Comment les consignes de la RTU sont traitées

Fluvius envoie des pourcentages et des commandes, jamais des kilowatts. Cette page montre exactement ce que l’EMS en fait : la base à laquelle chaque pourcentage se rapporte, l’ordre dans lequel les règles s’appliquent et l’arithmétique derrière chacune. Elle est écrite pour être suivie pas à pas pendant une certification, l’inspecteur et l’installateur lisant les mêmes chiffres.

Les consignes d’actifs ont leur propre page, parce que leurs puissances de référence viennent du registre du gestionnaire : voir Consignes d’actifs (MAXSETAP / MINSETAP).

Ce que la RTU envoie, et par rapport à quoi cela se mesure

À côté de cela, la RTU envoie les deux arrêts d’urgence, le mode de contrôle Q (local ou remote) et les codes de raison. Les codes de raison ne portent aucune limite : ils disent pourquoi le gestionnaire pilote, pas de combien.

Fluvius définit une même référence pour la bande réactive et pour MINSETAP : la somme des puissances d’entraînement enregistrées de chaque actif producteur, stockage compris. Quand aucune puissance de référence de production n’est configurée, l’EMS se rabat sur $$P_{inst}$$, la somme des puissances nominales des onduleurs PV et des onduleurs de batterie pilotables. Les règles au point de raccordement ont leur propre base, listée ci-dessus.

L’ordre des règles

À chaque cycle de régulation, d’une seconde, l’EMS construit une décision pour chaque appareil, puis lui applique les règles du gestionnaire dans un ordre fixe. Les règles ultérieures voient le résultat des précédentes : la limite la plus serrée survit donc toujours.

flowchart TD
    A["Decision de l algorithme"] --> B["1 · Arrets d urgence"]
    B --> C["2 · Limites d actifs<br/>MINSETAP / MAXSETAP"]
    C --> D["3 · Limites par type d appareil<br/>non utilisees par Fluvius"]
    D --> E["4 · Limites au point de raccordement<br/>MINSETP / MAXSETP"]
    E --> F["5 · Puissance reactive<br/>MINSETQ / MAXSETQ"]
    F --> G["6 · Bridage de la puissance apparente<br/>P² + Q² ≤ S²"]
    G --> H["Consignes ecrites vers les appareils"]

L’étape 3 existe pour les gestionnaires qui pilotent séparément la production PV et le stockage, comme Sibelga. Une liaison Netflex ne l’utilise jamais, et les données de débogage l’affichent comme « none ».

Deux garde-fous tournent après les règles du gestionnaire : les limites des compteurs d’énergie et le filet de sécurité des limites réseau, qui protègent le raccordement et les éventuels sous-compteurs contre la surcharge. Un arrêt d’urgence est définitif pour eux : un appareil coupé par l’arrêt reste coupé. Les règles en pourcentage ne le sont pas : quand le raccordement lui-même est sur le point de dépasser sa puissance contractuelle, ces garde-fous peuvent encore décharger ou charger la batterie au-delà de ce que MINSETAP ou MAXSETAP autorisait. Le filet de sécurité des limites réseau traite une règle d’actifs à 0 % comme une borne dure ; les limites des compteurs d’énergie, non. Ce compromis mérite d’être nommé pendant une certification.

1. Arrêts d’urgence

Les deux arrêts déconnectent complètement la batterie, conformément à la spécification. L’arrêt de production met en outre chaque onduleur PV à zéro.

Un appareil arrêté est aussi exclu des règles réactives : un arrêt d’urgence est lui-même un ordre du gestionnaire, et il prime sur une bande réactive.

2. Limites d’actifs (MINSETAP / MAXSETAP)

Elles s’appliquent au point de couplage virtuel des actifs, et non au point de raccordement. En bref :

$$ P_{assets} = P_{charge} - P_{discharge} - P_{PV} $$

Un résultat positif est de la consommation et est borné par MAXSETAP ; un résultat négatif est de la production et est borné par MINSETAP. La consommation propre du site n’y joue aucun rôle. Les puissances de référence, l’exemple chiffré et la liste de contrôle de certification figurent sur la page des consignes d’actifs.

La somme couvre les actifs que le gestionnaire a enregistrés, ce qui n’est pas le même ensemble que les actifs que l’EMS peut piloter. Un onduleur enregistré est censé être pilotable ; un onduleur qui ne peut pas être écrêté compte quand même, et la batterie lui fait de la place en repli. Voir compté contre piloté.

3. Limites par type d’appareil

Non utilisées sur une liaison Netflex. Fluvius pilote la production via les règles d’actifs et de point de raccordement.

4. Limites au point de raccordement (MINSETP / MAXSETP)

Elles s’appliquent à ce que voit le compteur au point de raccordement : la consommation propre du site compte bien ici. L’EMS calcule ce que ses actifs peuvent encore faire, en partant de la mesure en direct.

Pour l’injection :

$$ P_{limit,injection} = \frac{MINSETP}{100} \times P_{contractual,injection} $$

$$ P_{production,max} = P_{limit,injection} + P_{grid} + P_{production,now} $$

$$P_{grid}$$ est signé, négatif tant que le site injecte, et $$P_{production,now}$$ est la production mesurée des actifs (PV plus décharge de la batterie). Partir de la mesure plutôt que d’un modèle est ce qui rend la règle autocorrectrice : ce que le bâtiment consomme est déjà à l’intérieur de $$P_{grid}$$.

Une consigne PV est un plafond, pas ce que l’onduleur produit. Quand le soleil reste sous le plafond, l’onduleur suit le soleil, et le gestionnaire mesure ce qui en sort. Les règles de production (MINSETP et MINSETAP) comptent donc un onduleur pilotable pour sa production mesurée plus une marge de 10 % de hausse, sans jamais dépasser son plafond. Ce n’est que lorsque l’onduleur produit contre la consigne reçue au cycle précédent que son potentiel est inconnu, et c’est alors le plafond lui-même qui compte. Sans cela, une batterie à côté d’un onduleur sous un nuage serait réduite pour une production qui n’existe pas.

Exemple chiffré. Un raccordement de 300 kW de puissance d’injection contractuelle reçoit MINSETP = 40 %. Le site injecte 200 kW, ses actifs produisent 260 kW (220 kW de PV et 40 kW de décharge de batterie), le bâtiment consomme donc 60 kW.

Les actifs descendent de 260 kW à 180 kW, ce qui laisse exactement 120 kW au point de raccordement. La batterie est réduite en premier, le PV seulement si cela ne suffit pas.

Pour la consommation, le même raisonnement donne :

$$ P_{charge,max} = \frac{MAXSETP}{100} \times P_{contractual,consumption} - P_{grid} + P_{charge,now} $$

Exemple chiffré. Un raccordement de 240 kW de puissance de consommation contractuelle reçoit MAXSETP = 50 %. Le site prélève 150 kW pendant que la batterie charge à 60 kW.

5. Puissance réactive (MINSETQ / MAXSETQ)

Tant que le mode de contrôle Q est remote, le gestionnaire envoie une bande :

$$ Q_{min} = \frac{MINSETQ}{100} \times P_{ref,production} \qquad Q_{max} = \frac{MAXSETQ}{100} \times P_{ref,production} $$

La bande borne le Q mesuré au point de raccordement, pas la commande. C’est le point le plus important à comprendre pendant un test réactif, parce que l’installation elle-même contribue à la puissance réactive qui fait partie de cette mesure. Les moteurs, les transformateurs et le comportement propre des onduleurs y apparaissent avant que l’EMS ne fasse quoi que ce soit.

L’EMS fait donc tourner une boucle fermée :

$$ Q_{command} = Q_{command,previous} + (Q_{target} - Q_{measured}) $$

$$Q_{target}$$ est le bord de bande le plus proche de zéro : il vaut donc 0 dès que la bande contient zéro. Le résultat est saturé sur ce que les appareils éligibles peuvent délivrer ensemble, la somme de leurs propres bornes réactives. Cette saturation est une limite d’appareil, jamais la bande.

Tant que la mesure respecte déjà la bande, aucune nouvelle erreur n’est intégrée. L’EMS ramène plutôt une correction antérieure vers zéro, et jamais plus vite que la marge mesurée jusqu’au bord de bande que cette correction soutient. Un site conforme sous une bande large est laissé entièrement tranquille : aucune consigne réactive n’est écrite.

Exemple chiffré. Une centrale de 470 kW de PV enregistré et un onduleur de batterie enregistré de 500 kW donnent $$P_{ref,production} = 970$$ kW : la bande s’exprime donc en kVAr par rapport à 970. Le gestionnaire envoie MINSETQ = 33 % et MAXSETQ = 100 %, la bande va donc de 320,1 à 970 kVAr et exclut zéro. L’installation délivre déjà 268 kVAr par elle-même.

On demande 52,1 kVAr aux actifs, pas 320,1. Ordonner le bord de bande lui-même mettrait environ 590 kVAr au point de raccordement, très largement hors de la bande de l’autre côté, et chargerait les onduleurs d’un courant réactif que personne n’a demandé.

Comment la puissance réactive est répartie entre les appareils

La correction est attribuée aux batteries en premier, et ce qu’elles ne peuvent pas porter va aux onduleurs PV. À l’intérieur d’un type, elle est répartie proportionnellement à la capacité de chaque appareil dans le sens demandé. La bande propre à chaque appareil est sa marge de puissance apparente :

$$ Q_{device} = \pm\sqrt{S^2 - P^2} $$

Pour une batterie, le sens est en outre restreint : elle ne peut délivrer de la puissance réactive que dans un sens pour lequel elle a la capacité de charge ou de décharge. Un appareil qui ne peut pas servir le signe demandé reçoit un poids nul, de sorte que les appareils capables absorbent toute la cible au lieu d’être sous-sollicités.

6. Bridage de la puissance apparente

Après toute répartition de réactif, la puissance active de chaque appareil est bridée pour que sa puissance apparente reste dans son calibre :

$$ P^2 + Q^2 \le S^2 $$

La puissance réactive l’emporte donc sur la puissance active sur un appareil saturé, et le champ de raison de la consigne le dit.

Ce qui n’est pas compté

Deux exclusions provoquent l’essentiel de la confusion pendant un test.

La consommation propre du site ne joue aucun rôle dans les limites d’actifs. Elle se situe en dehors du point de couplage virtuel des actifs. Elle compte bien au point de raccordement, ce qui explique pourquoi la même charge du bâtiment fait bouger une règle et pas l’autre.

Tous les canaux de mesure n’appartiennent pas au point de couplage virtuel des actifs. Fluvius a confirmé, pour une installation PV et batterie, qu’il additionne les canaux solaire, éolien, cogénération, stockage et autre production. La recharge EV et la consommation flexible tombent en dehors de cette somme.

Les appareils hors du groupe d’actifs enregistré n’y jouent aucun rôle non plus. Un équipement qui n’est pas dessiné derrière le coffret du gestionnaire, par exemple un onduleur derrière un autre point d’accès, est marqué comme tel par appareil sur la page des paramètres DSO RTU et reste hors de la télémesure, de la somme et du pilotage. Ne pas pouvoir piloter un appareil n’est pas une raison de le laisser de côté : s’il est dessiné derrière le coffret, il compte, et il faut le rendre pilotable.

flowchart LR
    S["Solaire<br/>canal 1"] --> V["Point de couplage<br/>virtuel des actifs"]
    W["Eolien<br/>canal 2"] --> V
    C["Cogeneration<br/>canal 3"] --> V
    B["Stockage<br/>canal 4"] --> V
    O["Autre production<br/>canal 7"] --> V
    E["Recharge EV<br/>canal 5"] -.-> X["Hors de la somme"]
    F["Consommation flexible<br/>canal 6"] -.-> X
    L["La charge propre du batiment"] -.-> X
    V --> R["Compare a<br/>MINSETAP / MAXSETAP"]

Pour l’installateur

Une consigne n’atterrit que si les appareils sont configurés pour en accepter une.

• SMA Data Manager. La consigne de puissance réactive n’est appliquée que si le mode de fonctionnement de la stabilité statique de tension de la centrale est réglé sur « Reactive power Q, setpoint via system control » (code 1072). C’est un réglage installateur du Data Manager que l’EMS ne peut pas modifier. Sans lui, l’EMS écrit la consigne et la centrale l’ignore silencieusement.
• Minuteries de repli. Le Data Manager relâche la consigne active comme la consigne réactive dès qu’aucune consigne n’a été rafraîchie pendant sa période de repli. L’EMS les réécrit donc à chaque passe de haute priorité ; arrêter les écritures est la façon de lever une limite.
• Valeurs de référence. Une centrale ne délivre pas toujours la puissance réactive que sa puissance nominale laisse supposer, parce que le Data Manager transmet un pourcentage que les onduleurs peuvent appliquer à une référence qui leur est propre. Mesurez ce que la centrale délivre par pourcent commandé, et configurez cette référence plutôt que de supposer la plaque signalétique.
• Onduleurs de batterie. Vérifiez que l’onduleur accepte une consigne réactive pendant qu’il charge ou décharge simultanément. L’EMS suppose le cercle de puissance apparente : il demandera donc les deux à la fois.

Relire cela pendant un test

Le débogueur du contrôleur montre ce que l’EMS a calculé, sur l’onglet Contrôleur, sous TelecontrolConstraintController :

Lire ensemble Reactive Q Band, Measured Q (grid) et Commanded Site Q répond à la question qu’un inspecteur pose en général en premier : la bande est ce que vous avez demandé, la mesure est ce que le point de raccordement délivre, et la commande n’est que la différence que les actifs doivent combler.

Pages liées

• Consignes d’actifs (MAXSETAP / MINSETAP) : les puissances de référence derrière les pourcentages d’actifs.
• Fluvius : l’interface Netflex, ses commandes et ses mesures.
• Mise en service et certification : comment Voltmasters valide et accompagne l’inspection.