CN110535153A - 混合储能系统dc/ac变换器协调控制方法及装置 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种混合储能系统DC/AC变换器协调控制方法及装置，混合储能系统包括：DC/AC变换器、全钒液流电池和超级电容；DC/AC变换器的交流侧与风电场35kV交流母线连接，直流侧连接全钒液流电池和超级电容；协调控制方法包括：在电网稳态运行时，DC/AC变换器的无功电流参考值DC/AC变换器的有功电流参考值为直流母线电压参考值与直流母线电压之间的差值经过PI控制器之后的值；在电网暂态故障状态运行时，DC/AC变换器的无功电流参考值为DC/AC变换器额定电流iN，DC/AC变换器的有功电流参考值DC/AC变换器功率因数小于1。本发明能提升集中式储能风场的风电机组的低电压穿越能力。

Description

混合储能系统DC/AC变换器协调控制方法及装置
技术领域
本发明涉及风力发电机控制领域，特别涉及一种混合储能系统DC/AC变换器协调控制方法及装置。
背景技术
随着大规模风电接入电力系统，风电功率的波动性和随机性特征对电网有功功率平衡及电压稳定性产生较大影响。利用储能装置平抑风电输出功率波动与提升风电场低电压穿越(LVRT)能力的研究已取得一些进展。已有技术通过改进储能系统控制策略，改善了风电场有功波动的平抑效果，减少了电池充放电次数。还有通过协调控制机侧变流器、网侧变流器和储能单元，实现当电网故障时限制直流母线电压升高的同时，可向电网注入一定的无功功率，提升了风电机组的LVRT能力。但上述已有方法仅可在单台风机实现，不适用于采用集中式储能的风电场。此外，还有现有技术将静止无功发生器与蓄电池储能装置相结合进行有功无功协调控制，实现了四象限调节能力，但所需装置较多，工程占地面积及成本较高。
发明内容
有鉴于此，本发明旨在提供一种混合储能系统DC/AC变换器协调控制方法及装置，以提升集中式储能风场的风电机组的低电压穿越能力。
具体而言，本发明提供一种混合储能系统DC/AC变换器协调控制方法，所述混合储能系统包括：DC/AC变换器、全钒液流电池和超级电容；所述DC/AC变换器的交流侧通过变压器与风电场35kV交流母线连接，所述DC/AC变换器的直流侧连接所述全钒液流电池和超级电容，所述风力发电机组的机侧变流器为两电平变流器；所述协调控制方法包括：在电网电压跌落小于预设阈值的电网稳态运行时，所述DC/AC变换器的无功电流参考值所述DC/AC变换器的有功电流参考值为直流母线电压参考值与直流母线电压之间的差值经过PI控制器之后的值；
在电网电压跌落大于或等于所述预设阈值的电网暂态故障状态运行时，所述DC/AC变换器的无功电流参考值为DC/AC变换器额定电流iN，所述DC/AC变换器的有功电流参考值所述DC/AC变换器功率因数小于1。
进一步地，每一所述DC/AC变换器的直流侧通过不同的DC/DC变换电路连接两个所述全钒液流电池和一个超级电容。
进一步地，所述DC/AC变换器的数量为3个。
进一步地，所述两电平变流器通过两电平SVPWM调制，控制发电机转速实现最大功率跟踪；同时，所述两电平变流器采用基于转速外环，电流内环结构的最大转矩/电流控制策略，该策略使定子电流全部用来产生电磁转矩，在输出相同电磁转矩情况下，发电机定子电流最小。
进一步地，所述网侧三电平变流器采用基于电压外环，电流内环结构的电网电压定向矢量控制策略，实现直流母线电压稳定及控制逆变器的有功、无功输出。
进一步地，所述预设阈值为10％，设定在所述混合储能系统DC/AC变换器中。
本发明还提供一种混合储能系统DC/AC变换器协调控制装置，所述混合储能系统包括：DC/AC变换器、全钒液流电池和超级电容；所述DC/AC变换器的交流侧通过变压器与风电场35kV交流母线连接，所述DC/AC变换器的直流侧连接所述全钒液流电池和超级电容，所述风力发电机组的机侧变流器为两电平变流器；
所述协调控制装置包括：
电网状态感测单元，用于在电网电压跌落小于预设阈值时确定电网状态为电网稳态运行状态；在电网电压跌落大于或等于所述预设阈值时确定电网状态为电网暂态故障状态；
第一控制单元，用于在电网电压跌落小于预设阈值的电网稳态运行时，控制所述DC/AC变换器的无功电流参考值所述DC/AC变换器的有功电流参考值为直流母线电压参考值与直流母线电压之间的差值经过PI控制器之后的值；
第二控制单元，用于在电网电压跌落大于或等于所述预设阈值的电网暂态故障状态运行时，所述DC/AC变换器的无功电流参考值为DC/AC变换器额定电流iN，所述DC/AC变换器的有功电流参考值所述DC/AC变换器功率因数小于1。当DC/AC变换器输出功率全部为有功，无功为0时，此时变换器功率因数等于1。当输出功率中包含无功时，功率因数小于1。
进一步地，每一所述DC/AC变换器的直流侧通过不同的DC/DC变换电路连接两个所述全钒液流电池和一个超级电容。
进一步地，所述DC/AC变换器的数量为3个。
进一步地，所述预设阈值为10％，设定在所述混合储能系统DC/AC变换器中。
本发明的混合储能系统DC/AC变换器协调控制方法及装置，通过在电网电压跌落小于预设阈值的电网稳态运行时，所述DC/AC变换器的无功电流参考值所述DC/AC变换器的有功电流参考值为直流母线电压参考值与直流母线电压之间的差值经过PI控制器之后的值,DC/AC变换器运行在单位功率因数状态，充放电功率全部为有功功率，储能系统工作在平抑有功波动状态；在电网电压跌落大于或等于所述预设阈值的电网暂态故障状态运行时，所述DC/AC变换器的无功电流参考值为DC/AC变换器额定电流iN，所述DC/AC变换器的有功电流参考值所述DC/AC变换器功率因数小于1，储能系统为电网提供无功支持。不仅可以有效平抑有功波动，还可用于提升风电场LVRT能力，可在电网发生故障时，使储能系统最大程度地提供无功支持，且保证DC/AC变换器不过流。
附图说明
并入到说明书中并且构成说明书的一部分的附图示出了本发明的实施例，并且与描述一起用于解释本发明的原理。在这些附图中，类似的附图标记用于表示类似的要素。下面描述中的附图是本发明的一些实施例，而不是全部实施例。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，可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明实施例提供的一种混合储能系统DC/AC变换器协调控制方法所基于的配置VRB-SC混合储能装置的风电场系统示意图，为方便理解，图1示出了风力放电机组的结构。
图2为本发明实施例提供的一种混合储能系统中VRB的等效电路模型。
图3为本发明实施例提供的一种混合储能系统中SC等效电路模型。
图4为本发明实施例提供的配置VRB-SC混合储能装置的风电场系统中PMSG机组双PWM变流器控制策略示意图。
图5为本发明实施例提供的一种混合储能系统DC/AC变换器协调控制方法的控制策略图。
图6a-图6d为风速曲线、有功平抑曲线及储能装置输出功率曲线；
图7为未加混合储能时并网点有功功率示意图；
图8为加混合储能未采用协调控制策略时并网点有功功率及无功功率示意图
图9为加混合储能采用协调控制策略时并网点有功功率及无功功率示意图；
图10为本发明实施例提供的一种混合储能系统DC/AC变换器协调控制装置的结构框图。
具体实施方式
现在参考附图介绍本发明的示例性实施方式，然而，本发明可以用许多不同的形式来实施，并且不局限于此处描述的实施例，提供这些实施例是为了详尽地且完全地公开本发明，并且向所属技术领域的技术人员充分传达本发明的范围。对于表示在附图中的示例性实施方式中的术语并不是对本发明的限定。在附图中，相同的单元/元件使用相同的附图标记。
除非另有说明，此处使用的术语(包括科技术语)对所属技术领域的技术人员具有通常的理解含义。另外，可以理解的是，以通常使用的词典限定的术语，应当被理解为与其相关领域的语境具有一致的含义，而不应该被理解为理想化的或过于正式的意义。
图1为本发明实施例提供的一种混合储能系统DC/AC变换器协调控制方法所基于的配置VRB-SC混合储能装置的风电场系统示意图，为方便理解，图1示出了风力放电机组的结构。图2为本发明实施例提供的一种混合储能系统中VRB的等效电路模型。图3为本发明实施例提供的一种混合储能系统中SC等效电路模型。图4为本发明实施例提供的配置VRB-SC混合储能装置的风电场系统中PMSG机组双PWM变流器控制策略示意图。图5为本发明实施例提供的一种混合储能系统DC/AC变换器协调控制方法的控制策略图。
现在联合图1-图5对本实施例混合储能系统DC/AC变换器协调控制方法进行解释说明。
如图1所示，本实施例一种混合储能系统DC/AC变换器协调控制方法所基于的配置VRB-SC混合储能装置的风电场系统包括风力发电机组以及所述混合储能系统，其中混合储能系统包括：DC/AC变换器、全钒液流电池VRB和超级电容SC；所述DC/AC变换器的交流侧通过变压器与风电场35kV交流母线连接，所述DC/AC变换器的直流侧连接所述全钒液流电池和超级电容，所述风力发电机组的机侧变流器为两电平变流器。具体地，每一所述DC/AC变换器的直流侧通过不同的DC/DC变换电路连接两个所述全钒液流电池和一个超级电容。所述DC/AC变换器的数量可以为3个。
图2为本发明实施例提供的一种混合储能系统中VRB的等效电路模型。VRB因循环寿命长、储能容量大、安全可靠性高等优点成为目前解决间歇性能源发电问题的重要途径，在电力系统大规模储能方面具有非常广阔的应用前景。考虑到VRB荷电状态(SOC)的变化特性，本实施例采用图2所示的戴维南等效电路。图中，Vb为VRB端电压；Vstack为电池堆电压；Celectrodes为单体VRB等效电容；Ssoc为电池荷电状态，代表电池的实时剩余电量，为电池组的管理和维护提供依据。为防止电池过度充放电，Ssoc取值应控制在0.2～0.8之间。
根据能斯特方程，单体VRB电压Vcell与其SOC之间的关系为
式中，Vequilibrium为单体VRB电池堆均衡电势；R为流体常数：
8.3145J/(K·mol)；T为温度：298K；F为法拉第常数：96500C/mol。
因单体VRB电压较低，故采用多个单体VRB串联组成VRB组，电池堆电压Vstack和电池堆等效电容Cstack分别为
Vstack＝nvsVcell (2)
式中，nvs为电池堆串联电池数。
VRB的功率损耗主要包括等效内阻损耗(由等效电阻Rreaction引起的电化学反应内部损耗和Rresistive引起的电池堆内部电流损耗组成)和外部寄生损耗(由等效流体电阻Rfixed引起的损耗和流体泵升损耗组成)。
图3为本发明实施例提供的一种混合储能系统中SC等效电路模型。相比于电池储能，超级电容能量密度低，瞬时功率大，可在短时间内频繁充放电，因而适合在风速不断变化的场合进行储能。超级电容内部结构和工作原理非常复杂，要得到精确的数学模型需要进行大量的计算。本实施例采用在实际应用中比较常用的经典等效电路模型，如图3所示。C为理想电容器，RES为等效串联内阻，REP为等效并联内阻。RES是超级电容端电压产生压降的原因，REP是超级电容自放电损耗产生的原因。
超级电容平均功率表达式为
超级电容储能容量表达式为
超级电容的SOC值可根据其端电压的变化进行计算，表达式为
式中，USC为超级电容端电压，Umax为端电压上限，Umin为端电压下限。
图4为本发明实施例提供的配置VRB-SC混合储能装置的风电场系统中PMSG机组双PWM变流器控制策略示意图。如图4所示，PMSG风电机组机侧变流器采用两电平电压型拓扑结构。通过两电平SVPWM调制，控制发电机转速实现最大功率跟踪。采用基于转速外环，电流内环结构的最大转矩/电流控制策略，该策略使定子电流全部用来产生电磁转矩，在输出相同电磁转矩情况下，发电机定子电流最小。
网侧变流器采用三电平电压型拓扑结构，通过三电平SVPWM调制，相比于两电平，在提高耐压等级的同时有效降低了交流侧谐波含量，改善了输出波形的品质。采用基于电压外环，电流内环结构的电网电压定向矢量控制策略，实现直流母线电压稳定及控制逆变器的有功、无功输出。该电网电压定向矢量控制策略为现有技术，具体为建立风电机组网侧变流器数学模型时，采用电网电压定向的矢量控制，将网侧电压定向于dq坐标系的d轴，可简化网侧变流器的数学模型，从而简化对网侧变流器的控制，通过控制电网的直轴电流igd和交轴电流igq就可控制网侧变流器有功功率和无功功率的输出。具体方法是建立电压外环、电流内环的控制策略，电压外环稳定风电机组直流母线电压，电流内环控制网侧变流器有功、无功输出。
如图5所示，所述协调控制方法包括：
在电网电压跌落小于预设阈值的电网稳态运行时，所述DC/AC变换器的无功电流参考值所述DC/AC变换器的有功电流参考值为直流母线电压参考值与直流母线电压之间的差值经过PI控制器之后的值；具体操作时，所述预设阈值可以为10％。其中，PI控制器的功能为现有技术，该电压外环的PI控制器可实现控制DC/AC变换器直流侧母线电压稳定在参考值附近，比例参数提高响应速度，积分参数消除静差，达到无差调节。
在电网电压跌落大于或等于所述预设阈值的电网暂态故障状态运行时，所述DC/AC变换器的无功电流参考值为DC/AC变换器额定电流iN，所述DC/AC变换器的有功电流参考值所述DC/AC变换器功率因数小于1。
为了进一步提升风电场LVRT能力，本实施例基于DC/AC变换器的四象限调节能力，对混合储能系统的DC/AC变换器提出一种稳态下单位功率因数控制，电网暂态故障下有功平抑受限，无功支持优先的协调控制策略。DC/AC变换器采用三电平电压型变换器拓扑结构，通过双闭环控制，实现直流侧母线电压稳定和有功、无功的解耦。电压外环的作用是通过直流母线电压的升降控制混合储能装置吸收或释放有功功率，同时控制直流母线电压稳定在参考值附近。电流内环的作用是通过改变无功电流给定值，调整DC/AC变换器功率因数，从而调节变换器的有功、无功输出。
稳态运行时，有功通道与无功通道的上通道选通。此时无功电流分量DC/AC变换器运行在单位功率因数状态，充放电功率全部为有功功率，储能系统工作在平抑有功波动状态。当电网发生暂态故障时(本实施例以电网电压跌落10％以上为判定标准)，有功通道与无功通道的下通道选通。给定q轴无功电流参考值为DC/AC变换器额定电流，即使变换器最大程度的发出无功功率，同时通过将有功电流参考值限制为0，储能系统有功平抑能力受到限制，此时DC/AC变换器功率因数小于1，储能系统为电网提供无功支持。当电网电压发生跌落时，风电场输出有功功率也随之跌落，储能系统得到风电场有功跌落信号后将释放功率来补偿跌落的有功，但此时希望储能系统能够提供最大程度的无功支持，帮助风电场实现LVRT，所以在此期间应当限制DC/AC变换器的有功输出。此外，由于q轴无功电流参考值为DC/AC变换器额定电流，若不对有功电流进行限制，将超出变换器所能承受的最大电流，变换器将过流损坏。因此在电网电压跌落期间应当对DC/AC变换器有功电流进行限制。
为验证本实施例方案的效果，在Matlab/Simulink平台搭建配置混合储能装置的风电场系统的仿真模型，其结构图如图1所示，仿真模型中各部分主要参数如下：
(1)PMSG风电机组：叶片半径34m，额定风速13m/s，额定功率2MW，额定电压690V，直流母线电压1200V，频率50Hz。
(2)单组全钒液流电池：额定功率150kW，额定工作时间2h，额定电压700V，额定电流215A，端电压范围550V～870V，每个单体电池Vequilibrium为1.4V，单体电池数522个。
(3)单组超级电容器：额定功率400kW，储能容量4.8MJ，额定电流500A，端电压上限864V，端电压下限414V，等效电容C＝14.37V。
(4)DC/AC变换器：交流侧线电压有效值380V，直流侧母线电压1100V，额定电流iN＝2260A。每台DC/AC变换器直流侧接有两组全钒液流电池和一组超级电容，共0.7MW。风电场共配置3台DC/AC变换器，混合储能系统额定总功率为2.1MW。
在变风速条件下对配置混合储能装置的风电场系统仿真模型进行分析。风速变化曲线如图6(a)所示。风电场并网点有功功率平抑曲线如图6(b)所示。VRB和SC的充放电功率曲线如图6(c)和6(d)所示。
由图6(b)可知，风电场有功波动曲线与风速变化曲线相一致，经混合储能系统平抑后的有功波动明显小于平抑前。由图6(c)、6(d)可知，当风电场有功曲线大于目标功率曲线时，储能装置吸收功率。当风电场有功曲线小于目标功率曲线时，储能装置释放功率。其中，VRB平抑目标功率的低频波动成分，SC平抑目标功率的高频波动成分。由此可知，本实施例提出的控制策略可有效实现混合储能系统在稳态时平抑有功波动。
为研究混合储能系统协调控制策略对提升风电场LVRT能力的影响，依据我国电网导则对风电场LVRT的要求，假定电网在0.5s时发生故障，电网电压跌落至额定电压的20％，持续625ms，1.125s时故障切除，电网电压恢复正常。图7为未加混合储能时风电场并网点有功功率。图8和图9为加混合储能后未采用协调控制策略和采用协调控制策略时风电场并网点有功功率和无功功率曲线。
由图7可知，在额定风速下，风电场输出额定功率。当电网电压跌落时，风电场输出功率也随之跌落。由图8可知，在0.4s～1.025s电网电压跌落期间，由于未采用协调控制策略，DC/AC变换器功率因数始终为1，混合储能系统输出无功为0，所以风电场并网点无功功率在此期间始终为0。此外，由于风电场有功跌落，混合储能系统发挥平抑作用释放功率，抬升了并网点有功。在1.025s电压恢复后，风电场有功输出突然升高，致使混合储能系统发挥平抑作用吸收功率，并网点有功出现降落，并在一段时间后恢复至额定功率。由图9可知，DC/AC变换器采用协调控制策略后，在电网电压跌落期间，风电场并网点无功从0上升至1.2Mvar，说明混合储能系统在此期间向电网稳定提供了1.2Mvar的无功支持，帮助风电场实现LVRT。此外，通过协调控制策略限制有功电流，混合储能系统平抑有功能力受到限制，风电场并网点有功未被抬升，实现了保证DC/AC变换器不过流情况下最大程度的无功支持。
需要说明的是，混合储能系统DC/AC变换器与风电机组网侧变流器没有关联，虽然控制策略都是电压外环、电流内环，但控制对象不同，DC/AC变换器控制储能系统有功、无功的输出；网侧变流器控制风电机组有功、无功的输出。
本实施例为更好地提升风电场的低电压穿越(LVRT)能力，对储能系统DC/AC变换器提出一种稳态下单位功率因数控制，电网暂态故障下有功平抑受限、无功支持优先的协调控制策略。以基于机侧两电平、网侧三电平全功率变流器的2MW直驱型永磁同步风电机组(PMSG)建立风电场，全钒液流电池(VRB)-超级电容(SC)混合储能系统经DC/DC、DC/AC两级双向变换器与风电场连接。利用Matlab/Simulink仿真平台，分别在变风速和电网电压跌落条件下进行仿真。结果表明，所提协调控制策略不仅可以有效平抑风电场有功波动，还可在暂态故障期间向电网提供一定的无功支持，提升风电场LVRT能力。
本实施例的方法对于采用集中式储能的风电场，通过在35kV母线处接入混合储能系统，不仅可以有效平抑有功波动，还可用于提升风电场LVRT能力，可在电网发生故障时，使储能系统最大程度地提供无功支持，且保证DC/AC变换器不过流。同时随着储能装置容量的扩大，储能系统可向电网提供更大的无功支持。
图10为本发明实施例提供的一种混合储能系统DC/AC变换器协调控制装置的结构框图。图1-图9的解释说明可以应用于本实施例。所述协调控制装置包括：
电网状态感测单元101，用于在电网电压跌落小于预设阈值时确定电网状态为电网稳态运行状态；在电网电压跌落大于或等于所述预设阈值时确定电网状态为电网暂态故障状态；
第一控制单元103，用于在电网电压跌落小于预设阈值的电网稳态运行时，控制所述DC/AC变换器的无功电流参考值所述DC/AC变换器的有功电流参考值为直流母线电压参考值与直流母线电压之间的差值经过PI控制器之后的值；
第二控制单元105，用于在电网电压跌落大于或等于所述预设阈值的电网暂态故障状态运行时，所述DC/AC变换器的无功电流参考值为DC/AC变换器额定电流iN，所述DC/AC变换器的有功电流参考值所述DC/AC变换器功率因数小于1。
本实施例通过DC/AC变换器调节混合储能装置充放电，稳态时DC/AC变换器采用单位功率因数控制，电网暂态故障时实施有功平抑受限、无功支持优先的协调控制策略。通过Matlab/Simulink仿真平台搭建配置混合储能装置的风电场系统的仿真模型，分别研究混合储能系统在稳态和暂态两种工况下对风电场并网功率的影响。通过对比采用所提协调控制策略前后风电场并网点有功和无功曲线，验证该策略的正确性。
已经通过参考少量实施方式描述了本发明。然而，本领域技术人员所公知的，正如附带的专利权利要求所限定的，除了本发明以上公开的其他的实施例等同地落在本发明的范围内。

Claims (10)

1.一种混合储能系统DC/AC变换器协调控制方法，其特征在于，所述混合储能系统包括：DC/AC变换器、全钒液流电池和超级电容；所述DC/AC变换器的交流侧通过变压器与风电场35kV交流母线连接，所述DC/AC变换器的直流侧连接所述全钒液流电池和超级电容，所述风力发电机组的机侧变流器为两电平变流器；所述协调控制方法包括：
在电网电压跌落小于预设阈值的电网稳态运行时，所述DC/AC变换器的无功电流参考值所述DC/AC变换器的有功电流参考值为直流母线电压参考值与直流母线电压之间的差值经过PI控制器之后的值；
在电网电压跌落大于或等于所述预设阈值的电网暂态故障状态运行时，所述DC/AC变换器的无功电流参考值为DC/AC变换器额定电流iN，所述DC/AC变换器的有功电流参考值所述DC/AC变换器功率因数小于1。
2.根据权利要求1所述的混合储能系统DC/AC变换器协调控制方法，其特征在于，每一所述DC/AC变换器的直流侧通过不同的DC/DC变换电路连接两个所述全钒液流电池和一个超级电容。
3.根据权利要求2所述的混合储能系统DC/AC变换器协调控制方法，其特征在于，所述DC/AC变换器的数量为3个。
4.根据权利要求3所述的混合储能系统DC/AC变换器协调控制方法，其特征在于，所述两电平变流器通过两电平SVPWM调制，控制风力发电机组的发电机转速实现最大功率跟踪。
5.根据权利要求4所述的混合储能系统DC/AC变换器协调控制方法，其特征在于，所述网侧三电平变流器采用基于电压外环，电流内环结构的电网电压定向矢量控制策略，实现直流母线电压稳定及控制逆变器的有功、无功输出。
6.根据权利要求5所述的混合储能系统DC/AC变换器协调控制方法，其特征在于，所述预设阈值为10％，设定在所述混合储能系统DC/AC变换器中。
7.一种混合储能系统DC/AC变换器协调控制装置，其特征在于，所述混合储能系统包括：DC/AC变换器、全钒液流电池和超级电容；所述DC/AC变换器的交流侧通过变压器与风电场35kV交流母线连接，所述DC/AC变换器的直流侧连接所述全钒液流电池和超级电容，所述风力发电机组的机侧变流器为两电平变流器；
所述协调控制装置包括：
电网状态感测单元，用于在电网电压跌落小于预设阈值时确定电网状态为电网稳态运行状态；在电网电压跌落大于或等于所述预设阈值时确定电网状态为电网暂态故障状态；
第一控制单元，用于在电网电压跌落小于预设阈值的电网稳态运行时，控制所述DC/AC变换器的无功电流参考值所述DC/AC变换器的有功电流参考值为直流母线电压参考值与直流母线电压之间的差值经过PI控制器之后的值；
第二控制单元，用于在电网电压跌落大于或等于所述预设阈值的电网暂态故障状态运行时，所述DC/AC变换器的无功电流参考值为DC/AC变换器额定电流iN，所述DC/AC变换器的有功电流参考值所述DC/AC变换器功率因数小于1。
8.根据权利要求7所述的混合储能系统DC/AC变换器协调控制装置，其特征在于，每一所述DC/AC变换器的直流侧通过不同的DC/DC变换电路连接两个所述全钒液流电池和一个超级电容。
9.根据权利要求8所述的混合储能系统DC/AC变换器协调控制装置，其特征在于，所述DC/AC变换器的数量为3个。
10.根据权利要求9所述的混合储能系统DC/AC变换器协调控制装置，其特征在于，所述预设阈值为10％，设定在所述混合储能系统DC/AC变换器中。
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