“光儲直柔”（PEDF）建筑新型配電系統(tǒng)是助力實現(xiàn)“雙碳”目標的重要途徑，在中國大力推進整縣屋頂分布式光伏試點的背景下，農村整村的光伏利用模式和系統(tǒng)容量配置問題需要進一步探索。基于屋頂光伏的利用模式，提出了“自用優(yōu)先光伏”和“公共光伏”2種適用于農村住宅建筑的PEDF系統(tǒng)拓撲結構。從系統(tǒng)技術性和經濟性角度出發(fā)，對比分析了不同拓撲結構在不同光伏和儲能容量配置下的系統(tǒng)性能。以北京市某農村由18個農戶家庭組成的配電臺區(qū)為研究對象進行仿真計算，結果表明：光伏裝機容量高時，適宜發(fā)展公共光伏系統(tǒng)形式，負荷滿足率可提高0.3~1.9個百分點，年凈收益可提高1.7萬元；光伏裝機容量低時，適宜發(fā)展自用優(yōu)先光伏系統(tǒng)形式，負荷滿足率和光伏消納率可分別提高1.0~3.0個百分點和0.6~2.7個百分點。實際工程中，可結合投資運行主體進行系統(tǒng)優(yōu)化選擇，并充分利用建筑末端柔性資源的調蓄能力，提升系統(tǒng)穩(wěn)定性和經濟性，助力構建以新能源為主體的未來電力系統(tǒng)。

1 農村住宅光儲直柔系統(tǒng)

1.1 系統(tǒng)基本拓撲

農村住宅光儲直柔系統(tǒng)中每戶家庭都是一個獨立自治的微電網(wǎng)，一定數(shù)量的家庭形成一個低壓直流配電系統(tǒng)，電能首先優(yōu)先內部流動，不足或多余部分通過集中并網(wǎng)點與交流網(wǎng)交互，始終保持新能源的最大化就地利用。各家農戶通過DC/DC變換器與村級直流母線相連接，村級直流母線上還連接有公共空地光伏、公共蓄電池和公共負載等部件，整村通過雙向AC/DC變換器與交流電網(wǎng)實現(xiàn)能量交互。當整村光伏電力富余時，公共蓄電池處于充電狀態(tài)，剩余電力通過AC/DC變換器外送至交流電網(wǎng)；當整村光伏電力不足時，公共蓄電池處于放電狀態(tài)，通過AC/DC變換器從交流電網(wǎng)取電供給負荷用電。根據(jù)農戶屋頂光伏的利用模式，本文提出農村住宅光儲直柔系統(tǒng)拓撲結構的2種形式：自用優(yōu)先光伏和公共光伏，如圖1所示。

對于自用優(yōu)先光伏系統(tǒng)拓撲結構（見圖1 a)），農戶家庭單元內設計有屋頂光伏、戶內蓄電池和戶內直流負載。戶內蓄電池用以提高光伏消納率和戶內負荷滿足率，每戶家庭通過雙向DC/DC與直流母線連接，在保障農戶住宅用電的基礎上，也能夠將農戶單元內富余的光伏電力輸送至直流母線，提高光伏發(fā)電利用率。

公共光伏系統(tǒng)拓撲結構如圖1 b)所示，其與自用優(yōu)先光伏系統(tǒng)拓撲的主要區(qū)別表現(xiàn)為：1）屋頂光伏直接與村級直流母線相連接，不直接用于戶內負荷；2）農戶家庭單元戶內不設置蓄電池，單向從直流母線取電，僅在村級直流母線上設置公共蓄電池，負責整村的光伏消納和負荷保障。相比而言，自用優(yōu)先光伏（拓撲1）省去了戶-村DC/DC的轉換過程，減少了光伏電力的損耗；公共光伏（拓撲2）系統(tǒng)簡單，節(jié)省了戶內儲能成本。

1.2 關鍵設備模型

光儲直柔系統(tǒng)的主要建模部件由光伏、蓄電池和變換器組成。其中變換器承擔電力轉換的角色，如電壓等級變換、交流直流變換等，為了刻畫該轉換過程中的損失，變換器效率在本研究中選取定值0.98。

1.2.1 光伏發(fā)電系統(tǒng)

光伏系統(tǒng)的發(fā)電功率由組件額定功率、太陽輻射強度、室外溫度及組件自身特性參數(shù)等決定，光伏系統(tǒng)的輸出功率PPV(kW)為

式中：PPV,rated為光伏組件的額定功率，kW；Rt為光伏板平面上所接收的太陽輻射強度，W/m2；γ為光伏組件的溫度功率系數(shù)，取0.003 5/℃；TPV為光伏板表面溫度，℃；Ta為光伏組件的環(huán)境空氣溫度，℃； TNOC為標稱電池工作溫度，取45 ℃。

1.2.2 蓄電池

電池荷電狀態(tài)（state of charge，SOC） 被定義為蓄電池剩余容量與標稱容量的比值，其模型為

式中：SOC(t)為t時刻的蓄電池荷電狀態(tài)；Pb,ch、Pb,dis分別為蓄電池的充、放電功率；ηch、ηdis分別為蓄電池充、放電效率；Pb為蓄電池實際功率；Cb為蓄電池的標稱容量；α為蓄電池工作狀態(tài)的指示值，α取1時，蓄電池處于充電狀態(tài)，α取0時，蓄電池處于放電狀態(tài)；Δt為時間間隔。

本文采用的蓄電池特性參數(shù)如表1所示。在蓄電池容量配置過程中，其運行狀態(tài)還受到蓄電池剩余容量和額定功率的限制，即

式中：SOCmin、SOCmax分別為安全運行限制下蓄電池荷電狀態(tài)的最小值和最大值；圖片分別為蓄電池的最大充、放電功率。

1.3 系統(tǒng)控制策略

對于自用優(yōu)先光伏系統(tǒng)（拓撲1），當屋頂光伏發(fā)電功率大于戶內負載用電功率時，戶內蓄電池優(yōu)先充電，充電功率受到蓄電池最大充電功率和蓄電池SOC的限制，剩余電力通過戶村DC/DC變換器傳輸至直流母線；當屋頂光伏發(fā)電功率小于戶內負載用電功率時，戶內蓄電池優(yōu)先放電，放電功率受到蓄電池最大放電功率和蓄電池SOC的限制，蓄電池放電功率不足以維持戶內負載用電時通過戶村DC/DC變換器從直流母線獲取電力。農戶單元和村級直流母線的交互功率由戶內負荷功率、光伏功率和蓄電池功率的平衡計算得出；整村凈功率由公共空地光伏、公共負載功率、各農戶與直流母線的交互功率求和進行計算。

對于公共光伏系統(tǒng)（拓撲2），農戶單元和村級直流母線的交互功率僅取決于戶內負荷功率；整村凈功率由公共空地光伏功率、公共負載功率、各農戶與直流母線的交互功率、各農戶屋頂光伏功率求和進行計算。整村凈功率大于0時意味著光伏輸出功率富余，對公共蓄電池進行充電，反之意味著光伏輸出功率不足，公共蓄電池處于放電狀態(tài)，供給負載用電；最終通過村級直流母線的功率平衡計算得到整村與交流電網(wǎng)的交互功率。

總而言之，2種拓撲控制策略的不同之處主要在于：拓撲1自用優(yōu)先光伏電力經過戶內負載用電和戶內蓄電池的調蓄后與村級直流母線交互；拓撲2屋頂光伏為公共資源，光伏電力直接與村級直流母線交互，農戶負載用電單向從直流母線取電。

2 系統(tǒng)性能評價方法

本文主要從技術性和經濟性2個方面進行評價分析。技術性指標主要關注光伏消納率和負荷滿足率，用于評價系統(tǒng)的自給自足性和相對獨立性；經濟性指標則綜合考慮光伏系統(tǒng)、蓄電池、變換器等系統(tǒng)投資和光伏售電、負載用電費用減少帶來的運行收益。

2.1 技術性指標

光伏消納率（LPV，%）被定義為整村光伏發(fā)電中用于負載耗電的比例；負荷滿足率（Lload，%）被定義為負載用電中來自光伏電力的比例。系統(tǒng)追求高光伏消納率和負荷滿足率，意味著系統(tǒng)更加穩(wěn)定，同時有利于建設綠色清潔的配用電系統(tǒng)。

式中：WPV、Wload分別為計算時間段內的光伏發(fā)電量和負荷耗電量，kW·h；Wgrid,export、Wgrid,import分別為系統(tǒng)向電網(wǎng)出口的售電量和進口的購電量，kW·h。

2.2 經濟性指標

系統(tǒng)投資（Isys，萬元）由光伏系統(tǒng)成本（IPV，萬元）、蓄電池成本（Ibattery，萬元）和變換器成本（Iconverter，萬元）組成，如式（9）所示。其中，光伏系統(tǒng)成本主要包括組件和其他配套成本。為了便于比較分析，在本研究的后續(xù)分析中，系統(tǒng)投資均指年平均投資。

式中：YPV、Ybattery、Yconverter分別為光伏系統(tǒng)、蓄電池和變換器的運行年限，年。

系統(tǒng)年運行收益（Rsys，萬元）由售電收益、購電費用和光伏發(fā)電補貼組成，即

式中：Pexport、Pimport分別為系統(tǒng)上網(wǎng)電價和購電電價，元/(kW·h)；Psubsidy為光伏發(fā)電補貼單價，元/(kW·h)。

系統(tǒng)年凈收益（Csys，萬元）由年運行收益和系統(tǒng)投資作差計算得到，即

光伏系統(tǒng)、蓄電池和變換器的單位成本及運行年限，研究案例所處地區(qū)（北京市）的購電電價、上網(wǎng)電價、光伏發(fā)電補貼成本等系統(tǒng)經濟性計算參數(shù)整理如表2所示。

2.3 設備容量無量綱化

為了便于對比分析，將光伏和蓄電池容量進行了無量綱化，定義光伏容量PE為年光伏發(fā)電量與年負荷用電量的比值，蓄電池容量Eb為蓄電池標稱容量與系統(tǒng)日均用電量的比值，即

式中：Wload,average為系統(tǒng)日均用電量，kW·h。

3 案例分析

3.1 基本信息

3.1.1 農戶用電負荷

本文選取北京市某農村由18個農戶家庭組成的配電臺區(qū)為研究對象。典型農戶用電負荷數(shù)據(jù)和整村農戶用電負荷分別如圖2 a)和圖2 b)所示，平均每戶年用電量為2 571 kW·h，整村年用電總量為54 620 kW·h，用電負荷高峰主要集中于冬季和夏季，負荷峰值約為35 kW。

3.1.2 光伏容量

該地區(qū)太陽輻射強度如圖3 a)所示，年平均輻照度為160 W/m2，進一步根據(jù)對該農戶房屋屋頂面積和農戶年用電量的調研，計算繪制了農戶住宅可鋪設光伏容量與年耗電的相對關系，如圖3 b)所示，農村屋頂光伏以最大容量安裝時，其發(fā)電量可提供農村生產生活用能，并具備外送電能的潛力，在本研究中分別選取PE=8和PE=1代表“光伏富余”和“光伏不足”2種典型工況進行計算。

圖4展示了在不同光伏容量下典型天負荷用電與光伏出力的對比關系，當PE=8時，全年光伏出力是總負荷用電的8倍，但由于光伏出力存在間歇性，夜間負荷用電無法由光伏發(fā)電供給；當PE=1時，全年光伏出力與總負荷用電相當，但二者在時間尺度上存在不匹配關系，即光伏出力不一定可以實時滿足負荷用電。將2種光伏容量下總負荷用電和光伏出力的不匹配關系整理如表3所示，進一步揭示了農村住宅光儲直柔系統(tǒng)配置蓄電池的必要性。

3.2 性能分析

3.2.1 技術性分析

不同光伏容量下系統(tǒng)技術性對比結果如圖5所示，光伏消納率和負荷滿足率均隨著儲能容量增加而升高。當PE=8時，光伏出力遠大于負荷耗電，光伏消納率僅為0.1~0.2，儲能作用十分顯著，若系統(tǒng)不設置儲能，負荷滿足率僅為0.574，意味著系統(tǒng)需要從交流電網(wǎng)獲取40%以上的電能供給負荷用電。若系統(tǒng)設置儲能容量增加至日均負荷的50%，負荷滿足率可達到0.921，相比不設置儲能，負荷滿足率大大提高，意味著降低了系統(tǒng)的電網(wǎng)取電量，整村光儲直柔系統(tǒng)與交流電網(wǎng)的交互更加趨近于單向上網(wǎng)的過程。但是儲能容量的增加對光伏消納率的提升效果甚微，在此光伏容量下，自用優(yōu)先光伏拓撲1相比公共光伏拓撲2具有更高的光伏消納率，但同時負荷滿足率降低，這主要是因為當光伏電力富余需要外送至交流電網(wǎng)時，拓撲1相比拓撲2多了一道戶村DC/DC變換器的步驟，此過程中的能量損失導致拓撲1的光伏消納率提高，負荷滿足率降低。

當PE=1時，系統(tǒng)發(fā)電量等于用電量，若系統(tǒng)不設置儲能，光伏消納率為0.464，負荷滿足率為0.424，若系統(tǒng)設置儲能容量為日均負荷的50%時，光伏消納率增大為0.829，負荷滿足率為0.768，此時系統(tǒng)的自給自足性能提高，降低整村配用電系統(tǒng)對交流電網(wǎng)的依賴。公共光伏拓撲2對應的系統(tǒng)形式具有更高的負荷滿足率和光伏消納率，代表著在該光伏容量下，拓撲2下的蓄電池能夠更多地發(fā)揮調蓄作用，具有更優(yōu)的技術性能。

3.2.2 經濟性分析

不同光伏容量下系統(tǒng)經濟性對比結果如圖6所示，運行收益和系統(tǒng)投資均隨著儲能容量增加而增大。當PE=8時，公共光伏拓撲2對應的系統(tǒng)形式相比自用優(yōu)先光伏拓撲1的運行收益更高且系統(tǒng)投資更??；當PE=1時，公共光伏相比自用優(yōu)先光伏運行收益更高但系統(tǒng)投資也高。

為了對比不同拓撲結構在不同光伏和儲能容量下的系統(tǒng)經濟性，整理不同工況下的系統(tǒng)年凈收益如表4所示，當整村無光伏、儲能、變換器等部件，在現(xiàn)有條件下工作時，年運行費用為2.67萬元，即年凈收益為–2.67萬元，可作為參考年凈收益。PE=8時，公共光伏的年凈收益高于自用優(yōu)先光伏，具有明顯的經濟優(yōu)勢；當PE=1時，公共光伏的年凈收益略低于自用優(yōu)先光伏，雖然系統(tǒng)年凈收益均為負值，但當儲能容量不超過0.5時，相比參考工況，2種拓撲均具有經濟優(yōu)勢。值得注意的是，隨著儲能容量的增加，不同工況下年凈收益都呈現(xiàn)降低的趨勢，意味著在當前儲能成本下，配置儲能并不是一個經濟性的選擇。

總體而言，當光伏容量較大時，其發(fā)電量遠超農戶用電量，公共光伏具有更高的經濟性，負荷滿足率也更高，更多的光伏電力被輸送至交流電網(wǎng)；光伏容量小時，其發(fā)電量和農戶用電量相當，自用優(yōu)先光伏的經濟性略有優(yōu)勢，但負荷滿足率和光伏消納率均低于公共光伏，即在自用優(yōu)先光伏的系統(tǒng)形式下，農戶與交流電網(wǎng)的交互更加頻繁，從電網(wǎng)取電量和上網(wǎng)量均高于公共光伏。

4 討論

通過3.2節(jié)的性能分析可以看出，2種拓撲在不同光伏容量下的技術、經濟性能有所差別，而實際工程中PEDF系統(tǒng)的投資經營模式對拓撲結構的選擇也顯得尤為重要。

對于自用優(yōu)先光伏（拓撲1）而言，戶內部分由農戶家庭負責，包括屋頂光伏、戶內蓄電池、戶內變換器和其他配套設施的成本投資，農戶和直流母線的用電量和送電量均在戶內計量，通過增加售電收入和減少購電成本實現(xiàn)成本回收和運行收入，戶內系統(tǒng)完全由農戶負責運營管理，農戶甚至可以根據(jù)需求側響應、峰谷電價等模式進行管理，發(fā)揮蓄電池和農戶住宅內其他負荷的柔性調節(jié)能力最大化運行收益；村級公共部分的成本投資包括電網(wǎng)變壓器增容改造和公共空地光伏、公共蓄電池，可由村集體或者其他政府有關部門進行投資負責，村級部分的上網(wǎng)電價可略高于居民上網(wǎng)電價，通過該差價實現(xiàn)成本回收和運行盈利。

對于公共光伏（拓撲2）來講，適用的經營模式為光伏、變換器和蓄電池部分均由投資公司負責，專業(yè)人士對村級系統(tǒng)進行日常運維和管理，集中管理光伏出力上網(wǎng)和整村負荷取電，投資公司通過上網(wǎng)售電獲得經濟收益，農戶通過租賃屋頂?shù)姆绞将@得收益。

另一方面，雖然在目前的儲能成本下，配置儲能會導致系統(tǒng)經濟性變差，但通過3.2.1技術性分析可以發(fā)現(xiàn)，設置部分儲能能夠有效提高系統(tǒng)穩(wěn)定性和獨立性，使得整村系統(tǒng)與交流電網(wǎng)的交互更加簡單，有利于降低電網(wǎng)整體的潮流波動。在現(xiàn)有電網(wǎng)線路和變壓器容量下，農村末端接入大量高比例光伏電力，可能會導致尖峰出力負荷超過線路和變壓器的容量限制，此時儲能資源的削峰、調節(jié)作用顯得尤為重要，可以大大提高電網(wǎng)安全性。未來隨著儲能相關技術的發(fā)展，其成本呈現(xiàn)下降的趨勢，極有可能成為不可或缺的經濟性選擇。與此同時，由于住戶末端存在著電動汽車充電樁、電熱水器和空調等柔性用能資源，在未來隨著對這些柔性資源調控技術的發(fā)展，負荷用電曲線將實現(xiàn)“荷隨源變”，系統(tǒng)光伏消納率和負荷滿足率也將大幅度提高，進而提高系統(tǒng)整體的經濟性。

5 結論

“光儲直柔”建筑新型配電系統(tǒng)是電力系統(tǒng)零碳轉化的重要途徑，在中國大力推進整縣屋頂分布式光伏試點的背景下，研究農村整村的光伏利用模式和系統(tǒng)容量配置意義深遠。本文提出了2種適用于農村住宅的光儲直柔系統(tǒng)形式，結合農村住宅的實際用電負荷和屋頂光伏容量，討論了不同拓撲形式下的系統(tǒng)性能，并對不同系統(tǒng)形式的經濟適用性進行了分析，得到主要結論如下。

1）公共光伏系統(tǒng)模式在光伏發(fā)電量大時，經濟性占優(yōu)，負荷滿足率更高。當PE=8時，在各種儲能容量配置下，公共光伏相比自用優(yōu)先光伏對應的系統(tǒng)形式，年凈收益高約1.7萬元，系統(tǒng)負荷滿足率可提高0.3~1.9個百分點。

2）自用優(yōu)先光伏系統(tǒng)模式在光伏容量小時，經濟性略有優(yōu)勢，且系統(tǒng)上網(wǎng)電量更高。當PE=1時，在各種儲能容量配置下，自用優(yōu)先光伏相比公共光伏對應的系統(tǒng)形式，年凈收益高約200元，系統(tǒng)負荷滿足率高1.0~3.0個百分點，光伏消納率高0.6~2.7個百分點。

3) 實際工程中，農村住宅建筑屋頂光伏接入系統(tǒng)的拓撲結構直接影響投資經營模式，須根據(jù)實際投資運行主體進行系統(tǒng)形式選擇。在當前儲能成本下，農村住宅光儲直柔系統(tǒng)配置蓄電池經濟性差，但可以有效提高系統(tǒng)穩(wěn)定性，配合調度建筑末端柔性資源的調蓄能力后，可助力構建以新能源為主體的未來電力系統(tǒng)。

注：本文內容呈現(xiàn)略有調整，如需要請查看原文。