Poste de stockage de longue durée de 2000 kW : transformateur principal N+1 + 8 h/16 MWh, lecture approfondie du code de réseau et de la capacité
PCS de 2000 kW · LDES de 8 h/16 MWh · transformateur principal 2×S13-M-2000/35 (N+1) · alimentation 35 kV · 83 clusters
1 · TL;DR Conclusion
Conclusion : cette sous-station de stockage de longue durée de 2000 kW utilise un PCS de 2000 kW + une batterie de 16063 kWh/8 h (83 clusters · 768 V CC) + 2 grands transformateurs principaux S13-M-2000/35 (N+1) sur un réseau de 35 kV. nMinus1 passe (84 % de charge après la mise hors service d'un transformateur) ; l'écrêtement des pointes (écart de 0,13 $/kWh) permet d'économiser ≈379 600 $/an ; équipement ≈ 2 314 905 $, EPC ≈ 2 900 000 $ (niveau de faisabilité).
- •LDES 2000 kW / 16063 kWh = 8 h, DOD 0,9 (17848 kWh nominaux), 83 clusters × 215 kWh, 768 V CC
- •Grand transformateur principal 2×S13-M-2000/35 (N+1) ; nMinus1 passe — 84 % de charge après la mise hors service d'une unité
- •Écrêtage : 2000 kW × 4 h × 0,13 $/kWh = ≈379 600 $/an (base V24)
- •Alimentation 35 kV ; court-circuit BT 36,54 kA, coupure 50 kA (1,4×) · MT 25 kA (3×)
- •Pertes 4 510 068 kWh/an (541 208 $/an) ; l'amélioration vers SH15 amorphe est amortie en seulement 2,4 ans
2 · Solution Overview
Le stockage d'énergie de longue durée (LDES) offre une charge/décharge de plus de 4 heures, voire de plusieurs jours, pour l'écrêtement des pointes sur plusieurs jours, la régulation de fréquence et la réserve, généralement via des batteries à flux, l'hydroélectricité pompée ou l'air comprimé. Il s'agit d'une station de 2000 kW d'une durée de 8 h/16 MWh, sur un réseau de 35 kV, avec 2 transformateurs principaux de 2000 kVA (N+1).
| Source | Role | Share kW | Share |
|---|---|---|---|
| Grid 35 kV | base | 0 kW | 0% |
| BESS 2000 kW / 16000 kWh | variable | 1600 kW | 100% |
3 · Design Process & Rationale
1. Identification des besoins
Une station de longue durée est centrée sur la durée et la capacité (2000 kW · 8 h) ; les points décisifs sont le grand transformateur principal et la base du code de réseau — ciblant l'écrêtement de pointe sur plusieurs jours, la régulation de fréquence et la réserve.
2. Dimensionnement de la durée
2000 kW PCS × 8 h = 16063 kWh utiles (DOD 0,9 → 17848 kWh nominaux), 83 clusters × 215 kWh à 768 V DC ; 8 h est un palier typique de longue durée (pompage / air comprimé / flux).
3. Grand transformateur principal
2000 kW / 0,95 ≈ 2105 kVA → 2×2000 kVA (N+1, une unité supporte 84%), S13-M-2000/35 — répondant au raccordement de grande capacité et à la fiabilité.
4. Conception de redondance
N+1 fait passer nMinus1 : après la mise hors service d'un transformateur, les 2000 kVA restants couvrent 84% de la charge (sdKva 1684), assurant une alimentation continue.
5. Protection et coordination
Coordination de surintensité 50/51 ; court-circuit BT selon IEC 60909 de 36,54 kA, coupure BT de 50 kA (marge de 1,4×) et MT de 25 kA (3×), V19 passe.
6. Qualité de l'énergie
Harmoniques du redresseur PCS haute puissance THDi 20% → réacteur désaccordé + APF/SVG ; la compensation réactive maintient PF ≥ 0,95.
7. Pertes et économie
Le grand transformateur perd 4 510 068 kWh/an (541 208 $/an), une part significative ; la mise à niveau amorphe SH15 économise 6 920 kWh/an et s'amortit en seulement 2,4 ans.
8. Code de réseau
Le comptage côté haute tension 35 kV nécessite CT 0.2S / PT 0.2 (V12) ; le raccordement LDES doit être confirmé par rapport au code de réseau local (rampe / fréquence primaire / LVRT).
Pain Points → Solution → Evidence
Les raccordements de grande capacité exigent une fiabilité/redondance élevée du transformateur
2 transformateurs principaux de 2000 kVA en N+1, nMinus1 réussi
verdict nMinus1=réussi · sdKva 1684 · 84 % de charge après une sortie
La batterie de longue durée de 8 h est énorme et très capitalistique
2000 kW × 8 h = 16 MWh (83 clusters · 768 V CC)
capacitySummary storageHours=8 ; storageBattery 83 clusters
Les pertes du grand transformateur augmentent les factures à long terme
Le transformateur principal amorphe SH15 économise 6 920 kWh/an
transformerTco.upgrade : retour sur investissement 2,4 ans · 830 $/an
Exigences du code de réseau (ramp / fréquence / LVRT) peu claires
Comptage côté haute tension 35 kV + conformité IEC + confirmation du code de réseau
Exigence de comptage V12 ; toConfirm gridCodeNote en attente
4 · Key Parameter Deep-Read
| Parameter | Value | Basis | Impact & Boundary |
|---|---|---|---|
| Transformateur principal | 2×2000 kVA (S13-M-2000/35) | 2000 kW / 0,95 ≈ 2105 kVA → N+1 double 2000 kVA | Charge de 84% après un déclenchement, nMinus1 passe Durée plus longue / puissance plus élevée nécessite un palier de 2500/3150 kVA |
| Puissance du PCS | 2000 kW | Charge/décharge haute puissance suiveuse de réseau | Capacité d'écrêtage et de fréquence Le PCS doit correspondre aux ordres de dispatch du réseau |
| Énergie de stockage | 16063 kWh utiles / 17848 kWh nominaux | 2000 kW × 8 h ; DOD 0,9 | 8 h de longue durée pour l'écrêtage sur plusieurs jours La technologie flow / pompage / air comprimé limite la durée |
| Grappes de batteries | 83 × 215 kWh | 768 V CC · 240 en série · cellule 3,2 V · 280 Ah | Mise en parallèle de grappes à grande échelle La cohérence entre grappes / l'équilibrage du BMS est le point focal de l'exploitation et maintenance |
| Niveau de court-circuit | BT 36,54 kA · 50 kA de coupure | IEC 60909 · hypothèse Ssc 500 MVA | Coupure BT 1,4× · MT 3× Ssc réelle à confirmer avec le gestionnaire de réseau |
| Pertes | 4 510 068 kWh/an · 541 208 $/an | À vide 1,12 kW + charge 17,4 kW · 84% de charge | Les pertes des grands transformateurs sont importantes SH15 amorphe rentabilisé en 2,4 ans |
5 · Drawing Deep-Read
The following drawings are shown for reference (full set in the configurator “View design document”):
6 · Operation Demo (Deep-Read)
Flux énergétique
En heures creuses, le réseau 35 kV charge la batterie de 16 MWh via le transformateur principal et la rectification du PCS ; en heures pleines, la batterie se décharge par inversion du PCS → transformateur principal → bus 35 kV (2000 kW), avec un support de 8 h couvrant des fenêtres creuses/pleines plus larges.
Fonctionnement 24h
Courbe d'une journée type : la charge/décharge de longue durée couvre des fenêtres plus larges, écrêtant 2000 kW × 4 h avec 8 h soutenant l'écrêtement et la réserve sur plusieurs jours — illustrant l'effet d'ordre temporel du LDES.
Économie
2000 kW × 4 h × 0,13 $/kWh = ≈379 600 $/an ; équipement 2 314 905 $, EPC 2 900 000 $ ; le LDES ajoute une valeur d'écrêtement multi-jours / fréquence / réserve en plus.
LCC (coût du cycle de vie)
À 6 % d'actualisation, S13 → SH15 amorphe économise 6 920 kWh/an (≈830 $), retour sur investissement en 2,4 ans — la mise à niveau du grand transformateur offre le meilleur rapport coût-bénéfice.
Other views (shown): Qualité de l'énergie et harmoniques · Profil de tension · Caractéristiques du schéma · Déclassement environnemental
7 · Economics & Payback
Équipement total ≈ 2 314 905 $, EPC ≈ 2 900 000 $ (y compris BESS/transformateurs principaux/distribution). L'écrêtement de pointe de 2000 kW × 4 h × 0,13 $/kWh permet d'économiser ≈379 600 $/an ; les pertes coûtent 541 208 $/an (transformateur de grande taille fortement chargé), SH15 amorphe économise 6 920 kWh/an (830 $/an, retour sur investissement de 2,4 ans). Le principal modèle économique du moteur est centré sur le PV ; utilisez la base d'écrêtement + fréquence/réserve pour la valeur du LDES (niveau de faisabilité).
8 · FAQ
Quel transformateur principal pour le stockage de longue durée ?
Comment est configurée la batterie de 8 h ?
Stockage longue durée vs courte durée ?
Combien cela permet-il d'économiser ?
Pourquoi utiliser la redondance N+1 ?
Qu'en est-il des pertes élevées du grand transformateur ?
La capacité de court-circuit de 35 kV est-elle suffisante ?
Quels points du code de réseau surveiller ?
Quand est-ce rentabilisé ?
Comment sont gérés les harmoniques ?
Special Considerations
- La connexion LDES doit confirmer le taux de rampe, la réponse de fréquence primaire et la LVRT par rapport au code de réseau local (toConfirm gridCodeNote).
- Les pertes du grand transformateur sont élevées ($541,208/an) ; la mise à niveau amorphe SH15 a le meilleur rapport coût-bénéfice (retour sur investissement de 2.4 ans).
- 83 clusters en parallèle — la cohérence inter-clusters et l'équilibrage du BMS sont au cœur de l'O&M (idem pour la seconde vie / la technologie de flux de longue durée).
- N+1 nMinus1 passe, mais confirmez le Ssc réel avec la compagnie d'électricité (36.54 kA est basé sur l'hypothèse de 500 MVA).
- Estimations au niveau de faisabilité ; les dessins sont schématiques, en attente de raffinement par l'institut de conception.
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