CN104201706A - 一种兼顾故障穿越与并离网无缝切换的储能协调控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种兼顾故障穿越与并离网无缝切换的储能协调控制方法，微电网系统包括发电装置、储能单元、储能变流器、负荷和微电网控制器；储能变流器实时检测公共连接点大电网电压的变化：当大电网电压发生跌落且跌落时间和电压幅值满足低电压穿越条件时，储能变流器保持并网运行，并向大电网提供一定的无功功率，支持大电网恢复；当大电网电压发生跌落且跌落时间和电压幅值不满足低电压穿越条件时，储能变流器转为离网运行，为本地负荷提供可靠的电能。本发明能够实现电网电压发生跌落时故障安全穿越，以及穿越失败后的离网运行，兼顾了储能对电网的故障支撑作用和电网电压发生永久性故障后本地负载的可靠供电问题。

Description

一种兼顾故障穿越与并离网无缝切换的储能协调控制方法

技术领域

本发明属于储能控制领域，具体涉及一种兼顾故障穿越与并离网无缝切换的储能协调控制方法。

背景技术

随着能源消耗日益增长，世界各国对节能减排越来越重视，各类可再生能源发电(风能、太阳能、生物质能等)，其清洁环保的特点满足了低碳经济发展的要求，得以快速发展。但是由于可再生能源自身的间歇性、波动性、随机性等特点，其接入电网会对电网带来一定的负面影响，将导致电网的潮流、故障机理特性等更加复杂，因此微电网的概念应运而生。微电网是由分布式电源、储能单元、负荷以及二次监控、保护装置组成的集合，是一个能够自我控制、保护和管理的自治系统。微电网有并网和离网两种运行模式。并网模式是指在正常情况下，微电网与大电网并网运行，向大电网提供多余的电能或由大电网补充自身发电量的不足。离网模式是指当检测到大电网故障或电能质量不满足要求时，微电网可以与大电网断开形成孤岛模式，由微电网内的分布式电源向重要负荷提供高可靠性和高质量电能。随着风电、光伏等分布式间歇性电源设备装机容量的不断扩大，必须考虑大电网故障时可再生能源的各种运行状态对大电网稳定性的影响。虽然微电网中的储能系统凭借其可充可放的运行特性，可以有效克服可再生能源发电系统的波动性，但是一旦这些可再生能源设备发生故障或停机，将会导致光伏电站或风电场输出的有功功率大量减少，增加整个系统的恢复难度，甚至可能加剧故障，引起其他机组的解列，导致大规模停电。这就要求光伏发电系统、风力发电系统和储能系统都必须具备低电压穿越能力。对于光伏发电系统和储能系统来说，低电压穿越是指当光伏电站或储能系统的并网点电压跌落时候，光伏电站或储能系统能够在一定条件下保持并网，甚至向电网提供一定的无功功率，支持电网恢复，直到电网电压恢复正常，从而“穿越”这个低电压时间(区域)。

随着微电网大量接入配电系统，微电网及其所含的分布式电源已经成为电力系统安全稳定运行的重要基石，储能也称为微电网并网/离网双模式运行及无缝切换的重要途径，如果储能变流器仅仅具有并网/离网无缝切换的功能，在大电网发生电压跌落时就离网独立运行，将会给大电网造成较大的有功或无功功率不平衡。而实际上，大部分电网的电压跌落都是暂时性的，即所发生的故障大多不是永久性，在自动重合闸后系统可以正常运行。因此，目前微电网的常规并网/离网无缝切换技术具有一定的缺陷，对电力系统的安全稳定运行不利。

发明内容

本发明的目的是结合我国微网系统发展的现状，针对微网中的主控制单元即储能变流器的重要作用，提出了一种兼顾故障穿越与并离网无缝切换的储能协调控制方法，确保非永久性故障导致的电网电压跌落时微电网不离网独立运行、“穿越”低电压时间(区域)；同时在永久性故障导致的电网电压跌落时微电网离网独立运行，实现并网/离网无缝切换。

本发明解决上述技术问题的技术方案是：兼顾故障穿越与并离网无缝切换的储能协调控制方法，微电网系统包括发电装置、储能单元、储能变流器、负荷和微电网控制器；发电装置的电流输出端分别与微电网系统的交流母线连接；微电网控制器分别与发电装置、储能单元、储能变流器和负荷通信连接；储能变流器的输入端连接到储能单元，储能变流器的输出端通过开关连接到大电网公共连接点，微电网控制器与开关通信连接；储能变流器实时检测公共连接点大电网电压的变化：当大电网电压发生跌落且跌落时间和电压幅值满足低电压穿越条件时，储能变流器保持并网运行，并向大电网提供一定的无功功率，支持大电网恢复；当大电网电压发生跌落且跌落时间和电压幅值不满足低电压穿越条件时，储能变流器转为离网运行，为本地负荷提供可靠的电能。

上述兼顾故障穿越与并离网无缝切换的储能协调控制方法，发电装置为微电网系统中的从分布式电源，储能变流器为微电网系统中的主分布式电源；储能变流器切换为并网运行时，微电网系统工作在并网运行模式，主分布式电源和从分布式电源均采用PQ控制模式。

上述兼顾故障穿越与并离网无缝切换的储能协调控制方法，储能变流器切换为离网运行时，微电网系统工作在孤岛运行模式，主分布式电源运行于V/F控制模式，支撑微电网内的电压和频率按参考值运行，从分布式电源运行于PQ控制模式。

上述兼顾故障穿越与并离网无缝切换的储能协调控制方法，主分布式电源的V/F控制模式是应用反馈电压对交流侧电压进行调节来保证输出电压的稳定，采用电压外环和电流内环的双环控制方案。

上述兼顾故障穿越与并离网无缝切换的储能协调控制方法，从分布式电源工作在PQ控制模式时，当运行在单位功率因数时，无功功率设定值设定为零，当运行在非单位功率因数时，由微电网控制器指定无功功率的设定值。

上述兼顾故障穿越与并离网无缝切换的储能协调控制方法，在储能变流器在进行从并网向离网切换之前，储能变流器向微电网控制器输出断开储能变流器与大电网的连接的信号，微电网控制器接收到断开储能变流器与大电网的连接的信号后，向开关发出切断储能变流器与大电网的连接的控制信号。

上述兼顾故障穿越与并离网无缝切换的储能协调控制方法，所述开关为静态开关或接触器。

上述兼顾故障穿越与并离网无缝切换的储能协调控制方法，储能变流器实时检测公共连接点大电网电压的变化，当公共连接点大电网电压发生跌落后的一定时间内，储能变流器按照以下控制策略运行：当0﹤t﹤T1且U﹥U1时，储能变流器能够保持并网运行，PQ控制采用双闭环控制结构，外环为直流母线电压环，内环为电感电流环，电感电流环采用电感能量平滑控制技术，基于dq坐标下实现P、Q解耦控制和直流母线电压控制，采用电压空间矢量脉宽调制方法控制储能变流器开关器件的通断，从而实现向大电网平稳的输送能量；当0﹤t﹤T1且U﹤U1时，微电网控制器控制静态开关断开，储能变流器切换为离网运行，储能变流器工作模式由PQ控制切换为V/F控制，V/F控制采用双闭环结构，外环为交流电压环，内环为电感电流环，电感电流环采用电感能量平滑控制技术，双闭环控制采用电压空间矢量脉宽调制方法控制储能变流器开关器件的通断，储能变流器输出给定电压和给定频率的交流电，为本地负荷提供稳定可靠的供电；【t表示跌落时间，U表示储能变流器实时检测到的公共连接点大电网的电压有效值，以下关于t和U的含义相同，不再重复表述】。

上述兼顾故障穿越与并离网无缝切换的储能协调控制方法，储能变流器实时检测公共连接点大电网电压的变化，当公共连接点大电网电压发生跌落后的一定时间内，储能变流器按照以下控制策略运行：当T1﹤t﹤T2且U﹥U(t)时，微电网控制器控制储能变流器工作在PQ控制模式，保持并网运行，PQ控制采用双闭环控制结构，外环为直流母线电压环，内环为电感电流环，电感电流环采用电感能量平滑控制技术，基于dq坐标下实现P、Q解耦控制和直流母线电压控制，采用电压空间矢量脉宽调制方法控制储能变流器开关器件的通断，从而实现向大电网平稳的输送能量；当T1﹤t﹤T2且U﹤U(t)时，储能变流器切换为离网运行，微电网控制器控制静态开关断开，储能变流器切换为离网运行，储能变流器工作模式由PQ控制切换为V/F控制，V/F控制采用双闭环结构，外环为交流电压环，内环为电感电流环，电感电流环采用电感能量平滑控制技术，双闭环控制采用电压空间矢量脉宽调制方法控制储能变流器开关器件的通断，储能变流器输出给定电压和给定频率的交流电，为本地负荷提供稳定可靠的供电，其中：U(t)＝k(t-T1)+U1,k＝(U2-U1)/(T2-T1)，t表示跌落时间，U表示储能变流器实时检测到的公共连接点大电网的电压有效值。

上述兼顾故障穿越与并离网无缝切换的储能协调控制方法，储能变流器实时检测公共连接点大电网电压的变化，当公共连接点大电网电压发生跌落后的一定时间内，储能变流器按照以下控制策略运行：当t﹥T2且U﹥U2时，微电网控制器控制储能变流器工作在PQ工作模式，保持并网运行，PQ控制采用双闭环控制结构，外环为直流母线电压环，内环为电感电流环，电感电流环采用电感能量平滑控制技术，基于dq坐标下实现P、Q解耦控制和直流母线电压控制，采用电压空间矢量脉宽调制方法控制储能变流器开关器件的通断，从而实现向大电网平稳的输送能量；当t﹥T2且U﹤U2时，微电网控制器控制静态开关断开，储能变流器切换为离网运行，储能变流器工作模式由PQ控制切换为V/F控制，V/F控制采用双闭环结构，外环为交流电压环，内环为电感电流环，电感电流环采用电感能量平滑控制技术，双闭环控制采用电压空间矢量脉宽调制方法控制储能变流器开关器件的通断，储能变流器输出给定电压和给定频率的交流电，为本地负荷提供稳定可靠的供电，t表示跌落时间，U表示储能变流器实时检测到的公共连接点大电网的电压有效值。

与现有技术相比，本发明达到的效果如下：

1、本发明提供的协调控制方法应用于微电网，可使微电网真正成为大电网有益的补充，尤其是在公共电网发生暂态电压跌落时，能够按照一定的规则进行低电压穿越，保持并网运行状态，并向公共电网提供有功和无功支撑。

2、本发明提供的协调控制方法应用于微电网，可使微电网成为解决重要负荷不间断供电的关键途径，在经过低电压穿越阶段后，判断是否发生了系统永久性故障，如果是，则通过并网/离网无缝切换实现从并网状态向离网状态的过渡，保持微网内负荷的持续供电。

3、本发明提供的协调控制方法在微电网并网运行时实时检测电网电压的变化，在电网电压发生变化时，根据既定的判断条件决定下一步微电网的并网或离网运行，避免了微电网频繁从大电网中解列，避免了电网发生扰动和暂态故障时所造成的二次冲击。

4、本发明提供的协调控制方法适宜于微电网规模化发展，对系统的电力贡献达到一定程度，以及存在重要负荷的场合。

5、当电网电压发生跌落且跌落时间和电压幅值满足低电压穿越条件时，储能变流器能够保持并网运行，甚至向电网提供一定的无功功率，支持电网恢复；当电网电压发生跌落且跌落时间和电压幅值不满足低电压穿越条件时，储能变流器转为离网运行，为本地负荷提供可靠的电能。通过本发明的方法，可最大限度的发挥储能变流器在微网中的重要作用，从而使作为配电子系统的微网真正成为大电网有益的补充。

附图说明

图1是本发明交流母线微型电网结构示意图；

图2是本发明实现并网/离网无缝切换协调控制方法的流程图；

图3是本发明中的低电压穿越与并离网切换的边界条件。

具体实施方式

在本实施例的兼顾故障穿越与并离网无缝切换的储能协调控制方法中，微电网系统包括发电装置【图1中风力发电机组(风机1、风机2)和光伏发电系统(光伏1、光伏2)】、储能单元、储能变流器、负荷(负荷1、负荷2)和微电网控制器；发电装置的电流输出端分别与微电网系统的交流母线连接；微电网控制器分别与发电装置、储能单元、储能变流器和负荷通信连接；储能变流器的输入端连接到储能单元，储能变流器的输出端通过静态开关连接到大电网公共连接点，微电网控制器与开关通信连接；储能变流器实时检测公共连接点大电网电压的变化：当大电网电压发生跌落且跌落时间和电压幅值满足低电压穿越条件时，储能变流器保持并网运行，并向大电网提供一定的无功功率，支持大电网恢复；当大电网电压发生跌落且跌落时间和电压幅值不满足低电压穿越条件时，储能变流器转为离网运行，为本地负荷提供可靠的电能。

在本实施例中，发电装置为微电网系统中的从分布式电源，储能变流器为微电网系统中的主分布式电源；储能变流器切换为并网运行时，微电网系统工作在并网运行模式，主分布式电源和从分布式电源均采用PQ控制模式。储能变流器切换为离网运行时，微电网系统工作在孤岛运行模式，主分布式电源运行于V/F控制模式，支撑微电网内的电压和频率按参考值运行，从分布式电源运行于PQ控制模式。在储能变流器在进行从并网向离网切换之前，储能变流器向微电网控制器输出断开储能变流器与大电网的连接的信号，微电网控制器接收到断开储能变流器与大电网的连接的信号后，向开关发出切断储能变流器与大电网的连接的控制信号。

微电网控制策略从分布式电源逆变器接口的控制方法可分为PQ控制，V/F控制和下垂控制。PQ控制又称为恒功率控制，控制目的是使分布式电源的输出无功功率和有功功率等于其功率参考值，PQ控制不考虑分布式电源的电压和频率调节。V/F控制又称为恒压/恒频控制，其原理为不管分布式电源输出功率如何变化，其输出电压的幅值和频率一直维持不变，为微网提供电压和频率支撑，并具有很强的负荷跟随特性。下垂控制策略是根据分布式电源输出的有功功率与频率、无功功率与电压幅值各成线性关系的原理而进行控制，主要是通过控制分布式电源的频率和电压在电能质量允许的范围内波动，来调节控制分布式电源输出相应的有功功率和无功功率满足负荷的需求。通过上述控制策略，从整体控制角度来分，微电网运行模式又可分为对等控制模式、主从控制模式和分层控制模式。

本实施例中采用的主从控制策略的主要工作方式为：微电网运行于并网模式时，所有的分布式电源均采用恒功率(PQ)控制模式；微电网运行于孤岛模式时，主分布式电源切换为恒压恒频(V/F)控制模式，该电源可跟踪负荷变化，实现微电网内功率供需平衡，同时保证较高的电能质量。主从控制需要通讯环节，从分布式电源服从主分布式电源的控制。

如图1所示，当微电网工作在孤岛运行模式时，微电网中的主分布式电源(储能变流器)采取恒压恒频(V/F)控制策略，支撑微电网内的电压和频率按参考值运行，其他分布式电源(光伏1、光伏2、风机1和风机2)运行于恒功率(PQ)控制模式。

主分布式电源(储能变流器)的V/F控制策略是应用反馈电压对交流侧电压进行调节来保证输出电压的稳定，采用电压外环和电流内环的双环控制方案。恒压恒频(V/F)控制的优点是输出稳定的频率和电压，确保孤岛运行时微电网中的敏感负荷和其他的从分布式电源继续保持工作。由于孤岛运行时微电网的容量有限，一旦出现功率缺额等问题，需断开非重要负荷以确保重要负荷的正常稳定工作。

从分布式电源(光伏1、光伏2、风机1和风机2)工作在PQ控制模式时，当运行在单位功率因数时，无功功率设定值设定为零，当运行在非单位功率因数时，由微电网控制器指定无功功率的设定值。

当微电网工作在并网运行模式时，微电网内负荷的波动、电压和频率的扰动由大电网承担，各分布式电源(包括储能变流器、光伏发电单元和风力发电单元)可以不考虑电压和频率的调节，而直接将大电网电压和频率作为基准。要想输出恒定功率，只要控制分布式电源输出电流的幅值和相位即可，这样就减少了对大电网的扰动，提高了微电网接入控制的稳定性。

在本实施例中，由于储能的控制柔性和可靠性，可以作为微电网的主分布式电源。当大电网(公共电网)正常微电网并网运行时，储能系统以PQ控制模式运行，参与微电网的能量管理，并对电池进行优化管理；当大电网(公共电网)出现故障或微电网需要主动与大电网(公共电网)解列时，微电网离网运行，此时储能系统以恒压恒频(V/F)控制模式运行，为微电网提供稳定的频率和电压支撑，保证其他分布式电源和负荷的正常运行。

当大电网(公共电网)发生故障后，微电网与其解列独立运行，以保证微网内重要负荷的持续供电。鉴于大部分大电网(公共电网)的故障都是暂时性的，即故障点在自动重合闸后被屏蔽掉后系统可以正常运行，本实施例通过储能变流器的控制，使得微电网参照风电和光伏发电系统，先进行低电压穿越，在判断出大电网(公共电网)不满足低电压穿越条件时，再由储能变流器引导微电网进行并网/离网的无缝切换。本实施例中低电压穿越与并网/离网无缝切换的结合，只有在电力系统发生永久性故障后才微电网切出独立运行，避免了暂态故障时微电网解列对系统有功无功支撑的缺失，使得微电网成为大电网的友好单元。

当微电网工作在并网运行模式时，微电网控制器通过一定的控制策略，有机的整合各种分布式电源，通过储能的充放电控制，使得公共连接点【PCC(Point of Common Coupling)】处的潮流具有一定的可观测性和可控制性。同时，微电网控制器检测单元实时跟踪PCC点大电网电压的幅值和相位，当大电网发生故障，出现幅值跌落的一定时间内，储能变流器按照以下控制策略运行：

(1)、当0﹤t﹤T1且U﹥U1时【t表示跌落时间，U表示储能变流器实时检测到的公共连接点大电网的电压有效值，本实施例中关于t和U的含义相同，不再重复表述】，微电网控制器控制储能变流器仍然工作在PQ工作模式，保持并网运行，大电网提供微电网内的电压频率参考。此时的PQ控制采用双闭环控制结构，外环为直流母线电压环，内环为电感电流环，电感电流环采用电感能量平滑控制技术。基于dq坐标下实现P、Q解耦控制和直流母线电压控制，采用电压空间矢量脉宽调制方法(SVPWM)控制储能变流器开关器件的通断，从而实现向大电网平稳的输送能量；当0﹤t﹤T1且U﹤U1时，微电网控制器控制静态开关断开，储能变流器切换为离网运行，微电网控制器根据微电网内发电、负荷和储能的状态，通过分布式电源发电控制、负荷控制和蓄电池充放电控制，实现微电网系统的优化运行。储能变流器工作模式由PQ控制切换为V/F控制。此时的V/F控制也采用双闭环结构，外环为交流电压环，内环为电感电流环，电感电流环采用电感能量平滑控制技术。双闭环控制采用电压空间矢量脉宽调制方法(SVPWM)控制储能变流器开关器件的通断。此时的储能变流器输出给定电压和给定频率的交流电，为本地负荷提供稳定可靠的供电。在切换时，电感电流环由于采用了能量平滑控制技术，保持对内环给定的连续，因此使得策略的控制带宽更大和鲁棒性更强。

(2)、当T1﹤t﹤T2且U﹥U(t)时，微电网控制器控制储能变流器工作在PQ工作模式，保持并网运行。此时的PQ控制采用双闭环控制结构，外环为直流母线电压环，内环为电感电流环，电感电流环采用电感能量平滑控制技术。基于dq坐标下实现P、Q解耦控制和直流母线电压控制，采用电压空间矢量脉宽调制方法(SVPWM)控制储能变流器开关器件的通断，从而实现向大电网平稳的输送能量；当T1﹤t﹤T2且U﹤U(t)时，微电网控制器控制静态开关断开，储能变流器切换为离网运行，微电网控制器根据微电网内发电、负荷和储能的状态，通过分布式电源发电控制、负荷控制和蓄电池充放电控制，实现微电网系统的优化运行。储能变流器工作模式由PQ控制切换为V/F控制。此时的V/F控制也采用双闭环结构，外环为交流电压环，内环为电感电流环，电感电流环采用电感能量平滑控制技术。双闭环控制采用电压空间矢量脉宽调制方法(SVPWM)控制储能变流器开关器件的通断。此时的储能变流器输出给定电压和给定频率的交流电，为本地负荷提供稳定可靠的供电。在切换时，电感电流环由于采用了能量平滑控制技术，保持对内环给定的连续，因此使得策略的控制带宽更大和鲁棒性更强。其中：U(t)＝k(t-T1)+U1,k＝(U2-U1)/(T2-T1)。

(3)、当t﹥T2且U﹥U2时，微电网控制器控制储能变流器工作在PQ工作模式，保持并网运行。此时的PQ控制采用双闭环控制结构，外环为直流母线电压环，内环为电感电流环，电感电流环采用电感能量平滑控制技术。基于dq坐标下实现P、Q解耦控制和直流母线电压控制，采用电压空间矢量脉宽调制方法(SVPWM)控制储能变流器开关器件的通断，从而实现向大电网平稳的输送能量；当t﹥T2且U﹤U2时，微电网控制器控制静态开关断开，储能变流器切换为离网运行，微电网控制器根据微电网内发电、负荷和储能的状态，通过分布式电源发电控制、负荷控制和蓄电池充放电控制，实现微电网系统的优化运行。储能变流器工作模式由PQ控制切换为V/F控制。此时的V/F控制也采用双闭环结构，外环为交流电压环，内环为电感电流环，电感电流环采用电感能量平滑控制技术。双闭环控制采用电压空间矢量脉宽调制方法(SVPWM)控制储能变流器开关器件的通断。此时的储能变流器输出给定电压和给定频率的交流电，为本地负荷提供稳定可靠的供电。在切换时，电感电流环由于采用了能量平滑控制技术，保持对内环给定的连续，因此使得策略的控制带宽更大和鲁棒性更强。

对于风力发电的低电压穿越来说：T1＝0.625s，T2＝3s，U1＝0.2U，U2＝0.9U，U3＝U，U_N＝1.1U，(其中U为公共连接点大电网额定电压有效值)。能够确保100％的非永久性故障导致的电网电压跌落时微电网保持并网运行、“穿越”低电压时间(区域)；同时还能够确保100％的永久性故障导致的电网电压跌落时微电网离网独立运行，实现并网/离网无缝切换。

对于光伏发电的低电压穿越来说：光伏发电站必须在公共连接点大电网电压跌至20％额定电压时能够维持并网运行625ms；公共连接点大电网电压发生跌落后3s内能够恢复到额定电压的90％时，光伏发电站必须保持并网运行；光伏发电站公共连接点大电网电压不低于额定电压的90％时，光伏发电站必须不间断并网运行；光伏发电站公共连接点大电网电压跌至0时，光伏发电站应能不脱网连续运行0.15s。

当微电网工作在离网运行模式时，微电网控制器可根据调度中心指令控制静态开关闭合，实现微电网的并网运行，其工作过程如下：

(1)、微电网控制器检测单元实时检测大电网是否正常；

(2)、若大电网正常，检测微电网输出电压信息，调节微电网输出电压幅值和相位，直至微电网电压满足并网条件；

(3)、微电网控制器控制单元控制静态开关闭合，控制储能变流器从离网运行模式下的V/F控制切换为PQ控制，微电网进入并网运行模式。

本实施例中的微电网控制器包括检测单元、控制单元和通信单元，检测单元接收电压传感器采集的大电网与微电网的电压参数，然后传给控制单元，通过控制单元判断是否满足并网条件，当满足并网条件时，控制单元等待微电网控制器的指令，驱动静态开关闭合，实现并网运行；微电网控制器支持多种标准的通信规约、接口(CAN、MODBUS、103、104、IEC61850、IEC61970等多种标准规约，RS232、RS485、以太网等多种标准接口)。

另外，本发明中的协调控制方法不限于低电压穿越，也适宜于高电压穿越和其它故障穿越。既适宜于三相交流系统、单相交流系统，以及直流供电系统。微电网控制器功能也可以集成到储能变流器中。

上述实施例仅仅是为清楚地说明本发明创造所作的举例，而并非对本发明创造具体实施方式的限定。对于所属领域的普通技术人员来说，在上述说明的基础上还可以做出其它不同形式的变化或变动。这里无需也无法对所有的实施方式予以穷列。而由此所引伸出的显而易见的变化或变动仍处于本发明创造权利要求的保护范围之中。

Claims (10)

1.一种兼顾故障穿越与并离网无缝切换的储能协调控制方法，其特征在于：微电网系统包括发电装置、储能单元、储能变流器、负荷和微电网控制器；发电装置的电流输出端与微电网系统的交流母线连接；微电网控制器分别与发电装置、储能单元、储能变流器和负荷通信连接；储能变流器的输入端连接到储能单元，储能变流器的输出端通过开关连接到大电网公共连接点，微电网控制器与开关通信连接；储能变流器实时检测公共连接点大电网电压的变化：当大电网电压发生跌落且跌落时间和电压幅值满足低电压穿越条件时，储能变流器保持并网运行，并向大电网提供一定的无功功率，支持大电网恢复；当大电网电压发生跌落且跌落时间和电压幅值不满足低电压穿越条件时，储能变流器转为离网运行，为本地负荷提供可靠的电能。

2.根据权利要求1所述的一种兼顾故障穿越与并离网无缝切换的储能协调控制方法，其特征在于：发电装置为微电网系统中的从分布式电源，储能变流器为微电网系统中的主分布式电源；储能变流器切换为并网运行时，微电网系统工作在并网运行模式，主分布式电源和从分布式电源均采用PQ控制模式。

3.根据权利要求2所述的一种兼顾故障穿越与并离网无缝切换的储能协调控制方法，其特征在于：储能变流器切换为离网运行时，微电网系统工作在孤岛运行模式，主分布式电源运行于V/F控制模式，支撑微电网内的电压和频率按参考值运行，从分布式电源运行于PQ控制模式。

4.根据权利要求3所述的一种兼顾故障穿越与并离网无缝切换的储能协调控制方法，其特征在于：主分布式电源的V/F控制模式是应用反馈电压对交流侧电压进行调节来保证输出电压的稳定，采用电压外环和电流内环的双环控制方案。

5.根据权利要求4所述的一种兼顾故障穿越与并离网无缝切换的储能协调控制方法，其特征在于：从分布式电源工作在PQ控制模式时，当运行在单位功率因数时，无功功率设定值设定为零，当运行在非单位功率因数时，由微电网控制器指定无功功率的设定值。

6.根据权利要求5所述的一种兼顾故障穿越与并离网无缝切换的储能协调控制方法，其特征在于：储能变流器在进行从并网向离网切换之前，储能变流器向微电网控制器输出断开储能变流器与大电网的连接的信号，微电网控制器接收到断开储能变流器与大电网的连接的信号后，向开关发出切断储能变流器与大电网的连接的控制信号。

7.根据权利要求6所述的一种兼顾故障穿越与并离网无缝切换的储能协调控制方法，其特征在于：所述开关为静态开关或接触器。

8.根据权利要求1-7任一所述的一种兼顾故障穿越与并离网无缝切换的储能协调控制方法，其特征在于：储能变流器实时检测公共连接点大电网电压的变化，当公共连接点大电网电压发生跌落后的一定时间内，储能变流器按照以下控制策略运行：当0﹤t﹤T1且U﹥U1时，储能变流器能够保持并网运行，PQ控制采用双闭环控制结构，外环为直流母线电压环，内环为电感电流环，电感电流环采用电感能量平滑控制技术，基于dq坐标下实现P、Q解耦控制和直流母线电压控制，采用电压空间矢量脉宽调制方法控制储能变流器开关器件的通断，从而实现向大电网平稳的输送能量；当0﹤t﹤T1且U﹤U1时，微电网控制器控制静态开关断开，储能变流器切换为离网运行，储能变流器工作模式由PQ控制切换为V/F控制，V/F控制采用双闭环结构，外环为交流电压环，内环为电感电流环，电感电流环采用电感能量平滑控制技术，双闭环控制采用电压空间矢量脉宽调制方法控制储能变流器开关器件的通断，储能变流器输出给定电压和给定频率的交流电，为本地负荷提供稳定可靠的供电，t表示跌落时间，U表示储能变流器实时检测到的公共连接点大电网的电压有效值。

9.根据权利要求1-7任一所述的一种兼顾故障穿越与并离网无缝切换的储能协调控制方法，其特征在于：储能变流器实时检测公共连接点大电网电压的变化，当公共连接点大电网电压发生跌落后的一定时间内，储能变流器按照以下控制策略运行：当T1﹤t﹤T2且U﹥U(t)时，微电网控制器控制储能变流器工作在PQ控制模式，保持并网运行，PQ控制采用双闭环控制结构，外环为直流母线电压环，内环为电感电流环，电感电流环采用电感能量平滑控制技术，基于dq坐标下实现P、Q解耦控制和直流母线电压控制，采用电压空间矢量脉宽调制方法控制储能变流器开关器件的通断，从而实现向大电网平稳的输送能量；当T1﹤t﹤T2且U﹤U(t)时，储能变流器切换为离网运行，微电网控制器控制静态开关断开，储能变流器切换为离网运行，储能变流器工作模式由PQ控制切换为V/F控制，V/F控制采用双闭环结构，外环为交流电压环，内环为电感电流环，电感电流环采用电感能量平滑控制技术，双闭环控制采用电压空间矢量脉宽调制方法控制储能变流器开关器件的通断，储能变流器输出给定电压和给定频率的交流电，为本地负荷提供稳定可靠的供电，其中：U(t)＝k(t-T1)+U1,k＝(U2-U1)/(T2-T1)，t表示跌落时间，U表示储能变流器实时检测到的公共连接点大电网的电压有效值。

10.根据权利要求1-7任一所述的一种兼顾故障穿越与并离网无缝切换的储能协调控制方法，其特征在于：储能变流器实时检测公共连接点大电网电压的变化，当公共连接点大电网电压发生跌落后的一定时间内，储能变流器按照以下控制策略运行：当t﹥T2且U﹥U2时，微电网控制器控制储能变流器工作在PQ工作模式，保持并网运行，PQ控制采用双闭环控制结构，外环为直流母线电压环，内环为电感电流环，电感电流环采用电感能量平滑控制技术，基于dq坐标下实现P、Q解耦控制和直流母线电压控制，采用电压空间矢量脉宽调制方法控制储能变流器开关器件的通断，从而实现向大电网平稳的输送能量；当t﹥T2且U﹤U2时，微电网控制器控制静态开关断开，储能变流器切换为离网运行，储能变流器工作模式由PQ控制切换为V/F控制，V/F控制采用双闭环结构，外环为交流电压环，内环为电感电流环，电感电流环采用电感能量平滑控制技术，双闭环控制采用电压空间矢量脉宽调制方法控制储能变流器开关器件的通断，储能变流器输出给定电压和给定频率的交流电，为本地负荷提供稳定可靠的供电，t表示跌落时间，U表示储能变流器实时检测到的公共连接点大电网的电压有效值。