Optimisation de la co-implantation PV + BESS : un site, une connexion, une décision coordonnée

Pourquoi conflit PV et batteries indépendants

Considérez une centrale photovoltaïque de 50 MWp et une batterie de 20 MW/40 MWh derrière une connexion d'exportation de 40 MW. À midi, la prévision du VP peut dépasser la connexion. Si la batterie se charge, elle peut absorber une partie de l'excédent. Le soir, il peut se décharger lorsque l'usine de PV est silencieuse. Mais si une stratégie de batterie indépendante prévoit la décharge alors que PV exporte déjà 35 MW, il ne reste que 5 MW de salle de connexion.

La contrainte partagée est simple :

Les décisions ne le sont pas. L'optimiseur doit évaluer l'énergie solaire maintenant, stockée plus tard, charge du réseau, dégradation, pertes, déséquilibre et toute restriction ou régime de soutien.

Où la co-implantation peut créer de la valeur

• Utilisation de la connexion : utiliser des capacités d'importation/d'exportation de rechange en dehors des pics solaires.
• Capture de clippage: dans des conceptions en courant continu appropriées, entreposer de l'énergie qui dépasserait la capacité de l'onduleur.
• Gestion des berges : absorber la production qui serait autrement réduite, lorsque la capacité de charge et les instructions le permettent.
• Déplacement d'énergie: déplacer le solaire des périodes de valeur inférieure aux périodes de valeur supérieure.
• Réduction de l'équilibre: compenser une partie d'un écart de production ou réviser la position intrajournalière.
• Renforcement et forme: suivre un profil de livraison ou réduire les rampes, sous réserve des conditions contractuelles.
• Services marchands: utiliser la puissance restante et le COS pour des produits énergétiques ou d'équilibrage accessibles.

Ces avantages ne devraient pas tous être comptés dans leur maxima autonome. La charge pour le clipping utilise la capacité énergétique. Le maintien de la batterie pour la protection contre les déséquilibres peut empêcher un cycle d'arbitrage. La mise en place d'une réserve ascendante consomme la tête de lit et peut concurrencer une cible d'exportation en soirée.

Conceptions couplées à des courant alternatif et à des courant continu

La topologie ne détermine pas à elle seule le meilleur investissement. Comparez le coût de l'équipement, les pertes, la disponibilité, la faisabilité de la modernisation, les compteurs, les garanties, les exigences du réseau et les revenus réellement autorisés. Puissance et énergie de modèle à la limite utilisée pour le règlement.

Les contraintes nécessaires pour un optimisation hybride

Outre les limites ordinaires de la SOC, de la puissance, de la rampe et de l'efficacité, le modèle a besoin de disponibilité en VP, de limites communes pour les transformateurs/inverteurs, de plafonds d'importation et d'exportation, de priorités en matière de puissance réactive ou de code de réseau, de consignes de réduction et de règles pour l'attribution de la capacité de connexion entre PV et BESS.

Un EMS ou un contrôleur de centrale électrique au niveau du site devrait appliquer localement la cible au point de connexion. Lorsque la prévision du VP est erronée ou qu'une rampe nuageuse se produit, le contrôle local doit réagir plus rapidement qu'un plan de jour à distance. L'optimiseur fournit la cible économiquement informée; les contrôles locaux préservent l'enveloppe du réseau et la sécurité des appareils.

L'incertitude prévue change le meilleur calendrier

Un calendrier déterministe peut remplir la batterie avant midi parce qu'il s'attend à un surplus de PV, seulement pour la couverture nuageuse pour réduire la production. Il peut alors avoir besoin de recharger le réseau coûteux ou ne pas répondre à une position de soirée. Inversement, la production sous-estimée peut entraîner une réduction si aucune salle de tête de batterie ne reste.

Les prévisions probabilistes de la VP, comme P10/P50/P90 ou les chemins quantiles, permettent à l'optimiseur de comparer le coût de la tenue de la salle de tête avec le risque de réduction ou de déséquilibre. La réoptimisation intrajournalière peut utiliser des prévisions météorologiques numériques par satellite et des mises à jour de télémétrie des plantes. VoltMage Péroun cible la prévision de la VP, y compris le comportement difficile des nuages balkaniques, Optimisation de PV+BESS combine l'incertitude de génération avec les contraintes de batterie et de connexion.

Comment évaluer un projet PV+BESS

1. Utiliser simultanément, des données PV, marché et site, en 15 minutes ou plus précisément lorsque les décisions l'exigent.
2. Représenter la topologie actuelle de l'AC/DC, le point de connexion, les règles d'importation/exportation et la consommation auxiliaire.
3. Comparer les cas BESS équivalents à PV et optimisés conjointement.
4. L'énergie coupée séparée, la réduction ordonnée et la réduction économique.
5. Testez si la charge du réseau change le support, la certification ou le traitement de mesure.
6. Utiliser l'opération de prévision comme le cas réaliste et la prévision parfaite seulement comme une limite supérieure.
7. Exécuter les sensibilités pour les erreurs de PV, la taille/durée de la batterie, la dégradation, la cannibalisation des prix et la capacité de connexion.
8. Définir la priorité de contrôle local et vérifier la livraison de commande sous les rampes de cloud et la perte de communications.

La meilleure taille de batterie n'est pas nécessairement la plus grande. C'est la configuration dont la valeur différentielle reste défendable après les contraintes de connexion partagée, le coût à vie et l'incertitude du marché.

Exemple de répartition hybride de 15 minutes

Exemple illustré. PV devrait atteindre 38 MW derrière un plafond d'exportation de 40 MW. La batterie dispose de 10 MW de charge/décharge et 12 MWh de salle de tête utilisable. Une position de jour en tête engage le site à exporter 34 MW. Minutes avant l'intervalle, les prévisions de VP mises à jour atteignent 43 MW.

Le site peut réduire 3 MW et exporter 40 MW, recharger la batterie en maintenant la position de 34 MW ou réviser la position commerciale intrajournalière si possible. La charge de 9 MW réduirait l'exportation de site à 34 MW, mais l'optimiseur doit demander si le stockage a suffisamment de salle de tête pour l'intervalle, si cette énergie peut être exportée plus tard, quelles pertes et dégradations elle entraîne, et si le maintien du calendrier est plus précieux que la vente de la production supplémentaire.

Si un nuage réduit alors la puissance de circulation à 28 MW, la batterie peut décharger 6 MW pour préserver 34 MW, à moins que cela ne soit en conflit avec un engagement de réserve ou une opportunité de soirée de plus grande valeur. Le contrôle local gère l'écart rapide; l'optimiseur du marché révise l'horizon restant.

Courbes de durée des besoins de calibrage, pas un pic

Calculer les courbes de durée pour PV au-dessus du plafond d'exportation, de la capacité de raccordement de secours, de l'écart de prix et de l'erreur de prévision. Une grande batterie de taille à un événement de coupure rare peut être sous-utilisée. Une batterie plus petite peut être contrainte lors de journées fréquentes à haute solarisation. Comparer la valeur ajoutée par MW et par MWh au fil des ans et des scénarios, y compris la baisse de la puissance photovoltaïque, la perte de batterie et la cannibalisation des prix.

Le mesurage détermine ce qui peut être prouvé

Production PV séparée, charge/décharge de batterie, auxiliaires et énergie au point de connexion avec compteurs synchronisés. Sans la provenance de l'énergie et la répartition des pertes, les exploitants peuvent être incapables de démontrer la conformité du régime de soutien, de concilier le règlement ou de distinguer la récupération d'énergie par clips de la recharge du réseau.