NKON ESS & Victron
Du raccordement au pilotage
Un guide détaillé sur la communication de la batterie, les réglages de l’onduleur, la charge solaire et Dynamic ESS, avec les captures d’écran d’origine et des explications claires sur les changements de comportement du système.
Commencer par la vue d’ensemble ↓Lisez chaque réglage avec son explication. Les valeurs présentées appartiennent à l’exemple NKON fourni. Adaptez-les à la batterie, au BMS, au micrologiciel et à l’installation exacts. Les limites BMS en temps réel, la consommation du logement et les réglages de gestion de l’énergie peuvent modifier le fonctionnement réel.
Comment NKON ESS et Victron fonctionnent ensemble
Une batterie NKON ESS stocke de l’énergie en courant continu. Un MultiPlus ou Quattro de Victron la convertit en courant alternatif pour les charges raccordées et peut charger la batterie depuis une source CA. Un appareil GX, tel qu’un Cerbo GX, coordonne le système et rend ses données de fonctionnement accessibles localement et via le portail Victron Remote Management, généralement appelé VRM.
Le système de gestion de la batterie, ou BMS, surveille la batterie et transmet les limites de charge et de décharge que le système Victron doit respecter. Un compteur d’énergie mesure les échanges avec le réseau. L’énergie solaire peut provenir d’un onduleur photovoltaïque couplé en CA ou de chargeurs solaires MPPT Victron couplés en CC ; la configuration dépend de l’architecture installée.
Batterie et BMS
Stockent l’énergie, surveillent les cellules et transmettent les limites de fonctionnement de la batterie.
MultiPlus ou Quattro
Assurent la conversion d’énergie entre la batterie et l’installation CA.
Appareil GX
Relie la batterie, l’onduleur/chargeur, le compteur et les outils de surveillance.
Compteur réseau
Mesure le soutirage et l’injection afin que le système réponde à la demande réelle du site.
Champ d’application de ce guide. L’exemple source utilise une NKON ESS Pro d’environ 32 kWh, un Cerbo GX, une distribution Lynx et trois MultiPlus 3000. Les mêmes principes peuvent aider à comprendre d’autres installations Pro et Eco compatibles, mais la capacité, les limites de courant, le micrologiciel et le câblage doivent être vérifiés pour les modèles exacts de batterie et d’onduleur. Une puissance nominale d’onduleur de 3000 VA ne signifie pas 3000 W continus dans toutes les conditions de fonctionnement.
Ces schémas expliquent l’architecture du système. Ils ne remplacent pas les plans d’installation, la conception des protections, le dimensionnement des câbles, la mise à la terre ou les réglages du code réseau du site. L’installation électrique et la mise en service doivent être réalisées par un installateur qualifié connaissant les systèmes Victron et les batteries au lithium.
Vérifier le matériel avant de modifier les réglages
Commencez par relever le modèle de batterie, la révision du BMS, le nombre de modules, la tension nominale, la capacité indiquée et les courants de charge/décharge autorisés. Notez les modèles MultiPlus ou Quattro, l’appareil GX et le compteur. Utilisez les documents actuels propres au modèle de batterie et un micrologiciel Victron compatible. Sauvegardez la configuration existante avant toute modification et planifiez les mises à jour pour éviter qu’une coupure d’alimentation ne les interrompe.
- Vérifiez que la révision de batterie choisie prend en charge l’intégration Victron prévue.
- Vérifiez les protections CC, les sectionneurs, la polarité, les sections des conducteurs et les couples de serrage à partir des manuels des composants et du projet d’installation.
- Identifiez les charges raccordées à la sortie CA de l’onduleur et celles qui restent du côté réseau.
- Vérifiez le raccordement au réseau, l’organisation des phases et les possibilités autorisées de soutirage et d’injection.
- Assurez-vous que tous les modules de batterie attendus sont en ligne avant de déterminer la capacité ou la puissance disponible.
- Maintenez le BMS de la batterie raccordé et opérationnel pendant tout fonctionnement normal.
Batteries en parallèle
Le guide fourni décrit une configuration parallèle allant jusqu’à 16 unités. Considérez ce nombre comme le périmètre de la configuration documentée, et non comme un maximum applicable à toutes les révisions NKON Pro ou Eco. Vérifiez les instructions actuelles du modèle concernant le nombre autorisé d’unités, l’adressage, la batterie maître, l’ordre de communication et les protections.
La source décrit des liaisons RS485 entre les modules de batterie au moyen de câbles réseau droits, les ports RS485 A/B appropriés étant raccordés successivement. Respectez les étiquettes des ports et l’ordre de raccordement de la batterie réelle. Ces liaisons sont distinctes de la connexion CAN entre le système de batteries et l’appareil GX. Des connecteurs RJ45 semblables ne rendent pas CAN, RS485, Ethernet et VE.Bus interchangeables.
Pourquoi l’ajout de batteries modifie la configuration
Des batteries en parallèle ajoutent de la capacité tout en conservant la même tension nominale. Elles peuvent aussi modifier le courant disponible, mais la limite sûre du système dépend toujours du BMS, du nombre de modules en ligne, des câbles, des protections et des caractéristiques de l’onduleur/chargeur. Ne multipliez pas simplement un courant figurant sur une capture par le nombre de batteries en supposant obtenir une limite autorisée.
Raccorder la batterie à l’appareil GX
L’intégration décrite ici nécessite un appareil GX exécutant Venus OS. Il reçoit les limites et l’état de la batterie, puis transmet les informations de commande adaptées aux équipements Victron compatibles. Établissez une communication fiable avant de vous fier aux mesures de la batterie ou de configurer la charge.
- Sélectionner le protocole de batterie. Sur l’écran de la batterie, ouvrez Menu → Protocol → CAN_VICTRON et confirmez la sélection. Le libellé exact peut varier selon le micrologiciel du BMS.
- Utiliser le câble Type A indiqué. Le guide fourni mentionne un câble Victron VE.Can vers CAN-bus BMS Type A, référence ASS030710018. Vérifiez le câble approuvé pour la révision NKON réelle ; la référence actuelle des câbles Victron mentionne aussi ASS030710118.
- Raccorder les extrémités identifiées. Branchez l’extrémité Battery BMS sur le port CAN de la batterie et l’extrémité Victron sur l’interface CAN GX appropriée. Ne la branchez pas sur VE.Bus ni sur une prise Ethernet.
- Configurer l’interface CAN GX. Sélectionnez CAN-bus BMS (500 kbit/s) pour l’interface utilisée par la batterie. La source indique Settings → Services → VE.Can ; les versions plus récentes de Venus OS peuvent placer les réglages de connectivité ailleurs.
- Vérifier la terminaison du bus et la détection. Suivez les instructions GX et batterie pour la terminaison, puis vérifiez qu’une batterie gérée apparaît dans la liste des appareils et fournit des mesures actuelles plausibles.
Précision sur le schéma du câble. L’illustration source et la référence Victron Type A actuelle indiquent des broches de masse différentes côté batterie. N’utilisez pas cette illustration comme plan de fabrication d’un câble. Avant le raccordement, confirmez le câble prémonté et le brochage corrects pour la révision exacte de la batterie. Référence Victron des câbles CAN-bus BMS ↗
Pourquoi le débit CAN est important
La connexion batterie de ce guide utilise 500 kbit/s. Le compteur VM-3P75CT utilise 250 kbit/s lorsqu’il est raccordé par VE.Can. Il faut donc des interfaces CAN distinctes correctement configurées, ou une liaison Ethernet pour le compteur. Deux prises RJ45 d’un appareil GX peuvent appartenir à la même interface CAN ; elles ne constituent pas nécessairement deux réseaux indépendants. Instructions de raccordement Victron ↗
En cas de perte de communication, examinez le câble, l’interface sélectionnée, la terminaison, le protocole et le micrologiciel. Le système doit réagir de manière sûre à l’absence d’informations BMS. La source mentionne un délai d’arrêt de cinq minutes, mais la réaction réelle doit être vérifiée pour l’équipement et le micrologiciel concernés ; ce délai n’est pas une garantie universelle.
Comprendre les limites avant de les ajuster
Ouvrez la batterie dans la liste des appareils GX. Vérifiez la vue d’ensemble, les informations des cellules et les paramètres. Les captures fournies utilisent des noms d’exemple, notamment LBSA SMARTBMS et BMS16S300A-SP136. Le nom affiché par une batterie NKON réelle peut dépendre de son BMS et de son micrologiciel. Un nom de batterie ou un SoC visible n’est que le premier contrôle ; les limites et alarmes doivent aussi être correctement communiquées.
| Paramètre | Signification | Ce qu’un changement peut indiquer |
|---|---|---|
| CVL Charge Voltage Limit — limite de tension de charge | La limite de tension demandée par le BMS pour la charge. | Le BMS peut adapter la consigne demandée lorsque ses conditions de fonctionnement changent. Elle ne correspond pas nécessairement au réglage local d’absorption. |
| CCL Charge Current Limit — limite de courant de charge | Le courant de charge maximal autorisé par le BMS à cet instant. | La charge peut ralentir lorsque la batterie approche de la pleine charge ou lorsque le BMS la limite. |
| DCL Discharge Current Limit — limite de courant de décharge | Le courant de décharge maximal actuellement autorisé par le BMS. | La puissance disponible peut diminuer à faible SoC ou lorsque la batterie limite la décharge. |
| SoC State of Charge — état de charge | L’estimation par la batterie de sa charge restante, exprimée en pourcentage. | Elle contribue à déterminer les cycles quotidiens et la réserve ; le SoC n’est pas une tension. |
| SoH State of Health — état de santé | L’estimation de santé communiquée par le BMS, si cette fonction est prise en charge. | Interprétez-la selon la méthode du fabricant de la batterie, et non comme une garantie directe de durée de vie restante. |
Vérifiez également les tensions de cellule la plus haute et la plus basse, les températures, le nombre de modules installés/en ligne et tout module bloquant la charge ou la décharge. Ces informations expliquent souvent mieux un courant réduit que le seul SoC global.
À propos des plages de tension de la source. Le texte d’origine donne plusieurs plages CVL et valeurs habituelles incohérentes entre elles. Cette page ne les présente donc pas comme une spécification de fonctionnement fixe. Utilisez les instructions actuelles de la batterie et les limites BMS valides en temps réel de la révision installée.
Pourquoi les valeurs évoluent en fonctionnement normal
À l’approche de la pleine charge
Le BMS peut réduire l’autorisation de charge en haut de la plage de charge. Un courant plus faible peut être intentionnel, même si les panneaux ou l’onduleur pourraient fournir davantage.
Équilibrage des cellules
Les cellules n’atteignent pas toujours la même tension au même moment. La batterie peut avoir besoin de temps près de la pleine charge pour s’équilibrer ; le profil de charge peut alors différer d’un cycle quotidien normal.
Température
Les courants autorisés dépendent de la plage de température admise et de la logique de protection de la batterie. Vérifiez les limites du modèle exact et les alarmes BMS avant de modifier un réglage de courant.
Réserve et protection
Un SoC minimal, une limite BatteryLife active ou une restriction BMS peut empêcher la décharge alors que la batterie contient encore de l’énergie.
Production solaire et consommation du logement
La puissance de la batterie résulte de la production disponible, de la consommation et des échanges réseau autorisés. Elle n’a pas à rester constante toute la journée.
Planification Dynamic ESS
Une prévision, une période tarifaire ou une charge d’équilibrage programmée peut modifier le fonctionnement demandé sans changer les limites de protection de la batterie.
VEConfigure et l’ESS Assistant
Utilisez la méthode de configuration adaptée au système MultiPlus ou Quattro installé. Pour une installation parallèle ou triphasée, vérifiez d’abord l’architecture et le code réseau applicable. Les réglages ci-dessous reproduisent l’exemple NKON fourni afin d’expliquer le rôle de chaque valeur. Ce ne sont pas des valeurs LiFePO₄ génériques pour d’autres batteries.
Le raccordement au réseau est déterminant. Le fonctionnement ESS raccordé au réseau nécessite une configuration de code réseau valide, même si l’injection volontaire n’est pas prévue. L’installateur doit choisir le code applicable et vérifier le comportement obtenu. Manuel de configuration ESS Victron ↗
Onglet Inverter
| Réglage | Valeur du guide fourni | Fonction |
|---|---|---|
| DC input low shutdown | 43.20 V | Réglage d’arrêt sur sous-tension dans VEConfigure. |
| DC input low restart | 48.00 V | Niveau de redémarrage associé aux réglages de sous-tension de l’onduleur. |
| DC input low pre-alarm | 46.40 V | Seuil d’avertissement de batterie faible. |
Quelle limite commande réellement le système ? Ces valeurs ne constituent pas toute la stratégie de protection. Lorsque la coupure dynamique de l’ESS Assistant est active, les trois réglages de l’onglet Inverter — low shutdown, restart et pre-alarm — sont remplacés par les réglages de coupure dynamique et de redémarrage de l’Assistant. Les valeurs ci-dessus documentent la configuration source ; ce ne sont pas les seuils ESS effectifs. Ne considérez pas 43.20 V comme une tension de décharge à atteindre ni comme une autorisation d’ignorer une demande d’arrêt du BMS.
Onglet Charger
Sélectionnez le type de batterie lithium-fer-phosphate et activez l’option lithium comme dans le guide. Vérifiez ensuite le profil de charge et le courant maximal du chargeur.
| Réglage | Exemple source | Explication |
|---|---|---|
| Battery type — type de batterie | Lithium-fer-phosphate / LiFePO₄ | Correspond à la chimie de la batterie documentée. |
| Absorption voltage — tension d’absorption | 57.60 V | Tension de charge configurée localement. |
| Float voltage — tension de maintien | 55.20 V | Valeur float configurée localement. |
| Absorption time — durée d’absorption | 1 heure | Durée locale indiquée dans la source. |
| Charge current — courant de charge | Propre à l’installation | Doit convenir à la batterie et à l’ensemble des sources de charge. Les 35 A de la capture sont un exemple. |
Pourquoi la tension affichée peut différer de 57.60 V
Avec une batterie gérée communicante et une configuration DVCC appropriée, le BMS fournit la consigne de charge actuelle. Le profil enregistré ne force pas le système à ignorer cette consigne. Vérifiez les paramètres BMS actifs lorsque vous recherchez la cause d’une tension différente. Explication du contrôle DVCC Victron ↗
Virtual switch et sélection de l’Assistant
Dans l’onglet Virtual switch, sélectionnez Do not use VS. Ouvrez Assistants, ajoutez l’ESS Assistant et lancez sa configuration. La procédure fournie utilise l’ESS Assistant plutôt que l’ancienne méthode du commutateur virtuel.
- Sélectionner le système de batterie. Choisissez System uses LiFePO₄ with other type BMS, comme dans la source.
- Saisir la capacité totale en Ah. Utilisez la capacité nominale en Ah de l’ensemble du parc à sa tension nominale. Pour l’exemple : 628 Ah × 51.2 V = 32,153.6 Wh ≈ 32.15 kWh. Additionnez les capacités en Ah des modules parallèles autorisés, pas leurs tensions.
- Conserver le type de batterie choisi. Sélectionnez Do not change battery type à l’étape correspondante de l’Assistant.
- Vérifier la tension sustain. L’exemple fourni utilise 50.00 V.
- Vérifier la courbe de coupure dynamique. L’exemple règle les quatre points affichés à 46.00 V.
- Vérifier l’écart de redémarrage. L’exemple utilise 2.00 V above cut-off(0).
Correction de la source. Le texte d’origine indique 1 C pour le dernier point de coupure dynamique, alors que sa capture indique 2 C. L’image ci-dessus est conservée sans modification et sa légende suit le libellé visible. Avant la mise en service, confirmez les champs réels de l’Assistant et les valeurs NKON approuvées pour la révision installée.
Pourquoi coupure, sustain et redémarrage sont distincts
La coupure dynamique relie la tension d’arrêt au courant de décharge ; la source utilise une courbe plate à 46 V. Sustain intervient une fois la batterie considérée comme déchargée et utilise la charge disponible pour éviter de la laisser profondément déchargée. Il ne s’agit pas du seuil initial d’arrêt de décharge. L’écart de redémarrage exige une remontée de tension avant la reprise de l’onduleur, ce qui réduit les arrêts et redémarrages répétés près du seuil. Explication Victron de la coupure et de sustain ↗
Le taux C exprime le courant par rapport à la capacité : pour une batterie de 628 Ah, 0.25 C correspond à 157 A. Cette définition explique la courbe ; elle ne signifie pas que la batterie ou l’onduleur est autorisé à fonctionner à tous les taux C affichés dans l’Assistant.
Laisser le moniteur de batterie interne activé. Le guide NKON avertit que sa désactivation dans l’onglet General de VEConfigure après la configuration ESS efface la capacité enregistrée. L’appareil GX peut toujours utiliser le SoC de la batterie gérée comme mesure du système.
Raccorder et vérifier le compteur VM-3P75CT
Un compteur réseau permet à l’ESS de voir le soutirage et l’injection réels du site. Sa limite de mesure, l’affectation des phases et le sens des transformateurs de courant doivent correspondre à l’installation. Une mesure inversée peut faire réagir le système à la mauvaise situation.
Configurez le VM-3P75CT dans VictronConnect avec Role: Grid meter, choisissez la bonne organisation des phases et confirmez les réglages réseau. Pour la découverte Ethernet, raccordez le compteur et l’appareil GX au même réseau local ; DHCP constitue normalement le point de départ. Les captures sources montrent la découverte par le menu Modbus TCP/UDP du GX ; les versions récentes peuvent utiliser Settings → Integrations → Modbus Devices. Guide de configuration du VM-3P75CT ↗
- Ouvrez Modbus TCP/UDP devices dans les réglages GX.
- Sélectionnez Scan for devices et lancez la recherche.
- Ouvrez Discovered devices.
- Activez le VM-3P75CT détecté, puis vérifiez qu’il apparaît dans la liste des appareils avec le bon rôle.
Pourquoi vérifier le compteur en conditions réelles
Confirmez des mesures totales et par phase cohérentes avec une charge connue. Associez chaque transformateur de courant à l’entrée et à la tension de phase prévues, et respectez le sens indiqué dans le manuel. L’installateur doit vérifier les mesures avant d’activer le pilotage automatique de puissance. Installation du compteur et consignes pour les transformateurs de courant ↗
Si le compteur est raccordé par VE.Can, utilisez l’interface 250 kbit/s et la terminaison appropriées. Maintenez cette liaison séparée de la connexion batterie CAN-bus BMS à 500 kbit/s.
Appareil GX et réglages DVCC
Après détection de la batterie, ouvrez sa page Parameters et comparez les CVL, CCL et DCL rapportées à son état et aux limites du modèle. Vérifiez le nombre de modules en ligne. Une batterie complètement chargée peut normalement annoncer une CCL réduite.
DVCC signifie Distributed Voltage and Current Control. Dans cette intégration, il coordonne les chargeurs compatibles à l’aide des informations de la batterie gérée. Le tableau suivant décrit la configuration source, notamment les réglages à examiner plutôt qu’à recopier sans contexte.
| Réglage | Valeur affichée dans la source | Interprétation |
|---|---|---|
| DVCC | On — activé | Active le contrôle coordonné pour l’intégration documentée. |
| Limit charge current — limiter le courant de charge | Off — désactivé | Aucune limite utilisateur supplémentaire n’est affichée. Déterminez si l’installation nécessite une limite système inférieure. |
| Limit managed battery charge voltage — limiter la tension de charge de la batterie gérée | Off — désactivé | Aucun plafond de tension utilisateur supplémentaire n’est affiché ; ne contournez pas le BMS au hasard. |
| SVS — Shared Voltage Sense | Off — désactivé | Suivez les instructions de compatibilité de la batterie gérée installée. |
| STS — Shared Temperature Sense | Off / forced off — désactivé / désactivation forcée | L’intégration BMS peut déterminer la disponibilité de cette option. |
| SCS — Shared Current Sense | Off — désactivé | Conservez la configuration source, sauf indication contraire des instructions de compatibilité applicables. |
| Controlling BMS — BMS de contrôle | Automatic selection — sélection automatique | Vérifiez que la batterie automatiquement sélectionnée est bien le système de batteries prévu. |
Pourquoi une limite de courant peut rester applicable avec le commutateur désactivé
« Limit charge current: Off » retire la limite utilisateur supplémentaire, pas le contrôle BMS. Normalement, la plus faible des limites BMS/utilisateur applicables est utilisée, tandis que les limites propres aux appareils restent pertinentes. Les chargeurs non pilotés ne sont pas automatiquement inclus dans cette coordination.
Exception pour l’injection solaire CC. Lorsque l’injection de PV couplé en CC est activée, le plafond de courant de charge DVCC n’est pas appliqué de la manière habituelle aux MPPT concernés. Leurs limites locales de courant et leur contrôle de tension restent importants. Vérifiez les limites MPPT avant d’activer cette option d’injection. Limites DVCC Victron et exception ESS ↗
Modes ESS, réserve et réglages réseau
Ouvrez Settings → ESS. Déterminez si l’installation effectue principalement des cycles pour l’autoconsommation ou maintient la batterie prête pour une coupure de réseau. Réglez ensuite le compteur, l’organisation des charges et la réserve selon le site.
| Mode | Comportement | Utilisation dans ce guide |
|---|---|---|
| Optimized with BatteryLife | Utilise la batterie pour les cycles ordinaires et laisse BatteryLife adapter la réserve effective. | La procédure NKON fournie exige BatteryLife pour les batteries utilisées en cycles. |
| Keep batteries charged | Donne priorité au maintien de la batterie pour les coupures plutôt qu’à la décharge quotidienne normale. | L’alternative de la source pour une installation orientée alimentation de secours. |
| External control | Confie le fonctionnement ESS à un contrôleur externe. | Ne sélectionnez pas ce mode simplement parce qu’un état du tableau de bord affiche les mêmes mots. |
Pour l’installation illustrée avec compteur réseau, sélectionnez le compteur externe approprié. Indiquez si la sortie CA de l’onduleur est utilisée et si l’énergie de la batterie alimente toutes les charges mesurées du système ou seulement les charges critiques. Vérifiez la stratégie de régulation des phases pour l’installation réelle ; Total of all phases dans la capture est un exemple.
SoC minimal et limite SoC active
Le SoC minimal configuré correspond à la réserve normale lorsque le réseau est présent. BatteryLife peut relever la limite active au-dessus de ce minimum. Dans les captures sources, le minimum configuré est 10% et la limite active 15%. Ces deux valeurs ne sont donc pas nécessairement contradictoires.
Pourquoi la réserve peut augmenter
BatteryLife adapte le plancher effectif de décharge lorsque la batterie reste insuffisamment chargée. Cela conserve davantage de charge et favorise la récupération. Une limite active plus élevée réduit l’énergie disponible pour la décharge quotidienne. Cela ne signifie pas que le minimum configuré a été perdu et ne garantit pas une charge complète chaque jour. Explication de BatteryLife et de la profondeur de décharge ↗
Lors d’une coupure de réseau, le comportement habituel du SoC minimal change : le secours reste soumis à la protection de la batterie et aux critères d’arrêt du système. L’installateur doit préciser quels circuits sont secourus et tester le comportement autorisé en cas de coupure.
Peak shaving — écrêtage des pointes
L’écrêtage des pointes permet à la batterie d’assister le système lorsque la demande CA dépasserait autrement le seuil configuré. La source montre Always, avec les limites système de courant CA de soutirage et d’injection désactivées. C’est un exemple de configuration, pas une raison de désactiver les limites de toutes les installations.
Always peut utiliser de l’énergie sous le SoC minimal habituel pour soutenir les pointes. Cela peut réduire l’énergie réservée à une coupure. Choisissez ce réglage et les limites de courant CA en tenant compte de la puissance du raccordement, du profil des charges et de la priorité au secours. Configuration de l’écrêtage des pointes ESS ↗
Injection réseau et architecture solaire
Le guide indique AC-coupled PV — feed in excess: Enabled, DC-coupled PV — feed in excess: Disabled et Limit system feed-in: Disabled. Identifiez d’abord le raccordement des panneaux. Le solaire couplé en CA rejoint l’installation CA via un onduleur PV ; le solaire couplé en CC charge la batterie/le bus CC via un MPPT.
Activez l’injection uniquement lorsque le raccordement, le contrat et l’installation l’autorisent, puis configurez les limites requises dans la couche de contrôle appropriée. La seule présence de panneaux ne justifie pas l’activation de l’injection couplée en CC. Feed-in limiting active: No dans la source est un état, pas la preuve d’une autorisation d’injection illimitée.
Réglages des chargeurs solaires MPPT
Ce chapitre concerne les chargeurs MPPT Victron raccordés à la batterie/au bus CC. Il ne décrit pas la configuration d’un onduleur solaire CA distinct.
- Sélectionnez User Defined comme préréglage de batterie.
- Vérifiez les valeurs sources : 57.60 V absorption et 55.20 V float.
- Activez le mode expert si nécessaire pour accéder aux champs concernés.
- Sélectionnez une courbe d’absorption fixe avec une durée d’absorption de 1 heure, comme dans le guide fourni.
- Réglez le courant maximal de chaque chargeur afin que l’ensemble de l’installation reste dans les capacités de charge autorisées.
- Vérifiez que le chargeur participe au contrôle prévu de la batterie gérée et que la communication BMS et les alarmes fonctionnent.
Le profil de charge local et les commandes BMS actuelles ont des rôles différents. Une valeur d’absorption enregistrée ne prouve pas que le chargeur doit maintenir continuellement la batterie à cette tension. Lorsque plusieurs chargeurs fonctionnent ensemble, vérifiez le courant total et l’exception d’injection CC décrite au chapitre DVCC.
Pourquoi la charge solaire peut être limitée
L’ensoleillement disponible n’est qu’une contrainte. La consommation du logement, les limites de la batterie, son état de charge et le chemin d’injection autorisé influencent également la destination de l’énergie. Examinez ces conditions avant d’augmenter la limite de courant d’un chargeur.
Dynamic ESS dans le portail VRM
Dynamic ESS ajoute une planification au système NKON ESS et Victron. Il coordonne la charge, l’énergie stockée et l’injection autorisée à partir du tarif électrique, de la consommation attendue et des prévisions solaires. Il peut charger pendant les périodes favorables et conserver de l’énergie pour plus tard. Les résultats dépendent du contrat, de la météo, de la consommation et des équipements ; l’activer ne garantit pas d’économies. Une installation correcte et une communication batterie fiable restent indispensables.
Avant de configurer Dynamic ESS
Terminez d’abord la configuration ESS standard. Vérifiez que le GX voit la batterie NKON, indique un état de charge crédible et reçoit ses limites de charge et de décharge. Contrôlez les mesures réseau et le sens du soutirage et de l’injection. Utilisez un micrologiciel stable, compatible et à jour, une connexion VRM fonctionnelle et un compte autorisé à modifier l’installation.
Renseignez correctement le lieu d’installation pour rendre les prévisions solaires pertinentes. L’historique de consommation aide le système à apprendre le comportement du site. Dynamic ESS prend aussi en charge des tarifs fixes horaires adaptés ; un contrat dynamique n’est pas la seule possibilité. Consultez les pays, fournisseurs et options tarifaires actuellement proposés dans VRM plutôt qu’une liste fixe de pays. Comment Victron Dynamic ESS planifie l’utilisation de l’énergie.
Sur le GX, le réglage Dynamic ESS pour fonctionner via VRM est Auto. Configurez le programme dans VRM et évitez un deuxième contrôleur concurrent. Référence des modes Victron Dynamic ESS.
Ouvrir l’installation et l’assistant de configuration
- Connectez-vous au portail VRM et sélectionnez la bonne installation.
- Ouvrez Settings, puis Dynamic ESS.
- Parcourez les étapes système, batterie, prix d’achat, prix de vente et confirmation.
Les captures montrent l’interface du document source. Les noms et emplacements des menus peuvent évoluer entre versions VRM ; identifiez chaque champ par sa fonction.
Réglages du système et mode de fonctionnement
Répondez à Can you sell energy back to the grid? selon votre convention de raccordement et votre contrat d’énergie réels. Saisissez les capacités de soutirage et d’injection de l’installation. La source utilise 17 kW comme exemple ; ce n’est pas une valeur universelle. L’installateur doit tenir compte du raccordement, de l’organisation des phases et des équipements.
Green mode privilégie la consommation du logement et la charge de la batterie avant d’injecter le surplus solaire. L’énergie de la batterie est réservée à la consommation, tandis qu’une charge réseau utile reste possible. Trade mode utilise également le stockage pour l’injection autorisée lorsque le calcul tarifaire la favorise. Choisissez selon votre objectif et votre contrat. Explication Victron des modes Green et Trade.
Pourquoi les réglages de puissance comptent. L’assistant décrit la puissance disponible pour la planification. Ces valeurs ne sont pas des limites de protection instantanées. Configurez séparément les limites GX ESS applicables aux courants de soutirage et d’injection et conservez les protections électriques correctement dimensionnées. Manuel Victron Dynamic ESS.
Capacité de batterie et puissance de charge ou de décharge
Saisissez la capacité totale de la batterie en kWh. L’exemple de 32 kWh est une quantité d’énergie : il décrit la capacité de stockage. Les limites de charge et de décharge sont en kW : elles décrivent la vitesse de transfert d’énergie. Remplacez les 5.5 kW illustrés par des valeurs adaptées au parc de batteries, au système d’onduleurs et à l’installation.
Pour un parc parallèle, utilisez sa capacité totale vérifiée. N’en déduisez pas qu’ajouter des batteries augmente la puissance de l’onduleur. De même, un onduleur plus puissant n’augmente pas le courant autorisé de la batterie. Le BMS peut réduire les capacités de charge ou de décharge même si le maximum configuré est plus élevé.
Pourquoi la puissance de charge change. Un maximum configuré n’exige pas une charge continue à cette puissance. Le fonctionnement réel dépend aussi des limites de batterie, de l’état de charge visé, des charges du logement et de la production solaire. DESS peut adapter sa réponse lorsque la production ou la consommation réelle diffère de la prévision. Explication Victron de l’amélioration du traitement des prévisions.
Coût des cycles de batterie et équilibrage
Le guide utilise cette estimation simplifiée de l’usure de la batterie :
Coût des cycles par kWh = prix d’achat ÷ (nombre estimé de cycles complets × capacité de batterie en kWh).
Pour une batterie fictive de 3 000 € offrant 6 000 cycles complets équivalents et 30 kWh de capacité, le résultat est d’environ 0,0167 €/kWh. Ce sont des exemples de calcul, pas des caractéristiques NKON. Utilisez des hypothèses de durée de vie en cycles étayées et leurs conditions de fonctionnement déclarées. Cette estimation représente l’utilisation de la batterie ; elle est distincte du prix d’achat de l’électricité.
Vérifiez les restrictions avancées et les options d’équilibrage. Une restriction peut empêcher un flux d’énergie interdit par le contrat. Des charges d’équilibrage périodiques donnent à la batterie la possibilité d’atteindre sa pleine charge ; choisissez leur intervalle et leur durée selon les instructions NKON applicables. Une période d’équilibrage peut expliquer une batterie plus chargée que prévu. Explication Victron de la fonction d’équilibrage.
Le guide NKON fourni exige Optimized with BatteryLife pour les batteries utilisées en cycles réguliers. Conservez cette exigence NKON. Si la limite SoC active augmente, examinez l’historique de charge et l’état de la batterie avec l’installateur avant de modifier BatteryLife. La gestion de réserve et l’équilibrage DESS ont des objectifs liés, mais ne sont pas des réglages interchangeables.
Configurer les prix d’achat et de vente
Sélectionnez Fixed ou Dynamic selon le cas, puis le pays et le fournisseur corrects. Le guide illustre Netherlands–Tibber à titre d’exemple. Sélectionnez l’intervalle tarifaire correspondant au contrat, par exemple 15 ou 60 minutes lorsque proposé.
Vérifiez séparément l’achat et la vente. Une formule suggérée est un point de départ : assurez-vous que frais, taxes et autres éléments applicables reproduisent les prix réellement payés ou reçus. Comparez plusieurs périodes avec les prix publiés par le fournisseur. Une coche verte confirme que la formule est acceptée, pas qu’elle correspond au contrat.
Pourquoi vérifier séparément les prix négatifs. Configurez cette option selon les règles du fournisseur. Lorsqu’elle est désactivée, DESS traite un tarif calculé négatif comme zéro. Cela s’applique séparément à l’achat et à la vente et concerne le résultat de la formule complète. Ce n’est pas simplement une préférence sur l’intérêt des prix de marché négatifs. Réglage Victron des prix négatifs.
Activer et vérifier le fonctionnement
Soumettez la configuration vérifiée. Ouvrez Controls et confirmez que Dynamic ESS est activé. Pour la procédure de ce guide NKON, conservez Optimized with BatteryLife comme mode ESS normal. Ne choisissez pas le mode ESS distinct External control simplement parce que ces mots apparaissent dans le tableau de bord.
Vérifiez que VRM affiche un programme DESS valide, des données actuelles et aucune erreur pertinente. Comparez les actions planifiées aux puissances batterie et réseau réelles dans le temps. L’état External control du tableau de bord appartient à l’exemple source ; ce seul libellé ne prouve pas une configuration DESS correcte. Évitez de combiner les charges programmées ordinaires avec DESS, car elles perturbent le programme. Configuration et dépannage Victron Dynamic ESS.
Liste de contrôle de mise en service et de remise
Un réglage enregistré n’équivaut pas à une installation vérifiée. Après configuration, rouvrez les réglages et confirmez que les valeurs prévues restent enregistrées. Vérifiez ensuite le comportement obtenu dans des conditions contrôlées adaptées au site.
Batterie et communications
- Modèle de batterie correct et révision BMS consignés.
- Tous les modules de batterie attendus en ligne.
- Mesures de tension, courant, température et SoC plausibles.
- CVL, CCL et DCL correctement reçues et interprétées.
- Alarmes et demandes d’arrêt BMS contrôlées selon la procédure approuvée du fabricant.
- Interface CAN, débit, câble et terminaison consignés.
Flux d’énergie et fonctionnement
- Rôle du compteur, affectation des phases et sens du soutirage/de l’injection vérifiés.
- Courant de charge contrôlé avec toutes les sources pertinentes.
- Mode ESS, réserve, écrêtage des pointes et réglages d’injection confirmés.
- Circuits secourus et test de coupure approuvé documentés.
- Participation des MPPT et limites locales vérifiées lorsqu’ils sont présents.
- VRM affiche des mesures actuelles et DESS dispose d’un programme valide lorsqu’il est activé.
Conservez une sauvegarde de configuration et un dossier de remise indiquant les versions de micrologiciel, la capacité de batterie, les limites de courant, les limites réseau et la raison de chaque choix propre à l’installation. Expliquez au propriétaire quels réglages il peut modifier et lesquels nécessitent l’avis de l’installateur.
Pour une demande d’assistance, indiquez le modèle de batterie, les versions BMS et Venus OS, le nombre de modules, les alarmes récentes, les réglages pertinents et des captures des paramètres actuels. Contactez [email protected]. Ne partagez que les informations d’installation nécessaires au diagnostic.
Questions fréquentes et dépannage
Commencez par comparer le fonctionnement demandé aux limites actuelles et aux flux mesurés. N’augmentez pas les limites uniquement pour faire disparaître une alerte ou une restriction.
La batterie n’apparaît pas dans la liste des appareils GX
Vérifiez que la batterie est alimentée, que CAN_VICTRON est sélectionné, que le bon câble Type A est branché dans le bon sens et que l’interface GX choisie utilise le profil batterie 500 kbit/s. Vérifiez la terminaison requise et que le câble n’est pas branché sur VE.Bus ou Ethernet. Avec plusieurs batteries, vérifiez aussi les consignes maître/adressage et la communication des modules.
La batterie charge lentement ou s’arrête avant le pourcentage attendu
Lisez CCL, CVL, tensions de cellule, températures et alarmes actives. Vérifiez ensuite les limites des chargeurs, la consommation actuelle du logement et le solaire disponible. Une batterie presque pleine peut demander moins de courant. Si le comportement persiste ou reste inexpliqué, comparez-le aux consignes de la révision exacte plutôt que de forcer une tension de charge plus élevée.
La batterie contient encore de l’énergie mais ne se décharge pas
Comparez le SoC au minimum configuré et à la limite BatteryLife active. Vérifiez DCL, un éventuel blocage BMS de décharge, le mode ESS, la limite de puissance de l’onduleur et le programme DESS. « Keep batteries charged » se comporte volontairement différemment du mode d’autoconsommation. La réserve active peut dépasser le minimum indiqué dans un autre menu.
La consigne de tension de charge change toute seule
Vérifiez la CVL de la batterie gérée. Une commande BMS actuelle peut différer du réglage local d’absorption ou de float. C’est le bon point de départ pour expliquer une consigne variable ; la valeur d’une capture n’est pas à elle seule la spécification de fonctionnement de tous les systèmes.
Le compteur réseau indique le mauvais sens ou des valeurs de phase étranges
Demandez à l’installateur de vérifier le rôle du compteur, l’emplacement de mesure, l’affectation des phases et le sens des transformateurs par rapport à l’installation. Contrôlez les mesures avec une charge connue avant de vous fier à la régulation automatique de soutirage/injection. Une liaison de données fonctionnelle ne prouve pas l’exactitude des mesures électriques.
Dynamic ESS est activé mais aucun programme utile n’apparaît
Vérifiez la connexion VRM, les données actuelles, l’heure système, la configuration tarifaire acceptée, le SoC et les erreurs DESS. Examinez les puissances/capacités saisies et les restrictions, et supprimez si nécessaire une commande de charge programmée concurrente. Consultez les instructions VRM actuelles du micrologiciel installé. « External control » dans le schéma ne suffit pas à prouver qu’un programme fonctionne.
Le système injecte malgré une faible valeur d’injection saisie dans DESS
L’assistant DESS décrit les capacités de planification. Ses valeurs ne remplacent ni les limites réelles d’injection/de courant ni les protections matérielles. Faites vérifier par l’installateur les réglages GX, les mesures du compteur et la configuration de l’onduleur solaire par rapport au comportement autorisé du site.
La batterie reste pleine alors que les prix semblent favoriser la décharge
Vérifiez si une charge d’équilibrage, une exigence de réserve, une protection de batterie ou un mode particulier est actif. Une opportunité tarifaire n’est qu’une donnée d’entrée du contrôle. Confirmez aussi que la formule tarifaire reflète les coûts réels d’achat et de vente.
Faut-il reconfigurer le système après l’ajout d’une batterie ?
Vérifiez la configuration parallèle autorisée, la communication des modules, la capacité totale et les limites BMS. Mettez à jour les capacités si nécessaire, notamment dans l’ESS Assistant et DESS. Revérifiez les limites de courant et les protections. Une énergie stockée supplémentaire n’augmente pas automatiquement la puissance de l’onduleur ni la capacité du raccordement réseau.
Les termes utilisés dans ce guide
- ESS
- Energy Storage System. Dans la terminologie Victron, le système configuré qui gère le stockage en batterie et les échanges d’énergie.
- DESS
- Dynamic ESS. Planification du fonctionnement à partir des tarifs, des prévisions et des capacités de l’installation.
- BMS
- Battery Management System. Système de surveillance et de protection de la batterie qui communique les limites de fonctionnement.
- GX et Venus OS
- L’appareil GX assure le contrôle et la surveillance du système ; Venus OS est son logiciel d’exploitation.
- DVCC
- Distributed Voltage and Current Control. Coordination des chargeurs compatibles au moyen d’informations partagées du système et de la batterie gérée.
- VRM
- Victron Remote Management. Portail en ligne de surveillance et de configuration à distance prise en charge.
- kWh, kW et A
- Le kWh mesure une capacité énergétique, le kW une puissance et l’A un courant. Ces unités ne sont pas interchangeables.
- Ah
- Ampères-heures. Capacité de charge ; multiplier les Ah par la tension nominale donne une capacité énergétique approximative en Wh.
- PV couplé en CA
- Production solaire raccordée à l’installation CA par un onduleur photovoltaïque.
- PV couplé en CC
- Production solaire raccordée au côté batterie/CC par un chargeur MPPT.
Manuels et références techniques
Cette page développe le manuel Word et PDF fourni Victron & NKON ESS. Ses 41 illustrations distinctes du corps du document sont conservées ; le schéma système répété n’apparaît qu’une fois. Les captures d’origine sont inchangées ; noms, mesures d’exemple, constantes tarifaires et menus peuvent différer du système installé.
Sauf indication contraire, les valeurs propres à la batterie proviennent de ce guide NKON. Les explications générales ont été vérifiées à l’aide des ressources fabricant ci-dessous. Utilisez la documentation la plus récente du modèle et du micrologiciel réels.
- Informations NKON ESS Pro 32.15 kWh et onglet Documents
- Manuel Victron de conception et d’installation ESS
- Manuel GX Victron : DVCC
- Référence Victron des câbles CAN-bus BMS
- Manuel du compteur VM-3P75CT
- Manuel Victron Dynamic ESS (documentation provisoire)
- Évolutions des fonctions et de l’interface VRM
Références techniques vérifiées le 28 octobre 2025. Les captures proviennent du manuel fourni et peuvent montrer des versions logicielles antérieures.
