基于補(bǔ)償激勵的電動汽車與電網(wǎng)聯(lián)合優(yōu)化調(diào)度

阿依努爾·阿布都艾尼江，希望·阿不都瓦依提，王維慶，買買提沙比爾·玉蘇甫

(新疆大學(xué)電氣工程學(xué)院可再生能源發(fā)電與并網(wǎng)技術(shù)教育部工程研究中心，烏魯木齊 830047)

隨著化石能源危機(jī)和環(huán)境污染問題日益惡化，各個國家越來越注重新能源的發(fā)展。中國在新能源領(lǐng)域發(fā)展迅速，截至2021年一季度末，風(fēng)電裝機(jī)容量達(dá)2.87億kW、光伏發(fā)電裝機(jī)容量達(dá)2.59億kW[1]、計劃到2025年末，光伏+風(fēng)電的裝機(jī)規(guī)模將達(dá)到11億kW[2]。由于風(fēng)電和光伏發(fā)電具有隨機(jī)性和間歇性，風(fēng)光電的大規(guī)模并網(wǎng)對以火電為主的中國電力系統(tǒng)造成了沖擊[3-4]。

通過儲能設(shè)備改善風(fēng)光電出力不確定性，是目前較為有效的方法[5]。文獻(xiàn)[6-7]驗證了儲能技術(shù)能夠有效平抑風(fēng)光電波動。單一類電池儲能技術(shù)很難滿足平抑波動需求。文獻(xiàn)[8-9]采用超級電容和鋰電池組成混合儲能系統(tǒng)，從而改善儲能系統(tǒng)的出力特性。但是，電池儲能系統(tǒng)投資成本及運(yùn)行成本高，壽命短，投資成本回收成本高，安全性差等問題，限制了儲能技術(shù)的大規(guī)模應(yīng)用[10-12]。

電動汽車作為動力電池的載體，集群化處理后，可輔助電力系統(tǒng)參與調(diào)度，提高電力系統(tǒng)穩(wěn)定性[13]。據(jù)不完全統(tǒng)計，中國2018年電動汽車(electric vehicle，EV)轎車日均行駛里程約為40 km，百公里電耗約為15 kW·h[14]，折算日行駛平均耗電量約為6 kW·h。若某一區(qū)域10萬輛EV的動力電池平均容量為45 kW·h，并為電網(wǎng)提供15%的電池儲能容量，則該區(qū)域的EV能夠提供675 MW·h 的儲能容量。而且EV保有量的激增，會使以EV為基礎(chǔ)的靈活可調(diào)性儲能平臺的規(guī)模進(jìn)一步擴(kuò)大、盈利空間更大。文獻(xiàn)[15-16]通過EV集群的儲能作用，對新能源波動進(jìn)行平抑，從而提高電力系統(tǒng)的穩(wěn)定性；文獻(xiàn)[17-19]考慮EV的可調(diào)備用負(fù)荷的作用，通過優(yōu)化EV充放電控制策略，提高新能源的消納率；文獻(xiàn)[20]通過EV的儲能特性實現(xiàn)了區(qū)域配電網(wǎng)調(diào)峰削谷作用。

然而，目前針對EV充放電控制策略研究仍存在以下問題：在不同電價激勵與用戶有序充放電關(guān)系研究中，忽略了用戶電價選擇意向，用戶的電價選擇權(quán)受到了限制；不同荷電狀態(tài)(state of charge，SOC)的EV在充放電控制過程中，主要是根據(jù)EV接入時間順序來排隊，并依次參與充放電，被選中的EV在充電、空閑、放電之間切換，忽略了部分充電樁充放電功率的調(diào)節(jié)能力；日出行歷程較小、充電需求較低的EV同充電需求較高的EV采用同一種充電控制策略，使集群內(nèi)各輛EV的SOC不均勻、充電需求較低的EV易充滿，導(dǎo)致EV集群可用儲能容量的快速降低，影響EV集群的調(diào)節(jié)能力。

為此，現(xiàn)將入網(wǎng)EV，按照是否支持電動汽車雙向充放電(vehicle-to-grid，V2G)V2G功能來分兩種不同集群，針對不支持V2G的集群，提出一種基于補(bǔ)償激勵引導(dǎo)的用戶自定義選擇充電電價的充電功率分配策略；針對支持V2G的EV，提出一種基于補(bǔ)償?shù)某浞烹姽β史峙洳呗?，并?gòu)建了EV充放電服務(wù)系統(tǒng)(electric vehicle charging and discharging service system，EV-CDSS)。EV-CDSS基于平等性和能量一致性原則，追蹤區(qū)域新能源輸出功率，輔助區(qū)域火電參與區(qū)域電網(wǎng)調(diào)度，保證區(qū)域電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行的前提下，滿足車主充放電需求，并讓車主從參與的服務(wù)中獲得經(jīng)濟(jì)效益或節(jié)省充電費(fèi)用。以期為實際工程提供了一定的指導(dǎo)意義。

1 電動汽車與區(qū)域電網(wǎng)聯(lián)合優(yōu)化調(diào)度框架

EV-CDSS跟電網(wǎng)調(diào)度中心交換實時的調(diào)度數(shù)據(jù)，根據(jù)區(qū)域基本負(fù)荷需求和區(qū)域新能源實時發(fā)電量，計算當(dāng)前時刻需處理的電能流量。通過接入EV-CDSS的電動汽車儲能作用和可調(diào)備用負(fù)荷特性，協(xié)同區(qū)域火電輔助區(qū)域電網(wǎng)調(diào)度。EV接入EV-CDSS后，按照是否支持或是否接受V2G服務(wù)分別加入支持V2G的集群A(EV等效為電池儲能單元)和不支持V2G的集群B(EV等效為可調(diào)備用負(fù)荷)。接入集群A的車主從手機(jī)端選擇能夠給電網(wǎng)提供的儲能容量(SOC變化接受區(qū)間)；接入集群B的車主選擇目標(biāo)SOC即可。車主確認(rèn)服務(wù)協(xié)議后，系統(tǒng)會自動識別接入的每一輛EV的電池容量、電池荷電狀態(tài)SOC、最大充放電功率、最小充放電功率等信息。在保證每一輛EV電池的正常運(yùn)行和健康狀態(tài)的前提之下，計算當(dāng)前時刻EV-CDSS能處理的最大、最小功率，并跟電網(wǎng)調(diào)度中心進(jìn)行數(shù)據(jù)交換；在區(qū)域火電與EV-CDSS的共同作用下平抑區(qū)域電網(wǎng)功率的波動，從而加快區(qū)域電網(wǎng)應(yīng)對負(fù)荷變化的響應(yīng)速度，提高區(qū)域電網(wǎng)系統(tǒng)的穩(wěn)定性和區(qū)域新能源的消納率。其基于補(bǔ)償激勵的電動汽車與區(qū)域電網(wǎng)聯(lián)合優(yōu)化調(diào)度框架如圖1所示。

圖1 電動汽車與區(qū)域電網(wǎng)聯(lián)合優(yōu)化調(diào)度策略架構(gòu)圖

2 電動汽車與區(qū)域電網(wǎng)聯(lián)合優(yōu)化調(diào)度模型

EV-CDSS輔助區(qū)域火電參與電網(wǎng)調(diào)度的工作流程如圖2所示。

圖2 EV-CDSS參與區(qū)域電網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度策略流程

EV接入電網(wǎng)后，可以等效為儲能單元和可調(diào)備用負(fù)荷。以電力電子裝置為基礎(chǔ)的充電樁對其入網(wǎng)EV充放電功率連續(xù)調(diào)節(jié)[16]，在保證車主充放電意向的前提下，參與到電網(wǎng)調(diào)度運(yùn)行中。

(1)

(2)

(3)

區(qū)域火電場的需要調(diào)節(jié)的功率分量PG(t)為

(4)

表1 EV-CDSS充放電服務(wù)機(jī)制

接入EV-CDSS的EV充、放電優(yōu)先級別指數(shù)為

(5)

當(dāng)計算集群B的參數(shù)時，首先判斷t時刻集群B補(bǔ)貼后的充電成本是否在EV車主的接受范圍內(nèi)。若是，該EV接受充電服務(wù)；若集群B補(bǔ)貼后的電價仍高于EV車主能接受的電價，該EV不接受充電服務(wù)。

集群B內(nèi)EV的充電度電成本為

(6)

EV-CDSS的充、放電容量是由接入的EV充、放電裕度來衡量。設(shè)集群A有m輛EV，集群B有n輛EV。其t時刻集群A和集群B的充、放電容量為

(7)

(8)

集群A的充電功率參數(shù)為

(9)

集群A的放電功率參數(shù)為

(10)

其集群B的充電功率參數(shù)為

(11)

EV-CDSS的充、放電功率參數(shù)為

(12)

(13)

(14)

3 EV-CDSS充放電功率分配策略

3.1 以EV集群為單位的充放電功率分配策略

(1)當(dāng)ΔP(t)>0時，區(qū)域電網(wǎng)有多余的電能，EV-CDSS接入EV充電服務(wù)模式，集群A和集群B同時參與充電。其系統(tǒng)內(nèi)充電功率分配策略如下。

(15)

(16)

(2)當(dāng)ΔP(t)<0時，區(qū)域電網(wǎng)需補(bǔ)充電能，EV-CDSS接入EV放電服務(wù)模式，系統(tǒng)放電任務(wù)由支持V2G的EV集群A來完成。其系統(tǒng)集群A的放電功率為

(17)

3.2 以EV為單位的充放電功率分配策略

3.2.1 集群A充放電功率分配策略

(18)

其集群A內(nèi)充電功率分配策略如下。

(19)

(2)當(dāng)Pch_mid≤Pch(t)

(20)

(21)

②計算待分配的充電功率，即

(22)

(23)

(24)

(25)

(26)

(27)

(28)

集群A中參與充電的EV充電費(fèi)用計算式和SOC表達(dá)式為

(29)

集群A的放電控制策略類似于集群A的充電功率分配策。其參與放電任務(wù)的EV放電收益計算式和SOC表達(dá)式為

(30)

3.2.2 集群B充電功率分配策略

(31)

集群B的EV充電功率分配策略類似于集群A的充電功率分配策略。其集群B的EV充電費(fèi)用的計算式和SOC表達(dá)式為

(32)

4 算例分析

算例分析基于區(qū)域電網(wǎng)中的典型負(fù)荷數(shù)據(jù)、風(fēng)電場及光伏電站某日24 h的功率數(shù)據(jù)作為所建立的EV-CDSS的仿真參考數(shù)據(jù)。區(qū)域某日分時電價、負(fù)荷需求、風(fēng)電場輸出功率、光伏電站輸出功率以及分配給EV-CDSS的高頻功率分量如圖3所示。

圖3 區(qū)域電網(wǎng)某日源/荷功率

在仿真驗證中，分別采用EV傳統(tǒng)充電方式和EV-CDSS充放電功率分配策略，給30輛EV進(jìn)行充、放電。其中有14輛不支持V2G的EV和16輛支持V2G的EV，并將EV接入充電樁的時間歸一化處理，均設(shè)置為20:00。其中不支持V2G的部分EV在傳統(tǒng)充電模式下電池SOC曲線如圖4所示。

由圖4可見，在傳統(tǒng)充電模式下，EV接入充電樁后，立即開始充電，忽略了此刻電網(wǎng)供需平衡關(guān)系和充電成本，因此在傳統(tǒng)充電模式下的EV具有即插即充特性。若此刻電網(wǎng)基本負(fù)荷需求較高或正處于負(fù)荷高峰期，在傳統(tǒng)充電模式下，接入充電樁的若干EV會對電網(wǎng)造成的沖擊影響，從而導(dǎo)致線路過載、降低輸電設(shè)備的使用壽命和電網(wǎng)系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行能力。

圖4 不支持V2G的EV在傳統(tǒng)充電模式下SOC變化

不支持V2G的部分EV在EV-CDSS充電控制策略下的SOC曲線如圖5所示。

由圖5可見，不支持V2G的EV接入EV-CDSS后，在充電成本和充電功率的雙重約束條件下，跟蹤EV-CDSS充放電指令，當(dāng)補(bǔ)貼后的充電成本在車主的充電成本接受范圍之內(nèi)時，接入充電狀態(tài)。如圖5中EV19為例，車主選擇的充電成本接受范圍為0～0.37元/(kW·h)，而在當(dāng)天補(bǔ)貼后的EV充電成本滿足小于0.38元/(kW·h)的時間區(qū)域是在23:35—4:30。當(dāng)且僅當(dāng)EV17此日內(nèi)補(bǔ)貼后的充電成本滿足該EV在充電成本約束條件的時間區(qū)域23:35—4:30，跟蹤EV-CDSS充放電指令，在充電和空閑兩種狀態(tài)之間不斷進(jìn)行切換，電池SOC也隨著EV充電和空閑狀態(tài)的切換，在漲和停兩種趨勢之間徘徊；在充電成本不能滿足EV17的充電成本約束條件的時間段20:00—23:35與4:30之后的時間區(qū)域內(nèi)，EV17保持待在待機(jī)狀態(tài)，不參與充電，電池SOC均未發(fā)生變化。與EV傳統(tǒng)充電模式相比，EV-CDSS充電控制策略能夠有效改善EV即插即充特性。若此刻區(qū)域電網(wǎng)多余的電能較多，可以通過加大補(bǔ)貼力度，使更多的EV參與充電來實現(xiàn)多余電能的快速消納。

圖5 不支持V2G的EV在EV-CDSS中的SOC變化

不支持V2G的EV在兩種模式不同充電控制策略下的充電度電成本對比如圖6所示。

由圖6可見，與EV傳統(tǒng)充電模式相比，EV-CDSS充電控制策略能夠?qū)V的充電成本基本控制在EV車主接受的充電電價范圍之內(nèi)。部分EV雖然在EV-CDSS充電控制策略下進(jìn)行充電，但是由于EV充電過程中存在一定的電能損耗，其這一損耗使最后實際的度電充電成本略高于EV車主允許的充電成本極限值，而這部分超出的費(fèi)用EV車主仍能接受，EV-CDSS充電控制策略對不支持V2G的EV仍為有效，EV車主仍能節(jié)省EV充電成本。

圖6 不支持V2G的EV在兩種充電模式下的度電成本對比

支持V2G的EV在EV-CDSS充電控制策略下的SOC曲線如圖7所示。

由圖7可見，由支持V2G的EV構(gòu)成的集群A以儲能特性為基礎(chǔ)，在充放電功率和車主提供的EV儲能容量的雙重約束條件下，跟蹤EV-CDSS充放電指令，在充電和放電狀態(tài)之間不斷切換，輔助區(qū)域火電參與區(qū)域電網(wǎng)調(diào)度，為區(qū)域電網(wǎng)提供響應(yīng)速度比火電更快的電網(wǎng)調(diào)頻儲能平臺，從而加快區(qū)域電網(wǎng)調(diào)度的響應(yīng)速度。

圖7 支持V2G的EV在EV-CDSS中SOC變化

支持V2G的16輛EV在不同充放電功率分配策略下的充電度電成本對比如圖8所示(對接入集群A的EV提供0.3元/(kW·h)的充電補(bǔ)貼)。

由圖8可見，EV-CDSS給集群A內(nèi)EV車主提供了電能雙向交易平臺。其集群A中參與調(diào)度任務(wù)的EV車主會從中獲得經(jīng)濟(jì)收益。若車主提供的儲能容量及EV支持的功率調(diào)節(jié)量越大，車主所得的放電收益就會越大。

圖8 支持V2G的EV在兩種模式下的度電(充電)成本對比

分配給EV-CDSS的功率及EV-CDSS實際輸出的功率曲線如圖9所示：

由圖9可見，EV-CDSS收到功率調(diào)節(jié)指令后，在當(dāng)前時刻EV-CDSS的最大輸出功率約束條件下，調(diào)節(jié)所分配的功率調(diào)節(jié)量。通過EV的儲能作用，在用戶端輔助區(qū)域電網(wǎng)調(diào)度是具有一定的可行性。因EV充放電功率及儲能容量的約束，由少輛EV構(gòu)成的EV-CDSS調(diào)節(jié)能力是有限的。若接入EV-CDSS的EV數(shù)量越多，輔助區(qū)域電網(wǎng)調(diào)度的調(diào)節(jié)能力越顯著，系統(tǒng)所得的服務(wù)費(fèi)就會越多。

EV-CDSS基本數(shù)據(jù)及系統(tǒng)收益如表2所示[EV-CDSS服務(wù)費(fèi)收取標(biāo)準(zhǔn)設(shè)定為0.05元/(kW·h)]。

由表2可見，EV-CDSS通過接入的EV儲能作用，給電網(wǎng)提供靈活的共享儲能平臺。在EV-CDSS充放電控制策略下，接入服務(wù)系統(tǒng)的EV能夠節(jié)省充電成本或獲得放電收益，EV-CDSS也會從中獲得一定的經(jīng)濟(jì)收益。若接入系統(tǒng)的EV數(shù)量越多，EV-CDSS給電網(wǎng)提供的儲能容量會越高，電網(wǎng)波動平抑能力越強(qiáng)，系統(tǒng)服務(wù)收益就會越高。

表2 EV-CDSS基本數(shù)據(jù)及運(yùn)行效益明細(xì)表

5 結(jié)論

針對EV無序充放電對電網(wǎng)造成危害與棄風(fēng)棄光問題，考慮EV集群的儲能作用和可調(diào)備用負(fù)荷特性，提出一種基于補(bǔ)償激勵的電動汽車與區(qū)域電網(wǎng)聯(lián)合優(yōu)化調(diào)度策略。在電價和補(bǔ)償激勵的雙重約束條件下，通過EV動力電池組的快速響應(yīng)能力，輔助火電參與區(qū)域電網(wǎng)調(diào)度，減輕區(qū)域火電的調(diào)度壓力。并鼓勵EV在負(fù)荷低谷期參與充電，從而提高區(qū)域電網(wǎng)快速應(yīng)對負(fù)荷變化的響應(yīng)能力，提高區(qū)域電網(wǎng)穩(wěn)定性和新能源的消納率；針對不同充電需求的EV，提出了一種基于補(bǔ)貼激勵的具有用戶自定義選擇電價權(quán)的經(jīng)濟(jì)充電方案，使EV邊充邊參與調(diào)度，從而節(jié)省充電成本及減少EV無序充放電對區(qū)域電網(wǎng)的沖擊影響。通過仿真，驗證了所提出的電動汽車充放電功率分配策略的可行性。