Fonction PVPROG
La pénétration croissante du photovoltaïque dans le réseau provoque des gradients élevés et, surtout à midi, des pics importants de l’introduction et donc une charge sur les réseaux de distribution. Le réservoir de batterie peut apporter une contribution positive à cet égard. Cependant, la pratique courante des stratégies de charge conçues pour une auto-approvisionnement élevée, dans lesquelles tous les excédents sont stockés directement si possible, ne contribue guère à réduire les pics d’introduction. C’est pourquoi, de plus en plus, les systèmes du réservoir à batterie ne sont subventionnés qu’à la condition que l’introduction dans le réseau soit limitée à une certaine proportion de la puissance PV nominale installée. En intégrant les prévisions relatives à l’énergie photovoltaïque et à la charge, la charge de la batterie peut être décalée vers la mi-journée, de sorte que la puissance d’introduction dans le réseau est limitée par le système du réservoir. Cela peut réduire considérablement les pertes de réglage.
Avec la charge précoce de la batterie (figure suivante, à gauche), la batterie est chargée dès que la puissance PV dépasse la charge. Lorsque la batterie atteint son état de charge complet, il y a une augmentation abrupte de la puissance d’alimentation. Tous les excédents photovoltaïques qui dépassent la limite d’introduction sont régulés. En intégrant les prévisions PV et de charge basées sur des mesures sur site, l’algorithme PVprog détermine une limite d’introduction dynamique à partir de laquelle la batterie est chargée (figure suivante, à droite). En décalant la charge des batteries à la mi-journée, il est possible de réduire les pertes de réglage tout en atteignant un niveau élevé d’auto-approvisionnement. L’algorithme est disponible librement et peut également être utilisé à des fins commerciales.
Quelle: https://pvspeicher.htw-berlin.de/pvprog
Fonctionnement
Afin d’obtenir des prévisions de production PV et de charge avec une précision suffisante pour la planification de la charge des batteries sans avoir à recourir à une infrastructure de communication externe, la persistance quotidienne adaptative est mise en œuvre dans l’algorithme PVprog. Pour les prévisions PV, on utilise la production historique et une estimation de l’évolution théorique de la production historique par temps clair. Le quotient des quantités d’énergie respectives est formé à partir de la fenêtre de temps de persistance sélectionnée et utilisé comme facteur d’échelle pour le parcours théorique sans nuage dans l’horizon de prévision. À chaque temps d’optimisation (toutes les 15 minutes par défaut), la prévision PV est mise à jour (voir la figure suivante).
Pour les prévisions de charge, une persistance quotidienne est formée et pondérée de manière variable avec une persistance de la valeur moyenne des 15 dernières minutes au-delà de l’horizon de prévision. Ainsi, la prévision à court terme est ajustée dynamiquement en fonction des pics de charge à court terme, tandis que la prévision globale est énergétiquement cohérente avec la charge du jour précédent. L’ajustement dynamique de la prévision de charge est illustré à la figure suivante pour une période sélectionnée.
L’optimisation de la charge de la batterie est effectuée de manière itérative. Sur la base de l’état de charge, une limite d’introduction virtuelle est déterminée sur l’horizon de prévision, qui est progressivement réduite jusqu’à ce que la quantité d’énergie au-dessus de la limite soit suffisante pour charger la batterie aussi complètement que possible. Cette limite est ajustée à chaque point d’optimisation en fonction des prévisions actualisées (voir la figure suivante). De même, l’algorithme PVprog peut être utilisé pour optimiser la décharge de la batterie de manière à intercepter le plus grand nombre possible de pics de charge.
Pour atteindre l’objectif d’alimentation du réseau, la puissance de charge spécifiée est continuellement corrigée par la différence entre les prévisions et les valeurs mesurées actuelles. La mise à jour régulière du programme de charge de la batterie permet de prendre en compte les prévisions actualisées du PV et de la charge et de compenser les écarts d’état de charge entre le plan corrigé et le plan initial.
Application dans Polysun
Afin de contrôler le réservoir de batterie de Polysun en fonction des prévisions, la puissance PV (CA sans déclassement) et la charge doivent être appelées via les entrées de réglage du réglage programmable. En option, la limitation de l’introduction peut également être transférée avec une entrée directe ou via une entrée de réglage. Avec une entrée de 0, la limitation de l’introduction et la limitation de la charge peuvent toutes deux être désactivées. Pour éviter des problèmes lors de la création des prévisions, la fonction doit être appelée à chaque intervalle de simulation. Pour que cela soit possible, la variable « TS » (intervalle actuel en secondes depuis le début de la simulation) doit être fournie en tant que paramètre. Plusieurs appels de la fonction dans le même intervalle de simulation n’ont aucune influence sur le résultat ; le résultat du premier appel courant de la fonction dans un intervalle est toujours émis. Pour cette raison, il n’est pas possible d’appeler deux instances de la fonction avec des paramètres différents dans le même intervalle. Cependant, il y a une exception dans la fréquence de mise à jour des prévisions et dans la résolution des prévisions : ici, deux réglages sont possibles dans chaque cas : 1 min et 15 min. 1 min est recommandé pour la fréquence de mise à jour des prévisions. Avec une fréquence de 15 min, la durée de la simulation peut être réduite. Cependant, le réglage est moins précis et entraîne une baisse des performances du système. Par conséquent, les mises à jour des prévisions à intervalles de 15 minutes ne sont recommandées que pour les conceptions grossières de systèmes où la simulation de plusieurs variantes est nécessaire. Une fréquence de 1 min doit toujours être utilisée pour le réglage fin des paramètres du système ou pour l’évaluation finale.
Pour la résolution temporelle des prévisions, en revanche, 15 min sont recommandées afin d’atteindre le plus haut degré d’autonomie possible.Si, pour une raison quelconque, la limitation de l’alimentation ou de la charge n’est pas respectée avec une précision suffisante (ce qui doit être attendu dans les cas les plus rares), la résolution des prévisions peut être augmentée à 1 min. Il faut noter que la résolution des prévisions ne peut pas être fixée à un temps plus petit que leur fréquence de mise à jour. Si l’une des deux quantités est saisie incorrectement dans la fonction, la valeur recommandée correspondante est utilisée (pour des raisons techniques, sans avertissement).
Comme fenêtre de temps de persistance à prendre en compte pour la génération des prévisions PV, 3 h sont recommandées pour des résultats stables. Une fenêtre temporelle plus courte conduit à un ajustement plus rapide des limites virtuelles d’introduction, mais peut également conduire à de fortes fluctuations de la puissance de la charge nominale. Avec une fenêtre de temps plus grande, les limites virtuelles de l’introduction et de la charge varient moins ; cependant, une fenêtre de temps trop grande entraîne une forte inertie du réglage. L’expérience montre qu’un horizon de prévision de 15 heures est recommandé pour limiter l’introduction dans le réseau et un horizon de 24 heures pour limiter le prélèvement du réseau. La fenêtre de temps de persistance et l’horizon de prévision sont automatiquement limités aux limites [0 h, 24 h] sans avertissement en cas de saisie incorrecte.
Deux instances de la fonction PVPROG peuvent être appelées pour limiter simultanément l’introduction PV et le prélèvement du réseau (voir modèle standard 50q). Cela est possible car la charge et la décharge de la batterie n’ont jamais lieu au cours du même intervalle de simulation. Toutefois, par rapport à un système dans lequel seule l’introduction dans le réseau ou le prélèvement du réseau est limité, cela peut entraîner une détérioration croissante des résultats respectifs, car les erreurs de prévision peuvent avoir un effet négatif sur la capacité de la batterie disponible aux limites respectives. Dans certains cas, cependant, la combinaison peut être rentable. Afin d’obtenir des résultats optimaux, il est recommandé d’utiliser des données météorologiques et de charge avec une résolution de 1 min (maximum 15 min), et pour que les prévisions PV soient complètement initialisées au début de la simulation, il faut simuler 10 jours auparavant.