Fault Ride Through · Glossaire

Le Fault Ride Through, en abrégé FRT, est la capacité d'une installation de production, d'un stockage ou d'un onduleur à ne pas se déconnecter immédiatement du réseau lors d'un bref défaut du réseau. L'installation reste raccordée au réseau pendant une durée déterminée et se comporte alors selon des règles prescrites. En allemand, on parle le plus souvent de Fehlerdurchfahrt et, dans les référentiels VDE, aussi de dynamische Netzstützung (soutien dynamique du réseau). L'attention se porte sur le comportement en cas de creux de tension. De tels creux résultent surtout de courts-circuits, de manœuvres de commutation ou de défauts sur des équipements. Le code de réseau européen pour les installations de production définit la notion de manière étroite : les équipements doivent rester connectés et continuer à fonctionner en cas de tension temporairement basse au point de raccordement au réseau, lorsque le défaut est un défaut « devant être maîtrisé conformément à la conception ». Il s'agit d'un défaut que la protection du réseau élimine avec succès selon les critères de planification du gestionnaire de réseau.

Courbes tension-temps et valeurs en p.u.

Techniquement, le FRT est décrit au moyen de courbes tension-temps. Elles fixent une limite inférieure : jusqu'à quel niveau la tension au point de raccordement au réseau peut-elle chuter avant, pendant et après un défaut sans que l'installation ait le droit de se déconnecter ? La tension n'est généralement pas exprimée en volts, mais sous forme de valeur relative en p.u. (per unit). 1,0 p.u. correspond à la tension de référence ou nominale. Un creux à 0,2 p.u. signifie donc qu'au point considéré, seuls 20 pour cent de la tension nominale sont encore présents. Ce n'est que lorsque l'évolution réelle de la tension passe sous la courbe que l'installation peut ou doit se déconnecter.

Le règlement (UE) 2016/631 (Network Code Requirements for Generators, RfG) prévoit à cet effet des plages de paramètres. Les valeurs concrètes sont fixées au niveau national par les gestionnaires de réseau de transport. Pour les installations non synchrones, appelées Power Park Modules, telles que les installations éoliennes, photovoltaïques ou à batteries, la tension résiduelle pendant le défaut se situe, pour les types B et C, dans la plage de 0,05 à 0,15 p.u. Pour les installations synchrones de type D, le tableau 7.1 prévoit une tension résiduelle de 0 p.u. Le temps d'élimination du défaut, c'est-à-dire le temps jusqu'à la coupure du défaut, est dans chaque cas de 0,14 à 0,15 seconde. Si la protection du réseau et la sécurité d'exploitation l'exigent, jusqu'à 0,25 seconde sont possibles. Ensuite, la courbe remonte par paliers. La phase de récupération peut durer plusieurs secondes selon le type d'installation. Les durées admissibles vont donc de quelques millisecondes à quelques secondes.

Les courbes du RfG se rapportent à des défauts symétriques. Le comportement en cas de défauts asymétriques est fixé par chaque gestionnaire de réseau de transport. En outre, les gestionnaires de réseau doivent publier les conditions avant et après le défaut qui s'appliquent à la démonstration de conformité, par exemple la puissance de court-circuit minimale au point de raccordement. La capacité à passer un défaut dépend en effet fortement de la « rigidité » du réseau, c'est-à-dire de sa puissance de court-circuit.

LVRT, HVRT et courant réactif

Le passage de creux de tension s'appelle Low Voltage Ride Through (LVRT), le passage de brèves surtensions High Voltage Ride Through (HVRT). Le RfG ne définit expressément le FRT que pour les phases de basse tension. Les exigences relatives aux surtensions de courte durée découlent, selon la région et le référentiel, de prescriptions nationales ou de règles de raccordement. Pour le système électrique, il ne suffit pas qu'une installation reste connectée. Il importe aussi de savoir quel courant elle fournit pendant le défaut, si elle soutient la tension au moyen de puissance réactive et comment elle remonte ensuite sa puissance active. Le RfG laisse au gestionnaire de réseau de transport le soin de déterminer si la puissance active ou la puissance réactive est prioritaire pendant le défaut. Si la puissance active est prioritaire, elle doit être disponible au plus tard 150 millisecondes après l'apparition du défaut.

En Allemagne, la VDE-AR-N 4110 (règle technique de raccordement moyenne tension, version actuelle 2023-09) met en œuvre ces exigences pour le réseau moyenne tension. Elle distingue les installations de type 1 (machines synchrones à couplage direct) des installations de type 2 (principalement des installations couplées par onduleur). Pour les installations de type 2, il existe deux variantes. Dans le soutien dynamique complet du réseau, l'installation injecte du courant réactif supplémentaire, en fonction de la profondeur du creux de tension. Un facteur d'amplification k, avec k = 2 recommandé, détermine l'intensité de la réaction. En simplifiant : en cas de creux de 25 pour cent de la tension nominale, k = 2 exige un courant réactif supplémentaire d'environ 50 pour cent du courant assigné. Dans le soutien dynamique limité du réseau, l'installation reste connectée, mais n'injecte pendant le défaut ni courant réactif ni courant actif. C'est le gestionnaire de réseau qui détermine quelle variante s'applique et en quel lieu le facteur k doit être respecté. Pour la haute et la très haute tension, des règles d'application propres, aux détails différents, s'appliquent.

Plus qu'une déconnexion retardée

Le FRT n'est pas simplement l'obligation de rester sur le réseau. En cas de défaut grave, la tension est souvent si basse qu'aucune puissance active normale ne peut être transmise. La puissance résulte de la tension, du courant et du déphasage. Si la tension chute fortement et que le courant reste limité, la puissance active diminue nécessairement aussi. Les onduleurs limitent leur courant, car leurs semi-conducteurs ne supportent que certains courants maximaux. Leur régulation doit donc décider comment répartir le courant disponible entre composante active et composante réactive. Les règles de raccordement peuvent exiger que le courant réactif soit prioritaire et que la puissance active remonte après le défaut de manière ordonnée et non brusque.

Le FRT ne met pas non plus la technique de protection hors service. Si un défaut dure trop longtemps ou est trop profond, c'est-à-dire si l'évolution de la tension se situe sous la courbe, l'installation doit se déconnecter. Il s'agit d'une question de coordination : l'installation ne doit pas se couper à chaque brève perturbation, mais elle ne doit pas non plus rester aveuglément sur le réseau dans des états dangereux. C'est pourquoi le RfG exige que les réglages de protection soient coordonnés entre le gestionnaire de réseau et l'exploitant de l'installation. Les courbes des règles VDE agissent directement sur les réglages de la protection de découplage. Si un exploitant désactive le soutien dynamique du réseau, il doit adapter ces réglages de protection. Le FRT est ainsi une interaction entre la régulation de l'installation, les réglages de protection, les conditions de raccordement, le concept de protection et l'exploitation du réseau.

Le FRT doit être clairement distingué de la détection d'un réseau îloté involontaire. Si une installation alimentait involontairement une section de réseau séparée, elle doit se déconnecter. Dans ce cas, la tension et la fréquence ne seraient pas contrôlées de manière fiable, et les travaux sur le réseau deviendraient dangereux. Le FRT concerne en revanche des défauts dans le réseau interconnecté qui subsiste, dans lesquels l'installation doit rester connectée de manière régulée. La capacité de démarrage autonome (black start), le soutien de la fréquence et la réserve d'inertie instantanée constituent également des exigences distinctes, même si elles sont techniquement liées à la technologie moderne des onduleurs.

Importance pour un système électrique renouvelable

Autrefois, de grands générateurs synchrones déterminaient le comportement du réseau en cas de défaut. Ils fournissent des courants de défaut élevés lors de courts-circuits, et leur comportement est pris en compte depuis des décennies dans les concepts de protection. Les installations éoliennes, photovoltaïques et à batteries sont en revanche le plus souvent raccordées par l'électronique de puissance. Leur comportement en cas de défaut est déterminé par des algorithmes de régulation, des mesures, des réglages de paramètres et la tenue thermique des semi-conducteurs. Sans prescriptions claires, de nombreuses installations pourraient se déconnecter presque simultanément lors d'un creux de tension. D'un court-circuit localement limité, que la protection du réseau élimine précisément, résulterait alors une importante perte de production pouvant déclencher d'autres fonctions de protection. Le FRT n'empêche pas le défaut initial, mais en limite les conséquences et constitue ainsi un élément de la stabilité du réseau. C'est le plus important en cas de forte injection simultanée d'origine éolienne et solaire.

Selon le RfG, seules les installations à partir du type B doivent être capables de FRT. Les installations de type A, c'est-à-dire les petites installations, en sont exclues. Les règles nationales de raccordement peuvent toutefois contenir pour les petites installations leurs propres exigences de soutien du réseau. Pour les grandes installations s'ajoutent des justificatifs : certificats d'unités et d'installations, modèles de simulation, analyses de stabilité et essais lors de la mise en service. Le FRT est donc aussi une notion institutionnelle. Il relie le comportement physique à des exigences formelles issues des codes de réseau et à des responsabilités claires.

Situation juridique et perspectives

À la date de novembre 2026, le règlement (UE) 2016/631 fait foi dans l'UE, mis en œuvre par des règles nationales telles que les règles d'application VDE. Le 8 juillet 2026, la Commission européenne a publié le projet d'une version révisée (RfG 2.0). La consultation publique a duré jusqu'au 25 août 2026. Le projet doit notamment inclure expressément les stockages et d'autres installations basées sur des onduleurs et fixer des exigences relatives au comportement de formation de réseau. Pour la planification, il en résulte ceci : jusqu'à l'adoption et la mise en œuvre nationale, les règles actuelles restent contraignantes. De nouvelles exigences applicables aux onduleurs formant le réseau peuvent toutefois modifier le comportement en cas de défaut des futures installations.

Malentendus fréquents et distinctions

Le FRT ne rend pas les perturbations sans conséquence. Cette capacité réduit le risque de déconnexions en cascade, mais ne remplace ni le renforcement du réseau, ni une protection coordonnée, ni des réserves suffisantes. Dans les réseaux faibles ou avec des appareils de protection qui ne sont pas conçus pour le comportement en courant de défaut des onduleurs, ces tâches demeurent.
FRT ne signifie pas injecter de la puissance active sans interruption. En cas de creux profonds, c'est souvent du courant réactif qui est demandé ou, avec un soutien limité du réseau, aucun courant du tout. La puissance active n'est reconstituée qu'après l'élimination du défaut.
Les onduleurs ne sont pas par principe inadaptés. Leur comportement peut être façonné davantage par la régulation que celui des machines synchrones. Des problèmes peuvent apparaître lorsque de nombreux appareils sont réglés de la même façon, que les mesures deviennent incertaines en cas de défaut ou que des régulations s'influencent mutuellement. Ce qui compte, c'est quelles fonctions de réseau ils fournissent de manière démontrable et avec quelle qualité.
Distinction par rapport au maintien de la tension : le maintien de la tension concerne l'exploitation courante à l'intérieur des plages de tension admissibles. Le FRT concerne de brèves perturbations exceptionnelles et la période qui suit immédiatement.
Distinction par rapport au maintien de la fréquence : les problèmes de fréquence naissent d'un déséquilibre entre production et consommation dans l'ensemble de la zone synchrone. Les creux de tension ont plutôt un caractère local et dépendent des impédances du réseau et de la puissance de court-circuit. Une installation peut bien soutenir la fréquence et avoir pourtant de faibles propriétés FRT, et inversement.
Distinction par rapport à la sécurité d'approvisionnement : le FRT n'est qu'un aspect technique partiel de la sécurité d'approvisionnement. Il montre toutefois à quel point un approvisionnement fiable dépend de phénomènes qui ne durent que des fractions de seconde.

Le FRT n'est donc pas une fonction de confort, mais une exigence minimale relative au comportement d'une installation dans le réseau interconnecté. Une installation n'est pas compatible avec le système du seul fait qu'elle produit de l'énergie. Elle doit aussi réagir en cas de défaut de manière à ce qu'un défaut de réseau limité reste limité.

Sources

Regulation (EU) 2016/631 establishing a network code on requirements for grid connection of generators — Europäische Kommission / EUR-Lex; 2016-04-14. Art. 2 Nr. 27 und 29; Art. 14 Abs. 3 Buchst. a; Art. 16 Abs. 3 mit Tabelle 7.1; Art. 20 und Tabellen für nichtsynchrone Anlagen
Verordnung (EU) 2016/631 der Kommission zur Festlegung eines Netzkodex mit Netzanschlussbestimmungen für Stromerzeuger (deutsche Fassung) — EUR-Lex; 2016-04-14. Art. 2 (Begriffsbestimmung FRT-Fähigkeit); Art. 14 Abs. 3 Buchst. b; Art. 14 Abs. 5 Buchst. b
Umsetzung der Europäischen Network Codes – Hotspot-Themen: Technische und juristische Hintergründe — VDE/FNN; unbekannt. Abschnitt zur FRT-Fähigkeit und zum Anlagentyp A
VDE-AR-N 4110:2023-09, Formular E.8 Netzbetreiber-Abfragebogen — VDE/FNN (Formular, bereitgestellt durch Stadtwerke Troisdorf); 2023-09. Abschnitt 2.2 Dynamische Netzstützung (nur Typ-2-Anlagen)
Revision of Network Code on Requirements for Grid Connection of Generators — Energy Storage Europe; 2026-08. Nachrichtenbeitrag, Absätze 1–3

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