think grid 11 - french

Dossier – p. 13

LES POSTES ACCÈDENT AU NUMÉRIQUE

HINKGRIDTSHARINGALSTOM GRIDINNOVATION & PRACTICES

#11

Alstom GridImmeuble Le Galilée51 esplanade du Général de Gaulle92907 La Défense CedexFrance

www.alstom.com

Grid

-Sec

tor-L

1-Th

ink_

Grid

_11

-297

2-20

13_

07-F

R –

© A

LSTO

M 2

013.

Tou

s dr

oits

rése

rvés

. Les

info

rmat

ions

con

tenu

es d

ans

ce d

ocum

ent s

ont f

ourn

ies

à tit

re p

urem

ent i

ndica

tif. A

LSTO

M n

e do

nne

aucu

ne g

aran

tie s

ur le

ur e

xact

itude

, leu

r int

égra

lité

ou s

ur le

fait

que

ces

info

rmat

ions

pu

issen

t con

veni

r à u

n pr

ojet

par

ticul

ier,

dans

la m

esur

e où

ces i

nfor

mat

ions

pou

rront

var

ier e

n fo

nctio

n de

s circ

onst

ance

s tec

hniq

ues e

t com

mer

ciale

s. C

es in

form

atio

ns p

ourro

nt ê

tre m

odifi

ées à

tout

mom

ent s

ans p

réav

is. L

eur r

epro

duct

ion,

util

isatio

n ou

tran

smiss

ion

à de

s tie

rs, s

ans l

’acc

ord

préa

labl

e éc

rit d

’Alst

om, e

st st

ricte

men

t int

erdi

te.

THIN

K GR

ID #

11 –

PRI

NTE

MPS

/ÉTÉ

201

3

Sommaire

06Alstom reçoit

le Prix 2012 Frost & Sullivan de l’innovation

technologique

Rencontre avec Luis Alejandro Camargo Suan et Maria Nohemi Arboleda Arango

08

Des produits et des services intelligents

Solutions de synchrophasage pour un Smart Grid encore plus intelligent

38

Rencontre avec

Camargo Suan et Maria Nohemi Arboleda Arango

Dr RichardCharnah,Éditeur

SHARING ALSTOM GRID INNOVATION & PRACTICES – Publié par Alstom Grid – 51 esplanade du Général de Gaulle – 92907 La Défense Cedex – France. www.alstom.com –

Tirage : 15 000 exemplaires (anglais, chinois, français) – Édition : Dr Richard Charnah – Rédactrice en chef : Véronique Chauvot – Comité éditorial : Stéphan Lelaidier, Richard Charnah, Walter Dussaucy, Véronique Chauvot – Conception et réalisation : BythewayCreacom – 19 rue Galilée, 75116 Paris – France – Tél. : +33 (0)1 53 57 60 60 – www.bythewaycreacom.net – Directeur de la rédaction : Henry Lewis Blount – Chef de projet : Valérie Barral – Rédacteurs : Henry Lewis Blount, Ken Kincaid, Patrick Love, Louis-Antoine Mallen, Manuel Relvas, Gordon Smith – Traduction française : Guy Melin – Directeur artistique : Katja Zimt – Maquettiste : Sandie Herviou – Conception graphique assistée par ordinateur : Laurent Bouyer, Studio V2 – Crédits photographiques : Alstom, XM, Irish control center/Eirgrid, Friends of the Supergrid, Medgrid/Conception et réalisation : Regards Events, Rusty Rae, Shutterstock, Thinkstock – Impression : HandiPrint. ISSN: 2102-0140. Un grand remerciement aux sociétés qui nous ont très aimablement mis leurs illustrations à disposition à titre gracieux.

HINKGRIDT

Respect de l’environnementLes postes accèdent au numérique

AGENDA

13 2512 DU 13 AU 17 MAI 2013

GÖTEBORG, SUÈDEElfack 2013

Ce salon, le plus important organisé en Scandinavie pour l’industrie électrique, rassemble compagnies d’électricité, décideurs, responsables politiques, installateurs, distributeurs et beaucoup d’autres acteurs, pour cinq jours d’informations produits, de séminaires, de formation et d’échanges. Le Power Forum est l’occasion d’actualiser ses connaissances sur les réseaux intelligents, les infrastructures du futur et les sources d’énergie alternatives.

10 421

DU 10 AU 13 JUIN 2013STOCKHOLM, SUÈDECIRED 2013

Cette exposition-conférence internationale, organisée tous les deux ans, est un forum majeur pour la communauté en charge de la distribution électrique. Thème retenu cette année : « Les réseaux de distribution de l’électricité pour un futur durable ». Les trois journées comportent des sessions plénières avec des intervenants de réputation internationale, des sessions posters, des tables rondes, et des forums consacrés à la recherche et à l’innovation.

DU 21 AU 25 JUILLET 2013VANCOUVER, CANADA IEEE Power & Energy SocietyAssemblée générale

Le thème de cette année est : « Élaborer l’industrie électrique du futur. » La conférence rassemblera ingénieurs électriciens et universitaires du monde entier, l’objectif étant d’offrir un forum international permettant aux experts de discuter des défi s et développements de l’ingénierie électrique. Parmi les sujets abordés : effi cacité et fi abilité du transport de l’électricité, avancées dans la protection et le contrôle-commande.

DU 12 AU 13 JUIN 2013MANCHESTER, GRANDE-BRETAGNEOffshore Wind 2013

Il s’agit de la 11e exposition-conférence annuelle consacrée à l’éolien offshore. Organisée par RenewableUK, principale association professionnelle britannique pour les énergies renouvelables, il devrait attirer plus de 3 000 délégués et quelque 200 exposants. Le programme des conférences mettra l’accent sur la planifi cation de la croissance, le fi nancement, les politiques et les communautés, les marchés émergents, la chaîne logistique, ainsi que les technologies et l’innovation.

DU 4 AU 7 SEPTEMBRE 2013JAKARTA, INDONÉSIE Electric, Power & RenewableEnergy Indonesia 2013

Ce salon bisannuel refl ète la phénoménale expansion économique de l’Indonésie, qu’accompagne une demande tout aussi forte d’électricité. Le pays a déjà prévu des investissements substantiels pour développer ses infrastructures énergétiques, d’où l’importance de ce salon tripartite – Power Indonesia, Renewable Energy et Electric Indonesia.

DU 25 AU 30 AOÛT 2013SÉOUL, CORÉEISH 2013

L’édition 2013 de l’ISH (International Symposium on High Voltage Engineering) constitue un pôle d’attraction majeur pour les ingénieurs, scientifi ques, universitaires, chercheurs et responsables politiques, leur permettant de traiter des perspectives et des défi s industriels. C’est également une plate-forme de choix pour partager les avancées technologiques et les expériences acquises. Les thèmes abordés porteront notamment sur les techniques d’essais et de mesure de la haute tension, les matériaux d’isolation, la gestion des ressources, les Smart Grids, etc.

Alstom Grid///Printemps/Été 2013 51

L’un des cinq grand palais de Séoul.Vancouver, l’une des villes du monde

où il fait bon vivre.Le front de mer à Stockholm.

#11 Printemps/Été 2013

Innovation et performance

Repousser les limites des postes GIS vers

des horizons nouveaux

Repousser les limites Une percée technologique pour les réseaux HVDC : le nouveau disjoncteur d’Alstom

50

5 AVANT-PROPOS Par Stéphan Lelaidier :

Vice-Président Recherche & Développement, Alstom Grid

6 PANORAMA Alstom reçoit le Prix 2012

Frost & Sullivan de l’innovation technologique

8 RENCONTRE AVEC… Luis Alejandro Camargo Suan,

PDG de XM et Maria Nohemi Arboleda Arango, Directrice chez XM au Centre national de distribution de l’énergie

11 DOSSIER Repousser les limites de la technologie électrique

12 Chapitre I Respect de l'environnement Les postes accèdent au numérique

23 Chapitre II Innovation et performance Repousser les limites des postes GIS

vers des horizons nouveaux

38 Chapitre III Des produits et des services intelligents Solutions de synchrophasage

pour un Smart Grid encore plus intelligent

48 LE TOUR DE LA QUESTION Faut-il voir autre chose que du vent dans le succès du Cloud ?

50 REPOUSSER LES LIMITES Une percée technologique

pour les réseaux CCHT : le nouveau disjoncteur d’Alstom

51 AGENDA À ne pas manquer…

THInK GrID

4 Alstom grid///Printemps/Été 2013

Alstom grid///Printemps/Été 2013 5

Tout le monde semble s’accorder sur le fait que les décennies à venir verront des changements profonds dans la nature des tâches auxquelles devront répondre les réseaux électriques de demain. Les contraintes qui pèseront sur ceux-ci, qu’il s’agisse de l’urbanisation croissante, de la minimisation des changements climatiques, de l’intégration à grande échelle des sources d’énergie renouvelables et de l’adoption des technologies associées aux réseaux intelligents, sont désormais bien documentées.

Cet ensemble de forces agit selon des combinaisons variables et pèse d’un poids différent en fonction des régions, mais touche tous les acteurs du réseau – opérateurs, fabricants, consommateurs et autres. Nous ne pouvons certes prédire de manière exacte les modèles qui prévaudront dans l’avenir, mais nous pouvons d’ores et déjà nous y préparer. Ce numéro de Think Grid aborde certains des développements qui contribueront à façonner cet avenir.

La fl exibilité et l’interopérabilité faciliteront l’exploitation des réseaux sans compromettre les exigences commerciales. Des solutions environnementales responsables, traitant la question des émissions dans l’atmosphère et des moyens permettant de minimiser l’utilisation de précieux terrains, aideront à soulager les contraintes qui impactent les ressources limitées de notre planète. Ces solutions ne passeront d’ailleurs pas uniquement par un apport matériel. Il nous faut aussi mieux gérer la manière dont l’électricité est fournie, et même les services associés, afi n d’être en mesure de nous adapter à la version du futur qui se dessinera.

Vous trouverez des exemples de ces modes de pensée dans le présent numéro de Think Grid. Le parcours passe par les appareillages de coupure et les systèmes de commande qui répondent aux inquiétudes environnemen-tales, jusqu’aux systèmes de gestion de l’effacement de la charge et aux solutions de formation à distance, sans oublier les postes numériques. Autant de dispositifs et de solutions qui auront de toute évidence leur rôle à jouer.

Bonne lecture.

Une vision globale de l’avenir attentive

aux détails

Par stéphan lelaidier : Vice-Président Recherche & Développement, Alstom Grid AVANT-PROPOS

A p e r ç u s c o m m e r c i A u x

AllemAgneConnexion de parcs éoliens offshoreL’opérateur européen de réseaux de transport TenneT a attribué à Alstom le projet offshore DolWin 3 qui permettra de relier les parcs éoliens de la mer du Nord au réseau continental. Alstom fournira et construira les postes de conversion onshore et offshore, et en assurera le raccordement électrique. Le projet utilisera une technologie 900 MW DC ±320 kV, avec des convertisseurs de source de tension, pour livrer à l’Allemagne l’électricité produite en mer, via un câble sous-marin de 83 km. Alstom a également été retenu pour un contrat de service de cinq ans couvrant les postes de conversion et la plate-forme offshore, ainsi que le réseau de conversion onshore.

BrésilAmélioration des réseaux de transport Alstom s’est vu attribuer un contrat pour améliorer le réseau de transport d’électricité de deux postes, à Minas Gerais. Les deux solutions sont basées sur les systèmes de transport AC FACTS d’Alstom. Pour le poste de Bom Despacho, Alstom fournira un compensateur statique de puissance réactive (SVC) offrant une puissance assignée de -200/+300 MVAr. Pour le poste de São Gotardo, les équipements incluent une batterie de condensateurs shunt reliée au réseau 345 kV, avec une puissance nominale de 150 MVAr.

états-unisLogiciel de gestion du marchéAlstom vient de livrer la dernière version de son logiciel de gestion e-terramarket, qui permettra à PJM Interconnection, le plus grand Opérateur nord-américain du marché de l’électricité, d’adapter plus efficacement le développement spectaculaire des ressources énergétiques à une demande en très forte croissance.

indonésie50 postes clés en main pour Java et SumatraPT PLN (Persero) a attribué six contrats clés en main au consortium PT Alstom Grid et PT Multifabrindo Gemilang. Ces projets sont financés par la Banque mondiale. La fourniture inclut la construction de postes 150 kV, 275 kV et 500 kV sur une cinquantaine de sites à Java et Sumatra, sur une période de dix-huit mois. Ce projet permettra à PLN d’accroître les capacités nationales en ajoutant de nouvelles travées de transformateurs sur ses réseaux, y compris les équipements fournis par Alstom, et les transformateurs de puissance de sa filiale indonésienne, PT Unindo.

indeTechnologie UHVDC 800 kVAlstom a signé un contrat clés en main avec Power Grid Corporation of India Limited pour relier Champa (État de Chhattisgarh), dans la partie centrale de l’Inde, à Kurukshetra (État de Haryana) au nord du pays, en utilisant une technologie ultra haute tension en courant continu (UHVDC) ±800 kV 3 000 MW. Alstom fournira des valves à thyristors UHVDC ±800 kV, 32 transformateurs de conversion, des postes à isolation gazeuse et isolation dans l’air 400/220 kV, des systèmes de communication et des systèmes SCADA. Alstom prendra également en charge la gestion de projet globale, la conception, l’ingénierie, les travaux de génie civil et la mise en service.

Royaume-Uni Décembre 2012

Alstom reçoit le Prix 2012 Frost & sullivan de l’innovation technologique Alstom a reçu le Prix Frost & Sullivan 2012 de l’innovation technologique en matière de VSC HVDC, avec ses réalisations dans le transport haute tension en courant continu (HVDC) avec convertisseurs de source de tension (VSC). Alstom a été primé pour sa solution HVDC de nouvelle génération MaxSine™. Cette technologie VSC apporte une réponse avantageuse aux questions de performance et d’encombrement associées aux solutions HVDC LCC (convertisseurs commutes par le réseau, ou sources de courant), et elle ouvre la voie à de nombreuses autres applications. De nombreux experts industriels voient dans les VSC une technologie d’avenir qui connectera les sources d’énergie renouvelables à caractère intermittent, comme l’éolien. C’est aujourd’hui la meilleure technologie pour les liaisons multi-terminales, ce qui en fait un solide postulant pour la création des micro-réseaux ou des super-réseaux à l’échelle d’un continent. Le Prix Frost & Sullivan des Meilleures Pratiques récompense les entreprises, sur différents marchés régionaux et mondiaux, qui ont démontré une réussite exceptionnelle et des performances supérieures dans des domaines tels que le leadership, l’innovation technologique, le service client et le développement de produits stratégiques. Cette prestigieuse récompense a été remise à Colin Davidson, directeur R&D HVDC, lors du banquet organisé le 5 décembre à Londres pour l’édition 2102 du Prix de l’excellence et des meilleures pratiques européennes. Une récompense qui fait suite au Prix de l’Innovation Alstom que la même équipe avait reçu pour son démonstrateur HVDC VSC 24 MW.

Panorama


colin davidson, directeur R&D HVDC d’Alstom, reçoit le Prix européen Frost & Sullivan de l’innovation technologique.


La production d’énergie décentralisée est un élément clé pour un secteur énergétique intel-ligent en pleine évolution. Comme le souligne le Livre Blanc publié en janvier 2013 par le cabinet Navigant Research, spécialisé dans les technologies soucieuses de l’environnement, il représente la démocratisation de l’énergie. La disponibilité d’équipements de micro-production, comme les panneaux solaires, les petites éoliennes et les systèmes résiden-tiels de pompe à chaleur à cycle combiné, permet désormais aux citoyens de produire, et même de vendre, leur propre électricité. Ces développements prendront un certain temps pour acquérir leur vitesse de croisière, et l’impact signifi catif qu’ils ne manqueront pas

d’avoir sur le marché de l’énergie ne sera pas immédiatement perçu. Une application clé de cette tendance, et de la démocratisation de l’énergie, est précisément le concept résidentiel de pompe à chaleur à cycle combiné. Avec un choix de technologies et d’options d’échelle, les propriétaires d’immobilier, du monde entier, sont désormais en mesure de produire et vendre de l’électricité – de quelques dizaines de watts à quelques kilowatts. De consommateurs pas-sifs, ils deviennent des micro-producteurs actifs. On les appelle désormais les consom'acteurs. Le schéma ci-dessus, extrait du rapport 2012 de Navigant Research sur les systèmes rési-dentiels combinés resCHP, montre les capa-cités attendues dans ce domaine. L'agence

estime que la capacité installée cumulée entre 2010 et 2022 devrait atteindre 26 568 MW. Elle précise toutefois que ces prévisions pour-raient être surévaluées. Le Livre Blanc émet en effet l’hypothèse selon laquelle, en 2013, au vu de la forte augmen-tation des petits producteurs souhaitant ajouter des ressources sur le réseau, les opé-rateurs voudront exercer un certain contrôle, ce à quoi les partisans du resCHP pourraient s’opposer. Outre l’adoption des technologies de production décentralisée en 2013, et la levée des barrières à la vente sur le réseau, l’année pourrait donc être décisive pour voir jusqu’où peut aller la démocratisation en faveur des micro-producteurs.

Q u e l Q u e s c H i F F r e s

LA DÉMOCRATISATION DE L’ÉNERGIE

Puissance installée des pompes à chaleur à usage domestique, sur la période 2012-2022.

9 000

8 000

7 000

6 000

5,000

4 000

3 000

2 000

1 000

02010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

(Source : Navigant Research)

M W

XM dispose de plans régionaux et nationaux

pour minimiser les durées d’immobilisation

et de restauration du service.

rEnConTrE aVEC…


Les facteurs humains sont fondamentaux.


ISA, avec sa fi liale XM, est reconnu comme un acteur de premier plan en Amérique centrale et du Sud. Pouvez-vous expliquer à nos lecteurs en quoi consiste exactement votre rôle.Luis Alejandro Camargo Suan : ISA et ses entités associées fi gurent parmi les princi-pales compagnies internationales de trans-port d’électricité en Amérique latine. Ses activités englobent donc le transport éner-gétique, mais aussi les télécommunications, des concessions routières, des projets d’in-frastructures et la gestion en temps réel de différents systèmes. ISA exploite et entretient des réseaux de transport haute tension en Colombie, en Bolivie, au Pérou, au Brésil et en Amérique centrale. Filiale d’ISA, XM est présent dans trois secteurs : l’énergie, le transport routier et la circulation, ainsi que dans le secteur fi nancier. Il assure également la gestion intelligente de systèmes en temps réel, et contribue au développement des

Vue de Medellin, Colombie.Maisons traditionnelles en Colombie. Couleur café, Colombie.

villes qui veulent améliorer la qualité de vie de leurs citoyens, mais aussi l’effi cacité et la compétitivité de leurs entreprises.

En quoi XM est-il plus particulièrement concerné par la qualité de l’électricité et la durabilité des réseaux ?Maria Nohemi Arboleda Arango : en Colombie, les réglementations établissent clairement les responsabilités en termes de qualité, de sûreté de fonctionnement et de fi abilité du réseau national interconnecté (INS), qui incombent aux gestionnaires des réseaux de transport, aux producteurs et aux détaillants, ainsi qu’à l’entité qui coordonne les opérations – le Centre de distribution national (NDC) que gère XM. La loi de 1994 a établi XM comme opéra-teur indépendant en charge d’assurer un fonctionnement sûr et fi able du réseau. XM est responsable de l’exploitation au jour le jour, et de la régulation du marché.

Comment décrire les aspects physiques/techniques, et la gravité des perturbations auxquelles vous avez peut-être dû faire face sur vos réseaux d'électricité ?LACS : La Colombie possède des ressources en eau considérables dans le centre et le sud du pays. Les centrales hydrauliques produisent 70 % de l’électricité nationale, le reste provenant des centrales thermiques du nord. Nos principaux défi s techniques sont les phénomènes d’os-cillation du réseau et les coupures. En ce qui concerne l’oscillation, les causes sont multiples :• Interconnexion Colombie-Venezuela (0,22 Hz), qui demeure faible avec une seule ligne 230 kV venant du nord de la Colombie. Le problème est exacerbé lorsque les lignes 500 kV reliant le nord et le centre du pays sont la cible d’actions terroristes ;• Interconnexion Colombie-Équateur (0,4-0,6 Hz), qui est une liaison solide composée de quatre lignes 230 kV ;

Luis Alejandro Camargo Suan, PDG de XM Maria Nohemi Arboleda Arango, Directrice chez XM au Centre national de distribution de l’énergie, Colombie M. Camargo et Mme Arboleda nous donnent un aperçu des responsabilités et défi s auxquels un opérateur doit faire face en Amérique centrale/du Sud.


SCADA pour superviser et contrôler le réseau à compter de 2014. Nous mettons égale-ment en place un centre de formation pour les opérateurs, avec des simulateurs et des processus d’accréditation/certification. XM a créé un groupe spécial d’analyse et de contrôle de la protection, et met en place un système de mesure WAMS (Wide Area Measurement System) utilisant les mesures de phase synchronisées pour la supervision, le contrôle et l’appréciation de la situation en salle de commande, ainsi que l’analyse post-o pérationnelle des événements ayant affecté le réseau.

Malgré ces mesures, en cas de défaillance majeure, quelles actions déployez-vous pour en minimiser les conséquences ? LaCS : XM dispose de plans régionaux et nationaux pour minimiser les temps d’im-mobilisation et restaurer le service. Dans le passé, le temps de reprise allait de une à cinq heures. Lors de la panne de 2007, il a fallu quatre heures et demie pour res-taurer le service. Nous avons établi un protocole de communication interne afin de pouvoir informer le public. Nous avons également développé un protocole spécial, avec le ministère de l’Energie et des Mines,

• Interconnexion centre-nord (0,8–1,2 Hz). Les problèmes surviennent lorsque la liaison entre le nord et le centre est fra-gilisée par l’indisponibilité de l’une des lignes 500 kV ; • Basse fréquence (0,05 Hz). Le problème se pose lorsqu’il y a une forte proportion de production hydraulique (> 90 %) et que les principales centrales opèrent à leur maxi-mum. Pour ce type d’oscillation, XM a mis en œuvre une technologie basée sur la mesure synchronisée des déphasages en plusieurs points du réseau. En ce qui concerne les cou-pures d’électricité, nous avons eu deux pannes vraiment critiques, en 1985 et en 2007, et plusieurs événements affectant d’importantes sections du réseau INS. Les causes varient : erreur humaine, surcharge des équipements, problèmes de stabilité de tension ou de fré-quence. Malgré les dégâts que subissent les infrastructures depuis vingt ans, en raison des attaques de la guerrilla, une seule a provoqué une panne locale. Les phénomènes clima-tiques comme El Niño et La Niña peuvent aussi engendrer des problèmes particuliers.

Quelles mesures préventives avez-vous prises ?mnaa : XM acquiert un nouveau système EMS (Energy Management System) et

et les compagnies d’électricité, pour être en mesure d’informer sur les événements.

Suite à la panne majeure de 2007, un événement CIGRÉ de deux jours a été organisé dans le pays. Quels enseignements en avez-vous tiré ?mnaa : nous avons effectivement tiré un certain nombre d’enseignements du CIGRÉ :• les facteurs humains sont fondamentaux. La formation des opérateurs, de même que l’accréditation/certification sont également cruciaux. La représentation graphique se traduisant par une meilleure appréciation de la situation permettra aux opérateurs de prendre plus rapidement des décisions plus pertinentes ;• les processus d’exploitation, en conditions normales et d’urgence, doivent être par-faitement documentés, de manière à ce que les opérateurs adhèrent aux mêmes critères et procédures ; • les plans de reprise sont fondamentaux pour parvenir à des processus efficaces et assurer le service après les événements ; • des outils logiciels/matériels appropriés sont nécessaires pour assurer une infor-mation de qualité pour la planification, la coordination et l’exploitation du réseau INS en temps réel, ainsi que des mesures synchrophasées.

Quel soutien l’industrie peut-elle vous apporter pour renforcer le réseau électrique ?LaCS : l’industrie peut nous aider à plusieurs titres :• par les recherches menées dans les nou-velles technologies et applications, pour mieux anticiper et prévoir, et mieux appré-cier la situation en temps réel ;• en développant des outils et des métho-dologies pour la gestion des risques ; et • en offrant des technologies de pointe permettant d’accroître la sûreté et la fia-bilité des centres d’exploitation, plus une formation appropriée des opérateurs.

rEnConTrE aVEC…

XM a mis en place une technologie basée sur des mesures synchrophasées.

Une ville plongée dans le noir lors d’une panne.

12 Chapitre IRespect de l’environnement

23 Chapitre IIInnovationet performance

38 Chapitre IIIDes produits et des services intelligents


DoSSIEr

Repousser les limites de la technologie électrique

Respect de l’environnement l’environnement La norme CEI 61850 a ouvert la voie au poste entièrement numérique qui offre des capacités améliorées de communication et d’interopérabilité et, avec les réducteurs de mesure numériques, une plus grande précision. Le pompage-turbinage à vitesse variable permet aux compagnies d’électricité de mieux intégrer les énergies éolienne et solaire, de stabiliser le réseau en équilibrant l’offre et la demande, et d’accroître ainsi l’effi cacité de la production énergétique. Les disjoncteurs haute tension bénéfi ciant d’une technologie de coupure dans le vide offrent un intérêt croissant comme alternative aux équipements basés sur le SF6. Alstom est l’une des principales entreprises engagées dans ce développement.

DOSSIER CHAPITRE I UNE RECHERCHE TOURNÉE VERS L’AVENIR

12 Alstom Grid///Printemps/Été 2013


Les postes accèdent au numérique en conservant leur compatibilité

Quand on leur demande ce qu’est pour eux l’innovation, la plupart des gens pensent à l’invention de produits totalement nouveaux. Dans l’économie moderne, il s’agit pourtant de bien autre chose. L’innovation peut naître d’une vision nouvelle permettant de com-biner et améliorer des choses existantes, relier les ordinateurs aux réseaux télépho-niques pour donner naissance à l’Internet par exemple, ou de nouvelles manières d’organiser la fabrication et la distribution des produits, comme le « juste à temps ». Le cycle de l’innovation est désormais beau-coup plus court, les innovations acquises

dans un domaine devenant rapidement accessibles ailleurs. Sans compter les attentes accrues des clients, et des normes et réglementations toujours plus strictes.Les solutions et les composants pour les postes électriques sont la parfaite illustration de ces tendances. Le système de commande numérique d’Alstom a été leader sur le mar-ché depuis dix ans, mais il est déjà remplacé par une solution nouvelle, toujours élaborée par Alstom – le système DS Agile pour l’au-tomatisation des postes. Ce système permet la mise en œuvre de précieuses fonctionna-lités, comme le contrôle global, le bus de

Le poste entièrement numérique remplace désormais des kilomètres de câbles de cuivre et les dispositifs propriétaires des installations conventionnelles par une solution logicielle innovante et assurant l’interopérabilité, aujourd’hui et demain.

process CEI 61850, et une surveillance inté-grée de l’état des équipements, avec une nouvelle gamme durcie de routeurs et com-mutateurs Cisco. Les fonctionnalités de com-munication avancée et de cyber-sécurité sont intégrées dès la conception (cf. encadré 2).

Assurer l’interopérabilitéLe système DS Agile concilie les multiples exi-gences des utilisateurs. Il offre en effet la solu-tion la plus avancée aujourd’hui disponible, sans avoir à remplacer chaque composant et logiciel de la chaîne énergétique. Et il assure l’intégra-tion souple des futures évolutions.


Comme l’explique Simon Richards, coordinateur marketing pour les postes numériques d’Alstom : « De nombreuses compagnies d’électricité qui voulaient tirer parti de solutions entièrement numériques ont hésité en raison de la complexité induite par les différents protocoles qu’il fallait ajus-ter, et de l’effort requis pour faire communi-quer des systèmes propriétaires. La norme CEI 61850 que nous utilisons aujourd’hui avec DS Agile et l’ensemble de nos dispositifs électroniques intelligents et autres capteurs, résout le problème des approches proprié-taires, et permet l’interopérabilité entre les différents équipements et fournisseurs. » La norme CEI 61850 à laquelle Simon

Richards fait référence est une norme exhaus-tive pour les communications basées sur Ethernet, reliant les différents éléments et l’interface opérateur. Elle permet également d’assurer des fonctionnalités non prises en compte par les protocoles de communication propriétaires. La CEI 61850 autorise la numé-risation complète des signaux dans un poste, ce qui est requis pour traiter l’important volume de données devant être communi-quées pour assurer la gestion en temps réel des réseaux intelligents. Outre l’interopérabilité des dispositifs de différents fournisseurs, la CEI 61850 permet d’élaborer la solution sous forme d’un sys-tème centralisé ou décentralisé, avec une logique dispersée. Constamment révisée et actualisée, cette norme est aussi l’assurance que les investissements consentis dans la conception de solutions de travées seront rentabilisés par des déploiements répétés dans le futur, évitant ainsi de bloquer les ressources. D’autres économies sont géné-rées par la possibilité d’ajuster les variations de schémas à l’aide de logiciels de configu-ration, évitant ainsi un recâblage.

Une architecture à trois niveauxL’architecture des postes numériques com-porte trois niveaux. Le premier est le niveau

pour être transmises par le bus de process. Ces données seront immédiatement traitées par des équipements électroniques et sys-tèmes intelligents du poste. En souscrivant à ce flux de données, comme clients sur le bus de process Ethernet, les informations du système électrique sont distribuées et com-muniquées au niveau de la travée beaucoup plus efficacement qu’avec un système câblé conventionnel. L’architecture DS Agile peut être configurée sous forme d’anneau auto-cicatrisant, ou en étoile redondante en utili-sant le protocole de redondance parallèle (PRP) conforme à la norme CEI 62439. Ce qui offre de nombreux avantages, comme le

du process, relié aux équipements primaires du poste. Le deuxième concerne la protection et le contrôle, avec des dispositifs électro-niques intelligents traditionnellement dési-gnés « équipements secondaires » (protection, dispositifs de mesure, contrôleur de travées, enregistreurs, etc.). Enfin, le troisième niveau, celui du contrôle au niveau du poste, traite les communications du poste avec le système de commande, assure la coordination avec les fonctions opérationnelles, et le support. Les mesures opérationnelles en temps réel, et autres données, proviennent de capteurs intégrés au système primaire, et sont com-muniquées aux dispositifs de mise en forme

DS Agile concilie les multiples exigences des utilisateurs.


ARCHITECTURE DU POSTE NUMéRIQUE

Terminal des capteurs

de surveillance et supervision

Équipements primaires

avec capteurs numériques

intégrés

Concentrateur de mesures analogiques

et numériques

Contrôleur de travée

Relais de protection

Concentrateur de données de phase

Contrôleur global du réseau (WACU)

Interface avancée de visualisation de l’état du réseau

Commutateurs

Serveur proxy

Accès distant

Salles de commande du réseau

BUS DE POSTE

BUS DE PROCESS

Commutateurs


souligne Denis Chatrefou, en charge de la coordination R&D pour les postes numé-riques : « Les importantes capacités d’auto-diagnostic des dispositifs numériques permettent de maximiser le temps de fonc-tionnement du poste. Toute dégradation dans les performances d’un équipement est iden-tifi ée en temps réel. La redondance inhérente au système peut être employée pour assurer la continuité du fonctionnement tout en per-mettant une opération de réparation sans indisponibilité du système primaire. » Un système de commande numérique DS Agile intègre généralement une gamme d’appa-reils électroniques intelligents, comme des relais de protection, des équipements de mesure et de surveillance, ainsi que des contrôleurs de travées, des commutateurs et des passerelles Ethernet. Le réseau peut être local ou interconnecter plusieurs postes dispersés. Il peut aussi être relié à la salle

de commande du poste. Le bus de process est la liaison par laquelle les informations des équipements primaires remontent vers la salle des protections du poste. Dans une architecture entièrement numérique, les commandes (commandes opérateur de l’appareillage, déclenchements de protection) descendent vers les équipe-ments primaires également via le bus de process, en sens opposé. Grâce à la CEI 61850, les équipements électroniques intel-ligents interagissent avec le terrain via

le bus de process, et avec d’autres équipe-

ments pairs de la travée, des autres travées, et du système de commande numérique via le bus de poste. Dans le poste numé-rique, le bus de poste est beaucoup plus qu’un bus classique pour le SCADA. Il per-met à de nombreux dispositifs d’échanger des données. Il supporte les communica-tions point-à-point entre ces dispositifs, et assure la liaison avec les contrôleurs globaux de réseau (WACU) pour assurer

Les importantes capacités d’autodiagnostic des dispositifs numériques maximisent le temps de fonctionnement du poste.

DES APPLICATIONS GLOBALESLes BRIC (Brésil, Russie, Inde et Chine) construisent ou planifi ent aujourd’hui d’importantes centrales électriques éloignées des centres urbains et industriels. Les grands réseaux se développent également sur d’autres marchés, avec plusieurs pays d’Europe qui prévoient, par exemple, la construction de vastes parcs éoliens offshore. Tout cela fait peser des contraintes supplémentaires sur les corridors de transport d’électricité, et les opérateurs peuvent être acculés à travailler de plus en plus près des limites de leurs réseaux. Assurer la stabilité sur de longues distances et prévenir la

propagation des perturbations nécessite une surveillance en temps réel et la mise en œuvre rapide de contremesures adaptées. Les synchrophaseurs (1) sont au cœur de la surveillance globale, de la protection et du contrôle. Ils collectent des données synchrones sur les paramètres du réseau, comme la tension, le courant et la fréquence, qu’ils reportent ensuite vers le concentrateur de données de phase (PDC) aux fi ns de visualisation, de stockage et, surtout, pour lancer différentes applications en ligne et hors ligne permettant l’analyse et le contrôle des systèmes.

Ceci permet aux opérateurs d’optimiser la planifi cation des capacités de transport pour répondre aux contingences, et assurer la stabilité après les perturbations. Le synchro-phaseur P847 d’Alstom dépasse les exigences de la norme IEEE C37.118 niveau 1, avec des performances améliorées dans des conditions de réseau dynamiques et non nominales, au moyen d’un algorithme avancé de suivi des fréquences. (1) Plus d’informations sur les synchrophaseurs au chapitre III, article 1.

E N C O M P L É M E N T

Andreas Procopiou

de commande du poste. Le bus de process est la liaison par laquelle les informations des équipements primaires remontent vers la salle des protections du

le bus de process, et avec d’autres équipe-

ments pairs de la travée, des autres travées, et du système de commande numérique

d’autodiagnostic des dispositifs numériques maximisent le temps

Plus de 215 000 relais MiCOM P40 d’Alstom protègent des infrastructures stratégiques dans le monde.


transformateurs de mesure numériques offre des avantages similaires à ceux de leurs homologues conventionnels, avec toutefois plus de précision, de répétitivité et de sécurité. Les transformateurs numériques offrent en outre une grande bande passante fréquen-tielle permettant la mesure des fréquences fondamentales, des harmoniques, des inter-harmoniques, des sous-harmoniques et ainsi d’assurer la fonction qualimétrie. Autre avantage signifi catif : les transformateurs de mesure numériques sont compacts et légers. Selon Denis Chatrefou, l’amélioration de la sécurité est un avantage clé de la conception : « L’isolement des équipements secondaires de la haute tension avec des fi bres optiques se traduit par une sécurité accrue pour le personnel du poste. La sup-pression sur les sites des circuits câblés des transformateurs de courant permet de réduire le risque d’accident mortel dû à une ouverture inopinée du circuit. Et la disparition de l’huile dans les transformateurs de mesure permet également de limiter les risques d’explosion. » En termes de protection de l’environnement et de préservation des ressources naturelles, le gain porte essentiellement sur l’emploi de

les communications entre postes ou différents niveaux de tension. Même les transformateurs de mesure sont numériquesLes transformateurs de mesure numériques permettent d’éliminer l’imprécision des trans-formateurs conventionnels provoquée par un noyau métallique qui doit être magnétisé mais non saturé, et par la connexion de cir-cuits secondaires analogiques. Dans les transformateurs de courant conventionnels, c’est un véritable défi d’obtenir la précision adéquate avec de faibles valeurs des gran-deurs primaires, et la gamme de dynamique nécessaire pour répondre aux fonctions de mesure et de protection. À la place du noyau métallique, le passage de la valeur du pri-maire à une mesure secondaire peut faire appel à différentes technologies optique, de type Rogowski ou capacitive. Le choix opti-mum pour les postes isolés dans l’air (AIS) et à isolation gazeuse (GIS) est conditionné par la taille respective du système de mesure numérique permettant d’optimiser le dimen-sionnement des appareillages. Quelle que soit la technologie, la gamme COSI de

Denis Chatrefou

LA CYBER-SÉCURITÉPour offrir de nouvelles applications, le poste numérique doit intégrer toujours plus de technologies de l’information, de standards et protocoles nouveaux, comme Ethernet. Mais ces ressources intégrées doivent être protégées contre les cyber-menaces qui connaissent un développement rapide et sont devenues d’une extrême sophistication. En 2010, la découverte du ver informatique Stuxnet démontrait à tous la vulnérabilité

aux cyber-attaques des systèmes de commande industriels. Comme l’explique Jean-Pierre Mennella, responsable cyber-sécurité pour les solutions logicielles : « Le principal défi consiste à adapter les solutions de cyber-sécurité à l’environnement et aux contraintes spécifi ques du poste numérique. Alstom a choisi de mettre en avant la sécurité de l’architecture et des composants dès la conception. » Alstom est impliqué dans la défi nition des

normes (par ex. CEI 61850 et CEI 62351) et dans les activités de cyber-sécurité du secteur énergétique, comme le groupe de travail sur la cyber sécurité des réseaux intelligents de la Direction de l’énergie de la Commission européenne (Mandat/490). Alstom collabore également avec des partenaires en pointe dans ce domaine comme Cisco, pour offrir et développer des solutions nouvelles et sûres pour les postes numériques.

E N C O M P L é M E N T

Jean-Pierre Mennella

transformateurs à fibre optique qui per-mettent l’élimination des transformateurs à huile et des câbles en cuivre. Ce qui se traduit, ici encore, par des gains fi nanciers directs compte tenu de l’augmentation de 400 % du prix du cuivre observée en dix ans. De même l’encombrement au sol, réduit de 15 à 25 % par rapport aux postes conventionnels, per-met de faire des économies en termes d’acquisition de terrains, de travaux pour les fondations, les structures et la construction elle-même. Et les permis de construire s’en trouvent simplifi és.

La preuve sur le terrainLe prototypage et les essais sont achevés depuis longtemps. L’acquisition, le traitement

La CEI 61850 est la norme internationale pour les communications utilisant Ethernet dans les postes électriques.



et la fourniture de l’information étant réali-sés en temps réel via une architecture numé-rique, des tests approfondis peuvent être effectués virtuellement en usine, sans néces-sité de lancer des essais importants (et onéreux) sur site, pour les systèmes câblés. Le poste numérique d’Alstom va maintenant démontrer ses avantages sur le terrain, dans les applications de protection différentielle du système de transport d’électricité Energinet au Danemark, et pour FSK en Russie. Pour Energinet, les circuits protégés sont hybrides, avec des lignes 400 kV et des sections sou-terraines câblées. Les demandes opération-nelles sont telles qu’un réenclenchement automatique est nécessaire pour les défail-lances touchant les lignes aériennes, mais pas pour les défaillances survenant dans les sections de câbles souterrains. Le système de protection différentielle MiCOM d’Alstom est utilisé pour assurer une détection rapide et précise des défaillances dans les câbles. La raison majeure du choix des transforma-teurs de mesure numériques (DIT) est leur faible poids et leur compacité, leur permet-tant d’être installés sur les mêmes structures que les traversées HT des câbles. Pour le

ÉVALUATION DES PERFORMANCES DES POSTES NUMÉRIQUESUne plate-forme d’essai ultra moderne a été développée par Alstom à Villeurbanne pour évaluer les performances des protections des postes entièrement numériques. Elle permet d’en vérifi er les différentes fonctionnalités, en mettant l’accent sur la précision des mesures et les temps de déclenchement des disjoncteurs. Différents relais de protection et confi gurations numériques, et de nombreux types de schémas unifi laires peuvent ainsi être analysés, ainsi que l’interopérabilité des dispositifs électroniques intelligents de différents fournisseurs. Pour chaque type de protection reliée au bus de process, la plate-forme peut être utilisée pour explorer toutes les caractéristiques, afi n d’en vérifi er le bon fonctionnement, et les résultats peuvent ensuite être comparés aux solutions conventionnelles, câblées. La plate-forme génère des signaux conventionnels ou numériques (conformes à la CEI 61850-9-2) sur les entrées des dispositifs électroniques intelligents, et en surveille également les sorties, qu’il s’agisse de déclenchement analogique ou numérique (GOOSE). Elle peut aussi être utilisée pour les essais de recette en usine et les essais fi naux, avant la mise en œuvre dans le cadre du projet ou de la démonstration. La plate-forme d’essai sert à démontrer et optimiser la solution. Plusieurs clients en ont déjà bénéfi cié, notamment l’Espagnol Endesa, qui a testé son architecture prototype, et le Danois Energinet, qui a assisté aux essais de recette usine de son système MiCOM P546 associé au COSI-CT.


Simon Richards

poste 110/220 kV installé en Russie, les équipements GIS primaires proviennent d’un autre fournisseur, et sont équipés de transformateurs de mesure conventionnels. Les données analogiques sont numérisées à la source en utilisant des concentrateurs de mesures analogiques MU Agile, et reliés aux relais et contrôleurs de travées par un bus de process CEI 61850. Une gamme complète de relais de transmission MiCOM protège le poste, comme composants inhé-rents du système de commande numérique DS Agile. Le déclenchement et le contrôle opérationnel des appareillages sont sécuri-sés en utilisant les unités de contrôle des appareillages SCU DS Agile avec une redon-dance PRP, complétant ainsi la totalité de la chaîne d’acquisition et de commande numérique. Alstom demeure un pionnier du développement des postes numériques, et un élément moteur dans l’élaboration de la norme CEI 61850 qui sous-tend les conceptions actuelles. Après plus de quinze ans de projets et de recherche avancée dans le monde, les postes numériques d’Alstom offrent aujourd’hui les pleines potentialités de cette technologie.

Exemple de COSI-CT(Compact sensor intelligence).


Le pompage-turbinage clé de voûte de la croissance des énergies renouvelables Le pompage-turbinage à vitesse variable, technologie la plus récente en matière d’accumulation par pompage à grande échelle, permet aux opérateurs de réseaux d’intégrer d’importantes capacités éoliennes et solaires, d’équilibrer l’offre et la demande minute par minute, et d’accroître l’efficacité de la production énergétique dans l’ensemble de leur portefeuille.

VUE AÉRIENNE DE LA CENTRALE DE POMPAGE-TURBINAGE DE NANT DE DRANCE, SUISSE



Réservoir supérieur

Centrale souterraine

Niveau maximum de chute

Niveau minimum Niveau maximum de chute

Niveau minimum

Réservoir inférieur

Mode pompage (stockage)

Mode turbinage (production)

Transfert d’énergie

Transfert d’énergie

(production)

pendant le cycle d’accumulation sont récu-pérés et peuvent être vendus lors des pics de demande. De surcroît, le pompage-turbinage permet aux compagnies d’électricité d’exploi-ter leurs autres sources d’énergie à leur niveau maximal de rendement, d’où une mise en œuvre optimale des sources d’éner-gie fossiles et renouvelables. C’est précisé-ment ce dernier point qui explique le regain d’intérêt dont bénéfi cie le pompage-turbi-nage. Les opérateurs recourent à cette tech-nologie dans le cadre d’une solution intégrée destinées à niveler les fl uctuations inévitables, dues à la pénétration croissante des sources d’énergie intermittentes, comme l’éolien et le solaire ; cette méthode permet d’utiliser leur apport à des périodes de forte producti-vité et de faible demande. « La véritable innovation au cœur de cette croissance vient de la technologie à vitesse variable », souligne Olivier Teller, Product Director Pumped Sto-rage Plants. « La possibilité de modifi er la puissance de pompage permet aux centrales de pompage-turbinage d’être encore plus souples, ce qui s’avère très attractif pour les opérateurs en termes d’équilibrage

En novembre 2006, une gigantesque panne électrique plongeait vingt millions de foyers européens dans l’obscurité. En l’espace de vingt minutes, les barrages alpins allaient être en mesure de fournir 5 000 MW à quelque 5 millions d’habitations. En France, la station de transfert d’énergie par pom-page (STEP) de Grand’Maison allait fournir à elle seule jusqu’à 20 % du total. Cet exemple illustre clairement l’utilité du pompage-turbinage pour équilibrer le réseau lors de coupures non planifi ées d’autres centrales électriques. Mais ce ne sont pas là ses seuls avantages.

Une fl exibilité très attractive pour les opérateursPomper l’eau pour stocker de l’énergie n’est pas un concept nouveau. Le pompage-tur-binage est le moyen le plus développé et le plus économique, au regard de son rende-ment global, pour stocker de l’énergie des-tinée aux réseaux électriques. Une technique qui surclasse largement l’air comprimé, le lithium-ion et autres technologies de stockage aujourd’hui peu développées. C’est aussi un moyen effi cace, tant d’un point de vue éco-nomique qu’environnemental, pour stabiliser l’offre de minute en minute. Lorsque la demande est faible, la centrale de pompage-turbinage utilise l’électricité hors pics pour pomper l’eau dans une retenue située à un

niveau inférieur et la hisser vers le bas-sin supérieur. Lorsque la demande est forte, l’eau est libérée du bassin supé-rieur et acheminée vers le bassin infé-rieur via des turbines qui, en quelques secondes, produisent de l’électricité et alimentent le réseau. Une pratique éta-blie depuis plusieurs décennies avec un rendement croissant. Aujourd’hui, jusqu’à 80 % de l’énergie consommée

Une pratique établie depuis plusieurs décennies avec une effi cacité croissante.

SCHÉMA D’UNE CENTRALE DE POMPAGE-TURBINAGE

L’INDUCTION À DOUBLE ALIMENTATION AU CŒUR DE LA TECHNOLOGIE À VITESSE VARIABLELes machines à induction à double alimentation, avec des convertisseurs de fréquence statique alimentant le rotor, sont l’architecture préférée pour les moteurs-générateurs des centrales de pompage-turbinage à vitesse variable, dont les capacités de production sont supérieures à 50/100 MW. La conception du rotor des machines à induction à double alimentation diffère fondamentalement de celle des machines synchrones conventionnelles. Le rotor d’un moteur-générateur à induction à double alimentation étant doté d’un enroulement triphasé à l’intérieur d’un rotor cylindrique. L’alimentation du rotor par un courant alternatif basse fréquence crée un champ magnétique tournant à la vitesse adéquate pour compenser la variation de vitesse de la turbine. Avec pour conséquence de générer un champ magnétique tournant à vitesse constante – une fraction de la fréquence réseau – dans le stator. La vitesse de rotation de la turbine peut donc être ajustée pour bénéfi cier de l’effet de volant d’inertie et assurer rapidement une puissance de sortie ou une variation d’entrée, ou optimiser l’effi cacité des turbines ou des pompes pour réguler l’opération de pompage.



1 000 MW SUPPLÉMENTAIRES JAILLIRONT D’UNE CAVERNE DES ALPES SUISSESAvec son relief montagneux, la Suisse est un producteur majeur d’hydroélectricité, qui représente plus de la moitié de l’énergie totale produite dans le pays. Les dénivelés importants des alpes suisses créent un environnement particulièrement favorable à l’utilisation de centrales de pompage-turbinage. En 2009, Kraftwerk Linth-Limmern AG (KLL) a décidé d’étendre sa centrale de Linthal, dans le canton de Glaris, dans la partie orientale centrale du pays, en construisant de nouvelles installations de pompage-turbinage qui puiseront les eaux du lac Limmern pour les hisser jusqu’au lac Mutt, situé 630 m plus haut, à 2 474 m d’altitude. L’eau pompée via une double conduite forcée qui court à 45° sur 1 km de long, est réutilisée pour produire de l’électricité en fonction des besoins. Alstom fournira quatre nouvelles turbines 250 MW à vitesse variable, ainsi que les moteurs-alternateurs. « Les installations, logées dans une immense caverne souterraine, auront une capacité de pompage et turbinage de 1 000 MW, ce qui permettra de faire passer la production de KLL de 450 à 1 450 MW, plaçant ainsi la centrale, en terme de puissance délivrée, sur un pied d’égalité avec la centrale nucléaire suisse de Leibstadt », explique Thomas Kunz, Global R&D Product Development Director. De nombreuses innovations ont été développées pour ce projet dont les premières unités seront installées l’année prochaine. Début de l’exploitation commerciale en 2015.


Thomas Kunz

du réseau. » La production et la consommation d’électricité doivent toujours être équilibrées avec précision sur le réseau, et cet équilibrage est plus diffi cile à obtenir avec les énergies intermittentes. « Raison pour laquelle, pendant les périodes de faible demande, le pompage-turbinage à vitesse variable permet d’éviter de mettre en ligne d’autres ressources fl exibles comme les cen-trales au gaz à un moment où la production excède déjà la demande, pour simplement réguler le réseau. » Autrement dit, la tech-nologie à vitesse variable d’Alstom (cf. enca-dré) permet aux exploitants de centrales électriques d’ajuster la quantité d’énergie pompée la nuit, ou lorsque la production excède la demande. Les centrales thermiques conventionnelles exploitées pour l’ajustement des fréquences peuvent donc être stoppées. Cela permet aux électriciens d’exploiter leurs fl ottes de manière plus économique tout en réduisant les émissions de CO2. « L’équilibrage de réseau peut être assuré en utilisant une source d’énergie renouvelable propre, et donc en remplaçant les coûteux combustibles fossiles habituellement utilisés lors des pics de consommation », fait observer O. Teller.

Élargir l’enveloppe opérationnelle des centrales de pompage-turbinageAvec une base installée mondiale de Tur-bines-Pompes et de moteurs-alternateurs

représentant 56 GW, Alstom développe actuellement des projets de centrales de pompage-turbinage d’une capacité globale de 6 GW. Sur ce total, 3 GW seront géné-rés par une technologie de pompage à vitesse variable, les 3 GW restants étant à vitesse fi xe. Outre l’avantage de la fl exi-bilité, certains sites requièrent une vitesse variable dans la mesure où une centrale de ce type peut supporter une plus grande variation de niveau entre les deux réser-voirs. « Il aurait été impossible d’exploiter des sites aussi spécifi ques que Nant de Drance, en Suisse, et Tehri, en Inde, sans des pompes à vitesse variable », fait obser-ver O. Teller. Tous les produits et techno-logies d’Alstom destinés aux turbines hydrauliques et alternateurs associés sont respectivement conçus et développés dans les Global Technology Centre (GTC) de Grenoble et de Birr. Ces centres gèrent toutes les phases de développement, de l’identification des besoins du client jusqu’au service après-vente. En 2008, Alstom a procédé à une extension du GTC de Grenoble, en dotant son laboratoire de test pour maquettes à échelle réduite, de deux nouvelles structures d’essai, portant ainsi le total à six, avec pour effet de dou-bler les capacités du site. Avec un marché des technologies de pompage-turbinage qui devrait connaître une croissance de 60 % dans les quatre prochaines années

(majoritairement en Chine et en Europe), le GTC étudie maintenant l’extension des conditions opérationnelles des centrales de pompage-turbi-nage afi n d’intégrer des condi-tions plus exigeantes (1), qu’il s’agisse de très fortes ou très faibles différences de niveaux d’eau (>800 m et <50 m), d’une variation de chute plus importante, des opérations souterraines et marines, des petites stations de pompage-turbinage décentralisées, etc. mais aussi d’accroître la fl exi-bilité de ces ressources et les capacités de production associées. (1) 40 % des centrales de pompage-turbinage en Europe devraient recourir à la vitesse variable.

Cette unité qui produit de l’électricité fonctionne comme une motopompe en synchronisation avec la fréquence du réseau.

VUE EN COUPE D’UN ENSEMBLE POMPE-TURBINE ET MOTEUR-GÉNÉRATEUR



La quasi-totalité des disjoncteurs haute tension modernes fonctionnant à des niveaux adaptés au transport de l’électri-cité emploient l’hexafluorure de soufre (SF6) pour assurer l’interruption du courant et l’isolation diélectrique entre les contacts. Une fréquence d’utilisation qui s’explique par les excellentes capacités d’interruption du SF6, combinées à un niveau élevé d’iso-lation électrique. Il n’en reste pas moins que le SF6 est un gaz à effet de serre, avec les conséquences que l’on sait sur le poten-tiel de réchauffement global. Plusieurs pays

ont donc mis en place des politiques visant à bannir ou limiter son utilisation. L’Aus-tralie, par exemple, impose une taxe de 450 dollars AUS par kilo de SF6 importé, et d’autres pays devraient lui emboîter le pas. Anticipant cette tendance, Alstom a élaboré une solution permettant de fabri-quer un disjoncteur haute tension sans hexafluorure de soufre. L’approche la plus prometteuse consiste à utiliser une tech-nologie de coupure sous vide pour inter-rompre le courant – une approche adoptée depuis plusieurs décennies dans le domaine

de la moyenne tension, où elle est devenue pratiquement universelle.

De la moyenne à la haute tension – un saut dans le videLe vide présente l’avantage de combiner des caractéristiques d’isolation et d’interruption quasiment parfaites. Il offre une excellente iso-lation électrique et permet un rétablissement très rapide de ses caractéristiques après l’extinc-tion du courant. « Passer de la moyenne tension à la haute tension avec une technologie sous vide n’est pas si simple que cela »,

Céramique

Contacts d’arc

Sou�et

Tige de contact mobile

Tige de contact �xe

Capot de fermeture

Capot de fermeture

Céramique

Capot intermédiaire (shield)

Remplacer le SF6 dans les disjoncteurs haute tensionAlors que le SF6 est largement utilisé pour le transport de l’électricité, permettant aux fabricants de concevoir des équipements fiables, sûrs et compacts, son équivalent-CO2 pose toutefois un problème non négligeable. Raison pour laquelle certains pays, comme la Suède ou la Nouvelle-Zélande, optent de plus en plus souvent pour des solutions exemptes de SF6. Alstom assure déjà une surveillance étroite de ce gaz tout au long de sa chaîne de production, et les émissions induites par ses produits sont particulièrement faibles. Pour autant, l’entreprise développe une nouvelle gamme de disjoncteurs sans SF6 basée sur une technologie de coupure sous vide, avec comme premier modèle le VL109 72,5 kV.

CONFIGURATION D’UN INTERRUPTEUR SOUS VIDE


tempère cependant Dr Lutz Drews, Manager R&D chez Alstom Grid. « Pour diffé-rentes raisons liées à la physique du vide et à la relation non linéaire qui régit la distance entre les contacts et l‘isolation électrique, le vide n’a pu être appliqué jusqu’ici qu’à des niveaux de tension de distribution ne dépassant pas 52 kV. » Certains développements existent dans ce domaine pour des niveaux de tension élevés (72 kV ou plus), mais ils ne s’adressent qu’à quelques marchés de niche – le secteur indus-triel japonais en est un exemple –, et ces dis-joncteurs comportent certains désavantages : ils ne sont pas totalement exempts de SF6 (toujours utilisé pour l’isolation diélectrique) ; ils sont surtout destinés aux disjoncteurs de type dead-tank ayant leur cuve métallique mise à la terre (alors que le marché mondial est essentiellement de type live-tank ayant une enveloppe isolante en porcelaine ou composite) et ils ne sont pas entièrement compatibles avec la confi guration des postes modernes. « Nous voulions concevoir un disjoncteur haute tension totalement exempt de SF6, adapté à l’ensemble du marché mondial, et aisément interchan-geable avec les disjoncteurs existants. Le vide serait alors utilisé comme technologie d’inter-ruption, l’air assurant l’isolation entre les terminaux », explique L. Drews. Ce projet débouche sur la conception du disjoncteur VL109 en alternative au modèle GL309 d’Alstom qui contient du SF6, avec des caractéristiques assignées de 72,5 kV/31,5 kA/2000 A. Il aura fallu franchir plusieurs obstacles pour en arri-ver là. Comparée aux interrupteurs sous vide existants dans la gamme moyenne tension, l’interruption à haute tension nécessitait un intervalle de contact plus important et une confi guration assurant un champ magnétique

axial. Il a fallu en outre une étude approfondie des matériaux utilisés pour le contact afi n d’être en mesure de passer avec succès les essais de commutation faible courant (par ex. pour les courants capacitifs). L’utilisation de l’air pour l’isolation entre les connections aura nécessité l’optimisation des caractéristiques diélectriques, également requise pour obtenir des dimensions similaires à celles du modèle GL309. Pour respecter l’équilibre de l’énergie mécanique modifi ée entre le système lui-même et la course réduite de l’interrupteur sous vide, la chaîne mécanique a dû être optimisée, ce qui a permis de conserver le mécanisme d’Alstom avec commandes à ressort de type FK. Parallèle-ment, d’autres confi gurations possibles étaient

étudiées : deux interrupteurs sous vide en série, ou un interrupteur sous vide. « Nous avons opté pour la solution comportant une seule chambre de coupure sous vide, nous permet-tant ainsi de conserver la conception en « chan-delier », et d’être entièrement interchangeable avec les disjoncteurs à SF6 existants en 72 kV. De surcroît, cette solution qui ne nécessite aucun condensateur de répartition de tension offre une plus grande fi abilité mécanique. »

Essais pilote sur le réseau Des essais ont été réalisés dans le cadre du laboratoire haute tension du KEMA, à Arnhem (Pays-Bas), et au CERDA de Villeurbanne, afi n de vérifi er les caractéristiques de coupure et de commutation de courant. La durée de vie méca-nique, ainsi que les performances diélectriques et environnementales, ont été testées au labo-ratoire d’Alstom Grid de Kassel (Allemagne). Le VL109 a franchi avec succès tous les tests. « Il va maintenant falloir tester le VL109 sur le réseau », note Lutz Drews. Le premier disjonc-teur pilote intégrant la technologie sous vide a été installé fi n 2012 sur le réseau français. Un deuxième pilote a suivi au printemps 2013 sur le réseau de Transpower, en Nouvelle-Zélande. « Ces applications pilotes nous permettront d’acquérir de l’expérience sur le disjoncteur lui-même, et de mieux apprécier l’impact qu’il aura sur les réseaux de transport. Nous pour-rons ainsi recueillir des éléments attestant de la fi abilité de cette technologie sur les réseaux haute tension. » Alstom a déjà initié un pro-gramme destiné à transférer cette technologie HT sous vide vers les disjoncteurs de type dead-tank et les postes sous enveloppe métallique. L’extension de cette technologie aux tensions plus élevées est également à l’ordre du jour.

Réduire l’effet de serre est pour Alstom un objectif majeur. C’est aussi un défi signifi catif, dans la mesure où le protocole de Kyoto contraint les fabricants et les utilisateurs à réduire la quantité de SF6 contenue dans les équipements et à minimiser les pertes de gaz en cours d’exploitation. Le nouveau disjoncteur haute tension VL109 d’Alstom va bien au-delà de ces exigences puisqu’il ne

contient strictement aucun gaz à effet de serre. Utilisant le vide comme technologie d’interruption et l’air pour l’isolation entre les connections, le nouveau produit présente un potentiel de réchauffement global égal à zéro. De plus, l’utilisation majoritaire de métaux (acier, aluminium et cuivre) et de céramique assure un haut niveau de recyclabilité de l’interrupteur sous vide.

Une analyse environnementale et du cycle de vie a montré que le VL109 présente un impact sur le changement climatique inférieur de 24 % à son équivalent qui utilise du SF6, mais avec une durée de vie et une fi abilité électrique et mécanique supérieures. Le VL109 est de surcroît entièrement interchangeable avec les disjoncteurs à SF6 existants.

LA NOUVELLE GÉNÉRATION DE DISJONCTEURS HAUTE TENSION : DURABLES, INTERCHANGEABLES, ET RESPECTUEUX DE L’ENVIRONNEMENT

Dr Lutz Drews

Le vide sert de technologie d’interruption et l’air assure l’isolation.


DISJONCTEUR SOUS VIDE VL109


Alstom Grid///Printemps/Été 2013 23 Alstom Grid///Printemps/Été 2013 23

Le développement d’un interrupteur à double mouvement marque une innovation majeure dans la construction des postes à isolation gazeuse à chambre de coupure unique allant jusqu’à 420 kV/63 kA : ils deviennent à la fois plus compacts, plus fi ables, plus sûrs et plus respectueux de l’environnement. Un STATCOM peut être utilisé pour assurer la conformité des éoliennes aux codes Réseau les plus stricts, notamment en condition de sous-tension. Avec l’augmentation rapide de la demande en électricité, des moyens plus effi caces pour transporter le courant doivent désormais être identifi és. Une solution suscite un intérêt grandissant : le super-réseau CCHT qui bénéficie de l’interaction des réseaux en courant continu multi-terminaux – un système de systèmes en courant continu interconnecté à grande échelle. Pour concrétiser les potentialités des énergies intermittentes éolienne et solaire, une solution viable est fournie par une forme de stockage de l’électricité à grande échelle stable couplée à un convertisseur de source de tension.

Innovation et performance

DOSSIER CHAPITRE II UNE LONGUEUR D’AVANCE


La technologie des disjoncteurs haute tension a considérablement évolué depuis son apparition. Différents principes de coupure ont été appliqués pour améliorer les performances et réduire l’énergie de manœuvre. Parmi les différents types de produits fi gurant dans le portefeuille d’Alstom, les postes à isolation gazeuse (GIS) offrent plusieurs avantages par rapport à l’isolation par l’air, l’huile ou le vide. Il y a d’abord la compacité, qui explique pour-quoi les postes GIS sont souvent choisis lorsque l’espace est limité et coûteux. Avec l’augmentation de la population et l’urba-nisation croissante, la compacité des équipements est devenue un facteur clé. « Dans le cas des hautes tensions à partir de 245 kV, la solution consistait aupara-vant à utiliser deux chambres de coupure en série, chacune d’entre elles supportant la moitié de la tension. Nous avons ensuite

développé des disjoncteurs mono-chambre, mais avec une énergie de manœuvre élevée », explique Jean-Baptiste Jourjon, GIS R&D Group Manager. « Fina-lement les avancées obtenues dans la conception ont ensuite rendu possible l’utilisation d’une seule chambre de

coupure au SF6, avec une faible énergie de manœuvre. » Grâce au travail des équipes R&D, les mêmes principes allaient ultérieurement être étendus à des tensions plus élevées, comme le 420 kV, en commençant avec deux chambres en série puis, pour améliorer

Repousser les limites des postes GIS vers des horizons nouveaux pour répondre aux contraintes des postes à isolation gazeuse 420 kV/63 ka, les équipes d’alstom ont développé un nouveau disjoncteur mono-chambre avec double mouvement. ce système innovant offre des améliorations considérables en termes de compacité, de coût et d’impact environnemental.

Poste à isolation gazeuse T155.

DOSSIER chapitre ii UNe LONGUeUr D’aVaNce


jusqu’à 420 kV, avait été développé précé-demment, mais il était limité à un courant

de court-circuit de 50 kA. Il s’agissait d’un disjoncteur à souffl age de grandes dimen-sions, avec un mécanisme hydraulique

à haute énergie, trop grand et trop coûteux pour les marchés actuels. S’appuyant sur la technologie d’autosouffl age à double mou-vement qui existait déjà pour la gamme 245 kV/50 kA, les ingénieurs d’Alstom ont relevé le défi consistant à concevoir et fabriquer une nouvelle classe de disjoncteur capable d’accepter les contraintes mécaniques et dié-lectriques plus exigeantes d’un cycle de fonc-tionnement 420 kV/63 kA pour poste GIS. Mais il devait aussi être compact, offrir un bon rapport coût/effi cacité, être fi able, plus sûr et plus respectueux de l’environnement. Pour autant, repousser les limites technologiques pour augmenter la tension assignée et le cou-rant de court-circuit jusqu’à atteindre ces objectifs semblait être particulièrement hasar-deux, notamment dans le contexte de dimen-sions contraintes. « Il nous a fallu défi nir de nouveaux critères, d’abord pour optimiser le dimensionnement du disjoncteur (diélectrique, mécanique, pression et résistance thermique, etc.), et aussi parce que les règles connues jusqu’alors pour les tensions inférieures ne fonctionnaient pas lorsqu’elles étaient appli-quées au 420 kV », rappelle J.B. Jourjon.

Encombrement au sol réduit de 40 % Après quelques années de simulation, d’op-timisation des maquettes et de tests

Concevoir et fabriquer une nouvelle classe de disjoncteur capable d’accepter les contraintes

les plus drastiques. la compacité, avec une seule chambre. L’ingénieuse technologie du double mou-vement associée au principe de coupure par auto-soufflage se traduit par une réduction drastique de l’énergie à fournir par l’organe de manœuvre pour inter-rompre le courant, (cf. encadré), permettant

l’adoption d’un mécanisme à ressorts couramment utilisé.

Les nouvelles contraintes du 420 kV/63 kAUn produit à « interruption simple chambre », avec une tension assignée pouvant aller

Une phase du disjoncteur T155-CB3 420 kV / 63 kA mono-chambre, avec son mécanisme et son enveloppe sous pression mise à la terre contenant l’interrupteur haute tension.


sur des prototypes grandeur nature, les équipes sont parvenues à une solution : le disjoncteur T155-CB3 à simple chambre de coupure, beaucoup plus petit que celui basé sur la technologie à double coupure et simple mouvement (deux interrupteurs en série), et qui offre des avantages signifi catifs : – réduction de 40 % de l’énergie d’ouverture ;– réduction de l’impact environnemental avec 40 % de SF6 en moins ; – réduction de 38 % de la masse pour un pôle avec mécanisme ; – réduction de la largeur de phase passant de 900 à 700 mm ;– réduction de 34 % de la hauteur et de 40 % de l’encombrement au sol ;– possibilité d’intégration d’une baie tri-phasée complète avec points communs et sectionneurs, dans un seul package. « Avec cette approche de mono-chambre de cou-pure, le coût est sensiblement réduit, de même que l’impact environnemental », précise J.B. Jourjon. La réduction de masse permet non seulement d’économiser des matériaux, en l’occurrence l’aluminium, et de réduire considérablement la quantité de SF6 pour lutter contre le changement climatique mais la fourniture d’une baie complète permet aussi de réduire l’em-preinte carbone du transport jusqu’au site.

Une interaction fructueuse entre les lignes de produitsTout au long des années de développement, les départements R&D d’Alstom travaillant sur les gammes d’appareillages à isolation gazeuse et isolation dans l’air, en collabora-tion avec le Centre de Recherche de Villeur-banne, ont œuvré en étroite collaboration sur cet ambitieux projet. L’objectif était de

Un temps de coupure inférieur à deux cycles à 60 Hz.


ILLUSTRATION DU PRINCIPE D’AUTO-SOUFFLAGE À DOUBLE MOUVEMENT

1

2

3

Ouve

rtur

e du

disjo

ncte

ur

Leviers à double détente

Volume thermique

Volume de compression

Buse isolante

Piston et clapet de décharge

Contacts


maximiser le partage des connaissances des spécialistes, de concevoir et comparer diffé-rentes options techniques, et de tirer parti de solutions standardisées chaque fois que possible. « Cela nous a également permis d’intégrer très tôt différents aspects indus-triels dans le processus de développement, pour éviter de nous retrouver avec une solu-tion technique qui certes fonctionne, mais dont le rapport coût-effi cacité reste médiocre et qui s’avère diffi cile à produire en quan-tité », souligne J.B. Jourjon.

Repenser entièrement le poste GIS Le disjoncteur T155-CB3 à simple chambre de coupure est capable d’atteindre les performances de commutation et de coupure que requiert le 420 kV/63 kA avec une seule unité d’interruption par phase, et un mécanisme à ressorts à faible énergie, pour le stockage de l’énergie et la manœuvre. À 60 Hz il assure également un temps de coupure inférieur à deux cycles, ce qui signifi e un plus haut niveau de protection pour l’équipement en cas de courants de défaut. Les performances de coupure

couvrent les systèmes 420 kV, y compris les réseaux 60 Hz. La compacité de ce nouveau disjoncteur à conduit à redessiner entière-ment le poste GIS, avec une nouvelle confi -guration des composants (sectionneurs, etc.), permettant un assemblage complet de la travée en usine, et la livraison de cel-lules complètes sur site. Cela signifi e que les principaux composants sont testés (y compris l’armoire de commande basse tension en option) et scellés en usine, offrant ainsi la garantie supplémentaire d’un haut niveau de qualité et de satisfaction client. La livraison d’une cellule complète permet en outre de réduire le temps d’installation de 30 %. Pour J.B. Jourjon les avantages

sont évidents : « Le T155-CB3 offre une grande facilité d’accès avec des passerelles de ser-vice intégrées. Le

compartimentage du gaz assure une dispo-nibilité maximale en cas de maintenance. Malgré ses dimensions et son coût inférieurs, il offre donc des performances de très haut niveau, sans oublier ses capacités complètes de surveillance. Il est donc prêt pour le poste entièrement numérique. »

Des performances de très haut niveau.

DISJONCTEUR T155-CB3 420 KV/63 KA À SIMPLE COUPURE : EFFICACITÉ, COMPACITÉ ET FACILITÉ D’ACCÈS

AUTOSOUFFLAGE ET DOUBLE MOUVEMENT POUR UN PRINCIPE INNOVANTL’interruption des courants de court-circuit alternatifs implique le souffl age d’un gaz isolant sur l’arc électrique. Un piston qu’actionne une cinématique permet d’augmenter la densité du gaz et de générer une surpression entre les contacts d’arc. Le gaz se diffuse alors dans la zone de l’arc qu’il refroidit en empêchant son réallumage après un passage du courant par zéro. Le nouveau disjoncteur T155-CB3 d’Alstom utilise une technologie d’autosouffl age avec gaz SF6, où l’énergie de l’arc contribue à la production d’une surpression sans affecter l’énergie de manœuvre du mécanisme. À 63 kA, la surpression peut atteindre plus de 100 bars, auxquels un mécanisme à ressorts ne pourrait pas résister si la pression était appliquée directement sur le piston. Pour une valeur assignée de 420 kV, des contacts à déplacement très rapide sont nécessaires pour supporter la tension de rétablissement entre les bornes, à la suite de l’interruption de courant. Pour réduire l’énergie de manœuvre et permettre l’utilisation de son mécanisme à ressorts standard, le FK3-6, Alstom a développé une technique à double mouvement, consistant à déplacer les deux contacts d’arc dans des directions opposées, en utilisant un système à levier articulé (cf. schéma p. 26), au lieu de déplacer un contact, comme dans les conceptions classiques. La vitesse requise pour la cinématique est ainsi divisée par deux. Quant à l’énergie nécessaire au ressort d’ouverture, elle se trouve réduite d’environ 40 %.

Jean-Baptiste Jourjon



Depuis vingt ans, l’énergie éolienne s’affi rme comme une composante à part entière du paysage énergétique. En 2011, l’Association mondiale de l’énergie éolienne (WWEA) annonçait dans son rapport que la capacité totale atteindrait environ 245 000 MW à la fi n de l’année, soit 3 % de la demande globale d’électricité. Depuis, le Conseil mondial de l’énergie éolienne (GWEC) a annoncé que, d’ici à 2020, l’éolien pourrait subvenir aux besoins d’électricité dans le monde à hauteur de 8 à 12 %. La montée en puissance de cette

énergie pose aujourd’hui un défi aux techno-logies de production utilisées et, avec le volume croissant d’énergies renouvelables dans le réseau, les opérateurs sont de plus en plus confrontés à la problématique de la stabilité. Ils introduisent donc des codes réseau (grid codes) de plus en plus stricts pour être certains que leurs réseaux seront en mesure d’intégrer les énergies renouvelables avec la fluidité requise. Le problème est que les différentes technologies de turbines d’éoliennes ne sont pas toutes capables de répondre à ces

contraintes. C’est le cas de la technologie des alternateurs asynchrones à double ali-mentation (DFIG). Récemment encore, les DFIG étaient les alternateurs d’éoliennes à vitesse variable les plus largement utilisés. Le stator d’un alternateur de type DFIG est directement relié au réseau, alors que le rotor est connecté via un convertisseur d’électronique de puissance qui contrôle la vitesse de l‘alternateur et le facteur de puis-sance. La caractéristique assignée au convertisseur représente environ 30 % de la

Un STATCOM pour aider l’énergie éolienne à répondre aux exigences des codes réseau

COMPENSATEUR D-STATCOM MAXSINE™ Ayant démontré ses capacités comme source d’alimentation dynamique réactive pour les réseaux de distribution, le convertisseur de tension à 3 niveaux clampé par le neutre (3L-NPC VSC) a été choisi pour le système D-STATCOM MaxSine™. Les semi-conducteurs transistors bipolaires IGBT sont utilisés comme commutateurs de puissance.

Un StatcOM peut être utilisé pour assurer la conformité des éoliennes aux codes réseau les plus stricts, notamment en condition de sous-tension. Mais il doit aussi être compact et offrir une fl exibilité adéquate aux opérateurs.



capacité nominale

de la turbine, une valeur confor-

table pour les applica-tions des turbines d’éoliennes,

jusqu’à ce que les codes réseau imposent que les turbines restent

connectées au réseau en condition de sous-tension (Low Voltage Ride-Through ou LVRT). L’inconvénient des alternateurs DFIG étant que, dans l’éventualité d’un creux de tension, la tension du stator relié au réseau change brutalement. La tension du rotor est alors trop faible pour compenser le phénomène et un courant perturbateur envahit stator et rotor, avec pour conséquence une détérioration du convertisseur. La stratégie initiale de contrôle

des alternateurs DFIG était basée sur leur déclenchement, mais les codes réseau imposent désormais aux éoliennes de sur-monter les chutes de tension et de fournir de la puissance réactive au réseau afin de le stabiliser. La seule alternative consiste à béné-fi cier de l’apport d’une source de puissance réactive dynamique en parallèle. Le compen-sateur statique de puissance réactive (SVC) à base de thyristors est aujourd’hui l’alterna-tive la plus utilisée dans ce domaine. Cepen-dant, les SVC ne répondent pas aux exigences en termes de (i) réponse dynamique rapide (ii) capacités de surcharge brève ou (iii) apti-tude à fournir un courant réactif maximal pendant les chutes brutales de tension. Il existe pourtant un compensateur dynamique de puissance réactive qui répond à ces trois points

et offre la souplesse de transition requise en cas de défaillance du réseau : le compensateur statique synchrone ou STATCOM.

Transition souple avec les STATCOM« Dans l’éventualité d’une variation soudaine de la charge, ou d’un événement basse ten-sion, comme un court-circuit dans le réseau, un STATCOM réagit très rapidement », explique Ralf Jessler, directeur général de l’entité Alstom de Constance, en Allemagne. Il permet en effet d’alimenter le réseau en puissance réac-tive capacitive, augmentant la tension au point de couplage commun (PCC), aidant ainsi la génératrice DFIG à rester connectée aussi longtemps que nécessaire pour isoler le court-circuit. Une fois la défaillance éliminée, la génératrice DFIG peut toutefois être

En cas de variation brutale de la charge ou d’incident basse tension, comme un court-circuit sur le réseau, un STATCOM réagit très rapidement.


à nouveau confrontée au même type de diffi cultés. Le STATCOM doit donc, encore, intervenir pour stabiliser la tension au point de couplage. « Ce n’est pas un problème », tempère R. Jessler « parce que le STATCOM répond de manière très dynamique, en quelques millise-condes, avec une puissance réactive qui passe du mode capacitif au mode inductif. » Le STAT-COM permet donc de prendre en charge une condition de sous-tension (LVRT) puisqu’il peut continuer à générer la puissance assignée ou un bref courant de surcharge, même avec une faible tension du réseau. La prise en compte de la condition de sous-tension est sans nul doute la capacité la plus importante attendue d’un STATCOM, comme le montre le projet de parc éolien à Dunneil (Irlande), où les turbines béné-fi cient de l’apport du nouveau compensateur statique d’Alstom – le SVC MaxSine™. Sans cet équipement, les génératrices n’auraient pu répondre aux exigences du code réseau local, en termes de réponse aux conditions de sous-tension, faute de produire suffi samment de puissance réactive pour compenser les chutes brutales de tension. La capacité de surcharge est un élément primordial pour aider une génératrice DFIG à surmonter une situation de défaillance. « La plupart des STATCOM sont installés en raison des chutes de tension provoquées par des court-circuits, ce qui sur-vient rarement », souligne R. Jessler. « Nous avons adapté MaxSine™ pour que la capacité de surcharge soit limitée aux dix ou vingt secondes nécessaires au rétablissement des conditions initiales, ce qui nous a permis de réduire ses dimensions. » De surcroît, une capacité de surcharge vraiment effi cace contribue à réduire la puissance instal-lée des STATCOM, ce qui en minimise le coût.

Pertes minimales, compacité et fl exibilité maximalesAu cœur du compensateur statique SVC MaxSine™ se trouve un convertisseur de tension à 3 niveaux clampé par le neutre (3L-NPCVSC) et un système de commande breveté. Le principal avantage de cette confi -guration est qu’elle permet la commutation à basse tension. Elle améliore également le spectre harmonique et augmente la qualité

et la quantité de la tension de sortie, réduisant ainsi signifi cativement le niveau de fl ickers (scintillements) dans le réseau. Le système de commande breveté permet au SVC MaxSine™ de répondre à de brusques changements des conditions du réseau ou à opérer une réinitialisation en quelques milli-secondes. Assurer la capacité de prise en charge d’une condition de sous-tension (LVRT) de l'éolienne est un élément clé pour la fonc-tion première du compensateur. Vient ensuite en importance la capacité à contrôler les pertes en puissance. Le SVC MaxSine™ réduit consi-dérablement les pertes sur les lignes de trans-port et les pertes de puissance réactive, compensant celles qui peuvent survenir en raison d’une commutation fréquente du

Nous avons adapté MaxSineTM pour que la capacité de surcharge soit limitée aux dix ou vingt secondes nécessaires au rétablissement des conditions initiales.

Compensateur

de puissance SVC MaxSine™ #1

Contrôleur esclave MaCS

Contrôleur maître MaCS

SCADA

Système de commande

maître SVC MaxSine™

Circuit de pré-charge/

décharge

Fusibles principaux

Paramètres/mesures

Contrôleur esclave Valeurs de consigne

Valeurs de consigne

Paramètres/mesures

Paramètres/mesures

Tensions/courants

réseau

Filtre EMCReactors

Bobines d’inductanceVSC 3 niveaux

#2#3#x

Modbus/TCP

Signaux analogiques

Signaux numériques (�bre optique)

SCHÉMA DE PRINCIPE DU SYSTÈME DE COMMANDE POUR SVC MAXSINE™


UN COMPENSATEUR HYBRIDE QUI RÉDUIT LES COÛTS ET LES FLICKERS

Les creux de tension ponctuels qui provoquent par exemple de brefs changements dans l’intensité de l’éclairage sont désignés par le terme de fl ickers. Ces scintillements, signe d’un courant électrique de qualité médiocre, sont généralement provoqués par des charges importantes dont la demande de puissance active et réactive fl uctue rapidement. La technologie de prédilection pour réduire ces phénomènes est le compensateur statique de puissance réactive (SVC). Les SVC sont habituellement utilisés pour la compensation dans les applications industrielles lourdes utilisant par exemple des fours à arc électrique. Cependant les thyristors qui contrôlent la puissance réactive ne peuvent commuter qu’une seule fois par demi-cycle. Ils ne peuvent donc pas toujours réagir avec la vitesse requise pour répondre aux fl uctuations rapides de la charge. En conséquence, un SVC offre, au mieux, une capacité de réduction des fl ickers de 65 %, avec un facteur de réduction de 2, souvent insuffi sant. Ces chiffres sont très différents de ceux des STATCOM basés sur les VSC (convertisseurs de source de tension), qui contrôlent en permanence le courant de sortie, et compensent donc immédiatement les variations de charge. Les STATCOM peuvent offrir un facteur de réduction des fl ickers de 6, alors que les SVC se montrent plus attractifs car comparativement moins couteux, lorsque la puissance est plus élevée (supérieure à 20 MVAr). La solution idéale semble être un SVC-STATCOM hybride. Les équipes R&D d’Alstom ont élaboré un concept connu sous l’appellation « SVC hybride », testé avec un four à arc électrique. Il en résulte un système de compensation très fi able, présentant des performances de réduction des fl ickers presque aussi bonnes que celles des STATCOM seuls. Il coûte 20 % de moins à installer qu’un STATCOM, et 50 % de moins en service.

Jarmo Aho



convertisseur. Et parce que c’est un système moyenne tension, il nécessite moins d’élec-tronique de puissance pour être mis en œuvre comparé aux compensateurs basse tension (moins de semi-conducteurs, moins de pertes). La fl exibilité est une caractéristique clé de la solution STATCOM avec SVC MaxSine™. Contrairement aux SVC conventionnels qui doivent être redimensionnés en fonction de l’impédance et du spectre harmonique du réseau au point de connexion, le SVC MaxSine™ assure l’interopérabilité avec les

équipements réseau existants et collabore avec celui-ci pour délivrer des performances de compensation avec plus d’effi cacité qu’un SVC conventionnel. Avec son électronique de puissance modulaire et compacte abritée dans un container, le SVC MaxSine™ peut être configuré pour répondre à différents besoins. Sa conception modulaire explique aussi son haut niveau de disponibilité opérationnelle. Les modules d’électronique de puissance (chacun installé dans une armoire) sont disposés en parallèle.

En cas de dysfonctionnement ou de défaillance d’un module, les autres unités continuent de fonctionner, évitant ainsi tout temps d’interruption.

Compensateur

de puissance SVC MaxSine™ #1

Contrôleur esclave MaCS

Contrôleur maître MaCS

SCADA

Système de commande

maître SVC MaxSine™

Circuit de pré-charge/

décharge

Fusibles principaux

Paramètres/mesures

Contrôleur esclave Valeurs de consigne

Valeurs de consigne

Paramètres/mesures

Paramètres/mesures

Tensions/courants

réseau

Filtre EMCReactors

Bobines d’inductanceVSC 3 niveaux

#2#3#x

Modbus/TCP

Signaux analogiques

Signaux numériques (�bre optique)

Chaque module sert d’amplifi cateur et ali-mente le réseau en courant. Leur installation et leur suppression éventuelle s’effectuent très simplement, en fonction des besoins. Dans l’éventualité du dysfonctionnement ou de la défaillance de l’un d’entre eux, les autres unités continuent de fonctionner, évitant ainsi tout temps d’interruption. De surcroît, son système de commande peut être reconfi guré pour répondre aux diverses applications, allant des parcs éoliens aux fours à arc très gourmands en énergie.


Le courant continu au cœur de nos systèmes, avenir des réseaux électriques ? L’observation des systèmes complexes qui cœxistent dans la nature pourrait livrer les clés de l’organisation de réseaux à courant continu, stables et modulaires, et leurs fonctions de contrôle associées, autorisant ainsi toute forme d’intégration spatio-temporelle des sources d’énergie renouvelables.


Les réseaux en courant alternatif (CA) fonc-tionnent maintenant au plus près de leurs limites. Et les alertes ne manquent pas. En 2003, les pannes du réseau ont coûté 6 mil-liards de dollars à l’économie US. En Italie, elles ont été à l’origine de quatre décès. Les pannes d’électricité qui ont affecté l’Europe occidentale en 2006, provoquées par la perte d’une ligne de transport en Allemagne, sou-lignent les risques de pannes s’étendant

au-delà des frontières. Lors de cette défail-lance, le réseau de transport européen a été divisé en trois îlots qui n’étaient plus syn-chronisés. Au cours des deux heures néces-saires à la reconstruction du système, près de quinze millions de personnes ont été affectées, et 17 000 MW de production élec-trique ont fait l’objet de contingences (1). Pourtant certains axes de recherche voient dans ces pannes de réseau un comportement

tout à fait naturel. « C’est complètement similaire au comportement d’un château de sable qui atteint une certaine hauteur avant de s’effondrer, parce que c’est dans la nature du sable », explique Dr Adbelkrim Benchaib, responsable de recherche sur les Smart Grids. Cependant, ce comportement « naturel » peut-il être considéré comme « acceptable » lorsque tout le monde se retrouve dans la pénombre et que l’économie est impactée ?


Il y a bien sûr des travaux sérieux pour déve-lopper des stratégies de prévention des pannes (2), mais pannes et pertes de service persistent aujourd’hui encore – et demain sans nul doute. La prévention n’est qu’une façon de circonscrire les problèmes, sans vrai-ment les résoudre. « Tôt ou tard, la variété et la complexité des charges et de leur exploita-tion dépasseront la capacité du réseau en courant alternatif (CA) », affi rme A. Benchaib. Les tendances énergétiques de la Commission européenne font apparaître une croissance exponentielle de la demande d’énergie, pas-sant de 2 800 TWh/an aujourd’hui à près de 4 000 TWh à l’horizon 2030. C’est l’électricité qui connaît la demande la plus forte – en hausse de 58 % d’ici à 2030, représentant près de 25 % de la demande énergétique totale. L’augmentation de la production nécessitera une meilleure protection, notamment à cause de la contribution des sources d’énergie renou-velables dans le réseau. La production totale d’énergies renouvelables – moins de 500 TWh en 2009 –, atteindra près de 1 400 TWh en 2030. Au bout du compte, seul un réseau ayant une capacité de transport bien plus importante sera en mesure de répondre à une telle crois-sance de la consommation, de la production et des systèmes de protection associés.

Avec les super réseaux, plus besoin de maximiser les règles d'exploitation (codes réseau) Les gestionnaires de réseaux de transport (GRT) garantissent aujourd’hui la stabilité

du réseau à l’aide de codes réseau. Les producteurs d’éner-gie éolienne, par exemple, doivent se conformer à des codes contre le risque d’îlo-tage, se conformer aux critères encadrant les facteurs de puis-sance, et prévenir tout risque de décrochage en condition de sous-tension (Low Voltage Ride-Through). Des règles plus nombreuses et plus strictes gouvernent l’intégration à grande échelle des sources d’énergie renouvelables, et les appels de la Commission Élec-trotechnique Internationale (CEI) pour une réponse inertielle plus importante ne vont pas simplifier les choses. Des méthodes plus effi caces pour transporter l’énergie doivent donc être utilisées. Une solution semble aujourd’hui se dessiner au sein de la communauté R&D : le Supergrid CCHT (courant continu haute tension). Les interconnexions CC offrent une souplesse très grande aux variations rapides de transport d’énergie : nul besoin de synchronisation. Un système interconnectant différents réseaux CC pourrait ainsi transporter de l’électricité provenant de sources distantes de plu-sieurs milliers de kilomètres – parcs éoliens en mer du Nord, puits géothermiques en Islande, énergie solaire du Sahara –, vers les zones à forte consommation. C’est le

concept développé par les « Amis du Super-grid » (FOSG). Outre le concept de super-autoroute CCHT, le système de transport d’électricité intégrera également des Smart Grids moyenne tension remontant vers les grands réseaux, Smart Grids dans les-quels le consommateur sera un acteur de plein droit, pour toutes applications de charge des véhicules électriques, de sys-tèmes de transport public, de centres de données, etc. Le réseau CC pourra se superposer au réseau CA existant, à l’ins-tar d’une route nationale raccordée à des routes départementales. Au cœur du concept sous-tendant le concept de super réseau CCHT se trouve précisément la notion de « système de systèmes », avec lequel un réseau pan-européen

RÉSEAUX CA ET CC – VERS UNE PÉNÉTRATION ACCRUE DES ÉNÉRGIES RENOUVELABLES


pourra relier les réseaux nationaux, jusqu’à leurs sources de production.

Des systèmes de systèmes « Les systèmes de systèmes ont été déve-loppés de manière informelle par les ingé-nieurs des réseaux CA », explique A. Benchaib. « Aujourd’hui, nous formalisons le concept avec les réseaux CC. C’est un exemple actif de concept de pensée globale et d’action locale. » Ce qui nous amène à la théorie des systèmes complexes. Dans un banc de poissons, par exemple, chaque individu maintient une certaine distance par rapport à ses congénères, et suit le poisson qui le précède. Chaque poisson se comporte donc comme le banc dans son ensemble. À l’inverse, le banc se déplace comme le fait un poisson individuel. « Les systèmes de systèmes sont des formes naturelles d’orga-nisation », observe A. Benchaib. « Ils illus-treront le réseau de transport de 2030, dont le contrôle sera décentralisé au niveau des nœuds. » Le contrôle décentralisé permettra des ajustements opérés sur l’ensemble du réseau à différents niveaux hiérarchiques et à différents moments. De fait, un élément clé du concept de systèmes de systèmes est

la notion d’échelle. La souplesse vient de l’aptitude à passer de trames temporelles longues et de zones de grande superfi cie, à des trames et à des zones réduites, et inver-sement. En reprenant l’exemple du banc de poissons, si un individu s’écarte du banc, cela n’entraîne aucun effet sur l’ensemble ni sur son schéma de déplacement. Ce qui pointe en direction du concept de modularité (plug-and-play). « Il devra être possible d’ajouter ou de retirer une charge dans un système sans déstabiliser le réseau électrique CC de 2030 », juge A. Benchaib. Les réseaux CA disposent certes de cette capacité plug-and-play développée petit à petit. Mais leurs systèmes de commande pourraient ne pas être en mesure de faire face à l’apport massif des énergies renouvelables. Pour permettre un comportement plug-and-play dans un système CC multi-terminal intégrant des parcs éoliens offshore, A. Benchaib et son équipe de recherche explorent des fonctions de commande primaires, secondaires, et même tertiaires. Elles opèrent sur diffé-rentes trames temporelles, et à différents niveaux du réseau, pour en assurer la stabilité. La commande primaire représente la variation des signaux de consigne

DOSSIER CHAPITRE II UNE LONGUEUR D’AVANCE

VITESSE DE RÉSOLUTION D’UNE PANNE : UN DÉFI GLOBAL POUR LES RÉSEAUX CCHTContrairement aux réseaux CA connus depuis plus d’une centaine d’années, la technologie CCHT n’en est qu’à ses débuts. Rares sont les systèmes de protection principaux des réseaux CA capables de fonctionner sur des réseaux CC, bien que les principales exigences soient toujours les mêmes. Il s’agit essentiellement de la sensibilité (détection de toute forme de panne), de la sélectivité (aptitude à isoler et déclencher uniquement les parties défaillantes), de la vitesse et de la fi abilité. Au niveau de l’ensemble du réseau, ces critères sont résumés par la question de la vitesse du disjoncteur. Dans les réseaux CA, les disjoncteurs répondent à une défaillance en 70-100 ms, le temps de détection de la panne compris. Mais l’impédance des réseaux CC étant faible, les pannes se propagent plus profondément et rapidement. Pour assurer une fi abilité absolue, les disjoncteurs CCHT doivent traiter le courant de défaut moins de 5 ms après son apparition. La vitesse de communication est un défi pour la protection différentielle – une protection CA qui s’applique aux réseaux CC. « Alstom a récemment doublé la vitesse de son canal de communication pour la protection différentielle, passée de 64 à 128 kbit/s. Cela réduit le temps de détection de panne à moins de 17 ms. Mais c'est encore loin des 3-4 ms nécessaires pour protéger les réseaux CCHT », explique Dr Oleg Bagleybter, directeur de programme (Réseaux). Les solutions de protection de secours, souvent synonymes de délai supplémentaire, nécessiteront une vitesse encore plus élevée du disjoncteur et, sans dispositif de secours, il ne peut y avoir de fi abilité réelle. De nouvelles stratégies sont nécessaires pour intégrer la détection, la discrimination et l’isolation des pannes sur les réseaux CC. Une solution d’avenir envisageable pourrait être la proposition faite par Alstom d’un disjoncteur CCHT autonome qui minimise le cycle d’élimination du défaut, tout en réduisant le temps pendant lequel l’interruption de puissance est « vue » par le réseau CA interconnecté.

Dr Oleg Bagleybter


COMMANDES PRIMAIRES ET SECONDAIRES POUR RÉSEAU CC MULTI-TERMINAL


Import massif d’électricité utilisant des lignes CCUHT

Pile à combustible Stockage d’énergie par batteries (BESS)

Station de charge de véhicules électriques (PHEV)Photovoltaïque

600 kV

150 kV 150 kV 150 kV

50 kV

10 kV

500 kV

STATCOM STATCOM

500 kV

10 kV 10 kV

50 kV

150 kV

400 kV

132 kV

11 kV

400 V 400 V 400 V

11 kV 11 kV

132 kV

Parc éolien onshore

Parc éolien o�shore

d’injection de puissance/courant engendrée par des perturbations du réseau. Nous sommes donc ici dans un schéma différent du contrôleur local de convertisseur (CA/CC) qui a pour fonction de traquer les signaux de consigne. Dans le cadre du « système de systèmes », une solution basée sur différentes trames temporelles a été adoptée. La réponse temporelle dynamique de la commande primaire doit donc être plus lente (le délai est plus long) que celle du contrôleur de convertisseur, qui est de l’ordre de quelques millisecondes. La « constante de temps » de la commande primaire ne dépendra pas uniquement de la réactivité du convertisseur, mais aussi de la capacité d’injection de puis-sance de tous les nœuds connectés (produc-tion, stockage, charges, etc.) qui devraient théoriquement être de quelques centaines de millisecondes à quelques secondes, comme pour les réseaux CA. La commande

primaire est globale mais décentralisée. La technique dite de contrôle de statisme est une stratégie de contrôle primaire qui a déjà fait ses preuves sur les réseaux CA. Elle pourra donc s’appliquer aux réseaux CC multi-terminaux. Sur ces derniers, la com-mande décentralisée emploiera le méca-nisme de contrôle de statisme pour réguler les tensions CC en ajustant les injections de puissance (ou de courant) depuis les conver-tisseurs. Les convertisseurs injectent simul-tanément et individuellement la puissance active nécessaire pour restaurer l’équilibre du réseau CC. Ainsi, pour un même écart de tension, deux convertisseurs pourraient injecter différentes quantités de puissance. « Le contrôle de statisme est dans chaque nœud. C’est un nouvel exemple de la pensée globale et de l’action locale », souligne A. Benchaib. Avec une trame temporelle différente et plus lente, la commande secon-

daire régule l’écart de tension sur le réseau (ou le système suivant dans le système de systèmes), sur une période de temps de quelques secondes. Il utilise des stratégies maître-esclave, avec un ou plusieurs conver-tisseurs intervenant comme nœuds de réfé-rence/slack bus (ils fournissent ou absorbent la puissance nécessaire pour assurer l’équi-libre de puissance dans le réseau CC), d’autres convertisseurs contrôlant l’échange de puissance entre les réseaux CA et CC. « Les travaux que nous avons menés pour formaliser une approche basée sur un sys-tème de systèmes pour les réseaux CC pour-raient être utilement appliqués à différents autres domaines », fait observer A. Benchaib. « C’est une vraie philosophie. »

(1) Source : Union pour la coordination du transport de l’électricité (UCTE).(2) « Alstom presents the Blackout Team », Alstom 360° Video, Numéro 55, mars 2012.

VISION 2030 : RÉSEAU ÉLECTRIQUE HYBRIDE CA & CC


Les énergies renouvelables sont de plus en plus souvent intégrées aux réseaux de transport et constituent un élément important des Smart Grids. Malgré les obstacles qui subsistent, des solutions innovantes voient le jour.

L’introduction de la production photovoltaïque et éolienne s’accélère un peu partout dans le monde et l’utilisation des énergies renouvelables suscite un intérêt non démenti. Mais, en raison du caractère intermittent de ces sources, le niveau de production d’électricité, ou facteur de capacité, que l’on peut en obtenir demeure relativement faible et le niveau de production n’est pas fi xé. Raison pour laquelle la capacité de production est dans ce cas souvent consi-dérée non-dispatchable – non livrable. Pour concrétiser leur potentiel, ces technologies doivent, d’une manière ou d’une autre, sur-monter le handicap de leur intermittence afi n de pouvoir être intégrées en toute transparence au réseau électrique. « Une solution signifi cative et viable consiste à coupler une forme stable

Stockage batterie multi-mégawatts

aux réseaux de transport et constituent un élément important des Smart Grids. Malgré les obstacles qui subsistent, des solutions innovantes voient le jour.

de stockage de l’électricité à grande échelle à un convertisseur de type source de tension (VSC), avec les équipements de commande et d’automatisation associés », explique Ludovic Gris, architecte Électronique de Puissance. « Il est alors possible d’accéder à l’énergie stockée et de l’injecter dans le réseau lorsque la pro-duction d’électricité est faible, ou la demande élevée. Ce qui peut être une solution auto-suf-fi sante pour certaines régions. » L’effi cacité est le point faible des solutions de stockage, les batteries ne délivrant que 80 % de l’énergie emmagasinée. À grande échelle, cette solution basée sur batteries et convertisseur VSC peut toutefois s’avérer plus économique que d’autres. Les systèmes de stockage communautaires pourraient disposer d’installations de stockage


VUE INTÉRIEURE D'UN DÉMONSTRATEUR EN CONTENEUR

Convertisseur VSC pour applications de stockage.


FRONT COMMUN POUR STOCKER L’ÉNERGIE

En France, Alstom et les équipes du CEA-INES (Institut national de l’énergie solaire) ont créé un centre commun de recherche et développement à Chambéry, en Savoie. Ce laboratoire se penche plus spécialement sur le développement de solutions avancées pour le stockage de l’énergie et l’intégration des parcs d’énergies renouvelables aux réseaux de transport et de distribution intelligents. Le CEA-INES apporte dans ce domaine son expertise dans les applications solaires et de stockage, ainsi que ses capacités actuelles de test. Alstom apporte pour sa part ses compétences dans l’électronique de puissance, la conversion de puissance et l’intégration des salles de commande pour réseaux intelligents. Ce partenariat permettra de donner naissance à des innovations qui accéléreront le déploiement du stockage intégré dans les réseaux intelligents, et faciliteront l’intégration des énergies renouvelables au-delà de l’objectif que s’est fi xé l’Europe : 20 % de mix énergétique à l’horizon 2020. Les équipes étudieront également l’utilisation potentielle des applications du courant continu pour les projets de villes intelligentes. Le prochain numéro de Think Grid reviendra sur ce sujet.

Ludovic Gris

E N C O M P L É M E N T décentralisées, de taille moyenne, pour gérer les fl uctuations des sources d’énergie renou-velables et réduire la con trainte qui pèse sur les réseaux de distribution conventionnels. Les opé-rateurs doivent donc trouver un juste équilibre entre l’ampleur de leur investisse-ment et les revenus commerciaux poten-tiels, des investisse-ments plus conséquents pouvant permettre la fourniture parallèle de capacités de réserve. Stocker l’énergie en contrôlant la puissanceL’instabilité de l’alimentation électrique et les fl uctuations de fréquence deviennent de plus en plus signifi catives avec la proportion accrue d’électricité provenant des énergies renou-velables, injectée dans les réseaux électriques. Tout surplus ou défi cit de la puissance active ou réactive doit également être absorbé par le réseau. Cette différence dans les besoins de puissance doit être contenue dans les limites d’une plage donnée afi n que la tension du courant alternatif puisse demeurer dans les tolérances souhaitées. Plus le réseau est faible, ou plus la source de production est éloignée, plus la réponse, en termes d’échange de puissance, doit être effi cace pour respecter la tolérance de tension souhaitée. La solution de stockage de l’énergie élaborée par Alstom permet une intégration souple des énergies renouvelables, en s’affranchissant de la varia-bilité de puissance inhérente aux caprices de la météo. La technologie VSC est basée sur l’association d’un convertisseur CC/CC et d’un onduleur. Un contrôle de puissance précis, offrant une réponse rapide, permet de conser-ver les tensions dans la plage spécifi ée, assu-rant ainsi une stabilité accrue du réseau électrique grâce à l’électricité stockée dispo-nible. La conversion VSC est une technologie adaptée aux réseaux maillés actuels, mais aussi à ceux de demain. Elle permet un contrôle continu et indépendant de la puis-sance réelle et réactive, renforçant ainsi la stabilité du réseau et le fl ux global d’électricité. « Cette solution clés en main avec poste de stockage inclut les transformateurs, les convertisseurs et un contrôle hiérarchique

complet. L’objectif ultime est de parvenir

à un produit offrant une capacité de stock age de 1 à

20 MW. De fait, nous avons déjà toutes les fonctions de contrôle et

d’automatisation qui seront associées à cette solution », note L. Gris.

Agnosticisme technologique Les solutions évoquées ici pour le stockage et l’intégration sont agnostiques à l’égard de la technologie de stockage déployée, ce qui aide à promouvoir des solutions multi-technolo-gies. L’installation globale augmente la capa-cité de charge du réseau en réduisant le creux de tension qui suit les perturbations, et assure une stabilité de la tension dynamique en réduisant le délestage requis pour gérer les conditions de sous-fréquence qui surviennent pendant les perturbations. Un logiciel avancé prend en charge la majeure partie de ces problèmes, ainsi que les différentes réglemen-tations électriques dans le monde. Il prend également en compte les différentes exigences et tests de qualification des fabricants de batteries.

Fluidité de l’électricité sur le réseau Le système de conversion de puissance et l’unité de commande générique du réseau permettent de « lisser » l’électricité avant de l’injecter dans le réseau. « Il peut être associé à une large gamme de solutions de batteries et s’avère suffisamment modulaire pour répondre aux exigences de n’importe quel site », souligne L. Gris. « Le système de com-mande offre également une fl exibilité sans équivalent pour la gestion de l’énergie, ainsi que plusieurs modes opérationnels. » Le monde est actuellement au seuil d’un nouveau paradigme pour la production, le transport et la consommation d’électricité. Historique-ment, la production d’électricité était censée suivre la demande, mais « nous allons main-

décentralisées, de taille moyenne, pour gérer les fl uctuations des sources d’énergie renou-velables et réduire la con trainte qui pèse sur les réseaux de distribution conventionnels. Les opé-rateurs doivent donc trouver un juste équilibre entre l’ampleur de leur investisse-ment et les revenus commerciaux poten-tiels, des investisse-ments plus conséquents pouvant permettre la fourniture parallèle de capacités de réserve.

Stocker l’énergie en contrôlant la puissance

complet. L’objectif ultime est de parvenir

à un produit offrant une capacité de stock age de 1 à

20 MW. De fait, nous avons déjà toutes les fonctions de contrôle et

d’automatisation qui seront associées à cette solution », note L. Gris. solution », note L. Gris. solution »

tenant vers un monde qui attend qu’une demande virtuellement constante puisse être satisfaite ». Satisfaite dans une large mesure par des sources intermittentes qui ne peuvent elles-mêmes être constantes en raison de leur nature. Le stock age de l’électricité revêt donc un caractère critique, et les défi s sont nom-breux vers la frontière suivante en matière d’infrastructures, alors que se poursuit la progression vers un paysage exempt d’éner-gies fossiles.

Stockage de l’énergie

sur batterie : une solution développée par Alstom.

La gestion des Smart Grids nécessitera la surveillance en temps réel d’un réseau complexe comprenant des millions d’appareils. Un système de gestion de l’énergie étayé par des solutions de synchrophasage offre les outils nécessaires pour y parvenir. e-terraDRBizNet est un système ultra moderne pour une gestion appropriée de l’effacement de la charge. Il permet aux électriciens d’utiliser effi cacement les charges des consommateurs fi naux sur le réseau, comme autant de ressources contrôlables. Le lancement d’ILOT (Instructor Led Online Training), système de formation en ligne, permet aux clients de disposer d’une formation complète sans avoir à rejoindre les salles de cours d’un Institut technique souvent éloigné.

Des produits et des services

intelligents



En 1991, George Owens, ancien président de l’Association des ingénieurs de l’énergie (AEE), prévoyait que dix ans plus tard l’appel-lation « système de gestion de l’énergie » (EMS) n’existerait plus. À l’époque, il pensait d’ailleurs essentiellement à la disparition des bâtiments en tant que tels. S’il se trompait sur la disparition du terme lui-même, il n’avait

pas tort quant à la tendance. En effet, Owens voyait déjà une communication bidirection-nelle entre les centres de contrôles et les équipements décentralisés du réseau élec-trique, concept central de ce qu’on appelle aujourd’hui les réseaux intelligents (Smart Grid). Et il avait raison sur les changements radicaux qu’apporteraient les systèmes

numériques. Les anciens centres de com-mande n’étaient rien d’autre que des sys-tèmes analogiques câblés, avec compteurs et commutateurs, où les opérateurs utili-saient des mollettes pour modifier les réglages. Même ainsi, les premiers éléments d’une solution Smart Grid étaient déjà uti-lisés dans les années soixante,

Solutions de synchrophasage pour un Smart Grid encore plus intelligent La gestion du Smart Grid nécessitera le suivi en temps réel d’un réseau complexe comprenant des millions de dispositifs, avec des sources d’énergies renouvelables décentralisées et imprévisibles et des programmes de demande-réponse. Les systèmes de gestion classiques (EMS) n’ont pas été conçus pour de tels scénarios. Mais le système EMS d’Alstom, couplé à des solutions de synchrophasage, offre les outils nécessaires pour y parvenir plus efficacement.

Écran iPad pour une prise de décision facilitée et décentralisée. Cet affichage synthétique peut être utilisé par les compagnies exploitantes de réseaux d’électricité voisins (opérateurs, ingénieurs et managers) afin d’évaluer conjointement la situation sur les réseaux et décider ensemble des bonnes actions à mener.

DOSSIER chApITRE III RENDRE L’ÉNERGIE AccESSIBLE À TOUS, AUJOURD’hUI ET DEMAIN


avec l’introduction de la fonction de réglage automatique de fréquence pour syn-chroniser automatiquement la production et la demande, et maintenir ainsi la fréquence du réseau. De moins en moins onéreux, bien que plus puissants, les nouveaux systèmes

informatiques ont ouvert la voie à la première avancée majeure dans les systèmes EMS et SCADA. Les systèmes de contrôle et d’acqui-sition SCADA permettent aux opérateurs de suivre les conditions du réseau (avec des actualisations toutes les 2-4 secondes), avec intervention manuelle si nécessaire. Le SCADA fournit également des données pour réaliser des « estimations d’état » et ainsi évaluer au mieux la situation sur l’ensemble

du réseau. Les résultats de l’estimation sont également utilisés pour simuler des incidents dans le cadre d’études de contin-gences (analyse N-1), l’objectif étant de prédire ce qui se produirait si des compo-sants clés du réseau tombaient en panne de manière inopinée.

Les exigences commerciales sont également un levier de changement. Comme le sou-ligne Jay Giri, directeur du pôle Technologie des systèmes d’alimentation et Initiatives stratégiques d’Alstom Grid : « Encouragés par la dérégle-mentation et les marchés de l’énergie, les opérateurs veulent maximiser les capa-cités de transport disponibles, ce qui peut conduire à pousser le réseau encore plus près de ses limites de stabilité dyna-mique. Il faut donc actualiser ces limites en temps réel, ce qui nécessite des applications avec des capacités de calcul très importantes, capables

de simuler le comportement dynamique du réseau en présence de perturbations. »

Surveillance synchronisée en temps réel Malheureusement, ceci ne peut se faire en temps réel avec des solutions EMS classiques.

Les exigences commerciales sont également un levier de changement.

Les anciens centres de commande étaient des systèmes analogiques câblés, avec compteurs et commutateurs, où les opérateurs utilisaient des mollettes pour modifi er les réglages.

OPÉRATEUR D’UN CENTRE EMS AU DÉBUT DES ANNÉES 1970

Visuel de séparation angulaire d’un synchrophaseur, avec alarmes de dépassement des limites.



lesquelles l’opérateur pourra agir. Les logi-ciels d’analyse qui utilisent aujourd’hui des données de mesures synchronisées peuvent extraire ces informations de manière indé-pendante, sans modélisation de données

réseaux même en présence d’une observa-bilité limitée. Cette approche s’avère parti-culièrement précieuse pour les grandes interconnexions de réseaux, pour lesquelles les opérateurs ne bénéfi cient pas forcément du modèle de réseau complet et ont peu de données permettant une bonne observation.

Des avantages majeurs Les avantages potentiels liés à la disponi-bilité des données de synchrophasage

Pour y parvenir, il faut les compléter avec des solutions basées sur des synchrophaseurs. Explications de J. Giri : « Le terme synchro-phaseur signifi e mesures de phase synchro-nisées. Ce système fournit une représentation des formes d’ondes de la tension et du cou-rant en un signal sinusoïdal simplifi é, consti-tué d’une amplitude et d’un angle de phase, ceci grâce à un horodatage GPS. » À partir de multiples points de mesure répartis sur le réseau électrique, cette méthode permet une précision inédite d’observation en temps réel des tensions et courants triphasés, ainsi que de la fréquence et de sa volatilité. Elle permet également de suivre le comportement dyna-mique rapide du réseau, ce que ne permet pas aujourd’hui un système SCADA. Chaque dispositif de mesure de phase (PMU : Phasors Measurement Units) réalisent 25 à 60 mesures par seconde, fournissant 12 à 16 mesures par couple de PMUs, 240 fois plus qu’un système SCADA conventionnel. Les systèmes de gestion globale (WAMS) qui utilisent des technologies de mesure synchronisées fournissent de très importants volumes de données de mesures qui doivent être converties en informations utiles, et sur

Les données de synchrophasage nous permettront d’opérer le réseau plus près de ses limites, en mettant à jour intelligemment ces limites en temps réel.

OPÉRATEUR DE CENTRE EMS AUJOURD’HUI ALERTE DE PERTURBATION DU RÉSEAU EN CALIFORNIE

portent aussi bien sur l’amélioration des activités quotidiennes d’opérations du réseau que sur la prévention des écroule-ments généralisés (black-outs). Par exemple, les limites opérationnelles des

corridors de transport d’électricité prennent en compte une marge de sécurité pour protéger le réseau contre les perturbations. L’opérateur entre manuellement ces limites dans le système EMS – des limites peu souvent mises à jour. Pour tenir compte des situations les plus contraignantes sur le réseau, ces marges de sécurité sont donc bien souvent plus importantes qu’elles ne le nécessiteraient, ce qui implique que le réseau fonctionne la plupart du


temps bien au-dessous de son potentiel réel. Habituellement, cela signi-fi erait que des capacités additionnelles sont nécessaires, et que de nouvelles lignes électriques doivent être construites. Outre le coût intrinsèque de lignes supplémen-taires, beaucoup de temps serait ainsi dévolu à surmonter les différents obstacles qui jalonnent le parcours – obtention des droits de passage, permis de construire et autres formalités. Comme le précise J. Giri : « Pouvoir disposer de données de synchro-phasage horodatées nous permettra de faire fonctionner le réseau plus près de ses limites réelles, en les actualisant intelligemment en temps réel, tout en conservant l’intégrité du système. Ce qui se traduira par des éco-nomies pour la compagnie d’électricité, et par des avantages environnemen-taux, puisque nous n’au-rons pas besoin d’investir dans de nouvelles lignes et des pylônes de trans-port. » Les différences clés entre un système EMS basé sur synchrophaseurs, et un système EMS classique, portent essentiellement sur la capacité d’anticipation. À l’heure actuelle, les opérateurs ne prennent une décision d’urgence qu’après l’occurrence d’une perturbation. Ils ont besoin de temps pour assimiler et analyser les multiples données relatives à l’événement fournies par le SCADA et les potentielles autres

sources, et doivent également se coordon-ner avec les opérateurs des réseaux voisins. Puis il leur faut encore du temps pour décider de l’action à entreprendre. L’expé-rience montre que ce temps perdu peut faire prendre à un événement mineur une tournure nettement plus sérieuse, voire de provoquer un écroulement généralisé du réseau. L’un des objectifs de l’initiative Smart Grid du Département de l’Énergie des États-Unis (DOE) est de comprendre comment assurer la fi abilité des mesures de synchrophasage, afi n de pouvoir dispo-ser d’alertes rapides et d’une automatisa-tion plus intelligente et plus proche du temps réel des processus de décision. Nous assistons à l’un des changements

les plus importants de ce secteur industriel depuis l’introduction dans les années soixante-dix d’or-dinateurs fi nancièrement abordables. Pour J. Giri, ce n’est que le début : « Dans les cinq ou dix prochaines années, je vois

la promesse de technologies nouvelles devenir réalité. Le Graal des Smart Grids ne consiste pas seulement à pouvoir sur-veiller et visualiser, mais aussi à contrôler le réseau automatiquement – et c’est ce qui va se produire après cette période ini-tiale pendant laquelle la confiance doit s’établir à l’égard des technologies de mesure synchronisées. »

LE POINT SUR PHASORPOINTLe logiciel PhasorPoint est une solution derniers cris permettant de collecter, gérer, analyser et visualiser des données globales synchronisées en temps réel. « PhasorPoint a été présenté dans le numéro de Think Grid de l’hiver 2011 mais, depuis cette date, la version PhasorPoint 6.0 a été éditée, offrant deux nouvelles applications : d’une part, la surveillance des perturbations réseau, pour détecter plus rapidement ces perturbations, les localiser et évaluer leur impact potentiel. Et, d’autre part, la surveillance de l’état du réseau afi n de visualiser de manière globale le comportement aux limites à travers les écarts d’amplitude de tension, d’angle de tension et de fréquence », explique Dr Jos Trehern, CEO de l’entité Psymetrix d’Alstom. Les opérateurs peuvent utiliser PhasorPoint pour contribuer à régler les paramètres des contrôleurs de groupe de manière harmonieuse (éviter des « divergences » entre contrôleurs, par exemple), accéder aux données à des fi ns d’analyse des événements, et améliorer la fi abilité du réseau. Les outils personnalisables permettent à l’utilisateur de défi nir les vues, les calculs et la gestion des événements. Il est possible d’accéder aux informations historiques via une interface optimisée, basée sur SQL. L’évolutivité a été encore améliorée grâce à la possibilité de s’interfacer, avec plus de 1 000 synchrophaseurs.

Dr Jos Trehern


Des alertes plus rapides et une meilleure anticipation.

SURVEILLANCE DE LA STABILITÉ OSCILLATOIRE EN ISLANDE



L’effacement ou encore « demand response » (DR) en anglais, est un concept relativement simple : les compagnies d’électricité proposent des incitations fi nancières aux clients pour que ceux-ci réduisent leur consommation pendant les pics de charge ou lorsque les tarifs de géné-ration d’électricité sont les plus élevés. La DR est donc un outil supplémentaire qui permet aux électriciens d’optimiser la fi abilité du réseau et d’assurer l’équilibre offre-demande. Comme l’explique Travis Rouillard, chef de projet e-terraDRBizNet : « C’est une alternative plus écologique et plus économique à la construction de nouvelles centrales, ou à l’extension des infrastructures réseau (lignes, postes, etc.) ».

Comment cela fonctionne-t-il ? L’effacement comporte cinq étapes de base :

Un système ultra moderne pour

mettre en œuvre l’effacement.

e-terraDRBizNet, permet aux compagnies d’électricité

de piloter effi cacement les charges directement

au niveau des consommateurs et offrir une ressource

supplémentaire pour équilibrer les réseaux électriques.

• inscription : les clients souhaitant parti-ciper à l’effacement s’inscrivent à des pro-grammes incitatifs proposés par les com-pagnies d’électricité locales ; • automatisation : l’électricien fournit généralement au client un dispositif intel-ligent (compteur ou thermostat program-mable), capable de recevoir un signal de l’opérateur et de réduire automatiquement la consommation ;• notifi cation : lorsque l’opérateur observe un déficit d’électricité sur une partie du réseau, il envoie un signal de notifi cation vers les dispositifs intelligents susceptibles de lisser voire d’effacer la charge ;• réduction : les dispositifs intelligents coupent automatiquement les charges non critiques ou modifi ent le réglage du

Piloter la consommation

00:0017/07/2012

MW24,000

23,000

22,000

21,000

20,000

19,000

18,000

17,000

16,000

15,000

14,00004:0017/07/2012

08:0017/07/2012

12:0017/07/2012

16:0017/07/2012

20:0017/07/2012

00:0018/07/2012

13:0

8 AE

P Zo

ne Lo

ng Le

ad N

otifi

ed

15:0

8 AE

P Zo

ne Lo

ng Le

ad A

ctiva

ted

19:0

5 AE

P Zo

ne Lo

ng Le

ad R

eleas

ed

Sous l’effet d’un programme d’effacement, le pic de charge s’arrête et la courbe s’inverse

Aux États-Unis, au cours de l’été, le réseau électrique fl irte souvent avec ses limites alors qu’industriels et consommateurs domestiques utilisent l’électricité pour leurs machines, climatiseurs, et autres équipements particulièrement consommateurs en énergie. C’est ici qu’intervient le processus d’effacement.


thermostat pendant quelques minutes ou quelques heures ;• facturation : la compagnie d’électricité s’assure que les clients ont bien réduit leur consommation et calcule le montant du crédit alloué sur la prochaine facture.

e-terraDRBizNet aide les compagnies d’élec-tricité à industrialiser ces processus et ces actions à grande échelle, pour chacune des charges clients, aussi petites soient-elles, mais qui représentent globalement l’équivalent en volume d’une production traditionnelle. Cette solution permet en outre aux opérateurs de disposer des outils nécessaires pour prévoir la charge client qui pourrait s’effacer si on faisait appel à elle, de cibler les clients éligibles et donc de prévoir l’impact système que pourrait avoir l’ensemble des effacements. « Le principe est simple mais en pratique, cela se révèle plus complexe en raison des volumes de données et du grand nombre de clients potentiellement concernés », tempère T. Rouillard. « Des res-sources décentralisées, à la fois petites et multiples, doivent être activées comme s’il s’agissait d’une centrale électrique unique. »

Quand utiliser l’effacement ?L’effacement est utilisé la plupart du temps par les opérateurs de réseaux d’électricité pour réduire les besoins de leurs réseaux en période de pointe. Dans la mesure où les 5 % de surplus

de capacité de transport ou de production ne sont utilisés que quelques heures par an, il est souvent moins onéreux de réduire la charge client pendant ces quelques heures que de construire de nouvelles lignes ou centrales. En été, cela revient à couper les climatiseurs pendant les journées les plus chaudes, ou le chauffage électrique pendant les matinées les plus froides de l’hiver, ce qui peut repré-senter une part considé-rable du pic de la demande d’électricité. Mais cela peut également inclure d’autres approches, comme réduire l’intensité des éclairages des immeubles commer-ciaux, ou mettre certaines machines au repos dans les usines. L’effacement peut soit supprimer entièrement la charge, soit la déplacer de quelques heures en amont ou en aval, lorsque les capacités de production sont moins sous contraintes. Avec la libéralisation du secteur de l’électricité, et plus particulièrement de la pro-duction, et avec des fournisseurs de détail com-mençant à acheter de l’électricité pour leurs clients sur le marché libre, l‘effacement est devenu une alternative au paiement d’un prix élevé du kWh. Sur certains marchés, le prix horaire du mégawatt peut aisément augmenter de 1 000 % en quelques heures. Au lieu de payer ces prix élevés, les détaillants peuvent revendre

Identifi erEn période de pointe ou de tarifi cation élevée, l’opérateur évalue le besoin de réduction de la charge.

Notifi erL’opérateur notifi e les agrégateurs et les clients, du volume, de la localité et de la durée de l’effacement requise.

RéduireLes clients peuvent jouer sur leur consommation d’éclairage ou utiliser un système automatique de limitation de consommation.

l’électricité « DR » sur le marché, engrangeant ainsi des revenus non négligeables. De nombreux détaillants partagent les économies avec leurs clients, afi n d’encourager leur participation. Avec les avancées que connait la technologie des réseaux intelligents, et la pénétration des com-munications Internet chez quasiment chaque

type de clients, l’efface-ment suscite un intérêt croissant comme levier innovant permettant d’offrir des services d’urgence sur le réseau, avec une fiabilité adé-quate. T. Rouillard en donne un exemple : « Si un incident survient sur

le réseau, comme la défaillance d’un générateur ou l’indisponibilité d’une ligne de transport, la charge doit être rapidement libérée. En utilisant e-terraDRBizNet, le réseau peut automatique-ment appliquer l’effacement pour libérer quelques centaines ou milliers de mégawatts en l’espace de quelques minutes. Autrement dit, les opérateurs bénéfi cient d’un délai de grâce pour résoudre le problème. »

Défi s à releverMalgré plusieurs décennies de succès en Amé-rique du Nord, les compagnies d’électricité des autres régions du monde ont tardé à adopter l’effacement. La viabilité commerciale de celle-

Réduire le coût de l’énergie et améliorer la fi abilité du réseau.

LE PROCESSUS D’EFFACEMENT



Vérifi erL’opérateur doit s’assurer que la réduction de charge observée corresponde à celle recherchée ou faire appel à de nouvelles ressources.

RestaurerL’opérateur libère les ressources et la charge revient à son niveau normal.

ci est certes moins évidente dans des lieux où le coût de l’énergie est historiquement bas, ou dans lesquels la consommation par tête reste très modérée. Dans de nombreuses régions, la réglementation n’autorise pas les électriciens à proposer des incitations financières pour attirer des participants. Cela évolue toutefois rapidement pour différentes raisons : • l’augmentation de la demande mondiale d’électricité ; • les contraintes pour construire de nouvelles centrales ou lignes électriques, à proximité des centres urbains où l’augmentation de la demande est la plus forte ; • une tendance croissante à l’abandon pro-gressif des énergies basées sur le nucléaire et le charbon ; • un déploiement accru des ressources inter-mittentes comme l’éolien et le solaire ;• des avancées dans le stockage sur batteries, qui peuvent servir de générateurs ou de charge ;• l’avènement des technologies Smart Grid, et l’accès universel à l’Internet.Autant de facteurs qui plaident en faveur de l’effacement et conduisent les régulateurs à revoir leur point de vue et abandonner leurs réticences. « Les compagnies d’électricité sont aujourd’hui à la recherche de solutions pour gérer un mix énergétique avec des énergies intermittentes de plus en plus importantes, et de nouveaux types de charges tels que les véhicules électriques. Dans ces nouvelles

conditions, il semble impossible d’avoir un réseau stable et équilibré si l’on ne peut pas contrôler un tant soit peu la demande », argu-mente T. Rouillard.

Le futur, c’est aujourd’hui L’effacement permet également aux compagnies d’électricité de repenser fondamentalement la place de leurs consommateurs fi naux dans leur business modèle. La solution e-terraDRBizNet leur offre la possibilité de réduire temporairement la charge, ou de la décaler dans le temps, à un moment plus opportun et lorsque l’offre est abondante. Dans certains cas, cela modifie complètement la relation que les opérateurs de réseaux d’électricité avaient l’habitude d’entre-tenir avec leurs clients, qui peuvent maintenant bénéficier d’incitations financières pour se montrer plus souples dans leur manière d’uti-liser l’électricité. Alstom déploie sa solution e-terraDRBizNet auprès des opérateurs de réseaux pour permettre la mise en œuvre à grande échelle de programmes d’effacement qui réduisent les coûts énergétiques et amé-liorent la fiabilité du réseau. Cette solution supporte la croissance continue des énergies renouvelables en permettant aux opérateurs de réseaux un moyen d’influer la courbe de charge en adéquation avec les capa-cités de génération. e-terraDRBizNet est donc un élément clé des solutions Alstom pour les réseaux intelligents.

PJM INTERCONNECTIONOpérateur régional de transport d’électricité, l’Américain PJM Interconnection est le principal acteur mondial dans ce domaine. C’est aussi le plus grand marché mondial de l’électricité, derrière la Chine, avec un réseau représentant 150 000 MW au cours des pics de consommation d’été. PJM a très tôt adopté l’effacement comme moyen alternatif de gérer les capacités saisonnières et les réserves d’urgence. Ayant mis en place la solution e-terraDRBizNet à partir de 2008, son portefeuille « DR » a cumulé plus de 15 000 MW, soit environ 10 % de sa charge globale. e-terraDRBizNet aide PJM à gérer ses six programmes spécifi ques – chacun avec ses propres règles de participation et ses schémas d’incitation. Lors d’une période de canicule, en juillet 2012, l’opérateur a enregistré une charge anormalement élevée de 155 000 MW, avec 6 000 MW de production hors ligne. L’utilisation de l’effacement a alors été bénéfi que à double titre. De nombreux clients ont volontairement participé au programme en échange d’une tarifi cation au prix du marché de gros de l’électricité, à l’instar des producteurs. Cela a permis de réduire la charge réseau de plus de 1 000 MW – suffi samment pour stopper l’envolée des prix. Ensuite, l’opérateur a pu faire appel à ses clients du programme d’effacement, au niveau des réserves d’urgence, pour délivrer 1 500 MW supplémentaires vers l’une de ses zones les plus saturées. Ce qui a permis d’éviter des problèmes de fréquence plus sérieux, ou des interruptions clients volontaires. Pour PJM, l’effacement représente aujourd’hui un marché de 500 millions de dollars. Plus d’un million de clients fi naux y participent directement et indirectement – de l’industrie manufacturière aux centres commerciaux, en passant par les résidents individuels. En outre, tous les clients présents sur le territoire desservi par PJM bénéfi cient d’un prix de l’électricité moins élevé, d’une offre plus fi able, avec un impact environnemental réduit par rapport à la construction de nouvelles centrales à énergie fossile, ou des lignes électriques de transport supplémentaires.

Travis Rouillard



En réponse à l’augmentationdes frais et des temps de déplacement pour participer aux cours proposés par le Technical Institute d’Alstom Grid, le programme à distance Instructor Led Online Training (ILOT) permet de profiter d’une formation technique complète sur les systèmes de gestion de réseau, sans avoir à se déplacer.

La formation en ligne apporte une valeur ajoutée

Les sessions de formation couvrent aussi bien les programmes de base que les cours de niveau intermédiaire de formation à l’utilisation des logiciels, comme par exemple « Construire un modèle SCADA avec e-terrasource », ainsi que les cours les plus avancés, comme la programmation dans e-terrasource, qui nécessite alors une connectivité entre deux postes de travail. Aux États-Unis, plus de la moitié des clients d’Alstom résident à l’est du Mississippi. Pour nombre d’entre eux, il faut deux jours, aller et retour, pour participer aux sessions de formation du centre de formation de Redmond, près de Seattle, sur la côte ouest. « En période de restriction des budgets de déplacement, cela se traduit inévitable-ment par une diminution du nombre de

participants aux programmes de formation d’Alstom Grid », constate Rusty Rae, responsable du Technical Institute de Redmond. « Le concept Instructor Led Online Training, avec sa technologie inno-vante, a justement été développé pour répondre à ce besoin. »ILOT utilise un logiciel de webinaire (sémi-naire sur le Web) comme WebEX pour présenter, en simultané, les cours aux sta-giaires les plus éloignés, et il intègre des ressources virtuelles (cloud) leur permet-tant d’accéder à un « poste de travail » sur lequel ils peuvent pratiquer ce qui leur a été expliqué pendant le cours. « Il y a également un canal vidéo qui fournit aux

Ce que voit le stagiaire à distance.

SUIVRE UNE FORMATION SANS ÊTRE DANS LA SALLE DE COURS



UNE FORMATION EN PANTOUFLES

C’est une option intéressante. De fait, de nombreux stagiaires préfèrent suivre leurs sessions de formation depuis leur domicile, pour différentes raisons. Ils n’ont pas, par exemple, à résoudre de problèmes liés aux pare-feux LAN et WAN, souvent imposés par les réseaux des entreprises. Ils peuvent également disposer d’une meilleure connectivité et peuvent mieux se concentrer, sans être distraits par des appels téléphoniques, ni être interrompus par des collègues. Et comme il n’y a pas encore de liaison vidéo bidirectionnelle entre le Technical Institute de Redmond et les postes de travail des stagiaires (même si cela fi nira par devenir une option), les stagiaires peuvent se vêtir de manière aussi informelle qu’ils le souhaitent. Seul le résultat compte, à savoir acquérir les connaissances dont ils ont besoin, et être confortablement installé demeure un aspect clé d’un apprentissage effi cace. La formation à distance est donc de plus en plus connue et appréciée. Début novembre 2012, 196 stagiaires avaient suivi des cours auprès du Technical Institute d’Alstom Grid dont 105 d’entre eux à distance (ou en ligne) en utilisant le protocole ILOT (54 %). En juillet 2012, vingt-cinq personnes avaient suivi des cours via ILOT, pour quatre participants qui s’étaient déplacés physiquement. En juin, les trente participants avaient tous opté pour le système ILOT.


Rusty Rae

stagiaires une vue de la salle de cours, utilisé lorsque l’instructeur écrit au tableau », explique R. Rae. L’application virtuelle permet donc à l’instructeur de travailler avec des stagiaires comme s’ils se trouvaient dans la salle et de suivre leur progression. « Si un stagiaire a un pro-blème, l’instructeur peut lui fournir des indications ou même prendre le contrôle de son poste pour lui montrer comment faire, bien que cela ne se produise pas souvent », note R. Rae.

La formation ainsi proposée aux stagiaires via ILOT est très similaire à celle pour les stagiaires physique-ment présents dans le centre de formation. R. Rae admet certes quelques petites différences : « Les stagiaires ne peuvent pas interagir entre eux ou avec les membres de l’équipe technique d’Alstom. » Cependant, ils acquièrent une formation tout aussi complète. « Et les retours d’expérience de ces sta-giaires sont très positifs. »

Avantages supplémentairesPendant la mise en place du système ILOT, le Technical Institute de Redmond a pu retrou-ver le niveau de participation aux formations précédemment organisées, avec même une augmentation en nombre au fi l du temps. Chaque cours proposé au Technical Institute est désormais assorti d’une option ILOT.Autre avantage : à distance, le nombre minimum de participants est plus facile à atteindre, évitant ainsi le risque de voir certains programmes annulés faute d’un nombre suffi sant de stagiaires. Cela a per-mis à un plus grand nombre de clients de bénéfi cier de cours pour gérer leurs sys-tèmes, dans un délai raisonnable. « Avec

Ils acquièrent une formation tout aussi complète. ILOT, les clients peuvent acquérir les connaissances dont ils ont besoin, en temps voulu, pour administrer leurs réseaux de transport et de distribution de l’électricité. Cela signifi e que les réseaux fonctionnent correctement et, parce que le personnel est formé et compétent, il y a moins de pro-blèmes à traiter. L’équipe support d’Alstom peut donc se consacrer à résoudre les ques-tions plus critiques », ajoute R. Rae. Plan futurIl est prévu d’étendre le programme ILOT aux autres centres de formations Alstom Grid proposant des formations d’utilisation des logiciels, en commençant par celui de Massy en région parisienne, puis celui de Noida en Inde. « Il nous faut encore relever un certain nombre de défis techniques, pour beaucoup liés à la bande passante et à la latence des réseaux de communication, notamment en cas de longues distances à franchir », explique R. Rae. « Mais lorsque le programme sera opérationnel, il donnera à ces centres la possibilité de répondre aux besoins de formation des clients qui ne peuvent se déplacer en raison de contraintes budgétaires, ou pour toute autre raison. »Le système ILOT est un outil persuasif uti-lisé comme argument de vente par les équipes en charge de répondre aux appels d’offres. Les clients, notamment les petites entreprises ou celles ayant des moyens limités, apprécient rapidement les avan-tages qu’offre ce système qui leur donne l’assurance que leurs équipes bénéfi cieront de la formation requise sans impact majeur pour leur budget.


le touR De lA QuestioN

Nos spécialistes expliquent pourquoi le Cloud Computing gagne l’industrie énergétique

Faut-il voir autre chose que du vent dans le succès du Cloud ?

Qu’est-ce que le Cloud Computing ?On peut le voir sous deux angles différents. C’est d’abord un moyen économique pour stocker des données et y accéder. C’est ensuite un Internet programmable – une plateforme permettant d’écrire des appli-cations et d’exécuter des processus infor-matiques via un site Web.

Quelles sont les principales ten-dances qui poussent l’industrie élec-trique vers le Cloud Computing ?Ce secteur industriel a besoin de la puissance et des capacités informatiques pour offrir des solutions nouvelles dans le cadre des réseaux intelligents. Le Cloud permet d’assurer cette connexion, sans avoir à investir lourdement dans les technologies de l’information. Il est plus pratique, plus économique et beaucoup plus rapide de faire tourner des applications de gestion de l’énergie dans le Cloud. Celui-ci constitue donc un vecteur d’accélération du développement des applications de Smart Grids.

Les consommateurs sont de plus en plus actifs. Cela contribue-t-il à la transition vers le Cloud ?En fait, les consommateurs sont déjà en interaction avec le Cloud sans même le savoir. Cela fait quinze ans qu’ils utilisent Hotmail. Les médias sociaux, les divertissements, les communications, tout cela passe désormais par le Cloud. Mais il faut s’attendre à beau-coup d’autres choses. Les maisons intelli-gentes, par exemple, où l’agenda personnel sera relié à la voiture électrique, elle aussi intelligente, dont les batteries se rechargeront en fonction du nombre de kilomètres à par-courir le lendemain. Ce type d’applications n’est pas si loin de nous dans le temps.

Ce passage vers le Cloud Computing ne comporte-t-il pas aussi des risques ?Le principal risque concerne la vie privée. La confi ance reste donc prioritaire. Les four-nisseurs d’énergie doivent être perçus comme des personnes de confi ance. Et des mécanismes de confi dentialité des données doivent être mis en place, alors que les consommateurs ont besoin de visibilité, avec la possibilité de modifi er les données.

Comment les données du réseau doivent-elles être hébergées dans le Cloud ?Nous avons maintenant la possibilité de stoc-ker des quantités quasiment infi nies de don-nées. Et le Cloud peut appliquer une puissance de calcul massive pour traiter ces données et fournir plus d’intelligence, une prise de décision plus rapide ou une visualisation améliorée, par exemple. L’apport de données supplémen-taires se traduit par une meilleure information et, in fi ne, par des connaissances nouvelles. C’est la promesse du Big Data. Cela conduira à une vague de nouveaux services, et à l’accé-

Quelles sont les principales ten-dances qui poussent l’industrie électrique vers le Cloud Computing ?Le Smart Grid nécessite le développement d’applications nouvelles pour permettre aux consommateurs d’interagir avec les infras-tructures réseau, via la connectivité à l’Inter-net. Cela implique le développement de nouvelles architectures pour gérer des volumes considérables de données – ce que l’on nomme le Big Data, ainsi que des capacités nouvelles d’analyse pour étayer les décisions à prendre en matière d’énergie. L’idée est de réutiliser les développements des industries adjacentes, historiquement offertes via l’Internet.

Les consommateurs sont de plus en plus actifs. Cela contribue-t-il à la transition vers le Cloud ?Les applications clés des Smart Grids sont en effet d’abord lancées dans le domaine déréglementé, alors que de nouveaux inté-grateurs pénètrent ce secteur en déployant des services énergétiques dans un Cloud

Laurent Schmitt

Marc Jalabert

« Cela conduira à une vague de

nouveaux services. »

lération du déploiement des Smart Grids. Les données publiques seront également parta-gées plus ouvertement et permettront le développement de nouveaux écosystèmes énergétiques intelligents. C’est aux fournis-seurs de services de tirer la substantifi que moelle du Big Data et des données ouvertes.

« Les nouvelles applications peuvent être

déployées rapidement. »


StedinMilo Broekmans, Senior Enterprise Architect

Alstom Grid Laurent Schmitt, Vice-Président, Stratégie & Innovation

MicrosoftMarc Jalabert, Directeur Marketing et Stratégie

« public », via Internet, pour permettre l’effa-cement de la charge sur les marchés de gros. Plus récemment, les compagnies d’électricité traditionnelles se sont acheminées dans la même direction en déployant des architec-tures similaires dans leur Cloud « privé ».

Ce passage vers le Cloud Computing ne comporte-t-il pas aussi des risques ?Le Cloud Computing présente des avantages, mais aussi des risques. L’avantage principal est le fait que les nouvelles applications peuvent être déployées rapidement, tout en assurant l’évolutivité avec la maturation du service. En revanche, cela nécessite que les applications soient hébergées dans des environnements externalisés, reliés via l’Internet. Ce qui ouvre la porte à des menaces en termes de cyber sécurité.

Comment les données du réseau doivent-elles être hébergées dans le Cloud ?Les applications des Smart Grids, et leurs données, peuvent être localisées soit dans un Cloud « public » – les centres de données externalisés –, pour les applications les moins critiques comme les informations clients et l’effacement de la charge, soit dans un Cloud « privé », généralement les infrastructures Intranet déployées autour des centres de commande stratégiques.

Pouvez-vous donner quelques exem-ples d’applications nouvelles pour la gestion des données basées sur le Cloud, pour un réseau électrique ?Jusqu’à présent, les applications nouvelles sont apparues essentiellement dans le domaine de l’effacement. Parallèlement, des discussions ont été lancées afi n de voir dans quelle mesure il est possible de tirer des avantages du Big Data via les prochaines avancées des réseaux intelligents.

Quelles sont les principales tendances qui poussent notre secteur industriel (et notamment les compagnies d’élec-tricité) vers le Cloud Computing ?Il y a une poussée technologique en raison du nombre croissant de données qui est aujourd’hui généré. Le Cloud Computing contribue à cette croissance exponentielle et offre en même temps des solutions pour en assurer la gestion. En ce qui concerne la demande, le Cloud permet de réduire le time to market des services.

Dans le secteur du transport et de la distribution d’électricité, les consom-mateurs se montrent de plus en plus actifs. Cela contribue-t-il à la transi-tion vers le Cloud ? Effectivement, dans la mesure où il est pos-sible d’améliorer la connectivité et la réac-tivité. Mais il est important de se rappeler que le Cloud n’a pas réponse à tout. Il est par exemple peu probable que la technolo-gie SCADA aille vers le Cloud à court terme. Et les technologies d’exploitation ont ten-dance à freiner l’adoption du Cloud Com-puting par l’IT.

Ce passage vers le Cloud Computing ne comporte-t-il pas aussi des risques ?Il y a des risques, et des défi s à relever. Four-nir au Cloud l’électricité dont il a besoin est un défi en soi. Et intégrer un si grand nombre de compétences différentes provenant de

divers partenaires susceptibles de ne pas totalement comprendre les activités des autres peut se révéler risqué. Par exemple, les entreprises spécialisées dans les tech-nologies de l’information peuvent ne pas être conscientes qu’un problème local sur-venant dans un réseau électrique peut se propager à l’ensemble du réseau si leur réaction est trop lente. Le Cloud est un élé-ment innovant et orienté vers le futur, mais la gestion des risques s’appuiera encore sur les valeurs traditionnelles du métier, et notamment la confi ance.

Quelles sont les attentes des opéra-teurs des réseaux de transport et de distribution à l’égard d’entreprises comme Alstom ? Ils attendent qu’on comprenne leur secteur d’activité et qu’on leur propose des solutions – Cloud ou pas – qui respectent nos contraintes opérationnelles, entre autres.

Pouvez-vous donner quelques exem-ples d’applications nouvelles pour la gestion des données basées sur le Cloud, pour un réseau électrique ? Le terme « données » est vraiment ici le mot clé. Le Cloud permet de mettre à disposition des quantités considérables de données, pour un coût relativement faible, et les appli-cations les plus utiles utiliseront ces données pour améliorer les fonctions que nous réa-lisons aujourd’hui, comme la surveillance et la prévision des conditions du réseau, la détection des pannes ou le vol, par exemple. Mais ces données, et les nouvelles applica-tions, pourraient nous aider à proposer des services plus élaborés, comme aider les consommateurs à élaborer la stratégie la plus effi cace en termes de consommation énergétique.

Milo Broekmans

« Un nombre croissant de

données est généré. »


RepousseR les limites

Le disjoncteur CCHT d’Alstom a interrompu un courant supérieur à 3 000 A en moins de 2,5 ms. Cette performance peut, à juste titre, être considérée comme une avancée technologique majeure dans ce domaine. Les essais ont été réalisés conjointement avec RTE. Ils s’inscrivent d’ailleurs dans le programme de développement de l’opérateur de transport d’électricité français en matière d’architecture et de technologies destinées aux réseaux électriques CC. Le disjoncteur est l’élément de protection clé du réseau en cas de court-circuit . Bien connue pour les connexions en courant alternatif, cette technologie requiert toutefois des vitesses 10 à 20 fois supérieures pour pouvoir être utilisée avec le courant continu. Le dis joncteur CCHT est un élément technologique majeur de la construction des super-réseaux, aussi bien sur terre qu’en mer. Il permettra d’augmenter la part des énergies renouvelables transportées par le réseau.

Partenaires d’avenirLes essais ont été réalisés dans le cadre du projet de recherche TWENTIES financé par la Commission européenne, qui a pour but d’encourager l’intégration des énergies renouvelables dans le réseau électrique européen, notamment l’énergie éolienne, à l’horizon 2020. Pour relever ce défi, 26 partenaires des dix États membres « mettent leur intelligence en réseau », et le département R&D de RTE s’est engagé à superviser l’un des six démonstrateurs. Les partenaires ont identifié les composantes du réseau nécessaires pour assurer sa protection, et évaluer les performances requises dans différentes architecture de systèmes. Les résultats obtenus par Alstom, avec son disjoncteur CCHT, répondent déjà largement à ces exigences, en particulier pour surmonter les obstacles techniques au développement des réseaux CCHT. Des performances encore supérieures devraient être démontrées d’ici à la fin de l’année.

Le 24 février 2013, Alstom annonçait les résultats positifs enregistrés par son prototype de disjoncteur haute tension en courant continu (CCHT) lors des essais, dans son centre technologique de Villeurbanne, en France.

UNE POIGNÉE DE MAIN SCELLE LES RÉSULTATS OBTENUS AVEC LE DISJONCTEUR COURANT CONTINU D’ALSTOM

2,5 millisecondes : le temps nécessaire au cerveau pour enregistrer une image captée par l’œil. Plus de 3 000 ampères : le courant interrompu par le disjoncteur HVDC d’Alstom.

pRotéGeR les RéseAuX mAillésLes opérateurs utilisent, de plus en plus, le courant continu pour transporter efficacement, via des lignes aériennes, l’électricité sur de longues distances, ou bien pour connecter deux réseaux alternatifs tout en préservant leur stabilité, ou enfin pour connecter des sources intermittentes d’énergie – notamment via des câbles. Dans les deux premiers cas, les liaisons sont de type « point à point ». Les disjoncteurs ne sont alors pas nécessaires dans la mesure où l’apparition d’une panne sur une branche nécessite l’arrêt partiel ou total du système. Par contre, le troisième cas conduit à des réseaux « maillés », sur lesquels plusieurs sources sont connectées. Lorsqu’un court circuit apparait dans de tels réseaux, le courant de défaut n’est pas limité, contrairement au cas des réseaux alternatifs, par les impédances des transformateurs, et il peut croitre très rapidement, à des vitesses de plusieurs kA par milliseconde et sans autre limitation que la destruction des équipements. Le défi consiste à éviter les réactions en chaîne et les blackouts, en interrompant le courant dans la section défaillante aussi rapidement que possible, afin d’isoler la panne du reste du réseau, et d’en limiter les effets. Telle est la mission du nouveau disjoncteur d’Alstom Grid, qui pourrait ouvrir la voie à de nombreuses autres possibilités sur les réseaux CC.

une percée technologique pour les réseaux CCHt : le nouveau disjoncteur d’Alstom

Sommaire

06Alstom reçoit

le Prix 2012 Frost & Sullivan de l’innovation

technologique

Rencontre avec Luis Alejandro Camargo Suan et Maria Nohemi Arboleda Arango

08

Des produits et des services intelligents

Solutions de synchrophasage pour un Smart Grid encore plus intelligent

38

Rencontre avec

Camargo Suan et Maria Nohemi Arboleda Arango

Dr RichardCharnah,Éditeur

SHARING ALSTOM GRID INNOVATION & PRACTICES – Publié par Alstom Grid – 51 esplanade du Général de Gaulle – 92907 La Défense Cedex – France. www.alstom.com –

Tirage : 15 000 exemplaires (anglais, chinois, français) – Édition : Dr Richard Charnah – Rédactrice en chef : Véronique Chauvot – Comité éditorial : Stéphan Lelaidier, Richard Charnah, Walter Dussaucy, Véronique Chauvot – Conception et réalisation : BythewayCreacom – 19 rue Galilée, 75116 Paris – France – Tél. : +33 (0)1 53 57 60 60 – www.bythewaycreacom.net – Directeur de la rédaction : Henry Lewis Blount – Chef de projet : Valérie Barral – Rédacteurs : Henry Lewis Blount, Ken Kincaid, Patrick Love, Louis-Antoine Mallen, Manuel Relvas, Gordon Smith – Traduction française : Guy Melin – Directeur artistique : Katja Zimt – Maquettiste : Sandie Herviou – Conception graphique assistée par ordinateur : Laurent Bouyer, Studio V2 – Crédits photographiques : Alstom, XM, Irish control center/Eirgrid, Friends of the Supergrid, Medgrid/Conception et réalisation : Regards Events, Rusty Rae, Shutterstock, Thinkstock – Impression : HandiPrint. ISSN: 2102-0140. Un grand remerciement aux sociétés qui nous ont très aimablement mis leurs illustrations à disposition à titre gracieux.

HINKGRIDT

Respect de l’environnementLes postes accèdent au numérique

AGENDA

13 2512 DU 13 AU 17 MAI 2013

GÖTEBORG, SUÈDEElfack 2013

Ce salon, le plus important organisé en Scandinavie pour l’industrie électrique, rassemble compagnies d’électricité, décideurs, responsables politiques, installateurs, distributeurs et beaucoup d’autres acteurs, pour cinq jours d’informations produits, de séminaires, de formation et d’échanges. Le Power Forum est l’occasion d’actualiser ses connaissances sur les réseaux intelligents, les infrastructures du futur et les sources d’énergie alternatives.

10 421

DU 10 AU 13 JUIN 2013STOCKHOLM, SUÈDECIRED 2013

Cette exposition-conférence internationale, organisée tous les deux ans, est un forum majeur pour la communauté en charge de la distribution électrique. Thème retenu cette année : « Les réseaux de distribution de l’électricité pour un futur durable ». Les trois journées comportent des sessions plénières avec des intervenants de réputation internationale, des sessions posters, des tables rondes, et des forums consacrés à la recherche et à l’innovation.

DU 21 AU 25 JUILLET 2013VANCOUVER, CANADA IEEE Power & Energy SocietyAssemblée générale

Le thème de cette année est : « Élaborer l’industrie électrique du futur. » La conférence rassemblera ingénieurs électriciens et universitaires du monde entier, l’objectif étant d’offrir un forum international permettant aux experts de discuter des défi s et développements de l’ingénierie électrique. Parmi les sujets abordés : effi cacité et fi abilité du transport de l’électricité, avancées dans la protection et le contrôle-commande.

DU 12 AU 13 JUIN 2013MANCHESTER, GRANDE-BRETAGNEOffshore Wind 2013

Il s’agit de la 11e exposition-conférence annuelle consacrée à l’éolien offshore. Organisée par RenewableUK, principale association professionnelle britannique pour les énergies renouvelables, il devrait attirer plus de 3 000 délégués et quelque 200 exposants. Le programme des conférences mettra l’accent sur la planifi cation de la croissance, le fi nancement, les politiques et les communautés, les marchés émergents, la chaîne logistique, ainsi que les technologies et l’innovation.

DU 4 AU 7 SEPTEMBRE 2013JAKARTA, INDONÉSIE Electric, Power & RenewableEnergy Indonesia 2013

Ce salon bisannuel refl ète la phénoménale expansion économique de l’Indonésie, qu’accompagne une demande tout aussi forte d’électricité. Le pays a déjà prévu des investissements substantiels pour développer ses infrastructures énergétiques, d’où l’importance de ce salon tripartite – Power Indonesia, Renewable Energy et Electric Indonesia.

DU 25 AU 30 AOÛT 2013SÉOUL, CORÉEISH 2013

L’édition 2013 de l’ISH (International Symposium on High Voltage Engineering) constitue un pôle d’attraction majeur pour les ingénieurs, scientifi ques, universitaires, chercheurs et responsables politiques, leur permettant de traiter des perspectives et des défi s industriels. C’est également une plate-forme de choix pour partager les avancées technologiques et les expériences acquises. Les thèmes abordés porteront notamment sur les techniques d’essais et de mesure de la haute tension, les matériaux d’isolation, la gestion des ressources, les Smart Grids, etc.


L’un des cinq grand palais de Séoul.Vancouver, l’une des villes du monde

où il fait bon vivre.Le front de mer à Stockholm.

#11 Printemps/Été 2013

Dossier – p. 13

LES POSTES ACCÈDENT AU NUMÉRIQUE

HINKGRIDTSHARINGALSTOM GRIDINNOVATION & PRACTICES

#11

Alstom GridImmeuble Le Galilée51 esplanade du Général de Gaulle92907 La Défense CedexFrance

www.alstom.com

Grid

-Sec

tor-L

1-Th

ink_

Grid

_11

-297

2-20

13_

07-F

R –

© A

LSTO

M 2

013.

Tou

s dr

oits

rése

rvés

. Les

info

rmat

ions

con

tenu

es d

ans

ce d

ocum

ent s

ont f

ourn

ies

à tit

re p

urem

ent i

ndica

tif. A

LSTO

M n

e do

nne

aucu

ne g

aran

tie s

ur le

ur e

xact

itude

, leu

r int

égra

lité

ou s

ur le

fait

que

ces

info

rmat

ions

pu

issen

t con

veni

r à u

n pr

ojet

par

ticul

ier,

dans

la m

esur

e où

ces i

nfor

mat

ions

pou

rront

var

ier e

n fo

nctio

n de

s circ

onst

ance

s tec

hniq

ues e

t com

mer

ciale

s. C

es in

form

atio

ns p

ourro

nt ê

tre m

odifi

ées à

tout

mom

ent s

ans p

réav

is. L

eur r

epro

duct

ion,

util

isatio

n ou

tran

smiss

ion

à de

s tie

rs, s

ans l

’acc

ord

préa

labl

e éc

rit d

’Alst

om, e

st st

ricte

men

t int

erdi

te.

THIN

K GR

ID #

11 –

PRI

NTE

MPS

/ÉTÉ

201

3

think grid 11 - french

Documents