农村住宅建筑光储直柔系统性能研究

摘要：“光储直柔”（PEDF）建筑新型配电系统是助力实现“双碳”目标的重要途径，在中国大力推进整县屋顶分布式光伏试点的背景下，农村整村的光伏利用模式和系统容量配置问题需要进一步探索。基于屋顶光伏的利用模式，提出了“自用优先光伏”和“公共光伏”2种适用于农村住宅建筑的PEDF系统拓扑结构。

从系统技术性和经济性角度出发，对比分析了不同拓扑结构在不同光伏和储能容量配置下的系统性能。以北京市某农村由18个农户家庭组成的配电台区为研究对象进行仿真计算，结果表明：光伏装机容量高时，适宜发展公共光伏系统形式，负荷满足率可提高0.3~1.9个百分点，年净收益可提高1.7万元；光伏装机容量低时，适宜发展自用优先光伏系统形式，负荷满足率和光伏消纳率可分别提高1.0~3.0个百分点和0.6~2.7个百分点。

实际工程中，可结合投资运行主体进行系统优化选择，并充分利用建筑末端柔性资源的调蓄能力，提升系统稳定性和经济性，助力构建以新能源为主体的未来电力系统。

农村住宅建筑光储直柔系统性能研究

王朝亮1，肖涛1,李少杰2,张吉2

1.国网浙江省电力有限公司营销服务中心2.清华大学建筑学院建筑节能研究中心

01

农村住宅光储直柔系统

1.1 系统基本拓扑

农村住宅光储直柔系统中每户家庭都是一个独立自治的微电网，一定数量的家庭形成一个低压直流配电系统，电能首先优先内部流动，不足或多余部分通过集中并网点与交流网交互，始终保持新能源的最大化就地利用。各家农户通过DC/DC变换器与村级直流母线相连接，村级直流母线上还连接有公共空地光伏、公共蓄电池和公共负载等部件，整村通过双向AC/DC变换器与交流电网实现能量交互。

当整村光伏电力富余时，公共蓄电池处于充电状态，剩余电力通过AC/DC变换器外送至交流电网；当整村光伏电力不足时，公共蓄电池处于放电状态，通过AC/DC变换器从交流电网取电供给负荷用电。根据农户屋顶光伏的利用模式，本文提出农村住宅光储直柔系统拓扑结构的2种形式：自用优先光伏和公共光伏，如图1所示。

图1农村住宅光储直柔系统拓扑结构

Fig.1Topology of PEDF system applied in rural residential buildings

对于自用优先光伏系统拓扑结构（见图1 a)），农户家庭单元内设计有屋顶光伏、户内蓄电池和户内直流负载。户内蓄电池用以提高光伏消纳率和户内负荷满足率，每户家庭通过双向DC/DC与直流母线连接，在保障农户住宅用电的基础上，也能够将农户单元内富余的光伏电力输送至直流母线，提高光伏发电利用率。

公共光伏系统拓扑结构如图1 b)所示，其与自用优先光伏系统拓扑的主要区别表现为：1）屋顶光伏直接与村级直流母线相连接，不直接用于户内负荷；2）农户家庭单元户内不设置蓄电池，单向从直流母线取电，仅在村级直流母线上设置公共蓄电池，负责整村的光伏消纳和负荷保障。相比而言，自用优先光伏（拓扑1）省去了户-村DC/DC的转换过程，减少了光伏电力的损耗；公共光伏（拓扑2）系统简单，节省了户内储能成本。

1.2 关键设备模型

光储直柔系统的主要建模部件由光伏、蓄电池和变换器组成。其中变换器承担电力转换的角色，如电压等级变换、交流直流变换等，为了刻画该转换过程中的损失，变换器效率在本研究中选取定值0.98。

1.2.1 光伏发电系统

光伏系统的发电功率由组件额定功率、太阳辐射强度、室外温度及组件自身特性参数等决定，光伏系统的输出功率P_PV(kW)为

式中：P_PV,rated为光伏组件的额定功率，kW；R_t为光伏板平面上所接收的太阳辐射强度，W/m2；γ为光伏组件的温度功率系数，取0.003 5/℃；T_PV为光伏板表面温度，℃；Ta为光伏组件的环境空气温度，℃；T_NOC为标称电池工作温度，取45 ℃。

1.2.2 蓄电池电池荷电状态（state of charge，SOC） 被定义为蓄电池剩余容量与标称容量的比值，其模型为

式中：S_OC(t)为t时刻的蓄电池荷电状态；P_b,ch、P_b,dis分别为蓄电池的充、放电功率；η_ch、η_dis分别为蓄电池充、放电效率；P_b为蓄电池实际功率；C_b为蓄电池的标称容量；α为蓄电池工作状态的指示值，α取1时，蓄电池处于充电状态，α取0时，蓄电池处于放电状态；Δt为时间间隔。

本文采用的蓄电池特性参数如表1所示。在蓄电池容量配置过程中，其运行状态还受到蓄电池剩余容量和额定功率的限制，即

表1蓄电池特性参数

Table 1Specification of the battery

式中：S_OCmin、S_OCmax分别为安全运行限制下蓄电池荷电状态的最小值和最大值；分别为蓄电池的最大充、放电功率。

1.3 系统控制策略

对于自用优先光伏系统（拓扑1），当屋顶光伏发电功率大于户内负载用电功率时，户内蓄电池优先充电，充电功率受到蓄电池最大充电功率和蓄电池SOC的限制，剩余电力通过户村DC/DC变换器传输至直流母线；当屋顶光伏发电功率小于户内负载用电功率时，户内蓄电池优先放电，放电功率受到蓄电池最大放电功率和蓄电池SOC的限制，蓄电池放电功率不足以维持户内负载用电时通过户村DC/DC变换器从直流母线获取电力。农户单元和村级直流母线的交互功率由户内负荷功率、光伏功率和蓄电池功率的平衡计算得出；整村净功率由公共空地光伏、公共负载功率、各农户与直流母线的交互功率求和进行计算。

对于公共光伏系统（拓扑2），农户单元和村级直流母线的交互功率仅取决于户内负荷功率；整村净功率由公共空地光伏功率、公共负载功率、各农户与直流母线的交互功率、各农户屋顶光伏功率求和进行计算。整村净功率大于0时意味着光伏输出功率富余，对公共蓄电池进行充电，反之意味着光伏输出功率不足，公共蓄电池处于放电状态，供给负载用电；最终通过村级直流母线的功率平衡计算得到整村与交流电网的交互功率。

总而言之，2种拓扑控制策略的不同之处主要在于：拓扑1自用优先光伏电力经过户内负载用电和户内蓄电池的调蓄后与村级直流母线交互；拓扑2屋顶光伏为公共资源，光伏电力直接与村级直流母线交互，农户负载用电单向从直流母线取电。

02

系统性能评价方法

本文主要从技术性和经济性2个方面进行评价分析。技术性指标主要关注光伏消纳率和负荷满足率，用于评价系统的自给自足性和相对独立性；经济性指标则综合考虑光伏系统、蓄电池、变换器等系统投资和光伏售电、负载用电费用减少带来的运行收益。

2.1 技术性指标

光伏消纳率（L_PV，%）被定义为整村光伏发电中用于负载耗电的比例；负荷满足率（L_load，%）被定义为负载用电中来自光伏电力的比例。系统追求高光伏消纳率和负荷满足率，意味着系统更加稳定，同时有利于建设绿色清洁的配用电系统。

式中：W_PV、W_load分别为计算时间段内的光伏发电量和负荷耗电量，kW·h；W_grid,export、W_grid,import分别为系统向电网出口的售电量和进口的购电量，kW·h。

2.2 经济性指标

系统投资（I_sys，万元）由光伏系统成本（I_PV，万元）、蓄电池成本（I_battery，万元）和变换器成本（I_converter，万元）组成，如式（9）所示。其中，光伏系统成本主要包括组件和其他配套成本。为了便于比较分析，在本研究的后续分析中，系统投资均指年平均投资。

式中：Y_PV、Y_battery、Y_converter分别为光伏系统、蓄电池和变换器的运行年限，年。

系统年运行收益（R_sys，万元）由售电收益、购电费用和光伏发电补贴组成，即

式中：P_export、P_import分别为系统上网电价和购电电价，元/(kW·h)；P_subsidy为光伏发电补贴单价，元/(kW·h)。

系统年净收益（C_sys，万元）由年运行收益和系统投资作差计算得到，即

光伏系统、蓄电池和变换器的单位成本及运行年限，研究案例所处地区（北京市）的购电电价、上网电价、光伏发电补贴成本等系统经济性计算参数整理如表2所示。

表2系统经济性计算参数

Table 2Parameters of system economic calculation

2.3 设备容量无量纲化为了便于对比分析，将光伏和蓄电池容量进行了无量纲化，定义光伏容量PE为年光伏发电量与年负荷用电量的比值，蓄电池容量Eb为蓄电池标称容量与系统日均用电量的比值，即

式中：W_load,average为系统日均用电量，kW·h。

03

案例分析

3.1 基本信息

3.1.1 农户用电负荷

本文选取北京市某农村由18个农户家庭组成的配电台区为研究对象。典型农户用电负荷数据和整村农户用电负荷分别如图2 a)和图2 b)所示，平均每户年用电量为2 571 kW·h，整村年用电总量为54 620 kW·h，用电负荷高峰主要集中于冬季和夏季，负荷峰值约为35 kW。

图2农户用电负荷数据

Fig.2Household power load data

3.1.2 光伏容量

该地区太阳辐射强度如图3 a)所示，年平均辐照度为160 W/m2，进一步根据对该农户房屋屋顶面积和农户年用电量的调研，计算绘制了农户住宅可铺设光伏容量与年耗电的相对关系，如图3 b)所示，农村屋顶光伏以最大容量安装时，其发电量可提供农村生产生活用能，并具备外送电能的潜力，在本研究中分别选取PE=8和PE=1代表“光伏富余”和“光伏不足”2种典型工况进行计算。

图3农户屋顶光伏应用潜力

Fig.3Application potential of rooftop PV in households

图4展示了在不同光伏容量下典型天负荷用电与光伏出力的对比关系，当PE=8时，全年光伏出力是总负荷用电的8倍，但由于光伏出力存在间歇性，夜间负荷用电无法由光伏发电供给；当PE=1时，全年光伏出力与总负荷用电相当，但二者在时间尺度上存在不匹配关系，即光伏出力不一定可以实时满足负荷用电。将2种光伏容量下总负荷用电和光伏出力的不匹配关系整理如表3所示，进一步揭示了农村住宅光储直柔系统配置蓄电池的必要性。

图4不同光伏容量下负荷用电与光伏出力对比

Fig.4Comparison of power load and PV generation under different photovoltaic capacities

表3 不同光伏容量下总负荷用电和光伏出力的不匹配关系

Table 3The mismatch between total power load and PV generation under different photovoltaic capacities

3.2 性能分析

3.2.1 技术性分析

不同光伏容量下系统技术性对比结果如图5所示，光伏消纳率和负荷满足率均随着储能容量增加而升高。当PE=8时，光伏出力远大于负荷耗电，光伏消纳率仅为0.1~0.2，储能作用十分显著，若系统不设置储能，负荷满足率仅为0.574，意味着系统需要从交流电网获取40%以上的电能供给负荷用电。若系统设置储能容量增加至日均负荷的50%，负荷满足率可达到0.921，相比不设置储能，负荷满足率大大提高，意味着降低了系统的电网取电量，整村光储直柔系统与交流电网的交互更加趋近于单向上网的过程。但是储能容量的增加对光伏消纳率的提升效果甚微，在此光伏容量下，自用优先光伏拓扑1相比公共光伏拓扑2具有更高的光伏消纳率，但同时负荷满足率降低，这主要是因为当光伏电力富余需要外送至交流电网时，拓扑1相比拓扑2多了一道户村DC/DC变换器的步骤，此过程中的能量损失导致拓扑1的光伏消纳率提高，负荷满足率降低。

图5技术性对比结果

Fig.5Comparison result of technical indicators

当PE=1时，系统发电量等于用电量，若系统不设置储能，光伏消纳率为0.464，负荷满足率为0.424，若系统设置储能容量为日均负荷的50%时，光伏消纳率增大为0.829，负荷满足率为0.768，此时系统的自给自足性能提高，降低整村配用电系统对交流电网的依赖。公共光伏拓扑2对应的系统形式具有更高的负荷满足率和光伏消纳率，代表着在该光伏容量下，拓扑2下的蓄电池能够更多地发挥调蓄作用，具有更优的技术性能。3.2.2 经济性分析

不同光伏容量下系统经济性对比结果如图6所示，运行收益和系统投资均随着储能容量增加而增大。当PE=8时，公共光伏拓扑2对应的系统形式相比自用优先光伏拓扑1的运行收益更高且系统投资更小；当PE=1时，公共光伏相比自用优先光伏运行收益更高但系统投资也高。

图6经济性对比结果

Fig.6Comparison result of cost-effectiveness indicators

为了对比不同拓扑结构在不同光伏和储能容量下的系统经济性，整理不同工况下的系统年净收益如表4所示，当整村无光伏、储能、变换器等部件，在现有条件下工作时，年运行费用为2.67万元，即年净收益为–2.67万元，可作为参考年净收益。PE=8时，公共光伏的年净收益高于自用优先光伏，具有明显的经济优势；当PE=1时，公共光伏的年净收益略低于自用优先光伏，虽然系统年净收益均为负值，但当储能容量不超过0.5时，相比参考工况，2种拓扑均具有经济优势。值得注意的是，随着储能容量的增加，不同工况下年净收益都呈现降低的趋势，意味着在当前储能成本下，配置储能并不是一个经济性的选择。

表4 不同光伏和储能容量下的年净收益对比

Table 4Comparison of annual net income (unit: CNY 10,000) under different PV and battery capacities

总体而言，当光伏容量较大时，其发电量远超农户用电量，公共光伏具有更高的经济性，负荷满足率也更高，更多的光伏电力被输送至交流电网；光伏容量小时，其发电量和农户用电量相当，自用优先光伏的经济性略有优势，但负荷满足率和光伏消纳率均低于公共光伏，即在自用优先光伏的系统形式下，农户与交流电网的交互更加频繁，从电网取电量和上网量均高于公共光伏。

04

讨论

通过3.2节的性能分析可以看出，2种拓扑在不同光伏容量下的技术、经济性能有所差别，而实际工程中PEDF系统的投资经营模式对拓扑结构的选择也显得尤为重要。

对于自用优先光伏（拓扑1）而言，户内部分由农户家庭负责，包括屋顶光伏、户内蓄电池、户内变换器和其他配套设施的成本投资，农户和直流母线的用电量和送电量均在户内计量，通过增加售电收入和减少购电成本实现成本回收和运行收入，户内系统完全由农户负责运营管理，农户甚至可以根据需求侧响应、峰谷电价等模式进行管理，发挥蓄电池和农户住宅内其他负荷的柔性调节能力最大化运行收益；村级公共部分的成本投资包括电网变压器增容改造和公共空地光伏、公共蓄电池，可由村集体或者其他政府有关部门进行投资负责，村级部分的上网电价可略高于居民上网电价，通过该差价实现成本回收和运行盈利。

对于公共光伏（拓扑2）来讲，适用的经营模式为光伏、变换器和蓄电池部分均由投资公司负责，专业人士对村级系统进行日常运维和管理，集中管理光伏出力上网和整村负荷取电，投资公司通过上网售电获得经济收益，农户通过租赁屋顶的方式获得收益。

另一方面，虽然在目前的储能成本下，配置储能会导致系统经济性变差，但通过3.2.1技术性分析可以发现，设置部分储能能够有效提高系统稳定性和独立性，使得整村系统与交流电网的交互更加简单，有利于降低电网整体的潮流波动。在现有电网线路和变压器容量下，农村末端接入大量高比例光伏电力，可能会导致尖峰出力负荷超过线路和变压器的容量限制，此时储能资源的削峰、调节作用显得尤为重要，可以大大提高电网安全性。未来随着储能相关技术的发展，其成本呈现下降的趋势，极有可能成为不可或缺的经济性选择。与此同时，由于住户末端存在着电动汽车充电桩、电热水器和空调等柔性用能资源，在未来随着对这些柔性资源调控技术的发展，负荷用电曲线将实现“荷随源变”，系统光伏消纳率和负荷满足率也将大幅度提高，进而提高系统整体的经济性。

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结论

“光储直柔”建筑新型配电系统是电力系统零碳转化的重要途径，在中国大力推进整县屋顶分布式光伏试点的背景下，研究农村整村的光伏利用模式和系统容量配置意义深远。本文提出了2种适用于农村住宅的光储直柔系统形式，结合农村住宅的实际用电负荷和屋顶光伏容量，讨论了不同拓扑形式下的系统性能，并对不同系统形式的经济适用性进行了分析，得到主要结论如下。

1）公共光伏系统模式在光伏发电量大时，经济性占优，负荷满足率更高。当P_E=8时，在各种储能容量配置下，公共光伏相比自用优先光伏对应的系统形式，年净收益高约1.7万元，系统负荷满足率可提高0.3~1.9个百分点。

2）自用优先光伏系统模式在光伏容量小时，经济性略有优势，且系统上网电量更高。当P_E=1时，在各种储能容量配置下，自用优先光伏相比公共光伏对应的系统形式，年净收益高约200元，系统负荷满足率高1.0~3.0个百分点，光伏消纳率高0.6~2.7个百分点。

3) 实际工程中，农村住宅建筑屋顶光伏接入系统的拓扑结构直接影响投资经营模式，须根据实际投资运行主体进行系统形式选择。在当前储能成本下，农村住宅光储直柔系统配置蓄电池经济性差，但可以有效提高系统稳定性，配合调度建筑末端柔性资源的调蓄能力后，可助力构建以新能源为主体的未来电力系统。