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PVsyst軟件可以仿真的儲(chǔ)能應(yīng)用場(chǎng)景有削峰填谷（Peak Shaving）、需求側(cè)響應(yīng)（Self-Consumption）、弱電網(wǎng)（Weak grid islanding）等三種。由于儲(chǔ)能系統(tǒng)涉及到電池管理、能量管理等復(fù)雜的控制系統(tǒng)，目前軟件的功能較為簡(jiǎn)單，對(duì)于基于用戶峰谷分時(shí)為基礎(chǔ)的電池充放電控制策略尚未涉及。
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下文以需求側(cè)響應(yīng)為例，結(jié)合陜西某光伏儲(chǔ)能系統(tǒng)，對(duì)仿真的過程和結(jié)果做一簡(jiǎn)單的介紹。
用戶側(cè)響應(yīng)的光儲(chǔ)運(yùn)行模式
在了解光儲(chǔ)運(yùn)行模式前，需要知道的幾個(gè)參數(shù)含義。
表1 參數(shù)含義
（1）白天充電模式
光伏出力大于用戶負(fù)荷功率，光伏出力優(yōu)先滿足用戶需求，多余的部分存儲(chǔ)到蓄電池中，如果電池已經(jīng)充滿，那么多余的光伏功率繼續(xù)傳輸?shù)诫娋W(wǎng)。
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圖1
（2）白天放電模式
光伏出力小于負(fù)荷功率，不足的部分由儲(chǔ)能提供。如果光伏和儲(chǔ)能聯(lián)合供電還不能滿足用戶需求，那么不足的部分還需要由電網(wǎng)提供。
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圖2
（3）光伏直接供電模式
當(dāng)光照充足，光伏出力大于負(fù)荷功率，儲(chǔ)能電池已經(jīng)充滿時(shí)，被用戶負(fù)荷消納后剩余的光伏出力部分傳輸?shù)诫娋W(wǎng)。
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圖3
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（4）光伏直接供電模式
當(dāng)光照不足及儲(chǔ)能電池荷電SOC較低，無法進(jìn)行放電時(shí)，用戶負(fù)荷消納一部分光伏電后，不足的部分由電網(wǎng)提供。
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圖4
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（5）夜間模式
夜間光伏出力為0W，儲(chǔ)能電池的電量充足，負(fù)荷功率的提供來自于儲(chǔ)能與電網(wǎng)。如果儲(chǔ)能SOC較低，無法放電，那么主要的電力來源為電網(wǎng)。
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圖5
用戶負(fù)荷數(shù)據(jù)
假設(shè)陜西某一用戶的年用電量為28萬度，各月的用電量分布如下圖所示。用戶負(fù)荷的實(shí)時(shí)最大功率為40kW，用戶負(fù)荷一天24小時(shí)運(yùn)行。為了便于分析，理想情況下假設(shè)每小時(shí)的負(fù)荷功率是穩(wěn)定不變的，由此得到圖7所示的年負(fù)荷曲線，橫坐標(biāo)為一年每天的每個(gè)時(shí)刻，縱坐標(biāo)為負(fù)荷功率。
圖6?用戶月度用電量數(shù)據(jù)
圖7 年負(fù)荷曲線
光伏系統(tǒng)配置
光伏系統(tǒng)配置425W單晶光伏組件864塊，選擇3臺(tái)100kW組串式逆變器，系統(tǒng)容量為367kW，系統(tǒng)的容配比為1.22。
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經(jīng)過軟件仿真，在不加裝儲(chǔ)能的情況下，年發(fā)電量為39萬度電。
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根據(jù)光伏出力與負(fù)荷需求功率，可初步計(jì)算得到自發(fā)自用率及余電上網(wǎng)率，分別為29%、71%，自發(fā)自用的比例較小。負(fù)荷供電大部分來自于電網(wǎng)。
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下面通過在該光伏系統(tǒng)的交流母線處增加儲(chǔ)能系統(tǒng)，當(dāng)光伏出力大于負(fù)荷功率時(shí)，將能量進(jìn)行存儲(chǔ)，當(dāng)光伏出力小于負(fù)荷功率時(shí)，儲(chǔ)能適時(shí)放電補(bǔ)充，減少負(fù)荷對(duì)電網(wǎng)的依賴，可增加光伏的自發(fā)自用比例。
?圖8 出力曲線
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儲(chǔ)能系統(tǒng)配置
儲(chǔ)能系統(tǒng)容量的配置除了與儲(chǔ)能變流器的的參數(shù)進(jìn)行匹配，也需要根據(jù)光伏出力曲線、負(fù)荷消納曲線、企業(yè)的用電電價(jià)、光伏脫硫煤上網(wǎng)電價(jià)等進(jìn)行綜合考慮，從經(jīng)濟(jì)性角度選擇投資收益率較高的容量配置。關(guān)于這一塊，本文暫不進(jìn)行研究。
根據(jù)本項(xiàng)目的光伏系統(tǒng)發(fā)電情況、負(fù)荷消納能力等進(jìn)行容量配置，初步選擇單芯電壓為3.2V，52Ah的電池。
電芯串聯(lián)數(shù)量為228節(jié)，并聯(lián)數(shù)量為30串。充放電控制系統(tǒng)對(duì)于充電和放電的設(shè)置為：放電深度DOD為80%（軟件默認(rèn)值）。儲(chǔ)能最大功率需要負(fù)荷功率，為42kW。
儲(chǔ)能的充電功率在PCS的功率范圍以內(nèi)，同時(shí)考慮光伏出力大小因素，若出力較大，充電功率較小，余電上網(wǎng)的功率就增加，這里充電功率暫選擇360kW。
PVsyst光儲(chǔ)配置
進(jìn)入光伏儲(chǔ)能配置界面，儲(chǔ)能電池選擇BYD的3.2V52AH電芯（磷酸鐵鋰），額定容量為1138kWh。
?圖9 光儲(chǔ)配置
用電負(fù)荷數(shù)據(jù)選擇“自用電”可以按以下幾種類型設(shè)置。
?圖10 用電負(fù)荷配置
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這里選擇“月度數(shù)據(jù)”。分別在1月至12月設(shè)置實(shí)時(shí)平均功率，如1月份的平均功率為23kW，設(shè)置為23000W，設(shè)置完畢后合計(jì)的用電量為280128kWh。
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?圖11 用電負(fù)荷數(shù)據(jù)
“自用電”設(shè)置電池的SOC閾值，如充電閾值和放電閾值，放電閾值也是放電深度，即填入20%意味著電池的最大放電容量為額定的80%，充放電最大功率設(shè)置為360kW和42kW。
?圖12?其他配置
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儲(chǔ)能利用分析
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截取報(bào)告中損耗圖來說明，逆變器輸出的能量為396.6MWh，這里小編未設(shè)置交流損耗和變壓器損耗。那么E_Avail為396.6MWh，E_Grid上網(wǎng)電量為111.3MWh，E_Avail與E_Grid之差代表了一部分能量直接被光伏所使用，另一部分被電池所存儲(chǔ)，然后在夜間或光伏出力小于負(fù)荷時(shí)放出，下網(wǎng)電量為19.1MWh。
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?圖13?能量損耗圖儲(chǔ)能部分
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如圖14所示，EDirUse為直接被消納及余電上網(wǎng)的電量，為236.36MWh，EDirUse – E_Grid為直接被負(fù)荷消納的電量，計(jì)算得：236.36– 111.4=124.96（MWh）。
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E_Solar為被用戶消納的光伏電（含儲(chǔ)能放電量），那么單純從儲(chǔ)能獲得的電量為136.1（MWh）。
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?圖14 相關(guān)輸出變量
儲(chǔ)能損耗電量為：Eloss=E_Avail -E_Solar – E_Grid
經(jīng)計(jì)算：
396.6 – 261.06-111.4=24.14（MWh）。
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儲(chǔ)能損耗電量與光伏輸出可用電量的比值為：24.14/396.6=6.08%。
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增加儲(chǔ)能以后，光伏上網(wǎng)電量為111.4MWh，經(jīng)計(jì)算得，光伏被用戶消納的比例為65.8%。增加儲(chǔ)能系統(tǒng)后，自發(fā)自用比例由原來的29%提升至65.8%。
典型模式分析
以光伏出力大于負(fù)荷條件時(shí)的充放電模式進(jìn)行分析，以5月28日為例，當(dāng)天光伏出力較好，負(fù)荷功率為30kW，光伏最大出力為124.16kW，在08:00至17:00之間，光伏出力均遠(yuǎn)大于負(fù)荷，此時(shí)儲(chǔ)能電池的SOC均在0.95%以下，光伏功率被負(fù)荷消納后剩余的部分被儲(chǔ)能吸收，充電時(shí)段從08:00至14:00左右，在14:00-17:00點(diǎn)已經(jīng)達(dá)到飽和狀態(tài)，荷電狀態(tài)SOC為0.95。
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?圖15 光伏出力曲線與負(fù)荷曲線
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圖16為儲(chǔ)能電池的SOC曲線，放電時(shí)段主要發(fā)生在夜間以及光伏出力為0時(shí)，此時(shí)負(fù)荷功率仍為30kW不變，由于儲(chǔ)能存儲(chǔ)的能量充足，負(fù)荷需要的能量全部來自于儲(chǔ)能。
?圖16?SOC曲線
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圖17為儲(chǔ)能充放電功率曲線，由于儲(chǔ)能配置容量較大，為了能夠?qū)⒐夥糠指嗟碾娏看鎯?chǔ)到電池中，減少余電上網(wǎng)比例，需要較高的充電功率。而放電功率與負(fù)荷大小有關(guān)，若放電功率超過負(fù)荷功率，會(huì)導(dǎo)致剩余的功率傳輸?shù)诫娋W(wǎng)，目前尚未有相關(guān)政策的支持。
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?圖17?充放電功率曲線
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注：以上分析結(jié)果僅在PVsyst軟件光伏儲(chǔ)能仿真功能的基礎(chǔ)上進(jìn)行。
