Le paysage énergétique mondial évolue d’un modèle centralisé et déterministe vers un modèle décentralisé et stochastique. Nous passons de l’ère du grand générateur synchrone à celle des ressources connectées via onduleurs (IBR). Dans ce nouveau paradigme, la mentalité traditionnelle du « plug-and-play » — où l’on connecte un générateur au réseau en espérant le meilleur — n’est plus seulement obsolète, elle est dangereuse.

Pour les développeurs de microgrids, les enjeux n’ont jamais été aussi élevés. Un microgrid n’est plus simplement un groupe électrogène de secours avec quelques panneaux solaires ; c’est un écosystème complexe et auto-réparateur, composé d’énergies renouvelables, de systèmes de stockage d’énergie par batterie (BESS), de bornes de recharge pour véhicules électriques (EV) et de charges critiques. Comment valider que cet écosystème fonctionnera parfaitement dans les 10 000 scénarios opérationnels différents qu’il pourra rencontrer au cours de ses 20 années de vie ? On ne peut pas le tester sur le réseau public en exploitation — ce serait irresponsable. On ne peut pas non plus s’appuyer uniquement sur une simulation purement logicielle — elle ne reproduit pas la physique du matériel réel.

La réponse réside dans deux technologies étroitement couplées : le simulateur de réseau AC et le Power Hardware-in-the-Loop (PHIL). Ensemble, elles constituent le cœur absolu du développement moderne des microgrids, en offrant un pont sûr, contrôlable et reproductible entre les rêves numériques et la réalité physique.

Les limites des essais traditionnels « fer et câbles »

Pour comprendre pourquoi nous avons besoin de simulateurs de réseau et de PHIL, il faut d’abord reconnaître l’échec des méthodes d’essai conventionnelles. Historiquement, lorsqu’un ingénieur construisait un onduleur de 500 kW pour un microgrid, il le testait avec une configuration de type « grid follower » : connexion au départ local du réseau public, mise sous tension, puis mesure des harmoniques.

Cette méthode présente trois défauts fatals pour les microgrids modernes.

Premièrement, le réseau réel est « rigide ». Le réseau public dispose d’une capacité de court-circuit quasi infinie. Lorsque vous y connectez votre onduleur, celui-ci voit une source de tension parfaite à faible impédance. Mais un microgrid en mode îloté est un réseau faible. L’impédance est élevée. Un onduleur qui fonctionne parfaitement sur le réseau public rigide peut devenir violemment instable lorsqu’il doit former sa propre référence de tension aux côtés de deux autres onduleurs dans un microgrid.

Deuxièmement, la sécurité et la responsabilité. Que se passe-t-il lorsque vous testez volontairement un scénario de « fault ride through » en court-circuitant une ligne ? Vous faites sauter des fusibles, endommagez des équipements et mettez potentiellement en danger les techniciens du réseau. Par conséquent, les développeurs évitent les essais destructifs. Ils supposent que le firmware gérera le défaut, mais les hypothèses sont la mère de tous les échecs en électronique de puissance.

Troisièmement, la reproductibilité. Si vous testez votre contrôleur de microgrid un mardi après-midi, la charge du réseau local est X. Un samedi soir, elle est Y. Vous ne pouvez pas relancer exactement le même essai deux fois, car le « réseau » est une entité vivante, influencée par la météo et le comportement humain. Cela rend impossible les tests de régression — vérifier si une correction logicielle n’a pas cassé autre chose.

Le simulateur de réseau AC : émuler la réalité

Voici le simulateur de réseau AC (également appelé émulateur de réseau régénératif). À la base, il s’agit d’un amplificateur de puissance bidirectionnel sophistiqué. Il prend un signal basse tension issu d’un calculateur temps réel et l’amplifie en haute tension (par exemple 480 V ou 13,8 kV) et en fort courant (des centaines d’ampères).

Mais le qualifier simplement d’« amplificateur » sous-estime ses capacités. Un simulateur de réseau AC moderne est une source de tension contrôlée (CVS) capable d’émuler la physique du réseau.

Premièrement, il fournit une impédance programmable. Vous pouvez régler le rapport de court-circuit exact (SCR) d’un microgrid de village isolé (par exemple un SCR de 2,5) et observer votre onduleur lutter ou réussir. Vous pouvez simuler une ligne de transport de 10 km avec des rapports R/X spécifiques. Cela révèle des instabilités qui n’apparaîtraient autrement qu’au moment de la mise en service sur une île éloignée — trop tard et trop coûteux à corriger.

Deuxièmement, il permet les essais de conformité aux codes réseau. Besoin de certifier votre contrôleur maître de microgrid selon IEEE 1547 ou UL 1741 SA ? Le simulateur peut générer précisément les surtensions, creux de tension, dérives de fréquence et sauts de phase définis dans la norme. Il exécute ces essais automatiquement, 1 000 fois de suite, sans endommager la moindre infrastructure réelle.

Troisièmement, il gère la création de défauts. Contrairement au réseau public réel, un simulateur de réseau génère volontiers un court-circuit triphasé franc, le maintient pendant 150 millisecondes, puis effectue une séquence de réenclenchement. L’énergie dissipée pendant ce défaut est régénérée vers le réseau d’alimentation du site (d’où le terme « régénératif »), ce qui permet d’économiser des milliers d’euros en coûts d’électricité et en charges de dissipation. Vous pouvez voir exactement comment votre BESS réagit lorsque la tension réseau tombe à 0 % pendant 10 cycles puis revient brutalement avec un décalage angulaire de phase.

PHIL : fermer la boucle avec la réalité

Le simulateur de réseau AC, à lui seul, est déjà un équipement de test puissant. Mais lorsque vous le combinez avec le Power Hardware-in-the-Loop (PHIL), vous obtenez de l’alchimie.

Le PHIL est une architecture d’essai dans laquelle un simulateur numérique temps réel (comme OPAL-RT ou Typhoon HIL) pilote le simulateur de réseau AC, tout en recevant simultanément les retours de tension et de courant du dispositif testé (DUT). En termes simples : le logiciel pense qu’il exécute un microgrid de 1 km dans le Pacifique Sud. Le matériel (le DUT) croit être connecté à un vrai réseau. Le PHIL garantit qu’il n’existe aucune dissonance cognitive entre les deux.

Prenons l’essai le plus difficile du développement des microgrids : la détection d’îlotage et la resynchronisation sans à-coups.

Vous disposez d’un onduleur BESS de 1 MW (le DUT) connecté au simulateur de réseau AC. Le simulateur temps réel modélise un grand réseau public, un disjoncteur de point de couplage commun (PCC) et un champ solaire local.

• Phase 1 : le système PHIL commande au simulateur de réseau de fonctionner en mode « réseau public ». Le BESS se synchronise et injecte de la puissance.

• Phase 2 : le simulateur temps réel détecte un « défaut » en amont. Il ouvre le disjoncteur PCC virtuel. Simultanément, il ordonne au simulateur de réseau AC d’arrêter de se comporter comme un réseau public rigide et de passer instantanément au comportement d’une charge îlotée autonome plus un champ photovoltaïque. Le BESS doit passer de Grid-Following (commande P-Q) à Grid-Forming (commande V-f) en quelques microsecondes.

• Phase 3 : le simulateur temps réel rétablit le défaut en amont. Il ordonne alors au simulateur de réseau d’imiter une tension réseau errante, déphasée, tandis que le réseau public tente de se reconnecter. Le BESS doit effectuer une vérification de synchronisme et fermer le disjoncteur virtuel au passage par zéro exact.

• La catastrophe : si le contrôleur du BESS se trompe lors de la resynchronisation, le système PHIL détecte un courant de circulation massif. Le simulateur de réseau s’arrête alors en toute sécurité. Dans le monde réel, ce courant de circulation aurait cassé une liaison de disjoncteur de plus de 200 kg et provoqué un incendie de sous-station.

C’est là toute la magie du PHIL. Il vous permet de tester le système de commande du microgrid dans les transitoires les plus extrêmes — des transitoires qui surviennent une fois par décennie sur le terrain, mais qui doivent être gérés parfaitement à chaque fois.

Pourquoi ce duo est incontournable pour les microgrids modernes

Si vous développez des microgrids pour des centres de données, des installations de défense ou des dépôts de recharge de flottes de véhicules électriques, vous ne pouvez pas vous permettre une approche du type « on essaie et on verra ». La convergence des simulateurs de réseau AC et du PHIL répond à trois risques existentiels.

1. Le problème de la dynamique dominée par les onduleurs
Les réseaux traditionnels reposent sur l’inertie physique des rotors tournants. Un microgrid repose sur une inertie synthétisée par les onduleurs. Si trois onduleurs de trois fabricants différents sont placés dans un microgrid, leurs algorithmes d’inertie virtuelle peuvent interagir de manière destructrice, provoquant des oscillations entre 5 Hz et 100 Hz. Seule une configuration PHIL avec un simulateur de réseau AC haute fidélité peut reproduire ces interactions. Vous placez deux onduleurs réels sur les simulateurs et vous simulez le troisième. Vous faites varier les paramètres de commande jusqu’à stabilisation du système. Sans PHIL, vous assemblez des bombes à retardement.

2. La validation du black start
Votre microgrid peut-il passer d’une panne totale (tension nulle, fréquence nulle) à un fonctionnement complet sans alimentation externe ? Tester un black start sur un système réel exige d’éteindre tout — y compris les systèmes de sécurité, les commutateurs réseau et le SCADA. Une configuration PHIL permet de simuler parfaitement la condition « sombre ». Le simulateur de réseau délivre 0 V. Le BESS (le DUT) doit détecter le bus mort, fermer son contacteur et effectuer un « black start » pour former le réseau. Le simulateur mesure le courant d’appel et la montée en tension. Vous pouvez répéter cet essai 50 fois en un seul après-midi afin de valider statistiquement la fiabilité.

3. La vérification d’interopérabilité
Le Graal des microgrids est l’interopérabilité « plug-and-play » via des protocoles comme IEEE 2030.5 ou SunSpec. Malheureusement, la réalité est complexe. Les différents fournisseurs interprètent différemment les courbes de ride-through. Les essais PHIL créent un « réseau de référence » que tous les fournisseurs doivent valider. Vous connectez l’onduleur du fournisseur A au simulateur de réseau AC exécutant le script de test PHIL. Vous enregistrez la conformité. Vous connectez ensuite celui du fournisseur B. Vous comparez. Cela supprime toute ambiguïté et tout rejet de responsabilité lors de la mise en service sur site.

Exigences matérielles pour le cœur du système

Mettre en œuvre ce cœur n’a rien de trivial. Cela nécessite des caractéristiques matérielles spécifiques.

Premièrement, le simulateur de réseau AC doit être bidirectionnel et régénératif. Lorsque l’onduleur de votre microgrid injecte 500 kW de puissance active dans le simulateur, cette puissance doit aller quelque part. Les simulateurs régénératifs la renvoient vers le réseau du bâtiment, avec un rendement supérieur à 90 %. Les unités non régénératives la dissipent sous forme de chaleur, ce qui nécessite d’énormes tours de refroidissement et gaspille de l’énergie.

Deuxièmement, la bande passante doit être extrême. Un bon essai PHIL de microgrid nécessite une bande passante de simulateur d’au moins 5 kHz à 10 kHz. Pourquoi ? Parce qu’il faut capturer les harmoniques de commutation des onduleurs en carbure de silicium (SiC) et en nitrure de gallium (GaN). Si votre simulateur n’a qu’une bande passante de 1 kHz, il agit comme un filtre passe-bas. L’onduleur voit une sinusoïde propre, mais le modèle PHIL ne voit rien. La boucle est rompue.

Troisièmement, la latence doit être déterministe. Dans un système PHIL, le délai entre la mesure du courant du DUT, le calcul de la simulation et la commande de la tension du simulateur de réseau doit être inférieur à 50 microsecondes (idéalement 20 µs). La latence ajoute une impédance virtuelle à la boucle. Trop de latence déstabilise l’ensemble du test. C’est pourquoi les systèmes modernes utilisent des simulateurs temps réel basés sur FPGA, directement reliés au simulateur de réseau par des liens à fibre optique.

Le futur : de la conception à la validation continue

Nous assistons à un changement. Les simulateurs de réseau AC et le PHIL ne sont plus seulement des outils de R&D confinés aux laboratoires universitaires. Ils deviennent des outils de test en ligne de production et de déploiement sur le terrain.

Les principaux intégrateurs de microgrids adoptent des workflows « Digital Twin + PHIL ». Ils construisent un modèle haute fidélité du site spécifique (topographie, longueurs de câbles, profils de charge). Ils réalisent des essais PHIL avec les contrôleurs matériels réels destinés à ce site. Une fois déployé, le contrôleur de microgrid sur site renvoie des données télémétriques au laboratoire, qui met à jour le jumeau numérique. Lorsqu’une mise à jour du firmware est nécessaire, le fournisseur la teste sur le système PHIL contre le jumeau numérique validé avant de la déployer sur le site en exploitation.

Cela ferme la boucle entre développement et exploitation.

Conclusion

Si vous êtes sérieux dans le domaine des microgrids modernes, arrêtez de tester face à la prise murale. Arrêtez de vous fier aux simulations pures qui ignorent la réalité non linéaire de la saturation magnétique et de la dérive thermique. La combinaison d’un simulateur de réseau AC régénératif à large bande passante et d’une interface Power Hardware-in-the-Loop (PHIL) déterministe n’est pas un luxe. C’est la seule méthode scientifiquement rigoureuse pour garantir que lorsque le réseau public tombe en panne, votre microgrid fonctionne réellement.

Le cœur du développement moderne des microgrids n’est plus seulement l’onduleur ou la chimie de la batterie. Le cœur, c’est le banc d’essai. Et le banc d’essai, c’est le simulateur et la boucle. Investissez dans ces éléments avant d’investir sur le terrain.

Ces solutions chez Dewetron Services

• ANRGS(F) – Simulateur de réseau CA régénératif : émulez le réseau, l’impédance programmable et les défauts pour vos essais de microgrids et de conformité aux codes réseau.
• ANEVH(F) – Alimentation CC bidirectionnelle programmable : testez et émulez les BESS, les batteries et les bornes de recharge côté courant continu.
• DEWE3-PA8 – Analyseur de puissance avancé : capturez harmoniques, transitoires et transitions grid-forming/grid-following avec une large bande passante.

Un projet de banc d’essai microgrid ou de validation d’onduleurs ? Contactez Dewetron Services pour en discuter.

La transition mondiale vers une énergie plus propre et une mobilité électrifiée s’accélère à un rythme remarquable. Les véhicules électriques (VE) ne sont plus des produits de niche : ils deviennent des solutions courantes pour réduire les émissions et la dépendance aux combustibles fossiles. Dans le même temps, les systèmes de stockage d’énergie transforment la manière dont l’électricité est produite, distribuée et consommée, en particulier avec la croissance rapide des sources renouvelables comme le solaire et l’éolien. Derrière ces innovations se cache une technologie moins visible, mais d’une importance critique : la charge électronique.

Les charges électroniques sont des outils fondamentaux utilisés pour tester, valider et optimiser les systèmes de puissance. Même si elles attirent moins l’attention que les batteries, les onduleurs ou les bornes de charge, elles jouent un rôle essentiel pour garantir que ces technologies soient sûres, efficaces et fiables. Sans la charge électronique haute puissance, le développement et le déploiement des VE et des systèmes de stockage d’énergie seraient nettement plus lents, plus risqués et moins précis.

Comprendre les charges électroniques dans un contexte moderne

Une charge électronique est un dispositif conçu pour simuler des charges électriques réelles en prélevant des quantités contrôlées de courant ou de puissance sur une source d’alimentation. Contrairement aux charges passives telles que les résistances, les charges électroniques sont programmables et peuvent fonctionner dans plusieurs modes, notamment courant constant (CC), tension constante (CV), résistance constante (CR) et puissance constante (CP). Cette flexibilité permet aux ingénieurs de reproduire un large éventail de conditions de fonctionnement.

Dans le contexte des véhicules électriques et du stockage d’énergie, les charges électroniques sont utilisées pour tester les batteries, l’électronique de puissance, les systèmes de charge et les dispositifs de conversion d’énergie. Elles permettent aux ingénieurs de simuler aussi bien des régimes stationnaires que des scénarios réels très dynamiques. Par exemple, une batterie de VE peut subir des variations rapides de charge pendant l’accélération, le freinage régénératif et les phases de ralenti. Une charge électronique peut reproduire ces conditions avec une grande précision, ce qui permet d’évaluer les performances et d’identifier d’éventuels problèmes.

Le rôle des charges électroniques dans le développement des véhicules électriques

Les véhicules électriques reposent sur des systèmes électriques complexes qui doivent fonctionner sans faille dans une grande variété de conditions. Au cœur de chaque VE se trouve son pack batterie, qui doit délivrer des performances constantes tout en préservant la sécurité et la durée de vie. Les charges électroniques sont indispensables pour tester ces systèmes de batterie.

Lors du développement des batteries, les ingénieurs utilisent des charges électroniques pour simuler des cycles de décharge. Cela consiste à prélever du courant sur la batterie dans des conditions contrôlées afin de mesurer des paramètres tels que la capacité, le rendement et le comportement thermique. En faisant varier le profil de charge, les ingénieurs peuvent reproduire des conditions de conduite réelles, notamment la circulation urbaine, la conduite sur autoroute et les arrêts-démarrages fréquents. Ce niveau d’essai est essentiel pour comprendre comment une batterie se comportera au cours de sa durée de vie.

Les charges électroniques sont également cruciales pour la validation des systèmes de gestion de batterie (BMS). Le BMS est chargé de surveiller et de contrôler le fonctionnement de la batterie afin de garantir qu’elle reste dans des limites de sécurité. En appliquant des conditions de charge précises et répétables, les charges électroniques permettent aux ingénieurs de vérifier que le BMS réagit correctement à différents scénarios, tels que les surintensités, les surtensions et les variations de température.

Une autre application clé concerne les essais des chargeurs embarqués (OBC). Ces dispositifs convertissent le courant alternatif du réseau en courant continu pour charger la batterie. Les charges électroniques sont utilisées pour simuler la batterie lors des essais du chargeur, ce qui permet aux ingénieurs d’évaluer l’efficacité, la stabilité et la réponse du chargeur à différentes conditions d’entrée. Cela garantit que les VE peuvent être rechargés de manière sûre et efficace sur diverses infrastructures de recharge.

Le soutien aux infrastructures de recharge rapide

L’un des facteurs les plus critiques influençant l’adoption des VE est la disponibilité d’une infrastructure de recharge rapide et fiable. Les bornes de recharge haute puissance doivent fournir de grandes quantités d’énergie en peu de temps tout en conservant sécurité et efficacité. Les charges électroniques jouent un rôle essentiel dans le développement et les essais de ces systèmes.

Lors de la conception d’un chargeur rapide, les ingénieurs doivent s’assurer qu’il peut gérer différentes conditions de charge sans instabilité ni dégagement thermique excessif. Les charges électroniques peuvent simuler le comportement d’une batterie de VE pendant la charge, y compris l’évolution de ses caractéristiques de tension et de courant. Cela permet aux ingénieurs de tester la réponse du chargeur dans des scénarios réels, tels que la charge partielle, la charge rapide et les interruptions soudaines.

De plus, les charges électroniques sont utilisées pour évaluer les performances des composants de conversion de puissance à l’intérieur de la station de charge, tels que les redresseurs et les convertisseurs DC-DC. En appliquant des charges contrôlées, les ingénieurs peuvent mesurer le rendement, identifier les pertes et optimiser la conception pour de meilleures performances. Cela contribue à des temps de recharge plus courts, à une réduction du gaspillage d’énergie et à une meilleure expérience utilisateur.

Permettre des systèmes de stockage d’énergie avancés

Les systèmes de stockage d’énergie prennent une importance croissante à mesure que le monde se tourne vers les énergies renouvelables. L’énergie solaire et éolienne est par nature intermittente, ce qui signifie que l’énergie doit être stockée lorsque la production dépasse la demande et restituée lorsque nécessaire. Les charges électroniques sont essentielles au développement et aux essais de ces systèmes de stockage.

Dans les systèmes de stockage d’énergie par batteries (BESS), les charges électroniques sont utilisées pour simuler la demande du réseau. Cela consiste à prélever de l’énergie sur le système de stockage de manière contrôlée afin d’évaluer ses performances dans différentes conditions. Les ingénieurs peuvent tester la réaction du système face aux pics de demande, aux fluctuations de charge et aux situations d’urgence. Cela garantit que le système de stockage peut fournir une alimentation fiable lorsque cela est le plus nécessaire.

Les charges électroniques sont également utilisées pour tester l’intégration du stockage d’énergie avec les sources renouvelables. Par exemple, un onduleur solaire convertit le courant continu des panneaux solaires en courant alternatif pour le réseau. En utilisant une charge électronique, les ingénieurs peuvent simuler différents niveaux de demande énergétique et évaluer la manière dont l’onduleur et le système de stockage fonctionnent ensemble. Cela aide à optimiser les flux d’énergie, à améliorer le rendement et à garantir la stabilité.

En plus des applications à grande échelle, les charges électroniques sont utilisées dans les systèmes de stockage résidentiels. Ces systèmes permettent aux propriétaires de stocker l’excédent d’énergie solaire et de l’utiliser pendant les périodes de forte demande ou de coupure de courant. Les essais de ces systèmes nécessitent un contrôle précis des conditions de charge, que les charges électroniques fournissent.

Renforcer la sécurité et la fiabilité

La sécurité est une préoccupation primordiale, tant pour les véhicules électriques que pour les systèmes de stockage d’énergie. Les hautes tensions et les forts courants peuvent présenter des risques importants s’ils ne sont pas correctement maîtrisés. Les charges électroniques contribuent à la sécurité en permettant des essais approfondis dans des conditions contrôlées.

Les ingénieurs peuvent utiliser des charges électroniques pour simuler des conditions de défaut, telles que des courts-circuits ou des surcharges, et observer la réaction du système. Cela leur permet d’identifier les faiblesses et de mettre en place des mesures de protection avant que le produit n’arrive sur le marché. Par exemple, un pack batterie peut être testé afin de vérifier qu’il s’éteint en toute sécurité en cas de surintensité.

La fiabilité est tout aussi importante, en particulier pour les systèmes qui doivent fonctionner en continu sur de longues périodes. Les charges électroniques permettent des essais de longue durée en appliquant des profils de charge constants sur des durées prolongées. Cela aide à identifier des problèmes tels que la dégradation des composants, les contraintes thermiques et les pertes de rendement. En traitant ces problèmes en amont, les fabricants peuvent améliorer la qualité des produits et réduire les risques de défaillance sur le terrain.

Stimuler l’innovation grâce à la précision et à la flexibilité

L’un des principaux avantages des charges électroniques est leur précision. Les charges électroniques modernes offrent une grande exactitude dans la mesure de la tension, du courant et de la puissance, ce qui permet aux ingénieurs d’obtenir des informations détaillées sur les performances du système. Ce niveau de précision est essentiel pour optimiser les conceptions et répondre aux exigences réglementaires strictes.

La flexibilité est un autre facteur important. Les charges électroniques peuvent être programmées pour suivre des profils de charge complexes, y compris des variations dynamiques qui imitent les conditions réelles. Cela est particulièrement important pour des applications telles que les VE, où les conditions de fonctionnement peuvent changer rapidement. En reproduisant ces conditions dans un environnement contrôlé, les ingénieurs peuvent développer des systèmes plus robustes et plus efficaces.

Des fonctionnalités avancées, telles que les séquences programmables et l’automatisation, renforcent encore les capacités des charges électroniques. Les ingénieurs peuvent créer des scripts de test qui s’exécutent automatiquement, ce qui réduit les interventions manuelles et augmente l’efficacité. C’est particulièrement précieux dans les environnements d’essais à grande échelle, où plusieurs systèmes doivent être évalués simultanément.

L’avenir des charges électroniques dans un paysage énergétique en mutation

À mesure que la demande en véhicules électriques et en stockage d’énergie continue de croître, le rôle des charges électroniques deviendra encore plus important. Les futurs développements de la technologie des batteries, comme les batteries à l’état solide, nécessiteront de nouvelles méthodes et capacités de test. Les charges électroniques devront évoluer pour relever ces défis, en offrant des niveaux de puissance plus élevés, une précision accrue et des fonctionnalités plus avancées.

L’intégration de l’intelligence artificielle et de l’analyse de données devrait également jouer un rôle dans l’avenir des charges électroniques. En analysant les données d’essai en temps réel, les ingénieurs peuvent obtenir des informations plus approfondies et prendre des décisions mieux éclairées. Cela pourrait conduire à des cycles de développement plus rapides et à de meilleures performances des produits.

En outre, la complexité croissante des systèmes de puissance exigera des solutions de test plus sophistiquées. Les charges électroniques devront prendre en charge des tensions et des courants plus élevés, ainsi que des profils de charge plus complexes. Cela permettra aux ingénieurs de tester les technologies de prochaine génération, telles que les systèmes de recharge ultra-rapide et le stockage d’énergie à l’échelle du réseau.

Conclusion

Les charges électroniques ne sont peut-être pas aussi visibles que les véhicules électriques ou les systèmes d’énergie renouvelable, mais elles sont essentielles à leur réussite. En fournissant des capacités de test précises, flexibles et fiables, les charges électroniques permettent aux ingénieurs de développer et d’optimiser les technologies qui façonnent l’avenir de l’énergie et du transport.

Des essais de batteries à la validation des chargeurs, en passant par l’optimisation du stockage d’énergie et l’assurance de la sécurité, les charges électroniques jouent un rôle critique à chaque étape du développement. À mesure que le monde poursuit sa transition vers un avenir plus durable et électrifié, l’importance des charges électroniques ne fera que croître.

Ces solutions chez Dewetron Services

Dewetron Services distribue en France les solutions Ainuo adaptées au test des batteries, chargeurs et systèmes de stockage d’énergie :

• AN23600E(F) – Charge électronique CC haute puissance : cycles de décharge et essais de tenue en charge des packs batterie et des chargeurs embarqués.

• ANEVH(F) – Alimentation CC bidirectionnelle programmable : simulation de batterie et test des chargeurs OBC ou des bornes de recharge.

• ANRGS(F) – Simulateur de réseau CA régénératif : test des onduleurs et systèmes de stockage raccordés au réseau, avec récupération d’énergie.

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