Exemple travaillé. Un parc industriel avec six compteurs de locataires, un transformateur de 1 600 kVA et un système photovoltaïque de 600 kWp sur le toit qui est en service depuis quatre ans. La rénovation ci-dessous est un exemple travaillé construit pour montrer comment l'architecture et la stratégie de contrôle sont décidées, et non un enregistrement d'un projet livré.
Avant le retrofit : ce que le parc payait
Le parc achète de l'électricité à un point de connexion et recharge ses locataires à un tarif unique par kilowattheure. Cet arrangement signifie que le propriétaire collecte le coût de l'énergie et absorbe tout le reste, et tout le reste inclut un coût de demande de 14,50 EUR par kilowatt par mois contre un pic facturé de 1 230 kW. Cela représente 17 835 EUR par mois, ou 214 020 EUR par an, et cela était payé que le parc produise quelque chose ou non.
Le système photovoltaïque sur le toit était déjà là et fonctionnait déjà. Il générait 690 MWh par an et 78 % de cela était consommé sur site. Les 152 MWh restants sortaient par le compteur à une valeur d'exportation proche de 0,04 EUR par kilowattheure, contre un prix d'importation proche de 0,16 EUR.
Ainsi, le parc avait deux fuites distinctes. L'une était un coût de demande entraîné par un pic matinal coïncident, et l'autre était l'énergie solaire donnée à un quart de son coût de remplacement.
Le locataire qui a déclenché la décision
Rien au sujet de la rénovation n'est devenu urgent jusqu'à ce qu'un opérateur de stockage à froid signe un bail. Le stockage à froid ajoute une charge qui fonctionne la nuit, en été et en hiver, et cela ne suit pas le profil existant du parc. Dans une période de facturation, le pic du parc est passé d'environ 1 050 kW à 1 230 kW, et la charge du transformateur a franchi 75 % en même temps.
Cette combinaison, un nouveau pic et un transformateur qui n'était plus confortable, est le point où un propriétaire cesse de considérer le coût de demande comme un coût d'exploitation. Le tarif de recharge mélangé avait été fixé lorsque le pic du parc était de 1 050 kW, et il ne couvrait plus ce que l'utilitaire facturait.
Trois choix architecturaux qui cessent d'être réversibles
La première décision n'est pas la taille de la batterie. C'est l'endroit où la batterie se situe par rapport aux compteurs de locataires, car ce choix décide qui est autorisé à conserver l'économie.
Placer la batterie en amont est ce qui permet à l'économie de demande d'appartenir au propriétaire. La placer en aval d'un compteur de locataire concerne la facture de ce locataire et laisse le pic du parc exactement là où il était. Déplacer la batterie après coup n'est pas un petit travail, car le point de connexion est fixé par l'équipement de commutation entrant et l'arrangement de mesure est fixé par les contrats de location en vigueur.
Le deuxième choix est le couplage. Le système photovoltaïque a quatre ans et est couplé en AC, avec ses propres onduleurs de chaîne qui fonctionnent. Si le système photovoltaïque est déjà couplé en AC avec des onduleurs de chaîne réparables, le couplage en DC de la nouvelle batterie signifie mettre au rebut un équipement qui a encore une décennie de service, et le coût se retrouve du mauvais côté du bilan de la rénovation. La batterie prend donc son propre système de conversion d'énergie et les deux systèmes se rejoignent sur le bus AC.
Le troisième choix est la fenêtre de charge. Une batterie qui se charge pendant la nuit ajoute une charge aux heures où le parc est calme, ce qui est généralement bienvenu, mais cela change le profil de charge du transformateur et donc l'étude de protection. Cette étude doit être refaite avant que la batterie ne soit mise en service, et non après, car les réglages qu'elle produit sont ceux avec lesquels le relais est configuré.
La stratégie EMS, par ordre de priorité
La boucle de contrôle doit lire le compteur de l'utilitaire au point de connexion. Une boucle qui lit les transformateurs de courant de la batterie régule un nombre que personne ne facture, et la différence entre ce nombre et le chiffre facturé est exactement là où les coûts de demande sont perdus.
Au-dessus de cela, le site a besoin d'un ordre de priorité plutôt que d'une liste de souhaits, car deux des quatre tâches dans un parc solaire avec stockage se disputent la même énergie stockée.
- Contrôle de la demande d'abord : maintenir le parc en dessous de 900 kW avec une bande morte de 30 kW, évaluée comme une moyenne mobile sur 15 minutes pour correspondre à la propre fenêtre de demande de l'utilitaire. Si le crantage de demande se réinitialise annuellement, un pic non contrôlé en janvier fixe la demande de facturation pour les onze mois restants.
- Autoconsommation solaire en second : absorber le surplus de midi au lieu de l'exporter à 0,04 EUR par kilowattheure.
- Arbitrage de temps d'utilisation en troisième : charger dans la fenêtre bon marché et décharger dans la fenêtre coûteuse, dans la marge de manœuvre laissée par le contrôle de la demande.
- Réserve de secours en dernier, et seulement si elle est déclarée avant le dimensionnement.
Le conflit est structurel. Le contrôle de pic veut que la batterie soit pleine à 08:00, prête pour le pic matinal coïncident. L'autoconsommation solaire veut que la batterie soit vide à 11:00 afin que le système photovoltaïque ait un endroit où mettre sa production. Si les deux objectifs sont attendus à 1 000 kWh sans ordre de priorité déclaré, le site obtiendra le comportement que le firmware était réglé pour, et le manque apparaîtra dans l'une des deux colonnes plutôt que dans l'autre.
Après le retrofit : ce qui a réellement changé
Deux lignes produisent presque tous les bénéfices. La ligne de demande tombe de 57 420 EUR par an, et la ligne d'exportation récupère les 111 MWh qui quittaient auparavant le site, valant 13 320 EUR par an à un écart de 12 cents entre le prix d'importation et d'exportation. Ensemble, cela représente 70 740 EUR par an.
Une condition se trouve sous ce deuxième chiffre. Si les locataires étaient facturés sur leur propre demande maximale plutôt que sur les kilowattheures, une partie de l'économie de demande leur aurait été retournée plutôt que de rester avec le parc, et le retour sur investissement aurait évolué en conséquence. Les données d'intervalle sont ce qui rend cette comparaison vérifiable, et aucune fiche technique ne peut la remplacer, y compris celles que Ruibit publie pour ses unités de conteneurs.
Ce que le retrofit a coûté et ce qu'il a ajouté à la charge de travail
Le coût installé de 500 kW et 1 000 kWh, y compris la dalle, l'interface basse tension et l'intégration de contrôle, était de 420 000 EUR. Par rapport à 70 740 EUR par an, cela représente un retour sur investissement simple de 5,9 ans, et la version honnête de ce chiffre inclut les quatre éléments qui n'apparaissent jamais dans la colonne des bénéfices.
Des contrôles thermiques et de filtre mensuels ont rejoint un calendrier de maintenance qui n'avait auparavant rien de plus compliqué qu'un drain de toit à inspecter, et une décision de stockage de pièces de rechange est venue avec eux. La dalle et l'accès à la grue occupent maintenant l'espace de cour que le parc avait prévu pour le stationnement. La stratégie de contrôle doit être réajustée chaque fois qu'un bail change, car un nouveau profil de charge invalide l'hypothèse de pic sur laquelle les objectifs ont été construits. Et le tarif de recharge mélangé, qui a permis au parc de conserver l'économie de demande en premier lieu, est un arrangement commercial qui peut être renégocié par le prochain locataire.
Ce dernier point mérite d'être énoncé clairement. La rénovation n'a pas supprimé un coût ; elle a déplacé le coût d'une facture d'utilitaire vers un actif qui doit être géré. Normaliser toute proposition concurrente signifie la comparer au point de connexion, à l'arrangement de mesure et au propriétaire de l'économie, car deux schémas de 1 000 kWh avec un placement différent ne sont pas le même projet.
Questions à régler avant que la conception ne soit figée
Demandez quel compteur la boucle de contrôle lit, et si c'est le compteur sur lequel l'utilitaire facture. La réponse selon laquelle la boucle utilise les transformateurs de courant de la batterie décrit un système qui maintiendra la puissance terminale de la batterie stable pendant que le pic facturé dérive.
Demandez quelle fenêtre de demande l'utilitaire facture et comment la stratégie de contrôle s'y average. Un limiteur de pic instantané présenté comme contrôle de demande manquera une moyenne de 15 minutes par une marge qui apparaît une fois par mois.
Demandez qui possède les données d'intervalle et la configuration de contrôle après la remise. Une réponse selon laquelle les données résident dans le cloud du fournisseur signifie que le prochain changement de location ne peut pas être ajusté sans le fournisseur dans la pièce.
Questions fréquentes
1. Où la batterie doit-elle être placée dans un parc industriel ?
En amont, au point de connexion sur lequel l'utilitaire facture. Le placement décide qui conserve l'économie de demande. Une batterie derrière un compteur de locataire réduit le pic facturé de ce locataire et laisse le pic du parc inchangé.
2. Pourquoi l'EMS a-t-il besoin d'un ordre de priorité ?
Parce que le contrôle de pic et l'autoconsommation solaire se disputent la même énergie stockée. Le contrôle de pic veut que la batterie soit pleine à 08:00 ; l'absorption solaire veut qu'elle soit vide à 11:00. Sans ordre déclaré, le site obtient le comportement pour lequel le firmware était réglé.
3. Quelle fenêtre de demande la boucle de contrôle doit-elle utiliser ?
La même fenêtre que celle sur laquelle les factures de services publics sont basées, généralement une moyenne glissante de 15 minutes, avec une zone morte de 20 à 30 kW. Un limiteur instantané présenté comme un contrôle de la demande manquera une moyenne de 15 minutes.
4. Le solaire associé au stockage peut-il réduire la charge de demande d'un parc industriel ?
Oui, mais seulement lorsque la batterie se trouve au point de connexion mesuré. Dans l'exemple traité ici, le pic facturé est passé de 1 230 kW à 900 kW, réduisant la charge de demande annuelle de 214 020 EUR à 156 600 EUR.
5. Une nouvelle batterie doit-elle être couplée en courant continu à un système existant ?
Généralement non, si le système est déjà couplé en courant alternatif avec des onduleurs réparables. Le couplage en courant continu signifie remplacer des équipements fonctionnels, donc la batterie prend son propre système de conversion et les deux se rejoignent sur le bus AC.
6. Quels coûts le retrofit ajoute-t-il ?
Des contrôles thermiques et de filtres mensuels sur un calendrier qui n'en avait pas, une décision de stockage de pièces de rechange, de l'espace pour le socle et l'accès à la grue, et une stratégie de contrôle qui doit être réajustée chaque fois qu'un locataire change.
