Reformulation du problème d'estimation des paramètres d'un réseau électrique

L'estimateur d'état est un outil pour la gestion de grands réseaux électriques. Il est formulé sous forme de problème d'optimisation aux moindres carrés pondérés. Il permet d'estimer les phaseurs de tension à partir des mesures redondantes et bruitées recueillies par les appareils de télémétrie. Ces valeurs de phaseurs sont par la suite utilisées dans plusieurs fonctions avancées de la conduite de réseau, comme par exemple : l'analyse de contingence, la surveillance des limites de sécurité, l'écoulement de puissance optimal, etc. L'une des hypothèses de l'estimateur d'état est que le modèle et les paramètres du réseau sont parfaitement connus. Cependant, des erreurs sont introduites dans la base de données pour une multitude de raisons. L'estimation des paramètres est une fonction complémentaire de l'estimateur d'état nécessaire afin d'en assurer sa robustesse et sa fiabilité. Bien que certaines méthodes aient déjà été étudiées dans la littérature, elles reposent toutes sur une fonction objectif aux moindres carrés pondérés. Or, les poids utilisés peuvent également être erronés. L'objectif de cette recherche est de développer un outil de diagnostic hors-ligne pour le réseau de TransÉnergie basé sur une nouvelle formulation du problème d'estimation des paramètres. Dans cette formulation, la fonction objectif reste quadratique, mais elle est non pondérée. Les écarts-types sont plutôt utilisés sous forme de variables qui s'ajoutent aux mesures. De plus, des variables binaires sont intégrées afin de détecter les paramètres erronés. Un algorithme glouton basé sur l'amélioration de la fonction objectif est proposé pour aider à la résolution de ce problème à variables mixtes. Tout d'abord, la formulation est testée sur le réseau IEEE 30 barres avec du bruit de 3% et une redondance des mesures de 3.6. Des erreurs allant de 5% à 100% des valeurs initiales des paramètres sont introduites et correctement identifiées. Même dans des cas où les erreurs de susceptances et de ratios de transformateurs sont adjacentes, les paramètres arrivent à être détectés et estimés avec une précision de 0.01-5%. Sur le réseau de transport, le bruit sur les mesures de puissances réactives atteint jusqu'à 20%. Dans ces conditions, la formulation arrive à identifier les erreurs dans les paramètres jusqu'à 30% de leur valeur initiale avec une précision d'environ 10%. Les tests permettent de tirer certaines conclusions. L'identification et l'estimation dépendent fortement du flux de puissance réactive à travers la branche où le paramètre est erroné. Les sous-réseaux et échantillons de temps sélectionnés pour estimer les paramètres doivent en tenir compte.