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Un système de stockage d'énergie par batterie peut respecter les limites harmoniques à son point de couplage commun tout en introduisant une fréquence de résonance dans le réseau électrique.
Cela n'est pas une contradiction. La conformité au réseau confirme que la distorsion de tension et de courant reste dans les limites définies dans les conditions évaluées. La résonance harmonique décrit la manière dont l'ensemble du système électrique réagit à différentes fréquences.
Un point de résonance peut exister sans provoquer immédiatement un échec de conformité. Cependant, si un onduleur de BESS, un autre convertisseur ou une distorsion de fond existante excite cette fréquence, un courant harmonique relativement faible peut produire une amplification importante de la tension.
Cette distinction devient de plus en plus importante à mesure que les systèmes de stockage d'énergie par batterie à l'échelle du réseau se connectent aux réseaux moyenne et haute tension.
La résonance harmonique d'un BESS se produit lorsque les éléments inductifs et capacitifs d'un système de stockage d'énergie par batterie connecté au réseau interagissent à une fréquence particulière.
Un BESS à l'échelle du réseau contient bien plus que des batteries. Sa connexion en courant alternatif comprend généralement :
Systèmes de conversion de puissance
Filtres de sortie des onduleurs
Transformateurs élévateurs
Câbles collecteurs moyenne tension
Transformateurs principaux de raccordement au réseau
Transformateurs auxiliaires
Équipements de puissance réactive
Équipements de protection et de commutation
Les transformateurs et le réseau externe contribuent à l'inductance. Les câbles, les filtres des onduleurs et les bancs de condensateurs contribuent à la capacitance.
À une certaine fréquence, les réactances inductives et capacitives peuvent interagir pour créer une résonance parallèle ou série.
La résonance parallèle crée une impédance élevée du réseau à une fréquence particulière.
Lorsqu'un courant harmonique circule à cette fréquence ou à proximité, la forte impédance peut produire une tension harmonique disproportionnée. C'est l'une des raisons pour lesquelles un faible courant harmonique peut entraîner une distorsion de tension inattendue au point de couplage commun.
La résonance série crée un chemin à faible impédance à une fréquence particulière.
Cela peut permettre à un courant harmonique excessif de circuler dans les transformateurs, les câbles, les condensateurs ou les filtres harmoniques. Le courant résultant peut augmenter l'échauffement des équipements et les contraintes électriques, même lorsque la tension harmonique au PCC semble acceptable.
Un problème de résonance harmonique d'un BESS doit donc être évalué à l'aide de mesures de tension et de courant.
Les codes réseau et les normes harmoniques spécifient généralement des limites de distorsion de tension et de courant au point de couplage commun.
La conformité démontre que les résultats mesurés ou calculés respectent ces limites. Cependant, le résultat n'est valable que pour les conditions de fonctionnement, la configuration du réseau et les hypothèses incluses dans l'évaluation.
La résonance est différente, car elle est une caractéristique de l'impédance complète du système.
Un point de résonance peut rester présent dans le réseau même lorsque la distorsion harmonique est inférieure à la limite applicable. Il ne devient visible que lorsqu'une énergie harmonique suffisante existe à proximité de la fréquence de résonance.
Le BESS peut donc réussir son évaluation harmonique initiale mais rencontrer un problème ultérieurement après :
La modification du niveau de court-circuit du réseau
Le retrait d'un transformateur du service
La déconnexion d'un câble ou d'un circuit aérien
La commutation d'un banc de condensateurs
La connexion d'une autre centrale d'énergie renouvelable à proximité
L'augmentation de la distorsion harmonique de fond
Le changement de mode de fonctionnement du BESS
La modification du nombre d'onduleurs sous tension
La conformité au réseau ne doit pas être considérée comme une preuve que l'installation ne pourra jamais subir de résonance harmonique.
Une évaluation harmonique conventionnelle peut représenter un onduleur comme une source de courant harmonique. Bien qu’utile, ce modèle ne décrit pas l’interaction complète de l’onduleur avec le réseau.
Un onduleur BESS moderne possède une impédance de sortie dépendante de la fréquence. Son comportement est influencé par :
Bande passante de la commande de courant
Réglages de la boucle à verrouillage de phase
Retards de commande numérique
Amortissement actif
Préaction de tension
Fréquence de commutation
Conception du filtre de sortie
Puissance active et réactive
Commande en suivi de réseau ou formation de réseau
À certaines fréquences, l’onduleur peut apparaître comme inductif. À d’autres, il peut apparaître comme capacitif. Son impédance effective peut également changer avec son point de fonctionnement et son mode de commande.
La relation de base entre la tension et le courant harmoniques peut être exprimée comme suit :
Tension harmonique = impédance harmonique × courant harmonique
Si l’impédance du réseau est faible, un courant harmonique particulier peut produire une distorsion de tension limitée.
Si l’impédance augmente fortement près d’une résonance parallèle, le même courant harmonique peut produire une tension harmonique beaucoup plus élevée.
La distorsion résultante est donc déterminée par plus que le courant harmonique produit par le BESS. Elle dépend également de l’impédance à travers laquelle ce courant circule.
Les installations BESS moyenne tension contiennent souvent de vastes réseaux de câbles reliant plusieurs stations d’onduleurs à un tableau de distribution commun.
Ces câbles introduisent une capacité dans le système. Combinée à l’inductance du transformateur et du réseau, la capacité des câbles peut créer un point de résonance parallèle.
Plus on installe de câbles, plus la capacité totale augmente. Cela peut déplacer la résonance vers une fréquence plus basse et la rapprocher des composantes harmoniques produites par les onduleurs ou déjà présentes dans le réseau.
La fréquence de résonance finale dépend de facteurs comprenant :
Longueur des câbles
Construction des câbles
Nombre de circuits en parallèle
Impédance de fuite du transformateur
Niveau de court-circuit du réseau
Nombre d’onduleurs connectés
Filtres existants et batteries de condensateurs
La capacité des câbles doit donc être représentée avec précision dans chaque étude harmonique de BESS. Traiter le système collecteur comme une simple impédance à la fréquence fondamentale peut masquer des comportements harmoniques importants.
Un BESS à l’échelle industrielle peut contenir des dizaines ou des centaines de modules d’onduleurs fonctionnant en parallèle.
Chaque onduleur peut respecter ses exigences harmoniques au niveau de l’équipement lorsqu’il est testé avec une impédance de référence spécifiée. Cependant, le raccordement de nombreux onduleurs à un réseau collecteur commun modifie l’impédance équivalente de l’installation.
Le courant harmonique observé depuis un onduleur peut inclure :
Courant généré par cet onduleur
Courant provenant d’autres onduleurs en parallèle
Courant causé par la distorsion de tension du réseau en arrière-plan
Courant de circulation entre les unités d’onduleurs
Chaque onduleur et son filtre de sortie peuvent également introduire un pic de résonance. À mesure que davantage d’unités sont connectées, la réponse d’impédance combinée devient plus complexe.
Cela signifie que vingt onduleurs individuellement conformes ne sont pas toujours électriquement équivalents à un seul onduleur multiplié par vingt.
Le BESS complet doit être étudié comme un système interconnecté.
Une étude récente a examiné un BESS de 50 MW raccordé à un réseau de 33 kV. L'installation comprenait 19 onduleurs et leurs transformateurs élévateurs associés.
Les mesures effectuées lors de la mise en service et de l'exploitation ont révélé une non-conformité harmonique dans plusieurs conditions de charge et de décharge. Les fréquences concernées s'étendaient approximativement du 14e au 65e ordre harmonique.
Deux principales zones de résonance ont été identifiées.
La première résonance se produisait approximativement entre les 14e et 20e ordres harmoniques et était associée à l'impédance propre des onduleurs du BESS.
La seconde se produisait approximativement entre les 50e et 70e ordres harmoniques et était principalement liée à la capacité des câbles collecteurs de 33 kV.
L'étude a montré que le problème ne pouvait pas être expliqué uniquement par les émissions harmoniques des onduleurs. Le BESS avait modifié l'impédance du réseau et amplifié certaines composantes harmoniques.
Un modèle de système validé a été développé à partir de mesures effectuées en modes veille, charge et décharge. Un filtre harmonique de type C de 5 MVAr a ensuite été conçu et raccordé au tableau de distribution du BESS de 33 kV.
Le filtre a amorti les zones de résonance et ramené l'installation dans les limites harmoniques applicables.
Ce cas montre pourquoi une étude harmonique d'un BESS doit évaluer à la fois les sources harmoniques et l'impédance du réseau dépendante de la fréquence.
On suppose souvent que la puissance maximale de charge ou de décharge produira la distorsion harmonique la plus élevée.
Ce n'est pas toujours exact.
Le spectre harmonique d'un onduleur de BESS peut varier en fonction de sa puissance de sortie, de sa puissance réactive et de son mode de commande. Le nombre d'onduleurs en fonctionnement peut également varier à charge partielle.
À faible puissance de sortie du BESS :
Moins de modules d'onduleurs peuvent être en fonctionnement
L'annulation des harmoniques entre les unités peut diminuer
La distorsion du courant en pourcentage du courant fondamental peut augmenter
Les modes de commande peuvent changer
L'impédance de l'installation peut varier
La distorsion de tension préexistante peut devenir plus influente
La résonance harmonique la plus sévère d'un BESS peut donc se produire pendant une charge partielle, une décharge partielle, un soutien de puissance réactive ou un fonctionnement en veille.
Une évaluation harmonique fondée uniquement sur la puissance active nominale peut ne pas identifier la véritable condition de pire cas.
L'impédance du réseau n'est pas fixe.
Elle évolue lorsque le réseau de transport ou de distribution passe d'une configuration d'exploitation à une autre. Un réseau fort avec plusieurs transformateurs et circuits en service peut présenter un profil d'impédance harmonique différent de celui d'un réseau faible lors d'une interruption planifiée.
Les variations de l'inductance du réseau peuvent déplacer la fréquence de résonance plus près ou plus loin d'une source harmonique importante.
Les conditions importantes du réseau comprennent :
Niveaux de court-circuit minimaux et maximaux
Configurations normales et en cas d'interruption
Disponibilité des transformateurs
Commutation des sections de barres
Positions des prises des transformateurs
État des moyens de production à proximité
Commutation des condensateurs et des réactances
Renforcements futurs du réseau
Un seul niveau de court-circuit et un seul rapport X/R ne peuvent pas toujours représenter le comportement harmonique complet du réseau externe.
Une étude robuste de raccordement d'un BESS au réseau devrait utiliser une enveloppe d'impédance ou plusieurs cas de réseau dépendants de la fréquence.
Une étude harmonique complète du BESS devrait examiner l'interaction entre les onduleurs, le réseau collecteur et le réseau électrique externe.
Les balayages d'impédance doivent être effectués sur la plage de fréquences requise par le code de réseau applicable.
Les balayages doivent identifier :
Pics de résonance parallèle
Creux de résonance série
Déplacement des résonances entre les cas de fonctionnement
Fréquences proches des émissions importantes des onduleurs
Fréquences proches des harmoniques du réseau de fond
Interactions avec les filtres existants et les batteries de condensateurs
L'étude doit inclure :
Charge à pleine puissance
Charge à puissance partielle
Décharge à pleine puissance
Décharge à puissance partielle
Fonctionnement en veille
Support réactif à puissance active nulle
Différents nombres d'onduleurs en fonctionnement
Disponibilité réduite de l'installation
L'impédance du transformateur, la capacité des câbles, les paramètres des filtres et les équipements de puissance réactive doivent être représentés avec précision.
De petites erreurs de capacité ou d'inductance peuvent déplacer la fréquence de résonance calculée et modifier les performances prévues du filtre.
Lorsqu'elles sont disponibles, les fabricants d'onduleurs devraient fournir les données d'émission harmonique et les modèles d'impédance dépendants de la fréquence.
Si les modèles de commande détaillés ne peuvent pas être partagés, des équivalents Norton ou Thévenin en boîte noire peuvent fournir suffisamment d'informations aux bornes pour l'évaluation des interactions harmoniques.
La distorsion de tension de fond devrait être mesurée avant la mise sous tension du BESS chaque fois que possible.
Ces mesures permettent de distinguer entre :
Harmoniques générées par le BESS
Distorsion existante du réseau
Harmoniques amplifiées par l'impédance du BESS
Interactions entre la distorsion de fond et la nouvelle installation
Les mesures après mise en service doivent être comparées au modèle de simulation.
Si les pics d'impédance mesurés et calculés ne correspondent pas, le modèle doit être corrigé avant la conception des équipements d'atténuation des harmoniques.
La méthode d'atténuation appropriée dépend de la plage de fréquences, de l'impédance du réseau, du comportement des onduleurs et de la puissance réactive requise.
Les solutions possibles comprennent :
Filtres harmoniques passifs
Filtres harmoniques de type C
Filtres passe-haut amortis
Filtres hybrides passifs et actifs
Réactances de convertisseur ou de ligne supplémentaires
Amortissement actif dans les commandes des onduleurs
Impédance ou admittance virtuelle
Modifications des configurations des transformateurs ou des câbles
Fonctionnement coordonné des unités d'onduleurs
Les filtres harmoniques passifs fournissent un chemin à faible impédance pour les courants harmoniques sélectionnés et peuvent ajouter un amortissement au profil d'impédance du réseau.
Ils sont couramment utilisés en moyenne tension car ils peuvent être économiques, efficaces et adaptés aux grandes puissances nominales.
Cependant, chaque filtre passif modifie également l'impédance du réseau. Un filtre mal conçu peut déplacer un point de résonance existant ou en créer un nouveau.
Les filtres de type C peuvent fournir un amortissement harmonique tout en réduisant les pertes à la fréquence fondamentale dans la résistance d'amortissement.
Ils conviennent souvent lorsque l'amortissement à large bande et la compensation de puissance réactive sont tous deux requis.
La conception doit prendre en compte :
Fréquence d'accord
Facteur de qualité
Puissance réactive nominale
Tension et courant du condensateur
Linéarité de la réactance
Charge énergétique de la résistance
Tolérances de fabrication
Vieillissement des composants
Situations de contingence du réseau
Modifications futures du système
Les filtres actifs mesurent le courant ou la tension harmonique et injectent un signal de compensation.
Ils peuvent s'adapter aux conditions de fonctionnement changeantes, mais leur puissance nominale requise, leur bande passante de commande et leur interface moyenne tension doivent être soigneusement évaluées.
Dans certaines installations, la résonance harmonique peut être atténuée en modifiant les paramètres de commande des onduleurs ou en ajoutant un amortissement actif.
Cette approche peut être rentable lors de l'étape de conception, mais elle nécessite une coopération étroite avec le fabricant de l'onduleur et une validation minutieuse dans toutes les conditions du réseau.
Un filtre harmonique ne doit pas être sélectionné en utilisant uniquement l'ordre harmonique le plus élevé indiqué dans un rapport de mesure.
Le filtre doit être conçu en fonction de :
Le profil complet d'impédance
Toutes les conditions crédibles du réseau
Les modes de charge et de décharge
La distorsion de fond existante
Sources harmoniques futures
Tolérances des composants
Limites thermiques et diélectriques
Exigences de puissance réactive fondamentale
L'objectif n'est pas simplement de réduire un pourcentage harmonique. Il consiste à créer un profil d'impédance stable et suffisamment amorti sur la plage de fréquences pertinente.
Oui. Une résonance peut exister sans être fortement excitée. La tension et le courant harmoniques peuvent rester dans les limites jusqu'à ce que la configuration du réseau, le mode de fonctionnement du BESS ou le spectre harmonique de fond change.
Non. Le risque de résonance dépend de l'impédance de l'onduleur, de la capacité des câbles, de l'impédance du transformateur, de la puissance du réseau et des équipements de compensation existants.
Oui. Plusieurs onduleurs en parallèle modifient l'impédance équivalente de l'installation. Ils peuvent interagir entre eux et avec le réseau même lorsque chaque onduleur respecte individuellement ses exigences au niveau de l'équipement.
Non. Une charge partielle, un mode veille ou un fonctionnement en puissance réactive peuvent parfois produire une distorsion en pourcentage plus élevée ou une condition d'impédance moins favorable.
Oui. Une capacité supplémentaire peut déplacer une fréquence de résonance parallèle plus près d'une source harmonique existante. Les batteries de condensateurs doivent être incluses dans le modèle harmonique complet.
Il n'existe pas de filtre universel. La conception appropriée dépend du spectre harmonique mesuré, de l'impédance du réseau, des exigences de puissance réactive et des scénarios de fonctionnement. Les filtres de type C, accordés, passe-haut, actifs et hybrides peuvent tous être adaptés à différentes installations.
Harmonique du BESS la résonance est un problème d'interaction système, et non simplement un problème d'émission de l'onduleur.
Un système de stockage d'énergie par batterie peut respecter les limites harmoniques au point de couplage commun tout en créant ou en déplaçant une fréquence de résonance. Si cette fréquence est ensuite excitée par le BESS, un autre convertisseur ou une distorsion du réseau en arrière-plan, la tension ou le courant harmonique peuvent augmenter considérablement.
Une étude harmonique fiable d'un BESS devrait donc inclure des analyses d'impédance dépendantes de la fréquence, plusieurs modes de charge et de décharge, des configurations de réseau réalistes, des données précises sur les câbles et les transformateurs, des mesures de fond et une validation après mise en service.
Les questions clés ne sont pas seulement : le BESS respecte-t-il aujourd'hui les limites harmoniques ?
Elles sont également : où se trouvent les résonances du système, qu'est-ce qui peut les exciter et comment évolueront-elles demain ?
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