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Une validation de polarité du transformateur de courant (TC) du système BESS déclenche l'émission du signal PCC correspondant pour les modes de fonctionnement couverts par le test. Les kWh utilisables, la qualité de l'énergie et la disponibilité restent soumis à leurs propres procédures. Avant que le résultat de comptage puisse être validé, les équipes chargées de l'électricité et des commandes doivent s'accorder sur le point de mesure, le rapport du TC, la polarité, l'appariement des phases, le signe logiciel et l'horodatage.
Lorsqu'une tension de 400 V MegSolid ESSA0100B-0215 Si une commande de charge ou de décharge est émise, une chaîne de mesure PCC installée sur site et équipée de transformateurs de courant inversés peut tout de même indiquer le sens inverse. La réponse de l'armoire et la mesure sur site ont des limites de test distinctes. La Séquence de test du système BESS C&I effectue sur site les derniers contrôles du transformateur de courant, de l'entrée de tension, des compteurs et du réseau.
Le lissage des pics et l'exportation nulle agissent tous deux sur le signal PCC. Le Spécification de contrôle « zéro exportation » BESS définit les limites de régulation. La mise en service doit permettre de vérifier que le signal installé évolue dans le même sens que le flux de puissance physique.
Pourquoi la polarité CT ne suffit pas à elle seule à prouver le sens de la puissance dans le PCC
Un transformateur de courant (TC) classique convertit un courant primaire en un courant secondaire de plus faible intensité. Les notions d'importation, d'exportation, de charge et de décharge prennent tout leur sens plus loin dans le circuit de mesure. L'orientation du TC, les bornes secondaires, l'appariement tension-phase, les réglages du compteur, les registres de communication et le signe EMS ont tous une incidence sur la valeur finale.
Un test de polarité peut donner un résultat satisfaisant alors même que la valeur du PCC sous tension reste erronée. Les valeurs P1/P2 et S1/S2 peuvent correspondre, mais le courant L1 peut être associé à la tension L2. Le compteur peut calculer le courant primaire correct, mais le système EMS peut le recalculer. Même une valeur correcte devient trompeuse lorsque son horodatage est comparé à une commande PCS erronée.
La mise en service s'effectue à la suite du signal transmis par le conducteur principal vers le dispositif de commande. Le résultat, avec signe, indique le compteur, les réglages et le mode de fonctionnement utilisés lors de ce cycle.
Une lecture plausible peut tout de même entraîner un fonctionnement incorrect de la batterie
Prenons l'exemple d'une usine dont l'entrée principale absorbe environ 420 kW. L'ingénieur chargé de la mise en service ordonne une décharge de 20 kW. Le PCS atteint sa valeur de consigne, mais le compteur du PCC continue d'afficher une valeur qui s'approche de 440 kW. Observées sur des écrans distincts, aucune de ces deux valeurs ne semble aberrante.
C'est l'ingénieur qui a le contrôle à ce stade. L'inversion des transformateurs de courant (TC) est l'une des explications possibles ; un décalage de phase entre la tension et le courant, un multiplicateur de TC doublé ou un signe EMS inversé peuvent produire une tendance similaire. Un décalage d'horloge peut également attribuer une augmentation de charge à une commande de batterie erronée.
Les valeurs initiales par phase sont enregistrées avant toute modification du câblage ou du logiciel. Le dépannage s'effectue ensuite en remontant des conducteurs vers l'étiquette EMS, couche par couche.
Commencez par définir les limites et les conventions de signalisation
Un compteur correctement câblé, mais installé au mauvais endroit, ne permet pas de gérer l'écrêtement des pics à l'échelle de l'ensemble du site. Pour l'écrêtement des pics en usine, la mesure du PCC est généralement située en amont des charges du site et du circuit d'alimentation du BESS, de sorte qu'elle reflète l'échange total avec le réseau. Un compteur installé sur le circuit d'alimentation du BESS ne mesure que la puissance de l'armoire. Un compteur installé sur un tableau de production ne prend pas en compte les charges situées en dehors de ce tableau.
Reproduisez le schéma unifilaire approuvé et indiquez :
- le conducteur principal traversant chaque transformateur de courant ;
- la prise de tension utilisée par le compteur ;
- le compteur ou la passerelle transmettant la puissance active ;
- la balise EMS qui reçoit cette valeur ;
- chaque multiplication ou changement de signe entre le compteur et le régulateur.
Le Guide du tableau électrique BESS 400 V sépare l'alimentation de l'armoire de l'alimentation d'entrée, du jeu de barres et de la protection du site. Le schéma utilisé pour la mise en service doit indiquer cette distinction physique.
Indiquez la convention de signe à côté du schéma. En cas d’importation de l’énergie via le réseau et de charge du BESS, les valeurs sont positives :
PPCC ≈ Ptemps de chargement du site + PBESS
La décharge produit PBESS négatif, de sorte que l'importation PCC diminue lorsque la charge de l'installation reste globalement stable. La recharge entraîne une augmentation de l'importation. Les projets peuvent adopter une convention de signe différente. Le compteur, l'EMS, le PCS, le SCADA et le test de signe doivent néanmoins s'accorder sur une définition unique.
Éléments à vérifier au niveau du compteur et du CT
La vérification hors tension commence au niveau du transformateur de courant installé. La plaque signalétique indique les valeurs nominales primaires et secondaires, la classe de précision, la charge nominale et le marquage des bornes ; certains modèles portent également un numéro de série unique. L'entrée du compteur doit correspondre au circuit secondaire installé de 1 A ou 5 A.
Ratio et mise à l'échelle
Un transformateur de courant 600/5 A a un rapport de 120:1. Si un appareil de mesure adapté indique 2,5 A du côté secondaire, le courant correspondant du côté primaire est de 300 A.
Courant primaire = courant secondaire × rapport du transformateur de courant
Un compteur réglé sur 600/1 A sur ce circuit de 600/5 A génère une erreur à facteur fixe. Une erreur similaire se produit lorsque le compteur affiche déjà les ampères primaires et que le système EMS multiplie à nouveau la valeur affichée.
Indiquez le rapport de l'étiquette à côté du réglage du compteur, de l'unité de protocole et du multiplicateur EMS. Le calcul de la charge tient également compte des câbles secondaires, des bornes, des blocs de test et de tout instrument connecté en série. Les longues longueurs de câbles secondaires méritent une attention particulière, car une charge excessive entraîne des erreurs de rapport et de phase.
Polarité et repérage des bornes
Les transformateurs de courant peuvent utiliser les repères P1/P2, S1/S2, H1/H2, X1/X2, K/L et k/l, ou une flèche. Respectez le schéma fourni par le fabricant et le plan d'exécution approuvé. La couleur des câbles ne permet pas de déterminer la polarité.
Ne laissez pas le secondaire d'un transformateur de courant (TC) classique sous tension à l'air libre. La documentation relative aux compteurs de Schneider Electric exige également la mise à la terre du secondaire du TC conformément aux instructions de l'équipement et met en garde contre l'utilisation de l'écran d'un compteur pour vérifier qu'un circuit est hors tension. Le personnel électricien qualifié doit utiliser les dispositifs d'isolation, de court-circuit et de test homologués. Le manuel de sécurité du fabricant détermine la méthode de travail.
Association de phases
Chaque circuit de courant doit être alimenté par la tension de la même phase. Le courant provenant de L1, associé à la tension de L2, peut donner une valeur de courant plausible, tandis que la puissance active, la puissance réactive et le facteur de puissance seront erronés. Lorsqu'une phase fournit une puissance négative, le total triphasé peut tout de même sembler plausible.
Vérifiez la tension, le courant, la puissance active, la puissance réactive, le facteur de puissance et l'angle de phase pour chaque phase. Un affichage des phaseurs permet de détecter les phases inversées et les inversions de sens de courant. Schweitzer Engineering Laboratories mentionne l'affichage des phaseurs comme un outil de mise en service permettant de vérifier la polarité et la phase des transformateurs de courant (TC) dans son Documentation SEL-787. Le compteur de projet ou l'analyseur de qualité de l'énergie peut fournir la même comparaison s'il prend en charge l'affichage des phaseurs.
Associer l'injection secondaire à un test de polarité sous tension
L'injection secondaire permet de vérifier le circuit en aval sans dépendre de la charge de l'installation. Les valeurs connues de courant et de tension permettent de valider la mise à l'échelle des entrées du compteur, l'affectation des phases, le signe de la puissance active, le mappage des registres et la valeur reçue par le système de gestion énergétique (EMS).
Une injection secondaire ne permet pas de tester le sens du conducteur principal. Le fait de placer les sondes à proximité du compteur peut également contourner les bornes de champ et les tronçons de câble. Marquez le point d'injection et la partie du circuit couverte par le test.
Un test en direct de bout en bout comble la lacune restante :
- 1. Établir une charge stable de l'installation ou un état de courant primaire contrôlé.
- 2. Comparer chaque phase à un instrument de référence étalonné.
- 3. Enregistrer la puissance de référence du PCC et l'état de qualité du compteur.
- 4. Envoyer une commande de charge de faible intensité au BESS, puis revenir à zéro.
- 5. Émettez une commande de décharge de faible intensité, d'une ampleur similaire.
- 6. Comparer la commande, la puissance du PCS et le déplacement du PCC sur une même échelle de temps.
- 7. Interrompez le signal du compteur sélectionné et observez le délai d'expiration, l'alarme, le basculement et la reprise.
La première commande doit simplement tenir compte des variations normales de charge et de la résolution du compteur. Sur un site, cela peut correspondre à 10 kW ; sur un autre, 20 kW se perdent dans les fluctuations de production. La procédure définit une valeur réalisable en fonction du profil de charge réel, de la puissance disponible de la batterie et des conditions de test.
Pour les systèmes MegSolid connectés à des appareillages de commutation et à des compteurs tiers, la vérification de l'interface permet d'harmoniser le sens des transformateurs de courant, la mise à l'échelle du protocole et le mode de secours approuvé avant la mise en service de la commande automatique.
Harmoniser toutes les tendances des tests sur une même base temporelle
Un compteur PCC peut afficher un résultat moyen après que le PCS a réagi. Lorsque les horloges de l'EMS, du compteur et du système SCADA ne sont pas synchronisées, la courbe de tendance exportée peut associer une commande à une réponse erronée. Cela peut amener l'équipe à revérifier un câblage qui était pourtant correct depuis le début.
Avant de passer à la phase en direct, comparez l'heure affichée sur le compteur, le PCS, l'EMS et l'historique. Notez la source de l'heure et l'état de synchronisation pour chaque appareil. Les systèmes industriels utilisent des horloges NTP, SNTP, PTP, GPS et locales ; la méthode à utiliser dépend des capacités de l'équipement et de la résolution du test.
La tolérance temporelle dépend de la réponse de contrôle, de la fréquence de mise à jour des compteurs et de la résolution des données. La procédure précise la différence autorisée, l'intervalle d'échantillonnage, la fenêtre de moyennage et le fuseau horaire. Un événement connu doit apparaître à l'heure prévue dans chaque enregistrement. Si l'analyse applique une correction temporelle, le rapport conserve à la fois l'horodatage d'origine et l'ajustement.
Le Liste des points SCADA BESS doit utiliser les mêmes noms de balises, unités et champs de qualité que la trace de mise en service. Le Architecture de communication entre le BMS et l'EMS explique quelles limites restent locales lorsque le signal PCC devient obsolète ou disparaît.
Identifiez le problème avant de modifier le câblage
Enregistrez les valeurs par phase avant de déplacer des câbles ou de modifier le logiciel. Le profil permet généralement d'identifier le défaut plus rapidement que la valeur totale en kW.
| Résultat sur place | Vérifiez d'abord | Justificatifs requis après correction |
|---|---|---|
| Les puissances des trois phases sont toutes négatives lors d'un apport connu vers le réseau | Orientation du scanner ou panneau indicateur général du compteur | Compte rendu de l'orientation physique et impact positif sur la convention convenue |
| Une phase est négative, tandis que deux autres sont positives | Un CT inversé ou une combinaison tension/courant incorrecte | Enregistrement corrigé des vecteurs de phase et de la puissance par phase |
| Le courant et le kW diffèrent d'un facteur constant | Réglage primaire/secondaire du CT, entrée 1 A/5 A ou multiplicateur double | Plaque signalétique, réglages et comparaison du courant de référence |
| La puissance totale en kW est proche de zéro en présence d'une charge équilibrée importante | Annulation des contributions de phase | Vérification du signe et de l'angle de phase par phase |
| Le facteur de puissance semble invraisemblable alors que le courant est normal | La phase de tension a été attribuée au mauvais canal de courant | Combinaison tension/intensité confirmée |
| Le PCS réagit, mais le PCC évolue par la suite ou ne bouge pratiquement pas | Limite incorrecte, charge du site en mouvement ou divergence d'horodatage | Étape synchronisée et contrôlée, avec indication de l'emplacement du compteur |
| La recherche de puissance de lissage des pics s'articule autour de l'objectif | Retard du signal, double filtrage, erreur de signe ou bande morte inadaptée | Calendrier de mise à jour des données brutes et tendance stable en boucle fermée |
| L'affichage du compteur et la valeur EMS ne concordent pas | Registre, ordre des octets, unité ou table de mise à l'échelle | Comparaison côte à côte de l'affichage, du registre et de l'EMS |
Une puissance active négative peut indiquer un export réel, une polarité inversée du transformateur de courant ou une convention logicielle inversée. Après chaque modification, répétez la même procédure contrôlée et conservez la courbe présentant l'anomalie à côté de celle qui a été corrigée.
Où s'arrête le cabinet ESSA et où commence le comptage sur site ?
Dans l'exemple d'usine de 420 kW, l'ESSA0100B-0215 se connecte à un tableau électrique existant de 400 V pour le lissage des pics de consommation. Sa puissance nominale CA publiée de 100 kW et son énergie nominale de 215,04 kWh caractérisent l'armoire. L'emplacement du PCC, l'orientation du transformateur de courant (CT) et le calibrage des compteurs sur site font toujours partie du système électrique installé.
Une inspection phase par phase a révélé une puissance active négative sur les trois phases d'entrée, alors que l'alimentation du réseau est connue. Les rapports indiqués sur les plaques signalétiques correspondent aux valeurs programmées, ce qui conduit à s'interroger sur l'orientation physique. Les flèches des transformateurs de courant sont orientées dans le sens opposé à celui indiqué sur le schéma approuvé.
L'équipe électrique corrige l'orientation du transformateur de courant (CT) conformément à la procédure d'isolation approuvée. La répétition de l'étape de décharge de 20 kW fait désormais passer l'importation du PCC vers 400 kW, tandis qu'une étape de charge la fait augmenter. Les chiffres ne servent qu'à illustrer la tendance. L'évolution de la charge du site, les pertes, la précision des compteurs et le délai d'échantillonnage déterminent la fourchette de comparaison réelle.
| État du test | Résultat au sein du gouvernement | Variation prévue du PCC avec une charge stable |
|---|---|---|
| Commande zéro | Puissance active à l'intérieur de la bande zéro définie | Importation de données de référence |
| Charge contrôlée | La batterie absorbe le courant alternatif | Les importations augmentent |
| Décharge contrôlée | La batterie fournit du courant alternatif | Baisse des importations |
| Données de compteur obsolètes ou manquantes | EMS suit la solution de secours approuvée | Les alarmes, l'état de la qualité des données et la récupération sont enregistrés |
Le Procédure de test de réception sur site du système BESS intègre le résultat de mesure corrigé dans la version globale du site. Il doit faire référence au même compteur, au même ensemble de transformateurs de courant, au même fichier de paramètres et à la même courbe de tendance.
Là où s'achève le PASS de comptage
Un PASS de mesure de bout en bout couvre la chaîne de mesure désignée conformément à la méthode d'essai indiquée. L'acceptation de la capacité comporte une fenêtre SOC distincte, un point de consigne de puissance, une base de température, un traitement auxiliaire et un point de mesure CA. Les essais de qualité de l'énergie utilisent leur propre emplacement d'analyseur et leurs propres conditions de fonctionnement. Un test de fiabilité réalisé ultérieurement enregistre les alarmes, les restrictions de production et la disponibilité.
Le test de capacité des systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS) à usage commercial couvre le calcul de la consommation d'énergie. Un remplacement ultérieur du compteur, un changement de transformateur de courant ou une reprogrammation du système de gestion de l'énergie (EMS) entraîne la réouverture des tests de comptage concernés, même si le matériel de la batterie reste inchangé.
Lors de la remise, l'opérateur a besoin de trois références correspondantes : le compteur PCC et le jeu de transformateurs de courant identifiés, les paramètres validés et le dossier logiciel, ainsi que le procès-verbal signé du test de mesure de bout en bout.
Le signal au niveau de l'armoire et le mode de fonctionnement sélectionné doivent correspondre à ces trois références.
FAQ
1. Que se passe-t-il si la polarité du BESS CT est inversée ?
L'amplitude du courant peut sembler normale alors que la puissance active présente le signe opposé. Un régulateur de lissage des pics ou de zéro exportation peut alors envoyer une commande dans le mauvais sens. Mettez le système en marche et suivez la direction indiquée par les repères du transformateur de courant jusqu'à l'étiquette du système de gestion de l'énergie (EMS).
2. Une polarité inversée du convertisseur de courant alternatif peut-elle entraîner une augmentation des importations du réseau lors de la décharge du système de stockage d'énergie par batterie (BESS) ?
Oui. Le PCS peut effectuer la décharge demandée alors que le compteur PCC ou le système EMS la signale avec un signe opposé. Répétez une petite opération de charge et de décharge sous une charge constante et observez dans quel sens évolue l'importation vers le réseau.
3. Comment vérifier la polarité d'un CT en toute sécurité ?
Le personnel électricien qualifié doit respecter les manuels relatifs aux transformateurs de courant (TC) et aux compteurs, la procédure d’isolation du site ainsi que la réglementation électrique locale. Le circuit secondaire d’un TC conventionnel sous tension doit rester fermé pendant toute la durée du court-circuit ou de l’essai prévu. La vérification de la présence de tension s’effectue une fois le circuit rétabli en toute sécurité.
4. L'injection secondaire permet-elle de vérifier le sens du transformateur de courant installé ?
L'injection secondaire couvre les entrées en aval, la mise à l'échelle, la mise en correspondance des phases, les registres et les communications à partir du point d'injection. Le sens primaire à travers le transformateur de courant (TC) provient alors d'un essai de charge active primaire ou contrôlée du circuit installé.
5. Comment détecte-t-on une erreur de rapport CT lors de la mise en service du BESS ?
Commencez par vérifier la plaque signalétique du transformateur de courant ainsi que les réglages primaires et secondaires du compteur. Vérifiez ensuite l'entrée 1 A ou 5 A, les unités du protocole et le multiplicateur EMS en les comparant à un courant connu sur chaque phase. Une erreur de multiplicateur fixe indique généralement un problème de rapport ou de double mise à l'échelle.
6. Qu'est-ce qu'une erreur d'association de phase en tomodensitométrie ?
Le compteur utilise le courant d'une phase et la tension d'une autre. Les valeurs en ampères peuvent sembler correctes, mais les valeurs en kW, kvar, le facteur de puissance et l'angle de phase ne correspondront pas. Les relevés par phase ou une représentation sous forme de phaseurs permettent de repérer plus facilement cette divergence.
7. Où faut-il installer le compteur PCC pour optimiser la gestion des pics de consommation à l'échelle de l'ensemble du site ?
Pour un contrôle de l'ensemble du site, le compteur est généralement installé à un endroit d'où il peut détecter les échanges entre le réseau et toutes les charges concernées, ainsi que les boucles d'alimentation photovoltaïques et du système de stockage par batterie (BESS). Le schéma unifilaire indique l'emplacement exact. Un compteur installé uniquement sur la boucle d'alimentation de la batterie mesure la puissance au niveau de l'armoire, et non l'importation totale du site.
8. Pourquoi les compteurs PCC et PCS affichent-ils des puissances différentes ?
Les deux compteurs sont raccordés à des points électriques différents. Les charges entre eux, les pertes au niveau du transformateur et du câble, les équipements auxiliaires, la précision et la fréquence d'échantillonnage sont autant de facteurs qui influencent la comparaison. Le test permet de déterminer la différence attendue pour la configuration installée.
9. Quelle tolérance de synchronisation temporelle le test doit-il utiliser ?
Définissez la tolérance en fonction de la réponse de la commande, de la fréquence de mise à jour du compteur, de l'intervalle de moyennage et de la résolution de la tendance. Le résultat nécessite également la source de temps, le fuseau horaire et le décalage mesuré. Une boucle d'exportation rapide vers zéro et une tendance énergétique lente n'utiliseront pas la même limite de temps.
10. Un compteur peut-il afficher des valeurs plausibles tout en étant mal raccordé ?
Oui. Deux phases correctement orientées peuvent masquer une phase inversée, et une mauvaise combinaison tension/courant peut tout de même donner des valeurs de courant plausibles. Vérifiez la tension, le courant, les kW, les kvar, le facteur de puissance et l'angle de phase phase par phase avant de vous fier au total.
11. Quels éléments doivent figurer dans le procès-verbal de mise en service des compteurs du système BESS ?
Le rapport précise l'emplacement et le numéro de série du compteur, l'ensemble de transformateurs de courant (CT) et son rapport de transformation, la polarité, le couplage des phases, les tensions d'entrée, la révision des paramètres, la carte des registres, la mise à l'échelle EMS, la convention des signes et la source d'horloge. Ajoutez les mesures de référence, les tendances brutes de charge/décharge et l'autorisation signée.
12. Une mesure « PASS » du système BESS permet-elle de déterminer la quantité de kWh de courant alternatif utilisable ?
Non. Le résultat de la mesure confirme la chaîne de mesure indiquée. Un test d'énergie utilisable définit néanmoins ses valeurs limites de SOC, ses limites de courant alternatif, son niveau de puissance, sa base de température, son traitement auxiliaire, son intervalle d'échantillonnage et sa méthode de calcul.
13. Comment le modèle ESSA0100B-0215 se comporte-t-il lors du test de mesure ?
L'armoire fournit au projet une interface de 400 V et une puissance nominale en courant alternatif de 100 kW. Les essais sur site portent ensuite sur le compteur PCC externe, les transformateurs de courant, le raccordement au tableau électrique, la cartographie du système de gestion de l'énergie (EMS) et la réponse en boucle fermée mise en place autour de celui-ci.
