La fiabilité des microgrids intelligents est décidée lors de la pire heure à laquelle un site sera confronté, et non lors de l’heure moyenne pour laquelle la conception a été dimensionnée : un alimentateur chargé, un soleil faible, une alimentation du réseau qui vient de chuter, et une batterie déjà partiellement déchargée par le pic du matin. La plupart des défaillances importantes remontent à trois hypothèses qui n’ont jamais été vérifiées entre elles. Quelle capacité ferme existe réellement, que se passe-t-il lors de la transition entre les modes de fonctionnement, et si la protection se déclenche toujours une fois que le courant de défaut diminue. La liste des équipements explique rarement une panne. La façon dont les sources interagissent le fait.

Ce dont dépend réellement la fiabilité du microgrid

Pour un microgrid, la fiabilité a une définition plus précise et plus utile que pour un réseau : la probabilité que le site alimente une charge critique définie, dans des limites de tension et de fréquence convenues, pendant une durée donnée, dans chaque mode de fonctionnement et lors de chaque transition entre eux. Les équipes qui partent de cette définition posent des questions différentes de celles qui partent d’une liste de composants. La norme IEC 62898-1:2017 donne des lignes directrices pour la planification et la spécification des projets de microgrid [1], et les fonctions du contrôleur qui supportent la majorité du fardeau de la fiabilité sont spécifiées dans IEEE 2030.7-2017 [2].

Six facteurs portent presque tous les résultats, et ils ne sont pas additifs. Un microgrid avec un stockage bien dimensionné et une coordination de protection faible échoue de la même manière qu’un microgrid sans stockage, car le chemin de la défaillance passe par le maillon le plus faible plutôt que par la moyenne.

Une fiche technique prouve moins qu'il n'y paraît. Elle établit qu'une unité a satisfait aux conditions de test du fabricant. Elle ne garantit pas que l'unité pourra supporter cette étape de charge du site, à l'altitude de ce site et à la température ambiante estivale, derrière le transformateur de ce site. Les documents de sélection ne constituent pas une preuve d'acceptation, et l'écart est le plus important pour les convertisseurs, où la puissance nominale à une température ambiante confortable et à facteur de puissance unitaire n'est pas la puissance disponible à la température estivale du site avec une charge en retard.

La capacité ferme et la composition de la source déterminent l'heure la plus critique

La capacité ferme est ce qui reste lorsque le soleil est bas et que le réseau est absent. Les revues de conception comparent souvent plutôt les bilans annuels d'énergie, et un bilan annuel peut sembler sain alors que la pire semaine est largement inférieure. La fiabilité est une question de dimensionnement pour une fenêtre spécifique, pas une moyenne annuelle.

Le solaire indiqué sur la plaque n'est pas ferme. La production chute avec le nuage, la saleté, la neige et la température élevée des cellules, et l'inversion de courant limite le pic quelle que soit la taille de l'installation. Le chiffre important est la production minimale durant la période météorologique que le site doit supporter, tirée des enregistrements d'irradiance à long terme pour cet emplacement plutôt que d'une règle empirique.

Les puissances de génération nécessitent la même attention. ISO 8528-1:2018 définit l'application, les puissances et la performance des groupes électrogènes à moteur à combustion interne, et distingue les catégories de puissance qui supposent des devoirs très différents [3]. Une puissance de secours suppose un nombre limité d'heures annuelles et aucune surcharge soutenue, tandis qu'une puissance principale permet une charge variable soutenue. Un projet utilisant un groupe de puissance de secours comme source d'énergie quotidienne s'écarte discrètement de la base de sa propre puissance nominale, et le premier symptôme apparaît généralement sous forme de surchauffe ou de carburant non brûlé et de suie s'accumulant dans l'échappement lorsque le moteur fonctionne en dessous de la charge et de la température pour lesquels sa combustion a été conçue.

La recharge est la charge que les calculs de dimensionnement laissent souvent de côté. Après une panne, la batterie doit être rechargée, et les convertisseurs accepteront une puissance de charge qui s'ajoute directement à la charge du site. Dimensionnez le générateur pour la charge critique plus la puissance de charge que le système utilisera réellement, dans la plage de charge préférée du générateur, sinon le site fonctionnera plus longtemps que prévu après chaque événement et entrera dans la prochaine panne avec un niveau de charge inférieur.

La redondance est une façon d'acheter une capacité ferme, et ce n'est pas gratuit. Deux unités plus petites en parallèle peuvent supporter la charge avec une en panne et permettre la maintenance sans interruption. Le prix en est la complexité de contrôle : synchronisation, partage de charge, protection contre le retour de courant, et un contrôleur qui se comporte correctement lorsqu'une unité tombe hors ligne sous charge. Une unité plus grande a moins de modes de défaillance, mais elle n'a pas de fenêtre de maintenance ni de secours partiel en capacité.

Le parallélisme de plusieurs unités de génération plus petites augmente la disponibilité uniquement lorsque le partage de charge et la synchronisation sont conçus plutôt qu'assumés. <Synchronisation réussie de 7 groupes électrogènes à gaz en Afrique> couvre un projet de synchronisation multi-unités construit autour de sept groupes électrogènes à gaz.

Le carburant doit faire l'objet de la même discussion. Le diesel stocké longtemps nécessite des tests et un polissage avant d'être fiable en cas d'urgence, et une alimentation en gaz doit être caractérisée par la pression et la composition, car le nombre de méthane et la valeur calorifique changent ce qu'un moteur à gaz peut fournir. Un générateur choisi pour un gaz de qualité pipeline peut sous-performer sur un site alimenté par du biogaz variable, et aucune maintenance ne récupère une production que le carburant ne peut soutenir.

Dimensionnement du stockage de batteries pour la puissance, l'énergie et le vieillissement

Le stockage possède deux puissances nominales indépendantes et leur confusion cause la plupart des déceptions. Le convertisseur définit la plus grande étape de charge que la batterie peut supporter. L'énergie stockée détermine la durée pendant laquelle elle peut la fournir. Une batterie avec une capacité en kilowattheures généreuse derrière un convertisseur sous-dimensionné ne peut toujours pas démarrer la pompe.

L'arithmétique est suffisamment simple pour être vérifiée sur papier. Un pack de 100 kWh derrière un convertisseur de 50 kW est un système de deux heures en sortie maximale ; le même pack derrière un convertisseur de 100 kW est un système d'une heure. Aucune de ces affirmations ne dit ce dont le site a besoin, car le cycle de charge détermine cela.

Les arguments de dimensionnement du stockage se concentrent généralement sur les kilowattheures, tandis que la puissance du convertisseur détermine quels charges le site peut prendre en charge. <Libérez l'indépendance énergétique et les économies : Solutions BESS évolutives de Tide Power pour les applications C&I> couvre les options de stockage par batterie évolutives pour les applications commerciales et industrielles.

Capacité nominale, capacité utilisable et capacité en fin de garantie sont trois chiffres différents. Un garantie est généralement écrit contre un seuil de capacité retenue à un nombre de cycles, une température et un taux de charge spécifiés, donc le chiffre qui importe pour la fiabilité est la capacité à la fin de la période de garantie, et non celle du premier jour. Demandez les conditions de test derrière ce chiffre avant de comparer deux produits en termes de prix.

La température des cellules influence la capacité, l’acceptation de charge et le vieillissement, ce qui fait de la gestion thermique une partie de l’équilibre énergétique plutôt qu’un accessoire. Un conteneur dans un climat chaud dépense une partie de son énergie stockée pour maintenir les cellules à une température confortable, et un design ignorant la charge de refroidissement perd de l’énergie utilisable qu’il comptait. L’efficacité en boucle est similaire : chaque kilowattheure stocké revient légèrement moins, et la différence est payée en heures de fonctionnement du générateur et en carburant. Une revendication d’efficacité n’est significative qu’en fonction de la puissance de charge et de décharge à laquelle elle a été mesurée.

UL 9540A évalue la propagation du feu par défaillance thermique dans les systèmes de stockage d’énergie par batterie au niveau des cellules, modules et unités [4]. Ce qu’il supportest, c’est une comparaison du comportement d’un design donné lors d’un test de propagation défini. Ce qu’il ne fait pas, c’est approuver une configuration spécifique du site, une distance de séparation ou un système de suppression ; ceux-ci proviennent de la norme d’installation applicable et de l’autorité compétente. Lire un rapport de test de propagation comme une approbation du site est une erreur courante et coûteuse.

Le stockage modulaire modifie l’arithmétique sans changer le principe. Le système hybride de Tide Power, par exemple, construit de l’énergie en blocs LFP de 5,12 kWh et 16,1 kWh et propose des unités de batterie du TP-50BESS au TP-261BESS, ainsi que des unités hybrides d’une puissance de 10 kVA à 250 kVA. La modularité facilite la montée en puissance de l’énergie par étapes. Elle ne permet pas d’augmenter la plafond du convertisseur, donc la puissance doit toujours être adaptée séparément à la charge.

Comportement du contrôleur en mode réseau, îlot et démarrage à blanc

Le contrôleur est le point de convergence des six facteurs. Il décide quelle source supporte la charge, quand un générateur démarre, comment la charge est partagée, comment la batterie se recharge et quand la charge non critique est coupée. La plupart de ces décisions restent invisibles jusqu’à ce qu’une transition échoue.

Quatre états nécessitent un comportement écrit : connecté au réseau, en îlot, en transition et démarrage à blanc. Chacun a une source différente de référence de tension et de fréquence, donc chacun doit répondre aux mêmes questions. Ce qui démarre, dans quel ordre, après quel délai, et ce qui se passe si la première tentative ne tient pas.

La conception de la transition est un choix entre deux mécanismes avec des coûts différents. Une transition ouverte coupe la charge pendant un intervalle et dépend de la capacité des charges à la supporter. Une transition fermée superpose les deux sources, ce qui nécessite une synchronisation et une protection qui survivent à la superposition. Les chiffres du fournisseur décrivant un commutateur en millisecondes ne sont utiles qu’à côté de la tolérance de passage des charges sur ce bus, et le transfert doit être vérifié en conditions réelles plutôt qu’en tableau.

Un démarrage à blanc n’est pas une version plus grande d’une transition en îlot. Sur un bus déconnecté, il n’y a pas de référence de tension, donc au moins une source doit fournir la tension et la fréquence tout en energisant le transformateur et l’inrush du moteur. La capacité de formation du réseau, une séquence de reprise de charge en plusieurs étapes et une logique de réessai définie déterminent si la première tentative réussit. Si la seule source de formation du réseau est une batterie avec une capacité de surcharge limitée, la séquence de reprise doit respecter cette limite plutôt que de supposer que le générateur la couvrira.

Les communications ajoutent des modes de défaillance qui n’ont rien à voir avec l’énergie. Un contrôleur qui nécessite une liaison réseau et un service cloud pour prendre une décision de dispatch a deux autres moyens de cesser de fonctionner. Demandez ce que fait le contrôleur local lorsqu’un capteur ou une liaison échoue : conserver la dernière valeur, revenir à un état sûr défini, ou alerter et continuer selon une règle plus simple. Chacune de ces réponses peut être acceptable ; une réponse indéfinie ne l’est pas.

Une architecture hybride ne rembourse que lorsque la logique de dispatch est aussi précise que le matériel. <Tide Power dévoile des solutions hybrides avancées, redéfinissant la résilience énergétique industrielle> couvre les configurations d'énergie hybride visant à la résilience énergétique industrielle.

Coordination de la protection lorsque le courant de défaut change

Le courant de défaut en mode connecté au réseau provient principalement du transformateur de service public et est élevé. En mode îlot, il provient uniquement des onduleurs et des générateurs sur site, et le courant de l'onduleur est limité par son propre contrôle. Le courant qu'un relais d'alimentation voit peut donc être une petite fraction de la valeur connectée au réseau. Des réglages corrects dans un mode peuvent être incorrects dans l'autre, et la direction dangereuse est celle où un défaut ne se dégage pas.

La séquence qui suit est prévisible. Une défaillance persiste, la tension du bus reste basse, les onduleurs se déclenchent une fois leur fenêtre de maintien en ride-through expirée, les générateurs se déclenchent par leur propre protection, et le site s’éteint. L’événement est rapporté comme un effondrement du système. La cause est une lacune de coordination qui existait depuis le jour où les relais ont été réglés.

Précisez l’étude avant l’équipement. Demandez des calculs de courant de défaut dans chaque mode avec la configuration de la source la plus faible, les groupes de réglages de relais sélectionnés par mode, et, lorsque qu’un groupe de réglages ne peut couvrir les deux modes, un schéma assisté par communication ou différentiel. La sélection de fusibles nécessite le même traitement, notamment lorsque l’on attend qu’un fusible coordonné avec le réseau électrique protège un alimentateur qui est maintenant alimenté par un onduleur.

La mise à la terre nécessite une attention particulière car une source isolée peut ne pas présenter le même chemin de défaut à la terre qu’un réseau électrique. Sur une île à haute résistance ou non mise à la terre, une seule ligne vers la terre produit peu de courant, donc la protection contre les surintensités ne la détectera pas. La surveillance de l’isolation ou la protection sensible contre les défauts à la terre est la réponse habituelle, et la décision appartient à la conception, non à la mise en service.

IEEE 1547-2018 établit les exigences d’interconnexion et d’interopérabilité pour les ressources d’énergie distribuée et leurs interfaces avec le système électrique [5]. Il définit le comportement de l’interface que le fournisseur d’électricité attend, y compris comment une ressource traverse les perturbations et quand elle doit cesser d’alimenter. Il ne remplace pas l’étude de protection du site, car les niveaux de défaut, les réglages et la coordination restent spécifiques au micro-réseau en cours de construction.

Comportement de la charge et qualité de l’énergie au point de connexion

Une liste de charges est un résumé, mais la charge est un profil avec des événements, et ce sont ces événements qui décident si l’île survit. Un démarrage de moteur, un soudeur arc, un refroidisseur en marche, un banc de chargeurs qui se mettent en marche ensemble. Chacun est une transitoire que la source doit absorber.

Un démarrage direct d’un moteur en ligne tire plusieurs fois son courant de fonctionnement pendant quelques secondes. En mode île, l’impédance de la source est plus élevée, donc le même démarrage provoque une chute de tension plus profonde qu’elle ne le ferait sur le réseau. Un variateur sur le même bus peut déclencher une protection contre la sous-tension, ce qui arrête la production plutôt que simplement le moteur. Les démarreurs progressifs, le démarrage à tension réduite et les variateurs réduisent la chute, mais ils ajoutent du courant harmonique et leurs propres modes de défaillance, donc le compromis n’est pas unidirectionnel.

Le courant distordu se comporte différemment sur une source faible. Les redresseurs, variateurs, pilotes LED et chargeurs injectent du courant harmonique, et le même courant produit plus de distorsion de tension lorsque l’impédance de la source est plus élevée. Les banques de condensateurs peuvent créer une résonance qui amplifie un ordre harmonique bien au-delà de ce que suggèrent les charges individuelles. Une étude harmonique au point de couplage commun montre ce que la source isolée verra réellement, ce qui n’est pas la somme des plaques signalétiques des équipements.

Le comportement en fréquence doit faire l’objet de sa propre vérification. Un petit micro-réseau possède peu d’inertie tournante, donc une étape de charge produit une excursion de fréquence plus importante que la même étape sur un grand réseau. La récupération dépend de la réponse du gouverneur, des réglages de chute de tension de l’onduleur et de si la coupure de charge est armée et testée. Le nadir de fréquence, et non la valeur en régime stable, est le nombre qui décide si le site traverse la perturbation.

Les charges monophasées méritent leur propre ligne, car une source d’île triphasée avec une charge monophasée lourde peut surcharger une phase alors que la charge totale reste confortablement dans la limite de la capacité. Le déséquilibre apparaît aussi sous forme de déséquilibre de tension qui déclenche les variateurs et perturbe l’électronique de contrôle.

Les vérifications exécutables sont simples à lister et souvent ignorées : au moins une semaine de données d’intervalle incluant les événements de démarrage, une liste de moteurs avec des méthodes de démarrage supérieures au seuil pertinent pour le site, une étude harmonique au point de couplage commun, et un test de step de charge effectué sur la source isolée avec la plus grande étape que le site appliquera réellement.

Tests de mise en service et discipline opérationnelle garantissant la fiabilité

La fiabilité non testée est une affirmation. La mise en service est l’endroit où les hypothèses de conception rencontrent l’équipement réellement livré, et sa production utile est un ensemble de dossiers avec des critères de réussite convenus avant chaque test, et non une feuille signée à la fin de la semaine.

Tests devant précéder l’acceptation

1. Démarrage à blanc d’un bus déconnecté, avec la séquence de reprise de charge chronométrée et enregistrée.
2. Transition du réseau à l’île en charge légère, moyenne et de pointe, pas à un point unique pratique.
3. Resynchronisation de l’île au réseau, y compris une tentative de synchronisation délibérément échouée.
4. Rejet de charge et acceptation de charge sur chaque source, aux tailles d’étape que le site produira.
5. Fonctionnement de la protection en mode île, testé aux réglages utilisés dans ce mode plutôt qu’aux réglages connectés au réseau.
6. Perte de communication et perte du signal d'un capteur, pour confirmer que le contrôleur atteint son état de secours défini.
7. Charge et décharge de la batterie à la puissance nominale, avec la température des cellules enregistrée tout au long.
8. Démarrages répétés du générateur à froid, qui mesurent la fiabilité de démarrage plutôt qu'un seul démarrage réussi.

Ce qui maintient la conception fiable après la passation

Le dérive des réglages, les mises à jour du firmware, le vieillissement des cellules, le carburant dégradé et les filtres bouchés éloignent tous le système de l'état dans lequel il a été testé, et aucun d'eux ne se manifeste. Une routine exploitable inclut le suivi de l'état de santé par rapport à la courbe de garantie, les tests de carburant et le polissage là où le diesel est stocké, le service de gestion thermique, un retest de protection chaque fois que les réglages ou le firmware changent, et une liste d'alarmes avec un propriétaire nommé et un délai de réponse. Le fonctionnement sans surveillance est une sortie de conception plutôt qu'une configuration par défaut : il dépend de la surveillance à distance, de l'autonomie définie, et de quelqu'un de responsable lorsqu'une alarme se déclenche.

Les pièces de rechange appartiennent au même plan. Une carte contrôleur propriétaire avec un délai de livraison long constitue une vulnérabilité en matière de fiabilité, car aucune redondance dans le chemin d'alimentation ne peut réparer cela, car les sources redondantes ont toujours besoin d'un contrôleur pour les dispatcher.

IEEE 2030.8-2018 traite des tests des contrôleurs de micro-réseaux et fournit une référence utile pour ce que doit couvrir un programme de test de contrôleur [6]. Les critères de réussite restent spécifiques au projet : une baisse de fréquence acceptable dépend des charges sur ce bus, et non d'une valeur générique copiée d'un autre site.

Ce qu'il faut envoyer avant d'approuver une conception de micro-réseau

Une revue de fiabilité avance plus rapidement avec six entrées, et ce sont les mêmes six sur lesquelles dépendent les facteurs ci-dessus, exprimés sous une forme exploitable par une équipe d'ingénierie.

Envoyez les données de charge, la liste des charges critiques et le schéma unifilaire ensemble, car la valeur provient de leur lecture comparative plutôt que séquentielle. Notre équipe d'ingénierie chez Tide Power Technology Co., Ltd. peut examiner les hypothèses de transition et de protection par rapport à ces données de site avant que la sélection de l'équipement ne soit fixée. Envoyez un courriel à [email protected] ou appelez le +86 591 2806 8999. Une revue de conception ne remplace pas les tests sur site, et la preuve de transition et de protection doit toujours être démontrée sur le système installé.

FAQ

Comment la fiabilité du micro-réseau intelligent est-elle mesurée ?

Suivez la disponibilité de la charge critique définie dans les limites de tension et de fréquence convenues sur une période donnée, en comptant chaque mode de fonctionnement et chaque transition. Un pourcentage unique masque le facteur qui a échoué, il faut donc également enregistrer la signature de l'échec par événement : échecs de transition, démarrages de générateur non planifiés, événements de décharge de charge, et état de santé de la batterie par rapport à la courbe de garantie. Un site avec 99 pour cent de disponibilité et quatre échecs de transition par an a un problème différent d'un site avec la même disponibilité et aucun.

Quelle capacité de batterie un micro-réseau doit-il avoir ?

Divisez la question. La puissance doit couvrir la plus grande étape de charge plus la charge critique. L'énergie doit couvrir la durée de maintien, divisée par l'énergie utilisable, puis ajustée pour la dégradation à la fin de la garantie. Enfin, vérifiez si le générateur peut recharger la batterie dans l'intervalle entre les coupures. Sans profil de charge mesuré et durée de maintien déclarée, toute estimation de capacité n'est qu'une supposition déguisée en spécification.

Ai-je encore besoin d'un générateur si j'ai du solaire et du stockage ?

Cela dépend de la fenêtre la plus longue que le site doit survivre, pas du jour moyen. Si le site doit traverser plusieurs jours consécutifs avec peu de soleil, le stockage seul devient coûteux et un générateur est généralement la capacité ferme la moins chère. Si les coupures sont courtes et la charge critique faible, le stockage plus le réseau peuvent suffire. Définissez d'abord la fenêtre de survie, puis choisissez le mélange de sources qui la couvre au coût total le plus bas.

Un micro-réseau intelligent peut-il fonctionner sans surveillance ?

Oui, lorsque le fonctionnement sans surveillance est conçu dès le départ plutôt qu'assumé. Cela signifie une surveillance à distance, un comportement de secours défini en cas de perte de capteur ou de communication, une décharge automatique de la charge avec des réglages testés, et une personne responsable des alarmes avec un délai de réponse convenu. Un contrôleur qui envoie des alarmes dans une boîte de réception non surveillée n'est pas un fonctionnement sans surveillance, c'est un site non surveillé avec une connexion de données.

Qu'est-ce qui cause la plupart des défaillances des micro-réseaux lors d'une panne du réseau ?

La transition et la protection, dans cet ordre. Les charges qui ne peuvent pas traverser une transition ouverte, un générateur qui ne démarre pas ou n'accepte pas la charge assez rapidement, et des réglages de relais qui ne détectent plus de défaut une fois que le réseau cesse de fournir du courant. La qualité de l'équipement compte, mais ces trois facteurs expliquent les défaillances que le programme de mise en service est conçu pour détecter avant que le site ne dépende d'eux.

cURL Too many subrequests by single Worker invocation. To configure this limit, refer to https://developers.cloudflare.com/workers/wrangler/configuration/#limits

[1] IEC 62898-1:2017, “Microgrids, Partie 1 : Lignes directrices pour la planification et la spécification des projets de micro-réseaux,” IEC, 2017.

[2] IEEE 2030.7-2017, “Norme IEEE pour la spécification des contrôleurs de micro-réseaux,” IEEE, 2017.

[3] ISO 8528-1:2018, “Groupes électrogènes à moteur à combustion interne alternatif, Partie 1 : Application, classifications et performances,” ISO, 2018.

[4] UL 9540A, “Méthode d'essai pour l'évaluation de la propagation du feu par échauffement thermique dans les systèmes de stockage d'énergie par batterie,” 4e éd., UL, 2019.

[3] IEEE 1547-2018, “Norme IEEE pour l’interconnexion et l’interopérabilité des ressources énergétiques distribuées avec les interfaces de systèmes électriques associées,” IEEE, Piscataway, NJ, 2018.

[6] IEEE 2030.8-2018, “Norme IEEE pour les tests des contrôleurs de micro-réseaux,” IEEE, 2018.

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