基于电动汽车发展阶段的充换电设施典型接入方案

基于电动汽车发展阶段的充换电设施典型接入方案
YE Linhao;WANG Ke;YANG Zhengang;RONG Huixian;HE Fenglu
【摘要】为了保障电动汽车(electric vehicle,EV)充换电设施安全可靠地接入配电网,探讨了电动汽车不同发展阶段充换电设施的接入方案.首先,从供电电源电压等级选定、充换电站负荷等级划分、供电电源配置、主要设备选型和电能质量治理等方面,提出了EV充换电设施接入电网的技术原则;然后将EV的发展阶段定义为前期阶段和后期阶段,并总结了前期阶段充换电设施接入配电网的典型方案及其适用场景,探讨了后期阶段充换电站以V2G形式接入电网的典型方案,旨在为充换电设施的规划设计和运行管理提供依据.
【期刊名称】《广东电力》
【年(卷),期】2019(032)001
【总页数】7页(P78-84)
【关键词】充换电设施;技术原则;典型接入方案;反向放电;V2G
【作者】YE Linhao;WANG Ke;YANG Zhengang;RONG Huixian;HE Fenglu 【作者单位】;;;;
【正文语种】中文
【中图分类】TM715
在环境污染、资源紧缺等环境能源问题的制约下，以及国家、地方政策的大力支持下，电动汽车(electric vehicle，EV)销量不断增加[1]。

现阶段，EV仍处于无序充
电状态，是一种具有时空变化特性的特殊负荷，充电行为受日行驶里程、充电时间、用户出行习惯等多种因素影响[2]，具有较强随机性，其大量接入电网会对配电网
产生若干影响，如增加配电网规划难度、影响电力系统的安全稳定经济运行等[3-6]。

随着EV渗透率越来越高，以及V2G技术不断成熟，大规模EV将实现有序充放电控制，能参与电网优化调度，提高电网的供电可靠性，并发挥削峰填谷的作用[7]。

为了满足EV快速发展情况下的充电需求，并保障EV充换电设施安全可靠地接入
配电网，享受优质的电力供应，迫切需要加快充换电设施的合理规划建设，很多学者对此展开了研究。

文献[8]提出了以用户更换电池的总加权距离最短和包含配电
网在内的充换电设施建设、运营维护成本最低为目标的充换电网络规划方案。

文献[9]提出了一种基于分区充电需求系数的EV充电设施选址定容方法。

文献[10]基于改进的P中心定位模型建立了一个以总投资成本、运维成本、电量成本和充换电
站用户成本最小为目标的整数线性规划模型，优化得到各类充电设施的规划方案。

文献[11]在充分考虑路网结构、车流信息和用户路程损耗等影响因素的情况下，提出了一种基于全社会成本最小化的充换电站选址定容方法。

文献[12]考虑充换电站布局对EV充电需求空间分布的影响，以EV群体空驶成本最小化为目标进行充换
电站选址，以充换电站的周最大充电负荷确定建设容量，并选取建设成本最小和充电桩利用率最大的规划方案。

文献[13]基于等负荷距分配法将集中和分散充电量分配到相应充电设施，通过能量等效的原则进行负荷预测，再进行定址定容。

文献[14]旨在最大限度地减少用户在通往充换电站途中的损失，用网格划分方法划分规划区域，得到整个区域充换电站的合理规划。

上述研究均从EV的充换电设施选址定容规划层面提供了理论指导，而关于EV充
电设施接入电网的设计层面相关研究甚少。

本文从充换电设施接入电网的技术原则进行展开，基于EV的发展规模，将EV渗透率(EV占所有汽车的比例)低于50%的
阶段定义为前期阶段，EV渗透率不低于50%的阶段定义为后期阶段。

结合实际工程设计，对EV前期发展阶段充换电设施的典型接入方案进行研究总结，并探讨
EV后期发展阶段充换电设施以V2G形式接入电网的原则及典型接入方案。

1 充换电设施接入电网的技术原则
为了使EV充换电设施能安全可靠地接入配电网，享受优质的供电服务，应对充换电设施接入的母线、线路、开关等进行短路电流和热稳定校核；对接入的配电线路载流量、变压器容量进行校核，接入单条线路的送电总容量不应超过线路的允许容量，接入本级配电网的送电总容量不应超过上一级变压器的额定容量以及上一级线路的允许容量。

同时，需要从技术上明确充换电设施接入的基本原则，包括供电电源电压等级选定、充换电站负荷等级划分、供电电源配置、主要设备选型、电能质量治理等方面。

1.1 供电电源电压等级选定
充换电设施的接入首先应结合充电负荷需求，根据充电设备及辅助设备总容量，综合考虑需用系数、同时系数等因素，经过技术经济比较后确定其供电电压等级，同时需符合GB/T 156—2007《标准电压》所给定的标称电压等级序列，具体见表1。

表1 充换电设施供电电源电压等级选定Tab. 1 Selection of voltage level of power supply for EVs’ charging and exchanging facilities
电压等级充电设备及辅助设备总容量受电变压器总容量220 V380 V10 kW及以下单相设备110 kW及以下50 kVA及以下10 kV20 kV35 kV66 kV110 kV110 kW 以上50 kVA～10 MVA50 kVA～20 MVA5～40 MVA15～40 MVA20～100 MVA
1.2 充换电站负荷等级划分
根据GB/Z 29328—2012《重要电力用户供电电源及自备应急电源配置技术规范》，充换电站负荷等级一般情况下按三级负荷考虑；对于具有重大政治经济意义，
且停电可能会对社会公共秩序造成严重混乱影响的充换电站按二级负荷考虑。

充换电站负荷等级的划分，需在政府主导下，由相关政府部门组织供电企业和用户统一认定。

1.3 供电电源配置
充换电设施供电电源点应具备充足的供电能力，依据城市地形地貌和道路发展规划就近选择，路径宜短捷顺直，避免近电远供、交叉迂回。

属于二级负荷的充换电设施(如高速公路两侧的快速充换电站、大型枢纽充换电站等)，宜采用双回路供电，并满足以下要求：①当任何一路电源发生故障时，至少应有一路电源能对保安负荷持续供电；②应配置自备应急电源，电源容量至少应满足全部保安负荷正常供电需求。

面向普通用户的充换电设施可采用单回线路供电，宜配置自备应急电源，电源容量应满足80%保安负荷正常供电需求。

1.4 主要设备选型
设备选型要求占地面积小，注重节能环保，采用免维护或少维护的新技术、新设备和新材料，各项技术经济指标先进。

充电桩需提供具有中国合格评定国家认可委员会(China National Accreditation Service for Conformity Assessment，CNAS)、中国计量认证(China Metrology Accreditation，CMA)资质检测机构出具的检测报告，其他常规电气设备应选用经国家质检合格产品，电气和电子设备应具有3C认证标志。

1.4.1 供电线路
10 kV电缆线路和架空线路的导线截面面积不应小于120 mm2。

220 V/380 V线路长度原则上不宜超过400 m，10 kV供电半径原则上不宜超过5 km，超出范围的应核查末端电压质量是否合格。

0.4 kV和10 kV导线主要满足额定电流要求，还需满足动、热稳定要求。

1.4.2 供电变压器
宜采用节能环保型、无载调压干式变压器，单台变压器额定容量不宜大于800 kVA。

高压开关柜进线采用负荷开关柜，当单台干式变压器额定容量为800 kVA
及以下，变压器回路采用负荷开关-熔断器组合单元。

10 kV侧变压器进线开关采
用开关设备配套的熔断器保护；0.4 kV侧开关采用开关自带的过流保护功能。

低
压开关柜宜采用固定式开关柜。

1.4.3 低压配电箱
进线选用塑壳断路器，配置短路瞬时保护、短路短延时保护、过载长延时保护、接地故障保护功能；出线选用塑壳断路器，配置短路瞬时保护、过负荷保护功能。

1.4.4 充电设备
直流充电桩(或称非车载充电机)：输出电压为200～500 V、350～700 V、500～950 V，输出电流优选80 A、100 A、120 A、133 A、150 A、160 A、200 A、250 A，额定输出功率优选60 kW、100 kW、120 kW、200 kW。

直流充电桩宜采用高频开关整流模式，成套配置有源功率因数校正技术，原则上全站不单独设置无功补偿及滤波装置。

交流充电桩：输出电压220 V、380 V，输出电流10 A、16 A、32 A、63 A。

考虑EV的交流充电现状及未来技术发展的适应性，交流充电桩功率配置差异化对设备造价影响较小，典型方案选用三相配置，电压380 V，电流分别为16 A、32 A、63 A，对应功率需求分别为10 kW、21 kW、42 kW，同时适用于单相充电需求。

1.4.5 电能质量治理
要严格控制充换电设施产生的谐波电压和谐波电流，满足GB/T 14549—1993《电能质量公用电网谐波》国家标准。

直流充电桩按输入侧的谐波电流和功率因数是否带有源功率因数校正分为A级设备、B级设备。

对于A级设备，可不对谐波
和无功电流进行补偿，输入功率因数不小于0.95，输入谐波电流含量不大于8%；
对于B级设备，应对谐波和无功电流进行补偿，输入功率因数不小于0.90，输入谐波电流含量不大于30%。

对于低压220 V单相接入的充电设备，尤其需注意保证三相平衡。

由各充换电设施引起的公共连接点三相电压不平衡度不应超过1.3%，短时不超过2.6%。

1.5 前期阶段充换电设施典型接入方案
前期阶段EV仍处于发展时期，渗透率较低，大多数情况下处于无序充电状态，作为随机负荷接入电网。

目前，EV充换电设施主要包括分散式充电桩和集中式充换电站，下面对这两大类充换电设施现阶段的典型接入方案进行介绍。

2 分散式充电桩典型接入方案
对于分散式充电桩，在原有配电变压器(以下简称“配变”)负载率满足的前提下，宜由配变的低压柜出线，经新建配电箱接入；若原有配电箱有闲置出线，亦可直接接入充电桩。

典型接入方式如图1所示。

图1 充电设备接入220 V/380 V电源Fig.1 Charging equipment accessing to 220 V/380 V power source
考虑负荷增长，并保证规划期内接入分散式充电桩的配变正常安全运行，充电设备220 V/380 V接入的约束条件为：
≤SN×[0.8-βmax×(1+a)m].
(1)
式中：n为充电桩台数；P为单台充电桩输出有功功率，kW；cos φ为充电桩功率因数；η为充电桩效率；SN为配变的额定容量，kVA；βmax为规划基准年的配变年最高负载率；a为区域年负荷自然增长率；m为规划期，年。

根据Q/CSG 1211013—2016《电动汽车非车载充电机技术规范》要求，取co s φ=0.98，
η=0.93。

这类方式比较适用于单台或多台分散式充电设备总功率较小的情况，适用场景一般
是因电力走廊紧张而无法新建电力设备的地区，如老旧的商业区、写字楼停车场或旧小区的停车位等。

2.2 集中式充换电站典型接入方案
2.2.1 充换电站10 kV公用线路接入
充换电站接入电网，主要根据充换电站的总容量确定其接入方式。

小型充换电站可首先考虑直接接入已建的公用配变；当充换电站的总容量已大于已建的公用配变允许容量时，需考虑新建专用配变接入公用电网10 kV线路中，接入方式根据地区
的经济情况可分为10 kV架空线路接入和10 kV电缆接入，如图2、3所示。

图2 充换电站接入10 kV架空线路Fig.2 EVs’ charging station accessing to 10 kV overhead line
图3 充换电站接入10 kV电缆Fig.3 EVs’ charging station accessing to 10
kV electric cable
新增配变总容量由充换电站的总负荷决定，即
(2)
式中：SΣ为新增配变总容量，kVA；K为充电桩需要系数，取K=0.75；Pn为站
内其他负荷，kW。

如图2所示，这类方式由架空线路出线，新建台架式变压器为充换电站供电。

在
我国一些乡镇等经济欠发达地区，配电线路多数仍为架空线路，配变一般应用台架式变压器，因此该接线方式较适用于欠发达地区的中小型充换电站建设。

如图3所示，这类方式由电缆分支箱出线，新建箱式变压器为充换电站供电。

由
于电缆具有不受外界自然条件的影响、运行安全可靠、美化城市、便于管理等优势，多数较发达地区配电线路为电缆线路，配变为箱式变压器，因此该接线方式适用于较发达地区的中小型充换电站建设。

2.2.2 充换电站10 kV专线接入
若10 kV公用线路无法容纳充换电站的建设容量时，需考虑充换电站10 kV专线接入方式，该方式主要分为10 kV专线单回路接入以及10 kV专线双回路接入。

考虑“N-1”安全准则以及负荷增长，10 kV专线接入方式的约束条件为：
(3)
式中：IN为馈线的安全电流，A；UN为馈线的额定电压，为规划基准年的馈线年最高负载率；k为不同接线模式下的馈线最大负载率。

在满足“N-1”安全准则情况下，中压配电线路最大负载率与接线模式的对应关系见表2。

表2 中压配电线路最大负载率与接线模式的对应关系Tab. 2 Relationship between the maximum load ratio and wiring mode of medium voltage distribution lines
接线模式最大负载率/%接线模式最大负载率/%单辐射80二供一备66.7非典型80架空线路双联络66.7“2-1”单环网50三供一备75“3-1”单环网66.7架空线路三联络75架空线路单联络50
注：“2-1”表示2条平行运行的辐射性配电线路形成联络；“3-1”表示3条平行运行的辐射性配电线路互相形成两两联络。

10 kV专线单回路接入方式如图4所示，要求一条10 kV线路仅对一个充换电站进行供电，虽对电力资源占用较大，但便于管理与控制。

该方式一般适用场景为大型枢纽充换电站、公交车充换电站、充电塔等大型充换电站。

图4 充换电站单回路接入10 kV专线Fig.4 EVs’ charging station single-loop accessing to 10 kV dedicated line
10 kV专线双回路接入主要是指由双回供电线路向同一充换电站供电的方式，如图5所示。

该方式一般应用在被评估为二级重要的电力用户或建设容量极大的充换电
站，如集散中心充电站等。

图5 充换电站双回路接入10 kV专线Fig.5 EVs’ charging station double-loop accessing to 10 kV dedicated line
3 后期阶段充换电设施典型接入方案
由以上分析可知，前期阶段充电设施作为电网负荷接入电网有多种方案。

后期阶段EV渗透率较高，并且引入了V2G技术，EV大多数情况下处于有序充放电状态，既作为负荷也作为电源接入电网。

充换电设施实现了与电网双向交换电能的功能，可调控的EV(controllable electric vehicle，CEV)相当于分布式储能单元接入系统，在特殊情况下向电网反向供电，以提高区域供电可靠性，并发挥削峰填谷的作用。

由于分散式充电桩的功率较小，参与电网调控的意义不大，因此在文中仅考虑后期阶段建设容量较大的充换电站引入V2G技术。

3.1 充换电站反向放电的原则要求
当CEV反向送电时，除了需满足充换电设施接入电网的技术原则以外，仍需遵循以下原则[15]：①配电线路的短路电流不应超过该电压等级的短路电流限定值，否则应重新选择接入点。

②接入点应安装易操作、可闭锁、具备明显开断点、带接地功能、可开断故障电流的开断设备。

③充换电设施向电网注入的直流分量不应大于其交流定值的0.5%。

3.2 充换电站反向放电能力的计算
充换电站的反向放电能力可用充换电站反向放电功率Pr和反向放电时间Tr表示。

a)反向放电功率Pr表示充换电站能向电网传输的功率，计算公式为
Pr∈[Pr,min,Pr,max]=
(4)
式中：Pr,min、Pr,max分别为充换电站最小、最大总反向放电功率，kW；Pi，
min、Pi，max分别为充换电站中接入第i个CEV的充电设备的最小、最大反向放电功率，kW；j为接入充换电站的CEV数量；PN为与充换电站相连的配变的有功额定容量，kVA，此处以80%为配变重载的负载率。

b)反向放电时间Tr是指系统故障情况下充换电站对单位负荷的供电时间[16]，即
(5)
式中：ESOCi、ESOCi,min、Ci分别为第i个正在充电的CEV荷电状态、最小荷电状态、电池容量；Pu为单位负荷，取Pu=1 MW。

因此，可以依据式(4)、(5)选择合适的充电设施接入电网方案，将其作为配电网各种重要用电设施的保安电源、备用电源、应急电源。

当充换电站充当备用电源、应急电源时的约束条件为
(6)
式中：tc为事故负荷不间断供电时间，s；Pf为事故负荷，MW。

3.3 充换电站反向放电的接入方案
在此阐述3种充电设施以V2G形式接入电网典型方案。

3.3.1 直接接入或紧邻110 kV变电站
图6 充换电站直接接入或紧邻110 kV变电站Fig.6 EVs’ charging station directly accessing to or closely next to 110 kV substation
110 kV变电站的典型事故负荷一般为数千瓦级，因而可以考虑在其停电时，充换电站充当保安应急电源，为事故负荷提供电能，以降低变电站的恢复供电时间，优化资源配置，如图6所示。

充换电站若直接接入或紧邻110 kV变电站，具有以下优点：和电源的电气距离特别短，电压偏移等较小；容纳的最大充电容量较大；供电可靠性较高。

然而由于
110 kV变电站及其周边电气布线等环境复杂，因此充换电站的施工建设存在一定难度，且发生事故后的处理比较复杂。

3.3.2 与联络断路器并联接入配电网末端
在配电网末端，充换电站与联络断路器并联，如图7所示。

充换电站的充电设备
分成PEV1和PEV2两部分，分别与两路电源S1和S2相连，即充换电站可分为
两部分反向放电。

图7 充换电站与联络断路器并联接入配电网末端Fig.7 EVs’ charging station and interconnecting circuit breaker accessing to the end of the distribution network in parallel
当一路电源S1发生故障停电时，无需等待联络断路器倒闸，该线路分段断路器
QF1立即合理动作，原来由电源S1供电的PEV1反向放电，待联络断路器合闸成功后，PEV1恢复至充电状态，站内由另一路电源S2供电的PEV2始终保持充电
状态。

3.3.3 与重要负荷并联
电力系统中总存在着不允许中断供电或中断供电有重大政治、经济影响的重要负荷，通常情况下这类负荷需配置应急电源，减少电气孤岛状态下的停电时间。

充换电站可以充当配电网重要负荷的应急电源，即将充换电站接入中压配电网中与重要负荷并联，如图8所示。

正常情况下，断路器QF3处于闭合状态，充换电站与重要负荷并联运行，当负荷
点失去所有的电源时，断路器QF3断开，充换电站反向放电充当重要负荷的应急
电源。

充电站与重要负荷并联，可以节约重要负荷布置应急电源的费用，提高配电网运行经济性。

图8 充换电站与重要负荷并联Fig.8 EVs’ charging station connecting with important loads in parallel
3.4 接入方案有序充放电的实现
EV有序充放电控制方案结构如图9所示，智能充电统一云平台通过交换机与配电网调度主站交互，并与充放电控制器进行数据上传和下发指令双向操作；充放电控制器可采集配变、充电桩的数据以及控制充电桩的充放电。

图9 EV有序充放电控制方案结构Fig.9 Structure diagram of EV’s ordered charging an discharging control scheme
充放电控制器控制模式包括：①就地分区自治。

在充电桩充电过程中，充放电控制器可根据配变实际负载情况、用户充电需求自行调整充电计划，实现就地分区自治，有效控制EV充放电，防止配变过载，保障配电网安全、可靠运行。

②电网协同调度。

充放电控制器通过连接中心与配电网自动化系统互联互通，结合从连接中心采集到的配变运行数据、用户充电需求信息、电价信息等，进行有序控制策略计算并编排充电计划，起到协同电网优化调度的作用。

4 结束语
为了保障EV充换电设施安全可靠地接入配电网，本文首先从供电电源电压等级选定、充换电站负荷等级划分、供电电源配置、主要设备选型和电能质量治理等方面，提出了EV充换电设施接入电网的技术原则；然后基于EV发展规模分为前期发展
与后期发展两个阶段；总结了前期阶段充换电设施典型接入方案，并给出了不同接入方案的适用条件及场景；在研究充换电站反向放电能力前提下，探讨了后期发展阶段充换电站以V2G形式接入电网的典型方案。

本文研究内容为指导充换电设施
规划设计和运行管理提供了重要依据。

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