Déséquilibre de tension dans les réseaux riches en DER – Quand l’énergie solaire photovoltaïque est utile et quand elle ne l’est pas
| Réseau | Alimentateur de test BT européen IEEE — 55 charger les bus, 0.416 kV nominal |
| DER intégré | 40 panneaux photovoltaïques monophasés, 2.5 kW chacun — 100 kW total, onduleurs suiveurs de réseau |
| Trois scénarios de charge | Faible, moyen, et déséquilibre de phase élevé - même charge totale, distribution de phase différente |
| Paradoxe clé | L'intégration photovoltaïque a réduit le déséquilibre dans le scénario à déséquilibre moyen mais l'a aggravé dans le scénario à déséquilibre faible. |
| Problème de mesure | Les indices IEEE PVUR1 et PVUR2 peuvent surestimer le VUF d'un facteur 10, ce qui les rend peu fiables pour les réseaux riches en DER. |
| Indice le plus précis | Facteur de déséquilibre CIGRE = reformulation exacte du véritable VUF CEI — en utilisant uniquement les amplitudes de tension de ligne |
| Outil utilisé | Analyse du flux de puissance OpenDSS sur le chargeur de test BT européen IEEE |
| Source | Zabihi, Badesa & Hernández, arXiv:2505.23435, Université Polytechnique de Madrid, Mai 2025 |
01 Contexte — Deux problèmes en un
Alors que les ressources énergétiques distribuées prolifèrent sur les réseaux de distribution basse tension, les ingénieurs chargés de la qualité de l'énergie sont confrontés à deux défis liés mais distincts. Le premier est le problème physique: panneaux photovoltaïques monophasés, Chargeurs EV, et les systèmes de stockage par batterie se connectent de manière inégale entre les trois phases d'un départ de distribution, créer ou modifier un déséquilibre de tension d'une manière que l'analyse de réseau conventionnelle n'avait pas besoin d'anticiper. Le deuxième est le problème de mesure: le portefeuille existant d'indices de déséquilibre de tension - défini par l'IEEE, CEI, NO, et CIGRE au fil des décennies d'élaboration de normes - ne réagissent pas tous de la même manière aux écarts d'angle de phase introduits par le DER, et certains peuvent donner des lectures trompeuses ou petites en fonction des conditions du réseau..
Cette étude de cas présente les conclusions d'une 2025 étude de Zabihi, Badesa, et Hernández à l'Université Polytechnique de Madrid (UPM), qui a étudié les deux problèmes simultanément sur le dispositif d'alimentation de test européen LV IEEE - un système à 55 bus, 0.416 Réseau kV représentant une configuration européenne réaliste de distribution basse tension. Les deux principales conclusions de l’étude sont: d'abord, que l'intégration photovoltaïque peut aggraver ou améliorer le déséquilibre de tension en fonction de la répartition de la charge de base; et deuxième, que les indices IEEE PVUR1 et PVUR2 couramment utilisés peuvent surestimer le véritable VUF d'un facteur de 10 × ou plus, ce qui les rend peu fiables en tant qu'outils de planification pour les réseaux riches en DER.[1]
Les services publics planifiant l'intégration du DER sur les départs BT utilisent régulièrement des indices de déséquilibre de tension simplifiés pour évaluer la conformité aux 2% Limite VUF. Si l’indice utilisé peut surestimer le vrai VUF de 10×, un distributeur qui est réellement conforme peut paraître non conforme, ce qui déclenche des mesures d'atténuation coûteuses qui ne sont pas nécessaires. Inversement, si l'indice sous-estime VUF (comme le fait LVUR dans certains scénarios), un chargeur non conforme peut sembler réussir. Le choix de l'indice de mesure n'est pas un détail technique : il affecte directement les décisions d'investissement qui peuvent atteindre des millions de dollars par distributeur..
02 Le problème de l’indice de mesure
Cinq indices de déséquilibre de tension sont actuellement utilisés par différents organismes de normalisation. Ils diffèrent fondamentalement par ce qu’ils mesurent, comment ils le mesurent, et avec quelle précision ils se rapprochent du véritable facteur de déséquilibre de tension dans des conditions réelles de réseau:[1]
| Indice | Standard | Entrée requise | Précision vs. VUF (1Plage de –2%) | Angle de phase inclus? |
|---|---|---|---|---|
| VUF (vrai) | CEI / IEEE 1159 | Ampleurs de tension de phase + angles | Référence (1.000) | Oui |
| CIGRE | CIGRE | Ampleurs de tension de ligne uniquement | Exact (1.000) | Oui (implicitement) |
| LVUR | NO | Ampleurs de tension de ligne uniquement | 0.866 - 1.005 | Partiellement |
| PVUR1 | IEEE Std 141 | Ampleurs de tension de phase uniquement | 0 – 10,7× | Aucun |
| PVUR2 | IEEE Std 112 / 936 | Ampleurs de tension de phase uniquement | 0 – 16,1× | Aucun |
PVUR1 et PVUR2 utilisent uniquement des amplitudes de tension de phase : ils ignorent complètement les écarts d'angle de phase.. Dans un réseau équilibré conventionnel avec des charges symétriques, les écarts d'angle de phase sont faibles et cette simplification n'introduit qu'une erreur mineure. Mais les panneaux photovoltaïques monophasés, chargeurs EV monophasés, et les charges monophasées inégalement réparties créent toutes des écarts d'angle de phase dont l'amplitude est comparable aux écarts d'amplitude de tension.. Dans ce régime, PVUR1 et PVUR2 peuvent renvoyer des valeurs d'un ordre de grandeur différent du véritable VUF - dans les deux sens. L'utilisation de ces indices pour évaluer la conformité de l'intégration DER constitue une faute professionnelle d'ingénierie..
03 Trois scénarios de déséquilibre – même charge, Distribution de phases différentes
L'étude a utilisé trois scénarios de charge sur le dispositif d'alimentation de test LV européen IEEE, chacun avec approximativement la même charge totale. (~160-170 kW) mais avec des répartitions différentes sur les trois phases, créer faible, moyen, et déséquilibre de tension initial élevé:[1]
| Scénario | Partage de charge phase A | Partage de charge phase B | Partage de charge phase C | VUF maximum (avant PV) | VUF moyenne (avant PV) |
|---|---|---|---|---|---|
| I — Faible balourd | 31.7% | 39.5% | 28.8% | 0.982% | 0.787% |
| II — Balourd moyen | 22.2% | 31.5% | 45.3% | 1.625% | 1.255% |
| III — Balourd élevé | 22.1% | 59.3% | 18.6% | 2.081% | 1.558% |
Scénario III avec un VUF maximum de 2.081% dépasse déjà la norme EN 50160 limite de planification de 2% avant qu'un DER ne soit ajouté. Les scénarios I et II sont dans les limites. La question abordée par l’étude est: qu'arrive-t-il à ces niveaux de déséquilibre lorsque 40 des panneaux photovoltaïques monophasés sont ajoutés au réseau?
04 Intégration photovoltaïque – Un résultat contre-intuitif
40 panneaux photovoltaïques monophasés à 2.5 kW chacun — 100 kW total, type suivant le réseau - ont été ajoutés au départ de test européen BT IEEE et le déséquilibre de tension a été recalculé pour les trois scénarios. Les résultats étaient contre-intuitifs:[1]
| Scénario | VUF moyenne avant PV | VUF moyenne après PV | Changement | Effet |
|---|---|---|---|---|
| I — Faible balourd | 0.787% | 0.963% | +22% | Aggravé |
| II — Balourd moyen | 1.255% | 0.702% | −44% | Amélioré |
| III — Balourd élevé | 1.558% | 1.484% | −5% | Marginal |
Le résultat contre-intuitif du scénario I se produit parce que le 40 les panneaux photovoltaïques monophasés sont répartis sur les trois phases indépendamment de la répartition de la charge. Dans le scénario I, la charge est déjà raisonnablement équilibrée (31.7/39.5/28.8%). Ajout 100 Le kW de production qui est lui-même inégalement réparti entre les phases introduit une nouvelle source d'asymétrie - la répartition des phases de production - qui ajoute plutôt qu'annule le déséquilibre de charge existant.. Dans le scénario II, la charge est considérablement asymétrique (22.2/31.5/45.3%), et la distribution des phases PV injecte plus de production dans la phase surchargée, compensant partiellement le déséquilibre existant. L'effet net dépend entièrement de la façon dont la distribution des phases photovoltaïques correspond à l'inverse de la distribution des phases de charge — un paramètre que les services publics contrôlent rarement dans les processus d'approbation des connexions résidentielles..
05 Perspective de la qualité de l'énergie
Cette étude fournit deux résultats qui devraient directement changer la manière dont les services publics abordent la planification de l'intégration du DER.. La première – selon laquelle le photovoltaïque peut aggraver le déséquilibre de tension dans des lignes d'alimentation déjà équilibrées – renverse l'hypothèse courante selon laquelle la production distribuée est neutre ou bénéfique pour déséquilibrer.. La seconde – à savoir que les indices IEEE PVUR1 et PVUR2 ne sont pas fiables dans les réseaux riches en DER – a des implications immédiates pour tout service public utilisant encore ces indices pour l'évaluation de la conformité des lignes d'alimentation BT..
Le résultat de l’indice de mesure est le plus immédiatement exploitable. PVUR1 et PVUR2 sont largement utilisés dans la pratique des services publics nord-américains car ils ne nécessitent que des mesures d'amplitude de tension - facilement disponibles à partir des compteurs existants.. L'indice CIGRE et le véritable VUF CEI nécessitent soit une mesure de phaseur (pour VUF) ou calculs de tension ligne à ligne (pour CIGRÉ), qui sont tous deux disponibles à partir d'instruments modernes de qualité de l'énergie, mais pas à partir de compteurs d'énergie standard. La conséquence pratique est que les services publics utilisant les indices PVUR pour évaluer la conformité de l’intégration DER peuvent prendre de mauvaises décisions – soit en bloquant les connexions conformes, soit en approuvant celles qui ne sont pas conformes – sur la base d’un artefact de mesure plutôt que d’une condition physique réelle..
Cette étude formalise ce que les ingénieurs PQ expérimentés savent de manière informelle depuis des années.: le choix de l'indice de déséquilibre de tension est important, et cela est plus important dans les environnements riches en DER que dans les réseaux conventionnels. Du point de vue de l'ingénierie PQ des services publics, la bonne approche pour l'évaluation du déséquilibre des lignes BT dans les scénarios à DER élevé consiste à utiliser l'indice CIGRE - il est accessible par ordinateur (nécessite uniquement des amplitudes de tension de ligne, disponible à partir de n’importe quel instrument PQ de classe A), mathématiquement exact (résultat identique au vrai VUF), et évite l'exigence de mesure d'angle de phase qui rend la définition CEI difficile à mettre en œuvre dans les déploiements de surveillance standard. Le fait que le CIGRE n’ait pas été adopté dans les normes nord-américaines est un accident historique, ce n'est pas le reflet de sa valeur technique.
Références
- Zabihi A., Village L, Hernández A. “Évaluation des mesures de déséquilibre de tension dans les réseaux de distribution à forte pénétration du DER.” arXiv:2505.23435, Université Polytechnique de Madrid (UPM), Mai 2025. Disponible: arxiv.org/abs/2505.23435
- EN 50160:2010+A3:2019. Caractéristiques de tension de l'électricité fournie par les réseaux publics d'électricité. CENELEC, Bruxelles.
- IEEE Std 1159-2019. Pratique recommandée par l'IEEE pour la surveillance de la qualité de l'énergie électrique. IEEE, New York, NY, 2019.
- CEI 61000-4-30:2015+AMD1:2021. Compatibilité électromagnétique — Partie 4-30: méthodes de mesure de la qualité de l'alimentation. CEI, Genève.
- NON MG-1-2021. Moteurs et générateurs. Association nationale des fabricants d'électricité, Rosslyn, Virginie.
Zabihi A., Village L, Hernández A. “Évaluation des mesures de déséquilibre de tension dans les réseaux de distribution à forte pénétration du DER.” arXiv:2505.23435, Université Polytechnique de Madrid, Mai 2025.
Voir sur arXiv → — Accès libre, aucune restriction de licence sur l'utilisation académique.
Cette étude de cas est présentée sous forme de résumé et de commentaire à des fins pédagogiques.. La section Perspective PQ (Section 5) et les diagrammes SVG sont un contenu éditorial IPQDF original de Denis Ruest, M.Sc.. (Appliqué), P.Eng. (ret.). IPQDF ne revendique pas la paternité de la recherche originale.