FR 3047083 A1 20170728 FR 1650466 A 20160121 1 La présente invention concerne un système de détermination dynamique de capacités maximales de transport de courant électrique relatives à une portion de réseau de transmission de courant électrique à haute tension. Elle concerne également un procédé correspondant ainsi qu'une installation de transmission électrique comportant un tel système. Elle porte plus précisément sur un système comportant : - des moyens de stockage d'un modèle de la portion de réseau, ce modèle comportant des points singuliers et au moins une ligne conductrice de courant électrique à haute tension entre ces points singuliers, d'une relation d'équilibre thermique prédéterminée, d'une température limite de fonctionnement de chaque ligne conductrice et de paramètres de conduction de chaque ligne conductrice, - un calculateur, ayant accès aux moyens de stockage, programmé pour calculer au moins une valeur de capacité maximale en chaque point singulier du modèle de portion de réseau à partir de la relation d'équilibre thermique prédéterminée, de chaque température limite de fonctionnement, de chaque paramètre de conduction et de paramètres météorologiques. La capacité maximale de transport de courant électrique d'une ligne à haute tension, parfois appelée « ampacité », est la valeur limite admissible de l'intensité du courant porté par cette ligne, exprimée en ampères. Il est généralement posé comme postulat que cette capacité maximale est une constante dont la valeur est dépendante de la température limite de fonctionnement, elle-même constante et calculée sur la base de paramètres géométriques supposés constants de la ligne à haute tension, et de paramètres météorologiques. La relation entre la capacité maximale de transport de courant électrique et la température limite de fonctionnement est alors exprimée selon une relation d'équilibre thermique fournissant une valeur d'intensité en fonction d'une valeur de température du conducteur de la ligne à haute tension, de paramètres météorologiques et de données intrinsèques du conducteur. Pour un calcul statique de cette capacité maximale, les paramètres météorologiques sont choisis a priori comme les plus défavorables possibles dans l'environnement de la ligne à haute tension pour s'assurer que la résultante calculée de cette façon constitue une valeur limite réellement pertinente vis-à-vis des risques de dépassement de la température limite de fonctionnement. En conséquence, la capacité maximale calculée est généralement largement sous-optimale. Par ailleurs, les paramètres météorologiques 3047083 2 étant choisis a priori, les risques réels de dépassement de la température limite de fonctionnement, bien que limités, ne sont généralement pas maîtrisés. Il est alors aujourd'hui de plus en plus fréquent d'avoir recours à des déterminations dynamiques de capacités maximales de transport de courant 5 électrique de lignes à haute tension, consistant à remplacer au moins une partie des paramètres météorologiques défavorables par des données environnementales plus réalistes localement, issues de mesures. C'est notamment le constat fait par le document intitulé « Dynamic line rating systems for transmission lines: topical report », publié par le U.S. Department of Energy en avril 2014. 10 Un paramètre relevé comme particulièrement important, notamment dans le document intitulé « Guide for thermal rating calculations of overhead lines », publié par le comité d'étude « B2-lignes aériennes » de l'organisation Cigré, WG B2.43, en décembre 2014, est la vitesse du vent, incluant son sens et son amplitude. Son impact est très sensible sur le refroidissement par convection des lignes à haute 15 tension et donc sur l'augmentation de leurs capacités maximales réelles de transport d'électricité. Malheureusement, il s'agit d'un paramètre généralement considéré comme difficile à mesurer localement et de nombreuses solutions de déterminations dynamiques de capacités maximales de lignes aériennes essaient de le contourner. Une première solution, appelée CAT-1 et commercialisée par la société « The 20 Valley Group - a Nexans company » prévoit de déployer différents capteurs sur une portion de réseau de transmission de courant électrique à haute tension : - des capteurs de tension mécanique se présentant sous la forme de jauges de contraintes, déployés sur chaque ligne à haute tension de la portion de réseau considérée pour en estimer la flèche (de l'anglais « sag »), tels que 25 définis dans le brevet US 5,918,288, et - des capteurs de rayonnement net, déployés sur les pylônes de la portion de réseau considérée pour mesurer des données environnementales incluant l'impact du vent, tels que définis dans le brevet US 5,559,430. Cette première solution implique l'installation de nombreux capteurs et 30 complique singulièrement les calculs de capacités maximales dans la portion de réseau considérée. Une deuxième solution, commercialisée par la société « Ampacimon » prévoit elle aussi de déployer des capteurs sur une portion de réseau de transmission de courant électrique à haute tension. Plus précisément, ces capteurs sont déployés sur 35 chaque ligne à haute tension de la portion de réseau considérée pour en mesurer la 3047083 3 flèche par analyse fréquentielle de vibrations, comme enseigné dans la demande de brevet WO 2007/031435 Al. Des capteurs de vent, comme enseigné dans la demande de brevet WO 2014/090416 Al, peuvent également être disposés sur les lignes à haute tension. 5 Cette deuxième solution implique elle aussi l'installation de nombreux capteurs. Par ailleurs, si l'on souhaite se passer des capteurs de vent, elle complique les calculs de capacités maximales dans la portion de réseau considérée puisqu'ils doivent alors se faire en deux temps : exploiter la relation d'équilibre thermique prédéterminée sur la base des hypothèses de flèche mesurée, courant électrique 10 mesuré et autres paramètres connus pour en déduire une estimation indirecte de la vitesse de vent sur chaque ligne conductrice de la portion de réseau ; puis exploiter de nouveau la même relation d'équilibre thermique prédéterminée sur la base de la vitesse de vent estimée indirectement et des autres paramètres connus pour en déduire la capacité maximale de chaque ligne conductrice de la portion de réseau. 15 L'article de Schell et al, intitulé « Quantifying the limits of weather based dynamic line rating methods » et publié à l'occasion de Cigré Canada, Conference on Power Systems, Halifax, en septembre 2011, expose les bases de ce calcul en deux temps qui s'avère complexe. Il peut ainsi être souhaité de prévoir un système de détermination dynamique 20 de capacités maximales de transport de courant électrique qui permette de s'affranchir d'au moins une partie des problèmes et contraintes précités. Il est donc proposé un système de détermination dynamique de capacités maximales de transport de courant électrique relatives à une portion de réseau de transmission de courant électrique à haute tension, comportant : 25 - des moyens de stockage d'un modèle de la portion de réseau, ce modèle comportant des points singuliers et au moins une ligne conductrice de courant électrique à haute tension entre ces points singuliers, d'une relation d'équilibre thermique prédéterminée, d'une température limite de fonctionnement de chaque ligne conductrice et de paramètres de 30 conduction de chaque ligne conductrice, - un calculateur, ayant accès aux moyens de stockage, programmé pour calculer au moins une valeur de capacité maximale en chaque point singulier du modèle de portion de réseau à partir de la relation d'équilibre thermique prédéterminée, de chaque température limite de fonctionnement, 35 de chaque paramètre de conduction et de paramètres météorologiques, 3047083 4 comportant en outre des moyens de réception, par le calculateur, de valeurs de vitesses de vent mesurées par un ensemble de stations anémométriques déployées autour de la portion de réseau, le calculateur étant alors programmé pour : - sélectionner au moins une station anémométrique dans l'ensemble de 5 stations anémométriques, - appliquer un modèle de propagation de vent depuis ladite au moins une station sélectionnée vers les points singuliers du modèle de portion de réseau, pour l'estimation d'une valeur de vitesse de vent en chaque point singulier à partir des valeurs de vitesses de vent reçues, et 10 - calculer ladite au moins une capacité maximale en chaque point singulier en prenant en compte ladite valeur de vitesse de vent estimée en chaque point singulier dans la relation d'équilibre thermique prédéterminée. Ainsi, grâce à un tel système, une estimation directe de la vitesse du vent en plusieurs points sensibles de la portion de réseau considérée est proposée par 15 l'application astucieuse d'un modèle de propagation pouvant se faire sur la base d'un nombre limité de capteurs anémométriques. Cette estimation est ensuite judicieusement exploitée dans la relation d'équilibre thermique prédéterminée pour optimiser le calcul des capacités maximales de la portion de réseau. De nombreux modèles de propagation de vent sont connus de l'homme du métier et peuvent être 20 employés. Du plus simple au plus sophistiqué selon la performance souhaitée, ils présentent tous des résultats surprenants pour le calcul des capacités maximales de transport de courant électrique en au moins chaque point singulier d'une portion de réseau considérée. Celle-ci peut être mieux estimée, à la hausse, pour un coût en capteurs qui peut être limité. 25 De façon optionnelle, le calculateur est plus précisément programmé pour : - déterminer un sens principal de vent à partir des valeurs de vitesses de vent reçues, et - sélectionner la station anémométrique, dite station sous le vent, située la plus en amont dans le sens principal de vent déterminé. 30 De façon optionnelle également : - la relation d'équilibre thermique prédéterminée est une équation mathématique équilibrant au moins des expressions mathématiques de gains par effet Joule et énergie solaire avec des expressions mathématiques de pertes par convection et rayonnement 35 électromagnétique, et 3047083 5 - le calculateur est programmé pour prendre en compte ladite valeur de vitesse de vent estimée en chaque point singulier dans l'expression mathématique de perte par convection. De façon optionnelle également, le calculateur est en outre programmé pour 5 calculer une valeur de température en au moins un point du modèle de portion de réseau pour lequel une valeur de vitesse de vent a été estimée, à partir de la relation d'équilibre thermique prédéterminée, d'une quantité de courant électrique transportée par la ligne conductrice comportant ce point du modèle de portion de réseau, des paramètres de conduction de cette ligne conductrice et des paramètres 10 météorologiques, en prenant en compte ladite valeur de vitesse de vent estimée dans la relation d'équilibre thermique prédéterminée. De façon optionnelle également, le calculateur est programmé pour déclencher le calcul de ladite au moins une capacité maximale en chaque point singulier à condition que des critères prédéterminés de valeur minimale de vitesse de 15 vent et de cohérence, entre elles, des valeurs de vitesses de vent reçues soient vérifiés. De façon optionnelle également : - le critère prédéterminé de valeur minimale de vitesse de vent est défini de la façon suivante : la valeur de vitesse de vent fournie par la station sous le 20 vent doit être supérieure en amplitude à un premier seuil et chaque valeur de vitesse de vent fournie par une station anémométrique autre que la station sous le vent doit être supérieure en amplitude à un deuxième seuil, le deuxième seuil étant inférieur au premier seuil, - le critère prédéterminé de cohérence, entre elles, des valeurs de vitesses 25 de vent reçues est défini de la façon suivante : les valeurs de vitesses de vent reçues étant vectorielles, l'écart angulaire entre les différents sens de ces valeurs vectorielles doit rester inférieur à un troisième seuil et l'écart en amplitude entre les différentes normes de ces valeurs vectorielles doit rester inférieur à un quatrième seuil. 30 II est également proposé une installation de transmission électrique à détermination dynamique de capacités maximales de transport de courant électrique, comportant : - une portion de réseau de transmission de courant électrique à haute tension comportant des postes électriques locaux et au moins une ligne de 3047083 6 transmission ou de distribution de courant électrique à haute tension portée par des pylônes entre ces postes électriques locaux, - un ensemble de stations anémométriques déployées autour de la portion de réseau, et 5 - un système de détermination dynamique de capacités maximales de transport de courant électrique selon l'invention. Il est également proposé un procédé de détermination dynamique de capacités maximales de transport de courant électrique relatives à une portion de réseau de transmission de courant électrique à haute tension, comportant les étapes 10 suivantes : - établissement d'un modèle de la portion de réseau, ce modèle comportant des points singuliers et au moins une ligne conductrice de courant électrique à haute tension entre ces points singuliers, - calcul d'au moins une valeur de capacité maximale en chaque point 15 singulier du modèle de portion de réseau à partir d'une relation d'équilibre thermique prédéterminée, d'une température limite de fonctionnement de chaque ligne conductrice, de paramètres de conduction de chaque ligne conductrice et de paramètres météorologiques, comportant en outre les étapes suivantes : 20 - mesures de valeurs de vitesses de vent par un ensemble de stations anémométriques déployées autour de la portion de réseau, - sélection d'au moins une station anémométrique dans l'ensemble de stations anémométriques, - application d'un modèle de propagation de vent depuis ladite au moins une 25 station sélectionnée vers les points singuliers du modèle de portion de réseau, pour l'estimation d'une valeur de vitesse de vent en chaque point singulier à partir des valeurs de vitesses de vent reçues, et - calcul de ladite au moins une capacité maximale en chaque point singulier en prenant en compte ladite valeur de vitesse de vent estimée en chaque 30 point singulier dans la relation d'équilibre thermique prédéterminée. De façon optionnelle : - chaque ligne conductrice est soumise à une capacité par défaut de transport de courant électrique, - le calcul de ladite au moins une capacité maximale en chaque point 35 singulier est déclenché à condition que des critères prédéterminés de 3047083 7 valeur minimale de vitesse de vent et de cohérence, entre elles, des valeurs de vitesses vent mesurées soient vérifiés, et - chaque capacité par défaut est remplacée par la plus petite des capacités maximales calculées aux points singuliers formant les extrémités de 5 chaque ligne conductrice respective, dite capacité optimale, si cette capacité optimale est plus élevée que la capacité par défaut correspondante et si les critères prédéterminés sont vérifiés. De façon optionnelle également : - le calcul de ladite au moins une capacité maximale en chaque point 10 singulier est déclenché à un instant T et établi par projection temporelle à l'aide du modèle de propagation de vent pour un instant T+H où H>0, - entre les instants T et T+H, le calcul de ladite au moins une capacité maximale en chaque point singulier est répété et établi par projection temporelle pour l'instant T+H, et 15 - à l'instant T+H, ladite au moins une valeur de capacité maximale retenue en chaque point singulier est la plus petite des valeurs de capacités maximales correspondantes calculées entre les instants T et T+H. L'invention sera mieux comprise à l'aide de la description qui va suivre, donnée uniquement à titre d'exemple et faite en se référant aux dessins annexés 20 dans lesquels : - la figure 1 représente schématiquement la structure générale d'une installation de transmission électrique à détermination dynamique de capacités maximales de transport de courant électrique, selon un mode de réalisation de l'invention, 25 - la figure 2 illustre les étapes successives d'un procédé de détermination dynamique de capacités maximales de transport de courant électrique mis en oeuvre par l'installation de la figure 1. L'installation de transmission électrique illustrée sur la figure 1 comporte une portion 10 d'un réseau de transmission de courant électrique à haute tension 30 comprenant des postes électriques locaux, au moins une ligne de transmission ou de distribution de courant électrique à haute tension entre ces postes et des pylônes pour soutenir chaque ligne de transmission ou de distribution entre deux postes. Dans cet exemple, la portion de réseau 10 comporte quatre postes électriques locaux 12, 14, 16 et 18, chacun étant défini, par la Commission Electrotechnique 35 Internationale IEC (de l'anglais « International Electrotechnical Commission »), 3047083 8 comme une « partie d'un réseau électrique, située en un même lieu, comprenant principalement les extrémités des lignes de transport ou de distribution, de l'appareillage électrique, des bâtiments, et, éventuellement, des transformateurs ». Un poste électrique local est donc un élément du réseau de transmission de courant 5 électrique servant à la fois à la transmission et à la distribution d'électricité. Il permet d'élever la tension électrique pour sa transmission à haute tension, et de la redescendre en vue de sa consommation par des utilisateurs (particuliers ou industriels). Il est possible d'établir un modèle de cette portion de réseau 10, constitué de 10 points singuliers et d'au moins une ligne conductrice de courant électrique à haute tension entre ces points singuliers. Les postes électriques locaux 12, 14, 16 et 18 se trouvant aux extrémités de lignes de transmission ou de distribution électrique, ils constituent des points singuliers de la portion de réseau 10. D'autres points singuliers peuvent en outre être identifiés. Par exemple, en imposant que chaque ligne 15 conductrice entre deux points singuliers du modèle soit homogène en termes de température limite de fonctionnement, de section de câbles et/ou de tracé rectiligne à +/- 10°, certains pylônes de la portion de réseau 10 peuvent aussi constituer des points singuliers. Il en est par exemple illustré deux sur la figure 1. Un premier pylône formant un point singulier 20 se trouve ainsi disposé sur une ligne de transmission ou 20 de distribution entre les postes électriques locaux 12 et 14 et un deuxième pylône formant un point singulier 22 se trouve disposé sur une ligne de transmission ou de distribution entre les postes électriques locaux 14 et 16. Dans l'exemple particulier non limitatif de la figure 1 : le poste électrique local 12 est relié électriquement aux postes électriques locaux 14 et 18 par des lignes de 25 transmission ou de distribution portées par des pylônes ; le poste électrique local 14 est relié électriquement aux postes électriques locaux 12, 16 et 18 par des lignes de transmission ou de distribution portées par des pylônes ; et le poste électrique local 16 est relié électriquement aux postes électriques locaux 14 et 18 par des lignes de transmission ou de distribution portées par des pylônes. 30 Le modèle de la portion de réseau 10 illustrée sur la figure 1 comporte ainsi six points singuliers 12, 14, 16, 18, 20, 22 reliés entre eux par sept lignes conductrices homogènes L1 (entre les points singuliers 12 et 20), L2 (entre les points singuliers 20 et 14), L3 (entre les points singuliers 14 et 18), L4 (entre les points singuliers 14 et 22), L5 (entre les points singuliers 22 et 16), L6 (entre les points 35 singuliers 16 et 18) et L7 (entre les points singuliers 18 et 12). D'autres lignes 3047083 9 conductrices sortant de la portion de réseau 10 ont par ailleurs chacune une extrémité raccordée à l'un des quatre postes électriques locaux 12, 14, 16 et 18. Il ne s'agit bien sûr que d'un exemple simple non limitatif fourni pour une bonne illustration de l'invention. 5 L'installation de transmission électrique illustrée sur la figure 1 comporte en outre un ensemble de stations anémométriques 24, 26, 28, 30 déployées autour de la portion de réseau 10 pour mesurer des valeurs de vitesses de vent. Chaque valeur de vitesse de vent mesurée par l'une quelconque des stations anémométriques 24, 26, 28, 30 comporte un sens du vent et une amplitude du vent exprimée par exemple 10 en m/s. Il s'agit donc d'une valeur vectorielle. Ces stations peuvent être disposées indépendamment des différents points singuliers 12, 14, 16, 18, 20 et 22. Elles disposent de moyens d'émission, par exemple par ondes hertziennes, des valeurs qu'elles mesurent. Enfin, l'installation de transmission électrique illustrée sur la figure 1 comporte 15 un système 40 de détermination dynamique de capacités maximales de transport de courant électrique relatives à la portion de réseau 10. Il s'agit des capacités maximales de chacune des lignes conductrices qui s'appliquent notamment à leurs extrémités, c'est-à-dire en chaque point singulier, et pour chaque ligne conductrice raccordée à chaque point singulier, du modèle de la portion de réseau 10. Ce 20 système 40, tel que représenté schématiquement sur la figure 1, est par exemple installé dans l'un des postes électriques locaux, en l'occurrence le poste 16. Il pourrait également être installé en toute indépendance de la portion de réseau 10. Il est mis en oeuvre dans un dispositif informatique tel qu'un ordinateur classique et comporte une unité de traitement 42 associée de façon classique à une mémoire 44 25 (par exemple une mémoire RAM) pour le stockage de fichiers de données et de programmes d'ordinateurs. L'unité de traitement 42 comporte un récepteur 46 des valeurs mesurées émises par les stations anémométriques 24, 26, 28, 30 et un calculateur 48, par exemple un microprocesseur, apte à traiter les valeurs fournies par le récepteur 46. 30 La mémoire 44 est partitionnée en une première zone 50 de stockage de données de traitement et une deuxième zone 52 de stockage de programmes d'ordinateur. Cette partition est purement fonctionnelle, choisie pour une présentation claire du système 40, mais ne reflète pas nécessairement l'organisation réelle de la mémoire 44. 3047083 10 La première zone de stockage 50 comporte tout d'abord des données 54 relatives au modèle, détaillé ci-dessus, de la portion de réseau 10. Ces données comprennent des paramètres d'identification et de caractérisation des points singuliers 12, 14, 16, 18, 20, 22 et des lignes conductrices homogènes L1, L2, L3, L4, 5 L5, L6, L7, incluant, outre les considérations topologiques ou géographiques, une température limite de fonctionnement et des paramètres de conduction pour chaque ligne conductrice. La première zone de stockage 50 comporte en outre des données 56 relatives à une relation d'équilibre thermique prédéterminée. Cette relation est par exemple 10 une équation mathématique équilibrant au moins des expressions mathématiques de gains par effet Joule et énergie solaire avec des expressions mathématiques de pertes par convection et rayonnement électromagnétique. Il peut notamment s'agir d'une relation issue de l'équation IEEE en régime permanent, définie dans le document intitulé « IEEE standard for calculating the current-temperature relationship 15 of bare overhead conductors », publié par IEEE Power Engineering Society sous la référence IEEE Std 738Tm-2006, en janvier 2007. Il peut aussi s'agir d'une relation issue de l'équation Cigré en régime permanent, définie dans le document intitulé « Thermal behaviour of overhead conductors », publié par le comité d'étude « B2-lignes aériennes » de l'organisation Cigré, WG 22.12, en août 2002, ou précisée dans 20 le document « Guide for thermal rating calculations of overhead lines » précédemment cité. Elle prend par exemple la forme générale : + Ps = Pc PR où pi est le gain thermique par effet Joule, Ps le gain thermique par énergie solaire, Pc la perte thermique par convection et PR la perte thermique par rayonnement électromagnétique. On se reportera vers les documents cités ci-dessus pour des 25 exemples d'expressions détaillées de chacun(e) de ces gains ou pertes. La première zone de stockage 50 comporte en outre des données 58 relatives à des paramètres météorologiques généraux portant sur la zone géographique dans laquelle se trouve la portion de réseau 10. Ces paramètres peuvent être choisis a priori comme les plus défavorables possibles dans l'environnement de la portion de 30 réseau 10. Ils peuvent relever de zonages, calculs statistiques, mesures régulières, etc. Ils comportent par exemple des valeurs de température ambiante et d'ensoleillement qui sont fonction du lieu et de la saison. On notera que certaines des données 58 peuvent en variante être remplacées ou mises à jour dynamiquement par des valeurs fournies au calculateur 48 via le récepteur 46. En particulier, des valeurs 3047083 11 de températures extérieures en différents points de la portion de réseau 10 peuvent être fournies dynamiquement au calculateur 48 pour un meilleur traitement réalisé par ce dernier par leur prise en compte dans la relation d'équilibre thermique prédéterminée 56. 5 La première zone de stockage 50 comporte enfin des données 60 relatives à un modèle de propagation de vent. De nombreux modèles de propagation plus ou moins sophistiqués sont connus. Il peut par exemple s'agir d'un modèle de projection linéaire proportionnel selon lequel la vitesse de propagation est prise arbitrairement égale à la l'amplitude de la vitesse du vent, tandis que le sens de la propagation, 10 considérée comme plane, est celui du vent. Un tel modèle, particulièrement simple, est loin d'être parfait, mais il est déjà susceptible de fournir de bons résultats pour une estimation dynamique des capacités maximales mentionnées précédemment. Il permet de construire un historique des valeurs de vitesse de vent pour chaque point du modèle 54 de la portion de réseau 10, et notamment pour chaque point singulier. 15 Un tel historique s'enrichit progressivement au gré des mesures prises par les stations anémométriques 24, 26, 28, 30. La deuxième zone de stockage 52 telle qu'illustrée sur la figure 1 comporte fonctionnellement quatre programmes d'ordinateurs ou quatre fonctions d'un même programme d'ordinateur 62, 64, 66, 68. On notera en effet que les programmes 20 d'ordinateurs 62, 64, 66, 68 sont présentés comme distincts, mais cette distinction est purement fonctionnelle. Ils pourraient tout aussi bien être regroupés selon toutes les combinaisons possibles en un ou plusieurs logiciels. Leurs fonctions pourraient aussi être au moins en partie micro programmées ou micro câblées dans des circuits intégrés dédiés. Ainsi, en variante, le dispositif informatique mettant en oeuvre l'unité 25 de traitement 42 et sa mémoire 44 pourrait être remplacé par un dispositif électronique composé uniquement de circuits numériques (sans programme d'ordinateur) pour la réalisation des mêmes actions. Le premier programme d'ordinateur 62 comporte des lignes d'instructions pour l'exécution d'une sélection de station anémométrique, dite station sous le vent, parmi 30 les stations 24, 26, 28, 30 à disposition, à partir de valeurs de vitesses de vent mesurées et transmises au microprocesseur 48 par l'intermédiaire du récepteur 46. Un exemple non limitatif de fonctionnement de ce premier programme sera détaillé en référence à la figure 2. En variante et selon la complexité du modèle 60 de propagation de vent retenu, un tel programme pourrait sélectionner plusieurs stations 35 anémométriques parmi celles à disposition. 3047083 12 Le deuxième programme d'ordinateur 64 comporte des lignes d'instructions pour l'application du modèle 60 de propagation de vent depuis la station sous le vent vers les points singuliers 12, 14, 16, 18, 20, 22 du modèle 54 de portion de réseau 10, pour l'estimation de valeurs successives de vitesses de vent en chaque point 5 singulier à partir de valeurs successives de vitesses de vent mesurées par la station sous le vent. Un exemple non limitatif de fonctionnement de ce deuxième programme sera détaillé en référence à la figure 2. Le troisième programme d'ordinateur 66 comporte des lignes d'instructions pour l'exécution du calcul d'au moins une valeur de capacité maximale de transport 10 de courant électrique en chaque point singulier 12, 14, 16, 18, 20 et 22 du modèle 54 de portion de réseau 10 à partir : - de la relation d'équilibre thermique prédéterminée 56, - de chaque température limite de fonctionnement et de chaque paramètre de conduction de réseau enregistrés avec les données du modèle 54 de la 15 portion de réseau 10, - des paramètres météorologiques généraux 58, et - d'éventuels paramètres météorologiques fournis dynamiquement au calculateur 48, tels que des températures extérieures mesurées, en prenant en compte, dans la relation d'équilibre thermique prédéterminée 56, les 20 valeurs de vitesses de vent estimées en tous les points singuliers 12, 14, 16, 18, 20, 22 par exécution du deuxième programme 64. Plus précisément et conformément à l'enseignement du document « Guide for thermal rating calculations of overhead lines » précédemment cité, les valeurs de vitesses de vent peuvent être prises en compte dans l'expression mathématique de 25 perte par convection Pc de l'expression PJ + Ps = Pc + PR . Dans l'exemple de la figure 1, ce sont deux valeurs de capacités maximales qui peuvent être calculées au point singulier 12, l'une pour la ligne conductrice L1, l'autre pour la ligne conductrice L7. Trois valeurs de capacités maximales peuvent être calculées au point singulier 14, l'une pour la ligne conductrice L2, une autre pour 30 la ligne conductrice L3, la dernière pour la ligne conductrice L4. Deux valeurs de capacités maximales peuvent être calculées au point singulier 16, l'une pour la ligne conductrice L5, l'autre pour la ligne conductrice L6. Trois valeurs de capacités maximales peuvent être calculées au point singulier 18, l'une pour la ligne conductrice L6, une autre pour la ligne conductrice L3, la dernière pour la ligne 35 conductrice L7. Deux valeurs de capacités maximales peuvent être calculées au point 3047083 13 singulier 20, l'une pour la ligne conductrice L1, l'autre pour la ligne conductrice L2. Deux valeurs de capacités maximales peuvent être calculées au point singulier 22, l'une pour la ligne conductrice L4, l'autre pour la ligne conductrice L5. Le quatrième programme d'ordinateur 68 comporte des lignes d'instructions 5 pour l'exécution optionnelle du calcul d'une valeur de température réelle en chaque point singulier 12, 14, 16, 18, 20 et 22 du modèle 54 de la portion de réseau 10 à partir : - de la même relation d'équilibre thermique prédéterminée 56, - d'une quantité de courant électrique transportée réellement par chaque 10 ligne conductrice et de chaque paramètre de conduction de réseau enregistré avec les données du modèle 54 de portion de réseau 10, - des paramètres météorologiques généraux 58, et - d'éventuels paramètres météorologiques fournis dynamiquement au calculateur 48, tels que des températures extérieures mesurées, 15 en prenant en compte, dans la relation d'équilibre thermique prédéterminée 56, les valeurs de vitesses de vent estimées en tous les points singuliers 12, 14, 16, 18, 20, 22 par exécution du deuxième programme 64. Un procédé de détermination dynamique de capacités maximales de transport de courant électrique dans la portion de réseau 10, mis en oeuvre par exécution des 20 programmes d'ordinateurs 62, 64, 66, 68 à l'aide du microprocesseur 48, va maintenant être détaillé en référence à la figure 2. Au cours d'une étape préalable 100 de préparation du système 40, la portion de réseau 10 dans laquelle est destinée à s'appliquer cette détermination dynamique de capacités maximales est définie par son périmètre, les postes électriques locaux 25 qu'elle contient et les lignes de transmission ou de distribution entre ces postes. L'ensemble de stations anémométriques déployées autour de la portion de réseau 10 définie est par ailleurs sélectionné. De façon avantageuse, mais sans contrainte ni obligation, une telle portion de réseau 10 présente l'une ou plusieurs des caractéristiques suivantes : 30 - son périmètre géographique n'est pas trop étendu, de sorte qu'elle présente des caractéristiques géographiques homogènes en termes de relief (il doit rester relativement plat) et d'obstacles (ils doivent être aussi peu nombreux que possible), 3047083 14 - elle constitue une « poche électrique » : cela signifie qu'elle constitue une zone autonome répondant à des règles électrotechniques locales homogènes en termes d'alimentation, transport et fourniture d'électricité, - elle est alimentée par un parc éolien significatif engendrant des demandes 5 en capacités de transport qui augmentent avec la force du vent : c'est alors tout l'intérêt de l'invention que de pouvoir estimer dynamiquement à la hausse les capacités maximales de transport de la portion de réseau 10 en fonction de la vitesse du vent. Au cours d'une étape suivante 102 de modélisation de la portion de réseau 10 10 définie précédemment, le modèle 54 de cette portion de réseau 10 est établi et enregistré en mémoire 44 à partir d'une cartographie des postes électriques locaux et des lignes de transmission ou de distribution qu'elle contient. Cette étape 102 peut être exécutée de façon automatique à l'aide d'un programme d'ordinateur (non illustré) spécifiquement implémenté dans le système 40. Il s'agit principalement de 15 déterminer les points singuliers du modèle 54 : ceux-ci incluent tous les postes électriques locaux ainsi que certains pylônes se situant aux extrémités de tronçons homogènes de lignes à haute tension en termes de tracé rectiligne (une déviation angulaire à +1- 10% pouvant par exemple être admise), de sections de câbles et de températures limites de fonctionnement. On obtient ainsi par exemple le modèle 54 20 illustré sur la figure 1 par les points singuliers 12, 14, 16, 18, 20, 22 et les lignes conductrices homogènes L1, L2, L3, L4, L5, L6, L7. Au cours d'une étape de paramétrage 104, qui peut avoir lieu avant, pendant ou après les étapes 100 et 102, au moins une valeur V,',' de vitesse minimale de vent, une valeur AV,'ax de variation maximale de vitesses de vent entre stations 25 anémométriques et une valeur Aemax de variation angulaire maximale de directions de vent entre stations anémométriques sont prédéterminées. La valeur V,',' permet de définir une valeur minimale de vitesse de vent en deçà de laquelle il n'est pas jugé utile d'exécuter les programmes d'ordinateurs 66 et 68, voire le programme d'ordinateur 64, imposant ainsi un premier critère prédéterminé conditionnant le 30 déclenchement du calcul des capacités maximales de transport de courant électrique en chaque point singulier. Les valeurs AV,'ax et Aemax permettent de définir des valeurs maximales de variations des mesures entre stations anémométriques au-delà desquelles il n'est pas jugé utile d'exécuter les programmes d'ordinateurs 66 et 68, voire le programme d'ordinateur 64, imposant ainsi un deuxième critère prédéterminé 35 de cohérence de ces mesures entre elles conditionnant le déclenchement du calcul 3047083 15 des capacités maximales de transport de courant électrique en chaque point singulier. Ces critères permettent de tirer au mieux profit du procédé de la figure 2 sachant qu'il fournit des résultats performants lorsque les mesures de vitesses de vent fournies par les différentes stations anémométriques sont cohérentes entre elles 5 et lorsque le vent mesuré dépasse une certaine valeur à déterminer spécifiquement en fonction de chaque contexte dans lequel l'invention est mise en oeuvre. Ensuite, au cours d'une étape de mesure 106, chaque station anémométrique 24, 26, 28, 30 mesure localement une succession de valeurs de vitesses de vent. Chaque valeur mesurée est vectorielle et transmise au récepteur 46 du système 40. 10 Lors d'une étape 108, le microprocesseur 48 du système 40 déclenche l'exécution du premier programme d'ordinateur 62. Au cours de cette étape, il détermine un sens principal de vent à partir des dernières valeurs de vitesses de vent reçues. Cela peut se faire de façon connue en soi par un calcul de moyenne angulaire des sens de vent mesurés par les différentes stations anémométriques 24, 15 26, 28, 30. A partir de cette valeur de sens principal du vent, le microprocesseur 48 détermine la station anémométrique sous le vent, c'est-à-dire celle, parmi les stations 24, 26, 28, 30, qui est située la plus en amont dans le sens principal de vent déterminé. L'étape 108 est suivie d'un test 110 au cours duquel les critères de 20 déclenchement du calcul des capacités maximales de transport de courant électrique en chaque point singulier de la portion de réseau 10 sont vérifiés. Le premier critère, relatif à la valeur Vi',', se décline par exemple en deux critères portant sur des seuils V,','[1] et V,','[2] selon lesquels la valeur de vitesse de vent fournie par la station sous le vent doit être supérieure en amplitude à V,','[1] et chaque valeur de vitesse de vent 25 fournie par une station anémométrique autre que la station sous le vent doit être supérieure en amplitude à V,','[2], avec V,','[2] 0, à partir duquel ces capacités maximales calculées pourront, le cas échéant, être appliquées à la portion de réseau 10. En considérant Dmax la distance maximale 5 entre la station sous le vent et le point singulier le plus éloigné de la portion de réseau 10, et au vu de V,','[1] qui est la vitesse minimale mesurée en sortie de l'étape 110, pour que l'on soit sûr de pouvoir estimer la vitesse du vent en chaque point singulier de la portion de réseau 10 par projection temporelle à l'instant T+H, il est préférable de s'assurer que H k Dmax/ V,','[1]. Ainsi, H = 90 mn est suffisant pour une distance 10 maximale de 27 km. En outre, au cours de cette même étape 112, un indice temporel t incrémentable par pas de At entre T et T+H est initialisé à t=T. Pour H = 90 mn, on peut par exemple choisir At = 6 mn. En outre, chaque ligne conductrice étant soumise à une capacité par défaut 15 de transport de courant électrique par exemple déterminée selon les techniques connues de l'art antérieur, il peut être associé une capacité opérationnelle par défaut à chacun des points singuliers de la portion de réseau 10 pour chacune des lignes conductrices auxquelles il est raccordé. Enfin, pour chaque point singulier et chaque ligne conductrice à laquelle il est 20 raccordée, une valeur C de capacité maximale est initialisée à l'infini (+oe). L'étape 112 est suivie d'une boucle d'étapes 114, 116, 118, 120, 122, 124, 126, 128, 130 qui est exécutée pour au moins chacun des points singuliers du modèle 54 de la portion de réseau 10 et pour chacune des lignes conductrices auxquelles il est raccordé. 25 Ainsi, pour un point singulier considéré et pour une ligne conductrice considérée à laquelle il est raccordé, lors de l'étape 114, réalisée par exécution du deuxième programme d'ordinateur 64, le modèle de propagation de vent est appliqué à au moins une valeur de vitesse de vent mesurée par la station anémométrique sous le vent au cours d'une période se terminant à l'instant t pour déterminer par projection 30 temporelle, si cela est possible compte tenu des vitesses mesurées et de la distance entre la station sous le vent et le point singulier considéré, une valeur de vitesse de vent au point singulier considéré à l'instant T+H. Ensuite, au cours d'une étape de test 116, le premier critère de déclenchement du calcul de la capacité maximale de transport de courant électrique 35 au point singulier considéré et pour la ligne conductrice considérée peut de nouveau 3047083 17 être vérifié sur la base de la valeur de vitesse de vent déterminée à l'étape 114. Par exemple, elle doit être supérieure en amplitude à Vi','[1]. Si ce n'est pas le cas, le procédé passe à une étape suivante 118 au cours de laquelle la capacité maximale au point singulier considéré à l'instant t est mise à sa 5 valeur opérationnelle par défaut. Puis il passe à une étape 120 d'incrémentation de t à t+At avant de revenir à l'étape 114. Si la valeur de vitesse de vent déterminée à l'étape 114 vérifie le critère de l'étape 116, le procédé passe à une étape 122 de calcul dynamique de la capacité maximale de transport de courant électrique au point singulier considéré pour la ligne 10 conductrice considérée par exécution du troisième programme d'ordinateur 66 en tenant compte de la valeur de vitesse de vent déterminée à l'étape 114 dans la relation 56 d'équilibre thermique prédéterminé et en tenant compte également des propriétés de la ligne conductrice considérée. Il peut alors en être déduit une valeur de capacité maximale calculée à l'instant t pour l'instant T+H. 15 Puis le procédé passe éventuellement à une étape optionnelle 124 de calcul dynamique d'une valeur de température réelle au point singulier considéré pour la ligne conductrice considérée par exécution du quatrième programme d'ordinateur 68 en tenant compte des mêmes paramètres qu'à l'étape précédente et de la quantité de courant électrique réellement transportée. Cette étape optionnelle peut par exemple 20 servir à valider la pertinence du calcul dynamique des capacités maximales en comparant les valeurs de températures réelles estimées à des mesures de températures réelles relevées par capteurs. D'une façon plus générale, cette étape de calcul peut être réalisée en n'importe quel point de la portion de réseau 10 pourvu d'un capteur de température ou de tout autre moyen d'évaluation d'une température 25 de câble (directement ou indirectement par la mesure de la flèche, de la tension mécanique ou de la fréquence vibratoire du câble par exemple). Au cours d'une étape de test 126 suivante, la capacité maximale dynamiquement calculée à l'étape 122 est comparée à la capacité opérationnelle par défaut du point singulier considéré pour la ligne conductrice considérée. Si la valeur 30 calculée dynamiquement est inférieure ou égale à la capacité opérationnelle par défaut, c'est cette dernière qui est retenue comme valeur calculée à l'étape 122, puis le procédé retourne à l'étape 120 tant que l'indice temporel t est inférieur à T+H. Si la valeur calculée dynamiquement est supérieure à la capacité opérationnelle par défaut ou si l'instant T+H a été atteint à l'étape 126, le procédé 35 passe à une étape suivante 128. Au cours de cette étape 128, la capacité maximale 3047083 18 calculée dynamiquement à l'étape 122 est comparée à la valeur C. Si elle est supérieure, C reste inchangée, sinon C est remplacée par cette capacité maximale calculée à l'instant t pour l'instant T+H lors de l'étape 122. Ensuite, une étape de test 130 est réalisée sur l'indice temporel t. Si ce 5 dernier est inférieur à T+H, le procédé retourne à l'étape 120. Sinon, il passe à une étape finale 132 au cours de laquelle la dernière valeur de C est retenue en tant que capacité maximale de transport électrique à l'instant T+H au point singulier considéré pour la ligne conductrice considérée. Il s'agit, compte tenu de l'étape 128, de la plus petite des valeurs de capacité maximale 10 dynamiquement calculées ayant passé le test de l'étape 126. Par ailleurs, une fois la boucle d'étapes 114 à 130 exécutée pour au moins chacun des points singuliers du modèle 54 de la portion de réseau 10, les capacités maximales calculées peuvent être éventuellement revues à la baisse de la façon suivante : pour chaque ligne conductrice, les capacités maximales dynamiquement calculées pour l'instant T+H à 15 ses deux extrémités sont comparées et c'est la valeur minorante qui est finalement retenue aux deux points singuliers concernés pour la ligne conductrice considérée. Ainsi, chaque capacité par défaut est remplacée par la plus petite des capacités maximales calculées aux points singuliers formant les extrémités de chaque ligne conductrice respective, dite capacité optimale, si cette capacité optimale est plus 20 élevée que la capacité par défaut correspondante et si les critères prédéterminés indiqués précédemment sont vérifiés. Il appartient ensuite à un opérateur de la portion de réseau 10 d'appliquer tout ou partie des valeurs de capacités optimales à partir de l'instant t+H de manière à répondre aux sollicitations de fournisseurs ou consommateurs d'électricité. 25 Suite à l'étape 132, le procédé retourne à l'étape 106 pour une nouvelle série de mesures. Il apparaît clairement qu'un système de détermination dynamique de capacités maximales de transport de courant électrique tel que celui décrit précédemment permet de prendre en compte simplement et astucieusement des 30 mesures de vitesses de vent pour obtenir une estimation plus favorable de ces capacités maximales. Etant donné que l'effet refroidissant du vent s'accompagne d'une capacité de production d'électricité croissante lorsque la portion de réseau concernée est raccordée à un parc éolien, c'est notamment dans ce contexte que l'invention présente ses meilleurs résultats. 3047083 19 On notera par ailleurs que l'invention n'est pas limitée au mode de réalisation décrit précédemment. En particulier, la topologie de la portion de réseau considérée peut être tout à fait quelconque, celle de la figure 1 n'ayant été choisie à titre illustratif que pour sa 5 simplicité. Par ailleurs, les stations anémométriques 24, 26, 28, 30 ont été illustrées comme disposées indépendamment de la portion de réseau 10, mais elles pourraient aussi être installées dans au moins une partie des postes électriques locaux, notamment ceux situés en périphérie de la portion de réseau (ce qui est le cas des 10 quatre postes illustrés sur la figure 1). Par ailleurs également, le modèle 60 de propagation de vent par projection linéaire pris comme exemple avantageux pourrait être remplacé par tout autre modèle connu, l'adaptation de l'invention à un modèle de propagation connu autre que celui présenté précédemment étant à la portée de l'homme du métier. 15 Par ailleurs également, le procédé détaillé en référence à la figure 2 peut être décliné selon un grand nombre de variantes qu'il est impossible de lister de façon exhaustive, seules les étapes générales suivantes devant nécessairement être mises en oeuvre : - établissement d'un modèle de la portion de réseau, ce modèle étant 20 constitué de points singuliers et d'au moins une ligne conductrice de courant électrique à haute tension entre ces points singuliers, - mesures de valeurs de vitesses de vent par un ensemble de stations anémométriques déployées autour de la portion de réseau, - sélection d'au moins une station anémométrique dans l'ensemble de 25 stations anémométriques, - application d'un modèle de propagation de vent depuis ladite au moins une station sélectionnée vers les points singuliers du modèle de portion de réseau, pour l'estimation d'une valeur de vitesse de vent en chaque point singulier à partir des valeurs de vitesses de vent reçues, et 30 - calcul d'au moins une valeur de capacité maximale en chaque point singulier du modèle de portion de réseau à partir d'une relation d'équilibre thermique prédéterminée, d'une température limite de fonctionnement de chaque ligne conductrice, de paramètres de conduction de chaque ligne conductrice et de paramètres météorologiques, en prenant en compte 3047083 20 ladite valeur de vitesse de vent estimée en chaque point singulier dans la relation d'équilibre thermique prédéterminée. On notera en particulier que les calculs de capacités maximales peuvent être exécutés pour d'autres points du modèle de la portion de réseau que les points 5 singuliers, notamment tout au long d'au moins une partie des lignes conductrices. Il apparaîtra plus généralement à l'homme de l'art que diverses modifications peuvent être apportées au mode de réalisation décrit ci-dessus, à la lumière de l'enseignement qui vient de lui être divulgué. Dans les revendications qui suivent, les termes utilisés ne doivent pas être interprétés comme limitant les revendications au 10 mode de réalisation exposé dans la présente description, mais doivent être interprétés pour y inclure tous les équivalents que les revendications visent à couvrir du fait de leur formulation et dont la prévision est à la portée de l'homme de l'art en appliquant ses connaissances générales à la mise en oeuvre de l'enseignement qui vient de lui être divulgué. 15 REVENDICATIONS1. Système (40) de détermination dynamique de capacités maximales de transport de courant électrique relatives à une portion (10) de réseau de transmission de courant électrique à haute tension, comportant : - des moyens (44) de stockage d'un modèle (54) de la portion de réseau, ce modèle (54) comportant des points singuliers (12, 14, 16, 18, 20, 22) et au moins une ligne (L1, L2, L3, L4, L5, L6, L7) conductrice de courant électrique à haute tension entre ces points singuliers, d'une relation d'équilibre thermique prédéterminée (56), d'une température limite de fonctionnement de chaque ligne conductrice et de paramètres de conduction de chaque ligne conductrice, - un calculateur (48), ayant accès aux moyens de stockage (44), programmé (62, 64, 66, 68) pour calculer au moins une valeur de capacité maximale en chaque point singulier (12, 14, 16, 18, 20, 22) du modèle (54) de portion de réseau à partir de la relation d'équilibre thermique prédéterminée (56), de chaque température limite de fonctionnement, de chaque paramètre de conduction et de paramètres météorologiques (58), caractérisé en ce qu'il comporte en outre des moyens (46) de réception, par le calculateur (48), de valeurs de vitesses de vent mesurées par un ensemble de stations anémométriques déployées autour de la portion de réseau, et en ce que le calculateur (48) est programmé pour : - sélectionner au moins une station anémométrique dans l'ensemble de stations anémométriques, - appliquer un modèle (60) de propagation de vent depuis ladite au moins une station sélectionnée vers les points singuliers (12, 14, 16, 18, 20, 22) du modèle (54) de portion de réseau, pour l'estimation d'une valeur de vitesse de vent en chaque point singulier à partir des valeurs de vitesses de vent reçues, et - calculer ladite au moins une capacité maximale en chaque point singulier en prenant en compte ladite valeur de vitesse de vent estimée en chaque point singulier dans la relation d'équilibre thermique prédéterminée (56). 3047083 22 2. Système (40) de détermination dynamique de capacités maximales de transport de courant électrique selon la revendication 1, dans lequel le calculateur (48) est plus précisément programmé (62) pour : - déterminer un sens principal de vent à partir des valeurs de vitesses 5 de vent reçues, et - sélectionner la station anémométrique, dite station sous le vent, située la plus en amont dans le sens principal de vent déterminé. 3. Système (40) de détermination dynamique de capacités maximales de transport de courant électrique selon la revendication 1 ou 2, dans lequel : 10 - la relation d'équilibre thermique prédéterminée (56) est une équation mathématique équilibrant au moins des expressions mathématiques de gains par effet Joule et énergie solaire avec des expressions mathématiques de pertes par convection et rayonnement électromagnétique, et 15 - le calculateur (48) est programmé (66, 68) pour prendre en compte ladite valeur de vitesse de vent estimée en chaque point singulier dans l'expression mathématique de perte par convection. 4. Système (40) de détermination dynamique de capacités maximales de transport de courant électrique selon l'une quelconque des revendications 1 à 3, dans 20 lequel le calculateur (48) est en outre programmé (68) pour calculer une valeur de température en au moins un point du modèle (54) de portion de réseau pour lequel une valeur de vitesse de vent a été estimée, à partir de la relation d'équilibre thermique prédéterminée (56), d'une quantité de courant électrique transportée par la ligne conductrice comportant ce point du modèle (54) de portion de réseau, des 25 paramètres de conduction de cette ligne conductrice et des paramètres météorologiques (58), en prenant en compte ladite valeur de vitesse de vent estimée dans la relation d'équilibre thermique prédéterminée (56). 5. Système (40) de détermination dynamique de capacités maximales de transport de courant électrique selon l'une quelconque des revendications 1 à 4, dans 30 lequel le calculateur (48) est programmé pour déclencher le calcul de ladite au moins une capacité maximale en chaque point singulier à condition que des critères prédéterminés de valeur minimale de vitesse de vent et de cohérence, entre elles, des valeurs de vitesses de vent reçues soient vérifiés. 6. Système (40) de détermination dynamique de capacités maximales de 35 transport de courant électrique selon la revendication 5, dans lequel : 3047083 23 - le critère prédéterminé de valeur minimale de vitesse de vent est défini de la façon suivante : la valeur de vitesse de vent fournie par la station sous le vent doit être supérieure en amplitude à un premier seuil et chaque valeur de vitesse de vent fournie par une station 5 anémométrique autre que la station sous le vent doit être supérieure en amplitude à un deuxième seuil, le deuxième seuil étant inférieur au premier seuil, - le critère prédéterminé de cohérence, entre elles, des valeurs de vitesses de vent reçues est défini de la façon suivante : les valeurs de 10 vitesses de vent reçues étant vectorielles, l'écart angulaire entre les différents sens de ces valeurs vectorielles doit rester inférieur à un troisième seuil et l'écart en amplitude entre les différentes normes de ces valeurs vectorielles doit rester inférieur à un quatrième seuil. 7. Installation de transmission électrique à détermination dynamique de 15 capacités maximales de transport de courant électrique, comportant : - une portion (10) de réseau de transmission de courant électrique à haute tension comportant des postes électriques locaux (12, 14, 16, 18) et au moins une ligne de transmission ou de distribution de courant électrique à haute tension portée par des pylônes (20, 22) 20 entre ces postes électriques locaux, - un ensemble de stations anémométriques (24, 26, 28, 30) déployées autour de la portion de réseau (10), et - un système (40) de détermination dynamique de capacités maximales de transport de courant électrique selon l'une quelconque 25 des revendications 1 à 6. 8. Procédé de détermination dynamique de capacités maximales de transport de courant électrique relatives à une portion (10) de réseau de transmission de courant électrique à haute tension, comportant les étapes suivantes : - établissement (102) d'un modèle (54) de la portion de réseau (10), ce 30 modèle (54) comportant des points singuliers (12, 14, 16, 18, 20, 22) et au moins une ligne (L1, L2, L3, L4, L5, L6, L7) conductrice de courant électrique à haute tension entre ces points singuliers, - calcul (114, 116, 118, 120, 122, 124, 126, 128, 130, 132) d'au moins une valeur de capacité maximale en chaque point singulier (12, 14, 35 16, 18, 20, 22) du modèle (54) de portion de réseau (10) à partir 3047083 24 d'une relation d'équilibre thermique prédéterminée (56), d'une température limite de fonctionnement de chaque ligne conductrice (L1, L2, L3, L4, L5, L6, L7), de paramètres de conduction de chaque ligne conductrice (L1, L2, L3, L4, L5, L6, L7) et de paramètres 5 météorologiques (58), caractérisé en ce qu'il comporte en outre les étapes suivantes : - mesures (106) de valeurs de vitesses de vent par un ensemble de stations anémométriques (24, 26, 28, 30) déployées autour de la portion de réseau (10), 10 - sélection (108) d'au moins une station anémométrique dans l'ensemble de stations anémométriques (24, 26, 28, 30), - application (114) d'un modèle (60) de propagation de vent depuis ladite au moins une station sélectionnée vers les points singuliers (12, 14, 16, 18, 20, 22) du modèle (54) de portion de réseau (10), 15 pour l'estimation d'une valeur de vitesse de vent en chaque point singulier à partir des valeurs de vitesses de vent reçues, et - calcul (114, 116, 118, 120, 122, 124, 126, 128, 130, 132) de ladite au moins une capacité maximale en chaque point singulier en prenant en compte ladite valeur de vitesse de vent estimée en chaque point 20 singulier dans la relation d'équilibre thermique prédéterminée (56). 9. Procédé de détermination dynamique de capacités maximales de transport de courant électrique selon la revendication 8, dans lequel : - chaque ligne conductrice (L1, L2, L3, L4, L5, L6, L7) est soumise à une capacité par défaut de transport de courant électrique, 25 - le calcul (114, 116, 118, 120, 122, 124, 126, 128, 130, 132) de ladite au moins une capacité maximale en chaque point singulier est déclenché (112) à condition (110) que des critères prédéterminés de valeur minimale de vitesse de vent et de cohérence, entre elles, des valeurs de vitesses vent mesurées soient vérifiés, et 30 - chaque capacité par défaut est remplacée (128, 132) par la plus petite des capacités maximales calculées aux points singuliers formant les extrémités de chaque ligne conductrice respective, dite capacité optimale, si cette capacité optimale est plus élevée que la capacité par défaut correspondante et si les critères prédéterminés 35 sont vérifiés. 3047083 25 10. Procédé de détermination dynamique de capacités maximales de transport de courant électrique selon la revendication 9, dans lequel : - le calcul (114, 116, 118, 120, 122, 124, 126, 128, 130, 132) de ladite au moins une capacité maximale en chaque point singulier est 5 déclenché (112) à un instant T et établi par projection temporelle (114) à l'aide du modèle (60) de propagation de vent pour un instant T+H où H>0, - entre les instants T et T+H, le calcul (114, 116, 118, 120, 122, 124, 126, 128, 130, 132) de ladite au moins une capacité maximale en 10 chaque point singulier est répété et établi par projection temporelle pour l'instant T+H, et - à l'instant T+H, ladite au moins une valeur de capacité maximale retenue en chaque point singulier est la plus petite des valeurs de capacités maximales correspondantes calculées entre les instants T 15 et T+H.