Protocoles de communication BESS : comment les systèmes de stockage d’énergie communiquent en interne et en externe
2026-11-10
Introduction
Un système de stockage d’énergie par batterie (BESS) se compose de plusieurs équipements qui doivent échanger des informations pour fonctionner de manière coordonnée. Les systèmes de gestion de batterie (BMS) surveillent l’état des cellules, les systèmes de conversion de puissance (PCS) régulent la charge et la décharge, les systèmes de gestion de l’énergie (EMS) coordonnent les stratégies d’exploitation, et les compteurs mesurent les paramètres électriques en différents points de l’installation.
Ces équipements ne peuvent pas fonctionner de manière indépendante. Ils doivent échanger des mesures, des états de fonctionnement, des alarmes, des signaux de protection et des commandes de contrôle. Le BESS doit également communiquer avec des systèmes externes, tels que les centres de conduite du réseau, les plateformes de supervision et les centrales électriques virtuelles (VPP).
Différentes technologies de communication répondent à des besoins distincts. CAN et Modbus sont couramment utilisés pour la communication entre les équipements internes, tandis que les protocoles IEC 60870-5-104 et IEC 61850 sont fréquemment envisagés pour les communications avec les systèmes liés au réseau électrique. RS-485 fournit une interface de communication physique, tandis que les signaux d’entrée et de sortie numériques (DI/DO) prennent en charge des fonctions plus simples de signalisation d’état et de commande.
La compréhension de ces différences est importante lors de la conception de l’architecture de communication d’un BESS. Le choix des protocoles influe sur la compatibilité des équipements, les échanges de données, la réactivité des commandes, l’intégration du système et la capacité du système de stockage à répondre aux exigences spécifiques du projet en matière de raccordement au réseau.
Cet article explique comment fonctionne la communication à l’intérieur et à l’extérieur d’un BESS, quels protocoles et interfaces sont couramment utilisés, comment les différentes technologies de communication sont intégrées et quels critères les ingénieurs doivent prendre en compte lors du choix d’une solution de communication.
1. Comment fonctionne la communication dans un système de stockage d’énergie par batterie ?
La communication dans un BESS peut généralement être divisée en deux niveaux : la communication interne et la communication externe.
La communication interne relie les équipements au sein du système de stockage d’énergie. Elle permet aux contrôleurs de batterie, aux unités PCS, aux compteurs, aux dispositifs de surveillance environnementale, aux systèmes de protection incendie et aux plateformes EMS d’échanger des informations sur leur fonctionnement.
La communication externe relie le BESS aux systèmes situés en dehors de l’installation. Il peut s’agir des centres de conduite du réseau, des gestionnaires de réseaux de distribution, des systèmes SCADA à l’échelle de l’installation, des plateformes VPP et des plateformes de surveillance à distance.
Bien que ces deux niveaux répondent à des objectifs différents, ils sont étroitement liés. Les informations collectées par les équipements internes sont traitées par l’EMS ou une passerelle de communication avant d’être transmises à une plateforme externe. Dans le sens inverse, les instructions d’exploitation provenant de systèmes externes peuvent être reçues par l’EMS, puis distribuées aux équipements concernés.
Communication interne : connexion des équipements du BESS
Au sein d’un BESS, chaque équipement remplit une fonction spécifique de surveillance ou de contrôle.
Le système de gestion de batterie (BMS) surveille les conditions de fonctionnement de la batterie, notamment la tension des cellules, la température, le courant et l’état de charge (SOC). Selon l’architecture du système, les unités de surveillance de la batterie peuvent collecter les informations au niveau des cellules et les transmettre à un contrôleur de batterie ou au BMS.
Le PCS échange des informations avec le BMS et l’EMS afin de coordonner la charge et la décharge. Les données couramment échangées comprennent les limites de fonctionnement de la batterie, la puissance active, la puissance réactive, l’état de fonctionnement et les informations relatives aux défauts.
L’EMS collecte les informations provenant du PCS, du BMS, des compteurs d’énergie et des autres sous-systèmes. Il utilise ces informations pour gérer les programmes de charge, la puissance délivrée, les modes de fonctionnement et le dispatching de l’énergie conformément à la stratégie de contrôle du projet.
Le tableau suivant présente les relations de communication courantes au sein d’un BESS.
| Connexion entre équipements | Méthode de communication courante | Informations généralement échangées |
| Unité de surveillance de la batterie ↔ Contrôleur de batterie | CAN | Tension des cellules, température, données d’échantillonnage |
| BMS ↔ PCS | CAN ou Modbus | SOC, tension, courant, limites de charge/décharge, alarmes |
| PCS ↔ EMS | Modbus TCP ou Modbus RTU | Puissance active/réactive, état de fonctionnement, commandes de contrôle |
| Compteur d’énergie ↔ EMS | Modbus RTU ou Modbus TCP | Tension, courant, puissance, fréquence, énergie |
| EMS ↔ Plateforme externe | IEC 60870-5-104, IEC 61850 ou autres interfaces spécifiques au projet | Mesures, états, alarmes, commandes de contrôle |
Il s’agit d’exemples courants et non d’exigences universelles. Les méthodes de communication réelles dépendent des fabricants des équipements, de l’architecture du système, des interfaces disponibles et des spécifications du projet.
Par exemple, un système de batteries peut utiliser CAN entre les contrôleurs de batterie et le BMS, tandis que le PCS communique avec l’EMS via Modbus TCP. Un autre système peut utiliser Modbus RTU pour certains équipements internes. L’architecture de communication doit donc être confirmée lors de la sélection des équipements et de l’intégration du système.
Communication externe : connexion du BESS au réseau électrique et aux plateformes énergétiques
La communication externe permet à un BESS de participer à des opérations plus larges du système électrique.
Pour les projets raccordés au réseau, le système de stockage peut devoir transmettre en temps réel des informations sur son fonctionnement à un centre de conduite du réseau. Ces informations peuvent inclure la puissance active, la puissance réactive, le SOC, la tension, le courant, la fréquence, l’état de fonctionnement et les alarmes.
Le centre de conduite du réseau peut également envoyer des instructions d’exploitation, telles que des consignes de puissance active, des commandes de puissance réactive, des exigences relatives au facteur de puissance ou d’autres signaux de contrôle spécifiés dans le cadre du projet.
Pour les applications VPP, la communication permet de coordonner le fonctionnement de plusieurs ressources énergétiques distribuées. Une plateforme VPP peut surveiller plusieurs systèmes de stockage, installations photovoltaïques et autres actifs pilotables. Elle peut agréger leurs capacités disponibles et coordonner la charge ou la décharge en fonction des signaux du marché ou des exigences du réseau.
L’interface de communication externe doit donc prendre en charge les points de données, les fonctions de contrôle, les exigences de reporting et les caractéristiques de réponse définis par le projet.
2. Protocoles de communication externe utilisés dans les BESS
Les protocoles de communication externe sont sélectionnés en fonction des exigences de raccordement au réseau, de la plateforme destinataire et des fonctions que le système de stockage d’énergie doit assurer.
Deux normes importantes dans les applications des systèmes électriques sont IEC 60870-5-104 et IEC 61850. Elles ne sont pas interchangeables dans toutes les applications, et leur utilisation dépend de l’architecture de communication spécifiée pour le projet.
IEC 60870-5-104 : communication avec les systèmes de conduite du réseau
IEC 60870-5-104, communément appelé IEC 104, est un protocole de téléconduite utilisé pour la surveillance et le contrôle des systèmes électriques. Il fonctionne sur les réseaux TCP/IP et est largement utilisé pour la communication entre les postes électriques, les centres de conduite et d’autres équipements des systèmes électriques. Son port TCP standard est le 2404.
Dans un projet BESS, IEC 104 peut fournir une interface entre l’EMS ou une passerelle de communication et un système externe de conduite du réseau.
Dans un projet BESS, IEC 104 peut fournir une interface entre l’EMS ou une passerelle de communication et un système externe de conduite du réseau.
Les échanges de données typiques comprennent :
- Télémesures : puissance active, puissance réactive, tension, courant, fréquence, SOC et autres mesures.
- Télésignalisation : états de fonctionnement, positions des disjoncteurs, disponibilité des équipements et informations relatives aux alarmes.
- Télécommande : commandes de contrôle à distance, telles que les commandes de commutation ou les consignes de puissance active, lorsque le projet les prend en charge.
- Télé réglage : ajustements des consignes et autres paramètres de fonctionnement, selon les fonctions de contrôle configurées.
Par exemple, un centre de conduite du réseau peut envoyer une consigne de puissance active à un BESS via IEC 104. L’EMS reçoit cette consigne, vérifie qu’elle se situe dans la plage de fonctionnement autorisée, puis coordonne la réponse par l’intermédiaire du PCS et du système de contrôle de la batterie.
La séquence de contrôle réelle dépend de la logique de commande du projet, des capacités des équipements et des exigences du réseau. Un protocole de communication peut transmettre une commande, mais il ne détermine pas à lui seul si le système de batteries est autorisé à l’exécuter.
IEC 104 est donc couramment envisagé pour les projets nécessitant une communication de téléconduite normalisée avec les systèmes de conduite du réseau.
IEC 61850 : communication dans les postes électriques numériques et les systèmes d’automatisation électrique
IEC 61850 est une norme de communication plus large destinée à l’automatisation des réseaux électriques. Elle définit des modèles de données, des services de communication et des méthodes d’ingénierie permettant l’échange d’informations entre les dispositifs électroniques intelligents (IED).
Dans les projets BESS, IEC 61850 peut être exigé lorsque le système de stockage doit être intégré à des postes électriques numériques, à des systèmes d’automatisation des réseaux ou à d’autres infrastructures électriques utilisant une communication basée sur IEC 61850.
Trois mécanismes de communication importants associés à IEC 61850 sont MMS, GOOSE et les valeurs échantillonnées (SV).
MMS (Manufacturing Message Specification)
MMS prend en charge la communication client-serveur entre les équipements et les systèmes de supervision. Il est couramment utilisé pour accéder aux mesures, aux états des équipements, aux rapports et aux informations liées au contrôle.
Dans une application BESS, un EMS ou une passerelle peut utiliser une communication basée sur MMS pour échanger des informations de fonctionnement avec un système de poste électrique compatible avec IEC 61850.
GOOSE (Generic Object-Oriented Substation Event)
GOOSE prend en charge la communication événementielle entre les dispositifs électroniques intelligents. Il est conçu pour transmettre rapidement les changements d’état et les informations relatives aux événements.
Ses applications typiques comprennent les signaux liés à la protection, les verrouillages et la coordination entre les équipements d’un poste électrique. Dans une installation BESS, GOOSE peut être utilisé lorsque le projet nécessite un échange rapide d’événements ou une coordination liée à la protection entre des équipements compatibles.
SV (Sampled Values)
Les valeurs échantillonnées (SV) sont utilisées pour transmettre des données de mesure échantillonnées, généralement des mesures de courant et de tension, dans les architectures de postes électriques numériques.
Elles sont particulièrement pertinentes pour les applications de bus de processus dans les postes électriques numériques. La nécessité d’utiliser SV dans un projet BESS dépend de la conception du poste électrique et de l’architecture de mesure.
Il est important de distinguer ces mécanismes plutôt que de considérer IEC 61850 comme une fonction de communication unique. MMS, GOOSE et SV répondent à des objectifs différents, et leurs performances dépendent de la conception du réseau, de l’implémentation des équipements, de la configuration et de l’application concernée.
Tous les projets BESS n’ont pas besoin de ces trois mécanismes. Les services IEC 61850 requis doivent être confirmés au regard des spécifications de raccordement au réseau et des exigences d’interface du système destinataire.
Communication entre un BESS et les centrales électriques virtuelles
Une centrale électrique virtuelle agrège plusieurs ressources énergétiques distribuées et coordonne leur fonctionnement au moyen d’une plateforme centrale.
Un BESS connecté à une VPP peut devoir fournir des informations telles que :
- Puissance de charge et de décharge disponible
- Puissance active et réactive instantanée
- SOC et énergie disponible
- État de fonctionnement et alarmes
- Disponibilité et contraintes opérationnelles
La VPP peut envoyer des commandes de charge, de décharge ou d’ajustement de la puissance active en fonction de sa stratégie de dispatching.
Contrairement à une interface classique de conduite du réseau, les exigences de communication des VPP peuvent varier considérablement selon les opérateurs de plateformes et les marchés. Certains projets utilisent des protocoles normalisés pour les systèmes électriques, tandis que d’autres s’appuient sur des API spécifiques aux fournisseurs ou des interfaces de communication basées sur l’IoT.
La conception de la communication doit préciser quel système est responsable de l’émission des commandes de contrôle, comment les limites de fonctionnement sont appliquées et comment les commandes contradictoires sont gérées. Ces aspects sont particulièrement importants lorsque le BESS doit répondre à la fois aux stratégies de l’EMS local et aux instructions de dispatching externes.
3. Protocoles de communication interne utilisés dans les BESS
Les technologies de communication interne relient les différents équipements au sein d’un système de stockage d’énergie. Leur choix dépend du volume de données échangées, de la distance de communication, des exigences de réactivité, des interfaces des équipements et de l’architecture du système.
Plusieurs technologies sont couramment utilisées dans les conceptions de BESS, mais elles n’appartiennent pas toutes à la même catégorie technique.
Bus CAN : communication entre les contrôleurs de batterie et le BMS
Le Controller Area Network (CAN) est un bus de communication largement utilisé dans les systèmes de contrôle embarqués et les applications de gestion de batterie.
Dans un BESS, CAN est couramment utilisé pour échanger des informations entre les unités de surveillance de la batterie, les contrôleurs de batterie et d’autres dispositifs de contrôle compatibles.
Les données typiques comprennent :
- Informations sur la tension et la température des cellules
- Tension et courant de la batterie
- SOC et état de santé (SOH)
- Limites de charge et de décharge
- Alarmes de la batterie et état des protections
CAN convient à la communication entre des dispositifs de contrôle distribués qui nécessitent un échange fiable de messages.
Toutefois, la compatibilité CAN ne se limite pas à la simple présence d’un port CAN. Les équipements doivent utiliser des spécifications de communication compatibles, notamment les identifiants de messages, les formats de données, les définitions des signaux et les paramètres de communication.
Pour l’intégration du système de batteries, le BMS et le PCS ou le contrôleur de batterie connecté doivent prendre en charge des définitions de données compatibles. Dans le cas contraire, une simple connexion physique CAN ne garantit pas un échange correct des données.
Modbus TCP : communication des équipements via Ethernet
Modbus TCP est une implémentation du protocole applicatif Modbus basée sur Ethernet. Il est couramment utilisé pour la communication entre l’EMS, le PCS, les compteurs d’énergie et d’autres équipements industriels.
Contrairement à la communication Modbus série, Modbus TCP fonctionne sur des réseaux Ethernet et utilise TCP/IP pour le transport des données.
Les applications typiques dans un BESS comprennent :
- Lecture des paramètres de fonctionnement du PCS
- Surveillance des mesures des compteurs d’énergie
- Échange des consignes de puissance active et réactive
- Lecture des états des équipements et des alarmes
- Communication avec les contrôleurs industriels et les systèmes de surveillance
Par exemple, l’EMS peut lire la puissance active, la puissance réactive, la tension DC et l’état de fonctionnement du PCS via Modbus TCP. Il peut ensuite utiliser ces informations pour coordonner la stratégie de charge et de décharge du système.
Modbus TCP est relativement simple à intégrer lorsque les équipements connectés disposent de tables de registres et de paramètres de communication compatibles.
Lors de l’intégration, les ingénieurs doivent vérifier les adresses des registres, les types de données, l’ordre des octets, les facteurs d’échelle, les unités et les autorisations de lecture/écriture. Deux équipements peuvent tous deux prendre en charge Modbus TCP sans pour autant parvenir à échanger des données exploitables si leurs définitions de registres diffèrent.
Modbus RTU : communication série entre les équipements d’un BESS
Modbus RTU est une implémentation série du protocole Modbus. Il est couramment utilisé pour la communication entre équipements industriels via des interfaces série, notamment RS-485.
Dans un BESS, Modbus RTU peut relier les compteurs d’énergie, les dispositifs de surveillance environnementale, les équipements électriques et d’autres sous-systèmes à l’EMS ou à une passerelle de communication.
Les informations généralement échangées comprennent:
- Mesures de tension et de courant
- Puissance active et réactive
- Fréquence et facteur de puissance
- Consommation et production d’énergie
- État de fonctionnement des équipements
Une configuration courante utilise une connexion série RS-485 avec une communication Modbus RTU. Plusieurs équipements peuvent partager un même bus série lorsque la topologie du réseau, l’adressage des équipements et les exigences électriques sont correctement définis.
Par rapport à Modbus TCP, qui repose sur Ethernet, Modbus RTU nécessite une attention particulière aux paramètres de communication série, notamment le débit en bauds, la parité, les bits d’arrêt et les adresses des équipements.
Le nombre d’équipements, la distance de communication, la fréquence d’interrogation et le volume total de données doivent également être pris en compte lors de la conception du réseau série.
RS-485, DI/DO et MQTT : autres interfaces et technologies de communication
En plus de CAN et Modbus, les installations BESS peuvent utiliser d’autres interfaces et technologies de communication.
Il est important de distinguer leurs fonctions.
RS-485
RS-485 est une norme d’interface électrique destinée à la communication série. Elle définit les caractéristiques électriques plutôt qu’un protocole de données au niveau applicatif.
Elle est couramment utilisée comme interface physique pour la communication Modbus RTU entre l’EMS et les équipements de terrain.
DI/DO (entrées et sorties numériques)
Les entrées et sorties numériques sont utilisées pour échanger des signaux binaires simples entre les équipements.
Par exemple, un BESS peut utiliser des signaux DI pour recevoir des informations externes sur l’état d’un arrêt d’urgence, la position d’un disjoncteur ou des alarmes incendie. Les signaux DO peuvent servir à transmettre l’état des équipements ou à déclencher des circuits de commande externes.
Les DI/DO sont utiles pour les fonctions simples de signalisation d’état et de commande, mais ne remplacent pas un protocole de communication capable d’échanger des mesures structurées et des données détaillées sur le fonctionnement du système.
MQTT et communication IoT
MQTT est un protocole de messagerie léger couramment utilisé dans les applications IoT. Il permet l’échange de messages selon un modèle de publication-abonnement.
Dans les projets BESS, MQTT peut être utilisé pour la supervision à distance, la collecte de données dans le cloud et la communication avec les plateformes de gestion de l’énergie ou de supervision.
Par exemple, un EMS ou une passerelle peut publier des données de fonctionnement sur un broker MQTT, permettant ainsi à une plateforme distante de s’abonner aux informations pertinentes.
MQTT n’est pas automatiquement adapté à toutes les applications de contrôle du réseau électrique. Son utilisation dépend des exigences du projet en matière de cybersécurité, de l’architecture réseau, des responsabilités de contrôle et des performances de communication requises.
4. Comment les différents protocoles de communication sont-ils intégrés dans un BESS ?
Un BESS repose rarement sur une seule technologie de communication. Selon leurs fonctions et leurs fabricants, les différents équipements peuvent utiliser des protocoles et des interfaces distincts.
L’EMS ou une passerelle de communication dédiée joue généralement un rôle important dans la coordination de ces connexions et la mise à disposition des données pertinentes pour les autres systèmes.
Architecture de communication type d’un BESS
Prenons l’exemple d’un BESS raccordé au réseau avec l’architecture de communication suivante :
- Les unités de surveillance des batteries communiquent avec les contrôleurs de batterie via CAN.
- Le BMS échange les informations de fonctionnement des batteries avec le PCS via CAN ou une autre interface prise en charge.
- Le PCS communique avec l’EMS via Modbus TCP.
- Le compteur d’énergie communique avec l’EMS via Modbus RTU sur RS-485.
- L’EMS ou la passerelle de communication échange des données avec le système externe de conduite du réseau via IEC 60870-5-104.
Il s’agit d’une architecture illustrative et non d’une configuration obligatoire. Les connexions réelles dépendent des équipements sélectionnés et des exigences de communication définies pour le projet.
Le flux global des données peut être compris en trois étapes.Étape 1 : Collecte des données provenant des équipements internes
L’EMS collecte les données de fonctionnement du BMS, du PCS, du compteur d’énergie et des autres équipements connectés.
Par exemple, le BMS fournit le SOC et les limites de fonctionnement de la batterie, le PCS transmet les informations relatives à la puissance active et réactive, tandis que le compteur d’énergie fournit les mesures au point de raccordement au réseau.
L’EMS utilise ces données pour connaître l’état de fonctionnement actuel du système.
Étape 2 : Traitement des données et mappage des protocoles
L’EMS ou la passerelle organise les informations collectées selon un modèle de données commun ou un format de communication externe.
Ce processus ne se limite pas à convertir les données d’un protocole à un autre. Les ingénieurs doivent définir la manière dont chaque point de données est représenté et interprété dans les différents systèmes connectés.
Les principaux paramètres de mappage comprennent :
- Adresse de registre ou d’objet : identifie l’emplacement des données dans l’équipement source et celui où elles doivent apparaître dans le système récepteur.
- Type de données : définit si la valeur est un entier, un nombre à virgule flottante, une valeur booléenne ou un autre format de données.
- Facteur d’échelle : détermine comment les valeurs brutes des registres sont converties en valeurs d’ingénierie.
- Unité de mesure : garantit que les valeurs telles que kW, kWh, V, A et les pourcentages sont interprétées de manière cohérente.
- Sens de transmission des données : définit si le point de données est lu depuis un équipement, écrit dans celui-ci ou échangé dans les deux sens.
- Autorisations de commande : précisent quel système est autorisé à envoyer des commandes et dans quelles conditions.
- Qualité de communication et délai d’expiration : déterminent comment les données manquantes, retardées ou invalides sont identifiées et traitées.
Par exemple, le PCS peut fournir la puissance active via un registre Modbus. L’EMS lit cette valeur, applique le type de données et le facteur d’échelle appropriés, puis la mappe vers l’objet d’information IEC 104 correspondant afin de la transmettre au centre de conduite du réseau.
Si le registre est interprété de manière incorrecte, le système externe peut recevoir une valeur de puissance erronée, même si la connexion de communication physique fonctionne correctement.
Étape 3 : Échange de données externe et exécution des commandes
Une fois que l’EMS ou la passerelle a préparé les données requises, il transmet les mesures, les états des équipements et les alarmes à la plateforme externe via le protocole configuré.
Les commandes reçues du système externe suivent le chemin inverse. Avant de transmettre la consigne ou l’instruction correspondante au PCS, l’EMS vérifie sa conformité aux limites de fonctionnement et à la logique de contrôle du système.
Le BMS continue d’appliquer les contraintes de fonctionnement de la batterie. Par exemple, une commande de charge externe ne peut pas déroger aux limites autorisées de courant de charge ou de température de la batterie.
Cette séparation des responsabilités est importante. Le système externe fournit les instructions de dispatching, l’EMS coordonne le fonctionnement à l’échelle du système, tandis que les systèmes de contrôle de la batterie et de conversion de puissance appliquent les limites propres à leurs équipements respectifs.
Problèmes courants d’intégration de la communication
Les problèmes d’intégration de la communication ne résultent pas toujours d’un mauvais raccordement des câbles. Dans de nombreux cas, le réseau physique fonctionne normalement, mais les équipements connectés n’interprètent pas ou ne traitent pas les données de la même manière.
Les problèmes les plus courants comprennent:
- Mappage incorrect des registres Modbus : l’EMS lit le mauvais registre ou utilise une adresse incorrecte.
- Incohérence des facteurs d’échelle ou des unités : une valeur est interprétée avec un mauvais multiplicateur ou une unité d’ingénierie incorrecte.
- Défaillance de la communication CAN : les contrôleurs de batterie ne parviennent pas à échanger les informations requises avec le BMS ou d’autres équipements connectés.
- Délai d’expiration de la communication : un équipement ne répond pas dans le délai configuré, ce qui entraîne des données manquantes ou obsolètes.
- Adressage incorrect des équipements : plusieurs équipements série utilisent des adresses conflictuelles ou sont mal configurés.
- Implémentations incompatibles d’un même protocole : deux équipements prennent en charge le même protocole, mais utilisent des définitions de données, des paramètres de communication ou des fonctions optionnelles différents.
- Perte de communication externe : l’EMS ou la passerelle perd sa connexion avec le centre de conduite du réseau ou la plateforme distante.
Ces problèmes peuvent entraîner l’absence de certaines mesures, des états d’équipement incorrects, l’échec des commandes de contrôle ou des interruptions du fonctionnement coordonné du système.
Pour cette raison, les essais de communication ne doivent pas se limiter à vérifier si les équipements peuvent se connecter. Ils doivent également confirmer que les données sont correctement interprétées, que les commandes de contrôle sont exécutées comme prévu et que les défaillances de communication sont détectées et traitées de manière appropriée.
5. Comment choisir le bon protocole de communication pour un projet BESS ?
Il n’existe pas de protocole de communication unique adapté à toutes les installations BESS. Le choix doit tenir compte des équipements connectés, des exigences relatives aux interfaces externes, des fonctions de contrôle et des conditions d’exploitation du projet.
Vérifier les exigences de raccordement au réseau et de communication externe
Pour les projets raccordés au réseau, le gestionnaire de réseau ou l’autorité de conduite peut spécifier le protocole de communication requis ainsi que les fonctions d’échange de données.
Par exemple, un projet peut exiger IEC 60870-5-104 pour les télémesures et la télécommande. Un autre projet impliquant un poste électrique numérique peut nécessiter des services IEC 61850.
Ces exigences doivent être confirmées avant de sélectionner l’EMS et la passerelle de communication. Dans le cas contraire, des équipements supplémentaires de conversion de protocoles ou des développements logiciels peuvent s’avérer nécessaires pendant la mise en service.
Confirmer la compatibilité de communication entre les équipements
Le BMS, le PCS, l’EMS, les compteurs d’énergie et les autres équipements doivent prendre en charge des interfaces de communication et des définitions de données compatibles.
Lors de l’évaluation des équipements, les ingénieurs doivent vérifier :
- Les protocoles de communication et les interfaces physiques pris en charge
- Les tables de registres de communication et les listes de points de données
- Les types de données, les unités et les facteurs d’échelle
- Les autorisations de lecture/écriture et les fonctions de contrôle
- Les paramètres de communication et les exigences réseau
- La documentation des protocoles disponible et le support à l’intégration
Par exemple, un équipement prenant en charge Modbus TCP n’est pas nécessairement compatible avec tous les autres équipements utilisant Modbus TCP sans mappage des registres ni configuration appropriée.
Tenir compte des besoins du système en matière de données et de contrôle
Les différentes technologies de communication répondent à des besoins distincts en matière d’échange de données.
CAN est couramment utilisé pour la communication entre les équipements de contrôle des batteries. Modbus TCP et Modbus RTU sont largement utilisés pour la supervision et le contrôle des équipements industriels. IEC 104 et IEC 61850 sont envisagés lorsque le projet nécessite une communication avec les systèmes de conduite du réseau ou les systèmes d’automatisation électrique.
Le choix doit tenir compte du volume de données, de la fréquence de communication, des exigences de temps de réponse et du nombre d’équipements connectés.
Pour les applications impliquant des fonctions de protection ou des échanges rapides d’événements, le projet peut nécessiter des services de communication spécifiques et des performances réseau adaptées. Ces exigences doivent être évaluées à l’échelle du système, plutôt que déduites du seul nom du protocole.
Évaluer les capacités d’intégration de la passerelle et de l’EMS
Lorsque plusieurs protocoles de communication sont utilisés, l’EMS ou la passerelle doit prendre en charge les interfaces requises ainsi que les fonctions de mappage des données.
Une solution d’intégration adaptée doit être capable de collecter les informations provenant de différents équipements, de normaliser les données, de mapper les points de communication externes et de gérer les commandes de contrôle.
Les ingénieurs doivent également vérifier comment le système gère les pertes de communication, les données invalides, la reconnexion des équipements et les conflits de commandes.
Ces fonctions sont importantes pour les projets associant le stockage par batterie à des systèmes photovoltaïques, des groupes électrogènes diesel, des raccordements au réseau ou des plateformes VPP.
Intégrer la cybersécurité et la conception du réseau
La conception de la communication doit également prendre en compte la segmentation du réseau, le contrôle des accès, l’authentification et l’accès distant sécurisé.
Le BESS peut échanger des informations avec des équipements de contrôle internes, des systèmes SCADA d’installation, des centres de conduite du réseau et des plateformes cloud. Ces connexions ne doivent pas automatiquement bénéficier d’un accès sans restriction à un même réseau.
L’architecture réseau et les mesures de cybersécurité doivent respecter les exigences du projet, celles des fabricants d’équipements ainsi que celles de l’environnement de contrôle industriel ou du réseau électrique concerné.
Conclusion
Les protocoles de communication relient les équipements internes d’un BESS et permettent au système de stockage d’échanger des informations avec les réseaux électriques et les plateformes énergétiques externes.
Au sein du système, CAN et Modbus sont couramment utilisés pour la communication entre les contrôleurs de batterie, les unités PCS, les compteurs et l’EMS. Pour les communications externes, IEC 60870-5-104 et IEC 61850 peuvent être utilisés en fonction des exigences de raccordement au réseau et d’automatisation électrique. D’autres interfaces, notamment RS-485 et DI/DO, assurent des fonctions de communication complémentaires.
Une intégration réussie ne dépend pas uniquement de la prise en charge des protocoles. La compatibilité des équipements, le mappage des données, les autorisations de commande, la conception du réseau et la gestion des défaillances de communication influent également sur la capacité des systèmes à échanger et à interpréter correctement les informations.
Pour les projets BESS, ces exigences doivent être prises en compte dès la sélection des équipements et l’ingénierie du système, plutôt que d’être reportées jusqu’à la mise en service. Une architecture de communication bien conçue permet au système de stockage de coordonner ses équipements internes, de répondre aux instructions d’exploitation externes et de s’intégrer de manière fiable au réseau électrique global.
Foire aux questions
Quels sont les protocoles de communication couramment utilisés dans les systèmes de stockage d’énergie par batterie ?
Les technologies de communication couramment utilisées comprennent CAN, Modbus TCP, Modbus RTU, IEC 60870-5-104 et IEC 61850. RS-485 est fréquemment utilisé comme interface de communication série, tandis que les signaux DI/DO assurent des fonctions simples de signalisation d’état et de commande. MQTT peut également être utilisé pour la supervision à distance et les échanges de données basés sur l’IoT.
La combinaison réellement utilisée dépend de l’architecture du BESS et des exigences du projet.
Quelle est la différence entre Modbus TCP et Modbus RTU dans un BESS ?
Modbus TCP utilise Ethernet et TCP/IP pour la communication, tandis que Modbus RTU repose sur une communication série, généralement via RS-485.
Modbus TCP est souvent utilisé pour la communication entre l’EMS et les équipements compatibles Ethernet, tels que les unités PCS. Modbus RTU est couramment utilisé pour les compteurs d’énergie et les autres équipements de terrain dotés d’interfaces série.
Les deux protocoles peuvent échanger des mesures, des états de fonctionnement et les commandes de contrôle prises en charge, à condition que les équipements disposent de définitions de données compatibles.
Modbus TCP est souvent utilisé pour la communication entre l’EMS et les équipements compatibles Ethernet, tels que les unités PCS. Modbus RTU est couramment utilisé pour les compteurs d’énergie et les autres équipements de terrain dotés d’interfaces série.
Les deux protocoles peuvent échanger des mesures, des états de fonctionnement et les commandes de contrôle prises en charge, à condition que les équipements disposent de définitions de données compatibles.
Quelle est la différence entre IEC 104 et IEC 61850 ?
IEC 60870-5-104 est un protocole de téléconduite couramment utilisé pour la communication entre les centres de conduite et les équipements des systèmes électriques.
IEC 61850 est une norme plus étendue dédiée à l’automatisation des installations électriques. Elle définit des modèles de données et des services de communication. Ses mécanismes MMS, GOOSE et SV répondent à différentes applications, notamment l’échange de données de supervision, la communication événementielle et la transmission de mesures échantillonnées.
La norme appropriée dépend des exigences de raccordement au réseau et de communication du poste électrique.
IEC 61850 est une norme plus étendue dédiée à l’automatisation des installations électriques. Elle définit des modèles de données et des services de communication. Ses mécanismes MMS, GOOSE et SV répondent à différentes applications, notamment l’échange de données de supervision, la communication événementielle et la transmission de mesures échantillonnées.
La norme appropriée dépend des exigences de raccordement au réseau et de communication du poste électrique.
Un BESS peut-il utiliser plusieurs protocoles de communication simultanément ?
Oui. Un BESS utilise couramment plusieurs technologies de communication, car les différents équipements ont des exigences d’interface distinctes.
Par exemple, les contrôleurs de batterie peuvent utiliser CAN, le PCS peut communiquer avec l’EMS via Modbus TCP, et l’EMS peut échanger des informations avec un centre de conduite du réseau via IEC 104.
L’EMS ou une passerelle de communication coordonne les échanges de données et le mappage des protocoles entre ces différents systèmes.
Par exemple, les contrôleurs de batterie peuvent utiliser CAN, le PCS peut communiquer avec l’EMS via Modbus TCP, et l’EMS peut échanger des informations avec un centre de conduite du réseau via IEC 104.
L’EMS ou une passerelle de communication coordonne les échanges de données et le mappage des protocoles entre ces différents systèmes.
RS-485 est-il un protocole de communication ?
Non. RS-485 est une norme d’interface électrique qui définit les caractéristiques électriques de la communication série.
Elle est couramment utilisée comme interface physique pour des protocoles tels que Modbus RTU. L’interface définit la manière dont les signaux sont transmis sur le plan électrique, tandis que le protocole de communication définit la structure des données et les modalités de leur échange.
Chaque projet BESS nécessite-t-il IEC 61850?
Non. IEC 61850 est nécessaire uniquement lorsque le projet l’exige ou lorsque son intégration avec des systèmes d’automatisation électrique compatibles, tels que les postes électriques numériques, le nécessite.
De nombreux projets BESS utilisent IEC 104 ou d’autres interfaces pour les communications externes. Le protocole requis doit être confirmé auprès du gestionnaire de réseau et du système destinataire dès la phase de conception technique.
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