首先介绍了储能变流器在光储微网系统不同运行模式下的控制策略。在并网运行模式下,针对光储微网系统中公共连接点(point of common coupling,PCC)处的电压会受到负载变化和光伏出力波动的影响,提出一种基于储能的电压管理控制策略。该控制策略可通过储能变流器的PQ控制,来维持PCC点母线电压在额定电压?10%的范围内波动,从而满足负载对电压质量的需求。当配电网发生故障或储能出力已达功率限值仍不能维持PCC点母线电压在允许范围内时,光储微网切换为孤岛运行模式,此时储能系统采用V/f控制来保证微网系统电压和频率的稳定,并联合光伏系统共同为负载供电。建立光储微网系统的仿真模型,给出变流器的控制策略以及PCC点母线电压的控制流程,仿真结果验证了提出控制策略的有效性。
为提高独立光伏系统的供电可靠性和光伏利用率,需要合理配置光伏组件和储能系统的容量。根据光伏系统?储能联合运行的特点,考虑运行过程中储能能量的动态变化过程,以储能单元的技术特性为约束,提出以负荷缺电率(loss of power supply probability,LPSP)和能量溢出比(energy excess percentage,EXC)为考核指标的光伏、储能容量的联合配置方法。在给定案例条件下,考虑了阀控铅酸电池、锂离子电池和全钒液流电池3种类型,分别对3种电池储能进行了容量配置,并以初始投资最小为目标,计算最优光储容量配置。结果表明,在相同配置情况下,采用全钒液流电池系统供电可靠性较高、经济性较好,而在满足指标要求下,采用阀控铅酸电池系统初始投资最小。
