CN112350369A - 光储充一体化电站能效评估方法 - Google Patents

光储充一体化电站能效评估方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开了光储充一体化电站能效评估方法，包括以下步骤：建立变换器损耗评估模型；建立线路损耗评估模型；建立瞬时能效评估模型；计算光储充电站能效为计及变换器损耗和线路损耗下系统的平均传输效率；光储充电站每条支路的能耗计算完成之后，即可得到系统级能耗和能效指标，然后计算光储充电站系统平均能效评估指标；分别进行变换器损耗对比分析和线路损耗对比分析，并进行能效评估。本发明针对光储充电站交流和直流两种配电形式，分析系统损耗的组成及评估方法，结合南方某光储充电站数据以及变换器效率，进行案例分析，对光储充一体化电站能效进行分析评估。光储充电站能效优化和提升对于构建清洁低碳、安全高效的能源体系具有重要意义。

Description

光储充一体化电站能效评估方法
技术领域
本发明属于交直流配电技术领域，具体涉及光储充一体化电站能效评估方法。
背景技术
在全球能源安全危机和环境污染严重的双重驱动下，电动汽车近年来在全球得到快速发展，预计到2030年，我国电动汽车占比将达到50％，充电站规划成为制约电动汽车发展的关键问题之一。为了充分利用土地与可再生能源资源，部分学者提出利用光伏、储能为充电站供能的思路，建立光储充一体化电站，白天利用光伏发电为充电桩供电，多余电能储存到储能，夜间优先通过储能为充电桩供电，该配电形式显著提高了可再生能源的利用率和能源综合利用效率。光伏、储能和充电桩均为直流供电，需要采用DC/DC和DC/AC两级功率变换并入交流电网，损耗环节较多，部分学者提出了基于直流供电的光储充电站，优化光储充并网环节的变换器，减少损耗，但是需要在并网线路侧增加AC/DC装置，一定程度上增加了损耗。并且光储充电站的光伏出力、负荷需求均具有较大不确定性，在各种复杂工况下直流配电形式是否均具备更高的能效水平目前存在一定争议。因此，亟需要针对光储充电站的交流与直流配电形式开展全面、客观、定量的能效评估，为光储充电站配电系统的规划设计提供科学合理的指导。
交流配网能效评估已经得到了大量研究，如提出了基于层次分析法的能效评估指标体系、基于量测数据的实时能效评估等方法。中电联于2015年发布了《中低压配电网能效评估导则》，规定了10(20)kV及以下中低压配电网能效指标计算及评估分析方法，从不同维度定义了多重指标，并给出了相应计算方法。直流配网能效评估中，国内学者提出了交直流混合配电网的能效综合评价方法、计及电力电子变压器的交直流混合配电网能效评估方法等，国外学者针对直流配电在民用和商用建筑方面的能效优势开展了定量研究，分析表明采用直流配电可提升2％至19％的能效水平，具体提升效果与工况相关。有学者分别研究了面向光伏-混合储能微电网能效提升的优化方法，提出通过采用直流拓扑结构、调节储能充放电功率的能效管理算法等途径提升系统能效。
目前的研究多侧重于工商业、民用和微电网场景下的交直流能效对比，缺少针对光储充电站采用交、直流配电系统的能效评估指标和方法。因此，在同一标准下建立光储充电站能效评估指标及计算方法，有利于对损耗进行主成分分析，挖掘薄弱环节并进行改善，对于光储充电站和低压直流配电系统的规划运行具有重要指导意义。
针对上述问题,现阶段需设计光储充一体化电站能效评估方法,来解决以上问题。
发明内容
本发明目的在于提供光储充一体化电站能效评估方法，用于解决上述现有技术中存在的技术问题，如：目前的研究多侧重于工商业、民用和微电网场景下的交直流能效对比，缺少针对光储充电站采用交、直流配电系统的能效评估指标和方法。因此，在同一标准下建立光储充电站能效评估指标及计算方法，有利于对损耗进行主成分分析，挖掘薄弱环节并进行改善，对于光储充电站和低压直流配电系统的规划运行具有重要指导意义。
为实现上述目的，本发明的技术方案是：
光储充一体化电站能效评估方法，包括以下步骤：
S1：建立变换器损耗评估模型；
S2：建立线路损耗评估模型；
S3：建立瞬时能效评估模型；
S4：考虑变换器损耗和线路损耗下系统的平均传输效率，计算光储充电站系统平均传输效率；
S5：计算光储充电站每条支路的能耗，得到系统级能耗和能效指标，然后计算光储充电站系统平均能效评估指标；
S6：分别进行变换器损耗对比分析和线路损耗对比分析，并进行能效评估。
进一步的，步骤S1中，变换器效率是与通过功率相关的函数，记为η(P)，基于效率函数，在变换器损耗评估中可将同一线路上相邻的变换器视作一个变换模块，其输入、输出功率分别为Pin和Pout，那么根据效率定义，该变换模块的传输效率计算方法如下：
Figure RE-GDA0002828856230000021
其中η1、η2、ηn分别表示级联的变换器1、2和n的传输效率；对于负荷支路和储能充电情况，其功率由电网流向设备，输出端功率给定，变换器损耗为P2load；对于光伏支路和储能放电情况，其功率由设备端流入电网，输入端功率给定，变换器损耗为P2grid；上述两种情况的变换器损耗计算分别如式所示；
Figure RE-GDA0002828856230000031
将相邻两个测量点之间作为线性，采用分段线性化对效率函数进行建模；假设变换器的测量功率点分别为P0，P1，…，Pn，对应的效率为η0，η1，…，ηn，则对于任意工作点p，其效率可按下式计算：
Figure RE-GDA0002828856230000032
其中ηk-1表示变换器的测量功率点p所在区间起始点pk-1的效率，ηk表示变换器的测量功率点p所在区间终点pk的效率，η(p)表示变换器的测量功率点p的效率。
进一步的，在步骤S2中，利用等值电路分别对交直流线路损耗进行计算，计算方式如下式所示；其中交直流线路损耗分别表示为Pline,AC(t)以及Pline,DC(t)，PAC(t)、PDC(t) 分别表示线路上的功率大小，UAC、UDC分别为交直流线路额定电压，RAC、RDC分别为交直流线路单位阻值，
Figure RE-GDA0002828856230000033
为功率因数，L为线路长度；
Figure RE-GDA0002828856230000034
进一步的，步骤S3具体如下：
Pg,S(t)、Pg,pv,i(t)、Pg,es,i(t)以及Pg,d,i(t)分别为主线路、光伏、储能和充电桩并网点处的实际功率，其计算方法如下：
Figure RE-GDA0002828856230000035
Pg,y,i(t)＝Py,i(t)+Pcon,y,i(t)+Pline,y,i(t),y∈{d,es+} (21)
Pg,z,i(t)＝Pz,i(t)-Pcon,z,i(t)-Pline,z,i(t),z∈{pv,es-} (22)
其中Nd、Npv和Nes分别表示负荷支路、光伏支路和储能支路的数量，Pd,i(t)表示负荷支路i在时刻t的负荷值，Ppv,i(t)表示光伏支路i在时刻t的出力，Pes+,i(t)表示储能支路i在时刻t的充电功率值，Pes-,i(t)表示储能支路i在时刻t的放电功率值； Pcon,d,i(t)、Pcon,pv,i(t)、Pcon,es,i(t)表示负荷、光伏、储能支路i变流器在时刻t损耗的功率； Pline,d,i(t)、Pline,pv,i(t)、Pline,es,i(t)表示负荷、光伏、储能支路i线路在时刻t损耗的功率；
基于主回路并网点处功率，即可得到交流和直流系统主回路上的功率损耗Ploss,AC,s(t)和Ploss,DC,s(t)；对于交流系统，其主回路功率损耗主要为主变压器和线路上的功率损耗，计算方法如式23所示；对于直流系统，其主回路功率损耗为主变损耗、 AC/DC换流器损耗和线路损耗之和，计算方法如式24所示，其中ηT表示主变压器的传输效率，ηAC/DC(Pg,S(t))表示AC/DC变换器在t时刻输出功率为Pg,S时对应的效率；
Figure RE-GDA0002828856230000041
Figure RE-GDA0002828856230000042
进一步的，步骤S4中，光储充电站系统平均传输效率计算方法如式25所示；
Figure RE-GDA0002828856230000043
其中η为光储充电站能效指标，ED为统计周期内负荷总消耗电量，Eloss,L和Eloss,C分别为统计周期内消耗在线路与变换器上的总电量。
进一步的，步骤S5具体如下：
计算得到各支路变换器和线路损耗之后，即可得到系统在时段内的平均效率，如下式所示。
假设系统有Np条线路，根据时序模拟仿真计算得到的支路k在时刻t的变换器损耗和线路损耗分别为Pcon,k(t)和Pline,k(t)，各负荷支路的负荷值为Pd,i(t),(i＝1,2,Nd)，其中Nd为负荷支路数量，可得到光储充电站系统平均能效评估指标计算方法如下所示；
Figure RE-GDA0002828856230000051
式中，T为能效计算的时段数，Δt为时间间隔。
进一步的，步骤S6中变换器损耗对比分析具体如下：
记光伏平均出力
Figure RE-GDA0002828856230000052
储能平均充电功率
Figure RE-GDA0002828856230000053
储能平均放电功率
Figure RE-GDA0002828856230000054
和充电桩平均充电功率
Figure RE-GDA0002828856230000055
且假设所有环节的DC/AC和DC/DC效率相等，分别记为ηDC/AC、ηDC/DC；基于上述假设条件，可得到交流和直流配电系统变换器环节损耗Ploss,AC和Ploss,DC如下式所示；
Figure RE-GDA0002828856230000056
Figure RE-GDA0002828856230000057
式中ηT为主变效率，ηAC/DC为直流系统AC/DC效率，x∈{pv,es1,es2,L}；实际中，DC/DC的效率不低于主变效率，即有ηDC/DC≥ηT；可得到交流与直流系统损耗之差ΔPloss,con，如下式所示；
Figure RE-GDA0002828856230000058
进一步的，步骤S6中线路损耗对比分析具体如下：
交、直流配电系统传输功率一致，线路阻抗分别用RAC和RDC表示，那么交直流配电系统线路损耗的比值λ为：
Figure RE-GDA0002828856230000061
其中，UAC和UDC分别表示交、直流系统额定电压；
Figure RE-GDA0002828856230000062
为系统功率因数。
与现有技术相比，本发明所具有的有益效果为：
本方案的一个创新点在于，光储充电站作为具有发展前景的充电站模式之一，本文针对光储充电站交流和直流两种配电形式，详细分析了系统损耗的组成及评估方法，提出了考虑源荷特性的全环节时序能效评估指标及评估模型，开展了交、直流配电系统能效对比的机理分析，并结合南方某光储充电站数据以及变换器效率，进行了案例分析，对光储充一体化电站能效进行分析评估。光储充电站能效优化和提升对于构建清洁低碳、安全高效的能源体系具有重要意义。
附图说明
图1是本发明具体实施方式的光储充电站交直流配电拓扑结构示意图。
图2是本发明具体实施方式的各类变换器转换效率示意图。
图3是本发明具体实施方式的系统损耗计算流程示意图。
图4是本发明具体实施方式的光储充电站交直流接线示意图。
图5是本发明具体实施方式的典型日充电负荷曲线示意图。
图6是本发明具体实施方式的交直流配电系统典型日传输效率与功率总损耗示意图。
图7是本发明具体实施方式的交直流系统损耗对比分析示意图。
图8是本发明具体实施方式的不同光、储、荷接入容量下交直流系统传输效率示意图。
图9是本发明具体实施方式的步骤流程示意图。
具体实施方式
下面结合本发明的附图1-9，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
实施例：
现有技术中，目前的研究多侧重于工商业、民用和微电网场景下的交直流能效对比，缺少针对光储充电站采用交、直流配电系统的能效评估指标和方法。因此，在同一标准下建立光储充电站能效评估指标及计算方法，有利于对损耗进行主成分分析，挖掘薄弱环节并进行改善，对于光储充电站和低压直流配电系统的规划运行具有重要指导意义。
1、变换器损耗评估模型；
根据变换器工作原理可知，其损耗与通过功率相关，即变换器效率是与通过功率相关的函数，记为η(P)，基于效率函数，在变换器损耗评估中可将同一线路上相邻的变换器视作一个变换模块，其输入、输出功率分别为Pin和Pout，那么根据效率定义，该变换模块的传输效率计算方法如下：
Figure RE-GDA0002828856230000071
其中η1、η2、ηn分别表示级联的变换器1、2和n的传输效率。对于负荷支路和储能充电情况，其功率由电网流向设备，输出端功率给定，变换器损耗为P2load；对于光伏支路和储能放电情况，其功率由设备端流入电网，输入端功率给定，变换器损耗为P2grid。上述两种情况的变换器损耗计算分别如式所示。
Figure RE-GDA0002828856230000072
图2为常见变换器的实测效率曲线，可以看出变换器效率曲线往往并非理想函数，难以用某个通用的函数形式进行拟合。本文近似认为相邻两个测量点之间为线性，采用分段线性化对效率函数进行建模。假设变换器的测量功率点分别为P0，P1，…， Pn，对应的效率为η0，η1，…，ηn，则对于任意工作点p，其效率可按式计算：
Figure RE-GDA0002828856230000073
其中ηk-1表示变换器的测量功率点p所在区间起始点pk-1的效率，ηk表示变换器的测量功率点p所在区间终点pk的效率，η(p)表示变换器的测量功率点p的效率。
2、线路损耗评估模型；
主要考虑线路输电线路上产生的有功损耗，损耗值主要与线路长度、线路阻值以及电压水平相关，利用等值电路分别对交直流线路损耗进行计算，计算方式如式所示。其中交直流线路损耗分别表示为Pline,AC(t)以及Pline,DC(t)，PAC(t)、PDC(t)分别表示线路上的功率大小，UAC、UDC分别为交直流线路额定电压，RAC、RDC分别为交直流线路单位阻值，
Figure RE-GDA0002828856230000081
为功率因数，L为线路长度。
Figure RE-GDA0002828856230000082
3、光储充一体化电站的平均传输效率计算方法；
目前没有统一的光储充电站能效指标定义，为了全面客观反映交流和直流配电形式对光储充电站的能效影响，本文定义光储充电站能效为计及变换器和线路损耗下系统的平均传输效率，计算方法如式所示。
Figure RE-GDA0002828856230000083
其中η为光储充电站能效指标，ED为统计周期内负荷总消耗电量，Eloss,L和Eloss,C分别为统计周期内消耗在线路与变换器上的总电量。基于交流配电和直流配电形式的光储充一体化电站典型拓扑结构分别如图1(a)和图1(b)所示，主要分为电网主线路、光伏发电、储能以及充电桩四个组成部分。其中能效评估的边界涵盖每一条支路以及相应的变换器。主线路为来自电网的10kV交流电，经由交流变压器变为三相 380V交流，对于直流配电形式，还需要经过AC/DC变为±375V直流。通过光伏、储能、充电桩等支路的换流设备可以看出，在光储充电站各支路中直流配电系统所需换流环节明显少于交流环节，具有更高的传输效率。但是直流配电系统主线路需要额外添加整流器AC/DC进行换流，与交流线路相比，增多了一次整流环节，使得系统损耗相应增加。因此交直流配电系统的整体能效优劣性需要进一步的深入研究。
4、系统瞬时能效评估模型；
系统能效的评估主要基于各支路能耗评估结果，根据设备端输入或输出功率得到并网点(支路与母线连接点)的功率，进而得到主回路(即电网供电线路)的功率和对应的损耗，整体计算流程如图3所示。
其中，Pg,S(t)、Pg,pv,i(t)、Pg,es,i(t)以及Pg,d,i(t)分别为主线路、光伏、储能和充电桩并网点处的实际功率，其计算方法如下：
Figure RE-GDA0002828856230000091
Pg,y,i(t)＝Py,i(t)+Pcon,y,i(t)+Pline,y,i(t),y∈{d,es+} (37)
Pg,z,i(t)＝Pz,i(t)-Pcon,z,i(t)-Pline,z,i(t),z∈{pv,es-} (38)
其中Nd、Npv和Nes分别表示负荷支路、光伏支路和储能支路的数量，Pd,i(t)表示负荷支路i在时刻t的负荷值，Ppv,i(t)表示光伏支路i在时刻t的出力，Pes+,i(t)表示储能支路i在时刻t的充电功率值，Pes-,i(t)表示储能支路i在时刻t的放电功率值； Pcon,d,i(t)、Pcon,pv,i(t)、Pcon,es,i(t)表示负荷、光伏、储能支路i变流器在时刻t损耗的功率； Pline,d,i(t)、Pline,pv,i(t)、Pline,es,i(t)表示负荷、光伏、储能支路i线路在时刻t损耗的功率。
基于主回路并网点处功率，即可得到交流和直流系统主回路上的功率损耗Ploss,AC,s(t)和Ploss,DC,s(t)。对于交流系统，其主回路功率损耗主要为主变压器和线路上的功率损耗，计算方法如式所示。对于直流系统，其主回路功率损耗为主变损耗、AC/DC 换流器损耗和线路损耗之和，计算方法如式所示，其中ηT表示主变压器的传输效率，ηAC/DC(Pg,S(t))表示AC/DC变换器在t时刻输出功率为Pg,S时对应的效率。
Figure RE-GDA0002828856230000092
Figure RE-GDA0002828856230000093
计算得到各支路变换器和线路损耗之后，即可得到系统在时段内的平均效率，如式所示。上述计算方法对于直流和交流系统均是适用的，只需具体考虑不同器件的数量以及相应的器件效率即可。
5、系统平均能效评估模型；
光储充电站由若干支路构成，每条支路的能耗计算完成之后，即可得到系统级能耗和能效指标。假设系统有Np条线路，根据时序模拟仿真计算得到的支路k在时刻t的变换器损耗和线路损耗分别为Pcon,k(t)和Pline,k(t)，各负荷支路的负荷值为 Pd,i(t),(i＝1,2,Nd)，其中Nd为负荷支路数量，可得到光储充电站系统平均能效评估指标计算方法如下所示。
Figure RE-GDA0002828856230000101
式中，T为能效计算的时段数，Δt为时间间隔。
6、变换器损耗对比分析；
为了揭示交流和直流系统变换器总损耗的差异性，采用平均值法进行分析，不考虑变换器效率的变化，采用平均功率进行损耗计算。记光伏平均出力
Figure RE-GDA0002828856230000102
储能平均充电功率
Figure RE-GDA0002828856230000103
储能平均放电功率
Figure RE-GDA0002828856230000104
和充电桩平均充电功率
Figure RE-GDA0002828856230000105
为了进一步简化推导，认为所有环节的DC/AC和DC/DC效率相等，分别记为ηDC/AC、ηDC/DC。基于上述假设条件，可得到交流和直流配电系统变换器环节损耗Ploss,AC和Ploss,DC如式所示。
Figure RE-GDA0002828856230000106
Figure RE-GDA0002828856230000107
式中ηT为主变效率，ηAC/DC为直流系统AC/DC效率，x∈{pv,es1,es2,L}。实际中，DC/DC的效率一般不低于主变效率，即有ηDC/DC≥ηT。可得到交流与直流系统损耗之差ΔPloss,con，如式所示。
Figure RE-GDA0002828856230000111
可以看出，虽然直流配电系统增加了主回路侧的AC/DC换流设备，但是负荷侧变换器由AC/DC+DC/DC简化为DC/DC，减少了变换器损耗，而负荷支路电量大于主回路侧电量，因此负荷支路减少的损耗大于主回路增加的损耗。同时，由于分布式电源支路优化了并网变换器，进一步降低了支路损耗。因此，直流配电系统变换器环节损耗远低于交流配电系统。
7、线路损耗对比分析；
根据线路能效评估模型可知，交直流配电方案下线路损耗与系统传输功率、额定电压和线路阻抗密切相关，考虑到设计对象为同一座光储充电站，交、直流配电系统传输功率一致，线路阻抗分别用RAC和RDC表示，那么交直流配电系统线路损耗的比值λ为：
Figure RE-GDA0002828856230000112
其中，UAC和UDC分别表示交、直流系统额定电压，分别为380V和375V；cosφ为系统功率因数，本文取0.9；考虑到直流配电系统没有交流的趋肤效应，等效电阻较小，取交、直流系统电阻比值为1.5。根据上述取值，可计算得到交、直流配电系统线路损耗比λ约为3.6。即通过相同的线路传输功率，交流线路由于无功损耗、趋肤效应等原因，其线路损耗约为直流线路损耗的3.6倍。综上，直流配电系统在变换器和线路上的损耗均低于交流配电系统，因此对于光储充一体化电站来说，采用直流配电形式具有更高的能效水平。
8、案例分析：
8.1、案例系统介绍；
算例系统以南方某光储充一体化电站数据为基础，该电站分布式光伏装机容量为300kWp，储能容量为250kWh，储能充放电损耗均为5％，配置6台60kW直流快速充电桩，共计360kW，其系统接线图如图4所示。光储充电站各支路长度及单位长度电阻如表1所示。根据设备厂家实测数据，算例中用到的变换器效率数据如图2 所示。典型日光伏出力曲线、充电负荷曲线以及储能充放电曲线如图5所示，储能充放电策略按照“谷充峰放”的原则确定，峰谷分时电价表如表1所示。
表1光储充电站线路长度及电阻
Figure RE-GDA0002828856230000121
表1峰谷分时电价表
Figure RE-GDA0002828856230000122
8.2、光储充电站交流与直流配电形式能效对比；
根据本文提出的能效计算方法，可得到该光储充电站某典型日下采用交流和直流配电形式的能效结果，如表3和图6所示，其中P0表示负荷总量，Ploss和η分别表示系统总损耗电量和平均能效，图6的详细数据如附表A1和A2所示。
附表A1直流配电系统典型日传输效率与功率总损耗
Figure RE-GDA0002828856230000123
Figure RE-GDA0002828856230000131
附表A2交流配电系统典型日传输效率与功率总损耗
Figure RE-GDA0002828856230000132
表2光储充电站交流与直流能效对比
Figure RE-GDA0002828856230000133
Figure RE-GDA0002828856230000141
通过仿真结果可以看出，采用直流配电形式显著降低了系统总损耗电量，相比交流配电平均能效提升了7.19％。在典型日的各个时刻中，直流配电形式传输效率均高于交流配电形式。由图5可知，充电站在16:00时负荷功率最低，线路损耗和变换器损耗所占比例增加，因此交直流配电方案的传输效率降低到了50％以下。为了进一步对比交流与直流配电系统各环节能耗变化的差异，统计各支路变换器和线路的损耗对比结果如表3所示，其中ΔPdc为直流节约能耗，λs为交直流系统损耗比，并网变换器损耗包括变压器损耗。
表3各环节损耗对比
Figure RE-GDA0002828856230000142
由表3可知，针对本文提出的光储充电站，直流系统比交流系统减少的系统损耗高达516.11kWh，交流系统总体损耗约为直流系统总体损耗的1.81倍。其中直流配电系统并网线路减少的损耗最明显，高达3.64倍，主要是因为直流输电线路没有电容效应和集肤效应。虽然交流系统并网变换器损耗低于直流配电系统，但是其他各部分损耗均高于直流配电系统。为了对交直流系统损耗组成和占比进行直观地分析对比，图7分别统计了交、直流系统各部分线路损耗与变换器损耗占比。由图7 可知，交流配电系统损耗主要在于充电桩变换器，其损耗超过系统总损耗的一半，充电桩由于支路数量多、变换器多和传输线路长，因此损耗占比较高。其次为充电桩线路损耗占比约16％，而其他部分损耗占比相近，均不超过10％。而直流配电系统中，损耗占比最大的也是充电桩变换器，约占总损耗的一半，其次是并网变换器损耗占比达到21％，由于直流配电系统需要通过变压器和整流器实现与电网并网，额外引入了换流器，其通过功率大，因此损耗也大，与理论分析结果一致。其余的损耗主要分布在充电桩线路和光伏变换器，其损耗占比分布达到了11％和8％，储能变换器、光伏线路和并网线路占比均不超过5％。而无论交流配电系统还是直流配电系统中，储能线路由于长度短、传输小，损耗占比几乎为0。
8.3、灵敏度分析；
为了分析光储充电站中光伏、储能和充电桩不同容量配比下，交流和直流配电系统能效水平以及两者之间的差异，本节主要通过单一变量分析法，分别在不同光伏接入、不同储能接入和不同充电桩功率接入的工况下，分别分析交直流系统能效及差异。
光伏接入容量影响；
系统配置的光伏额定容量为300kW，考虑将光伏接入容量从0增加至500kW，计算得到不同情况下交直流配电系统能效与分布式光伏接入容量的关系，如图8(a) 所示。随着光伏接入容量的增加，直流与交流配电网效率均呈现下降趋势，但直流配电系统效率依然明显优于交流配电系统效率，并且其效率差值越来越多，由5.9％增加至7.7％。主要原因是随着光伏出力的增加，主线路传输功率减少，即主线路、变压器及入口AC/DC换流器的损耗减少，同时光伏换流器和光伏到负荷线路上增加的损耗多于主线路上减少的损耗，因此总体上呈现递减的趋势。
储能接入容量影响；
系统配置的储能额定容量为250kWh，考虑储能接入容量从0增加至600kWh，计算不同情况下交流与直流配电网能效与分布式储能接入容量的关系，如图8(b)所示。随着储能接入容量的增加，直流与交流配电网效率均呈现下降趋势，但直流配电系统效率明显优于交流配电系统效率，其效率差值随储能容量的增加并未显著增加。主要原因是储能器件的充放电损耗明显大于变换器损耗，而储能线路损耗几乎可以忽略不及。随着储能容量的增加，交直流配电系统储能充放电损耗同步增加，直流配电系统主要在储能换流器环节损耗始终低于交流系统，因此不同储能容量下，直流系统传输效率始终高于交流系统，但储能容量的改变并不能显著提升系统传输效率。
充电功率影响；
系统配置的充电桩额定容量为360kW，考虑充电桩接入容量从0增加至600kW，计算得到不同情况下交流与直流配电网能效与充电桩接入容量的关系，如图8(c) 所示。随着充电桩接入容量增加，直流与交流配电网效率均呈下降趋势，直流配电系统效率明显优于交流配电系统效率，其效率差由1.0％增加至10.8％。随着充电桩容量的增加，并网换流器、并网线路、充电桩换流器及充电桩线路上的损耗均有所增加，因此系统传输效率降低。
综上，光储充电站作为具有发展前景的充电站模式之一，其能效优化和提升对于构建清洁低碳、安全高效的能源体系具有重要意义。本文针对光储充电站交流和直流两种配电形式，详细分析了系统损耗的组成及评估方法，提出了考虑源荷特性的全环节时序能效评估指标及评估模型，开展了交、直流配电系统能效对比的机理分析，并结合南方某光储充电站数据以及变换器效率，进行了案例分析，得出了以下结论：
1)理论分析证明，光储充电站交流配电方案的变换器损耗和线路损耗均高于直流配电方案。
2)光储充电站典型日负荷下，直流配电方案能效在各时刻均高于交流配电方案，本文选取的相关仿真参数下，直流配电方案平均能效高7.19％。
3)交流配电方案系统损耗主要集中在充电桩变换器和线路损耗，这两部分损耗占系统总损耗的71％；直流配电方案损耗主要集中在充电桩变换器和并网变换器，带来的损耗占比达到了70％。
4)随着光伏、储能和负荷接入容量的增加，交、直流配电方案传输效率均有所下降，但直流比交流配电方案的优势逐渐增加。说明对于可再生能源接入比例越高的光储充电站，直流配电方案的优势越明显。
以上是本发明的较佳实施例，凡依本发明技术方案所作的改变，所产生的功能作用未超出本发明技术方案的范围时，均属于本发明的保护范围。

Claims (8)

1.光储充一体化电站能效评估方法，其特征在于，包括以下步骤：
S1：建立变换器损耗评估模型；
S2：建立线路损耗评估模型；
S3：建立瞬时能效评估模型；
S4：考虑变换器损耗和线路损耗下系统的平均传输效率，计算光储充电站系统平均传输效率；
S5：计算光储充电站每条支路的能耗，得到系统级能耗和能效指标，然后计算光储充电站系统平均能效评估指标；
S6：分别进行变换器损耗对比分析和线路损耗对比分析，并进行能效评估。
2.如权利要求1所述的光储充一体化电站能效评估方法，其特征在于，步骤S1具体如下：
变换器效率是与通过功率相关的函数，记为η(P)，基于效率函数，在变换器损耗评估中可将同一线路上相邻的变换器视作一个变换模块，其输入、输出功率分别为Pin和Pout，那么根据效率定义，该变换模块的传输效率计算方法如下：
Figure RE-FDA0002828856220000011
其中η1、η2、ηn分别表示级联的变换器1、2和n的传输效率；对于负荷支路和储能充电情况，其功率由电网流向设备，输出端功率给定，变换器损耗为P2load；对于光伏支路和储能放电情况，其功率由设备端流入电网，输入端功率给定，变换器损耗为P2grid；上述两种情况的变换器损耗计算分别如式4所示；
Figure RE-FDA0002828856220000012
将相邻两个测量点之间作为线性，采用分段线性化对效率函数进行建模；假设变换器的测量功率点分别为P0，P1，…，Pn，对应的效率为η0，η1，…，ηn，则对于任意工作点p，其效率可按式5计算：
Figure RE-FDA0002828856220000021
其中ηk-1表示变换器的测量功率点p所在区间起始点pk-1的效率，ηk表示变换器的测量功率点p所在区间终点pk的效率，η(p)表示变换器的测量功率点p的效率。
3.如权利要求2所述的光储充一体化电站能效评估方法，其特征在于，步骤S2具体如下：
利用等值电路分别对交直流线路损耗进行计算，计算方式如式6所示；其中交直流线路损耗分别表示为Pline,AC(t)以及Pline,DC(t)，PAC(t)、PDC(t)分别表示线路上的功率大小，UAC、UDC分别为交直流线路额定电压，RAC、RDC分别为交直流线路单位阻值，
Figure RE-FDA0002828856220000022
为功率因数，L为线路长度；
Figure RE-FDA0002828856220000023
4.如权利要求3所述的光储充一体化电站能效评估方法，其特征在于，步骤S4中，光储充电站系统平均传输效率的计算方法如式1所示；
Figure RE-FDA0002828856220000024
其中η为光储充电站能效指标，ED为统计周期内负荷总消耗电量，Eloss,L和Eloss,C分别为统计周期内消耗在线路与变换器上的总电量。
5.如权利要求4所述的光储充一体化电站能效评估方法，其特征在于，步骤S5具体如下：
Pg,S(t)、Pg,pv,i(t)、Pg,es,i(t)以及Pg,d,i(t)分别为主线路、光伏、储能和充电桩并网点处的实际功率，其计算方法如下：
Figure RE-FDA0002828856220000025
Pg,y,i(t)＝Py,i(t)+Pcon,y,i(t)+Pline,y,i(t),y∈{d,es+} (8)
Pg,z,i(t)＝Pz,i(t)-Pcon,z,i(t)-Pline,z,i(t),z∈{pv,es-} (9)
其中Nd、Npv和Nes分别表示负荷支路、光伏支路和储能支路的数量，Pd,i(t)表示负荷支路i在时刻t的负荷值，Ppv,i(t)表示光伏支路i在时刻t的出力，Pes+,i(t)表示储能支路i在时刻t的充电功率值，Pes-,i(t)表示储能支路i在时刻t的放电功率值；Pcon,d,i(t)、Pcon,pv,i(t)、Pcon,es,i(t)表示负荷、光伏、储能支路i变流器在时刻t损耗的功率；Pline,d,i(t)、Pline,pv,i(t)、Pline,es,i(t)表示负荷、光伏、储能支路i线路在时刻t损耗的功率；
基于主回路并网点处功率，即可得到交流和直流系统主回路上的功率损耗Ploss,AC,s(t)和Ploss,DC,s(t)；对于交流系统，其主回路功率损耗主要为主变压器和线路上的功率损耗，计算方法如式10所示；对于直流系统，其主回路功率损耗为主变损耗、AC/DC换流器损耗和线路损耗之和，计算方法如式11所示，其中ηT表示主变压器的传输效率，ηAC/DC(Pg,S(t))表示AC/DC变换器在t时刻输出功率为Pg,S时对应的效率；
Figure RE-FDA0002828856220000031
Figure RE-FDA0002828856220000032
计算得到各支路变换器和线路损耗之后，即可得到系统在时段内的平均效率，如式(2)所示。
6.如权利要求5所述的光储充一体化电站能效评估方法，其特征在于，在步骤S4中，假设系统有Np条线路，根据时序模拟仿真计算得到的支路k在时刻t的变换器损耗和线路损耗分别为Pcon,k(t)和Pline,k(t)，各负荷支路的负荷值为Pd,i(t),(i＝1,2,Nd)，其中Nd为负荷支路数量，根据公式(1)，可得到光储充电站系统平均能效评估指标计算方法如下所示；
Figure RE-FDA0002828856220000041
式中，T为能效计算的时段数，Δt为时间间隔。
7.如权利要求6所述的光储充一体化电站能效评估方法，其特征在于，步骤S6中光储充电站能效分析具体如下：
记光伏平均出力
Figure RE-FDA0002828856220000042
储能平均充电功率
Figure RE-FDA0002828856220000043
储能平均放电功率
Figure RE-FDA0002828856220000044
和充电桩平均充电功率
Figure RE-FDA0002828856220000045
且假设所有环节的DC/AC和DC/DC效率相等，分别记为ηDC/AC、ηDC/DC；基于上述假设条件，可得到交流和直流配电系统变换器环节损耗Ploss,AC和Ploss,DC如式(12)、(13)所示；
Figure RE-FDA0002828856220000046
Figure RE-FDA0002828856220000047
式中ηT为主变效率，ηAC/DC为直流系统AC/DC效率，x∈{pv,es1,es2,L}；实际中，DC/DC的效率不低于主变效率，即有ηDC/DC≥ηT；根据公式(12)、(13)可得到交流与直流系统损耗之差ΔPloss,con，如式(14)所示；
Figure RE-FDA0002828856220000048
8.如权利要求7所述的光储充一体化电站能效评估方法，其特征在于，步骤S6中线路损耗对比分析具体如下：
交、直流配电系统传输功率一致，线路阻抗分别用RAC和RDC表示，那么交直流配电系统线路损耗的比值λ为：
Figure RE-FDA0002828856220000051
其中，UAC和UDC分别表示交、直流系统额定电压；
Figure RE-FDA0002828856220000052
为系统功率因数。
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