A real-time price (RTP)-based automatic demand response (ADR) strategy for PV-assisted electric vehicle (EV) Charging Station (PVCS) without vehicle to grid is proposed. The charging process is modeled as a dynamic linear program instead of the normal day-ahead and real-time regulation strategy, to capture the advantages of both global and real-time optimization. Different from conventional price forecasting algorithms, a dynamic price vector formation model is proposed based on a clustering algorithm to form an RTP vector for a particular day. A dynamic feasible energy demand region (DFEDR) model considering grid voltage profiles is designed to calculate the lower and upper bounds. A deduction method is proposed to deal with the unknown information of future intervals, such as the actual stochastic arrival and departure times of EVs, which make the DFEDR model suitable for global optimization. Finally, both the comparative cases articulate the advantages of the developed methods and the validity in reducing electricity costs, mitigating peak charging demand, and improving PV self-consumption of the proposed strategy are verified through simulation scenarios.

Commercial building microgrids will play an important role in the smart energy city. Stochastic and uncoordinated electric vehicle (EV) charging activities, which may cause performance degradations and overloads, have put great stress on the distribution system. In order to improve the self-consumption of PV energy and reduce the impact on the power grid, a heuristic operation strategy for commercial building microgrids is proposed. The strategy is composed of three parts: the model of EV feasible charging region, the mechanism of dynamical event triggering, and the algorithm of real-time power allocation for EVs. Furthermore, in order to lower the cost of computation resource, the strategy is designed to operate without forecasting on photovoltaic output or EV charging demand. A comprehensive result obtained from simulation tests has shown that the proposed strategy has both satisfactory results and high efficiency, which can be utilized in embedded systems for real-time allocation of EV charging rate.

The photovoltaic (PV)-based battery switch station (BSS) is one of typical integration systems to implement a solar-to-vehicle system. The charging strategy is important for the operation of the PV-based BSS. Generally, instant charging strategy for swapped electric vehicle (EV) batteries can keep the availability of battery-swapping service at a high level. However, it is always accompanied with the possibility of bringing a negative effect on the utilization of PV energy. The contribution of this paper is mainly on a novel charging strategy for the PV-based BSS considering the service availability and self-consumption of the PV energy. First, considering the features of the PV-based BSS, evaluation indexes for the operation performance are defined, including the availability of battery-swapping service, self-consumption of the PV energy, and operation profit. Second, the charging strategy is proposed, including a battery-swapping service model and a power distribution model. In order to guarantee the service availability, the battery-swapping service model is used to decide the lower limit of charging power based on short-term forecasting results of EV requirements. The power distribution model is obliged to dispatch the charging power supplied by the PV system and power grid. Finally, in the case study, the operation of the BSS is simulated with the instant charging strategy and the proposed strategy under different scenarios. From the analysis of results, the proposed strategy can effectively improve the self-consumption of PV energy with the premise of guaranteeing the availability of the battery-swapping service.

Abstract With the high penetration of distributed photovoltaics (DPVs) integrated into the distribution network, the voltage problem becomes a critical problem. At present, the resources in the current distribution network hardly satisfy the requirements of voltage regulation. However, the huge amount of DPVs in the distribution network could be a potential voltage regulation resource due to the controllable active power and reactive power. In this paper, a day-ahead centralized and intraday decentralized combined voltage control method is proposed for high penetration DPVs connected distribution Networks. In the part of day-ahead control, centralized compensation of the distribution network voltage is achieved by controlling the gear ratio of the capacitor/reactor group on an hourly scale. The intraday control part consists of decentralized local control based on DPVs and centralized control based on energy storage (ES) equipment. The reactive and active power of DPVs is controlled in a decentralized way by using local priority sensitivity control based on the coordination with capacitor optimization. Finally, simulations are performed to verify the performance of the method. The results indicate that this method can effectively solve the voltage problem caused by DPVs.