical power transport capacities relative to the network portion 10. It concerns the maximum capacities of each of the conductive lines that are in particular at their ends, that is to say at each singular point, and for each conductive line connected to each singular point, the model of the network portion 10 is applied.
  • This system 40 as represented diagrammatically in FIG. 1, is for example installed in one of the local substations, in this case the station 16. It could also be installed independently of the network portion 10. It is implemented in a computing device such as a conventional computer and comprises a processing unit 42 conventionally associated with a memory 44 (for example a RAM memory) for storing data files and computer programs.
  • the processing unit 42 comprises a receiver 46 of the measured values emitted by the airspeed stations 24, 26, 28, 30 and a computer 48, for example a microprocessor, able to process the values provided by the receiver 46.
  • the memory 44 is partitioned into a first processing data storage area 50 and a second computer program storage area 52. This partition is purely functional, chosen for a clear presentation of the system 40, but does not necessarily reflect the actual organization of the memory 44.
  • the first storage area 50 firstly comprises data 54 relating to the model, detailed above, of the network portion 10. These data comprise parameters for identifying and characterizing the singular points 12, 14, 16, 18, 20, 22 and homogeneous conductive lines L1, L2, L3, L4, L5, L6, L7, including, in addition to the topological or geographical considerations, a limiting operating temperature and conduction parameters for each conductive line.
  • the first storage area 50 further includes data 56 relating to a predetermined thermal equilibrium relationship.
  • This relation is for example a mathematical equation balancing at least mathematical expressions of gains by Joule effect and solar energy with mathematical expressions of convective losses and electromagnetic radiation.
  • it may be a relation derived from the steady-state equation IEE, defined in the document entitled "I EEE standard for calculating the current-temperature relationship of bare overhead conductors" published by I EEE Power Engineering Society under reference I EEE Std 738 TM -2006, January 2007.
  • the first storage area 50 furthermore includes data 58 relating to general meteorological parameters relating to the geographical area in which the network portion 10 is located. These parameters may be chosen a priori as the most unfavorable possible in the environment of the network. the portion of network 10. They may include zoning, statistical calculations, regular measurements, etc. They include, for example, room temperature and sunshine values which are function of the place and the season. Note that some of the data 58 may alternatively be replaced or updated dynamically by values supplied to the computer 48 via the receiver 46. In particular, outside temperature values at different points of the network portion 10 may be dynamically provided. to the calculator 48 for a better treatment performed by the latter by taking them into account in the predetermined thermal equilibrium relationship 56.
  • the first storage area 50 finally includes data 60 relating to a wind propagation model.
  • a wind propagation model Many more or less sophisticated propagation models are known. For example, it may be a proportional linear projection model in which the propagation speed is arbitrarily equal to the amplitude of the wind speed, whereas the direction of propagation, considered to be plane, is the same. the wind.
  • Such a model particularly simple, is far from perfect, but it is already likely to provide good results for a dynamic estimate of the maximum capacities mentioned above. It makes it possible to construct a history of the wind speed values for each point of the model 54 of the network portion 10, and in particular for each singular point. Such a history is progressively enriched according to the measurements taken by the air-pressure stations 24, 26, 28, 30.
  • the second storage area 52 as illustrated in FIG. 1 functionally comprises four computer programs or four functions of the same computer program 62, 64, 66, 68.
  • the computer programs 62, 64, 66, 68 are presented as distinct, but this distinction is purely functional. They could as well be grouped according to all possible combinations into one or more software. Their functions could also be at least partly micro programmed or micro wired in dedicated integrated circuits.
  • the computing device implementing the processing unit 42 and its memory 44 could be replaced by an electronic device composed solely of digital circuits (without a computer program) for carrying out the same actions.
  • the first computer program 62 includes instruction lines for the execution of a selection of an air-pressure station, called a downwind station, among the stations 24, 26, 28, 30 available, from speed values. Wind measured and transmitted to the microprocessor 48 via the receiver 46.
  • a downwind station an air-pressure station
  • Wind measured and transmitted to the microprocessor 48 via the receiver 46.
  • a nonlimiting example of operation of this first program will be detailed with reference to FIG. 2. As a variant and according to the complexity of the model 60 of wind propagation retained, such The program could select several airspeed stations from those available.
  • the second computer program 64 includes instruction lines for applying the wind propagation model 60 from the lee station to the singular points 12, 14, 16, 18, 20, 22 of the serving model 54. network 10, for estimating successive values of wind speeds at each singular point from successive values of wind speeds measured by the lee station.
  • the third computer program 66 includes instruction lines for performing the calculation of at least one maximum electrical power carrying capacity value at each singular point 12, 14, 16, 18, 20 and 22 of the model. 54 of network portion 10 from:
  • any possible meteorological parameters dynamically supplied to the computer 48 such as measured external temperatures, taking into account, in the predetermined thermal equilibrium relation 56, the values of wind speeds estimated at all the singular points 12, 14, 16, 18, 20, 22 by executing the second program 64.
  • two maximum capacitance values can be calculated at singular point 12, one for the conductive line L1, the other for the conductive line L7.
  • Three maximum capacitance values can be calculated at singular point 14, one for the conductive line L2, another for the conductive line L3, the last for the conductive line L4.
  • Two values of maximum capacities can be calculated at singular point 16, one for the conductive line L5, the other for the conductive line L6.
  • Three maximum capacitance values can be calculated at singular point 18, one for the conductive line L6, another for the conductive line L3, the last for the conductive line L7.
  • Two maximum capacitance values can be calculated at singular point 20, one for the conductive line L1, the other for the conductive line L2.
  • Two maximum capacitance values can be calculated at the singular point 22, one for the conductive line L4, the other for the conductive line L5.
  • the fourth computer program 68 includes instruction lines for the optional execution of the calculation of a real temperature value at each singular point 12, 14, 16, 18, 20 and 22 of the model 54 of the network portion. 10 from:
  • any possible meteorological parameters dynamically supplied to the computer 48 such as measured external temperatures, taking into account, in the predetermined thermal equilibrium relation 56, the values of wind speeds estimated at all the singular points 12, 14, 16, 18, 20,
  • the portion of network 10 in which this dynamic determination of maximum capacity is intended to apply is defined by its perimeter, the local electrical substations it contains and the lines transmission or distribution between these stations.
  • the set of airspeed stations deployed around the defined portion of network 10 is furthermore selected.
  • such a portion of network 10 has one or more of the following characteristics: - its geographical perimeter is not too wide, so that it presents homogeneous geographical features in terms of relief (it must remain relatively flat) and obstacles (they must be as few as possible),
  • the network portion 10 as a function of the wind speed.
  • the model 54 of this network portion 10 is established and stored in memory 44 from a map of local electrical substations and transmission lines. or distribution it contains.
  • This step 102 can be executed automatically using a computer program (not shown) specifically implemented in the system 40. It is mainly to determine the singular points of the model 54: these include all local electrical substations and some pylons at the ends of homogeneous sections of high-voltage lines in terms of straight lines (eg +/- 10% angular deviation), cable cross-sections and temperature limits Operating.
  • the model 54 illustrated in FIG. 1 is obtained by the singular points 12, 14, 16, 18, 20, 22 and the homogeneous conductive lines L1, L2, L3, L4, L5, L6, L7.
  • a parameterization step 104 which can take place before, during or after the steps 100 and 102, at least a minimum wind speed value V min , a max AV value of maximum variation of wind speeds between stations anemometric and an A9 max value of maximum angular variation of wind directions between airspeed stations are predetermined.
  • the value V min makes it possible to define a minimum value of wind speed below which it is not considered useful to execute the computer programs 66 and 68, or even the computer program 64, thus imposing a first criterion predetermined condition conditioning the triggering of the calculation of the maximum power carrying capacity of electric current at each singular point.
  • the AV max and A9 max values allow you to define maximum values of variations of the measurements between air-pressure stations beyond which it is not considered useful to execute the computer programs 66 and 68, or even the computer program 64, thus imposing a second predetermined criterion of coherence of these measurements between them conditioning the triggering of the calculation of the maximum capacities of electric current transport at each singular point.
  • each airspeed station 24, 26, 28, 30 locally measures a succession of wind speed values. Each measured value is vector and transmitted to the receiver 46 of the system 40.
  • the microprocessor 48 of the system 40 triggers the execution of the first computer program 62. In this step, it determines a main direction of wind from the last values of wind speeds received. This can be done in a manner known per se by a mean angular calculation of the wind directions measured by the various airspeed stations 24, 26, 28, 30. From this value of the main direction of the wind, the microprocessor 48 determines the station leeward anemometer, that is to say, among the stations 24, 26, 28, 30, which is located the most upstream in the main direction of wind determined.
  • Step 108 is followed by a test 1 10 during which the criteria for triggering the calculation of the maximum electrical power carrying capacity at each singular point of the network portion 10 are verified.
  • the first criterion, relating to the value V min is divided for example into two criteria relating to thresholds V min [1] and V min [2] according to which the value of wind speed supplied by the lee station must be superior in amplitude at V min [1] and each wind speed value provided by an airspeed station other than the downwind station must be greater in amplitude at V min [2], with V min [2] ⁇ V min [ 1].
  • V min [1] 5 m / s
  • V min [2] 2 m / s.
  • the second criterion imposes that the angular difference between the different directions of the measured vector values remains lower than AQ max and the difference in amplitude between the different standards of the measured vector values remains lower AV max . For example, a difference of 10% around average values may be tolerated.
  • the method proceeds to a next step 1 12. Otherwise, it returns to step 106 for a new series of measurements.
  • a time initialization is triggered by the microprocessor 48. It is established a first instant T from which it is decided to start the dynamic calculation of the maximum capacities by time projection using the model 60 of wind propagation for a second instant T + H, where H> 0, from which these calculated maximum capacities can, if necessary, be applied to the network portion 10.
  • Dmax the maximum distance between the station under the wind and singular point farthest from the network portion 10
  • V min [1] which is the minimum speed measured at the output of step 1 10
  • H 90 min is sufficient for a maximum distance of 27 km.
  • H 90 mn
  • At 6 mn.
  • each conductive line being subjected to a default capacity of electrical current transport for example determined according to the known techniques of the prior art, it can be associated with a default operational capacity at each of the singular points of the network portion. 10 for each of the conductive lines to which it is connected.
  • Step 1 12 is followed by a loop of steps 1 14, 1 16, 1 18, 120, 122, 124,
  • the wind propagation model is applied to at least one wind speed value measured by the downwind wind station during a period ending at time t to determine by time projection, if possible considering measured speeds and distance between the leeward station and the singular point considered, a wind speed value at the singular point considered at time T + H.
  • the first triggering criterion for calculating the maximum electric current carrying capacity at the singular point in question and for the conducting line considered can again be verified on the basis of the value of wind speed determined in step 1 14. For example, it must be greater in amplitude at V min [1].
  • step 1 18 the maximum capacity at the singular point considered at time t is set to its operational value by default. Then it goes to a step 120 incrementing t to t + At before returning to step 1 14.
  • step 1 14 If the value of wind speed determined in step 1 14 satisfies the criterion of step 1 16, the process proceeds to a step 122 of dynamic calculation of the maximum electrical power transport capacity at the singular point considered for the line by considering the wind speed value determined in step 1 14 in the predetermined thermal equilibrium relationship 56 and also taking into account the properties of the conductive line under consideration. It can then be deduced a maximum capacity value calculated at time t for the moment T + H.
  • This optional step can, for example, be used to validate the relevance of the dynamic calculation of the maximum capacities by comparing the estimated actual temperature values with actual temperature measurements taken by sensors.
  • this calculation step can be carried out at any point of the network portion 10 provided with a temperature sensor or any other means of evaluating a cable temperature (directly or indirectly). indirectly by measuring the deflection, the mechanical tension or the vibratory frequency of the cable, for example).
  • step 126 the maximum capacity dynamically calculated in step 122 is compared with the default operational capacity of the singular point considered for the conductive line under consideration. If the dynamically calculated value is less than or equal to the operational capacity per default, the latter is selected as the value calculated in step 122, then the process returns to step 120 as long as the time index t is less than T + H.
  • step 126 If the dynamically calculated value is greater than the default operational capacity or if the time T + H has been reached in step 126, the process proceeds to a next step 128.
  • the maximum capacity calculated dynamically in step 122 is compared with the value C. If it is greater, C remains unchanged, otherwise C is replaced by this maximum capacity calculated at time t for the moment T + H in step 122.
  • a test step 130 is performed on the time index t. If the latter is less than T + H, the process returns to step 120.
  • step 132 the last value of C is retained as the maximum electrical transport capacity at time T + H at the singular point considered for the conductive line considered. It is, taking into account step 128, the smallest dynamically calculated maximum capacity value that has passed the test of step 126.
  • the maximum capacities calculated may be possibly revised downwards as follows: for each conductive line, the maximum capacities dynamically calculated for the moment T + H to its two extremities are compared and it is the minor value which is finally retained at the two singular points concerned for the conducting line considered.
  • each default capacity is replaced by the smallest of the maximum capacities calculated at the singular points forming the ends of each respective conductive line, said optimum capacity, if this optimal capacity is higher than the corresponding default capacity and if the predetermined criteria previously indicated are checked.
  • step 132 the process returns to step 106 for a new series of measurements.
  • topology of the portion of the network considered may be quite arbitrary, that of Figure 1 having been chosen for illustrative purposes only for its simplicity.
  • airspeed stations 24, 26, 28, 30 have been illustrated as arranged independently of the network portion 10, but they could also be installed in at least a portion of the local electrical substations, especially those located at the periphery of the portion. network (which is the case of the four positions illustrated in Figure 1).
  • linear projection wind propagation model 60 taken as an advantageous example could be replaced by any other known model, the adaptation of the invention to a known propagation model other than that presented above being within the range of the skilled person.
  • this model consisting of singular points and at least one conductive line of high voltage electrical current between these singular points
  • the maximum capacity calculations can be executed for other points of the network portion model than the singular points, in particular along at least part of the conductive lines.

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Abstract

Ce système (40) de détermination dynamique de capacités maximales de transport de courant électrique comporte : des moyens (44) de stockage d'un modèle (54) de portion de réseau (10), d'une relation d'équilibre thermique (56), de températures limites de fonctionnement et de paramètres de conduction; et un récepteur (46) de valeurs de vitesses de vent mesurées par des stations anémométriques (24, 26, 28, 30). Il comporte en outre un calculateur (48) programmé (62, 64, 66, 68) pour : appliquer un modèle (60) de propagation de vent depuis au moins une station sélectionnée vers des points singuliers du modèle (54) de portion de réseau, pour l'estimation d'une valeur de vitesse de vent en chaque point singulier; et calculer au moins une valeur de capacité maximale en chaque point singulier à partir de la relation d'équilibre thermique (56), de chaque température limite de fonctionnement, de chaque paramètre de conduction et de paramètres météorologiques (58), en prenant en compte ladite valeur de vitesse de vent estimée en chaque point singulier dans la relation d'équilibre thermique (56).

Description

Système et procédé de détermination dynamique de capacités maximales de transport de courant électrique
La présente invention concerne un système de détermination dynamique de capacités maximales de transport de courant électrique relatives à une portion de réseau de transmission de courant électrique à haute tension. Elle concerne également un procédé correspondant ainsi qu'une installation de transmission électrique comportant un tel système.
Elle porte plus précisément sur un système comportant :
- des moyens de stockage d'un modèle de la portion de réseau, ce modèle comportant des points singuliers et au moins une ligne conductrice de courant électrique à haute tension entre ces points singuliers, d'une relation d'équilibre thermique prédéterminée, d'une température limite de fonctionnement de chaque ligne conductrice et de paramètres de conduction de chaque ligne conductrice,
- un calculateur, ayant accès aux moyens de stockage, programmé pour calculer au moins une valeur de capacité maximale en chaque point singulier du modèle de portion de réseau à partir de la relation d'équilibre thermique prédéterminée, de chaque température limite de fonctionnement, de chaque paramètre de conduction et de paramètres météorologiques.
La capacité maximale de transport de courant électrique d'une ligne à haute tension, parfois appelée « ampacité », est la valeur limite admissible de l'intensité du courant porté par cette ligne, exprimée en ampères. Il est généralement posé comme postulat que cette capacité maximale est une constante dont la valeur est dépendante de la température limite de fonctionnement, elle-même constante et calculée sur la base de paramètres géométriques supposés constants de la ligne à haute tension, et de paramètres météorologiques. La relation entre la capacité maximale de transport de courant électrique et la température limite de fonctionnement est alors exprimée selon une relation d'équilibre thermique fournissant une valeur d'intensité en fonction d'une valeur de température du conducteur de la ligne à haute tension, de paramètres météorologiques et de données intrinsèques du conducteur. Pour un calcul statique de cette capacité maximale, les paramètres météorologiques sont choisis a priori comme les plus défavorables possibles dans l'environnement de la ligne à haute tension pour s'assurer que la résultante calculée de cette façon constitue une valeur limite réellement pertinente vis-à-vis des risques de dépassement de la température limite de fonctionnement. En conséquence, la capacité maximale calculée est généralement largement sous-optimale. Par ailleurs, les paramètres météorologiques étant choisis a priori, les risques réels de dépassement de la température limite de fonctionnement, bien que limités, ne sont généralement pas maîtrisés.
Il est alors aujourd'hui de plus en plus fréquent d'avoir recours à des déterminations dynamiques de capacités maximales de transport de courant électrique de lignes à haute tension, consistant à remplacer au moins une partie des paramètres météorologiques défavorables par des données environnementales plus réalistes localement, issues de mesures. C'est notamment le constat fait par le document intitulé « Dynamic line rating Systems for transmission lines: topical report », publié par le U.S. Department of Energy en avril 2014.
Un paramètre relevé comme particulièrement important, notamment dans le document intitulé « Guide for thermal rating calculations of overhead lines », publié par le comité d'étude « B2-lignes aériennes » de l'organisation Cigré, WG B2.43, en décembre 2014, est la vitesse du vent, incluant son sens et son amplitude. Son impact est très sensible sur le refroidissement par convection des lignes à haute tension et donc sur l'augmentation de leurs capacités maximales réelles de transport d'électricité. Malheureusement, il s'agit d'un paramètre généralement considéré comme difficile à mesurer localement et de nombreuses solutions de déterminations dynamiques de capacités maximales de lignes aériennes essaient de le contourner.
Une première solution, appelée CAT-1 et commercialisée par la société « The Valley Group - a Nexans company » prévoit de déployer différents capteurs sur une portion de réseau de transmission de courant électrique à haute tension :
- des capteurs de tension mécanique se présentant sous la forme de jauges de contraintes, déployés sur chaque ligne à haute tension de la portion de réseau considérée pour en estimer la flèche (de l'anglais « sag »), tels que définis dans le brevet US 5,918,288, et
- des capteurs de rayonnement net, déployés sur les pylônes de la portion de réseau considérée pour mesurer des données environnementales incluant l'impact du vent, tels que définis dans le brevet US 5,559,430. Cette première solution implique l'installation de nombreux capteurs et complique singulièrement les calculs de capacités maximales dans la portion de réseau considérée. Une deuxième solution, commercialisée par la société « Ampacimon » prévoit elle aussi de déployer des capteurs sur une portion de réseau de transmission de courant électrique à haute tension. Plus précisément, ces capteurs sont déployés sur chaque ligne à haute tension de la portion de réseau considérée pour en mesurer la flèche par analyse fréquentielle de vibrations, comme enseigné dans la demande de brevet WO 2007/031435 A1. Des capteurs de vent, comme enseigné dans la demande de brevet WO 2014/090416 A1 , peuvent également être disposés sur les lignes à haute tension.
Cette deuxième solution implique elle aussi l'installation de nombreux capteurs. Par ailleurs, si l'on souhaite se passer des capteurs de vent, elle complique les calculs de capacités maximales dans la portion de réseau considérée puisqu'ils doivent alors se faire en deux temps : exploiter la relation d'équilibre thermique prédéterminée sur la base des hypothèses de flèche mesurée, courant électrique mesuré et autres paramètres connus pour en déduire une estimation indirecte de la vitesse de vent sur chaque ligne conductrice de la portion de réseau ; puis exploiter de nouveau la même relation d'équilibre thermique prédéterminée sur la base de la vitesse de vent estimée indirectement et des autres paramètres connus pour en déduire la capacité maximale de chaque ligne conductrice de la portion de réseau. L'article de Schell et al, intitulé « Quantifying the limits of weather based dynamic line rating methods » et publié à l'occasion de Cigré Canada, Conférence on Power Systems, Halifax, en septembre 201 1 , expose les bases de ce calcul en deux temps qui s'avère complexe.
Il peut ainsi être souhaité de prévoir un système de détermination dynamique de capacités maximales de transport de courant électrique qui permette de s'affranchir d'au moins une partie des problèmes et contraintes précités.
Il est donc proposé un système de détermination dynamique de capacités maximales de transport de courant électrique relatives à une portion de réseau de transmission de courant électrique à haute tension, comportant :
- des moyens de stockage d'un modèle de la portion de réseau, ce modèle comportant des points singuliers et au moins une ligne conductrice de courant électrique à haute tension entre ces points singuliers, d'une relation d'équilibre thermique prédéterminée, d'une température limite de fonctionnement de chaque ligne conductrice et de paramètres de conduction de chaque ligne conductrice, - un calculateur, ayant accès aux moyens de stockage, programmé pour calculer au moins une valeur de capacité maximale en chaque point singulier du modèle de portion de réseau à partir de la relation d'équilibre thermique prédéterminée, de chaque température limite de fonctionnement, de chaque paramètre de conduction et de paramètres météorologiques, comportant en outre des moyens de réception, par le calculateur, de valeurs de vitesses de vent mesurées par un ensemble de stations anémométriques déployées autour de la portion de réseau, le calculateur étant alors programmé pour :
- sélectionner au moins une station anémométrique dans l'ensemble de stations anémométriques,
- appliquer un modèle de propagation de vent depuis ladite au moins une station sélectionnée vers les points singuliers du modèle de portion de réseau, pour l'estimation d'une valeur de vitesse de vent en chaque point singulier à partir des valeurs de vitesses de vent reçues, et
- calculer ladite au moins une capacité maximale en chaque point singulier en prenant en compte ladite valeur de vitesse de vent estimée en chaque point singulier dans la relation d'équilibre thermique prédéterminée. Ainsi, grâce à un tel système, une estimation directe de la vitesse du vent en plusieurs points sensibles de la portion de réseau considérée est proposée par l'application astucieuse d'un modèle de propagation pouvant se faire sur la base d'un nombre limité de capteurs anémométriques. Cette estimation est ensuite judicieusement exploitée dans la relation d'équilibre thermique prédéterminée pour optimiser le calcul des capacités maximales de la portion de réseau. De nombreux modèles de propagation de vent sont connus de l'homme du métier et peuvent être employés. Du plus simple au plus sophistiqué selon la performance souhaitée, ils présentent tous des résultats surprenants pour le calcul des capacités maximales de transport de courant électrique en au moins chaque point singulier d'une portion de réseau considérée. Celle-ci peut être mieux estimée, à la hausse, pour un coût en capteurs qui peut être limité.
De façon optionnelle, le calculateur est plus précisément programmé pour :
- déterminer un sens principal de vent à partir des valeurs de vitesses de vent reçues, et
- sélectionner la station anémométrique, dite station sous le vent, située la plus en amont dans le sens principal de vent déterminé.
De façon optionnelle également : - la relation d'équilibre thermique prédéterminée est une équation mathématique équilibrant au moins des expressions mathématiques de gains par effet Joule et énergie solaire avec des expressions mathématiques de pertes par convection et rayonnement électromagnétique, et
- le calculateur est programmé pour prendre en compte ladite valeur de vitesse de vent estimée en chaque point singulier dans l'expression mathématique de perte par convection.
De façon optionnelle également, le calculateur est en outre programmé pour calculer une valeur de température en au moins un point du modèle de portion de réseau pour lequel une valeur de vitesse de vent a été estimée, à partir de la relation d'équilibre thermique prédéterminée, d'une quantité de courant électrique transportée par la ligne conductrice comportant ce point du modèle de portion de réseau, des paramètres de conduction de cette ligne conductrice et des paramètres météorologiques, en prenant en compte ladite valeur de vitesse de vent estimée dans la relation d'équilibre thermique prédéterminée.
De façon optionnelle également, le calculateur est programmé pour déclencher le calcul de ladite au moins une capacité maximale en chaque point singulier à condition que des critères prédéterminés de valeur minimale de vitesse de vent et de cohérence, entre elles, des valeurs de vitesses de vent reçues soient vérifiés.
De façon optionnelle également :
- le critère prédéterminé de valeur minimale de vitesse de vent est défini de la façon suivante : la valeur de vitesse de vent fournie par la station sous le vent doit être supérieure en amplitude à un premier seuil et chaque valeur de vitesse de vent fournie par une station anémométrique autre que la station sous le vent doit être supérieure en amplitude à un deuxième seuil, le deuxième seuil étant inférieur au premier seuil,
- le critère prédéterminé de cohérence, entre elles, des valeurs de vitesses de vent reçues est défini de la façon suivante : les valeurs de vitesses de vent reçues étant vectorielles, l'écart angulaire entre les différents sens de ces valeurs vectorielles doit rester inférieur à un troisième seuil et l'écart en amplitude entre les différentes normes de ces valeurs vectorielles doit rester inférieur à un quatrième seuil. Il est également proposé une installation de transmission électrique à détermination dynamique de capacités maximales de transport de courant électrique, comportant :
- une portion de réseau de transmission de courant électrique à haute tension comportant des postes électriques locaux et au moins une ligne de transmission ou de distribution de courant électrique à haute tension portée par des pylônes entre ces postes électriques locaux,
- un ensemble de stations anémométriques déployées autour de la portion de réseau, et
- un système de détermination dynamique de capacités maximales de transport de courant électrique selon l'invention.
Il est également proposé un procédé de détermination dynamique de capacités maximales de transport de courant électrique relatives à une portion de réseau de transmission de courant électrique à haute tension, comportant les étapes suivantes :
- établissement d'un modèle de la portion de réseau, ce modèle comportant des points singuliers et au moins une ligne conductrice de courant électrique à haute tension entre ces points singuliers,
- calcul d'au moins une valeur de capacité maximale en chaque point singulier du modèle de portion de réseau à partir d'une relation d'équilibre thermique prédéterminée, d'une température limite de fonctionnement de chaque ligne conductrice, de paramètres de conduction de chaque ligne conductrice et de paramètres météorologiques,
comportant en outre les étapes suivantes :
- mesures de valeurs de vitesses de vent par un ensemble de stations anémométriques déployées autour de la portion de réseau,
- sélection d'au moins une station anémométrique dans l'ensemble de stations anémométriques,
- application d'un modèle de propagation de vent depuis ladite au moins une station sélectionnée vers les points singuliers du modèle de portion de réseau, pour l'estimation d'une valeur de vitesse de vent en chaque point singulier à partir des valeurs de vitesses de vent reçues, et
- calcul de ladite au moins une capacité maximale en chaque point singulier en prenant en compte ladite valeur de vitesse de vent estimée en chaque point singulier dans la relation d'équilibre thermique prédéterminée. De façon optionnelle :
- chaque ligne conductrice est soumise à une capacité par défaut de transport de courant électrique,
- le calcul de ladite au moins une capacité maximale en chaque point singulier est déclenché à condition que des critères prédéterminés de valeur minimale de vitesse de vent et de cohérence, entre elles, des valeurs de vitesses vent mesurées soient vérifiés, et
- chaque capacité par défaut est remplacée par la plus petite des capacités maximales calculées aux points singuliers formant les extrémités de chaque ligne conductrice respective, dite capacité optimale, si cette capacité optimale est plus élevée que la capacité par défaut correspondante et si les critères prédéterminés sont vérifiés.
De façon optionnelle également :
- le calcul de ladite au moins une capacité maximale en chaque point singulier est déclenché à un instant T et établi par projection temporelle à l'aide du modèle de propagation de vent pour un instant T+H où H>0,
- entre les instants T et T+H, le calcul de ladite au moins une capacité maximale en chaque point singulier est répété et établi par projection temporelle pour l'instant T+H, et
- à l'instant T+H, ladite au moins une valeur de capacité maximale retenue en chaque point singulier est la plus petite des valeurs de capacités maximales correspondantes calculées entre les instants T et T+H. L'invention sera mieux comprise à l'aide de la description qui va suivre, donnée uniquement à titre d'exemple et faite en se référant aux dessins annexés dans lesquels :
- la figure 1 représente schématiquement la structure générale d'une installation de transmission électrique à détermination dynamique de capacités maximales de transport de courant électrique, selon un mode de réalisation de l'invention,
- la figure 2 illustre les étapes successives d'un procédé de détermination dynamique de capacités maximales de transport de courant électrique mis en œuvre par l'installation de la figure 1 .
L'installation de transmission électrique illustrée sur la figure 1 comporte une portion 10 d'un réseau de transmission de courant électrique à haute tension comprenant des postes électriques locaux, au moins une ligne de transmission ou de distribution de courant électrique à haute tension entre ces postes et des pylônes pour soutenir chaque ligne de transmission ou de distribution entre deux postes.
Dans cet exemple, la portion de réseau 10 comporte quatre postes électriques locaux 12, 14, 16 et 18, chacun étant défini, par la Commission Electrotechnique Internationale IEC (de l'anglais « International Electrotechnical Commission »), comme une « partie d'un réseau électrique, située en un même lieu, comprenant principalement les extrémités des lignes de transport ou de distribution, de l'appareillage électrique, des bâtiments, et, éventuellement, des transformateurs ». Un poste électrique local est donc un élément du réseau de transmission de courant électrique servant à la fois à la transmission et à la distribution d'électricité. Il permet d'élever la tension électrique pour sa transmission à haute tension, et de la redescendre en vue de sa consommation par des utilisateurs (particuliers ou industriels).
Il est possible d'établir un modèle de cette portion de réseau 10, constitué de points singuliers et d'au moins une ligne conductrice de courant électrique à haute tension entre ces points singuliers. Les postes électriques locaux 12, 14, 16 et 18 se trouvant aux extrémités de lignes de transmission ou de distribution électrique, ils constituent des points singuliers de la portion de réseau 10. D'autres points singuliers peuvent en outre être identifiés. Par exemple, en imposant que chaque ligne conductrice entre deux points singuliers du modèle soit homogène en termes de température limite de fonctionnement, de section de câbles et/ou de tracé rectiligne à +/- 10°, certains pylônes de la portion de réseau 10 peuvent aussi constituer des points singuliers. Il en est par exemple illustré deux sur la figure 1. Un premier pylône formant un point singulier 20 se trouve ainsi disposé sur une ligne de transmission ou de distribution entre les postes électriques locaux 12 et 14 et un deuxième pylône formant un point singulier 22 se trouve disposé sur une ligne de transmission ou de distribution entre les postes électriques locaux 14 et 16.
Dans l'exemple particulier non limitatif de la figure 1 : le poste électrique local 12 est relié électriquement aux postes électriques locaux 14 et 18 par des lignes de transmission ou de distribution portées par des pylônes ; le poste électrique local 14 est relié électriquement aux postes électriques locaux 12, 16 et 18 par des lignes de transmission ou de distribution portées par des pylônes ; et le poste électrique local 16 est relié électriquement aux postes électriques locaux 14 et 18 par des lignes de transmission ou de distribution portées par des pylônes. Le modèle de la portion de réseau 10 illustrée sur la figure 1 comporte ainsi six points singuliers 12, 14, 16, 18, 20, 22 reliés entre eux par sept lignes conductrices homogènes L1 (entre les points singuliers 12 et 20), L2 (entre les points singuliers 20 et 14), L3 (entre les points singuliers 14 et 18), L4 (entre les points singuliers 14 et 22), L5 (entre les points singuliers 22 et 16), L6 (entre les points singuliers 16 et 18) et L7 (entre les points singuliers 18 et 12). D'autres lignes conductrices sortant de la portion de réseau 10 ont par ailleurs chacune une extrémité raccordée à l'un des quatre postes électriques locaux 12, 14, 16 et 18. Il ne s'agit bien sûr que d'un exemple simple non limitatif fourni pour une bonne illustration de l'invention.
L'installation de transmission électrique illustrée sur la figure 1 comporte en outre un ensemble de stations anémométriques 24, 26, 28, 30 déployées autour de la portion de réseau 10 pour mesurer des valeurs de vitesses de vent. Chaque valeur de vitesse de vent mesurée par l'une quelconque des stations anémométriques 24, 26, 28, 30 comporte un sens du vent et une amplitude du vent exprimée par exemple en m/s. Il s'agit donc d'une valeur vectorielle. Ces stations peuvent être disposées indépendamment des différents points singuliers 12, 14, 16, 18, 20 et 22. Elles disposent de moyens d'émission, par exemple par ondes hertziennes, des valeurs qu'elles mesurent.
Enfin, l'installation de transmission électrique illustrée sur la figure 1 comporte un système 40 de détermination dynamique de capacités maximales de transport de courant électrique relatives à la portion de réseau 10. Il s'agit des capacités maximales de chacune des lignes conductrices qui s'appliquent notamment à leurs extrémités, c'est-à-dire en chaque point singulier, et pour chaque ligne conductrice raccordée à chaque point singulier, du modèle de la portion de réseau 10. Ce système 40, tel que représenté schématiquement sur la figure 1 , est par exemple installé dans l'un des postes électriques locaux, en l'occurrence le poste 16. Il pourrait également être installé en toute indépendance de la portion de réseau 10. Il est mis en œuvre dans un dispositif informatique tel qu'un ordinateur classique et comporte une unité de traitement 42 associée de façon classique à une mémoire 44 (par exemple une mémoire RAM) pour le stockage de fichiers de données et de programmes d'ordinateurs.
L'unité de traitement 42 comporte un récepteur 46 des valeurs mesurées émises par les stations anémométriques 24, 26, 28, 30 et un calculateur 48, par exemple un microprocesseur, apte à traiter les valeurs fournies par le récepteur 46. La mémoire 44 est partitionnée en une première zone 50 de stockage de données de traitement et une deuxième zone 52 de stockage de programmes d'ordinateur. Cette partition est purement fonctionnelle, choisie pour une présentation claire du système 40, mais ne reflète pas nécessairement l'organisation réelle de la mémoire 44.
La première zone de stockage 50 comporte tout d'abord des données 54 relatives au modèle, détaillé ci-dessus, de la portion de réseau 10. Ces données comprennent des paramètres d'identification et de caractérisation des points singuliers 12, 14, 16, 18, 20, 22 et des lignes conductrices homogènes L1 , L2, L3, L4, L5, L6, L7, incluant, outre les considérations topologiques ou géographiques, une température limite de fonctionnement et des paramètres de conduction pour chaque ligne conductrice.
La première zone de stockage 50 comporte en outre des données 56 relatives à une relation d'équilibre thermique prédéterminée. Cette relation est par exemple une équation mathématique équilibrant au moins des expressions mathématiques de gains par effet Joule et énergie solaire avec des expressions mathématiques de pertes par convection et rayonnement électromagnétique. Il peut notamment s'agir d'une relation issue de l'équation I EEE en régime permanent, définie dans le document intitulé « I EEE standard for calculating the current-temperature relationship of bare overhead conductors », publié par I EEE Power Engineering Society sous la référence I EEE Std 738™-2006, en janvier 2007. Il peut aussi s'agir d'une relation issue de l'équation Cigré en régime permanent, définie dans le document intitulé « Thermal behaviour of overhead conductors », publié par le comité d'étude « B2- lignes aériennes » de l'organisation Cigré, WG 22.12, en août 2002, ou précisée dans le document « Guide for thermal rating calculations of overhead lines » précédemment cité. Elle prend par exemple la forme générale :
PJ + PS = PC + PR ,
où Pj est le gain thermique par effet Joule, Ps le gain thermique par énergie solaire, Pc la perte thermique par convection et PR la perte thermique par rayonnement électromagnétique. On se reportera vers les documents cités ci-dessus pour des exemples d'expressions détaillées de chacun(e) de ces gains ou pertes.
La première zone de stockage 50 comporte en outre des données 58 relatives à des paramètres météorologiques généraux portant sur la zone géographique dans laquelle se trouve la portion de réseau 10. Ces paramètres peuvent être choisis a priori comme les plus défavorables possibles dans l'environnement de la portion de réseau 10. Ils peuvent relever de zonages, calculs statistiques, mesures régulières, etc. Ils comportent par exemple des valeurs de température ambiante et d'ensoleillement qui sont fonction du lieu et de la saison. On notera que certaines des données 58 peuvent en variante être remplacées ou mises à jour dynamiquement par des valeurs fournies au calculateur 48 via le récepteur 46. En particulier, des valeurs de températures extérieures en différents points de la portion de réseau 10 peuvent être fournies dynamiquement au calculateur 48 pour un meilleur traitement réalisé par ce dernier par leur prise en compte dans la relation d'équilibre thermique prédéterminée 56.
La première zone de stockage 50 comporte enfin des données 60 relatives à un modèle de propagation de vent. De nombreux modèles de propagation plus ou moins sophistiqués sont connus. Il peut par exemple s'agir d'un modèle de projection linéaire proportionnel selon lequel la vitesse de propagation est prise arbitrairement égale à la l'amplitude de la vitesse du vent, tandis que le sens de la propagation, considérée comme plane, est celui du vent. Un tel modèle, particulièrement simple, est loin d'être parfait, mais il est déjà susceptible de fournir de bons résultats pour une estimation dynamique des capacités maximales mentionnées précédemment. Il permet de construire un historique des valeurs de vitesse de vent pour chaque point du modèle 54 de la portion de réseau 10, et notamment pour chaque point singulier. Un tel historique s'enrichit progressivement au gré des mesures prises par les stations anémométriques 24, 26, 28, 30.
La deuxième zone de stockage 52 telle qu'illustrée sur la figure 1 comporte fonctionnellement quatre programmes d'ordinateurs ou quatre fonctions d'un même programme d'ordinateur 62, 64, 66, 68. On notera en effet que les programmes d'ordinateurs 62, 64, 66, 68 sont présentés comme distincts, mais cette distinction est purement fonctionnelle. Ils pourraient tout aussi bien être regroupés selon toutes les combinaisons possibles en un ou plusieurs logiciels. Leurs fonctions pourraient aussi être au moins en partie micro programmées ou micro câblées dans des circuits intégrés dédiés. Ainsi, en variante, le dispositif informatique mettant en œuvre l'unité de traitement 42 et sa mémoire 44 pourrait être remplacé par un dispositif électronique composé uniquement de circuits numériques (sans programme d'ordinateur) pour la réalisation des mêmes actions.
Le premier programme d'ordinateur 62 comporte des lignes d'instructions pour l'exécution d'une sélection de station anémométrique, dite station sous le vent, parmi les stations 24, 26, 28, 30 à disposition, à partir de valeurs de vitesses de vent mesurées et transmises au microprocesseur 48 par l'intermédiaire du récepteur 46. Un exemple non limitatif de fonctionnement de ce premier programme sera détaillé en référence à la figure 2. En variante et selon la complexité du modèle 60 de propagation de vent retenu, un tel programme pourrait sélectionner plusieurs stations anémométriques parmi celles à disposition.
Le deuxième programme d'ordinateur 64 comporte des lignes d'instructions pour l'application du modèle 60 de propagation de vent depuis la station sous le vent vers les points singuliers 12, 14, 16, 18, 20, 22 du modèle 54 de portion de réseau 10, pour l'estimation de valeurs successives de vitesses de vent en chaque point singulier à partir de valeurs successives de vitesses de vent mesurées par la station sous le vent. Un exemple non limitatif de fonctionnement de ce deuxième programme sera détaillé en référence à la figure 2.
Le troisième programme d'ordinateur 66 comporte des lignes d'instructions pour l'exécution du calcul d'au moins une valeur de capacité maximale de transport de courant électrique en chaque point singulier 12, 14, 16, 18, 20 et 22 du modèle 54 de portion de réseau 10 à partir :
- de la relation d'équilibre thermique prédéterminée 56,
- de chaque température limite de fonctionnement et de chaque paramètre de conduction de réseau enregistrés avec les données du modèle 54 de la portion de réseau 10,
- des paramètres météorologiques généraux 58, et
- d'éventuels paramètres météorologiques fournis dynamiquement au calculateur 48, tels que des températures extérieures mesurées, en prenant en compte, dans la relation d'équilibre thermique prédéterminée 56, les valeurs de vitesses de vent estimées en tous les points singuliers 12, 14, 16, 18, 20, 22 par exécution du deuxième programme 64.
Plus précisément et conformément à l'enseignement du document « Guide for thermal rating calculations of overhead lines » précédemment cité, les valeurs de vitesses de vent peuvent être prises en compte dans l'expression mathématique de perte par convection Pc de l'expression P} + Ps = Pc + PR .
Dans l'exemple de la figure 1 , ce sont deux valeurs de capacités maximales qui peuvent être calculées au point singulier 12, l'une pour la ligne conductrice L1 , l'autre pour la ligne conductrice L7. Trois valeurs de capacités maximales peuvent être calculées au point singulier 14, l'une pour la ligne conductrice L2, une autre pour la ligne conductrice L3, la dernière pour la ligne conductrice L4. Deux valeurs de capacités maximales peuvent être calculées au point singulier 16, l'une pour la ligne conductrice L5, l'autre pour la ligne conductrice L6. Trois valeurs de capacités maximales peuvent être calculées au point singulier 18, l'une pour la ligne conductrice L6, une autre pour la ligne conductrice L3, la dernière pour la ligne conductrice L7. Deux valeurs de capacités maximales peuvent être calculées au point singulier 20, l'une pour la ligne conductrice L1 , l'autre pour la ligne conductrice L2. Deux valeurs de capacités maximales peuvent être calculées au point singulier 22, l'une pour la ligne conductrice L4, l'autre pour la ligne conductrice L5.
Le quatrième programme d'ordinateur 68 comporte des lignes d'instructions pour l'exécution optionnelle du calcul d'une valeur de température réelle en chaque point singulier 12, 14, 16, 18, 20 et 22 du modèle 54 de la portion de réseau 10 à partir :
- de la même relation d'équilibre thermique prédéterminée 56,
- d'une quantité de courant électrique transportée réellement par chaque ligne conductrice et de chaque paramètre de conduction de réseau enregistré avec les données du modèle 54 de portion de réseau 10,
- des paramètres météorologiques généraux 58, et
- d'éventuels paramètres météorologiques fournis dynamiquement au calculateur 48, tels que des températures extérieures mesurées, en prenant en compte, dans la relation d'équilibre thermique prédéterminée 56, les valeurs de vitesses de vent estimées en tous les points singuliers 12, 14, 16, 18, 20,
22 par exécution du deuxième programme 64.
Un procédé de détermination dynamique de capacités maximales de transport de courant électrique dans la portion de réseau 10, mis en œuvre par exécution des programmes d'ordinateurs 62, 64, 66, 68 à l'aide du microprocesseur 48, va maintenant être détaillé en référence à la figure 2.
Au cours d'une étape préalable 100 de préparation du système 40, la portion de réseau 10 dans laquelle est destinée à s'appliquer cette détermination dynamique de capacités maximales est définie par son périmètre, les postes électriques locaux qu'elle contient et les lignes de transmission ou de distribution entre ces postes.
L'ensemble de stations anémométriques déployées autour de la portion de réseau 10 définie est par ailleurs sélectionné.
De façon avantageuse, mais sans contrainte ni obligation, une telle portion de réseau 10 présente l'une ou plusieurs des caractéristiques suivantes : - son périmètre géographique n'est pas trop étendu, de sorte qu'elle présente des caractéristiques géographiques homogènes en termes de relief (il doit rester relativement plat) et d'obstacles (ils doivent être aussi peu nombreux que possible),
- elle constitue une « poche électrique » : cela signifie qu'elle constitue une zone autonome répondant à des règles électrotechniques locales homogènes en termes d'alimentation, transport et fourniture d'électricité,
- elle est alimentée par un parc éolien significatif engendrant des demandes en capacités de transport qui augmentent avec la force du vent : c'est alors tout l'intérêt de l'invention que de pouvoir estimer dynamiquement à la hausse les capacités maximales de transport de la portion de réseau 10 en fonction de la vitesse du vent.
Au cours d'une étape suivante 102 de modélisation de la portion de réseau 10 définie précédemment, le modèle 54 de cette portion de réseau 10 est établi et enregistré en mémoire 44 à partir d'une cartographie des postes électriques locaux et des lignes de transmission ou de distribution qu'elle contient. Cette étape 102 peut être exécutée de façon automatique à l'aide d'un programme d'ordinateur (non illustré) spécifiquement implémenté dans le système 40. Il s'agit principalement de déterminer les points singuliers du modèle 54 : ceux-ci incluent tous les postes électriques locaux ainsi que certains pylônes se situant aux extrémités de tronçons homogènes de lignes à haute tension en termes de tracé rectiligne (une déviation angulaire à +/- 10% pouvant par exemple être admise), de sections de câbles et de températures limites de fonctionnement. On obtient ainsi par exemple le modèle 54 illustré sur la figure 1 par les points singuliers 12, 14, 16, 18, 20, 22 et les lignes conductrices homogènes L1 , L2, L3, L4, L5, L6, L7.
Au cours d'une étape de paramétrage 104, qui peut avoir lieu avant, pendant ou après les étapes 100 et 102, au moins une valeur Vmin de vitesse minimale de vent, une valeur AVmax de variation maximale de vitesses de vent entre stations anémométriques et une valeur A9max de variation angulaire maximale de directions de vent entre stations anémométriques sont prédéterminées. La valeur Vmin permet de définir une valeur minimale de vitesse de vent en deçà de laquelle il n'est pas jugé utile d'exécuter les programmes d'ordinateurs 66 et 68, voire le programme d'ordinateur 64, imposant ainsi un premier critère prédéterminé conditionnant le déclenchement du calcul des capacités maximales de transport de courant électrique en chaque point singulier. Les valeurs AVmax et A9max permettent de définir des valeurs maximales de variations des mesures entre stations anémométriques au-delà desquelles il n'est pas jugé utile d'exécuter les programmes d'ordinateurs 66 et 68, voire le programme d'ordinateur 64, imposant ainsi un deuxième critère prédéterminé de cohérence de ces mesures entre elles conditionnant le déclenchement du calcul des capacités maximales de transport de courant électrique en chaque point singulier. Ces critères permettent de tirer au mieux profit du procédé de la figure 2 sachant qu'il fournit des résultats performants lorsque les mesures de vitesses de vent fournies par les différentes stations anémométriques sont cohérentes entre elles et lorsque le vent mesuré dépasse une certaine valeur à déterminer spécifiquement en fonction de chaque contexte dans lequel l'invention est mise en œuvre.
Ensuite, au cours d'une étape de mesure 106, chaque station anémométrique 24, 26, 28, 30 mesure localement une succession de valeurs de vitesses de vent. Chaque valeur mesurée est vectorielle et transmise au récepteur 46 du système 40.
Lors d'une étape 108, le microprocesseur 48 du système 40 déclenche l'exécution du premier programme d'ordinateur 62. Au cours de cette étape, il détermine un sens principal de vent à partir des dernières valeurs de vitesses de vent reçues. Cela peut se faire de façon connue en soi par un calcul de moyenne angulaire des sens de vent mesurés par les différentes stations anémométriques 24, 26, 28, 30. A partir de cette valeur de sens principal du vent, le microprocesseur 48 détermine la station anémométrique sous le vent, c'est-à-dire celle, parmi les stations 24, 26, 28, 30, qui est située la plus en amont dans le sens principal de vent déterminé.
L'étape 108 est suivie d'un test 1 10 au cours duquel les critères de déclenchement du calcul des capacités maximales de transport de courant électrique en chaque point singulier de la portion de réseau 10 sont vérifiés. Le premier critère, relatif à la valeur Vmin, se décline par exemple en deux critères portant sur des seuils Vmin[1 ] et Vmin[2] selon lesquels la valeur de vitesse de vent fournie par la station sous le vent doit être supérieure en amplitude à Vmin[1 ] et chaque valeur de vitesse de vent fournie par une station anémométrique autre que la station sous le vent doit être supérieure en amplitude à Vmin[2], avec Vmin[2] < Vmin[1 ]. On peut par exemple choisir Vmin[1 ] = 5 m/s et Vmin[2] = 2 m/s. Le deuxième critère, de cohérence, impose que l'écart angulaire entre les différents sens des valeurs vectorielles mesurées reste inférieur à AQmax et l'écart en amplitude entre les différentes normes des valeurs vectorielles mesurées reste inférieur AVmax. Il peut par exemple être toléré un écart de 10% autour des valeurs moyennes. Lorsque que ces critères sont vérifiés, le procédé passe à une étape suivante 1 12. Sinon, il revient à l'étape 106 pour une nouvelle série de mesures.
Au cours de l'étape 1 12, une initialisation temporelle est déclenchée par le microprocesseur 48. Il est établi un premier instant T à partir duquel il est décidé de commencer le calcul dynamique des capacités maximales par projection temporelle à l'aide du modèle 60 de propagation de vent pour un deuxième instant T+H, où H>0, à partir duquel ces capacités maximales calculées pourront, le cas échéant, être appliquées à la portion de réseau 10. En considérant Dmax la distance maximale entre la station sous le vent et le point singulier le plus éloigné de la portion de réseau 10, et au vu de Vmin[1] qui est la vitesse minimale mesurée en sortie de l'étape 1 10, pour que l'on soit sûr de pouvoir estimer la vitesse du vent en chaque point singulier de la portion de réseau 10 par projection temporelle à l'instant T+H, il est préférable de s'assurer que H≥ Dmax Vmin[1]. Ainsi, H = 90 mn est suffisant pour une distance maximale de 27 km.
En outre, au cours de cette même étape 1 12, un indice temporel t incrémentable par pas de At entre T et T+H est initialisé à t=T. Pour H = 90 mn, on peut par exemple choisir At = 6 mn.
En outre, chaque ligne conductrice étant soumise à une capacité par défaut de transport de courant électrique par exemple déterminée selon les techniques connues de l'art antérieur, il peut être associé une capacité opérationnelle par défaut à chacun des points singuliers de la portion de réseau 10 pour chacune des lignes conductrices auxquelles il est raccordé.
Enfin, pour chaque point singulier et chaque ligne conductrice à laquelle il est raccordée, une valeur C de capacité maximale est initialisée à l'infini (+∞).
L'étape 1 12 est suivie d'une boucle d'étapes 1 14, 1 16, 1 18, 120, 122, 124,
126, 128, 130 qui est exécutée pour au moins chacun des points singuliers du modèle 54 de la portion de réseau 10 et pour chacune des lignes conductrices auxquelles il est raccordé.
Ainsi, pour un point singulier considéré et pour une ligne conductrice considérée à laquelle il est raccordé, lors de l'étape 1 14, réalisée par exécution du deuxième programme d'ordinateur 64, le modèle de propagation de vent est appliqué à au moins une valeur de vitesse de vent mesurée par la station anémométrique sous le vent au cours d'une période se terminant à l'instant t pour déterminer par projection temporelle, si cela est possible compte tenu des vitesses mesurées et de la distance entre la station sous le vent et le point singulier considéré, une valeur de vitesse de vent au point singulier considéré à l'instant T+H.
Ensuite, au cours d'une étape de test 1 16, le premier critère de déclenchement du calcul de la capacité maximale de transport de courant électrique au point singulier considéré et pour la ligne conductrice considérée peut de nouveau être vérifié sur la base de la valeur de vitesse de vent déterminée à l'étape 1 14. Par exemple, elle doit être supérieure en amplitude à Vmin[1].
Si ce n'est pas le cas, le procédé passe à une étape suivante 1 18 au cours de laquelle la capacité maximale au point singulier considéré à l'instant t est mise à sa valeur opérationnelle par défaut. Puis il passe à une étape 120 d'incrémentation de t à t+At avant de revenir à l'étape 1 14.
Si la valeur de vitesse de vent déterminée à l'étape 1 14 vérifie le critère de l'étape 1 16, le procédé passe à une étape 122 de calcul dynamique de la capacité maximale de transport de courant électrique au point singulier considéré pour la ligne conductrice considérée par exécution du troisième programme d'ordinateur 66 en tenant compte de la valeur de vitesse de vent déterminée à l'étape 1 14 dans la relation 56 d'équilibre thermique prédéterminé et en tenant compte également des propriétés de la ligne conductrice considérée. Il peut alors en être déduit une valeur de capacité maximale calculée à l'instant t pour l'instant T+H.
Puis le procédé passe éventuellement à une étape optionnelle 124 de calcul dynamique d'une valeur de température réelle au point singulier considéré pour la ligne conductrice considérée par exécution du quatrième programme d'ordinateur 68 en tenant compte des mêmes paramètres qu'à l'étape précédente et de la quantité de courant électrique réellement transportée. Cette étape optionnelle peut par exemple servir à valider la pertinence du calcul dynamique des capacités maximales en comparant les valeurs de températures réelles estimées à des mesures de températures réelles relevées par capteurs. D'une façon plus générale, cette étape de calcul peut être réalisée en n'importe quel point de la portion de réseau 10 pourvu d'un capteur de température ou de tout autre moyen d'évaluation d'une température de câble (directement ou indirectement par la mesure de la flèche, de la tension mécanique ou de la fréquence vibratoire du câble par exemple).
Au cours d'une étape de test 126 suivante, la capacité maximale dynamiquement calculée à l'étape 122 est comparée à la capacité opérationnelle par défaut du point singulier considéré pour la ligne conductrice considérée. Si la valeur calculée dynamiquement est inférieure ou égale à la capacité opérationnelle par défaut, c'est cette dernière qui est retenue comme valeur calculée à l'étape 122, puis le procédé retourne à l'étape 120 tant que l'indice temporel t est inférieur à T+H.
Si la valeur calculée dynamiquement est supérieure à la capacité opérationnelle par défaut ou si l'instant T+H a été atteint à l'étape 126, le procédé passe à une étape suivante 128. Au cours de cette étape 128, la capacité maximale calculée dynamiquement à l'étape 122 est comparée à la valeur C. Si elle est supérieure, C reste inchangée, sinon C est remplacée par cette capacité maximale calculée à l'instant t pour l'instant T+H lors de l'étape 122.
Ensuite, une étape de test 130 est réalisée sur l'indice temporel t. Si ce dernier est inférieur à T+H, le procédé retourne à l'étape 120.
Sinon, il passe à une étape finale 132 au cours de laquelle la dernière valeur de C est retenue en tant que capacité maximale de transport électrique à l'instant T+H au point singulier considéré pour la ligne conductrice considérée. Il s'agit, compte tenu de l'étape 128, de la plus petite des valeurs de capacité maximale dynamiquement calculées ayant passé le test de l'étape 126. Par ailleurs, une fois la boucle d'étapes 1 14 à 130 exécutée pour au moins chacun des points singuliers du modèle 54 de la portion de réseau 10, les capacités maximales calculées peuvent être éventuellement revues à la baisse de la façon suivante : pour chaque ligne conductrice, les capacités maximales dynamiquement calculées pour l'instant T+H à ses deux extrémités sont comparées et c'est la valeur minorante qui est finalement retenue aux deux points singuliers concernés pour la ligne conductrice considérée. Ainsi, chaque capacité par défaut est remplacée par la plus petite des capacités maximales calculées aux points singuliers formant les extrémités de chaque ligne conductrice respective, dite capacité optimale, si cette capacité optimale est plus élevée que la capacité par défaut correspondante et si les critères prédéterminés indiqués précédemment sont vérifiés.
Il appartient ensuite à un opérateur de la portion de réseau 10 d'appliquer tout ou partie des valeurs de capacités optimales à partir de l'instant t+H de manière à répondre aux sollicitations de fournisseurs ou consommateurs d'électricité.
Suite à l'étape 132, le procédé retourne à l'étape 106 pour une nouvelle série de mesures.
Il apparaît clairement qu'un système de détermination dynamique de capacités maximales de transport de courant électrique tel que celui décrit précédemment permet de prendre en compte simplement et astucieusement des mesures de vitesses de vent pour obtenir une estimation plus favorable de ces capacités maximales. Etant donné que l'effet refroidissant du vent s'accompagne d'une capacité de production d'électricité croissante lorsque la portion de réseau concernée est raccordée à un parc éolien, c'est notamment dans ce contexte que l'invention présente ses meilleurs résultats.
On notera par ailleurs que l'invention n'est pas limitée au mode de réalisation décrit précédemment.
En particulier, la topologie de la portion de réseau considérée peut être tout à fait quelconque, celle de la figure 1 n'ayant été choisie à titre illustratif que pour sa simplicité.
Par ailleurs, les stations anémométriques 24, 26, 28, 30 ont été illustrées comme disposées indépendamment de la portion de réseau 10, mais elles pourraient aussi être installées dans au moins une partie des postes électriques locaux, notamment ceux situés en périphérie de la portion de réseau (ce qui est le cas des quatre postes illustrés sur la figure 1 ).
Par ailleurs également, le modèle 60 de propagation de vent par projection linéaire pris comme exemple avantageux pourrait être remplacé par tout autre modèle connu, l'adaptation de l'invention à un modèle de propagation connu autre que celui présenté précédemment étant à la portée de l'homme du métier.
Par ailleurs également, le procédé détaillé en référence à la figure 2 peut être décliné selon un grand nombre de variantes qu'il est impossible de lister de façon exhaustive, seules les étapes générales suivantes devant nécessairement être mises en œuvre :
- établissement d'un modèle de la portion de réseau, ce modèle étant constitué de points singuliers et d'au moins une ligne conductrice de courant électrique à haute tension entre ces points singuliers,
- mesures de valeurs de vitesses de vent par un ensemble de stations anémométriques déployées autour de la portion de réseau,
- sélection d'au moins une station anémométrique dans l'ensemble de stations anémométriques,
- application d'un modèle de propagation de vent depuis ladite au moins une station sélectionnée vers les points singuliers du modèle de portion de réseau, pour l'estimation d'une valeur de vitesse de vent en chaque point singulier à partir des valeurs de vitesses de vent reçues, et
- calcul d'au moins une valeur de capacité maximale en chaque point singulier du modèle de portion de réseau à partir d'une relation d'équilibre thermique prédéterminée, d'une température limite de fonctionnement de chaque ligne conductrice, de paramètres de conduction de chaque ligne conductrice et de paramètres météorologiques, en prenant en compte ladite valeur de vitesse de vent estimée en chaque point singulier dans la relation d'équilibre thermique prédéterminée.
On notera en particulier que les calculs de capacités maximales peuvent être exécutés pour d'autres points du modèle de la portion de réseau que les points singuliers, notamment tout au long d'au moins une partie des lignes conductrices.
Il apparaîtra plus généralement à l'homme de l'art que diverses modifications peuvent être apportées au mode de réalisation décrit ci-dessus, à la lumière de l'enseignement qui vient de lui être divulgué. Dans les revendications qui suivent, les termes utilisés ne doivent pas être interprétés comme limitant les revendications au mode de réalisation exposé dans la présente description, mais doivent être interprétés pour y inclure tous les équivalents que les revendications visent à couvrir du fait de leur formulation et dont la prévision est à la portée de l'homme de l'art en appliquant ses connaissances générales à la mise en œuvre de l'enseignement qui vient de lui être divulgué.

Claims

REVENDICATIONS
1. Système (40) de détermination dynamique de capacités maximales de transport de courant électrique relatives à une portion (10) de réseau de transmission de courant électrique à haute tension, comportant :
des moyens (44) de stockage d'un modèle (54) de la portion de réseau, ce modèle (54) comportant des points singuliers (12, 14, 16, 18, 20, 22) et au moins une ligne (L1 , L2, L3, L4, L5, L6, L7) conductrice de courant électrique à haute tension entre ces points singuliers, d'une relation d'équilibre thermique prédéterminée (56), d'une température limite de fonctionnement de chaque ligne conductrice et de paramètres de conduction de chaque ligne conductrice,
un calculateur (48), ayant accès aux moyens de stockage (44), programmé (62, 64, 66, 68) pour calculer au moins une valeur de capacité maximale en chaque point singulier (12, 14, 16, 18, 20, 22) du modèle (54) de portion de réseau à partir de la relation d'équilibre thermique prédéterminée (56), de chaque température limite de fonctionnement, de chaque paramètre de conduction et de paramètres météorologiques (58),
caractérisé en ce qu'il comporte en outre des moyens (46) de réception, par le calculateur (48), de valeurs de vitesses de vent mesurées par un ensemble de stations anémométriques déployées autour de la portion de réseau, et en ce que le calculateur (48) est programmé pour :
- sélectionner au moins une station anémométrique dans l'ensemble de stations anémométriques,
appliquer un modèle (60) de propagation de vent depuis ladite au moins une station sélectionnée vers les points singuliers (12, 14, 16, 18, 20, 22) du modèle (54) de portion de réseau, pour l'estimation d'une valeur de vitesse de vent en chaque point singulier à partir des valeurs de vitesses de vent reçues, et
calculer ladite au moins une capacité maximale en chaque point singulier en prenant en compte ladite valeur de vitesse de vent estimée en chaque point singulier dans la relation d'équilibre thermique prédéterminée (56).
2. Système (40) de détermination dynamique de capacités maximales de transport de courant électrique selon la revendication 1 , dans lequel le calculateur (48) est plus précisément programmé (62) pour :
déterminer un sens principal de vent à partir des valeurs de vitesses de vent reçues, et
sélectionner la station anémométrique, dite station sous le vent, située la plus en amont dans le sens principal de vent déterminé.
3. Système (40) de détermination dynamique de capacités maximales de transport de courant électrique selon la revendication 1 ou 2, dans lequel :
- la relation d'équilibre thermique prédéterminée (56) est une équation mathématique équilibrant au moins des expressions mathématiques de gains par effet Joule et énergie solaire avec des expressions mathématiques de pertes par convection et rayonnement électromagnétique, et
- le calculateur (48) est programmé (66, 68) pour prendre en compte ladite valeur de vitesse de vent estimée en chaque point singulier dans l'expression mathématique de perte par convection.
4. Système (40) de détermination dynamique de capacités maximales de transport de courant électrique selon l'une quelconque des revendications 1 à 3, dans lequel le calculateur (48) est en outre programmé (68) pour calculer une valeur de température en au moins un point du modèle (54) de portion de réseau pour lequel une valeur de vitesse de vent a été estimée, à partir de la relation d'équilibre thermique prédéterminée (56), d'une quantité de courant électrique transportée par la ligne conductrice comportant ce point du modèle (54) de portion de réseau, des paramètres de conduction de cette ligne conductrice et des paramètres météorologiques (58), en prenant en compte ladite valeur de vitesse de vent estimée dans la relation d'équilibre thermique prédéterminée (56).
5. Système (40) de détermination dynamique de capacités maximales de transport de courant électrique selon l'une quelconque des revendications 1 à 4, dans lequel le calculateur (48) est programmé pour déclencher le calcul de ladite au moins une capacité maximale en chaque point singulier à condition que des critères prédéterminés de valeur minimale de vitesse de vent et de cohérence, entre elles, des valeurs de vitesses de vent reçues soient vérifiés.
6. Système (40) de détermination dynamique de capacités maximales de transport de courant électrique selon la revendication 5, dans lequel : le critère prédéterminé de valeur minimale de vitesse de vent est défini de la façon suivante : la valeur de vitesse de vent fournie par la station sous le vent doit être supérieure en amplitude à un premier seuil et chaque valeur de vitesse de vent fournie par une station anémométrique autre que la station sous le vent doit être supérieure en amplitude à un deuxième seuil, le deuxième seuil étant inférieur au premier seuil,
le critère prédéterminé de cohérence, entre elles, des valeurs de vitesses de vent reçues est défini de la façon suivante : les valeurs de vitesses de vent reçues étant vectorielles, l'écart angulaire entre les différents sens de ces valeurs vectorielles doit rester inférieur à un troisième seuil et l'écart en amplitude entre les différentes normes de ces valeurs vectorielles doit rester inférieur à un quatrième seuil.
7. Installation de transmission électrique à détermination dynamique de capacités maximales de transport de courant électrique, comportant :
une portion (10) de réseau de transmission de courant électrique à haute tension comportant des postes électriques locaux (12, 14, 16, 18) et au moins une ligne de transmission ou de distribution de courant électrique à haute tension portée par des pylônes (20, 22) entre ces postes électriques locaux,
un ensemble de stations anémométriques (24, 26, 28, 30) déployées autour de la portion de réseau (10), et
un système (40) de détermination dynamique de capacités maximales de transport de courant électrique selon l'une quelconque des revendications 1 à 6.
8. Procédé de détermination dynamique de capacités maximales de transport de courant électrique relatives à une portion (10) de réseau de transmission de courant électrique à haute tension, comportant les étapes suivantes :
établissement (102) d'un modèle (54) de la portion de réseau (10), ce modèle (54) comportant des points singuliers (12, 14, 16, 18, 20, 22) et au moins une ligne (L1 , L2, L3, L4, L5, L6, L7) conductrice de courant électrique à haute tension entre ces points singuliers, - calcul (1 14, 1 16, 1 18, 120, 122, 124, 126, 128, 130, 132) d'au moins une valeur de capacité maximale en chaque point singulier (12, 14, 16, 18, 20, 22) du modèle (54) de portion de réseau (10) à partir d'une relation d'équilibre thermique prédéterminée (56), d'une température limite de fonctionnement de chaque ligne conductrice (L1 , L2, L3, L4, L5, L6, L7), de paramètres de conduction de chaque ligne conductrice (L1 , L2, L3, L4, L5, L6, L7) et de paramètres météorologiques (58),
caractérisé en ce qu'il comporte en outre les étapes suivantes :
mesures (106) de valeurs de vitesses de vent par un ensemble de stations anémométriques (24, 26, 28, 30) déployées autour de la portion de réseau (10),
- sélection (108) d'au moins une station anémométrique dans l'ensemble de stations anémométriques (24, 26, 28, 30),
application (1 14) d'un modèle (60) de propagation de vent depuis ladite au moins une station sélectionnée vers les points singuliers (12, 14, 16, 18, 20, 22) du modèle (54) de portion de réseau (10), pour l'estimation d'une valeur de vitesse de vent en chaque point singulier à partir des valeurs de vitesses de vent reçues, et
- calcul (1 14, 1 16, 1 18, 120, 122, 124, 126, 128, 130, 132) de ladite au moins une capacité maximale en chaque point singulier en prenant en compte ladite valeur de vitesse de vent estimée en chaque point singulier dans la relation d'équilibre thermique prédéterminée (56).
9. Procédé de détermination dynamique de capacités maximales de transport de courant électrique selon la revendication 8, dans lequel :
chaque ligne conductrice (L1 , L2, L3, L4, L5, L6, L7) est soumise à une capacité par défaut de transport de courant électrique,
- le calcul (1 14, 1 16, 1 18, 120, 122, 124, 126, 128, 130, 132) de ladite au moins une capacité maximale en chaque point singulier est déclenché (1 12) à condition (1 10) que des critères prédéterminés de valeur minimale de vitesse de vent et de cohérence, entre elles, des valeurs de vitesses vent mesurées soient vérifiés, et - chaque capacité par défaut est remplacée (128, 132) par la plus petite des capacités maximales calculées aux points singuliers formant les extrémités de chaque ligne conductrice respective, dite capacité optimale, si cette capacité optimale est plus élevée que la capacité par défaut correspondante et si les critères prédéterminés sont vérifiés.
10. Procédé de détermination dynamique de capacités maximales de transport de courant électrique selon la revendication 9, dans lequel :
- le calcul (1 14, 1 16, 1 18, 120, 122, 124, 126, 128, 130, 132) de ladite au moins une capacité maximale en chaque point singulier est déclenché (1 12) à un instant T et établi par projection temporelle (1 14) à l'aide du modèle (60) de propagation de vent pour un instant T+H où H>0,
- entre les instants T et T+H, le calcul (1 14, 1 16, 1 18, 120, 122, 124, 126, 128, 130, 132) de ladite au moins une capacité maximale en chaque point singulier est répété et établi par projection temporelle pour l'instant T+H, et
à l'instant T+H, ladite au moins une valeur de capacité maximale retenue en chaque point singulier est la plus petite des valeurs de capacités maximales correspondantes calculées entre les instants T et T+H.
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