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La plupart des défaillances des systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS) sont évidentes : un disjoncteur se déclenche, une alarme se déclenche ou le PCS s'arrête. Une défaillance de priorité du système de gestion de l'énergie (EMS) est plus discrète. La batterie continue de fonctionner. Le lissage des pics de consommation peut encore puiser dans l'énergie réservée en cas de coupure de courant. La recharge photovoltaïque peut encore compenser une limite de demande. La recharge post-événement peut encore créer un deuxième pic au point de connexion au réseau (PCC).
Le résultat dépend moins du nombre de modes présents sur l'IHM que du mode autorisé à agir en premier. Le MegSolid ESSA0100B-0215 combine un PCS de 100 kW, une capacité nominale de batterie de 215,04 kWh et un EMS intégré au sein d'une seule plateforme C&I destinée à une installation en extérieur. Ces fonctions ne sont utiles qu'une fois que le projet a défini une hiérarchie pour la sécurité, les obligations vis-à-vis du réseau, la réserve, la gestion commerciale et la remise en service.
Pourquoi certaines fonctions utiles de BESS peuvent donner un résultat erroné
Prenons l'exemple d'une usine qui souhaite obtenir trois résultats à partir d'une seule batterie : stocker de l'énergie pour un arrêt contrôlé, réduire le pic de demande de l'après-midi et absorber l'excédent d'énergie photovoltaïque avant le début de l'équipe du soir.
À midi, la recharge photovoltaïque s’avère utile. Lorsque la demande des usines augmente, la recharge doit diminuer avant que la décharge d’écrêtement de pointe ne commence. Si le réseau venait à tomber en panne par la suite, la réserve protégée devrait toujours être disponible. Une fois l’incident passé, la recharge devrait permettre de rétablir l’état de préparation sans faire dépasser l’importation du réseau la cible de demande.
Chaque commande est raisonnable en soi. Le conflit survient lorsqu’elles se disputent la même puissance du PCS et la même énergie de la batterie. Les commutateurs de mode indépendants ne permettent pas de résoudre ce problème. Le système de gestion de l’énergie (EMS) a besoin d’une seule instruction de commande qui limite chaque objectif commercial à la marge laissée par les exigences de priorité supérieure.
La hiérarchie à cinq niveaux du système de gestion des urgences (EMS) qui assure la cohérence des objectifs
| Priorité | Autorité de contrôle | Incidence sur les modes de transport moins prioritaires |
|---|---|---|
| 1 | BMS, PCS, température, alarmes et seuils d'urgence | Les commandes dangereuses ou indisponibles sont bloquées |
| 2 | État du disjoncteur, protection anti-îlotage et limites contractuelles de la PCC | Le dispositif reste dans l'état électrique autorisé |
| 3 | Réserve de charge protégée | Les ventes à des fins commerciales s'arrêtent au seuil de réserve approuvé |
| 4 | Égalisation des pics de consommation, gestion des tarifs et autoconsommation photovoltaïque | Seules l'autonomie restante et la plage de SOC sont utilisées |
| 5 | Recharge contrôlée | La récupération utilise la marge de charge disponible et la marge PCC |
Cette directive sépare l'autorité de contrôle des préférences commerciales. Le propriétaire peut toujours hiérarchiser la réduction de la demande, le report tarifaire ou la capture photovoltaïque au sein de la priorité 4. Aucun de ces objectifs ne peut prévaloir sur les limites du BMS, une contrainte d'exportation ou l'énergie protégée.
La documentation OpenEMS décrit des contrôleurs distincts pour le niveau minimal de batterie, l'écrêtement des pics de consommation et l'autoconsommation photovoltaïque, puis utilise un planificateur pour déterminer l'ordre d'exécution. Un contrôleur de priorité supérieure restreint les points de consigne disponibles pour le contrôleur de priorité inférieure. Voir la Architecture OpenEMS Edge et Concepts de planificateur et de contrôleur.
D'où proviennent les mesures, les autorisations et les commandes : Architecture de communication entre le BMS et l'EMS. La hiérarchie des priorités détermine ensuite quelle requête valide se voit attribuer l'énergie disponible de la batterie.
La réserve de secours commence par l'énergie de charge protégée
Un seuil fixe de SOC de 20%, 30% ou 40% n'a aucune signification technique sans profil de charge protégé. Un même pourcentage de SOC peut correspondre à des durées très différentes selon que la charge, la température, la demande des équipements auxiliaires, l'état de la batterie et la plage de SOC utilisable varient.
La réserve est déterminée à partir de la puissance en courant alternatif requise par les circuits sélectionnés. Les charges liées à l'arrêt de sécurité, aux redémarrages et aux consommations auxiliaires sont prises en compte dans ce même calcul lorsqu'elles font partie de l'objectif de résilience.
Fraction d'énergie protégée = énergie CA de la charge protégée requise ÷ énergie CA utilisable garantie
Il en résulte une répartition de l'énergie. Celle-ci ne devient une consigne EMS qu'après application de la définition du SOC, de la fenêtre de fonctionnement, de la précision de mesure et des limites d'état de santé propres à ce modèle.
Pourquoi la capacité nominale de la batterie ne garantit pas la fourniture de courant alternatif : Procédure d'essai de capacité des systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS) à usage commercial. DOD, débit et fin de vie : Limites de la garantie BESS C&I.
La réserve dynamique permet d'éviter de gaspiller la bande de fréquences commerciale
Une réserve élevée en permanence garantit la résilience, mais peut laisser trop peu d'énergie disponible pour les économies quotidiennes. Une réserve faible en permanence libère davantage de capacité commerciale, mais peut exposer la production à des risques pendant une période connue pour être à risque.
Une réserve dynamique évolue en fonction d'un événement défini : un avis de coupure de courant, un changement de production de grande importance, des conditions météorologiques extrêmes, une période de fragilité du réseau ou une maintenance planifiée des générateurs. Chaque modification doit être associée à un délai d'activation, à une condition d'expiration, à un objectif de rétablissement et à un rapport d'audit. Les prévisions peuvent modifier le calendrier. Elles ne doivent pas outrepasser les contraintes du BMS, du PCS ou du PCC.
Le NREL Les micro-réseaux au service de la résilience énergétique distingue l'exploitation économique en réseau de l'exploitation axée sur la résilience. Le scénario de contrôle de l'EMS doit respecter cette même distinction. Un barème tarifaire quotidien ne devrait pas déterminer si l'énergie de secours est maintenue.
La réduction des pics de consommation dépend du compteur PCC
Le lissage des pics constitue un problème de régulation par rétroaction évalué au niveau du PCC contractuel, où sont évalués les apports au réseau et le respect de la demande.
En utilisant des valeurs positives pour l'injection dans le réseau et la décharge du système de stockage d'énergie par batterie (BESS), une demande initiale de régulation directe est la suivante :
Puissance de décharge demandée du système de stockage d'énergie par batterie (BESS) = max(0, demande nette du site avant le BESS − objectif d'importation du PCC)
La puissance mesurée du PCC permet ensuite de boucler la boucle. Le système de gestion de l'énergie (EMS) doit tenir compte de la latence du compteur, de la vitesse de variation, de la bande morte, des variations de charge et de la fenêtre de mesure de la demande active. La commande finale reste dans les limites de la puissance disponible du PCS, de l'autorisation de décharge du BMS, des limites de température et du seuil minimal de SOC protégé.
Lorsque la réserve constitue la limitation active, l'interface homme-machine (IHM) doit afficher cette raison. Un état générique “ Système normal ” masque la différence entre un équipement en bon état de fonctionnement et un objectif PCC non atteint.
Le scénario « zéro exportation » utilise le même indicateur PCC, mais une obligation différente. L’enveloppe d’exportation vient en premier, l’objectif de pic commercial en second : Spécification de contrôle « zéro exportation » BESS.
La recharge photovoltaïque et la recharge sur le réseau nécessitent des budgets distincts
La recharge photovoltaïque utilise de l'électricité qui, autrement, serait exportée ou limitée. La recharge sur le réseau utilise la capacité d'importation disponible pour rétablir le niveau de charge (SOC). Un mode de “ recharge ” sans restriction cache deux effets différents au point de connexion au réseau (PCC).
La commande de charge photovoltaïque instantanée ne doit contenir que des grandeurs de puissance :
Puissance de charge autorisée de la batterie = min(puissance excédentaire photovoltaïque, limite de puissance de charge du PCS, limite de puissance de charge du BMS, marge de charge du PCC, limite de puissance de charge en fonction du SOC)
La marge SOC est une grandeur énergétique. Elle détermine la durée pendant laquelle la commande de recharge peut se poursuivre. Il convient de la convertir sur un horizon de contrôle défini avant qu’elle n’atteigne une limite en kW.
La recharge du réseau suit la marge d'importation restante :
Puissance de recharge vers le réseau autorisée = max(0, plafond d'importation du PCC − importation du site avant la recharge du BESS)
Cette limite empêche la récupération de la réserve de reproduire le pic que la batterie vient de couper. Une fenêtre de faible charge programmée ou une production photovoltaïque disponible peut permettre de rétablir le SOC avec moins de contrainte d'importation. L'autorisation de charge du BMS, les limites du PCS et les alarmes actives continuent de déterminer la commande finale. Contexte commercial de cette récupération : Page consacrée à la zone d'intérêt (ROI) pour l'écrêtement des pics C&I.
Comment l'EMS doit-il réagir en cas de conflit entre les modes de fonctionnement ?
| Condition simultanée | Maîtrise de la victoire | Résultat observable |
|---|---|---|
| Le lissage des pics atteint le seuil minimal de réserve | Réserve de charge protégée | Les interruptions de diffusion commerciale sont enregistrées, ainsi que la durée de celles-ci |
| La recharge du réseau atteint le plafond d'importation | limite de soutirage PCC | La recharge est réduite à la marge restante |
| La batterie est pleine alors que l'exportation est limitée | Solution de secours approuvée pour le photovoltaïque ou la régulation de charge | L'actionneur de secours réagit |
| Les demandes « zéro exportation » et « écrêtement de pointe » nécessitent des points de consigne différents | Contrainte d'exportation PCC | La demande commerciale est tronquée |
| Les données relatives à l'état du réseau ou au PCC ne sont plus valides | Logique d'état électrique ou logique de sécurité intégrée | Le système de gestion de l'alimentation raccordé au réseau passe du mode de secours approuvé à un autre mode ou inversement |
Le fonctionnement des générateurs ajoute une contrainte supplémentaire. La protection contre la puissance inverse et la charge minimale des générateurs priment sur la gestion des batteries commerciales. Enveloppe des générateurs et limites de contrôle : Page de commande du BESS et du groupe électrogène diesel.
Les données obsolètes nécessitent également une réponse bien définie. Le fait de conserver la dernière consigne valide peut présenter un risque, car la charge ou l'état du disjoncteur peuvent avoir changé. Un délai d'expiration, une alarme, un repli local et une séquence de rétablissement contrôlée permettent de rendre la défaillance visible et vérifiable.
Pourquoi la plateforme ESSA0100B-0215 est adaptée à ce problème de contrôle
Architecture d'armoire regroupant la batterie, le PCS, le transformateur d'isolement et l'EMS dans un seul boîtier : Plateforme d'extérieur MegSolid ESSA C&I. Le contrôle des priorités s'applique à chacune de ces interfaces.
Un système EMS intégré réduit les transferts de contrôle
ESSA publie des informations relatives au réseau, aux installations photovoltaïques, au stockage, à la charge et aux générateurs. Un seul système de gestion de l'énergie (EMS) peut évaluer ces sources au cours d'un même cycle d'exploitation. La mise en correspondance des compteurs et la logique des actionneurs spécifiques à chaque projet restent toutefois nécessaires. Les fondements du système de contrôle font déjà partie intégrante de la plateforme.
La puissance nominale et l'énergie nominale servent à prendre des décisions différentes
Le modèle ESSA0100B-0215 a une puissance nominale de 100 kW CA et une énergie nominale de batterie de 215,04 kWh. La puissance nominale de 100 kW correspond à la classe de puissance de déploiement de l'armoire. Le chiffre de 215,04 kWh correspond à la valeur d'énergie de départ utilisée pour l'analyse de la réserve et de la durée. Il convient de bien distinguer ces deux aspects. Un ratio nominal de deux heures ne constitue pas une garantie de secours.
L'intégration des composants électriques et des éléments extérieurs simplifie la délimitation de l'équipement
La plateforme commercialisée intègre un transformateur d'isolement, un boîtier IP54 et un système de refroidissement par air intelligent. Elle offre ainsi une armoire d'extérieur et une interface électrique adaptées aux sites C&I. L'appareillage de commutation externe, la conception ATS, le comptage PCC, les commandes photovoltaïques et la protection du générateur relèvent de l'ingénierie du projet. Ils ne sont pas inclus dans la notion de “ tout-en-un ”.
Les communications standard étayent les données relatives à la mise en service
Les protocoles RS485 et TCP/IP permettent à l'armoire d'échanger des mesures, des seuils, des commandes et des alarmes avec les compteurs du projet et le système SCADA. Leur intérêt réside dans la tendance qui va de l'objectif EMS à la réponse du BESS, puis au résultat du PCC.
Décision plus large concernant la puissance, la durée et l'interface avec le site : Page de sélection ESSA0100B-0215. Autres cours : Gamme de solutions de stockage d'énergie MegSolid C&I.
La mise en service doit être considérée comme une priorité lors du chevauchement des modes de fonctionnement
Des tests distincts démontrent que les fonctions de secours, d’écrêtement des pics et de recharge photovoltaïque peuvent fonctionner simultanément. Des tests de chevauchement contrôlés permettent de déterminer quelle fonction est prioritaire.
Une séquence FAT et SAT complète doit comprendre :
- décharge vers le niveau SOC commercial alors qu’un pic PCC reste actif
- une augmentation contrôlée de la charge en dessous et au-dessus de la valeur cible maximale
- Excédent photovoltaïque avec marge de charge, puis à nouveau à la limite de charge de la batterie
- une transition en cas de coupure du réseau, simulée ou observée, ayant été approuvée
- restauration du réseau lorsque le SOC est inférieur à l’objectif de récupération
- Données PCC obsolètes, perte de communication et redémarrage du contrôleur
- une défaillance au niveau des limites horaires et de la synchronisation temporelle pour la réserve dynamique
La tendance synchronisée doit relier la puissance PCC, la charge du site, l'énergie photovoltaïque, la puissance CA du système de stockage d'énergie (BESS), le niveau de charge (SOC), les limites de charge et de décharge disponibles, l'objectif du système de gestion de l'énergie (EMS), la commande émise, la réponse réelle, l'état du disjoncteur, le mode, les alarmes et la qualité des données. Sans cette chaîne, un résultat « réussi » peut indiquer la valeur finale de la puissance sans prouver que la hiérarchie l'a bien générée.
Canaux de tendance minimaux : Article sur la liste des points SCADA de BESS. Limites de l'usine : Guide des essais de réception en usine BESS. Performances AC : Réception de la qualité d'alimentation BESS.
Une hiérarchie EMS solide renforce la valeur opérationnelle du BESS
La réserve de secours, l'écrêtement des pics de consommation et la recharge photovoltaïque peuvent partager une même batterie lorsque la puissance, l'énergie et les droits de contrôle sont attribués de manière ouverte.
La hiérarchie fonctionne lorsque la régulation commerciale utilise la batterie strictement dans sa plage autorisée, que les limites obligatoires du PCC restent protégées, que la réserve est préservée jusqu’à un événement de libération valide et que la recharge rétablit l’état de préparation sans pic de rebond. L’opérateur peut voir quelle limite est active. Le rapport d’acceptation peut indiquer pourquoi le BESS a réagi de cette manière.
Pour les projets ESSA0100B-0215 nécessitant une matrice de priorités EMS spécifique à un modèle, Contactez MegSolid pour une analyse technique de la configuration.
FAQ
Quelle fonction devrait avoir la priorité la plus élevée dans un système de gestion de batterie (EMS) C&I pour un système de stockage d'énergie par batterie (BESS) ?
Les limites de sécurité, du système de gestion de la batterie (BMS) et du système de conversion de puissance (PCS) sont prioritaires. Viennent ensuite la topologie électrique et les obligations liées au PCC. Le système de gestion de l'énergie (EMS) protège alors la réserve de secours spécifiée avant d'utiliser la capacité restante de la batterie pour l'écrêtement des pics de consommation, la recharge photovoltaïque ou le décalage tarifaire.
Comment une usine doit-elle définir le niveau de charge (SOC) de réserve d'un système de stockage d'énergie par batterie (BESS) ?
Calculez l'énergie CA de la charge protégée, l'énergie nécessaire à l'arrêt de sécurité ou au redémarrage, ainsi que les besoins auxiliaires et les réserves d'urgence. Comparez ces besoins à l'énergie CA utilisable garantie dans les conditions de fonctionnement spécifiées, puis convertissez-les en seuil SOC spécifique au modèle.
Une seule réserve SOC fixe convient-elle pour chaque jour d'exploitation ?
Une valeur fixe convient aux sites dont les besoins en matière de résilience sont stables. Les sites soumis à des coupures programmées, à des changements d'équipe de production ou à des risques météorologiques variables peuvent recourir à une réserve variable dans le temps, assortie de déclencheurs, de règles d'expiration et de journaux de modifications.
Que se passe-il lorsque le lissage des pics de consommation atteint la réserve de secours ?
La décharge de lissage de pointe s'arrête au seuil commercial configuré. Le système de gestion de l'énergie (EMS) maintient la réserve protégée disponible et consigne la limitation de la réserve comme raison pour laquelle l'objectif PCC ne peut plus être maintenu.
Le système photovoltaïque doit-il charger la batterie avant d'alimenter la charge ?
Le scénario de contrôle doit prendre en compte l'ensemble des limites du site et respecter l'objectif contractuel de flux de puissance. La recharge des batteries s'effectue à partir de l'énergie photovoltaïque disponible, après avoir pris en compte la charge du site, les limites du PCC, celles du BMS et du PCS, la marge de SOC et la fenêtre de décharge prévue ultérieurement.
Comment un système EMS permet-il d'éviter un pic de rebond ?
Il limite la recharge à partir du réseau à la marge restante en dessous du plafond PCC prévu par le contrat. Le contrôleur peut également programmer la recharge pendant les périodes de faible charge ou utiliser l'énergie photovoltaïque tout en enregistrant la récupération du SOC et la demande du site.
La politique de contrôle zéro des exportations prime-t-elle sur l'écrêtement des pics de consommation ?
La contrainte contractuelle d'exportation du PCC définit l'enveloppe d'exploitation autorisée. Le lissage des pics s'effectue à l'intérieur de cette enveloppe et utilise la puissance et l'énergie restantes de la batterie une fois les limites obligatoires appliquées.
Que doit faire le BESS en cas de défaillance des communications EMS ?
Le projet doit définir un délai d'expiration, une alarme, un plan de secours local et une séquence de reprise. Le contrôleur doit rejeter les mesures obsolètes et éviter de maintenir une commande qui ne correspond plus à la charge ou à la topologie actuelle.
L'ESSA0100B-0215 permet-il d'assurer une alimentation de secours, d'effectuer un lissage de pointe et de recharger des batteries photovoltaïques ?
Le modèle ESSA0100B-0215 offre une plateforme de 100 kW / 215,04 kWh avec un système de gestion de l'énergie (EMS) intégré et des interfaces standardisées pour le réseau, les panneaux photovoltaïques, la batterie, la charge et le générateur. Le projet commandé nécessite encore l'élaboration d'une matrice de priorités, le calcul de l'énergie utilisable, la conception du système de commutation externe et la réalisation des tests de réception.
Quels sont les journaux qui prouvent l'efficacité du système de priorité EMS ?
Enregistrer la puissance PCC synchronisée, la charge du site, la puissance photovoltaïque, la puissance CA du BESS, le SOC, les limites disponibles, la cible EMS, la commande, la réponse, l'état du disjoncteur, le mode de fonctionnement, les alarmes, la qualité des données et les modifications apportées par l'utilisateur.
Un seul système de stockage d'énergie par batterie (BESS) à usage commercial peut-il assurer une alimentation de secours et réduire les frais liés à la consommation ?
Oui, lorsque la puissance en kW, l'énergie utilisable et la politique de réserve répondent à ces deux obligations. Le système EMS préserve la réserve spécifiée et n'autorise l'accès au lissage des pics que dans la bande de fonctionnement commerciale restante.
Que doit inclure un EPC dans le cahier des charges relatif aux priorités d'un système de gestion d'énergie (EMS) pour un système de stockage d'énergie par batterie (BESS) ?
Inclure la liste des modes, la matrice de priorités, les plages SOC, les cibles PCC, les sources de déclenchement, les limites de commande, les réponses en cas de défaillance, les autorisations utilisateur, les canaux de tendance et les critères de réussite des tests FAT/SAT.
Quelles informations permettent à un fournisseur de disposer de données suffisantes pour organiser la répartition des véhicules EMS ?
Fournir les données de charge et de production photovoltaïque par intervalle, la durée de la charge critique, les règles tarifaires et de gestion de la demande, les limites d'importation/exportation, les états des générateurs et du commutateur ATS, le SLD, l'emplacement du compteur, les modes requis et les tests de transfert.
Qu'est-ce que la logique de priorité du système EMS de BESS ?
La logique de priorité du système EMS de BESS est la hiérarchie pondérée qui répartit la puissance et l'énergie disponibles de la batterie entre les limites de sécurité, les contraintes PCC, la réserve de secours, l'écrêtement des pics, la recharge photovoltaïque, la gestion tarifaire et la recharge.
Comment calcule-t-on la réserve de secours du BESS ?
Calculez l'énergie CA requise par les charges protégées pendant la durée spécifiée, ajoutez-y l'énergie convenue pour l'arrêt de sécurité, le redémarrage, les fonctions auxiliaires et les imprévus, puis comparez ce résultat à l'énergie CA utilisable garantie et à la définition du SOC spécifique au modèle.
De quoi MegSolid a-t-il besoin pour bénéficier d'un examen prioritaire du système de gestion de l'énergie (EMS) pour un système de stockage d'énergie par batterie (BESS) ?
MegSolid a besoin de la courbe de charge, du tableau des charges critiques, de la durée de l'alimentation de secours, des plages tarifaires et de demande, du profil photovoltaïque, des contraintes liées au point de raccordement au réseau (PCC), des informations relatives au générateur ou au commutateur ATS, du SLD, de l'étendue des communications et des justificatifs requis pour les tests FAT/SAT.
