Tableau de raccordement au réseau des appareillages moyenne tension 10-35 kV pour centrales photovoltaïques

Lorsqu'une centrale photovoltaïque atteint une puissance de 10 MW, le réseau électrique (courant continu) n'est plus le principal défi d'ingénierie. La fiabilité repose alors essentiellement sur le système de collecte moyenne tension (MT) et le point de raccordement au réseau. Fort de 15 ans d'expérience dans l'ingénierie de centrales solaires à grande échelle et expert en structures de support photovoltaïques, j'ai pu constater comment un mauvais choix d'appareillage MT peut entraîner des déclenchements intempestifs, des défaillances de transformateurs et des non-conformités aux normes de réseau. Ce guide explique le rôle crucial de l'appareillage MT 10-35 kV dans le raccordement au réseau des centrales photovoltaïques, en s'appuyant sur des données de terrain issues de projets que j'ai supervisés sur des terrains variés.

Le poste de distribution moyenne tension joue le rôle de système nerveux central entre les onduleurs photovoltaïques et le réseau de transport haute tension. Il doit gérer les courants de défaut, isoler les lignes défectueuses et synchroniser l'injection d'énergie avec les exigences strictes du distributeur. Sans cet équipement, l'ensemble du système photovoltaïque reste isolé, incapable de fournir de l'énergie en toute sécurité. Ce tutoriel vous présentera les topologies de postes de distribution, la coordination de la protection et les normes de test qui régissent cette interface essentielle.

Le rôle des appareillages de commutation moyenne tension dans les centrales photovoltaïques

Dans une centrale photovoltaïque de grande puissance classique, les onduleurs produisent du courant continu de 800 V ou 1 500 V, lequel est élevé en courant alternatif de 10 kV, 20 kV ou 35 kV par des transformateurs montés sur socle. Le poste de distribution moyenne tension collecte cette énergie provenant de plusieurs lignes d'alimentation et l'achemine vers le transformateur élévateur principal. Cet équipement doit également offrir un point d'isolation clair pour les équipes de maintenance, leur permettant ainsi d'intervenir sur une chaîne d'onduleurs sans mettre hors tension l'ensemble de la centrale.

Mon projet de 2023 en Espagne, une centrale de 45 MWc utilisant un réseau de collecte de 20 kV, a démontré que les défaillances des appareillages de commutation ne représentaient que 21 MWc du temps d'arrêt total, mais étaient à l'origine de 30 MWc des coupures les plus longues. Plus précisément, le remplacement d'un disjoncteur à vide défectueux dans le tableau de distribution a nécessité 48 heures, interrompant la production de 12 MW. Cette expérience souligne que, malgré la grande fiabilité des appareillages de commutation, les conséquences de leurs défaillances sont extrêmement graves.

Fonctions clés au-delà de la commutation

• Interruption due à une panne : Élimination des courts-circuits en moins de 60 ms pour protéger les transformateurs.
• Mesure: Logement des transformateurs de courant (TC) et des transformateurs de tension (TV) pour la mesure de l'énergie de qualité commerciale.
• Communication par relais de protection : Envoi des signaux de déclenchement via le protocole IEC 61850 au système SCADA de l'usine.

Configurations principales : Bus unique vs. Anneau

Le choix entre une barre omnibus unique et un système de distribution en boucle (RMU) dépend de la taille de la centrale, des exigences de disponibilité et des contraintes budgétaires. Pour les centrales de moins de 25 MW, une configuration à barre omnibus unique avec un seul départ est courante en raison d'un investissement initial moindre. Cependant, cette configuration présente un point de défaillance unique : en cas de défaillance de la barre omnibus, la centrale entière est déconnectée du réseau.

Pour les grandes centrales, je recommande une configuration en anneau où chaque départ peut être alimenté par deux directions. Lors d'un projet réalisé en 2021 au Texas, nous avons utilisé une topologie en anneau qui nous a permis d'isoler une section de câble endommagée sans interruption de production pour le reste de la centrale (60%). L'opération d'isolation a duré 3 heures, alors qu'une configuration à bus unique aurait nécessité un arrêt complet de la centrale pendant 8 heures.

Comparaison des configurations

Schémas de protection et coordination des relais

La coordination de la protection dans une centrale photovoltaïque est particulière car la contribution du courant de défaut des onduleurs est limitée à environ 1,1 à 1,5 fois le courant nominal, contrairement aux générateurs synchrones qui peuvent y contribuer 5 à 6 fois. De ce fait, les relais de surintensité (ANSI 50/51) sont souvent inefficaces pour détecter les défauts sur les départs. Je privilégie donc la protection différentielle (ANSI 87) pour les transformateurs et la protection directionnelle contre les surintensités pour les défauts côté réseau.

Lors d'un test de mise en service en 2022, nous avons injecté des courants de test secondaires dans le relais afin de vérifier ses valeurs de seuil. Le seuil du relais 51P a été réglé à 1,2 A (secondaire) avec un temporisateur de 0,3, se déclenchant en 450 ms pour un seuil de déclenchement de 10x. Cependant, pour les défauts côté onduleur, nous avons utilisé des relais de sous-tension (ANSI 27) et de surtension (ANSI 59) avec un délai de 500 ms afin d'éviter l'îlotage.

Éléments de protection essentiels

1. ANSI 87T : Protection différentielle du transformateur contre les défauts internes entre phases.
2. ANSI 50N/51N : Protection contre les défauts à la terre par transformateurs de courant à noyau équilibré.
3. ANSI 81O/U : Protection contre les surfréquences et les sous-fréquences pour répondre aux exigences de tenue de charge du code réseau.
4. ANSI 25 : Vérification de synchronisation pour la fermeture du disjoncteur principal.

Données d'essais sur le terrain et de mise en service

La mise en service des appareillages moyenne tension exige des essais d'injection primaire et secondaire rigoureux. Dans le cadre d'un projet récent au Chili, nous avons réalisé un essai d'injection primaire sur un disjoncteur de 35 kV à l'aide d'un banc d'essai de 2 000 A. Le disjoncteur s'est déclenché à 1,05 fois le courant nominal en 20 ms, confirmant ainsi la précision du déclencheur. Nous avons également effectué un test d'intégrité du vide, qui a mesuré un niveau de vide de 1,2 × 10⁻⁷ mbar, largement inférieur à la plage acceptable.

Un test crucial souvent négligé est le test de décharge partielle (DP). Nous utilisons un capteur de tension de terre transitoire (TEV) pour détecter les décharges partielles (DP) aux extrémités des câbles. Lors d'un projet mené en 2020, ce test a permis d'identifier une terminaison défectueuse qui aurait cédé en moins de six mois. Son remplacement a coûté 1 400 £, tandis qu'une défaillance catastrophique aurait engendré des pertes de production et de remplacement d'équipements estimées à 120 000 £.

Liste de contrôle de mise en service standard

• Inspection visuelle pour détecter toute contamination ou connexion desserrée.
• Test Megger (résistance d'isolement) à 5 kV, valeur minimale 1 GΩ.
• Test de résistance de contact (micro-ohmmètre), maximum 150 µΩ.
• Test de temporisation du disjoncteur (ouverture/fermeture en moins de 50 ms).
• Test fonctionnel de tous les relais auxiliaires et alarmes.

Conformité aux codes et normes du réseau

Les appareillages de commutation moyenne tension pour centrales photovoltaïques doivent être conformes aux normes CEI 62271-200 Pour les appareillages de commutation et de commande à courant alternatif sous enveloppe métallique. Cette norme définit les essais de défaut d'arc interne, garantissant ainsi la protection du personnel en cas de défaut interne. Je vérifie systématiquement que l'appareillage a réussi un essai d'arc interne à 20 kA pendant 0,3 seconde, conformément au cahier des charges. Pour une solution complète, Armoire de distribution haute tension PV 10-35 kV est conçu pour répondre à ces exigences rigoureuses.

Les exigences de raccordement au réseau sont régies par les normes nationales, telles que la norme américaine IEEE 1547 ou la norme européenne EN 50549-1. Ces normes imposent des courbes de tenue aux variations de tension et de fréquence spécifiques. Par exemple, un appareillage de commutation 35 kV doit rester connecté lors d'une chute de tension à 0,15 psi pendant 150 ms. Les relais de protection doivent être configurés pour permettre ce maintien de la tension sans déclenchement, ce qui nécessite une coordination précise avec les commandes de l'onduleur. L'intégration de l'appareillage de commutation avec le réseau électrique est cruciale. Sous-station préfabriquée intégrée intelligente PV simplifie cette coordination en fournissant un système de protection unifié et testé en usine.

Pour la distribution en aval, le tableau de distribution moyenne tension se connecte sans interruption au réseau. Armoire de distribution basse tension PV 400 V CA, garantissant ainsi une chaîne d'alimentation complète de l'onduleur au réseau. De plus, une gestion et une connexion correctes des câbles au tableau de distribution sont essentielles ; l'utilisation d'un système fiable structure de montage PV fixe à un seul pieu et une seule colonne Le réseau minimise les interférences au niveau du sol avec le cheminement des câbles, réduisant ainsi le risque de dommages accidentels aux câbles moyenne tension.

Pour référence faisant autorité, la Commission électrotechnique internationale fournit le cadre d'essai des appareillages de commutation, et Laboratoire national des énergies renouvelables (NREL) publie des recherches approfondies sur l'intégration des centrales photovoltaïques au réseau. De plus, Institut de recherche sur l'énergie électrique (EPRI) propose des directives sur la fiabilité des équipements moyenne tension que je consulte pour chaque conception de projet.