Un hôpital subit une coupure de courant en raison d'une tempête. En un rien de temps, ses batteries et générateurs commenceront à alimenter les salles d'opération, la salle de données et les refroidisseurs pendant que l'alimentation principale est déconnectée afin que l'électricité ne revienne pas sur la ligne endommagée. Au moment où le fournisseur d'électricité revient, l'établissement doit se reconnecter au réseau sans retard ; mais cela ne se produit pas car les batteries ou les générateurs agissent seuls. Cela est rendu possible grâce à l'équipement de commutation en conjonction avec les systèmes de contrôle qui sont responsables des dispositifs.
Il pourrait sembler que l'équipement de commutation de microgrid implique un type spécial de cabinets. En fait, l'équipement de commutation de microgrid désigne l'agencement, la classification et la régulation des appareils de protection électrique standard dans une installation à sources multiples de manière à permettre un fonctionnement sans faille en mode connecté au réseau et en mode îlot.
Dans ce guide, l'équipement de commutation de microgrid sera expliqué en détail, y compris l'architecture électrique, la séquence d'îlotage et de connexion, les raisons pour lesquelles les réglages de protection traditionnels échouent dans le cas de travail avec des onduleurs, et les exigences pour les constructeurs EPC.
Alors, qu'est-ce que l'équipement de commutation de microgrid ? C'est un équipement de commutation basse ou moyenne tension qui connecte les sources et les charges de microgrid. Connecté au contrôleur de microgrid, l'équipement de commutation ouvre le circuit en cas de défaillance du réseau et permet aux sources d'énergie locales d'alimenter l'établissement en mode autonome ; seulement après les opérations de synchronisation, lorsque tout est prêt pour la reconnexion, l'équipement de commutation permet de se connecter au réseau. La différence avec l'équipement de commutation conventionnel ne réside pas dans la conception mais dans la coordination des appareils de protection et de commutation dans une installation à sources multiples.
Qu'est-ce que l'équipement de commutation de microgrid ?
Selon le Département de l'Énergie des États-Unis, un microgrid est composé de charges interconnectées et de ressources énergétiques distribuées contenues dans des limites électriques spécifiques et est capable de fonctionner indépendamment ou aux côtés du réseau en tant que système fonctionnel capable de se connecter et de se déconnecter du réseau (Ton et Smith, L'Initiative Microgrid du Département de l'Énergie des États-Unis). L'équipement de commutation est ce qui établit les limites physiques respectives du microgrid.
Comment l'équipement de commutation de microgrid diffère de l'équipement de commutation conventionnel
Dans le cas de l'équipement de commutation de distribution conventionnel, on suppose qu'il n'existe qu'une seule source principale. Le fournisseur d'électricité alimente les charges et le courant de défaut est également fourni par le fournisseur d'électricité avec l'aide de la protection mise en place sur cette base. Le concept de microgrid remet en question les trois hypothèses mentionnées ci-dessus. Ainsi, l'électricité peut circuler dans le feeder dans les deux sens, les courants de défaut peuvent provenir de différentes sources simultanément, et sa valeur change lorsque le site est déconnecté du réseau.
L'équipement lui-même peut sembler similaire car il comprend toujours des arrivées, des sections de barres, des disjoncteurs de distribution et des relais, mais les spécifications de performance sont différentes. Chaque source doit avoir son propre disjoncteur et son propre comptage, la conception de la disposition des barres doit permettre d'ajouter ou d'éliminer des sources, et le système de protection doit être capable de fonctionner dans les deux modes d'opération.
Le rôle des disjoncteurs, des relais et des contrôleurs de microgrid
Les trois couches fonctionnent ensemble pour produire une action souhaitée. Les disjoncteurs effectuent la fonction de commutation et déclenchent les interruptions de défaut. Le relais de protection détermine l'occasion particulière où le disjoncteur doit être déclenché afin d'éliminer le défaut. Le contrôleur de microgrid détermine quand passer d'un état à l'autre, comme passer des états connectés au réseau aux états insulaires et également quels appareils doivent être démarrés en premier. Le relais effectue son action en millisecondes tandis que le contrôleur gère le fonctionnement de l'ensemble du site.
Disjoncteurs de microgrid basse tension vs moyenne tension
| Caractéristique | Microgrid basse tension | Microgrid moyenne tension |
| Tension typique | 400 V (IEC) ou 480 V (Amérique du Nord) | 10 kV, 11 kV, 13,8 kV, 33 kV et similaires |
| Sites typiques | Bâtiments commerciaux, usines, campus, hôpitaux | Grands sites industriels, alimentations de services publics, communautés éloignées |
| Dispositif de commutation principal | Disjoncteurs à air et disjoncteurs à boîtier moulé dans les tableaux électriques | Disjoncteurs à vide dans les équipements de commutation enfermés dans des métaux |
| Protection | Souvent des unités de déclenchement intégrées dans les disjoncteurs, plus des relais séparés au PCC | Relais de protection séparés alimentés par des transformateurs de courant et des transformateurs de tension |
| Norme IEC principale | IEC 61439-2 | IEC 62271-200 |
En général, un établissement commercial nécessite un tableau de microgrid qui peut être exploité avec une tension de 400 V tandis que pour un site industriel, un microgrid équipement de commutation moyenne tension de 11 kV est nécessaire. Ils diffèrent sur plusieurs aspects, y compris les niveaux de défaut, la technologie de rupture, la philosophie de protection et le coût. Un diagramme générique ne peut pas être compris pour les deux types de sites, par conséquent, le niveau de tension doit être établi en premier avant de sélectionner l'équipement à utiliser.
Comment le système de microgrid fonctionne
A diagramme unifilaire simple de microgrid pour un site commercial ou industriel régulier est composé de :
Connexion de service au réseau électrique au niveau du disjoncteur de point de couplage commun avec comptage de revenus
Barres de commutation principales, principalement séparées en sections par des disjoncteurs de couplage de barres
Alimentation photovoltaïque : sortie de l'onduleur passant par son propre disjoncteur
Alimentation du système de stockage d'énergie par batterie (BESS) : sortie du PCS passant par son propre disjoncteur, la plupart du temps avec un transformateur élévateur à MV
Générateur entrant : disjoncteur avec contrôles de synchronisation
Alimentation de charges critiques ainsi que d'alimentations de charges non critiques (shredables)
Contrôleur de microgrid et relais de protection aidant à gérer tout ce qui a été mentionné ci-dessus.
Bien que cette adresse ici soit un schéma conceptuel du diagramme unifilaire de microgrid, il convient de noter qu'un véritable diagramme unifilaire doit inclure des transformateurs, des PCS, une mise à la terre, des points de synchronisation et des transformateurs d'instrumentation nécessaires en raison de la tension et de la conception du système de microgrid en question.
Réseau Utilitaire et Point de Couplage Commun (PCC)
Le point de connexion commun est l'endroit où le microgrid se relie au réseau utilitaire. Le disjoncteur PCC sur le site devient le dispositif de commutation le plus crucial. Son ouverture créera l'île, et sa fermeture reconnectera au réseau. Il dispose, en général, des systèmes de protection, de mesure et d'interverrouillage requis par la compagnie d'électricité, les réglages de ses relais étant obtenus par l'approbation de l'utilitaire.
Interfaces de Stockage d'Énergie Solaire PV et de Batterie
Les onduleurs PV et les systèmes de conversion d'énergie BESS se connectent via des disjoncteurs dédiés. À moyenne tension, chacun se connecte généralement via un transformateur élévateur, souvent intégré dans une sous-station compacte. Le guide de Subian sur le sous-station compacte de stockage d'énergie couvre cette interface en détail. Pour le matériel de commutation, le point important est que les sources basées sur des onduleurs se comportent très différemment des machines tournantes lors des défauts, ce qui est abordé dans la section protection ci-dessous.
Générateurs Diesel et Sources de Secours
Les générateurs électriques produisent des niveaux élevés de courants de défaut et régulent efficacement la tension et la fréquence, simplifiant ainsi la protection en îlot. En plus d'avoir leur propre disjoncteur d'entrée, ils nécessitent également une protection de générateur et des dispositifs de synchronisation pour fonctionner en parallèle avec d'autres sources ou avec le réseau électrique, si cela est autorisé.
Contrôleur de Microgrid, Barres de Distribution et Charges Critiques
Une exigence essentielle pour l'îlotage de microgrid est l'existence d'une source capable de produire de la tension et de la fréquence de manière autonome. Cela signifie que soit le générateur, soit l'onduleur de batterie doit être configuré comme source formant le réseau. La plupart des onduleurs PV, ainsi que de nombreux onduleurs BESS, fonctionnent de manière à suivre le réseau, ce qui signifie qu'ils suivent la tension déjà existante et ne peuvent pas réaliser l'îlotage par eux-mêmes. Ajouter plus de disjoncteurs ne change pas la situation. Le contrôleur fonctionne alors en contrôlant l'îlot via le dispatch des unités de génération et la réduction de charge afin de maintenir la demande dans les limites des capacités de la source formant le réseau.
Commutation Multi-Sources : Fonctionnement Connecté au Réseau vs Îloté
Les Quatre Étapes de Fonctionnement
| Étape | Action du matériel de commutation | Priorité de contrôle |
| Fonctionnement normal connecté au réseau | Disjoncteur PCC fermé selon la stratégie de fonctionnement | Échange d'énergie, protection et mesure |
| Panne de réseau | Perturbation du réseau détectée et disjoncteur PCC ouvert par la logique de protection | Prévenir l'exportation non intentionnelle dans le réseau de services publics désénergisé |
| Fonctionnement en îlot | Sources locales et feeders de charge dispatchés, charges non critiques réduites si nécessaire | Fréquence, tension et équilibre de charge |
| Rétablissement du réseau | Disjoncteur PCC refermé après confirmation des conditions de reconnexion | Synchronisation, interlocks et rétablissement de la protection en mode réseau |
Fonctionnement Typique Connecté au Réseau
Avec le PCC fermé, le service public maintient la tension et la fréquence. Les PV et BESS fonctionnent comme des ressources suivant le réseau, et le contrôleur gère l'importation et l'exportation, tandis que la protection contre le grand courant de défaut délivré par le réseau est en place.
Que Prévoir en Cas de Panne du Réseau de Services Publics ?
Le système de protection sur le PCC détecte une tension et/ou une fréquence anormale et ouvre le disjoncteur au PCC. Les ressources distribuées ne doivent pas alimenter le réseau de services publics qui a perdu son approvisionnement principal. L'IEEE 1547 définit les exigences d'interconnexion pour les ressources énergétiques distribuées, y compris leur réaction aux événements atypiques du réseau et aux processus d'îlotage.
Îlotage et Alimentation des Charges Critiques
Une fois l'île formée, la ressource de formation de réseau prend le contrôle de la tension et de la fréquence, tandis que d'autres ressources la suivent, le contrôleur déconnectant les charges en cas d'approvisionnement insuffisant. Que les charges critiques subissent une interruption dépend de la conception. Les systèmes avec BESS de formation de réseau pré-synchronisés peuvent avoir un fonctionnement plus fluide que les systèmes attendant le démarrage des générateurs. Aucun micro-réseau ne peut être désigné comme une unité à interruption zéro à moins que son PCS, son schéma de contrôle et ses méthodes de transition n'aient été testés.
Synchronisation et reconnexion sécurisées
Lorsque le réseau revient, le contrôleur attend une tension et une fréquence de réseau stables et synchronise la tension, la fréquence et l'angle de phase de l'île avec le réseau avant que le disjoncteur PCC ne soit fermé. Les réglages de protection reviennent alors en mode connecté au réseau. Des interlocks empêchent la fermeture du PCC de manière désynchronisée, ce qui pourrait endommager les groupes électrogènes et les transformateurs.
Protection des équipements de commutation de micro-réseau : Pourquoi les réglages conventionnels peuvent échouer
C'est ici que les projets de micro-réseau se trompent le plus souvent.
Protection contre les surintensités et les défauts à la terre
Les systèmes de relais de surintensité réguliers reposent sur l'idée que les défauts créent des courants beaucoup plus élevés que les charges normales, et cela s'applique aux systèmes connectés au réseau. Cependant, en ce qui concerne les systèmes d'île utilisant uniquement des onduleurs, cela peut ne pas être vrai. Des recherches menées au Sandia National Laboratories ont révélé que la technologie des onduleurs a généralement des limitations produisant entre environ 1,1 et 2,5 fois le courant nominal pendant les défauts et, par conséquent, les systèmes de protection contre les surintensités réguliers peuvent ne pas fonctionner dans un micro-réseau où la génération basée sur des onduleurs est largement utilisée (Sandia, Tests expérimentaux de défauts de micro-réseau à plusieurs onduleurs). Il est difficile de différencier entre le courant de défaut et les courants de charge lorsque le courant de défaut est marginalement supérieur au courant de charge.
Protection directionnelle pour plusieurs sources d'énergie
Avec des sources sur plusieurs feeders, le courant de défaut peut arriver de plus d'une direction. Les relais non directionnels peuvent alors déclencher un feeder sain. La protection contre les surintensités directionnelles permet à chaque relais de ne répondre qu'aux défauts dans sa propre zone protégée, ce qui maintient la sélection des déclenchements.
Protection adaptative en modes connecté au réseau et en île
En raison du fait que le niveau de défaut dans les deux modes de fonctionnement diffère considérablement, de nombreux micro-réseaux s'appuient sur une protection adaptative, dans laquelle chaque relais de protection contient des groupes de réglages séparés. La sélection du groupe actif est basée sur l'état du contrôleur ou du disjoncteur PCC, rendant nécessaire l'utilisation de valeurs de déclenchement plus basses pendant le mode de fonctionnement en île. La communication doit être fiable dans les schémas adaptatifs et doit être confirmée lors du processus de mise en service.
Vérification de synchronisme et interlocks de reconnexion
Les relais de vérification de synchronisme supervisent chaque disjoncteur qui peut connecter deux systèmes sous tension : le PCC, les arrivées de générateur et, dans certains designs, les coupleurs de bus.
| Fonction de protection | Code ANSI | Objectif principal dans un micro-réseau |
| Surintensité de phase | 50/51 | Protection contre les défauts de phase, avec des réglages dépendants du mode |
| Défaut à la terre | 50N/51N | Protection contre les défauts à la terre, sensible à l'agencement de mise à la terre dans chaque mode |
| Courant de surcharge directionnel | 67 | Discrimination de direction de défaut avec plusieurs sources |
| Sous/sur-tension | 27/59 | Détection de tension anormale, y compris au PCC |
| Sous/sur-fréquence | 81U/81O | Détection de fréquence anormale, support de détection d'îlotage |
| Vérification de synchronisme | 25 | Permet de fermer deux systèmes sous tension uniquement dans des limites définies |
| Puissance inverse ou directionnelle | 32 | Limites d'exportation et protection de direction de puissance |
Lequel relais de protection de microgrid les fonctions nécessaires, comment elles sont définies et si elles peuvent détecter de faibles courants de défaut doivent provenir d'une étude de coordination de protection pour le système spécifique. Une liste de codes ANSI est un point de départ pour l'étude, pas un substitut.
Équipement de commutation de microgrid vs ATS vs Unité de Boucle Principale
Interrupteur de Transfert Automatique pour Alimentation de Secours
Un interrupteur de transfert transfère automatiquement l'électricité de la source régulière à la source de secours et vice versa. Il connecte un bus de charge à deux sources, mais ne gère pas la génération PV, le stockage ou l'exportation vers le réseau électrique. Il est possible d'intégrer un interrupteur de transfert de microgrid fonctionnement dans un microgrid ; par conséquent, un ATS ne peut pas être considéré comme un microgrid en soi.
RMU pour Distribution à Moyenne Tension
Une unité de boucle principale commute et isole les alimentations en anneau MV et protège les transformateurs de distribution, généralement avec des interrupteurs à coupure de charge et des fusibles ou de petits disjoncteurs. Cette unité excelle dans ce qu'elle fait mais n'est pas conçue pour la coordination multi-sources ou la protection adaptative.
Équipement de commutation de microgrid pour Coordination Multi-Sources
| Caractéristique | ATS | Unité de distribution à anneau | Équipement de commutation de microgrid |
| Tâche principale | Transférer une charge entre deux sources | Commutation en anneau MV et protection des transformateurs | Connecter, isoler et protéger plusieurs sources et charges |
| Nombre de sources | Deux | Généralement un réseau en amont | Plusieurs, y compris le réseau, PV, BESS et générateurs |
| Îlotage avec contrôle d'exportation | Non | Non | Oui, sous un contrôleur de microgrid |
| Protection | Basique | Fusibles ou relais de disjoncteurs | Coordonné, souvent adaptatif et directionnel |
Les trois ne sont pas mutuellement exclusifs. Un projet peut utiliser des RMU sur son anneau MV, des ATS pour de petites charges de sécurité et de l'équipement de commutation de microgrid au bus principal.
Siemens, Schneider et Eaton : Architectures de Commutation de Microgrid
Différents fabricants proposent divers packages. Le contenu public sur ce produit donne un aperçu des différents choix pour sa construction.
Tableaux de distribution intégrés de Siemens pour microgrid
Le 29 octobre 2026, Siemens a lancé son Tableau de Distribution Intégré de Microgrid (MIS) qui a les fonctions intégrées de puissance, protection et contrôles de microgrid. Le système utilise un contrôleur SICAM A8000, des protections relais SIPROTEC, et une construction UL 891 dans le processus. L'entreprise affirme qu'il améliore la coordination entre l'utilitaire, le générateur, les PV solaires et le stockage de batteries, y compris l'îlotage, le démarrage à froid et la réponse à la demande. Il déclare que le processus de conception de l'équipement passe du site de construction à l'usine.
Schneider Electric EcoStruxure Microgrid Flex
Schneider Electric EcoStruxure Microgrid Flex est commercialisé par l'entreprise comme une solution standardisée, qui combine le stockage d'énergie, les logiciels, l'analyse et le Centre de Contrôle d'Énergie (ECC). Il vise à réduire la période entre la spécification et la mise en service.
Solutions Microgrid Power Xpert d'Eaton
Eaton affirme fournir le contrôleur de microgrid Power Xpert, qui aide à automatiser le séquençage des charges et des sources. L'entreprise a publié son cas sur l'utilisation du tableau de distribution de microgrid dans l'hôpital.
Intégration matérielle vs Architecture basée sur un contrôleur
| Approche | Comment ça fonctionne | Forces | Compromis |
| Tableau de distribution intégré | Contrôleur, relais et distribution construits et testés comme une unité d'usine unique | Moins d'intégration sur site, mise en service plus rapide | Mieux adapté aux configurations standard |
| Basé sur un contrôleur | Un contrôleur séparé supervise l'appareillage de commutation d'un ou plusieurs fournisseurs | Flexible pour des sites complexes, MV ou de modernisation | Plus d'ingénierie de site et de tests d'intégration |
Le système de produits d'appareillage de commutation basse tension de Mitsubishi Electric offre une gamme d'options pour les produits de tableaux basse tension. Siemens utilise une configuration d'appareillage de commutation conforme aux spécifications IEC, ainsi qu'un contrôleur séparé et un mécanisme de relais, tandis que Subian Electric est un fabricant indépendant et n'a aucune affiliation avec Siemens, Schneider Electric ou Eaton.
Régulations IEC et IEEE relatives à l'appareillage de commutation dans les microgrids
Le premier est l'IEC 61439-2, norme pour les appareillages de commutation et les ensembles de contrôle basse tension. Ces tableaux basse tension agissent comme les barres collectrices principales pour la majorité des microgrids modernes.
La deuxième norme est l'IEC 62271-200, concernant les appareillages de commutation AC enfermés dans un métal pour des tensions de service dépassant 1 kV et atteignant jusqu'à 52 kV. Cette norme se réfère à l'appareillage de commutation pour les microgrids moyenne tension.
La norme IEEE 2030.7-2017 traite des particularités de fonctionnement des contrôleurs de microgrid, en se concentrant sur leurs deux fonctions majeures : la transition entre les conditions de fonctionnement et le déploiement des actifs de microgrid.
La dernière norme, IEEE 2030.8-2018, se concentre sur les tests des contrôleurs de microgrid concernant les fonctions mentionnées ci-dessus.
L'IEEE 1547-2018 concerne les interconnexions et l'interopérabilité des ressources énergétiques distribuées connectées au réseau.
Ces normes sont de différents niveaux. Un tableau construit conformément à l'IEC 61439-2 n'est pas nécessairement un contrôleur de microgrid, et un contrôleur de microgrid conforme à la norme IEEE 2030.7 ne prouve pas que l'appareillage de commutation installé autour est correctement évalué. Un microgrid pleinement fonctionnel nécessite un équipement conforme à tous les niveaux et un test système.
Appareillage de commutation de microgrid pour applications solaires, BESS et industrielles
Microgrids solaires PV avec stockage d'énergie par batterie
Les microgrids solaires PV et de stockage d'énergie par batterie (BESS) dépendent fortement de l'onduleur, ce qui signifie qu'en mode îlot, le système de stockage d'énergie par batterie (BESS) agit comme la source d'énergie du réseau, tandis que seule l'occurrence d'un courant de défaut pose des défis pour la protection. L'équipement utilisé dans le BESS doit également faire face au flux d'énergie dans les deux sens à travers le disjoncteur de distribution.
Environnements industriels et charges essentielles
Les installations avec des machines lourdes devront disposer d'appareillage de commutation et de normes de génération d'énergie adaptées aux charges pendant le fonctionnement des moteurs en mode îlot. Couper les charges aide à garantir que les charges peuvent fonctionner malgré les changements qui peuvent survenir.
Zones éloignées et systèmes d'alimentation hors réseau
S'il n'y a pas de connexion au réseau local, le système resterait en mode îlot. Même si le point de couplage commun (PCC) disparaît, les dispositifs de protection et le programme de dispatching seront toujours en service.
Microgrids commerciaux et de campus
Les hôpitaux, les installations informatiques, les universités et les universités peuvent avoir leurs propres systèmes d'approvisionnement en énergie sous la forme d'installations de production d'énergie renouvelable locales, de systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS) et de générateurs pour permettre un fonctionnement ininterrompu du système.
Comment spécifier les équipements de commutation de microgrid pour un projet EPC
Tension, courant de barre omnibus et classifications de court-circuit
Lors de la détermination de la classification des barres omnibus, la sortie combinée maximale de toutes les sources doit être évaluée et pas seulement la sortie du réseau.
La classification pour la résistance au court-circuit doit également être connue pour ce qui est considéré comme le pire scénario, qui est probablement lorsque toutes les machines en fonctionnement sont connectées au réseau.
Nombre de sources entrantes et configuration des disjoncteurs
Pour chaque source d'énergie et chaque groupe de charges qui doivent être allumés ou éteints par le contrôleur, le nombre de disjoncteurs doit être déterminé. De plus, une marge doit être prévue pour les ajouts futurs de systèmes photovoltaïques ou d'autres systèmes de stockage dans la conception du système.
Prendre une décision sur la nécessité d'un coupleur de barre pour séparer les charges critiques.
Exigences en matière de relais de protection et de communication
Les fonctions des relais de protection, les groupes de réglage pour chaque mode opérationnel et les méthodes de communication des relais de protection au contrôleur et à SCADA, telles que IEC 61850 ou Modbus, doivent être définies dans la conception du contrôle du projet.
Interverrouillage, tests et mise en service
La conception du contrôle du projet doit définir et établir les interverrouillages électriques et mécaniques dans le PCC, le générateur et les disjoncteurs du coupleur de barre. De plus, les tests d'acceptation en usine et les tests sur site pour chaque état transitoire : connexion au réseau, îlotage et démarrage à froid, doivent être spécifiés.
Liste de contrôle RFQ pour les fournisseurs d'équipements de commutation de microgrid
| Article | Ce qu'il faut fournir ou spécifier |
| Schéma unifilaire du système | Toutes les sources, charges, transformateurs et emplacement du PCC |
| Tension et fréquence | Tension nominale, tension la plus élevée pour l'équipement, 50 ou 60 Hz |
| Sources | Type et classification de chaque source : réseau, PV, BESS, générateur ; qui est formateur de réseau |
| Évaluations | Courant de barre omnibus, résistance au court-circuit, classifications des disjoncteurs pour chaque voie |
| Mise à la terre | Mise à la terre du système en modes connecté au réseau et îloté |
| Protection | Fonctions des relais, groupes de réglage, résultats de l'étude de coordination |
| Contrôles et communication | Portée et fournisseur du contrôleur, protocoles, interface SCADA |
| Séquences de fonctionnement | Îlotage, reconnexion, délestage et logique de démarrage à froid |
| Normes et tests | IEC 61439-2 ou IEC 62271-200, critères d'acceptation en usine et sur site |
| Environnement et enceinte | Intérieur ou extérieur, indice de protection, plage ambiante, altitude |
Disjoncteurs Moyenne Tension et Basse Tension de Subian Electric
Subian Electric fabrique le matériel de disjoncteurs qui constitue l'épine dorsale d'un microgrid basé sur l'IEC : les entrants, les feeders, les sections de bus et les compartiments de protection. Les contrôleurs et les schémas de protection sont spécifiés pour chaque projet avec l'intégrateur système.
KYN28A-12 pour les applications de feeder et de disjoncteur MV
L' Disjoncteur métallique KYN28A-12 à retrait est un design métallique de 12 kV, 50 Hz avec des disjoncteurs à vide retirables et un verrouillage à cinq préventions. Dans un microgrid MV, il convient à l'entrant PCC, aux entrants de générateur et de BESS, ainsi qu'aux feeders sortants, avec le schéma de relais configuré pour chaque projet. Il peut être associé à disjoncteur à vide VS1 intérieur. Lorsqu'un anneau MV distribue l'énergie autour d'un site, le unité principale d'anneau HXGN15-12 peut alimenter les feeders de transformateur.
GCS et MNS pour les systèmes de distribution LV
Pour les microgrids basse tension, le Appareillage de basse tension GCS à tirage (380/660 V, jusqu'à 4000 A) et le disjoncteur à retrait basse tension MNS (380/660 V, jusqu'à 6300 A) sont construits selon l'IEC 61439 et la GB 7251. Leurs unités fonctionnelles à retrait rendent pratique l'allocation de voies séparées aux circuits de services publics, PV, BESS, générateur et charges critiques.
Interfaces d'ingénierie pour l'intégration de microgrid
Lorsque les sources se connectent en MV, le Sous-station préfabriquée série YB combine le transformateur avec l'équipement MV et LV dans un seul boîtier. Pour chaque projet, Subian construit le disjoncteur selon le schéma unifilaire approuvé, avec des compartiments de disjoncteurs, des dispositions pour CT et VT, un câblage auxiliaire et des interlocks préparés pour les relais de protection et le contrôleur spécifiés par le concepteur système. La gamme plus large est répertoriée sous équipements de commutation haute et basse tension.
Questions Fréquemment Posées
Qu'est-ce que le disjoncteur de microgrid ?
Les commutateurs de mise à l'échelle et d'isolation et les dispositifs de protection de type LV et MV connectent les sources d'énergie et les points de charge du microgrid qui sont sous le contrôle du gestionnaire de microgrid.
Comment fonctionne le disjoncteur de microgrid ?
Les disjoncteurs relient chaque groupe de source et de charge à un bus commun. Les conditions de défaut sont éliminées par des relais, tandis que le contrôleur ouvre le disjoncteur PCC, en cas de défaillance du réseau, fait fonctionner les sources locales en mode îlot et les reconnecte au réseau après synchronisation.
Un microgrid peut-il fonctionner sans le réseau de services publics ?
Oui, c'est vrai s'il possède une source capable de déterminer la tension et la fréquence – par exemple, un générateur ou un onduleur formant le réseau – un niveau de puissance suffisant pour permettre les charges critiques, et une protection qui gère les niveaux de défaut en îlot.
Quelle est la différence entre le disjoncteur de microgrid et un ATS ?
Un ATS transfère une charge entre deux sources. Le disjoncteur de microgrid coordonne plusieurs sources et charges, contrôle l'exportation vers le réseau et prend en charge l'îlotage et la reconnexion sous un contrôleur.
Comment la protection de microgrid change-t-elle pendant l'îlotage ?
Le courant de défaut diminue généralement, parfois à seulement 1,1 à 2,5 fois le courant nominal des sources d'onduleur, donc les relais passent souvent à des groupes de réglage plus sensibles et s'appuient davantage sur des fonctions directionnelles, de tension et de fréquence.
Un microgrid a-t-il besoin d'un onduleur formant le réseau ?
Il a besoin d'une source formant un réseau pour fonctionner comme une île. Cela peut être un onduleur formant un réseau, généralement sur un BESS, ou un générateur synchrone. Les onduleurs photovoltaïques suivant le réseau ne peuvent pas former une île seuls.
Quel est le point de couplage commun dans un microgrid ?
C'est le point où le microgrid se connecte au réseau de l'utilité. Le disjoncteur PCC s'ouvre pour former une île et se ferme pour se reconnecter, sous des contrôles de protection et de synchronisation approuvés par l'utilité.
Quelles normes s'appliquent aux équipements de commutation de microgrid ?
IEC 61439-2 pour les ensembles basse tension, IEC 62271-200 pour les équipements de commutation métallique en MV, IEEE 2030.7 et 2030.8 pour les contrôleurs de microgrid et leurs tests, et IEEE 1547 pour l'interconnexion des ressources énergétiques distribuées.
Références
- Département de l'énergie des États-Unis : L'Initiative Microgrid du Département de l'énergie des États-Unis (Ton et Smith)
- Laboratoires nationaux de Sandia : Tests expérimentaux de défauts de microgrid à plusieurs onduleurs
- NREL : Points saillants de la norme IEEE 1547-2018
- Norme IEEE 2030.7-2017 pour la spécification des contrôleurs de microgrid
- Norme IEEE 2030.8-2018 pour les tests des contrôleurs de microgrid
- IEC 61439-2:2020 Ensembles d'équipements de commutation et de contrôle de puissance
- IEC 62271-200:2021 Équipements de commutation métallique AC au-dessus de 1 kV et jusqu'à 52 kV
Conclusion
Équipement de commutation de microgrid est déterminé par son fonctionnement plutôt que par sa forme physique ; il doit être capable de transmettre de l'électricité de diverses sources dans les deux sens, de se déconnecter en toute sécurité du réseau lorsque cela est nécessaire, d'alimenter des applications critiques insuffisamment fournies lorsqu'il est isolé du réseau, puis de se reconnecter à celui-ci conformément aux normes de sécurité. Le fonctionnement découle de l'existence d'une source d'énergie formant un réseau, d'un dispositif de protection qui ne se déconnecte pas en raison des limites de l'onduleur, et d'un contrôleur.
Points clés à noter :
Le disjoncteur PCC définit le fonctionnement de l'île, tandis que tout le reste dépend de ses moyens de protection et de contrôle.
L'île doit être dotée d'une source d'énergie formant un réseau ; les disjoncteurs ne suffisent pas pour cela.
Le courant de l'onduleur au moment de la défaillance ne dépasse pas 1,1 – 2,5 de son courant nominal ; ainsi, la protection du microgrid doit avoir des réglages spéciaux en fonction du mode de fonctionnement et doit être vérifiée par une étude de coordination.
Un ATS, un RMU, et un l'équipement de commutation de microgrid servent à des fins différentes mais peuvent être utilisés dans le même projet.
Parlez du microgrid LV et MV séparément, en veillant à ce que les classifications, les procédures opérationnelles et les critères de test soient fournis dans la RFQ.
Subian Electric est un partenaire fiable pour concevoir des équipements de commutation de microgrid selon vos schémas de connexion, contactez Subian Electric s'il y a une liste des sources d'énergie, du niveau de tension et des exigences de protection. Le département d'ingénierie approuvera la conception et vous enverra les dessins et un devis pour l'équipement de commutation.