Pour les gestionnaires de réseaux de distribution, les propriétaires de réseaux et les parcs photovoltaïques raccordés. Des analyses et des outils fondés sur les données que le gestionnaire collecte déjà, sans nouvel équipement, avec des résultats directement utilisables par l’équipe technique.
Services publics et réseaux électriques
Gouvernance des données SIG
Quand personne n’est responsable d’une couche de données, elle vieillit. La gouvernance définit qui la met à jour, selon quelles règles et comment les prestataires sont contrôlés.
Responsable des données · identifiant unique · règles de qualité · validation des modifications · SLA des prestataires
Ce que nous analysons
les responsabilités par catégorie de données et par prestataire ;
les identifiants, les normes d’attributs et les métadonnées ;
la qualité, l’actualité et la cohérence des données entre les sites ;
les contrats de maintenance SIG et leurs indicateurs.
Ce que vous obtenez
un cadre de gouvernance des données et des normes de qualité ;
une évaluation de la maturité SIG, avec une feuille de route ;
sur demande, un rapport mensuel ou trimestriel de suivi des prestataires SIG.
LivrableGIS Data Governance Framework + rapport de maturité.
Coupures brèves d’électricité
Primée par Esri (EGUC) et NISC · publiée dans l’Esri Map Book, vol. 26
Les coupures de 3 secondes à 3 minutes n’entrent pas dans les indicateurs de durée, mais elles s’accumulent. Les clients les ressentent, les équipements sensibles s’arrêtent et la norme de performance en limite le nombre. Savoir où elles se produisent ne suffit pas : les équipes de terrain doivent savoir pourquoi.
Régulateur roumain ANRE : coupure brève = 3 s < t ≤ 3 min · HTA/BT : max. 10 par semaine et par point de livraison · indicateur MAIFI · EN 50160
Ce que nous analysons
le journal des coupures brèves des compteurs communicants (AMI/HES), avec l’heure de chaque événement et les signaux de perte et de retour de tension ;
la topologie SIG : branchement → phase → poste de distribution → départ, avec le réenclencheur en amont ;
le registre des actifs : âge et type des isolateurs, transformateurs et réenclencheurs ;
le vent, les précipitations et l’indice de végétation issus des images satellite.
Ce que vous obtenez
la carte des événements par poste, départ et compteur ;
la cause probable de chaque groupe d’événements : externe (végétation, animaux, météo), interne (équipement qui se dégrade) ou sans défaut (travaux programmés, fonctionnement normal des protections) ;
le classement des départs par niveau de risque et les zones à patrouiller ;
une liste d’interventions hiérarchisée : élagage, réglage des protections, remplacements.
Livrableapplication cartographique avec rapport quotidien + couche SIG des zones critiques.
Avantages
Un diagnostic, pas seulement une localisation.
Sépare les causes externes des causes liées aux équipements et écarte les événements qui ne signalent aucun défaut.
Sans SCADA ni nouveau matériel.
Utilise uniquement les données des compteurs communicants et la topologie SIG dont dispose déjà le gestionnaire.
Les défauts cachés apparaissent.
Ce qui reste une fois les causes externes exclues devient un signal de dégradation de l’équipement, avant la panne.
Opérationnel dès le premier jour.
Démarre sur des règles, quel que soit le niveau de détail de la topologie, et gagne en précision à mesure que les équipes confirment les causes.
L’application
Carte des coupures brèves et rapport du matin
Le prototype fonctionne déjà sur un réseau de démonstration avec des données synthétiques. Il se configure pour chaque gestionnaire au moyen d’adaptateurs de données, et non comme une intégration ponctuelle.
Chaîne topologique:
compteur
phase
transformateur
départ
poste source
Carte par poste et par départ, avec le sens d’alimentation et les indicateurs MAIFI et SAIDI de la zone sélectionnée.
Tableau par compteur : poste, phase, transformateur, réenclencheur en amont, nombre d’événements par jour, mois et année, et la cause confirmée par l’équipe de terrain.
Corrélation sur le graphe du réseau : lorsque plusieurs compteurs d’une même phase et d’un même transformateur sont touchés en même temps, la cause est commune à ce niveau, et non au branchement.
Rapport d’exploitation généré automatiquement avant 8 h : score de risque par départ (événements de la veille, tendance sur 7 jours, compteurs touchés, dispersion sur la carte), les poteaux entre lesquels patrouiller et l’ordre de passage des équipes, avec export PDF.
Les autoconsommateurs photovoltaïques, la hausse de la consommation et les longues lignes basse tension poussent la tension hors de ses limites. Le problème touche certains postes et départs, pas tous, et généralement à certaines heures.
BT : +5 % / −10 % de la tension nominale pour 95 % des moyennes sur 10 minutes d’une semaine · HTA/HTB : ±10 % pour 99 %, aucune au-delà de ±15 % · EN 50160
Ce que nous analysons
la tension enregistrée par les compteurs communicants et les analyseurs de qualité, rattachée aux points de livraison du SIG ;
la conformité par poste, départ et phase, semaine après semaine ;
le profil habituel de chaque poste par heure, jour et saison, pour que les nouveaux écarts ressortent ;
les surtensions aux heures de pointe photovoltaïque, les sous-tensions en bout de ligne, la longueur de ligne, la section des conducteurs et la puissance des autoconsommateurs.
Ce que vous obtenez
la carte de conformité de la tension par poste, départ et phase ;
la liste des points présentant des écarts répétés, distingués des écarts explicables (travaux, pointes photovoltaïques connues) ;
la liste des compteurs rattachés à la mauvaise phase ou au mauvais poste dans le SIG ;
des recommandations : réglage des prises, équilibrage des phases, renforcement du réseau.
Graphique illustratif : une journée sur un poste de distribution, avec la plage admise +5 % / −10 %.
Livrablerapport de conformité + couche SIG des écarts, sur la même carte que les coupures brèves.
Avantages
Aucun nouvel équipement.
Là où les compteurs enregistrent la tension, inutile d’ajouter des analyseurs ou une intégration SCADA.
Un seuil par poste.
Chaque poste est comparé à son propre profil et non à une moyenne du réseau : les fausses alarmes diminuent.
Corrige aussi le SIG.
Les compteurs dont les tensions évoluent de la même façon sont sur la même phase et le même transformateur : les rattachements erronés du SIG apparaissent.
Mêmes données, deux problèmes.
La topologie et les compteurs utilisés pour les coupures brèves servent aussi pour la tension : la configuration ne se fait qu’une fois.
Inventaire des équipements avec le SIG
L’inventaire des poteaux, interrupteurs et transformateurs est généralement réparti entre plusieurs sources qui ne concordent pas : SIG, registre des immobilisations, fiches d’inspection, images aériennes.
Un seul inventaire : SIG, registre des immobilisations et terrain, avec un code unique pour chaque élément
Ce que nous analysons
l’exhaustivité et la cohérence de l’inventaire entre SIG, registres et terrain ;
les installations de télécommunication sur chaque poteau, comparées aux déclarations des opérateurs ;
Ce que vous obtenez
un inventaire SIG rapproché, avec un code unique pour chaque poteau et équipement ;
le rapport des données manquantes ou contradictoires, avec un plan de correction ;
le registre des installations de télécommunication sur chaque poteau, avec les câbles non déclarés et la redevance à recouvrer.
Livrableinventaire SIG rapproché + Registre des poteaux.
Avantages
Des recettes perdues aujourd’hui.
Chaque câble posé sans contrat devient un montant concret à facturer, par opérateur.
Part de votre SIG existant.
Les poteaux sont importés du SIG ; sur le terrain, on ajoute seulement l’étiquette, l’état et les installations.
Un code unique sur chaque poteau.
L’étiquette QR se lit depuis le sol, depuis un véhicule ou sur les images de drone.
Formats SIG standard.
Les données retournent dans ArcGIS, QGIS ou PostGIS, en Stereo 70 ou en WGS 84.
Issue de nos réalisations
Registre des poteaux
L’inventaire des installations sur les poteaux du réseau de distribution : qui a des câbles sur chaque poteau, combien sont déclarés au procès-verbal et ce que vaut la différence. Une application TopRox Project, au stade de prototype fonctionnel.
Déroulé:
import depuis le SIG
étiquette sur le poteau
inventaire terrain
rapprochement
export vers le SIG
Carte de l’état de chaque poteau : vérifié, avec écart ou non inventorié, par circuit et départ, avec passage rapide au prochain poteau à inventorier.
Fiche poteau : type, état visuel (incliné, fissuré, végétation, corrosion), étiquette QR imprimable et installations de chaque opérateur : fibre, coaxial, câble téléphonique, boîtiers.
Rapprochement par opérateur : câbles inventoriés comparés aux câbles déclarés et redevance annuelle recouvrable, calculée à partir du tarif indicatif du régulateur roumain des télécommunications pour les poteaux basse tension, modifiable.
Import et export SIG : Shapefile, GeoPackage, GeoJSON, Esri JSON, KML et CSV, avec conversion automatique depuis le Stereo 70, plus un paquet SQL pour PostGIS.
Les inspections produisent des photos, des fiches et des images aériennes, mais elles arrivent rarement sur la carte, rattachées à l’équipement inspecté. Sans ce lien, la priorité des interventions reste une estimation.
Priorité d’intervention = état technique × importance dans le réseau (clients desservis, puissance, accès)
Ce que nous analysons
les données d’inspection existantes et les images de drone ou LiDAR fournies par le gestionnaire ou ses prestataires ;
l’âge, le matériau, les défauts signalés et l’historique des pannes de chaque équipement ;
l’importance de chaque élément dans la topologie du réseau.
Ce que vous obtenez
le registre des risques des poteaux et équipements ;
la liste hiérarchisée des remplacements et réparations, sur carte ;
les exigences pour la prochaine campagne d’inspection ;
Livrableévaluation de l’état et du risque + plan de maintenance fondé sur le risque.
Les applications pour les coupures brèves et la surveillance de la tension ont été primées par Esri à l’EGUC et par NISC, pour Excellence in Service et Innovation in Technology. L’application pour les coupures brèves (Blinks) a été publiée dans l’Esri Map Book, vol. 26.
Notre méthode
Nous commençons par un projet pilote sur une zone ou un parc, avec des objectifs, des livrables et un délai fixés par écrit. Nous travaillons à distance depuis la Roumanie et sur site dans toute l’UE, avec des déplacements planifiés. Les rapports sont livrés en roumain ou en anglais.
Ce qui n’est pas inclus
L’application lit des exports périodiques des systèmes existants et ne les remplace pas : le SIG, le SCADA et l’OMS du gestionnaire restent inchangés. Nous n’installons pas d’équipements et ne réalisons ni migration de données, ni numérisation du réseau, ni études de conception. Les mesures recommandées restent à la charge du gestionnaire et de ses prestataires.
Parlons de vos données.
Dites-nous quel réseau, quelle zone ou quel cimetière vous souhaitez faire évaluer et nous vous proposerons un projet pilote aux livrables et au délai clairs.
Références des seuils cités : arrêté ANRE n° 46/2021 (norme de performance du service de distribution d’électricité), art. 6, 17, 20, 25 ; EN 50160:2011 ; loi roumaine n° 102/2014.
Contact
Parlons-en ensemble
Dites-nous comment nous pouvons vous aider : nous répondons sous un jour ouvré.
