Démonstrateur du potentiel d’un microgrid pour l’intégration optimisée de productions décentralisées et mobilité électrique du futur dans l’approvisionnement électrique d’un parc industriel

• Research unit: SFOE
• Project number: SI/502157

Short description (German)

SunnYparc zielt auf die Einrichtung eines Mikronetzes im Y-PARC in Yverdon rund um eine bedeutende lokale Produktion erneuerbarer Energie und eine Entwicklung der Elektromobilität ab, die repräsentativ für die erwarteten zukünftigen Entwicklungen ist. Es geht darum, in einem realen Fall die Integration der Elektromobilität zu testen und die Optimierung der Durchdringung mit erneuerbarer Energie dank der Vehicle2Grid-Technologie und eines intelligenten Steuerungssystems, das mit dem Flexibilitätsmarkt für ein Industriegebiet gekoppelt ist, zu demonstrieren. Ziel ist es, neue Geschäftsmodelle zu testen, die auf diesen neuen Technologien und Nutzungen basieren und verschiedene Tarife integrieren, um das wirtschaftliche Potenzial dieser fortschrittlichen, skalierbaren und replizierbaren Art von RCP in der Schweiz zu demonstrieren.

Short description (English)

SunnYparc aims to set up a microgrid at Y-PARC in Yverdon, based on significant local production of renewable energy and the development of electric mobility in line with expected future trends. The aim is to test the integration of electric mobility in a real-life situation, and to demonstrate the optimization of renewable energy penetration using Vehicle2Grid technology and an intelligent control system coupled with the flexibility market for an industrial zone. The aim is to test new business models based on these new technologies and uses, integrating different tariffs, in order to demonstrate the economic potential of this type of advanced, scalable and replicable RCP in Switzerland.

Short description (French)

SunnYparc vise à la mise en place d’un microgrid sur Y-PARC à Yverdon autour d’une production locale d’énergie renouvelable importante et d’un développement de la mobilité électrique représentatif des évolutions futures attendues. Il s’agit de tester dans un cas réel l’intégration de la mobilité électrique et de démontrer l’optimisation de la pénétration d’énergie renouvelable grâce à la technologie Vehicle2Grid et à un système intelligent de pilotage couplé au marché de flexibilité pour une zone industrielle. L’objectif est de tester de nouveaux modèles d’affaires adossés à ces nouvelles technologies et usages intégrants différentes tarifications, afin de démontrer le potentiel économique de ce type de RCP avancé, modulable et réplicable en Suisse.

Final report (German)

Die dezentrale Stromerzeugung durch Photovoltaik und Elektroautos werden oft als Grund für den aktuellen und zukünftigen Bedarf an einem stärkeren Stromnetz gesehen und damit teilweise für die steigenden Netzkosten durch die Energiewende verantwortlich gemacht. Das Projekt wollte zeigen, dass die beiden Bereiche durch intelligentes Laden von Fahrzeugen – vor allem mit der „Vehicle-to-Grid“-Technologie (V2G) – das Potenzial haben, das Stromnetz zu entlasten. Dazu sollten 250 Ladestationen für Elektroautos über ein intelligentes Mikronetz miteinander verbunden werden, das auch die Industriekunden vor Ort und eine grosse Photovoltaikanlage am Standort Y-PARC in Yverdon-les-Bains einbezieht. Das Projekt ermöglichte die Entwicklung und Validierung einer Kommunikations- und Steuerungsarchitektur zwischen den Ladeinfrastrukturen (AC- und DC-Ladestationen von EATON) und den Energiemanagementsystemen (EMS von SEL) des MicroGrids anhand 25 installierten Ladestationen. Bereits im ersten Jahr wurde eine robuste Schnittstelle zwischen den verschiedenen Leistungsvorgabestufen des CNM (Charging Network Manager) von EATON, dem EMS von SEL sowie den Plattformen zur Visualisierung der Stromflüsse (VGT) eingerichtet. Die AC-Ladestationen wurden über den CNM mit Leistungsbegrenzungen pro Cluster (z. B. 80 A für die Cluster 1 bis 10) konfiguriert. Die bidirektionalen DC-Ladestationen ermöglichten die Steuerung der Lade- und Entladeleistung (bis zu 22 kW / 10 kW) für CHAdeMO-kompatible Fahrzeuge. Das gesamte System konnte über dynamische Sollwerte gesteuert werden, die über eine API übertragen wurden. So konnte eine dynamische Steuerung nach verschiedenen Tarif- und Netzlastszenarien unter realen Bedingungen getestet werden, mit einer hierarchischen Steuerungslogik: lokale physikalische Begrenzung, lokaler Netzlast und Last des MicroGrid. Das eingerichtete System ist reproduzierbar, modular und bereit für die Integration von Netzdienstleistung auf nationaler Ebene (über Swissgrid), sobald die Flexibilitäts-Software-Layer vollständig aktiviert sind. Diese Erfahrungen sind eine wertvolle Grundlage für zukünftige Projekte, die intelligentes Laden, lokales Energiemanagement und Flexibilisierungsdienste kombinieren wollen. Trotz deiner Erfolge stiess das Projekt auf erhebliche Hindernisse, darunter die Verzögerung bei der Standardisierung der V2G-Normen und der eingeschränkte Zugang zu den erforderlichen Infrastrukturen. Diese Schwierigkeiten bremsten den Fortschritt, verhinderten die Installation der 250 geplanten Ladestationen und schränkten die Demonstrationskapazitäten ein, was schliesslich zu seiner vorzeitigen Einstellung führte.

Final report (English)

Decentralized photovoltaic production and electric vehicles are often cited as responsible for current and future needs to strengthen the electricity grid and thus partly “to blame” for the rising costs of the grid associated with the energy transition. The aim of the project was to demonstrate that the synergy between the two, through smart vehicle charging—in particular using “vehicle-to-grid” (V2G) technology (V2G) – has the potential to ease pressure on the electricity grid. To achieve this, 250 electric vehicle charging stations were to be interconnected via a smart microgrid, also including industrial consumers on the site and a large photovoltaic production facility at the Y-PARC site in Yverdon-les-Bains. The project enabled the development and validation of a communication and control architecture between the charging infrastructure (EATON AC and DC charging stations) and the MicroGrid's energy management systems (EMS) on 25 installed stations. From the first year, a robust interface was set up between the different power setpoint levels, EATON's CNM (Charging Network Manager), SEL's EMS (Energy Management System) server, and the flow visualization platforms (VGT). The AC stations were configured with cluster power limitations (e.g., 80 A for clusters 1 to 10) via the CNM. The bidirectional DC stations enabled control of the charging and discharging power (up to 22 kW / 10 kW) for CHAdeMO-compatible vehicles. The entire system could be controlled via dynamic setpoints transmitted by API. This enabled dynamic control according to different tariff and network load scenarios to be tested under real conditions, with a hierarchical management logic: local physical limitation, local network load and microgrid's load level. The system is replicable, modular, and ready to integrate network services at the national level (via Swissgrid) once the flexibility software layers are fully activated. This real-world experience provides a valuable basis for future projects seeking to combine smart charging, local energy management, and flexibility services. Despite its successes, the project encountered major obstacles, including delays in the standardization of V2G standards and restricted access to the necessary infrastructure. These difficulties slowed its progress, prevented the installation of the 250 planned charging stations, and reduced demonstration capacity, ultimately leading to its early termination.

Final report (French)

La production décentralisée photovoltaïque ainsi que les véhicules électriques sont souvent pointés comme responsables des besoins actuels et futurs en renforcement du réseau électrique et ainsi en partie « coupables » du renchérissement des coûts du réseau liés à la transition énergétique. L’objectif du projet visait à démontrer que la synergie entre les deux, au travers la recharge intelligente des véhicules - en particulier grâce à la technologie "vehicle-to-grid" (V2G) - a le potentiel d’alléger la pression sur le réseau électrique. Pour ce faire, la mise en place de 250 bornes de recharge pour véhicules électriques devaient être interconnectées via un micro-réseau intelligent, incluant également les consommateurs industriels du site et une importante production photovoltaïque sur le site d'Y-PARC à Yverdon-les-Bains était prévu. Le projet a permis le développement et la validation sur 25 bornes installées d’une architecture de communication et de pilotage entre les infrastructures de recharge (bornes AC et DC EATON) et les systèmes de gestion de l’énergie (EMS de SEL) du MicroGrid. Dès la première année, une interface robuste a été mise en place entre les différents niveaux de consigne de puissance le CNM (Charging Network Manager) d’EATON, le serveur EMS (Energy Management System) de SEL, ainsi que les plateformes de visualisation des flux (VGT). Les bornes AC ont été configurées avec des limitations de puissance par grappe (par exemple, 80 A pour les grappes 1 à 10) via le CNM. Les bornes DC bidirectionnelles, quant à elles, ont permis un pilotage de la puissance de charge et de décharge (jusqu’à 22 kW / 10 kW) pour les véhicules CHAdeMO compatibles. L’ensemble du système a pu être commandé via des consignes dynamiques transmises par API. Ainsi un pilotage dynamique selon différents scénarios tarifaires et de charge du réseau a pu être testé en conditions réelles, avec une logique de gestion hiérarchisée : limitation physique locale, consigne de charge réseau locale, puis consigne en fonction du niveau de charge du microgrid. Le système mis en place est réplicable, modulaire et prêt à intégrer des services réseau à l’échelle nationale (via Swissgrid), une fois les couches logicielles de flexibilité pleinement activées. Ce retour d’expérience constitue une base précieuse pour les futurs projets souhaitant combiner recharge intelligente, gestion locale de l’énergie et services de flexibilisation. Malgré ses succès, le projet a rencontré des obstacles majeurs, notamment le retard dans la normalisation des standards V2G et l’accès restreint aux infrastructures nécessaires. Ces difficultés ont freiné sa progression, empêché l’installation des 250 bornes prévues et réduit les capacités de démonstration, conduisant finalement à son arrêt anticipé.

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• Rapport final_français [PDF] 6'446 kB