Optimisation comparative de la coordination des relais de surcourant dans des réseaux de distribution intégrant la production distribuée : algorithme du cycle de l’eau contre algorithme génétique et big bang–big crunch

Maintenir l’éclairage quand le flux d’électricité va dans les deux sens

À mesure que les logements et les entreprises ajoutent des panneaux solaires en toiture, de petites éoliennes et d’autres générateurs locaux, l’électricité ne circule plus uniquement des grandes centrales vers l’extérieur. L’énergie peut maintenant circuler dans plusieurs directions à la fois, en particulier lorsque des parties du réseau fonctionnent comme des « microréseaux » isolés du système principal. Ce changement est positif pour les énergies propres, mais il complique grandement la détection et l’isolement rapides des défauts — comme les courts‑circuits — sans couper inutilement un grand nombre d’utilisateurs. Cette étude examine comment des algorithmes de recherche modernes peuvent régler les dispositifs de protection du réseau pour qu’ils restent fiables dans ce nouveau contexte plus complexe.

Pourquoi les nouvelles sources perturbent les protections anciennes

Les réseaux de distribution traditionnels ont été conçus selon une idée simple : le courant circule du réseau principal, par des lignes et des transformateurs, vers les consommateurs. Des dispositifs de protection appelés relais de surcourant surveillent l’intensité qui les traverse. Si cette intensité augmente soudainement, signe d’un défaut, un relais proche déclenche en premier tandis que les autres attendent un peu, assurant un secours. Ce calibrage temporel, nommé coordination, repose sur l’hypothèse que les courants de défaut proviennent toujours d’une seule direction. Lorsque des générateurs locaux tels que des champs solaires ou des éoliennes sont ajoutés dans le réseau, cette hypothèse tombe. Les courants de défaut peuvent désormais provenir de plusieurs points et dans les deux sens, leur amplitude et leur trajectoire variant selon la configuration des générateurs et des lignes à un instant donné.

Lorsque le réseau devient une île

Le problème est d’autant plus difficile lorsqu’un quartier se déconnecte du système principal et fonctionne en autonomie, mode dit d’exploitation en îlotage. Dans ce cas, les générateurs à base d’onduleurs fournissent seulement un courant de défaut limité, réduisant l’écart entre conditions normales et conditions de défaut. Il reste donc moins de marge d’erreur pour le timing des relais : déclencher trop vite peut déconnecter des parties saines du réseau, déclencher trop lentement expose aux dommages matériels et à des coupures prolongées. Les auteurs étudient deux réseaux tests — une topologie radiale simple à 9 nœuds et une topologie maillée plus complexe à 30 nœuds — pour évaluer la capacité de différentes méthodes d’optimisation à trouver des réglages de relais efficaces en conditions raccordées au réseau, avec production distribuée, et en îlotage.

Laisser les algorithmes chercher de meilleurs réglages

Plutôt que d’ajuster les réglages des relais manuellement, les chercheurs traitent la coordination comme un problème d’optimisation. L’objectif est de minimiser le temps de coupure des relais primaires lors d’un défaut, tout en conservant un délai de sécurité avant l’intervention de tout relais de secours. Ils utilisent des calculs de courant de défaut fournis par des logiciels spécialisés pour systèmes de puissance, puis appliquent trois algorithmes métaheuristiques — algorithme génétique (AG), algorithme du cycle de l’eau (ACE) et Big Bang–Big Crunch (BB‑BC) — pour explorer les valeurs possibles du multiplicateur de temps de chaque relais. Ces méthodes imitent des processus naturels tels que l’évolution, l’écoulement de l’eau ou l’expansion et l’effondrement cosmiques pour sonder un grand nombre de combinaisons sans nécessiter de gradients mathématiques détaillés.

Ce qui se passe dans des réseaux simples et complexes

Pour le système plus simple à 9 nœuds en mode normal connecté au réseau sans génération locale, les trois méthodes trouvent rapidement de bonnes solutions avec des temps de coupure globaux courts et une coordination correcte. Lorsque des générateurs distribués sont ajoutés et que les courants de défaut deviennent bidirectionnels, la tâche se complique. L’AG obtient le temps de coupure total le plus rapide mais, dans certains cas, se rapproche ou dépasse légèrement la marge de sécurité souhaitée entre relais primaire et secours. L’AC E et le BB‑BC donnent des temps de coupure globaux un peu plus longs mais préservent mieux les marges de coordination. En mode îlotage, où les courants de défaut sont les plus faibles et les marges les plus étroites, l’AG fournit à nouveau le temps total le plus court mais présente une violation de coordination pour au moins une paire de relais, tandis que l’AC E maintient la coordination au prix d’une intervention légèrement plus lente et que le BB‑BC rencontre le plus de difficultés. Dans le système maillé plus complexe à 30 nœuds, qui utilise des relais distinguant les directions de défaut avant et arrière, les trois méthodes réussissent, l’AC E produisant le temps combiné de coupure le plus faible.

Ce que cela signifie pour les réseaux de demain

Pour les non‑spécialistes, la conclusion est que maintenir un système électrique à la fois propre et fiable est un exercice d’équilibre. Chercher à rendre les temps de déclenchement des relais aussi rapides que possible n’est pas toujours la meilleure option lorsqu’interviennent des générateurs locaux à base d’onduleurs et que les courants de défaut sont modestes. Des méthodes comme l’algorithme du cycle de l’eau, qui équilibrent vitesse, robustesse et respect des marges de sécurité, peuvent offrir une protection plus fiable à mesure que les réseaux deviennent plus dynamiques et décentralisés. L’étude suggère que des outils d’optimisation soigneusement choisis, associés à des modèles réalistes du comportement des défauts, peuvent aider à garantir que, même si les flux d’énergie se compliquent, les défauts restent éliminés de manière sélective et que la majorité des clients restent alimentés.

Citation: Mohamed, R.E., Saleh, S.M. & Ahmad, A.G. Comparative optimization of overcurrent relay coordination in DG-integrated distribution networks: water cycle algorithm versus genetic algorithm and big bang–big crunch. Sci Rep 16, 10529 (2026). https://doi.org/10.1038/s41598-026-43242-z

Mots-clés: production distribuée, protection des microréseaux, relais de surcourant, coordination des relais, optimisation métaheuristique