Ejemplo trabajado. Un parque industrial con seis medidores de inquilinos, un transformador de 1,600 kVA y un sistema de paneles solares en el techo de 600 kWp que ha estado en funcionamiento durante cuatro años. La renovación a continuación es un ejemplo trabajado construido para mostrar cómo se decide la arquitectura y la estrategia de control, no un registro de un proyecto entregado.
Antes de la modernización: por qué estaba pagando el parque
El parque compra electricidad en un punto de conexión y recarga a sus inquilinos a una tarifa combinada por kilovatio-hora. Ese arreglo significa que el propietario recoge el costo de la energía y absorbe todo lo demás, y todo lo demás incluye un cargo por demanda de 14.50 EUR por kilovatio al mes contra un pico facturado de 1,230 kW. Eso es 17,835 EUR al mes, o 214,020 EUR al año, y se estaba pagando independientemente de si el parque producía algo o no.
El sistema de paneles solares en el techo ya estaba allí y ya estaba funcionando. Generó 690 MWh al año y el 78 por ciento de eso se consumió en el sitio. Los 152 MWh restantes salieron a través del medidor a un valor de exportación cercano a 0.04 EUR por kilovatio-hora, contra un precio de importación cercano a 0.16 EUR.
Así que el parque tenía dos fugas separadas. Una era un cargo por demanda impulsado por un pico matutino coincidente, y la otra era la energía solar que se estaba regalando a un cuarto de lo que costaba reemplazarla.
El arrendatario que desencadenó la decisión
Nada sobre la renovación se volvió urgente hasta que un operador de almacenamiento en frío firmó un contrato de arrendamiento. El almacenamiento en frío agrega una carga que funciona por la noche, en verano y en invierno, y no sigue el perfil existente del parque. Dentro de un período de facturación, el pico del parque pasó de aproximadamente 1,050 kW a 1,230 kW, y la carga del transformador cruzó el 75 por ciento al mismo tiempo.
Esa combinación, un nuevo pico y un transformador que ya no estaba cómodo, es el punto en el que un propietario deja de tratar el cargo por demanda como un costo de hacer negocios. La tarifa de recarga combinada se había establecido cuando el pico del parque era de 1,050 kW, y ya no cubría lo que la utilidad estaba cobrando.
Tres opciones de arquitectura que dejan de ser reversibles
La primera decisión no es el tamaño de la batería. Es dónde se coloca la batería en relación con los medidores de inquilinos, porque esa elección decide quién puede mantener el ahorro.
Colocar la batería aguas arriba es lo que hace que el ahorro por demanda sea del propietario. Colocarla aguas abajo de un medidor de inquilino afecta la factura de ese inquilino y deja el pico del parque exactamente donde estaba. Mover la batería después de los hechos no es un trabajo pequeño, porque el punto de conexión está fijado por el equipo de conmutación entrante y el arreglo de medición está fijado por los contratos de arrendamiento vigentes.
La segunda elección es el acoplamiento. El sistema de paneles tiene cuatro años y está acoplado en corriente alterna, con sus propios inversores de cadena que están funcionando. Si el sistema de paneles ya está acoplado en corriente alterna con inversores de cadena que se pueden reparar, acoplar la nueva batería en corriente continua significa deshacerse de equipos que aún tienen una década de servicio restante, y el costo recae en el lado equivocado del libro de cuentas de la renovación. Por lo tanto, la batería toma su propio sistema de conversión de energía y los dos sistemas se encuentran en el bus de corriente alterna.
La tercera elección es la ventana de carga. Una batería que se carga durante la noche agrega carga en las horas cuando el parque está tranquilo, lo cual es generalmente bienvenido, pero cambia el perfil de carga del transformador y, por lo tanto, el estudio de protección. Ese estudio debe ser reejecutado antes de que la batería sea puesta en servicio, no después, porque los ajustes que produce son con los que se configura el relé.
La estrategia de EMS, en orden de prioridad
El lazo de control debe leer el medidor de la utilidad en el punto de conexión. Un lazo que lee los propios transformadores de corriente de la batería está regulando un número que nadie factura, y la diferencia entre ese número y la cifra facturada es exactamente donde se pierden los cargos por demanda.
Además de eso, el sitio necesita un orden de prioridad en lugar de una lista de deseos, porque dos de los cuatro deberes en un parque solar más almacenamiento compiten por la misma energía almacenada.
- Control de demanda primero: mantener el parque por debajo de 900 kW con un margen muerto de 30 kW, evaluado como un promedio móvil de 15 minutos para coincidir con la propia ventana de demanda de la utilidad. Si el mecanismo de ajuste de demanda se reinicia anualmente, un pico no controlado en enero establece la demanda facturada para los once meses restantes.
- Autoconsumo solar segundo: absorber el excedente del mediodía en lugar de exportarlo a 0,04 EUR por kilovatio-hora.
- Arbitraje de tiempo de uso tercero: cargar en la ventana barata y descargar en la cara cara, dentro de cualquier margen que deje el control de demanda.
- Reserva de respaldo por último, y solo si se declara antes de dimensionar.
El conflicto es estructural. El control de picos quiere que la batería esté llena a las 08:00, lista para el pico matutino coincidente. El autoconsumo solar quiere que la batería esté vacía a las 11:00 para que el sistema de paneles tenga un lugar donde enviar su producción. Si ambos objetivos se esperan en 1,000 kWh sin una prioridad establecida, el sitio obtendrá el comportamiento que el firmware estaba ajustado para, y la falta aparecerá en una de las dos columnas en lugar de en la otra.
Después de la modernización: lo que realmente cambió
Dos líneas producen casi todo el beneficio. La línea de demanda cae en 57,420 EUR al año, y la línea de exportación recupera los 111 MWh que solían salir del sitio, por un valor de 13,320 EUR al año con una diferencia de 12 centavos entre el precio de importación y el de exportación. Juntas, eso es 70,740 EUR al año.
Una condición se encuentra debajo de ese segundo número. Si los inquilinos fueran facturados por su propia demanda máxima en lugar de por kilovatio-horas, parte del ahorro por demanda les habría sido devuelto en lugar de quedarse con el parque, y el retorno habría cambiado en consecuencia. Los datos de intervalos son lo que hace que esta comparación sea verificable, y ninguna hoja de datos lo sustituye, incluidos los que Ruibit publica para sus unidades de contenedor.
Lo que costó la modernización y lo que agregó a la carga de trabajo
El costo instalado de 500 kW y 1,000 kWh, incluyendo la base, la interfaz de baja tensión y la integración de control, fue de 420,000 EUR. Contra 70,740 EUR al año, eso es un retorno simple de 5.9 años, y la versión honesta de esa cifra incluye los cuatro elementos que nunca aparecen en la columna de beneficios.
Los controles térmicos y de filtros mensuales se unieron a un programa de mantenimiento que anteriormente no tenía nada más complicado que un desagüe de techo para inspeccionar, y una decisión sobre el almacenamiento de repuestos vino con ellos. La base y el acceso de grúa ahora ocupan espacio en el patio que el parque había destinado para estacionamiento. La estrategia de control debe ajustarse cada vez que cambia un arrendamiento, porque un nuevo perfil de carga invalida la suposición de pico en la que se basaron los objetivos. Y la tarifa de recarga combinada, que es lo que permitió al parque mantener el ahorro por demanda en primer lugar, es un acuerdo comercial que puede ser renegociado por el próximo inquilino.
Ese último punto es el que vale la pena declarar claramente. La renovación no eliminó un costo; movió el costo de una factura de utilidad a un activo que debe ser gestionado. Normalizar cualquier propuesta competidora significa compararla en el punto de conexión, el arreglo de medición y el propietario del ahorro, porque dos esquemas de los mismos 1,000 kWh con diferentes ubicaciones no son el mismo proyecto.
Preguntas a resolver antes de que el diseño se congele
Pregunte qué medidor lee el lazo de control y si es el medidor que la utilidad factura. La respuesta de que el lazo utiliza los propios transformadores de corriente de la batería describe un sistema que mantendrá la potencia terminal de la batería constante mientras el pico facturado se desvía.
Pregunte en qué ventana de demanda factura la utilidad y cómo promedia la estrategia de control a través de ella. Un limitador de pico instantáneo presentado como control de demanda perderá un promedio de 15 minutos por un margen que se muestra una vez al mes.
Pregunte quién posee los datos de intervalos y la configuración de control después de la entrega. Una respuesta de que los datos residen en la nube del proveedor significa que el próximo cambio de arrendamiento no puede ser ajustado sin el proveedor presente.
Preguntas Frecuentes
1. ¿Dónde debería colocarse la batería en un parque industrial?
Aguas arriba, en el punto de conexión en el que la utilidad factura. La colocación decide quién mantiene el ahorro por demanda. Una batería detrás de un medidor de inquilino reduce el pico facturado de ese inquilino y deja el pico del parque sin cambios.
2. ¿Por qué necesita el EMS un orden de prioridad?
Porque el control de picos y el autoconsumo solar compiten por la misma energía almacenada. El control de picos quiere que la batería esté llena a las 08:00; la absorción solar quiere que esté vacía a las 11:00. Sin un orden establecido, el sitio obtiene el comportamiento que el firmware estaba ajustado para.
3. ¿Qué ventana de demanda debería usar el lazo de control?
La misma ventana que utilizan las facturas de servicios públicos, típicamente un promedio móvil de 15 minutos, con un rango muerto de 20 a 30 kW. Un limitador instantáneo presentado como control de demanda no captará un promedio de 15 minutos.
4. ¿Puede la energía solar más almacenamiento reducir el cargo por demanda de un parque industrial?
Sí, pero solo cuando la batería se encuentra en el punto de conexión medido. En el ejemplo trabajado aquí, el pico facturado cayó de 1,230 kW a 900 kW, reduciendo el cargo anual por demanda de EUR 214,020 a EUR 156,600.
5. ¿Debería una nueva batería estar acoplada en DC a un arreglo existente?
Generalmente no, si el arreglo ya está acoplado en AC con inversores operativos. Acoplar en DC significa reemplazar equipos que funcionan, por lo que la batería toma su propio sistema de conversión y los dos se encuentran en el bus de AC.
6. ¿Qué costos agrega la modernización?
Controles térmicos y de filtros mensuales en un horario que no tenía, una decisión sobre el almacenamiento de repuestos, espacio en el patio para la base y acceso para grúas, y una estrategia de control que debe ser reajustada cada vez que cambia un arrendatario.
