Beispiel. Ein Industriepark mit sechs Mietermessgeräten, einem 1.600 kVA Transformator und einer 600 kWp Dachanlage, die seit vier Jahren in Betrieb ist. Der untenstehende Retrofit ist ein Beispiel, das zeigt, wie die Architektur und die Steuerungsstrategie entschieden werden, nicht ein Protokoll eines gelieferten Projekts.
Vor der Nachrüstung: wofür der Park zahlte
Der Park kauft Strom an einem Anschlusspunkt und berechnet seinen Mietern einen einheitlichen Mischpreis pro Kilowattstunde. Diese Regelung bedeutet, dass der Vermieter die Energiekosten einsammelt und alles andere absorbiert, wobei alles andere eine Nachfragegebühr von 14,50 EUR pro Kilowatt und Monat gegen eine abgerechnete Spitze von 1.230 kW umfasst. Das sind 17.835 EUR pro Monat oder 214.020 EUR pro Jahr, und es wurde bezahlt, unabhängig davon, ob der Park etwas produzierte oder nicht.
Die Dachanlage war bereits vorhanden und funktionierte bereits. Sie erzeugte 690 MWh pro Jahr, und 78 Prozent davon wurden vor Ort verbraucht. Die verbleibenden 152 MWh verließen über das Messgerät zu einem Exportwert von fast 0,04 EUR pro Kilowattstunde, gegen einen Importpreis von etwa 0,16 EUR.
Der Park hatte also zwei separate Lecks. Eines war eine Nachfragegebühr, die durch einen zufälligen Morgenpeak verursacht wurde, und das andere war Solarenergie, die zu einem Viertel dessen verschenkt wurde, was es gekostet hätte, sie zu ersetzen.
Der Mieter, der die Entscheidung ausgelöst hat
Nichts am Retrofit wurde dringend, bis ein Kühlhausbetreiber einen Mietvertrag unterschrieb. Kühlhäuser fügen eine Last hinzu, die nachts, im Sommer und im Winter läuft, und sie folgt nicht dem bestehenden Profil des Parks. Innerhalb eines Abrechnungszeitraums verschob sich der Parkpeak von etwa 1.050 kW auf 1.230 kW, und die Transformatorbelastung überschritt gleichzeitig 75 Prozent.
Diese Kombination, ein neuer Peak und ein Transformator, der nicht mehr komfortabel war, ist der Punkt, an dem ein Vermieter aufhört, die Nachfragegebühr als Geschäftskosten zu behandeln. Der gemischte Nachladepreis war festgelegt worden, als der Peak des Parks 1.050 kW betrug, und deckte nicht mehr, was das Versorgungsunternehmen verlangte.
Drei Architekturentscheidungen, die nicht mehr umkehrbar sind
Die erste Entscheidung ist nicht die Batteriekapazität. Es ist, wo die Batterie im Verhältnis zu den Mietermessgeräten sitzt, denn diese Wahl entscheidet, wer die Einsparungen behalten darf.
Die Batterie upstream zu platzieren, sorgt dafür, dass die Einsparungen bei der Nachfrage dem Vermieter gehören. Sie downstream eines Mietermessgeräts zu platzieren, betrifft die Rechnung dieses Mieters und lässt den Parkpeak genau dort, wo er war. Die Batterie nachträglich zu bewegen, ist keine kleine Aufgabe, da der Anschlusspunkt durch die eingehende Schaltanlage festgelegt ist und die Messanordnung durch die geltenden Mietverträge festgelegt ist.
Die zweite Wahl ist die Kopplung. Die Anlage ist vier Jahre alt und AC-gekoppelt, mit eigenen funktionierenden Stringwechselrichtern. Wenn die Anlage bereits AC-gekoppelt ist mit wartungsfähigen Stringwechselrichtern, bedeutet die DC-Kopplung der neuen Batterie, dass Geräte, die noch ein Jahrzehnt Dienstzeit haben, verschrottet werden müssen, und die Kosten landen auf der falschen Seite des Retrofit-Buchs. Daher benötigt die Batterie ihr eigenes Leistungskonversionssystem, und die beiden Systeme treffen sich am AC-Bus.
Die dritte Wahl ist das Ladefenster. Eine Batterie, die über Nacht lädt, fügt Lasten zu den Stunden hinzu, in denen der Park ruhig ist, was normalerweise willkommen ist, aber es ändert das Transformatorbelastungsprofil und damit die Schutzstudie. Diese Studie muss vor der Inbetriebnahme der Batterie erneut durchgeführt werden, nicht danach, da die Einstellungen, die sie produziert, das sind, mit denen das Relais konfiguriert ist.
Die EMS-Strategie, in priorisierter Reihenfolge
Der Regelkreis muss das Versorgungszähler am Anschlusspunkt ablesen. Ein Regelkreis, der die eigenen Stromwandler der Batterie abliest, regelt eine Zahl, die niemand abrechnet, und der Unterschied zwischen dieser Zahl und der abgerechneten Zahl ist genau der Punkt, an dem Nachfragegebühren verloren gehen.
Darüber hinaus benötigt der Standort eine Prioritätenreihenfolge anstelle einer Wunschliste, da zwei der vier Aufgaben in einem Solar-Plus-Speicher-Park um die gleiche gespeicherte Energie konkurrieren.
- Nachfragekontrolle zuerst: Halten Sie den Park unter 900 kW mit einer Totenbandbreite von 30 kW, bewertet als gleitender 15-Minuten-Durchschnitt, um mit dem eigenen Nachfragenfenster des Versorgers übereinzustimmen. Wenn der Nachfrageriegel jährlich zurückgesetzt wird, setzt ein unkontrollierter Gipfel im Januar die berechnete Nachfrage für die verbleibenden elf Monate.
- Solar-Selbstverbrauch zweitens: den Mittagsüberschuss aufnehmen, anstatt ihn zu einem Preis von 0,04 EUR pro Kilowattstunde zu exportieren.
- Zeitnutzungsarbitrage drittens: im günstigen Fenster laden und im teuren entladen, innerhalb des Spielraums, den die Nachfragekontrolle lässt.
- Backup-Reserve zuletzt, und nur, wenn sie vor der Dimensionierung erklärt wird.
Der Konflikt ist strukturell. Die Peaksteuerung möchte die Batterie um 08:00 Uhr voll haben, bereit für den morgendlichen Zufallspeak. Der Solar-Selbstverbrauch möchte sie um 11:00 Uhr leer haben, damit die Anlage irgendwo ihre Leistung abgeben kann. Wenn beide Ziele bei 1.000 kWh ohne eine festgelegte Priorität erwartet werden, erhält der Standort das Verhalten, für das die Firmware abgestimmt war, und die Unterdeckung erscheint in einer der beiden Spalten anstelle der anderen.
Nach der Nachrüstung: was sich tatsächlich geändert hat
Zwei Linien bringen fast den gesamten Nutzen. Die Nachfragesumme sinkt um 57.420 EUR pro Jahr, und die Exportlinie holt die 111 MWh zurück, die früher den Standort verlassen haben, was 13.320 EUR pro Jahr wert ist bei einer Differenz von 12 Cent zwischen Import- und Exportpreis. Zusammen sind das 70.740 EUR pro Jahr.
Eine Bedingung steht hinter dieser zweiten Zahl. Wenn die Mieter nach ihrem eigenen maximalen Bedarf und nicht nach Kilowattstunden abgerechnet worden wären, wäre ein Teil der Einsparungen bei der Nachfrage an sie zurückgegeben worden, anstatt beim Park zu bleiben, und die Amortisation hätte sich entsprechend verschoben. Intervalldaten sind das, was diesen Vergleich überhaupt überprüfbar macht, und kein Datenblatt kann dafür eintreten, einschließlich der, die Ruibit für seine Container-Einheiten veröffentlicht.
Was die Nachrüstung gekostet hat und was sie zur Arbeitslast hinzugefügt hat
Die installierten Kosten von 500 kW und 1.000 kWh, einschließlich des Fundaments, der Niederspannungsschnittstelle und der Steuerungsintegration, betrugen 420.000 EUR. Gegenüber 70.740 EUR pro Jahr ergibt das eine einfache Amortisationszeit von 5,9 Jahren, und die ehrliche Version dieser Zahl enthält die vier Positionen, die niemals in der Nutzen-Spalte erscheinen.
Monatliche thermische und Filterprüfungen wurden in einen Wartungsplan aufgenommen, der zuvor nichts komplizierteres als einen Dachabfluss zu inspizieren hatte, und eine Entscheidung über die Ersatzteilhaltung kam mit ihnen. Das Fundament und der Kranzugang beanspruchen jetzt Platz im Hof, den der Park für Parkplätze vorgesehen hatte. Die Steuerungsstrategie muss jedes Mal neu abgestimmt werden, wenn sich eine Mietverhältnis ändert, da ein neues Lastprofil die Annahme des Peaks, auf der die Ziele basierten, ungültig macht. Und der gemischte Nachladepreis, der es dem Park überhaupt erst ermöglichte, die Einsparungen bei der Nachfrage zu behalten, ist eine kommerzielle Vereinbarung, die vom nächsten Mieter neu verhandelt werden kann.
Dieser letzte Punkt ist es wert, klar ausgesprochen zu werden. Der Retrofit hat keine Kosten entfernt; er hat die Kosten von einer Versorgungsrechnung in ein Vermögen verschoben, das verwaltet werden muss. Jede konkurrierende Vorschlag zu normalisieren bedeutet, ihn am Anschlusspunkt, der Messanordnung und dem Eigentümer der Einsparungen zu vergleichen, denn zwei Systeme mit denselben 1.000 kWh bei unterschiedlicher Platzierung sind nicht dasselbe Projekt.
Fragen, die geklärt werden müssen, bevor das Design festgelegt wird
Fragen Sie, welches Messgerät der Regelkreis abliest und ob es das Messgerät ist, auf dem das Versorgungsunternehmen abrechnet. Die Antwort, dass der Regelkreis die eigenen Stromwandler der Batterie verwendet, beschreibt ein System, das die Leistung der Batterie stabil hält, während der abgerechnete Peak driftet.
Fragen Sie, auf welchem Nachfragefenster das Versorgungsunternehmen abrechnet und wie die Steuerungsstrategie über dieses Fenster hinweg mittelt. Ein sofortiger Peakbegrenzer, der als Nachfragekontrolle präsentiert wird, wird einen 15-Minuten-Durchschnitt um einen Betrag verfehlen, der einmal im Monat sichtbar wird.
Fragen Sie, wem die Intervalldaten und die Steuerungskonfiguration nach der Übergabe gehören. Eine Antwort, dass die Daten in der Cloud des Anbieters leben, bedeutet, dass die nächste Mietänderung nicht ohne den Anbieter im Raum abgestimmt werden kann.
Häufig gestellte Fragen
1. Wo sollte die Batterie in einem Industriepark platziert werden?
Upstream, am Anschlusspunkt, auf dem das Versorgungsunternehmen abrechnet. Die Platzierung entscheidet, wer die Einsparungen bei der Nachfrage behält. Eine Batterie hinter einem Mietermessgerät reduziert den abgerechneten Peak dieses Mieters und lässt den Parkpeak unverändert.
2. Warum benötigt das EMS eine Prioritätenreihenfolge?
Weil die Peaksteuerung und der Solar-Selbstverbrauch um die gleiche gespeicherte Energie konkurrieren. Die Peaksteuerung möchte die Batterie um 08:00 Uhr voll haben; die Solarabsorption möchte sie um 11:00 Uhr leer haben. Ohne eine festgelegte Reihenfolge erhält der Standort das Verhalten, für das die Firmware abgestimmt war.
3. Welches Nachfragefenster sollte der Regelkreis verwenden?
Das gleiche Zeitfenster, auf dem die Versorgungsrechnungen basieren, typischerweise ein rollierender 15-Minuten-Durchschnitt, mit einer Toleranz von 20 bis 30 kW. Ein sofortiger Begrenzer, der als Laststeuerung präsentiert wird, verpasst einen 15-Minuten-Durchschnitt.
4. Kann Solar plus Speicher die Lastgebühr eines Industrieparks senken?
Ja, aber nur, wenn die Batterie am gemessenen Anschlussort sitzt. Im hier behandelten Beispiel fiel die berechnete Spitze von 1.230 kW auf 900 kW, wodurch die jährliche Lastgebühr von 214.020 EUR auf 156.600 EUR gesenkt wurde.
5. Sollte eine neue Batterie DC-gekoppelt mit einem bestehenden Array sein?
In der Regel nicht, wenn das Array bereits AC-gekoppelt mit wartungsfähigen Wechselrichtern ist. DC-Kopplung bedeutet, dass funktionierende Geräte ersetzt werden, sodass die Batterie ihr eigenes Umwandlungssystem hat und die beiden am AC-Bus zusammentreffen.
6. Welche Kosten verursacht die Nachrüstung?
Monatliche thermische und Filterprüfungen nach einem Zeitplan, der keinen hatte, eine Entscheidung zur Ersatzteilhaltung, Platz für das Fundament und Kranzugang sowie eine Steuerungsstrategie, die jedes Mal neu abgestimmt werden muss, wenn sich ein Mietverhältnis ändert.
