Renouvelables et stabilité du réseau

Une centrale solaire de 2 MW raccordée à un départ rural de 11 kV peut atteindre sa prévision annuelle de production tout en étant limitée chaque belle journée d’été. À midi, l’exportation fait monter la tension du départ vers sa limite supérieure et le contrôleur de la centrale réduit la production pour respecter l’accord de raccordement. Le 9 août 2019, une limite comparable a cédé à l’échelle du système en Grande-Bretagne. Environ 500 MW de petite production décentralisée se sont déconnectés sur leur protection de perte de réseau pendant un défaut sur le réseau de transport, contribuant à une chute de fréquence jusqu’à 48,8 Hz.

Dans les deux cas, chaque installation a suivi ses réglages. Le problème est apparu à une frontière : la limite de tension d’un départ dans le premier cas, un réglage de protection répété sur de nombreux sites dans le second. Ce guide explique la physique de ces limites, les mesures adaptées à chacune et les grandeurs à mesurer au raccordement d’un site renouvelable. Pour un projet réel, l’accord de raccordement, le code réseau et les éventuels contrats de service fixent les exigences. Consultez-les d’abord.

Ce que recouvre l’intégration des renouvelables au réseau

L’Agence internationale de l’énergie distingue six phases d’intégration de l’éolien et du solaire. En phase 1, ces productions n’ont pas d’effet significatif à l’échelle du système ; en phase 6, elles fournissent presque toute l’électricité. Dans son bilan de 2024, l’AIE prévoit que près des deux tiers des nouvelles capacités éoliennes et solaires d’ici 2030 seront raccordés à des systèmes en phases 1 à 3. Dans ces systèmes, de meilleures prévisions et une meilleure programmation, le renforcement du réseau et l’effacement de la demande industrielle peuvent beaucoup apporter. Les problèmes de stabilité apparaissent d’abord là où la part instantanée est déjà élevée. C’est le cas en Irlande : EirGrid et SONI exploitent le système électrique de l’île avec une pénétration instantanée de production non synchrone (SNSP) allant jusqu’à 75 %, soit la part de la puissance transitant par des convertisseurs à un instant donné.

Ces enjeux interagissent, mais résoudre l’un résout rarement les autres. Une batterie peut soulager une contrainte d’exportation sans corriger la sélectivité des protections. Un appareil de mesure qui enregistre une excursion de tension avec une résolution de 20 ms ne la supprime pas.

Hausse de tension et capacité du réseau

Les réseaux de distribution ont été conçus pour un flux allant du poste source vers les charges. L’exportation inverse la chute de tension le long du départ. Une première estimation de la hausse au point de raccordement est :

ΔV / V ≈ (P × R + Q × X) / V²

P et Q sont les puissances active et réactive exportées par l’installation (Q est négatif si elle absorbe de la puissance réactive). R et X sont la résistance et la réactance du réseau jusqu’à la source, et V est la tension entre phases.

Prenons une centrale de 2 MW à facteur de puissance unitaire sur un départ de 11 kV, avec R = 1,5 Ω et X = 1,2 Ω jusqu’au poste. La hausse est (2 × 10⁶ × 1,5) ÷ (11 × 10³)² = 2,5 %. Faisons ensuite fonctionner les onduleurs à un facteur de puissance de 0,95 en absorbant de la puissance réactive. Q = −0,66 Mvar ; le terme réactif vaut donc −0,66 × 10⁶ × 1,2 ÷ (11 × 10³)² = −0,65 %. La hausse nette descend à environ 1,8 %.

L’absorption de puissance réactive n’efface ici qu’un quart de la hausse, car R dépasse X sur ce départ. Sur une ligne de transport, où X est bien supérieur à R, le même facteur de puissance compense davantage. L’absorption mobilise aussi la capacité des onduleurs. À 0,95 de facteur de puissance, la centrale demande 2,1 MVA : un parc d’onduleurs limité à 2 MVA doit donc réduire sa puissance active à 1,9 MW. Le calculateur kW, kVA, kvar et facteur de puissance relie P, Q, S et le facteur de puissance pour un point de fonctionnement.

L’étude de raccordement ajoute les conditions qui fixent la vraie limite : demande minimale lorsque la production est maximale, comportement du régleur en charge sous flux inversé, configurations en cas de perte d’un élément et autres projets sur le même départ. Le même calcul de capacité s’applique à l’importation. Le calculateur de capacité de recharge de véhicules électriques vérifie, intervalle par intervalle, la puissance de recharge compatible avec la limite d’importation du site.

Fréquence, inertie et perte de réseau

La fréquence est commune à toute une zone synchrone et suit l’équilibre entre production et demande. En Grande-Bretagne, le gestionnaire du système doit la maintenir entre 49,5 et 50,5 Hz et la tient normalement entre 49,8 et 50,2 Hz.

Dans les tout premiers instants suivant une perte soudaine de production, seule l’énergie cinétique des machines tournantes ralentit la variation. La vitesse initiale de variation de fréquence (RoCoF) vaut approximativement :

RoCoF = ΔP × f₀ / (2 × Eₖ)

ΔP est la puissance perdue en MW, f₀ vaut 50 Hz et Eₖ est l’énergie cinétique stockée dans les machines synchrones, en MW·s. Un alternateur synchrone stocke environ 2 à 10 secondes de sa puissance nominale (sa constante d’inertie H). Un onduleur photovoltaïque n’en stocke pas. Pour un système doté de 150 000 MW·s, une perte de 1 000 MW donne 1 000 × 50 ÷ (2 × 150 000) = 0,17 Hz/s. Avec deux fois moins de machines synchrones en service, la même perte donne 0,33 Hz/s.

C’est important, car la protection de perte de réseau des productions décentralisées mesure également le RoCoF. Le 9 août 2019, la foudre frappant une ligne de transport a déclenché la séquence suivante :

1. Environ 150 MW de production décentralisée ont déclenché sur détection de saut de vecteur au moment du défaut.
2. Le parc éolien en mer Hornsea One a perdu 737 MW et la turbine à vapeur de Little Barford a déclenché à 244 MW.
3. La baisse de fréquence a provoqué le déclenchement de 350 MW supplémentaires de production décentralisée dont la protection RoCoF était réglée à 0,125 Hz/s.
4. La perte totale a atteint 1 481 MW. Le gestionnaire avait constitué une réserve pour 1 000 MW, alors la plus grande injection unique.
5. Une turbine à gaz de Little Barford a ensuite déclenché à 210 MW. La fréquence est tombée à 48,8 Hz et le délestage sous-fréquence a retiré 931 MW de demande, touchant environ 1,1 million de clients.

La réponse britannique a été le programme Accelerated Loss of Mains Change. Lorsque la protection de perte de réseau utilise le RoCoF, le réglage est désormais de 1 Hz/s avec une temporisation fixe de 500 ms ; la protection par saut de vecteur doit être supprimée. L’obligation est entrée en vigueur le 1er septembre 2022. L’Irlande retient la même valeur pour l’exploitation du système : depuis mai 2023, EirGrid et SONI appliquent une limite durable de RoCoF de ±1 Hz/s.

Après l’inertie, les services de réponse en fréquence prennent le relais. Leurs temps de réponse diffèrent d’un ordre de grandeur :

Un onduleur de batterie peut changer sa puissance en une fraction de seconde, mais seulement à partir de la réserve de puissance qu’il a gardée et après avoir mesuré la variation de fréquence. Testez toute la chaîne, de l’entrée fréquence jusqu’à la variation de puissance mesurée au point de raccordement. Le guide de la réponse dynamique présente les services britanniques ; le guide FCAS traite des règles australiennes de mesure et de vérification.

Classes de stabilité des systèmes dominés par les convertisseurs

La classification IEEE/CIGRE de 2004 distinguait trois classes de stabilité : angle du rotor, tension et fréquence. Le rapport IEEE PES TR-77 (2020) les conserve et en ajoute deux pour les systèmes comportant une forte part d’électronique de puissance :

• La stabilité de résonance couvre les oscillations dues aux échanges d’énergie entre les lignes compensées en série et les arbres de turbines-alternateurs (résonance de torsion), ou entre la compensation série et les commandes électriques des générateurs, comme celles des éoliennes à génératrice doublement alimentée (résonance électrique).
• La stabilité pilotée par les convertisseurs couvre les interactions entre leurs boucles de commande, le réseau et les autres convertisseurs. Le rapport distingue les interactions rapides avec la dynamique électromagnétique du réseau des interactions lentes avec sa dynamique électromécanique.

Indiquez dans le périmètre de l’étude la classe, la perturbation et l’échelle de temps. Un effondrement lent de tension peut être étudié avec des modèles de phaseurs efficaces (RMS). Une interaction entre les commandes de deux convertisseurs exige généralement des modèles de transitoires électromagnétiques (EMT) pour les deux.

Puissance de court-circuit du réseau

Le rapport de court-circuit (SCR) sert généralement de premier indicateur. Il rapporte la puissance de court-circuit triphasé au point de raccordement, en MVA, à la puissance de la centrale, en MW. Une centrale de 50 MW raccordée à un nœud de 33 kV où la puissance de court-circuit vaut 150 MVA a un SCR de 3. Plus le SCR est faible, plus la tension au raccordement varie pour une même variation de courant injecté, et plus un onduleur grid-following peine à suivre cette tension.

Le guide de la NERC sur les réseaux à faible puissance de court-circuit avertit qu’un SCR simple peut être trop optimiste lorsque plusieurs centrales voisines interagissent. Il décrit alors le SCR pondéré (WSCR) et le SCR composite. ERCOT a utilisé des études EMT détaillées dans PSCAD pour fixer un seuil de WSCR de 1,5 dans sa région du Panhandle. En dessous, des modèles plus détaillés sont exigés. Les remèdes courants comprennent les compensateurs synchrones, les convertisseurs grid-forming et le renforcement du réseau.

Onduleurs grid-following et grid-forming

Un onduleur grid-following mesure la tension du réseau avec une boucle à verrouillage de phase et injecte un courant régulé. Un onduleur grid-forming impose l’amplitude et la phase de sa propre tension ; le courant résulte de l’interaction avec le réseau, comme pour une machine synchrone. Tous deux restent soumis à la limite de leurs semi-conducteurs. Leurs commandes maintiennent le courant de défaut proche de la valeur nominale, tandis qu’une machine synchrone fournit plusieurs fois son courant nominal pendant les premiers cycles d’un défaut. Lorsque des convertisseurs remplacent les machines, vérifiez toute protection qui dépend du courant de défaut pour agir. La feuille de route du NREL sur les onduleurs grid-forming expose les questions ouvertes, notamment le comportement à la limite de courant et dans les systèmes comportant de nombreuses unités grid-forming.

Tenue aux perturbations, protection et comportement en défaut

Les codes de raccordement définissent la tenue aux perturbations par une enveloppe tension-temps : l’installation doit rester raccordée tant que la tension reste à l’intérieur. IEEE 1547-2018 définit trois catégories de performance anormale (I, II et III) pour les ressources distribuées en Amérique du Nord. En Europe, le code réseau RfG (règlement 2016/631) fixe des exigences selon les types de générateurs A à D. En Grande-Bretagne, G99 situe les seuils de type à 1, 10 et 50 MW pour les raccordements en dessous de 110 kV.

Deux événements montrent les conséquences de réglages inadaptés. Le 28 septembre 2016, des tempêtes ont fait tomber trois lignes de transport en Australie-Méridionale. Cinq défauts en 87 secondes ont causé six creux de tension. Selon le rapport final de l’AEMO, huit des neuf parcs éoliens touchés avaient une protection de turbine n’autorisant qu’un nombre prédéfini de creux en deux minutes. Les turbines ont tenu chaque creux pris isolément, puis ont réduit leur production lorsque le décompte a été dépassé. Une baisse durable de 456 MW s’est produite en moins de sept secondes. Environ 700 ms plus tard, l’importation depuis le Victoria par l’interconnexion de Heywood a suffisamment augmenté pour déclencher un dispositif spécial de protection, qui a ouvert l’interconnexion. L’État a alors subi une panne générale.

Le second événement concerne la demande. Le 8 mai 2025, un défaut transitoire éloigné sur le système de l’île d’Irlande a provoqué une réduction immédiate de 387 MW de la demande des centres de données, soit 52 % de leur charge totale à cet instant. EirGrid et SONI indiquent qu’après un tel défaut, la production se rétablit alors qu’une partie de la demande reste déconnectée, ce qui fait monter la fréquence. Si l’exportation par les liaisons HVDC est aussi perdue, le déséquilibre pourrait dépasser 1 150 MW. Les gestionnaires ont maintenu le plancher d’inertie au-dessus du niveau prévu et suspendu l’essai de SNSP à 80 %. Ils préparent également une modification du code réseau définissant une enveloppe tension-temps de tenue aux défauts pour les grandes installations consommatrices.

Protection et tenue aux perturbations tirent en sens opposés. Un déclenchement prématuré aggrave un événement système, comme le montrent ces deux cas. Un déclenchement trop tardif peut endommager le matériel ou maintenir un îlot sous tension. L’étude de protection fixe l’équilibre, et la mise en service doit prouver que les relais portent les réglages approuvés.

Moyens d’intégration au réseau et limites de chacun

Stockage par batterie pour l’intégration au réseau

Une batterie a deux contraintes simultanées : sa puissance nominale et son stock d’énergie. Prenons une batterie de 10 MW / 20 MWh engagée à fournir 10 MW de Dynamic Containment dans les deux sens. NESO prévoit jusqu’à 15 minutes de fourniture. Elle doit donc garder 10 MW × 0,25 h = 2,5 MWh disponibles à la décharge et 2,5 MWh de capacité libre pour la charge. Son énergie stockée doit rester entre 2,5 et 17,5 MWh, avant les pertes aller-retour, la fenêtre d’énergie utilisable du fabricant et toute marge supplémentaire du fournisseur. La totalité des 10 MW est engagée : il ne reste aucune puissance pour le négoce de gros pendant ces heures. Pour cumuler plusieurs services, l’exploitant répartit les mégawatts entre eux ; chaque service réserve également sa part de l’énergie.

Le système de gestion de batterie (BMS) est responsable de l’état de charge, de la température des cellules et des limites de sécurité. Un compteur AC indépendant au raccordement de la batterie vérifie puissance et énergie dans chaque sens. Il ne peut ni reconstituer l’état des cellules ni prouver que la batterie est sûre. Le guide de réponse de la batterie à la demande explique comment relever disponibilité, réponse demandée et obtenue, données périmées et retrait au point de mesure du site.

Effacement de la demande et centrales électriques virtuelles

Une demande flexible peut réduire la consommation en période de rareté ou de congestion et l’augmenter lors d’un excédent renouvelable. Un agrégateur ou une centrale électrique virtuelle coordonne de tels actifs. Pour chacun, les réponses suivantes doivent être consignées :

1. Ce qui peut être commandé et la limite de procédé ou de sécurité toujours prioritaire.
2. L’augmentation ou la réduction disponible maintenant, et sa durée soutenable.
3. Le rebond après l’événement.
4. Les personnes ou systèmes autorisés à envoyer une commande et son mode d’authentification.
5. Le comportement de l’actif lorsque les communications ou les mesures deviennent périmées.
6. Le compteur et la référence utilisés pour régler la performance.

Une demande de réponse, son accusé de réception et la réponse nette au point de raccordement constituent trois enregistrements distincts. Le calculateur d’événement d’effacement compare la puissance pendant l’événement et le rebond à leurs références, intervalle par intervalle. La page Effacement de la demande et VPP présente l’architecture générale.

Couches de commande et de mesure sur un site

Seules les trois premières couches agissent assez vite sur la centrale pour compter pendant une perturbation. Un Gateway n’est pas un dispositif de protection et une plateforme cloud n’est pas un contrôleur de centrale. Le guide d’architecture SCADA explique la séparation entre télémétrie, autorité de commande, alarmes et verrouillages de sécurité.

Points de mesure et intervalles pour un site renouvelable

L’accord de raccordement et la question d’exploitation déterminent la liste des points. Au raccordement et pour chaque groupe de production ou de stockage, une liste typique comprend :

• la tension et le courant sur chaque phase ;
• les puissances active, réactive et apparente, avec une convention de signe écrite ;
• l’énergie importée et exportée dans des registres cumulatifs séparés ;
• la fréquence ;
• les états de la centrale, des onduleurs, des disjoncteurs et des contrôleurs ;
• les consignes de puissance active et réactive et l’identité du système émetteur ;
• les indicateurs de limitation, alarmes et indications de protection ;
• l’état de charge et les limites de la batterie, lus dans son BMS ;
• pour chaque valeur, un horodatage source, un horodatage de réception et un indicateur d’état périmé.

Consignez séparément chaque délai de la chaîne. Prenons une batterie engagée en Dynamic Containment : elle doit atteindre sa pleine réponse en 1 s. Supposons une boucle de commande passant par le cloud, avec un échantillonnage du compteur toutes les 1 s, une interrogation du Gateway toutes les 1 s, une publication toutes les 5 s et 2 s de traitement sur la plateforme. Neuf secondes se sont écoulées avant même que la commande ne parte. La réponse doit être calculée sur site à partir de la fréquence locale ; la télémétrie indique ensuite ce qui s’est passé.

Rapprocher les mesures au point de raccordement

Appliquez partout la même convention : importation positive, exportation négative. La demande du site vaut alors production PV + puissance au point de raccordement.

À 12 h 30 par temps clair, le compteur PV indépendant lit 820 kW et le compteur au raccordement −310 kW. La demande du site vaut 820 − 310 = 510 kW. Les registres internes des onduleurs totalisent 842 kW. L’écart de 22 kW (2,7 %) pourrait refléter des pertes dans les câbles et le transformateur entre les bornes des onduleurs et le compteur PV, ainsi que l’incertitude des deux systèmes de mesure. Vérifiez les périmètres de mesure, l’alignement temporel, les rapports des TC et l’étalonnage avant d’attribuer une cause. Un écart restant proche de 2,7 % toute la journée est une observation reproductible, pas une preuve des pertes de l’installation. Une variation brusque justifie de rechercher un canal de compteur défaillant, un TC modifié ou un onduleur transmettant une valeur erronée.

Fixons maintenant une limite d’exportation de 250 kW. Le lendemain par temps clair, le compteur au raccordement reste à −250 kW pendant deux heures tandis que l’irradiance dans le plan des modules continue de monter. Le contrôleur limite la centrale. Trois signes distinguent cette situation d’une panne : l’exportation reste exactement au plafond ; tous les onduleurs réduisent leur production ensemble ; le contrôleur signale la limitation. En cas de panne, un onduleur décroche par rapport aux autres et l’exportation passe sous la limite.

Suivi des performances photovoltaïques

IEC 61724-1 définit les mesures et méthodes de suivi des performances PV. Son indicateur central est le ratio de performance : PR = Yf / Yr. Le productible final Yf est l’énergie AC divisée par la puissance DC nominale du champ (kWh/kWp). Le productible de référence Yr est l’irradiation dans le plan des modules divisée par l’irradiance de référence de 1 kW/m².

Par exemple, un champ de 1 000 kWp livre 4 800 kWh pendant une journée où l’irradiation dans le plan des modules atteint 6,0 kWh/m². Yf = 4,8 h, Yr = 6,0 h et PR = 0,80.

Sur une centrale saine, la température des modules fait varier PR avec les saisons. Un module dont le coefficient thermique de puissance vaut −0,35 %/°C et qui fonctionne à 55 °C plutôt qu’à sa température nominale de 25 °C produit 30 × 0,35 = 10,5 % de moins que sa puissance nominale. Le PR est donc plus faible en été qu’en hiver. IEC 61724-1 définit aussi des ratios de performance corrigés de la température pour comparer les saisons.

Les heures de limitation doivent être signalées avant de calculer PR ; sinon, le plafond d’exportation de l’exemple sera pris pour une sous-performance. Pour calculer PR et localiser les pertes, mesurez :

• l’irradiance dans le plan des modules, avec un pyranomètre ou une cellule de référence orientée comme eux ;
• la température des modules, avec le coefficient de la fiche technique ;
• la puissance AC de chaque onduleur, afin de repérer un déclenchement ou un écrêtage ;
• le courant et la tension des chaînes ou des MPPT issus de l’onduleur, pour repérer une chaîne en panne, un fusible fondu ou de l’ombrage ;
• l’importation et l’exportation au raccordement, pour l’autoconsommation et le plafond d’exportation.

Comparez chaque onduleur à ses voisins sur une même journée. Une chaîne défaillante ou un onduleur qui déclenche produit une rupture nette ; l’encrassement et la dégradation entraînent une baisse lente par rapport à l’irradiance.

Conception et mise en service de l’intégration au réseau

Étapes de conception :

1. Repérez le point de raccordement, la limite de propriété et chaque point de mesure sur le schéma unifilaire.
2. Obtenez l’accord de raccordement à jour, le code réseau, les exigences de protection et les spécifications des services éventuels.
3. Étudiez les flux, le niveau de court-circuit, les protections, la qualité de l’électricité et les phénomènes de stabilité identifiés, en configuration normale et dégradée.
4. Attribuez protection, commande des onduleurs, commande de centrale, comptage de règlement, suivi opérationnel et transmission en aval à des équipements nommés.
5. Consignez l’enveloppe de puissances active et réactive, les vitesses de rampe, la réserve de puissance, la durée d’énergie disponible et l’état de repli sûr.
6. Définissez le contrat de données : identité des points, unités, convention de signe, horodatages, indicateurs d’état périmé, intervalles et durée de conservation.
7. Authentifiez les consignes, limitez les émetteurs autorisés, consignez les accusés de réception et maintenez les interdictions locales liées à la sécurité ou au procédé.

Vérifications de mise en service :

• Confirmez que chaque compteur et transducteur se trouve au point de mesure documenté.
• Sous une importation connue puis une exportation connue, vérifiez l’association des phases, le sens des TC, les références de tension, les rapports et les signes.
• Rapprochez production PV, échange au raccordement et demande du site dans au moins deux états de fonctionnement.
• Testez les consignes de puissances active et réactive uniquement selon une procédure approuvée et bornée ; vérifiez laquelle est prioritaire lorsque les deux atteignent la limite de courant.
• Mesurez au raccordement les vitesses de rampe, les bandes mortes et le temps de stabilisation.
• Comparez les horloges du contrôleur, du Gateway, de l’historien et du système destinataire à la tolérance définie.
• Interrompez chaque voie de communication et vérifiez l’état périmé, le repli local, la mise en mémoire tampon et la reprise.
• Prouvez qu’une commande ancienne ou rejouée ne peut passer pour une consigne actuelle.
• Comparez compteur opérationnel et compteur de règlement ; consignez l’écart attendu.
• Consignez modèle, micrologiciel, réglages et révision de configuration du résultat réceptionné, puis répétez les essais utiles après tout changement.
• Réservez les essais de protection et de tenue aux perturbations aux procédures d’ingénierie et de sécurité autorisées.

Suivre un site renouvelable avec EpiSensor

Le matériel EpiSensor couvre la couche de suivi opérationnel. Un ZEM-65 mesure séparément la production PV et l’échange avec le réseau, indépendamment des onduleurs. Avec ses capteurs de courant, il est de classe 0,5S selon IEC 62053-22 et mesure la fréquence à ±0,01 Hz. Un ZMB-31 lit les registres des onduleurs (données des chaînes, états et alarmes) en Modbus RTU sur RS-485. Un ZIO-20 reçoit un transmetteur d’irradiance ou de température de module en 4–20 mA. Le ZGW-20 exécute EpiSensor Edge, qui calcule la demande du site à partir du bilan, conserve un historique local, applique des règles et exporte par MQTT ou HTTP.

Pour la réponse en fréquence, les contrôleurs ZDR échantillonnent la fréquence au moins toutes les 100 ms avec une résolution de 0,01 Hz. Le ZDR-22 transmet à une batterie ou à une ASI une consigne variable par Modbus : la réponse est calculée sur site. Les ZDR-21 et ZDR-22 enregistrent chaque événement à 20 ms avec des horodatages GPS. Aucun de ces équipements ne remplace les relais de protection, le contrôleur de centrale ni le compteur de règlement.

Le guide de suivi photovoltaïque montre où placer les compteurs. Pour un projet raccordé au réseau, convenez avant l’installation :

• du compteur de référence au point de raccordement et de sa convention de signe ;
• du statut de chaque valeur : preuve opérationnelle, de conformité ou de règlement ;
• de l’intervalle de mesure, de la source d’horodatage et de la limite de fraîcheur de chaque point ;
• du système qui détient les consignes et l’autorisation de commande ;
• du comportement local du site en cas de perte de données, du cloud ou des communications ;
• du marquage des données mises en mémoire tampon puis rejouées pour le destinataire ;
• du responsable des études, de la mise en service, de la qualification des services et des changements ultérieurs.