Les réseaux électriques du futur - Smart Grids
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L<br />
eader historique <strong>du</strong> secteur des<br />
technologies et de l’innovation<br />
énergétiques, ABB est à la pointe<br />
<strong>du</strong> développement des systèmes<br />
d’information (SI) dédiés au transport et à<br />
la distribution d’électricité. <strong>Les</strong> années<br />
1970 consacrèrent l’avènement de la<br />
télécon<strong>du</strong>ite « SCADA » (Supervisory Control<br />
and Data Acquisition) et de la gestion<br />
d’énergie « EMS » (Energy Management<br />
Systems), relayées, la décennie suivante,<br />
par la gestion des marchés « MMS » (Market<br />
Management Systems) puis, dans les<br />
années 1990, par la gestion d’incidents<br />
« OMS » (Outage Management Systems)<br />
et de la distribution « DMS » (Distribution<br />
Management Systems). Toutes ces solutions<br />
n’ont cessé de progresser et de<br />
s’étoffer au fi l des ans. Pour autant, la<br />
tendance est aujourd’hui à l’intégration<br />
de ces briques technologiques au sein<br />
d’un édifi ce commun.<br />
Cette plate-forme mutualisée a pour nom<br />
« Gestionnaire de réseau ABB » (Network<br />
Manager TM ). Elle regroupe toutes les<br />
applications phares des années 1970–<br />
1990, qu’elle enrichit <strong>du</strong> gestionnaire de<br />
distribution DMS pour aider les électriciens<br />
à ré<strong>du</strong>ire leurs coûts d’exploitation<br />
et de maintenance tout en améliorant le<br />
service au consommateur. Le mo<strong>du</strong>le<br />
DMS offre une panoplie de fonctions :<br />
modélisation et gestion évoluées <strong>du</strong> réseau,<br />
commutation et localisation électronique<br />
des points de mesure intégrées,<br />
gestion des demandes d’intervention et<br />
des incidents, administration <strong>du</strong> personnel,<br />
traitement des enregistrements et<br />
affichages d’événements.<br />
Fort d’une longue expérience de la<br />
recherche-développement, d’une fine<br />
con naissance <strong>du</strong> terrain et de partenariats<br />
étroits avec les énergéticiens <strong>du</strong><br />
monde entier, ABB a tout pour appréhender<br />
la globalité et le détail des technologies<br />
émergentes et des applications<br />
indispensables au système électrique <strong>du</strong><br />
XXI e siècle.<br />
Rétrospective<br />
<strong>Les</strong> origines de la télécon<strong>du</strong>ite électrique<br />
remontent aux années 1920 : les entreprises<br />
fondatrices <strong>du</strong> Groupe ABB, ASEA<br />
et BBC, équipent les centrales d’énergie<br />
des premiers systèmes de commande à<br />
distance. Toutefois, il faut attendre les<br />
années 1960 et les prémices <strong>du</strong> contrôlecommande<br />
informatisé pour donner<br />
corps à la « télécon<strong>du</strong>ite/supervision de<br />
réseau », au sens moderne <strong>du</strong> concept.<br />
Au départ, la supervision SCADA était<br />
conçue pour un seul client : son système<br />
réservé, foncièrement « propriétaire »,<br />
était fermé à toute autre application.<br />
Cette exclusive compliquait la coordination<br />
des <strong>réseaux</strong>, qui restaient vulnérables.<br />
Il fallait donc inventer des stratégies<br />
pour éviter qu’une cascade d’incidents<br />
sur le réseau ne dégénère en panne générale,<br />
comme celle qui frappa New<br />
York, en juillet 1977.<br />
<strong>Les</strong> années 1980 marquent la percée de<br />
l’informatique et la mise au point de méthodes<br />
pour modéliser les <strong>réseaux</strong> de<br />
distribution à grande échelle, de façon<br />
standardisée. La supervision SCADA et<br />
la gestion d’énergie EMS progressent en<br />
parallèle pour doter les gestionnaires de<br />
réseau de transport (GRT) de meilleurs<br />
outils de maîtrise des transits massifs de<br />
puissance sur de longues distances. Sur<br />
les marchés de l’énergie, l’heure est à<br />
la déréglementation. Transport aérien,<br />
télécoms et gaz naturel s’ouvrent à la<br />
concurrence : régulateurs et énergéticiens<br />
y songent aussi pour la profession<br />
!<br />
Or cette mutation passe obligatoirement<br />
par une refonte des systèmes d’information<br />
(surtout pour les marchés de gros) et<br />
par l’amélioration des systèmes SCADA/<br />
EMS existants. Coïncidence : la nouvelle<br />
génération de systèmes de contrôlecommande,<br />
apparue au début de la décennie<br />
1990, remplit ces conditions.<br />
<strong>Les</strong> avancées de l’informatique font aussi<br />
progresser les systèmes de gestion DMS<br />
et OMS. <strong>Les</strong> premiers étaient à l’origine<br />
des extensions <strong>du</strong> tandem SCADA/EMS,<br />
À mesure que la<br />
distribution électrique<br />
gagne en<br />
intelligence et en<br />
sûreté, les centres<br />
de con<strong>du</strong>ite<br />
assument de<br />
nouvelles tâches<br />
de gestion.<br />
au niveau de la distribution, ou des systèmes<br />
autonomes ; c’était ignorer les<br />
besoins spécifiques de la distribution<br />
électrique qui réclamait des systèmes<br />
bien différenciés.<br />
La supervision et la con<strong>du</strong>ite des <strong>réseaux</strong><br />
de distribution faisaient alors appel<br />
à des systèmes de faible technicité :<br />
les traditionnels tableaux muraux constellés<br />
de mémos, punaises et avis de modification<br />
ne facilitaient guère le suivi d’état,<br />
quand ils ne compromettaient pas la sécurité<br />
<strong>du</strong> réseau ! Le papier était roi : le<br />
pilotage des interventions de maintenance<br />
s’appuyait sur les plans papier des<br />
circuits de distribution, souvent annotés<br />
à la main et menacés d’obsolescence,<br />
tout comme la planification, l’exécution<br />
et le suivi des manœuvres programmées<br />
obéissaient à des ordres sur papier. <strong>Les</strong><br />
dérangements et demandes d’intervention<br />
des clients étaient signalés par téléphone<br />
au dispatcheur qui n’avait pas<br />
toujours d’accès direct à toute l’information<br />
utile. Ces « tickets de panne » servaient<br />
aussi à suivre les incidents tandis<br />
que les communications avec les équipes<br />
de terrain se faisaient par radio ; les<br />
agents devaient commencer par signaler<br />
leur position au dispatching pour coordonner<br />
ensuite oralement les manœuvres,<br />
marquages et autres opérations.<br />
Heureusement, la distribution électrique<br />
n’en est pas restée là ! Ses nombreux<br />
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