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Caractéristiques nominales et capacités de support de défaut des appareillages de commutation pour le raccordement des systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS)
Le choix des appareillages de commutation pour un système de stockage d'énergie par batterie ne peut se limiter à la plaque signalétique d'un système de conversion de puissance (PCS) ou à un multiplicateur générique de courant de défaut. Ce guide explique comment calculer les charges de défaut d'un système de stockage d'énergie par batterie (BESS) et les intensités nominales des disjoncteurs d'essai, et met en évidence les hypothèses qui sont systématiquement retenues dans des études d'interconnexion peu rigoureuses.
Sur un schéma unifilaire, le raccordement au réseau BESS semble d'une simplicité trompeuse : des blocs de batteries, des systèmes de conversion de puissance, un bus « enthusiast », plusieurs transformateurs et un disjoncteur au point de raccordement.
C'est alors que l'étude des défaillances entre en jeu.
Les plaques signalétiques peuvent induire en erreur.
Une centrale à batterie peut alimenter un onduleur soumis à des contraintes strictes et fonctionnant à un facteur de charge donné ; toutefois, son appareillage de commutation peut tout de même faire face à une charge indésirable dès lors que l'on tient compte de l'injection d'énergie, de l'impédance du transformateur, de la configuration du réseau de collecte, des paramètres de régulation, du rapport X/R et des soutiens prévus par le réseau.
Alors pourquoi les responsables de projets continuent-ils à acheter des appareillages de commutation en se basant uniquement sur les fiches techniques disponibles sur Internet ?
La dure réalité est que de nombreux systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS) sont parfaitement conçus sur le plan mécanique, mais sous-dimensionnés sur le plan électrique. Les concepteurs maîtrisent les mégawatts. Les fournisseurs maîtrisent la chimie des cellules. Les maîtres d'œuvre (EPC) maîtrisent le tracé des câbles. Mais personne ne dispose des données complètes relatives aux courants de défaut avant que l'acheminement du matériel ne soit déjà en cours.
Cette série est à l'envers.
Pourquoi les erreurs d'évaluation d'affiliation de BESS coûtent de plus en plus cher
Le volume de stockage intégré au réseau a en effet rendu plus difficile la dissimulation d'hypothèses peu fondées. L'Agence américaine d'information sur l'énergie (EIA) a indiqué que 6,4 GW de capacité de stockage par batterie avaient été mis en service en 2023, soit une augmentation annuelle de 70%. En juillet 2024, plus de 20,7 GW de capacité de stockage par batterie à l'échelle industrielle étaient disponibles aux États-Unis.
Cette croissance s'inscrit dans le cadre d'une procédure de recherche actuellement saturée. La FERC a fait état de plus de 10 000 demandes d’affiliation actives, représentant plus de 2 000 GW de capacité de production et de stockage recommandée à la fin de 2022 ; 68% des 2 179 études d’interconnexion achevées cette année-là ont pris du retard. L'arrêté n° 2023 a donc imposé des études groupées, des délais d'étude plus stricts et une modélisation plus précise des sources asynchrones telles que l'éolien, le solaire et le stockage par batterie. L'arrêté n° 2023-An a été adopté le 21 mars 2024.
Mon avis est sans détour : une mise en place plus rapide des liaisons d'interconnexion ne garantit pas d'emblée une meilleure conception électrique. Cela pourrait même avoir l'effet inverse lorsque les informations fournies par les fournisseurs sont insuffisantes et que les délais d'étude sont standardisés.
Une étude peut être complète sur le plan méthodologique tout en présentant des faiblesses sur le plan pratique.
Commencez par le facteur d'affiliation, et non par le rack de batteries
La batterie n'est pas la source du défaut détecté par le système de climatisation. Le système de conversion d'énergie, ses commandes, les transformateurs de collecte, le dispositif de mise à la terre, le transformateur principal, les câbles, les réacteurs et l'énergie associée déterminent conjointement le signal de retour d'erreur.
Cette distinction s'explique par le fait que les données relatives aux batteries sont souvent mal interprétées.
Pensez à un Batterie de stockage solaire au sol mobile de 51,2 V et 460 Ah. Ses caractéristiques techniques (BM48460) indiquent une capacité d'environ 23,55 kWh et un courant optimal de charge ou de décharge de 200 A. Ces chiffres conviennent à une configuration de système à courant continu, mais ils ne permettent pas d’assurer la fonction de coupure d’un disjoncteur de 13,8 kV, 34,5 kV ou 69 kV.
La fonction « Range » transforme les nombres. Elle ne modifie pas la logique.
En ce qui concerne le raccordement des systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS), la limite de recherche doit s'étendre des bornes de l'onduleur, en passant par chaque élément du système collecteur, jusqu'au point d'affiliation. La norme NERC de juin 2023 relative aux systèmes de stockage d’énergie par batterie (BESS) traite spécifiquement de la source comme étant l’ensemble du centre jusqu’au point d’injection (POI), comprenant les principaux transformateurs de puissance – et pas seulement les cellules de batterie ou les convertisseurs.
Les caractéristiques nominales des appareillages de commutation que les ingénieurs doivent vérifier
“La mention ” conçu pour 25 kA » ne constitue pas une spécification complète.
Vingt-cinq kiloampères de quoi ? En courant d'interruption proportionnel ? En courant de tenue de courte durée ? En courant de crête ? À quelle tension maximale ? Pendant combien de cycles ou de secondes ? Selon quelle norme d'essai ?
Une procédure de commutation bien définie permet de distinguer clairement chaque obligation.
Critère relatif aux appareillages de commutation
Contre quoi cela protège-t-il ?
Erreur de style courante
Contributions requises pour la recherche
Tension nominale optimale
Stress et anxiété liés à la fréquence du réseau et à la tension de commutation
Choisir uniquement en fonction de la tension du petit système
Tension de fonctionnement optimale, prises du transformateur, mise à la terre et configuration du système
Classement en courant continu
Chauffage thermique à long terme
Calcul de la puissance actuelle de MW à une puissance unitaire variable
MVA maximal, procédure relative à la puissance réactive, température ambiante, altitude et augmentation
Courant de tenue de courte durée
Contraintes thermiques et mécaniques tant que le défaut reste connecté
En la considérant comme équivalente à la capacité de désactivation des disjoncteurs
Courant de défaut RMS optimal et délai de rétablissement
Le disjoncteur perturbe le classement
Capacité du disjoncteur à couper le courant présent
En le comparant uniquement à un résultat RMS préliminaire triphasé
Taux de service, rapport X/R, temps de fermeture-ouverture et cycle de fonctionnement
Indice de fermeture et de verrouillage
Hauteur de la première boucle et forces de décalage en courant continu
Une vision déséquilibrée du présent
Pointe actuelle, rapport X/R du système et scénario de fermeture
BIL ou maintien d'impulsion par rapport à
Foudre et surtensions liées aux commutateurs
Le fait de disposer d'une capacité de courant de défaut implique une capacité d'isolation
Étude sur la coordination de l'isolation et informations relatives aux parafoudres
Résultats par bus et par unité
Contrainte électromécanique interne
Vérification du disjoncteur, mais pas de l'ensemble de barres omnibus
Responsabilité en cas de panne de bus, durée et outils : bâtiment et construction
Catégorie de résistance aux arcs électriques
Réorienter ou confiner l'énergie de l'arc interne
Prise en compte de la résistance à l'arc comme alternative à une capacité de coupure adéquate
Facilité d'accès, espaces libres nécessaires à l'installation et temps nécessaire au nettoyage et à la protection
Performances de la tomodensitométrie et des relais
Détection précise en cas d'erreurs
Inspection des principaux équipements pendant la saturation des transformateurs de courant
Ampleur de l'erreur, rapport X/R, problème, classe CT et algorithme de relais
Le disjoncteur n'est qu'un composant parmi d'autres. Les raccordements de câbles, les boutons de mise à la terre, les transformateurs de courant, les sectionneurs, le jeu de barres principal, le jeu de barres de raccordement, les dispositifs de neutre, les parafoudres et les câbles de raccordement du transformateur peuvent chacun avoir une capacité de charge maximale différente.
Je considère toute étude qui aboutit à un seul chiffre de courant de défaut pour l'ensemble d'une centrale comme un document de présélection, et non comme un document d'appel d'offres.
Pourquoi le courant d'erreur des systèmes BESS est-il de faible amplitude mais d'une grande complexité ?
La réponse initiale d'un générateur en parallèle à un défaut est étroitement liée à la réactance du générateur. Un onduleur réagit par le biais d'un logiciel, des limites de courant des semi-conducteurs, d'une tension irrémédiable, du comportement de la boucle à verrouillage de phase, d'une logique de priorité de courant, de seuils de protection et des commandes du contrôleur de l'installation.
C'est un animal de compagnie très différent.
Le NERC décrit les onduleurs des systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS) comme des sources de courant dépendantes de la tension. Les courants actifs et réactifs qu'ils injectent lors d'un défaut dépendent de la tension aux bornes et de la logique de commande non linéaire. Le résultat peut en outre varier en fonction du mode de fonctionnement avant le défaut – charge ou décharge – même si l'état de charge n'a en réalité qu'un impact limité sur les courants de courte durée.
Le NERC recommande de recueillir des informations sur les courants de défaut pour :
Défauts triphasés : défaut unipolaire à la terre, défaut entre phases et défaut bipolaire à la terre.
Opérations distinctes de charge et de décharge.
Éléments de séquence favorable, défavorable et nulle.
De nombreux instants, correspondant respectivement à environ un, trois et cinq cycles après le début du défaut.
Configurations de contrôle pour le suivi et la stabilisation du réseau, le cas échéant.
Cette liste met en évidence une erreur récurrente dans le secteur : demander au fournisseur de PCS la “ valeur maximale d'erreur présente ”, comme si une seule valeur scalaire pouvait représenter l'ensemble de l'installation.
Ce n'est pas possible.
La réponse du fournisseur, “ 1,2 pu par unité pour 3 cycles ”, laisse de nombreuses questions sans réponse. Cette valeur de 1,2 pu est-elle basée sur le courant nominal de la climatisation ou sur le courant de surcharge ? S'applique-t-elle à une tension aux bornes de 0,9 pu ? La répartition est-elle équilibrée ? Quelle est la réaction en séquence négative ? L’onduleur donne-t-il la priorité à la réponse immédiate ? Que se passe-t-il une fois que la limitation de courant est activée ?
Et que se passe-t-il au moment de la facturation ?
Les commandes de stabilisation du réseau ajoutent une couche supplémentaire. Elles peuvent soutenir la tension dans les réseaux fragiles, mais elles restent soumises aux limites actuelles des semi-conducteurs et aux changements de commande. Les recommandations EMT de la NERC de décembre 2024 préconisent de surveiller la tension instantanée et efficace, les valeurs de courant, les séquences, les résultats P/Q, les commandes des régulateurs, les indicateurs de maintien en fonctionnement et les signaux de commande internes au moment du déclenchement et de la résorption du défaut.
Un faible courant de défaut ne garantit pas automatiquement une sécurité accrue. Il peut même rendre la protection moins fiable, car les critères de surintensité standard peuvent disposer d'une marge de fonctionnement réduite, tandis que les critères directionnels et de plage peuvent voir les relations entre les phases déterminées par des logiques de commande plutôt que par les lois physiques régissant les machines tournantes.
Comment déterminer la capacité de charge en cas de défaut des appareillages de commutation pour les systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS)
Le calcul correct d'une tâche de défaut relève d'une analyse de cas concret, et non d'une simple formule.
1. Élaborer les enveloppes budgétaires consacrées aux services publics
Déterminer les valeurs optimales et minimales des rapports de court-circuit au point d'intérêt (POI), à savoir :
Niveaux triphasés et de défaut à la terre.
Résistances de séquence favorable, négative et nulle.
Proportions X/R.
Dispositions relatives au réseau en situation normale et en cas d'urgence.
Mises à niveau existantes et prévues.
Année de recherche concernée.
L'autonomie optimale détermine généralement le fonctionnement des appareils. Une résistance minimale peut influer sur la sensibilité des systèmes de défense, la stabilité des commandes et la capacité à surmonter les obstacles.
Les deux sont importants.
2. Modéliser toutes les résistances entre le réseau et l'onduleur
Ils se composent du transformateur principal, des transformateurs de collecte, des câbles, des réacteurs, des barres omnibus, des transformateurs de mise à la terre, des résistances de neutre et des circuits parallèles.
La résistance d'un transformateur ne doit pas être considérée comme une constante théorique indiquée sur la plaque signalétique. Le modèle doit tenir compte de l'emplacement des prises, des tolérances de fabrication, de la configuration des enroulements, du circuit de séquence zéro et de la base MVA réelle.
Une variation, même minime, de la résistance du transformateur peut modifier sensiblement la charge lorsque le bus se trouve à proximité de la capacité nominale standard de l'appareillage de commutation.
3. Déterminer la puissance maximale de fonctionnement existante séparément
Pour un système triphasé bien équilibré :
[I _ =\ frac \ sqrt, V ] Où :
(I) correspond au courant de ligne.
(S) apparaît comme une source d'énergie en Virginie.
(V) correspond à la tension entre deux phases.
Ne remplacez pas MW par MVA, sauf si la puissance unitaire est garantie dans toutes les conditions de fonctionnement requises. Un système de stockage d'énergie par batterie (BESS) de 100 MW doté d'une capacité de puissance réactive de ± peut nécessiter des outils basés sur 110 MVA, 120 MVA ou une enveloppe supplémentaire spécifique à la centrale.
Le courant continu nécessite également une surveillance thermique tenant compte de la température ambiante, du rayonnement solaire, de la ventilation de la pièce, de l'altitude, du regroupement des câbles, des harmoniques, des surcharges d'urgence, ainsi que, par la suite, de l'ajout d'une batterie ou d'un onduleur (PCS).
4. Importer les modèles d'erreurs BESS propres à chaque fournisseur
Utilisez le modèle PCS réel prévu pour le bâtiment et la construction.
Un modèle d'onduleur générique peut être utilisé pour une première analyse de faisabilité. Il ne peut toutefois pas être utilisé pour déterminer l'ordre de coupure des disjoncteurs, la configuration des relais ou la mise en service des équipements, à moins qu'il n'ait été démontré que ce modèle générique s'applique de manière systématique à toutes les situations pertinentes.
La position du NERC pour 2023 est claire : les systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS) et les centrales hybrides doivent être pris en compte dans les programmes de simulation de court-circuit lors des travaux d'interconnexion, de préparation, de conception et de paramétrage des protections.
5. Réaliser la matrice complète des situations
Vérifiez au minimum les éléments suivants :
Niveaux maximal et minimal de défaillance du réseau électrique.
Tous les blocs BESS sont en ligne.
Plusieurs zones de collecte sont hors service.
Facturation, mise hors service et fonctionnement à zéro MW.
Capacité maximale en courant réactif.
Paramètres de suivi et de stabilisation du réseau.
Configurations à bus principal et à bus sectionnel.
Un critère de départage sans équivoque.
Cas d'insusceptibilité optimale et minimale du transformateur.
Erreurs liées au triphasage et au déséquilibre.
Défauts au point d'intérêt (POI), sur le bus principal, sur le bus de l'agence de collecte, aux bornes du transformateur et aux extrémités des lignes d'alimentation à distance.
Cas relatifs aux systèmes actuels et futurs.
La charge triphasée la plus élevée peut déterminer le seuil de déclenchement du disjoncteur. Le courant de terre le plus élevé peut toutefois provenir d'un tout autre endroit.
6. Comparez chaque montant calculé avec le score correspondant
Ne comparez pas une valeur de crête asymétrique existante à une valeur efficace (RMS) symétrique. Ne comparez pas la résistance d'un bus pendant une seconde à la capacité de coupure d'un disjoncteur. N'utilisez pas une valeur nominale de 60 Hz telle quelle sur un réseau fonctionnant à une fréquence différente sans confirmation du fabricant.
Les unités sont élémentaires. On en abuse souvent.
Exemple de défaillance en service : un système de stockage d'énergie par batterie (BESS) de 100 MW à 34,5 kV
Prenons l'exemple d'un système de stockage d'énergie par batterie (BESS) de 100 MW/200 MWh, équipé d'un bus d'alimentation de 34,5 kV. Il s'agit d'un exemple à titre d'illustration, et non d'une étude technique relative à la construction.
À 100 MW et avec un élément de puissance unitaire :
[I = \frac{100 000 000}{1} = 1 673 \text{ ] Or, la centrale doit fonctionner dans une plage de puissance de 120 MVA pour fournir de la puissance réactive. Le courant équivalent est :
[I = \frac{120 000 000 \sqrt{34 500}} = 2 008 \message] Un bus de 2 000 A est déjà choisi de manière optimale avant même de prendre en compte le déclassement dû aux conditions ambiantes, la résistance des composants, les charges auxiliaires, les surcharges ou les améliorations futures. Cela n’impose pas automatiquement l’utilisation d’un appareillage de 3 000 A, mais cela devrait empêcher un concepteur de choisir avec trop de précision des équipements de 2 000 A.
Supposons maintenant que cette centrale comparable produise une puissance de court-circuit triphasée de 1 200 MVA au niveau du bus de 34,5 kV :
[I _ \ message =\ frac =20,1 \ message ] Supposons, à titre purement indicatif, que le BESS apporte une contribution égale à 1,2 fois sa puissance nominale de 100 MVA :
[I _ \ message = 1,2 \ fois 1,673 = 2,0 \ message ] Un simple calcul arithmétique donne environ 22,1 kA. Ce chiffre ne correspond pas à la charge de défaut finale, car la contribution du BESS dépend de la tension, peut ne pas être en phase avec celle du réseau électrique et varie dans le temps.
Cela nous apporte néanmoins une information utile.
Une installation électrique de 25 kA ne disposerait certainement que d'une marge apparente de 2,9 kA, sans même tenir compte des erreurs de prévision énergétique, des tolérances des transformateurs, de la compensation des moteurs électriques, des futurs renforcements du réseau de transport, du décalage en courant continu ou des différents modes de fonctionnement. Je testerais sans aucun doute ce choix de manière très rigoureuse.
Une classe de 31,5 kA peut offrir une marge de sécurité supplémentaire, mais la décision finale doit reposer sur l'étude technique complète, le plan de marge du propriétaire et la norme choisie – et non sur mes calculs préliminaires.
La fausse précision fait disparaître des tâches. Il en va de même pour les fausses économies.
Quel est l'appareillage de commutation le plus efficace pour le raccordement d'un système de stockage d'énergie par batterie (BESS) ?
Le meilleur appareillage de commutation pour une intégration à un système de stockage d'énergie par batterie (BESS) n'est pas nécessairement un appareillage blindé, isolé au gaz, résistant à l'arc, à coupure sous vide ou à commande numérique. Il s'agit de la gamme dont les caractéristiques techniques vérifiées dépassent les exigences réelles tout en respectant les critères requis en matière de performances opérationnelles, de facilité de maintenance, d'impact environnemental, de conception de sécurité et de rentabilité du projet.
Dans plusieurs installations à moyenne tension, les disjoncteurs à vide intégrés aux appareillages de commutation blindés constituent une option courante. Mais le fait qu'ils soient courants ne signifie pas pour autant qu'ils soient fiables.
Choice doit rattraper son retard :
Tension nominale et tension maximale du système.
Obligation de courant continu au MVA optimal.
Service d'interruption proportionnelle.
Optimisation de la production et responsabilité de la fermeture et du verrouillage.
Durée de l'arrêt temporaire du bus.
Niveau d'isolation et conditions climatiques.
Installation en intérieur, en extérieur, dans un environnement corrosif, poussiéreux ou en haute altitude.
Exigences en matière de construction résistante aux arcs électriques.
Nombre d'opérations mécaniques et électriques.
Méthode de mise à la terre.
Précision de la tomodensitométrie et schéma de relais.
Intégrité des procédures à distance et des services de station.
Cabines de rechange et futurs alimentateurs pour passionnés.
Accessibilité pour l'entretien et technique de remplacement.
Et le moment choisi pour l'acquisition a son importance. Se doter rapidement d'un parc d'équipements à faible consommation pourrait, en théorie, permettre de réaliser des économies, mais cela pourrait finalement coûter beaucoup plus cher si le fournisseur d'énergie revoit à la hausse ses prévisions en matière de courant de défaut ou si le contrat de raccordement impose une configuration de réseau plus puissante.
Le cuivre coûte cher. Le reconditionnement coûte encore plus cher.
Erreurs courantes en matière de responsabilité en cas de défaillance des systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS) qui échappent à la revue de conception
Traitement du courant de défaut de l'onduleur en tant que multiplicateur pris en charge
Une hypothèse de 1,1 pu ou 1,2 pu peut convenir dans le cadre d'une étude de concept. Elle s'avère toutefois insuffisante lorsque la dépendance en tension, le courant de charge, les paramètres de charge, la réponse en séquence et le comportement dans le domaine temporel sont inconnus.
Négligence du rapport X/R du service public
Le courant RMS proportionnel ne définit pas à lui seul les contraintes et les tensions subies par le disjoncteur. Des rapports X/R élevés ralentissent la décroissance de la composante continue, ce qui augmente l'amplitude de la première boucle et le courant déséquilibré au moment de la coupure.
Le disjoncteur pourrait satisfaire au critère de contraste équilibré, mais ne pas passer le test de responsabilité proprement dit.
Le disjoncteur principal est protégé, mais pas le jeu de barres principal
Un disjoncteur doté d'une capacité de coupure suffisante ne permet pas de compenser une busbar, un sectionneur, un transformateur de courant, une rupture de câble ou un détachement sous-dimensionnés.
La composition d'équipe est un système.
En se basant uniquement sur les données actuelles de consommation d'énergie,
Les projets BESS s'étendent sur plusieurs décennies. Un support de poste électrique, une nouvelle ligne de transport, le remplacement d'un transformateur ou un générateur adjacent peuvent augmenter le courant de défaut disponible après la mise en service.
La durée de vie prévue des équipements et la durée de la recherche sur l'affiliation coïncident rarement parfaitement.
Oubli de la procédure de facturation
Une installation de batteries est bidirectionnelle. Les ajustements de facturation tiennent compte des instructions relatives au courant actif avant le défaut et peuvent modifier la répartition entre puissance active et puissance réactive de l'onduleur pendant toute la durée du défaut.
Le NERC recommande tout particulièrement d'utiliser des données différentes concernant les courants de défaut pour la facturation et pour la résolution des problèmes.
Compétences complexes en matière de défense et adéquation des outils
Un disjoncteur peut être physiquement efficace pour couper le circuit en cas de défaut, alors que le relais ne parvient pas à le détecter assez rapidement. À l'inverse, un relais rapide ne rend pas pour autant acceptable un disjoncteur ou une barre omnibus sous-dimensionné(e).
Il convient de vérifier conjointement le niveau de sécurité et la résistance du matériel.
En attente des dernières informations de la part du fournisseur
C'est une question politique.
Les procédures EPC exigent généralement qu'un bon de commande pour les appareillages de commutation soit passé avant que la conception informatique définitive ne soit proposée. Il ne s'agit pas de prétendre que ce manque de données n'existe pas. Il convient d'utiliser des procédures juridiques classiques, de préciser les livrables de conception requis, d'obtenir les marges de puissance nominale et de déterminer les écarts par rapport aux spécifications du fournisseur sur la base d'une évaluation officielle de la conception.
Questions fréquemment posées
Qu'est-ce que le paiement des courants de défaut BESS ?
Le courant de défaut BESS correspond au courant de climatisation réglementé fourni par le système de conversion de puissance d’un système de stockage d’énergie par batterie lors d’une défaillance du réseau ; il est caractérisé par son amplitude, son angle de phase, ses composantes série et son évolution dans le temps, plutôt que par la capacité en ampères-heure des cellules de batterie ou par le courant de court-circuit en courant continu sans restriction.
Sa performance est généralement limitée par les onduleurs et les logiciels de commande. Une tension irrégulière, la charge ou la décharge avant la survenue d'un défaut, la logique de priorité du courant, le type de défaut, les réglages de maintien en fonctionnement et les paramètres de formation ou de suivi du réseau peuvent tous modifier la réponse.
Comment calcule-t-on exactement la charge de défaut des appareillages de commutation pour un système de stockage d'énergie par batterie (BESS) ?
L'obligation de résistance aux défauts des appareillages de commutation d'un système de stockage d'énergie par batterie (BESS) correspond au courant optimal, symétrique et asymétrique, que chaque barreau, disjoncteur, coupure de câble, élément de base et transformateur de mesure doit pouvoir supporter ou interrompre dans les conditions de conception du réseau, du transformateur et de l'onduleur, ainsi que dans les conditions de fonctionnement, les situations d'urgence et les conditions futures du système, à son emplacement électrique spécifique.
Déterminez les contributions du réseau et de l'installation à l'aide de modèles de séries appropriés, calculez les erreurs triphasées et déséquilibrées, appliquez le rapport X/R du réseau, évaluez le courant au moment de l'ouverture des contacts du disjoncteur, puis comparez chaque résultat aux valeurs équivalentes de capacité de coupure, de fermeture, de résistance aux courants de courte durée et de résistance aux courants de crête.
Quelle valeur de courant de court-circuit les appareillages de commutation des systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS) doivent-ils présenter ?
La valeur requise du courant de court-circuit correspond à la plus petite capacité nominale normalisée de l'équipement qui dépasse la charge calculée au point d'installation, après prise en compte de l'imprévisibilité du modèle, des distorsions dues aux rapports X/R, des modifications futures du réseau, des conditions d'exploitation, des résistances des producteurs, des hypothèses relatives au vieillissement des équipements, ainsi que de la marge de conception officiellement acceptée par le maître d'ouvrage.
Il n'existe pas de classement universel des systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS). Une gamme de 25 kA peut s'avérer adaptée sur un bus collecteur donné, mais inadaptée sur un site par ailleurs similaire, raccordé à une source de réseau plus puissante.
La capacité de coupure d'un disjoncteur correspond-elle à sa capacité de résistance de courte durée ?
La capacité de coupure d'un disjoncteur correspond au courant de défaut symétrique efficace qu'il est capable de couper à une tension et dans des conditions de fonctionnement données, tandis que la capacité de résistance aux courants de courte durée correspond au courant que les barres et conducteurs d'un appareillage de commutation fermé peuvent supporter, sur le plan thermique et mécanique, pendant une durée spécifiée sans subir de dommages indésirables.
L'un pose un problème de perturbation. L'autre soulève des inquiétudes quant à la survie alors que le fonctionnement se poursuit. Les deux doivent aller au-delà de leurs tâches spécifiques, et aucune des deux options ne remplace la capacité de fabrication de l'équipement ni sa capacité à résister aux pics de charge.
L'état de charge a-t-il une incidence sur le paiement actuel des erreurs du système de stockage d'énergie par batterie (BESS) ?
L'état de charge correspond au pourcentage d'énergie stockée disponible dans un système de stockage d'énergie par batterie (BESS) ; il a généralement moins d'influence sur les erreurs de courant alternatif de courte durée que les limitations et les commandes de courant de l'onduleur ; néanmoins, le mode de charge ou de décharge, les limitations de tension continue, les seuils de protection et les logiques propres à chaque fabricant peuvent modifier la forme d'onde et le comportement de la séquence.
Le NERC souligne que l'état de charge n'influe généralement pas sur la capacité de l'onduleur à supporter les courants de surcharge lors de courts-circuits, mais demande néanmoins des données distinctes concernant la facturation et la dissipation des courants de défaut, car les conditions de fonctionnement avant le défaut peuvent modifier la réponse.
Quel est l'appareillage de commutation le plus efficace pour le raccordement à un système de stockage d'énergie par batterie (BESS) ?
Le meilleur appareillage de commutation pour le raccordement d'un système de stockage d'énergie par batterie (BESS) est un équipement dont la courbe de tension, l'intensité nominale continue, la capacité de coupure, la résistance aux courants de courte durée, la capacité de fermeture, le niveau d'isolation, la conception écologique, l'interface de protection et les dispositions techniques ont été vérifiés au regard d'études spécifiques au projet, plutôt que d'avoir été sélectionnés à partir d'une simple brochure générique indiquant “ compatible BESS ”.
Le critère de sélection n'est pas le poste certifié le moins cher. Il s'agit de la conception présentant le coût de cycle de vie le plus bas, qui reste conforme même lorsque les versions réelles des fournisseurs, les modifications apportées par les services publics, les modes de fonctionnement et les futurs problèmes de réseau viennent modifier les hypothèses initiales.
Précisez les données avant de passer commande
Avant de passer une commande d'appareillage électrique, il est nécessaire de disposer d'un dossier d'affiliation BESS déductible comprenant les correspondances des ressources du réseau, les informations sur les transformateurs, la version du système de collecte, les tableaux informatiques des courants de défaut, les cas de facturation et de décharge, la réponse aux courants de séquence, les rapports X/R, les temps de coupure de protection, les causes techniques, les hypothèses relatives au système futur, ainsi qu’une comparaison des engagements par équipement.
