FR 3105518 A1 20210625 FR 1914893 A 20191219 L’invention concerne un procédé de mise à jour d’une base de données dans laquelle sont enregistrées des valeurs de caractéristiques techniques d’équipements électriques d’un réseau de distribution électrique, le réseau de distribution électrique comprenant une pluralité d’équipements électriques raccordés entre eux, le procédé comprenant des étapes de : - sélection d’au moins un équipement électrique du réseau de distribution dont une valeur de caractéristique technique enregistrée dans la base de données est erronée, en fonction de grandeurs électriques mesurées par des capteurs en un ou plusieurs points du réseau de distribution électrique où est situé l’équipement électrique, - estimation au moyen d’un estimateur d’état d’une valeur corrigée de la caractéristique technique de l’équipement électrique, à partir de grandeurs électriques mesurées par des capteurs en une pluralité de points du réseau de distribution électrique, de valeurs de caractéristiques techniques des autres équipements électriques du réseau, et de lois physiques liant les différentes grandeurs électriques entre elles, et - enregistrement de la valeur corrigée de la caractéristique de l’équipement électrique dans la base de données à la place de la valeur erronée de la caractéristique technique. Figure 4 Procédé de mise à jour d'une base de données dans laquelle sont enregistrées des valeurs de caractéristiques techniques d'équipements électriques d'un réseau de distribution électrique DOMAINE DE L'INVENTION L’invention concerne un procédé de gestion du fonctionnement d’un réseau de distribution électrique. Elle s’applique plus particulièrement aux réseaux de distribution électrique Moyenne Tension (MT) et Basse Tension (BT). ETAT DE LA TECHNIQUE La gestion du fonctionnement d’un réseau de distribution électrique s’appuie sur des données électrotechniques de référence qui décrivent les caractéristiques techniques des équipements électriques (notamment câbles électriques, lignes électriques et transformateurs de puissance) qui composent le réseau de distribution électrique. Ces données électrotechniques sont généralement enregistrées dans une base de données appelée « système d’information géographique ». Les données électrotechniques enregistrées dans le système d’information géographique sont utilisées, d’une part, pour piloter en temps réel ou de manière anticipée le fonctionnement du réseau de distribution électrique, et d’autre part, pour planifier à plus long terme des opérations de maintenance, de modification ou de remplacement d’équipements électriques dans le réseau de distribution électrique. Or, les données électrotechniques contenues dans le système d’information géographique peuvent comporter des erreurs. Certaines données peuvent même être absentes. Dans ce cas, elles sont remplacées par des valeurs par défaut. Ces erreurs peuvent par exemple porter sur les longueurs des câbles électriques, les impédances des câbles électriques ou les puissances nominales des transformateurs de puissance. Ces erreurs peuvent entraîner des détections erronées de situations en contrainte ou une absence de détection de contraintes avérées. Cela peut avoir les conséquences suivantes : • planification d’opérations de maintenance, de modification ou de remplacement d’équipements non nécessaires, en cas de fausses détections de contraintes, • mauvaise qualité d’alimentation des usagers en énergie électrique ou vieillissement prématuré des équipements électriques sur-sollicités en cas de contraintes non détectées. • sollicitation excessive de certains équipements du réseau de distribution électrique. Actuellement, aucune solution ne permet de détecter et de corriger de manière fiable et automatique ces erreurs. En cas de doute concernant des données relatives à certains équipements électriques, la seule possibilité consiste à envoyer des agents sur place pour procéder à des contrôles visuels de ces équipements, voire à un sondage des sols pour les équipements électriques qui sont enfouis, ce qui entraîne des coûts importants de redressage de ces données. De plus, en pratique, de telles opérations sont impossibles dans le cas de réseaux de distribution basse tension qui comprennent un trop grand nombre de ramifications, et par conséquent un trop grand nombre d’équipements électriques à contrôler. Un but de l’invention est de proposer une solution pour corriger des erreurs contenues dans le système d’information géographique, qui ne nécessite pas de procéder à des opérations complexes pour accéder aux équipements électriques du réseau de distribution électrique. Ce but est atteint dans le cadre de la présente invention, grâce à un procédé de mise à jour d’une base de données dans laquelle sont enregistrées des valeurs de caractéristiques techniques d’équipements électriques d’un réseau de distribution électrique, le réseau de distribution électrique comprenant une pluralité d’équipements électriques raccordés entre eux, le procédé comprenant des étapes de : - sélection d’au moins un équipement électrique du réseau de distribution dont une valeur de caractéristique technique enregistrée dans la base de données est erronée, en fonction de grandeurs électriques mesurées par des capteurs en un ou plusieurs points du réseau de distribution électrique où est situé l’équipement électrique, - estimation au moyen d’un estimateur d’état d’une valeur corrigée de la caractéristique technique de l’équipement électrique, à partir de grandeurs électriques mesurées par des capteurs en une pluralité de points du réseau de distribution électrique, de valeurs de caractéristiques techniques des autres équipements électriques du réseau, et de lois physiques liant les différentes grandeurs électriques entre elles, et - enregistrement de la valeur corrigée de la caractéristique de l’équipement électrique dans la base de données à la place de la valeur erronée de la caractéristique technique. Le procédé proposé tire parti de l’existence de capteurs positionnés en différents points du réseau de distribution électrique. De tels capteurs sont par exemple connectés aux jeux de barres des postes de distribution, ou dans des compteurs électriques communicants installés chez les usagers. Le procédé permet, à partir de ces grandeurs électriques mesurées, de détecter des équipements électriques pour lesquels les caractéristiques techniques sont incertaines et d’estimer des valeurs corrigées de ces caractéristiques techniques. Dans un mode de mise en œuvre du procédé, l’étape de sélection d’au moins un équipement électrique du réseau de distribution dont une valeur de caractéristique technique enregistrée dans la base de données est erronée comprend une comparaison d’un point associé à l’équipement électrique, à un gabarit prédéfini. Le point associé à l’équipement électrique peut être défini comme un point ayant des coordonnées incluant au moins l’une des caractéristiques techniques de l’équipement électriques enregistrées dans la base de données et au moins une valeur d’une grandeur électrique mesurée en un point géographique du réseau de distribution où est situé l’équipement. Le gabarit peut comprendre une première zone et une deuxième zone, séparée de la première zone par une courbe, et : - si le point associé à l’équipement électrique est situé dans la première zone, l’équipement électrique n’est pas sélectionné, - si le point associé à l’équipement électrique est situé dans la deuxième zone, l’équipement électrique est sélectionné comme ayant une valeur de caractéristique électrique incertaine. Dans un mode de mise en œuvre du procédé, l’estimateur d’état estime une valeur corrigée de la caractéristique technique de l’équipement électrique, à partir de grandeurs électriques mesurées par des capteurs en une pluralité de points du réseau de distribution électrique et de grandeurs électriques additionnelles estimées pour d’autres points du réseau de distributions pour lesquels des mesures ne sont pas disponibles. Le procédé proposé peut comprendre une étape préalable de correction des valeurs des grandeurs électriques mesurées en fonction de données météorologiques. Le procédé proposé peut comprendre une étape de sélection d’un intervalle de temps dans lequel un taux d’observabilité des valeurs de grandeurs électriques mesurées est supérieur à un seuil prédéfini, et dans lequel l’étape de sélection d’au moins un équipement électrique du réseau de distribution dont une valeur de caractéristique technique enregistrée dans la base de données est erronée, et l’étape d’estimation au moyen d’un estimateur d’état d’une valeur corrigée de la caractéristique technique de l’équipement électrique, sont réalisée pour chaque intervalle de temps sélectionné. Dans un mode de mise en œuvre de l’invention, le procédé comprend une étape de transmission de signaux de consignes à des actionneurs répartis dans le réseau de distribution électrique en fonction des valeurs de grandeurs électriques mesurées par les capteurs en différents points de mesure du réseau et des valeurs de caractéristiques techniques des équipements électriques enregistrées dans la base de données. Les équipements électriques du réseau de distribution électrique comprennent par exemple des transformateurs de puissance, des câbles électriques souterrains et/ou des lignes électriques aériennes. L’équipement électrique du réseau de distribution électrique dont la valeur d’une caractéristique technique enregistrée dans la base de données est erronée peut comprendre un câble électrique ou une ligne électrique. Pour un câble électrique ou une ligne électrique à 2 ou 4 conducteurs électriques (typiquement les lignes électriques et câbles électriques BT), la ou les caractéristique(s) technique(s) peu(ven)t être choisie(s) parmi : une longueur du câble ou de la ligne, une résistance linéique de phase, une inductance linéique de phase, une résistance linéique de neutre, une inductance linéique de neutre, une résistance linéique mutuelle entre deux phases le cas échéant, une inductance linéique mutuelle entre deux phases le cas échéant, une résistance linéique mutuelle entre une phase et le neutre une inductance linéique mutuelle entre une phase et le neutre. Pour un câble électrique ou une ligne électrique à 3 conducteurs électriques (typiquement les lignes électriques et câbles électriques MT), la ou les caractéristique(s) technique(s) peu(ven)t être choisie(s) parmi : une longueur du câble ou de la ligne, une résistance linéique directe, une inductance linéique directe, une capacité linéique directe, une résistance linéique homopolaire, une inductance linéique homopolaire, une capacité linéique homopolaire. L’équipement électrique du réseau de distribution électrique dont la valeur d’une caractéristique technique enregistrée dans la base de données est erronée peut également comprendre un transformateur de puissance. La ou les caractéristique(s) technique(s) du transformateur de puissance peu(ven)t être choisie(s) parmi : une puissance nominale, des pertes Joules, des pertes fer, une valeur de prise de régleur hors ou en charge. Par ailleurs, les grandeurs électriques mesurées par les capteurs en un ou plusieurs points du réseau de distribution électrique peuvent comprendre au moins une puissance électrique active, au moins une puissance électrique réactive, au moins une tension et/ou au moins un courant. L’invention se rapporte également à une unité de traitement comprenant une mémoire dans laquelle est enregistré un programme contenant des instructions pour l’exécution du procédé tel que défini précédemment, et un processeur propre à exécuter le programme. L’invention concerne en outre un système de gestion d’un réseau de distribution électrique comprenant : - une unité de traitement telle que définie précédemment, - une base de données contenant des valeurs de grandeurs électriques mesurées par les capteurs en différents points de mesure du réseau, et à différents instants, et - une base de données contenant, pour chaque équipement du réseau de distribution électrique, d’une part des caractéristiques techniques de l’équipement, et d’autre part, des informations indicatives des interconnexions de l’équipement avec d’autres équipements du réseau de distribution électrique. PRESENTATION DES DESSINS D’autres caractéristiques et avantages ressortiront encore de la description qui suit, laquelle est purement illustrative et non limitative, et doit être lue en regard des figures annexées, parmi lesquelles : la figure 1 représente de manière schématique un exemple de réseau de distribution électrique Moyenne Tension (MT), la figure 2 représente de manière schématique un exemple de réseau de distribution Basse Tension (BT), la figure 3 représente de manière schématique différents points de mesure dans un réseau de distribution électrique Basse Tension (BT), la figure 4 représente de manière schématique un système de gestion d’un réseau de distribution électrique conforme à un mode de réalisation de l’invention, la figure 5 représente de manière schématique des étapes d’un procédé de gestion du fonctionnement d’un réseau de distribution électrique conforme à un mode de réalisation de l’invention, la figure 6 représente de manière schématique un gabarit permettant de sélectionner des câbles électriques de sections de référence différentes présentant des caractéristiques techniques dont les valeurs sont incertaines ou erronées, la figure 7 représente de manière schématique un estimateur d’état utilisé pour estimer une valeur corrigée d’une caractéristique technique d’un équipement électrique, la figure 8 représente de manière schématique des valeurs de grandeurs électriques mesurées en un nœud du réseau de distribution électrique, la figure 9 représente de manière schématique un modèle de câble électrique basse tension. DESCRIPTION DETAILLEE D’UN MODE DE REALISATION Dans l’exemple illustré sur les figures 1 et 2, l’ensemble de réseau de distribution électrique 1 comprend un réseau de distribution électrique Moyenne Tension (MT) 2 et un réseau de distribution électrique Basse Tension (BT) 3. Plus précisément, la figure 1 représente de manière schématique le réseau de distribution électrique Moyenne Tension 2. Ce réseau permet de raccorder un poste source 4 relié à un réseau de transport électrique haute tension à une pluralité de postes de transformation MT/BT 5. Chaque poste MT/BT 5 comprend un transformateur de puissance propre à convertir une énergie électrique haute tension en une énergie électrique basse tension et à répartir l’énergie électrique sur plusieurs départs d’un réseau de distribution électrique Basse Tension. La figure 2 représente de manière schématique le réseau de distribution électrique basse tension 3. Ce réseau permet de raccorder un poste MT/BT 5 à une pluralité de points de livraison d’usagers 6. Chacun des réseaux électriques Moyenne Tension 2 et Basse Tension 3 comprend une pluralité de branches. Les branches sont raccordées électriquement entre elles en une pluralité de points de raccordement appelés « nœuds ». Comme illustré sur les figures 1 et 2, chaque branche inclut un unique équipement électrique. Les équipements électriques comprennent notamment des transformateurs de puissance, des câbles électriques souterrains et des lignes électriques aériennes. Chaque équipement électrique présente des caractéristiques techniques qui lui sont propres. Par exemple, dans le réseau de distribution électrique Basse Tension ou Moyenne Tension, chaque câble électrique ou ligne électrique comprend plusieurs conducteurs électriques, incluant au moins un conducteur électrique de phase et un conducteur électrique de neutre. Dans un réseau de distribution électrique Basse Tension, les câbles électriques et les lignes électriques sont typiquement des câbles électriques ou des lignes électriques triphasés, à 2 ou 4 conducteurs électriques. Ces câbles électriques comprennent un ou plusieurs conducteur(s) électrique(s) de phase et un conducteur électrique de neutre. Le câble électrique ou la ligne électrique d’un réseau de distribution Basse Tension peut être défini par les caractéristiques techniques suivantes : une longueur de câble ou de ligne, une résistance linéique de phase, une inductance linéique de phase, une résistance linéique de neutre, une inductance linéique de neutre, une résistance linéique mutuelle entre deux phases, une inductance linéique mutuelle entre deux phases, une résistance linéique mutuelle entre une phase et le neutre, une inductance linéique mutuelle entre une phase et le neutre. Dans un réseau de distribution électrique Moyenne Tension, les câbles électriques et les lignes électriques sont typiquement des câbles électriques ou des lignes électriques à 3 conducteurs électriques, et n’incluent pas de conducteur électrique de neutre. Le câble électrique ou la ligne électrique d’un réseau de distribution Moyenne Tension peut être défini par les caractéristiques techniques suivantes : une longueur du câble ou de la ligne, une résistance linéique directe, une inductance linéique directe, une capacité linéique directe, une résistance linéique homopolaire, une inductance linéique homopolaire, une capacité linéique homopolaire. Ces caractéristiques techniques sont définies dans des conditions normalisées prédéfinies, par exemple à une température de référence (par exemple 20°C) et/ou pour une résistivité électrique du sol de référence (par exemple 100 Ωm). Par exemple, chaque transformateur de puissance peut être défini par les caractéristiques techniques suivantes : un ou des rapport(s) de transformation (rapport(s) entre la tension de sortie et la tension d’entrée du transformateur), une puissance nominale, des pertes Joules, des pertes fer, une valeur de prise de régleur hors ou en charge. Ces caractéristiques techniques sont définies dans des conditions normalisées prédéfinies, par exemple à une température de référence (par exemple 20°C) et/ou pour une résistivité électrique du sol de référence (par exemple 100 Ωm). En outre, certaines branches du réseau de distribution électrique Moyenne Tension 2 ou Basse Tension 3 peuvent être reliées à des installations de consommation électrique et/ou à des installations de production électriques, telles que des installations de production éoliennes ou photovoltaïques par exemple. Comme illustré sur la figure 3, l’ensemble de réseau de distribution électrique est équipé de capteurs qui permettent de mesurer des grandeurs électriques en différents points de chaque réseau de distribution électrique. Certains capteurs sont installés dans des postes électriques de l’ensemble de réseau de distribution, par exemple dans des postes sources, c’est-à-dire aux interfaces entre le réseau de transport Haute Tension (HT) et le réseau de distribution Moyenne Tension, ou dans des postes MT/BT, c’est-à-dire aux interfaces entre le réseau de distribution Moyenne Tension et le réseau de distribution Basse Tension. D’autres capteurs sont installés en des points de livraison d’usagers 6, c’est-à-dire aux interfaces entre le réseau de distribution électrique Moyenne Tension ou Basse Tension et les usagers. Par exemple, ces capteurs sont incorporés dans des compteurs électriques communicants. Ces compteurs électriques communicants sont aptes à transmettre, à intervalle de temps régulier, des valeurs des grandeurs électriques mesurées, vers un centre de collecte de données. D’autres capteurs sont installés à l’intérieur du réseau, c’est-à-dire sur des équipements électriques (interrupteurs, lignes électriques ou câbles électriques) dont le monitoring apporte un gain d’information significatif pour l’exploitant. Par exemple, ces capteurs sont incorporés dans des organes de manœuvre télécommandés du réseau de distribution Moyenne Tension. Ces valeurs de grandeurs électriques sont enregistrées dans une ou plusieurs base(s) de données. Le système de gestion du réseau de distribution électrique 10 illustré sur la figure 4 comprend une unité de traitement 11 qui est configurée pour recevoir des données à la fois en provenance d’une première base de données 12, d’une deuxième base de données 13, d’une troisième base de données 14 et d’une quatrième base de données 15. Dans la première base de données 12, sont enregistrées des valeurs de grandeurs électriques mesurées par les capteurs en différents points de mesure d’un réseau de distribution électrique, et à différents instants de mesure. Pour chaque point de mesure et pour chaque instant de mesure, les grandeurs électriques mesurées comprennent une puissance électrique active, une puissance électrique réactive, une tension électrique et/ou un courant électrique. Dans la deuxième base de données 13, sont enregistrées des données météorologiques mesurées par des capteurs météorologiques, disposés en différents lieux géographiques. Pour chaque lieu géographique, les données météorologiques mesurées par les capteurs météorologiques peuvent comprendre des valeurs de température, des valeurs d’ensoleillement et/ou des valeurs de vitesse du vent. La troisième base de données 14 est appelée « Système d’information géographique ». Dans la troisième base de données 14, sont enregistrées, pour chaque équipement électrique du réseau de distribution électrique, d’une part des caractéristiques techniques de l’équipement, et d’autre part, des informations topographiques indicatives des interconnexions de l’équipement avec d’autres équipements du réseau de distribution électrique. Dans la quatrième base de données 15, sont enregistrées des données cartographiques et des images satellitaires de la zone géographique du réseau de distribution électrique. Ces données permettent de déterminer la nature des sols et l’environnement rural ou urbain dans ou sur lesquels sont construits les équipements électriques, tels que les lignes électriques, les câbles électriques et les transformateurs de puissance. Les données enregistrées dans la première base de données 12 et dans la troisième base de données 14 sont généralement utilisées pour : gérer en temps réel ou de manière anticipée le fonctionnement des réseaux de distribution électrique (par exemple limiter l’approvisionnement en énergie électrique d’une installation de consommation électriques durant certaines périodes de pointe), et/ ou pour planifier des opérations de maintenance ou de modification des équipements électriques du réseau de distribution électrique (par exemple, ajout de câbles électriques, ajout d’un transformateur, remplacement d’un câble électrique par un câble électrique présentant des caractéristiques techniques différentes). L’unité de traitement 11 est programmée pour mettre en œuvre un procédé permettant, à partir des données contenues dans les bases de données 12 à 15, de détecter des valeurs incertaines ou erronées de caractéristiques techniques des équipements du réseau de distribution électrique enregistrées dans la troisième base de données 14 et de corriger ces valeurs. A cet effet, l’unité de traitement 11 comprend une mémoire dans laquelle est enregistré un programme contenant des instructions pour l’exécution du procédé et un processeur propre à exécuter le programme en utilisant les données contenues dans les bases de données. La figure 5 représente de manière schématique des étapes d’un exemple de procédé 100 conforme à un mode de réalisation de l’invention. Le procédé 100 comprend les phases principales suivantes : prétraitement des données, sélection des équipements électriques du réseau de distribution électrique dont les valeurs de caractéristiques techniques sont incertaines ou potentiellement erronées, pour plusieurs intervalles temporels, estimation de caractéristiques techniques à corriger, détermination des caractéristiques techniques corrigées les plus probables, mise à jour de la troisième base de données. Pré-traitement des données Selon une première étape 101, l’unité de traitement 11 associe des données contenues dans la première base de données 12 avec des données contenues dans la troisième base de données 14. Plus précisément, l’unité de traitement 11 associe chaque point de mesure du réseau de distribution à une des bornes d’un équipement électrique pour les mesures de puissance et de courant, et à l’un des nœuds du réseau pour les mesures de tension. Selon une deuxième étape 102, l’unité de traitement 11 associe des données contenues dans la première base de données 12 avec des données contenues dans la deuxième base de données 13. Plus précisément, à chaque instant de mesure et à chaque point de mesure du réseau de distribution électrique, l’unité de traitement 11 associe des valeurs de grandeurs électriques mesurées par des capteurs situés au point de mesure, et des données météorologiques correspondantes. Selon une troisième étape 103, pour chaque instant de mesure et pour chaque point de mesure du réseau de distribution électrique, l’unité de traitement 11 corrige les valeurs de grandeurs électriques mesurées en fonction des données météorologiques et cartographiques associées. En effet, ces valeurs varient en fonction notamment de l’environnement de l’équipement électrique considéré. Par exemple, dans un câble électrique, les résistances linéiques des conducteurs électriques varient en fonction de la température du câble électrique. Selon une quatrième étape 104, l’unité de traitement 11 estime des valeurs de grandeurs électriques additionnelles. Ces valeurs de grandeurs électriques additionnelles peuvent être calculées pour certains points du réseau de distribution et pour certains instants de mesure, à partir des valeurs de grandeurs électriques mesurées et corrigées lors de la deuxième étape. Par exemple, la puissance transitant dans un transformateur de puissance peut être estimée en additionnant les valeurs de puissance mesurées par l’ensemble des capteurs incorporés dans les compteurs électriques situés en aval du transformateur de puissance dans le réseau de distribution, et les pertes Joule et les pertes fer du transformateur. Alternativement ou en complément, des valeurs de grandeurs électriques additionnelles peuvent être calculées à partir de modèles. Lorsque, pour certains points du réseau de distribution et pour certains intervalles de temps, aucune donnée de mesure n’est disponible, l’unité de traitement 11 estime des valeurs de grandeurs électriques additionnelles à partir de profils de consommation ou de profils de production prédéterminés. Les profils de consommation et les profils de production peuvent être obtenus par apprentissage à partir de données de consommation ou de production issues d’un panel d’usagers d’une même classe (une classe de consommateurs est définie selon plusieurs critères comme la puissance souscrite, les instants de début et de fin des heures pleines et heures creuses, les thermo-sensibilités été et hiver), en fonction des conditions météorologiques. Selon une cinquième étape 105, l’unité de traitement 11 sélectionne des intervalles de temps pour lesquels il existe un nombre suffisant de valeurs de grandeurs électriques. Le nombre de valeurs de grandeurs électriques est considéré comme suffisant lorsque : le taux d’observabilité des valeurs de tension dans l’intervalle de temps est supérieur à un premier seuil prédéfini, et/ou le taux d’observabilité des valeurs de puissance ou de courant dans l’intervalle de temps est supérieur à un deuxième seuil prédéfini. Le taux d’observabilité des valeurs de tension est défini comme le nombre de nœuds pour lesquels on dispose de valeurs de tension mesurées sur le nombre total de nœuds du réseau de distribution électrique. Le taux d’observabilité des valeurs de puissance ou de courant est défini comme le nombre d’équipements électriques (ou le nombre de branches) pour lesquels on dispose de valeurs de courant ou de puissance mesurées sur le nombre total d’équipements électriques (ou le nombre total de branches) du réseau de distribution électrique. Détection de valeurs incertaines de caractéristiques techniques des équipements du réseau de distribution électrique Selon une sixième étape 106, pour chaque intervalle de temps sélectionné à la cinquième étape, l’unité de traitement 11 détermine de manière unitaire pour chacun des équipements électriques du réseau de distribution électrique (transformateurs de puissance / lignes électriques / câbles électriques) une approximation d’une ou de plusieurs caractéristiques techniques à partir des grandeurs électriques mesurées ou estimées. Par exemple, la longueur d’une ligne électrique est calculée à partir des estimations de tension, de courant ou de puissances active et réactive, et des résistances linéiques et inductances linéiques de la ligne électrique. Selon une septième étape 107, pour chaque intervalle de temps et pour chaque équipement électrique, l’unité de traitement 11 détermine si les caractéristiques techniques de l’équipement électrique qui sont enregistrées dans le système d’information géographique (troisième base de données 14) sont incertaines ou erronées. A cet effet, l’unité de traitement 11 compare les caractéristiques techniques de l’équipement électriques enregistrées dans le système d’information géographique et les valeurs des grandeurs électriques estimées à l’étape 106 à un gabarit. La figure 6 représente de manière schématique un exemple de gabarit pouvant être utilisé pour un câble électrique ou pour une ligne électrique. Le gabarit illustré sur la figure 6 est représenté sous la forme d’un diagramme ayant pour abscisse la longueur du câble électrique et pour ordonnée la valeur du courant électrique mesurée ou estimé dans un conducteur du câble. Le diagramme comprend au moins une courbe qui délimite une première zone et une deuxième zone. La première zone inclut un ensemble de points (longueur, courant) pour lesquels les valeurs des caractéristiques techniques du câble électrique sont considérées comme correctes. La deuxième zone inclut un ensemble de points (longueur, courant) pour lesquels les valeurs des caractéristiques techniques du câble électrique sont considérées comme incertaines. Dans l’exemple illustré sur la figure 6, le gabarit inclut plusieurs courbes, chaque courbe délimitant une première zone et une deuxième zone, en fonction de la section de référence du câble électrique ou de la ligne électrique considérée. A partir de la longueur du câble électrique (ou de la ligne électrique) et des valeurs de courant mesurées ou estimées pour ce câble électrique (ou pour cette ligne électrique), l’unité de traitement 11 détermine si les valeurs des caractéristiques techniques sont erronées ou incertaines. Si les valeurs des caractéristiques techniques du câble électrique (ou de la ligne électrique) sont considérées comme erronées ou incertaines, le câble électrique (ou la ligne électrique) est sélectionné(e). Des gabarits différents sont utilisés pour un conducteur de phase et pour un conducteur de neutre du câble électrique ou de la ligne électrique. Un autre gabarit peut être utilisé pour un transformateur. Par exemple un gabarit ayant pour abscisse la valeur du courant électrique parcourant le transformateur et ayant pour ordonnée les pertes Fer du transformateur. L’unité de traitement 11 exécute la sixième étape 106 et la septième étape 107 pour chaque intervalle de temps sélectionné et pour chaque équipement électrique du réseau de distribution électrique, de manière à obtenir une liste d’équipements électriques sélectionnés dont les caractéristiques techniques sont considérées comme incertaines ou potentiellement erronées. Estimation de valeurs corrigées des caractéristiques techniques des équipements du réseau de distribution électrique Selon une huitième étape 108, pour chaque intervalle de temps et pour chaque équipement électrique sélectionné à la septième étape, l’unité de traitement 11 estime des nouvelles valeurs pour les caractéristiques techniques incertaines de l’équipement électrique, au moyen d’un estimateur d’état. A cet effet, l’unité de traitement 11 exécute les sous-étapes suivantes illustrées sur la figure 7, pour chaque intervalle de temps : a - définir un vecteur de mesures comme un vecteur comprenant des valeurs de grandeurs électriques mesurées (mesures réelles) et des valeurs de grandeurs électriques estimées (pseudo-mesures) ; b - définir et initialiser un vecteur d’état augmenté du système qui contient des grandeurs électriques représentatives de l’état du réseau de distribution, c’est-à-dire les grandeurs électriques associées à des points du réseau où se trouvent les équipements électriques sélectionnés pour l’intervalle de temps considéré. Le vecteur d’état augmenté inclut aussi des paramètres à estimer, c’est-à-dire des grandeurs électriques et des caractéristiques techniques des équipements qui ont été sélectionnés ; c - définir, en fonction des raccordements entre les équipements électriques dans le réseau de distribution électrique, la matrice d’admittance du réseau reliant les courants et tensions du réseau d – définir et calculer une fonction de mesure et un vecteur de contraintes (mesures virtuelles) représentatif de lois physiques liant les différentes grandeurs électriques entre elles dans le réseau de distribution électrique (par exemple, signifie que la partie réelle et imaginaire de la somme des courants de toutes les phases injectés en un nœud du réseau de distribution sont nulles) ; e – définir et calculer les matrices jacobiennes et des vecteurs et ; f – définir et calculer la matrice d’Hachtel ; g – décomposer la matrice d’Hachtel et résoudre l’équation normale ; h – tester la convergence de l’algorithme. Si l’algorithme d’estimation d’état n’a pas convergé, revenir à la sous-étape c. Si l’algorithme a convergé, déduire l’état le plus probable du vecteur d’état . Ces sous-étapes sont décrites plus en détails dans la suite de la description. L’algorithme d’estimation du vecteur d’état minimise une erreur entre les valeurs de grandeurs électriques mesurées et des valeurs de grandeurs électriques calculées sous contraintes du vecteur . Selon une neuvième étape 109, pour chaque intervalle de temps et pour chaque équipement électrique sélectionné, les valeurs des caractéristiques techniques de l’équipement électrique, qui ont été obtenues à la huitième étape sont normalisées pour tenir compte de facteurs environnementaux, tels que la température. Par exemple, les caractéristiques d’impédance d’un câble électrique du réseau de distribution Basse Tension qui sont conservées dans le système d’information géographique sont définies à la température de référence de 20°C et pour une résistivité électrique du sol de 100 Ωm. Détermination des caractéristiques techniques des équipements du réseau de distribution électrique Selon une dixième étape 110, pour chaque équipement électrique sélectionné, l’unité de traitement 11 calcule les valeurs les plus probables des caractéristiques techniques de l’équipement électrique, à partir des différentes valeurs des caractéristiques techniques de l’équipement électrique qui ont été estimées pour les différents intervalles de temps. Lors de cette dixième étape, l’unité de traitement 11 élimine les valeurs aberrantes d’une caractéristique technique, et calcule une valeur corrigée de la caractéristique technique uniquement à partir des valeurs restantes. Par exemple, l’unité de traitement 11 peut calculer la valeur corrigée de la caractéristique technique de l’équipement électrique comme une moyenne des valeurs des caractéristiques techniques estimées, à l’exception des valeurs aberrantes. Une valeur d’une caractéristique technique peut être considérée comme aberrante lorsque l’écart de la valeur considéré par rapport à la moyenne des valeurs est supérieur à un seuil prédéfini. Le seuil prédéfini peut dépendre de l’écart-type de l’ensemble des valeurs corrigées de la caractéristique technique. Mise à jour du système d’information géographique Selon une onzième étape 111, les valeurs corrigées des caractéristiques techniques des équipements électriques sont enregistrées dans le système d’information géographique 14. Les valeurs corrigées remplacent les valeurs qui ont été détectées comme incertaines dans le système d’information géographique. De cette manière, le système d’information géographique peut être régulièrement mis à jour afin de tenir compte de l’évolution du réseau de distribution. Gestion du fonctionnement du réseau de distribution électrique Selon une douzième étape 112, les caractéristiques techniques des équipements électriques enregistrées dans le système d’information géographique 14 peuvent être utilisées pour gérer en temps réel ou de manière anticipée le fonctionnement du réseau de distribution électrique. Les opérations de gestion en temps réel ou de manière anticipée du réseau de distribution électrique incluent la transmission par le système de gestion, de signaux de consignes à différents actionneurs répartis dans le réseau de distribution électrique. Par exemple, les opérations de gestion en temps réel du réseau de distribution électrique peuvent inclure l’ajustement de la tension de consigne d’un régleur en charge d’un transformateur, l’injection de puissance active et/ou réactive à un convertisseur d’électronique de puissance d’un producteur ou d’un système de stockage d’énergie. Algorithme d’estimations de paramètres Lors de l’étape 108, l’unité de traitement 11 exécute les sous-étapes qui sont illustrées sur la figure 7. Sous-étape a La sous-étape a consisté à définir un vecteur de mesures comme un vecteur comprenant des valeurs de grandeurs électriques mesurées (mesures réelles) et des valeurs de grandeurs électriques estimées (pseudo-mesures). La figure 8 représente de manière schématique les valeurs de grandeurs électriques mesurées en un nœud du réseau de distribution électrique BT. Le nœud illustré sur la figure 8 est un nœud situé à l’extrémité d’une branche du réseau de distribution électrique BT, en amont d’une installation de consommation électrique située chez un usager. Dans cet exemple, l’installation électrique BT est raccordée à un câble électrique triphasé du réseau de distribution électrique. Le câble électrique triphasé comprend trois conducteurs électriques de phase , , et un conducteur électrique de neutre . Le même principe s’appliquerait à une installation électrique raccordée au réseau de distribution électrique BT via un câble ou une ligne électrique monophasé avec 1 conducteur de phase ( , ou ) et un conducteur de neutre ( ). Le même principe s’appliquerait également à une installation électrique raccordée au réseau de distribution électrique MT via un câble ou une ligne électrique triphasée avec 3 conducteurs de phase ( , , ). L’installation électrique peut être consommatrice ou productrice de puissance électrique. L’installation électrique BT est équivalente à trois impédances , et , raccordées chacune entre un conducteur de phase respectif du câble électrique, et le conducteur de neutre. Des valeurs de grandeurs électriques sont mesurées par des capteurs incorporés dans un compteur électrique communicant installé chez un usager. Dans l’exemple illustré sur la figure 8, les grandeurs électriques mesurées sont les suivantes : : puissance active transitant sur la phase , : puissance active transitant sur la phase , : puissance active transitant sur la phase , : puissance réactive transitant sur la phase , : puissance réactive transitant sur la phase , : puissance réactive transitant sur la phase , : amplitude de la tension entre la phase et le neutre , : amplitude de la tension entre la phase et le neutre , : amplitude de la tension entre la phase et le neutre . où et , avec désignant la partie réelle, désignant la partie imaginaire, désigne la valeur complexe de la tension électrique entre la phase et le neutre , désigne l’amplitude du courant électrique circulant sur la phase , désigne la valeur complexe du courant électrique circulant sur la phase et désigne le conjugué de ce courant, étant l’une des phases , , . Dans cet exemple, les valeurs complexes des courants électriques , , , ainsi que les valeurs complexes des tensions électriques , et , ne sont pas mesurées par les capteurs. L’ensemble des valeurs des grandeurs électriques mesurées, en chacun des nœuds du réseau de distribution électrique, est agrégé pour constituer le vecteur de mesures . Le vecteur de mesures est constitué d’un vecteur de mesures de puissances actives , un vecteur de mesures de puissances réactives , et un vecteur de mesures de tensions . Autrement dit, l’ensemble de mesures considérées s’écrit sous forme vectorielle . Le vecteur d’erreur est construit sur le modèle du vecteur de mesure. Pour chaque mesure considérée dans le vecteur de mesures , on fait l’hypothèse que, quel que soit son type (tension, puissance active ou puissance réactive), son erreur est modélisable par une gaussienne de moyenne nulle et d’écart type Ces deux hypothèses s’écrivent : et , où est une matrice de poids définie comme l’inverse de la matrice de covariance des erreurs de mesure. Sous-étape b La sous-étape b consiste à définir un vecteur d’état augmenté du système qui contient des grandeurs électriques représentatives de l’état du réseau de distribution, c’est-à-dire les grandeurs électriques associées à des points du réseau où se trouvent les équipements électriques sélectionnés pour l’intervalle de temps considéré. Le vecteur d’état augmenté inclut aussi des paramètres à estimer, c’est-à-dire des caractéristiques techniques des équipements qui ont été sélectionnés. Par exemple, le vecteur d’état peut être défini comme un vecteur comprenant à la fois les tensions estimées aux différents nœuds du réseau de distribution et les angles estimés de chaque tension par rapport à une tension de référence (dans cet exemple, les tensions du côté MT du transformateur), augmenté avec les longueurs estimées de câbles et de lignes électriques. Autrement dit, dans cet exemple, le vecteur d’état augmenté . Plus précisément, , où sont les tensions entre la phase et le neutre, sont les tensions entre la phase et le neutre, sont les tensions entre la phase et le neutre, sont les tensions entre le neutre et la terre, est l’angle entre la tension de la phase et la tension du neutre, est l’angle entre la tension de la phase et la tension du neutre, est l’angle entre la tension de la phase et la tension du neutre, est l’angle entre la tension du neutre et la tension de la terre. Bien entendu, il est possible d’ajouter d’autres caractéristiques techniques des câbles ou des lignes électriques et/ou des caractéristiques techniques de transformateurs de puissance, dans le vecteur d’état augmenté, en fonction des caractéristiques techniques à estimer. La sous-étape b consiste aussi à initialiser le vecteur d’état augmenté avec des mesures pour les grandeurs électriques, à savoir la tension ou le courant, et des données prétraitées pour les caractéristiques incertaines. Par exemple, pour un réseau de distribution BT, le vecteur d’état augmenté avec les longueurs de lignes électriques et de câbles électriques incertaines est initialisé en considérant que : - les amplitudes des tensions de chacune des phases , , , et du neutre, à chacun des nœuds du réseau de distribution BT, ont des valeurs prédéfinies, par exemple 230 Volts pour chacune des phases , , , et 0 Volts pour le neutre, - les angles des tensions de chacune des phases , , , à chacun des nœuds du réseau de distribution, ont des valeurs prédéfinies, par exemple 0, 120° et 240° pour les phases , , respectivement, - les longueurs des câbles électriques ou des lignes électriques ont pour valeurs les données de référence indiquées dans le Système d’information géographique. Le vecteur d’état augmenté initialisé est dénommé . A chaque itération, l’indice de sera augmenté. On utilise la variable pour désigner les itérations. Sous-étape c La sous-étape c consiste à définir, en fonction des raccordements entre les équipements électriques dans le réseau de distribution, la matrice d’admittance du réseau . L’algorithme d’estimation de longueur se base sur l’équation des mesures qui relie le vecteur des mesures du système au vecteur d’état augmenté . où est le vecteur de mesure, est le vecteur d’état augmenté, est une fonction de mesure, et est le vecteur d’erreurs. L’obtention de la matrice permettra de déterminer le vecteur et de déterminer le vecteur d’état . L’admittance du réseau est composée des admittances séries et parallèles de chaque section du réseau. La figure 9 représente de manière schématique un modèle de câble électrique basse tension. Le câble électrique basse tension modélisé est un câble électrique triphasé comprenant 4 conducteurs électriques. Les 4 conducteurs électriques incluent 3 conducteurs électriques de phase et 1 conducteur électrique de neutre. Le câble électrique relie un premier nœud à un deuxième nœud du réseau de distribution électrique. Toutes les grandeurs soulignées sont des grandeurs complexes. Les courants s’expriment en ampères, les tensions s’expriment en volts et les impédances et résistances en Ohm. Les paramètres du modèle sont les suivants : : courant électrique injecté au nœud dans la phase ; : courant électrique injecté au nœud dans la phase ; : courant électrique injecté au nœud dans la phase ; : courant électrique injecté au nœud dans la phase ; : courant électrique injecté au nœud dans la phase ; : courant électrique injecté au nœud dans la phase ; : courant électrique injecté au nœud dans la phase ; : courant électrique injecté au nœud dans la phase ; : courant électrique circulant dans le conducteur de phase du câble électrique entre le nœud et le nœud ; : courant électrique circulant dans le conducteur de phase du câble électrique entre le nœud et le nœud ; : courant électrique circulant dans le conducteur de phase du câble électrique entre le nœud et le nœud ; : courant électrique circulant dans le conducteur de neutre du câble électrique entre le nœud et le nœud ; : tension électrique entre la phase et la terre au nœud ; : tension électrique entre la phase et la terre au nœud ; : tension électrique entre la phase et la terre au nœud ; : tension électrique entre le neutre et la terre au nœud ; : tension électrique entre la phase et la terre au nœud ; : tension électrique entre la phase et la terre au nœud ; : tension électrique entre la phase et la terre au nœud ; : tension électrique entre le neutre et la terre au nœud ; : impédance propre du conducteur de la phase du câble électrique, entre le nœud et le nœud ; : impédance propre du conducteur de la phase du câble électrique, entre le nœud et le nœud ; : impédance propre du conducteur de la phase du câble électrique, entre le nœud et le nœud ; : impédance propre du conducteur de la phase du câble électrique, entre le nœud et le nœud ; : impédance mutuelle entre le conducteur électrique de la phase et le conducteur électrique de la phase , entre les nœuds et ; : impédance mutuelle entre le conducteur électrique de la phase et le conducteur électrique de la phase , entre les nœuds et ; : impédance entre le conducteur électrique de la phase et le conducteur électrique de la phase , entre les nœuds et ; : impédance entre le conducteur électrique de neutre et le conducteur électrique de la phase , entre les nœuds et ; : impédance entre le conducteur électrique de neutre et le conducteur électrique de la phase , entre les nœuds et ; : impédance entre le conducteur électrique de neutre et le conducteur électrique de la phase , entre les nœuds et ; : courant de mise à la terre du neutre au nœud ; : courant de mise à la terre du neutre au nœud ; : résistance de mise à la terre du neutre au nœud ; : résistance de mise à la terre du neutre au nœud . Dans l’exemple considéré, les admittances séries correspondent aux impédances propres et mutuelles du câble ( , par exemple). Les admittances parallèle correspondent aux résistances de mise à la terre ( par exemple). Les impédances propres et mutuelles peuvent être modélisées de la manière suivante : où , désignent , , ou avec , est la résistance linéique du conducteur électrique de terre qui est égale à (en Ohm par mètre), est la perméabilité magnétique du vide, est la distance entre les conducteurs électriques et (y compris le conducteur électrique de terre), est le rayon géométrique moyen qui est égal à avec le rayon physique du conducteur électrique , est la résistance linéique qui est égale à (en Ohm par mètre) où est la résistivité électrique (en Ohm∙mètre), la résistivité électrique de la terre (en Ohm∙mètre), la fréquence en Hertz de l’onde électrique (50 ou 60 Hertz en général) et la longueur du câble entre le nœud et le nœud (mètre). En appliquant la loi d’Ohm entre les nœuds et , la matrice d’impédance série remplit la condition : Les termes de la matrice sont en Ohm. On définit la matrice d’impédance série linéique par : Les termes de la matrice d’impédance série linéique s’expriment en Ohm par mètres. On définit ensuite la matrice qui est l’inverse de la matrice . Les termes de cette matrice s’expriment en Siemens mètres. En divisant la matrice par la longueur du tronçon , on obtient la matrice d’admittance série qui s’exprime en Siemens. La matrice d’admittance parallèle au nœud vérifie la condition : où sont les courants qui circulent entre la phase et la terre au nœud avec désignant , ou . Tous les termes de la matrice sont nuls car aucune connexion directe existe entre les phases , , et la terre au nœud sauf le neutre qui est connecté à la terre par la résistance . Grâce aux expressions des impédances séries et parallèles, on peut déterminer les termes de la matrice d’admittance du réseau . Pour donner son expression, on définit le vecteur des tensions complexes au nœud et le vecteur des courants injectés au nœud . En utilisant la loi des nœuds au nœud , vérifie la relation suivante : où est la liste de tous les nœuds connectés au nœud . Avec les précédentes expressions, le vecteur s’exprime en fonction des matrices d’admittance série et parallèle : La matrice remplit la condition suivante : où est la concaténation des vecteurs et est la concaténation des vecteurs pour l’ensemble des nœuds du réseau. Les termes des vecteurs et sont en volts et en ampères. En utilisant l’équation décrivant , on obtient les quatre lignes de la matrice correspondant au nœud . Par la même méthode, il est possible de déduire tous les termes de . La matrice est donc une matrice de taille composée de blocs de taille . Le bloc non diagonal de taille qui relie le vecteur de courant et le vecteur de tension est défini de la manière suivante : Le bloc diagonal de taille qui relie le vecteur de courant et le vecteur de tension est défini de la manière suivante : Sous-étapes d et e La sous-étape d consiste à définir une fonction de mesure sous la forme d’un vecteur et un vecteur de contraintes représentatif de lois physiques liant les différentes grandeurs électriques entre elles dans le réseau de distribution électrique (par exemple, signifie que la somme des courants parcourant les branches qui se rejoignent à un même nœud du réseau de distribution est nulle). Le vecteur définit le lien entre le vecteur d’état augmenté et le vecteur de mesures . Dans cet exemple, est un ensemble de grandeurs électriques incluant les mesures de puissances actives , les mesures de puissances réactives , et les mesures de tensions . Le vecteur d’état augmenté est un ensemble de grandeurs électriques incluant les amplitudes des tensions du réseau , les angles des tensions du réseau et les longueurs . La matrice d’admittance du réseau nous permet d’exprimer plus simplement les termes du vecteur car la matrice relie les courants injectés au nœud du réseau aux tensions des nœuds . Ainsi, c’est-à-dire que les termes de sont exprimés en fonction de ceux de . Les tensions s’expriment directement en fonction de . Par contre les puissances actives et réactives doivent être exprimés en fonction de , et . Les puissances actives et réactives injectés au nœud s’expriment de la manière suivante : où désigne la partie réelle, désigne la partie imaginaire, désigne le conjugué, rassemble que les trois premiers termes du vecteur (i.e. ceux entre les phases et le neutre) et rassemble que les trois premiers termes du vecteur (i.e. ceux des phases). Comme s’exprime en fonction de la matrice d’admittance du réseau et les vecteur des tensions suivant la formule suivante : En adaptant cette relation pour passer de à , il est possible de calculer les termes de en fonction de ceux de . On obtient ainsi les expressions suivantes : où est une extraction de la sous-matrice 3x4 de la matrice et est une extraction de la sous-matrice 3x4 de la matrice Afin d’éviter les instabilités dans la résolution numérique et tirer avantage des spécificités des réseaux de distribution électrique, des contraintes additionnelles regroupées dans le vecteur peuvent être ajoutées. Par exemple, les deux contraintes additionnelles sont ajoutées : - aux nœuds où il n’y pas d’injection de courant, les puissances actives et réactives sont égales à 0, - pour chaque nœud des réseaux de distribution, la somme des parties réelles et la somme des parties imaginaires de l’ensemble des courants injectés sont toutes deux égales à 0. On exprime de la même manière que pour , les termes du vecteur en fonction des termes du vecteur . Pour les puissances actives ou réactives égales à 0, on utilise les mêmes formules que précédemment. Pour les courants, comme s’exprime en fonction de la matrice d’admittance du réseau et les vecteurs des tensions selon la formule suivante : En sommant les termes de et en prenant la partie réelle et imaginaire, on détermine les termes du vecteur . Sous-étape f La sous-étape f consiste à déterminer et calculer la matrice d’Hachtel. Avec cette matrice, il est possible d’intégrer les contraintes dans le système d’équations. La fonction objectif à minimiser peut par exemple être définie de la manière suivante : Sous les contraintes suivantes : où est une matrice des poids, est le vecteur de contraintes, est un vecteur des résidus. La matrice des poids contient des coefficients de pondération, chaque coefficient de pondération étant représentatif d’un degré de confiance affecté à une mesure. Dans cet exemple, l’approche de la matrice augmentée. Pour prendre en compte les contraintes du système, on définit le Lagrangien : où et sont les coefficients de Lagrange. Pour obtenir le minimum de , on calcule les conditions d’optimalité suivantes : La troisième équation permet d’éliminer en l’exprimant en fonction de par la relation . En utilisant les développements limités de et , les équations deux et quatre deviennent : où est la variation du vecteur d’état entre chaque itération ainsi vérifie l’équation suivante où est le vecteur d’état à l’itération . Le nouveau système d’équation peut s’écrire sous la forme matricielle : où est la matrice d’Hachtel à l’itération . Cette équation est une adaptation de l’équation normale qui permet de résoudre un problème d’estimation de paramètres. Sous-étape g La sous-étape g consiste à résoudre l’équation normale. En effet, à chaque itération, on souhaite déterminer le vecteur . Il est donc nécessaire d’inverser la matrice d’Hachtel . Pour l’inverser, on la décompose en utilisant la décomposition où est une matrice orthogonale et est une matrice triangulaire supérieure. Sous-étape h Un test de convergence est appliqué aux écarts entre les valeurs obtenues pour les deux vecteurs d’état augmentés successives et ainsi que les deux valeurs de fonction objectif et successives : Si ou , alors l’algorithme est terminé. Sinon, le vecteur d’état augmenté est mis à jour et les étapes c à g sont renouvelées. Symboles utilisés Nombre complexe Valeur mesurée * Complexe conjugué Indices Phases a, b, c, neutre et terre Exposants Noeuds k, l and m Matrice transposée Variables scalaires Critères de convergence Fonction objectif WLS Longueur de la section du câble (m) Résistivité électrique de la phase a au niveau de la section du câble (Ωm) Résistivité électrique de terre au niveau de la section du câble (Ωm) Vecteurs ou Matrices Vecteur de contrainte Jacobienne de Vecteur des angles de tensions (rad) Vecteur d’erreur de mesure Vecteur de mesure calculé Jacobienne de Matrice d’Hachtel Vecteur de courant injecté au nœud (A) Vecteur de courant circulant de à (A) Jeu de longueurs à estimer (m) Vecteur de puissance active (kW) Vecteur de puissance réactive (kvar) Vecteur des résidus Vecteur des amplitudes de tension (V) Matrice de poids Vecteur d’état Matrice d’admittance du réseau (S) Matrice d’admittance série de la section (S) Vecteur de mesure Matrice d’impédance par unité de longueur (Ω/km) Matrice d’impédance du câble au niveau de la section (Ω) Procédé de mise à jour d’une base de données (14) dans laquelle sont enregistrées des valeurs de caractéristiques techniques d’équipements électriques d’un réseau de distribution électrique (2, 3), le réseau de distribution électrique (2, 3) comprenant une pluralité d’équipements électriques raccordés entre eux, le procédé comprenant des étapes de : - (107) sélection d’au moins un équipement électrique du réseau de distribution dont une valeur de caractéristique technique enregistrée dans la base de données (14) est erronée, en fonction de grandeurs électriques mesurées par des capteurs en un ou plusieurs points du réseau de distribution électrique où est situé l’équipement électrique, - (108) estimation au moyen d’un estimateur d’état d’une valeur corrigée de la caractéristique technique de l’équipement électrique, à partir de grandeurs électriques mesurées par des capteurs en une pluralité de points du réseau de distribution électrique, de valeurs de caractéristiques techniques des autres équipements électriques du réseau, et de lois physiques liant les différentes grandeurs électriques entre elles, et - (111) enregistrement de la valeur corrigée de la caractéristique de l’équipement électrique dans la base de données (14) à la place de la valeur erronée de la caractéristique technique. Procédé selon la revendication 1, dans lequel l’étape (107) de sélection d’au moins un équipement électrique du réseau de distribution (2, 3) dont une valeur de caractéristique technique enregistrée dans la base de données (14) est erronée comprend une comparaison d’un point associé à l’équipement électrique à un gabarit prédéfini, le point associé à l’équipement électrique étant défini par des coordonnées incluant au moins l’une des caractéristiques techniques de l’équipement électriques enregistrées dans la base de données et au moins une valeur d’une grandeur électrique mesurée ou calculée en un point géographique du réseau de distribution où est situé l’équipement. Procédé selon la revendication 2, dans lequel le gabarit comprend une première zone et une deuxième zone, séparée de la première zone par une courbe, et dans lequel, - si le point est situé dans la première zone, l’équipement électrique n’est pas sélectionné, - si le point est situé dans la deuxième zone, l’équipement électrique est sélectionné comme ayant une valeur de caractéristique électrique erronée. Procédé selon l’une des revendications 1 à 3, dans lequel l’estimateur d’état estime une valeur corrigée de la caractéristique technique de l’équipement électrique, à partir de grandeurs électriques mesurées par des capteurs en une pluralité de points du réseau de distribution électrique et de grandeurs électriques additionnelles estimées pour d’autres points du réseau de distributions pour lesquels des mesures ne sont pas disponibles. Procédé selon l’une des revendications 1 à 4, comprenant une étape (103) préalable de correction des valeurs des grandeurs électriques mesurées en fonction de données météorologiques. Procédé selon l’une des revendications 1 à 5, comprenant une étape (105) de sélection d’un intervalle de temps dans lequel un taux d’observabilité des valeurs de grandeurs électriques mesurées est supérieur à un seuil prédéfini, et dans lequel l’étape (107) de sélection d’au moins un équipement électrique du réseau de distribution dont une valeur de caractéristique technique enregistrée dans la base de données (14) est erronée, et l’étape (108) d’estimation au moyen d’un estimateur d’état d’une valeur corrigée de la caractéristique technique de l’équipement électrique, sont réalisée pour chaque intervalle de temps sélectionné. Procédé selon l’une des revendications 1 à 6, comprenant une étape (112) de transmission de signaux de consignes à des actionneurs répartis dans le réseau de distribution électrique en fonction des valeurs de grandeurs électriques mesurées par les capteurs en différents points de mesure du réseau et des valeurs de caractéristiques techniques des équipements électriques enregistrées dans la base de données. Procédé selon l’une des revendications 1 à 7, dans lequel les équipements électriques du réseau de distribution électrique comprennent des transformateurs de puissance, des câbles électriques souterrains et/ou des lignes électriques aériennes. Procédé selon l’une des revendications 1 à 8, dans lequel l’équipement électrique du réseau de distribution dont la valeur d’une caractéristique technique enregistrée dans la base de données est erronée comprend un câble ou une ligne électrique incluant un ou plusieurs conducteur(s) de phase et un conducteur de neutre, et la caractéristique technique est choisie parmi : une longueur de câble ou de ligne, une résistance linéique de phase, une inductance linéique de phase, une résistance linéique de neutre, une inductance linéique de neutre, une résistance linéique mutuelle entre deux phases, une inductance linéique mutuelle entre deux phases, une résistance linéique mutuelle entre une phase et le neutre, une inductance linéique mutuelle entre une phase et le neutre. 10 . Procédé selon l’une des revendications 1 à 9, dans lequel l’équipement électrique du réseau de distribution dont la valeur d’une caractéristique technique enregistrée dans la base de données est erronée comprend un câble ou une ligne électrique sans conducteur de neutre, et la caractéristique technique est choisie parmi : une longueur du câble ou de la ligne, une résistance linéique directe, une inductance linéique directe, une capacité linéique directe, une résistance linéique homopolaire, une inductance linéique homopolaire, une capacité linéique homopolaire. 1 1 . Procédé selon l’une des revendications 1 à 10, dans lequel l’équipement électrique du réseau de distribution dont la valeur d’une caractéristique technique enregistrée dans la base de données est erronée comprend un transformateur de puissance, et la caractéristique technique est choisie parmi : un ou des rapport(s) de transformation, une puissance nominale, des pertes Joules, des pertes fer, une valeur de prise de régleur hors ou en charge. 1 2 . Procédé selon l’une des revendications 1 à 11, dans lequel les grandeurs électriques mesurées par les capteurs en un ou plusieurs points du réseau de distribution électrique comprennent au moins une puissance électrique active, au moins une puissance électrique réactive, au moins une tension et/ou au moins un courant. 1 3 . Unité de traitement (11) comprenant une mémoire dans laquelle est enregistré un programme contenant des instructions pour l’exécution du procédé selon l’une des revendications 1 à 12, et un processeur propre à exécuter le programme. 1 4 . Système (10) de gestion d’un réseau de distribution électrique comprenant : - une unité de traitement (11) conforme à la revendication 13, - une base de données (12) contenant des valeurs de grandeurs électriques mesurées par les capteurs en différents points de mesure du réseau, et à différents instants, et - une base de données (14) contenant, pour chaque équipement du réseau de distribution électrique, d’une part des caractéristiques techniques de l’équipement, et d’autre part, des informations indicatives des interconnexions de l’équipement avec d’autres équipements du réseau de distribution électrique.