CN116581735B - 一种建立光储直柔系统架构的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及光储直柔技术领域，公开了一种建立光储直柔系统架构的方法，包括：建立系统模型库；从系统模型库中依次挑选出光储直柔系统架构、挑选出市电接入模型和光储直柔系统并网模型、挑选出光伏发电系统接入模型、挑选出储能系统接入模型、挑选出馈线接入模型和站用电接入模型；将挑选出的市电接入模型、光伏发电系统接入模型、储能系统接入模型、馈线接入模型和站用电接入模型嫁接到光储直柔系统架构中，得到组合模型；将组合模型并入交流侧电网，得到光储直柔系统。本发明基于建立的系统模型库，采用模型选择与模型组合的方式来实现光储直柔系统的搭建，为搭建光储直柔系统提供了可行性参照样本，可有效提高搭建光储直柔系统的效率。
Description
技术领域
本发明涉及光储直柔技术领域，具体涉及一种建立光储直柔系统架构的方法。
背景技术
光储直柔，是在建筑领域应用太阳能光伏、储能、直流配电和柔性交互四项技术的简称，是发展零碳能源的重要支柱，是大规模风光电等分布式电源利用的一种关键技术。目前针对光储直柔系统的搭建还无一个完善标准的流程方法及模块库进行参照和引用，设计人员只能根据个人经验及一定的资料进行设计，往往会出现系统设置不合理，系统内容不完善，系统关键设备选型不当等问题，施工人员也很难找到相应的资料进行参照，极大地影响了工作效率和最终的落地质量。
有鉴于此，特提出本申请。
发明内容
本发明的目的在于提供一种建立光储直柔系统架构的方法，解决依照现有技术建立光储直柔系统架构时，会出现系统设置不合理，系统内容不完整，系统关键设备选型不当的问题。
本发明通过下述技术方案实现：
提供一种建立光储直柔系统架构的方法，包括以下步骤：建立系统模型库；根据项目建筑信息，从系统模型库中挑选出光储直柔系统架构；获取光储直柔系统与交流侧电网之间允许的最大交换功率；根据最大交换功率，从系统模型库中挑选出市电接入模型和光储直柔系统并网模型；根据光伏装机容量和应用场景，从系统模型库中挑选出光伏发电系统接入模型；根据储能容量和应用场景，从系统模型库中挑选出储能系统接入模型；根据负荷回路所需的电压等级，从系统模型库中挑选出馈线接入模型和站用电接入模型；将市电接入模型、光伏发电系统接入模型、储能系统接入模型、馈线接入模型和站用电接入模型嫁接到光储直柔系统架构中，得到组合模型；根据光储直柔系统并网模型，将组合模型并入交流侧电网，得到完整的光储直柔系统架构。
本发明与现有技术相比，具有如下的优点和有益效果：搭建了系统模型库，根据不同建筑类型提供了相应的光储直柔系统架构模型方案，并根据光储直柔系统与交流侧电网之间的最大交换功率、光伏装机容量、储能容量、负荷情况，相应地提供了接入市电、光伏发电系统、储能系统、馈线及站用电的可选方案，通过将不同情况下挑选出的各模块接入方案嫁接到光储直柔系统架构中，最终可得到完整的光储直柔系统。本申请基于建立的系统模型库，采用模型选择与模型组合的方式来实现光储直柔系统的搭建，为搭建光储直柔系统提供了可行性参照样本，可有效提高搭建光储直柔系统的效率。
附图说明
为了更清楚地说明本发明示例性实施方式的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，应当理解，以下附图仅示出了本发明的某些实施例，因此不应被看作是对范围的限定，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相关的附图。
图1为本发明实施例提供的第一光储直柔系统架构图；
图2为本发明实施例提供的第二光储直流系统架构图；
图3为本发明实施例提供的第三光储直流系统架构图；
图4为本发明实施例提供的第四光储直流系统架构图；
图5为本发明实施例提供的第五光储直流系统架构图；
图6为本发明实施例提供的乡村户用方案模块A的示意图；
图7为本发明实施例提供的乡村户用方案模块B的示意图；
图8为本发明实施例提供的第六光储直流系统架构图；
图9为本发明实施例提供的市电接入模型A的示意图；
图10为本发明实施例提供的市电接入模型B的示意图；
图11为本发明实施例提供的市电接入模型C的示意图；
图12为本发明实施例提供的光储直柔系统并网模型A的示意图；
图13为本发明实施例提供的光储直柔系统并网模型B的示意图；
图14为本发明实施例提供的光伏发电系统接入模型A的示意图；
图15为本发明实施例提供的光伏发电系统接入模型B的示意图；
图16为本发明实施例提供的光伏发电系统接入模型C的示意图；
图17为本发明实施例提供的储能系统接入模型A的示意图；
图18为本发明实施例提供的储能系统接入模型B的示意图；
图19为本发明实施例提供的储能系统接入模型C的示意图；
图20为本发明实施例提供的馈线接入模型A的示意图；
图21为本发明实施例提供的馈线接入模型B的示意图；
图22为本发明实施例提供的站用电接入模型的示意图；
图23为本发明实施例提供的第一种光储直柔系统整体示意图；
图24为本发明实施例提供的第二种光储直柔系统整体示意图；
图25为本发明实施例提供的第三种光储直柔系统整体示意图；
图26为本发明实施例提供的第四种光储直柔系统整体示意图；
图27为本发明实施例提供的第五种光储直柔系统整体示意图；
图28为本发明实施例提供的第六种光储直柔系统整体示意图；
图29为本发明实施例提供的机房直流配电保护模型、楼层直流配电保护模型示意图和末端配电保护模型的整体结构及连接关系示意图；
图30为本发明实施例提供的变换器进出线断路器短路位置示意图；
图31为本发明实施例提供的光储直柔系统的数智监控管理平台拓扑图。
实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下面结合实施例和附图，对本发明作进一步的详细说明，本发明的示意性实施方式及其说明仅用于解释本发明，并不作为对本发明的限定。
实施例
目前尚无一套关于建立光储直柔系统架构的指导方法，导致搭建光储直柔系统的效率低。本实施例提供一种建立光储直柔架构的方法，该方法基于提前建立的系统模型库，根据不同的项目情况从系统模型库中选择光储直柔系统架构和各个接入模型（市电接入模型、光伏发电系统接入模型、储能系统接入模型、馈线接入模型和站用电接入模型），通过模型嫁接的方式搭建出光储直柔系统。本方法包括以下步骤：
步骤1：建立系统模型库。本实施例的系统模型库包括：光储直柔系统架构库、市电接入模型库、光储直柔系统并网模型库、光伏发电系统接入模型库、储能系统接入模型库和馈线及站用电模型库。关于每一种模型库的具体内容及适用条件将在以下实施步骤中详细阐述。
步骤2：根据建筑类型，从光储直柔系统架构库中挑选出光储直柔系统架构。
本实施例的光储直柔系统架构库中提供了六种光储直柔系统架构。为便于说明，将这六种光储直柔系统架构分别命名为第一光储直柔系统架构、第二光储直柔系统架构、第三光储直柔系统架构、第四光储直柔系统架构、第五光储直柔系统架构和第六光储直柔系统架构。以下分别对每一种光储直柔系统架构的结构及适用场景做详细描述。
1、第一光储直柔系统架构
第一光储直柔系统架构如图1所示，用于建立单体建筑的光储直柔系统。第一光储直柔系统架构由直流母线、市电模块、光伏发电模块、储能模块和直流负荷模块组成，采用单母线不分段接线，其中市电模块、光伏发电模块、储能模块和直流负荷模块均接入直流母线，光伏发电优先就地消纳，并采用自发自用余电上网模式。
需说明的是，第一光储直柔系统架构的直流母线采用DC375V或DC750V，直流母线电压等级的选取应根据系统规模、单台设备容量及供电半径综合考虑。
2、第二光储直柔系统架构
第二光储直流系统架构如图2所示，用于建立由多栋建筑组成的园区的光储直柔系统，由园区A建筑部分、园区B建筑部分和园区C建筑部分组成。
园区A建筑部分包括：市电模块A、光伏发电模块A、储能模块A和直流负荷模块A，园区B建筑部分包括：光伏发电模块B和直流负荷模块B，园区C建筑部分包括光伏发电系统C。另外，园区A建筑部分的直流负荷较集中的区域或楼栋内设置有直流配电主机房，园区B建筑部分设置有直流配电分机房，园区C建筑部分无直流消纳负荷。
针对园区A建筑部分，市电模块A、光伏发电模块A、储能模块A和直流负荷模块A接入直流配电主机房的直流母线A，直流母线A采用DC750V。
针对园区B建筑部分，光伏发电模块B和直流负荷模块B接入直流配电分机房的直流母线B，直流母线B接入直流母线A；直流母线B采用DC375V或DC750V；
针对园区C建筑部分，该部分光伏发电模块C接入直流母线A。
3、第三光储直柔系统架构
第三光储直流系统架构如图3所示，用于在直流系统不能完全消纳光伏发电容量的情况下，建立交直流混用光储直柔系统架构，包括交流系统部分和直流系统部分。
其中，交流系统部分包括交流母线和交流负荷模块，直流系统部分包括直流母线、市电模块、光伏发电模块、储能模块、直流负荷模块和电子切换装置；光伏发电模块、储能模块和直流负荷模块均直接接入直流母线，交流母线和市电模块经电子切换装置接入直流母线；直流母线采用DC375V或DC750V。
需说明的是，交直流混用光储直柔系统架构优先通过交流母线段所带负荷进行消纳，余电再行上网。另外，当出现市电故障（停电或检修）时，交流母线段和直流母线段负荷处于离网运行模式，保证其所带负荷供电的正常运行。
4、第四光储直柔系统架构
第四光储直流系统架构如图4所示，用于建立台区互联的光储直柔系统。如图4所示，包含台区A、台区B、台区C和台区D，每一个台区分别设置有一套光储直柔系统，各光储直柔系统之间采用控制策略并通过联络母线实现系统互联和功率互济；联络母线上设置联络开关，常态下联络开关处于闭合状态。具体的，光储直柔系统A包括直流母线A以及分别接入直流母线A的市电模块A、光伏发电模块A、储能模块A和直流负荷模块A；光储直柔系统B包括直流母线B以及分别接入直流母线B的市电模块B、光伏发电模块B、储能模块B和直流负荷模块B；光储直柔系统C包括直流母线C以及分别接入直流母线C的市电模块C、光伏发电模块C、储能模块C和直流负荷模块C；光储直柔系统D包括直流母线D以及分别接入直流母线D的市电模块D、光伏发电模块D、储能模块D和直流负荷模块D。
5、第五光储直柔系统架构
第五光储直流系统架构如图5所示，用于建立乡村家庭分布式光储直柔系统，以实现乡村家庭全面电气化为目标，采用自发用余电上网模式。具体的，包括直流架空线（电缆）、市电模块、乡村户用方案模块；市电模块、乡村户用方案模块均接入直流架空线（电缆）；直流架空线（电缆）采用DC750V；各家庭光储直柔系统通过T接方式接入直流架空线（电缆）。
进一步的，乡村户用方案模块包括乡村户用方案模块A和乡村户用方案模块B。
其中，乡村户用方案模块A如图6所示，包括光伏变换分流结构、储能变换分流结构、电动车变换分流结构、系统接入结构和多个直流负载；光伏变换分流结构中，光伏组件PV、汇流箱HLX、直流断路器QA2、单向DC/DC光伏变换器T1和分流器FL依次串联后接入DC220V母线，一体式直流浪涌保护器SPD连接在汇流箱HLX与直流断路器QA2之间；储能交换分流结构中，储能装置、直流断路器QA2、双向DC/DC储能变换器T2和分流器FL依次串联后接入DC220V母线；电动车储能交换分流结构中，电动车、直流断路器QA2、双向DC/DC储能变换器T2和分流器FL依次串联后接入DC220V母线；系统接入结构中，交换器T4、分流器FL和直流断路器QA2依次串联，串联后直流断路器QA2接入直流架空线，串联后交换器T4接入DC220V母线；每一个直流负载通过直流剩余电流断路器QA3接入DC220V母线。
乡村户用方案模块B如图7所示，包括光伏发电组件PV、汇流箱HLX、储能单元、电动车、家庭光储直柔控制器和多个直流负载；光伏发电组件PV与汇流箱HLX串联后接入家庭光储直柔控制器，储能单元、电动车和多个直流负载均接入家庭光储直柔控制器；家庭光储直柔控制器接入直流架空线。
6、第六光储直柔系统架构
第六光储直柔系统架构如图8所示，用于建立利用乡村家庭屋顶资源的光储直柔系统，包括直流架空线、市电模块、光伏发电模块、储能模块和直流配电箱模块；市电模块、光伏发电模块、储能模块、直流配电箱模块均接入直流架空线；直流架空线采用DC750V，各家庭光储直柔系统通过T接方式接入直流架空线（电缆）。其中，本实施例的直流配电箱模块包括直流配电箱A、直流配电箱B和直流配电箱C，直流配电箱A、直流配电箱B和直流配电箱C均接入直流架空线。
基于本实施例提供的上述六种光储直柔系统架构，步骤2中，根据建筑类型，从光储直柔系统架构库中挑选出光储直柔系统架构的具体实施方式为：当项目针对单栋单体建筑时，选择第一光储直柔系统架构；当项目针对由多栋建筑组成的园区时，选择第二光储直柔系统架构；当直流系统不能完全消纳光伏发电容量时，选择第三光储直柔系统架构；当项目针对互联的多台区建筑时，选择第四光储直柔系统架构；当项目针对分布式乡村家庭时，选择第五光储直柔系统架构；当项目针对利用屋顶资源设置光伏发电系统的乡村家庭时，选择第六光储直柔系统架构。
为便于后续说明，本实施例以1栋单体建筑为例，从光储直柔系统架构库中挑选出了第一光储直柔系统架构。
步骤3：确定出光储直柔系统与交流侧电网之间的最大交换功率。
本实施例选择了第一光储直柔系统架构，该架构对应的光储直柔系统与交流侧电网的最大交换功率不宜超过其上一级变压器额定容量的25%，同时不应超过500kW，当同时超过上述限值时应分设并网点接入不同变压器。基于上述限值，本实施例提供1台额定功率为250kW的交流变换器，同时上一级变压器容量为1600kVA。
步骤4：根据最大交换功率，从市电接入模型库中挑选出市电接入模型，从光储直柔系统并网模型库中挑选出光储直柔并网模型。
一方面，本实施例的市电接入模型库中包含3种市电接入模型，分别为市电接入模型A、市电接入模型B和市电接入模型C。
1、市电接入模型A
市电接入模型A适用于光储直柔系统与交流侧电网的最大交换功率不超过其上以及单台变压器额定容量的25%，且最大交换功率小于500kW的情况。如图9所示，市电接入模型A包括：直流配电结构A，直流配电结构A包括依次串联的交流断路器QA1、双向AC/DC隔离型变换器TB1、霍尔传感器HOE、分流器FL和直流断路器QA2；直流配电结构A的一端接入市电进线，直流配电结构A的另一端接入直流母线。
2、市电接入模型B
市电接入模型B适用于当光储直柔系统与交流侧电网的最大交换功率超过其上以及单台变压器额定容量的25%时，光储直柔系统将分为多个并网点并入上一级不同变压器的情况，并且并网点不宜超过4个。如图10所示，市电接入模型B包括：多个直流配电结构B，直流配电结构B与直流配电结构A相同；每一个直流配电结构B的一端接入市电进线，每一个直流配电结构B的另一端接入直流母线。
3、市电接入模型C
市电接入模型C适用于单台AC/DC产品容量不满足光储直柔容量（单台双向AC/DC隔离型变换器的容量小于光储直柔系统容量）的情况。此时，光储直柔系统采用并联的方式接入交流侧电网。如图11所示，市电接入模型C包括：直流配电结构C，直流配电结构C包括依次串联的交流断路器QA1、双向AC/DC隔离型变换器组、霍尔传感器HOE、分流器FL和直流断路器QA2；双向AC/DC隔离型变换器组包括多个并联的双向AC/DC隔离型变换器TB1；直流配电结构C的一端接入市电进线，直流配电结构C的另一端接入直流母线。
需补充说明的是，市电接入模型A、市电接入模型B和市电接入模型C中的直流母线电压采用375V或750V，交流断路器QA1采用4P断路器（具备同时切断相导体和中性导体的功能），直流断路器QA2设置分离脱扣器，霍尔传感器HOE用于微机保护和检测剩余电流，分流器FL用于直流电表，分流器FL的具体设置数量可根据项目实际需求进行配置。
基于上述3种市电接入模型，步骤4中，从市电接入模型库中挑选出市电接入模型的具体所述方式为：
当光储直柔系统与交流侧电网之间的最大交换功率不超过上一级单台变压器额定容量的25%且小于500kW时，从市电接入模型库中挑选出市电接入模型A。根据步骤3，本实施例提供的1台额定功率为250kW的交流变换器，同时上一级变压器容量为1600kVA，则光储直柔系统与交流侧电网的最大交换功率未超过其上以及单台变压器额定容量的25%，且最大交换功率小于500kW，应选用市电接入模型A。
当光储直柔系统与交流侧电网之间的最大交换功率超过上一级单台变压器额定容量的25%时，从市电接入模型库中挑选出市电接入模型B；
当单台双向AC/DC隔离型变换器的容量小于光储直柔系统容量时，从市电接入模型库中挑选出市电接入模型C。
另一方面，本实施例的光储直柔系统并网模型库包含2种光储直柔系统并网模型，分别为光储直柔系统并网模型A和光储直柔系统并网模型B。
1、光储直柔系统并网模型A
光储直柔系统并网模型A适用于光储直柔系统机房靠近变电所，并网点为用户变电所AC380V低压母线的情况。如图12所示，光储直柔并网模型A包括：交流断路器QA1、AC380V低压母线、用户变压器、10kV城市电源进线和10kV城市电源进线开关；光储直柔系统通过交流断路器QA1接入AC380V低压母线，交流断路器QA1为并网点，交流断路器QA1设置在AC380V低压母线一侧； AC380V低压母线通过用户变压器接入10kV城市电源进线；10kV城市电源进线通过10kV城市电源进线开关接入10kV公共电网。
2、光储直柔系统并网模型B
光储直柔系统并网模型B适用于光储直柔系统服务区域远离变电所，并网点设于用户配电箱的情况。如图13所示，光储直柔并网模型B包括：交流断路器QA1、AC220V低压母线、AC380V低压母线、用户变压器、10kV城市电源进线和10kV城市电源进线开关；光储直柔系统通过交流断路器QA1接入AC220V低压母线，交流断路器QA1为并网点，交流断路器QA1设置在AC220V低压母线一侧的配电箱位置；AC220V低压母线接入AC380V低压母线；AC380V低压母线通过用户变压器接入10kV城市电源进线；10kV城市电源进线通过10kV城市电源进线开关）接入10kV公共电网。
基于上述2种光储直柔系统并网模型，步骤4中，从光储直柔系统并网模型库中挑选出光储直柔系统并网模型的方法为：
当光储直柔系统服务区域靠近变电所且并网点位于380V用户低压母线一侧时，从光储直柔系统并网模型库中挑选出光储直柔并网模型A；
当光储直柔系统服务区域远离变电所且并网点设置在220V用户低压母线的配电箱位置时，从光储直柔系统并网模型库中挑选出光储直柔并网模型B。
需说明的是，当光储直柔系统为自发自用余电不上网系统时，应采取防逆流措施。
步骤5：根据光伏装机容量，从光伏发电系统接入模型库中挑选光伏发电系统接入模型。
本实施例提供的光伏发电系统接入模型库中包含3种光伏发电系统接入模型，分别为光伏发电系统接入模型A、光伏发电系统接入模型B和光伏发电系统接入模型C。
1、光伏发电系统接入模型A
光伏发电系统接入模型A适用于单个光伏变换器额定容量与光伏方阵安装容量相匹配的情况。如图14所示，光伏发电系统接入模型A包括：光伏变换结构A和传感分流结构A；光伏变换结构A与传感分流结构A串联后接入直流母线；光伏变换结构A包括依次串联的光伏组件PV、汇流箱HLX、一体式直流浪涌保护器SPD、直流断路器QA2、霍尔传感器HOE和单向DC/DC光伏变换器T1；传感分流结构A包括依次串联的霍尔传感器HOE、分流器FL和直流断路器QA2；光伏变换结构A的直流断路器QA2和传感分流结构A的直流断路器QA2均设置有分励脱扣器，光伏变换结构A的分流器FL和传感分流结构A的分流器FL均用于直流电表；光伏变换结构A的霍尔传感器HOE用于检测剩余电流，传感分流结构A的霍尔传感器HOE用于微机保护。
2、光伏发电系统接入模型B
光伏发电系统接入模型B适用于当单个变换器额定容量不能满足光伏方阵安装容量时，采用多个光伏变换器并联接入的情况。如图15所示，光伏发电系统接入模型B包括：传感分流结构B和多个光伏变换结构B；传感分流结构B与传感分流结构A相同，光伏变换结构B与光伏变换结构A相同；每一个光伏变换结构B与传感分流结构B串联后接入直流母线。
3、光伏发电系统接入模型C
光伏发电系统接入模型C适用于利用乡村家庭屋面光伏发电资源，采用一体式光伏接入机将光伏发电接入750V直流架空线（电缆）的情况。如图16所示，光伏发电系统接入模型C包括：光伏组件PV和一体式光伏接入机；光伏组件PV与一体式光伏接入机串联后通过并沟线夹接入直流架空线。
需说明的是，光伏发电系统接入模型B应使出线断路器的额定电流不超过630A，光伏发电系统接入模型C的并沟线夹JB在设计时应根据项目实际需求选用对应的型号规格，3种光伏发电系统接入模型的直流断路器QA2均设置分励脱扣器，直流母线和直流架空线均采用DC375V或DC750V，霍尔传感器HOE用于微机保护和检测剩余电流，分流器FL用于直流电表，分流表FL的具体设置数量可根据项目实际需求进行配置。
基于上述3中光伏发电系统接入模型，步骤5中，从光伏发电系统接入模型库中挑选出光伏发电系统接入模型的方法为：
当单个单向DC/DC光伏变换器T1的额定容量大于等于光伏组件PV的安装容量时，从光伏发电系统接入模型库中挑选出光伏发电系统接入模型A。本实施例中，光伏装机容量为171.6kWp，储能容量为60kW/3h，光伏装机容量与储能容量相匹配，因此本实施例选用了光伏发电系统接入模型A。
当单个单向DC/DC光伏变换器T1的额定容量小于光伏组件PV的安装容量时，从光伏发电系统接入模型库中挑选出光伏发电系统接入模型B，并控制传感分流结构B中直流断路器QA2的额定电流小于等于630A；
当搭建具有乡村家庭屋面光伏发电资源的建筑的光储直柔系统时，从光伏发电系统接入模型库中挑选出光伏发电系统接入模型C。
步骤6：根据储能容量，从系统模型库中挑选出储能系统接入模型。
本实施例提供的储能系统接入模型库中包含3种储能系统接入模型，分别为储能系统接入模型A、储能系统接入模型B和储能系统接入模型C。
1、储能系统接入模型A
储能系统接入模型A适用于储能变换器额定容量与储能电池容量相匹配的情况。如图17所示，储能系统接入模型A包括：储能变换结构A和传感分流结构A；储能变换结构A与传感分流结构A串联后接入直流母线；储能变换结构A包括依次串联的储能电池组、直流断路器QA2、分流器FL、霍尔传感器HOE和双向DC/DC储能交换器T2；传感分流结构A包括依次串联的霍尔传感器HOE、分流器FL和直流断路器QA2；储能变换结构A的直流断路器QA2和传感分流结构A的直流断路器QA2均设置有分励脱扣器，储能变换结构A的分流器FL和传感分流结构A的分流器FL均用于直流电表；储能变换结构A的霍尔传感器HOE用于检测剩余电流，传感分流结构A的霍尔传感器HOE用于微机保护。
2、储能系统接入模型B
储能系统接入模型B适用于当单个储能变换器容量不能满足储能电池容量时，采用多个储能变换器并联接入的情况。如图18所示，储能系统接入模型B包括：传感分流结构B和多个储能变换结构B；传感分流结构B与传感分流结构A相同，储能变换结构B与储能变换结构A相同；每一个储能变换结构B与传感分流结构B串联后接入直流母线。
3、储能系统接入模型C
储能系统接入模型C适用于储能变换器额定容量与储能电池容量相匹配，且储能电池室设置于建筑物外的情况。如图19所示，储能系统接入模型C包括：储能变换结构C和传感分流结构C；储能变换结构C包括储能变换结构A和一体式直流浪涌保护器SPD，一体式直流浪涌保护器SPD连接在储能电池组和直流断路器QA2之间；传感分流结构C与传感分流结构A相同；储能变换结构C与传感分流结构C串联后接入直流母线。
需说明的是，储能系统接入模型B中应使出线断路器的额定电流不超过630A，3种光伏发电系统接入模型的直流断路器QA2均设置分励脱扣器，直流母线和直流架空线均采用DC375V或DC750V，霍尔传感器HOE用于微机保护和检测剩余电流，分流器FL用于直流电表，分流表FL的具体设置数量可根据项目实际需求进行配置。
基于上述3种储能系统接入模型，步骤6中，从储能系统接入模型库中挑选出储能系统接入模型的方法为：
当单个双向DC/DC储能变换器T2的额定容量大于等于储能电池组的安装容量时，从储能系统接入模型库中挑选储能系统接入模型A。本实施例的储能变换器额定容量为60kW/3h且设置于室内，故选用储能系统接入模型A。
当单个双向DC/DC储能变换器T2的额定容量小于储能电池组的安装容量时，从储能系统接入模型库中挑选出储能系统接入模型B，并控制传感分流结构B中直流断路器QA2的额定电流小于等于630A。
当单个双向DC/DC储能变换器T2的额定容量大于等于储能电池组的安装容量且储能电池组设置在建筑物外时，从储能系统接入模型库中挑选出储能系统接入模型C。
步骤7：根据负荷回路，从系统模型库中挑选出馈线接入模型和站用电接入模型。
本实施例提供的馈线及站用电模型库中包含3种馈线接入模型和1种站用电接入模型。其中，3种馈线接入模型分别为馈线接入模型A、馈线接入模型B和站用电接入模型。
1、馈线接入模型A
馈线接入模型A适用于负荷侧工作电压与直流母线电压一致的情况。如图20所示，馈线接入模型A包括：霍尔传感器HOE、分流器FL和直流断路器QA2，霍尔传感器HOE的一端接入负荷侧，霍尔传感器HOE的另一端依次穿分流器FL和直流断路器QA2后接入直流母线；馈线接入模型A中，霍尔传感器HOE用于微机保护和检测剩余电流，分流器FL用于直流电表。
2、馈线接入模型B
馈线接入模型B适用于负荷侧工作电压与直流母线电压不一致的情况。如图21所示，馈线接入模型B包括：单向DC/DC适配变换器T3、霍尔传感器HOE、分流器FL和直流断路器QA2；单向DC/DC适配变换器T3的一端接入负荷侧，单向DC/DC适配变换器T3的另一端依次串联霍尔传感器HOE、分流器FL和直流断路器QA2后接入直流母线；馈线接入模型B中，霍尔传感器HOE用于微机保护和检测剩余电流，分流器FL用于直流电表。
3、站用电接入模型
站用电设置于每个直流机房内，为直流系统监测设备、控制设备等提供工作电源。如图22所示，站用电接入模型包括：交直流逆变结构、直流适配变换结构、一体式直流浪涌保护器SPD和直流主动绝缘监测装置IM；交直流逆变结构包括：交流断路器QA1、单向AC/DC隔离型逆变器、直流断路器和负载侧霍尔传感器HOE；交流断路器QA1的一端接入AC380V低压母线，交流断路器QA1的另一端依次串联单向AC/DC隔离型逆变器、直流断路器和负载侧霍尔传感器HOE后接入负载侧；直流适配变换结构包括：直流母线侧直流断路器QA2、负载侧直流断路器QA2、直流母线侧霍尔传感器HOE、负载侧霍尔传感器HOE、分流器FL和单向DC/DC适配变换器T3，直流母线侧直流断路器QA2的一端接入直流母线，直流母线侧直流断路器QA2的另一端依次串联分流器FL、负载侧霍尔传感器HOE、单向DC/DC适配变换器T3、负载侧直流断路器QA2和负载侧霍尔传感器HOE后接入负载侧；站用电接入模型中，直流母线侧霍尔传感器HOE用于微机保护，负载侧霍尔传感器HOE用于检测剩余电流，分流器FL用于直流电表；一体式直流浪涌保护器SPD和直流主动绝缘监测装置IM均接入直流母线；直流母线电压采用DC375V或DC750V。
需说明的是：上述2种馈线接入模型和站用电接入模型中，直流断路器QA2均设置分励脱扣器；2种馈线接入模型中，霍尔传感器HOE用于微机保护和检测剩余电流；站用电接入模型中，直流母线侧霍尔传感器HOE用于微机保护，负载侧霍尔传感器HOE用于检测剩余电流，分流器FL用于直流电表（具体设置数量可根据工程实际需求进行配置）。
基于上述2种馈线接入模型，步骤7中，从系统模型库挑选出馈线接入模型的方法为：
当负荷侧的工作电压与直流母线侧的电压一致时，从馈线及站用电模型库中挑选出馈线接入模型A。本实施例中所有馈线回路均选择馈线接入模型A。
当负荷侧的工作电压与直流母线侧的电压不一致时，从馈线及站用电模型库中挑选出馈线接入模型B。
步骤8：将选择出的市电接入模型、光伏发电系统接入模型、储能系统接入模型、馈线接入模型和站用电接入模型嫁接到光储直柔系统架构中，得到组合模型。
步骤9：根据选择光储直柔系统并网模型，将组合模型并入交流侧电网，得到光储直柔系统。
基于上述系统模型库中的六种光储直柔系统架构以及各接入模型，提供以下几种组合方式得到的光储直柔系统：
如图23所示，第一种为适用于单体建筑设置的光储直柔系统，单体建筑内设置一个直流机房（含直流配电和储能系统）；直流母线电压采用DC375V或DC750V。该光储直柔系统采用了第一光储直柔系统架构，由市电接入模型A、光伏发电系统接入模型A、储能系统接入模型A、馈线接入模型A、馈线接入模型B和站用电接入模型组成。
如图24所示，第二种为适用于由多栋建筑组成的园区光储直柔系统，整个园区设置一个主直流机房、一个集中储能机房和多个分直流机房；直流母线电压采用DC375V或DC750V。该光储直柔系统采用了第二光储直柔系统架构，由市电接入模型A、光伏发电系统接入模型A、储能系统接入模型A、馈线接入模型A、馈线接入模型B和站用电接入模型组成。
如图25所示，第三种为交直流混用的光储直柔系统，由市电、交流段、直流段和电子切换装置组成；直流母线电压采用DC375V或DC750V。该光储直柔系统采用了第三光储直柔系统架构，由市电接入模型A、光伏发电系统接入模型A、储能系统接入模型A、馈线接入模型A、馈线接入模型B和站用电接入模型组成。
如图26所示，第四种为适用于台区互联的光储直柔系统，各台区分别设置一台光储直柔系统，通过联络母线实现系统互联和功率互济；直流母线电压采用DC375V或DC750V。该光储直柔系统采用了第四光储直柔系统架构，由市电接入模型A、光伏发电系统接入模型A、储能系统接入模型A、馈线接入模型A、馈线接入模型B和站用电接入模型组成。
如图27所示，第五种光储直柔系统适用于以乡村全面电气化为目标，自发自用余电上网的情况；直流架空线（电缆）电压采用DC750V。该光储直柔系统采用了第五光储直柔系统架构，由市电接入模型A、光伏发电系统接入模型A、储能系统接入模型A、乡村户用方案模块A和乡村户用方案模块B组成。
如图28所示，第六种光储直柔系统适用于利用乡村屋顶资源，全额发电上网，集中设置储能和公共充电桩的情况；直流架空线（电缆）电压采用DC750V。该光储直柔系统采用了第六光储直柔系统架构，由市电接入模型A、光伏发电系统接入模型A和储能系统接入模型A组成。
综上述所述，本实施例提供的一种建立光储直柔系统架构的方法，通过步骤1至步骤7搭建的系统模型库，根据不同建筑类型提供了相应的光储直柔系统架构模型方案，并根据光储直柔系统与交流侧电网之间的最大交换功率、光伏装机容量、储能容量、负荷情况，相应地提供了接入市电、光伏发电系统、储能系统、馈线及站用电的可选方案；通过步骤8和步骤9将不同情况下挑选出的各模块接入方案嫁接到光储直柔系统架构中，最终可得到完整的光储直柔系统。本申请基于建立的系统模型库，采用模型选择与模型组合的方式来实现光储直柔系统的搭建，为搭建光储直柔系统提供了可行性参照样本，可有效提高搭建光储直柔系统的效率。
此外，本实施例在系统模型库中还增加了如图29所示的机房配电保护模型、楼层直流配电保护模型和末端配电保护模型。
1、机房直流配电保护模型
机房直流配电保护模型用于提供市电接入保护、光伏发电系统接入保护、储能系统接入保护和负载接入保护。机房配电保护模型包括：直流主动绝缘监测装置IM、一对多微机保护装置MPn、剩余电流检测保护装置RCM、电弧传感器HCT、智能终端IDT；直流主动绝缘监测装置IM接入机房直流母线；一对多微机保护装置MPn分别与霍尔传感器HOE和直流断路器QA2连接，剩余电流检测保护装置RCM与霍尔传感器HOE连接；电弧传感器HCT设置在光伏组件与直流断路器QA2之间；智能终端IDT分别与电弧传感器HCT和直流断路器QA2连接。
2、楼层直流配电保护模型
楼层直流配电保护模型用于提供楼层放射式供电保护和树干式供电保护。楼层直流配电保护模型包括：第一放射式供电单元的保护装置、树干式供电单元的保护装置和第二放射式供电单元的保护装置；楼层直流配电保护模型中，第一放射式供电单元、树干式供电单元和第二放射式供电单元分别通过负载接入组件接入机房直流母线；第一放射式供电单元的保护装置为剩余电流检测保护装置RCM，树干式供电单元的保护装置包括：剩余电流检测保护装置RCM和一对一微机保护装置MP，第二放射式供电单元的保护装置为剩余电流检测保护装置RCM；剩余电流检测保护装置RCM与霍尔传感器HOE连接，一对一微机保护装置MP分别与单向DC/DC适配变换器T3侧的霍尔传感器HOE和树干式供电单元的总开关连接。
3、末端配电保护模型
末端配电保护模型用于提供末端供电保护。末端配电保护模型包括：第一末端供电单元的保护装置和第二末端供电单元的保护装置；第一末端供电单元的保护装置为直流主动绝缘监测装置IM，第二末端供电单元的保护装置包括：智能终端IDT、温度探头PT、剩余电流互感器CTZ和电弧传感器HCT；第一末端供电单元接入第一放射式供电单元，第二末端供电单元接入树干式供电单元；第一末端供电单元的的直流主动绝缘监测装置IM与直流剩余电流断路器Q3连接，第二末端供电单元中，智能终端IDT分别与温度探头PT、剩余电流互感器CTZ和电弧传感器HCT连接。
需说明的是：机房配电保护模型中，微机保护可根据实际情况选择一对一微机保护装置MP或一对多微机保护装置MPn，本实施例选择的是一对多微机保护装置MPn；若微机保护装置已具备检测剩余电流的功能，可不另设置剩余电流检测装置RCM；机房配电保护模型中，直流母线处剩余电流报警值可设置为300mA，楼层直流配电保护模型中，剩余电流报警值可设置为100mA，末端配电保护模型中，支线剩余电流保护鉴定值可设置为30mA，微机保护鉴定至根据项目情况进行计算确定；用于剩余电流的霍尔传感器HOE应接入两机线；若变换器本身具备限流特性，则其特征应有短路故障穿越功能，且保持时间不少于625ms；光伏汇流箱HLX至变换器的线缆在变换器处进线需设置隔离开关或带隔离功能的断路器，交直流变换器的市电进线处、储能变换器的储能进线处需设置带隔离功能的断路器；绝缘监测及剩余电流监测装置的设置位置需根据具体项目需求而定。
基于上述机房配电保护模型、楼层直流配电保护模型和末端配电保护模型，本实施例在得到光储直柔系统之后，还包括：
步骤10：利用机房配电保护模型、楼层直流配电保护模型和末端配电保护模型对光储直柔系统进行保护。
步骤11：根据图30所示的变换器进出线断路器短路位置示意图，分别对交直流变换出线断路器、光伏变换器进线断路器、储能变换器进线断路器、馈线断路器和配电箱出线断路器进行短路进行短路电流计算；以及分别对直流母线侧断路器和储能电池组断路器进行过流保护整定值计算。
其中，交直流变换出线断路器的短路电流的计算式为：；其中，l k2b 表示在短路2点发生短路时流经交直流变换出线断路器的短路电流值，l kAC 表示交直流变换处发生短路时的交流短路电流值。
光伏变换器进线断路器的短路电流的计算式为：；其中，/>表示光伏变换器进线断路器短路时流经的短路电流值，/>表示光伏变换器进线断路器短路时市电贡献的短路电流，/>表示光伏变换器进线断路器短路时光伏贡献的短路电流，表示光伏变换器进线断路器短路时储能贡献的短路电流，/>表示第m个子方阵接入变换器的额定功率，/>表示短路点直接连接的直流母线的额定电压，/>表示第m个电池组的最大放电电压，/>表示第m个电池组的内阻，/>表示第m个电池组至直流母线的线路电阻。
储能变换器进线断路器的短路电流的计算式为：；其中，表示储能变换器进线断路器短路时流经的短路电流值，/>表示储能变换器进线断路器短路时市电贡献的短路电流，/>表示储能变换器进线断路器短路时光伏贡献的短路电流，/>表示储能变换器进线断路器短路时储能贡献的短路电流。/>
馈线断路器的短路电流的计算式为：；其中，/>表示馈线断路器短路时流经的短路电流值，/>表示馈线断路器短路时市电贡献的短路电流，/>表示馈线断路器短路时光伏贡献的短路电流，/>表示馈线断路器短路时储能贡献的短路电流。
配电箱出线断路器的短路电流的计算式为：；其中，/>表示配电箱出线断路器短路时流经的短路电路，/>表示短路点所连接的直流母线侧的等效电阻，/>表示直流母线到短路点之间的线路电阻。
直流母线侧断路器的过流保护整定值的计算式为；其中，/>表示线路计算电流，/>表示约定时间内的约定动作电流，/>表示断路器的整定电流，/>表示线路载流量，是由于系统的工作电压与额定电压的差异而取得的系数，/>表示光伏进线回路为变换器的额定功率、储能进线回路为变换器的额定功率、市电进线回路为变换器的额定功率或馈线回路为馈线所带负荷的额定功率，/>表示过电流保护线路的额定电压。
储能断路器的过流保护整定值的计算式为；其中，/>表示电池组截止电压。
步骤12：配置储能电池的规格，格包括：额定电压、外形尺寸和重量。
结合光伏消纳应用场景、削峰填谷应用场景和应急备用应用场景选择储能电池的容量。
根据计算出并网运行模式下储能电池的计算能量。其中，/>表示储能电池的计算能量，/>表示太阳能光伏电池组件的安装容量，/>表示储能设施占光伏安装容量的比例，/>表示储能设备的配置时长。
选择储能电池的电压，并根据计算出储能电池的数量。其中，n表示储能电池包含的电池数量，/>表示PCS装置储能端的最低电压，/>表示PCS装置储能端的最高电压，/>表示单体蓄电池放电末期终止电压，/>表示单体蓄电池浮充电电压，k表示可靠系数。
根据选择单体电池的额定容量。其中，C N 表示单体电池的额定容量，N表示额定，Kc表示储能电池容量换算系数，U N 表示单体电池的额定电压，/>表示储能电池容量裕度，/>取1.0~1.15。
步骤13：搭建光储直柔系统的管理系统。
如图31所示，管理系统架构包括：远程监控中心、TCP/IP网格和直流机房控制柜。其中，远程监控中心包括光储直柔数智监控管理平台服务器、LED展示大屏和管理工作站，LED展示大屏和管理工作站均与光储直柔数智监控管理平台服务器连接。光储直柔数智监控管理平台服务器通过TCP/IP网络与直流机房控制柜内光储值柔AI控制单元模块连接。直流机房控制柜内配置GPS/北斗天线模块、光储直柔AI控制单元模块和显示屏模块。光储直柔AI控制单元分别连接GPS/北斗天线和显示屏。光储直柔AI控制单元通过TCP/IP协议分别与智能防雷与环境监测装置、BAS（楼宇自动化系统）、能耗管理系统、AC/DC变换器、储能系统BMS和充电桩系统连接。智能防雷与环境监测装置包括环境监视设备、一体化探头、气象环境监测仪和直击雷接闪器。光储直柔AI控制单元通过时钟总线RS485与直流柜连接，通过时钟总线B码对时与微机保护装置连接，通过直流柜微机保护装置总线TCP/IP与直流柜交换机连接，通过直流柜RCM总线RS485与剩余电流保护装置RCM连接，通过直流柜SPD总线RS485与SPD连接，通过末端箱微机保护装置总线RS485与微机保护装置连接，通过末端箱微机保护装置总线RS485与馈线保护装置连接，通过末端箱SPD及IDT总线RS485与SPD及IDT连接，通过接地电阻监测总线RS485与接地电阻监测装置连接，通过直流柜变换器总线RS485与光伏变换器、储能变换器、馈线变换器连接，通过直流柜直流电表总线RS485与直流电表连接，通过汇流箱总线RS485与汇流箱连接，通过汇流箱SPD总线RS485与SPD连接。
步骤14：采集光储直柔数智监控管理平台数据，根据采集的光储直柔数智监控管理平台数据建立光储直柔系统的数智监控管理平台。
以上所述的具体实施方式，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本发明的具体实施方式而已，并不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，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (19)
1.一种建立光储直柔系统架构的方法，其特征在于，包括以下步骤：
建立系统模型库；
根据项目建筑信息，从系统模型库中挑选出光储直柔系统架构；
获取光储直柔系统与交流侧电网之间允许的最大交换功率；
根据最大交换功率，从系统模型库中挑选出市电接入模型和光储直柔系统并网模型；
根据光伏装机容量，从系统模型库中挑选出光伏发电系统接入模型；
根据储能容量，从系统模型库中挑选出储能系统接入模型；
根据负荷回路所需的电压等级，从系统模型库种挑选出馈线接入模型和站用电接入模型；
将市电接入模型、光伏发电系统接入模型、储能系统接入模型、馈线接入模型和站用电接入模型嫁接到光储直柔系统架构中，得到组合模型；
根据光储直柔系统并网模型，将组合模型并入交流侧电网，得到光储直柔系统架构；
系统模型库包括光储直柔系统架构库、市电接入模型库、光储直柔系统并网模型库、光伏发电系统接入模型库、储能系统接入模型库、馈线接入模型和站用电接入模型库；
光储直柔系统架构库包括第一光储直柔系统架构、第二光储直柔系统架构、第三光储直柔系统架构、第四光储直柔系统架构、第五光储直柔系统架构和第六光储直柔系统架构；
第一光储直柔系统架构用于建立单体建筑的光储直柔系统，包括直流母线、市电模块、光伏发电模块、储能模块和直流负荷模块；市电模块、光伏发电模块、储能模块和直流负荷模块均接入直流母线；直流母线采用DC375V或DC750V；
第二光储直柔系统架构用于建立园区的光储直柔系统，包括园区A建筑的市电模块A、光伏发电模块A、储能模块A和直流负荷模块A，园区B建筑的光伏发电模块B和直流负荷模块B，以及园区C建筑的光伏发电模块C；园区A建筑内设置有直流配电主机房，园区B建筑内设置有直流配电分机房；园区A建筑中，市电模块A、光伏发电模块A、储能模块A和直流负荷模块A接入直流配电主机房的直流母线A；直流母线A采用DC750V；园区B建筑中，光伏发电模块B和直流负荷模块B接入直流配电分机房的直流母线B，直流母线B接入直流母线A；光伏发电模块B远离直流配电主机房，光伏发电模块B靠近直流负荷模块B；直流母线B采用DC375V或DC750V；园区C建筑的光伏发电模块C接入直流母线A；
第三光储直柔系统架构用于在直流系统不能完全消纳光伏发电容量的情况下，建立交直流混用光储直柔系统架构，包括交流系统部分和直流系统部分；交流系统部分包括交流母线和交流负荷模块，直流系统部分包括直流母线、市电模块、光伏发电模块、储能模块、直流负荷模块和电子切换装置；光伏发电模块、储能模块和直流负荷模块均直接接入直流母线，交流母线和市电模块经电子切换装置接入直流母线；直流母线采用DC375V或DC750V；
第四光储直柔系统架构用于建立台区互联的光储直柔系统，包括台区A建筑的光储直柔系统A、台区B建筑的光储直柔系统B、台区C建筑的光储直柔系统C和台区D建筑的光储直柔系统D；光储直柔系统A、光储直柔系统B、光储直柔系统C和光储直柔系统D之间通过联络母线互联；光储直柔系统A包括直流母线A以及分别接入直流母线A的市电模块A、光伏发电模块A、储能模块A和直流负荷模块A；光储直柔系统B包括直流母线B以及分别接入直流母线B的市电模块B、光伏发电模块B、储能模块B和直流负荷模块B；光储直柔系统C包括直流母线C以及分别接入直流母线C的市电模块C、光伏发电模块C、储能模块C和直流负荷模块C；光储直柔系统D包括直流母线D以及分别接入直流母线D的市电模块D、光伏发电模块D、储能模块D和直流负荷模块D；
第五光储直柔系统架构用于建立乡村家庭分布式光储直柔系统，包括直流架空线、市电模块、乡村户用方案模块；市电模块、乡村户用方案模块均接入直流架空线；直流架空线采用DC750V；
第六光储直柔系统架构用于建立利用乡村家庭屋顶资源的光储直柔系统，包括直流架空线、市电模块、光伏发电模块、储能模块和直流配电箱模块；市电模块、光伏发电模块、储能模块、直流配电箱模块均接入直流架空线；直流架空线采用DC750V。
2.根据权利要求1所述的一种建立光储直柔系统架构的方法，其特征在于，
乡村户用方案模块包括乡村户用方案模块A和乡村户用方案模块B；
乡村户用方案模块A包括光伏变换分流结构、储能变换分流结构、电动车变换分流结构、系统接入结构和多个直流负载；光伏变换分流结构中，光伏组件PV、汇流箱HLX、直流断路器QA2、单向DC/DC光伏变换器T1和分流器FL依次串联后接入DC220V母线，一体式直流浪涌保护器SPD连接在汇流箱HLX与直流断路器QA2之间；储能交换分流结构中，储能装置、直流断路器QA2、双向DC/DC储能变换器T2和分流器FL依次串联后接入DC220V母线；电动车储能交换分流结构中，电动车、直流断路器QA2、双向DC/DC储能变换器T2和分流器FL依次串联后接入DC220V母线；系统接入结构中，**交换器T4、分流器FL和直流断路器QA2依次串联，串联后直流断路器QA2接入直流架空线，串联后**交换器T4接入DC220V母线；每一个直流负载通过直流剩余电流断路器QA3接入DC220V母线；
乡村户用方案模块B包括光伏发电组件PV、汇流箱HLX、储能单元、电动车、家庭光储直柔控制器和多个直流负载；光伏发电组件PV与汇流箱HLX串联后接入家庭光储直柔控制器，储能单元、电动车和多个直流负载均接入家庭光储直柔控制器；家庭光储直柔控制器接入直流架空线；
直流配电箱模块包括直流配电箱A、直流配电箱B和直流配电箱C，直流配电箱A、直流配电箱B和直流配电箱C均接入直流架空线。
3.根据权利要求1所述的一种建立光储直柔系统架构的方法，其特征在于，市电接入模型库包括市电接入模型A、市电接入模型B和市电接入模型C；
市电接入模型A包括：直流配电结构A，直流配电结构A包括依次串联的交流断路器QA1、双向AC/DC隔离型变换器TB1、霍尔传感器HOE、分流器FL和直流断路器QA2；直流配电结构A的一端接入市电进线，直流配电结构A的另一端接入直流母线；
市电接入模型B包括：多个直流配电结构B，直流配电结构B与直流配电结构A相同；每一个直流配电结构B的一端接入市电进线，每一个直流配电结构B的另一端接入直流母线；直流配电结构B的数量不超4个；
市电接入模型C包括：直流配电结构C，直流配电结构C包括依次串联的交流断路器QA1、双向AC/DC隔离型变换器组、霍尔传感器HOE、分流器FL和直流断路器QA2；双向AC/DC隔离型变换器组包括多个并联的双向AC/DC隔离型变换器TB1；直流配电结构C的一端接入市电进线，直流配电结构C的另一端接入直流母线。
4.根据权利要求3所述的一种建立光储直柔系统架构的方法，其特征在于，从系统模型库中挑选出市电接入模型的方法为：
当光储直柔系统与交流侧电网之间的最大交换功率不超过上一级单台变压器额定容量的25%且小于500kW时，从市电接入模型库中挑选出市电接入模型A；
当光储直柔系统与交流侧电网之间的最大交换功率超过上一级单台变压器额定容量的25%时，从市电接入模型库中挑选出市电接入模型B；
当单台双向AC/DC隔离型变换器TB1的容量小于光储直柔系统容量时，从市电接入模型库中挑选出市电接入模型C。
5.根据权利要求1所述的一种建立光储直柔系统架构的方法，其特征在于，光储直柔系统并网模型库包括光储直柔系统并网模型A和光储直柔并网模型B；
光储直柔并网模型A包括：交流断路器QA1、AC380V低压母线、用户变压器、10kV城市电源进线和10kV城市电源进线开关；光储直柔系统通过交流断路器QA1接入AC380V低压母线，交流断路器QA1为并网点，交流断路器QA1设置在AC380V低压母线一侧； AC380V低压母线通过用户变压器接入10kV城市电源进线；10kV城市电源进线通过10kV城市电源进线开关接入10kV公共电网；
光储直柔并网模型B包括：交流断路器QA1、AC220V低压母线、AC380V低压母线、用户变压器、10kV城市电源进线和10kV城市电源进线开关；光储直柔系统通过交流断路器QA1接入AC220V低压母线，交流断路器QA1为并网点，交流断路器QA1设置在AC220V低压母线一侧的配电箱位置；AC220V低压母线接入AC380V低压母线；AC380V低压母线通过用户变压器接入10kV城市电源进线；10kV城市电源进线通过10kV城市电源进线开关）接入10kV公共电网。
6.根据权利要求5所述的一种建立光储直柔系统架构的方法，其特征在于，从系统模型库中挑选出光储直柔系统并网模型的方法为：
当光储直柔系统服务区域靠近变电所且并网点位于380V用户低压母线一侧时，从光储直柔系统并网模型库中挑选出光储直柔并网模型A；
当光储直柔系统服务区域远离变电所且并网点设置在220V用户低压母线的配电箱位置时，从光储直柔系统并网模型库中挑选出光储直柔并网模型B。
7.根据权利要求1所述的一种建立光储直柔系统架构的方法，其特征在于，光伏发电系统接入模型库包括光伏发电系统接入模型A、光伏发电系统接入模型B和光伏发电系统接入模型C；
光伏发电系统接入模型A包括：光伏变换结构A和传感分流结构A；光伏变换结构A与传感分流结构A串联后接入直流母线；光伏变换结构A包括依次串联的光伏组件PV、汇流箱HLX、一体式直流浪涌保护器SPD、直流断路器QA2、霍尔传感器HOE和单向DC/DC光伏变换器T1；传感分流结构A包括依次串联的霍尔传感器HOE、分流器FL和直流断路器QA2；光伏变换结构A的直流断路器QA2和传感分流结构A的直流断路器QA2均设置有分励脱扣器，光伏变换结构A的分流器FL和传感分流结构A的分流器FL均用于直流电表；光伏变换结构A的霍尔传感器HOE用于检测剩余电流，传感分流结构A的霍尔传感器HOE用于微机保护；
光伏发电系统接入模型B包括：传感分流结构B和多个光伏变换结构B；传感分流结构B与传感分流结构A相同，光伏变换结构B与光伏变换结构A相同；每一个光伏变换结构B与传感分流结构B串联后接入直流母线；
光伏发电系统接入模型C包括：光伏组件PV和一体式光伏接入机；光伏组件PV与一体式光伏接入机串联后通过并沟线夹接入直流架空线；
直流母线和直流架空线均采用DC375V或DC750V。
8.根据权利要求7所述的一种建立光储直柔系统架构的方法，其特征在于，从系统模型库中挑选出光伏发电系统接入模型的方法为：
当单个单向DC/DC光伏变换器T1的额定容量大于等于光伏组件PV的安装容量时，从光伏发电系统接入模型库中挑选出光伏发电系统接入模型A；
当单个单向DC/DC光伏变换器T1的额定容量小于光伏组件PV的安装容量时，从光伏发电系统接入模型库中挑选出光伏发电系统接入模型B，并控制传感分流结构B中直流断路器QA2的额定电流小于等于630A；
当搭建具有乡村家庭屋面光伏发电资源的建筑的光储直柔系统时，从光伏发电系统接入模型库中挑选出光伏发电系统接入模型C。
9.根据权利要求1所述的一种建立光储直柔系统架构的方法，其特征在于，储能系统接入模型库包括储能系统接入模型A、储能系统接入模型B和储能系统接入模型C；
储能系统接入模型A包括：储能变换结构A和传感分流结构A；储能变换结构A与传感分流结构A串联后接入直流母线；储能变换结构A包括依次串联的储能电池组、直流断路器QA2、分流器FL、霍尔传感器HOE和双向DC/DC储能变换器T2；传感分流结构A包括依次串联的霍尔传感器HOE、分流器FL和直流断路器QA2；储能变换结构A的直流断路器QA2和传感分流结构A的直流断路器QA2均设置有分励脱扣器，储能变换结构A的分流器FL和传感分流结构A的分流器FL均用于直流电表；储能变换结构A的霍尔传感器HOE用于检测剩余电流，传感分流结构A的霍尔传感器HOE用于微机保护；
储能系统接入模型B包括：传感分流结构B和多个储能变换结构B；传感分流结构B与传感分流结构A相同，储能变换结构B与储能变换结构A相同；每一个储能变换结构B与传感分流结构B串联后接入直流母线；
储能系统接入模型C包括：储能变换结构C和传感分流结构C；储能变换结构C包括储能变换结构A和一体式直流浪涌保护器SPD，一体式直流浪涌保护器SPD连接在储能电池组和直流断路器QA2之间；传感分流结构C与传感分流结构A相同；储能变换结构C与传感分流结构C串联后接入直流母线；
直流母线采用DC375V或DC750V。
10.根据权利要求9所述的一种建立光储直柔系统架构的方法，其特征在于，从系统模型库中挑选出储能系统接入模型的方法为：
当单个双向DC/DC储能变换器T2的额定容量大于等于储能电池组的安装容量时，从储能系统接入模型库中挑选储能系统接入模型A；
当单个双向DC/DC储能变换器T2的额定容量小于储能电池组的安装容量时，从储能系统接入模型库中挑选出储能系统接入模型B，并控制传感分流结构B中直流断路器QA2的额定电流小于等于630A；
当单个双向DC/DC储能变换器T2的额定容量大于等于储能电池组的安装容量且储能电池组设置在建筑物外时，从储能系统接入模型库中挑选出储能系统接入模型C。
11.根据权利要求1所述的一种建立光储直柔系统架构的方法，其特征在于，馈线及站用电模型库包括馈线接入模型A、馈线接入模型B和站用电接入模型；
馈线接入模型A包括：霍尔传感器HOE、分流器FL和直流断路器QA2，霍尔传感器HOE的一端接入负荷侧，霍尔传感器HOE的另一端依次穿分流器FL和直流断路器QA2后接入直流母线；馈线接入模型A中，霍尔传感器HOE用于微机保护和检测剩余电流，分流器FL用于直流电表；
馈线接入模型B包括：单向DC/DC适配变换器T3、霍尔传感器HOE、分流器FL和直流断路器QA2；单向DC/DC适配变换器T3的一端接入负荷侧，单向DC/DC适配变换器T3的另一端依次串联霍尔传感器HOE、分流器FL和直流断路器QA2后接入直流母线；馈线接入模型B中，霍尔传感器HOE用于微机保护和检测剩余电流，分流器FL用于直流电表；
站用电接入模型包括：交直流逆变结构、直流适配变换结构、一体式直流浪涌保护器SPD和直流主动绝缘监测装置IM；交直流逆变结构包括：交流断路器QA1、单向AC/DC隔离型逆变器TB2、直流断路器和负载侧霍尔传感器HOE；交流断路器QA1的一端接入AC380V低压母线，交流断路器QA1的另一端依次串联单向AC/DC隔离型逆变器TB2、直流断路器和负载侧霍尔传感器HOE后接入负载侧；直流适配变换结构包括：直流母线侧直流断路器QA2、负载侧直流断路器QA2、直流母线侧霍尔传感器HOE、负载侧霍尔传感器HOE、分流器FL和单向DC/DC适配变换器T3，直流母线侧直流断路器QA2的一端接入直流母线，直流母线侧直流断路器QA2的另一端依次串联分流器FL、负载侧霍尔传感器HOE、单向DC/DC适配变换器T3、负载侧直流断路器QA2和负载侧霍尔传感器HOE后接入负载侧；站用电接入模型中，直流母线侧霍尔传感器HOE用于微机保护，负载侧霍尔传感器HOE用于检测剩余电流，分流器FL用于直流电表；一体式直流浪涌保护器SPD和直流主动绝缘监测装置IM均接入直流母线；直流母线电压采用DC375V或DC750V。
12.根据权利要求11所述的一种建立光储直柔系统架构的方法，其特征在于，从系统模型库挑选出馈线接入模型的方法为：
当负荷侧的工作电压与直流母线侧的电压一致时，从馈线及站用电模型库中挑选出馈线接入模型A；
当负荷侧的工作电压与直流母线侧的电压不一致时，从馈线及站用电模型库中挑选出馈线接入模型B。
13.根据权利要求1-12中任一所述的一种建立光储直柔系统架构的方法，其特征在于，
系统模型库还包括：机房配电保护模型、楼层直流配电保护模型和末端配电保护模型；机房配电保护模型用于提供市电接入保护、光伏发电系统接入保护、储能系统接入保护和负载接入保护；楼层直流配电保护模型用于提供楼层放射式供电保护和树干式供电保护；末端配电保护模型用于提供末端供电保护；
得到光储直柔系统之后，还包括以下步骤：利用机房配电保护模型、楼层直流配电保护模型和末端配电保护模型对光储直柔系统进行保护。
14.根据权利要求13所述的一种建立光储直柔系统架构的方法，其特征在于，
机房直流配电保护模型包括：直流主动绝缘监测装置IM、一对多微机保护装置MPn、剩余电流检测保护装置RCM、电弧传感器HCT、智能终端IDT；直流主动绝缘监测装置IM接入机房直流母线；一对多微机保护装置MPn分别与霍尔传感器HOE和直流断路器QA2连接，剩余电流检测保护装置RCM与霍尔传感器HOE连接；电弧传感器HCT设置在光伏组件与直流断路器QA2之间；智能终端IDT分别与电弧传感器HCT和直流断路器QA2连接；
楼层直流配电保护模型包括：第一放射式供电单元的保护装置、树干式供电单元的保护装置和第二放射式供电单元的保护装置；楼层直流配电保护模型中，第一放射式供电单元、树干式供电单元和第二放射式供电单元分别通过负载接入组件接入机房直流母线；第一放射式供电单元的保护装置为剩余电流检测保护装置RCM，树干式供电单元的保护装置包括：剩余电流检测保护装置RCM和一对一微机保护装置MP，第二放射式供电单元的保护装置为剩余电流检测保护装置RCM；剩余电流检测保护装置RCM与霍尔传感器HOE连接，一对一微机保护装置MP分别与单向DC/DC适配变换器T3侧的霍尔传感器HOE和树干式供电单元的总开关连接；
末端配电保护模型包括：第一末端供电单元的保护装置和第二末端供电单元的保护装置；第一末端供电单元的保护装置为直流主动绝缘监测装置IM，第二末端供电单元的保护装置包括：智能终端IDT、温度探头PT、剩余电流互感器CTZ和电弧传感器HCT；第一末端供电单元接入第一放射式供电单元，第二末端供电单元接入树干式供电单元；第一末端供电单元的的直流主动绝缘监测装置IM与直流剩余电流断路器Q3连接，第二末端供电单元中，智能终端IDT分别与温度探头PT、剩余电流互感器CTZ和电弧传感器HCT连接。
15.根据权利要求1-12中任一所述的一种建立光储直柔系统架构的方法，其特征在于，还包括以下步骤：
分别对交直流变换出线断路器、光伏变换器进线断路器、储能变换器进线断路器、馈线断路器和配电箱出线断路器进行短路进行短路电流计算；
分别对直流母线侧断路器和储能断路器进行过流保护整定值计算。
16.根据权利要求15所述的一种建立光储直柔系统架构的方法，其特征在于，
交直流变换出线断路器的短路电流的计算式为：；
其中，l k2 表示交直流变换出线断路器发生短路时流经的短路电流值，l kAC 表示交直流变换处发生短路时的交流短路电流值；
光伏变换器进线断路器的短路电流的计算式为：；
其中，表示光伏变换器进线断路器短路时流经的短路电流值，/>表示光伏变换器进线断路器短路时市电贡献的短路电流，/>表示光伏变换器进线断路器短路时光伏贡献的短路电流，/>表示光伏变换器进线断路器短路时储能贡献的短路电流，/>表示第m个子方阵接入变换器的额定功率，/>表示短路点直接连接的直流母线的额定电压，表示第m个电池组的最大放电电压，/>表示第m个电池组的内阻，/>表示第m个电池组至直流母线的线路电阻；
储能变换器进线断路器的短路电流的计算式为：；
其中，表示储能变换器进线断路器短路时流经的短路电流值，/>表示储能变换器进线断路器短路时市电贡献的短路电流，/>表示储能变换器进线断路器短路时光伏贡献的短路电流，/>表示储能变换器进线断路器短路时储能贡献的短路电流；
馈线断路器的短路电流的计算式为：；
其中，表示馈线断路器短路时流经的短路电流值，/>表示馈线断路器短路时市电贡献的短路电流，/>表示馈线断路器短路时光伏贡献的短路电流，/>表示馈线断路器短路时储能贡献的短路电流；
配电箱出线断路器的短路电流的计算式为：；
其中，表示配电箱出线断路器短路时流经的短路电路，/>表示短路点所连接的直流母线侧的等效电阻，/>表示直流母线到短路点之间的线路电阻；
直流母线侧断路器的过流保护整定值的计算式为；
其中，表示线路计算电流，/>表示断路器的整定电流，/>表示线路载流量，K是由于系统的工作电压与额定电压的差异而取得的系数，/>表示光伏进线回路为变换器的额定功率、储能进线回路为变换器的额定功率、市电进线回路为变换器的额定功率或馈线回路为馈线所带负荷的额定功率，/>表示过电流保护线路的额定电压；
储能断路器的过流保护整定值的计算式为；
其中，表示电池组截止电压。
17.根据权利要求1-12中任一所述的一种建立光储直柔系统架构的方法，其特征在于，还包括以下步骤：
配置储能电池的规格；储能电池的规格包括：额定电压、外形尺寸和重量；
结合光伏消纳应用场景、削峰填谷应用场景和应急备用应用场景选择储能电池的容量；
根据计算出并网运行模式下储能电池的计算能量；其中，/>表示储能电池的计算能量，P表示太阳能光伏电池组件的安装容量，k表示储能设施占光伏安装容量的比例，t表示储能设备的配置时长；
选择储能电池的电压，并根据计算出储能电池的数量；
其中，n表示储能电池包含的电池数量，表示PCS装置储能端的最低电压，/>表示PCS装置储能端的最高电压，/>表示单体蓄电池放电末期终止电压，/>表示单体蓄电池浮充电电压，k表示可靠系数；
根据选择单体电池的额定容量；
其中，C N 表示单体电池的额定容量，Kc表示储能电池容量换算系数，U N 表示单体电池额定电压，表示储能电池容量裕度，/>取1.0~1.15。
18.根据权利要求1-12中任一所述的一种建立光储直柔系统架构的方法，其特征在于，还包括以下步骤：搭建光储直柔系统的管理系统；
管理系统架构包括：远程监控中心、TCP/IP网格和直流机房控制柜；
远程监控中心包括光储直柔数智监控管理平台服务器、LED展示大屏和管理工作站，LED展示大屏和管理工作站均与光储直柔数智监控管理平台服务器连接；
光储直柔数智监控管理平台服务器通过TCP/IP网络与直流机房控制柜内光储值柔AI控制单元模块连接；
直流机房控制柜内配置GPS/北斗天线模块、光储直柔AI控制单元模块和显示屏模块；光储直柔AI控制单元分别连接GPS/北斗天线和显示屏；
光储直柔AI控制单元通过TCP/IP协议分别与智能防雷与环境监测装置、楼宇自动化系统、能耗管理系统、AC/DC变换器、储能系统BMS和充电桩系统连接；智能防雷与环境监测装置包括环境监视设备、一体化探头、气象环境监测仪和直击雷接闪器；
光储直柔AI控制单元通过时钟总线RS485与直流柜连接，通过时钟总线B码对时与微机保护装置连接，通过直流柜微机保护装置总线TCP/IP与直流柜交换机连接，通过直流柜RCM总线RS485与剩余电流保护装置RCM连接，通过直流柜SPD总线RS485与SPD连接，通过末端箱微机保护装置总线RS485与微机保护装置连接，通过末端箱微机保护装置总线RS485与馈线保护装置连接，通过末端箱SPD及IDT总线RS485与SPD及IDT连接，通过接地电阻监测总线RS485与接地电阻监测装置连接，通过直流柜变换器总线RS485与光伏变换器、储能变换器、馈线变换器连接，通过直流柜直流电表总线RS485与直流电表连接，通过汇流箱总线RS485与汇流箱连接，通过汇流箱SPD总线RS485与SPD连接。
19.根据权利要求18所述的一种建立光储直柔系统架构的方法，其特征在于，还包括以下步骤：采集光储直柔数智监控管理平台数据，根据采集的光储直柔数智监控管理平台数据建立光储直柔系统的数智监控管理平台。
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