Inverter RS Smart Solar

Ce guide vous aidera avec les éléments spécifiques de VictronConnect qui concernent le Contrôleur de charge solaire MPPT.

Pour plus d’informations générales sur l’application VictronConnect, comment l’installer, comment la coupler à votre appareil et comment mettre à jour le micrologiciel, par exemple, reportez-vous au manuel général de VictronConnect. Vous trouverez ici une liste de tous les appareils compatibles avec VictronConnect.

Remarque : Ces instructions peuvent s'appliquer à différents produits et à différentes configurations. Lorsqu'il est fait mention d'une tension de batterie dans ces instructions, elle se réfère à une batterie de 12 V. Veuillez multiplier les valeurs données par 4 pour obtenir les paramètres correspondant à une installation configurée pour un système de 48 V.

4.1.1. Paramètres

Vous pouvez accéder à la page des paramètres en cliquant sur l’icône en forme de roue dentée en haut à droite de la page d’accueil. La page des paramètres permet d'accéder à l'affichage et à la modification des paramètres de la batterie, de la charge, de l'éclairage extérieur, et aux fonctions du port. Cette page permet également de voir les informations relatives au produit, telles que les versions micrologicielles installées sur le chargeur solaire MPPT.

4.1.2. Paramètres de batterie

Tension de la batterie

La tension du RS est fixée à 48 V, et il n'est disponible que pour des systèmes de 48 V.

Courant de charge max.

Permet à l'utilisateur de définir un courant de charge maximal inférieur.

Chargeur activé

Désactiver ce paramètre permet d'éteindre le chargeur solaire. Les batteries ne seront pas chargées. Cette configuration n'est prévue que pour être utilisée en cas de travaux sur l'installation.

Paramètres du chargeur – Préconfiguration de la batterie

La préconfiguration de la batterie vous permet de sélectionner le type de batterie, d'accepter les valeurs d'usine, ou de saisir vos propres valeurs prédéterminées à utiliser pour l'algorithme de charge de la batterie. Les paramètres de tension d'absorption, durée d'absorption, tension Float, tension d'égalisation et compensation de température sont tous configurés selon une valeur prédéterminée – mais ils peuvent être définis par l'utilisateur.

Les valeurs prédéterminées par l'utilisateur seront stockées dans la bibliothèque de préconfiguration. Ainsi, les installateurs n'auront pas besoin de définir toutes les valeurs chaque fois qu'ils configurent une nouvelle installation.

En sélectionnant Modifier les préconfigurations, ou sur l’écran Paramètres (mode expert activé ou non), les paramètres personnalisés peuvent être définis comme suit :

Tension d’absorption

Déterminer la tension d'absorption.

Adaptive absorption time — Durée d'absorption adaptative

Sélectionnez si un temps d’absorption adaptatif ou fixe sera utilisé. Les deux sont mieux expliqués ci-dessous :

Temps d’absorption fixe : La même durée d’absorption est appliquée tous les jours (lorsqu’il y a suffisamment d’énergie solaire) en utilisant la durée maximale paramétrée pour l’absorption. Sachez toutefois que cette option peut entraîner une surcharge de vos batteries, en particulier pour les batteries au plomb et les systèmes à décharges quotidiennes peu profondes. Renseignez-vous auprès du le fabricant de votre batterie pour connaître les paramètres recommandés. Remarque : assurez-vous de désactiver le réglage du courant de queue pour obtenir le même temps d’absorption chaque jour. Le courant de queue pourrait arrêter le temps d’absorption plus tôt, si le courant de la batterie est inférieur au seuil. Voir plus d’informations sur la section Réglage du courant de queue ci-dessous.

Temps d’absorption adaptatif : L’algorithme de charge peut utiliser un temps d’absorption adaptatif : il l’adapte automatiquement à l’état de charge chaque matin. La durée maximale de la période d’absorption pour la journée est déterminée par la tension de la batterie telle que mesurée juste avant que le chargeur solaire commence à fonctionner chaque matin (valeurs utilisées pour une batterie 12 V ; multipliez par 4 pour celles de 48 V) :

Tension de batterie Vb (@démarrage)	Multiplicateur	Durées maximales d'absorption
Vb < 11,9 V	x 1	06:00 heure
> 11,9 V Vb < 12,2 V	x 2/3	04:00 heure
> 12,2 V Vb < 12,6 V	x 1/3	02:00 heure
Vb > 12,6 V	x 2/6	01:00 heure

Le multiplicateur est appliqué au réglage de la durée d’absorption maximale et il en résulte la durée maximale de la période d’absorption utilisée par le chargeur. Les temps d’absorption maximaux indiqués dans la dernière colonne du tableau sont basés sur le temps d’absorption maximal paramétré par défaut sur 6 heures.

Durée d’absorption maximale (hh:mm)

Définir la limite de la durée d'absorption. Uniquement disponible lorsqu'un profil de charge personnalisé est utilisé.

Saisissez la valeur de temps dans l'indication hh:mm, où les heures se trouvent entre 0 et 12 et les minutes entre 0 et 59.

Tension Float

Déterminer la tension Float.

Compensation de la tension Re-bulk

Définir la compensation de tension qui sera utilisée sur le réglage de la tension Float et qui déterminera le seuil de redémarrage du cycle de charge.

Par exemple : Pour une compensation de tension Re-bulk de 0,1 V et un réglage de la tension Float sur 13,8 V, le seuil de tension qui sera utilisé pour redémarrer le cycle de charge sera de 13,7 V. En d’autres termes, si la tension de la batterie tombe en dessous de 13,7 V pendant une minute, le cycle de charge redémarre.

Tension d'égalisation

Déterminer la tension d'égalisation.

Pourcentage du courant d’égalisation

Définir le pourcentage du réglage du courant de charge max qui sera utilisé pendant une égalisation.

Égalisation automatique

Déterminer la fréquence de la fonction d'égalisation automatique. Les options disponibles sont entre 1 et 250 jours :

• 1 = tous les jours

• 2 = tous les deux jours

• ...

• 250 = tous les 250 jours

L'égalisation est généralement utilisée pour équilibrer les cellules dans une batterie au plomb, et également pour éviter la stratification de l'électrolyte dans les batteries électrolyte liquide. La nécessité ou non de l'égalisation (automatique) dépend du type des batteries et de leur utilisation. Consultez votre fournisseur de batterie pour les instructions.

Lorsque le cycle d’égalisation automatique a démarré, le chargeur applique une tension d’égalisation à la batterie tant que le niveau de courant reste inférieur au pourcentage de courant d’égalisation défini pour le courant Bulk.

Durée du cycle d'égalisation automatique

Dans le cas de toutes les batteries VRLA et de certaines batteries à électrolyte liquide (numéro d'algorithme 0, 1, 2 et 3), l'égalisation automatique termine quand la limite de tension (maxV) a été atteinte, ou après une période égale à (temps d'absorption/8), quel que soit le paramètre atteint en premier.

Pour toutes les batteries à plaque tubulaire (numéros d'algorithme 4, 5 et 6), et également pour tous les types de batterie définis par les utilisateurs, l'égalisation automatique prendra fin après une période égale à (durée d'absorption/2).

Pour les batteries au lithium-ion (algorithme numéro 7), l'égalisation n'est pas disponible.

Lorsqu'un cycle d'égalisation automatique ne s'achève pas en un jour, il ne reprendra pas le jour suivant. La prochaine égalisation aura lieu conformément à l'intervalle déterminé dans l'option « égalisation automatique » :

Le type de batterie par défaut est une VRLA, et toute batterie définie par l'utilisateur se comportera comme une batterie à plaque tubulaire en ce qui concerne l'égalisation.

Mode Arrêt de l’égalisation

Définir la fin de l’égalisation. Il existe deux possibilités : on utilise soit la tension de la batterie qui atteint la tension d’égalisation, soit la durée d’égalisation maximale qui est atteinte.

Durée d’égalisation maximale

Définir la durée maximale de la phase d’égalisation.

Courant de queue

Définir le seuil de courant qui sera utilisé pour terminer la phase d’absorption avant l’expiration de la durée d’absorption maximale. Lorsque le courant de la batterie tombe sous le courant de queue pendant une minute, la phase d’absorption se termine. Ce paramètre peut être désactivé en le réglant sur zéro.

Compensation de température

De nombreux types de batterie requièrent une tension de charge inférieure dans des conditions d'exploitation chaudes, et une tension de charge supérieure dans des conditions d'exploitation froides.

Le coefficient configuré est en mV par degré Celsius pour l'ensemble du banc de batterie, et non pas par cellule. La température de base pour la compensation est de 25 °C (77 °F), comme indiqué sur le tableau ci-dessous.

Si une sonde de batterie est installée au boitier de jonction I/O de l'utilisateur, la température réelle de la batterie sera utilisée pour la compensation, tout au long de la journée.

Coupure en cas de basse température

Ce paramètre peut être utilisé pour désactiver la charge à basse température, comme l’exigent les batteries au lithium.

Pour les batteries lithium-fer-phosphate, ce paramètre est préréglé sur 5 °C, pour les autres types de batteries, il est désactivé. Lors de la création d’une batterie définie par l’utilisateur, la température de coupure peut être réglée manuellement.

Égalisation manuelle - Démarrer maintenant

Sélectionnez « Démarrer maintenant » sur « Égalisation manuelle » pour lancer manuellement un cycle d’égalisation. Pour permettre au chargeur d'effectuer correctement l'égalisation de la batterie, n'utilisez l'option d'égalisation manuelle que pendant les périodes d'absorption et Float s'il y a suffisamment de soleil. Les limites de courant et de tension sont identiques à la fonction d'égalisation automatique. La durée du cycle d'égalisation est limitée à un maximum d'une heure lorsqu'il est lancé manuellement. L’égalisation manuelle peut être arrêtée à tout moment en sélectionnant « Arrêter l’égalisation ».

Le solar inverter comprend un système intégré de détection du convertisseur PV CA. Lorsqu’il y a un renvoi d’une source PV CA (un excès) depuis le port de connexion de sortie CA, le solar inverter activera automatiquement un réglage de fréquence de sortie CA.

Tant qu’aucune autre configuration n’est requise, il est important que le convertisseur PV CA soit configuré correctement pour répondre au réglage de fréquence en réduisant sa sortie.

Notez que la règle 1:1 s’applique en ce qui concerne la taille du convertisseur PV CA par rapport à la taille du solar inverter ainsi que pour la taille minimale de la batterie. Davantage de renseignements concernant ces limites sont disponibles dans le manuel relatif au couplage CA. Ce document doit être lu si vous utilisez un convertisseur PV CA.

La plage de réglage de fréquence ne peut pas être configurée, et elle inclut une marge de sécurité. Une fois que la tension d’absorption est atteinte, la fréquence augmentera. Il est donc encore essentiel d’inclure un composant PV CC dans le système pour une recharge complète de la batterie (c.-à-d. la phase Float).

Il est possible de régler la réponse de la sortie de puissance aux différentes fréquences sur votre convertisseur PV CA.

La configuration par défaut a été testée et elle est compatible avec la configuration du code réseau du Fronius MG50/60.

Les convertisseurs doivent être installés correctement avant d’être configurés.

Pour configurer un système en parallèle, ouvrez la première unité dans VictronConnect. Ouvrez le menu Paramètres - Système.

Le réglage d’usine par défaut est Autonome (une seule unité).

Pour configurer un système parallèle monophasé, modifiez la configuration du système en « Monophasé ».

Pour configurer un système parallèle triphasé, sélectionnez « Triphasé ». Ce paramètre est le même pour un système triphasé avec un seul convertisseur sur chaque phase ou plusieurs sur chaque phase.

Interrupteur « Empêcher l’îlotage du réseau CAN »

Cette option active la détection de l’îlotage du réseau CAN et active le paramètre « Nombre de convertisseurs dans le système ». Cette option est activée par défaut.

Nombre de convertisseurs dans le système

Saisissez le nombre total d’unités installées dans le système.

Si le réseau CAN est divisé en segments, ce paramètre est utilisé pour déterminer le plus grand et arrêter le plus petit segment afin d’éviter qu’ils ne continuent à fonctionner seuls et de manière non synchronisée.

Le système est ainsi plus fiable que si le segment le plus petit essayait de continuer à fonctionner seul sans être synchronisé (ce qui entraînerait une surcharge ou d’autres problèmes d’arrêt moins gracieux causés par une onde sinusoïdale de sortie CA non synchronisée).

Dans les systèmes parallèles ne comportant que deux unités, le fait de disposer d’un appareil VE.Can supplémentaire reconnu par le RS avec la même instance de système permet de déterminer quel est le système îloté qui sera mis sous tension. Cet appareil VE.Can supplémentaire peut être un dispositif GX, un BMS Lynx ou un autre chargeur MPPT VE.Can à couplage CC.

Dans ce cas, un seul convertisseur peut encore démarrer si l’autre ne communique pas, à condition que l’option « Empêcher l’îlotage du réseau CAN » soit désactivée.

Nombre minimum de convertisseurs au démarrage

Nombre minimum de convertisseurs devant être présents par phase lors du démarrage du système.

Ce paramètre est défini par l’installateur afin de s’assurer qu’il y a suffisamment d’unités pour démarrer la charge attendue du système d’un coup.

Il est possible d’exiger tous les convertisseurs, ou tous moins un (pour permettre le redémarrage du système si une seule unité est hors ligne), ou un seul convertisseur pour une redondance maximale, en supposant qu’il n’y ait pas de consommateurs importants au démarrage.

Une fois le système démarré, il ne s’arrêtera pas si le nombre de convertisseurs opérationnels par phase tombe en dessous de ce paramètre (tant que les convertisseurs restants ne sont pas en surcharge et peuvent continuer à alimenter les consommateurs).

Si le paramètre « Empêcher l’îlotage du réseau CAN » est activé, le système restera en ligne jusqu’à ce que le nombre de convertisseurs tombe en dessous de la valeur « Nombre de convertisseurs dans le système » divisée par 2 + 1 (qui est le seuil pour la protection contre l’îlotage du réseau CAN).

Si le paramètre « Empêcher l’îlotage du réseau CAN » est désactivé, le système ne s’arrêtera pas automatiquement même si un seul convertisseur par phase reste en ligne.

Pour plus de détails sur la redondance et les implications du paramètre « Continuer avec une phase manquante », voir le chapitre sur la programmation triphasée.

Instance de système

Les unités ayant le même numéro d’instance fonctionnent ensemble du côté CA.

La modification du paramètre Instance de système permet à plusieurs groupes de convertisseurs d’être sur le même bus VE.Can, mais non synchronisés, et segmentés en différentes sorties CA, sans interférence.

Continuez avec les mêmes paramètres de programmation sur le reste des unités.

Note sur la redondance et la sortie continue pendant les mises à jour du micrologiciel

Le mécanisme de synchronisation CA utilisé pour le fonctionnement en parallèle et en triphasé intègre une version de « protocole ».

Les unités peuvent fonctionner ensemble même avec des versions de micrologiciel différentes, à condition qu’elles utilisent la même version de protocole.

Cela permet une alimentation continue et ininterrompue même lors de la mise à jour du micrologiciel, car les unités seront mises à jour une par une, tandis que les autres continueront à se synchroniser et à assurer une sortie CA stable.

Si Victron doit changer le numéro de version du protocole, cela sera clairement indiqué dans le journal des modifications du micrologiciel. Lisez-le toujours avant de procéder à la mise à jour.

Si plusieurs versions de protocole fonctionnent sur le même bus VE.Can, toutes les unités indiqueront l’erreur #71 jusqu’à ce qu’elles soient tous mises à jour à la même version.

Pour maintenir la même stabilité de sortie CA dans un système triphasé, il doit y avoir au moins 2 unités sur chaque phase.

Il existe un paramètre supplémentaire pour les systèmes triphasés qui contrôle l’arrêt des deux autres phases si l’une d’entre elles est hors ligne. Voir le chapitre programmation triphasée pour plus d’informations.

Pour configurer un système triphasé, celui-ci doit être correctement installé.

La configuration d’un système triphasé ou monophasé s’effectue dans VictronConnect, dans le menu Système.

Connectez-vous à la première unité dans VictronConnect, changez le paramètre Système en triphasé, puis sélectionnez la bonne phase pour cette unité (L1, L2 ou L3).

Vous devrez faire cela individuellement pour chaque unité.

Il est conseillé d’étiqueter physiquement la façade de chaque unité et de lui donner un nom personnalisé dans VictronConnect correspondant à l’étiquette physique

Il est possible de configurer le système de sorte que si une unité est hors ligne (par exemple parce qu’elle est physiquement éteinte ou en raison d’une mise à jour du micrologiciel), les autres unités pourront continuer à fonctionner et à fournir une alimentation de sortie CA à leurs phases respectives.

Par défaut, la fonction « Continuer avec une phase manquante » est désactivée. La mise hors tension d’une unité à l’aide de l’interrupteur physique entraînera l’arrêt de cette unité. Si l’unité est l’une des trois unités qui sont en triphasé, les autres s’éteindront également.

Si l’option « Continuer avec une phase manquante » est activée et que le nombre minimum d’unités est suffisant, la sortie vers les autres phases se poursuivra même si le nombre de phases est inférieur à celui qui a été configuré.

L’option « Continuer avec une phase manquante » ne doit PAS être activée s’il y a des consommateurs triphasés spécifiques connectés qui nécessitent les trois phases synchronisées pour fonctionner (comme un moteur électrique triphasé).

Dans ce cas, conservez le réglage par défaut « désactivé » pour l’option « Continuer avec une phase manquante ».

Le paramètre « Nombre minimum de convertisseurs au démarrage » est le nombre par phase.

Exemple

Si vous voulez être certain d’avoir une redondance triphasée, garantissant qu’une seule unité peut tomber en panne par phase, alors qu’une alimentation triphasée continue est fournie (et pas seulement 2 phases sur 3).

Le nombre de convertisseurs dans le système doit être fixé à 9. Cela correspond à 3 convertisseurs par phase x 3 phases = 9 convertisseurs au total dans le système.

Le réglage du « nombre minimum de convertisseurs au démarrage » dépend de la capacité des consommateurs de démarrage du système à être alimentés par 1 ou 2 unités. Dans cet exemple, ils peuvent être alimentés par une unité par phase, le réglage est donc de 1. Les consommateurs plus importants, qui nécessitent des unités parallèles supplémentaires, sont mis sous tension manuellement.

Si vous voulez être certain d’avoir une redondance triphasée, garantissant qu’une seule unité peut tomber en panne par phase, alors qu’une alimentation triphasée continue est fournie (et pas seulement 2 phases sur 3).

Le paramètre « Continuer avec une phase manquante » devrait être désactivé. Il faudrait que 2 unités sur la même phase ou 4 unités sur des phases différentes tombent en panne pour que tous les convertisseurs sur toutes les phases coupent leur sortie CA jusqu’à ce que le nombre minimum d’unités soit rétabli.