Synthese de Fourier interactive ?
Amplitudes harmoniques (% du fondamental) :
📊 THD — Taux de Distorsion Harmonique ?
THD = √(V3² + V5² + V7² + …) / V1 × 100%
Vrms = V1 × √(1 + THD²/10000)
Vrms = V1 × √(1 + THD²/10000)
📈 Forme d'onde temporelle
📊 Spectre en barres
🎬 Animation : Signal distordu = Somme de sinusoides ?
📖 Le spectre harmonique — Décomposition pédagogique interactive ?
Un signal déformé est la somme de signaux sinusoïdaux, d'amplitudes différentes, de fréquences multiples de la fréquence fondamentale.
Tableau des amplitudes — modifiable en direct
| Rang | Fréquence | Amplitude (A) | Taux τn = An/A1 |
|---|
Calcul du taux de distorsion par harmonique
τn = An / A1 — Le taux de distorsion de chaque harmonique est calculé par rapport au fondamental.
Courant efficace total Irms
Irms = √(A1² + A3² + A5² + A7² + …)
Taux de distorsion harmonique global (THD)
THD = √(A3² + A5² + A7² + …) / A1
Décomposition harmonique d'un signal déformé (rangs > 0 affichés)
Chaque rang est représenté séparément. Le total (en haut) est la somme algébrique de toutes les composantes à chaque instant.
⚡ Exemple pratique IRVE : Impact de 10 bornes 22 kW sur un transformateur ?
Configuration :
• Transformateur 400 kVA, 20 kV / 400 V
• 10 bornes AC 22 kW triphase (mode 3, cable 32 A)
• Puissance totale : 220 kW (taux de charge 55%)
• Profil harmonique OBC : H5 = 10%, H7 = 5%, H11 = 3%
Resultat :
• THD-I individuel (1 borne) : ~11.6%
• THD-I agrege (loi en √10) : ~3.7%
• Facteur K du transformateur : ~1.46
• Derating (IEEE C57.110, P_EC=5,5%) : ~99% → P_admissible ≈ 395 kVA
• Transfo NON surcharge (charge ~220 kVA < 395 kVA) : les OBC a PFC polluent peu
• Transformateur 400 kVA, 20 kV / 400 V
• 10 bornes AC 22 kW triphase (mode 3, cable 32 A)
• Puissance totale : 220 kW (taux de charge 55%)
• Profil harmonique OBC : H5 = 10%, H7 = 5%, H11 = 3%
Resultat :
• THD-I individuel (1 borne) : ~11.6%
• THD-I agrege (loi en √10) : ~3.7%
• Facteur K du transformateur : ~1.46
• Derating (IEEE C57.110, P_EC=5,5%) : ~99% → P_admissible ≈ 395 kVA
• Transfo NON surcharge (charge ~220 kVA < 395 kVA) : les OBC a PFC polluent peu
THD_agregation = THD_individuel / √n (loi en √n)
K = Σ(I_h² × h²) / Σ(I_h²)
En pratique : un transfo standard suffit ici (K≈1,5) ; un K-4 offre une marge
K = Σ(I_h² × h²) / Σ(I_h²)
En pratique : un transfo standard suffit ici (K≈1,5) ; un K-4 offre une marge
📑 Formules de reference ?
Harmonique de rang n :
fn = n × f1 (H3 = 150 Hz, H5 = 250 Hz, H7 = 350 Hz)
Facteur de puissance avec harmoniques :
FP = cos(φ) / √(1 + THD²/10000)
Courant efficace total :
Irms = I1 × √(1 + THD²/10000)
fn = n × f1 (H3 = 150 Hz, H5 = 250 Hz, H7 = 350 Hz)
Facteur de puissance avec harmoniques :
FP = cos(φ) / √(1 + THD²/10000)
Courant efficace total :
Irms = I1 × √(1 + THD²/10000)
Facteur de crete :
FC = Vcrete / Vrms (ideal = √2 = 1.414)
Rangs 6 pulses : h = 6k ± 1 (k=1,2,3…)
Rangs 12 pulses : h = 12k ± 1
Sequences :
Directe : h = 3k+1 (H1, H7, H13...)
Inverse : h = 3k+2 (H2, H5, H11...)
Homopolaire : h = 3k (H3, H9, H15...)
FC = Vcrete / Vrms (ideal = √2 = 1.414)
Rangs 6 pulses : h = 6k ± 1 (k=1,2,3…)
Rangs 12 pulses : h = 12k ± 1
Sequences :
Directe : h = 3k+1 (H1, H7, H13...)
Inverse : h = 3k+2 (H2, H5, H11...)
Homopolaire : h = 3k (H3, H9, H15...)
📈 Distorsion harmonique : THD-F, THD-R & TDD ?
Entrez le fondamental et l'amplitude de chaque rang (en % du fondamental). Le calculateur donne le THD-F (référence des normes) et le THD-R (référence efficace), plus le courant efficace, le facteur de puissance et la conformité.
A rms
THD-F ? (réf. fondamental) — définition des normes :
THD-F = √(V2² + V3² + …) / V1
THD-F = √(V2² + V3² + …) / V1
THD-R ? (réf. valeur efficace) :
THD-R = √(V2² + V3² + …) / Veff
avec Veff = √(V1² + V2² + V3² + …)
THD-R = √(V2² + V3² + …) / Veff
avec Veff = √(V1² + V2² + V3² + …)
Relation de passage :
THD-R = THD-F / √(1 + THD-F²) (borné à 100 %)
THD-R = THD-F / √(1 + THD-F²) (borné à 100 %)
Le piège : à faible taux, THD-F ≈ THD-R. À fort taux, le THD-R sature (plafond 100 %) alors que le THD-F peut dépasser 100 %. Les normes (EN 50160, IEEE 519) s'expriment toujours en THD-F. Vérifiez le réglage F/R de l'analyseur avant toute comparaison.
Rappel courant : en courant, préférez le TDD (réf. IL fixe)
au THD-I, qui explose à faible charge (le fondamental instantané devient très petit).
Correspondance THD-F → THD-R
| THD-F | THD-R |
|---|---|
| 10 % | 9,95 % |
| 30 % | 28,7 % |
| 50 % | 44,7 % |
| 75 % | 60,0 % |
| 100 % | 70,7 % |
| 150 % | 83,2 % |
Courbe THD-R = f(THD-F)
Le point marque la dernière valeur du calculateur. La diagonale pointillée = zone où F ≈ R.
Le spectre (I1 et rangs H3…H13) est repris du sous-onglet Calculateur F/R. Renseignez ici le courant de charge maximal et le courant de court-circuit au PCC.
A
A
TDD = √(ΣIh²) / IL avec Ih = (Hh% / 100) × I1
√(ΣIh²) = I1 × THD-F / 100
√(ΣIh²) = I1 × THD-F / 100
Limites TDD — IEEE 519-2014 (Tableau 2, < 69 kV)
| ICC / IL | Limite TDD |
|---|---|
| < 20 | 5,0 % |
| 20 – 50 | 8,0 % |
| 50 – 100 | 12,0 % |
| 100 – 1000 | 15,0 % |
| > 1000 | 20,0 % |
Plus le rapport de court-circuit ICC/IL est élevé (réseau « solide »), plus la limite globale de courant harmonique tolérée est haute. Les limites par rang individuel sont plus strictes.
⚡ Selecteur de charge — Profil harmonique ?
📊 Spectre harmonique
📈 Forme d'onde
📜 Fiche technique ?
📊 Indicateurs
📊 Comparaison de signatures harmoniques ?
💡 Focus IRVE : Courant harmonique d'un redresseur 6 pulses ?
Theorie : Le pont de Graetz triphase redresse la tension triphasee en commutant 6 thyristors/diodes.
Le courant absorbe cote AC n'est pas sinusoidal : il est forme de creneaux.
Harmoniques caracteristiques :
• Rangs : h = 6k ± 1 avec k = 1, 2, 3...
• Amplitude theorique : Ih = I1 / h
• H5 = 20%, H7 = 14.3%, H11 = 9.1%, H13 = 7.7%
• THD theorique = 28.5%
En pratique (borne DC 50kW) :
• THD mesure : 22-26% (attenue par l'impedance de ligne)
• H5 = 16-20%, H7 = 10-14%
• Solution : filtre passif H5/H7 ou topologie Vienna (PFC)
Harmoniques caracteristiques :
• Rangs : h = 6k ± 1 avec k = 1, 2, 3...
• Amplitude theorique : Ih = I1 / h
• H5 = 20%, H7 = 14.3%, H11 = 9.1%, H13 = 7.7%
• THD theorique = 28.5%
En pratique (borne DC 50kW) :
• THD mesure : 22-26% (attenue par l'impedance de ligne)
• H5 = 16-20%, H7 = 10-14%
• Solution : filtre passif H5/H7 ou topologie Vienna (PFC)
📋 Tableau comparatif des sources harmoniques IRVE
| Equipement | THD-I typique | Rangs dominants | Impact reseau | Norme applicable |
|---|---|---|---|---|
| Borne AC 7 kW | 15-25% | H3, H5, H7 | Surcharge neutre | IEC 61000-3-2 |
| Borne AC 22 kW tri | 8-15% | H5, H7, H11 | Echauffement transfo | IEC 61000-3-12 |
| Borne DC 50 kW | 20-30% | H5, H7, H11, H13 | Resonance, distorsion tension | IEEE 519 |
| Borne DC 150 kW HPC | 3-5% | H11, H13 (si PFC) | Faible (PFC actif) | IEC 61000-3-12 |
| Parking 10 bornes AC | 20-28% | H5, H3, H7 | Neutre charge (~40% Iph) | NF C 15-100 §7-722 |
| Driver LED | 50-130% | H3, H5, H7, H9 | H3 domine, cumul neutre | IEC 61000-3-2 |
| Variateur VFD | 30-45% | H5, H7 | H5/H7 dominants | IEC 61000-3-12 |
📡 Parametres reseau ?
📊 Analyse de resonance ?
Z(f) = √(R² + (ωL - 1/ωC)²)
fr = 1 / (2π√(L×C)) | Q = (2πfr × L) / R
fr = 1 / (2π√(L×C)) | Q = (2πfr × L) / R
📈 Courbe d'impedance Z(f)
⚡ Sommation multi-sources ?
📊 Spectre resultant
📈 Reconstruction temporelle
📡 Attenuation par distance de cable ?
| Rang | Fréq (Hz) | Impédance (Ω) | Atténuation (% perdu) | Transmission (% transmis) |
|---|
📈 Courbe d'atténuation vs rang harmonique
Lecture : la barre indique la fraction du signal perdue dans le câble (atténuation). Plus le rang est élevé, plus la perte est forte (effet inductif + effet de peau). À distance courte (10 m), même H25 est peu atténué ; à longue distance (500 m+), seuls les rangs bas se propagent loin.
📡 Impact des harmoniques sur la charge IRVE en cours ?
Effets constates sur site :
THD-U > 5% — Erreurs mesure compteur (+/- 3%)
THD-U > 8% — Distorsion signal CP (IEC 61851)
THD-U > 12% — Surchauffe cable, declenchement DDR
THD-U > 15% — Perturbation PLC/OCPP, panne OBC
Recommandations :
• Maintenir THD-U < 5% au point de raccordement
• Filtre actif si THD-I > 15% au TGBT
• Transfo dedie K-13 pour parkings > 5 bornes
• Filtre actif si THD-I > 15% au TGBT
• Transfo dedie K-13 pour parkings > 5 bornes
🔌 Propagation au Point de Couplage Commun (PCC) ?
Source polluante
Impédances réseau (vues par l'harmonique)
Loi de Kirchhoff au noeud Jeu de barres 2 :
Ivers PCC = Ih × Zcharges / (Zcharges + Zamont + ZJdB1-2)
Ivers charges = Ih × (Zamont + ZJdB1-2) / (Zcharges + Zamont + ZJdB1-2)
Vh@PCC = Ivers PCC × Zs
Ivers PCC = Ih × Zcharges / (Zcharges + Zamont + ZJdB1-2)
Ivers charges = Ih × (Zamont + ZJdB1-2) / (Zcharges + Zamont + ZJdB1-2)
Vh@PCC = Ivers PCC × Zs
Lecture : l'épaisseur des flèches rouges est proportionnelle au courant harmonique qui les traverse. Plus une flèche est épaisse, plus ce chemin transporte de pollution. La case « Vh au PCC » en haut à gauche donne la tension harmonique imposée au réseau public.
🔌 Compatibilité électromagnétique (CEM) des bus de communication IRVE ?
Bus OCPP (borne → supervision) — porté par Éthernet ou 4G, hors câble de puissance. Peu sensible aux harmoniques de puissance, mais les transitoires (IEC 61000-4-4/-5) peuvent réinitialiser le contrôleur et couper la remontée des StatusNotification.
CPL / HomePlug Green PHY (ISO 15118) — le courant porteur en ligne module le signal sur le pilote de contrôle. Bande 2–30 MHz : les harmoniques BF (≤ 2 kHz) ne gênent pas directement, mais les encoches de commutation et le bruit large bande des convertisseurs dégradent le rapport signal/bruit (essais IEC 61000-4-6).
Pilote de contrôle (CP) / détection de proximité (PP) — IEC 61851 — le CP est un signal MLI ±12 V à 1 kHz (le rapport cyclique code le courant admissible) ; la PP est un simple niveau continu codé par résistance (calibre du câble). Un THD-U élevé ou des surtensions transitoires déforment les paliers de tension du CP et faussent la lecture du rapport cyclique côté véhicule.
Immunité requise — une borne conforme passe les essais IEC 61000-4-2/-4/-5/-6/-11/-13. Le scénario « péage qui plante » de l'onglet Investigation illustre un défaut d'immunité conduite.
| Essai | Perturbation | Effet possible sur la borne |
|---|---|---|
| IEC 61000-4-2 | Décharges électrostatiques | Blocage écran / lecteur RFID |
| IEC 61000-4-4 | Transitoires rapides en salves | Réinitialisation du contrôleur, coupure OCPP |
| IEC 61000-4-5 | Onde de choc 1,2/50 µs | Destruction carte si parafoudre absent |
| IEC 61000-4-6 | Perturbations conduites RF | Perte de session CPL / ISO 15118 |
| IEC 61000-4-11 | Creux & coupures brèves | Redémarrage borne, session interrompue |
| IEC 61000-4-13 | Harmoniques & inter-harmoniques | Erreur de mesure, échauffement |
🌐 Constructeur réseau IRVE — Load-flow simplifié ?
1 · Configuration
2 · Schéma
3 · Profil V
4 · Résultats
Transformateur HTA/BT
kVA
% (4-6 typique)
PFC actif > 0.95
Départs (feeders)
📋 Schéma réseau détaillé
Couleurs : vert = V ≥ 97 %, orange = 95-97 %, rouge = V < 95 %
Lecture : HTA → transfo → jeu de barres TGBT → départs (un par ligne) → bornes individuelles. La tension en bout de chaque départ est colorée selon la conformité NF C 15-100 §525.
📊 Profil de tension le long des départs
Seuils : 100 % référence · 95 % limite NF C 15-100 (chute 5 %)
Lecture : chaque courbe colorée correspond à un départ. La tension chute progressivement de l'origine (TGBT, à gauche) jusqu'à la dernière borne. Si la courbe passe sous la ligne 95 %, le départ n'est pas conforme NF C 15-100.
📝 Résultats détaillés et conformité
Modèle : ΔU% = (P/U) × (R·cosφ + X·sinφ) × L · 100 / Un — NF C 15-100 §525 : chute totale origine → point de livraison ≤ 5 % (8 % grandes longueurs).
Inspiré PyPSA : philosophie composants (Bus, Line, Load, Transformer). Approximation linéaire (LOPF) sans itération Newton-Raphson.
Inspiré PyPSA : philosophie composants (Bus, Line, Load, Transformer). Approximation linéaire (LOPF) sans itération Newton-Raphson.
Echauffement
Pertes Joule supplementaires dans les cables et transformateurs. P = R × Irms²
THD 80% = pertes x1.64Surcharge neutre
Les harmoniques de rang 3k s'additionnent dans le neutre : IN = 3 × IH3
I_N > I_phase !Cos phi degrade
FP = cos(φ) / √(1 + THD²/10000)
THD 80% : FP × 0.78Declenchements DDR
Courants de fuite HF non detectes par DDR type AC. Type B obligatoire pour IRVE DC.
NF C 15-100 §7-722Destruction condensateurs
Xc diminue avec f : surcourant proportionnel au rang harmonique
Ic_h = h × Ic_1Perturbations CEM
Interferences sur bus OCPP, PLC, signaux CP/PP (IEC 61851)
IEC 61000-4-x⚡ Courant et section du neutre ?
A
%
%
%
mm²
mm²
A
A
📈 Courants triphasés + neutre ?
⚠ Pourquoi le neutre porte-t-il du courant ?
En triphasé équilibré sans harmoniques, Va+Vb+Vc=0 à chaque instant, donc IN=0.
Mais les harmoniques de rang 3k (H3, H9, H15…) sont homopolaires :
elles tournent à 3×120°=360°, 9×120°=1080°… donc en phase sur les 3 phases.
Résultat : elles s'additionnent dans le neutre au lieu de s'annuler.
IN = 3 × √(IH3² + IH9² + IH15² + …)
Lecture normative : le courant physique issu du spectre et le courant de dimensionnement du tableau 52.20 sont affichés séparément. La section n'est validée que si la relation phase/neutre et les intensités admissibles corrigées sont toutes satisfaites.
💡 Facteur K — Derating transformateur ?
kVA
%
📊 Degradation du facteur de puissance par les harmoniques ?
Formule :
FP = DPF × DF = cos(φ) / √(1 + THD²/10000)
Ou :
• DPF = Displacement Power Factor = cos(φ)
• DF = Distortion Factor = 1/√(1 + THD²/10000)
Exemple IRVE :
• Borne AC 7 kW : cos(φ) = 0.98, THD-I = 17%
• DF = 1/√(1 + 0.17²) = 0.986
• FP = 0.98 × 0.986 = 0.966
• Parking 10 bornes : cos(φ) = 0.95, THD-I = 24%
• DF = 1/√(1 + 0.24²) = 0.972
• FP = 0.95 × 0.972 = 0.923
FP = DPF × DF = cos(φ) / √(1 + THD²/10000)
Ou :
• DPF = Displacement Power Factor = cos(φ)
• DF = Distortion Factor = 1/√(1 + THD²/10000)
Exemple IRVE :
• Borne AC 7 kW : cos(φ) = 0.98, THD-I = 17%
• DF = 1/√(1 + 0.17²) = 0.986
• FP = 0.98 × 0.986 = 0.966
• Parking 10 bornes : cos(φ) = 0.95, THD-I = 24%
• DF = 1/√(1 + 0.24²) = 0.972
• FP = 0.95 × 0.972 = 0.923
🔥 Simulateur d'echauffement des cables ?
A
%
mm2 Cu
m
🔧 Instruments de mesure harmonique ?
| Instrument | Mesure | Precision |
|---|---|---|
| Analyseur de reseau (Chauvin-Arnoux) | THD, spectre H1-H50, puissances | Classe A (IEC 61000-4-30) |
| Pince harmonique | THD-I, rangs individuels | ± 2% rdg |
| Oscilloscope + FFT | Forme d'onde + spectre | Depend de la sonde |
| Enregistreur qualite | THD sur 1 semaine (EN 50160) | Classe S |
Norme de mesure : IEC 61000-4-7
Fenetre : 10 periodes (200 ms a 50 Hz)
Groupement : sous-groupes harmoniques
Fenetre : 10 periodes (200 ms a 50 Hz)
Groupement : sous-groupes harmoniques
Filtre passif LC
Circuit LC serie accorde sur un rang specifique. Simple, economique, apporte du reactif.
Rang 5, 7, 11Filtre actif
Injection de contre-harmoniques en temps reel (FFT). Corrige tous les rangs simultanement.
THD < 5%Redresseur 12 pulses
Double pont de Graetz dephase 30 deg. Elimine H5 et H7.
THD ~ 12%PFC actif
Convertisseur boost imposant un courant sinusoidal. Standard dans les bornes HPC modernes.
THD < 5%Transfo K-rated
Transformateur concu pour les pertes par courants de Foucault (IEEE C57.110).
K = 4..20Reactance desaccordee
Inductance serie 3-14% pour desaccorder la resonance et proteger les condensateurs.
f_r 134-189 Hz🔧 Dimensionnement filtre passif LC ?
V
kvar
📈 Resonance reseau ?
MVA
kvar
📊 Comparaison avant / apres filtrage ?
📚 Cas pratiques IRVE — Solutions mises en oeuvre
Parking supermarche 20 bornes AC
Probleme : THD-I = 28%, neutre en surcharge (135%), declenchements DDR.
Solution : Filtre actif 100A au TGBT + transfo K-8 + DDR type A-SI.
Resultat : THD-I = 4.2%, neutre a 42% Iph.
Cout : ~12k EURStation autoroute 4 bornes DC 150kW
Probleme : THD-I = 22% (6 pulses), resonance H5 avec condensateurs ERDF.
Solution : Bornes avec PFC actif (Alpitronic HYC-300) + reactance 7%.
Resultat : THD-I = 3.8%, resonance eliminee.
PFC integre en usineImmeuble copropriete 30 bornes AC 7kW
Probleme : THD-I = 32%, H3 = 18% (monophase), I_neutre = 155% Iph.
Solution : Filtre actif 4 fils + neutre surdimensionne (2x section phase).
Resultat : THD-I = 5.5%, I_neutre = 28% Iph.
Cout : ~18k EURSite industriel : VFD + 5 bornes AC
Probleme : THD-I = 38%, cumul VFD + IRVE, transfo standard 630 kVA sature.
Solution : Selfs de ligne 3% sur VFD + filtre passif H5/H7 + transfo K-13.
Resultat : THD-I = 9%, transfo a 72% de charge.
Cout : ~25k EUR📑 Arbre de decision — Choix de la solution de filtrage ?
1. THD-I < 5% → Aucune action necessaire. Conforme EN 50160 et IEEE 519.
2. THD-I 5-15% → Self de ligne 3-5% en amont des bornes. Solution simple et economique.
3. THD-I 15-25% → Filtre passif LC accorde sur H5/H7 si spectre connu et stable.
4. THD-I > 25% → Filtre actif obligatoire. Dimensionner a 30% de I_nominal pour couvrir les harmoniques.
5. Neutre > Iphase → Filtre actif 4 fils + section neutre ≥ section phase (NF C 15-100).
6. Transfo existant → Calculer le facteur K. Si K > 4 : transfo K-rated ou derating.
7. Condensateurs de compensation → Verifier la resonance (n_r = √(Scc/Qc)). Si n_r proche de H5 ou H7 : reactance desaccordee 7%.
2. THD-I 5-15% → Self de ligne 3-5% en amont des bornes. Solution simple et economique.
3. THD-I 15-25% → Filtre passif LC accorde sur H5/H7 si spectre connu et stable.
4. THD-I > 25% → Filtre actif obligatoire. Dimensionner a 30% de I_nominal pour couvrir les harmoniques.
5. Neutre > Iphase → Filtre actif 4 fils + section neutre ≥ section phase (NF C 15-100).
6. Transfo existant → Calculer le facteur K. Si K > 4 : transfo K-rated ou derating.
7. Condensateurs de compensation → Verifier la resonance (n_r = √(Scc/Qc)). Si n_r proche de H5 ou H7 : reactance desaccordee 7%.
📜 Normes et limites harmoniques
| Norme | Perimetre | THD max | Application IRVE |
|---|---|---|---|
| IEC 61000-3-2 (2018+A1:2020) | Equipements ≤ 16A | Limites par rang (Class A/B/C/D) | Borne AC 3.7 kW — Class A |
| IEC 61000-3-12 (2024) | Equipements 16-75A | Limites par rang + Rsce | Borne AC 7-22 kW |
| IEC 61000-3-12 / IEC/TS 61000-3-4 (>75A) | Chargeurs IRVE forte puissance | Limites d'emission par rang | Bornes DC HPC, PV+IRVE |
| IEC 61851-21-2 (2024) | CEM bornes IRVE AC/DC | Emissions conduites + rayonnees | Toutes bornes IRVE |
| IEEE 519-2022 | Point de couplage PCC | 8% (V ≤ 1kV) | TDD | Station DC + notching |
| EN 50160 (2023) | Qualite tension distribution | 8% THD-U | Plt ≤ 1 | Reseau public |
| EN 50549-1 (2019) | Injection BT (V2G/PV) | 5% THD-I injection | V2G bidirectionnel |
| EN 61000-4-15 (2010) | Methode flickermetre Pst/Plt | Mesure (limites : EN 61000-3-3 emission Pst≤1/Plt≤0.65 ; EN 50160 Plt≤1) | IRVE DC demarrages |
| EN 61000-4-30 (2015) | Methodes mesure Classe A/S/B | Precision ± 0.1% | Audit qualite reseau |
| NF C 15-100 §7-722 (2024) | Installation BT IRVE | Dimensionnement N + DDR type B | Section neutre IRVE |
| IEEE C57.110-2018 | Transformateurs avec harm. | Facteur K, FHL | Transfo parking IRVE |
EN 50160 — Limites par rang (tension) :
H3 ≤ 5% | H5 ≤ 6% | H7 ≤ 5% | H9 ≤ 1.5% | H11 ≤ 3.5% | H13 ≤ 3%
THD global ≤ 8% (95% du temps sur 1 semaine, intervalles de 10 min)
H3 ≤ 5% | H5 ≤ 6% | H7 ≤ 5% | H9 ≤ 1.5% | H11 ≤ 3.5% | H13 ≤ 3%
THD global ≤ 8% (95% du temps sur 1 semaine, intervalles de 10 min)
🌙 Inter-harmoniques (IEC 61000-4-7) ?
Battement : fbattement = |fih - h×f1|
Ex : fih=125Hz, H3=150Hz ⇒ battement à 25 Hz (visible à l'oeil!)
Detection : FFT avec fenetre ≥ 200 ms (IEC 61000-4-7 §5.3)
Ex : fih=125Hz, H3=150Hz ⇒ battement à 25 Hz (visible à l'oeil!)
Detection : FFT avec fenetre ≥ 200 ms (IEC 61000-4-7 §5.3)
📈 Forme d'onde avec battement
Battement visible : enveloppe oscillante. Cause de flicker si fbatt ∈ [0.5, 25] Hz (zone sensible vision).
💡 Flicker (papillotement) Pst / Plt — EN 61000-4-15 ?
% modulation tension
Hz (changements/min /120)
Pst = (ΔV/V) × F(fm) × Kforme
F(8.8 Hz) = 1 (sensibilite max oeil/lampe)
Plt = ∛(Σ Pst,i³ / 12) sur 12 mesures de 10 min
F(8.8 Hz) = 1 (sensibilite max oeil/lampe)
Plt = ∛(Σ Pst,i³ / 12) sur 12 mesures de 10 min
📊 Courbe de sensibilite oeil + lampe
Pic de sensibilite a 8.8 Hz (lampe incandescente 60W). Limites : EN 61000-3-3 (emission) Pst ≤ 1.0 / Plt ≤ 0.65 ; EN 50160 (reseau) Plt ≤ 1.
⚡ Notching — Encoches de commutation (IEEE 519 §5.4) ?
Notch Area = profondeur × largeur (V.μs)
Limite IEEE 519 (V ≤ 480V) : 22 800 V.μs (systeme general)
Profondeur max : 20% (general) / 50% (dedie)
Limite IEEE 519 (V ≤ 480V) : 22 800 V.μs (systeme general)
Profondeur max : 20% (general) / 50% (dedie)
📈 Tension reseau avec encoches
Six encoches par cycle (un par commutation thyristor). Spectre genere : harmoniques de tres haut rang (kHz), interferences PLC/OCPP.
🍉 Effet de peau (skin effect) sur les harmoniques ?
Profondeur de peau δ = √(2ρ / (ωμ))
50 Hz Cu : δ = 9.3 mm | 250 Hz : δ = 4.2 mm | 1250 Hz : δ = 1.9 mm
Rh / RDC ≈ √h pour gros conducteurs (rayon > δ)
50 Hz Cu : δ = 9.3 mm | 250 Hz : δ = 4.2 mm | 1250 Hz : δ = 1.9 mm
Rh / RDC ≈ √h pour gros conducteurs (rayon > δ)
⚙ Desequilibre triphase + composantes symetriques ?
V
V
V
deg
deg
Composantes de Fortescue :
Vd = (V1 + a·V2 + a²·V3) / 3
Vi = (V1 + a²·V2 + a·V3) / 3
Vh = (V1 + V2 + V3) / 3 où a = ej2π/3
Taux desequilibre = |Vi| / |Vd| × 100% — Limite EN 50160 : ≤ 2%
Vd = (V1 + a·V2 + a²·V3) / 3
Vi = (V1 + a²·V2 + a·V3) / 3
Vh = (V1 + V2 + V3) / 3 où a = ej2π/3
Taux desequilibre = |Vi| / |Vd| × 100% — Limite EN 50160 : ≤ 2%
Diagramme vectoriel des 3 phases et composantes D/I/H
Interaction harmoniques : H5 amplifie l'inverse, H3 amplifie l'homopolaire
Interaction harmoniques : H5 amplifie l'inverse, H3 amplifie l'homopolaire
🎨 Spectrogramme temps-frequence ?
🎵 Sonification — Ecouter les harmoniques ?
Ajustez si trop faible/fort
Astuce pedagogique : commencez par "Pur" puis ajoutez progressivement H3 et H5. La distorsion est immediatement audible.
Note : Le signal reseau 50 Hz est audible mais tres grave (peu restitue par un petit haut-parleur) ; cette demo le transpose 2 octaves plus haut (200 Hz).
Note : Le signal reseau 50 Hz est audible mais tres grave (peu restitue par un petit haut-parleur) ; cette demo le transpose 2 octaves plus haut (200 Hz).
📊 Visualisation temps reel
📱 Oscilloscope virtuel temps reel ?
Conformite IEC 61000-4-30 Classe A : precision ± 0.1% V, fenetre 200 ms (10 cycles 50 Hz), agregation 3s / 10 min / 2h.
Mesures : Vpp, Vcrete, Vrms, I1/2/3, IN (homopolaire), THD, facteur crete Fc, FP, P, Q, S, D.
Triphase : Phases dephasees de 120°. Neutre : IN = 3 × √(Σ Ih=3k²) (homopolaires s'additionnent).
Mesures : Vpp, Vcrete, Vrms, I1/2/3, IN (homopolaire), THD, facteur crete Fc, FP, P, Q, S, D.
Triphase : Phases dephasees de 120°. Neutre : IN = 3 × √(Σ Ih=3k²) (homopolaires s'additionnent).
⚡ Courbe ITIC / CBEMA + SEMI F47 ?
■ PROHIBITED — risque dommage materiel ·
■ NO DAMAGE — fonctionnement perdu (pas casse) ·
− − − SEMI F47 — tenue creux IGBT
Algorithme : classification par point-in-polygon (inspiree OPQ/openpowerquality)
Application IRVE : les bornes AC tolerent ~80% (EN 61851), les bornes DC avec PFC actif tiennent jusqu à 60% pendant 200 ms. La SEMI F47 est plus stricte et s applique aux composants semi-conducteurs internes (IGBT redresseur).
Application IRVE : les bornes AC tolerent ~80% (EN 61851), les bornes DC avec PFC actif tiennent jusqu à 60% pendant 200 ms. La SEMI F47 est plus stricte et s applique aux composants semi-conducteurs internes (IGBT redresseur).
📊 Matrice IEEE 1159 — Classification des événements ?
| Magnitude \ Durée | Instantaneous 0.5 – 30 cycles (10 – 600 ms) |
Momentary 30 cycles – 3 s (0.6 – 3 s) |
Temporary 3 s – 1 min |
Sustained > 1 min |
|---|---|---|---|---|
| Interruption V < 10 % |
Inst. Interruption | Mom. Interruption | Temp. Interruption | Sustained Interrupt. |
| Sag (creux) 10 – 90 % |
Instantaneous Sag | Momentary Sag | Temporary Sag | Undervoltage |
| Normal 90 – 110 % |
Aucun événement — régime nominal | |||
| Swell (surtension) 110 – 180 % |
Instantaneous Swell | Momentary Swell | Temporary Swell | Overvoltage |
| Transient < 0.5 cycle |
Impulsive / Oscillatory Transient — foudre, manoeuvres | |||
Cliquez sur une cellule pour le détail IRVE (cause, impact borne, parade)
📈 Simulateur d'événement triphasé ?
% nominal
ms
Défaut phase-terre : 1 phase chute, 2 phases saines parfois rehaussées (effet capacitif)
Défaut biphasé : 2 phases à ~50%, 1 phase quasi-intacte
Triphasé symétrique : 3 phases chutent également (rare, sauf court-circuit triphasé)
Défaut biphasé : 2 phases à ~50%, 1 phase quasi-intacte
Triphasé symétrique : 3 phases chutent également (rare, sauf court-circuit triphasé)
📊 Formes d'onde Va, Vb, Vc
▶ Player d'événements PQ pré-enregistrés ?
t = 0 ms
/ 0 ms
📊 Replay temporel + Vrms glissant
Trace orange = V instantanée · Trace bleue = Vrms (fenêtre 10 ms = 1/2 cycle 50 Hz) · Bandes colorées = zones ITIC
✅ Tableau de bord conformité EN 50160 ?
Ajustez les sliders pour simuler les paramètres mesurés sur site et observer la conformité EN 50160.
Mesures Classe A (IEC 61000-4-30) : agrégation 200 ms, 3 s, 10 min, 2 h sur 1 semaine glissante.
Conformité site : tous les paramètres en zone verte (95 % à 100 % du temps selon le paramètre).
Conformité site : tous les paramètres en zone verte (95 % à 100 % du temps selon le paramètre).
📜 Référence : normes et seuils de classification
| Norme | Domaine | Seuils-clés | Application IRVE |
|---|---|---|---|
| EN 50160 | Qualité tension fournie BT/HTA | V ±10 %, f ±1 %, THD ≤ 8 %, Plt ≤ 1, déséq. ≤ 2 % | Référence contractuelle Enedis ↔ exploitant borne |
| ITIC / CBEMA | Tolérance équipement IT (V vs durée) | 3 zones (PROHIBITED, NO INTERRUPTION, NO DAMAGE) | Spécification automate borne, IHM tactile |
| SEMI F47 | Tolérance semi-conducteur (IGBT) | 50% à 200 ms, 70% à 500 ms, 80% à 1 s, 90% > 1 s | Redresseur DC, PFC actif des bornes HPC |
| IEEE 1159-2019 | Classification phénomènes PQ | 5 catégories magnitude × 4 durées | Reporting, post-mortem incidents récurrent |
| IEC 61000-4-30 Cl. A | Précision instrument | ±0.1 % V, fenêtre 200 ms, agrégation normalisée | Analyseur réseau certifié (Fluke 435-II, C.A 8336) |
| EN 61851-1 | Borne AC : tolérance V | Fonctionnement entre 80 % et 110 % Vn | Borne AC type 2 (3.7 / 7 / 11 / 22 kW) |
| EN 61851-23 / -24 | Borne DC : tolérance V/I | Suivi profil VEV demandé par BMS via CAN | Borne DC (50 à 350 kW) |
🔍 Sélection du scénario ?
🔧 Étape 1 — Quels outils du lab utiliser ? ?
💡 Étape 2 — Indices progressifs ?
✍ Étape 3 — Posez votre diagnostic ?
🏆 Progression
🎓 Quiz d'evaluation — 10 questions ?
Répondez à chaque question puis cliquez « Valider cette question » pour voir la correction immédiate. L'onglet Bilan affiche votre score global.
💰 Calculateur economique — Cout des harmoniques & ROI ?
bornes
kW
h/an
%
EUR/kWh
kVA
Pertes Joule supplementaires : ΔP = R·I1²·(THD/100)²
Cout annuel : Padd × heures × prix &eur;/kWh
Filtre actif : ~1500&eur;/kVA, dimensionne a 30% Inom
Transfo K-13 : +25% prix vs standard
Cout annuel : Padd × heures × prix &eur;/kWh
Filtre actif : ~1500&eur;/kVA, dimensionne a 30% Inom
Transfo K-13 : +25% prix vs standard
🔌 Mode V2G bidirectionnel (EN 50549-1) ?
kW
%
EN 50549-1 (injection BT) : THD-I < 5%, H3 < 4%, H5 < 4%, H7 < 3%
EN 61000-3-3 : Pst ≤ 1.0 pour fluctuations rapides
Sequence anti-ilotage : coupure < 200 ms si reseau hors specs (frequence, U)
EN 61000-3-3 : Pst ≤ 1.0 pour fluctuations rapides
Sequence anti-ilotage : coupure < 200 ms si reseau hors specs (frequence, U)
Comparaison G2V vs V2G : en injection, le PFC actif fonctionne en mode onduleur, generant un spectre legerement different (H3 reduit, H5/H7 similaires).