Table des matières
Introduction
Objectifs
- Cartographier un système Smart Grid sur les trois axes du SGAM (domaines, zones, couches d'interopérabilité) et y repérer les lacunes.
- Distinguer SCADA, ADMS, DERMS et VPP par leur périmètre, leur horizon et leur modèle de réseau.
- Simuler une séquence d'auto-cicatrisation (FLISR), calculer SAIDI, SAIFI, MAIFI et l'énergie non distribuée, et justifier un plan d'automatisation.
- Comparer les stratégies de réglage de tension : réglage local, IVVC centralisé, IVVC/r avec onduleurs intelligents, CVR.
- Agréger des DER en centrale virtuelle, piloter la recharge des véhicules (V1G, V2G) et simuler l'îlotage d'un micro-réseau.
- Choisir les modèles de données et protocoles (CIM, IEC 61850, DLMS/COSEM, IEC 60870-5-104, Modbus, OCPP, OpenADR, IEEE 2030.5).
- Rédiger une fiche de cas d'usage IEC 62559 et conduire les cinq phases d'un projet en AMOA.
Prérequis : niveaux 2 et 5. Source : Guide de spécialisation et cadre de consultance Smart Grids (L. Thiaw, ESP-UCAD, octobre 2026). Les calculs sont faits par le serveur NRJXpert. Durée : 30 h et un projet.
6.1 Architecture SGAM (IEC SRD 63200)
Le Smart Grid Architecture Model est né du mandat européen M/490 (groupe CEN-CENELEC-ETSI, aujourd'hui SEG-CG : documents SG-CG/M490/C, 2012 et SG-CG/M490/K, 2014) et est formalisé au niveau international par l'IEC SRD 63200 (modélisation UML, ontologie OWL). Il donne un langage commun aux producteurs, gestionnaires de transport (TSO) et de distribution (DSO), acteurs des DER et consommateurs. Trois usages : cartographier un système sur ses couches, positionner les normes, délimiter le périmètre des comités.
| Axe | Composantes | Rôle |
|---|---|---|
| Domaines | Production centralisée, Transport, Distribution, DER, Installations clients | Chaîne de valeur de l'énergie |
| Zones | Processus, Terrain, Poste, Exploitation, Entreprise, Marché | Hiérarchie de contrôle, de l'équipement primaire au marché |
| Couches (GWAC) | Business, Function, Information, Communication, Component | Interopérabilité : métier, fonctions, sémantique, transport, matériel |
- Business : processus métiers, cadre réglementaire, modèles économiques ;
- Function : cas d'usage (IEC 62559) et exigences (IEC SRD 62913), indépendants de la technologie ;
- Information : sémantique et syntaxe des données (CIM, IEC 61850) ;
- Communication : protocoles, transport, adressage ;
- Component : équipements primaires, IED, calculateurs, passerelles grid-edge.
Dans une démarche d'ingénierie système, le SGAM sert d'outil d'analyse d'écart (gap analysis) : à chaque intersection (domaine, zone, couche), on vérifie qu'un standard existe, qu'il est utilisé par tous les acteurs et qu'aucune rupture d'interopérabilité ne subsiste.
TP 6.1 — Cartographier le réseau dessiné dans NRJXpert
Ouvrir exemples/smartgrid_deux_departs.nxp (Aide › Ouvrir un exemple du tutoriel). Pour chaque symbole de la palette
« Réseau intelligent » et « Ressources décentralisées », placer dans l'outil ci-dessus l'équipement (couche Component), son protocole
(Communication) et son modèle de données (Information). Puis utiliser Outils › Liste des points de téléconduite : chaque ligne du
fichier produit correspond à une flèche entre deux zones (Terrain → Poste → Exploitation).
6.2 Conduite OT/IT : SCADA, ADMS, DERMS
Le passage d'une distribution passive à des réseaux actifs, riches en DER, impose d'aligner les technologies opérationnelles (OT) et l'informatique (IT) (EPRI P174, IEEE 2030.11-2021 pour les DERMS) :
| Système | Périmètre | Horizon | Modèle de réseau | Équivalent dans NRJXpert |
|---|---|---|---|---|
| SCADA | Téléconduite, acquisition, ordres élémentaires | Temps réel strict (ms à s) | Postes et IED | Liste des points (§ 6.8) |
| ADMS | Optimisation topologique, load flow, coupures (OMS), qualité | Secondes à minutes | Modèle complet des départs | Load flow de distribution, FLISR, IVVC |
| DERMS | Agrégation, prévision, contrôle collectif des DER, BESS et charges | Minutes au jour suivant | Agrégé ou îlots d'automatisation | Séries temporelles, OPF, VPP (contrôle réseau) |
Le DMS garantit la sécurité physique (limites thermiques et de tension) ; le DERMS maximise la disponibilité et le productible des DER. Deux architectures : centrée sur le DMS (modèle de réseau unique, mais exigence temps réel forte pour l'ADMS) ou par îlots d'automatisation (le DERMS gère localement des îlots à haute disponibilité, le DMS garde la vue consolidée) — recommandée quand l'ADMS existant n'est pas temps réel ou que le modèle est très grand.
Exemple 6.2 — Pourquoi la « charge négative » ne suffit plus
Aux faibles taux d'EnR, le load flow du DMS assimile un DER à une charge négative. Avec une injection forte, ce modèle masque les
contraintes locales. Reprendre timeSeries_ieee33.xml (niveau 5) : à cos φ = 1, 6 h de surtension ; le même calcul avec Q(V)
n'en laisse que 4 — l'injection active et réactive au point de raccordement doit être modélisée.
6.3 Auto-cicatrisation (FLISR / FDIR) et fiabilité
Évolution des automatismes : réseau passif → auto-cicatrisation (FLISR) → régulation Volt/VAR (IVVC) → contrôle des onduleurs (IVVC/r). Le FLISR (Fault Location, Isolation and Service Restoration) combine des organes de coupure télécommandés (IACM), des indicateurs de passage de défaut (IPD) et un algorithme fondé sur le modèle du réseau :
- Détection : la protection la plus proche en amont (disjoncteur de départ, réenclencheur) déclenche ; les IPD envoient leurs alarmes (IEC 60870-5-104). Un défaut fugitif est éliminé par le réenclenchement : coupure brève seulement.
- Localisation : le défaut est en aval du dernier IPD « allumé » et en amont des IPD restés « éteints ».
- Isolement : ouverture des organes télécommandés qui encadrent la zone localisée ; un organe manuel ne peut pas servir, d'où une zone isolée parfois plus grande.
- Rétablissement : refermeture du disjoncteur pour l'amont, fermeture d'un organe normalement ouvert (NO) pour reporter l'aval sur un départ voisin, après vérification par load flow de la tension et des intensités ; sinon report partiel par blocs.
- Puis l'équipe localise exactement le tronçon, manœuvre les organes manuels et répare.
Dans NRJXpert
Palette Réseau intelligent : organe de coupure (disjoncteur de départ, réenclencheur, interrupteur, organe d'interconnexion ; état normal fermé / ouvert ; télécommandé ; IPD). Un organe ouvert est un circuit ouvert pour tous les calculs : le réseau maillé par les organes NO reste radial. Dans la boîte d'une charge : nombre de clients. Calcul Auto-cicatrisation (FLISR), fiabilité ; réglages dans Simulation › Paramètres des études DER › Auto-cicatrisation (élément en défaut, temps d'intervention, tension minimale et charge maximale après report, étude annuelle, coûts).
Exemple 6.3 — Deux départs 20 kV bouclables (fichier exemples/flisr_deux_departs.xml)
Départ A : DJ-A, L1 (3 km), A1 (0,6 MW, 300 clients), IACM-A1 (télécommandé, IPD), L2 (4 km), A2 (0,8 MW, 400), INT-A2 (interrupteur manuel sans IPD), L3 (3 km), A3 (0,5 MW, 250), IACM-A3, L4 (5 km), A4 (0,7 MW, 350). Départ B : DJ-B, L5, B1, IACM-B1, L6, B2. Organe NO1 télécommandé entre A4 et B2. Défaut permanent sur L3 ; λ = 0,1 /km/an ; réparation 4 h.
Résultats du serveur
| t | Avec FLISR | Sans automatisation |
|---|---|---|
| 0,1 s | Déclenchement de DJ-A : 1 300 clients, 2 600 kW coupés | |
| 20 s | IPD allumés : DJ-A, IACM-A1 ; défaut localisé dans {A2} + {A3} (INT-A2 n'a pas d'IPD) | — |
| 35 – 50 s | Ouverture télécommandée de IACM-A1 puis IACM-A3 | — |
| 65 s | Fermeture de NO1 : A4 (350 clients) reporté sur le départ B, Vmin 0,982 pu | — |
| 80 s | Refermeture de DJ-A : A1 (300 clients) | — |
| 60 – 80 min | Équipe : ouverture de INT-A2, fermeture de IACM-A1 : A2 (400 clients) | — |
| 90 min – 2,2 h | — | Recherche du défaut, ouverture de IACM-A3 et INT-A2, refermeture de DJ-A, fermeture de NO1 |
| 4 h | Réparation : A3 réalimenté | |
Clients en coupure longue : 650 avec FLISR (650 en coupure brève) contre 1 300 ; minutes-clients 92 000 contre 189 500 ; END 3 093 kWh contre 6 317 kWh. Étude annuelle (2,4 défaillances/an) : SAIDI 197,9 → 105,8 min/an, SAIFI 1,28 → 0,51 /an (MAIFI 0,77), END 13 520 → 7 276 kWh/an. Avec 6 organes télécommandés (4 MF) et 5 IPD (0,6 MF) : 27 MF investis, 6,25 MF/an d'END évitée à 1 000 F/kWh, temps de retour 4,3 ans.
TP 6.3 — Plan d'automatisation d'un départ
- Calculer l'exemple 6.3 (Simulation › Calculer un fichier réseau (XML)). Relever la séquence, les clients coupés et l'END.
- Rendre INT-A2 télécommandé avec IPD (
<remote>true</remote><fpi>true</fpi>) : de combien baisse le SAIDI annuel ? Le temps de retour reste-t-il acceptable ? - Limiter le courant admissible de L5 (
<Imax>= 60 A) : le report par NO1 devient partiel ou impossible ; expliquer avec le load flow du report. - Défaut fugitif : quelles coupures restent ? Quel indice les mesure ?
- Dessiner le même réseau dans le client avec la palette « Réseau intelligent » et retrouver les résultats.
6.4 Contrôle Volt/VAR intégré (IVVC, IVVC/r) et CVR
La chute de tension d'une branche vaut ΔU/U ≈ (R·P + X·Q)/U². Moyens de réglage : régleur en charge du transformateur du poste (prises de ±0,625 %), gradins de condensateurs, et — c'est l'IVVC/r — la puissance réactive des onduleurs intelligents (fonctions Volt/VAR et Volt/Watt, IEEE 1547-2018, EN 50549). Objectifs : pertes minimales, ou CVR (Conservation Voltage Reduction) : abaisser la tension dans la plage contractuelle réduit la consommation des charges sensibles à la tension (modèle ZIP).
Dans NRJXpert : symbole batterie de condensateurs à gradins (nombre de gradins, puissance d'un gradin, état initial) ; onduleurs PV et batteries ; calcul Contrôle Volt/VAR (IVVC), qui compare sur le profil de charge : S0 sans réglage, S1 réglage local (Q(V) des onduleurs, relais de tension des gradins), S2 IVVC centralisé (prise + gradins), S3 IVVC/r (+ réactif des onduleurs). Réglages : onglet « Volt/VAR » (objectif pertes / CVR, plage du régleur, modèle ZIP).
Exemple 6.4 — IEEE 33 nœuds avec 2 × 0,8 MWc et deux batteries à gradins (exemples/ivvc_ieee33.xml)
Résultats sur 24 h (objectif : pertes)
| Stratégie | Pertes (kWh/j) | Vmin / Vmax (pu) | Heures hors plage | Manœuvres régleur / gradins |
|---|---|---|---|---|
| S0 sans réglage | 1 664 | 0,913 / 1,013 | 6 | 0 / 0 |
| S1 réglage local | 1 097 (−34 %) | 0,943 / 1,022 | 4 | 0 / 7 |
| S2 IVVC centralisé | 1 022 (−39 %) | 0,985 / 1,050 | 0 | 16 / 7 |
| S3 IVVC/r | 947 (−43 %) | 0,994 / 1,050 | 0 | 18 / 9 |
Objectif CVR (charges 40/30/30 %) : l'énergie appelée au poste baisse de 1,72 % (S2) et 2,28 % (S3), la tension étant tenue au plus près de 0,95 pu ; les pertes augmentent un peu par rapport à l'objectif « pertes » — les deux objectifs s'opposent.
6.5 Centrales virtuelles (VPP) et agrégation
Le projet IEEE P2030.14 définit la VPP : un logiciel d'agrégation qui ordonnance un portefeuille hétérogène (PV, éolien, BESS, groupes de secours, stockage thermique, charges effaçables) comme un actif unique prévisible et contrôlable, capable de fournir réserve rapide, réponse en fréquence et effacement (demand response). L'IEEE 2030.4-2023 encadre les automatismes de contrôle (modèle SGIRM). L'orchestration couple prévisions à très court terme et load flow prédictif du DMS ; si le Volt/VAR local ne suffit pas, le DMS prépare des plans de manœuvre préventifs envoyés aux équipes (crew mobile).
Dans NRJXpert, calcul Centrale virtuelle (VPP) : gestion économique (MILP) des DER du schéma avec un programme d'échange demandé au point de raccordement (pénalité d'écart), la vente de réserve rapide, l'effacement, la recharge des VE ; puis contrôle du réseau par un load flow à chaque pas (rôle du DERMS) et enveloppe de flexibilité à la hausse et à la baisse.
Exemple 6.5 — Départ 20 kV : PV 1 MWc, batterie 0,5 MW / 1 MWh, 30 VE en V2G (exemples/vpp_ve_batterie.xml)
Résultats
Programme : 0,8 MW la nuit, 0,3 MW de 7 h à 18 h, 0,9 MW en pointe ; tarif 70 / 110 / 170 F/kWh ; réserve à 8 F/kW/h. Programme respecté 20 h sur 24 (écart 1 033 kWh) ; 11 310 kW·h de réserve vendue ; recharge des VE à 53,6 F/kWh en moyenne, 166 kWh réinjectés (V2G) ; aucune contrainte de tension ni surcharge (Vmin 0,992 pu) ; flexibilité moyenne disponible : +0,78 MW / −0,83 MW.
Gestion économique seule (calcul « Gestion économique ») selon le mode de recharge : coût du jour 1,852 MF (non pilotée, recharge à 164,6 F/kWh) ; 1,741 MF (V1G, 70 F/kWh) ; 1,733 MF (V2G, 49,4 F/kWh).
6.6 Micro-réseaux, stockage et onduleurs intelligents
Un micro-réseau est un ensemble de charges et de DER à limites électriques définies, contrôlable comme une entité unique, en mode connecté ou îloté. IEEE 2030.7-2017 : contrôleur de micro-réseau, fonctions de transition (îlotage sans coupure, resynchronisation) et de dispatching. IEEE 2030.8-2018 : essais et qualification (bancs HIL). Raccordement des onduleurs : IEEE 1547-2018, EN 50549-1/-2, IEC 62898 (micro-réseaux).
| Mode ou fonction | Principe | Dans NRJXpert |
|---|---|---|
| Grid-following (suiveur) | PLL, injection d'un courant synchrone ; exige un réseau robuste | PV, éolien : modèle « onduleur suiveur » |
| Grid-forming (formateur) | Source de tension, référence de fréquence et de tension, inertie synthétique | Batterie : statisme ou VSM |
| Volt/VAR | Q fonction de la tension | Commande Q(V) (courbe IEEE 1547 cat. B) |
| Volt/Watt | Réduction de P en surtension | Commande P(V) |
| Frequency-Watt | Statisme P-f, réglage primaire | Statisme et bande morte (dynamique) |
| Contrôle croisé Volt-Watt / Volt-VAR | Le réactif d'abord, la réduction de P ensuite | Commande Q(V) + P(V), priorité Q |
Îlotage et resynchronisation : dans la simulation dynamique, évènements Îlotage (ouverture du point de couplage) et Reconnexion synchronisée : le synchroniseur ajuste la fréquence et la tension des onduleurs formant le réseau de l'îlot, et le disjoncteur ne se ferme que si |Δf|, |ΔV| et |Δφ| respectent les limites de l'IEEE 1547 (tableau 39) : 0,3 Hz / 10 % / 20° jusqu'à 500 kVA, 0,2 Hz / 5 % / 15° jusqu'à 1,5 MVA, 0,1 Hz / 3 % / 10° au-delà.
Exemple 6.6 — Îlotage d'un site de 0,9 MW (exemples/microreseau_ilotage.xml)
Résultats
Batterie 1 MVA formant le réseau (VSM, H = 2 s, statisme 2 %), PV 0,6 MVA suiveur (Frequency-Watt, bande morte 0,036 Hz). Îlotage à 1 s : la batterie reprend l'import (0,20 → 0,39 MW), nadir 49,39 Hz, RoCoF 4,2 Hz/s, fréquence établie 49,82 Hz (statisme). Reconnexion demandée à 4 s : fermeture à 7,70 s (Δf = 0,03 Hz, ΔV = 0,01 %, Δφ = −10°, îlot de 1,6 MVA) ; retour à 50 Hz et à la consigne de 0,2 MW.
6.7 Mobilité électrique : V1G, V2G et normes de recharge
Chaîne de communication : véhicule —(ISO 15118-2/-20)→ borne (EVSE) —(OCPP 2.0.1)→ opérateur (CPO) / EMS —(OpenADR 2.0b, EEBUS)→ gestionnaire de réseau (DSO, ADMS, DERMS).
- IEC 61851 : exigences matérielles, sécurité, modes de recharge 1 à 4 (AC et DC) ;
- ISO 15118-20 : recharge bidirectionnelle (V2G/V2X), sans contact, Plug & Charge par certificats PKI ;
- OCPP 2.0.1 : borne ↔ CPO, sécurité TLS, monétique, profils de recharge intelligente (V1G, V2G) ;
- OpenADR 2.0b : signaux d'effacement, de prix et de contraintes entre gestionnaires, agrégateurs et bâtiments ou parcs de bornes.
Dans NRJXpert : symbole borne / flotte de véhicules électriques (nombre de véhicules, batterie, puissance des bornes, heures d'arrivée et de départ, états de charge, mode non piloté / V1G / V2G, coefficient de simultanéité). Le load flow et le court-circuit utilisent la puissance de dimensionnement ; les séries temporelles le profil de recharge non piloté ; la gestion économique et la VPP optimisent la recharge.
TP 6.7 — Recharge de nuit d'une flotte d'entreprise
Dans l'exemple 6.5, comparer les trois modes de recharge (balise <evMode>) en gestion économique, puis la recharge non pilotée
en séries temporelles : à quelle heure apparaît la pointe ? Combien de véhicules le départ accepte-t-il avant une tension inférieure à 0,95 pu ?
6.8 Modèles de données sémantiques et protocoles
Deux piliers de l'IEC : le CIM côté IT et l'IEC 61850 côté OT, reliés par une passerelle (mapping sémantique).
- CIM (UML) : IEC 61970 (transport, EMS/SCADA, topologie, répartition des charges, estimation d'état), IEC 61968 (distribution : DMS, OMS, SIG, gestion des actifs, comptage ; profil 61968-13 CDPSM), IEC 62325 (marchés).
- IEC 61850 : équipement physique → device logique (LD) → nœud logique (LN) → objet de données → attribut ; ex. XCBR (disjoncteur), XSWI (interrupteur), MMXU (mesures) ; langage SCL (IEC 61850-6, XML) ; services MMS, GOOSE, SV ; extension aux DER (IEC 61850-7-420) et aux centrales hydrauliques (7-410).
- AMI : DLMS/COSEM (IEC 62056 ; codes OBIS), G3-PLC (IEC 61334 ; bande CENELEC A 35–91 kHz, OFDM, IEEE 802.15.4 / IPv6 / 6LoWPAN), cellulaire NB-IoT, LTE-M, 4G, 5G.
- Téléconduite : IEC 60870-5-104 (TCP 2404, transmission par exception, horodatage, ASDU), DNP3 (IEEE 1815, classes 0 à 3), Modbus RTU/TCP (registres 16 bits, sans sémantique).
TP 6.8 — Du schéma aux systèmes d'information
- Outils › Exporter le réseau au format CIM : ouvrir le fichier RDF/XML produit ; retrouver les
ConnectivityNode, lesTerminal, lesACLineSegment, lesBreaker/LoadBreakSwitch(normalOpen), lesFaultIndicator, lesPowerElectronicsConnectionavec leursPhotoVoltaicUnit/BatteryUnit. Comment l'ADMS reconstitue-t-il la topologie ? - Outils › Liste des points de téléconduite : ouvrir le CSV dans un tableur. Pour chaque organe, vérifier le type ASDU (M_DP_TB_1 pour une position double, C_DC_NA_1 pour une commande), le nœud logique IEC 61850 et le registre Modbus. Compléter les adresses selon le plan d'adressage de l'exploitant. Les correspondances proposées sont indicatives : elles se valident avec les profils des équipements retenus.
6.9 Gouvernance de projet et démarche AMOA
Un projet Smart Grid (ADMS, AMI, micro-réseau) n'est ni un simple projet électrique ni un simple projet informatique : c'est une transformation qui demande une Assistance à Maîtrise d'Ouvrage structurée en cinq phases.
| Phase | Rôle du consultant AMOA | Livrables |
|---|---|---|
| 1. Cadrage | Maturité OT/IT, qualité des données SIG, couverture télécom, verrous réglementaires, objectifs EnR | Diagnostic, feuille de route |
| 2. Ingénierie des besoins | Ateliers transverses (exploitation, télécom, SI, métier) ; cas d'usage IEC 62559-2 ; cartographie SGAM | Fiches de cas d'usage |
| 3. Spécification | Exigences fonctionnelles, performances, architecture ; profils CIM, IEC 61850, COSEM ; cybersécurité IEC 62443, SG-CG/SGIS (security by design) | Cahier des charges, CCTP |
| 4. Analyse des offres | Grilles d'évaluation (standards ouverts, pérennité, coûts récurrents) ; coût global de possession (TCO), intégration et conduite du changement compris | Rapport d'analyse, choix du titulaire |
| 5. Pilotage et recette | Migration des données SIG vers le modèle ADMS ; recette usine (FAT, bancs HIL), recette sur site (SAT), vérification en service régulier (VSR) | PV de recette |
La fiche est gardée dans ce navigateur ; « Exporter » produit un fichier Markdown à joindre au cahier des charges.
TP 6.9 — De la fiche de cas d'usage à la recette
Pour le cas d'usage FLISR : (1) compléter la fiche (modèle ci-dessus) ; (2) placer ses acteurs et ses échanges dans l'outil SGAM ; (3) en déduire 10 exigences du CCTP (temps de séquence, disponibilité, profils CIM et IEC 61850, sécurité IEC 62351) ; (4) écrire 5 essais de FAT qui utilisent la simulation NRJXpert comme référence (séquence et clients réalimentés de l'exemple 6.3) ; (5) comparer deux offres avec la calculatrice TCO.
6.10 Matrice des compétences de l'expert Smart Grid
Cinq domaines : génie électrique et conduite ; architecture OT/IT ; normalisation et interopérabilité ; télécommunications et cybersécurité ; gouvernance, économie et régulation. S'évaluer, puis suivre les parcours proposés.
↑ Retour en hautProjet de synthèse — mission AMOA sur un départ urbain
Sujet
Un gestionnaire veut réduire de 40 % le SAIDI d'un départ 20 kV de 2 000 clients, accueillir 3 MWc de PV et 200 bornes de recharge.
- Cadrage : dessiner le départ dans NRJXpert (organes de coupure, charges avec nombre de clients, PV, borne VE, gradins) ; load flow de distribution et capacité d'accueil.
- Besoins : trois fiches IEC 62559 (FLISR, IVVC/r, recharge pilotée) ; cartographie SGAM.
- Études : étude annuelle de fiabilité pour 2, 4 puis 6 organes télécommandés ; IVVC (S0 à S3) ; VPP avec programme de l'agrégateur ; îlotage d'un site prioritaire.
- Spécification : export CIM et liste des points ; exigences de communication et de sécurité.
- Offres et recette : grille d'évaluation et TCO de deux solutions ; plan de FAT/SAT.
Livrable : rapport de 20 pages et soutenance de 20 min (barème dans le guide de l'enseignant).
QCM du niveau 6
1. Les trois axes du SGAM sont :
- tension, fréquence, puissance
- domaines, zones, couches d'interopérabilité
- production, transport, distribution
- matériel, logiciel, télécom
2. Un IED de protection d'un départ se situe, dans le SGAM :
- zone Processus
- zone Exploitation
- zone Terrain
- zone Entreprise
3. Le DERMS se distingue de l'ADMS par :
- l'agrégation et la prévision des DER, à l'horizon infra-journalier ou du lendemain
- la téléconduite à la milliseconde
- l'absence de modèle de réseau
- la gestion des marchés de gros
4. Dans une séquence FLISR, un interrupteur manuel sans IPD situé dans la zone en défaut :
- est ouvert par l'ADMS
- empêche toute réalimentation
- déclenche sur le défaut
- agrandit la zone isolée jusqu'aux organes télécommandés voisins
5. Une coupure de 80 s réalimentée par le FLISR compte dans :
- le SAIDI
- le MAIFI
- le SAIFI
- l'ASAI seulement
6. L'IVVC/r ajoute à l'IVVC classique :
- le régleur en charge
- les gradins de condensateurs
- le contrôle de la puissance réactive des onduleurs intelligents
- le délestage
7. Avec des charges 40 % Z, 30 % I, 30 % P, le facteur CVR vaut environ :
- 1,1
- 0,3
- 2
- 0
8. Pour reconnecter un îlot de 2 MVA au réseau, l'IEEE 1547 impose :
- Δf ≤ 0,3 Hz, ΔV ≤ 10 %, Δφ ≤ 20°
- aucune condition
- Δf ≤ 1 Hz
- Δf ≤ 0,1 Hz, ΔV ≤ 3 %, Δφ ≤ 10°
9. Quel protocole relie une borne de recharge au système de l'opérateur (CPO) ?
- ISO 15118
- OCPP
- DLMS/COSEM
- IEC 60870-5-104
10. Dans l'IEC 61850, la mesure des tensions, courants et puissances est portée par le nœud logique :
- XCBR
- CSWI
- MMXU
- PTOC
11. Modbus se distingue du CIM et de l'IEC 61850 par :
- l'absence de modèle sémantique (registres 16 bits)
- l'usage obligatoire de TLS
- un modèle UML
- des fichiers SCL
12. La phase AMOA où l'on écrit les fiches de cas d'usage IEC 62559 est :
- le cadrage
- l'analyse des offres
- la recette
- l'ingénierie des besoins
Auteur
Novembre 2026