Lehren aus dem erstmaligen Betrieb eines BESS

Warum Speicherung (wieder) wichtig ist

Da die Zahl der Solaranlagen weltweit zunimmt, reicht es nicht mehr aus, einfach nur tagsüber zu laden und nachts zu entladen. Grenzwerte für Wechselrichter, Netzvorschriften, Ertragsziele, Garantieklauseln, Sicherheitsmargen und langfristige Degradation erfordern einen ausgefeilteren Ansatz für den BESS-Betrieb.

Hier kommt die Datenanalyse für BESS ins Spiel, so dass die Betreiber Berge von Daten in Maßnahmen und nicht in Lärm umwandeln können.

In einem gemeinsamen Webinar haben Laura Perez Amigo, Operations Manager bei InterEnergy, und Vijandran Naidoo, Director Energy Storage and Grid Integration bei Brookfield Renewable, ihre Erfahrungen mit dem ersten Betrieb eines BESS vorgestellt. Hier ist eine Zusammenfassung der Erkenntnisse.  

Projekt-Schnappschuss: FV3 in Punta Cana

InterEnergy betreibt ein 40 MWh Li-Ion BESS zusammen mit einem 20 MW AC Solarpark - die bei weitem größte Speicheranlage in Mittelamerika und der Karibik. Der Standort ist Teil eines unabhängigen Mittelspannungsnetzes/eines einheitlichen Strommarktes, der 65 Prozent des Hotelviertels in der Dominikanischen Republik versorgt. Die Hauptziele der Anlage sind die drastische Reduzierung der Laufzeit von Dieselgeneratoren, die Stabilisierung der PV-Leistung und die Einhaltung strenger Frequenz- und Spannungsanforderungen. Zu den wichtigsten Systemmodi gehören statische und dynamische PV-Stabilisierung, Energieverschiebung für abendliche Spitzen, schnelle Frequenzreaktion und netzunterstützende Funktionen wie der Betrieb virtueller Synchronmaschinen und Schwarzstartfähigkeit.

Wie Analysen den BESS-Betrieb rentabler machen

Vier analytische Module haben sich für InterEnergy als unverzichtbar erwiesen:

1. Digital Commissioning

Automatisierte Kapazitätsreferenz- und dynamische Stresstests bei verschiedenen Ladezuständen erzeugten eine digital commissioning Bericht, der weit über herkömmliche Prüfungen hinausgeht. Der Bericht zeigte Zellenspannungsstreuungen, Temperaturungleichgewichte und DC-Widerstandsanomalien auf - und zwar bis auf Rack-Ebene. Mit diesen Informationen konnte der BESS-Hersteller von InterEnergy ein fehlerhaftes Modul austauschen, bevor es die Leistung des BESS beeinträchtigte.

2. Leistungsmanagement

Der Betrieb eines 40-MWh-Systems kann jeden Tag Milliarden von Datenpunkten erzeugen. Kein Mensch kann die Rohprotokolle schnell genug durchforsten.

Die Lösung ist ein hierarchischer Diagnose-Workflow: Zuerst kommen die Alarme auf Systemebene. Darauf folgen Alarme auf der Ebene der Container, der Gestelle und der einzelnen Strings. " Ampel-Dashboards zeigen visuell an, welche Komponenten unzureichend funktionieren, so dass InterEnergy umsatzmindernde Ungleichgewichte beheben oder potenziellen Garantieansprüchen zuvorkommen kann, bevor sie eskalieren.

3. Systemüberwachung

Ausfälle kommen vor. Bei diesem Projekt wurden die Daten des Standorts mit einer Auflösung von 30 Sekunden erfasst, wobei ein RTAC-Gerät vor Ort die Daten direkt an einen SFTP-Server übertrug. Als es zu einer Unterbrechung der Datenerfassung kam, erkannte das Echtzeit-Warnsystem von TWAICE das Problem schnell. Infolgedessen wurden die Daten vorübergehend nur lokal mit einer reduzierten 5-Minuten-Auflösung aufgezeichnet. Untersuchungen ergaben, dass die Ursache in einem Problem mit der Netzwerkkonfiguration am Standort lag.

4. Warranty Tracker

Durch die automatische Zuordnung von tatsächlichen und erwarteten Kennzahlen (z. B. Verfügbarkeit in %, äquivalente volle Zyklen, Gesundheitszustand) erhält InterEnergy tägliche Zeitreihen-Diagramme mit grünen/roten Flaggen und kann schrittweise oder lineare Degradationsgarantien modellieren. Jetzt kann der Betreiber mit harten Daten bewaffnet in die jährlichen Kapazitätsprüfungen gehen.

Zentrale Herausforderungen und Lehren

InterEnergys erster BESS-Einsatz in Punta Cana brachte kritische technische und betriebliche Herausforderungen mit sich, aus denen sich wertvolle Lehren für zukünftige Projekte ziehen lassen.

1. Präzision ist der Schlüssel: Ein Mangel an technischer Präzision im frühen SEM-Grid-Code in Verbindung mit mehreren Huawei-Firmware-Revisionen führte zu längeren SCADA-PPC-Tests.
   In frühen technischen Zeichnungen fehlten Gleichstromverteiler und Temperatursensoren, und eine unvollständige Stückliste führte zu Verzögerungen bei der Inbetriebnahme. Jetzt ist eine umfassende Überprüfung der Stückliste obligatorisch, um Überraschungen zu vermeiden.

2. Die O&M-Verfahren ändern sich: Die Dispatcher wechselten von Dieselgeneratoren zur Verwaltung von PV und Speichern. Die statische PV-Fixierung (fester Sollwert) war einfacher zu übernehmen, aber die dynamische Fixierung (Verfolgung von Einstrahlungskurven) bringt eine bessere Leistung.

3. Zweideutigkeit führt zu Streitigkeiten: Unklare Garantie- und Leistungsklauseln in den ursprünglichen Verträgen führten zu Auslegungsstreitigkeiten. InterEnergy verwendet nun für seine zukünftigen BESS-Verträge Klausel für Klausel Leistungsdefinitionen.

4. Daten sind Macht: Ein 200-MWh-Standort kann 18 Milliarden Datenpunkte pro Tag erzeugen; bis 2030 werden es 400 Billionen sein. Analytik verwandelt Chaos in Geld.

5. Sicherung der Einnahmen: Ungleichgewicht = verlorene Kilowattstunden. Wenn Sie genau wissen, welches Gestell oder welcher Strang zu wenig Leistung erbringt, schützt das Ihr Endergebnis.

6. Garantien warten nicht: Die kontinuierliche Verfolgung des Gesundheitszustands, der Zykluszahlen und der Verfügbarkeit sorgt dafür, dass es bei jährlichen Kapazitätsprüfungen oder Garantieaudits keine Überraschungen gibt.

Für jeden Betreiber, der über einfache Lade-/Entladezyklen hinausgeht, sind diese Erkenntnisse - und die Analysefunktionen, die sie liefern - für einen sicheren, gesetzeskonformen und wirtschaftlich optimierten Energiespeicherbetrieb unerlässlich. Sehen Sie sich das vollständige Webinar hier an!

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