电动汽车充电站与光伏系统协同规划：提升配电网可持续性的综合框架

《IEEE Access》：Theoretically-Grounded Adaptive Sampling for Imbalanced Multi-label Classification in Medical Text

本刊推荐：为应对电动汽车(EV)大规模接入带来的配电网负荷激增、网损增加及电压失稳等挑战，研究人员开展了EV充电站(CSs)、光伏(PV)系统与无功补偿器协同规划研究。通过构建融合交通网、电网与PV模块数据的三阶段框架，实现了EV负荷精准预测、站点最优布局及PV容量优化。结果表明，该方案使日网损降低12%、电压偏差指数(VDI)改善6%，并降低峰值时段40%的电网依赖。研究为可持续交通能源基础设施提供了技术经济双重可行的解决方案。

　　

随着全球碳中和目标的推进，电动汽车(Electric Vehicles, EVs)的普及已成为交通领域减排的关键路径。然而，大量EV充电站(Electric Vehicle Charging Stations, EVCSs)接入传统配电网，犹如给本就复杂的电力系统注入了新的变量——负荷峰值陡增、线路损耗加剧、电压波动频繁，这些技术挑战直接制约着EV产业的规模化发展。更棘手的是，若单纯依赖电网扩容来满足充电需求，不仅成本高昂，还会加剧化石能源消耗，与可持续发展目标背道而驰。在此背景下，如何将清洁能源（如光伏PV）与EV充电设施有机结合，构建既稳定高效又绿色经济的能源供给体系，成为学术界与工业界共同关注的焦点。

针对上述问题，Abdullah Alrashidi等研究人员在《IEEE Access》发表了一项创新性研究，提出一个综合规划框架，将EVCSs、PV系统和无功补偿技术协同优化，旨在实现配电网技术性能与经济性的双重提升。该研究首次系统整合了真实道路流量数据、电网承载能力限制及PV安装空间约束，为可持续交通能源基础设施的部署提供了全新视角。

研究团队为开展此项工作，主要采用了以下几项关键技术方法：首先，基于粒子群优化(Particle Swarm Optimization, PSO)算法和河马优化算法(Hippopotamus Optimization Algorithm, HO)进行EVCS的选址定容及电网接入点优化；其次，利用实际地理信息系统(Geographic Information System, GIS)数据与国家标准辐射数据库(National Solar Radiation Database, NSRDB)的光照资源数据，对PV系统的发电潜力进行精细化建模；再者，构建了包含功率平衡、电压限值、线路热稳定约束的配电网运行模型，并采用电压偏差指数(Voltage Deviation Index, VDI)和电网承载因子(Hosting Factor, HF)作为关键评价指标；最后，通过全生命周期成本分析(Life-Cycle Cost Analysis, LCCA)评估了集成方案的经济可行性，重点考察了投资回收期与长期收益。

PV系统建模与容量规划

研究人员首先对PV模块的电气特性进行了数学建模，重点分析了短路电流(I_sc)、开路电压(V_oc)、填充因子(Fill Factor, FF)等参数随太阳辐照度和温度变化的规律。在此基础上，根据每个充电站的可利用屋顶面积（按总面积的50%计算）和SunPower SPR-415E-WHT-D型PV组件的性能参数，精确计算出各站点的最大可安装PV容量。结果表明，14个充电站的可安装PV容量介于53 kW_p至91 kW_p之间，且均未超过当地电网规定的可再生能源分布式发电(Renewable Distributed Generator, RDG)承载能力上限（埃及设定为峰值负荷的1.5%），确保了方案的实际可行性。

充电站负荷平衡与电网交互分析

通过对比PV集成前后充电站的日负荷曲线发现，PV系统的接入显著降低了白天高峰时段（特别是10:00至15:00）对电网的依赖。数据显示，在辐照度最强的13:00-14:00时段，部分站点的电网取电功率降幅高达30%-40%，有效实现了“削峰填谷”。例如，Station I的峰值负荷从约700 kW降至450 kW，Station V从600 kW降至380 kW。这种本地新能源发电与负荷在时空上的匹配，极大缓解了配电网的供电压力。

电网性能综合评估

研究对IEEE 123节点配电系统进行了深入仿真，对比了“无PV”与“有PV”两种情景下的关键技术指标。集成PV后，配电网的日能量损耗从15.6 MWh降至13.8 MWh，降幅达11.54%；电压偏差指数(VDI)从4.0018改善至3.76，提升了6.05%。同时，日发电量与日需求量分别下降3.33%和1.84%，表明系统运行效率得到优化，能源配置更为合理。这些数据印证了PV-CS协同规划在提升电网电压稳定性、降低网络损耗方面的显著效果。

经济可行性研究

从经济角度看，尽管PV系统初始投资约为404.56万美元，但因其大幅降低了电网购电成本、燃料费用、运行维护(O&M)开支及网损费用，年均总节约额可达92.54万美元。计算得出该投资的投资回收期(Payback Period)仅为4.37年，远低于PV系统25年的设计寿命。在全生命周期内，该集成方案可产生约1478万美元的净收益，展现出优越的经济吸引力。

本研究通过一个严谨的三阶段框架证实，将EV充电站、PV系统与电网进行协同规划和优化运行，不仅能有效解决EV普及带来的配电网技术挑战（如网损和电压问题），还能产生显著的经济效益和环境效益。该框架的创新之处在于其全面性：它突破了以往研究大多假设固定负荷或忽略实际空间约束的局限，融入了真实的交通流、电网承载力及屋顶面积等多维度数据，使规划结果更具工程实用价值。研究成果为城市决策者和电网公司提供了一套可操作的技术路线图，直接支撑联合国可持续发展目标(SDGs)中的“经济适用的清洁能源”（目标7）和“可持续城市和社区”（目标11）。未来，研究可进一步引入不确定性建模与实时优化控制（如强化学习算法），以应对可再生能源出力和交通负荷的随机性，持续提升系统的智能化水平和鲁棒性。