基于低谷填入法的插電式混合動力汽車集中充電策略

王 丹，龍 亮，葛 琪，劉皓明

（1.河海大學(xué) 能源與電氣學(xué)院，南京 210098；2.臨安供電局，浙江 臨安 311300；3.嘉善供電局，浙江 嘉善 314100）

基于低谷填入法的插電式混合動力汽車集中充電策略

王 丹1，龍 亮2，葛 琪3，劉皓明1

（1.河海大學(xué) 能源與電氣學(xué)院，南京 210098；2.臨安供電局，浙江 臨安 311300；3.嘉善供電局，浙江 嘉善 314100）

近年來，插電式混合動力汽車（plug?in hybrid electric vehicle，PHEV）逐漸走進(jìn)人們的生活。車輛—電網(wǎng)模式（vehicle?to?grid，V2G）實現(xiàn)了交通系統(tǒng)與電能系統(tǒng)的連接。研究發(fā)現(xiàn)，大量PHEV的自主充電可能會加大原有負(fù)荷曲線的峰值，拉大峰谷差，不利于電網(wǎng)的經(jīng)濟(jì)運行。在此基礎(chǔ)上，以分時電價為背景提出集中充電策略，根據(jù)該策略提出一種基于低谷填入思想的PHEV集中充電算法。以某市2020年預(yù)測數(shù)據(jù)為例進(jìn)行仿真，結(jié)果表明所提策略對負(fù)荷的削峰填谷有顯著效果。

PHEV；集中充電；分時電價；低谷填入法

汽車是現(xiàn)代社會重要的交通工具，為人們的出行提供了便捷，然而傳統(tǒng)的燃油汽車在使用過程中產(chǎn)生了大量的有害氣體，對不可再生資源有很強的依賴性。傳統(tǒng)燃油汽車向高效低排放的電動汽車方向發(fā)展已成為必然。PHEV兼顧了純電動汽車和傳統(tǒng)汽車的優(yōu)越性，可以較低的代價實現(xiàn)從傳統(tǒng)汽車產(chǎn)業(yè)向新能源汽車產(chǎn)業(yè)的平穩(wěn)過渡，因而受到各國的高度重視，隨著技術(shù)的日趨成熟，PHEV已經(jīng)進(jìn)入商業(yè)化推廣應(yīng)用階段，將成為未來智能電網(wǎng)的一部分［1］。

PHEV具有電池儲能系統(tǒng)，以及可以靈活地與電網(wǎng)相連接的電力電子設(shè)備，既可以作為負(fù)荷從電網(wǎng)中獲得電能，也可以作為電源在適當(dāng)?shù)那闆r下給電網(wǎng)供電。目前，國內(nèi)外的研究主要集中在PHEV本身及概念層面。文獻(xiàn)［2］介紹了PHEV的主要特點和動力系統(tǒng)結(jié)構(gòu)。文獻(xiàn)［3］對PHEV的電池充放電特性進(jìn)行了分析與建模。文獻(xiàn)［4—8］定義了V2G的概念、角色定位及PHEV對環(huán)境改善、交通成本方面可能帶來的影響的預(yù)測。

將PHEV視為柔性負(fù)荷，針對大量PHEV的自主充電可能帶來的峰谷差加大的現(xiàn)象，以分時電價為背景建立集中充電數(shù)學(xué)模型，提出基于低谷填入思想的PHEV集中充電算法，最后通過算例仿真說明所建模型的正確性與算法的有效性。

1 PHEV充電方式探討

PHEV實現(xiàn)了車輛到電網(wǎng)的連接，通過外接電源，可利用夜間低價電力充電。如果PHEV用戶住所到工作地點的往返距離在續(xù)航里程范圍內(nèi)，則可以告別加油站。目前，PHEV的純電動續(xù)航里程平均可達(dá)60 km［8］，行駛超過此距離后可轉(zhuǎn)入混合動力模式。到達(dá)目的地，再插入外接電源對電池充電［2］。PHEV的優(yōu)越性引起了眾多汽車企業(yè)的廣泛關(guān)注。圖1為部分國內(nèi)外汽車制造企業(yè)最新一代插電式混合動力汽車和電動汽車（electric vehicle，EV）車型的推出時間計劃。

圖1 最新一代PHEV、EV車型推出時間計劃

盡管微觀上某個PHEV充電時間具有不確定性，但宏觀上每天各個時段下處于充電狀態(tài)的PHEV數(shù)量占PHEV總數(shù)的比率具有一定的規(guī)律性，某典型數(shù)據(jù)如圖2所示［9］。

圖2 每小時時段內(nèi)PHEV處于充電狀態(tài)的概率

由圖2可見，PHEV在每日21：00至次日6：00這段時間內(nèi)大多處于停靠狀態(tài)，具體某個用戶的充電時間在沒有外加激勵的條件下是由用戶根據(jù)自身喜好和需要確定的。根據(jù)文獻(xiàn)［10］，以電池容量10 kWh、充電功率3 kW的大型SUV PHEV為例，蓄電池荷電狀態(tài)從零至充滿約需要3 h，多數(shù)情況下PHEV車主會選擇在下班到家后的3 h內(nèi)立即充電，本文稱為即時充電方式。用戶選擇即時充電方式主要基于以下2方面因素考慮：①保證PHEV到次日早上用車前的充電時間裕量最大；②一旦晚間突發(fā)用車，蓄電池荷電狀態(tài)盡可能達(dá)到較高水平。

文獻(xiàn)［10］分別以美國東西部的電網(wǎng)負(fù)荷系統(tǒng)為例，測算PHEV采取即時充電方式對電網(wǎng)的影響。西部地區(qū)的測算結(jié)果如圖3所示。

圖3 美國西部地區(qū)PHEV即時充電造成的負(fù)荷畸變情況

結(jié)果表明：PHEV作為負(fù)荷以V2G方式大量接入電網(wǎng)后會對原有的負(fù)荷特性曲線產(chǎn)生巨大影響，加重原有峰時負(fù)荷，進(jìn)一步拉大負(fù)荷的峰谷差距，嚴(yán)重時甚至導(dǎo)致負(fù)荷畸變。PHEV充電時負(fù)荷功率大于普通家用電器［10］，從圖3可以看出，隨著平均每戶PHEV保有量的增加，負(fù)荷曲線的畸變效果也在增大。因此對PHEV集中充電策略的研究勢在必行。

2 PHEV集中充電控制策略

以分時電價為背景提出一個由供電側(cè)和用戶側(cè)雙方共同參與的PHEV集中充電策略，其中供電側(cè)的目的在于對負(fù)荷進(jìn)行削峰填谷，用戶側(cè)的目的在于節(jié)省充電成本。供電側(cè)根據(jù)充電機制的運行結(jié)果向用戶側(cè)發(fā)出充電調(diào)度指令，每輛加入?yún)f(xié)議機制的PHEV向供電側(cè)提供車輛自身的信息，包括PHEV的電池參數(shù)、充電的期望時長等。供電側(cè)負(fù)責(zé)所有上傳信息的存儲、整合，對每一輛加入?yún)f(xié)議的PHEV進(jìn)行分類和編號后通過機制中的供電側(cè)調(diào)度模型計算得其充電時段。

做如下一般性假設(shè)：

（1）PHEV用戶加入?yún)f(xié)議后，在谷時段服從供電公司調(diào)度，則享受9.5折優(yōu)惠電價；如不服從調(diào)度，電價不享受優(yōu)惠。

（2）在谷時段內(nèi)連接到電網(wǎng)充電的PHEV，充電時間受供電公司調(diào)度，供電公司保證在規(guī)定時間段內(nèi)完成充電，不影響用戶白天正常使用。

（3）供電公司保證每輛車充電時間連續(xù)，不影響用戶電池的使用壽命。

（4）因用戶方原因（如過晚與電網(wǎng)連接）導(dǎo)致車輛在規(guī)定時段未能充電或者未充滿電，供電公司不負(fù)責(zé)任。

2.1 數(shù)學(xué)模型

供電側(cè)的主要目的在于對負(fù)荷的削峰填谷，考慮到PHEV主要是在谷時段充電，且不至于引起總負(fù)荷峰值的轉(zhuǎn)移，因此引入谷值最大為目標(biāo)函數(shù)。假設(shè)從谷電價起始時刻開始考慮集中充電，并記為0時刻，每天谷電價持續(xù)時間總長為T，則優(yōu)化模型為

式中：P（t）為不含 PHEV 的負(fù)荷曲線；P′（t）為含PHEV調(diào)度后的實際負(fù)荷曲線；Pi（t）為第i輛車的充電功率，是時間t的函數(shù)；N為車輛總數(shù)；Qi、Psi和Ti分別為第i輛車需要補充的電量、充電時的充電功率和所需充電時間，假設(shè)均為定值；ti為車輛開始充電的時刻。則不含PHEV調(diào)度的負(fù)荷曲線谷負(fù)荷Pv=minP（t），含PHEV 調(diào)度后的谷負(fù)荷Pv′=minP′（t）。優(yōu)化模型控制變量為每輛PHEV的起始充電時間ti，i=1，2，…，N。

2.2 低谷填入法

在充電開始前對所有PHEV的充電量進(jìn)行統(tǒng)計，按充電時間Ti的大小對車輛降序排列，若充電時間相同，按充電電量Qi或充電功率Psi的大小對車輛降序排列，依次填在谷時段最低處。選擇方法為：將待調(diào)度第i輛PHEV填入后，計算接下來Ti個時間點上的負(fù)荷之和，選擇令負(fù)荷之和最小的PHEV填入該時段，這樣可以保證疊加出的填谷效果是最佳的。

這里取每日21：00～次日8：00為谷時段，共11 h，為了方便計算，定義為0～11時段。每位PHEV用戶用車情況不同，需要補充的電量和充電的時間也就不同。為保證所有PHEV在規(guī)定時段內(nèi)完成充電，要盡量安排充電時間長的車輛先充電。按照控制目標(biāo)和收集到的車輛信息，統(tǒng)計需要充電車輛數(shù)為N，并以車輛為單位建立信息數(shù)組（i，Psi，Ti，ti）。模型的求解簡化為如何安排每輛車的充電時刻ti，以得到最佳的填谷效果。計算步驟如下：

（1）讀入不含PHEV充電的日負(fù)荷預(yù)測數(shù)據(jù)P（t），分離出谷時段數(shù)據(jù)重新定義為0～11時段。建立PHEV車輛信息數(shù)組（i，Psi，Ti，ti），通過式（2）計算每輛PHEV的充電量。

（2）將所有車輛按照充電時間和充電量為第1和第2索引指標(biāo)降序排列。

（3）按提出的低谷填入法選擇出待調(diào)度車輛i，并求得充電起始時刻ti。

（4）將選定PHEV的充電負(fù)荷加入負(fù)荷曲線，形成新的負(fù)荷曲線。

（5）重復(fù)步驟（3—4），直至確定所有PHEV的充電時間，形成完整的PHEV車輛信息數(shù)組，并得到總負(fù)荷曲線P′（t）。

3 算例及結(jié)果分析

3.1 算例仿真

表1為2010年江蘇省某市的典型日負(fù)荷曲線數(shù)據(jù)。本算例中做如下假設(shè)：①負(fù)荷年增長率為10%；②2020年P(guān)HEV（EV）的保有量占一成左右［11］，屆時該市200萬人口，75萬戶家庭，若每戶居民擁有汽車1輛，則全市PHEV保有總量約為7.5萬輛，其中50%的PHEV用戶加入集中充電協(xié)議；③實行峰谷電價的峰時段為8：00～21：00，其余為谷時段，峰谷電價分別為0.55元/kWh和0.35元/kWh；④平均每輛PHEV需3～5 h可充滿，充電功率為3 kW［12］。

表1 2010年某市典型日負(fù)荷曲線數(shù)據(jù)MW

設(shè)如下3種充電方案：

方案一：采取即時充電方式，用戶均在19：00下班回家后便開始充電；

方案二：用戶均選擇在21：00谷電價起始時刻開始充電；

方案三：按本文所提方案經(jīng)供電公司集中調(diào)度充電。

分時電價下采用不同充電方式后的日負(fù)荷曲線如圖4所示。

圖4 2020年某市日負(fù)荷曲線

仿真結(jié)果分析如表2所示。其中，方案二與方案三對應(yīng)時刻功率平方差的代數(shù)和為3.612 5×105MW2。

表2 分時電價下各負(fù)荷曲線特征參數(shù)比較MW

由表2可以看出：①采用非集中充電（方案一和方案二）會大大增加晚間峰荷，形成新的負(fù)荷高峰，而低谷負(fù)荷卻沒有提高，峰谷差增大；②用戶若從谷電價起始時刻開始充電（方案二），峰谷差和標(biāo)準(zhǔn)差較方案一略有減小；③用戶加入?yún)f(xié)議，接受統(tǒng)一調(diào)度充電（方案三），峰荷下降，谷荷上升，大大降低了峰谷差，負(fù)荷曲線更加平坦，證明了集中充電策略的有效性。

3.2 收益分析

3.2.1 PHEV用戶收益

個體PHEV用戶收益主要是節(jié)省的充電成本，來源于加入?yún)f(xié)議后的折扣電價。若參加集中充電的電價折扣為9.5折，分別取充電時長為3 h、4 h和5 h，計算結(jié)果如表3所示。

表3 加入?yún)f(xié)議前后PHEV用戶充電成本比較元

可以看出用戶參加集中充電調(diào)度后，既不影響正常的用車，又能使得年節(jié)約費用在58.40元到94.90元之間。假設(shè)7.5萬輛PHEV中有50%加入?yún)f(xié)議，用戶方每年可節(jié)約費用210萬元以上。在此激勵下，會有更多的用戶選擇集中充電方式。

3.2.2 系統(tǒng)側(cè)收益

集中充電對系統(tǒng)側(cè)收益的影響主要體現(xiàn)在3個方面：①因給予用戶電價折扣而減少的收益B1；②因削峰填谷而延緩發(fā)電廠的建設(shè)投資帶來的社會效益B2；③減少的網(wǎng)絡(luò)損耗帶來的收益B3。其中B2雖不是系統(tǒng)側(cè)獲得的直接效益，但對系統(tǒng)側(cè)有直接的影響。

在本算例中可做一些假設(shè)，并通過上述計算獲得一些參數(shù)：①假設(shè)7.5萬輛PHEV中50%加入?yún)f(xié)議，平均每天充電時間為3 h、4 h和5 h的數(shù)量相等；②由表2得，方案二形成新峰荷為1 806.1 MW，峰谷差為401.3 MW；方案三形成峰荷為1 736.7 MW，峰谷差為313.3 MW，即方案三的集中充電策略使峰荷減少了69.4 MW，峰谷差降低了88.0 MW；③國產(chǎn)化火電機組最低單位造價3 937元/kW［13］；④城市配電網(wǎng)電壓等級包括110 kV、35 kV、10 kV和380 V，PHEV一般直接接入380/220 V充電。以10 kV線路為例計算，假設(shè)某市10 kV線路共400回，每回4 km，單位長度線路電阻為r=0.091 Ω/km，功率因數(shù)cosφ取0.9，最小發(fā)電成本為217.26元/MWh［13］。

削峰填谷使負(fù)荷曲線平坦可直接降低線路損耗，單位長度線路日損耗電量［14］

式中：ΔW為線路一天損耗的電量，MWh；R為線路電阻，Ω；U為線路電壓，kV，這里取10 kV。

減少的69.4 MW峰荷帶來的延緩?fù)顿Y費用B2=69.4 MW×3 937元/kW=27 322.78萬元網(wǎng)損減少帶來的收益B3=4×365×

217.26元/MWh×4 km×400=128.73萬元

由此可見，系統(tǒng)側(cè)所獲得的收益遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過由于電價折扣而損失的電費收入，因此系統(tǒng)側(cè)會在PHEV集中充電機制中直接受益。

本文還考慮了系統(tǒng)的減少排放量效益等因素，相對于上述收益而言可以忽略（如：SO2減少排放量收益563元）。如果再考慮緩建變電站、減少開停機組等方面費用，帶來的總體社會效益將更為可觀。實施集中充電策略后，削峰填谷效果顯著，實現(xiàn)了用戶側(cè)與系統(tǒng)側(cè)雙贏。

4 結(jié)束語

本文分析了大量PHEV自主充電可能給負(fù)荷曲線帶來的負(fù)面影響，以分時電價為背景建立集中充電機制數(shù)學(xué)模型，提出了低谷填入算法，并在江蘇省某市2010年典型日負(fù)荷曲線基礎(chǔ)上，假設(shè)了2020年的負(fù)荷數(shù)據(jù)，基于該算例進(jìn)行仿真。結(jié)果顯示文中提出的集中充電策略對負(fù)荷起到了良好的削峰填谷效果，實現(xiàn)了系統(tǒng)側(cè)與PHEV用戶側(cè)的雙贏，并驗證了所提算法的有效性。

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Centralized charging strategies for PHEV based on filling?in at valley method

WANG Dan1，LONG Liang2，GE Qi3，LIU Hao?ming1
（1.Hohai University，Nanjing 210098，China；2.Lin’an Electric Power Supply Company，Lin’an 311300，China；3.Jiashan Electric Power Supply Bureau，Jiashan 314100，China）

Recently，plug?in hybrid electric vehicle（PHEV）comes into people’s lives gradually.The Vehicle to Grid（V2G）mode achieves a linkage from transport system to power system.The study found that a large number of PHEVs’charging autono?mously might increase the peak value of the original load curve，enlarge the difference between peak and valley load，and be not conducive to the economic operation of the grid.Based on those，this paper proposes a centralized charging strategy under the back?ground of time?of?use price.According to the strategy，a novel algo?rithm，filling?in at valley，is proposed in this paper.Simulation has been carried out on a predicted practical case in 2020.The sim?ulation results show that the proposed PHEV charging strategy can shift the load obviously.

PHEV；centralized charging；time?of?use price；filling?in at valley metho

TM732；F407.61

A

2010-09-12；修回日期：2010-09-29

王丹（1988—），女，江蘇徐州人，碩士研究生，研究方向為智能配電系統(tǒng)自動化；龍亮（1982—），男，湖北黃岡人，助理工程師，從事配電網(wǎng)運行與可靠性管理方面的工作；葛琪（1988—），男，山西運城人，助理工程師，從事調(diào)度自動化工作；劉皓明（1977—），男，江蘇東臺人，副教授，研究方向為智能配電網(wǎng)、電力系統(tǒng)分析和電力市場。

1009-1831（2010）06-0008-04