DEMANDE PRIORITAIRE

[0001] La présente demande revendique la priorité de la demande canadienne CA 3.020.432, déposée le 11 octobre 2018, laquelle est incluse au présent document par référence.

DOMAINE DE L'INVENTION

[0002] L’invention porte sur un système et une méthode de détection des installations électriques susceptibles de présenter une non-conformité électrique (NCE), via l’application de traitements algorithmiques sur des profils électriques produits par des compteurs nouvelle génération (CNG).

CONTEXTE

[0003] La plupart des utilités électriques ont procédé ou procèdent au remplacement de compteurs électromécaniques par des CNG. Ces compteurs transmettent automatiquement les paramètres mesurés vers un système central d’acquisition de données, à intervalle de temps régulier.

[0004] Le déploiement à grande échelle des CNG rend désormais disponibles d’importantes quantités d’informations relatives aux différentes charges (installations électriques des clients) raccordées au réseau de distribution électrique (énergie, tension, courants, etc.). Ces informations ouvrent un éventail de nouvelles opportunités entre autres au niveau de la conduite et la planification du réseau, de la connaissance des clients et l’identification de NCE sur le réseau.

[0005] Avec le déploiement à grande échelle des CNG, la relève des compteurs est maintenant effectuée à distance et de façon automatisée. Ainsi, la présence sur le terrain de releveurs de compteurs est de plus en plus rare. Ce nouveau mode d’opération prive les gestionnaires de réseaux d’une source importante de signalement de NCE potentielles. [0006] Cette situation est à la base du nouveau besoin d’identifier automatiquement les installations électriques susceptibles de présenter une NCE.

SOMMAIRE

[0007] Selon un premier aspect de l’invention, une méthode est proposée, pour identifier de façon automatique des installations électriques susceptibles de présenter une NCE sur un réseau de distribution électrique. Les installations électriques étant reliées à des compteurs, la méthode comprend les étapes de:

a. récupérer des profils électriques associés aux installations électriques, les profils étant générés par lesdits compteurs déployés par des utilités électriques pour fin de facturation, les profils étant échelonnés dans le temps; b. appliquer, avec des outils informatiques, des traitements algorithmiques associés à des indicateurs de NCE déterminés en fonction de conditions de ciblage, sur les profils électriques récupérés à l’étape a), pour obtenir des données indicatives de différents types de NCE;

c. identifier, à partir des données obtenues à l’étape b), lesdites installations électriques susceptibles de présenter une NCE, lorsque les conditions de ciblage sont rencontrées.

[0008] Avantageusement, la méthode développée ne requiert que les profils électriques récupérés des compteurs et les outils informatiques pour identifier les installations électriques susceptibles d’être non conformes, sans recours à aucun autre équipement de sous mesurage.

[0009] Sans s’y limiter, la méthode peut comprendre une étape de récupérer des données nominatives caractérisant les installations électriques, et une étape permettant de confirmer ou d’infirmer que les installations électriques identifiées à l’étape c) sont bien susceptibles de présenter une NCE, en croisant lesdites informations nominatives et les indicateurs de NCE ayant rencontré leurs conditions de ciblage.

[00010] Les données nominatives peuvent comprendre au moins une des informations suivantes, pour chacune des installations électriques : la nature de l’installation électrique, soit monophasée ou polyphasée; le tarif auquel est assujettie l’installation électrique; la vocation du ou des bâtiment(s) associé(s) à l’installation électrique (résidentielle, commerciale, institutionnelle ou industrielle); et la source principale d’énergie utilisée pour chauffer le ou les bâtiments.

[00011] La méthode peut aussi inclure une étape de sélectionner la totalité ou une partie des indicateurs de NCE à appliquer aux profils, et ce, en fonction des informations contenues dans les données nominatives.

[00012] La méthode peut également prévoir la récupération de données météorologiques, et de confirmer ou d’infirmer que les installations électriques identifiées sont bien susceptibles de présenter une NCE, en croisant lesdites données météorologiques et les indicateurs de NCE ayant rencontré leurs conditions de ciblages. Les données météorologiques peuvent comprendre, à titre d’exemple, la température extérieure locale, la date et l’heure déterminées au moment où les profils électriques ont été générés.

[00013] La méthode comprend préférablement une étape d’identifier la nature des installations électriques, soit monophasées ou polyphasées, basé sur les profils récupérés et/ou sur les informations nominatives. Les profils électriques provenant des installations monophasées et biphasées comprennent au moins des profils de tension (en V) et d’énergie active (en kWh). Pour les installations électriques polyphasées, les profils récupérés comprennent l’énergie active (en kWh) totale et par phase électrique (F _A , FB, fo), une mesure d’énergie apparente (en kVAh) totale et par phase électrique, une mesure d’énergie réactive (kVARh) totale et par phase électrique, une mesure des tensions (en V) par phase et une mesure des courants (en A) par phase.

[00014] La validation d’une NCE s’effectue en fonction de l’existence d’indicateurs ayant rencontré leur condition de ciblage et de leurs valeurs. Pour certains types d’indicateurs, lorsque le degré de certitude est grand (probabilité de 100% par exemple), il est possible d’interrompre automatiquement l’approvisionnement en électricité d’une installation donnée, le degré de certitude étant lié au nombre, à l’occurrence et au type d’indicateurs de NCE ayant rencontré les conditions de ciblage. [00015] Une partie des indicateurs de NCE peuvent être des indicateurs autonomes et d’autres indicateurs peuvent être des indicateurs relationnels. Un indicateur de NCE est considéré comme autonome si son traitement algorithmique ne fait intervenir que les données provenant des profils de l’installation analysée. Pour leur part, les indicateurs relationnels font intervenir les profils des installations voisines, c.-à-d. qui sont reliées à un même transformateur de distribution, à une même phase électrique, à une même ligne électrique ou à un même poste de distribution.

[00016] Préférablement, certains des traitements algorithmiques sont associés à une première classe d’indicateurs NCE appelée indicateurs d’états. Selon la méthode, on peut calculer un ou plusieurs des indicateurs d’états, incluant un taux de captation de données énergétiques; un taux de captation des données de tension; un débalancement en tension; un débalancement en courant; et le rapport de l’énergie apparente et active. Les outils informatiques valident ainsi, à partir des données indicatives d’états calculées, une probabilité que les installations électriques identifiées à l’étape c) soient des installations non conformes.

[00017] Une partie des traitements algorithmiques peut être associée à une seconde classe d’indicateurs NCE appelée indicateurs de positionnement. En ce cas, les outils informatiques déterminent, avec les indicateurs de positionnement calculés, si une installation électrique donnée est située sur la ligne électrique analysée, mais est reliée à un autre transformateur que celui défini dans les données nominatives; ou si une installation donnée n’est pas raccordée à la ligne analysée. Les outils informatiques valident ainsi, à partir des données indicatives de positionnement calculées, une probabilité que les installations électriques identifiées à l’étape c) soient des installations non conformes.

[00018] Une partie des traitements algorithmiques peut aussi être associée à une troisième classe d’indicateurs de NCE, soit des indicateurs de pertes non techniques. Différents traitements algorithmiques sont associés à des sous-classes de la classe des indicateurs de pertes non techniques. Ainsi, des traitements algorithmiques sont associés à une première sous-classe d’indicateurs de pertes non techniques, pour lesquels un ou des indicateur(s) de manipulation de compteur ou de compteur défectueux sont calculés, incluant des indicateurs d’altération du bobinage de tension; de données identiques en énergie; de données identiques en tension; de résistance en série sur un transformateur de courant; et de courant triphasé nul avec consommation non nulle. Les outils informatiques valident ainsi, à partir des données indicatives de pertes non techniques calculées, une probabilité que les installations électriques identifiées à l’étape c) soient des installations non conformes. Par exemple, l’indicateur « d’altération du bobinage de tension » permet d’identifier les compteurs ayant un bobinage modifié.

[00019] Une autre partie des traitements algorithmiques peut être associée à une seconde sous-classe d’indicateurs de pertes non techniques, pour lesquels un ou des indicateur(s) d’anomalies par comparaison sont calculés, incluant par exemple : un indicateur de consommation nocturne; un indicateur d’écart de tension des valeurs moyennes monophasées; un indicateur d’écart de tension des valeurs moyennes interphases; un indicateur d’écart de tension des valeurs moyennes inter-clients; un indicateur d’écarts de tension des valeurs moyennes sous un transformateur polyphasées; un indicateur du niveau de tension à consommation nulle; un indicateur du ratio de courant; ou un indicateur de perte et de retour de tension non synchronisés. Les outils informatiques valident ainsi, à partir des données indicatives d’anomalies par comparaison, une probabilité que les installations électriques identifiées à l’étape c) soient des installations non conformes.

[00020] Une autre partie des traitements algorithmiques peut être associée à une troisième sous-classe d’indicateurs de pertes non techniques, pour lesquels un ou des indicateur(s) de raccords de compteur ou de composantes inadéquats sont calculés, incluant par exemple un indicateur d’absence de courant; un indicateur d’absence de tension; un indicateur de données en énergie négatives; ou un indicateur de tension nulle avec courant. Les outils informatiques valident ainsi, à partir des données indicatives de raccords de compteur ou de composantes inadéquats, une probabilité que les installations électriques identifiées à l’étape c) soient des installations non conformes.

[00021] Une autre partie des traitements algorithmiques peut être associée à une quatrième sous-classe d’indicateurs de pertes non techniques, pour lesquels un indicateur d’aberrations transitoires est calculé, en identifiant de grands écarts de tensions sur les profils analysés. Les outils informatiques valident ainsi, à partir des données indicatives d’aberrations transitoires, une probabilité que les installations électriques identifiées à l’étape c) soient des installations non conformes.

[00022] Une autre partie des traitements algorithmiques peut être associée à une cinquième sous-classe d’indicateurs de pertes non techniques, pour lesquels un ou des indicateur(s) de mode d’opération hors norme sont calculés, incluant par exemple un indicateur de chauffage biénergie; un indicateur de puissance de pointe hors norme; un indicateur de tension moyenne hors norme; une indication d’un transformateur à raccordement unique; un facteur de détermination disparate; une validation de l’énergie active consommée; une tension hors norme avec courant. Les outils informatiques valident ainsi, à partir des données indicatives de mode d’opération hors norme, une probabilité que les installations électriques identifiées à l’étape c) soient des installations non conformes.

[00023] Enfin, une autre partie des traitements algorithmiques peut être associée à une sixième sous-classe d’indicateurs de pertes non techniques, pour lesquels un ou des indicateur(s) de charges électriques cycliques non conformes sont calculés, incluant par exemple l’application d’une transformation de Fourrier sur les données de profils et un indicateur de tension cyclique sans appel de puissance. Les outils informatiques valident ainsi, à partir des données indicatives de charges cycliques non conformes, une probabilité que les installations électriques identifiées à l’étape c) soient des installations non conformes.

[00024] La méthode comprend préférablement une étape de générer une structure de résultats comprenant les données indicatives des différents types de NCE potentielles identifiées pour chaque installation électrique et une étape de générer des graphiques représentant visuellement les NCE potentielles identifiées. Il est également possible de générer, via une application logicielle, des demandes d’inspection des installations électriques identifiées comme étant susceptibles de présenter une NCE. Les outils informatiques peuvent aussi attribuer une priorité aux installations électriques identifiées comme susceptibles de présenter une NCE, en fonction d’un degré de certitude quant à l’existence de NCE pour une installation donnée, le degré de certitude étant lié au nombre, à l’occurrence et au type d’indicateurs de NCE ayant rencontré les conditions de ciblage. [00025] La méthode automatique développée est particulièrement efficace lorsque les mesures des profils électriques des compteurs sont prises au moins une fois l’heure.

[00026] Dans un mode de réalisation optionnel, la méthode comprend une étape d’interruption automatique de l’approvisionnement en électricité pour au moins certaines des installations électriques identifiées à l’étape c), par exemple par l’envoi d’une requête d’ouverture d’un élément de commande situé dans le compteur lié à l’installation électrique identifiée comme étant non conforme.

[00027] Selon un autre aspect de l’invention, un système pour identifier de façon automatique les installations électriques étant susceptibles de présenter une NCE sur un réseau de distribution électrique est également proposé. Le système comprend au moins une unité de traitement algorithmique ayant un processeur et une mémoire en communication avec le processeur. La mémoire comprend des instructions exécutables par le processeur pour réaliser les étapes décrites ci-dessus. Le système peut également comprendre une ou des bases de données pour sauvegarder les indicateurs de NCE calculés; les profils électriques générés par les compteurs; et des identifiants uniques associés aux installations électriques du réseau qui sont susceptibles de présenter une NCE. Les données météorologiques et les données nominatives peuvent également y être sauvegardées. La topologie du réseau de distribution peut aussi y être sauvegardée.

[00028] Selon un mode de réalisation préférentiel, le système peut comprendre des moyens d’envoi de requête d’ouverture d’un élément de commande situé dans le compteur lié à l’installation électrique identifiée comme étant non conforme.

[00029] Enfin, selon un autre aspect de l’invention, un produit tangible et non transitoire de programme informatique est proposé, pour identifier de façon automatique les installations susceptibles de présenter une NCE sur un réseau de distribution électrique. Le produit comprend les instructions exécutables par un ou des processeurs pour réaliser les étapes décrites ci-dessus.

[00030] La méthode développée et décrite plus en détail ci-après peut être appliquée à des lignes électriques (artères électriques), des postes électriques ou encore à des régions spécifiques regroupant un ou plusieurs clients. Ce regroupement de clients est, ci-après, appelé « étendue électrique » du traitement.

DESCRIPTION BRÈVE DES DESSINS

[00031] Une description détaillée de l'invention sera donnée ci-après en référence avec les dessins suivants:

La FIG. 1 montre une représentation d’une infrastructure de mesurage avancée dans laquelle s’intégre la méthode pour détecter de façon automatique les installations électriques susceptibles de présenter une NCE.

La FIG. 2 montre un diagramme, à haut niveau, du processus global dans lequel s’inscrit la méthode d’identification d’installations susceptibles de présenter une NCE, selon un mode de réalisation préférentiel.

La FIG. 3 montre de façon schématique le flux de données et d’informations associé au processus d’identification d’installations électriques susceptibles de présenter une NCE, selon un mode de réalisation préférentiel.

La FIG. 4 présente une classification des indicateurs utilisés dans la méthode détection des installations électriques susceptibles de présenter une NCE.

La FIG. 5 montre un exemple de graphique généré pour une NCE dans une installation polyphasée où un débalancement des profils de courants est constaté.

La FIG. 6 montre une pluralité de profils de consommation énergétique dont un de ces derniers a des valeurs négatives, indiquant une haute probabilité de raccordements inadéquats.

La FIG. 7 montre une pluralité de profils de consommation énergétique dont un présente des valeurs supérieures à la valeur maximale normée. DESCRIPTION DETAILLEE

[00032] Dans le cadre de la description qui suit, un profil ou un profil électrique est défini comme une série temporelle d’un intrant électrique. Cet intrant peut être une consommation énergétique active, une consommation énergétique apparente, une consommation énergétique réactive, une tension, un courant ou tout autre variable de nature électrique. Les profils électriques provenant des installations monophasées et biphasées comprennent au moins des profils de tension (en V) et d’énergie active (en kWh) alors que pour les installations électriques polyphasées, les profils récupérés comprennent l’énergie active (en kWh) totale et par phase électrique (F _A , FB, fo), une mesure d’énergie apparente (en kVAh) totale et par phase électrique, une mesure d’énergie réactive (kVARh) totale et par phase électrique, une mesure des tensions (en V) par phase et une mesure des courants (en A) par phase.

[00033] Dans le cadre de la description qui suit, les profils utilisés sont produits par un compteur. Par compteur on entend ici une composante de mesure électrique intégrée dans une infrastructure de mesurage avancée qui produit, entre autres, des profils électriques provenant d’une installation électrique reliée à un réseau basse tension (par exemple, un réseau où la tension nominale entre les phases n’excède pas 750V) ou moyenne tension (par exemple, où la tension nominale entre les phases est de plus de 750 V et moins de 44 000 V). Ces compteurs, dont la fonction principale est la mesure d’énergie à des fins de facturation, sont parfois appelés compteur électrique, compteur intelligent, compteur communicant ou compteur de nouvelle génération (CNG).

[00034] Dans le cadre de la description qui suit, les profils produits par les compteurs sont traités par des outils informatiques, incluant des algorithmes, permettant d’identifier des installations électriques susceptibles de présenter une non-conformité électrique (NCE). Par outils informatiques, on entend des ordinateurs et/ou des serveurs, des bases de données et des applications logicielles pouvant appliquer des traitements algorithmiques sur les profils électriques. Les ordinateurs et/ou serveurs comprennent une ou des unités de traitement algorithmique, incluant un ou plusieurs processeur(s) et un ou plusieurs moyens d’enregistrement (mémoire). Les outils informatiques peuvent être centralisés ou distribués. Par NCE on entend des anomalies reliées à la position électrique des compteurs, des écarts par rapport aux normes de fonctionnement établies par les utilités électriques et des anomalies associées au processus de mesurage. Cette dernière catégorie est appelée « pertes non techniques » et inclut le vol d’énergie. Ces NCE peuvent être associées aux installations électriques des clients dont la nature du branchement peut être monophasée ou polyphasée.

[00035] Dans le cadre de la description qui suit, on entend par client, chacun des usagers branchés sur le réseau électrique basse tension ou moyenne tension. Ce branchement est effectué via une installation électrique. Par installation électrique on entend ici les composantes électriques requises pour l’alimentation des charges électriques d’un client. Sans s’y limiter, la plupart des installations comportent minimalement un compteur adapté à la nature et l’ampleur de la charge, et un ou plusieurs panneaux de distribution aussi adaptés à la nature et l’ampleur de la charge. Les panneaux électriques permettent la distribution d’électricité aux différents équipements électriques du client.

[00036] La plupart des solutions existantes pour détecter la présence de NCE, qui peuvent être indicatives de vol d’énergie, impliquent l'ajout d'équipements de sous- mesurage sur le réseau électrique de distribution. Ces équipements, tels que des compteurs ou des capteurs de courant, sont installés en amont des installations électriques des clients et permettent de faire des bilans énergétiques ou de courant dans une cellule électrique ou à un nœud de courant (loi de Kirchhoff). L’infrastructure de sous- mesurage ainsi ajoutée, en plus des compteurs existants associés aux installations électriques des clients (compteurs CNG décrits ci-dessus), implique des coûts substantiels, liés à son acquisition, son déploiement et à son entretien. L’invention décrite dans les paragraphes suivants porte sur une méthode, un système et un produit tangible de programme informatique pour l’identification ou la détection des installations électriques susceptibles de présenter une NCE, et ce sans avoir recours à l’ajout d’équipements de sous-mesurage.

[00037] Le système et la méthode proposés diffèrent des solutions existantes de par le fait qu’ils n’utilisent que les données de compteurs associés aux installations électriques des clients et les outils informatiques développés. Les données transmises par les compteurs et récupérées sous forme de profils sont conditionnées afin d’y appliquer différents traitements algorithmiques, chacun de ces traitements étant lié à un indicateur de NCE donné. Les valeurs générées par les indicateurs permettent aussi de préciser la nature et l’importance d’une NCE. Les résultats des différents traitements algorithmiques sont comparés à des conditions de ciblage, variant d’un indicateur à l’autre. Les installations électriques susceptibles de présenter une NCE sont identifiées à l’aide des indicateurs ayant rencontré ou rempli leurs conditions de ciblage. Certains des indicateurs sont dédiés aux installations électriques monophasées, alors que d’autres sont utilisés pour la détection de NCE dans les installations électriques polyphasées. Les indicateurs peuvent aussi être de nature autonome ou relationnelle. Un indicateur de NCE est considéré comme « autonome » si son traitement algorithmique ne fait intervenir que les données provenant des profils de l’installation analysée. Dans le cas où le traitement algorithmique d'un indicateur de NCE requiert des données provenant des profils d’installations électriquement voisines, cet indicateur est considéré comme étant « relationnel ». On entend ici par installations électriquement voisines, ci-après appelées installations voisines, toutes les installations qui sont reliées sur le même transformateur de distribution, ou sur la même phase électrique ou sur la même ligne électrique voire même le même poste de distribution.

[00038] La FIG. 1 montre les différentes composantes nécessaires à la réalisation de la méthode permettant l’identification des installations électriques susceptibles de présenter une NCE, incluant les composantes en amont du processus. On y montre un réseau de distribution électrique simplifié (100), qui comprend une pluralité d’installations électriques monophasées (110), et des installations électriques polyphasées (112). Bien que peu d’installations électriques soient représentées sur la FIG.1 , il est à noter qu’un réseau de distribution électrique peut compter plusieurs milliers voire plusieurs millions d’installations électriques. Les installations électriques sont reliées à des transformateurs (1 16), qui eux sont reliés à des lignes ou artères électriques du réseau de distribution (100). Ces dernières convergent vers des postes de distribution, non montrés à la FIG.1.

[00039] Chaque installation électrique (110, 112 et 120) est reliée à un transformateur de distribution (116). Chaque compteur (120) comprend des moyens de mesurage et des moyens de transmission de données. Les mesures prises par le compteur (données et profils) sont ainsi acheminées vers un système de gestion de données (170), communément appelé MDMS pour Meter Data Management System. Chaque compteur comprend également des moyens de commande pour interrompre l’alimentation à l’installation électrique auquel il est relié. Ces moyens peuvent être activés par l’envoi d’un signal du système central de surveillance et de gestion (requête d’ouverture d’un élément de commande situé dans le compteur), vers le compteur. Ainsi, il est possible, via les outils développés pour la présente invention, d’interrompre l’approvisionnement en électricité par l’envoi d’une requête d’ouverture d’un élément de commande situé dans le compteur lié à l’installation électrique déterminée comme étant non conforme.

[00040] Le MDMS (170) comprend une base de données (172) pour y sauvegarder les mesures brutes transmises par les compteurs. Le MDMS (170) et la base de données (172) peuvent être localisés sur un ou plusieurs serveurs, localisés dans un même bâtiment, ou encore être distribués, entre plusieurs serveurs, dans différentes localisations, par exemple dans une infrastructure de données infonuagique.

[00041] Tel qu’illustré à la FIG. 1 , les compteurs ne communiquent pas directement avec le MDMS. Les compteurs peuvent se relayer de l’information entre eux ou encore l’envoyer directement à un routeur (115). Ces derniers communiquent avec des collecteurs (130) qui eux transmettent l’information au MDMS (170) via un réseau étendu (140) (Wide Area Network - WAN). Les mesures prises par les compteurs sont ainsi acheminées jusqu’à un système frontal d’acquisition (160), puis au système de gestion des données de mesurage (170). Un système de sécurité pare-feu (150) est employé pour protéger les données provenant des compteurs. Bien sûr, d’autres configurations réseau peuvent aussi être envisagées.

[00042] La mise en œuvre de la méthode d’identification des installations électriques susceptibles de présenter une NCE, est réalisée via des outils informatiques, incluant notamment une application logicielle dédiée. Cette application est déployée dans un système (180) informatique qui peut comprendre une unité de traitement algorithmique, incluant un ou des processeurs et une mémoire de stockage, centrale ou distribuée. Le système (180) peut aussi comprendre un ou des serveurs ainsi qu’une base de données (182). Cette dernière est utilisée pour sauvegarder, entre autres, les profils électriques provenant du MDMS, les données de topologie du réseau de distribution (provenant du Système d’information Géographique, SIG, de l’utilité électrique), les données nominatives liées à un compteur et une installation électrique (aussi appelées « vecteurs- clients ») et les données météorologiques indicatives des conditions météorologiques locales. La base de données peut aussi sauvegarder d’autres informations décrites plus en détail ci-après, incluant par exemple les indicateurs NCE calculés et des identifiants uniques associés aux installations électriques.

[00043] La FIG. 2 présente le processus global dans lequel s’inscrit la méthode de détection automatique des installations électriques susceptibles de présenter une NCE et ce via l’application de différents traitements algorithmiques associés aux divers indicateurs de NCE. Ce processus se segmente en différentes étapes. La première consiste (200) en la récupération des profils électriques. Cette étape peut aussi inclure l’extraction des données additionnelles, incluant par exemple les données nominatives, la topologie du réseau de distribution électrique, les données météorologiques, et autres données utilisées pour l’application des traitements algorithmiques. Selon un mode de réalisation préférentiel, il est possible de sélectionner l’étendue du traitement autant en termes électriques, que temporel. D’un point de vue électrique, le traitement peut être réalisé à l’échelle du transformateur, d’une phase, d’une ligne ou d’un poste de distribution. Au niveau temporel, la période de traitement peut varier de quelques heures à plusieurs jours voire même quelques mois selon le niveau de précision et le type d’informations recherchées.

[00044] La seconde étape (210), optionnelle, permet de sélectionner les indicateurs à calculer de même que le niveau des différents seuils à appliquer pour les conditions de ciblage. Un indicateur de NCE est le résultat d’un traitement algorithmique appliqué sur au moins un profil électrique et qui peut être comparé à une condition de ciblage afin d’identifier une NCE. Selon un mode de réalisation préférentiel, il est possible pour l’usager de sélectionner, via une application dédiée, seulement certains (un sous- ensemble) des indicateurs de NCE à appliquer aux profils analysés, et ce en fonction de la nature de l’installation électrique du client ou encore en fonction du type de recherche désirée. L’application dédiée permet également de modifier les conditions de ciblages, en ajustant les valeurs par défaut des différents seuils et contraintes (voltage, courant, période de temps, nombre d’occurrences, etc.) permettant ainsi de gérer le comportement et la sensibilité des traitements algorithmiques associés aux indicateurs. L’ajustement des seuils peut par exemple être effectué suite à des inspections terrain, confirmant ou infirmant les non-conformités. Pour augmenter ou diminuer la sensibilité de certains indicateurs, on peut ajuster les seuils rétroactivement, selon les résultats d’inspection. Il peut également être possible d’ajuster les seuils par région ou poste de distribution.

[00045] La troisième étape (220) permet d’appliquer, aux profils de chacune des installations incluses dans l’étendue électrique sélectionnée (200), les traitements algorithmiques spécifiques à chacun des indicateurs retenus (210). Pour chacun des indicateurs calculés, une vérification est effectuée par rapport aux conditions de ciblage. Lorsqu’au moins un des indicateurs remplit ses conditions de ciblage, l’installation électrique d’où proviennent les profils à l'étude est jugée comme susceptible de présenter une NCE et une inscription est ajoutée au fichier de résultats ou dans une base de données.

[00046] La quatrième étape (230) consiste en une analyse des indicateurs ayant rempli leurs conditions de ciblage pour identifier les installations électriques qui sont susceptibles de présenter une NCE. Selon le nombre d’indicateurs, leur occurrence et leur type, un degré de certitude quant à la présence d’une NCE peut être évalué. Selon un mode de réalisation préférentiel et dans certains cas particuliers, l’analyse peut conduire directement à l’interruption de l’alimentation électrique de l’installation (260) dans la mesure où le degré de certitude de la présence d’une NCE est assez élevé. Dans le cas contraire, une analyse détaillée des données de l’installation électrique peut être réalisée afin de confirmer ou d’infirmer la NCE potentielle. L’identification d’une installation électrique susceptible de présenter une NCE ne repose pas uniquement sur la détection d’un seul indicateur observé à un moment précis, mais plutôt sur un ensemble d'indicateurs et/ou une certaine récurrence d’indicateurs. Lorsque la NCE potentielle est maintenue, une demande d’inspection est automatiquement émise (240) et une inspection (250) des installations électriques est effectuée. Finalement, pour les cas de NCE validés par une inspection, une remise en conformité des installations est effectuée (270), précédée ou non d’une interruption de l’alimentation électrique (260) et ce selon le résultat de l’inspection et la nature de la NCE.

[00047] La FIG. 3 illustre le flux de données et d’information associés au processus d’identification d’installations électriques susceptibles de présenter une NCE, selon un mode de réalisation préférentiel. Quoique les intrants et extrants soient illustrés sous forme de fichiers (csv, txt, docx ou jpg), ils peuvent prendre différentes autres formes par exemple celle provenant ou alimentant une base de données.

[00048] Selon un mode de réalisation préférentiel, il est possible de sélectionner, via l’interface usager d’une application dédiée (300), l’ensemble des paramètres de contrôle du traitement. Sans s’y limiter, ces paramètres peuvent correspondre entre autres, à l’étendue électrique et temporelle du traitement à appliquer, aux indicateurs à calculer ainsi que les seuils et contraintes associés à chacun d’eux.

[00049] Les profils électriques (310) correspondent aux mesures électriques générées par les compteurs. Les profils peuvent être hiérarchisés afin d’y ajouter la topologie du réseau de distribution électrique, en croisant les données de profils avec les données de topologie du réseau, provenant du SIG de l’utilité électrique. La topologie du réseau permet de connaître les différents liens galvaniques reliant les installations électriques d’un client jusqu’au poste de distribution c.-à-d. transformateur, phase, artère. Certains liens galvaniques peuvent être remis en question via le calcul des indicateurs de positionnement.

[00050] Les données nominatives, parfois appelées « vecteurs-clients », (31 1) contiennent des données permettant de caractériser les installations électriques des clients. Les vecteurs-clients comprennent au moins une des informations suivantes à savoir : la nature de l’installation électrique (monophasée ou polyphasée); le tarif auquel est assujettie l’installation électrique; la vocation de bâtiment (résidentielle, commerciale, institutionnelle ou industrielle) ou encore la source principale d’énergie utilisée pour le chauffage du (des) bâtiment(s). Ces données peuvent servir soit à la sélection des traitements algorithmiques à appliquer aux profils électriques de l’installation ou encore à la validation des NCE potentielles. Les traitements algorithmiques peuvent ainsi croiser les indicateurs de NCE ayant rempli leurs conditions de ciblages avec les données nominatives pour confirmer ou infirmer que les installations électriques identifiées à l’étape c) sont bien susceptibles de présenter une NCE. Par exemple, il est possible qu’une installation électrique ne consomme que très peu d’énergie, même en hiver, si le type de chauffage du client est un chauffage au bois ou un gaz, versus des installations voisines dont le mode de chauffage est électrique. [00051] Les données météorologiques (312) comprennent minimalement un profil de température extérieure locale correspondant à la période d’étude (date et heure pour spécifier l’étendue temporelle). Les données météorologiques peuvent être utilisées dans le traitement algorithmique associé à certains indicateurs ou encore peuvent servir à confirmer ou infirmer une NCE potentielle. Encore ici, une pointe de consommation pour des installations d’une région donnée peut s’expliquer par une période de grand froid. Ainsi, une NCE détectée à l’étape c) peut être validée avec des données additionnelles (nominatives et météorologiques).

[00052] À la fin du traitement, selon un mode de réalisation préférentiel, les résultats sont colligés dans une structure de données ou structure de résultats, aussi appelée « cube » (330). La structure de données comprend au moins pour chacune des installations susceptibles de présenter une NCE, la liste des indicateurs ayant rempli leurs conditions de ciblage, la valeur des indicateurs de même qu’un ou des identifiants uniques permettant de distinguer les installations sur un réseau de distribution électrique. L’identifiant unique peut comprendre par exemple l’adresse civique ou encore un numéro de série du compteur associé à l’installation. Certaines informations provenant des données nominatives (31 1) peuvent aussi être ajoutées à la structure de résultats afin de faciliter la production des demandes d’inspection. La structure des résultats peut aussi comprendre des figures ou graphiques permettant de représenter les indicateurs de NCE ayant rempli les conditions de ciblage, comme ceux montrés aux figures 5, 6 et 7. Le contenu de la structure peut être exporté dans différents formats de fichiers ou encore sauvegardé directement dans une base de données. Les résultats peuvent être regroupés par lignes, par postes de distribution ou encore par régions, selon l’étendue électrique du traitement.

[00053] Dans l’éventualité où aucune analyse ou information additionnelle ne permet d’infirmer une NCE potentielle associée à l’installation électrique d’un client, une demande d’inspection (350) de ladite installation électrique est générée automatiquement par le système, via l’application logicielle dédiée. L’utilisation d’un gabarit (320) pro formaté permet la production automatique d’une demande d’inspection. Cette demande contient les informations requises à l’inspection soit minimalement, les informations nominatives du client, la nature de la NCE suspectée et le niveau de priorité de l’inspection attribué automatiquement. La priorité peut être déterminée en fonction du degré de certitude quant à l’existence de la ou des NCE pour ladite installation. Une figure ou un graphique (340) illustrant le phénomène ayant conduit à l’identification de la NCE potentielle peut aussi être ajouté à la demande d’inspection. C’est l’inspection d’une installation qui fournira la confirmation finale et sans équivoque de la présence d’une NCE.

[00054] Faisant suite aux résultats d’inspections obtenus, une rétroaction des valeurs par défaut de seuils et contraintes des indicateurs de NCE peut être faite afin d’augmenter le rendement global de la méthode de détection. Ce rendement, exprimé en pourcentage, est défini comme étant le rapport du nombre de cas de NCE confirmées sur le nombre total de cas de NCE qui ont fait l'objet d'une inspection ou d’une interruption de l’alimentation électrique.

[00055] La FIG.4 présente une classification des différents indicateurs de NCE, selon un mode de réalisation préférentiel de la méthode proposée (400). Le premier niveau de classification permet de distinguer les indicateurs de NCE appliqués aux installations électriques monophasées (410) et polyphasées (450). Sous ces niveaux, trois classes d’indicateurs peuvent être définies soit une première classe d’indicateurs appelée « indicateurs de positionnement électrique » (420); une seconde classe d’indicateurs appelée « indicateurs d’état » (430 et 460); et une troisième classe d’indicateurs appelée « indicateurs de pertes non techniques » (440 et 470). Cette dernière classe regroupe les anomalies qui affectent le mesurage de l’énergie électrique, et comprend plusieurs sous- classes d’indicateurs.

[00056] Les « indicateurs de positionnement électrique » (420), propres aux installations monophasées, permettent, via une analyse statistique et électrique, de confirmer ou d’infirmer l’exactitude du lien galvanique qui relie l’installation électrique d’un client (120 de la FIG.1) à son transformateur de distribution (116 de la FIG.1) et son appartenance à la ligne à l'étude. Dans la mesure où le lien galvanique est validé, aucune attribution particulière n’est faite à l’installation électrique. Dans le cas contraire, si les indicateurs de positionnement montrent que l’installation du client semble tout de même appartenir à la ligne électrique analysée, alors l’installation est affublée de la caractéristique « installation ou client mal localisé ». Si les indicateurs montrent au contraire que l’installation du client ne semble pas appartenir à la ligne électrique analysée, l’installation est affublée du statut « OUT », c.-à-d. installation n’appartenant pas à la ligne étudiée. La méthode peut également comprendre une étape de valider, à partir des données indicatives de positionnement calculées, une probabilité que les installations électriques identifiées à l’étape c) soient des installations non conformes.

[00057] « Les indicateurs d’états » (430 et 460) sont quant à eux des indicateurs qui permettent d’avoir une meilleure connaissance des conditions d’opération électrique de l’installation d’un client. Ces indicateurs, pris individuellement ou dans leur globalité, peuvent permettre de confirmer ou infirmer l’existence d’une NCE potentielle. La présence d’un indicateur d’état dans la structure de résultats peut aussi mener, directement, et après analyse, à l’existence d’une NCE. Par exemple, un indicateur d’état peut mettre en évidence une absence anormale de données dans les profils de tension ou de consommation d’une installation monophasée ou encore montrer un débalancement de tension ou de courant dans une installation polyphasée. Les indicateurs d’états peuvent comprendre un ou plusieurs des indicateurs suivants : taux de captation de données énergétiques; taux de captation des données de tension; débalancement en tension; débalancement en courant; rapport de l’énergie apparente et active. Tout comme pour les indicateurs de positionnement, on peut valider, à partir des données indicatives d’états calculées, une probabilité que les installations électriques identifiées à l’étape c) soient des installations non conformes.

[00058] « Les indicateurs de pertes non techniques » (440 et 470) sont ceux qui révèlent, via l’exécution d’algorithmes, des anomalies électriques potentielles qui affectent le mesurage de l’énergie électrique consommée. Cette classe peut être subdivisée en sous- classes. Dans la représentation de la FIG.4, six (6) sous-classes ont été constituées. Précisions ici, que d’autres sous-classes d’indicateurs NCE peuvent être définies.

[00059] Les différentes sous-classes d’indicateurs de pertes techniques incluent : la détection d’une manipulation de compteur ou d’un compteur défectueux (441 et 471); la détection d’anomalies par comparaison de profils électriques (442 et 472); la détection de raccords de compteur ou de ses composantes inadéquats (443 et 473); la détection des aberrations transitoires dans les profils électriques (444 et 474); la détection d’un mode d’opération hors norme (445 et 475); et la détection de charges électriques cycliques non conformes (446 et 476). [00060] Les prochains paragraphes décrivent plus en détail les différentes sous-classes d’indicateurs de pertes non techniques. Il est ici utile de préciser qu’un indicateur peut se retrouver dans une ou plusieurs sous-classes. C’est entre autres le cas de l’indicateur qui détecte les valeurs négatives dans les profils de consommation active. L’existence des valeurs négatives peut être attribuée à la sous-classe « détection d’une manipulation de compteur ou d’un compteur défectueux », et ce, tout en faisant aussi partie de la sous- classe des indicateurs révélant une opération hors norme.

[00061] Concernant une première sous-classe « détection d’une manipulation de compteur ou d’un compteur défectueux » (441 et 471), cette sous-classe regroupe tous les indicateurs dont le résultat du traitement algorithmique peut s’expliquer par une manipulation du compteur ou un mauvais fonctionnement de ce dernier. Par exemple, un des indicateurs autonomes de cette sous-classe analyse le profil de tension d’une installation monophasée. Si ce profil montre une tension moyenne de l’ordre de 50 % de la tension nominale, il devient raisonnable de croire que, soit le compteur est défectueux ou encore qu’une manipulation des raccords du bobinage de tension a été intentionnellement faite. Par contre si le niveau de tension est variable dans le temps et de surcroît arbitraire, on peut suspecter un mauvais fonctionnement du compteur. Sans s’y limiter, les indicateurs de cette sous-classe peuvent comprendre : altération du bobinage de tension; données identiques en énergie; données identiques en tension; résistance en série sur transformateur de courant; et courant triphasé nul avec consommation non nulle.

[00062] La seconde sous-classe appelée « détection d’anomalies par comparaison des profils électriques » (442 et 472) comprend des indicateurs de NCE de type « relationnel » pour les installations monophasées et de type « relationnel » ou « autonome » pour les installations électriques polyphasées. De façon générale, dans cette sous-classe, le traitement algorithmique des indicateurs a pour but d’identifier les différences entre les divers profils provenant des installations électriquement voisines.

[00063] Par exemple, un des indicateurs relationnels monophasés de cette sous-classe analyse les profils de tension moyens des installations électriques sur une certaine période de temps. Dans l’éventualité où l’écart maximal entre les niveaux de tension moyens des installations est supérieur à un certain seuil et qu’aucun paramètre électrique ne le justifie, une NCE potentielle sera attribuée à l’installation sous analyse.

[00064] Un autre exemple est celui d’un indicateur, appelé ratio de courant, qui analyse les profils de courant de chacune des phases d’alimentation d’une installation polyphasée. Cet indicateur permet d’identifier les compteurs polyphasés dont au moins un des profils de courant a un niveau moyen différent des autres compteurs, et ce, tout en ayant un profil presque identique. Tel que montré à la FIG. 5, cet indicateur fait intervenir, dans son traitement algorithmique, les notions statistiques de pentes (GTIAB, rriBc, OICA) et de facteurs de détermination (R ² AB, R ² BC, R ² CA) appliqués aux couplets des différentes valeurs de profils de courant. Lorsque la valeur du facteur de détermination avoisine l’unité et que de la pente est en dehors des seuils, une NCE potentielle est attribuée à l’installation sous analyse. Les trois graphiques du haut de la FIG. 5 montrent un cas d’installation électrique triphasée pour laquelle les profils de courant sont semblables pour les phases A, B et C. Cependant, ces mêmes graphiques montrent aussi un niveau de courant inférieur sur la phase C. Ces graphiques illustrent qu’il peut y avoir une NCE potentielle dans les composantes de mesurage de l’installation électrique. La FIG. 5 présente aussi un exemple d’un graphique pouvant être généré automatiquement (image du bas) et montrant les différentes valeurs statistiques utilisées. Sans s’y limiter, les indicateurs de cette seconde sous-classe peuvent comprendre : consommation nocturne; écart de tension des valeurs moyennes monophasées; écart de tension des valeurs moyennes interphases; écart de tension des valeurs moyennes inter-clients; écart de tension des valeurs moyennes sous un transformateur polyphasées; niveau de tension à consommation nulle; ratio de courant; et perte et retour de tension non synchronisés.

[00065] Une troisième sous-classe appelée « détection de raccords de compteur ou de ses composantes inadéquats » (443 et 473) permet de détecter les installations électriques dont le raccord électrique du compteur (installation monophasée) ou d’une composante de l’installation de mesurage (installation polyphasée) est inadéquat. Un exemple d’indicateur se retrouvant dans cette sous-classe est celui qui vise à détecter, sous des conditions précises, des valeurs négatives dans les profils de consommation des installations. L’existence de ces valeurs dans les profils de consommation est, avec un haut taux de probabilité, due soit à une inversion ou à une demi-inversion des raccords du compteur (installation monophasée) ou à une inversion des sous-composantes de mesurage (installation polyphasée). Précisons ici, que sous certaines conditions, il est possible que des valeurs d’énergie négatives soient constatées dans les profils de consommation des installations électriques des producteurs, des transporteurs ou des distributeurs d’électricité. Pour cette raison, ces derniers sont exclus de ce type d’analyse. La FIG. 6 montre les profils de consommation électriques de quelques installations de clients monophasés sous un même transformateur de distribution. L’une de ces installations montre des valeurs négatives sur toute la durée de la période d’analyse, ce qui est impossible et donc indicatif d’une anomalie. D’autres indicateurs de cette sous- classe incluent : une absence de courant, une absence de tension, ou une tension nulle avec courant.

[00066] Une quatrième sous-classe appelée « détection des aberrations transitoires dans les profils électriques » (444 et 474) comprend des indicateurs d’une variation brusque et momentanée d’une variable électrique qui ne peut être expliquée ni par d’autres variables électriques locales ou voisines ni par les informations du vecteur-client. Cette sous-classe inclut l’indicateur destiné à l’identification des grands écarts de tension. Par exemple, les traitements algorithmiques liés aux grands écarts de tension peuvent inclure des étapes de calculer des écarts de tension, pour un profil donné, entre deux périodes de mesure consécutives; de retenir les écarts qui sont au-dessus ou en deçà de seuils prédéterminés, de calculer l’énergie estimée requise pour ces écarts, et ensuite, de les comparer aux valeurs d’énergie mesurées pour ces périodes. Une non-conformité « grand écart de tension » est détectée pour les installations ayant des variations de tension ne correspondant pas à l’appel énergétique qui devrait y être associé.

[00067] Une cinquième sous-classe est appelée « détection d’un mode d’opération hors norme » (445 et 475), et dans laquelle les indicateurs identifient, dans les profils électriques, les conditions d’opération jugées en dehors des normes d’exploitation propres à chaque utilité électrique. Par exemple, les traitements algorithmiques associés aux indicateurs de tension hors norme peuvent comprendre des étapes de calculer la tension moyenne des profils pour des profils dont une valeur de courant est non-nulle; et comparer la tension moyenne des profils à des tensions minimale ou maximale prédéterminées. La FIG.7 donne en exemple graphique d’une installation monophasée qui, en pointe, consomme plus 14 kWh/15 minutes alors que l’installation a une capacité maximale de 12 kWh/15 minutes à 100 % de sa charge utile (indicateur d’énergie active consommée). Cette sous-classe d’indicateurs permet aussi d’identifier les valeurs moyennes, dans les profils de tension, qui dépassent les valeurs en conditions d’opération marginales définies par les opérateurs de réseaux électriques. Les indicateurs de cette catégorie peuvent inclure un indicateur de chauffage biénergie; une puissance de pointe hors norme; une tension moyenne hors norme; un indicateur de transformateur à raccordement unique; un facteur de détermination disparate; une validation de l’énergie active consommée; ou encore une tension hors norme avec courant.

[00068] Enfin, une sixième sous-classe appelée « détection de charges électriques cycliques non conformes » (446 et 476) comprend des indicateurs qui permettent d’identifier, via l’analyse des profils de tension et d’énergie, la présence de charges cycliques non conformes. Par charges cycliques non conformes, on entend ici toutes les charges cycliques non correctement mesurées par le compteur ou ses composantes, et ce via une altération de ces derniers ou de leur environnement. Sans s’y limiter, le traitement algorithmique lié à ce type d’indicateurs peut, entre autres, inclure le calcul de la Transformée de Fourier Rapide (Fast Fourier Transform - FFT), le calcul de corrélation et d’autocorrélation de profils, le calcul de certaines occurrences, l’analyse et le traitement des profils de tension et énergie. Le traitement algorithmique des indicateurs de cette sous-classe est réalisé pour des périodes jugées optimales à la recherche spécifique de NCE sur le réseau de distribution.

[00069] Sans égard à la classification, il est important de noter que l’application et la gestion des traitements algorithmiques proposés par la présente méthode (400) sont complexes, étant donné le grand volume de profils à traiter et le nombre d’indicateurs à calculer. Les données de centaines de milliers, voire de quelques millions d’installations électriques sont analysées. Ces traitements ne peuvent évidemment pas être réalisés manuellement. Une application logicielle dédiée, comprenant des instructions exécutables par un ou des processeurs, comprenant une ou des UAL (unités arithmétique et logique), est essentielle à la réalisation de la méthode proposée.

[00070] En résumé, la méthode (400) et le système décrit ci-dessus, qui inclut un produit tangible et non-transitoire de programme informatique (application informatique), permettent d’identifier les installations électriques étant susceptibles de présenter une NCE. Tel que décrit ci-dessus, un indicateur est le résultat de l'exécution d'un traitement algorithmique appliqué à des profils électriques et thermiques (base de données météorologiques). L’estimation de certains indicateurs et la validation de l’existence de certaines NCE sont aussi rendues possibles via le recours à une base de données supplémentaire qui contient les données nominatives (ou vecteurs-clients). Comme extrants, l’application dédiée permet d’identifier les installations électriques nécessitant une inspection terrain ou, selon le degré de certitude de la NCE, une interruption automatique de l’alimentation en électricité d’une installation.

[00071] La méthode et le système proposés ne requièrent nullement que d'autres composantes soient installées sur le réseau de distribution. Cette caractéristique innovante permet de diminuer de façon importante les coûts de déploiement (acquisition) et d’utilisation (remplacement et entretien) de la méthode de détection, par rapport aux méthodes existantes. La méthode et le système permettent également de traiter de grandes quantités de profils, associés à une pluralité d’installations électriques de façon automatisée, avec peu ou pas d’interventions humaines. La méthode et le système proposés permettent d'automatiser le processus de détection et d’identification d’installations électriques susceptibles de présenter une NCE et ce de la collecte des profils, à la sélection des indicateurs à appliquer, aux calculs algorithmiques associés, à l’identification des installations électriques, et jusqu’à l’interruption automatique (au besoin) de l’alimentation des installations électriques confirmées comme non conformes.

[00072] Bien que des concepts, des flux de données et des méthodes associés à l'invention et des résultats aient été illustrés dans les dessins ci-joints et décrits ci-dessus, il apparaîtra évident pour les personnes versées dans l'art que des modifications peuvent être apportées à ces réalisations sans s'écarter de l'invention.