Principles of solving the problem of EV charging from electric charging stations integrated into existing power supply systems of public buildings and apartment buildings

Full Text

Введение

В связи с увеличением парка легковых электромобилей (ЛЭМ) возникают проблемы обеспечения их доступной зарядной инфраструктурой. В ряде случаев ограничения, накладываемые такой инфраструктурой, в том числе в отношении свободы перемещения, могут служить отрицательными факторами при анализе потенциальными покупателями целесообразности покупки ЛЭМ.

Помимо стоимости собственно электрозарядного сервиса, зависящего как от цены на электроэнергию, так и от цены электрозарядной станции (ЭЗС) и затрат на ее эксплуатацию, большое значение имеет также месторасположение ЭЗС, которое должно отвечать требованиям ГОСТ Р МЭК 61851-1-2013¹ и ГОСТ Р 50571.7.722-2017/МЭК 60364-7-722:2015².

Не вызывает сомнений, что наиболее привлекательной для владельцев ЛЭМ является установка ЭЗС непосредственно в местах парковки, и данное обстоятельство служит основным преимуществом ЛЭМ перед автомобилями на органическом топливе. Это связано с заправкой последних только на автозаправочных станциях (АЗС), которые могут располагаться вдали от оптимальных маршрутов автомобилистов, с простаиванием в очередях на АЗС и с дополнительными затратами времени и средств, обусловленными особенностями услуги наполнения баков органическим топливом.

Обычно владелец ЛЭМ паркует его в месте своего проживания и вблизи места работы. В мегаполисах местом проживания подавляющего числа жителей являются многоквартирные жилые дома (МКД), а местом работы – общественные (офисные) здания (ОЗ). Кроме того, актуальны парковки с заправочным сервисом вблизи ресторанов, торгово-развлекательных центров и других зданий похожего назначения. Расположение парковки и заправки ЛЭМ вблизи последних, а также вблизи промышленных предприятий в данной статье не рассматривается ввиду меньших ограничений по располагаемой мощности систем электроснабжения таких ЭЗС.

Очевидно, потребитель услуги по зарядке ЛЭМ в МКД (ОЗ) желает и должен получать ее по принципу plug and play («подключись и пользуйся»). Это возможно только при определенных структурных свойствах самой внутренней системы электроснабжения (СЭС) здания³ и финансово-технологических условиях работы соответствующего юридического лица на розничном рынке электроэнергии (мощности) (РРЭМ), определяемых договором с гарантирующим поставщиком (ГП) или с энергосбытовой организацией (ЭСО), и в ряде случаев также договором с электросетевой компанией⁴.

Наилучшим решением проблемы было бы проектирование ЭЗС непосредственно при разработке проектной и рабочей документации строительства МКД или ОЗ (далее – объектов) с учетом расчетной мощности станций в составе СЭС, являющейся одной из систем инженерно-технического обеспечения объекта капитального строительства. При этом следует исходить из динамики роста парка ЛЭМ в городе и среднего ожидаемого числа подключаемых ЛЭМ на конкретном объекте, что требует введения региональных нормативов, регламентирующих мощность первоначально устанавливаемой ЭЗС с некоторым расчетным запасом для ее расширения.

 Однако в отсутствие такой практики и при наличии подходящих помещений во множестве существующих МКД и ОЗ приходится принимать паллиативные решения по установке электрозаправочного оборудования на объектах, зависящие от многих специфических факторов (ограничений) и требующие зачастую решения достаточно сложных задач управления процессами зарядки ЛЭМ.

Целью данной статьи является исследование вышеупомянутых факторов и подходов к их учету, а также формулировка принципов решения проблемы зарядки ЛЭМ в существующих СЭС, в составе которых ЭЗС не были предусмотрены первоначальным проектами.

Данные принципы охватывают следующие области:

• рыночно-договорные отношения;
• технические особенности существующих СЭС в МКД и ОЗ;
• прогноз нагрузки СЭС и возможности подключения ЛЭМ с аккумуляторами различных типов;
• информационное обеспечение прогноза, включая метрологические проблемы, связанные с применяемыми средствами измерения активной мощности;
• система двухуровневую управления зарядкой ЛЭМ.

Общие сведения об ЭЗС, доступных для установки в МКД и ОЗ

Как известно [1], существует три основных типа устройств зарядки электромобилей – быстрая/сверхбыстрая, средняя и медленная (по европейской и североамериканской терминологии). Они различаются выходной мощностью (в кВт) и, следовательно, скоростью зарядки, доступной для конкретного ЛЭМ. Для каждого типа ЭЗС предусмотрен соответствующий набор разъемов [1] согласно выбранному стандарту, предназначенных для использования с малой или большой мощностью, включая разъемы для зарядки переменным или постоянным током⁵. В настоящее время ЭЗС всех типов либо выпускаются электротехнической промышленностью России, либо доступны для импорта из Китая и других стран.

Мощность устройства определяет собой также максимально доступную скорость зарядки, в то же время автоматика ЛЭМ будет снижать скорость зарядки по мере того, как его аккумуляторная батарея (АБ) приближается к полному заряду. В технической документации часто указывается время зарядки до 80 % емкости АБ ЛЭМ, после чего скорость зарядки значительно снижается. На практике потребители также заряжают ЛЭМ максимум до 80 % емкости АБ.

ЭЗС быстрой и сверхбыстрой скорости зарядки (Rapid) обеспечивают:

• быструю зарядку мощностью 50 кВт на постоянном токе или мощностью 40 кВт и более на переменном токе на одном из возможных типов разъемов выбранного стандарта;
• сверхбыструю зарядку постоянным током мощностью 100 кВт и более (в настоящее время до 350 кВт) на одном из возможных типов разъемов выбранного стандарта.

В зависимости от модели ЛЭМ можно зарядить до 80 % всего за 20 мин, хотя в среднем новый ЛЭМ требует для завершения процесса около часа при применении быстрой зарядки мощностью 50 кВт.

Сверхбыстрые зарядные устройства постоянного тока обеспечивают мощность зарядки 100 кВт и более. Обычный ряд мощностей – 100 кВт, 150 кВт или 350 кВт, хотя возможны и другие значения номинальной мощности (скорости зарядки) между этими значениями. При мощности ЭЗС 100 кВт время зарядки составляет 20–40 мин даже при большой емкости АБ.

ЭЗС средней скорости зарядки (Fast) обеспечивают:

• зарядку мощностью, как правило, 7 или 22 кВт на одном из возможных типов разъемов выбранного стандарта;
• зарядку мощностью 11 кВт для ЛЭМ марки Tesla Destination.

Подавляющее большинство быстрых зарядных устройств предназначены для зарядки переменным током, хотя в некоторых сетях устанавливаются зарядные устройства постоянного тока мощностью 25 кВт с разъемами стандартов CCS или CHAdeMO.

Время зарядки ЛЭМ зависит от допустимой скорости зарядки (мощности) ЭЗС и ЛЭМ. Так, ЭЗС мощностью 7 кВт зарядит ЛЭМ с АБ емкостью 40 кВт·ч за 4–6 часов, а зарядное устройство мощностью 22 кВт – за 1–2 часа. Скорость зарядки при использовании быстрого зарядного устройства будет зависеть от бортового зарядного устройства ЛЭМ, при этом не все модели могут принимать мощность 7 кВт или более.

Среднескоростные ЭЗС, как правило, устанавливаются на автостоянках супермаркетов или развлекательных центров, где ЛЭМ чаще всего паркуются в течение часа или более.

ЭЗС медленной скорости зарядки (Slow) имеют мощность устройства 3–6 кВт на одном из допустимых типов разъемов выбранного стандарта.

Медленная зарядка осуществляется от устройств мощностью от 2,3 кВт до 6 кВт, причем наиболее распространенные медленные ЭЗС рассчитаны на 3,6 кВт (16 А). Встречаются ЭЗС и номинальной мощностью 3 кВт, а также 5,5 кВт (сопряженные с электрическими цепями опор освещения).

Время зарядки зависит от зарядного устройства и заряжаемого ЛЭМ. Полная зарядка устройства мощностью 3 кВт обычно занимает от 6 до 12 часов. Медленная зарядка – очень распространенный вид зарядки ЛЭМ, припаркованных на автостоянках в течение ночи или в течение рабочего дня. Поэтому следует ожидать их широкого распространения в СЭС МКД и ОЗ.

Следует принять во внимание, что предлагаемые в настоящее время на рынке ЭЗС конструктивно выполнены так, что к ним предусмотрено подключение как одного, так и нескольких ЛЭМ. Шкафы с оборудованием для зарядки выпускаются производителями настенного или напольного исполнения. В МКД и ОЗ в общем случае могут быть установлены несколько конструктивно независимых ЭЗС (шкафов). Как правило, вводные устройства СЭС, их кабели и шины спроектированы с некоторым запасом по мощности, вполне достаточном для оказания услуг по зарядке ЛЭМ при нынешней ситуации с их числом, приходящимся в среднем на один МКД (на одно ОЗ).

Рыночно-договорные ограничения при зарядке ЛЭМ в СЭС МКД и ОЗ

В настоящее время с данными ограничениями наиболее часто сталкиваются предприниматели, организующие бизнес по заправке ЛЭМ в МКД и ОЗ. Это происходит потому, что успешность их деятельности определяется имеющимися возможностями покупки электрической энергии (мощности) собственником здания на розничном рынке электроэнергии и мощности (РРЭМ) в объеме, достаточном для обеспечения электрической энергией (мощностью) текущей нагрузки (без учета потребления ЛЭМ), а также дополнительной нагрузки заряжающихся ЛЭМ в течение всего необходимого времени зарядки.

При этом в данной статье предполагается, что максимальная мощность энергопринимающих устройств , указанная в договоре на технологическое присоединение объекта, не изменяется при установке ЭЗС, то есть новая процедура технологического присоединения согласно действующему законодательству⁶ не требуется. Также предполагается, что не изменяются условия договора купли-продажи (энергоснабжения) в части оплаты поставляемой ЭСО электрической энергии и мощности и договора оказания услуг по передаче электроэнергии (в случае его наличия)⁷.

Корректность такого допущения обусловливается невысокой долей требуемой мощности ЭЗС относительно , во всяком случае в настоящее время, когда число ЛЭМ в МКД составляет в лучшем случае несколько единиц. Кроме того, коэффициенты неравномерности и заполнения суточного графика нагрузки МКД достаточно низки, а потребление объекта в ночные часы позволяет потенциально подключать к СЭС зарядные устройства мощностью до 80–85 % .

Очевидно, рыночно-договорные ограничения исчезают, если договоры на поставку электроэнергии (мощности) и договоры на оказание услуг электросетевой компании уже учитывают наличие потребления электроустановок ЭЗС в полном объеме. Тем не менее эти ограничения появляются при расширении бизнеса по оказанию услуг зарядки ЛЭМ и сопутствующем увеличении числа и мощности конструктивно несвязанных ЭЗС.

Собственнику МКД (ОЗ) и владельцу ЭЗС необходимо иметь в виду, что при расчетах за потребленную электроэнергию по 3–6-й ценовым категориям (ПП № 442) фактический объем мощности, поставленной в расчетном периоде ГП, определяется как среднее арифметическое значение фактических почасовых объемов электрической энергии, поставленной в рабочие дни в часы пиковой нагрузки, что определяется коммерческим оператором оптового рынка в отношении этого ГП. Расчеты за потребленную мощность с ЭСО осуществляются согласно заключенному с этой организацией договору, в котором также будут указаны часы пиковой нагрузки. Отсюда следует необходимость снижения среднечасовых мощностей в контрольные часы, в том числе и за счет уменьшения объема оказываемых услуг по зарядке ЛЭМ.

Технические ограничения при зарядке ЛЭМ в СЭС МКД и ОЗ

Как СЭС, так и сама ЭЗС представляют собой однородные энергетические хабы [2, 3] с входными потоками электрической энергии переменного тока напряжением 0,4 кВ. Выходные потоки ЭЗС – электрическая энергия либо постоянного, либо переменного тока в соответствии с типом станции. На рис. 1 приведена структурная схема подключения ЭЗС МКД (ОЗ) к СЭС.

Рис. 1. Структурная схема подключения ЭЗС к ЭЭС МКД (ОЗ). ЭЗС может осуществлять зарядку ЛЭМ как на постоянном, так и на переменном токе

Главным техническим сдерживающим фактором установки ЭЗС в подземных и наземных парковках МКД и ОЗ является, несомненно, обеспечение требуемой электрической энергией (мощностью) всех потребителей электрозаправочной услуги в нужные им промежутки времени в условиях существующих схемно-режимных свойств самой СЭС, влияющих на перетоки электроэнергии через точку подключения ЭЗС⁹.

Обозначим ограничения потребляемой мощности из территориальной энергосистемы (ЭС) на границе с СЭС по условиям договора на технологическое присоединение как $P_{дог}=P_{дог}\left(t\right)$, внутренние схемно-режимные ограничения СЭС по передаче мощности в точку подключения ЭЗС как $P_{exp}=P_{exp}\left(t\right)$, текущую мощность всех заряжаемых ЛЭМ – $P_{лэм}=P_{лэм}\left(t\right)$, текущую мощность $i$‑го заряжаемого ЛЭМ – $P_{лэмi}=P_{лэмi}\left(t\right)$, максимальное число заряжаемых ЛЭМ по условиям конструкции НЗЭС – $I$, а номинальную мощность ЭЗС – $P_{НЭЗС}$.

Очевидно, что основным условием проектирования и эксплуатации ЭЗС является

$\sum P_{лэмi}=P_{лэм}\le P_{НЭЗС}$.

Как правило, для СЭС выполняются также следующие условия:

$P_{дог}=P_{дог}\left(t\right)=P_{МД}=const$;

$P_{exp}=P_{exp}\left(t\right)=const$.

Оценка $P_{exp}$ осуществляется в процессе анализа режимов СЭС при выборе точки подключения ЭЗС. Проверяются ограничения по допустимому току, то есть нагреву, всех электротехнических устройств СЭС (трансформаторов, кабелей, проводов, шин), на которые оказывает влияние подключение ЭЗС с номинальной мощностью $P_{НЭЗС}$ и номинальной реактивной мощностью $Q_{НЭЗС}$. Если текущую собственную мощность потребления СЭС без ЭЗС обозначим $P_{СЭС}=P_{СЭС}\left(t\right)$, то

$P_{exp}\left(t\right)=f\left[P_{СЭС}\left(t\right), P_{НЭЗС}, Q_{НЭЗС}\right]$.

Поскольку заряд ЛЭМ происходит на постоянном токе, возможно, окажется необходимым принять меры по компенсации реактивной мощности, которая потребляется преобразователем переменного тока в постоянный (AC/DC), входящим в состав ЭЗС, или самими ЛЭМ, если преобразователи AC/DC являются конструктивными частями электромобиля.

Пусть мощность, покупаемая с РРЭМ собственником объекта в момент времени $t$ из энергосистемы, будет $P_{ЭС}=P_{ЭС}\left(t\right)$, тогда должно иметь место следующее выражение:

$P_{рас}\left(t\right)=P_{ЭС}\left(t\right)-P_{СЭС}\left(t\right)\ge P_{лэм}\left(t\right)$, (1)

где $P_{рас}\left(t\right)$ – потенциально доступная (располагаемая) мощность для зарядки ЛЭМ в момент t, которая может быть больше, меньше или равна $P_{НЭЗС}$:

$P_{рас}\left(t\right)=P_{дог}-P_{СЭС}\left(t\right)=P_{МД}-P_{СЭС}\left(t\right)\frac{<}{>}{P}_{НЭЗС}$.

Из (1) следует, что для принятия решения об одновременном подключении любого числа однотипных ЛЭМ (в общем случае от одного до ) с суммарной мощностью зарядки $P_{лэм}\left(t_0\right)$ в момент времени $t_0$ до момента окончания их зарядки $T_{з}$ необходимо осуществить прогноз $P_{СЭС}\left(t\right)$, или $P_{рас}\left(t\right)$, а также $P_{лэм}\left(t\right)$ в интервале [$t_0, T_3$].

Если всюду на этом интервале

$\left\{P_{лэм}\left(t\right)\le P_{рас}\left(t\right)\right\}\wedge \left\{P_{лэм}\left(t\right)\le P_{exp}\left(t\right)\right\}, t_0\le t\le T_{з}$, (2)

то зарядка ЛЭМ будет осуществлена в полном объеме без рыночно-договорных и технических ограничений. На практике к ЭЗС в произвольные моменты времени подключаются разнотипные ЛЭМ, поэтому мы имеем дело со случайной функцией $P_{лэм}\left(t\right)$, а также со случайными векторами ${\mathit{t}}_{\mathbf{0}}=\left[t_{01}...t_{0I}\right]$, ${\mathit{T}}_{\mathbf{3}}=\left[T_{з1}...T_{зI}\right]$ и их разностью – периодами зарядки ЛЭМ, хаотически перекрывающими друг друга:

$\mathbf{∆}{\mathit{t}}^{\mathbf{3}}\mathbf{=}{\mathit{t}}_{\mathbf{0}}\mathbf{-}{\mathit{T}}_{\mathbf{3}}$.

При реализации прогноза в АСУ ЭЗС непрерывная переменная $t$ заменяется ступенчатой переменной с выбранной дискретностью $∆t_{уср}$, зависящей от возможностей получения информации для прогноза потребления, которая, как правило, определяется дискретностью усреднения мощности в установленных в СЭС приборах учета (ПУ) электроэнергии $∆T_{ПУ}$:

$∆t_{уср}=n·∆T_{ПУ}\left(n=1,2...\right)$. 

Предлагаемые принципы решения сформулированной проблемы

Как следует из вышеизложенного, оценка осуществимости успешной зарядки некоторого числа ЭЛМ, подключаемых к ЭЗС в произвольные моменты времени, с длительностями зарядки, определяемыми их инструкциями по эксплуатации, может быть выполнена на основе решения трех следующих подзадач:

1. корректный прогноз потребления электроэнергии (мощности) собственными потребителями СЭС $P_{СЭС}\left(t\right)$ с учетом рыночно-договорных ограничений и особенностей сбора исходных данных;
2. прогноз потребления самих ЛЭМ $P_{лэм}\left(t\right)$ в условиях стохастичности потребляемой ансамблем ЛЭМ мощности и длительности зарядки, а также технические ограничения в точке подключения ЭЗС (шкафов с оборудованием);
3. создание релевантных алгоритмов технологического управления АСУ ЭЗС верхнего уровня (по отношению к системам управления отдельных единиц оборудования, к которым подключены ЛЭМ).

Прогноз ${\mathit{P}}_{\mathbf{С}\mathbf{Э}\mathbf{С}}\mathbf{\left(}\mathbf{t}\mathbf{\right)}$ . С практической точки зрения для прогноза $P_{\mathrm{СЭС}}\left(\mathrm{t}\right)$ необходимо:

• выбрать метод прогноза дискретных временных рядов $P_{\mathrm{СЭС}}\left(\mathrm{t}\right)$ и реализовать его применительно к нагрузке МКД и ОЗ;
• организовать информационное обеспечение прогноза, включая данные в режиме онлайн, полученные от измерительных приборов учета электроэнергии (счетчиков), метеорологические факторы, данные о режиме централизованного теплоснабжения: включено ли отопление и/или горячее водоснабжение (ГВС), так как любой перерыв централизованного отопления при неблагоприятных погодных условиях или перерыв ГВС влечет за собой некоторое увеличение электрической нагрузки, вызванное включением жителями индивидуальных электронагревательных приборов.

Выбор метода прогноза. Прогноз потребления СЭС МКД и ОЗ в виде дискретных временных рядов с выбранным интервалом усреднения мощности не вызывает принципиальных методических трудностей и может быть осуществлен различными известными методами [4–11].

Следует отметить, что целью статьи не является выбор конкретной модели прогноза нагрузки МКД и ОЗ, чему посвящены многочисленные исследования [4, 6, 10]. Поэтому предполагается, что при конкретном проектировании верхнего уровня системы управления ЭЗС интегратор может воспользоваться любым проверенным на практике методом прогнозирования в соответствии с собственным опытом и предпочтениями.

В то же время отметим следующий факт: большинством специалистов
[2–11] признано, что для целей прогноза временных рядов электрической нагрузки наиболее целесообразно применение нейросетевых технологий, наиболее соответствующих искусственному интеллекту (ИИ).

Нейросетевые модели, или семейство ANN, обладают высокой аппроксимирующей способностью, позволяют обрабатывать статистическую информацию и выполнять прогнозные оценки на базе широкого инструментария ИИ. Данные модели благодаря их свойствам могут успешно применяться для прогнозирования и имитационного моделирования поведения электротехнических систем и комплексов различного назначения, включая СЭС МКД и ОЗ. ANN может быть использовано также для создания информационной системы, позволяющей формировать консенсус-прогноз в целях уточнения результатов задачи прогнозирования временных рядов [2, 3].

Однако именно для МКД и ОЗ может быть применен также следующий упрощенный эвристический метод. Дело в том, что часовые графики потребления электроэнергии этих объектов относительно статистически устойчивы в разрезе суток соответствующих дней недели, что объясняется постоянством состава, характером и поведением множества однородных потребителей [13]. Причем чем больше число таких потребителей в объекте, тем более статистически устойчивы графики¹⁰. Кроме того, с достаточной степенью достоверности можно утверждать, что на данных потребителей все основные влияющие факторы, такие как температура наружного воздуха, сила ветра, влажность, наличие или отсутствие централизованного отопления и горячего водоснабжения, действуют примерно в одинаковой степени.

Повышение статистической устойчивости означает улучшение качества прогноза процесса. Известно также, что характеристики периодических процессов при прочих равных условиях обладают повышенной устойчивостью на более длительных интервалах времени. Поэтому, например, при планировании и контроле режимов электроэнергетических систем органами оперативно-диспетчерского управления используются 30-минутные и часовые интервалы, которым соответствуют и $∆T_{ПУ}$, требуемые на рынках электроэнергии (мощности).

Предлагается осуществлять прогноз $P_{\mathrm{СЭС}}\left(t\right)$ на основании типовых графиков, полученных для типовых сезонов и типовых дней недели, в скользящем режиме, примерно так, как осуществляется прогноз диспетчерских графиков в секторе балансирующего рынка, то есть корректировать потребление будущих периодов актуального типового графика по текущему потреблению.

Так, если в текущем интервале $∆T_j$ типовая нагрузка СЭС равна $P_{СЭС}^{тип}\left(∆T_j\right)$, а текущая – $P_{СЭС}\left(∆T_j\right)$, то в прогнозном следующем интервале $∆T_{j+1}$ принимаем:

$P_{СЭС}\left(∆T_{j+1}\right)=P_{СЭС}^{тип}\left(∆T_{j+1}\right)·\frac{P_{СЭС}\left(∆T_j\right)}{P_{СЭС}^{тип}\left(∆T_j\right)}$.

Информационное обеспечение прогноза нагрузки СЭС. В качестве исходной информации для прогноза потребления СЭС должны использоваться следующие виды исходных данных (ИД):

1. ретроспективные ИД – данные о релевантных временных рядах нагрузки прошлых аналогичных периодов, полученные с помощью интеллектуальных приборов учета (ИПУ) с выбранной дискретностью $∆t_{уср}$;
2. данные о потреблении текущих суток на выбранных временных интервалах с той же дискретностью, что и по п. 1, до начала периода прогноза;
3. ИД о метеорологических условиях (текущих и на период прогноза) – температуре, влажности, скорости ветра. Принимая во внимание характер нагрузки МКД и ОЗ, можно утверждать, что основное влияние на точность прогноза будет оказывать температура наружного воздуха;
4. наличие или отсутствие проектного централизованного отопления и ГВС здания, так как включение или отключение индивидуальных электрических бойлеров в квартирах, а также электронагревателей влияет на прогноз электропотребления МКД в целом гораздо более существенно, чем изменение прочей нагрузки (освещение, бытовые приборы и пр.);
5. в случае централизованного теплоснабжения – состояние «включено»/«отключено» отопления и/или ГВС в периоде прогноза.

При применении метода ANN основной информационной проблемой прогноза является получение достаточного объема качественных ретроспективных данных о потреблении электроэнергии для обучения нейросети [5–10]. Эти данные могут быть получены только с помощью интеллектуальных ПУ (ИПУ), включенных или не включенных в интеллектуальную систему учета (ИСУ). В последнем случае данные снимаются «вручную». Поэтому если на вводных распределительных устройствах здания применены интегральные ПУ, их необходимо заменить на ИПУ, которые должны быть подключены к АСУ ЭЗС (SCADA). Выбор типа ИПУ¹¹ следует осуществлять при проектировании АСУ ЭЗС.

Для получения среднеинтервальной мощности в современных ИПУ имеется возможность изменять интервал усреднения проходящей через счетчик электроэнергии, как правило, от 5 мин до 1 ч и более. Исходя из вышеприведенных время-мощностных стандартных характеристик ЭЗС рекомендуется выбирать следующие интервалы усреднения (дискретизации временного ряда) $∆t_{уср}$ в ИПУ:

• для ЭЗС быстрой и сверхбыстрой скорости зарядки $∆t_{уср}=5-10$ мин;
• для ЭЗС средней и медленной скорости зарядки $∆t_{уср}=30$ мин.

Интервалы усреднения должны выбираться при проектировании АСУ ЭЗС с учетом конкретных типов применяемых шкафов.

Проверка критерия (2) в процессе прогнозирования возможности зарядки ЛЭМ в существующих СЭС представляет собой, по сути, известную балансовую задачу с применением результатов измерений, осуществляемых ИПУ [12]. При этом в ряде случаев необходимо учитывать погрешности измерений, так как на некоторых $∆t_{уср}$ может оказаться, что

$P_{лэм}\left(∆t_{уср}\right)\ll P_{СЭС}\left(∆t_{уср}\right)$, (3)

и вследствие этого

$P_{лэм}\left(∆t_{уср}\right)\cong {\delta }_{\Sigma изм}={\delta }_{\Sigma изм СЭС}$, (4)

где ${\delta }_{\Sigma изм}$ – погрешность измерения сальдированного перетока на границах СЭС без ЭЗС; ${\delta }_{\Sigma изм СЭС}$ – погрешность измерения нагрузки СЭС без ЭЗС.

На рис. 2 приведены схема для расчета $P_{СЭС}\left(∆t_{уср}\right)$ и схема расстановки ИПУ для проверки критерия (2).

Рис. 2. Схема расчета перетоков мощности с расстановкой ИПУ в СЭС

Из (1) получим уравнения для определения расчетного значения собственной нагрузки СЭС:

$P_{СЭС}\left(∆t_{уср}\right)=P_{ЭС}\left(∆t_{уср}\right)-P_{лэм}\left(∆t_{уср}\right)$, (5)

$P_{СЭС}^{изм}\left(∆t_{уср}\right)=P_{ЭС}^{изм}\left(∆t_{уср}\right)-P_{ЛЭМ}^{изм}\left(∆t_{уср}\right)$, (6)

где $P_{СЭС}^{изм}\left(∆t_{уср}\right)$, $P_{ЭС}^{изм}\left(∆t_{уср}\right)$, $P_{ЛЭМ}^{изм}\left(∆t_{уср}\right)$ – соответственно измеренные ИПУ среднеинтервальные мощности нагрузки СЭС без ЭЗС, перетока из ЭС и потребления ЛЭМ.

Суммарный переток мощности из ЭС по двум (в данном конкретном случае) линиям (вводам в СЭС) равен согласно рис. 2

$P_{ЭС}\left(∆t_{уср}\right)=P_{ЭС1}\left(∆t_{уср}\right)+P_{ЭС2}\left(∆t_{уср}\right),$,

следовательно,

$P_{СЭС}\left(∆t_{уср}\right)=P_{ЭС1}\left(∆t_{уср}\right)+P_{ЭС2}\left(∆t_{уср}\right)-P_{лэм}\left(∆t_{уср}\right)$,

$P_{СЭС}^{изм}\left(∆t_{уср}\right)=P_{ЭС1}^{изм}\left(∆t_{уср}\right)+P_{ЭС2}^{изм}\left(∆t_{уср}\right)-P_{ЛЭМ}^{изм}\left(∆t_{уср}\right)$. (7)

Если соотношения между $P_{СЭС}^{изм}\left(∆t_{уср}\right)$ и $P_{ЛЭМ}^{изм}\left(∆t_{уср}\right)$ соответствует (3), (4), то из (7) можно исключить $P_{ЛЭМ}^{изм}\left(∆t_{уср}\right)$. Оценим возможные погрешности более подробно.

Пределы допускаемой основной погрешности ИПУ определяются их классами точности и выражаются числами в процентах. Таким образом, погрешности измерения среднеинтервальной мощности на линиях 1 и 2 (см. рис. 2) при классе точности 0,5 равны:

${\delta }_{ЭС1}=\pm 0,005*P_{ЭС1}^{изм}\left(∆t_{уср}\right)$, ${\delta }_{ЭС2}=\pm 0,005*P_{ЭС2}^{изм}\left(∆t_{уср}\right)$.

Когда, например, текущая мощность собственной нагрузки СЭС без ЭЗС равна 10000 кВт, $P_{ЛЭМ}^{изм}\left(∆t_{уср}\right)=0$ (ЭЗС отключена) и обе линии связи с ЭС нагружены одинаково, то

${\delta }_{ЭС1}={\delta }_{ЭС2}=\pm 0,005*5000=\pm 25$ кВт.

Известно, что погрешность косвенных измерений находится как среднее геометрическое погрешностей измерений каждым прибором с некоторым коэффициентом [12], который в данном случае примем условно равным 1. В данном примере ${\delta }_{изм СЭС}$ составляет примерно 35 кВт, следовательно, применять критерий (2) к анализу включения ЭЗС мощностью менее 100 кВт не имеет смысла.

Для уменьшения подобной неопределенности, а также в целях контроля соблюдения договорной максимальной мощности в режиме онлайн рекомендуется установить на внешних питающих линиях СЭС дополнительно датчики мощности, применяемые в системах диспетчерского контроля и управления (телемеханические датчики мощности с очень малым $∆t_{уср}$).

Если $P_{НЭЗС}$ меньше или равна погрешности измерения $P_{дог}$ (максимума возможной потребляемой мощности) МКД или ОЗ, то решение прогностических задач в АСУ ЭЗС нецелесообразно. Также нецелесообразен прогноз, когда $P_{НЭЗС}$ меньше трехкратной погрешности измерений $P_{дог}$ [12]. Если $P_{НЭЗС}$ больше трехкратной погрешности измерения $P_{дог}$, но в процессе эксплуатации ЭЗС возникают условия, когда $P_{ЭЗС}$ меньше или равна трехкратной погрешности измерения текущего значения $P_{СЭС}$, то алгоритм прогноза следует отключать на всем временном интервале существования данного условия.

Прогноз ${\mathit{P}}_{\mathbf{л}\mathbf{э}\mathbf{м}}\left(t\right)$ представляет собой самую трудную с практической точки зрения прогностическую задачу, так как число, типы подключаемых ЛЭМ (а следовательно, и их характеристики зарядки) и моменты начала и окончания зарядки каждого ЛЭМ в реальном времени могут быть совершенно произвольными ($T_{з}$ , соответствующее степени зарядки емкости АБ, выбирается потребителем самостоятельно исходя из его распорядка). Иными словами, в каждый прогнозный момент времени $t$ значение $P_{лэм}\left(t\right)$ зависит от множества ретроспективных и перспективных факторов, в том числе и от $∆t^{з}$, определяющих потребляемые в данный момент мощности $P_{лэмi}\left(t\right)\left(i=1,2,...I\right)$ каждого из подключенных к ЭЗС ЛЭМ:

$P_{лэм}\left(t\right)=\Sigma P_{лэмi}\left(t\right)=\Sigma P_{лэмi}\left[t, t_{0i}, T_{зi}, F\left({\tau }_i, {\mathbb{T}}_{зi}\right)\right]$,

где $F\left({\tau }_i, {\mathbb{T}}_{зi}\right)$ – время-мощностная зарядная характеристика i-го ЛЭМ; ${\tau }_i$, ${\mathbb{T}}_{зi}$ – «собственное» время зарядки и расчетное время окончания зарядки в координатах времени, указанных в технической документации.

Сразу примем допущение, что приведенные в документации зависимости $P_{лэм}^{д}\left({\tau }_i\right)=F\left({\tau }_i, {\mathbb{T}}_{зi}\right)$ не отличаются от фактических характеристик, хотя, как известно [1], они могут изменяться в процессе эксплуатации.

Основная проблема заключается в том, что изготовители АБ для ЛЭМ предоставляют потребителям не время-мощностные характеристики зарядки, а зависимости емкости $C\left(\tau \right)$ аккумуляторов, тока $I\left(\tau \right)$ и напряжения $U\left(\tau \right)$ от времени (рис. 3), то есть необходимо рассчитать $P_{лэм}^{}\left(\tau , {\mathbb{T}}_{з}\right)=F\left(\tau , {\mathbb{T}}_{з}\right)$ в условиях регламентированного в документации закона зарядки¹².

Как правило, применяют комбинации технологий зарядки при постоянном токе $\left(CC\right)$, постоянном напряжении $\left(CV\right)$, реже – при постоянстве электрической мощности $\left(CP\right)$ [14]. Наиболее распространенный алгоритм, показанный на рис. 3, сочетает начальную фазу $CC$ и конечную фазу $CV$, его условное обозначение $CC-CV$.

Рис. 3. Зарядные характеристики литиевых аккумуляторов компании EEMB
(URL: https://www.compel.ru/lib?tc=6980)

Из представленных на рисунке кривых видно, что время-мощностную характеристику АБ ЛЭМ можно рассчитать, перемножив $I\left(\tau \right)$ и $U\left(\tau \right)$ в аналитическом или в табличном виде.

Другая проблема состоит в том, что необходимо оценить потери электрической мощности в самом преобразователе AC/DC ЭЗС и в его входных и выходных цепях в процессе зарядки, что возможно осуществить с достаточной степенью точности через номинальной коэффициент полезного действия (КПД) агрегата.

Характеристика заряда 0,5C₅ означает, что ток заряда, составляющий 0,5 номинальной емкости C аккумулятора, должен полностью зарядить (или разрядить) его за 5 ч.

Архитектура и алгоритмическое обеспечение АСУ ЭЗС. Данная АСУ – двухуровневая. В качестве платформы верхнего уровня могут быть применены системы SCADA различных разработчиков, адаптированные под специфику СЭС; нижний уровень представляет собой штатные системы автоматического или автоматизированного управления (контроля, регулирования) самих АЗС, а также системы автоматики зарядки аккумуляторов ЛЭМ (при их наличии).

Объектом технологического управления АСУ ЭЗС являются устройства (шкафы) зарядки в заводском исполнении с подключенными к каждому из них ЛЭМ – от одного до максимально возможного числа согласно возможностям конструкции соответствующего устройства. Определение марки ЛЭМ, то есть типа внутренней АБ, с целью идентификации ее характеристики $F\left(\tau ,{\mathbb{T}}_{з}\right)$ должно осуществляться автоматически при подключении ЛЭМ к ЭЗС системой контроля и управления самой ЭЗС по сигналам от ЛЭМ.

Как указывалось выше, в процессе управления следует оценить время-мощностные характеристики всех фактически подключенных ЛЭМ ко всем установленным конструктивно независимым станциям (шкафам), чтобы сравнить их с $P_{рас}\left(t\right)$ и выбрать оптимальные режимы зарядки каждого ЛЭМ с учетом существующих ограничений. Следует иметь в виду, что ограничение по $P_{рас}\left(t\right)$ может привести к невозможности обеспечить зарядку вообще или к увеличению времени зарядки ЛЭМ (в пределах допустимого значения согласно технической документации), ожидаемого потребителем услуги, о чем он должен быть заранее предупрежден.

Таким образом, взаимодействие потребителя услуги и АЗС должно осуществляться при подключении ЛЭМ к свободному порту с автоматическим информированием владельца о возможном времени зарядки на специальном дисплее (как при зарядке сотового телефона), или в самом простом случае – на вывешенной табличке, предупреждающей о том, что время зарядки на данной АЗС может увеличиваться по сравнению с паспортными данными АБ. Потребитель может либо принять данные условия предоставления услуги, либо отказаться от них и выбрать зарядку на другой ЭЗС вне данного МКД (ОЗ).

С учетом вышеизложенного в АСУ принципиально возможна реализация трех стратегий управления.

Стратегия 1. Управление вынужденной пониженной мощностью, а следовательно, скоростью зарядки автоматикой ЭЗС и/или ЛЭМ на каждой конструктивно независимой ЭЗС при свободном подключении ЛЭМ (потребителя) ко всем свободным портам. В этом случае потребитель услуги должен быть поставлен в известность о возможном ухудшении качества зарядки. На АЗС это соответствует невозможности обеспечить требуемый расход бензина всеми заправочными терминалами, что, разумеется, встречается достаточно редко и не имеет таких последствий вследствие небольшого времени заправки автомобилей.

Стратегия 2. Отключение ряда ЭЗС (шкафов) или разъемов в многоразъемных шкафах либо перевод их в режим ожидания с предупреждением об этом потребителей услуги, что означает ограничение пропускной способности заправки. Это ничем не отличается от ситуации с АЗС при выходе из строя нескольких заправочных терминалов или при невозможности обеспечить требуемый расход бензина, как и в случае стратегии 1.

Стратегия 3. Предварительная последовательная онлайн-оценка подключения каждого нового клиента к ЭЗС с учетом доступной динамики мощности в условиях прогнозной $P_{рас}\left(t\right)$. Иными словами, клиенту может быть отказано в подключении к порту или выделении ему «окна» с меньшей доступной мощностью (и соответственно с большим временем зарядки), если это допускается заводской технической документацией. Такая возможность появляется, в частности, при переходе к алгоритму зарядки $CP-CV$ [14]. Данная стратегия в отношении выделения «окна» меньшей доступной мощности соответствует стратегии 1.

Набор стратегий управления в АСУ определяется при проектировании ЭЗС. Перевод порта с подключенным ЛЭМ из режима ожидания в режим номинальной или вынужденно ограниченной скорости зарядки осуществляется АСУ автоматически на основании определения фактического мощностно-временного «окна» при решении сформулированных выше прогнозных задач.

Учитывая тот факт, что основным препятствием для коммерческой деятельности по оказанию электрозаправочных услуг являются рыночно-договорные ограничения, наименьшим потенциальным рискам будут подвержены инвесторы (владельцы) ЭЗС, являющиеся ГП, ЭСО, которые заключили соответствующие договоры на поставку электроэнергии (мощности) с потребителями МКД и ОЗ или аффилированными с ними лицами. В данном случае верхний уровень АСУ ЭЗС может быть реализован не на объектах, а централизованно, на серверах ГП (ЭСО), что уменьшит затраты в целом по проекту. Кроме того, данные инвесторы при расширении коммерческой деятельности в отношении услуг по зарядке ЛЭМ могут разрабатывать и применять типовые решения, что также скажется на прибыльности такой деятельности. Хорошие перспективы прогнозируются и у электросетевых компаний, оказывающих услуги по передаче электроэнергии и по технологическому присоединению владельцев МКД и ОЗ к электрической сети.

Выводы

1. Наилучшим решением проблемы зарядки ЛЭМ является учет ЭЗС в составе проектной документации для строительства МКД и ОЗС. В то же время имеется возможность установки ЭЗС в уже эксплуатируемых зданиях с подключением к существующей СЭС на основе сформулированных в данной статье принципиальных подходов, реализуемых в двухуровневой АСУ. Ключевыми из них являются предложения по определению доступной для зарядки мощности при ограничениях по условию непревышения договорных значений мощности, потребляемой от ЭС, а также при ограничениях, налагаемых схемно-режимными особенностями самой СЭС.
2. В качестве методической основы прогнозирования временных рядов нагрузки СЭС целесообразно применение нейросетевых технологий с использованием инструментария ИИ, конкретный выбор которых определяет интегратор системы. Допустимо также использование эвристических методов прогноза, один из которых предложен в данной статье.
3. Особое внимание при создании АСУ ЭЗС следует обратить на информационное обеспечение системы, требующее получения ретроспективных среднеинтервальных значений мощностей за возможно больший предшествующий период. При этом необходимо подобрать оптимальные интервалы усреднения мощности из имеющихся в современных ИПУ заводских настроек. Исходя из время-мощностных характеристик ЭСЗ для станций быстрой и сверхбыстрой зарядки рекомендуется принимать $∆t_{уср}=5-10$ мин, для станций средней и медленной зарядки – $∆t_{уср}=30$ мин.
4. При проектировании и эксплуатации АСУ ЭЗС следует предусмотреть случаи, когда планируемая (текущая) мощность зарядки будет соизмерима с погрешностями определения нагрузки СЭС без учета ЭЗС. Это требование актуально при условии подключения к ЭЗС одного-трех ЭЛМ медленной зарядки в часы максимальной собственной нагрузки СЭС, что наиболее вероятно в настоящее время при медленном увеличении парка ЛЭМ.
5. Взаимодействие потребителя услуги и ЭЗС ничем не отличается от традиционной схемы предоставления коммерческих услуг, когда потребитель предварительно информируется об особенностях предоставления услуги (с учетом ограничений) при подключении ЛЭМ к свободному порту ЭЗС. Потребитель может либо принять данные условия предоставления услуги, либо отказаться от них и выбрать зарядку на другой ЭЗС вне данного МКД (ОЗ).
6. Наименьшие риски реализации проекта установки АЗС в МКД и ОЗ будут у инвестора (владельца), в качестве которого выступает ГП или ЭСО. Перспективна организация оказания услуг по зарядке ЭЛМ на объектах и у электросетевых компаний.
7. В целях выбора или уточнения алгоритма прогноза располагаемой мощности для заряда ЛЭМ, требований к выбору ИПУ и их настроек, в том числе $∆t_{уср}$, а также для уточнения архитектуры и функций АСУ ЭЗС потенциальному инвестору рекомендуется выполнение НИОКР с реализацией пилотного проекта в одном из МКД или ОЗ.

¹ ГОСТ Р МЭК 61851-1-2013. Система токопроводящей зарядки электромобилей. Часть 1. Общие требования.

² ГОСТ Р 50571.7.722-2017/МЭК 60364-7-722:2015. Электроустановки низковольтные. Часть 7-722. Требования к специальным электроустановкам или местам их расположения. Источники питания для электромобилей.

³ Терминология принята по ГОСТ Р 56536-2015. Услуги жилищно-коммунального хозяйства и управления многоквартирными домами. Услуги содержания внутридомовых систем электроснабжения многоквартирных домов. Общие требования.

⁴ В соответствии с Постановлением Правительства РФ от 04.05.2012 № 442 «О функционировании розничных рынков электрической энергии, полном и (или) частичном ограничении режима потребления электрической энергии» (ПП № 442).

⁵ ГК «Россети». СТО 34.01-8.1-001-2021. Электрозарядные станции для электромобилей. Общие технические требования на электрозарядные станции постоянного тока. См. также международные стандарты: IEC 61851-23:2023. Electric vehicle conductive charging system – Part 23: DC electric vehicle supply equipment; IEC 61851-24:2023. Electric vehicle conductive charging system – Part 24: Digital communication between a DC EV supply equipment and an electric vehicle for control of DC charging.

⁶ Постановление Правительства РФ от 27.12.2004 N 861 «Об утверждении Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг, Правил недискриминационного доступа к услугам по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике и оказания этих услуг, Правил недискриминационного доступа к услугам коммерческого оператора оптового рынка и оказания этих услуг и Правил технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям» (далее – ПП № 861).

⁷ В договоре на оказание услуг электросетевой организацией также указывается величина максимальной мощности электропринимающих устройств .

⁸ ДГП 18-05-Р. Методика расчёта электрических нагрузок многоквартирных домов / Утверждена заместителем Мэра Москвы в Правительстве Москвы по вопросам градостроительной политики и строительства А.Ю. Бочкаревым 30 декабря 2020 г. (URL: https://mtsk.mos.ru/documents/42807/).

⁹ Наличие мест для напольной или навесной установки оборудования ЭЗС, как и наличие мест под трассы подходящих к ним электрических кабелей, служит гораздо менее значимым ограничением ввиду относительной малости требуемых площадей в условиях существующих объемно-планировочных решений.

¹⁰ Боровский А.В., Юменчук А.А. Модель стохастической электрической нагрузки в жилом секторе с использованием плотности вероятности Вейбулла. Моделирование, оптимизация и информационные технологии. 2024; 12(4).

¹¹ В соответствии с постановлением Правительства РФ от 19 июня 2020 г. № 890 «О порядке предоставления доступа к минимальному набору функций интеллектуальных систем учета электрической энергии (мощности)».

¹² Согласно ГОСТ Р 59846–2021 изготовитель АБ должен указать в технических условиях алгоритм проведения заряда, то есть зависимость тока и напряжения заряда от времени. В инструкции по эксплуатации АБ указываются следующие параметры заряда: номинальное напряжение, номинальная емкость, максимальный ток заряда, рекомендуемая температура зарядки, допустимое напряжение заряда, время заряда, а также допустимые условия эксплуатации.

About the authors

Lev K. Osika

Author for correspondence.
Email: osikalk@yandex.ru
ORCID iD: 0000-0003-3068-5461

(Ph.D. (Techn.)), Associate Professor, Dept. of Electric Power Systems

References

Supplementary files

Supplementary Files

Action

1. JATS XML

Download

2. Fig. 1. Structural diagram of the connection of the electric charging station to the electric power system of the apartment building (OZ). The electric charging station can charge the electric vehicles using both direct and alternating current.

Download (108KB)

Indexing metadata

3. Fig. 2. Scheme for calculating power flows with the arrangement of individual metering devices in a solar power plant

Download (94KB)

Indexing metadata

4. Fig. 3. Charging characteristics of lithium batteries from EEMB (URL: https://www.compel.ru/lib?tc=6980)

Download (110KB)

Indexing metadata