Un parc solaire peut utiliser Modbus sur ses onduleurs, IEC 104 à son point de raccordement et IEC 61850 dans son poste haute tension. Ces interfaces peuvent toutes être adaptées. Il faut surtout déterminer quel équipement est responsable de chaque mesure ou action et ce que le système destinataire doit en faire.
Utilisez ce guide pour rédiger le cahier des charges des communications avant de choisir une RTU ou un convertisseur de protocole. La comparaison détaillée d’IEC 101 et d’IEC 104 et le guide IEC 61850 présentent les codages et les services.
Choisir la fonction avant le protocole
Le tableau présente des configurations courantes, sans limiter les usages possibles de chaque norme. Les exigences de raccordement du gestionnaire de réseau et les équipements retenus déterminent l’interface réelle.
| Fonction | Interface courante | Points à établir d’abord |
|---|---|---|
| Conserver une liaison RTU série existante | IEC 60870-5-101 | Interface électrique, procédure de liaison, tailles des champs d’adresse, interrogation et gestion des événements |
| Transmettre la télémesure du site et recevoir des commandes de supervision sur IP | IEC 60870-5-104 | Rôles de station maîtresse et de station commandée, liste de points, événements, procédure de commande et sécurité réseau |
| Lire les mesures, états et événements d’un IED de protection | IEC 61850 MMS | Appareils et nœuds logiques, jeux de données, rapports, modèle de commande et fichiers d’ingénierie |
| Échanger des signaux de protection ou de verrouillage entre IED | IEC 61850 GOOSE | Relation exacte entre émetteur et abonnés, temporisation, supervision et conception du schéma |
| Transporter des échantillons numérisés de courant et de tension depuis des unités de fusion | Valeurs échantillonnées IEC 61850 | Profil d’échantillonnage, synchronisation temporelle et fonctions de protection réceptrices |
L’IEC décrit 61850 comme un ensemble de principes techniques qui couvrent la sémantique, le langage d’ingénierie, les services et la sécurité. Demander un « port IEC 61850 » laisse la plupart de ces exigences sans réponse. La présentation des services d’ABB distingue MMS, GOOSE et les valeurs échantillonnées.
Exemple de site solaire avec batterie
Prenons un site fictif avec des onduleurs photovoltaïques, une batterie, un compteur au point de raccordement, une RTU et des IED de protection de l’appareillage. Le gestionnaire de réseau demande la puissance active mesurée, la puissance de décharge disponible de la batterie, la position d’un disjoncteur et une commande de limitation de puissance active.
Attribuez clairement chaque signal à sa source :
| Signal | Source à identifier | Détail qui en modifie le sens |
|---|---|---|
| Puissance active nette | Compteur au point de raccordement convenu | Signe de l’importation/exportation et frontière CA ; la sortie de l’onduleur n’est pas l’exportation nette du site |
| Puissance de décharge disponible de la batterie | Système de commande de la batterie ou du PCS | Puissance autorisée à cet instant, pas puissance nominale ; inclure l’heure de mesure |
| Position du disjoncteur | Indication de position configurée | Ouvert, fermé, intermédiaire ou invalide ; ne pas assimiler tout état non fermé à « ouvert » |
| Limite de puissance active | Contrôleur désigné de l’installation | kW ou pourcentage, base de référence, durée de validité, autorité de commande et comportement en cas de perte de communication |
La RTU peut exposer ces points par IEC 104 tout en lisant les équipements locaux par d’autres interfaces. Cela ne rend pas interchangeables les données amont et aval. Si la batterie autorise 60 kW à cet instant, sa puissance nominale de 100 kW ne doit pas être présentée comme sa capacité disponible. Pour les frontières entre production et consommation, consultez le guide de suivi photovoltaïque.
Spécifier les informations transmises par un convertisseur
IEC TS 61850-80-1 traite de l’échange d’un modèle fondé sur les classes de données communes au moyen d’IEC 101 ou d’IEC 104. Il faut établir une correspondance de données, pas seulement une connexion.
Pour chaque point mesuré, consignez dans la même ligne l’objet source, l’adresse de destination et le sens de la donnée. Une entrée illustrative pour la puissance active pourrait indiquer : « puissance active au point de raccordement, en kW, positive pour l’exportation, horodatage source conservé, invalide lorsque la source signale une invalidité ou dépasse la limite de fraîcheur convenue ». Le nom exact de l’objet, l’adresse commune, l’adresse de l’objet d’information et la limite de fraîcheur relèvent du projet ; ce ne sont pas des valeurs universelles.
Pour chaque ligne, convenez :
- Des unités, de l’échelle, du signe et de toute bande morte.
- Du type de destination et des valeurs source qu’il peut représenter.
- Des états de qualité source à traduire chez le destinataire en donnée invalide, substituée, bloquée ou périmée.
- Du sens de l’horodatage : heure de mesure, d’événement ou de réception par la passerelle, et convention de fuseau horaire.
- Du tampon d’événements, de l’ordre de récupération et du comportement après une perte de communication.
Ne conservez pas indéfiniment le dernier nombre en le présentant comme une lecture actuelle. Un registre Modbus peut porter une valeur, mais la qualité et l’heure de mesure exigent des registres distincts documentés ou un autre mécanisme explicite. Consultez les guides sur les horodatages et la qualité et sur les passerelles de protocole et les ponts transparents.
Séparer supervision et protection
Une instruction acceptée par la pile de protocole n’a pas nécessairement manœuvré un disjoncteur ni changé la puissance mesurée. Le contrôleur peut la refuser, un verrouillage peut l’inhiber ou l’équipement peut ne pas atteindre l’état demandé.
Spécifiez le modèle de commande requis : sélection le cas échéant, acceptation, achèvement et retour d’état indépendant. L’API de commande IEC 61850 de MZ Automation traite séparément la sélection, l’exécution et la fin de commande. Le guide de confirmation des commandes IEC explique les distinctions correspondantes en téléconduite.
Pour l’exemple de limitation de puissance active, enregistrez la limite demandée, la consigne acceptée par le contrôleur et la puissance mesurée au point de raccordement. Un contrôleur peut accepter une limite alors que l’installation fonctionne déjà en dessous. Cela ne prouve pas qu’elle a fourni la réduction demandée.
La protection et les verrouillages exigent les temporisations et le comportement en cas de panne définis par le schéma d’ingénierie. Une lecture MMS réussie ou une session IEC 104 établie ne qualifie pas un chemin de protection GOOSE. Vérifiez ce chemin selon sa propre procédure d’ingénierie et de mise en service.
Demander aux fournisseurs une documentation exploitable
IEC 61850-10 définit des méthodes d’essai de conformité pour différents rôles d’appareils et d’outils. Le rapport d’essai doit correspondre au rôle recherché.
Demandez la référence exacte du produit et sa version de micrologiciel, l’édition et les services pris en charge, la documentation d’interopérabilité et les fichiers de configuration nécessaires au système destinataire. Pour IEC 61850, établissez qui possède le projet d’ingénierie SCL et comment les modifications des jeux de données ou des abonnements sont transmises à tous les IED concernés. Pour IEC 101 ou IEC 104, demandez la liste de points et la procédure de commande convenues, pas seulement une case « protocole » cochée.
La sécurité doit aussi figurer explicitement dans le cahier des charges. IEC 62351 couvre différents profils pour TCP/IP, MMS, la téléconduite et les échanges entre pairs. Demandez lesquels sont effectivement implémentés et activés dans les produits, qui gère les certificats et les clés, et comment sont traitées les autorisations et les événements de sécurité. « Ethernet » et « réseau privé » ne décrivent pas ces capacités.
Prouver le chemin complet
Utilisez des signaux d’essai convenus et une procédure de mise en service maîtrisée. Pour chaque point représentatif, vérifiez la valeur, les unités, la qualité et l’heure aux deux extrémités. Testez ensuite la perte de la source, une valeur périmée, une reconnexion et la reprise des événements en tampon. Pour les commandes, consignez les refus comme les acceptations et vérifiez séparément l’état résultant du procédé.
Délimitez clairement le rôle du système de suivi du site. Si le projet exige une interface de téléconduite du gestionnaire de réseau ou une interface de protection, sélectionnez et qualifiez la RTU, le convertisseur ou l’IED pour ce rôle. Une connexion par un protocole pris en charge par Edge exige tout de même une correspondance documentée dans le convertisseur ; elle ne prouve pas une prise en charge native d’IEC 101, d’IEC 104 ou d’IEC 61850 par Edge.
Questions fréquentes
Faut-il choisir IEC 104 ou IEC 61850 pour un appareillage électrique ?
Définissez la fonction et le destinataire. Un centre de conduite peut exiger IEC 104 depuis la RTU d’un poste alors que les IED de protection du même poste utilisent IEC 61850. Lire l’état d’un disjoncteur par MMS et échanger un verrouillage de protection par GOOSE sont deux services distincts avec des exigences d’ingénierie différentes.
Un adaptateur série-Ethernet permet-il de convertir IEC 101 en IEC 104 ?
Un adaptateur transparent peut transporter des octets IEC 101 sur IP, mais les deux extrémités parlent toujours IEC 101. Un convertisseur de protocole doit implémenter les deux interfaces applicatives et faire correspondre adresses, types, horodatages et qualités exigés de part et d’autre.
Un certificat IEC 61850 garantit-il toutes les fonctionnalités ?
Non. Vérifiez le produit, le micrologiciel, l’édition et les services couverts par le certificat, puis testez la configuration conçue pour le projet. Un certificat de serveur MMS ne prouve à lui seul ni l’abonnement GOOSE requis ni un schéma de protection complet.