董 濤，雍 靜，趙 瑾，董家斌，陳 山

(1.云南電網(wǎng)有限責(zé)任公司電力科學(xué)研究院，昆明650217；2.重慶大學(xué) 輸配電裝備及系統(tǒng)安全與新技術(shù)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，重慶 400044；3.云南機(jī)電職業(yè)技術(shù)學(xué)院，昆明650000；4.云南電網(wǎng)有限責(zé)任公司楚雄大姚供電局，云南 楚雄 675400)

隨著經(jīng)濟(jì)發(fā)展和人民生活水平提高，居民負(fù)荷在電力系統(tǒng)負(fù)荷中的占比日益增高。常規(guī)居民負(fù)荷具有很大的波動(dòng)性和不確定性，峰谷差異較大，且柔性較差，難以進(jìn)行直接控制，給負(fù)荷預(yù)測和管理帶來困難[1-4]。近年來，電動(dòng)汽車(EV, electric vehicles)得到快速發(fā)展，分散在居民小區(qū)的電動(dòng)汽車充電行為，在空間上和時(shí)間上也都存在很大的不確定性，無約束的電動(dòng)汽車充電會進(jìn)一步加大居民負(fù)荷峰谷差，對電網(wǎng)穩(wěn)定性造成危害[3-6]。同時(shí)，可再生能源利用也在近年得到大力推廣，在光照豐富地區(qū)，隨著光伏組件價(jià)格降低，小容量光伏發(fā)電(PV, photovoltaics)已在居民住宅得到廣泛應(yīng)用。然而，光伏出力集中在白天中午時(shí)段，并非居民負(fù)荷高峰期，無約束向電網(wǎng)反送電力也可能導(dǎo)致居民配電變壓器反向過載[3-4]。

分布式儲能(ES，electric storage)對平滑負(fù)荷需求曲線有極其重要的作用，是調(diào)節(jié)負(fù)荷峰谷差的有效措施，國外企業(yè)已推出各種家用儲能產(chǎn)品，并在北美、日本、歐洲和澳大利亞推廣使用；國內(nèi)企業(yè)也有相關(guān)產(chǎn)品推出，但是由于成本問題，尚未得到廣泛接受和應(yīng)用[7-8]。由于小型光伏發(fā)電系統(tǒng)成本的大幅降低以及電動(dòng)汽車大規(guī)模進(jìn)入居民家庭，傳統(tǒng)居民小區(qū)用電負(fù)荷及電源結(jié)構(gòu)發(fā)生極大改變，配電系統(tǒng)峰谷差異加劇的問題日益嚴(yán)重，在維持現(xiàn)有配電系統(tǒng)拓?fù)涞那疤嵯?，如何通過直接負(fù)荷控制或者間接經(jīng)濟(jì)激勵(lì)手段，采用簡單、有效的方式，對含有光伏、電動(dòng)汽車和儲能設(shè)備的居民小區(qū)進(jìn)行有效的負(fù)荷管理和控制，同時(shí)達(dá)到系統(tǒng)和居民用戶利益雙贏的目標(biāo)，是一個(gè)值得研究的問題[8-9]。

針對電動(dòng)汽車的優(yōu)化充電，中外學(xué)者已展開大量的研究，提出了以實(shí)現(xiàn)配電網(wǎng)最小網(wǎng)損、平滑日負(fù)荷曲線等為目標(biāo)的優(yōu)化充電策略[8-14]，通過電價(jià)變化對用戶響應(yīng)程度的影響分別建立了分時(shí)電價(jià)和實(shí)時(shí)電價(jià)下的電動(dòng)汽車優(yōu)化充電模型[12-17]，提出了考慮分布式光伏或風(fēng)電接入、協(xié)同風(fēng)光出力和電動(dòng)汽車充電行為以抑制總體負(fù)荷波動(dòng)性的控制策略[18-21]。上述研究均將問題歸納為需要滿足某種約束的優(yōu)化問題，需要基于一定的負(fù)荷預(yù)測結(jié)果，這對于負(fù)荷波動(dòng)幅度不大的場景是可行的。但是居民負(fù)荷與其生活習(xí)慣和每日的偶然事件關(guān)聯(lián)極大，其波動(dòng)性難以準(zhǔn)確預(yù)測，妨礙了上述方法的有效使用。

在居民配電系統(tǒng)中，一方面，對于居民用戶，用電成本是其接納新能源和儲能裝置的決定性因素；另一方面，對于供電部門，如何平滑負(fù)荷波動(dòng)是保證系統(tǒng)高效、可靠運(yùn)行的關(guān)鍵。這兩方面利益往往是矛盾和沖突的。在居民小區(qū)引入光伏和電動(dòng)汽車后，這種矛盾和沖突更加激化。為通過技術(shù)手段解決該問題，筆者研究了居民小區(qū)基礎(chǔ)負(fù)荷和電動(dòng)汽車的負(fù)荷不確定性以及光伏出力的不確定性，提出在小區(qū)設(shè)置集中儲能裝置的方法，在不改變既有配電系統(tǒng)一次拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)的前提下，通過直接負(fù)荷控制手段，轉(zhuǎn)移和調(diào)節(jié)光伏出力，實(shí)現(xiàn)其電能再分配；同時(shí)采用分時(shí)電價(jià)機(jī)制的間接負(fù)荷控制手段，引導(dǎo)電動(dòng)汽車充電行為，達(dá)到兼顧居民用戶和供電部門利益的目的。提出的含光、儲及電動(dòng)汽車的居民小區(qū)電力負(fù)荷綜合管理系統(tǒng)及控制策略，在保證居民用戶用電需求的前提下，考慮用戶綜合購電成本、分布式能源消納、抑制負(fù)荷峰谷差等因素，系統(tǒng)構(gòu)成簡單易行，不需要對現(xiàn)有配電一次系統(tǒng)進(jìn)行改造。以一個(gè)實(shí)際居民小區(qū)數(shù)據(jù)為例，驗(yàn)證了方法的可行性和有效性。

1 含光伏及電動(dòng)汽車的居民區(qū)負(fù)荷特點(diǎn)

1.1 常規(guī)居民區(qū)負(fù)荷波動(dòng)特點(diǎn)

典型居民配電系統(tǒng)的變壓器低壓側(cè)采用干線式配電方式向每個(gè)用戶提供電能，供電部門采用一戶一表方式與用戶進(jìn)行電費(fèi)計(jì)量和結(jié)算。其一次系統(tǒng)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)如圖1所示。

圖1 小區(qū)配電網(wǎng)系統(tǒng)結(jié)構(gòu)圖Fig. 1 Structure of the electric distribution system of a residential area

常規(guī)居民用電負(fù)荷包括照明、空調(diào)、冰箱、電視機(jī)、微波爐、電腦、電炊設(shè)備等。居民生活工作習(xí)慣、家庭成員構(gòu)成、季節(jié)等因素對電能使用規(guī)律影響很大，不同用戶以及同一用戶不同時(shí)間的用電負(fù)荷曲線都有極大差異，難以像大容量用戶或者大規(guī)模集合用戶那樣進(jìn)行準(zhǔn)確預(yù)測。圖2(a)所示為同一居民用戶連續(xù)兩天的負(fù)荷曲線(每15 min測量值)，表現(xiàn)出極快速的波動(dòng)性和高度的隨機(jī)性。

由于小區(qū)總負(fù)荷由于是多個(gè)用戶負(fù)荷曲線疊加而成，反映出集合負(fù)荷的統(tǒng)計(jì)學(xué)特征，極大降低了隨機(jī)性和波動(dòng)性。圖2(b)所示為小區(qū)變電站某日的實(shí)測常規(guī)負(fù)荷曲線(每15 min測量值)。該負(fù)荷曲線顯示，負(fù)荷波動(dòng)較為劇烈的時(shí)間段在白天和傍晚的負(fù)荷高峰時(shí)段。大量實(shí)測數(shù)據(jù)表明：居民負(fù)荷的最高峰時(shí)段處于17:00～22:00之間；從22:00～次日7:00，居民大都處于睡眠狀態(tài)，仍然工作的家用電器都是穩(wěn)定運(yùn)行的冰箱、空調(diào)之類的設(shè)備，因此表現(xiàn)出非常強(qiáng)的低負(fù)荷和低波動(dòng)性特征，有利于在小區(qū)變壓器低壓側(cè)實(shí)施負(fù)荷的集中控制和管理。

圖2 居民小區(qū)常規(guī)日負(fù)荷曲線Fig. 2 Base load curves of residential power system

1.2 居民區(qū)電動(dòng)汽車充電及小容量光伏發(fā)電特點(diǎn)

1.2.1 居民區(qū)電動(dòng)汽車充電負(fù)荷特點(diǎn)

居民區(qū)電動(dòng)汽車(EV)充電行為受居民出行規(guī)律影響，跟工作日、周末及節(jié)假日等密切相關(guān)，隨機(jī)性也很強(qiáng)。一般民用EV，由于電池容量限制，續(xù)航里程為200 km左右，為保證次日使用，人們會在每日返家后立即對其充電。極端情況下，如果大多數(shù)用戶集中在下午6:00～8:00時(shí)段開始充電，則會出現(xiàn)傍晚時(shí)段充電負(fù)荷高峰，如圖3中“EVs”負(fù)荷曲線所示。EV充電負(fù)荷與常規(guī)負(fù)荷疊加，構(gòu)成圖中“常規(guī)負(fù)荷+EVs”負(fù)荷曲線，與未引入EV前相比，小區(qū)負(fù)荷峰值有較大幅度升高。

圖3 含EV和PV的小區(qū)變壓器低壓側(cè)負(fù)荷Fig. 3 Load at the low voltage side of transformer including EVs and PVs

1.2.2 小容量光伏發(fā)電特點(diǎn)

光伏(PV)出力由光照強(qiáng)度決定，與當(dāng)日天氣狀況及云層運(yùn)動(dòng)狀況密切相關(guān)。圖4所示為某小區(qū)所在地春秋季晴天、冬季晴天、夏季云層快速移動(dòng)、夏日晴天狀態(tài)下的實(shí)測PV出力(每15 min測量值)?？梢姴煌竟?jié)對光伏出力大小有極大影響，天氣狀況變化造成光伏出力的波動(dòng)性，也難以準(zhǔn)確預(yù)測。

圖4 光伏出力的實(shí)測值Fig. 4 Measurements of PV output

如果小區(qū)居民大量安裝光伏裝置，在晴朗的夏天，光伏發(fā)電量將大大超過負(fù)荷自身需求，多過電力回饋電網(wǎng)，勢必造成如圖3中“PVs”曲線所示的集中時(shí)段的功率向電網(wǎng)的回饋，極有可能產(chǎn)生圖中“總負(fù)荷”曲線所示的變壓器反向功率過載，危害配電系統(tǒng)安全運(yùn)行。

針對居民小區(qū)配電系統(tǒng)在引入大量EV和光伏后出現(xiàn)的上述問題，提出帶集中儲能的小區(qū)配電系統(tǒng)及負(fù)荷管理系統(tǒng)。

2 電動(dòng)汽車統(tǒng)一充電管理和集中儲能的居民小區(qū)配電系統(tǒng)

對于既有居民小區(qū)，引入EV和光伏后，每個(gè)用戶家庭負(fù)荷由獨(dú)立的EV充電設(shè)施、光伏裝置及常規(guī)基礎(chǔ)負(fù)荷組成。帶集中儲能的小區(qū)配電系統(tǒng)及負(fù)荷管理系統(tǒng)由三個(gè)核心部分組成：①采用分時(shí)電價(jià)機(jī)制激勵(lì)和引導(dǎo)電動(dòng)汽車充電行為，實(shí)現(xiàn)間接負(fù)荷控制；②光伏充電控制設(shè)備以無線方式與小區(qū)負(fù)荷管理中心雙向通信， EV充電計(jì)費(fèi)由控制中心統(tǒng)一管理，用戶只需插上電源，根據(jù)自己出行需求，給出是否參與低價(jià)充電指令即可；③小區(qū)配電系統(tǒng)低壓側(cè)設(shè)置集中儲能裝置，合理選擇儲能容量，轉(zhuǎn)移光伏多余發(fā)電量。

2.1 分時(shí)電價(jià)轉(zhuǎn)移電動(dòng)汽車充電負(fù)荷

采用分時(shí)電價(jià)機(jī)制轉(zhuǎn)移EV充電負(fù)荷，解決無序充電導(dǎo)致的負(fù)荷峰值疊加問題。由于負(fù)荷管理機(jī)制必須建立在滿足用戶日常用電需求的前提下，下面分析分時(shí)電價(jià)轉(zhuǎn)移EV充電負(fù)荷的可行性和有效性。

電動(dòng)汽車每日返回后，會有多少不等的電池電量余量，其最短充電時(shí)間為[15]：

(1)

從圖3的負(fù)荷曲線可以看出，無論單一用戶或者小區(qū)總負(fù)荷，其夜間低谷負(fù)荷和白天高峰負(fù)荷之間的差異都很大，具有將EV充電負(fù)荷轉(zhuǎn)移的潛在可能性；同時(shí)，對于絕大部分用戶，午夜至清晨時(shí)段的用車需求是很低的，有可能在此時(shí)段進(jìn)行充電。若沒有合適的激勵(lì)機(jī)制，用戶很難自行約束充電行為?？紤]到夜間時(shí)段正好也是電網(wǎng)負(fù)荷低谷期，分時(shí)電價(jià)成為一種低成本的間接激勵(lì)機(jī)制，用戶轉(zhuǎn)移EV充電負(fù)荷可以帶來降低用電成本的利益，達(dá)到用戶和供電部門雙贏的結(jié)局。因此，只要分時(shí)電價(jià)能夠形成傍晚至夜間時(shí)段電價(jià)與午夜至清晨時(shí)段電價(jià)的差異，用戶便會受到趨利行為驅(qū)使，選擇低電價(jià)時(shí)段充電。下面分析午夜至清晨時(shí)段單一用戶配電容量及小區(qū)配電變壓器容量對EV充電的可容納度。

2.1.1 單一用戶對電動(dòng)汽車(EV)夜間充電的可容納度

對于單一用戶，現(xiàn)有配電設(shè)備及電表有一定容量限制，無序充電可能使得傍晚高峰負(fù)荷與EV充電功率疊加，引起過載。單一用戶的負(fù)荷曲線不確定性很強(qiáng)，但是其高峰時(shí)段均發(fā)生在傍晚，低谷時(shí)段均發(fā)生在午夜至清晨。以圖2(a)所示用戶為例，該用戶用電高峰期最大負(fù)荷約為8.7 kW，按一般居民電表容量40 A計(jì)，已經(jīng)接近滿負(fù)荷，若此時(shí)進(jìn)行EV充電，必然引起用戶進(jìn)線開關(guān)保護(hù)跳閘，影響用戶用電連續(xù)性。然而，該用戶夜間短時(shí)最大負(fù)荷只有約5 kW，持續(xù)時(shí)間從午夜到清晨，足夠1～2臺EV充電，具備負(fù)荷轉(zhuǎn)移條件的。

2.1.2 小區(qū)變壓器對電動(dòng)汽車(EV)夜間充電的可容納度

任意時(shí)刻t，單一用戶和多用戶集合負(fù)荷之間存在如下關(guān)系：

(2)

式中：PT為小區(qū)總負(fù)荷；Pn為第n個(gè)單一用戶的負(fù)荷功率；N為居民戶數(shù)；Kd為需要系數(shù)。由于單一用戶的隨機(jī)波動(dòng)性，用戶數(shù)越多，Kd越小[22]。

將EV充電全部引導(dǎo)到夜間低電價(jià)時(shí)段后，EV充電的密度決定變壓器午夜至清晨時(shí)段容量的可容納度。EV夜間時(shí)段充電的總電量需求WEV_T為：

(3)

式中：PEV,n和TEV,n分別為第n臺EV的最大充電功率及對應(yīng)的充電時(shí)長。

變壓器能提供的夜間充電電量為：

(4)

式中：PT_al和Plow,i分別為變壓器的第i時(shí)刻最大允許負(fù)荷(不超過變壓器額定容量)及常規(guī)負(fù)荷值，Ti為第i時(shí)刻持續(xù)時(shí)間。

當(dāng)WT_EV>WEV_T時(shí)，變壓器低價(jià)時(shí)段能滿足所有EV的充電需求；反之，則需要轉(zhuǎn)移部分EV負(fù)荷至其他時(shí)段。下面根據(jù)典型居民小區(qū)負(fù)荷的特征參數(shù)，分析居民小區(qū)變壓器低價(jià)時(shí)段對EV充電的容納度。

向N戶居民供電的變壓器容量為

(5)

式中：β為變壓器負(fù)荷率；φ為負(fù)荷功率因數(shù)，PN.av為N個(gè)住戶的平均功率。按平均值估計(jì)，變壓器在此時(shí)段能夠提供的充電容量為

(6)

式中：KD是負(fù)荷曲線的峰谷比，由于午夜至清晨時(shí)段變壓器負(fù)荷相對穩(wěn)定，因此KD是容易估計(jì)的；TΣ為夜間低電價(jià)時(shí)段的時(shí)長。

如果小區(qū)戶均電動(dòng)汽車保有率為KEV，電動(dòng)汽車平均充電時(shí)長為TEV，則EV的需求容量為

WEV_T_av≈KEVNPEVTEV

(7)

假設(shè)電動(dòng)汽車平均最大充電功率為4 kW，戶均配電安裝容量8 kW，按KD=3，β=0.8，PEV=4 kW，PN.av=8 kW，TEV=5 h考慮，小區(qū)戶均電動(dòng)車保有率KEV分別為0.7和0.9時(shí)，式(6)和(7)與住戶數(shù)的關(guān)系如圖5所示?？梢娫诂F(xiàn)有典型居民配電系統(tǒng)容量條件下，即便小區(qū)EV戶均保有率達(dá)到70%，變壓器低電價(jià)時(shí)段也能提供足夠的充電容量。上述分析還未考慮少量EV有夜間出行需求而不需充電的情況。

圖5 變壓器夜間時(shí)段的EV充電容納度Fig. 5 Capability of EV charging during the night

2.2 變壓器二次側(cè)集中儲能調(diào)節(jié)光伏峰值

對于單戶居民來說，采用自備儲能裝置存儲光伏多余電能，不僅成本高，其安全問題也是妨礙用戶選擇的因素。在變壓器二次側(cè)集中安裝儲能設(shè)備，不僅便于管理，也可提高儲能裝置的利用率，降低儲能裝置總?cè)萘?，?jié)省成本。

儲能裝置容量按照滿足變壓器負(fù)載能力和用戶成本及收益進(jìn)行綜合考慮。假定17:00～22:00為高電價(jià)時(shí)段、22:00～次日7:00為低電價(jià)時(shí)段、7:00～17:00為平電價(jià)時(shí)段。

2.2.1 滿足變壓器負(fù)載能力要求

居民光伏只能安裝在自己住房屋面，其最大安裝容量PPV_max受到可安裝面積的限制。光伏在中午時(shí)段出力最大，該時(shí)段變壓器的最大基礎(chǔ)負(fù)荷功率為Pday_max，則光伏出力除了供小區(qū)負(fù)荷外，多余電能反送電網(wǎng)。反送功率超過變壓器允許最大功率的部分，必須由ES消納(即存儲)。

于是對儲能裝置的最小額定充電功率要求為：

PES.r=PPV_max-Pday_max-PT_al

(8)

2.2.2 最大化用戶收益

當(dāng)未安裝ES時(shí)，為防止變壓器反向過載，光伏的安裝容量受限，為PPV_0。

PPV_0=Pday_max+PT_al。

(9)

光伏出力一部分提供小區(qū)負(fù)荷使用，一部分出售給電網(wǎng)，因此收益CPV0為

CPV0=CPVWPV_0+(CM-CPV)WPV0_LD。

(10)

式中：CPV為PV售電電價(jià)，CM為平價(jià)時(shí)段用電電價(jià)，WPV_0為額定功率為PPV_0的PV對應(yīng)的PV總發(fā)電量，WPV0_LD為PV總發(fā)電量中出售給電網(wǎng)的部分。

儲能裝置可將PV發(fā)電量儲存到晚高峰電價(jià)時(shí)段使用，使PV出力的收益由平價(jià)電價(jià)CM或PV出售電價(jià)CPV提高為高峰時(shí)段電價(jià)CH，則總收益由CPV0變?yōu)镃PV_ES，增加收益dCPV。

CPV_ES=(CH-CPV)WPV_ES+(CH-CM)WPV_GD，

(11)

dCPV=CPV_ES-CPV0。

(12)

式中：WPV_ES、WPV_GD、WPV_LD分別為PV安裝功率為PPV_max時(shí)，PV發(fā)電量中由ES儲存、出售給電網(wǎng)及提供負(fù)荷使用的電能。

若單位容量儲能裝置年平均功率成本為CES.P，年平均容量成本為CES.W，則儲能裝置總年平均成本CES.T為：

CES.T=PES.rCES.P+WES.rCES.W。

(13)

式中：WES.r和PES.r分別為ES的額定容量和額定功率。

為了最大化用戶利益，應(yīng)該在滿足式(8)的條件下，選擇能達(dá)成最大ΔC的WES.r和PES.r。

ΔC=dCPV-CES.T。

(14)

3 居民小區(qū)負(fù)荷綜合管理策略與實(shí)施流程

綜上分析，對于含PV、EV及ES的小區(qū)配電系統(tǒng)，EV充電可以分散或集中布置，采用EV集中管理，PV分散布置、無干預(yù)最大化發(fā)電，ES集中安裝集中管理的模式。管理策略如圖6所示。主要步驟如下：

圖6 小區(qū)負(fù)荷綜合管理流程圖Fig. 6 Flow chart of load management for residential system

參數(shù)設(shè)置：

a)變壓器允許最大負(fù)荷PT_al(t)；

b)分時(shí)電價(jià)低、平、高價(jià)時(shí)段起止時(shí)間(TL1、TL2、TM1、TM2、TH1、TH2)。

EV充電端：

1)EV插入充電插座后，檢測剩余電量，根據(jù)式(1)計(jì)算電動(dòng)車最小充電時(shí)間；

2)用戶輸入是否參與低電價(jià)充電程序，參與即默認(rèn)次日低電價(jià)時(shí)段結(jié)束以前充電完畢；

3)將帶用戶地碼的EV最大充電功率PEV.r、最小充電時(shí)長TEV、是否參與低電價(jià)程序信息J發(fā)送給變電站控制中心；

4)控制中心返回充電信息給EV充電樁控制器，對充電起始時(shí)間進(jìn)行控制。

變電站控制端：

1)每隔一定時(shí)間(如15 min)檢測1次變壓器低壓側(cè)實(shí)時(shí)負(fù)荷PT(t)(含光伏發(fā)電功率，為雙向功率)及時(shí)刻T；

2)接受用戶發(fā)來的帶地址碼EV充電請求信息PEV.r、TEV、J；

3)同時(shí)對ES和EV的狀態(tài)進(jìn)行判別和控制。

3.1)ES：當(dāng)T為平電價(jià)時(shí)段(即白天)，并且變壓器負(fù)荷PT(t)與ES額定功率PES.r(t)之和絕對值小于變壓器最大允許負(fù)荷PT_al(t)絕對值時(shí)，則ES以最大功率充電；當(dāng)T為高電價(jià)時(shí)段，ES按儲存電量在高電價(jià)時(shí)段的平均功率向負(fù)荷供電。

3.2)EV：若用戶不參與低電價(jià)充電程序(J=0)，則立即充電，以滿足用戶出行需求；當(dāng)充電時(shí)段處于非低電價(jià)時(shí)段，根據(jù)具體充電時(shí)間按實(shí)時(shí)電價(jià)計(jì)費(fèi)；當(dāng)充電時(shí)段處于低電價(jià)時(shí)段，根據(jù)平電價(jià)(或高電價(jià))收費(fèi)，鼓勵(lì)用戶盡量參與低電價(jià)程序。

3.3)EV：若用戶參與低電價(jià)充電程序(J=1)，則判斷是否處于低電價(jià)時(shí)段。若處于低電價(jià)時(shí)段，則判斷變壓器增加該電動(dòng)車充電負(fù)荷PEV后，是否小于變壓器允許最大負(fù)荷功率；若是，則立即充電，否則等待下一次時(shí)刻判斷。若非處于低電價(jià)時(shí)段，則計(jì)算該時(shí)刻為止，已申請充電的待充電電動(dòng)汽車總電能需求WEV_T，并與往日變壓器最小可提供電能WT_EV比較。若WT_EV>WEV_T，則等到低電價(jià)時(shí)段，依次向等待的電動(dòng)汽車發(fā)出充電指令；若WT_EV

4 仿真驗(yàn)證

為驗(yàn)證小區(qū)負(fù)荷綜合管理策略的可行性和效果，以某小規(guī)模聯(lián)排別墅居民小區(qū)為研究對象，根據(jù)居民小區(qū)基礎(chǔ)負(fù)荷數(shù)據(jù)，假定小區(qū)居民擁有電動(dòng)汽車和儲能設(shè)備，模擬不同充電策略，進(jìn)行仿真分析和比較。

4.1 系統(tǒng)參數(shù)及情景設(shè)置

該小區(qū)15年前建成，共有48個(gè)用戶家庭，目前電力為唯一能源，通過監(jiān)測得到每戶基本用電負(fù)荷曲線。假設(shè)每個(gè)用戶家庭都擁有EV和光伏，擬在變壓器低壓側(cè)安裝集中鋰電池ES。配電系統(tǒng)基本信息、光伏及EV參數(shù)、電價(jià)信息、用戶返回時(shí)間、離開時(shí)間以及返回時(shí)電池初始荷電狀態(tài)SOC等參數(shù)如下：

①小區(qū)由1臺160 kVA變壓器供電，每戶安裝容量12 kW，無EV和光伏時(shí)，變壓器最大負(fù)荷率為76%。

②每個(gè)住戶安裝額定容量為5 kW的小型光伏發(fā)電系統(tǒng)。

④分時(shí)電價(jià)如表1所示。

表1 分時(shí)電價(jià)

⑤儲能容量和功率確定

因?yàn)楦叻鍟r(shí)段電價(jià)與光伏售電電價(jià)差大于與平價(jià)時(shí)段電價(jià)差，因此光伏發(fā)電量首先用于ES儲能WPV_ES，剩余WPV_GD上網(wǎng)。表2所示為小區(qū)所在地平均日照時(shí)間歷史數(shù)據(jù)，其中11、12、1、2月份屬于冬季。該地區(qū)春秋夏季的光伏發(fā)電最大功率差異不大，按相同考慮。于是，該地區(qū)春秋夏季和冬季天數(shù)分別為229天和95天?？紤]多云天氣造成的光伏出力降低系數(shù)0.7。

表2 平均日照時(shí)間歷史數(shù)據(jù)

⑥對該小區(qū)居民出行統(tǒng)計(jì)結(jié)果顯示：居民早間出行和晚間返回的時(shí)間，及日行駛里程均基本服從正態(tài)分布。出行時(shí)間均值為7:30，均方差為30 min；返回時(shí)間均值為5:30，均方差為60 min；日行駛里程均值為30 km，均方差為10 km。隨機(jī)抽取48輛電動(dòng)汽車出行和返回時(shí)間及行駛里程，作為48輛電動(dòng)車出行和返回時(shí)間及行駛里程數(shù)據(jù)，如圖7所示。

圖7 電動(dòng)汽車外出時(shí)間和行駛里程分布Fig. 7 Out and back times and the mileage of 48 EVs

4.2 仿真情景

采用Matlab編程模擬，光伏出力按夏季晴天云層快速移動(dòng)的情形模擬(見圖4)，對如下三種情景的結(jié)果進(jìn)行對比。

情景2：無儲ES，每戶最大光伏安裝容量3.8 kW，以免變壓器過載，實(shí)施分時(shí)電價(jià)，無集中EV充電控制，所有用戶都選擇返回后盡快從低電價(jià)起始時(shí)刻開始充電，其余條件與情景1相同。

情景3：變電站低壓側(cè)投入60 kW、200 kW?h鋰電池儲能設(shè)備，最大充放電功率40 kW，充放電效率0.9。同時(shí)有5臺EV不參加低電價(jià)充電程序。按照圖6所示策略和流程進(jìn)行EV和ES的充放電管理。

4.3 仿真結(jié)果

4.3.1 變壓器低壓側(cè)曲線比較

圖8(a)為情景1的EV、光伏、常規(guī)負(fù)荷及變壓器低壓側(cè)的總負(fù)荷曲線。天氣晴好時(shí)，變壓器的正、反向負(fù)荷都接近150 kW，考慮變壓器補(bǔ)充后達(dá)到0.9的功率因數(shù)，則變壓器視在功率為167 kVA，超過變壓器160 kVA額定容量。

圖8(b)為情景2的負(fù)荷曲線，由于實(shí)施了分時(shí)電價(jià)，EV充電很好地分散在夜間低負(fù)荷時(shí)段，對變壓器的正向負(fù)荷率幾乎沒有影響，但是光伏導(dǎo)致的變壓器反向功率過載仍然存在。

圖8(c)為情景3的負(fù)荷曲線，采用ES及圖6所示負(fù)荷管理策略，變壓器反向負(fù)荷最大值降低到80 kW，正向負(fù)荷也得到進(jìn)一步降低，使得小區(qū)引入光伏和EV后，不僅不需對配電一次系統(tǒng)進(jìn)行擴(kuò)容改造，變壓器的負(fù)荷率還得到一定程度降低。

圖8 仿真結(jié)果Fig. 8 Simulation results

4.3.2 用戶收支比較

表3所示為用戶在不同的情景下的平均收支比較。其中情景3的“光伏發(fā)電”收益包含兩部分：ES轉(zhuǎn)移PV發(fā)電量至峰值時(shí)段產(chǎn)生的收益，以及光伏剩余發(fā)電量供小區(qū)負(fù)荷使用及回送電網(wǎng)產(chǎn)生的收益?！癊S成本”為每個(gè)用戶年均分?jǐn)偝杀?，“ES市電”為ES剩余容量儲存市電電能至高峰時(shí)段產(chǎn)生的收益?？梢姾侠磉x擇集中ES容量，可以在充分利用光伏轉(zhuǎn)化清潔能源、平抑變壓器負(fù)荷曲線的同時(shí)，減少用戶的總電費(fèi)支出。

表3 用戶收支比較

5 結(jié) 論

針對含光、儲及電動(dòng)汽車的居民小區(qū)配電系統(tǒng)，提出基于現(xiàn)有配電系統(tǒng)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)，在變電站集中安裝儲能裝置，并有針對性地提出相應(yīng)的負(fù)荷管理策略。該居民小區(qū)電力負(fù)荷綜合管理系統(tǒng)不僅可最大程度利用光伏發(fā)電的電量，采用合理的ES儲能移峰，還可同時(shí)達(dá)到用戶利益和平緩負(fù)荷曲線的目的。系統(tǒng)構(gòu)成方法簡便易行，不需對原有配電一次系統(tǒng)進(jìn)行擴(kuò)容等改造，以低廉的成本達(dá)成現(xiàn)代居民小區(qū)的負(fù)荷管理目標(biāo)。