Micro-réseaux connectés au réseau par rapport aux micro-réseaux autonomes : différences clés et exigences en matière d’équipements

Les micro-réseaux possèdent deux modes de fonctionnement fondamentaux : raccordé au réseau et hors réseau. Ces deux modes diffèrent nettement en ce qui concerne la logique de commande, le choix des équipements et les réglages de protection. Comprendre ces différences constitue la base du choix des équipements lors de la phase initiale d’un projet.

1. Fonctionnement des deux types de micro-réseaux

En mode raccordé au réseau, le micro-réseau est connecté au réseau électrique principal externe via le point de couplage commun (PCC). Ce réseau principal assure la stabilité de la tension et de la fréquence. Les générateurs distribués et les systèmes de stockage d’énergie intégrés au micro-réseau suivent le réseau principal et coopèrent principalement, sans l’assister activement. Le réseau externe agit comme une source de tension et une source de fréquence extrêmement grande, absorbant ainsi les fluctuations du micro-réseau.

En fonctionnement hors réseau, le point de connexion commune (PCC) est déconnecté et le micro-réseau devient un petit système électrique autonome. Aucune source externe n’est disponible pour s’y appuyer. Le stockage d’énergie, les panneaux photovoltaïques, les groupes électrogènes diesel et les autres sources internes au micro-réseau doivent établir eux-mêmes la tension et la fréquence, et assurer en continu l’équilibre entre la production et la charge. Le mode de commande passe du suivi du réseau à un soutien actif, ce qui accroît considérablement la complexité.

Le passage d’un mode à l’autre se divise en commutation planifiée et en commutation non planifiée. La commutation planifiée bénéficie d’un délai de préparation : la génération interne et la charge peuvent d’abord être ajustées, puis le micro-réseau peut être déconnecté en douceur. La commutation non planifiée est souvent déclenchée par une défaillance du réseau. Une fois l’anomalie détectée, le contrôleur doit rapidement effectuer la déconnexion et faire intervenir le stockage d’énergie ou une source de secours, tout en délestant certaines charges non critiques afin d’éviter toute surcharge et tout effondrement du petit système. Lors du retour du fonctionnement hors réseau au fonctionnement raccordé au réseau, une synchronisation préalable des tensions, des fréquences et des phases est indispensable. À défaut, un courant de pointe apparaîtra au moment de la fermeture, risquant d’endommager les équipements.

2. Défis techniques liés au fonctionnement hors réseau lors d’une coupure de courant

Après la panne de l’alimentation publique et le passage du système au fonctionnement hors réseau, la modification la plus importante est que l’inertie du système disparaît le réseau principal comporte de nombreuses machines tournantes, qui fournissent naturellement de l’inertie et peuvent ainsi atténuer les variations de fréquence causées par des changements soudains de charge. Une micro-réseau hors réseau est de petite taille, et les dispositifs électroniques de puissance, tels que les convertisseurs de stockage d’énergie, ne peuvent pas fournir la même inertie physique. La fréquence et la tension réagissent donc plus rapidement et avec une amplitude plus importante aux perturbations.

Cela engendre trois problèmes spécifiques. Premièrement, la régulation rapide de la fréquence et de la tension . En mode hors réseau, le convertisseur de stockage d’énergie doit passer d’un mode suiveur de réseau à un mode formateur de réseau, et établir activement les références de tension et de fréquence. Ce passage est nettement plus difficile à contrôler qu’en mode raccordé au réseau. Deuxièmement, la fluidité des commutations non planifiées . Si la tension ou la fréquence chute trop fortement pendant la commutation, des charges sensibles peuvent déclencher ou subir des dommages. Le contrôle de la commutation doit donc identifier l’état et modifier sa stratégie en quelques millisecondes. Troisièmement, les modifications du système de mise à la terre lorsqu’il est raccordé au réseau, le raccordement à la terre est assuré par le réseau principal. Une fois déconnecté du réseau, le mode de raccordement à la terre peut changer, ce qui influe directement sur le trajet du courant de défaut et sur la justesse du fonctionnement des dispositifs de protection.

3. Exigences différentes pour les transformateurs, les appareillages de coupure et les systèmes de protection

Transformateurs

Dans une architecture connectée au réseau, la capacité du transformateur est principalement déterminée par la puissance échangée entre le micro-réseau et le réseau, et le groupe vectoriel ainsi que le rapport de transformation sont choisis pour s’adapter à la tension du réseau. Dans une architecture hors réseau, le transformateur doit également maintenir une tension stable sous faible charge et sous charges à forte sollicitation, ce qui impose des exigences supplémentaires en matière de capacité de régulation de tension et de conception de l’impédance. Lorsque la puissance de court-circuit est limitée, l’impédance du transformateur contribue également à limiter le courant de défaut. Les transformateurs de distribution et les transformateurs secs de Zhongmeng permettent d’ajuster les groupes vectoriels et les configurations de régulation de tension en fonction de la capacité du micro-réseau et des caractéristiques de charge, afin de s’adapter aux priorités différentes de ces deux architectures.

Appareillage de commutation

La limite entre le fonctionnement raccordé au réseau et le fonctionnement isolé est généralement définie au point de connexion commune (PCC). L’interrupteur placé à ce point doit posséder une capacité d’interruption bidirectionnelle : il doit couper rapidement en cas de défaillance du réseau afin d’empêcher la micro-réseau de réinjecter de l’énergie dans le réseau défectueux, et il doit également s’ouvrir de façon fiable lorsque le fonctionnement isolé est requis. Les équipements de commutation haute et basse tension ainsi que les cabines préfabriquées de Zhongmeng sont assemblés et testés en usine. Sur site, seuls les câblages doivent être raccordés, ce qui convient parfaitement aux projets de micro-réseaux nécessitant un déploiement rapide.

Systèmes de protection

Il s'agit de la zone présentant la plus grande différence entre les deux architectures. En fonctionnement raccordé au réseau, le courant de défaut est principalement fourni par le réseau principal, et le niveau de courant de court-circuit est relativement élevé. Une fois passé en fonctionnement hors réseau, le courant de court-circuit n'est fourni que par les sources distribuées situées à l'intérieur de la micro-réseau, et peut ne représenter qu'une fraction de sa valeur en mode raccordé. Si les réglages de protection restent calibrés pour les conditions de fonctionnement raccordé, le relais risque de ne pas détecter les défauts en mode hors réseau et de ne pas déclencher. Par conséquent, le système de protection doit posséder une capacité d'adaptation aux deux modes, ou du moins être capable de commuter les groupes de réglages de protection lorsque le mode change. L'interface réseau nécessite également une protection bidirectionnelle afin de couvrir les défauts tant du côté réseau que du côté micro-réseau. Les dispositifs de protection et de commande de Zhongmeng peuvent être intégrés avec des appareillages de coupure et des transformateurs dans un ensemble complet, réduisant ainsi les risques de mauvaise coordination entre équipements provenant de différents fournisseurs.

4. Problèmes liés aux variations de tension, de fréquence et de charge dans les systèmes hors réseau

En mode hors réseau, la tension et la fréquence ne sont plus soutenues par le réseau électrique principal. Elles sont régulées en temps réel par les sources de commande principales, telles que les convertisseurs de stockage d’énergie ou les groupes électrogènes diesel. L’objectif opérationnel habituel consiste à maintenir la fréquence proche de 50 Hz et l’écart de tension dans une plage acceptable pour les charges. Toutefois, en exploitation réelle, les fluctuations de la production photovoltaïque (PV) ainsi que le démarrage et l’arrêt de charges importantes provoquent tous deux des perturbations.

La variation de charge constitue le test le plus direct pour un système hors réseau. Lorsqu’un moteur relativement puissant démarre, il peut faire chuter instantanément la tension du système. Lorsque la production photovoltaïque diminue brusquement à cause de la couverture nuageuse, la fréquence peut augmenter. La commande hors réseau doit rester stable face à de telles perturbations continues. Par ailleurs, le stockage d’énergie par batterie doit pouvoir charger et décharger rapidement de l’électricité afin d’atténuer les fluctuations, et, si nécessaire, délester certaines charges non critiques selon un ordre de priorité. Les normes exigent déjà que le temps de commutation entre mode hors réseau et mode raccordé au réseau ne dépasse pas 10 ms, mais cela impose des exigences très strictes en matière de cohérence de la vitesse de réponse des régulateurs et des appareillages de commutation.

5. Paramètres électriques à confirmer en phase initiale d’un projet

Plus les paramètres de la phase initiale sont clairs, moins il y aura de travaux de reprise lors du choix des équipements et du réglage des protections. Les paramètres suivants doivent être confirmés en premier lieu :

Niveau de courant de court-circuit. Les courants de court-circuit maximal et minimal doivent être déterminés séparément pour les conditions raccordées au réseau et hors réseau. En mode raccordé au réseau, ils sont fournis conjointement par le réseau et les sources distribuées. En mode hors réseau, ils sont fournis uniquement par les sources distribuées. Ces deux valeurs peuvent différer de plusieurs fois. Cela constitue la base directe du choix du pouvoir de coupure des appareils de commutation et du réglage des seuils de protection.

Méthode de mise à la terre. Les méthodes de mise à la terre côté réseau et côté micro-réseau doivent être coordonnées. La méthode de mise à la terre du neutre détermine l’amplitude et le trajet du courant de défaut monophasé à la terre, et influe également sur le choix du groupe vectoriel du transformateur. Après passage en fonctionnement hors réseau, les conditions de mise à la terre peuvent changer ; aussi l’agencement de la mise à la terre avant et après commutation doit-il être défini dès la phase de conception.

Paramètres du transformateur. Ces caractéristiques comprennent la puissance nominale, le rapport de transformation, le groupe vectoriel, la tension d’impédance et la méthode de réglage de la tension. La puissance peut être choisie en fonction de la puissance maximale continue échangée entre le micro-réseau et le réseau externe ; la capacité à démarrer des charges à forte demande en mode hors réseau doit également être vérifiée.

Caractéristiques harmoniques. Le spectre harmonique, l’ordre et le taux de distorsion harmonique des onduleurs et des charges non linéaires doivent être connus à l’avance. Les harmoniques affectent la qualité de l’énergie et peuvent également provoquer un échauffement supplémentaire des transformateurs ou des résonances dans les condensateurs. Lors de la sélection, il convient d’associer la capacité de tenue aux harmoniques correspondante ou des mesures correctives adaptées.

Plages de fréquence et de tension autorisées. Les limites de fonctionnement, tant en mode raccordé au réseau qu’en mode hors réseau, ainsi que les écarts transitoires admissibles lors des commutations, doivent être définies. Ces paramètres déterminent directement la stratégie de commande du convertisseur et les réglages des protections.

Classification des charges et charge à forte demande maximale. Un système hors réseau a une capacité limitée. Il faut distinguer les charges critiques des charges non critiques, et confirmer la méthode de démarrage ainsi que le courant de démarrage du plus gros moteur individuel. Cela détermine la capacité de surcharge requise pour le convertisseur de stockage d’énergie et le seuil de la stratégie de délestage hors réseau.

Points d’intégration des produits Zhongmeng : Les paramètres ci-dessus doivent finalement être mis en œuvre dans des équipements spécifiques. Les transformateurs de distribution assurent la conversion de tension et l’adaptation d’impédance. Les appareils de coupure gèrent l’ouverture/fermeture du point de livraison commun (PCC) ainsi que la protection des circuits. Les équipements de distribution d’énergie sur mesure intègrent transformateurs, appareils de coupure, protection et commande, ainsi que surveillance, dans des postes préfabriqués ou des postes sur socle, réduisant ainsi les erreurs de coordination lors du montage sur site. Si le courant de court-circuit, le mode de mise à la terre, les harmoniques et les caractéristiques de charge sont définis dès la phase initiale du projet, des équipements complets peuvent être personnalisés pour correspondre aux conditions réelles de fonctionnement, plutôt que d’appliquer des compromis passifs sur des produits standard.

6. Scénarios d'Application

7. Questions fréquemment posées

Q : Quelle est la principale différence entre les micro-réseaux raccordés au réseau et les micro-réseaux hors réseau ?

R : La principale différence réside dans la logique de commande. En mode raccordé au réseau, le réseau électrique principal externe fournit la référence de tension et de fréquence, et le micro-réseau suit le réseau. En mode hors réseau, le micro-réseau doit établir sa propre tension et sa propre fréquence grâce à ses systèmes internes de stockage d’énergie et de génération, ce qui rend la commande nettement plus complexe.

Q : Pourquoi le système de protection diffère-t-il entre ces deux architectures ?

R : Les niveaux de courant de court-circuit diffèrent considérablement. En mode raccordé au réseau, le réseau principal fournit un courant de défaut élevé. En mode hors réseau, seules les sources distribuées fournissent le courant de défaut, qui peut ne représenter qu’une fraction de la valeur en mode raccordé au réseau. Les réglages de protection conçus pour les conditions de raccordement au réseau peuvent échouer à détecter les défauts en mode hors réseau ; une protection adaptative ou des groupes de réglages commutables sont donc requis.

Q : Quel temps de commutation est requis lors du passage du mode hors réseau au mode raccordé au réseau ?

R : Les normes industrielles exigent que le temps de commutation du mode hors réseau vers le mode raccordé au réseau ne dépasse pas 10 ms. Cela impose des exigences très strictes en matière de rapidité de réponse des contrôleurs et des appareillages de commutation, et nécessite une synchronisation précise de la tension, de la fréquence et de la phase avant la reconnexion.

Q : Quel rôle jouent les transformateurs dans un micro-réseau ?

A : Les transformateurs assurent la conversion de tension et l’adaptation de l’impédance entre le micro-réseau et le réseau externe. En mode hors réseau, ils doivent également maintenir la stabilité de la tension dans des conditions de faible charge ou de charge à forte sollicitation. L’impédance du transformateur peut en outre contribuer à limiter le courant de défaut lorsque la puissance de court-circuit est limitée.

Q : Quels paramètres électriques doivent être confirmés au stade initial d’un projet de micro-réseau ?

A : Les paramètres clés comprennent : les niveaux de courant de court-circuit pour les deux modes, la méthode de mise à la terre, les caractéristiques du transformateur (puissance nominale, rapport de transformation, groupe vectoriel, impédance), les caractéristiques harmoniques, les plages de fréquence et de tension autorisées, ainsi que la classification des charges avec la charge à forte sollicitation maximale. La confirmation précoce de ces paramètres réduit les travaux de reprise liés au choix des équipements et au réglage des protections.