This paper proposes a coordinated control of distributed energy storage system (ESS) with traditional voltage regulators including the on-load tap changer transformers (OLTC) and step voltage regulators (SVR) to solve the voltage rise problem caused by the high photovoltaic (PV) penetration in the low-voltage distribution network. The main objective of this coordinated control is to relieve the tap changer transformer operation stress, shave the distribution network peak load and decrease the transmission and distribution resistive power losses under high solar power penetration. The proposed control method limits the energy storage depth of discharge in order to meet a more than ten-year cycle life. A benchmark distribution network model was developed in the Real Time Digital Simulator (RTDS) and the simulation results from the studied cases verified the proposed coordinated control strategy. The experimental implementation of proposed control algorithms were developed based on a power hardware-in-the-loop (PHIL) test bed with a 22 kWh ESS, a smart meter, Labview controller, and RTDS. The experimental results were consistent with those obtained from simulation study.

This paper proposes an effective sizing strategy for distributed battery energy storage system (BESS) in the distribution networks under high photovoltaic (PV) penetration level. The main objective of the proposed method is to optimize the size of the distributed BESS and derive the cost-benefit analysis when the distributed BESS is applied for voltage regulation and peak load shaving. In particular, a system model that includes a physical battery model and a voltage regulation and peak load shaving oriented energy management system (EMS) is developed to apply the proposed strategy. The cost-benefit analysis presented in this paper considers factors of BESS influence on the work stress of voltage regulation devices, load shifting and peaking power generation, as well as individual BESS cost with its lifetime estimation. Based on the cost-benefit analysis, the cost-benefit size can be determined for the distributed BESS.

In this paper, an integrated three-port bidirectional dc-dc converter for a dc distribution system is presented. One port of the low-voltage side of the proposed converter is chosen as a current source port which fits for photovoltaic (PV) panels with wide voltage variation. In addition, the interleaved structure of the current source port can provide the desired small current ripple to benefit the PV panel to achieve the maximum power point tracking (MPPT). Another port of the low-voltage side is chosen as a voltage source port interfaced with battery that has small voltage variation; therefore, the PV panel and energy storage element can be integrated by using one converter topology. The voltage port on the high-voltage side will be connected to the dc distribution bus. A high-frequency transformer of the proposed converter not only provides galvanic isolation between energy sources and high voltage dc bus, but also helps to remove the leakage current resulted from PV panels. The MPPT and power flow regulations are realized by duty cycle control and phase-shift angle control, respectively. Different from the single-phase dual-half-bridge converter, the power flow between the low-voltage side and high-voltage side is only related to the phase-shift angle in a large operation area. The system operation modes under different conditions are analyzed and the zero-voltage switching can be guaranteed in the PV application even when the dc-link voltage varies. Finally, system simulation and experimental results on a 3-kW hardware prototype are presented to verify the proposed technology.

Cascaded multilevel converter structure can be appealing for high-power solar photovoltaic (PV) systems thanks to its modularity, scalability, and distributed maximum power point tracking (MPPT). However, the power mismatch from cascaded individual PV converter modules can bring in voltage and system operation issues. This paper addresses these issues, explores the effects of reactive power compensation and optimization on system reliability and power quality, and proposes coordinated active and reactive power distribution to mitigate this issue. A vector method is first developed to illustrate the principle of power distribution. Accordingly, the relationship between power and voltage is analyzed with a wide operation range. Then, an optimized reactive power compensation algorithm (RPCA) is proposed to improve the system operation stability and reliability, and facilitate MPPT implementation for each converter module simultaneously. Furthermore, a comprehensive control system with the RPCA is designed to achieve effective power distribution and dynamic voltage regulation. Simulation and experimental results are presented to demonstrate the effectiveness of the proposed reactive power compensation approach in grid-interactive cascaded PV systems.