ES2799479A1 - Un método para mejorar la gestión de la energía de un sistema energético ,un sistema energético mejorado y un programa de ordenador - Google Patents

Abstract

La presente invención se refiere a un método para mejorar la gestión de la energía de un sistema de energía, un sistema de energía mejorado y un programa informático. La invención proporciona un método y un sistema de gestión de energía integrados para una estación de carga alimentada por un pequeño sistema de cogeneración (CHP), que tiene como objetivo proporcionar servicios de carga a vehículos eléctricos (es decir, EV y PHEV) y consumidores asociados, así como utilizar el calor residual para satisfacer las demandas térmicas del edificio o para inyectar a las redes de calefacción y refrigeración de distrito (DHC).

Description

DESCRIPCIÓN

Un m étodo para m ejorar la gestión de la energía de un sistem a energético, un sistem a energético m ejorado y un program a de ordenador

Campo Técnico

La presente invención se refiere en general al campo de los sistemas de gestión de energía y, más particularmente, se refiere a una solución de sistema de gestión de energía integrada para una estación de carga alimentada por un sistema de cogeneración, cuyo objetivo es proporcionar un sistema de gestión eficiente para los servicios de recarga para vehículos eléctricos, así como también utilizar la energía eléctrica y térmica residual para satisfacer las demandas térmicas y eléctricas del edificio.

ESTADO DEL ARTE

El uso de vehículos eléctricos (EV) ha aumentado dramáticamente en los últimos años, ya que los vehículos eléctricos son una alternativa eficiente y menos contaminante a los vehículos de gasolina existentes. La disponibilidad de estaciones de carga (también conocida como Equipo de suministro de vehículos eléctricos, EVSE por sus siglas en inglés) para vehículos eléctricos, no es solo un requisito técnico para el funcionamiento de los vehículos eléctricos, sino que también es uno de los componentes más críticos en cuanto a la aceptación por parte del usuario final. La Comisión Europea ha sugerido para el año 2020 un número mínimo de estaciones de carga para cada Estado miembro, en función del número de vehículos eléctricos. Una de cada diez de estas estaciones deberá ser de acceso público.

Entre los varios tipos existentes de estaciones de carga (estaciones de carga residenciales, estaciones de carga mientras estacionadas, entre otros) para vehículos eléctricos, los consumidores de EV han elegido la tecnología de carga rápida como la principal solución para las instalaciones de carga accesibles al público. Las estaciones de carga rápida existentes permiten cargar un vehículo en menos de 30 minutos para realizar un viaje de más de 100 km.

Sin embargo, las estaciones de carga rápida actualmente disponibles producen un gran impacto en las redes de distribución. Como consecuencia, los costos de instalación de las estaciones de carga rápida son muy dependientes de las características de la red de distribución, y dichos costos pueden alcanzar valores altos dependiendo del tipo de red.

En realidad, hoy en día es muy difícil llevar a cabo una carga rápida de vehículos eléctricos en redes congestionadas (áreas urbanas), redes débiles (áreas rurales) o en aquellos lugares donde la red no está disponible.

Las realizaciones de la invención propuesta en la presente especificación tienen como objetivo superar al menos algunos de los inconvenientes mencionados al proponer un nuevo concepto de estaciones de carga (preferiblemente para estaciones de carga rápida, aunque también es válido para estaciones de carga rápida) con una Administración de energía Sistema (EMS) y una unidad de cogeneración (en adelante CHP por sus siglas en inglés, Combined Heating and Power), que permite una reducción de la dependencia de la red del Equipo de Suministro de Vehículos Eléctricos (EVSE), así como un aumento de la eficiencia energética general (hasta un total superior a la eficiencia del mix eléctrico.

RESUMEN DE LA INVENCIÓN

La presente invención está definida por las reivindicaciones independientes. Formas de realización opcionales específicas de la invención se definen en las reivindicaciones dependientes adjuntas.

Específicamente, la presente invención se refiere, en un primer aspecto, a un método para la gestión mejorada de la energía de un sistema de energía, donde el sistema comprende al menos una unidad cogeneración (CHP) y una red eléctrica, ambas conectables eléctricamente a al menos un Equipo de Suministro de Vehículo Eléctrico (EVSE), para proporcionar suministro eléctrico al mismo, en el que el método comprende controlar automáticamente el funcionamiento de al menos dicho CHP, incluida la activación / desactivación del mismo, su punto de operación y la potencia eléctrica suministrada por el mismo, de acuerdo con:

- un primer modo de operación que se basa al menos en mediciones en tiempo real, incluida la demanda de energía, y en la información de eficiencia recomendada con respecto a al menos el estado de activación/desactivación del CHP y el punto de operación del CHP, programado con respecto a al menos un período de tiempo; o

- un segundo modo de operación que se basa también en al menos dichas mediciones en tiempo real;

en el que el método comprende operar el CHP de acuerdo con dicho primer o segundo modo de operación dependiendo de si se cumplen o no, respectivamente, las restricciones operativas asociadas a al menos el CHP.

Para una forma de realización, las restricciones operativas mencionadas anteriormente se relacionan con la dinámica eléctrica de al menos el CHP.

Para las implementaciones de dicha forma de realización, las restricciones operativas comprenden una o más de las siguientes restricciones operativas del CHP:

- periodo de arranque

- tiempo promedio requerido para sincronizar el suministro de potencia generado con el de la red eléctrica;

- tiempo promedio requerido para llegar a la carga nominal desde que se ha sincronizado con la red eléctrica;

- tiempo promedio requerido para llegar a la descarga nominal desde que se desactivó;

- Número máximo de arranques durante un período de tiempo configurable; y

- Tiempo mínimo de funcionamiento recomendado entre arranques.

En general, la demanda de energía mencionada anteriormente es una demanda de energía eléctrica que se refiere al menos al EVSE.

De acuerdo con una forma de realización, el CHP se puede conectar a dicha red eléctrica para proporcionar suministro eléctrico a un consumidor o consumidores y / o recibir suministro eléctrico de la red eléctrica, y a una red térmica para proporcionar suministro térmico a dicho(s) consumidor(es), el método que comprende operar el CHP y/o la red eléctrica también se basa en mediciones en tiempo real de la demanda de energía eléctrica y térmica de dicho(s) consumidor(es) y / o de la demanda de energía eléctrica del CHP.

Para una forma de realización para la cual el sistema comprende además un sistema de almacenamiento de energía (ESS) que se puede conectar al EVSE, a la red eléctrica y al CHP para descargar el suministro de energía del EVSE o exportar electricidad a la red eléctrica o al consumidor, y cargarlo desde excedente de electricidad del CHP o de la red eléctrica, el método también comprende operar dicho sistema de almacenamiento de energía de acuerdo con dicho primer o segundo modo de operación, dependiendo de si o no, respectivamente, dichas restricciones operacionales asociadas a al menos la CHP y restricciones operacionales asociadas a se cumple el sistema de almacenamiento de energía (ESS), dichas mediciones en tiempo real también comprenden la demanda de energía eléctrica y el estado de carga del sistema de almacenamiento de energía, y dicha información de eficiencia recomendada también se relaciona con el sistema de almacenamiento de energía, incluidos los puntos de ajuste de carga / descarga recomendados .

De acuerdo con una implementación de dicha realización, las restricciones operativas que deben cumplirse para operar de acuerdo con el primer modo de operación también incluyen restricciones operativas asociadas al EVSE, y al menos una de las restricciones de ENCENDIDO/APAGADO (ON/OFF) con límites de operación de energía eléctrica que dependen de un calendario y disponibilidad, balance del sistema eléctrico, y cobertura para la demanda eléctrica.

El método del primer aspecto de la presente invención comprende además, para una forma de realización, estimar la demanda térmica mencionada anteriormente a partir de mediciones de temperatura en tiempo real.

Para una forma de realización adicional, el método comprende generar y proporcionar la información de eficiencia recomendada, para al menos el CHP o para al menos el CHP y el sistema de almacenamiento de energía, periódicamente, durante cortos períodos de tiempo de varios minutos (como 15 minutos), por los medios de un algoritmo de optimización basado en los costos de recursos técnicos y la disponibilidad de recursos técnicos, con respecto a al menos dicha red eléctrica y dicho CHP.

Para una forma de realización más elaborada, el método del primer aspecto de la presente invención comprende además obtener pronósticos de la demanda de energía eléctrica y/o térmica para el consumidor durante un largo horizonte temporal de al menos 24h, y usar dichos pronósticos para generar dicha información de eficiencia recomendada periódicamente para cada uno de dichos períodos cortos.

Para una implementación de dicha forma de realización más elaborada, el método comprende obtener el pronóstico mencionado anteriormente mediante la ejecución de un algoritmo de aprendizaje de máquina en datos históricos con respecto a la demanda de potencia eléctrica y térmica de dicho consumidor.

Para una variante de dicha implementación, el método comprende proporcionar una interfaz web para permitir a un usuario introducir datos iniciales con respecto a los cuales se pueden derivar automáticamente datos históricos iniciales para dicha demanda de energía eléctrica y/o térmica de dicho consumidor, el método que comprende el algoritmo de aprendizaje automático comienza su operación en base a dichos datos históricos iniciales.

Para una forma de realización preferida, la información de eficiencia recomendada se relaciona con una optimización completa de todo el sistema, que incluye un beneficio de 24 horas de maximización de visión del CHP, en relación con los suministros eléctricos y térmicos, junto con el uso del sistema de almacenamiento de energía que maximiza su vida útil o vida útil, más una minimización/importación de la red eléctrica de importación/exportación.

De acuerdo con diferentes formas de realización, el primer modo de operación también se basa en uno o más de los siguientes parámetros estáticos: potencia de la red eléctrica, para su interconexión con el EVSE, potencias eléctricas máxima y mínima del CHP, potencia térmica máxima y mínima del CHP, CHP eléctrica y la caracterización de las eficiencias térmicas en función de sus puntos de operación, la potencia máxima del EVSE, la capacidad del sistema de almacenamiento de energía, la potencia máxima y mínima de descarga del inversor del sistema de almacenamiento de energía, la capacidad máxima y mínima del sistema de almacenamiento de energía, la capacidad del sistema de almacenamiento de energía, el número máximo de los arranques del CHP en 24 horas, la temperatura máxima y mínima para la demanda de potencia térmica y la demanda de potencia térmica máxima y mínima.

Para algunas formas de realización, el método del primer aspecto de la presente invención comprende generar la información de eficiencia recomendada basada en uno o más de los siguientes valores de parámetros: costo de gas natural para un intervalo de tiempo analizado, costo de electricidad para un intervalo de tiempo analizado, CHP de mantenimiento costo, costo de calor, precio del pool/precio de exportación, tabla de eficiencia eléctrica y térmica según el punto de operación del CHP, CHP Respuesta eléctrica dinámica, interconexión de la red eléctrica límites de potencia de exportación, disponibilidad en tiempo real ON/OFF Restricciones del CHP, límites de operación del CHP, CHP eléctrico y eficiencia térmica en relación con el punto de operación del cogenerador (CHP), demanda de energía eléctrica actual, límites de potencia de importación/exportación de interconexión de la demanda térmica actual, consumo de corriente del CHP en tiempo real según el punto de operación del CHP, disponibilidad del CHP en tiempo real para cambiar el estado del CHP, número de arranques del CHP UPS, la demanda de energía térmica actual estimada, la demanda de energía eléctrica en tiempo real y la entrada de calendario del CHP ON/OFF.

De acuerdo con una forma de realización adicional, el método comprende regular la carga eléctrica proporcionada por el EVSE a un vehículo, para proporcionar una carga más rápida o más lenta, basada en al menos dicha demanda de potencia medida en tiempo real, de modo que si se mide una demanda mayor que no permite que el vehículo se cargue rápidamente, la potencia de carga se reduce adecuadamente.

En un segundo aspecto, la presente invención se refiere a un sistema de energía mejorado, sistema que comprende:

- al menos una Unidad de Cogeneración CHP y una red eléctrica, ambas conectables eléctricamente a al menos una estación de carga de vehículos eléctricos, EVSE, para proporcionar suministro eléctrico al mismo, y

- una unidad de gestión de energía que comprende una o más unidades de procesamiento y los actuadores correspondientes para implementar los pasos del método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones anteriores para controlar la operación de al menos dicho CHP.

Para una forma de realización, el sistema del segundo aspecto de la presente invención comprende:

- una unidad de procesamiento remoto configurada y dispuesta para generar y proporcionar dicha información de eficiencia recomendada a una unidad de procesamiento local; y

- un controlador lógico programable (PLC) que incluye dichos accionadores y dicha unidad de procesamiento local configurados y dispuestos para:

- cuando no se recibe la información de eficiencia recomendada de dicha unidad de procesamiento remoto, haga que al menos el CHP funcione de acuerdo con el segundo modo de operación; o

- cuando dicha información de eficiencia recomendada se recibe desde la unidad de procesamiento remoto, haga que al menos el CHP funcione de acuerdo con el primer o segundo modo de operación, dependiendo de si se cumplen o no, respectivamente, las restricciones operacionales asociadas con al menos el CHP.

En un tercer aspecto, la presente invención se refiere a un programa informático que comprende instrucciones en código que, cuando se ejecutan en un procesador, implementan los pasos del método del primer aspecto de la invención, para cualquiera de sus realizaciones.

Los problemas encontrados en las técnicas de la técnica anterior generalmente se resuelven o se evitan, y las ventajas técnicas se logran generalmente mediante las realizaciones descritas que proporcionan un nuevo concepto de estaciones de carga (más rápidas o más lentas) basadas en la tecnología de cogeneración (CHP), con un Sistema de gestión de energía (EMS) que realiza una optimización (técnica) de la estación de carga. La estación de carga para conectar vehículos eléctricos (EV) combina energía eléctrica, producida por el CHP (que puede almacenarse opcionalmente en baterías), y energía térmica, para contribuir a satisfacer la demanda de energía térmica en el sitio de ubicación.

El EMS propuesto aborda un problema que enfrentará la penetración de los EV en la red eléctrica principal. La optimización técnica realizada por el EMS propuesto permite reducir la dependencia de la red, especialmente en áreas donde la red eléctrica (red) está congestionada (por ejemplo, áreas urbanas) o débil (por ejemplo, áreas rurales). En tales casos, la solución propuesta puede prever la instalación de un cargador rápido sin un refuerzo de red eléctrica. Además, el EMS propuesto permite un aumento de la eficiencia energética. Esto se debe al hecho de que el uso de los residuos térmicos proporciona un ahorro de energía y una reducción de las emisiones de CO² en comparación con las soluciones existentes, esta última consiste en un cargador conectado solo a la red de distribución y la demanda de energía térmica. Satisfecho con las calderas de gas. Esto se aplica no solo a las estaciones de carga rápida, sino también a las cargas térmicas cercanas. La incorporación adicional de una optimización adicional, que genera la información de eficiencia recomendada mencionada anteriormente, permite a la Energy Services Company (o ESCO, que realmente compra, instala y administra la estación) aumentar sus beneficios económicos, al tiempo que proporciona una gestión optimizada de sus recursos técnicos. Esto se logra mediante la optimización de la operación del CHP y las estrategias de carga/descarga de las baterías (en caso de que las baterías estén presentes). Los resultados de la simulación sugieren que también se pueden obtener beneficios adicionales al conectar una estación del CHP a la red de electricidad en el sitio de la ubicación. Además, los resultados de la simulación proporcionan evidencia no solo de los beneficios económicos para la ESCO, sino también de la reducción de los costos de electricidad para los consumidores finales, debido a la gestión optimizada de los recursos técnicos disponibles. Además, la demanda máxima por períodos de tasas más altas podría reducirse. En general, un EMS de este tipo puede permitir una mejor respuesta bajo una alta demanda de carga pico y una respuesta rápida para el proceso de carga de EV al tiempo que minimiza sus costos.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LAS FIGURAS

Para completar la descripción y con el fin de proporcionar una mejor comprensión de la invención, se proporciona un conjunto de dibujos. Dichos dibujos forman parte integrante de la descripción e ilustran una forma de realización preferida de la invención, que no debe interpretarse como una restricción del alcance de la invención, sino simplemente como un ejemplo de cómo se puede materializar la invención. Los dibujos comprenden las siguientes figuras:

La figura 1 muestra un diagrama de bloques que muestra las interacciones entre los diferentes elementos del sistema de acuerdo con una forma de realización de la invención.

La figura 2 muestra esquemáticamente el módulo de eficiencia del sistema de la presente invención, para una forma de realización.

La Figura 3 muestra esquemáticamente una implementación del sistema de la presente invención, que comprende un EMS de dos capas, formado por un módulo técnico y el módulo de eficiencia mostrado en la Figura 2, de acuerdo con una forma realización.

Descripción detallada de la invención

La presente invención puede realizarse en otros dispositivos, sistemas y / o métodos específicos. Las realizaciones descritas deben considerarse en todos los aspectos como solo ilustrativas y no restrictivas. En particular, el alcance de la invención se indica mediante las reivindicaciones adjuntas en lugar de mediante la descripción y las figuras de este documento. Todos los cambios que se encuentren dentro del significado y rango de equivalencia de las reclamaciones deben incluirse dentro de su alcance.

Los diferentes elementos representados en las Figuras, se identifican a continuación:

4: HMI Interfaz hombre máquina

5: Sistema de monitorización auxiliar de PC incrustado

10: Sistema de Gestión de Energía EMS

11: Precio del pool de electricidad

12: Consumo auxiliar previsión de la demanda térmica anual.

13: Consumo Auxiliar Costo anual de electricidad

20: Unidad de control

21: Estación de carga rápida

22: Consumo eléctrico auxiliar

23: Consumo térmico auxiliar

24: Almacenamiento de energía

25: Sistema de Cogeneración (CHP)

26: Red eléctrica

30: Servidor en la Nube

40: Modulo de eficiencia

41: Módulo técnico

La presente invención propone una solución integrada para una estación de carga rápida EV (incluidas las normas existentes en el mercado), con una unidad CHP (por ejemplo, con una potencia eléctrica de 142 kW y una potencia térmica de 207 kW o cualquier otra potencia eléctrica y térmica) que proporcione la electricidad. Suministro requerido para alimentar a los cargadores, utilizando gas natural como combustible. El objetivo de la estación de carga rápida es proporcionar servicios de carga rápida (por ejemplo, 54 kW o cualquier otra potencia) a vehículos eléctricos (incluido también los vehículos eléctricos híbridos con enchufe PHEV), así como utilizar el calor residual para satisfacer las demandas térmicas del edificio o inyectar en una Red de Distrito de Calefacción y refrigeración (DHC). La presente invención propone una unidad de gestión, también denominada módulo de gestión, sistema de gestión o sistema de gestión de energía (EMS) que realiza una optimización de la estación de carga rápida.

La unidad del CHP puede proporcionar un excedente de electricidad, que puede ser utilizada por un consumidor asociado (por ejemplo, un edificio adyacente a una estación como un hotel, centro comercial, etc.), así como calor, que puede ser utilizado por el consumidor asociado para diferentes propósitos. (agua caliente sanitaria, calefacción, calefacción de piscinas, etc.). Esta solución proporciona servicios de carga rápida para vehículos eléctricos y satisface otras demandas térmicas y eléctricas. La solución también considera la posibilidad de utilizar una unidad de almacenamiento de energía (ESS) o una batería (por ejemplo, una batería de ión litio con una capacidad de 25 kWh o cualquier otro tipo de batería) como soporte para satisfacer las demandas, para el afeitado máximo, para reducir la Consumo de red y para operar el módulo CHP en mejores condiciones (mayor carga) entre otras. Dado que el EMS se incluirá en una solución integral comercializada que se adaptará a cada cliente individual, el EMS incluye no solo un módulo de gestión técnica (41 en la Figura 3) sino también un módulo de eficiencia (40 en las Figuras 2 y 3) que puede, entre otros, maximizar los beneficios para la entidad comercial a cargo de administrar la estación.

Al utilizar una unidad del CHP, la eficiencia energética general es muy alta, alcanzando valores de alrededor del 91%, mientras que no se requiere una nueva infraestructura de distribución eléctrica, ya que la unidad del CHP suministra electricidad mediante la red de distribución de gas natural, que normalmente no se usa en Capacidad total (si solo se usa la energía eléctrica, la eficiencia cae a 36.2%).

El sistema puede tener un administrador de horarios para definir los períodos de tiempo (por ejemplo, para diferentes días de la semana); para dichos períodos, el administrador de programación indicará si el CHP podría estar funcionando o no y la limitación de potencia para cada período. El cliente (por ejemplo, una ESCO) puede habilitar o deshabilitar el administrador de horarios de acuerdo con las necesidades de instalación. El algoritmo de control del EMS puede forzar el apagado de la unidad CHP en los períodos de tiempo en que el administrador de la programación ha configurado la desactivación del CHP. El algoritmo de control también permite el arranque de la unidad del CHP en los períodos de tiempo en los que el administrador de la programación ha configurado la habilitación del CHP. Por lo general, la unidad del CHP se iniciaría si la demanda eléctrica total (consumo asociado y vehículo eléctrico) es mayor que la potencia eléctrica mínima de arranque del CHP. Cuando se inicia la unidad del CHP, la generación eléctrica se ajusta para satisfacer la demanda de energía eléctrica del consumidor asociado y el vehículo eléctrico. Además de todas las acciones técnicas anteriores, el EMS puede ejecutar también un módulo de eficiencia adicional (que genera la información de eficiencia recomendada mencionada anteriormente) que sugiere puntos de referencia de operación del CHP, batería y EVSE para maximizar el beneficio general del sistema.

A continuación, se explican con más detalle los elementos principales del sistema (como se muestra en la Figura 1).

CHP (25): El CHP consta de un grupo electrógeno alimentado por gas natural y un conjunto de sistemas auxiliares que generan energía y energía térmica (electricidad y agua caliente). El sistema de recuperación de energía térmica extrae el calor del motor y lo entrega al cliente para satisfacer parcialmente las demandas térmicas. Cuando el cliente no exige toda la energía térmica generada, el sistema de refrigeración por agua disipa el exceso de calor para garantizar que la temperatura del agua de entrada del motor sea adecuada para el funcionamiento correcto. El CHP comprende un motor mecánico que es responsable de la conversión de energía del gas natural en electricidad y del calor residual producido durante la combustión, que se transfiere directamente a un circuito de calentamiento de agua. El motor genera energía eléctrica basada en un punto de ajuste de potencia (por ejemplo, [50% -100%]). Para una potencia de salida dada, el motor produce energía térmica, que se utiliza para calentar el agua que fluye hacia el circuito de calefacción (externo). Las temperaturas del circuito de calefacción se controlan continuamente, por lo que, además de ser esencial para la regulación de un intercambiador de calor y un refrigerador de mesa, garantizan que el agua regrese al motor a una temperatura constante de aproximadamente (68 - 70 °C). Las temperaturas del circuito de calefacción también están monitorizadas por el EMS para estimar el consumo térmico auxiliar. El sistema también puede estar equipado con ventiladores para mantener la temperatura de la habitación requerida para el correcto funcionamiento de la CHP y el resto del equipo (batería, cargadores EV, etc.).

Durante la puesta en marcha, un motor estándar puede tener las siguientes restricciones de operación (esto es solo un ejemplo y cualquier otro valor es posible):

• El periodo de puesta en marcha es de unos 30 segundos.

• El tiempo promedio que requiere el grupo electrógeno para sincronizarse desde el momento en que se arranca el motor es de unos 15 segundos.

• El tiempo promedio que requiere el grupo electrógeno para llegar a la carga nominal es de aproximadamente 150 segundos, ya que se ha sincronizado a la red (el mismo tiempo para la descarga del grupo electrógeno) - aprox. 1 seg / kWe.

• El tiempo mínimo de funcionamiento recomendado del motor entre las puestas en marcha es de 15 minutos.

El CHP también genera electricidad para satisfacer parcialmente la demanda de electricidad del cliente y las necesidades de carga rápida de EV. El CHP se ejecuta en paralelo a la red eléctrica (26), una vez que se sincroniza, el interruptor del circuito del generador se cerrará a la red. A partir de este momento, la frecuencia del módulo CHP se mantendrá constante y en fase con la red, y el módulo CHP básicamente controlará la salida de potencia eléctrica ofrecida y la ajustará al punto de ajuste de salida de potencia requerido enviado desde el EMS.

La presente invención propone una solución integrada para una estación de carga rápida EV (incluidas las normas existentes en el mercado), con una unidad CHP (por ejemplo, con una potencia eléctrica de 142 kW y una potencia térmica de 207 kW o cualquier otra potencia eléctrica y térmica) que proporcione la electricidad. Suministro requerido para alimentar a los cargadores, utilizando gas natural como combustible.

Estación de carga lenta o rápida o estación de carga rápida (21) también conocida como Estación de carga de vehículos eléctricos o Equipo de suministro de vehículos eléctricos (EVSE), como se mencionó anteriormente: La estación de carga rápida incluye la unidad CHP para proporcionar el suministro eléctrico para los cargadores. La estación de carga será un convertidor de alta potencia, responsable de adaptar la energía eléctrica trifásica a los niveles y modos requeridos por los cargadores (Plug Electric Vehicle). Permite el control de la potencia máxima disponible para cargar, específicamente, el EMS puede cambiar la potencia máxima disponible en el EVSE para garantizar los límites técnicos y contractuales en el punto de conexión a la red. El EVSE también puede recibir del EMS un punto de ajuste que limita la potencia que puede absorber de la red (este punto de ajuste se puede cambiar durante el proceso de carga).

La estación de carga puede incluir dos canales de comunicación que funcionan en paralelo: Un primer canal para comunicarse con un sistema final que controla de forma remota o local un conjunto de estaciones de carga (diseñado para su uso en acciones como autorizaciones, facturación y reservas, entre otras). Este primer canal puede usar Open Charge Point Protocol (OCPP) a través de Ethernet, enrutador 3G o cualquier otro mecanismo de comunicación. Un segundo canal utilizado para comunicarse con la unidad de control y, en particular, con el EMS (si es externo a la estación de carga). Por ejemplo, la estación de carga puede enviar la siguiente información al sistema de control (por ejemplo, utilizando los comandos modbus 3 o 4):

Por ejemplo, la estación de carga puede enviar la siguiente información al sistema de control (por ejemplo, utilizando los comandos modbus 3 o 4):

• Estado de la estación de carga (inactivo, deshabilitado, cargando, en alarma, número de error, etc.).

• Parámetros de electricidad actuales en CA y CC para cada conector (alimentación, corriente, energía, energía suministrada total, energía suministrada en la operación de carga actual, etc.) y para la estación de carga.

La estación de carga puede recibir las siguientes operaciones en el sistema de control:

• Iniciar / detener la estación de carga.

• Punto de ajuste de potencia máxima permitida para la estación de carga.

Sistema de almacenamiento de energía (ESS) también conocido como batería (24): Es un elemento opcional. Consiste en una batería (por ejemplo, una batería de ion litio) y un cargador / inversor de batería. El ESS sigue los puntos de ajuste de la potencia eléctrica del EMS y verifica que no se excedan los límites de voltaje y corriente enviados por el Sistema de administración de la batería.

Unidad de control (20): Será un procesador (o varios procesadores interconectados) configurado para implementar el control de todo el sistema integrado, siendo responsable de proporcionar interoperación, alta eficiencia y estabilidad. En una forma de realización, podría ubicarse dentro de un PC incrustado que envía / recibe datos de un Controlador lógico programable, PLC. Además de varios mecanismos de control conocidos, incluye o se comunica con el EMS (10), la tecnología central de la solución propuesta que se describirá más detalladamente aquí. El EMS puede estar ubicado físicamente junto a la unidad de control o puede ser externo a la unidad de control y en comunicación con ella. La unidad de control (y específicamente el EMS) se comunica (a través de un enlace de comunicación, por cable o inalámbrico) para realizar el control de todos los elementos y acciones (por ejemplo, la secuencia de arranque del motor de gasolina, controlar el circuito de recuperación de calor / refrigeración y cierta seguridad). secuencias para parada de emergencia, entre otras).

La estación de carga y otros elementos involucrados en la presente invención, son administrados por una unidad de gestión o módulo o sistema (Sistema de Gestión de Energía, referido aquí como EMS) con el fin de optimizar su rendimiento. La gestión se realiza en dos capas: una gestión de operaciones (también denominada gestión operativa o gestión técnico-operativa) que garantiza el equilibrio de la energía ejecutando un algoritmo rápido en tiempo real, y una gestión de la eficiencia de costes o de la eficiencia óptima) que periódicamente ejecuta optimizaciones independientes de la CHP y el ESS (por ejemplo, cada 15 minutos o cualquier otro período de tiempo). El objetivo de la gestión de la eficiencia es maximizar los beneficios totales sobre el sistema desde el punto de vista de la Compañía de Servicios de Energía (basado, por ejemplo, en la energía vendida a los usuarios finales, los consumidores de EV y térmica y los costos del gas, entre otros). De esta manera, la administración óptima toma en cuenta los costos de operación del CHP, los costos de energía de importación de la red, los precios del grupo de exportación de la red y la potencia contractual máxima en el punto de conexión de la red, entre otras cosas. La gestión óptima tiene en cuenta las medidas y los parámetros técnicos, y su resultado determinará el funcionamiento técnico de algunos de los elementos del sistema, por lo que la optimización de la eficiencia en función de los costos implica aspectos técnicos.

EMS Gestión Técnico-Operacional:

La gestión operativa puede basarse en casos de uso y un conjunto de prioridades que cambian en función de un administrador de horarios. Este programador indica al menos si el CHP podría estar funcionando o no y la limitación de potencia para cada período. El algoritmo operativo fuerza el apagado o habilita el arranque de la unidad CHP en función del valor de dicho programa. Cuando se inicia la unidad CHP, la generación de energía activa se ajusta para cumplir con la demanda de energía auxiliar (consumidor asociado) y EV asociada. Sobre la base de los valores en tiempo real, el ESS (si lo hubiera) se puede usar para satisfacer la demanda de energía EV y reducir los picos de consumo en el punto de conexión a la red. Se considera que los puntos de ajuste de energía eléctrica determinados a partir de la optimización de la eficiencia de costos regulan el ESS (si existe) y el CHP cuando es posible y coherente, es decir, cuando las restricciones operativas del CHP están garantizadas, como el tiempo promedio que requiere el grupo electrógeno. sincronice desde el momento en que se arrancó el motor (por ejemplo, 15 segundos) o para llegar a la carga nominal (por ejemplo, 150 segundos) y el tiempo mínimo recomendado de operación del motor entre los arranques (por ejemplo, 15 minutos).

En otras palabras, la administración de la operación toma en consideración los resultados de las estrategias de administración óptimas cuando sea posible y consistente.

En una forma de realización, el EMS puede necesitar como datos de entrada para la gestión de esta operación los siguientes valores de parámetros de datos estáticos (esto es solo un ejemplo no limitativo, no todos los parámetros citados son esenciales para el procedimiento y se podrían usar otros parámetros de trabajo: Potencia de interconexión (kW), potencias eléctricas máximas y mínimas del CHP, potencia máxima de las estaciones de carga, potencia máxima y mínima de carga y descarga del inversor de la batería (kW), estado de carga máxima y mínima de la batería (%), Capacidad de la batería (kWh), número máximo de arranques del CHP en 24 horas, temperatura máxima y mínima para la demanda de potencia térmica y demanda de potencia térmica máxima y mínima, entre otros. El EMS puede necesitar como datos de entrada también los valores (medidos en tiempo real) de las siguientes variables (esto es solo un ejemplo no limitativo, no todas las variables citadas son esenciales para el procedimiento y se podrían usar otras variables): Demanda de potencia eléctrica residencial (edificio) (kW), demanda de potencia eléctrica de la estación de carga (kW), demanda de potencia del CHP (kW), demanda de potencia de la batería (kW) y estado de carga de la batería (%), entre otros.

La gestión de la operación también puede tener en cuenta, entre otros, los siguientes factores o restricciones (este es solo un ejemplo no limitativo, no todos los factores citados son esenciales para el procedimiento y otros factores pueden ser tomados en cuenta):

Condiciones de funcionamiento técnico del CHP, Condiciones de funcionamiento técnico de la batería, Condiciones de funcionamiento técnico de la estación de carga, restricciones de ENCENDIDO/APAGADO (ON/OFF) según el calendario y la disponibilidad, balance del sistema eléctrico, cobertura de la demanda eléctrica y tiempo de funcionamiento recomendado del motor entre arranques, entre otros.

La salida (comandos) de la gestión de operación de EMS puede ser, entre otras (esto es solo un ejemplo no limitativo y no todas las salidas son esenciales para la invención): a) Punto de operación de potencia del CHP (punto de ajuste), b) Si existe es una batería, punto de operación de energía de la batería (punto de ajuste), c) Punto de operación ON/OFF del CHP, d) Potencia máxima de la(s) estación(es) de carga. En una forma de realización, el EMS también puede realizar un control de comunicación.

Como se indicó anteriormente, la gestión de la operación se basa en una serie de casos definidos. Y para cada caso, las acciones tomadas por la gestión de la operación dependen, entre otras cosas, de la demanda de energía eléctrica (en tiempo real) (también llamada demanda de energía eléctrica actual) y la programación del CHP establecida por el administrador de la programación (y/o el nivel óptimo de gestión). La demanda de energía eléctrica (en tiempo real), que será la adición de la demanda de energía eléctrica residencial (edificio) (llamada en tiempo real) (llamada Paux) y la estación de carga (o estaciones de carga si hay más de una) (medida en tiempo real) demanda de energía (llamada Pcar). Todos los parámetros de potencia se proporcionan generalmente en kW.

A continuación se explican en detalle dos casos de uso en particular de la gestión operativa (estos son solo ejemplos no limitativos y la presente invención puede aplicarse de manera análoga a otros casos de uso).

- Primer caso de uso: El administrador de horarios (del módulo de administración óptimo) indica que el CHP está apagado. En este caso, las acciones ordenadas por el gestor de operaciones (estas acciones no serán llevadas directamente por el EMS, pero el EMS enviará los comandos correspondientes a los diferentes elementos para realizar las acciones) son las siguientes:

Si la demanda eléctrica actual es mayor que la potencia máxima de interconexión de la red (Pmax_grid) más la potencia eléctrica máxima del CHP (Pmax_CHP), entonces la batería (si existe) se descarga para satisfacer la demanda. Si no hay batería, la demanda de energía no puede ser atendida.

Si la demanda eléctrica actual es mayor que la potencia máxima de interconexión de la red (Pmax_grid) más la potencia eléctrica máxima del CHP (Pmax_CHP), entonces la batería (si existe) se descarga para satisfacer la demanda. Si no hay batería o la demanda de energía aún no se satisface, la potencia máxima de la estación de carga (Pmax_car) se reduce y, si la demanda de energía aún no se cumple, el punto de ajuste programado del CHP se ignora y el CHP se inicia (en este caso, la batería se carga con el excedente de electricidad, para evitar la exportación a la red).

Si la demanda eléctrica actual es inferior a la potencia máxima de interconexión de la red (la potencia máxima que se puede obtener de la interconexión de la red), la demanda se cumple utilizando la interconexión de la red o, si hay una batería, la demanda puede cumplirse. utilizando la batería (siguiendo el punto de ajuste de gestión óptimo de la batería).

- Segundo caso de uso: El administrador de horarios (o el módulo de administración óptimo) indica que el CHP puede estar ENCENDIDO (dependiendo de la demanda de energía). En este caso, las acciones tomadas por el gestor de operaciones son las siguientes:

Si la demanda eléctrica actual está dentro de los límites de potencia del CHP (es decir, es más baja que la potencia eléctrica máxima del CHP y más alta que la potencia eléctrica mínima del CHP), la CHP se iniciará en el punto de ajuste determinado por la administración óptima Para satisfacer la demanda de energía eléctrica. La interconexión se utiliza para equilibrar el sistema. Si hay una batería, el punto de ajuste de la batería es el más cercano posible al punto de ajuste de administración óptimo de la batería y la batería se utiliza en transitorios para el afeitado máximo.

Si la demanda de energía eléctrica actual es menor que la potencia eléctrica mínima del CHP (el valor de arranque del CHP) y, en consecuencia, por debajo de la potencia de interconexión de red máxima (generalmente, la potencia eléctrica mínima del CHP está por debajo de la potencia de interconexión de red máxima), esto significa que no hay suficiente demanda de energía para iniciar la unidad CHP. Luego, la demanda se satisface mediante la interconexión a la red o, si hay una batería, la demanda se puede cumplir utilizando la batería (siguiendo el punto de ajuste de administración óptimo de la batería).

Si la demanda de energía eléctrica actual es mayor que la potencia máxima que se puede obtener de la red y la unidad CHP (es decir, la demanda de energía eléctrica es mayor que la potencia máxima de interconexión de red más la potencia eléctrica máxima del CHP), entonces la batería (en su caso) se descarga para cumplir con la demanda. Si no hay batería o la demanda de energía aún no está satisfecha con la batería, se reduce la potencia máxima de la estación de carga (Pmax_car).

Si la demanda eléctrica actual es inferior a la potencia máxima de interconexión de la red (la potencia máxima que se puede obtener de la interconexión de la red), la demanda se cumple utilizando la interconexión de la red o, si hay una batería, la demanda puede cumplirse. utilizando la batería (siguiendo el punto de ajuste de gestión óptimo de la batería).

Gestión de la eficiencia de EMS:

Esta gestión realizada por el EMS puede comprender dos procedimientos diferentes ejecutados periódicamente (por ejemplo, cada 15 minutos) de manera independiente. El primer procedimiento maximiza el beneficio de la operación del CHP. Si el sistema incluye una batería (ESS) y los pronósticos de demanda de electricidad están disponibles, el EMS permite al usuario (por ejemplo, el ESCO) activar un segundo procedimiento (procedimiento de optimización de ESS), que maximiza, dentro de un horizonte de tiempo de 24 horas, el Beneficios de gestión por el uso de ESS.

Generalmente, el procedimiento del CHP basa su desarrollo en la hipótesis de que el EMS no tendrá pronósticos de la demanda térmica, por lo tanto, la demanda térmica puntual se estimará solo teniendo en cuenta los valores en tiempo real recopilados de la administración de la operación. En el caso, el pronóstico de la demanda térmica está disponible, este pronóstico se usará como datos de entrada (12) y la optimización del CHP también se puede realizar dentro de un horizonte de 24 horas (como la optimización de ESS).

Debe tenerse en cuenta que realizar ambos procedimientos (gestión de la eficiencia óptima de la batería y el CHP) por separado puede llevar a resultados contradictorios o a algunas inconsistencias con el módulo de gestión de la operación. En tales casos, el EMS generalmente dará preferencia a la administración de la operación.

1) Procedimiento de optimización del CHP: La optimización del CHP proporciona el máximo nivel de operación del CHP en función de las mediciones en tiempo real. Si es conveniente, el excedente de energía eléctrica se puede exportar a la red.

En una forma de realización, el EMS puede necesitar datos de entrada para este procedimiento de optimización del CHP, como los siguientes parámetros: Costo del gas natural para el intervalo de tiempo analizado (€/kWh PCS), Costo de electricidad para el intervalo de tiempo analizado (€/kWh), Costo del CHP de mantenimiento (€/h), Costo de calor (€/kWh^térmico), pool eléctrico/precio de exportación (€/kWh), tabla de eficiencia eléctrica y térmica (según el punto de operación del CHP) (%), Respuesta eléctrica dinámica (rampa) del CHP (kWh/s), o límites de potencia de exportación de interconexión (limitación técnica o contractual) (kW), entre otros. Estos son ejemplos no limitativos, ya que no todos los parámetros citados son esenciales para el procedimiento, y también se podrían usar otros parámetros de trabajo.

El EMS también puede necesitar como datos de entrada el valor (medido) de las siguientes variables: Consumo de corriente del CHP (según el punto de operación del CHP) (kW), disponibilidad del CHP en tiempo real para cambiar el estado del CHP (Verdadero: cambio de estado habilitado, Falso: cambio de estado deshabilitado), Número de arranques del CHP (en las últimas 24 horas) , demanda de energía térmica actual estimada, demanda de energía eléctrica (en tiempo real) y entrada de calendario del CHP ON/OFF (0/1), entre otros. Estos son ejemplos no limitativos, ya que no todos los parámetros citados son esenciales para el procedimiento, y también se podrían usar otros parámetros de trabajo.

La función objetivo de esta administración es la de maximizar el beneficio de la operación del CHP, es decir, los ingresos menos el costo de mantenimiento, en donde:

Beneficio = ingreso (calor energía eléctrica generada) - costo de consumo de gas - costo de mantenimiento)

La maximización de ganancias puede incluir una penalización en la cantidad de cambios de estado del CHP ON/OFF. La gestión de la operación también puede tener en cuenta, entre otros, los siguientes factores o restricciones (este es solo un ejemplo no limitativo, no todos los factores citados son esenciales para el procedimiento y otros factores pueden ser tomados en cuenta): Disponibilidad en tiempo real ON/OFF Restricciones del CHP, límites de operación del CHP, eficiencia eléctrica y térmica del CHP con respecto al punto de operación del CHP, demanda eléctrica de corriente (EV y construcción), demanda de corriente térmica (DHC), interconexión de la demanda térmica, importación/exportación de límites.

La salida enviada al módulo de gestión de operaciones es: a) el estado del CHP recomendado (encendido / apagado) y, b) el punto de operación del CHP recomendado, también denominado punto de ajuste (%), para el siguiente período de tiempo (15 minutos).

2) Procedimiento de optimización ESS: El módulo de eficiencia ESS utiliza el pronóstico de demanda eléctrica disponible (p. Ej., 24 horas) (si es posible, demanda eléctrica de la estación de carga y edificio) para decidir el plan óptimo de carga/descarga (p. Ej., Vista a 24 horas). Si es conveniente, el excedente de energía eléctrica se puede exportar a la red.

En una forma de realización, el EMS puede necesitar datos de entrada para este procedimiento de optimización del CHP, como los siguientes parámetros: Costo de la electricidad (13) para el intervalo de tiempo analizado (€/kWh), precio del pool eléctrico (€/kWh) (11), demanda de energía del horizonte temporal estimado de 24 horas (kWh), carga y descarga de energía eléctrica máxima/mínima (kW) ), límites de estado de carga (%), capacidad eléctrica de la batería (kWh), límites de potencia de exportación de interconexión (kW), entre otros. Estos son ejemplos no limitativos, ya que no todos los parámetros citados son esenciales para el procedimiento, y también se podrían usar otros parámetros de trabajo.

El EMS también puede necesitar como datos de entrada el valor (medido) de las siguientes variables: Indicador de disponibilidad de batería en tiempo real (ENCENDIDO/APAGADO o ON/OFF), estado de carga de la batería (%), demanda de energía eléctrica actual residencial (kW), demanda de energía eléctrica actual (kW) de los cargadores de EV, entre otros. Estos son ejemplos no limitativos, ya que no todos los parámetros citados son esenciales para el procedimiento, y también se podrían usar otros parámetros de trabajo.

La función objetivo de esta gestión consiste en minimizar el costo operacional de ESS (por ejemplo, a la vista las 24 horas o por cualquier otro período de tiempo), donde: costo operacional = costo de importación de la red eléctrica (costo de compra) - precio de exportación de la red eléctrica precio de venta). El procedimiento de optimización minimiza este costo opcionalmente teniendo en cuenta también, entre otros, los siguientes factores o restricciones (esto es solo un ejemplo no limitativo, no todos los factores citados son esenciales para el procedimiento y otros factores pueden ser tomados en cuenta): batería balance eléctrico a lo largo del horizonte temporal, estado de carga de la batería (SOC) entre intervalos de tiempo, restricciones de límites de carga/descarga de la batería (límites de energía eléctrica, condiciones lógicas) y restricciones eléctricas del punto de interconexión (límites de energía eléctrica, condiciones lógicas). La salida enviada al módulo de gestión de la operación es: a) el punto de operación recomendado para cargar/descargar la batería, también llamado punto de ajuste (potencia eléctrica) para el siguiente período (por ejemplo, 15 minutos).

Para recibir la información que el EMS necesita como entrada y para enviar los comandos apropiados a los diferentes elementos del sistema, que el EMS envía como salidas, el EMS debe comunicarse con los diferentes elementos del sistema, como por ejemplo, la estación de carga rápida (21), los consumidores auxiliares eléctricos (22) o térmicos (23) (por ejemplo, un edificio), la batería (24), el CHP (25) y la red eléctrica (26), entre otros. Dicha comunicación puede ser una comunicación directa (por ejemplo, a través de un bus de comunicación) o dicha comunicación puede ser a través de una red de comunicaciones inalámbrica o por cable. El EMS también podría comunicarse con una HMI (Human Machine Interface, 4) para generar resultados y/o recibir entradas de un usuario humano (administrador). El EMS también podría conectarse a un enrutador para enviar o recibir información a través de Internet (mediante una red de comunicaciones por cable o móvil).

Los presentes inventores han evaluado el comportamiento del sistema de almacenamiento de energía y CHP en un escenario de prueba. En dicho escenario de prueba, se han utilizado los siguientes valores de parámetros, entre otros: tiempo de funcionamiento de 24 horas, potencia de interconexión máxima de 250 kW, demanda térmica según 77°C (207 kW), costo de mantenimiento del CHP de 2,2 €/hy inversor de batería Carga máxima y potencia de descarga de 25 y 50 kW, respectivamente.

En dichas pruebas, se ha observado que, bajo una demanda térmica constante de DHC, CHP funciona solo para valores más altos de demanda eléctrica, lo que también coincide con un mayor costo de energía eléctrica de la red. Con respecto al comportamiento de ESS, existen varios períodos de descarga de carga, con el nivel de batería correspondiente SOC que cambia según los períodos de carga/descarga. Los períodos de carga se producen en los siguientes casos: a) nivel operativo del CHP = 0, la batería se carga importando de la red cuando el costo eléctrico tiene un nivel más bajo y el SOC de la batería <100 (minutos de 0 a 50 y minutos de 1250 a 1350), yb) El nivel operativo del CHP> 0 y la demanda eléctrica es menor que la potencia eléctrica del CHP (minutos de 250 a 350, 500 a 600 y 1100). Los períodos de descarga se producen en los siguientes casos: a) El CHP está comenzando (minutos 250 y 850), y b) la demanda eléctrica es mayor que la energía eléctrica del CHP, y el costo eléctrico con niveles más altos (para los minutos 350, de 850 a 1000, y desde 1100 a 1150). También se puede observar que la exportación de energía a la red tiene lugar durante períodos en los que la demanda eléctrica es menor que la energía eléctrica del CHP, especialmente para períodos en los que el precio de la electricidad tiene valores más altos (minutos de 250 a 350, de 550 a 800 y de 1085 a 1094).

En general, los resultados de las pruebas muestran el uso rentable de la máquina del CHP en relación con la demanda térmica y eléctrica, y la sensibilidad con respecto al costo de importación de la red eléctrica y el precio de exportación.

La presente invención puede realizarse en otros dispositivos, sistemas y/o métodos específicos. Las realizaciones descritas deben considerarse en todos los aspectos como solo ilustrativas y no restrictivas. En particular, el alcance de la invención se indica mediante las reivindicaciones adjuntas en lugar de mediante la descripción y las figuras de este documento. Todos los cambios que se encuentren dentro del significado y rango de equivalencia de las reclamaciones deben incluirse dentro de su alcance.

Una persona experta en la técnica reconocerá fácilmente que los pasos de varios de los métodos descritos anteriormente pueden ser realizados por computadoras programadas. En este documento, algunas realizaciones también pretenden cubrir dispositivos de almacenamiento de programas, por ejemplo, medios de almacenamiento de datos digitales, que son legibles por máquina o computadora y codifican programas de instrucciones ejecutables por computadora o ejecutables por computadora, en donde dichas instrucciones realizan algunos o todos los pasos de dichos métodos descritos anteriormente. Los dispositivos de almacenamiento de programas pueden ser, por ejemplo, memorias digitales, medios de almacenamiento magnéticos tales como discos magnéticos y cintas magnéticas, discos duros o medios de almacenamiento de datos digitales legibles ópticamente. Las realizaciones también pretenden cubrir computadoras programadas para realizar dichos pasos de los métodos descritos anteriormente.

La descripción y los dibujos simplemente ilustran los principios de la invención. Por lo tanto, el experto en la técnica podría idear diversas disposiciones que, aunque no se describen o muestran explícitamente en este documento, incorporasen los principios de la invención y se incluyesen dentro de su alcance. Además, todos los ejemplos que se citan en este documento tienen el propósito expreso de ser únicamente con fines pedagógicos para ayudar al lector a comprender los principios de la invención y los conceptos aportados por el(los) inventor(es) para promover la técnica, y deben interpretarse sin limitación a tales ejemplos y condiciones específicamente recitadas. Además, todas lo expresado en el presente documento que recita los principios, aspectos y formas de realización de la invención, así como sus ejemplos específicos, pretende abarcar sus equivalentes.

Las funciones de los diversos elementos que se muestran en las figuras, incluidos los bloques funcionales denominados "procesadores", se pueden proporcionar mediante el uso de hardware dedicado, así como hardware capaz de ejecutar software en asociación con el software apropiado. Cuando son proporcionadas por un procesador, las funciones pueden ser proporcionadas por un solo procesador dedicado, por un solo procesador compartido o por una pluralidad de procesadores individuales, algunos de los cuales pueden ser compartidos. Además, el uso explícito del término "procesador" o "controlador" no se debe interpretar como una referencia exclusiva al hardware capaz de ejecutar software, y puede incluir, sin limitación, hardware del procesador de señal digital (DSP), procesador de red, aplicación específica integrada Circuito (ASIC), matriz de puerta programable de campo (FPGA), memoria de solo lectura (ROM) para almacenar software, memoria de acceso aleatorio (RAM) y almacenamiento no volátil. También se puede incluir otro hardware, convencional y/o personalizado. Del mismo modo, todos los interruptores que se muestran en las figuras son solo conceptuales. Su función puede llevarse a cabo a través de la operación de la lógica del programa, a través de la lógica dedicada, a través de la interacción del control del programa y la lógica dedicada, o incluso manualmente, la técnica particular puede ser seleccionada por el implementador como se entiende más específicamente desde el contexto.

Se incluyen formas de realización más elaboradas de la presente invención en un proyecto de extensión, que se describe a continuación y que incluye algunas mejoras para lograr un sistema más universal y, por lo tanto, fácil de aplicar en otros países. Además, las formas de realización más elaboradas incluyen un sistema de aprendizaje automático que permitirá que el método/sistema sea más "inteligente" y autónomo, sin la necesidad de tal intervención por parte de los técnicos, al tiempo que garantiza los mejores resultados operativos y las devoluciones de las máquinas.

El sistema de la presente invención se denomina a continuación COFAST.

Las acciones tomadas en dicho proyecto de extensión incluyen:

• Para incluir una interfaz web fácil de usar para adaptar la solución a otros mercados y estandarizar la introducción de tarifas eléctricas en función de un conjunto de períodos. Esto usará una base de datos externa basada en información de la estructura de tarifas internacionales de las empresas de servicios públicos.

• Optimización total de la eficiencia de la solución global con 24 horas de anticipación, incluido el sistema de almacenamiento de energía (ESS) y el CHP.

• Para incluir un módulo de aprendizaje automático para predecir automáticamente la demanda térmica.

• Para rediseñar la estructura de código del ACS (Sistema de control auxiliar) EMS para asignar algunas funciones técnicas del EMS al ACS y mejorar la solidez de la solución de control general.

Esas acciones resultan en las siguientes ventajas:

• El módulo de aprendizaje automático permite reducir el número externo de archivos que el usuario debe introducir y mantener en cada instalación de COFAST, es decir, el pronóstico eléctrico y térmico se calcularía automáticamente.

• La nueva interfaz web para introducir las tarifas eléctricas facilita el mantenimiento y la instalación de la unidad COFAST en otros países.

• La implementación del módulo técnico dentro de un PLC de Siemens mejora la robustez de la solución de control general.

Las siguientes secciones describen los detalles técnicos en la solución actual, es decir, las realizaciones más simples de la presente invención, y la extensión del proyecto, es decir, las realizaciones más detalladas de la presente invención.

1. Primer diseño del sistema de control COFAST.

1.1 Descripción funcional del Sistema de Gestión de Energía, para las realizaciones más simples antes mencionadas.

El sistema es administrado por un SGA de dos capas: una capa o módulo técnico (41 en la Figura 3) que garantiza el balance de energía ejecutando un algoritmo rápido en tiempo real y un módulo de eficiencia (40 en las Figuras 2 y 3) que ejecuta periódicamente optimizaciones independientes del CHP y ESS cada 15 minutos. El objetivo de la gestión de la eficiencia es maximizar los beneficios totales sobre el sistema desde el punto de vista de la Compañía de Servicios de Energía (basado, por ejemplo, en la energía vendida a los usuarios finales, los consumidores de EV y térmica y los costos del gas, entre otros). De esta manera, la administración óptima toma en cuenta los costos de operación del CHP, los costos de energía de importación de la red, los precios del grupo de exportación de la red y la potencia contractual máxima en el punto de conexión de la red, entre otras cosas.

1.1.1 Módulo Técnico (41)

La gestión operativa puede basarse en casos de uso y un conjunto de prioridades que cambian en función de un administrador de horarios. Este programador indica al menos si el CHP podría estar funcionando o no y la limitación de potencia para cada período. El algoritmo operativo fuerza el apagado o habilita el arranque de la unidad CHP en función del valor de dicho programa.

Cuando se inicia la unidad CHP, la generación de energía activa se ajusta para cumplir con la demanda de energía auxiliar (consumidor asociado) y EV asociada. Sobre la base de los valores en tiempo real, el ESS (si lo hubiera) se puede usar para satisfacer la demanda de energía EV y reducir los picos de consumo en el punto de conexión a la red. Se considera que los puntos de ajuste de energía eléctrica determinados a partir de la optimización de la eficiencia de costos regulan el ESS (si existe) y el CHP cuando es posible y coherente, es decir, cuando las restricciones operativas del CHP están garantizadas, como el tiempo promedio que requiere el grupo electrógeno. sincronice desde el momento en que se arrancó el motor (por ejemplo, 15 segundos) o para llegar a la carga nominal (por ejemplo, 150 segundos) y el tiempo mínimo recomendado de operación del motor entre los arranques (por ejemplo, 15 minutos).

1.1.2 Módulo de eficiencia (40)

La capa o módulo de gestión de la eficiencia consiste en un sistema de gestión óptimo que ejecuta, cada 15 minutos, dos modelos de formulaciones matemáticas diferentes de manera independiente. El primer modelo de optimización maximiza el beneficio de operación del CHP, mientras que el segundo maximiza, dentro de un horizonte de tiempo de 24 horas, el beneficio de gestión para el uso de ESS.

Modelo de optimización del CHP:

La optimización del CHP proporciona el máximo nivel de operación del CHP en función de las mediciones en tiempo real. Si es conveniente, el excedente de energía eléctrica se puede exportar a la red. En particular, la función del objetivo de optimización consiste en maximizar el beneficio de la operación del CHP, es decir, los ingresos menos el costo de mantenimiento, donde: beneficio = ingreso (calor energía eléctrica generada) - costo de consumo de gas - costo de mantenimiento. El modelo de optimización considera:

1) restricciones del CHP de disponibilidad en tiempo real ON/OFF

2) límites de operación del CHP

3) eficiencia eléctrica y térmica del CHP con respecto al punto de operación del CHP

4) demanda de corriente eléctrica (EV's y edificio).

5) demanda térmica actual del DHC, y

6) límites de potencia de importación/exportación de interconexión. La salida enviada al módulo de gestión de operaciones es: a) el estado del CHP recomendado (encendido / apagado) y, b) el punto de operación del CHP recomendado, también denominado punto de ajuste (%), para el siguiente período de tiempo (15 minutos).

Modelo de optimización del ESS:

El modelo de optimización del ESS utiliza el pronóstico de demanda eléctrica disponible en el edificio para decidir el plan óptimo de carga/descarga a la vista de 24 horas. Si es conveniente, el excedente de energía eléctrica se puede exportar a la red. De esta manera, el modelo de optimización minimiza el costo operacional ESS a la vista de 24 horas, donde: costo operacional = costo de importación de la red eléctrica - precio de exportación de la red eléctrica.

El modelo de optimización considera:

1) restricciones de balance de energía de la batería

2) restricciones del estado de carga de la batería (SOC)

3) restricciones de carga / descarga de límites de potencia

4) limitaciones del límite de potencia del punto de interconexión.

La salida enviada a la capa de gestión técnica es el punto de ajuste de batería de carga/descarga recomendado para los próximos 15 minutos.

1.2 Descripción funcional del sistema de control auxiliar

El sistema de control y monitoreo consiste en un controlador programable, una interfaz hombre-máquina (4), un PC incrustado (5), un conmutador Ethernet y un enrutador.

El sistema de control está integrado en un armario. Este gabinete contiene el PC incrustado, el PLC, los módulos de E/S, el convertidor de frecuencia del enfriador y otros componentes.

El módulo ACS ha sido diseñado para satisfacer las necesidades del CHP. El ACS básicamente hará circular el agua en el intercambiador de calor, ajustará la temperatura de retorno del agua y controlará todos los parámetros relevantes.

1.2.1 Modos de funcionamiento

Sin EMS:

El sistema de control auxiliar (ACS) tiene un administrador de calendario donde puede definir períodos de tiempo de trabajo para diferentes días de la semana. En este período, indica si el CHP debe estar funcionando o no y la limitación de potencia para cada período (potencia mínima). El cliente puede habilitar o deshabilitar el administrador de horarios de acuerdo con las necesidades de instalación.

Al comienzo del período de tiempo de trabajo, el ACS inicia el proceso de arranque del CHP. El proceso de arranque del CHP comienza a dar una señal al panel de control del CHP, luego espera a que se obtenga la información de estado de listo y la demanda de señales auxiliares del CHP. El proceso continúa encendiendo el equipo auxiliar y esperando la respuesta del CHP. Si no hay demanda de calor por parte del cliente, el ACS activa el sistema de agua de refrigeración para disipar el exceso de calor generado y el EV continúa la operación de carga sin detener el CHP.

Si el sistema de control no recibe la señal de ejecución del CHP, esperará 12 segundos y volverá a intentar iniciar el proceso de arranque del CHP. Se ejecutarán un máximo de 3 intentos antes de pasar al estado "fuera de servicio".

El sistema de control debe garantizar que la potencia demandada por el cargador de EV más la potencia consumida por el cliente siempre sea menor que el máximo técnico soportado por la instalación, teniendo en cuenta la generación del motor y la interconexión del edificio a la red eléctrica. La operación de carga se adaptará o detendrá en caso de sobrepasar el límite.

Si el sistema está fuera del período de tiempo de trabajo o está deshabilitado en el administrador del calendario, es decir, el CHP se detiene y la estación de carga solicita un cargo, el sistema de control iniciará el proceso de arranque del CHP.

En caso de fallo de la CHP cuando se conecta un EV, la carga se completará con la energía de la red eléctrica, siempre que el sistema de control confirme que este consumo no causa problemas en la instalación interna del cliente. Cuando finalice la operación de carga, el sistema quedará fuera de servicio hasta que el CHP esté disponible.

Con EMS:

Cuando el EMS está habilitado, todas las operaciones que controlan las generaciones de potencia del motor se realizan utilizando los datos proporcionados por el EMS utilizando un protocolo de comunicación modbus TCP. El calendario se ignora y el sistema de control solo realiza operaciones relacionadas con los equipos auxiliares y la comunicación con el EMS y otros subsistemas.

1.3 Implementación

1.3.1 PC incrustado

El objetivo de este dispositivo es la ejecución de aquellas aplicaciones de alto nivel cuya lógica no es posible o su costo técnico sería muy alto para hacer que funcionen en el PLC. El dispositivo se basa en una plataforma Linux Embedded que se ejecuta en una arquitectura ARM. En el proyecto inicial, se seleccionó una placa de desarrollo del modelo 3 de Raspberry Pi.

Varias aplicaciones se ejecutan continuamente en el PC incrustado:

1. m2mDAS: m2mDAS es un acrónimo de "máquina para (2) Sistema de adquisición de datos de máquina”. Las principales características de este software son:

• m2mDAS es un SCADA multiplataforma desarrollado en C++ estándar que utiliza la librería POSIX capaz de comunicarse con diferentes dispositivos y sensores con protocolos estándar y propietarios como Modbus RTU/TCP, IEC 870-5-102 (ASDU 162: datos instantáneos), enOcean EVC, ATERSA, Wavenis CORONIS, SAD SCADA, archivos XML de webBox, etc.

• Los valores adquiridos se pueden almacenar en un archivo interno o una base de datos SQLite utilizando sus capacidades de registro de datos. Es posible producir datos calculados aplicando funciones matemáticas sobre información adquirida o utilizando otras fuentes de datos.

• La instalación es sencilla gracias a su servidor web integrado. m2mDAS proporciona diferentes maneras de mostrar o publicar información obtenida o calculada:

o Utilizando un servidor web integrado: Muestra datos en tiempo real y también es posible guardar datos históricos en un archivo CSV. o Utilizando su API REST integrada

o Es posible copiar toda la base de datos SQLite porque es compatible con binarios en todas las plataformas compatibles. o Usando el agente de línea de comandos con el comando telnet. o Utilizando esclavo Modbus RTU/TCP integrado. Los datos adquiridos o los datos calculados pueden comunicarse a otros SCADA/PLC.

• m2mDAS es totalmente compatible con cualquier plataforma de IoT de terceros que pueda aceptar solicitudes web siguiendo una metodología RESTful. Es posible proporcionar diferentes formatos de datos y usar diferentes verbos (GET, PUT, POST).

• También es posible utilizar m2mDAS como puerta de enlace desde sus protocolos aceptados a modbus RTU/TCP, un protocolo de comunicación estándar de facto utilizado en sistemas industriales.

m2mDAS se utiliza para monitorizar todo el sistema, incluido el EMS, ya que tanto el PLC como el EMS se comunican mediante un protocolo modbus TCP. Durante el período de prueba del producto, toda la información se enviará a una plataforma de IoT. Desde esta plataforma será posible visualizar el estado en tiempo real del sistema, obtener datos históricos y preparar informes.

El módulo técnico de EMS y el módulo de eficiencia (40) se implementan en una aplicación C++ llamada EMS instalada en un PC incrustado. El EMS se comunica por Modbus TCP con un PLC de Siemens.

Este dispositivo también incluye un servidor web para monitorizar los datos de EMS entre otros parámetros de instalación y una interfaz web sencilla para cargar las tarifas en archivos csv.

1.3.2 PLC SIEMENS

El equipo auxiliar necesario para el funcionamiento del motor de cogeneración se controla mediante un PLC (controlador lógico programable) SIEMENS S7-1200 CPU1214C. La información necesaria para este control se recopila a través de señales directas o mediante comunicación con otros subsistemas (medidores de energía, motor alternativo, sistema de batería). Cuando el EMS está presente, el PLC también realiza las funciones de la puerta de enlace entre el EMS y los sistemas en los que el EMS desea actuar para la optimización técnica y eficiente de la operación de la estación de carga. Para realizar esta función, el PLC se comunica a través de protocolos industriales con los sistemas de los cuales el EMS necesita información o debe operar. El protocolo utilizado para realizar esta función es el Modbus TCP. También se accede al PLC para monitoreo y operación desde una pantalla HMI. A través de este terminal es posible parametrizar las instrucciones de operación del CHP y mostrar el estado en cualquier momento.

Para poder ofrecer la misma información al cliente que albergará la estación de carga, el PLC tiene una tarjeta de comunicaciones Ethernet con protocolo de comunicación Modbus TCP en modo servidor para su uso exclusivo.

2. Extensión del proyecto, o implementación de las realizaciones más elaboradas mencionadas anteriormente

Completa la gestión óptima de eficiencia técnica con un módulo de previsión de demanda (Machine Learning).

En este caso, la información sobre el pronóstico de la demanda térmica y eléctrica del edificio se realizará a través de un módulo de Aprendizaje automático que le permitirá aprender de la información histórica para la generación de pronósticos de demanda eléctrica y térmica en tiempo real. Los pronósticos EV no se consideran en el módulo de pronóstico. En este escenario, se trabaja la hipótesis de generación y gestión de dichas predicciones. El módulo de gestión integral opera con un horizonte temporal de 24 horas que permite una optimización a largo plazo, cada 15 minutos.

2.1 Módulo Técnico (41)

El módulo técnico mantiene las mismas funcionalidades y prioridades definidas en la versión anterior.

2.2 Módulo de eficiencia (40)

Hipótesis

• Optimización conjunta del sistema eléctrico y térmico 24 horas.

• Optimización cada 15 minutos dentro de un horizonte de tiempo de 24 horas.

El modelo de optimización implica la maximización de los beneficios del sistema global COFAST. Esta optimización incluye el beneficio de la optimización de la vista a 24 horas CHP junto con la minimización del uso de la batería más la minimización/importación minimización/exportación de la red. La optimización del CHP durante las 24 horas implica, no solo la demanda eléctrica del sistema térmico, sino también la demanda eléctrica y la integración del uso de la batería en el horizonte temporal de 24 horas. La optimización de la vista de 24 horas evita los puntos de control del CHP miopes (y posiblemente erráticos) y permite la operación de beneficios a largo plazo.

• Cargador eléctrico con límite de potencia ajustable durante la carga (opcional).

• Sistema de almacenamiento de energía (batería).

• Punto de conexión a la red bidireccional, exportar a la red habilitada.

Datos de entrada

• Datos Externos:

o Costo del gas natural para el horizonte temporal de 24 horas (€/m³). o Costes de mantenimiento del CHP (€/h).

o Calendario de disponibilidad del CHP (horizonte temporal 24h). o Coste de electricidad para el horizonte temporal de 24 horas (€/kWh). o Precio del pool eléctrico para el horizonte de 24 horas (€/kWh). o Precio de venta de energía térmica para el horizonte temporal de 24 horas (€/kWh^térmica)

o Previsión de demanda eléctrica para el horizonte temporal de 24h (kWh).

(desde el módulo de Aprendizaje Automático, ver Sección 2.3)

o Previsión de demanda térmica (12)para el horizonte temporal de 24h (k^Vh^térmico).

(desde el módulo de Aprendizaje Automático, ver Sección 2.3)

• Datos del sistema estático:

o Tabla de eficiencia eléctrica y térmica según niveles de operación del CHP (%).

o Rampa de cogeneración (kW/s)

o Número máximo de ciclos permitidos (ON/OFF) del CHP por día. o Límites de potencia del CHP (kW).

o Capacidad de la batería (si está disponible)

o Estado de carga de la batería (SOC) (%) (si está disponible). o Potencia máxima del cargador EV (si es ajustable) (kW).

o Restricciones técnicas del cargador EV (rampas, límites, etc.) o Límites de interconexión eléctrica de potencia (kW).

• Datos recibidos del módulo de gestión técnica:

o Indicador de disponibilidad del CHP en tiempo real (disponible/no disponible).

o Estado del CHP (ON/OFF).

o Número de cambios de estado del CHP en las últimas 24 horas. o Demanda de energía eléctrica (kW).

o Demanda de energía térmica (kW).

o Demanda del cargador EV (si está disponible) (kW).

• Datos computados (para las siguientes 24h):

o Consumo del CHP (m3/h) (datos reales (si están disponibles) o estimación de la tabla de eficiencia del CHP).

o Nivel de operación del CHP (%).

o Estado de la batería: carga/descarga/parada (si está disponible). o Estado de carga de la batería (SOC) (%).

o Beneficios económicos del sistema (€/h)

Modelo de optimización del sistema de gestión de la eficiencia:

• Función objetivo

Maximización de los beneficios de operación del CHP (teniendo en cuenta la demanda eléctrica y térmica futura (próximas 24 horas)), incluidas las penalizaciones por el número de cambios de estado del CHP y batería, donde:

Beneficio de la operación del CHP=ingresos (calor energía eléctrica generada) - costo de consumo de gas - costo de mantenimiento.).

• Limitaciones técnicas:

o Balance térmico de la demanda.

o Balance eléctrico (demanda, batería, cargador).

o Arranque/parada de la rampa de potencia.

o Restricciones de estado de disponibilidad del CHP.

o Restricciones de rendimiento de potencia CHP.

o Restricciones de balance de generación de energía del CHP (balance de entrada/salida).

o Operación del CHP con nivel mínimo de restricción de beneficios.

o Restricciones de la batería de carga/descarga.

o Balance eléctrico de la batería a lo largo del horizonte temporal. o Restricciones límites de la batería.

o Cargador EV Rampa, límites, rangos de restricciones.

• Salidas del modelo:

o Estado CHP recomendado para los próximos 15 minutos (ON/OFF). o Nivel de operación del CHP (energía eléctrica generada por CHP) durante los siguientes 15 minutos.

o Valor de consigna de la batería (carga / descarga y valor de potencia). o Potencia de consigna del cargador EV.

2.3 Módulo de aprendizaje automático

Hipótesis

• Previsión de demanda eléctrica para el horizonte temporal de 24h (kWh). • Datos históricos de demanda térmica y eléctrica.

• Si está disponible, la inclusión de la información histórica muy inicial (demanda térmica y eléctrica) para garantizar un aprendizaje más rápido para el módulo de pronóstico (idealmente la demanda por hora del mes pasado, si no, al menos una/dos semanas. Cuanta más información histórica, Más rápido el proceso de calibración/aprendizaje (precisión) del algoritmo).

• El punto crítico para el desarrollo adecuado para la gestión óptima de eficiencia técnica completa es considerar no solo las demandas de pronóstico eléctrico sino también las térmicas. La inclusión de un módulo de Aprendizaje automático para el pronóstico de demandas térmicas y eléctricas permite, conjuntamente con datos históricos, datos de demanda de entrada térmica y eléctrica precisos para la salida correcta del módulo de eficiencia visual a 24 horas.

Datos de entrada

• Datos Externos:

o Datos históricos de la demanda eléctrica (kWh)

o Datos históricos de demanda térmica (kWh^térmica)

• Datos recibidos del módulo de gestión técnica:

o Fecha actual.

Datos de salida:

• Previsión de demanda eléctrica para el horizonte temporal de 24h (kWh). • Previsión de demanda térmica (12)para el horizonte temporal de 24h (k^Vh^térmico) .

2.4 Implementación

2.4.1 PC incrustado

La implementación del EMS estaría separada en dos módulos independientes. El módulo técnico de EMS y el módulo de eficiencia (40) se implementarían en una aplicación C++ llamada EMS instalada en un PC incrustado. y el módulo técnico (41) se implementaría en un PLC.

Este dispositivo también incluye un servidor web para monitorizar los datos de EMS entre otros parámetros de instalación y una interfaz web sencilla para cargar las tarifas de precios. El módulo de eficiencia del EMS se comunica por Modbus TCP con un PLC de Siemens.

Para la aplicación Machine Learning:

• Gestión de datos, series temporales y librerías Python de aprendizaje automático.

• Desarrollo de una base de datos local para datos históricos de demanda y previsiones de demanda.

• Comunicaciones desde/a la base de datos local (para acceder a demandas históricas y escribir demandas de previsiones).

2.4.2 PLC SIEMENS

El módulo técnico se incluirá en el PLC de siemens. El costo consistirá en la transformación del código C + de alto nivel utilizado en EMS para la optimización técnica al código IEC-61131 para PLC, teniendo en cuenta la diferencia entre los dos sistemas.

2.4.3 Interfaz web para introducir y configurar las tarifas de electricidad

Como se explicó anteriormente, el módulo de eficiencia necesita para cada hora la potencia máxima contratada del cliente y el precio de la energía. En la versión actual, el usuario debe proporcionar 2 archivos csv que contengan 8760 valores (8784 en el caso de un año bisiesto). Es fácil notar que hay un patrón de valores repetitivos que siguen la estructura arancelaria del país de destino, prestando atención al proceso de generación de valores.

El mismo valor debe copiarse en cada hora que pertenezca al mismo período de precios.

Este modelo se puede aplicar a la mayoría de los países.

Se realizará una mejora importante en la parametrización del sistema si la aplicación cuenta con una base de datos de patrones que indican para cada hora del año el período de precios.

Por lo tanto, el usuario final solo debe proporcionar la selección del patrón correspondiente a la ubicación de la estación COFAST y un valor de precio y un valor de potencia para cada período de precios.

Los patrones de los países cambian cada año y esa es la razón por la cual la base de datos no se pudo alojar en el PC incrustado. Un servidor en la "nube" debe alojar la base de datos y se debe desarrollar un Resto de API para la comunicación con las estaciones COFAST.

La base de datos de patrones de precios tendrá los siguientes datos:

• El país, la municipalidad, la zona, la ubicación y el nombre de la tarifa que identifica el patrón.

• Un conjunto de periodos de precios.

• El año para el que se puede aplicar.

• Un vector que indica para cada hora de un año el período de precios.

El servidor web que se ejecuta en el PC incrustado se mejorará con las siguientes funcionalidades:

• El usuario decidirá el método de introducción de la información de precios y potencia: El antiguo método que proporciona los archivos grandes o un asistente.

• Si el usuario utiliza el método de asistente:

o El usuario debe seleccionar de una lista el patrón de tarifa correspondiente.

o Presente el premio y la potencia contratada para cada período de precios. o Presione un botón APLICAR para generar automáticamente los archivos.

La selección del usuario se registrará para obtener automáticamente el patrón para el próximo año. El propietario de la estación de carga puede cambiar los valores o volver a generar archivos si lo desea.

2.4.4 Interfaz web para introducir la demanda de calor

El tercer archivo utilizado por el software EMS para optimizar de manera eficiente la gestión de un COFAST contiene la demanda de calor por cada hora del año. Cuando se instala la estación COFAST para un nuevo cliente, no se sabe cómo se consume el calor y los módulos de pronóstico no tienen información para predecir los primeros datos. Se debe proporcionar una semilla inicial para comenzar a funcionar.

Probablemente, el cliente tiene las facturas de energía utilizadas para producir el calor y también tiene información sobre el rendimiento de los transformadores de esta energía primaria en calor.

Una mejora a la versión actual de COFAST consistirá en un generador de esta semilla inicial utilizando el servidor web instalado en el PC incrustado.

El generador consistirá en un asistente simple que le pedirá al usuario que introduzca un perfil mensual de la demanda de calor computada utilizando las facturas de energía y el rendimiento de los equipos de transformadores y, basado en las horas de operación del centro de consumidores, un perfil diario para cada día de semana.

Dado que la introducción de tanta información puede ser muy tediosa y posiblemente los perfiles diarios deberían ser repetitivos, se proporcionarán herramientas de copia y pegado para facilitar la entrada de datos por parte del usuario.

Finalmente, al presionar un botón GENERAR, se creará el archivo de demanda de calor y COFAST lo usará como la inicialización inicial del módulo de pronóstico de demanda.

Un experto en la materia podría introducir cambios y modificaciones en las realizaciones descritas sin apartarse del alcance de la invención como se define en las reivindicaciones adjuntas.

Claims (19)

REIVINDICACIONES

1. - Un método para la gestión mejorada de la energía de un sistema de energía, donde el sistema comprende al menos una Unidad de Cogeneración (CHP) y una red eléctrica, ambas conectables eléctricamente a al menos un Equipo de Suministro de Vehículo Eléctrico (EVSE), para proporcionar suministro eléctrico al mismo, en el que el método comprende controlar automáticamente el funcionamiento de al menos dicho CHP, incluida la activación/desactivación del mismo, su punto de operación y la potencia eléctrica suministrada por el mismo, de acuerdo con:

- un primer modo de operación que se basa al menos en mediciones en tiempo real, incluida la demanda de energía, y en la información de eficiencia recomendada con respecto a al menos el estado de activación/desactivación del CHP y el punto de operación del CHP, programado con respecto a al menos un período de tiempo; o

- un segundo modo de operación que se basa también en al menos dichas mediciones en tiempo real, pero no se basa en dicha información de eficiencia recomendada;

en el que el método comprende operar el CHP según dicho primer o segundo modo de operación dependiendo de si se cumplen o no, respectivamente, las restricciones operativas asociadas a al menos el CHP.

2. - Un método según la reivindicación 1, en el que dichas restricciones operacionales se relacionan con la dinámica eléctrica de al menos el CHP.

3. - Un método según la reivindicación 2, en el que dichas restricciones operacionales comprenden al menos una de las siguientes restricciones operativas del CHP:

- tiempo de arranque;

- tiempo promedio requerido para sincronizar el suministro de potencia generado con el de la red eléctrica;

- tiempo promedio requerido para llegar a la carga nominal desde que que se ha sincronizado con la red eléctrica;

- tiempo promedio requerido para llegar a la descarga nominal desde que se desactivó;

- Número máximo de arranques nuevos; y

- Tiempo mínimo de funcionamiento recomendado entre arranques.

4.- Un método según las reivindicaciones 1, 2 o 3, en el que dicha demanda de potencia es una demanda de potencia eléctrica que se refiere a al menos dicho un EVSE.

5- Un método según la reivindicación 4, en el que dicho CHP se puede conectar a dicha red eléctrica para proporcionar suministro eléctrico a un consumidor o consumidores y/o recibir suministro eléctrico de la red eléctrica, y a una red térmica para proporcionar suministro térmico a dicho(s) consumidor(es), el método comprendiendo operar el CHP y/o la red eléctrica también basándose en mediciones en tiempo real de la demanda de energía eléctrica y térmica de dicho(s) consumidor(es) y/o de la demanda de energía eléctrica del CHP.

6. Un método según la reivindicación 5, en el que el sistema comprende además un sistema de almacenamiento de energía (ESS) que se puede conectar al EVSE, a la red eléctrica y al CHP para descargar el suministro de energía del EVSE o exportar electricidad a la red eléctrica o al consumidor, y cargarlo desde excedente de electricidad del CHP o desde la red eléctrica, donde el método también comprende operar dicho sistema de almacenamiento de energía de acuerdo con dicho primer o segundo modo de operación, dependiendo de si o no, respectivamente, dichas restricciones operacionales asociadas a al menos el CHP y restricciones operacionales asociadas al sistema de almacenamiento de energía (ESS) se cumplen, dichas mediciones en tiempo real también comprenden la demanda de energía eléctrica y el estado de carga del sistema de almacenamiento de energía, y dicha información de eficiencia recomendada también se relaciona con el sistema de almacenamiento de energía, incluidos los puntos de ajuste de carga/descarga recomendados.

7. - Un método según la reivindicación 6, en el que dichas restricciones operativas que deben cumplirse para operar de acuerdo con el primer modo de operación también incluyen restricciones operativas asociadas al EVSE, y al menos una de las restricciones de ENCENDIDO/APAGADO (ON/OFF) que dependen de un calendario y disponibilidad, balance del sistema eléctrico, y cobertura para la demanda eléctrica.

8. - Un método según las reivindicaciones 5, 6 o 7, que comprende además estimar dicha demanda térmica a partir de mediciones de temperatura en tiempo real.

9. - Un método según cualquiera de las reivindicaciones anteriores que comprende generar y proporcionar la información de eficiencia recomendada, para al menos el CHP o para al menos el CHP y el sistema de almacenamiento de energía, periódicamente, durante cortos períodos de tiempo de varios minutos, mediante un algoritmo de optimización basado en los costos de recursos técnicos y la disponibilidad de recursos técnicos, con respecto a al menos dicha red eléctrica y dicho CHP.

10. - Un método según la reivindicación 9, que comprende además obtener pronósticos de la demanda de energía eléctrica y/o térmica para el(los) consumidor(es) durante un largo horizonte temporal de al menos 24h, y usar dichos pronósticos para generar dicha información de eficiencia recomendada periódicamente para cada uno de dichos períodos cortos.

11. - Un método según la reivindicación 10, que comprende obtener dicho pronóstico mediante la ejecución de un algoritmo de aprendizaje automático en datos históricos con respecto a la demanda de energía eléctrica y térmica de dicho(s) consumidor(es).

12. - Un método según la reivindicación 11, que comprende proporcionar una interfaz web para permitir a un usuario introducir datos iniciales con respecto a los cuales se pueden derivar automáticamente datos históricos iniciales para dicha demanda de energía eléctrica y/o térmica de dicho(s) consumidor(es), donde el método que comprende el algoritmo de aprendizaje automático comienza su operación en base a dichos datos históricos iniciales.

13. - Un método según las reivindicaciones 11 o 12, en el que dicha información de eficiencia recomendada se relaciona con una optimización completa de todo el sistema, que incluye un beneficio de maximización del CHP a 24 horas vista, en relación con los suministros eléctricos y térmicos, junto con el uso del sistema de almacenamiento de energía que maximiza su duración o vida útil, más una importación/exportación minimización/maximización de la red eléctrica.

14. - Un método según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que el primer modo de operación también se basa en uno o más de los siguientes parámetros estáticos: potencia de la red eléctrica, para su interconexión con el EVSE, potencias eléctricas máxima y mínima del CHP, potencia máxima del EVSE, la potencia máxima y mínima de descarga del inversor del sistema de almacenamiento de energía (ESS), estado de carga máximo y mínimo del sistema de almacenamiento de energía (ESS), capacidad del sistema de almacenamiento de energía (ESS), número máximo de arranques del CHP en 24 horas, temperatura máxima y mínima para la demanda de potencia térmica, y demanda de potencia térmica máxima y mínima.

15. - Un método según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, que comprende generar la información de eficiencia recomendada basada en uno o más de los siguientes valores de parámetros: costo de gas natural para un intervalo de tiempo analizado, costo de electricidad para un intervalo de tiempo analizado, costo de mantenimiento del CHP, costo del calor, precio del pool eléctrico/precio de exportación, tabla de eficiencia eléctrica y térmica según el punto de operación del CHP, Respuesta eléctrica dinámica del CHP, límites de potencia de exportación de la interconexión de la red eléctrica, Restricciones del CHP de disponibilidad en tiempo real ON/OFF, límites de operación del CHP, eficiencia eléctrica y térmica del CHP en relación con el punto de operación del CHP, demanda de energía eléctrica actual, límites de potencia de importación/exportación de interconexión de la demanda térmica actual, consumo de corriente del CHP en tiempo real según el punto de operación del CHP, disponibilidad del CHP en tiempo real para cambiar el estado del CHP, número de arranques del CHP, demanda de energía térmica actual estimada, demanda de energía eléctrica en tiempo real y entrada ON/OFF en el calendario del CHP.

16. - Un método según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, que comprende regular la carga eléctrica proporcionada por el EVSE a un vehículo, para proporcionar una carga más rápida o más lenta, basada en al menos dicha demanda de potencia medida en tiempo real.

17. - Un sistema energético mejorado, donde el sistema comprende:

- al menos una Unidad de Cogeneración, CHP y una red eléctrica, ambas conectables eléctricamente a al menos una estación de carga de vehículos eléctricos, EVSE, para proporcionar suministro eléctrico al mismo, y

- una unidad de gestión de energía que comprende una o más unidades de procesamiento y los actuadores correspondientes para implementar los pasos del método según cualquiera de las reivindicaciones anteriores para controlar la operación de al menos dicha CHP.

18. - Un sistema según la reivindicación 17, que comprende:

- una unidad de procesamiento remoto configurada y dispuesta para generar y proporcionar dicha información de eficiencia recomendada a una unidad de procesamiento local; y

- un controlador lógico programable (PLC) que incluye dichos accionadores y dicha unidad de procesamiento local configurados y dispuestos para:

- cuando no se recibe la información de eficiencia recomendada de dicha unidad de procesamiento remoto, haga que al menos el CHP funcione de acuerdo con el segundo modo de operación; o

- cuando dicha información de eficiencia recomendada se recibe desde la unidad de procesamiento remoto, haga que al menos el CHP funcione de acuerdo con el primer o segundo modo de operación, dependiendo de si se cumplen o no, respectivamente, las restricciones operacionales asociadas con al menos el CHP.

19. Un programa de ordenador, que comprende instrucciones de código que, cuando se ejecutan en un procesador, implementan los pasos del método según cualquiera de las reivindicaciones 1 a 16.