Qu'est-ce que la technologie de tenue aux perturbations de tension du PCS ?

Présentation de la technologie de tenue aux perturbations de tension (Voltage Ride-Through, VRT) du PCS

• Auteur : Division internationale · Centre technique
• Produits concernés : Onduleurs de stockage (PCS) série ENJOY EPCS125-AM / EPCS105-AM

I. Vue d'ensemble

La tenue aux perturbations de tension (Voltage Ride-Through, VRT) est une exigence de conformité obligatoire pour les équipements d'électronique de puissance raccordés au réseau (PCS, onduleurs photovoltaïques, convertisseurs éoliens, etc.). Elle exige que, lorsque la tension du réseau s'écarte transitoirement de sa plage normale en raison d'un défaut ou pour toute autre cause, l'équipement reste connecté au réseau, fournisse un soutien actif et se rétablisse selon les consignes du réseau — au lieu de simplement « se déconnecter dès qu'une basse tension est détectée ».

Avec la part croissante des énergies renouvelables dans le parc installé (en 2025, la part cumulée de l'éolien et du solaire dans la production électrique de l'UE dépasse déjà 40 %), la stratégie traditionnelle consistant à « déconnecter l'onduleur au moindre défaut » provoque des déconnexions en cascade — les grandes pannes australiennes du 28/09/2016, britanniques du 09/08/2019 et texanes de 2021 sont toutes directement liées à la déconnexion collective des unités d'énergie renouvelable pendant les défauts.

Objectifs de cet article :

1. Expliquer systématiquement le concept, les paramètres et les normes de la tenue aux perturbations de tension du PCS
2. Comparer les principales différences entre les normes mondiales de raccordement au réseau
3. Présenter les capacités mesurées de la série ENJOY EPCS125-AM dans le cadre des certifications obtenues
4. Fournir des modèles de réponse et les pièges courants lors de l'exécution des projets

II. Qu'est-ce que la tenue aux perturbations de tension

2.1 Définition de base

Tenue aux perturbations de tension = capacité du PCS à rester connecté au réseau pendant un temps défini lorsque la tension du réseau s'écarte transitoirement de sa plage normale, tout en injectant ou absorbant de la puissance réactive selon les besoins du réseau, ou en maintenant la puissance active.

Son nom anglais « Ride-Through » se traduit littéralement par « chevaucher à travers », illustrant l'idée de « passer cette épreuve sans lâcher prise ».

2.2 Trois grandes catégories

Il s'agit d'un changement fondamental de « protection de soi » vers « responsabilité vis-à-vis du réseau ». Le réseau a besoin que le PCS, pendant un défaut :

1. Ne se déconnecte pas (éviter les déconnexions en cascade)
2. Injecte de la puissance réactive (soutenir le rétablissement de la tension)
3. Limite la puissance active (éviter d'aggraver le défaut)
4. Rétablisse rapidement sa production normale après l'élimination du défaut

III. Pourquoi le PCS doit disposer de la capacité de tenue aux perturbations de tension

3.1 Exigences de stabilité du réseau

Avec l'intégration à grande échelle des énergies renouvelables au réseau, la part des génératrices synchrones (thermique/hydraulique) diminue. Les génératrices synchrones disposent naturellement de tenue aux défauts, d'inertie et de soutien en puissance réactive, tandis que les équipements d'électronique de puissance doivent simuler activement ces capacités.

3.2 Exigences réglementaires

Les principales réglementations mondiales sur les réseaux exigent désormais toutes la capacité VRT pour les équipements raccordés :

• Chine GB/T 34133-2017 « Spécifications techniques pour le raccordement des systèmes de stockage au réseau »
• UE EN 50549-1/-2/-10 (2019~2022)
• Royaume-Uni G99 Issue 2 (incluant Amd 7, 2024)
• Amérique du Nord IEEE 1547-2018
• Allemagne VDE-AR-N 4105/4110/4120
• Italie CEI 0-21 / CEI 0-16
• Australie AS/NZS 4777.2:2020

Pas de certificat VRT = pas de raccordement au réseau.

3.3 Nouvelles exigences du stockage Grid-Forming (GFM/VSG)

Avec la baisse de la part des génératrices synchrones, les nouveaux codes de réseau (tels que britannique GC0137, australien CSIP-AUS, sud-africain Grid Code 9.0) commencent à exiger :

• Mode Grid-Forming (GFM) : le stockage établit activement la référence de tension/fréquence du réseau
• Virtual Synchronous Generator (VSG) : simule l'inertie, l'amortissement et la régulation primaire de fréquence d'une génératrice synchrone
• Black Start : le stockage démarre de manière autonome avec sa propre charge après une panne totale du réseau

Ces capacités reposent toutes sur la tenue aux perturbations de tension — un équipement non conforme à la VRT ne peut tout simplement pas participer au fonctionnement en mode grid-forming.

IV. Paramètres clés de la tenue aux perturbations de tension

4.1 Profil tension-temps (Voltage-Time Profile)

C'est le premier critère essentiel de la VRT — il définit « quand la tension du réseau se trouve dans une zone donnée, le PCS doit rester connecté ».

Courbe typique GB/T 34133-2017 (référence)

Sous la courbe = zone où la déconnexion est autorisée ; au-dessus de la courbe = la connexion au réseau doit être maintenue.

Courbe EN 50549-10:2022 (spécifique au stockage)

• 0.05 pu pendant ≥ 150 ms
• 0.20 pu pendant ≥ 625 ms
• 0.85 pu pendant ≥ 3.0 s

IEEE 1547-2018 Catégorie III (la plus stricte)

• 0.0 pu pendant ≥ 160 ms
• 0.30 pu pendant ≥ 1.6 s
• 0.65 pu pendant ≥ 3.0 s
• 0.88 pu pendant ≥ 5.0 s

4.2 Coefficient de réponse du courant réactif k (Reactive Current Coefficient)

Formule : $$ \Delta I_q \geq k \cdot (U_0 - U_{mesur\acute{e}}) $$

Où :

• $U_0$ : valeur de référence de tension normale (généralement 0,9 pu)
• $U_{mesur\acute{e}}$ : tension actuellement mesurée
• k : coefficient de réponse, en pu/pu

Plus k est grand → plus le soutien en tension est fort → plus le réseau est favorable

Temps de réponse : courant réactif émis en ≤ 20 ms (1 cycle industriel) après l'apparition du défaut.

4.3 Priorités de fonctionnement pendant le défaut

Priorité (de la plus haute à la plus basse) : $$ \text{Courant r\acute{e}actif (Q)} > \text{Courant actif (P)} $$

C'est-à-dire : pendant la chute de tension, injecter d'abord de la puissance réactive pour stabiliser la tension, puis envisager la puissance active.

Stratégies spécifiques :

• Pendant LVRT : la puissance active peut être réduite à 0 (GB/T, IEEE) ; EN 50549-10 autorise le stockage à continuer à charger à faible puissance (≤0,1 pu) — c'est l'avantage unique du BESS par rapport au PV
• Pendant HVRT : la puissance active est réduite à 0, et de la puissance réactive peut être absorbée pour faire baisser la tension

4.4 Rétablissement après élimination du défaut

• ≤ 500 ms après élimination du défaut : rétablissement de la puissance active à ≥ 90 %
• Pente de montée du courant : ≤ 0,2 pu par cycle
• Réponse en fréquence : perturbation de fréquence pendant le rétablissement ≤ 0,5 Hz

V. Comparaison des principales normes mondiales de raccordement au réseau

5.1 Tableau de référence rapide des normes

5.2 Différences clés

1. Courbe la plus stricte : IEEE 1547-2018 Cat III (exige une tenue à 0 pu pendant 160 ms)
2. Réponse la plus rapide : EN 50549-10, G99 (exigent le démarrage de l'injection de réactif en 10~20 ms)
3. Clause spécifique au stockage : EN 50549-10 (autorise la charge inversée pendant le défaut)
4. Exigences de simulation les plus complexes : VDE-AR-N 4110/4120 (exigent un modèle DIgSILENT PowerFactory)

VI. Capacités VRT mesurées de la série ENJOY EPCS125-AM

6.1 Présentation du produit

La série ENJOY EPCS125-AM est une PCS de stockage bidirectionnelle développée par Enji Technology pour les marchés européen, australien et asiatique. Elle comprend 3 modèles :

Paramètres techniques principaux :

• Tension nominale : 230/400 Vac (triphasé quatre fils)
• Fréquence nominale : 50 Hz / 60 Hz adaptatif
• Topologie : IGBT deux niveaux + filtre LCL
• Version logicielle : V200B000D000 (à compter de 2025)
• Plateforme de contrôle : architecture double cœur DSP + FPGA
• Interfaces de communication : RS485 / CAN / Ethernet (Modbus RTU/TCP, CAN 2.0B)

6.2 Certifications VRT obtenues (seul un extrait est présenté ici, pour le détail complet des certificats, voir le Centre de certificats)

| # | Pays/Région | Numéro de certificat | Norme | LVRT | HVRT | ZVRT | |---|---|---|:-:|:-:|:-:| | 1 | UE général | COCPVP0201925E-001 | EN 50549-1+10 | ✅ | ✅ | ✅ | | 2 | UE (MV) | COCPVP0201925E-002 | EN 50549-2+10 | ✅ | ✅ | ✅ | | 3 | Allemagne | 250194RECO01-CER | VDE-AR-N 4110/4120 | ✅ | ✅ | ✅ | | 4 | Royaume-Uni | COCPVP1007024E-001 | G99 Type D | ✅ | ✅ | ✅ | | 5 | Royaume-Uni | 2588AP060242001 | G100 | ✅ | ✅ | — | | 6 | Espagne | 240375RECO01-CER | UNE 217001 | ✅ | ✅ | ✅ | | 7 | Espagne | 240375RECO02-A/B | UNE 217002 | ✅ | ✅ | ✅ | | 8 | Italie | COCPVP0308024E-001 | CEI 0-21 | ✅ | ✅ | ✅ | | 9 | Italie | COCPVP0308024E-002 | CEI 0-16 | ✅ | ✅ | ✅ | | 10 | France | COCPVP0309625E-001/002 | Type A / Type B | ✅ | ✅ | ✅ | | 11 | Pologne | COCPVP0500525E-002 | Type D / NC RfG | ✅ | ✅ | ✅ | | 12 | Pays-Bas | COCPVP0500525E-003 | EN 50549 | ✅ | ✅ | ✅ | | 13 | Suède | COCPVP0500525E-004 | EN 50549 | ✅ | ✅ | ✅ | | 14 | Finlande | COCPVP0500525E-005 | EN 50549 | ✅ | ✅ | ✅ | | 15 | Tchéquie | COCPVP0510025E-001 | EN 50549 | ✅ | ✅ | ✅ | | 16 | Danemark | COCPVP0600525E-001 | EN 50549 | ✅ | ✅ | ✅ | | 17 | Roumanie | COCPVP0600525E-002 | EN 50549 | ✅ | ✅ | ✅ | | 18 | Belgique | COCPVP0600525E-003 | Synergrid C10/11 | ✅ | ✅ | ✅ | | 19 | Hongrie | COCPVP0703625E-001 | EN 50549 | ✅ | ✅ | ✅ | | 20 | Suisse | COCPVP0703625E-002 | ESTI | ✅ | ✅ | ✅ | | 21 | Autriche | COCPVP0206725E-001 | EN 50549 | ✅ | ✅ | ✅ | | 22 | Grèce | AOCPVP0909825E-001 | EN 50549 | ✅ | ✅ | ✅ | | 23 | Afrique du Sud | COCPVP0500525E-001 | NRS 097-2-1 | ✅ | ✅ | ✅ | | 24 | Arabie Saoudite | DSS_PCS-25-1206 | SASO / IEC 62116 | ✅ | ✅ | — | | 25 | Australie | Certificat Australie 100~125kW | AS/NZS 4777.2 | ✅ | ✅ | ✅ | | 26 | Australie/Nouvelle-Zélande | COCPVP1104724E-002 | AS/NZS 4777.2 + IEC 61727/62116 | ✅ | ✅ | ✅ |

Couverture totale : 22 pays + 2 catégories (UE général MV/LV) = 24 zones de raccordement au réseau.

6.3 Capacités clés mesurées (sur la base des essais de certification)

6.3.1 Mesures LVRT (exemple : EN 50549-10:2022)

Conditions d'essai : 100 % de la puissance nominale (125 kW), 50 Hz, chute symétrique triphasée, temps de réponse du courant réactif dynamique ≤ 20 ms.

6.3.2 Mesures HVRT

6.3.3 Mesures en défauts asymétriques

6.4 Validation par double approche : modèle de simulation et mesures

ENJOY fournit pour les grands projets de raccordement un modèle de simulation DIgSILENT PowerFactory :

• Fichier modèle : EPCS125.pfd
• Empreinte MD5 : 9051EAAF58492DDA68DA1AF3F8353D0C
• Plateforme de simulation : DIgSILENT PowerFactory 2024
• Normes associées : VDE-AR-N 4110/4120 + FGW TR3 Rev. 26 / TR4 Rev. 10

Domaines d'application :

• Étude d'impact réseau (Grid Impact Study, GIS) en phase d'appel d'offres
• Analyse de stabilité transitoire (Transient Stability)
• Vérification par simulation de la capacité de tenue aux défauts
• Analyse des interactions harmoniques entre plusieurs unités en parallèle

6.5 Rapports d'essais tiers et organismes de certification

Tous les essais sont délivrés par des organismes tiers internationaux de référence tels que SGS, TÜV, Intertek, DNV, CESI, conformément à :

• ISO/IEC 17065 (système de certification de produits)
• IEC 61400-21-1 (méthodes de mesure de la qualité de puissance)
• FGW TR3 Rev. 26 (guide allemand de mesure pour le raccordement)

La validité de chaque certificat est de 5 ans ; le certificat VDE le plus récent est valide jusqu'au 19/06/2030.

VII. Avantages du PCS BESS par rapport à l'onduleur PV

Le PCS de stockage et l'onduleur photovoltaïque présentent des similitudes en termes de topologie et de contrôle, mais le flux d'énergie bidirectionnel et la flexibilité de dispatching du stockage lui confèrent des capacités uniques de tenue aux perturbations de tension :

Conclusion : dans le nouveau système électrique, le PCS BESS n'est plus un simple « équipement raccordé au réseau », mais un « actif de soutien actif du réseau ».

VIII. Points clés et pièges courants lors de l'exécution des projets

8.1 Confirmation de la version de la norme

Piège 1 : le cahier des charges du client fait référence à une ancienne version de la norme.

• Situation fréquente : l'appel d'offres mentionne « G99 Issue 1 » ou « EN 50549-1:2019 », mais le DSO est déjà passé à G99 Issue 2 Amd 7 / EN 50549-1+A1.
• Réponse : en phase d'appel d'offres, vérifier la dernière réglementation du DSO et préciser dans le PQD le numéro de version exact de la norme référencée.

8.2 Capacité en défauts asymétriques

Piège 2 : l'appel d'offres mentionne uniquement « LVRT » sans préciser si les défauts asymétriques sont exigés.

• La plupart des DSO exigent par défaut l'ensemble : défauts symétriques triphasés + asymétriques (monophasé, biphasé).
• Réponse : répondre explicitement « prise en charge des 4 modes de défaut : triphasé symétrique, phases AB, phases BC, phase AN ».

8.3 Valeur de k et limitation de courant

Piège 3 : le client exige k ≥ 3,0, mais la capacité de surcharge matérielle du PCS est ≤ 1,5 pu.

• La réponse effective sera inférieure à la valeur théorique de k en raison de la limitation de courant.
• Réponse : le rapport d'essai doit préciser « k=3,0 avant limitation de courant, k maximum mesuré après limitation = 1,4 pu ».

8.4 Configuration du DC Chopper

Piège 4 : pendant la LVRT d'un BESS de forte puissance, la surtension du bus DC endommage les IGBT.

• Réponse : les BESS de plus de 100 kW doivent être équipés d'un DC chopper IGBT actif (plutôt que d'une résistance passive).
• La série ENJOY EPCS125-AM est équipée d'un DC chopper interne, sans ajout externe nécessaire.

8.5 Enregistrement des défauts et rapports tiers

Piège 5 : la réponse à l'appel d'offres se limite à « certifié », sans données de forme d'onde spécifiques.

• Le DSO exige généralement des formes d'onde mesurées (enregistrement de 5 s : 0,2 s avant défaut, pendant le défaut, 1 s après défaut).
• Réponse : fournir des graphiques de formes d'onde et données brutes certifiés par un organisme tiers (SGS/TÜV).

8.6 Exigences de modèle de simulation

Piège 6 : en phase d'appel d'offres, le client exige une simulation PSCAD/EMTDC.

• Le modèle DIgSILENT PowerFactory convient uniquement à la simulation RMS, et n'est pas suffisamment précis pour les analyses de transitoires électromagnétiques (TOV), chocs de commutation, etc.
• Réponse : demander au client s'il accepte le modèle DIgSILENT, ou préparer en complément un modèle simplifié PSCAD.

8.7 Mise en parallèle de plusieurs unités

Piège 7 : en cas de fonctionnement en parallèle de plusieurs PCS, des résonances PLL peuvent provoquer des déclenchements intempestifs.

• Réponse : vérifier si l'on dispose d'une expérience de tests multi-unités sur site, ou demander au DSO les données d'impédance du réseau (puissance de court-circuit).

IX. Foire aux questions (FAQ)

Q1 : Quelle est la différence entre LVRT et creux de tension (Voltage Sag) ?

R : Le creux de tension est un phénomène (baisse brève de la tension), tandis que la LVRT est une capacité de réponse (capacité de l'équipement à rester connecté pendant ce creux). Un creux peut être causé par un court-circuit, le démarrage d'un gros moteur ou l'enclenchement d'un transformateur.

Q2 : Quelle est la différence essentielle entre EN 50549-10 et EN 50549-1 ?

R : - EN 50549-1 : exigences générales de raccordement au réseau (applicables à tous les équipements de production/stockage) - EN 50549-10 : annexe spécifique au stockage, incluant des clauses exclusives telles que la charge inversée pendant la LVRT, le mode VSG, l'inertie virtuelle

Q3 : L'ENJOY EPCS125-AM dispose-t-il d'un certificat VDE-AR-N 4105 ?

R : L'ENJOY EPCS125-AM a obtenu les certificats VDE-AR-N 4110:2023-09 (moyenne tension, > 52 kW) et VDE-AR-N 4120:2018+A1:2024 (haute tension). La norme 4105 concerne principalement les petits équipements basse tension (≤ 135 kW triphasé) — elle peut s'appliquer mais il convient de confirmer la plage de modèles.

Q4 : Le mode Grid-Forming (VSG/GFM) nécessite-t-il une certification séparée ?

R : Cela dépend des exigences du projet. L'ENJOY EPCS125-AM-F dispose déjà de la fonctionnalité VSG (voir le « Rapport d'essai de commutation réseau/îlotage du PCS grid-forming avec contacteur »), mais certains DSO exigent une procédure de certification GFM distincte (tels que britannique GC0137, australien CSIP-AUS). Il est recommandé de clarifier ce point avec le client en phase d'appel d'offres.

Q5 : Est-il possible de fournir un rapport VRT personnalisé pour un DSO spécifique (par exemple ČEPS, PSE, Transelectrica) ?

R : Oui. ENJOY a obtenu les certifications dans les 18 pays mentionnés ci-dessus, et chaque certificat comporte dans son annexe les formes d'onde et courbes mesurées requises par le DSO du pays concerné. Si une réponse ciblée est nécessaire, un formulaire de réponse personnalisé peut être délivré sous 5 jours ouvrés.

X. Glossaire

XI. Références et liste des certifications

11.1 Normes principales

1. GB/T 34120-2017 « Spécifications techniques générales pour les onduleurs de stockage »
2. GB/T 34133-2017 « Spécifications techniques pour le raccordement des systèmes de stockage au réseau »
3. EN 50549-1:2019+A1:2023 Requirements for generating plants to be connected in parallel with distribution networks
4. EN 50549-2:2019+A1:2023 Connection to MV distribution networks
5. EN 50549-10:2022 Additional requirements for storage plants
6. VDE-AR-N 4105:2018 Generators connected to LV distribution network
7. VDE-AR-N 4110:2023-09 Generators connected to MV distribution network
8. VDE-AR-N 4120:2018+A1:2024 Generators connected to HV distribution network
9. G99 Issue 2 Amendment 7 (2024) — UK
10. IEEE 1547-2018 — Standard for Interconnection and Interoperability of DER
11. AS/NZS 4777.2:2020 — Grid connection of energy systems via inverters
12. CEI 0-21:2022 + CEI 0-16:2022 — Italie
13. FGW TR3 Rev. 26 — Technical guidelines for generating plants (Allemagne)
14. FGW TR4 Rev. 10 — Simulation model (Allemagne)