Il ne faut pas dimensionner les systèmes de stockage solaire par batterie à usage commercial au Royaume-Uni en multipliant la puissance photovoltaïque installée sur le toit (en kWc) par un coefficient de batterie fixe. Il faut partir de la limite du réseau, c'est-à-dire de l'énergie solaire restante après la consommation du bâtiment, et de la plage de demande d'une demi-heure que la batterie doit couvrir.
Trois enregistrements régissent la première étape de dimensionnement :
- Limite du DNO : importations et exportations autorisées au point de raccordement
- Excédent solaire : l'électricité restante une fois que le bâtiment a consommé l'électricité produite par son installation photovoltaïque pendant la journée
- Demande sur une demi-heure : la période de pointe ou la période en soirée que la batterie doit couvrir de manière répétée
Les grandes installations solaires ne nécessitent pas forcément de grandes batteries. La taille de l’armoire est déterminée en fonction de l’écart mesuré entre ces trois valeurs, et non selon un calcul simplifié de type « kWh par kWc ».
La taille de la batterie est issue de trois relevés distincts effectués sur site
Au Royaume-Uni, le dimensionnement des systèmes de stockage solaire à usage commercial repose sur deux critères. Le PCS doit acheminer une puissance suffisante lorsque l'événement se produit, tandis que la batterie doit stocker suffisamment d'énergie pour faire face à cet événement pendant la durée requise.
| Historique du site | Ce qu'il définit | Ce qu'il permet d'éviter |
|---|---|---|
| Convention de raccordement DNO et limites approuvées | Importation et exportation maximales au point de raccordement | Une configuration PCS qui ne peut pas fonctionner dans le cadre de la connexion convenue |
| Données relatives à la production photovoltaïque et à la charge du site enregistrées à la même fréquence | Excédent solaire facturable en kWh | Une capacité d'achat que le toit atteint rarement |
| Douze mois de demande d'émissions d'une demi-heure | Puissance de sortie requise (en kW) et durée de chaque événement | Une batterie qui se décharge à mi-parcours de la période prévue |
Les limites du réseau, l'excédent solaire facturable et la plage de demande cible par demi-heure doivent tous correspondre. Les systèmes qui ne satisfont qu'à un ou deux de ces critères ne sont pas prêts pour la sélection des équipements.
Les installations photovoltaïques existantes peuvent rester raccordées à leur onduleur actuel, tandis qu'un autre MEGA TS PCS fournit à la batterie son propre circuit à couplage alternatif, soumis aux contrôles du tableau électrique, du transformateur, des dispositifs de protection et du gestionnaire de réseau de distribution.
Le service PCS Power commence à la limite du DNO
Le gestionnaire de réseau (DNO) prend en compte la puissance alternative pouvant transiter par le point de raccordement, et non l'étiquette énergétique de la batterie. Une même batterie de 500 kWh présente un profil de réseau différent selon qu'elle est raccordée à un onduleur de 100 kW ou à un onduleur de 250 kW. La production photovoltaïque existante est également prise en compte lorsque le DNO évalue la configuration globale.
Dissocier la capacité de connexion du point de consigne de régulation
Les documents de raccordement britanniques peuvent mentionner une « capacité maximale d'importation » et une « capacité maximale d'exportation ». Il s'agit là de limites du site, et non de commandes adressées à la batterie. Le dispositif de limitation mis en place pour les clients utilise alors une « limite maximale d'importation », une « limite maximale d'exportation » ou des valeurs de consigne équivalentes approuvées afin de maintenir la puissance mesurée dans les limites convenues.
La recharge met clairement en évidence cette distinction. La batterie constitue une charge électrique pendant sa recharge ; ainsi, un système de gestion de l'énergie (EMS) axé uniquement sur l'exportation peut permettre à la charge combinée de l'usine et de la batterie de dépasser l'importation autorisée. Lors de la décharge, ce même site peut dépasser sa limite d'exportation si la demande de l'usine chute soudainement ou si la production des panneaux solaires sur le toit augmente.
Le point de contrôle est situé à la limite du site. Son compteur et ses transformateurs de courant doivent détecter les injections et les prélèvements sur le réseau, la production photovoltaïque, l'activité des batteries ainsi que les variations de la charge de l'usine. Le Méthode de contrôle des exportations « zéro » du PCC pénètre plus profondément dans cette limite de mesure, tandis que le Article sur l'écrêtement de la demande en PCC porte sur la gestion des importations par rapport à un objectif de demande.
G98 : Périmètre de déclaration de la microgénération
La norme G98 s'applique aux microcentrales dont le courant nominal total ne dépasse pas 16 A par phase. À 230 V, cela correspond à environ 3,68 kW par phase ; dans le cas d'une installation triphasée, la limite de courant s'applique à chaque phase. Ce n'est pas la configuration habituelle pour une batterie à l'échelle industrielle.
G99 : La procédure d'approbation des connexions
Les installations photovoltaïques commerciales et les systèmes de stockage situés au-delà de la limite G98 font généralement l'objet d'une procédure G99 avant leur raccordement, plutôt que d'une simple notification après leur mise en service. Le gestionnaire de réseau de distribution (GRD) évalue l'ensemble de l'installation, y compris les panneaux photovoltaïques existants et le système de contrôle-commande (PCS) de la batterie proposé. Le Guide de raccordement de l'Energy Networks Association présente les définitions actuelles et les modalités d'application.
Le seuil de 50 kW indiqué par un gestionnaire de réseau de distribution (GRD) peut correspondre à une limite propre au service concerné plutôt qu'à une règle nationale G98/G99. UK Power Networks, par exemple, distingue sa gamme automatisée de 5 à 50 kW des projets de 50 kW ou plus.
G100 : Restrictions à l'importation et à l'exportation
La norme G100 définit les exigences techniques relatives aux dispositifs de limitation des importations et des exportations des clients. Elle régit la manière dont le site mesure le point de raccordement, limite les appareils contrôlés et assure la sécurité en cas de défaillance d'un compteur, d'un contrôleur ou d'une voie de communication.
N'indiquez pas “ Le G100 répond en 15 secondes ” dans le cahier des charges. La version 2 de l'amendement 2 de la norme G100 traite les écarts de courte durée, le délai de retour à la limite et les délais de sécurité comme des exigences distinctes ; les paramètres acceptés pour le projet doivent encore être définis et testés.
| Règle ou limite | Ce qu'elle régit | Qui doit mener à bien ce projet au Royaume-Uni ? |
|---|---|---|
| G98 | Procédure de notification pour la microgénération éligible | Installateur et gestionnaire de réseau de distribution concerné |
| G99 | Raccordement des installations de production et de stockage en amont du tracé G98 | Demandeur / Maître d'ouvrage du projet électrique au Royaume-Uni et gestionnaire de réseau de distribution concerné |
| G100 | Schéma approuvé de limitation des importations et des exportations, mesure, réponse et comportement de sécurité intégrée | Responsables des contrôles au Royaume-Uni / équipe chargée du projet électrique, fournisseur d'équipements et gestionnaire de réseau de distribution concerné |
| MIC / MEC | Capacité d'importation et d'exportation du site, fixée par contrat ou convenue | Propriétaire du site, fournisseur / acteurs du réseau, le cas échéant |
| MIL / MEL ou points de consigne approuvés | Limites de fonctionnement imposées par le système de contrôle | Système EMS / régulateur de limitation conforme à la conception approuvée |
MegSolid peut fournir des données sur les équipements, des informations sur la configuration du PCS ainsi qu'une assistance pour l'interface de commande. Le maître d'œuvre (EPC), l'entrepreneur en électricité, l'ICP ou toute autre partie responsable du projet désignée au Royaume-Uni doit être désigné pour le dépôt du formulaire G99, l'intégration au réseau (formulaire G100), la mise sous tension/mise en service et le transfert des responsabilités en cas de panne ; le gestionnaire de réseau de distribution (DNO) concerné reste l'autorité chargée de l'homologation du réseau.
Une alimentation électrique limitée peut permettre d'utiliser une batterie d'une plus grande autonomie
Les limites d'importation restreignent principalement la vitesse de recharge de la batterie ; elles ne fixent pas l'énergie stockée à une valeur précise. Les sites disposant d'une capacité excédentaire pendant la nuit peuvent recharger lentement une armoire de 215 kWh ou 261,24 kWh, puis utiliser cette énergie pendant une période de pointe plus courte en journée. Le calcul doit démontrer que la fenêtre de recharge disponible permet de rétablir l'état de charge requis avant le prochain événement.
Le programme d'équipement ne doit pas être figé tant que le gestionnaire de réseau de distribution (DNO) n'a pas accepté la capacité de production proposée, les limites d'exploitation et le dispositif de contrôle. Les puissances nominales MegSolid décrivent les capacités de l'équipement ; elles ne constituent pas une preuve qu'un système de protection et de contrôle (PCS) ou un dispositif de limitation donné a obtenu l'agrément de raccordement au réseau britannique.
L'énergie nécessaire à la recharge quotidienne provient de l'excédent solaire mesuré
La puissance nominale d'un générateur solaire correspond à la puissance de sortie en courant continu mesurée dans des conditions d'essai, et non à l'énergie qui alimente effectivement la batterie. Le bâtiment prélève d'abord sa part, et seule l'énergie restante est disponible pour la recharge.
Chaque intervalle d'une demi-heure utilise :
Excédent solaire_i = max(production photovoltaïque_i - charge du site_i, 0) × 0,5 h
Additionnez ces intervalles pour chaque jour, puis distinguez les jours ouvrés, les week-ends et les saisons. Le total annuel de production peut masquer les heures pendant lesquelles le toit et la batterie peuvent réellement se compléter.
Il se peut que le compteur de réseau n'affiche pas ces deux valeurs, car l'installation photovoltaïque située en amont du compteur a déjà réduit l'injection enregistrée.
| Le même intervalle d'une demi-heure | Puissance |
|---|---|
| Importation de données de réseau observée au PCC | 100 kW |
| Installation photovoltaïque sur le toit alimentant le bâtiment | 50 kW |
| Chargement réel du site | 150 kW |
Il faut disposer des relevés de l'onduleur photovoltaïque ou d'un compteur de site correctement installé pour reconstituer la charge simultanée ; considérer 100 kW d'importation comme 100 kW de consommation de l'usine occulte 50 kW de consommation sur site.
| Profil du site | Ce que ce même parc photovoltaïque peut produire pour le stockage |
|---|---|
| Entrepôt à horaires standard | Il y aurait un léger excédent en semaine si les convoyeurs, les systèmes de ventilation et les équipements de manutention utilisaient l'énergie solaire au fur et à mesure qu'elle est produite. |
| Au bureau ou à l'école | Les excédents augmentent pendant les week-ends et les jours fériés, mais la demande sur place disponible pour les absorber par la suite diminue |
| Entrepôt frigorifique ou usine fonctionnant en deux équipes | Une charge plus stable peut absorber directement l'énergie solaire ; le stockage s'avère utile lorsqu'il subsiste un excédent régulier pour le quart de travail du soir. |
| Exploitation agricole ou entreprise de transformation saisonnière | Les excédents peuvent varier considérablement d'un mois à l'autre ; les moyennes annuelles peuvent donc indiquer une taille de meuble inadaptée. |
Le premier objectif énergétique correspond à la plus petite quantité reproductible : l’excédent solaire diurne ou la charge disponible ultérieurement pour le consommer. Le dimensionnement détaillé doit alors tenir compte des pertes de conversion, des limites de niveau de charge protégées et de l’énergie utilisable garantie au moment où elle est nécessaire.
Des ratios indicatifs, tels que 0,4 à 0,8 kWh de stockage par kWc d’installation solaire, peuvent aider à comparer les premiers concepts. Ils ne permettent toutefois pas de passer commande. Une installation de 500 kWc sur toiture, produisant un excédent reproductible de 60 kWh en semaine, ne justifie pas systématiquement un objectif de recharge de 400 kWh provenant uniquement de l’énergie solaire, tandis que la même installation sur un site inactif le week-end pourrait justifier un plan d’exploitation différent.
Le Priorité de recharge photovoltaïque Ce paramètre ne doit être défini qu’une fois que cet excédent est visible. Sinon, la batterie risque de se recharger à partir du réseau avant les heures d’ensoleillement les plus intenses, ne laissant ainsi aucune place à l’électricité que le projet était censé stocker.
La demande sur une demi-heure fait la différence entre les kW du PCS et les kWh de la batterie
Les données toutes les demi-heures indiquent la partie de la courbe de charge que la batterie doit prélever sur le compteur du réseau. Choisissez d'abord un objectif d'importation, puis calculez l'écart par rapport à cet objectif pour chaque intervalle de règlement :
Puissance de la batterie_i = max(demande du site_i - objectif d'importation, 0)
L'écart le plus élevé répété détermine la puissance PCS de départ ; l'aire sous cette courbe définit le besoin en énergie :
Énergie de l'événement = Σ(puissance de la batterie_i × 0,5 h)
Supposons qu'une usine atteigne 420 kW alors que l'objectif est de 300 kW. La batterie doit alors fournir 120 kW au point de raccordement. Si cet écart persiste pendant une demi-heure, cela représente 60 kWh.
Si elle reste allumée pendant quatre périodes d'une demi-heure, cela représente 240 kWh. Ces deux situations nécessitent la même puissance de sortie ; la seconde nécessite toutefois quatre fois plus d'énergie.
Ces chiffres mettent en évidence deux erreurs d'approximation. L'armoire de 100 kW / 215,04 kWh dispose d'une puissance nominale suffisante pour le premier événement, mais ne peut à elle seule combler l'écart total de 120 kW. Une batterie plus grande, associée au même PCS de 100 kW, fonctionnerait plus longtemps, mais laisserait tout de même au moins 20 kW au-dessus de la cible tant que le pic persisterait.
Effectuez le même calcul sur l'ensemble de l'année. Un pic accidentel ne justifie pas forcément une augmentation du PCS, tandis qu'un pic plus modéré se produisant chaque jour ouvrable peut peser lourdement sur les économies réalisées. Examinez ces tendances séparément :
- la valeur d'importation la plus élevée enregistrée ;
- le pic qui se répète suffisamment souvent pour avoir une incidence ;
- le nombre de demi-heures consécutives au-dessus de l'objectif fixé ;
- la plage horaire du soir ou tarifaire prévue pour le déchargement ;
- la charge minimale susceptible de provoquer une exportation pendant la décharge de la batterie.
Le lissage des pointes continue de réguler la puissance mesurée au point de raccordement. Si un moteur démarre au cours d’un intervalle d’une demi-heure, le relevé de règlement peut refléter son impact sur la facturation, mais masquer l’événement électrique qui s’est produit en moins d’une seconde. Le maintien de la tension et le démarrage des moteurs nécessitent une vérification distincte à haute résolution ; ils ne peuvent pas être déduits du modèle énergétique demi-horaire.
La capacité nominale en kWh indiquée sur la plaque signalétique ne correspond pas à l'énergie disponible pour la charge cible. La réserve de charge, les limites de fonctionnement, les hypothèses de vieillissement et les limites contractuelles de mesure réduisent toutes la quantité d'énergie pouvant être programmée. La comparaison finale doit se fonder sur l'énergie utilisable garantie, dans le respect des limites convenues et à un stade donné de la durée de vie, et non pas uniquement sur la capacité nominale de la batterie.
L'exemple d'une usine britannique permet de replacer ces trois événements sur une même chronologie
Prenons l'exemple d'une usine dotée d'une installation photovoltaïque existante de 500 kWc sur le toit, d'une capacité d'importation convenue de 450 kW et d'une limite d'exportation de 50 kW. La production s'étend de 6 h à 22 h. Le responsable de l'énergie souhaite maintenir l'importation du réseau en dessous de 350 kW pendant une période de production récurrente en fin d'après-midi. Il s'agit d'un critère de calcul manuel, et non d'une taille de projet MegSolid recommandée : un site de 200 kW et un site de 500 kW utilisent la même méthode par demi-heure par rapport à leur propre objectif PCC.
L'analyse des données enregistrées toutes les demi-heures pendant douze mois donne les résultats suivants :
| Enregistrement | Résultat de la mesure | Incidence sur le choix de la batterie |
|---|---|---|
| Demande répétée la plus élevée au-delà de l'objectif de 350 kW | 95 kW | Le PCS doit fournir au moins 95 kW au niveau du PCC |
| Énergie supérieure à la cible tout au long de l'événement sélectionné | 165 kWh | L'énergie utilisable prévue doit être supérieure à 165 kWh, une fois prises en compte les limites applicables et la réserve. |
| Excédent médian de trafic de passage (PV) en semaine, d'avril à septembre | 210 kWh | On dispose généralement d'une quantité d'énergie solaire suffisante pour couvrir l'événement avant prise en compte des pertes et des marges d'exploitation |
| Excédent de production photovoltaïque médian en semaine, de novembre à février | 65 kWh | L'énergie solaire ne suffit pas à elle seule à rétablir le débit prévu chaque jour de l'hiver. |
| Charge minimale du site tout en permettant une production photovoltaïque maximale | 140 kW | Les autorités chargées du contrôle des exportations doivent encore réagir en cas de baisse imprévue de la production |
Une installation photovoltaïque de 500 kWc sur toiture ne justifie pas à elle seule un stockage de 200 à 400 kWh. Son objectif initial en matière d'équipement est d'environ 100 kW de puissance PCS et de plus de 165 kWh d'énergie programmable. La capacité exacte de la batterie dépend de la garantie d’énergie utilisable, de la réserve d’état de charge, de la dégradation prévue et de l’acceptation ou non par l’exploitant d’une décharge hivernale réduite.
Le modèle ESSA0100B-0215 offre une puissance nominale en courant alternatif de 100 kW et une capacité nominale de 215,04 kWh, ce qui le rapproche des besoins mesurés sans pour autant nécessiter le recours à un conteneur d’une capacité d’un mégawattheure. Il reste toutefois à vérifier l’énergie utilisable : les 215,04 kWh indiqués sur la plaque signalétique ne prouvent pas que 165 kWh seront disponibles à la limite CA requise pendant toute la durée du contrat.
Le système MegSolid à refroidissement liquide, d'une puissance de 261,24 kWh, offre une marge énergétique supplémentaire et dispose d'une puissance nominale de sortie CA de 125 kVA. Ces 125 kVA ne doivent pas être considérés comme équivalents à 125 kW sans tenir compte du facteur de puissance et des limites d'exploitation du projet. Il devient le candidat le plus intéressant si l’usine souhaite bénéficier d’une plage horaire plus longue en soirée, d’une réserve plus importante ou d’une moindre sensibilité au vieillissement, à condition que l’étude de puissance confirme la puissance active requise.
L'hiver modifie le calendrier, mais pas la méthode de dimensionnement
L'hiver modifie le programme d'exploitation, mais pas les critères de dimensionnement. La centrale peut réduire le débit prévu, utiliser la capacité d'importation disponible pour une recharge contrôlée en heures creuses, ou n'ajouter de la capacité que lorsque l'énergie supplémentaire est destinée à une deuxième tâche reproductible. Le système de gestion de l'énergie (EMS) doit interrompre la recharge du réseau avant que la demande combinée du site n'atteigne la limite d'importation approuvée.
Si l'usine ajoute par la suite une deuxième ligne de production, le calcul initial d'une demi-heure pourra être refait en fonction du nouvel objectif. Ces données permettront de déterminer s'il est justifié d'ajouter une armoire supplémentaire, d'augmenter la puissance des PCS ou de passer à la classe de 500 kW / 1,0752 MWh.
La sélection des produits commence une fois que les numéros des emplacements sont connus
MegSolid propose plusieurs combinaisons « puissance-énergie ». La charge mesurée, les limites fixées par le gestionnaire de réseau (DNO) et la plage de fonctionnement déterminent la classe applicable.
| Résultats du site | Gamme de produits MegSolid | Ce qu'il permet de faire sur le site | Limite à confirmer |
|---|---|---|---|
| Les installations photovoltaïques commerciales existantes restent en service | MEGA TS PCS, 30–500 kW | Fournit à la batterie un circuit d'alimentation distinct couplé en courant alternatif et permet de sélectionner l'alimentation du PCS indépendamment de l'énergie de la batterie | Capacité totale G99, commande G100 homologuée, adaptation de la batterie en courant continu et puissance nominale du tableau de distribution |
| Jusqu'à 100 kW avec un rapport énergétique nominal d'environ deux heures | ESSA0100B-0215, 100 kW / 215,04 kWh | Permet de lisser les pics de consommation de manière répétée ou de reporter l'excédent solaire mesuré vers une plage horaire ultérieure | Énergie utile garantie, recharge saisonnière, contrôle PCC et installation conforme à la norme IP54 |
| Une plage de puissance plus large autour de la classe des 100 kW | Système MegSolid 261,24 kWh à refroidissement par liquide | Il offre une marge de puissance nominale et utilise un refroidissement par liquide régulé ; les systèmes commercialisés peuvent fonctionner en parallèle | Capacité de puissance active de 125 kVA, charge auxiliaire, définition de l'énergie utile et commande en parallèle |
| Campus ou pôle industriel d'une puissance avoisinant les 500 kW | ESSC0500B-1075, 500 kW / 1,0752 MWh | Regroupe le projet au sein d'un bloc unique « Électricité et énergie » sous forme de conteneur | Environ 6 m et 21 t d'équipements, capacité du transformateur, courant de 400 V, protection et étude DNO |
ESSA est la solution la plus adaptée lorsque les données du site indiquent une puissance maximale de 100 kW et une autonomie nominale d'environ deux heures. Energon s'avère utile lorsque les besoins en puissance restent du même ordre, mais que la fenêtre de décharge, la réserve ou la marge prévue pour le vieillissement nécessitent davantage d'énergie. L’ESSC relève d’une autre échelle, tant sur le plan électrique que sur le plan des travaux de génie civil ; il ne doit pas remplacer plusieurs petites armoires simplement parce que son coût par kWh nominal semble inférieur.
MEGA TS permet au projet d'intégrer l'énergie provenant d'une batterie sans avoir à remplacer un onduleur solaire encore en état de marche. Cette flexibilité crée également une nouvelle interface : le gestionnaire de réseau (DNO) évaluera le dispositif de production combinée, et le gestionnaire du site devra coordonner l'ancien onduleur photovoltaïque avec le nouveau système de conversion de puissance (PCS) de la batterie au point de raccordement.
Les évaluations des produits ne garantissent pas la conformité à la norme G99. La variante PCS sélectionnée, les résultats des essais de type, les paramètres de protection et le dispositif de limitation du client doivent être vérifiés au regard de la demande actuelle du gestionnaire de réseau de distribution (DNO) avant que la liste des équipements ne soit validée.
Lorsque la consommation mesurée se situe entre 215,04 et 261,24 kWh, comparez les deux configurations en fonction du même objectif de puissance PCC et de la même plage de fonctionnement.
Envoyer un paquet de données dont les limites correspondent
Pour un premier e-mail utile, il n'est pas nécessaire d'utiliser un formulaire en ligne. Joignez les trois documents qui déterminent le type de batterie :
- DNO : les kW d'importation et d'exportation approuvés, ainsi que la position actuelle des G99 / G100 ;
- 12 mois de données par tranches d'une demi-heure : Importations et exportations du PCC alignées sur la production photovoltaïque sur les mêmes intervalles ;
- Période de fonctionnement : objectif de réduction des pics de consommation en kW, demi-heures consécutives à couvrir et indication précisant si la recharge contrôlée hors heures de pointe sur le réseau est autorisée.
Demandez que la configuration ESSA de 100 kW / 215,04 kWh, la configuration à refroidissement liquide de 125 kVA / 261,24 kWh et toute exigence distincte relative au MEGA TS PCS soient comparées à cette même limite. Dans l’exemple d’usine ci-dessus, la réponse devrait également montrer comment l’excédent solaire médian en hiver de 65 kWh modifie le programme d’exploitation, au lieu de le dissimuler dans une moyenne annuelle.
Le centre de contrôle EMS se trouve au-delà des limites du DNO
L'optimisation tarifaire doit rester dans les limites fixées par le gestionnaire de réseau de distribution (GRD). La gestion en semaine peut suivre la séquence suivante :
- 1. Alimenter le bâtiment directement à partir de l'installation photovoltaïque installée sur le toit.
- 2. Recharger à partir de l'excédent solaire mesuré tout en conservant une marge d'importation.
- 3. Conserver un niveau de charge suffisant pour l'événement prévu en fin d'après-midi.
- 4. Décharger lorsque l'importation PCC approche de l'objectif fixé.
- 5. Réduire la production si une baisse de la demande de l'usine ou une augmentation de la production photovoltaïque risquait de faire atteindre à la centrale sa limite d'exportation.
Le régulateur a besoin d'une mesure en temps réel du PCC, car la charge de la batterie à l'intérieur de l'armoire ne reflète pas ce que perçoit le gestionnaire de réseau après prise en compte de la production photovoltaïque et de la demande de l'usine.
Avertissement concernant la tomodensitométrie : Une polarité inversée ou une affectation de phase erronée peut amener l'EMS à aggraver le déséquilibre d'importation ou d'exportation qu'il est censé corriger. Le Guide sur le comptage et la polarité des transformateurs de courant couvre le contrôle de mise en service.
La logique G100 prévaut sur le barème tarifaire habituel. Avec une marge d’importation de seulement 35 kW, une demande de charge de 100 kW doit être réduite ; si une ligne de production se déclenche pendant la décharge, la production de la batterie doit diminuer avant que le site ne dépasse la limite d’exportation autorisée. La perte du comptage, de l’alimentation du contrôleur ou des communications doit déclencher la réponse de sécurité acceptée par le gestionnaire de réseau de distribution (GRD).
La priorité accordée au niveau de charge détermine ensuite la quantité d'énergie restante pour l'événement sélectionné. Le Logique de priorité EMS aborde la question du conflit entre la recharge photovoltaïque, l'écrêtement des pics de consommation et la réserve.
L'écrêtement des pics et l'alimentation de secours en raccordement au réseau constituent deux cas de fonctionnement distincts. Le maintien des charges de l'usine en cas de coupure de courant nécessite un dispositif d'îlotage homologué, un tableau de secours bien défini, des dispositifs de commutation et un mode de fonctionnement du PCS capable d'assurer la tension en l'absence de réseau. Cette distinction est abordée dans le Guide sur les systèmes de secours à batterie raccordés au réseau électrique et ne doit pas être pris en compte dans le calcul des économies réalisées, sauf si la conception électrique le prévoit.
Les économies réalisées dépendent de l'élément de la facture que la batterie remplace effectivement
Chaque kilowattheure déchargé n'a de valeur qu'en fonction de la source d'alimentation et de la ligne de facture qu'il modifie effectivement. Considérer chaque unité stockée comme une importation évitée au prix de pointe conduit à une surestimation du résultat.
La recharge solaire commence par :
Valeur brute par kWh fourni = prix des importations évitées – valeur des exportations non réalisées
Il faut encore déduire les pertes de conversion, la consommation auxiliaire, l'usure de la batterie et les frais d'entretien. Si un site évite d’acheter de l’électricité à 28 p/kWh mais renonce à une rémunération de 8 p/kWh pour l’exportation, l’écart initial est de 20 p/kWh, et non de 28 p/kWh. Ces chiffres illustrent le calcul ; le modèle doit utiliser le contrat d’importation et l’accord d’exportation actuels du site.
La recharge sur le réseau repose sur un autre mode de calcul de la valeur. Celle-ci correspond au prix d'importation en période de décharge, diminué du coût d'achat de l'énergie supplémentaire nécessaire à la recharge pendant la période à bas prix sélectionnée. Le programme de recharge doit également respecter les limites d'importation autorisées et laisser une marge suffisante pour l'usine.
Frais de réseau : consultez le barème tarifaire du site
| Frais | Éléments à utiliser | Erreur courante de modélisation |
|---|---|---|
| DUoS | Facture actuelle du fournisseur, zone du gestionnaire de réseau de distribution (DNO), niveau de tension, catégorie tarifaire et année de facturation | Reproduire les périodes « rouge / orange / vert » d'un autre site ou supposer que tous les composants tombent en panne lorsque la batterie se décharge |
| TNUoS | Traitement des fournisseurs et méthode tarifaire actuelle de la NESO | Considérer une réduction d'une demi-heure comme une suppression de l'intégralité de la facture TNUoS |
| Exposition à la triade | Prévisions hivernales, trois périodes de règlement effectives et état de charge (SOC) de la batterie disponible | Comptabiliser cette valeur comme revenu garanti avant que les triades ne soient connues |
Le DUoS peut comporter des composantes liées au temps, à la capacité et des composantes fixes, et le fournisseur peut les regrouper ou les répercuter de différentes manières. Utilisez le barème tarifaire en vigueur sur le site plutôt que de vous baser sur une hypothèse générique concernant le Royaume-Uni.
Le Opérateur national du réseau énergétique définit les « Triads » comme les trois périodes de règlement d'une demi-heure au cours desquelles la demande sur le réseau est la plus élevée. Une batterie mise en réserve pour une soirée d'hiver qui ne correspond pas aux critères ne donne droit à aucune prime « Triad », et une batterie déjà affectée à un pic de consommation d'une usine peut ne pas disposer d'un niveau de charge (SOC) suffisant pour remplir ces deux missions. Considérez l'évitement des « Triads » comme un scénario propre à chaque site, et non comme un revenu annuel garanti.
| Chaîne de valeur | Justificatifs requis | Principale raison de la modification du devis |
|---|---|---|
| Autoconsommation solaire | Données simultanées sur la production photovoltaïque et la charge, prix d'achat, paiement des exportations | Le rendement du toit pourrait être inférieur à ce que laisse supposer son rendement annuel. |
| Enregistrement différé | Prix de l'énergie toutes les demi-heures et possibilités de recharge | Évolution des écarts de prix et des horaires d'ouverture |
| Réduction des pics | La demande par demi-heure et le montant exact facturé | Une durée maximale courte peut ne pas permettre de contrôler le poste de facture concerné |
| Gestion de la capacité de connexion | Convention de raccordement, proposition de nouvelle charge et option de renforcement | La batterie peut retarder l'intervention sans pour autant éliminer la nécessité éventuelle de celle-ci. |
| Exposition à la triade | Traitement des fournisseurs, prévisions hivernales et SOC disponible | Seules les trois périodes concernées déterminent la redevance d'implantation |
| Services de flexibilité | Conditions des agrégateurs, comptage, disponibilité et conflits de répartition | Les recettes et l'accès peuvent évoluer au cours de la durée du projet |
Le coût d’installation ne peut pas être ramené à un chiffre unique en £/kWh valable pour l’ensemble du Royaume-Uni. L’armoire extérieure de 215 kWh et le conteneur de 1 MWh entraînent des coûts différents en matière de travaux de génie civil, de câblage, de transformateur, d’appareillage de commutation, de stratégie de lutte contre l’incendie, de communications et d’étude du gestionnaire de réseau de distribution (GRD). Il convient de comparer les périmètres de livraison complets, en tenant compte d’une même puissance en courant alternatif, d’une même définition de l’énergie utilisable et d’un même régime de fonctionnement, avant de calculer le délai de rentabilité. Le Méthode du coût sur la durée de vie (BESS) On peut alors vérifier si un prix d'achat moins élevé de l'équipement se traduit effectivement par une énergie fournie moins chère.
Quatre facteurs qui faussent souvent la décision d'achat
1. Multiplier la puissance solaire en kWc par un coefficient fixe lié à la batterie
Les ratios fixes ne tiennent pas compte du moment où l'usine consomme de l'énergie solaire. Il peut donc arriver que le réservoir soit plein les week-ends d'été, qu'il reste partiellement vide pendant l'hiver et qu'il se vide tout de même au cours de la soirée pour laquelle il avait été prévu.
À utiliser à la place : un excédent récurrent d'une demi-heure par rapport à la charge ultérieure susceptible de le consommer.
2. Utilisation de l’importation par grille pour la charge totale du bâtiment
Une installation photovoltaïque « derrière le compteur » réduit l'importation indiquée sur le compteur du réseau. Considérer cette valeur comme la demande totale du site donne l'impression que la charge et la contribution solaire de midi sont plus faibles qu'elles ne le sont en réalité. Cela peut également masquer la baisse de la demande qui transformerait la décharge de la batterie en exportation.
À utiliser à la place : les données relatives à l'onduleur photovoltaïque, les données relatives au point de raccordement et celles du compteur interne correspondant.
3. Choisir les kWh avant de vérifier les kW du PCS
Même en associant 400 kWh à un PCS de 100 kW, la puissance de pointe reste limitée à 150 kW par le PCS. La batterie dispose peut-être d'une énergie suffisante pour couvrir la demande, mais le compteur du réseau continuera d'enregistrer au moins 50 kW au-dessus de la valeur cible tant que cet écart persistera.
À utiliser à la place : d'abord l'écart maximal en kW répété, puis l'énergie de l'événement sur une demi-heure.
4. Mise en gel de l'équipement avant de connaître la position du DNO
Le gestionnaire de réseau de distribution (DNO) peut évaluer le nouveau système de production connecté (PCS) conjointement avec les installations photovoltaïques existantes et exiger des réglages différents en matière d’injection, de protection, d’études ou de renforcement. Une commande d’équipements fondée sur un fonctionnement sans restriction peut entraîner une limitation permanente du réseau ou obliger à procéder à une refonte tardive de la conception.
À utiliser à la place : soumettre l'indice PCS proposé, le mode de fonctionnement et le schéma de limitation à l'examen des raccordements avant de fixer les quantités. Lorsqu'une batterie est destinée à éviter une augmentation immédiate de la puissance du transformateur, le Évaluation de la modernisation d'un transformateur explique les éléments de preuve nécessaires pour étayer cette allégation.
Des données erronées peuvent rendre la batterie utilisable tout en rendant le résultat commercial imprévisible. Les petits systèmes, basés sur des limites mesurées, peuvent offrir un résultat plus clair que les grandes installations achetées sur la base d'un taux de rendement solaire ou d'un délai de rentabilité annoncé.
Le choix final du produit suit les mêmes cinq étapes que celles décrites ci-dessus
Le modèle ESSA0100B-0215 est le choix idéal lorsque l'écart PCC répété reste inférieur à 100 kW, que l'énergie programmée s'inscrit dans la plage d'utilisation garantie et que l'armoire peut se recharger avant l'événement suivant. Son format « tout-en-un » pour installation extérieure convient à une usine qui a besoin d’une solution unique de réduction des pics de consommation ou de décalage solaire à 400 V.
Le système à refroidissement par liquide de 261,24 kWh s'inscrit dans la même classe de puissance générale lorsque le site a besoin d'une marge énergétique supplémentaire, d'une durée de décharge plus longue ou d'une réserve plus importante. Sa puissance nominale de 125 kVA doit être vérifiée par rapport à la puissance réelle et au facteur de puissance. Une extension en parallèle est possible, mais l’ajout d’armoires ne permet de pallier une pénurie d’énergie que si le circuit du PCS, les commandes et le point de raccordement sont également capables de supporter la puissance requise.
Le modèle ESSC0500B-1075 est destiné aux applications où la demande récurrente se situe déjà dans une fourchette de plusieurs centaines de kilowatts et où l'infrastructure électrique est capable de prendre en charge ce bloc. À 400 V, une puissance de 500 kW correspond à environ 722 A avec un facteur de puissance unitaire, avant prise en compte des tolérances spécifiques au projet.
La plaque signalétique indiquant la tension sur le tableau électrique ne prouve pas que ses barres omnibus, son transformateur, ses dispositifs de protection ou son niveau de résistance aux défauts soient capables de supporter ce courant. Si le tableau et le transformateur existants n’ont pas été conçus pour supporter le courant supplémentaire et la charge de défaut, l’option 500 kW n’est pas prête à être raccordée, même si les deux côtés indiquent 400 V. L’intégration détaillée à 400 V est traitée dans le Guide de raccordement à un standard existant.
Avant de choisir le produit final, placez cinq enregistrements sur la même timeline :
- les limites d'importation et d'exportation approuvées ou proposées ;
- demande aux points de raccordement par tranches d'une demi-heure ;
- Production photovoltaïque sur les mêmes intervalles ;
- la plage de fonctionnement couverte par la batterie ;
- un temps de recharge et une marge suffisants pour répéter le programme.
Une fois ces données validées, le choix du produit repose sur des données factuelles. MegSolid peut proposer une solution de batterie et de système de contrôle de puissance (PCS) adaptée aux besoins mesurés en puissance et en énergie, tandis que la conception du raccordement au réseau britannique nécessite encore la présentation, pour chaque projet, des documents relatifs à la demande auprès du gestionnaire de réseau de distribution (DNO), aux dispositifs de protection, à l’appareillage de commutation, aux travaux de génie civil et à la mise en service.
Si le résultat fait apparaître deux configurations plausibles, comparez-les en tenant compte de la même limite d'énergie utilisable, du même calendrier saisonnier et de la même limite d'exploitation du DNO avant de choisir le système le plus puissant.
FAQ
Comment déterminer la capacité d'un système de stockage solaire par batterie à usage commercial au Royaume-Uni ?
Utilisez les limites d'importation et d'exportation du DNO pour limiter la puissance du PCS, calculer l'excédent solaire par demi-heure après la consommation du site et déterminer la puissance en kW ainsi que la durée de la plage de charge que la batterie pourra couvrir. Vérifiez que le système choisi peut se recharger avant la prochaine décharge programmée.
Peut-on calculer la capacité d'une batterie à partir de la puissance solaire commerciale en kWc ?
La puissance solaire en kWc peut servir de base pour une première estimation, mais elle ne permet pas de déterminer la capacité d'achat. Deux bâtiments dotés du même toit peuvent présenter des consommations diurnes, des modes de fonctionnement le week-end et des excédents hivernaux très différents. La mise en parallèle des données photovoltaïques et des données de charge permet de déterminer la quantité d'énergie réellement disponible pour le stockage.
Quelles données par demi-heure sont nécessaires pour une batterie commerciale au Royaume-Uni ?
Utilisez au moins 12 mois de données d'importation et d'exportation au point de raccordement, en les faisant correspondre avec la production des onduleurs photovoltaïques sur les mêmes intervalles. Indiquez les arrêts d'exploitation, les jours fériés, la production saisonnière et les nouvelles charges prévues, afin qu'un mois atypique n'influence pas le dimensionnement de l'installation.
Une batterie à usage commercial nécessite-t-elle une demande G99 ?
La production et le stockage commerciaux dépassant la limite G98 de 16 A par phase relèvent généralement de la norme G99. Le gestionnaire de réseau de distribution (GRD) évalue l’installation dans son ensemble, y compris les installations photovoltaïques existantes et le système de contrôle-commande de batterie (PCS) proposé. Les modalités de la demande dépendent de la taille du système, de la tension de raccordement et du gestionnaire de réseau.
Quel est le rôle du G100 dans le domaine du stockage par batterie ?
La norme G100 définit les exigences relatives aux dispositifs de limitation des importations et des exportations par les clients. Elle porte sur la mesure, les états de contrôle, la réponse, le comportement de sécurité en cas de défaillance, les essais et la documentation. Elle ne remplace pas l'homologation G99, et l'installation d'un système de gestion de l'énergie (EMS) doté d'un paramètre d'exportation ne suffit pas à elle seule à démontrer la conformité à la norme G100.
Une batterie peut-elle maintenir une usine en dessous de sa capacité maximale d'importation ?
Il peut réduire l'importation mesurée lorsque sa puissance PCS, son énergie disponible et sa réponse de régulation couvrent la charge au-delà de la valeur cible. La conception doit également prévoir une plage de charge inférieure au seuil d'importation. La capacité contractuelle de la batterie ne change pas, sauf si les parties concernées approuvent cette modification.
Les systèmes de stockage par batterie à usage commercial peuvent-ils fonctionner sans exportation d'énergie ?
Oui, à condition que le dispositif de contrôle approuvé mesure le point de raccordement et réduise la production photovoltaïque ou celle de la batterie avant que l'exportation ne dépasse la limite convenue. Le système doit également continuer à fonctionner en toute sécurité en cas de baisse de la demande du site, de défaillance d'un transformateur de courant ou de perte de communication.
Le couplage en courant alternatif est-il adapté à une installation solaire commerciale existante ?
Le couplage en courant alternatif permet souvent de conserver un onduleur photovoltaïque en bon état de fonctionnement, tandis que la batterie utilise un système de couplage réseau-batterie (PCS) distinct. Le gestionnaire de réseau continue d'évaluer la production globale et les dispositions en matière de limitation. La capacité du tableau électrique, la charge du transformateur, ainsi que la coordination des protections et des commandes déterminent si la mise à niveau est réalisable.
Une batterie de 100 kW / 215,04 kWh est-elle suffisante pour une usine ?
Cette configuration est envisageable lorsque l'écart répété par rapport au réseau électrique reste inférieur à 100 kW et que les besoins prévus en énergie utilisable s'inscrivent dans la plage de fonctionnement garantie du produit. Des événements plus longs, une réserve plus importante ou un temps de recharge insuffisant peuvent nécessiter une autre configuration.
Comment une entreprise britannique devrait-elle estimer le délai de rentabilité d'une batterie ?
Modélisez séparément l'autoconsommation d'énergie solaire, le décalage horaire et la réduction des pics de consommation. Déduisez les revenus d'exportation non perçus, les coûts de recharge, les pertes de conversion, les utilisations auxiliaires, l'entretien et l'usure des batteries. N'ajoutez la redevance de réseau ou la valeur de flexibilité que si le contrat et les règles d'exploitation du site le permettent.
Quels sont les paramètres de l'alimentation par batterie dans un projet C&I au Royaume-Uni ?
La puissance fournie par la batterie correspond à la plus grande différence récurrente entre la demande mesurée sur le site et l'objectif d'importation retenu, dans le respect des limites d'exploitation approuvées par le gestionnaire de réseau de distribution (DNO). Le système de contrôle de puissance (PCS) doit combler cet écart en kW tout en respectant les exigences du site en matière de tension, de courant et de contrôle.
Quels sont les facteurs qui déterminent la capacité énergétique des batteries dans un projet solaire commercial ?
L'énergie de la batterie provient des kWh accumulés pendant la période de décharge, qui est limitée par l'énergie solaire ou l'énergie provenant du réseau disponible au préalable et pouvant être réutilisée de manière répétée. Il convient de tenir compte de la réserve, des limites de fonctionnement et du vieillissement avant de convertir la capacité nominale en énergie programmable.
Quel système MegSolid convient le mieux au stockage solaire commercial au Royaume-Uni ?
Le modèle ESSA0100B-0215 répond aux besoins mesurés avoisinant les 100 kW et 215 kWh nominaux, tandis que le système à refroidissement liquide de 261,24 kWh offre une marge de capacité énergétique supplémentaire dans une classe de puissance similaire. L'ESSC0500B-1075 ne peut desservir les sites de plus grande taille que si le gestionnaire de réseau de distribution (DNO) et l'infrastructure du site prennent en charge un bloc de 500 kW.