Comment les systèmes BESS peuvent permettre de reporter la modernisation des transformateurs et de libérer de la capacité

Un transformateur peut apparaître comme surchargé sur un tableau de planification annuel, alors même que le dépassement ne dure que quarante minutes au cours de vingt après-midi chauds, ce qui suggère que le problème coûteux n'est pas toujours lié à l'insuffisance des infrastructures ; il s'agit parfois simplement d'une demande d'électricité mal répartie dans le temps.

Alors, pourquoi remplacer un transformateur pour un problème qui ne se produit que moins de 1 % de l'année ?

C'est là le différend commercial qui sous-tend l'utilisation d'un Système de stockage d'énergie par batterie (BESS) pour le report de la mise à niveau du transformateur. Les frais liés à la batterie s’appliquent lorsque le transformateur dispose d’une capacité disponible, puis sont facturés en cas de dépassement de la limite lorsque la demande du site web entraînerait autrement le transformateur au-delà de ses limites de planification, thermiques, de tension ou contractuelles.

Le résultat peut ressembler à une fonctionnalité récemment lancée.

Mais soyons précis. Le système BESS n'augmente pas la puissance nominale (en MVA) du transformateur. Il produit marge opérationnelle en gérant les flux de données traités par ce transformateur. C'est cette différence qui distingue une solution sans fil viable sur le plan financier d'une présentation commerciale qui met en avant des mégawattheures impressionnants mais repose sur une conception peu solide.

Le report de la modernisation des transformateurs BESS en une phrase

Un système BESS permet de reporter la mise à niveau d'un transformateur en fournissant une partie de la charge en aval pendant les périodes de pointe, ce qui maintient la charge mesurée ou prévue du transformateur en dessous du seuil qui, sans cela, entraînerait une mise à niveau.

Le raisonnement opérationnel est simple :

Lot de transformateurs Internet = Charge centrale − Décharge du BESS + Facturation du BESS

Supposons qu'un centre atteigne 1 450 kW, alors que la limite convenue ou techniquement admissible pour le transformateur est de 1 200 kW. Une batterie se déchargeant à un rythme de 250 kW réduit la demande côté transformateur à 1 200 kW.

C'est un calcul simple.

Les questions qui se posent sont les suivantes : la batterie est-elle capable de fournir 250 kW à chaque fois que cela est nécessaire ? Combien de temps dure la surcharge ? Le niveau de charge reste-t-il suffisant après les décharges précédentes ? Et le système peut-il se recharger avant la prochaine période de restriction ?.

Pour faire simple, la puissance résout la partie « hauteur » du problème. L'énergie s'occupe de la partie « largeur ».

Ce que signifie réellement “ libérer la capacité des transformateurs ”

L'importance accordée aux fonctionnalités est souvent exagérée, car les programmeurs de projet confondent quatre concepts différents :

1. Capacité thermique : Le niveau de température des enroulements et de l'isolation que le transformateur peut supporter.
2. Capacité de préparation : La limite de charge de l'installation après prise en compte des coefficients saisonniers, de l'erreur de projection et des marges d'intégrité.
3. Capacité de liaison : Le volume maximal d'importation ou d'exportation autorisé en vertu d'un accord d'interconnexion.
4. Capacité de l'entreprise : Les lots pouvant encore être proposés après la défaillance d'une pièce, souvent évalués selon un système de secours de type N-1.

Un système de stockage d'énergie par batterie (BESS) de 500 kW ne fournit pas automatiquement une capacité ferme de 500 kW.

Elle pourrait fournir près de 500 kW pendant une période optimale d'une heure dans des conditions industrielles prévisibles. Elle pourrait ne rien produire pendant une vague de chaleur de six heures si sa puissance disponible est épuisée après les premières heures. Et elle pourrait ne recevoir aucun crédit de capacité si l'énergie fournie ne respecte pas les contraintes de la batterie, les garanties d'accessibilité ou les mesures d'urgence.

La réalité est la suivante : Une batterie n'est pas forcément puissante simplement parce que la valeur indiquée sur la fiche technique de son onduleur est élevée.

Une fonctionnalité n'est considérée comme fiable qu'après confirmation de la part de son propriétaire :

• Ce pic est mesurable et tout à fait prévisible.
• Le BESS est raccordé du bon côté de la propriété rétrécie.
• Sa puissance nominale couvre l'amplitude de la surcharge.
• Sa puissance fonctionnelle couvre la durée de la surcharge.
• La recharge ne provoque pas de deuxième pic de tension au niveau du transformateur.
• Les réserves liées à l'état de charge sont sensibles aux erreurs de prévision.
• Les commandes ne tiennent pas bien en place.
• La dégradation de la batterie s'opère tout au long de la durée de report.

Comment le système « BESS Top » protège un transformateur

La charge d'un transformateur génère de la chaleur. Cette relation n'est pas linéaire, car les pertes dans le cuivre augmentent fortement avec le carré du courant, tandis que la température ambiante, le remplissage préalable, le système de refroidissement et la masse thermique du transformateur influencent la température atteinte au niveau des points chauds.

Cette inertie thermique a son importance.

Un transformateur peut supporter brièvement une surcharge par rapport à sa puissance nominale continue sans subir de dommages immédiats, tandis qu’une surcharge moins importante mais prolongée peut réduire plus rapidement la durée de vie de l’isolation. L’objectif de régulation approprié pour un système de stockage d’énergie par batterie (BESS) ne correspond donc pas toujours à la limite indiquée sur la plaque signalétique. Il peut s’agir d’une limite dynamique calculée à partir de la température du transformateur, des conditions ambiantes et de la charge récente.

Je pense que les mécanismes fixes de réduction des pics de consommation sont surestimés. Leur mise en œuvre est peu coûteuse, ils sont faciles à expliquer, mais ils sont généralement trop rudimentaires pour permettre la conclusion d'un accord significatif de report de capacité.

Une pile de contrôle plus performante combine :

• Prévisions de production en tonnes pour le lendemain.
• Charge des transformateurs en temps réel.
• Données relatives à la température ambiante et à la température de l'enroulement.
• État de charge de la batterie.
• Restrictions en matière de puissance des ordinateurs.
• Une marge de sécurité pour les erreurs de projection.
• Un programme de récupération qui évite les effets de rebond.
• Un mode de secours pour les interactions entre les hangars.

Un rapport du PNNL datant de novembre 2024 soulignait que les ressources décentralisées peuvent compenser les coûts liés à la modernisation du réseau lorsque leur charge, leur production et leur calendrier sont gérés en tenant compte des contraintes régionales ; il avertissait également que le manque de données précises sur le réseau, l'interopérabilité et la fiabilité des communications constituent toujours des obstacles à une mise en œuvre à plus grande échelle.

Il n'y a là aucun mystère. La cellule de batterie attire l'attention, mais c'est le système de commande qui fait la différence.

Puissance nominale et capacité énergétique

La formule initiale de dimensionnement est la suivante :

[P \ geq P \ texte -P \ restriction relative au transformateur de messages +P \text] Le deuxième est l'énergie fonctionnelle :

[E \text{geq} \frac{\eta} \ text discharge ] L'ingénieur doit ensuite prévoir des marges pour :

• Réserve de niveau de charge.
• Utilisation complémentaire.
• Efficacité informatique.
• Réduction de la puissance en fonction de la température.
• Différence cellulaire.
• Vieillissement de la batterie.
• Occasions de recharge manquées.
• Erreur de prévision du pic.

Prenons l'exemple d'un transformateur dont la puissance devrait dépasser de 400 kW la limite prévue pendant trois heures.

Les besoins de l'établissement s'élèvent à 1,2 MWh. Or, une batterie de 400 kW/1,2 MWh s'avère nettement insuffisante, car ce calcul repose sur les prévisions les plus optimistes, un planning complet, l'absence de réserves et l'absence de pertes.

Une installation de 500 kW/1,5 MWh offre une plus grande marge de manœuvre. Un système tel que… Système de stockage d'énergie (ESS) en conteneur de 500 kW et 1,5 MWh pour une gestion optimale des transformateurs présente un rapport énergie/puissance nominal de trois heures et permet un fonctionnement aussi bien raccordé au réseau qu'autonome ; toutefois, la réduction de puissance spécifique au projet, les exigences en matière de réserve et les configurations informatiques déterminent toujours la capacité utile.

Pour un pic de fréquentation nettement plus court, le Système industriel de stockage d'énergie tout-en-un de 100 kW et 215 kWh Il offre environ 2,15 heures d'autonomie à sa puissance nominale de 100 kW. Sa conception intégrée (PCS, BMS, EMS, refroidissement et protection incendie) permet de réduire la complexité des équipements auxiliaires pour les installations industrielles de petite taille.

Pour un débit légèrement supérieur, un Armoire ESS C&I de 125 kW et 241 kWh, à refroidissement par liquide Elle offre environ 1,9 « petites heures » à pleine puissance, ce qui la rend plus adaptée aux pics de demande brefs et ciblés qu’aux restrictions prolongées en soirée.

La leçon est claire : choisissez le système en fonction de la courbe de surcharge, et non en fonction d'un chiffre d'achat arrondi.

Où brancher la batterie

L'aire permet de déterminer la valeur.

Un système BESS installé en amont du transformateur saturé pourrait permettre de réaliser des opérations d'arbitrage d'énergie ou de fournir des services au marché, sans pour autant contribuer de manière significative à réduire la charge de ce transformateur. Pour reporter la mise à niveau, il faut réduire la charge existante au niveau précis où celle-ci a atteint sa limite.

Les points de liaison types sont les suivants :

• Derrière le compteur de consommation.
• Sur le bus basse tension de l'installation.
• Sur une ligne d'alimentation moyenne tension.
• Sur le bus secondaire d'un poste de distribution.
• Sur un site d'assistance réseau géré par un fournisseur d'énergie.

Les systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS) installés en aval du compteur sont souvent plus faciles à rentabiliser, car le propriétaire peut cumuler les économies réalisées sur les frais de demande, l'arbitrage tarifaire, l'autoconsommation solaire et l'alimentation de secours. Cependant, le fournisseur d'électricité peut ne pas les reconnaître comme une capacité de distribution fiable, à moins que les droits d'utilisation, la télémétrie et les priorités de distribution ne soient spécifiés contractuellement.

Un système de stockage d'énergie par batterie (BESS) géré par un service public peut être mis en service directement, sous réserve des contraintes liées aux lignes de distribution ou aux transformateurs ; toutefois, ses perspectives de rentabilité peuvent être plus limitées et sa procédure d'autorisation nettement plus lourde.

Pour les projets modulaires haute tension dans lesquels le PCS est choisi séparément, un Armoire contenant une batterie haute tension LiFePO4 de 215 kWh et 768 V peut servir de module de base pour un système de stockage en courant continu. La configuration détaillée utilise des cellules LiFePO4 de 3,2 V et 280 Ah, disposées selon une configuration de type 1P240S avec une plage de fonctionnement comprise entre 672 et 864 V ; il est donc nécessaire de vérifier la compatibilité avec le système de conversion de puissance (PCS) et de mettre en place les mesures de protection avant l'achat.

Les sites web plus volumineux nécessitent une architecture différente. Le Système de stockage d'énergie pour le secteur commercial et industriel (C&I) de 1,25 MW et 2,65 MWh, à refroidissement par liquide Il offre une autonomie d'environ 2,1 heures à pleine puissance, grâce à un système de batteries de 844,8 V, une puissance de 1 250 kW et un système de climatisation à fluide. Cette gamme de puissance permet de répondre aux besoins de lignes d'alimentation ou de sous-stations nettement plus importantes, à condition toutefois que la durée de fonctionnement corresponde à la puissance disponible.

Le système BESS face à la modernisation d'un transformateur classique

Facteur déterminant	Modernisation du transformateur	BESS ou solution alternative sans câbles
Quelles modifications ?	Note du réseau physique	Charge nette pendant les intervalles de prélèvement
Action commune	Passif et proposé en permanence	Actif, régulé et dépendant de l'état de charge
Renforcer son influence	Travaux de génie civil, coupures de courant, modifications des appareillages de commutation et des dispositifs de protection	Support ou boîtier de batterie, ORDINATEUR, commandes et travaux d'interconnexion
Le choix le plus adapté	Évolution persistante de la charge et restrictions de longue durée	Des pics annuels courts, prévisibles et limités
Durabilité des capacités	Hausse structurelle durable	Élimination de courte durée ou conditionnelle
Valeur ajoutée	Principalement la capacité et la fiabilité du réseau	Égalisation des pics de consommation, alimentation de secours, arbitrage, conversion de l'énergie solaire et services de réseau
Menace technique majeure	Construction, préparation et prévision des excédents de construction	Échec de l'envoi, détérioration, durée insuffisante et problèmes de recharge
Évolutivité	Généralement livré par gros lots	Une extension modulaire pourrait être envisageable
Préoccupations liées à la fin de vie	Remplacement ou réparation d'un transformateur	Augmentation, remise en service et recyclage des cellules
Piège économique	Construire bien avant que la demande ne se manifeste	L'achat d'un espace de stockage qui ne permet pas de repousser suffisamment longtemps la mise à niveau définitive

Aucune des deux options ne l'emporte d'office.

La modernisation d'un transformateur s'avère généralement plus avantageuse lorsque la contrainte est importante, constante et en forte croissance. Le système de stockage par batterie (BESS) est la meilleure solution lorsque la surcharge est faible, que la modernisation est coûteuse, que le report de l'intervention présente un intérêt économique et que le système de stockage peut générer des revenus pendant les plus de 8 700 heures restantes de l'année.

Ce que révèlent les données actuelles… et ce que les fournisseurs négligent

Une étude de 2024 publiée dans Recherche sur les réseaux électriques Ils ont étudié les ressources énergétiques décentralisées (DER) en tant qu’alternatives hors réseau et ont indiqué que les systèmes de stockage appartenant aux fournisseurs d’électricité, intégrés à d’autres sources de DER, peuvent réduire les dépenses d’exploitation sur 20 ans de plus de 40% dans leur scénario d’utilisation, générant ainsi environ $3 millions de valeur actuelle nette. Les auteurs ont également souligné que des tarifs spécifiques à un lieu et à un moment donné sont nécessaires pour aligner les exigences des gestionnaires de réseau sur la rentabilité des propriétaires de ressources décentralisées.

Cela confirme ce principe.

Cela ne prouve pas toutes les hypothèses relatives au report du BESS.

Le projet pilote de 2024 de Southern California Edison, intitulé « Système de gestion localisée et autonome du contrôle de la charge », nous offre une nouvelle leçon précieuse. Ce projet pilote a été conçu pour adapter la facturation des véhicules électriques en fonction de la capacité disponible du réseau, tout en gérant la recharge dans des limites fixes jusqu’à ce que la modernisation complète du réseau soit achevée. Bien qu’il s’agisse d’un projet de gestion flexible de la charge plutôt que d’un projet purement axé sur les systèmes de stockage d’énergie par batterie (BESS), le principe de fonctionnement est identique : la capacité est mobilisée par un contrôle contraignant, et non par de simples estimations.

Par la suite, il faut veiller à ce que les fournisseurs soient tenus de se conformer à ces exigences.

En décembre 2024, SA Power Networks a évalué la mise en place d’une batterie de soutien au réseau d’une puissance de 2 MW et d’une capacité de 2 MWh au poste de Smithfield West, comme alternative à l’installation d’un deuxième transformateur de 32 MVA. Ce projet a été écarté car ses avantages s’avéraient trop temporaires au regard de la croissance prévue de la demande, tandis que des systèmes de plus petite taille ne permettent pas de retarder la mise à niveau. Le projet traditionnel de transformateur prévoyait un investissement en capital de 6,858 millions d'A$.

Ce résultat négatif est significatif. Il met en évidence les cas précis dans lesquels le report de la modernisation des transformateurs BESS s'avère insuffisant :

• La surcharge s'étend elle aussi très rapidement.
• Les compétences requises sont également trop importantes.
• La durée requise est également trop longue.
• La période de report est également trop courte.
• La dégradation due au stockage réduit le rendement au fil des années.
• La mise à niveau classique doit être effectuée pratiquement immédiatement.

Le stockage par batterie ne peut pas se substituer de manière universelle au cuivre et à l'acier.

Toute personne qui prétend le contraire ne fait que vendre du matériel, sans résoudre le problème.

Analyse économique relative au report de la modernisation du réseau de distribution

Le coût économique du report ne correspond pas au coût total de la modernisation du transformateur.

Il s'agit de la valeur actuelle du report de cette dépense, majorée de tout financement évité, de toute interruption ou de tout coût de construction, et minorée du coût total et du risque liés au système de stockage d'énergie par batterie (BESS).

Voici une illustration simplifiée :

[\ message = \ message +\ texte « Recettes cumulées du BESS » -\ message -\ message « Risque résiduel » ] Le coût du cycle de vie doit inclure :

• Armoires ou compartiments pour batteries.
• Appareils informatiques et transformateurs.
• Intégration des systèmes EMS, BMS et SCADA.
• Réalisation de sites web et travaux de génie civil.
• Recherches sur l'affiliation.
• Ajustements défensifs.
• Détection et extinction des incendies.
• Charge complémentaire liée au système CVC ou au refroidissement par liquide.
• Maintenance préventive.
• Renforcement des capacités.
• Couverture d'assurance.
• Mise hors service.
• Perte de recettes lorsque la capacité est réservée pour l'assistance au réseau.

C'est là que certaines propositions finissent par présenter des risques.

Le modèle monétaire prend en compte toutes les sources de revenus possibles – épargne financière liée à la demande, rétroaction sur la fréquence, arbitrage, règlements liés à la capacité et valeur de secours – tout en partant discrètement du principe que la même capacité de batterie reste disponible pour le soulagement des transformateurs.

Il ne peut pas être validé deux fois.

Lorsque la batterie doit préserver l'état de charge 80% en prévision d'un pic de consommation du transformateur prévu à 17 h, cette énergie n'est pas disponible simultanément pour une mise en service rentable sur le marché de mi-journée. L'accumulation des bénéfices est bien réelle, mais les contraintes d'exploitation doivent être modélisées de manière chronologique, et non simplement additionnées dans un tableur.

La technique de contrôle qui rend les compétences monnayables

Pour un projet majeur de report de la modernisation d'un transformateur BESS, je m'attendrais à ce qu'il y ait au moins quatre niveaux opérationnels.

Couche de prévisions

Le réseau de distribution d'électricité (EMS) prévoit la charge des sites ou des lignes d'alimentation en tenant compte des conditions météorologiques, des effets calendaires, des cycles de production, de la recharge des véhicules électriques, de la production solaire et des pics historiques.

Couche de répartition préventive

La batterie commence à se décharger avant que le transformateur n'atteigne sa limite. Attendre que le problème se manifeste peut s'avérer bien trop tard lorsque les prix sur le marché au comptant sont élevés ou que la télémétrie accuse un retard.

Couche de contrainte en temps réel

Le régulateur réajuste la puissance du BESS en fonction de la charge du transformateur, du courant, de la température ou d'une limite d'importation convenue.

Couche de récupération

Une fois ce pic atteint, la batterie se recharge progressivement dans la limite de la capacité supplémentaire du transformateur. Une recharge non contrôlée peut simplement déplacer l'infraction de 17 h à 20 h. Le principe de contrôle devrait également préciser ce qui se passe tout au long de ce processus :

• Perte de communication.
• Le compteur est défectueux.
• Le parcours PCS.
• Température élevée dans la cellule.
• Frais peu élevés.
• Système d'alarme incendie.
• Procédure de défense des transformateurs.
• Une deuxième hauteur imprévue.

Même le meilleur système de libération de capacité peut s'avérer fatigant dans des situations imprévues. Il réduit la puissance de manière naturelle, assure le contrôle des dispositifs de protection et ne compte jamais sur le fait que l'opérateur détecte une alarme à temps.

Quand le système BESS n'est pas la bonne solution

Le BESS est généralement un candidat peu adapté au report lorsque :

• Le transformateur est soumis à une forte sollicitation pendant une grande partie de la journée.
• La période de pointe se prolonge pendant la nuit, ne laissant aucun créneau pour recharger.
• L'augmentation annuelle en tonnes épuise rapidement la marge disponible.
• Le transformateur est vieux et doit de toute façon être remplacé pour des raisons techniques.
• Les besoins N-1 doivent dépasser la capacité garantie de la batterie.
• Le fournisseur d'énergie n'accorde aucune notation de capacité aux solutions alternatives ne faisant pas appel au réseau de distribution.
• Le site web ne peut pas répondre aux exigences en matière d'incendie, d'accessibilité, de bruit ou de distance minimale.
• Les revenus issus du marché doivent être injectés exactement aux mêmes heures que celles réservées à l'écrêtement des pics.
• Le prix des fonctions de liaison est pratiquement aussi élevé que celui des équipements de stockage.
• La durée du report est nettement plus courte que la durée de remboursement habituelle dans le secteur.

Et dans certains cas, la batterie est également de faible capacité.

Un placard de 200 kWh peut sembler une capacité considérable, jusqu'à ce que la surcharge atteigne 300 kW et dure 4 heures. À ce stade, le système n'est plus une option viable. Il devient un sablier coûteux.

Comment évaluer un projet de report de paiement BESS avant d'engager des dépenses

Commencez par les informations sur les horaires, et non par les brochures sur les produits.

Prévoyez au minimum douze mois de données toutes les 15 minutes ; des mesures toutes les une ou cinq minutes sont nettement préférables lorsque les pics sont marqués. Pour les réseaux sensibles aux conditions météorologiques, il est préférable de disposer de données sur plusieurs années.

Réponds ensuite à ces cinq questions :

1. La puissance en kilowatts dépasse-t-elle la limite fixée ?
2. Combien d'heures dure chaque infraction ?
3. À quelle fréquence ces infractions se produisent-elles généralement ?
4. Combien de temps faut-il prévoir pour recharger l'appareil entre deux utilisations ?
5. À quel rythme précis les prévisions de tonnage devraient-elles augmenter ?

Ensuite, comparez les performances du BESS proposé à celles de chaque période, en tenant compte des performances, de l'état de charge minimal, du déclassement lié à la température et de la détérioration annuelle.

Enfin, répétez l'exercice en situation de tension :

• Une année plus chaude que la normale.
• Une recharge manquée.
• Un composant BESS n'est pas disponible.
• Une erreur de prévision 10%.
• Une croissance plus rapide en tonnes.
• Diminution de la capacité de la batterie avec le temps.
• Baisse simultanée des performances solaires.
• Un deuxième sommet le jour même.

Une tâche qui ne fonctionne que dans le cas de base ne libère pas de capacité. Elle suscite de l'optimisme.

Foire aux questions

Comment BESS parvient-il à repousser la modernisation des transformateurs ?

Un système BESS permet de reporter la mise à niveau d'un transformateur en se chargeant pendant les périodes de faible charge et en se déchargeant lorsque la demande en aval approche de la limite thermique, de préparation ou contractuelle du transformateur, réduisant ainsi le flux d'énergie sur le réseau traversant l'installation saturée et retardant le renforcement tant que la batterie conserve une capacité, une puissance, une disponibilité et un état de charge suffisants.

Ce report ne dure que tant que la batterie est capable de couvrir de manière fiable le profil de surcharge. Une croissance rapide de la demande ou des pics de longue durée peuvent annuler cet avantage.

Quelle capacité de transformation un système de stockage d'énergie par batterie (BESS) peut-il libérer ?

La capacité qu’un système de stockage d’énergie par batterie (BESS) est en mesure de fournir correspond à la réduction fiable de la charge du transformateur que le système de stockage peut maintenir pendant toute la durée de la contrainte spécifiée, après prise en compte des limites de l’onduleur, de la puissance opérationnelle, du rendement, du déclassement thermique, de la détérioration, de l’état de charge, de l’erreur de prévision, des restrictions de recharge et de la disponibilité requise dans des conditions normales ou d’urgence.

Un onduleur de 500 kW peut fournir une puissance nominale inférieure à 500 kW une fois ces marges utilisées.

Quelle est la durée optimale d'un système BESS pour la surveillance des pics de charge des transformateurs ?

La durée optimale d'un système de stockage d'énergie par batterie (BESS) correspond au rapport énergie/puissance le plus rapide et facilement applicable qui couvre l'intégralité de la période de surcharge, y compris la marge d'erreur de prévision et la réserve d'exploitation, sans épuiser l'état de charge utile ; dans plusieurs projets industriels de lissage des pics de consommation, cette durée peut être comprise entre 2 et 4 heures, mais la durée appropriée doit être déterminée à partir de données d'intervalle précises.

Une convention de quatre heures ne devrait en aucun cas se substituer à une véritable courbe de durée de surcharge.

Le système BESS peut-il modifier de manière définitive la mise à niveau d'un transformateur ?

Un système de stockage d'énergie par batterie (BESS) peut modifier de manière définitive la mise à niveau d'un transformateur uniquement lorsque les solutions optimales sous contraintes restent minimales et suffisantes pour que l'espace de stockage puisse être géré tout au long de la durée de vie de l'installation, et lorsque les exigences en matière de sécurité, de protection, de tension, de niveau de défaut et de fiabilité ne nécessitent pas, à elles seules, de nouveaux équipements ; le plus souvent encore, les batteries ne font que reporter le renforcement du réseau au lieu de l'éliminer définitivement.

Cette distinction revêt une importance financière, car un report de cinq ans peut s'avérer avantageux même lorsque le transformateur doit inévitablement être remplacé.

Quelles sont les données nécessaires pour dimensionner un système de stockage d'énergie par batterie (BESS) en vue de reporter la mise à niveau ?

Le dimensionnement d'un système de stockage d'énergie par batterie (BESS) en vue de reporter la mise à niveau d'un transformateur nécessite des mesures de séries chronologiques, les puissances nominales saisonnières et en situation d'urgence du transformateur, ses caractéristiques thermiques ou de points chauds, la température ambiante, les prévisions de croissance de la charge, les critères de contingence, les créneaux de recharge, les données de péage, le rendement de la batterie, les hypothèses de défaillance, les contraintes informatiques et toute réglementation énergétique régissant précisément la manière dont le stockage dispatchable obtient des crédits de capacité.

Sans ces informations, le résultat est un devis de produit, et non un plan technique.

Transformer une contrainte liée aux capacités en un projet BESS quantifiable

Ne commencez pas par vous demander combien de mégawattheures il faut acheter.

Il faut commencer par définir le transformateur soumis à des contraintes, la courbe précise de surcharge, la durée de report requise et les conditions d'exploitation dans lesquelles la capacité doit rester disponible. À partir de là, le projet peut être adapté à une armoire tout-en-un portable, à une solution modulaire haute tension ou à un système conteneurisé de l'ordre du mégawatt.

Évaluation de la Système de stockage d'énergie par batterie (BESS) intégré de 100 kW et 215 kWh pour les pics de consommation de courte durée, le Système de stockage d'énergie (ESS) en conteneur de 500 kW et 1,5 MWh pour des restrictions commerciales plus longues, ou la Système à refroidissement par liquide de 1,25 MW et 2,65 MWh pour les applications C&I et de soutien au réseau de plus grande envergure.