Optimizarea co-locaţiei PV + BESS: un site, o conexiune, o decizie coordonată

De ce intră în conflict planurile independente de lucru cu energia fotovoltaică și bateriile

Se ia în considerare o instalație fotovoltaică de 50 MWp și o baterie de 20 MW/40 MWh în spatele unei conexiuni de export de 40 MW. La prânz, prognoza PV poate depăși conexiunea. Dacă bateria se încarcă, poate absorbi o parte din surplus. Seara se poate descărca când instalaţia PV este liniştită. Dar dacă o strategie independentă privind bateriile programează descărcarea de gestiune în timp ce PV exportă deja 35 MW, rămâne doar 5 MW de camere cu acces.

Constrasajul comun este simplu:

Deciziile nu sunt. Optimizatorul trebuie să valorifice energia solară acum, să stocheze energia solară mai târziu, să încarce reţeaua, să degradeze, să piardă, să dezechilibreze şi să reducă regulile sistemului de sprijin.

În cazul în care co-locaţia poate crea valoare

• Utilizarea conexiunii: să utilizeze capacitatea de import/export de rezervă în afara vârfurilor solare.
• Capturare prin clipping: în modele adecvate cuplate în curent continuu, stochează energie care ar depăși capacitatea de invertor.
• Gestionarea curtailment: absorb generarea care altfel ar fi redusă, în cazul în care capacitatea de încărcare și instrucțiunile permit.
• Schimbarea energiei: mutarea energiei solare din perioadele cu valoare mai mică în perioadele cu valoare mai mare.
• Reducerea dezechilibrului: să compenseze o parte a unei abateri de la producție sau să revizuiască poziția intraday.
• Întărire și formă: să urmeze un profil de livrare sau să reducă rampele, sub rezerva unor clauze contractuale.
• Servicii de piață: utilizarea energiei rămase și SOC pentru produse energetice accesibile sau de echilibrare.

Aceste beneficii nu trebuie să fie luate în considerare la maxima lor independentă. Încărcarea pentru tăiere foloseşte capacitatea energetică. Menținerea bateriei pentru protecția dezechilibrului poate împiedica un ciclu de arbitraj. Furnizarea unei rezerve în creştere consumă camere de descărcare de gestiune şi poate concura cu un obiectiv de export seara.

Desene cu cuplă și cuplări de curent continuu

Numai topologia nu determină o mai bună investiție. Comparați costul echipamentelor, pierderile, disponibilitatea, fezabilitatea recondiționării, contorizarea, garanțiile, cerințele de rețea și veniturile efectiv permise. Model de putere și energie la limita utilizată pentru decontare.

Constrangerile de care are nevoie un optimizator hibrid

Pe lângă limitele obișnuite ale SOC, putere, rampă și eficiență, modelul necesită disponibilitate PV, limite comune ale transformatorului/invertorului, plafoane de import și export, priorități privind puterea reactivă sau codul de rețea, instrucțiuni de limitare și regula de alocare a capacității de conectare între PV și BESS.

Un EMS sau un controlor al centralei electrice la nivel de amplasament ar trebui să aplice ținta de punct de conectare la nivel local. Atunci când prognoza PV este greșită sau apare o rampă de nori, controlul local trebuie să răspundă mai rapid decât un plan de la distanță pentru ziua următoare. Optimizatorul furnizează obiectivul informat din punct de vedere economic; controalele locale păstrează pachetul de grilă și siguranța dispozitivelor.

Incertitudinea prognozată modifică cel mai bun program

Un program determinist poate umple bateria înainte de prânz, deoarece se așteaptă la surplus de PV, numai pentru acoperirea norilor pentru a reduce producția. În acest caz, poate fi necesară încărcarea costisitoare a rețelei sau nerespectarea unei poziții de seară. În schimb, producția subprevizională poate crea reduceri dacă nu mai rămâne nicio cameră cu baterii.

Prognoze probabilistice fotovoltaice (P10/P50/P90) sau căi cuantice (P90) (Plasați optimizatorul să compare costul camerei cu riscul de reducere sau dezechilibru). Reoptimizarea intraday poate folosi prognoze meteo prin satelit, numerice și actualizări telemetrice ale plantelor. VoltMage PerunCity in New York USA vizează prognozarea PV, inclusiv comportamentul dificil al norului balcanic, în timp ce Optimizarea PV+BESS combină incertitudinea de generare cu constrângerile de conectare şi de baterie.

Cum se evaluează un proiect PV+BESS

1. Utilizarea datelor fotovoltaice, de piață și de pe site simultane, aliniate în timp, la 15 minute sau la o rezoluție mai fină, atunci când deciziile o impun.
2. Reprezintă topologia AC/DC efectivă, punctul de conectare, regulile de import/export și consumul auxiliar.
3. Comparați BESS-ul PV exclusiv, independent-echivalent și cazurile optimizate în comun.
4. Energie separată tăiată, reducere instruită și reducere economică.
5. Se verifică dacă încărcarea grilei modifică suportul, certificarea sau tratamentul de contorizare.
6. Utilizați operațiunea bazată pe previziuni ca caz realist și previziune perfectă doar ca limită superioară.
7. Rulează sensibilităţi pentru eroarea fotovoltaică, mărimea/durata bateriei, degradare, canibalizare preţ şi capacitate de conectare.
8. Defineşte prioritatea de control local şi verifică livrarea comenzii în cazul rampelor de nori şi al pierderii comunicaţiilor.

Cea mai bună dimensiune a bateriei nu este neapărat cea mai mare. Este configurația a cărei valoare incrementală rămâne defensivă după constrângerile de conectare comună, costul de viață și incertitudinea pieței.

Un exemplu de expediere hibrid de 15 minute

Un exemplu ilustrativ. PV este prognozat la 38 MW în spatele unui plafon de export de 40 MW. Bateria are 10 MW de încărcare/cu descărcare și 12 MWh de cameră utilă. O poziție pentru ziua următoare angajează amplasamentul să exporte 34 MW. Cu câteva minute înainte de interval, prognoza actualizată a PV se ridică la 43 MW.

Site-ul poate reduce 3 MW și exporta 40 MW, poate încărca bateria în timp ce deține poziția de 34 MW sau poate revizui poziția comercială intraday, dacă este posibil. Încarcarea a 9 MW ar reduce exportul la 34 MW, dar optimizatorul trebuie să întrebe dacă stocarea are suficient spaţiu pentru interval, dacă această energie poate fi exportată mai târziu, ce pierderi şi degradare are, şi dacă menţinerea programului este mai valoroasă decât vânzarea de producţie suplimentară.

Dacă un nor reduce, apoi, PV la 28 MW, bateria poate descărca 6 MW pentru a păstra 34 MW Controlul local se ocupă de abaterea rapidă; optimizatorul pieței revizuiește orizontul rămas.

Curbele de durată a dimensiunilor, nici măcar un vârf

Curbele de durată pentru PV sunt construite deasupra plafonului de export, capacitatea de conectare de rezervă, răspândirea prețurilor și eroarea de prognoză. O baterie mare de dimensiuni la un eveniment de tăiere rare poate sta insuficient utilizate. O baterie mai mică poate fi constrânsă în zilele frecvente de mare solar. În cazul în care se utilizează un sistem de măsurare a emisiilor de CO2 în conformitate cu articolul 3 alineatul (1) litera (a) din Regulamentul (UE) nr.

Meteringul determină ce poate fi dovedit

Productie PV separata, sarcina/curentul bateriei, energie auxiliara si punct de conectare cu contoare sincronizate. Fără proveniența energetică și alocarea pierderilor, operatorii pot fi în imposibilitatea de a demonstra conformitatea sistemului de sprijin, de a reconcilia decontarea sau de a distinge recuperarea energiei tăiate de încărcarea rețelei.