Estimateur d`état pour un réseau de distribution

Projet de Post-Doc
durée : 12 mois
Estimateur d’état pour un réseau de distribution
Contexte
La gestion d’un réseau de distribution est une opération de plus en plus complexe et critique en vue
d’assurer la continuité de service et la gestion des moyens de production dispersés qui y sont raccordés
(éoliennes, panneaux photovoltaïque , …). La configuration du réseau doit être optimisée pour
minimiser les pertes, les fluctuations de tension, et prendre en, compte la génération dispersée. Les
réseaux de distribution peuvent avoir une structure radiale en antenne ou être partiellement maillés par
l’intermédiaire d’interrupteurs répartis. Les gestionnaires de réseaux s’appuient sur un système de
gestion de réseaux (distribution management system – DMS) pour en piloter le fonctionnement. Une
IHM permet de suivre en temps réel l’état du réseau : tensions, courants dans les lignes et flux de
puissances. Toutefois ces grandeurs ne peuvent être calculées à l’aide d’un calcul de répartition de
puissance (load-flow) classique du fait d’un manque de mesures. Il est alors nécessaire de développer
un estimateur d’état utilisant les capteurs disponibles et des modèles de charge. Les mesures utilisées
sont de trois types : mesures réelles (avec capteurs), pseudo-mesures (modèles de charge) et mesures
virtuelles (nœuds sans injection ni soutirage).
Objectifs de l’étude
Le but de ce projet est de construire un estimateur d’état pour un réseau de distribution et de valider sa
robustesse.
Les différentes étapes du projet sont :
1. Décrire le principe et la méthodologie de l’estimation d’état en se concentrant sur les spécificités
d’un réseau de distribution électrique (arborescent ou partiellement maillé) ;
2. Analyser les références bibliographiques sur le thème « d’estimation de l’état d’un réseau de
distribution », décrire la méthodologie employée, les modèles de charge utilisés, les performances
des algorithmes proposés et leurs conditions de test ;
3. Coder un algorithme d’estimation d’état sous Matlab®. L’estimateur sera validé sur un réseau test.
La robustesse sera testée en fonction de paramètres tels que l’incertitude sur les paramètres de
ligne, la précision de capteurs… Un second test sera mené sur un réseau plus complexe. L’impact
des générateurs dispersés pourra être étudié.
4. rédaction d’un rapport complet
Références bibliographiques
[1] V. Thornley, N. Jenkins and S. White, “State estimation applied to active distribution networks
with minimal measurements”, PSCC 2005
[2] H. Wang and N.N. Schulz, “A revised branch current-based distribution state estimation algorithm
and meter placement impact”, IEEE Trans. on Power Systems, vol. 19, N° 1, Feb. 2004
[3] A. Jabr and B.C. Pal, “Iteratively reweighted least-sqares implementation of the WLAV stateestimation method”, IEE Proc.-Gener.Transm. Distrib., Vol. 151, N°1, Jan 2004
[4] A.Abur et A.G. Exposito, « Power System State Estimation », Editions Marcel Dekker, 2004.
[5] A. Shafiu, N. Jenkins and G. Strbac, “Measurement location for state estimation of distribution
networks with generation”, IEE Proc.-Gener.Transm. Distrib., Vol. 152, N°2, March 2005, pp. 240246
[6] M. Lethonen et al, “A novel state estimation model for distribution systems”, 14th PSCC, Sevilla,
June 2002, 5 p.
Contact : Marc Petit ([email protected]) et Philippe Dessante ([email protected])