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Opus One examine «l’énergie transactive» pour les panneaux solaires en Californie, derrière les batteries


Construire une plate-forme technologique pour contrôler les sources d’énergie distribuées telles que les systèmes solaires sur les toits, les batteries sous-mètres, les chargeurs de VE et les charges électriques flexibles est une tâche assez difficile. Identifier des moyens de mesurer leur valeur économique en tant qu’agents pour équilibrer les réseaux et lancer des marchés en temps réel peut les amener à répondre à des réponses adaptées au réseau ajoute une autre couche de complexité.

L’Ontario, la startup canadienne Opus One Solutions affirme que son système de gestion active de l’énergie GridOS peut s’acquitter de cette tâche. Il met maintenant le système à l’épreuve le premier du genre projet pilote en Californie.

Depuis trois ans, Edison du sud de la Californie et une longue liste de partenaires travaillent sur Soutien du département américain de l’énergie– projet financé, appelé « Extension de l’accès électrique à l’accès électrique » (EASE), qui vise à créer « contrôle distribué interopérable architecture »pour son réseau basse tension. Jusqu’à présent, il a été testé sur un parc de 10 000 ordinateurs virtuels à ressources énergétiques distribuées (DER).

La prochaine étape sera inscription client u Comté d’Orange avec un réseau limité la ville de Santa Ana pour tester l’utilisation réelle des signaux de prix pour charger et décharger les batteries ou limiter la production PV ou la consommation d’énergie. Le rôle d’Opus One est de modéliser les flux de puissance des réseaux de distribution pour identifier les contraintes, analyser l’univers DER qui pourrait aider à faire face à ces contraintes, et créer des horaires d’expédition et des signaux de prix pour les inciter à le faire, le tout en temps réel.

« Le terme de l’industrie pour cela est économiquement limité », a déclaré Ben Ullman, chef de file des produits d’énergie radioactive d’Opus One. «Historiquement, cela n’a été fait qu’en vrac» sur les marchés gérés par les gestionnaires de réseau de transport. Mais depuis Edison, dans le sud de la Californie, la société «l’a introduit dans un système de distribution avec des clients en direct».

Le Saint Graal de l’orchestration du réseau de distribution DER

Le SCE décrit le système sur lequel il travaille comme une «plate-forme d’opérateur de réseau de distribution», un concept qui quelque chose du Saint Graal dans le monde des bords du réseau. C’est aussi diabolique difficile à traduire dans la réalité à partir du point de départ des opérateurs de services publics et de réseaux traditionnels, qui ne sont pas conçus pour gérer les budgets de masse pour aborder la façon dont les DER peuvent aider à gérer les perturbations du réseau local.

Il a fallu beaucoup de travail à SCE et à ses partenaires EASE pour faire face à ces types de perturbations, a déclaré Ullman.

SCE a investi des milliards de dollars en modernisation du réseau recueillir, organiser et analyser les données nécessaires pour donner une image claire du fonctionnement du réseau de distribution. «Les modèles de réseau SCE sont assez détaillés», a déclaré Ullman. « Le SCE sait non seulement où et où se trouvent les DER, mais aussi les capacités de ces DER et le matériel auquel ils sont connectés. »

Les plus intelligentes Grid Solutions, un autre partenaire d’EASE, ont contribué des pièces importantes du puzzle. le Une entreprise basée au Royaume-Uni a créé une plate-forme qui combine les processus de licence et de connexion des DER aux SCE et attribue à chaque nouveau DER un identifiant numérique unique avec un processus «d’auto-assurance» qui les connecte à une plate-forme centralisée pour contrôler le réseau de distribution SCE.

Les solutions Smarter Grid fournissent également leurs propres gestion des ressources énergétiques distribuées un système qui intègre des DER avec des capteurs et des commandes, leur permettant de répondre aux événements locaux au niveau du circuit d’alimentation et du poste que les plates-formes de gestion centralisée ne peuvent pas fonctionner assez rapidement pour résoudre.

Des plates-formes comme celle-ci peuvent contrôler les DER qui sont activement impliqués dans leurs systèmes de gestion des contraintes de réseau. Mais Opus One passe à l’étape suivante pour modéliser les effets du DER sur le système, les coûts économiques des contraintes et la valeur des actions DER qui peuvent y remédier, a déclaré Mark Hormann, vice-président des ventes américaines d’Opus One.

À partir de là, la plate-forme GridOS peut calculer les horaires d’expédition pour un emplacement et une heure spécifiques qui minimisent les coûts ou les pertes dans le système et fixent les prix de revient nodaux de l’unité de charge incrémentielle d’un moment à l’autre, a-t-il déclaré. «L’objectif est d’atteindre les prix des appareils et de les amener à communiquer en temps réel», a déclaré Hormann.

Extension des prix des DER aux appareils de la distribution aux niveaux de transmission

Les régulateurs de Californie, de New York et de plusieurs autres États poussent les services publics à augmenter la capacité d’hébergement DER, à mesurer leur valeur positive pour le réseau, à les impliquer dans les opérations quotidiennes du réseau et à les inclure dans les plans de réseau et d’investissement à long terme. Le SCE était un programme d’avant-garde sur ce front, avec contrats à long terme avec des agrégats DER pour la fourniture des capacités du réseau et des plus récents visant à tester la réaction au prix entrepôt résidentiel pour appareils solaires système.

Opus One travaille sur l’utilitaire National Grid de New York Plateforme de système distribué le projet pilote était une première étape vers un tel système d’expédition à coûts, a déclaré Ullman. « L’objectif de haut niveau était de montrer que les signaux de prix pour un lieu et une heure particuliers peuvent être transmis aux SER », comme toutes les entreprises publiques de New York devront éventuellement le faire dans le cadre de l’initiative de réforme de la vision énergétique de l’État.

Un autre projet avec l’utilitaire Ameren dans le Missouri et l’Illinois qui reposent sur cela en incorporant des valeurs de valeur de transmission du système en plus des valeurs du réseau de distribution dans un «simulateur DER» qui peut estimer la valeur de l’énergie distribuée aux deux échelles, a-t-il déclaré. Cette expérience s’est avérée utile dans le but de réaliser l’objectif ultime du projet SAS EASE – trouver des moyens d’intégrer les DER aux marchés dirigés par l’opérateur de réseau californien CAISO.

Les optimisations quotidiennes et de 15 minutes dans Opus One Day fonctionnent aux mêmes échelles que celles utilisées par CAISO pour envoyer d’énormes ressources du système d’alimentation, a déclaré Ullman. Cela pourrait inclure des systèmes solaires photovoltaïques et de batteries conçus pour EASE des tests réels, ou des chargeurs de véhicules électriques, des chauffe-eau ou d’autres charges qui répondent à la demande, a-t-il déclaré.

Cela pourrait ouvrir un ensemble beaucoup plus large de DER qui sont maintenant hors de portée du service public et deviennent des agents du marché. La SCE doit encore prouver que la combinaison technologique de son projet EASE assemble les œuvres en conditions réelles. Mais « à mesure qu’il devient standardisé, nous pouvons exporter ce concept vers des services publics entiers ou vers des marchés entiers », a déclaré Ullman.



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