CN114465291A - 基于能源云互联的大型分布式柔性风光储充放市电交直流混用系统及控制系统 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了基于能源云互联的大型分布式柔性风光储充放市电交直流混用系统及控制系统，包括互补的多兆瓦级电池储能变换器和风光储集成系统、无变压器高压直挂电池储能功率变换系统、交流微电网、直流微电网；高压电、大功率，且电压和功率自动可调，智能电网与光储充放双向互补，不间断的供电。
Description
技术领域
本发明属于物联网智能电网输配电技术领域，涉及一种基于能源云互联的大型分布式柔性风光储充放市电交直流混用系统及控制系统。
背景技术
随着双碳进程的深入发展，直流配电网强势回归大电网，分布式光储充放等可再生能源储能型迎来发展的迅速期，光储充放市电交直流混用必将是未来的常态配电系统。光储充放系统成为提高光伏系统友好性和调节电网电能质量、基于物联感知双碳评价大型分布式柔性光储充放系统成为研究热点。目前的光储充放系统还存在许多难题和技术上困难需要解决。
光伏(风力发电)系统受天气因素影响较大，光伏在阳光照射条件不好时，风力发电在风力不够或无风时，系统出力明显降低，对离网光伏发电系统造成供电的不稳定甚至断电。同时大规模并网发电系统经常会因为反孤岛、系统波动大以及需要得到并网许可等问题无法并网运行，极大的影响了光伏(风力)发电系统的经济性和稳定性。
现有分布式光伏电站与储能容量配置比例5:1；原则上国家要求弃光率在5％以下，年储能用电量在100小时计划；减少弃光风险，目前分布式光伏发电主要存在变流器功率太小的问题，建筑用户仅5KW-8kw，商业和工业用最大不超过250KW，电压等级在900V以下，还有储能电池容量太小，充电次数寿命短(4-5年寿命)的问题，光储充电放收回成本需5-6年，储能充电站还没有回本，就需要更换电池，反而增大了盈利难度。满足不了安全紧急用电，供电时间不超过2小时。单个Powerwall储能电池的容量为13.5kWh，连续输出功率为5kW，仅靠光伏不能正常供建筑用户、商业和工业的用电。目前储能充电站供电单个直流快充桩的功率在60kW以上，一台直流快充桩运行，大约相当于二三十个家庭的用电量，这对电网的冲击是很大的；现有分布式光储充放系统功率和电压做不大、温升限制连续供电不超过2.5小时，储能系统在整个供电总时段系统，储能系统仅占不到2％的比例，远远不能满足现有用电设备的连续用电。
光储充放系统就是以一体化充电站为核心的—光伏发电、储能电池和充电桩及将储能电池储存电能释放建筑、工业和商业用电设备及用电配电，其电能双向计量和分配的储充放系统。这五部分组成一个微网，利用光伏发电，将电量存储在储能电池中，当需要时，储能电池将电量供给充电桩与建筑用户、工业和商业用电设备使用，通过光储充系统，太阳能这种清洁能源就被转移到汽车的动力电池中，供车辆行驶、使用。根据需求，光储充放一体化充电站可实现并网和离网两种运行模式。将光储充一体化充电站并入电网，除了接受来自光伏太阳能板的能量外，储能电池在电价低的时候充电，在电价高时放电，降低充电成本的同时可以削峰填谷，也弥补了太阳能发电不连续性的缺点，而当电网断电时，光储充系统可以采用离网运行模式对新能源车应急充电，建筑用户、工业和商业用电设备、消防安全场景使用。由于光伏充放系统晚上和阴雨天光伏无法发电，在分布式光储发电无法连续供应建筑用户、工业和商业用电设备用电，特别是充电桩及应急用电量，光伏发电除自发自用，余电上网外，还有许多情况需要电网为储能电池、变流器供电和储能供电。保证变流系统和其它设备的连续供电。
多电平逆变器在中高功率转换中非常受欢迎，因为它们能够在使用额定电压较小的设备时产生具有低输出谐波的高电压幅值，因此现有技术开发二极管钳位多电平逆变器。钳位二极管在每个开关状态期间共享不相等的电压。每条腿需要12个二极管来维持它们两端的相等电压分布。每相12个二极管的功耗很大，二极管钳位多电平逆变器的直流链路电容器两端的不平衡电压会在输出电压中产生低次谐波，并增加开关设备上的电压应力，这可能导致开关设备的永久性损坏。多电平逆变器在中高功率转换后三相电压在负载、电网具有不平衡电压和功率，影响逆变效率和寿命。
现有多电平逆变器的电容器中不均匀的电压分布会损坏二极管和开关器件，还会产生输出电压谐波。为了克服电容器漂移现象，可以在前端使用变压器，其隔离的次级绕组可以通过二极管桥式整流器为各个电容器供电。然而，变压器使系统更重、昂贵且效率低下，电容器电压不平衡也可以通过将直流偏移和三次谐波分量添加到与开关电路相结合的调制波中来校正。这种额外的硬件将增加电源电路的复杂性以及系统成本，尤其是在高功率级别时。消除经典二极管钳位多电平转换器中电压漂移现象的问题和一些控制方案，使用电容器电压和直流链路中间支路电流平均值的成本函数，以使用SVM实现电压平衡。上述方法还需要参考空间向量在每个采样周期所在的扇区信息，并且涉及大量资源和海量的计算，才可获得各相的频率，相位和幅值，这使得系统更加复杂和无法满足接入智能电网和物联网的条件，接入智能电网和物联网负载和用电设备无法进行高精度的电能计量和碳中和评价。现有SVM矢量控制变流器的功耗高、频率偏移、逆变效率低和精度低，也无法满足智能电网、光储充放系统接入智能电网和电能计量、和碳中和评价实时性要求，无法避免频谱泄露和栅烂效应、相位移和频带混叠，无法用于谐波和间谐波频率的估计。现有技术电能不能双向计量智能电网、逆变器、储能、变流器、充电桩、建筑用户、工业不同设备的不同权项的电能计量。
现有光(风)储充放系统以集装箱式，发展高电压、超大功率、多种电池混合储能的光(风)储充放系统是未来的趋势合热点，但在联合运行过程中引起直流母线的波动，影响储能系统寿命和稳定性。
可再生能源发电装机占我国电力总装机的比例将超过50％。为了消除风电、光伏等新能源波动性、间歇性的缺陷，未来大规模高比例友好接入的智能电网和物联网，能够提升新能源消纳和存储能力。为了确保电力稳定供应，需要风光储充放与智能电网循环多项无间隙供电，电力系统的灵活调节能力，互动融合和互补；构建以新能源为主体的新型电力清洁、环保绿色、零碳排放的智慧能源系统。
发明内容
为了解决上述问题，本发明实施例提供一种基于能源云互联的大型分布式柔性风光储充放市电交直流混用系统，高压电、大功率，且电压和功率自动可调，智能电网与光储充放双向互补，不间断的供电。
本发明的另一目的是，提供一种基于能源云互联的大型分布式柔性风光储充放市电交直流混用系统的控制系统。
本发明所采用的技术方案是，一种基于能源云互联的大型分布式柔性风光储充放市电交直流混用系统，包括互补的多兆瓦级电池储能变换器和风光储集成系统、无变压器高压直挂电池储能功率变换系统、交流微电网、直流微电网；其中，
所述多兆瓦级电池储能变换器，用于实现多兆瓦级风光的发电，对多兆瓦级电池进行储能、双向充电的功能；
所述风光储集成系统，用于实现将多兆瓦级光伏电池储能变换器与多兆瓦级风力电池储能变换器集成在为同一系统实现储能、双向充电、放电功能；
所述无变压器高压直挂电池储能功率变换系统，用于实现由低压与高压系统柔性切换、通过无变压器高压直挂电池储能功率变换直接接入高压供电系统的功能；
所述交流微电网、直流微电网用于柔性接入智能电网，实现市电交直流混用。
本发明所采用的另一技术方案是，基于能源云互联的大型分布式柔性风光储充放市电交直流混用系统的控制系统，包括智能电网电压控制器、电池电压控制器、脉冲调制器、混合储能平台；
所述智能电网电压控制器包括比较器、补偿器、负限制器，当电池电压Vbat与电池安全SOC对应的最小可接受电池电压
的差值大于0时，比较器输出设置为第一交流市电网、第二交流市电网的参考电压
当电池电压Vbat小于
电池处于低SOC，且没有足够的电量供给总负载，比较器输出直流或交流微电网的参考电压
将参考电压
设置为卸载电压Vshat，以触发减载系统；直流微电网或交流微电网参考电压
根据电池实际SOC对应的输出电压生成；直流或交流微电网中不主要的负载被甩掉，为敏感负载节省资源；
二极管钳位多电平双级拓扑电路输出的电网电压Vgrid与直流或交流微电网的参考电压
比较，
被蓄电池-电压源变换器选择为大于受控电网电压的最大值；最大值输入至电网电压的补偿器GC-grid，补偿器GC-grid的输出发送至负限制器；在并网模式下，
生成的信号被负限制器限制为零；在这种情况下，电池电压控制器控制电池充电过程，即电压控制回路；
在分布式光储充放电站、分布式风储充放电站发电不足的情况下，电压控制回路将电池参考电压
通过控制转向正转，负限制器限制为零时，控制组合外电压环生成转换器参考电压
为电池的放电提供补偿电力；转换器参考电压
与电池电压设定点电压
比较，输出电池参考电压
所述电池电压控制器包括比较器、电池电压补偿器GC-bat、电池电流限制器，智能电网电压控制器输出的电池参考电压
与电池电压Vbat比较，比较的结果大于0时，输出电压差至电池电压补偿器GC-bat；电池电压补偿器GC-bat的输出端连接电池电流限制器，充电选择最大电池充电电流
放电选择最大放电电流
电池电流限制器输出电池参考电流
双向降压-升压DC/DC接口电路中的电池电流Ibat和电池参考电流
作为所述脉冲调制器的输入电流，电池输入侧等效阻抗RL和电感器L产生电感电流上升或下降斜率补偿Fb，输出滤波器的电阻R0和电容C0产生电感电流上升或下降斜率补偿F0输入脉冲调制器；
电池双向升降压DC/DC接口单元、风光储集成系统通过对应的开关与脉冲调制器的输入端连接，发送电池电压Ibat至脉冲调制器；电网参考电压
脉冲调制器输出的电网补偿输出电压
均输入至第一比较器，差值为负值时，第一比较器输出电压差，启动电网电压补偿器GC-grid，经电网电压补偿器GC-grid补偿后的电压、电池输出参考电压
电池输入合成输出扰动电压
均输入至第二比较器，第二比较器输出最大电压差至电池电压补偿器GC-bat补偿，电池电压补偿器GC-bat输出的补偿电流、电池模型中的电感扰动电流
输入至第三比较器，第三比较器输出电流差；电流差、电感电流上升或下降斜率补偿Fb、电感电流上升或下降斜率补偿F0均输入至第四比较器，第四比较器输出电池电流上升或下降斜率补偿Fm；
其中，D代表电感稳态占空比，Ts是栅极脉冲的周期，Ms代表用于电流斜率补偿的合成斜率，L代表电感，D’代表电容稳态占空比；
基于电池电流上升或下降斜率补偿Fm确定的电流占空比
输入至电感L的电流传递函数Gid；输出滤波器的电阻R0和电容C0产生的输出扰动电流
依次输入至ZL、Zi，ZL为开环输出电流i0到电感L的电流传递函数，Zi为开环输出电流i0到输入电压的传递函数；
传递函数ZL、Gid的输出值均输入至第五比较器，比较的最大值作为电感L的输出扰动电流
输入至Gbi，Gbi为电感电流到输入电压的传递函数，传递函数Zi的输出值、传递函数Gbi的输出值均输入至第六比较器，比较的最大值作为电池的输出合成扰动电压
电池输出侧R0和C0均输入至G0b，G0b为输入到输出的电压传递函数G0b，传递函数G0b的输出值与开环输出电阻Z0均输入第七比较器，Z0不包括负载电阻；电流指令占空比大于50％的电压与传递函数G0b的输出值比较，最大值作为电池电压电流峰值斜率合成补偿双循环控制电网补偿输出扰动电压
在不同扰动发生期间基于扰动电压
按放电模式调节电网电压。
本发明的有益效果是：
1、本发明提供的供电电路系统高压电(480-2000V)、大功率(250KW-630KW)且电压和功率自动可调，智能电网与光储充放双向互补，灵活调节智能电网、光储能电源长寿低成本地向普通负载、主要负载、充电电站、充电桩不间断的供电。
2、本发明通过分布式光储充放电站为储能电源充电桩、建筑用户、智能电网、工业用户用电设备的应急长时间不间断供电，灵活调节，使得光伏发电高比例低成本地向普通负载、主要负载和智能电网稳定性长时间供电。
3、本发明解决了现有多电平高功率级逆变器的电容器中不均匀的电压分布损坏二极管和开关器件，产生输出电压谐波与电容器电压、频率漂移、功率器件多、功耗大、逆变效率低的问题。
4、本发明实现了可再生能源(光储充放系统)接入智能电网与物联网，精度高，电能质量高，功率能够通过电压控制、中线、故障穿越、反孤岛控制系统，通过高精度电能表实现了计量可再生能源双碳评价、不同权项的多向电能、身份智能识别。
5、光(风)多控制环节综合集成控制平台将平抑风、光功率波动的变时间常数储能控制环节，不同类型储能出力优化分配环节联合应用，在保证铅酸电池的使用寿命同时最大限度的利用超级电容储能设备吸收高频分量，并利用磷酸铁锂电池储能设备来抑制直流母线的波动，风储储能系统采用SOC+功率-电压与光储采用功率-电压控制模式来保证混合出力，能够满足给定目标功率的要求，可以应对大规模风光并网引发的并网点功率的波动，引发储能装置直流母线的波动的问题，减少电池充电次数和深度，延长电池使用寿命、能够充分发挥能量型和功率型储能设备的优势互补特性，并使储能系统在弱电网下稳定运行。
6、直流和交流微电网系统构成了智能电网的最重要一环，可以有效的实现电网侧电力能量的转移，实现能量的削峰填谷。微网技术的应用是在传统电力系统生产模式基础上增加一个存储电能的环节，使得原来几乎完全刚性的系统变得柔性起来，可以让整个电网系统运行更加合理，在用电高峰期，微网系统可以为负载提供能量；在负荷低谷期，微网系统可以将电网中多余的能量存储起来。另外，在智能电网系统中，许多分布式电源会硬性的将产生的电能输送给电网，电网只能被动承受，因此分布式电源输出的电能质量很大程度影响着电网系统。增加微网系统，可以有效的调节系统中的有功、无功，对电网中电能质量改善起到一个调节器的作用。平抑风、光功率波动的变时间常数储能控制环节、不同类型储能出力优化分配环节、提升储能变换器弱电网稳定性的功率-电压型控制环节和多控制环节综合集成监控系统。有效提升了储能系统的寿命、利用率和运行的稳定性。
7、本发明提出了无变压器高压直挂电池储能功率变换系统，用模块化电力电子变换技术将大电池堆分割成多级的由电池芯串联组成的电池组，分别进行双向(高压/低压)充放电控制和荷电状态均衡，消除了环流及其损耗，大幅提升了系统的安全性。由于模块化技术省去了工频变压器、高压与低压兼容，节约了大量的成本，功率管大量减少，降低了超大功率的稳升和功耗、降低了变换器的开关频率、抑制了电池堆中的环流，使充放电循环效率提升10％。由于单个PCS(储能变流器，Power Conversion System)容量的提升，使超大型储能电站结构大幅简化，动态响应速度从秒级上升到十毫秒级。同时，由于PCS替代了电池管理系统的电池均衡任务，使电池管理系统成本降低80％。该成果使得单个PCS容量可以从500kW提升到43MW，效率提升了3％。
8、将电池组耦合到风电/光变流器直流母线的高增益储能耦合器，应对大规模风光并网的多环节储能控制及其综合集成平台技术。电池组耦合到风电、光伏变流器直流母线的高增益储能耦合器，基于发明的多电平逆变器和串入饱和电感的双向变换器，实现了储能变换器与风电变流器和光伏逆变器的一体化。同时，使风储、光储耦合器效率分别达到98.9％和98.5％。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是本发明实施例的结构拓扑框图。
图2是本发明实施例中分布式储放充电站的系统图。
图3是本发明实施例中分布式光(风)储充放柔性电能(双碳)评价管控系统图。
图4是本发明实施例中双向储充放多个兆瓦级电池储能组示意图。
图5a是发明实施例中5级直流均压多象截波光储充放电路拓扑图。
图5b是发明实施例直流母线(直流微电网)与电池的接口双向升降压DC/DC电路。
图5c是发明实施例是发明实施例中无变压器高压/低压兼容直挂电池储能功率变换系统光储充放电路拓扑图。
图5d是图5a中5级直流均压多象截波光储充放电路分级关断结构图。
图5e是图5c中无变压器高压/低压兼容直挂电池储能功率变换系统光储充放电路分级关断结构图。
图6是本发明实施例中PCS与电池柜通过双向降压-升压DC/DC电池接口示意图。
图7是本发明实施例中光储充放智能管理控制器的拓扑电路示意图。
图8a是本发明实施例电池组直流与智能电网储充放交换器通过电压回路和额外的内部电流回路组成的双回路控制系统示意图。
图8b是本发明实施例中电池组直流与智能电网(光伏直流输电)储充放交换器的主从综合柔性风光储充放集成平台示意图。
图9是图7光储充放三个阶段波形示意图。
图10是图8中G bi在最小和最大放电电流条件下的波特图。
图11是图8中G bi在最小和最大放电电流条件下的波特图。
图12是本发明实施例于能源云互联的大型分布式柔性光储充放市电交直流混用系统工作原理补偿图。
图13是本发明实施例中双向储充放兆瓦级电池储能高频电池剩余能量SOC模拟曲线。
图14是本发明实施例中双向储充放兆瓦级电池储能低频电池剩余能量SOC模拟曲线。
图15是本发明实施例中双向储充放兆瓦级电池储能高频电池充放电电流模拟曲线。
图16是本发明实施例中双向储充放兆瓦级电池储能高频电池端电压模拟曲线。
图17是本发明实施例中双向储充放兆瓦级电池储能低频电池充放电电流模拟曲线。
图18是本发明实施例中双向储充放兆瓦级电池储能低频电池端电压模拟曲线。
图19是图5c中本发明实施例无变压器高压/低压兼容直挂电池储能功率变换系统光储充放电路智能管控管理系统结构图。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
一种基于能源云互联的大型分布式柔性风光储充放市电交直流混用系统，如图1所示，包括互补的多兆瓦级电池储能变换器和风光储集成系统、无变压器高压直挂电池储能功率变换系统、交流微电网、直流微电网；交流微电网、直流微电网能柔性接入智能电网，实现市电交直流混用。
电池储能变换器和风光储集成系统起到相互互补的作用，并做到行业单机最大功率3.2MW；无变压器高压直挂电池储能功率变换系统实现了高压领域的供电，极大程度节省了高压变压器；低压分布式市电直交混用柔性光储充放系统的直流微电网在本发明中，起到最低电路成本、兼容柔性接入智能电网，实现市电交直流混用，低成本、全领域覆盖、大功率供电、实现永不断电的效果。
智能电网包括一对平行布设的第一交流市电网和第二交流市电网，第一交流市电网为第一交流母线供电，第二交流市电网或分布式柔性光储充放电站为发电机供电，发电机输出端和第二交流市电网为第二交流母线供电；分布式柔性光储充放电站通过交流微电网为第一交流母线供电，分布式柔性光储充放电站用于交流市电断电后的应急供电。
低压分布式市电直交混用柔性光储充放系统的交流微电网，包括第一交流母线、第二交流母线、第三交流母线；
第一交流母线通过第一自动转换开关接入第一交流市电网和第二交流市电网，第一交流母线通过对应的整流器分别与第一直流母线、第二直流母线连接；第一交流母线通过整流器连接储能组件(电池柜和PCS柜)，同时第一交流母线接入发电站用电机房；PCS系统通过整流器、智能电表(图1中未表达)接入第一交流母线；第一交流母线通过整流器为第一直流母线供电；储能组件为多个直流母线供电，多个直流母线上接入多组直流充电桩、负载直流配电柜、通讯控制柜和消防柜。
第二交流母线的输入端通过第二自动转位开关与发电机组连接，发电机组通过第一自动转位开关与第一交流市电网和第二交流市电网连接，第一交流市电网和第二交流市电网通过第三自动转位开关切换，第二自动转位开关接入第二交流市电网上的配电变压器输出端；第一交流市电网和第二交流市电网的公共点输出端接有配电变压器；第二交流母线的输出端接入交流负载；交流负载为锂充机、交流桩、n+1组交流电气控制柜和多组通讯柜等，锂充机、交流桩为电动车充电。
第三交流母线接入多个兆瓦级的风力变流器(如第一风力变流器和第二风力变流器)；第三交流母线与第一交流母线通过第四自动转位开关连接(图1中未表达)；第三交流母线通过整流器(图1中未表达)连接直流微电网，实现供电；多个兆瓦级的风力变流器为多兆瓦级电池储能变换器供电；
第一交流母线、第二交流母线及第三交流母线上均通过DC/AC转换模块连接直流DG、通过AC/AC转换模块连接交流DG、通过AC/AC转换模块连接交流储能、通过DC/AC转换模块连接直流储能；第一交流母线、第二交流母线及第三交流母线的输出端均通过负荷控制器与负载连接；第一交流母线、第二交流母线及第三交流母线的输出端连接有U,I测量模块。
低压分布式市电直交混用柔性光储充放系统的直流微电网，包括第一直流母线和第二直流母线；第一直流母线上接有PCS系统，电池柜通过双向升降压DC/DC接口电路分别接入PCS和第一直流母线，实现直流供电；第一直流母线上接有直流表、通讯柜和消防柜，多个直流表与对应的直流桩和直流柜连接。
第二直流母线通过双向升降压DC/DC接口电路接入分布式风储充放电站中的多个兆瓦级多级储能电池组；
第一直流母线和第二直流母线通过第六自动转位开关(图中未表达)连接；第一直流母线和第二直流母线分别通过对应的DC/AC转换模块连接直流负荷、交流负荷、交流储能；第一直流母线和第二直流母线均通过DC/DC转换模块连接直流储能模块，第一直流母线和第二直流母线的输出端均通过负荷控制器与负载连接，第一直流母线和第二直流母线的输出端连接有U,I测量模块。所有电器通过公共接入点的多位开关接入市电线路、第一交流母线、第二交流母线、第三交流母线、直流母线，并通过通讯线路与对应的消防柜和通讯控制柜连接。每个电器均需同时接入市电线路、第一组交流母线、第二组交流母线、直流母线。
当晚上或阴雨天光伏未发电时，分布式风储充放电站或分布式风储充放电站上的储能电池组，通过第一交流母线为分布式光储充放电站上一般负载和主要负载供电，同时为直流微电网上的负载供电；当没有风时，分布式风储充放电站上的储能电池组、分布式光储充放电站及PCS为直流微电网上的负载供电。
高压交流网混用柔性风光储充放系统分别通过4个无变压器高压直挂电池储能功率变换光储充放电路(见图5c)接入市电网；具体是：
分布式风储充放电站的第一风力变流器中的AC/DC模块，通过转位开关连接无变压器高压直挂电池储能功率变换光储充放电路(图1中未表达)，再通过开关S12接入第二交流市电网公共接点；
分布式风储充放电站的第二风力变流器中的AC/DC模块，通过转位开关连接无变压器高压直挂电池储能功率变换光储充放电路(图1中未表达)，再通过开关S24接入第二交流市电网公共接点；
分布式光储充放电站的多象限变流器，通过转位开关连接无变压器高压直挂电池储能功率变换光储充放电路(图1中未表达)，再通过开关S13接入第一交流市电网公共接点；
分布式光储充放电站的UPS逆变器，通过转位开关连接无变压器高压直挂电池储能功率变换光储充放电路(图1中未表达)，再通过开关S14接入第一交流市电网公共接点。
第一交流市电网公共接点、第二交流市电网公共接点均位于配电变压器之前，实现了无变压器高压直挂电池储能功率变换光储充放电。
如图1-2所示，分布式柔性光储充放电站包括物联感知协调分配系统控制的兆瓦级电池储能组(电池储能电池组)、储能单元限波器、多象限变流器、UPS逆变器，多象限变流器输出给一般负载(普通负载)和智能电网供电，UPS逆变器输出给重要负载供电，当电网断电时应急供电；一般负载和重要负载分别通过开关S6、开关S7与第一交流母线连接，当多象限变流器和UPS逆变器出现停机检修或故障时，由第一组交流母线供电。
交流市电发生故障或检修时，分布式光储充放电站通过智能电网、第一交流母线为发电机组供电；当交流市电发生故障/检修，或者发电机组发生断电时，分布式光储充放电站为发电站用电机房和多个储能组件(电池柜和PCS)供电，PCS为双向储能变流器。当电池储能电池组、智能电网供电不足时，储能组件(电池柜和PCS)对兆瓦级电池储能组(即图1中风电电池储能电池组和图2中电池组)、智能电网和发电机放电。
第一交流市电网与第二交流市电网通过公共接入点，接入控制参数一致的一对配电变压器，一对配电变压器由通讯控制柜(图1中n+1控制柜中的通讯控制柜)控制，为第一交流母线、第二交流母线、发电机组、第一自动转换开关、第二自动转换开关、第三双电源开关提供与直流母线等值的供电电压。直流配电供电电压±280V，线电压560V；560VDC与380VAC驱动电源兼容，可直连380VAC设备；280VDC与220VAC驱动电源兼容，可直连220VAC照明等设备(见图1)。
如图2所示，储能单元限波器包括电阻R01、电容C01、双向功率管SA9、电感L10、双向功率管SA8、电容CD、电容CB和开关SB；开关S2端口正极接有电阻R01，开关S2端口接负极接有电容C01，电阻R01和电容C01串联；开关S2端口正极与双向功率管(IGBT)SA9的C极连接，双向功率管SA9的E极与电感L10连接，电感L10与电池储能电池的正极连接，双向功率管SA9与电感L10的连接结点与双向功率管SA8的C极连接，双向功率管SA8的E极与电池储能电池的负极连接，电池储能电池的正负极之间连接有开关SB、电容CB，开关SB、电容CB串联，电池储能电池的正负极之间连接有电容CD。
双向功率管SA9和双向功率管SA8的控制极(G极)与零线之间分别并联有三组电阻和开关的串联电路，控制极(G极)与零线之间的电压为10V；开关与控制芯片MCU的IO口连接，平常开启由控制芯片MCU开启，关断是由MCU等量的分时关断，MCU根据不同温度、电压、电流及环境的不同智能分断。
分布式光储充放电站中的多象限变流器和UPS逆变器均采用二极管钳位多电平双级拓扑电路，具有逆变和整流的功能；如图5a所示，二极管钳位多电平双级拓扑电路包括结构相同且独立的A、B、C相逆变/整流单元，其中，A相逆变/整流单元包括外桥臂钳位开关三极管SA1、二极管DA1、S′A1、D'A1、S′A4与内桥臂钳位开关三极管SA2、二极管DA2、SA3、S′A2、D′A2、S′A3；
串联电容C1\C2\C3\C4的两端及串联结点分别并联五级直流母线，输出五路均流直流电流(i1、i2、i3、i4、i5)，第一路均流直流电流分三路分别为电流i1A、电流i1B、电流i1C，第二路均流直流电流分三路分别为电流i2A、电流i2B、电流i2C，依次类推，第五路均流直流电流分三路分别为电流i5A、电流i5B、电流i5C；
电流i1A通入A相逆变/整流单元的SiC MOSFET型的三极管SA1、SA4的串联电路，电流i2A通入SiC MOSFET型的三极管SA2、SA3的串联电路，电流i4A通入SiC MOSFET型的三极管S′A2、S′A3的串联电路，电流i5A通入SiC MOSFET型的三极管S′A1、S′A4的串联电路；二极管DA1钳位于三极管SA1、SA4的串联结点，二极管D'A1反接钳位于三极管S′A1、S′A4的串联结点；二极管DA2钳位于三极管SA2、SA3的串联结点，二极管D'A2反接钳位于三极管S′A2、S′A3的串联结点；电流i3A通入二极管DA2、二极管D'A2的串联结点，三极管S'A2、SA3的串联结点与二极管DA1、二极管D'A1的串联结点连接；三极管S′A1与三极管SA4连接的中位点输出A相交流电流iA；
通过相同的电路，使得电流i1B～电流i5B输出B相交流电流iB，电流i1C～电流i5C输出C相交流电流iC。
如图5a所示，5级直流均压(正负电平)多象截波光储充放电路包括储能电池组，储能电池组由储能电池Cell1～Cell5串联构成，四路串联电容C1\C2\C3\C4连接于电池储能组Cell1正极与Cell5负极之间，在电池储能组Cell5负极、相邻两个电容的串联结点、第一级电池Cell1正极分别对应0路、1路、2路、3路、4路(第四直流路)电流。
电容C1、C2串联结点通过连接线Cel3与R1L1滤波器的电感端连接，R1L1滤波器的电阻端接三极管S1的发射极，三极管S1的集电极与第四直流路连接；电容C3、C4串联结点通过连接线Cel1与R3L3滤波器的电感端连接，R3L3滤波器的电阻端与三极管S3的发射极连接，三极管S3的集电极与第四直流路连接；三极管S3的发射极与二极管D33输出端连接，二极管D33输入端与第五电池Cell5负极连接；电容C2、C3串联结点通过连接线Cel2与R2L2滤波器的电感端连接，R2L2滤波器的电阻端与三极管S2的发射极连接，R2L2滤波器的电阻端与二极管D22输出端连接，三极管S2的发射极与二极管D22输出端连接，三极管S2的集电极与第四直流路连接，二极管D22输入端与连接线Cel1连接。
A相逆变/整流单元输出端中位点接有RaLa滤波，RaLa滤波输出端接在第5路电流i5A线，B相逆变/整流单元输出端中位点接有RbLb滤波，RbLb滤波输出端接在第5路电流i5B线，C相逆变/整流单元输出端中位点接有RcLc滤波，RcLc滤波输出端接在第5路电流i5C线。
第一级电池Cell1与第五级电池Cell5串接构成正电平额定电压1500V(可超过1500V实现高压电压)储能电池组。
本发明实施例的5级直流均压(正负电平)多象截波光储充放电路中的开关数量是现有技术双级逆变的一半。更适用于不限于1500V的超高压电路，随着正负电平多象截波级别的增加，开关数量的减少更为显着，电平电压更向高压发展。降低了开关两端的电压应力。减少了开关损耗。，控制系统和切换算法得到了极大的简化。如果不慎导通开关，多象截波电路发生短路，不会影响电容电压更可靠。半导体损耗的减少降低了元件的平均温度。这导致组件故障率大幅下降。开关组合中的冗余也可用于减小截波电感器的尺寸；可拓展更多电平的配置，减少电磁兼容性问题，降低声学噪声，限制电压瞬变等。
PCS系统通过双向降压-升压DC/DC接口电路与电池柜连接，电池柜通过双向降压-升压DC/DC接口电路与直流微电网连接；分布式风储充放电站中的电池通过双向降压-升压DC/DC接口电路与直流微电网连接；分布式光储充放电站的电池储能电池组通过双向降压-升压DC/DC接口电路与直流微电网连接。
如图5b所示，双向降压-升压DC/DC接口电路包括电池，电池的正极输出线串联有L、RL，L输出端分别与第一MOSFET管(SA10)的S极、第二MOSFET管(SA11)的D极连接，第一MOSFET管(SA10)的D极与电池的负极输出线连接，第二MOSFET管(SA11)的S极与电池的负极之间串联有电阻Ro、电容Co，第二MOSFET管(SA11)的S极与电阻Ro之间输出电流作为电压正极，接入微电网(直流母线)正极；电容Co与电池的负极输出线的连接端输出电流作为电压负极，接入微电网(直流母线)负极。在电池的正负极之间前端接有开关SB和电容CB，开关SB与电容CB串联，用于电池组充电前的预充，特别是遇到过放电、电网为电充快充时，预防对电池组的伤害。
第二MOSFET管(SA11)和第一MOSFET管(SA10)的控制极与零线之间分别并联有三组电阻和开关的串联电路，控制极(G极)与零线之间的电压为10V；开关与控制芯片MCU的IO口连接，平常开启由控制芯片MCU开启，关断是由MCU等量的分时关断，由MCU根据不同温度、电压、电流及环境的不同智能分断。
其中，L、RL代表转换器输入滤波器，Ro、Co是输出滤波器，在不同的微电网条件下，电池以充电、放电或浮充模式运行，并根据BESS(电池储能系统)耦合点的直流母线电压情况进行模式管理。
图5b中的电路能够适用于图2中的电池储能电池组，即图5b中的电池(battery)。
如图5c所示，无变压器高压/低压兼容直挂电池储能功率变换光储充放电路，包括储能电池组，储能电池组由储能电池Cell1～Cell5串联构成，第五电池Cell5负极端接有熔断器FU4，熔断器FU4与第0直流路连接，第一电池Cell1正极端分别连接结构相同的A、B、C三相电路，以A相电路为例，第一电池Cell1正极输入端依次连接有熔断器FU1、开关S37，开关S37的两端并联有开关S36和预充电阻R10的串联电路，开关S37的输出端与第五电池Cell5的负极之间连接有串联电容C1\C2\C3\C4，串联电容C1\C2\C3\C4的两端及串联结点分别并联五级直流母线，输出五路均流直流电流(i1A、i2A、i3A、i4A、i5A)，在第五电池Cell5负极、相邻两个电容的串联结点、第一级电池Cell1正极分别对应0路、1路、2路、3路、4路(第四直流路)电流，分别为i5A、i4A、i3A、i2A、i1A。
A相均流直流电流i1A通入A相逆变/整流单元的SiC MOSFET型的三极管SA1、SA4的串联电路，电流i2A通入SiC MOSFET型的三极管SA2、SA3的串联电路，电流i4A通入SiC MOSFET型的三极管S′A2、S′A3的串联电路，电流i5A通入SiC MOSFET型的三极管S′A1、S′A4的串联电路；二极管DA1钳位于三极管SA1、SA4的串联结点，二极管D'A1反接钳位于三极管S′A1、S′A4的串联结点；二极管DA2钳位于三极管SA2、SA3的串联结点，二极管D'A2反接钳位于三极管S′A2、S′A3的串联结点；电流i3A通入二极管DA2、二极管D'A2的串联结点，三极管S'A2、SA3的串联结点与二极管DA1、二极管D'A1的串联结点连接；三极管S′A1与三极管SA4连接的中位点输出A相交流电流iA。
电容C1、C2串联结点通过连接线Cel3与R1L1滤波器的电感端连接，R1L1滤波器的电阻端接三极管S1的发射极，三极管S1的集电极与第四直流路连接；电容C3、C4串联结点通过连接线Cel1与R3L3滤波器的电感端连接，R3L3滤波器的电阻端与三极管S3的发射极连接，三极管S3的集电极与第四直流路连接；三极管S3的发射极与二极管D33输出端连接，二极管D33输入端与第五电池Cell5负极连接；电容C2、C3串联结点通过连接线Cel2与R2L2滤波器的电感端连接，R2L2滤波器的电阻端与三极管S2的发射极连接，R2L2滤波器的电阻端与二极管D22输出端连接，三极管S2的发射极与二极管D22输出端连接，三极管S2的集电极与第四直流路连接，二极管D22输入端与连接线Cel1连接。
通过相同的电路，使得第一电池Cell1正极端的B相直流电流变换为B相交流电流iB，第一电池Cell1正极端的C相直流电流变换为C相交流电流iC。
A相逆变/整流单元输出端中位点连接有双位切换开关S33，双位切换开关S33的一路与RaLa滤波连接，RaLa滤波输出端分别通过熔断器FU5连接智能高电网的公共点，以及通过开关S30连接A相第0直流路(i5A)；双位切换开关S33的另一路与C相逆变/整流单元输出端负极连接，组成A相电路与C相电路的串联。
B相逆变/整流单元输出端中位点连接有双位切换开关S34，双位切换开关S34的一路与RbLb滤波连接，RbLb滤波输出端分别通过熔断器FU5连接智能高电网的公共点，以及通过开关S31连接B相第0直流路(i5B)；双位切换开关S34的另一路与A相逆变/整流单元输出端负极连接，组成B相电路与A相电路的串联。
C相逆变/整流单元输出端中位点连接有双位切换开关S35，双位切换开关S35的一路与RcLc滤波连接，RcLc滤波输出端分别通过熔断器FU5连接智能高电网的公共点，以及通过开关S32连接C相第0直流路(i5C)；双位切换开关S35的另一路与B相逆变/整流单元输出端负极连接，组成C相电路与B相电路的串联。
当控制双位切换开关S33与RaLa滤波连接，同时开关S30闭合；控制双位切换开关S34与RbLb滤波连接，同时开关S31闭合；控制双位切换开关S35与RcLc滤波连接，同时开关S32闭合；A相电路、B相电路、C相电路均为独立低压电路，可实现低压快充电。
当控制双位切换开关S33与C相逆变/整流单元输出端负极连接，组成A相电路与C相电路的串联，这时开关S30断开，A相高压输出电路接通，此时开关S32断开；
当控制双位切换开关S34与A相逆变/整流单元输出端负极连接，组成B相电路与A相电路的串联，这时开关S31断开，B相高压输出电路接通；此时开关S30断开；
当控制双位切换开关S35与B相逆变/整流单元输出端负极连接，组成C相电路与B相电路的串联，这时开关S32断开，C相高压输出电路接通；此时开关S31断开。
如图5d所示，SiC MOSFET型的三极管(IGBT\ICBT)S′A2、S′A4、SA1、SA3的控制极(G极)与零线之间分别并联有三组电阻和开关的串联电路，控制极(G极)与零线之间的电压为10V；电阻端接在驱动模块上，驱动模块包括三极管的驱动器和DSP芯片及上位机；驱动器和DSP芯片接控制极和智能故障管理系统，驱动器、DSP芯片均与上位机连接；开关与控制芯片MCU(DSP芯片)的IO口连接；平常开启由控制芯片MCU(DSP芯片)开启，关断是由MCU(DSP芯片)等量的分时关断，由MCU(DSP芯片)根据不同温度、电压、电流及环境的不同智能分断。
如图5e，所述无变压器高压/低压兼容直挂电池储能功率变换系统光储充放电路分级关断结构是；SiC MOSFET型的三极管(IGBT\ICBT)S′A2、S′A4、SA1、SA3的控制极(G极)与零线之间分别并联有六组(电阻和开关)的串联电路，控制极(G极)与零线之间的电压为10V；电阻端接在驱动模块上，驱动模块包括三极管的驱动器和DSP芯片及上位机；驱动器和DSP芯片接控制极和智能故障管理系统，驱动器、DSP芯片均与上位机连接；开关与控制芯片MCU(DSP芯片)的IO口连接；平常开启由控制芯片MCU(DSP芯片)开启，关断是由MCU(DSP芯片)等量的分时关断，由MCU(DSP芯片)根据不同温度、电压、电流及环境的不同智能分断。
如图19所示无变压器高压/低压兼容直挂电池储能功率变换系统光储充放电路智能管控管理系统结构，三极管(IGBT\ICBT)S′A2、S′A4、SA1、SA3的集电极C极和发射极E极接在驱动模块，驱动模块输出的Fault(故障)，例如过温、过流、过压，欠压、短路等输入智能故障管理系统(由DSP芯片+程序管控)，空间矢量调制(SVM)生成的PWM信号上升(下降)沿传输到三极管(IGBT\ICBT)副边门极驱动上升(下降)沿，驱动8个三极管(IGBT\ICBT)的开通(关断)的信号输入智能控制管理系统，智能控制管理系统将故障信息、操作要求程序、开通、关断、分级关断信号发送至驱动模块，由驱动模块和控制芯片MCU(DSP芯片)实现智能分断。三极管或IGBT模块或驱动器的任何处理都应遵循国际标准IEC 60747-1第Ⅸ章或IEC61340-5-2要求的静电敏感器件保护的一般规范。
8个三极管(IGBT\ICBT)自身携带的温度检测模块NTC检测出温度，输入正极电阻R18，正极电阻R18与热敏电阻串联，热敏电阻与电阻R19串联，电阻R19输出一路串接接地下拉电阻R20，另一路输出接入电流转频率模块，正极电阻R18和电阻R19的阻值高与下拉电阻R20，热敏电阻采集到最高温度后，将产生对应的电流，对应电流电压，电压转频率然后输入数字审核模块(模拟转数字)、然后再输出到频率信号到智能控制管理系统，由智能控制管理系统输出测试频率。根据测试频率对的对应8个三极管(IGBT\ICBT)智能控制制冷制热的控制时间调整。防止8个三极管(IGBT\ICBT)的过温；通过频率调整温控时间，可精确控制调整到正负0.5℃；热寿命可达10万小时。
采用分级关断智能控制的优点，对在一些大杂散电感的应用场合中，比如多电平的大换流回路，IGBT每次关断都会面临关断尖峰过高的风险。由于TVS热容的限制，峰值吸收功率可达600W，钳位电压18V，可靠保护IGBT门极驱动有源钳位技术并不适用于这些场合，这时分级关断技术就能起到很大的作用。通过在关断过程中使用不同的关断电阻，来优化整个关断过程，达到抑制关断尖峰的作用。解决了现有技术才有软件控制在遇到大规模接入光伏、风电后仅能在关断4-8us，超过10us无法关断的风险。
如图6所示，在一些实施例中，5组电子多位转换开关对应接入四路串联电容C1\C2\C3\C4，结构相同的5个电感非隔离式降升压双向充放器正极均接在对应的5组电子多位转换开关正极上，负极接在对应5组电子多位转换开关负极上。
每个电感非隔离式降升压双向充放器分别包括对应的电池储能组Cell1、Cell2、Cell3、Cell4、Cell5；以电池储能组Cell1为例：
电容Ca3一端与控制线P1连接，电容Ca3另一端与MOSFET管Q1的G极连接，MOSFET管Q1的D极引线与电阻Ra1一端连接，电阻Ra1的另一端连接于电容Ca3与MOSFET管Q1的G极之间；MOSFET管Q1的S极引线连接MOSFET管Q2的D极，MOSFET管Q2的G极引出线与电容Ca4一端连接，电容Ca4另一端与控制线P2连接，MOSFET管Q2的S极引线与电阻RA2一端连接，电阻RA2另一端连接于电容Ca4与MOSFET管Q2的G极引出线之间；MOSFET管Q1的D极引线与MOSFET管Q2的S极引线之间串联有电容Ca2与电容Ca1，MOSFET管Q1的D极引线作为能源交换驱动电源正极，接电子多位开关正极；
电阻Ra9和电感La1并联结点的一端连接于MOSFET管Q1和MOSFET管Q1之间，电阻Ra9和电感La1并联结点的另一端连接于电容Ca2与电容Ca1的串联结点；电容Ca2与电容Ca1的串联结点引出线作为能源交换驱动电源负极，接电子多位开关负极；
电容Ca2与电容Ca1的串联结点引出线作为电池储能组Cell1的正极端，MOSFET管Q2的S极引线作为电池储能组Cell1的负极端。
图6中的电池储能组Cell1、Cell2、Cell3、Cell4、Cell5与图5a中的电池储能组Cell1～Cell5不同，图6与图5共用一组四路串联电容C1\C2\C3\C4，图6的电路无需RaLa滤波、RbLb滤波、RcLc滤波，其余电路与图5相同。
电子多位转换开关连接5级电感非隔离式降升压双向充放器工作原理：当光伏电池阵列(智能电网)与640KW电池储能单元双向电能充放交换；5级直流通过电子多位转换开关接通MOSFET管Q1的驱动电源正极和负极，控制线P1在几百HZ的频率下驱动MOSFET管Q1，将电压较高光伏电池阵列(智能电网)输入5级直流端电流，触发能量转移，5级直流端电流在高频或低频流入电感La1，电感La1被充电到饱和；控制线P1信号重置时，MOSFET管Q1关闭，电感La1高水平储存电能将MOSFET管Q2被正向偏执，MOSFET管Q2将电能分流到电电压较低的电池储能组Cell1，不断重复以上过程直到电池储能组Cell1电能饱和为止；同理，当底部电池储能组Cell1需要将能量转移到直流负载、主要负载、一般负载、充电桩、建筑用户、工业用户负载、智能电网等时，由控制线P2在高频或低频频率下驱动MOSFET管Q2，电流经MOSFET管Q2向流到电感La1，电感La1被充电到饱和时，控制线P2信号重置时，MOSFET管Q2关闭，电感La1高水平储存电能将MOSFET管Q1被正向偏执，MOSFET管Q1将电能分流到电电压较低的驱动电源，电能经电子多位转换开关，放电于5级直流与多象限变流器，输送给智能电网、主要负载、一般负载、充电桩、建筑用户、工业用户负载及低压分布式光储充放柔性电能(双碳)评价管控。不断重复以上过程直到实现基于物联感知双碳评价型大型分布式柔性光储充放系统的不断电、无扰、不断电、无失电、无冲击，安全平滑、无缝在不同系统电能切换。
本发明实施例的电子多位转换开关连接5级电感非隔离式降升压双向充放器，克服了现有变压器型均衡电路技术缺电，特别是现有光储充放无高压大电流系统，拥有均衡电流大，均衡时间长，热耗散低，充电效率提高980％等优点。结构相同的5个电感非隔离式降升压双向充放器能够随意组合，能灵活适应480-1500V(耐压1800V-2000V)电压和功率自动可调，实现了柔性控制。
分布式光储充放电站的并网逆变侧采用内环电流、外环电压(图8a所示)、锁相双环双矢量控制(例如不限于现有技术的DDSFR-PLL)，由4路并列，每路升压型或升降压型额定功率为250KW/320KW，1000V、升压1500V、可调电压480V-1500V，额定功率为1兆瓦级5直流输入，逆变为独立的单相并列为三相额定为380V交流，通过第一交流母线、配电升压变压器接入智能电网(35KVD)。每路250KW/640KW由光伏阵列串联光伏电池模块18个，并联52(134)路(电池最大功率265W)(额定1兆瓦是由4个每路250KW光伏阵列由18个光伏265W电池组成1路串联，并联52路组成个方阵(简称5个18串52并1.25兆瓦)；兼容额定3.2兆瓦(升压后可得到)，由5个每路640KW光伏阵列由18个光伏265W电池组成1路串联，并联134路组成方阵(简称5个18串134并联3,2兆瓦)；降压(升压)或升压电路输入端电容值为10000μF，电感值为0.01H；变流器输入端电容为50000μF，输出端电感为0.6Mh，EMI滤波电阻值5Ω，电感为0.3H，电容值为200μF，降压(升压)或升压电路输出端低压侧为512V，逆变并网点为380V。每路升压型或升降压型控制，采用最大功率点MPPT控制器计算的可调电压(最大和最小电压限制电压)，升压型或升降压型电路输入端参考电压用来调节光伏阵列的输出电压Vpv，实现最大功率跟踪。中外环分别为直流侧电压控制、无功功率控制，内环采用电流和频率的双矢量控制。逆变器采用搜索价值评价SVM矢量控制法。
如图3所示，低压分布式光储充放柔性电能(双碳)评价管控系统包括：5组640KW电池储能单元、2组双向多象变流器单元、光交换机、客户端授时系统、市电交直流云互联、光储充放控制管理站、PCS系统和EMS电池监控控制系统。
每个电池储能单元连接有对应的EMS综合管理监控系统和变流器就地控制器；一个双向多象变流器单元连接有对应的PCT向电网发电机放电模块、电网向电池柜和储能电池单元充电模块；另一个双向多象变流器单元连接有对应的兆瓦级储能单元向电网PCT放电模块和双向高精度电能双碳计量评价模块。实现了双向储充放管理和双向高精度电能双碳计量评价，增加了交直流互联及市电交直流云互联调度、均衡电池组与电池族温度热管理。电网PCT放电模块具体指可控硅模块电网保护模块(现有技术)。
EMS综合管理监控系统、PCT向电网发电机放电模块接入对时网络(IRIG-B)和以太网(MOdbUS)；变流器就地控制器、电网向电池柜和储能电池单元充电模块、兆瓦级储能单元向电网PCT放电模块和双向高精度电能双碳计量评价模块均接入对时网络(IRIG-B)和以太网(104)；
对时网络(IRIG-B)、以太网(MOdbUS)、以太网(104)均接入光交换机、客户端授时系统和市电交直流云互联；光交换机通过ModbUS和104光纤接口接入光储充放控制管理站。
PCS系统和EMS电池监控系统是由多组电池管理单元、高压箱、电池族控制管理单元ESBCM、BMS系统管理主机ESMU组成。
两个电池组成一组，由电池管理单元(13个)通过CAM总线接入电池族控制管理单元ESBCM；电流检测模块、总电压检测模块、直流断路器均接入电池族控制管理单元ESBCM，不同电池族控制管理单元ESBCM通过CAN/RS485连接，并与BMS系统管理主机ESMU、EMS电池监控控制系统通讯连接；电流检测模块、总电压检测模块、直流断路器、熔断器、断路器组成高压箱。
电池管理单元BMM，用于采集光伏电池模组单体电压、温度，执行均衡策略，通过CAN通讯与电池族控制管理单元ESBCM实现数据信息的交互；
电池族控制管理单元ESBCM，用于采集光伏电池组电压、电流、温度；
电池组保护用接触器的控制，电池管理单元ESBMM采集光伏电池电压和温度，实时检测热管理和被动均衡能力，实现与BMS系统管理主机ESMU的数据系信息交互，实现与PCS系统，EMS电池监控系统间的数据信息交互。
BMS系统管理主机ESMU实时采集电池阵列(系统)所有信息，实时显示电池阵列(系统)相关信息，实现运行信息的存储，具备实时警告功能。
现有的光储充放系统的热管理不均衡、容量低、电池充电形式单一、停供率大于2％，统溢出率为25％-30％；本发明实施例光储充放系统溢出率小于5％，停供率降低至2％或以下，能量平均成本降低80％。
EMS电池监控系统包括上层和下层监控系统；上层监控系统包括数据服务器、远动服务器、运行服务器、以及网络通讯单元。
远动服务器与更上层的联合监控系统连接，首先将储能电站(5个640KW电池储能单元组合)、UPS逆变器、多象限变流器的运行状态实时传送给上层联合监控系统，传送信息包括以下内容：
(1)储能电站及各电池子模块的剩余能量(SOC)、储能电站整体出力状态(整体功率∑P、整体放电容量∑Q)，每个储能模块(各电池子模块)出力状态(1秒内功率Pn、一个周波内功率Pnn、1秒内放电容量Qn、一个周波内放电容量Qnn)，对应的功率调节深度(功率调节深度ΔP、放电容量调节深度ΔQ、1秒内功率调节深度ΔPn、1秒内放电容量调节深度ΔQn)，储能电站的功率调节深度(功率调节深度ΔP'、放电容量调节深度ΔQ')，ΔE表示储能容量的可用深度；ΔEn表示第n个电池组的可用深度。
每个储能电池子模块和每个光伏电池组的健康状态(HOC)参数包含：电池(光伏电池)温度、修补和维护次数、循环次数、电池包一致性差异、转换效率等。多象限变流器、配电升压变压器、升降压电路、逆变器中的功率管的二极管和功率开关健康状态和温度；风机、水冷机和断路器状态，双向智能计量表计量电能、电费和等效转换的双碳当量及交易量价。实时接受更上层联合监控系统的调度命令和运行计划。
(2)根据联合监控的调度计划，结合电池的能量状态、实时安排下一个3日、24h、15min、1min内的出力计划。
(3)数据服务实时储存各类监测数据、历史数据调档、后台分析。
(4)运行服务器、根据远动服务器的指令计划、实时将出力分解到每一类电池，并实时安排电池储能单元(根据光伏电池和逆变器中的二极管和功率开关(三极管)、升降压电路、逆变器功率对应调节)的出力计划；安排30s内储能系统的出力计划，根据接入点实时光储出力值，计算下一秒内储能系统需要的出力∑P、ΣQ；根据∑P、∑Q需要，安排下一秒没每种电池储能系统的出力∑P、∑Q；在时间尺度上，液流电池重点负责每一周波的Pnn、Qnn输出补偿瞬时波动；锂离子电池补偿每一秒的Pnn、Qnn秒级波动，钠硫电池每一秒Pnn、Qnn补偿分钟级波动。
下层监控系统通过以太工业总线与上层监控系统连接，通过现场工业总线与每套储能单元的底层内置监控连接。监控液流电池、锂离子电池、钠硫电池储能状况、每套下层监控系统将监控与控制线数据线分离。
锂离子电池以250KW/320KW为基本信息单元，钠硫电池以100KW为基本信息单元，液流电池以250KW为基本信息单元；锂离子和液流变流器以500KW/640KW为基本信息单元，钠硫电池以1MW变流器为基本信息单元，变压器以2.5MV·A/3.2MV·A为基本信息单元。
如图4所示，5个640KW电池储能单元组合以3.2MV·A容量接入380V35kVA智能电网，5个640KW电池储能单元组合与兆瓦级电池储能单元的关系是1.25MW的电路经升压达到1.6MW；1.6MW多向变流器与1.6MWUPS逆变器并成与功率平衡的5个640KW电池储能单元组合(3.2MW)。
由EMS电池监控管理控制系统、变流器本地控制器、光交换机、光储充放控制管理系统、市电交直流互联、客户端授时系统、PCS系统、5组640KW电池储能单元、5级直流母线和智能电网，分别通过电子多位转换开关连接5级电感非隔离式降升压双向充放器、光储充放智能管理控制器、电池组直流与智能电网储充放交换器、低压分布式光储充放柔性电能(双碳)评价管控系统、直流网络中控制PCS+电池柜+整流器+高精度双向交直流计量表组合成；每个640KW电池储能单元是由640KW双向多象变流器提供充电，在双向多象变流器不能供电时由智能电网充电；PCS+电池柜和双向储充放兆瓦级电池储能组向智能电网、充电桩、主要负载、一般负载、建筑用户负载、工业用电与设备用电供放电。
兆瓦级电池储能组包括13个BMS和13个锂离子电池包组成电池包，32个电池包串联组成一组电池子单元，每个电池子单元配置监控、4个电池子单元通过电池储能单元直流母线连接、通过CAN总线通讯和储能监控系统与640KW双向变流器(多象变流器)连接，并有多个640KW双向变流器组成兆瓦级电池储能单元。
图4中的BMS为图3中的BMS系统管理主机ESMU，图4中储能监控系统为图3中的EMS电池监控控制系统，图4中640KW双向变流器(多项变流器)为图3中双向多象变流器单元，图3为监控接入智能电网的架构，图4在本申请所起作用是为双向高精度电能双碳计量与评价提供在线参数；实现了双向电能交换。
如图7、图9所示，光储充放智能管理控制器拓扑电路结构，包括光伏组件的正极端与负极端之间连接有双向型TVS瞬态电压抑制二极管；
二极管VD输出端和场效应增强型N-MOS管VT1的D极连接，二极管VD输入端、VT1的S极分别与光伏组件的正极端、负极端连接；VT1的G极与PWM功率驱动模块的运算放大器输出端连接。
PWM功率驱动模块的运算放大器电源正极与场效应增强型N-MOS管VT2的G极连接，VT2的D极连接光伏组件的负极，VT2的S极连接场效应增强型N-MOS管VT2的S极。
PWM功率驱动模块的运算放大器输出端与MCU微处理器连接，MCU微处理器输出端依次接光伏组件的负极端、电流传感器S1输入端、温度传感器T1输入端、储能电池组负极端；电流传感器S1连接于光伏组件的负极输出线上。
储能电池组正极与电压传感器检测电路正极连接，欠电压检测控制IC2输出2G、过电压检测控制IC1输出1G均接入MCU微处理器；
输出保护及功率驱动模块(本领域已知)连接场效应增强型N-MOS管VT3的G极，VT3的D极连接输出负载。
PWM功率驱动模块的运算放大器反向输入端与稳压二极管VD3输出端连接，稳压二极管VD3输出端接有第一上电阻，第一上电阻连接PWM功率驱动运算放大器的同向输出端，第一上电阻的另一端接光伏组件的正极端，稳压二极管VD3输入端连接光伏组件的负极端；
第二上电阻、第二下电阻串联于光伏组件的正极端与负极端之间，储能电池的负极连接光伏组件的正极端，储能电池的正极与光伏组件的负极端连接；储能电池的正极通过熔断管FU与光伏组件的负极端连接。
电压传感器检测电路由过电压检测控制电路和欠电压检测控制电路组成，过电压检测控制电路包括IC1放大运算器，IC1放大运算器的反向输入端的一路与电阻R3一端连接，另一路与电源正极连接；电阻R3另一端与电源负极连接，电阻R3的两端连接有电容C3；
IC1放大运算器的正向输入端与可调电阻W1的滑动端连接，可调电阻W1的一端与电源负极连接，可调电阻W1另一端与电阻R5一端连接，电阻R5另一端与电源正极连接；电阻R4的两端连接有二极管VD4，二极管VD4的输入端与电源负极连接；可调电阻W1与电阻R4的关系是正向比例关系。
IC1放大运算器的输出端一路与可变电阻R1一端连接，可变电阻R1另一端接IC1放大运算器的反向输入端；IC1放大运算器的输出端另一路与电源负极之间依次串联有电阻R6、电阻R7，电阻R7的两端连接有电容C4，电容C4与电阻R6之间的引出线作为过电压检测的输出1G。
欠电压检测控制电路包括IC2放大运算器，IC2放大运算器的正向输入端的一路与电阻R8一端连接，另一路与电源正极连接；电阻R8另一端与电源负极连接，电阻R8的两端连接有电容C5；
IC2放大运算器的反向输入端与可调电阻W2的滑动端连接，可调电阻W2的一端与电源负极连接，可调电阻W2另一端与电阻R10一端连接，电阻R10另一端与电源正极连接；电阻R9的两端连接有二极管VD5，二极管VD5的输入端与电源负极连接；可调电阻W2与电阻R9是反向比例关系。IC2放大运算器的输出端一路与可变电阻R12一端连接，可变电阻R2另一端接IC2放大运算器的正向输入端；IC2放大运算器的输出端另一路与电源负极之间依次串联有电阻R12、电阻R11，电阻R11的两端连接有电容C6，电容C6与电阻R12之间的引出线作为欠电压检测的输出2G。
其中，IC1的反向输入端与电阻R5不连接、IC2的正向输入端与电阻R10不连接，电源与储能电池的关系是同步关系。
光储充放智能管理控制器的电路采用IC型PWM或SVPWM，CPU或MCU(图7中的MCU微处理器)等微处理器对光伏发电的运行参数进行高速实时采集，在控制器内，程序对单路、多路光伏组件和电池组件、5级直流进行切断和接通，实现光储充放的智能控制，该控制器还可通过单片机、微处理器、物联网芯片的RS232/485接口通过计算机、电力网络云、控制和传输数据，并进行远距离通信和控制。
该智能控制除具有过充电、过放电、过载、防反接等保护功能外还利用储能电池放电率高准确性的充防控制，高精度的温度补偿、对电网断电、发电机、充电桩等电力不足的补偿功能。具体包括设有LCD液晶点阵模块，可实现任意编程设定充放电参数、温度补偿系数电压补偿、电池电流限制、电网电压补偿限制、光伏直流母线均衡电压调整、逆变管电压调整、显示各路光伏充放状况和负载通断状况。具有光伏、智能电网、电池、不同用户买卖的电量、双碳当量累计功能；可实时显示储能电压、负载电流、充电(放电)电流、光伏(智能电网补充)电流，储能电池、光伏电池、功率管温度、累计光伏发电安时数和瓦数，累计负载(充电桩)用电瓦数等参数；具有1-12路光伏组件输入控制电路，控制电路与主电路完全隔离，具有极强的抗干扰能力；具有历史数据统计显示功能，如过充电次数、过放电次数，过载次数，短路次数等。
用户可分别设置储能电池过冲和过放电保护时负载的通断状态；具有储能电池过充电、过放电、输出过载、短路、浪涌、光伏电池接反或短路、储能电池接反、夜间放反充等一系列报警和保护。可根据系统要求提供发电机或备用电源启动电路所需的无源干接点。具有不掉电实时时钟功能、可显示和设置时钟。配置RS232/485及无线接口，便于远程或无线遥信、遥控；PC监控软件可测实时数据、报警信息显示、修改控制参数、读取30天的每天储能电池、光伏电池、功率管最高电压、最低电压、每天光伏发电量累计和每天负载、系统充放电量累计等历史数据；参数设置具有密码保护功能且用户修改密码；具有过电压、欠电压、过载、短路等保护报警功能，具有多路无源输出的报警或控制接点，包括储能电池过充电、过放电、其它发电设备启动控制、负载断开、控制故障、水淹报警等；具有防雷电保护和温度补偿功能。工作模式设置普通充放模式(阶梯型逐级限流模式和一点式(PWM工作模式)，一点式充放分为恒流快充、恒压均衡和浮充等3到4个阶段，控制精确，更好保护储能电池不被过充电、对太阳能予以充分利用。
智能控制系统参数设置范围：系统电压12V-192V；最大充电电流5A-300A；
光伏组件方阵输入2-12路；控制器最大自身损耗不超过额定充电电流的1％或0.4W，损耗电流5-20Ma；
储能电池过充保护电压(HVD)实现充满断开或过电压关断电压；12V系统设置14.1-14.5V；24V系统设置28.2-29V；48V系统设置56.4-58V；
储能过充保护的关断恢复电压(HVR)设置，12V系统设置13.1-13.4V；24V系统设置26.2-26.8V；48V系统设置52.4-52.8V；
储能电池过放保护电压(LVD)实现欠电压断开或欠电压关断电压；12V系统设置10.8-11.4V；24V系统设置21.6-22.8V；48V系统设置43.2-45.6V；
储能过防保护的关断恢复电压(LVR)设置，12V系统设置12.1-12.6V；24V系统设置24.2-25.2V；48V系统设置48.4-50.4V；
储能电池充电浮充电压；12V系统设置13.7V；24V系统设置27.4V；48V系统设置54.8V；
储能电池温度补偿-20—40mV/℃；工作温度-20-50℃，控制器防雷、耐冲击电压和冲击电流(考核达到标称电流(电压)的1.25倍并持续1H控制器不坏)。控制器选型要比光伏输出参数大10％-20％。
光储充放智能管理控制器的工作原理：在光伏组件、智能电网与控制器之间接有多位开关1(图中未表达)，作为充电控制开关；图6中电子多位转换开关(多位开关2)作为放电电控制开关；在有阳光或光伏组件断电检修等故障时，多位开关1转换闭合，由光伏组件将光能转换为直流电(智能电网通过逆变器将交流整流为直流)，光储充放智能管理控制器控制5级电感非隔离式降升压双向充放电路给储能电池组充电，当储能电池组出现过充时，多位开关1及时切断充电回路，使光伏组件(智能电网)停止向储能电池组充电，多位开关1还能按预设的保护模式自然恢复对储能电池组充电。电子多位转换开关安装在图2中的S2处。
当多位开关2转换闭合，光储充放智能管理控制器控制储能电池组给负载、充电桩、发电机、智能电网供电，当储能电池组出现过放时，多位开关2及时切断放电回路，使储能电池组停止向负载、充电桩、发电机、智能电网供电，当储能电池组再次充电并达到预设的恢复充电点，多位开关2还能按自然恢复对负载、充电桩、发电机、智能电网供电。
光储充放智能管理控制器具有电压、电流、PWM、MPPT控制光储充放的功能；包括对光储充放储能电池过/欠电压在线实时检测，根据检测结果向过充、过放电开关发出接通或断开信号，由相同结构的带回差控制的运算放大器，IC1为过电压检测电路，IC1的同相输入端输入基准电压，反相输入端接入储能电池组，当储能电池组电压大于过充电压值时，IC1输出端G1输出为低电平，使开关1接通并联电路或关断串联电路，起到过电压的保护作用；当储能电池组电压下降到小于过充电压值时，IC1的反相输入端输电位小于同相输入电位，IC1输出端G1输出从低电平变为高电平，储能电池组恢复正常充电状态。过充保护与恢复的门限基准电压由W1与R1配合调整，W1表示可调节电阻的连接线，R1代表可调节电阻。
欠电压检测控制电路工作原理与过电压检测控制电路相同；光储充放智能管理控制器根据电压和电流开关控制外，同时采用MPPT跟踪PV输出功率在最大点，若不在调整PWM(或SVM)的脉宽宽度和占空比，改变充电电流，再次进行实时采样使光伏方阵运行在最大功率点，同时使充电电流成为PWM调制的脉冲电流，把MPPT获取较大高电压的光伏电压，通过降压，使其达到储能电池组合适的充电电压，加大充电电流，保持功率不变高速充电，由光(风)多控制环节综合集成控制平台控制的电池(图1中的BEMS、分布式光储充放电站、与PCS连接的电池柜中的电池)计划在不同的运行模式下调节直流电压，同时将直流母线电压调节在允许范围内，按照三个阶段充电，第一阶段，电池按标称电池充电电流恒流充电。当电池电压达到放气电压时，第二阶段开始，通过恒压充电方式完成充电。第三阶段对应于电池充满电的浮充。电池的放电控制也很重要，以便根据需要的负载通过控制功率放电来平滑地调节直流电压。此外，控制系统旨在限制电池放电电流并避免在电池的SOC低于容许值时过度放电，或在所需功率超过电池最大功率时过载。在这种情况下，应遵循减载策略；当PWM脉冲在按照当储能电池组三个阶段充电充满时，随着端电压的逐渐升高，PWM脉冲的频率和时间发生变化，使开关的导通时间延长，间隔缩短、充电电流逐渐趋于于零。当储能电池组由充满点向下降时，充电电流有会逐渐增大到过充点附近，充电电流趋于零。PWM关闭，增加了光储系统的充电效率、减少储能电池组的极化、并延长储能电池组的寿命，扩大了光伏组件的选择范围，降低了光伏发电的成本。
光储充放智能管理控制器在夜间或阴雨天或智能电网断电时由储能电池组的直流电通过光伏逆变器转换为交流电向负载和智能电网供电、超大容量的直流电可直接向直流负载供电，同时遇到连续多云阴雨天，可切换自身发电储电不足切换为智能电网向负载和储能电池反向供电，储能电池充够一定量时，再切断智能电网向负载供电转为储能电池通过UPS逆变器、多象变流器向主要负载和一般负载供电及光伏发电的正常运行，直到光伏组件满足可以正常供电为止，切换到以上光储充放的正常模式实现永不断电的供电；同时利用光储充放的“自发自用”、“昼发夜用”、“余电上网”特性对智能电网实行峰谷调节和不同时间段差异化供电，提高光储充放在并网智能电网中的供电比重和地位，消除了并网启动时对智能电网的冲击、稳定电网电压，抵消高峰时段的用电量、增加用户的自发自用或卖电量、在电网发生故障能独立运行，解决覆盖范围的正常灵活供电在，大大降低发电成本。
智能电网还包括风光储集成系统、计量各网的双向智能电能表、双碳计量表。风光储集成系统(即主从综合柔性风光储充放集成平台)，如图8b所示，主从综合柔性风光储充放集成平台包括混合储能平台。
功率母线(所有交流母线和直流母线)输出总功率Pw，通过电流和电压传感器接入第一U，I测量模块，电流和电压传感器的测量值经功率软件计算出参考功率，输入至储能混合功率分配单元，储能混合功率分配单元将参考功率输出发送至混合算法单元；混合算法单元包括SOC自适应算法模块、SOC模糊控制算法模块、VGA控制算法模块和电压/电流测估法模块；储能混合功率分配单元通过多位电子切换开关分别与SOC自适应算法模块、SOC模糊控制算法模块、VGA控制算法模块和电压/电流测估法模块连接；混合算法模块结合风光储计划出力，输出第一分配功率。
混合算法单元中的各算法模块通过多位电子自动切换开关与I型低通滤波器(LPF)连接，I型低通滤波器(LPF)输出的第二分配功率与混合算法单元输出的第一分配功率均输入第一比较器，第一比较器用于根据两个分配功率的差额修正得出分类功率，并发送至变化器功率电压控制模块，变化器功率电压控制模块通过DC/AC变换模块输出储能实际功率至混合储能平台。
第一比较器输出的分类功率与混合算法单元输出的第一分配功率均输入至第二比较器，经第二比较器输出计划分类功率至混合电池组单元控制平台，对兆瓦级电池组模块进行计划控制；第一比较器输出的分类功率返馈回混合算法单元，提高算法精度。
计及SOC变换控制模块将电池余量分别发送至混合算法模块和电能越限保护单元；电池电流电压测试模块将测试的电压、电流值分别发送至混合算法模块和电能越限保护单元；电能越限保护单元将越限参数发送至混合电池组单元控制平台；混合电池组单元控制平台包括兆瓦级磷酸铁锂电池组、超级电容与铅酸电池组、锂电池组、铅酸电池组、钠硫电池组、MH-Ni电池组、锂集合物电池组、全钒液电池组、其它材料电池组，及直流电压+电流+PWM计划控制模块；混合电池组单元控制平台通过直流电压+电流+PWM计划控制对应电池储能的剩余量。
混合储能平台将互补电池组的功率输入主从控制器，主从控制器包括有功无功下垂PQ控制模块、电压频率下垂V/f控制模块；主控制器对应的情况是缺电、充电储存，从控制器对应的情况是不缺电、负载供电；大系统缺电时通过并网缓解。
有功无功下垂PQ控制模块，用于主从综合柔性风光储充放集成平台并网智能电网-市电网；
电压频率下垂V/f控制模块，用于主从综合柔性风光储充放集成平台并网智能电网-直流微电网和交流微电网用。
主从控制器的输入端通过电子切换开关S22与电网同步信号测量模块连接，电子切换开关，用于自动切换并网与微电网；电网同步信号测量模块通过第一交流市电网、第二交流市电网的PCC(公共连接点)处的开关分别连接直流微电网、交流微电网，直流微电网和交流微电网通过多位转位开关和AC/DC转换模块连接。
直流母线与直流微电网连接，交流微电网与交流母线连接，主从控制器输出端连接的电流、电压传感器分别与直流微电网、交流微电网连接(图8b未表达)，主从控制器的输出端通过DC/AC转换模块分别与混合组电池单元、U-I测量模块连接，用于为功率计算提供实时参数。
交流母线与变流器连接，直流母线与5级直流转换模块(二极管钳位多电平双级拓扑电路)连接，5级直流转换模块与风光储充放单元和电池双向升降压DC/DC接口电路连接。
VSG控制算法，用于发电机组、第一交流市电网与第一交流市电网相互配合为直流微电网、交流微电网储能系统PCS供电，实现无缝切换。
混合算法单元前期对混合电池组单元控制平台中的各个电池模块，采用电压/电流测估法与最大电流恒流对应快充，简单、快充效率提高50％，主要是测试电压电流快，算法简单速度快。
采用变时间常数低通滤波器在经平滑切换到，SOC模糊控制算法与最大电流恒压对应快充，比现有技术采用SOC自适应控制算法简单，快充效率提高35％，算法简单速度快；采用变时间常数低通滤波器在经平滑切换到浮充阶段，采用现有技术的SOC自适应控制算法精确控制，充电速度与现有技术相同；放电阶段同样采用混合算法单元的充电程序，比现有技术实现快速45％的快放，储能电池组电能余量管理采用计及SOC变化控制与电池电压测试管理，在结合电能越限保护模块，比现有技术更准确快速实现电池余量的管理，结合对混合电池组单元控制平台的直流电压+电流+双级PI控制+PWM的控制快速准确储存，同时实现了快速充和放的管理，减少了多个兆瓦级电池组的充电次数，防止了现有技术的过充和过放，提高了电池的寿命。
储能电池组电池电压/电流测试模块由智能电网电压控制器、电池电压控制器、脉冲调制器组成；储能电池组电池电压/电流测试模块实现，电池组直流与智能电网(风光伏直流输电)储充放交换器的算法：包括智能电网电压控制、电池(图1中的BEMS、分布式光储充放电站、与PCS连接的电池柜中的电池)充电电压和电流通过5级电感非隔离式降升压双向充放器进行转换。
一种基于能源云互联的大型分布式柔性风光储充放市电交直流混用系统的控制系统，如图8a所示，电池组直流与智能电网储充放交换器通过双回路控制系统控制，具体的，分布式风储充放电站的充电电池组与双向降压-升压DC/DC接口电路之间通过双回路控制系统调节输入至直流微电网的电压；分布式光储充放电站的电池储能电池组与双向降压-升压DC/DC接口电路之间通过双回路控制系统调节输入至交流微电网的电压。
双回路控制系统包括智能电网电压控制器、电池电压控制器、脉冲调制器、混合储能平台；双回路控制系统由外部电压回路(智能电网电压)和额外的内部电流回路(电池电压控制器+脉冲调制器)组成，通过电流电压补偿模式控制输入电压。
智能电网电压控制器中当电池电压Vbat与电池安全SOC对应的最小可接受电池电压
的差值大于0时，比较器输出设置为第一交流市电网、第二交流市电网的参考电压
当电池电压Vbat小于
电池处于低SOC，且没有足够的电量供给总负载，比较器输出直流或交流微电网的参考电压
软件程序将参考电压
设置为卸载电压Vshat，以触发减载系统。微电网(直流或交流)参考电压
类似于实际SOC的电池输出电压。相应地，微电网(直流或交流)中一些不主要的负载被甩掉，为敏感负载节省资源。
5级直流转换(二极管钳位多电平双级拓扑电路)输出的电网电压Vgrid与微电网(直流或交流)参考电压
比较，
被GS-VSC(蓄电池-电压源变换器)选择为大于受控电网电压的最大值。最大值输入电网电压的补偿器GC-grid，补偿器GC-grid的输出发送至负限制器；在并网模式下，
并且生成的信号将被负限制器限制为零。在这种情况下，电池电压控制器控制电池充电过程，即电压控制回路；
另一方面，在可再生能源(即图1中分布式光储充放电站、分布式风储充放电站)发电不足的微电网(直流或交流)运行情况下，电网的电压控制回路将电池参考电压
通过控制转向正转，负限制器限制(电池最大正负序电流的限制，电流无负序电流)为零时，控制组合外电压环生成转换器参考电压
为电池(图5a中电池)的放电提供补偿电力。转换器参考电压
与电池电压设定点电压
比较，输出电池参考电压
的参考电压。
Kaw表示抗饱和补偿系数，
根据SOC的电池输出电压生成。如果当电池电压Vbat<最小可接受电池电压时
电池处于低SOC并且没有足够的电量来提供总负载。在这种情况下，
设置为卸载电压Vshat以触发减载系统。
电池电压控制器的输入为智能电网电压控制器输出的电池参考电压
电池参考电压
与电池电压Vbat比较，比较的结果大于0时，输出电压差至电池电压补偿器GC-bat。
电池电压补偿器GC-bat的输出端连接电池电流限制器，充电选择最大电池充电电流
，放电选择最大放电电流
电池电流限制器输出电池参考电流
脉冲调制器包括：电池双向升降压DC/DC接口单元和风光储充放单元，图5b中的电池电流Ibat和电池参考电流
作为脉冲调制器的输入电流，电池输入侧等效阻抗RL和电感器L产生电感电流上升或下降斜率补偿
电池输出侧等效阻抗R0和电容C0产生电感电流上升或下降斜率补偿
调节电流上升或下降斜率补偿
上述公式中，D代表电感稳态占空比，Ts是栅极脉冲的周期，Ms代表用于电流斜率补偿的合成斜率，L代表电感，D′代表电容稳态占空比。
电池双向升降压DC/DC接口单元通过开关S16、风光储充放单元(风光储集成系统)通过开关S15均与脉冲调制器的输入端连接，发送电池电压Ibat至脉冲调制器。风光储充放单元输出电池电压Ibat到5级直流转换，5级直流转换的一路输出至直流母线(C1-C4直流+多位开关、交流+变流器到所有直流母线)，5级直流转换的另一路输出变流器；多个直流母线组成直流微电网；变流器输出到所有交流母线，多个交流母线组成交流微电网。
电网参考电压
脉冲调制器输出的电网补偿输出电压
均输入至第一比较器，差值为负值时，第一比较器输出电压差，启动电网电压补偿器GC-grid，经电网电压补偿器GC-grid补偿后的电压、电池输出参考电压
电池输入合成输出扰动电压
均输入至第二比较器，第二比较器输出最大电压差至电池电压补偿器GC-bat补偿，电池电压补偿器GC-bat输出的补偿电流、电池模型中的电感扰动电流
输入至第三比较器，第三比较器输出电流差；电流差、电感电流上升或下降斜率补偿Fb、电感电流上升或下降斜率补偿F0均输入至第四比较器，第四比较器输出电池电流上升或下降斜率补偿Fm；
其中，D代表电感稳态占空比，Ts是栅极脉冲的周期，Ms代表用于电流斜率补偿的合成斜率，L代表电感，D′代表电容稳态占空比；
根据电池电流调节电流上升或下降斜率补偿Fm确定的电流占空比
输入至占空比到电感器的电流传递函数Gid；
输出滤波器的R0和C0产生的输出扰动电流
依次输入至ZL(开环输出电流i0到电感器的电流传递函数)、Zi(开环输出电流i0到输入电压的传递函数)。
传递函数ZL、Gid的输出值均输入至第五比较器，比较的最大值作为电感L的输出扰动电流
输入至Gbi，Gbi为电感电流到输入电压的传递函数，传递函数Zi的输出值、传递函数Gbi的输出值均输入至第六比较器，比较的最大值作为电池的输出合成扰动电压
输出滤波器的R0和C0值均输入至输入到输出的电压传递函数G0b，电压传递函数G0b的输出值与开环输出电阻(不包括负载电阻)Z0均输入第七比较器，电流指令占空比大于50％的电压与电压传递函数G0b的输出值比较，最大值作为电池电压电流峰值斜率合成补偿双循环控制电网补偿输出扰动电压
电池电压控制器针对最坏的工作条件，在不同扰动发生期间以放电模式调节电网电压，最大充电电流条件具有较低的带宽，电池参考电流
与分布式光储充放电站输出的电池电流Ibat作为输入，并以电池模型(即双向升降压DC/DC电路))中的电感扰动电流
实时扰动电压
和电容扰动电压
作为状态变量，扰动占空比
和输出扰动电流
作为输入；电池电流限制器将电流限制为最大电池充电电流
和放电电流
值。
占空比到电感器的电流传递函数
其中，
表示无扰动开环电流
表示扰动占空比函数，
表示电感扰动电流函。
电感电流到输入电压的传递函数
其中，
表示扰动电压函数；
表示电感扰动电流函数。
输入到输出电压传递函数
其中，
表示输出扰动电压函数，
表示合成输出扰动电压函数，
表示无扰动开环电流和无扰动占空比。
开环输出电流到输入电压的传递函数
其中，
表示合成输出扰动电压函数，
表示扰动开环电流函数。
开环输出电流到电感器的电流传递函数
其中，无合成输出扰动电压
无扰动开环电流
Zi0代表开环输出电流传递函数，Rsb代表电池内阻，Ctb代表电容C0的瞬态电容，Rtb代表等效电阻R0的瞬态电组。
开环输出阻抗(不包括负载电阻)
当市电交直流混用系统的所需功率大于光储充放的功率时，直流母线电压小于电池的参考电压，电池的参考电压取电池储能参考电压的0.95倍的PU；减载的电压取0.9倍的PU；光储充放的功率的最大功率大于直流微电网所有敏感负载的功率；光伏阵列的功率等于直流负载功率+电池充电功率之和；微电网中一些不重要的负荷将被甩掉，为敏感负荷节省能源。还添加了抗饱和控制以补偿控制变量的饱和，这通常在控制器实现中引起并导致积分饱和。这两个电压控制回路的组合被用来在所需的操作模式下即时平衡系统功率和控制电网电压。此外，当电池可用的最大放电功率小于要求的功率时，减载系统将跳闸所需量的负载，以避免电池过度放电。
现有技术为恒流+恒压充电，按以电流PI控制器外控方式充电、放电是以反向向电网输送有功功率和通过调节相位角获得无功功率支撑的差值作为输入，输出则以电流的有功和无功分量作为输出，在对最坏的工作条件防止过充和过放效果不佳，且在不足电量时，主要负载容易造成断电。本发明实施例电池组直流与智能电网储充放交换器采用一个电压回路和一个额外的内部电流回路双回路控制系统，智能电网电压采用补偿和负限制，电池电压采取补偿和电流限流，通过控制组合外电压环生成转换器参考电压命令
电池的放电来提供不足的电力，通过卸载电压触发减载不重要的负荷，避免电池过度放电，为敏感负荷供足电力。
如图1、图12所示，基于能源云互联的大型分布式柔性风光储充放市电交直流混用系统工作原理补充；光储市电交直流混用充电桩系统运行，分为光伏发电和光伏未发电，市电第一交流母线、第二交流母线、光伏余电并网、光伏逆变后整流成直流送往直流母线供电和储能充电、储能放电为直流桩、直流母线供电桩为负载直流柜、消防柜供电、第一交流母线接入光伏逆变系统、电池储能整流系统、站用电房、第二交流母线为锂充机和交流充电桩、交流柜、通讯柜供电；
第一市电和第二市电为第一交流母线和第二交流母线供电、光伏逆变电和第一市电和第二市电为发电机供电，以上两路电路、交流、直流的自动切换、功率的转移均由交流第一到第三转换开关好、直流双电源转换组成。交流、直流、市电、光伏和储能的用电均通过直流电能表和双向交流表计量。
光伏发电包括三种情况：充电功率小于发电功率、充电功率大于发电功率+储能放电功率、发电功率充电功率小于发电功率+储能放电功率；
充电功率小于发电功率，分为储能未充满和储能已充满两种情况；储能未充满时，电机发电和储能系统充电输送到第二交流母线供电、交流桩锂充机用电供电；储能已充满时，余电过网和并网发电，给第三双电源切换，第二交流母线供电。
充电功率大于发电功率+储能放电功率，采用储能放电+并网用电，为直流桩用电和直流柜负载用电，由市电交流用电。
发电功率充电功率小于发电功率+储能放电功率，采用储能放电，直流桩用电。
光伏未发电分别两种情况：充电功率大于储能放电功率、充电功率小于储能放电功率；充电功率大于储能放电功率为并网用电，第二交流母线供电和交流桩锂充机用电。充电功率小于储能放电功率，储能放电，为第一交流母线充电，直流柜用电。
图12的作用是实现永不断电，其相对现有技术，增设了分布式光储放电站+发电机组+自动转换开关+双市电循环供电。
如图13所示，双向储充放兆瓦级电池储能高频电池剩余能量SOC10秒内模拟曲线，0-4s，高频电池剩余能量SOC从50回落到49.2；4-8.5s，高频电池剩余能量SOC从49.2上升到59.1；8.5-10s，高频电池剩余能量SOC从50.1回落到50。
如图14所示，双向储充放兆瓦级电池储能低频电池剩余能量SOC10秒内模拟曲线，0-7.5s，低频电池剩余能量SOC从50.1回落到49.72；7.5-10s，低频电池剩余能量SOC从49.72上升到49.85。
如图15所示，双向储充放兆瓦级电池储能高频电池充放电电流10秒内模拟曲线，0-1.2s，高频电池充放电电流0上升到100A；1.2-2.8s，高频电池充放电电流从100A回落到5A；2.8-3.5s高频电池充放电电流从5A上升到180；3.5-8.7s高频电池充放电电流从100A回落到15A；8.7-10s高频电池充放电电流从15A上升到165A。
如图16所示，双向储充放兆瓦级电池储能高频电池端电压10秒内模拟曲线，0-0.5s，高频电池端电压1420V下降到1300A；0.5-1.5s，高频电池端电压1从1300V上升到1450V；1.5-1.8s高频电池端电压从1450下降到1220V；1.8-8.7s高频电池端电压从1220V上升到1448V；8.7-10s高频电池端电压从1448V回落到1300V。
如图17所示，双向储充放兆瓦级电池储能低频电池充放电电流10秒内模拟曲线，0-1.0s，低频电池充放电电流-10A上升到45A；1.0-3.7s，低频电池充放电电流从45A上升到1220A；3.7-8.3s低频电池充放电电流从1220A回落到50A；8.7-10s低频电池充放电电流从50A上升到75A。
如图18所示，双向储充放兆瓦级电池储能低频电池端电压10秒内模拟曲线，0-5.5s，低频电池端电压1450V下降到1030A；5.5-9.2s，低频电池端电压1030V上升到1440V；9.2-10s低频电池端电压从1440V回落到1430V。
据以上5级直流均压(正负电平)多象截波光储充放电路3个区间平滑出力仿真验证，系统初始电压＝10KV，有功功率P＝-2MW,无功功率Q＝0Var，频率＝50HZ；当系统运行到2s时，发生以下波动；对智能电网实现的调压和紧急功率支持的功能仿真验证如下：
(1)5级直流均压(正负电平)多象截波光储充放系统在2s处分别发生智能电网电压跌落10％。15％，上升10％。无功功率分别从0增加0.4Mvar，0.5Mvar、-0.3Mvar向智能电网提供无功功率支撑，有功功率微小增加，后回落到2WM；系统向智能电网增加0.5MW有功出力在0.1秒内完成。
(2)系统在不同的有功和无功状态，P＝-2.0MW,Q＝0var；P＝-1.5MW,Q＝0var；P＝-1.5MW,Q＝0.2Mvar；仿真得到电网频率跌落10％，经储能系统0.1内调压，均能为智能电网提供无功支持0.3Mvar、0.1Mvar。有功功率微小增加，后回落到2WM。
(3)系统在不同的充放电状态下储能系统，系统初始电压＝10KV,有功功P＝2MW,无功功率Q＝0Var，频率＝50HZ；当系统运行到2s时电网频率跌落10％，上升10％；经储能系统0.2S、0.1S内调压，均为电网提供无功0.3Mvar、-0.2Mvar支持；有功功率维持可接受范围。
(4)系统在不同的短路比(SCR＝3或8)状态下储能系统，系统初始电压＝10KV,有功功P＝2MW，无功功率Q＝0Var，频率＝50HZ；当系统运行到2s时电网频率跌落10％，经储能系统0.2S、0.1S内调压，均为电网提供无功支持；有功功率维持可接受范围。
(5)在不同的储能电池初始状态(SOC＝0.3或0.8存在放电余量)状态下储能系统，系统初始电压＝10KV，有功功P＝2MW,无功功率Q＝0Var，频率＝50HZ；当系统运行到2s时电网频率跌落10％，经储能系统0.1S内调压，均为电网提供无功支持；有功功率维持可接受范围。
(6)在不同的储能电池初始状态(SOC＝0.3或0.8存在放电余量)状态下储能系统，系统初始电压＝10KV,有功功P＝-2MW，无功功率Q＝0Var，频率＝50HZ；接到紧急功率支撑命令，调整为满放状态：P＝2MW，不同的充放电状态下储能系统、在不同的短路比(SCR＝3或8)状态下储能系统、在不同的储能电池初始状态(SOC＝0.3或0.8存在放电余量)状态下储能系统，在0.5秒内完成分别向智能电网增加从-2MW到2.5MW有功出力；无功功率为维持不变；可实现调峰峰谷产率超过40％，实现削峰填谷、平抑峰谷电价价差(4.0:1的比例)。配置储能，可以平滑输出、满足涉网技术要求；电网侧储能，可以作为电源支撑，提供调峰等功能保障；工商业用户，可以低储高发，降低用电成本；普通用户，提高供电可靠性，但在电网供电可靠的情况下，需求就不迫切了。
对智能电网实现的调频和调峰的功能，仿真模拟验证：
(1)系统在2s-2.5s内。分别调频跌落0.2-0.3HZ，系统分别向智能电网增加0.4MW、0.6MW，无功功率微小增加，后回落到0；调频上升0.2HZ，系统向智能电网减少0.4MW有功出力在0.25秒内完成；无功功率为0维持不变；
(2)系统在不同的有功和无功状态，电网频率跌落0.2HZ-0.25s经储能系统2s-2.5s内调频，均能为电网提供有功支持；无功功率为0维持不变；
(3)系统在不同的充放电状态下储能系统，电网频率跌落0.2HZ-0.25s经储能系统2s-2.5s内调频，均能为电网提供有功支持；无功功率维持可接受范围；
(4)系统在不同的短路比(SCR＝3或8)状态下储能系统，电网频率跌落0.2HZ-0.25s经储能系统2s-2.5s内调频，均能为电网提供有功支持；无功功率维持可接受范围；
(5)在不同的储能电池初始状态(SOC＝0.3或0.8存在放电余量)状态下储能系统，电网频率跌落0.2HZ-0.25s经储能系统2s-2.5s内调频，均能为电网提供0.4MW有功支持。降低电网跌落程度。无功功率维持可接受范围；
(6)系统在2s-2.5s内。系统初始P＝1MW,0.5WM；接到调峰命令，在不同的有功和无功状态，不同的充放电状态下储能系统、在不同的短路比(SCR＝3或8)状态下储能系统、在不同的储能电池初始状态(SOC＝0.3或0.8存在放电余量)状态下储能系统，分别向智能电网增加从在2.5S(0.5S)完成调峰功率P＝2MW的调峰并维持系统2MW(从1MW到2.0有功出力在0.5秒内完成)，无功功率为维持不变；可实现调峰峰谷产率超过45％，实现削峰填谷、平抑峰谷电价价差(4.5:1的比例)。配置储能，可以平滑输出、满足涉网技术要求；电网侧储能，可以作为电源支撑，提供调峰等功能保障；工商业用户，可以低储高发，降低用电成本；普通用户，提高供电可靠性，但在电网供电可靠的情况下，需求就不迫切了。
以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并非用于限定本发明的保护范围。凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换、改进等，均包含在本发明的保护范围内。
Claims (10)
1.一种基于能源云互联的大型分布式柔性风光储充放市电交直流混用系统，其特征在于，包括互补的多兆瓦级电池储能变换器和风光储集成系统、无变压器高压直挂电池储能功率变换系统、交流微电网、直流微电网；其中，
所述多兆瓦级电池储能变换器，用于实现多兆瓦级风光的发电，对多兆瓦级电池进行储能、双向充电的功能；
所述风光储集成系统，用于实现将多兆瓦级光伏电池储能变换器与多兆瓦级风力电池储能变换器集成在为同一系统实现储能、双向充电、放电功能；
所述无变压器高压直挂电池储能功率变换系统，用于实现由低压与高压系统柔性切换、通过无变压器高压直挂电池储能功率变换直接接入高压供电系统的功能；
所述交流微电网、直流微电网用于柔性接入智能电网，实现市电交直流混用。
2.根据权利要求1所述一种基于能源云互联的大型分布式柔性风光储充放市电交直流混用系统，其特征在于，所述智能电网包括：一对平行布设的第一交流市电网和第二交流市电网；
所述风光储集成系统包括：分布式光储充放电站、分布式风储充放电站；
所述交流微电网包括第一交流母线、第二交流母线、第三交流母线；
所述直流微电网包括第一直流母线和第二直流母线；
其中，第一交流市电网为第一交流母线供电，第二交流市电网或分布式柔性光储充放电站为发电机组供电，发电机输出端和第二交流市电网为第二交流母线供电；分布式光储充放电站为第一交流母线供电，分布式柔性光储充放电站用于交流市电断电后的应急供电；
第一交流母线通过第一自动转换开关接入第一交流市电网和第二交流市电网，第一交流母线通过对应的整流器分别与第一直流母线、第二直流母线连接；第一交流母线还通过整流器连接储能组件，同时第一交流母线接入发电站用电机房；与第一直流母线连接的PCS系统通过整流器、智能电表接入第一交流母线；
第二交流母线的输入端通过第二自动转位开关与发电机组连接，发电机组通过第一自动转位开关与第一交流市电网和第二交流市电网连接，第一交流市电网和第二交流市电网通过第三自动转位开关切换，第二自动转位开关接入第二交流市电网上的配电变压器输出端；第一交流市电网和第二交流市电网的公共点输出端接有配电变压器；第二交流母线的输出端接入交流负载；
第三交流母线接入多个兆瓦级的风力变流器；第三交流母线与第一交流母线通过第四自动转位开关连接；第三交流母线通过整流器连接直流微电网，实现供电；
电池柜通过双向升降压DC/DC接口电路分别接入PCS系统和第一直流母线，实现直流供电；第一直流母线上通过直流表与对应的直流桩和直流柜连接；
第二直流母线通过双向升降压DC/DC接口电路接入分布式风储充放电站中的多个兆瓦级多级储能电池组；
第一直流母线和第二直流母线通过第六自动转位开关连接。
3.根据权利要求2所述一种基于能源云互联的大型分布式柔性风光储充放市电交直流混用系统，其特征在于，所述无变压器高压直挂电池储能功率变换系统包括无变压器高压/低压兼容直挂电池储能功率变换光储充放电路；所述分布式风储充放电站的每个风力变流器通过无变压器高压/低压兼容直挂电池储能功率变换光储充放电路及对应的开关接入第二交流市电网公共接点；所述分布式光储充放电站的多象限变流器、UPS逆变器均通过无变压器高压/低压兼容直挂电池储能功率变换光储充放电路及对应的开关接入第一交流市电网公共接点。
4.根据权利要求3所述一种基于能源云互联的大型分布式柔性风光储充放市电交直流混用系统，其特征在于，所述无变压器高压/低压兼容直挂电池储能功率变换光储充放电路，包括储能电池组，储能电池组由储能电池Cell1～Cell5串联构成，第五电池Cell5负极端接有熔断器FU4，熔断器FU4与第0直流路连接，第一电池Cell1正极端分别连接结构相同的A、B、C三相电路；A相电路中，第一电池Cell1正极输入端依次连接有熔断器FU1、开关S37，开关S37的两端并联有开关S36和预充电阻R10的串联电路，开关S37的输出端与第五电池Cell5的负极之间连接有串联电容C1、C2、C3、C4，串联电容C1、C2、C3、C4的两端及串联结点分别并联五级直流母线，输出五路均流直流电流，在第五电池Cell5负极、相邻两个电容的串联结点、第一级电池Cell1正极分别对应0路、1路、2路、3路、4路直流路，输出电流分别为i5A、i4A、i3A、i2A、i1A；
A相均流直流电流i1A通入A相逆变/整流单元的SiC MOSFET型的三极管SA1、SA4的串联电路，电流i2A通入SiC MOSFET型的三极管SA2、SA3的串联电路，电流i4A通入SiC MOSFET型的三极管S′A2、S′A3的串联电路，电流i5A通入SiC MOSFET型的三极管S′A1、S′A4的串联电路；二极管DA1钳位于三极管SA1、SA4的串联结点，二极管D'A1反接钳位于三极管S′A1、S′A4的串联结点；二极管DA2钳位于三极管SA2、SA3的串联结点，二极管D'A2反接钳位于三极管S′A2、S′A3的串联结点；电流i3A通入二极管DA2、二极管D′A2的串联结点，三极管S′A2、SA3的串联结点与二极管DA1、二极管D′A1的串联结点连接；三极管S′A1与三极管SA4连接的中位点输出A相交流电流iA；
电容C1、C2串联结点通过连接线Cel3与R1L1滤波器的电感端连接，R1L1滤波器的电阻端接三极管S1的发射极，三极管S1的集电极与第四直流路连接；电容C3、C4串联结点通过连接线Cel1与R3L3滤波器的电感端连接，R3L3滤波器的电阻端与三极管S3的发射极连接，三极管S3的集电极与第四直流路连接；三极管S3的发射极与二极管D33输出端连接，二极管D33输入端与第五电池Cell5负极连接；电容C2、C3串联结点通过连接线Cel2与R2L2滤波器的电感端连接，R2L2滤波器的电阻端与三极管S2的发射极连接，R2L2滤波器的电阻端与二极管D22输出端连接，三极管S2的发射极与二极管D22输出端连接，三极管S2的集电极与第四直流路连接，二极管D22输入端与连接线Cel1连接；
通过相同的三相电路，使得第一电池Cell1正极端的B相直流电流变换为B相交流电流iB，第一电池Cell1正极端的C相直流电流变换为C相交流电流iC；
A相逆变/整流单元输出端中位点连接有双位切换开关S33，双位切换开关S33的一路与RaLa滤波连接，RaLa滤波输出端分别通过熔断器FU5连接智能高电网的公共点，以及通过开关S30连接A相第0直流路；双位切换开关S33的另一路与C相逆变/整流单元输出端负极连接，组成A相电路与C相电路的串联；
B相逆变/整流单元输出端中位点连接有双位切换开关S34，双位切换开关S34的一路与RbLb滤波连接，RbLb滤波输出端分别通过熔断器FU5连接智能高电网的公共点，以及通过开关S31连接B相第0直流路i5B；双位切换开关S34的另一路与A相逆变/整流单元输出端负极连接，组成B相电路与A相电路的串联；
C相逆变/整流单元输出端中位点连接有双位切换开关S35，双位切换开关S35的一路与RcLc滤波连接，RcLc滤波输出端分别通过熔断器FU5连接智能高电网的公共点，以及通过开关S32连接C相第0直流路i5C；双位切换开关S35的另一路与B相逆变/整流单元输出端负极连接，组成C相电路与B相电路的串联；
当控制双位切换开关S33与RaLa滤波连接，同时开关S30闭合；控制双位切换开关S34与RbLb滤波连接，同时开关S31闭合；控制双位切换开关S35与RcLc滤波连接，同时开关S32闭合；A相电路、B相电路、C相电路均为独立低压电路，实现低压快充电；
当控制双位切换开关S33与C相逆变/整流单元输出端负极连接，组成A相电路与C相电路的串联，这时开关S30断开，A相高压输出电路接通，此时开关S32断开；
当控制双位切换开关S34与A相逆变/整流单元输出端负极连接，组成B相电路与A相电路的串联，这时开关S31断开，B相高压输出电路接通；此时开关S30断开；
当控制双位切换开关S35与B相逆变/整流单元输出端负极连接，组成C相电路与B相电路的串联，这时开关S32断开，C相高压输出电路接通；此时开关S31断开。
5.根据权利要求3所述一种基于能源云互联的大型分布式柔性风光储充放市电交直流混用系统，其特征在于，所述分布式光储充放电站中的多象限变流器和UPS逆变器均采用二极管钳位多电平双级拓扑电路，具有逆变和整流的功能；二极管钳位多电平双级拓扑电路包括串联的多个电容，串联的多个电容连接于储能电池组正极与负极之间，串联的多个电容与储能电池组之间通过双向降压-升压电路连接；
所述双向降压-升压电路包括多组电子多位转换开关，电子多位转换开关对应接入串联的多个电容，结构相同的多个电感非隔离式降升压双向充放器正极均接在对应的电子多位转换开关正极上，负极接在对应电子多位转换开关负极上；
每个电感非隔离式降升压双向充放器分别为储能电池组中对应的储能电池充放电，其中，电容Ca3一端与控制线P1连接，电容Ca3另一端与MOSFET管Q1的G极连接，MOSFET管Q1的D极引线与电阻Ra1一端连接，电阻Ra1的另一端连接于电容Ca3与MOSFET管Q1的G极之间；MOSFET管Q1的S极引线连接MOSFET管Q2的D极，MOSFET管Q2的G极引出线与电容Ca4一端连接，电容Ca4另一端与控制线P2连接，MOSFET管Q2的S极引线与电阻RA2一端连接，电阻RA2另一端连接于电容Ca4与MOSFET管Q2的G极引出线之间；MOSFET管Q1的D极引线与MOSFET管Q2的S极引线之间串联有电容Ca2与电容Ca1，MOSFET管Q1的D极引线作为能源交换驱动电源正极，接电子多位开关正极；
电阻Ra9和电感La1并联结点的一端连接于MOSFET管Q1和MOSFET管Q1之间，电阻Ra9和电感La1并联结点的另一端连接于电容Ca2与电容Ca1的串联结点；电容Ca2与电容Ca1的串联结点引出线作为能源交换驱动电源负极，接电子多位开关负极；
电容Ca2与电容Ca1的串联结点引出线作为储能电池组中的一个储能电池Cell1的正极端，MOSFET管Q2的S极引线作为储能电池Cell1的负极端；
储能电池组中的每个储能电池对应的电感非隔离式降升压双向充放器结构相同。
6.根据权利要求2所述一种基于能源云互联的大型分布式柔性风光储充放市电交直流混用系统，其特征在于，所述PCS系统通过双向降压-升压DC/DC接口电路与电池柜连接，电池柜通过双向降压-升压DC/DC接口电路与直流微电网连接；分布式风储充放电站中的电池通过双向降压-升压DC/DC接口电路与直流微电网连接；分布式光储充放电站的电池储能电池组通过双向降压-升压DC/DC接口电路与直流微电网连接；
所述双向降压-升压DC/DC接口电路包括电池，转换器输入滤波器的电感L、电阻RL串联在电池的正极输出线，电感L输出端分别与第一MOSFET管的S极、第二MOSFET管的D极连接，第一MOSFET管的D极与对应的电池负极输出线连接，第二MOSFET管的S极与电池的负极之间串联有输出滤波器的电阻Ro、电容Co，在电池的正负极之间前端接有开关SB和电容CB，开关SB与电容CB串联；第二MOSFET管的S极与电阻Ro之间输出电流作为电压正极，接入对应的直流微电网正极；电容Co与电池的负极输出线的连接端输出电流作为电压负极，接入对应的直流微电网负极。
7.根据权利要求1所述一种基于能源云互联的大型分布式柔性风光储充放市电交直流混用系统，其特征在于，所述风光储集成系统还包括混合储能平台；
功率母线输出总功率Pw，功率母线输出端连接的电流和电压传感器的测量值经功率软件计算出参考功率，输入至储能混合功率分配单元，储能混合功率分配单元将参考功率输出发送至混合算法单元，混合算法单元结合风光储计划出力，输出第一分配功率；混合算法单元的输出端连接I型低通滤波器，I型低通滤波器输出的第二分配功率与混合算法单元输出的第一分配功率均输入第一比较器，第一比较器用于根据两个分配功率的差额修正得出分类功率，并发送至变化器功率电压控制模块，变化器功率电压控制模块通过DC/AC变换模块输出储能实际功率至所述混合储能平台；
第一比较器输出的分类功率与混合算法单元输出的第一分配功率均输入至第二比较器，经第二比较器输出计划分类功率至混合电池组单元，对兆瓦级电池组模块进行计划控制；第一比较器输出的分类功率反馈回混合算法单元，混合电池组单元将互补电池组的剩余电量发送至混合储能平台；
所述混合储能平台将互补电池组的实际功率输入主从控制器，主从控制器包括有功无功下垂PQ控制模块、电压频率下垂V/f控制模块；有功无功下垂PQ控制模块，用于主从综合柔性风光储充放集成平台并网市电网；电压频率下垂V/f控制模块，用于主从综合柔性风光储充放集成平台为直流微电网和交流微电网供电；
所述主从控制器的输入端通过电子切换开关S22与电网同步信号测量模块连接，电子切换开关S22用于切换并网与微电网；所述电网同步信号测量模块通过第一交流市电网、第二交流市电网的公共连接点处的开关分别连接直流微电网、交流微电网，直流微电网和交流微电网之间通过多位转位开关和AC/DC转换模块连接；所述主从控制器的输出端通过DC/AC转换模块分别与混合电池组单元、U-I测量模块连接，用于为功率计算提供实时参数。
8.根据权利要求7所述一种基于能源云互联的大型分布式柔性风光储充放市电交直流混用系统，其特征在于，还包括计及SOC变换控制模块，计及SOC变换控制模块将电池余量分别发送至所述混合算法单元和电能越限保护单元；电池电流电压测试模块将测试的电压、电流值分别发送至混合算法单元和电能越限保护单元；电能越限保护单元将越限参数发送至混合电池组单元控制平台；混合电池组单元控制平台包括兆瓦级磷酸铁锂电池组、超级电容与铅酸电池组、锂电池组、铅酸电池组、钠硫电池组、MH-Ni电池组、锂集合物电池组、全钒液电池组、其它材料电池组，及直流电压+电流+PWM计划控制模块；混合电池组单元控制平台通过直流电压+电流+PWM计划控制对应电池储能的剩余量。
9.根据权利要求7或8所述一种基于能源云互联的大型分布式柔性风光储充放市电交直流混用系统，其特征在于，所述混合算法单元包括SOC自适应算法模块、SOC模糊控制算法模块、VGA控制算法模块和电压/电流测估法模块；所述储能混合功率分配单元通过多位电子切换开关分别与SOC自适应算法模块、SOC模糊控制算法模块、VGA控制算法模块和电压/电流测估法模块连接；混合算法单元中的各算法模块通过多位电子自动切换开关与I型低通滤波器连接。
10.如权利要求7所述一种基于能源云互联的大型分布式柔性风光储充放市电交直流混用系统的控制系统，其特征在于，包括智能电网电压控制器、电池电压控制器、脉冲调制器、混合储能平台；
所述智能电网电压控制器包括比较器、补偿器、负限制器，当电池电压Vbat与电池安全SOC对应的最小可接受电池电压
的差值大于0时，比较器输出设置为第一交流市电网、第二交流市电网的参考电压
当电池电压Vbat小于
电池处于低SOC，且没有足够的电量供给总负载，比较器输出直流或交流微电网的参考电压
将参考电压
设置为卸载电压Vshat，以触发减载系统；直流微电网或交流微电网参考电压
根据电池实际SOC对应的输出电压生成；直流或交流微电网中不主要的负载被甩掉，为敏感负载节省资源；
二极管钳位多电平双级拓扑电路输出的电网电压Vgrid与直流或交流微电网的参考电压
比较，
被蓄电池-电压源变换器选择为大于受控电网电压的最大值；最大值输入至电网电压的补偿器GC-grid，补偿器GC-grid的输出发送至负限制器；在并网模式下，
生成的信号被负限制器限制为零；在这种情况下，电池电压控制器控制电池充电过程，即电压控制回路；
在分布式光储充放电站、分布式风储充放电站发电不足的情况下，电压控制回路将电池参考电压
通过控制转向正转，负限制器限制为零时，控制组合外电压环生成转换器参考电压
为电池的放电提供补偿电力；转换器参考电压
与电池电压设定点电压
比较，输出电池参考电压
所述电池电压控制器包括比较器、电池电压补偿器GC-bat、电池电流限制器，智能电网电压控制器输出的电池参考电压
与电池电压Vbat比较，比较的结果大于0时，输出电压差至电池电压补偿器GC-bat；电池电压补偿器GC-bat的输出端连接电池电流限制器，充电选择最大电池充电电流
放电选择最大放电电流
电池电流限制器输出电池参考电流
双向降压-升压DC/DC接口电路中的电池电流Ibat和电池参考电流
作为所述脉冲调制器的输入电流，电池输入侧等效阻抗RL和电感器L产生电感电流上升或下降斜率补偿Fb，输出滤波器的电阻R0和电容C0产生电感电流上升或下降斜率补偿F0输入脉冲调制器；
电池双向升降压DC/DC接口单元、风光储集成系统通过对应的开关与脉冲调制器的输入端连接，发送电池电压Ibat至脉冲调制器；电网参考电压
脉冲调制器输出的电网补偿输出电压
均输入至第一比较器，差值为负值时，第一比较器输出电压差，启动电网电压补偿器GC-grid，经电网电压补偿器GC-grid补偿后的电压、电池输出参考电压
电池输入合成输出扰动电压
均输入至第二比较器，第二比较器输出最大电压差至电池电压补偿器GC-bat补偿，电池电压补偿器GC-bat输出的补偿电流、电池模型中的电感扰动电流
输入至第三比较器，第三比较器输出电流差；电流差、电感电流上升或下降斜率补偿Fb、电感电流上升或下降斜率补偿F0均输入至第四比较器，第四比较器输出电池电流上升或下降斜率补偿Fm；
其中，D代表电感稳态占空比，Ts是栅极脉冲的周期，Ms代表用于电流斜率补偿的合成斜率，L代表电感，D’代表电容稳态占空比；
基于电池电流上升或下降斜率补偿Fm确定的电流占空比
输入至电感L的电流传递函数Gid；输出滤波器的电阻R0和电容C0产生的输出扰动电流
依次输入至ZL、Zi，ZL为开环输出电流i0到电感L的电流传递函数，Zi为开环输出电流i0到输入电压的传递函数；
传递函数ZL、Gid的输出值均输入至第五比较器，比较的最大值作为电感L的输出扰动电济
输入至Gbi，Gbi为电感电流到输入电压的传递函数，传递函数Zi的输出值、传递函数Gbi的输出值均输入至第六比较器，比较的最大值作为电池的输出合成扰动电压
电池输出侧R0和C0均输入至G0b，G0b为输入到输出的电压传递函数G0b，传递函数G0b的输出值与开环输出电阻Z0均输入第七比较器，Z0不包括负载电阻；电流指令占空比大于50％的电压与传递函数G0b的输出值比较，最大值作为电池电压电流峰值斜率合成补偿双循环控制电网补偿输出扰动电压
在不同扰动发生期间基于扰动电压
按放电模式调节电网电压。
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2022
- 2022-01-19 CN CN202210061379.1A patent/CN114465291A/zh active Pending
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