如图1所示，光伏充电站的主要组成部分包括：光伏阵列、配套储能系统、直流母线、DC-DC变换器、AC-DC变换器、控制单元和充电桩。

图  1  光伏充电站的结构体系

Figure 1.  Structural system of photovoltaic charging station

光伏电池组、电网是充电桩的两种供电来源。光伏电池组吸收太阳能并发出直流电，经DC-DC单向变换器接入直流母线。10 kV电网经10 kV/380 V变压器和AC-DC单向变换器接入直流母线。储能单元主要由锂电池组成，起能量存储和调节作用，经DC-DC双向变换器接入直流母线。充电桩是电动汽车的充电终端，直流母线经由DC-DC单向变换器为充电桩供电。控制单元通过通讯线路（图1已略去）采集光伏、储能及分时电价的实时信息，根据有序充电策略控制各电气单元之间的能量流动。

为了更好地进行有序充电，引入最晚充电时刻的概念。首先假设第n辆来站充电的电动汽车的到站时间和离站时间分别为t_i，t_k，需求电量为Q_n。需求电量随时间变化，定义t时刻的剩余需求电量为Q_nt，那么t时刻以额定功率P达到该车充电需求的充电时间为Q_nt/P。即第n辆来站车辆t时刻的最晚充电时刻T_wnt为

最晚充电时刻T_wnt代表以额定充电功率达到车辆充电电量要求和离站时间要求的最晚起始充电时刻。t_i~T_wnt为该车的可调度时间，即这个时间段可以选择性的对该电动汽车进行充电，若在此时间段内对电动汽车进行充电，则根据公式（1）更新最晚充电时刻T_wnt，-1表示时间间隔。站内所有最晚充电时刻为t的电动汽车数量定义为N_wt。

给电动汽车充电的功率需满足一定的约束条件，一方面，为保证电动汽车能够在离站时间前达到充电需求，根据最晚充电时刻的概念，t时刻分配给电动汽车的最小充电功率P_mint为：

另一方面，根据站内待充电的电动汽车的数量和充电桩的数量，t时刻分配给电动汽车的最大充电功率P_maxt为：

式中：N_et为站内所有待充电的电动汽车数量（单位）；N_Z为站内充电桩的数量（单位）。

综上，t时段电动汽车的充电功率满足约束：

储能电池荷电范围主要受最大放电深度的约束。设储能电池的额定容量为U_soc，储能电池最大放电深度为λ。那么，储能电池荷电范围约束为：

定义U_t为t时段储能电池的容量，P_ut为t时段储能电池充放电功率（正值代表充电，负值代表放电），那么：

式中：Δt为单位充电时间长度。考虑到双向DC-DC变换器的额定功率的限制，储能电池的充放电功率P_ut需满足约束：

式中：P_bn为DC-DC变换器的额定功率；η₁为DC-DC变换器的转换效率。

配电变压器和AC-DC变换器的额定容量将限制配电网向系统供电的功率，配电网供电功率满足约束，

式中：P_T和P_AD分别为配电变压器及AC-DC变换器的额定功率。

对于分时段有序充电模型，需要讨论对应不同的光伏条件，分时电价及负荷分布的有序充电策略。设t₁，t₂，t₃，t₄和t₅分别为光伏发电的起始时刻、光伏发电的终止时刻、选取的负荷曲线低谷开始时刻、负荷曲线低谷结束时段及次日光伏发电起始时刻，这样的t₁，t₂，t₃，t₄和t₅组成了周期为一天的不同时段。

t₁-t₂时段为光伏发电时段，同时也是负荷曲线高峰时段。t₁-t₂时段的有序充电原则为充分利用光伏发电，辅助以储能电池和电网购电。通过比较t时刻的光伏发电量P_st，最小充电功率P_mint和最大充电功率P_maxt之间的关系，充分利用光伏发电对站内车辆进行充电。

则利用光伏发电功率按最大充电功率对站内车辆进行充电，过程中优先对满足最晚充电时刻的车辆充电，并用剩余的光伏功率给储能充电。此时，储能电池的充电功率为

则光伏发电在完成最小充电功率后，将剩余光伏发电功率按到站顺序依次对其他在站车辆充电，直至光伏电量用尽。

需要储能电池和电网补充，考虑此时为负荷高峰时段，以满足最小充电功率为基本原则，尽量少的向配电网购电。具体有序充电策略分以下两种情况：

① 若光伏发电和储能电池可以满足最小充电功率，则光伏和储能共同供电。此时，储能电池的放电功率为

② 若光伏发电和储能电池共同供电仍不能满足最小充电功率，则由电网补充。此时，储能电池的放电功率和配电网的购电功率分别为

式中：P_umaxt为t时刻储能电池所能释放的最大功率；η₂为AC-DC变换器的转换效率。

t₂-t₃时段没有光伏发电，仍有部分时段处在负荷高峰。为了尽可能避免增加电网负荷的负担，t₂-t₃时段的充电原则与t₁-t₂时段（3）的充电策略相近，即优先利用储能电池进行充电以满足最小充电功率，储能电池不能满足要求时由配电网补充。

t₃-t₄时段为夜间负荷曲线低谷时段同时也为电价低谷时段。大量电动汽车在电价低谷时段无序充电容易对电网产生新的冲击，为避免上述情况发生，假定光伏充电站辅助电网缩小峰谷差会得到一定奖励，t₃-t₄时段的有序充电原则为：根据在站车辆的充电需求、储能电池荷电状态和基础负荷信息预估不同时刻的购电量，并根据实际的最大充电功率和最小充电功率微调购电量。在保证购电量和储能满足充电需求的同时，实现“填谷”的目。根据预估购电量确定实际购电量的具体步骤如下：

1）根据历史相似日预测当日上级配电网的基础负荷曲线，定义t₃-t₄时段内基础负荷用电量为Qb(t3-t4)：

式中：P_bt为t时段基础负荷的功率。

2）在t₃时刻，整合站内所有车辆的充电需求信息，计算待充车辆总的充电需求Q_evt3。假设站内有k-j+1辆待充电动汽车，车辆编号为j…k，那么

式中：Q_n为第n辆到站车辆所需充电电量。

3）在t₃时刻，统计储能电池的电量信息，计算t₃时刻储能电池的可放电容量：

4）根据Q_b、Q_evt3和Q_u求得“填谷”时段内新的负荷曲线各个时刻的平均值P_av，

5）为使购电后负荷低谷时段的负荷曲线趋于平缓，各时段预估购电功率为

实际的购电功率需根据Pgt'、P_maxt、P_mint、P_umaxt的关系进行调整，调整原则为：

（1）若预估购电功率大于最大充电功率，则实际购电量调整为P_maxt/η₁η₁。

（2）若预估购电功率不能满足最大充电功率但可以满足最小充电功率，则不调整。

（3）若预估购电功率不能满足最小充电功率，不调整，储能电池的充放电功率因P_umaxt的大小而定。

具体调整步骤如下：

按上述策略，t₃-t₄时段内所得购电后的负荷曲线将在P_av上下波动。

t₄-t₅时段为负荷低谷的上升阶段，充电原则与4.2充电策略相同。

本算例中的电动汽车光伏充电站设有40台充电桩，单台充电桩的额定功率为10 kW。站内光伏系统的额定容量为200 kW。储能电池额定容量为1 MWh，最大放电深度为70%，双向DC-DC变换器的额定功率为200 kW、转换效率为97%。配电变压器的额定容量为1 MVA。AC-DC变换器的额定功率为560 kW，转换效率为97%。

光照强度不同，站内有序充电策略也将变化，选取两种典型光照数据如图2。由图2及基础负荷曲线，选取t₁，t₂，t₃，t₄和t₅分别为8：00，18：00，1：00，6：00和次日8：00。

图  2  光伏充电站光伏功率变化曲线

Figure 2.  Photovoltaic power curve of photovoltaic charging station

选取100辆私家车，使用的锂离子动力电池容量为32 kWh，利用蒙特卡洛方法预测车辆到达和离开车位的时间及动力电池的电量需求。设定控制终端每6分钟对在站车辆进行一次检测，为了表述方便，把一天划分成240个时段，假设1，2，3，……240时段对应时间8：00，8：06，8：12，……次日7：54，生成的车辆充电数据如表1所示。

光伏充电站从电网购电采用分时电价^［16］，具体参数如表2所示：

在不同的光照强度下，按所建分时段有序充电模型分析各组件的功率变化，研究模型的功率特性。图3和图4分别为光照较强和较弱时，各部分的功率变化曲线。

图  3  光照较强时，各部分功率变化曲线

Figure 3.  Power curve of each part when the light is strong

图  4  光照较弱时，各部分功率变化曲线

Figure 4.  Power curve of each part when the light is weak

由图3可以看出，在光照较强的情况下，负荷曲线高峰时段的电动汽车充电都来自光伏发电和储能电池，大面积购电都发生在负荷曲线低谷时段。储能在最后时段大量放电降低了当日购电费用。

由图4可以看出，在光照较弱的情况下，负荷曲线高峰时段的电动汽车充电来自光伏发电、储能电池和电网购电，说明光伏发电向储能电池充电量不足以满足电价低谷时段之前的车辆充电需求，以至于在负荷曲线高峰时段发生少量购电的现象。

结合图3和图4可以看出，随着光照强度的减弱，会出现在负荷曲线高峰时段少量购电的情况，但大多数购电都发生在负荷低谷时段，说明所建分时段有序充电策略可以实现尽可能多的在负荷低谷时段购电，这样有助于降低充电站的购电费用、辅助电网“削峰填谷”。

即时充电方案的基本充电策略是：电动汽车即停即充，直至充满；优先使用光伏发电对电动汽车进行充电服务，光伏发电的过剩功率向储能电池充电；光伏发电量不足时，由储能电池放电以满足电动汽车充电需求；光伏发电和储能电池共同供电仍不能满足充电需求时，将由配电网补充。即时充电方案与本文的有序充电方案的主要区别是没有充分利用电动汽车充电的可调度时间。

在不同光照强度下，比较分析两种有序充电方式的运行效果。图5和图6分别为光照较强和较弱时，不同有序充电策略的负荷曲线。由图5和图6对比可知，即时充电大量在负荷曲线高峰时段购电，在增加充电站购电费用的同时，使得电网峰谷差增加11.7%左右，随着光照强度的减弱，即时充电所得新的负荷曲线的峰值将增大；分时段有序充电策略所得新的负荷曲线不但不会使负荷曲线峰值增大，而且提高了负荷曲线谷值，很好的达到了“削峰填谷”的效果，使得电网峰谷差减小25.3%左右。

图  5  光照较强时，不同充电策略的负荷曲线

Figure 5.  Load curve of different charging strategies when the illumination is strong

图  6  光照较弱时，不同充电策略的负荷曲线

Figure 6.  Load curve of different charging strategies when the illumination is weak

假设充电站运营商是光伏发电的投资主体，充电站充电的费用来源主要为采用分时电价向电网购电的费用。电网公司将依据光伏充电站负荷所引起配电变压器下峰谷差的变化给予该充电站的激励系数为0.2元/kW，下面通过具体数值进行对比分析见表3。

本文针对光伏充电站的有序充电问题建立了分时段有序充电策略，通过仿真结果分析，验证了方法的正确性。一方面，引入最晚充电时刻的概念，充分利用车辆充电的可调度时间，较即时充电策略减少了负荷高峰时段的购电量；另一方面，在负荷低谷时段，预估各时段购电量，避免出现新的负荷高峰。所建分时段有序充电方法较即时充电策略：

1）减少了大量购电费用，且随着光照强度的减弱，购电费用增加。

2）降低了负荷曲线的峰谷差，且随着光照强度的减弱，削峰填谷的效果减弱。

3）多获得一些电网公司因负荷所引起配电变压器下峰谷差的变化给予的奖励。