CN110912242A - 含混合储能直流微电网的大扰动暂态稳定协调控制方法 - Google Patents

含混合储能直流微电网的大扰动暂态稳定协调控制方法 Download PDF

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Abstract

本发明涉及一种用于含混合储能直流微电网的大扰动暂态稳定协调控制方法，具体涉及含超级电容和蓄电池构成的混合储能直流微电网的暂态稳定协调控制方法；直流微电网中各分布式能源间的协调运行是确保系统在大扰动状况下实现暂态稳定运行的关键，为了确保系统暂态稳定运行和分布式能源利用率。根据光伏输出特性、蓄电池荷电状态、负荷功率需求以及电网状态等各本地单元信息，在暂态扰动发生时能快速确定各接口功率变换器的工作模态并实现模态间的平滑切换；当直流母线侧发生短路故障时，利用超级电容单元能够快速实现短路故障穿越；提升了直流微电网系统在大扰动情况下的暂态稳定性。

Description

含混合储能直流微电网的大扰动暂态稳定协调控制方法
技术领域
本发明涉及电网控制方法技术领域，具体为一种用于含混合储能直流微电网的大扰动暂态稳定协调控制方法。
背景技术
近年来，微电网作为整合分布式能源的有效形式得到迅速发展。根据母线电能类型的不同，微电网可以分为交流微电网，直流微电网和交直流混合微电网。其中，直流微电网因易于集成储能和光伏等原生直流单元，省去了中间功率变换环节，具备高效率和低成本等特点，且无需考虑频率调控、相位同步和无功补偿等问题而广受关注。直流微电网既可以脱离交流电网工作在孤岛模式，也可通过双向AC/DC变换器连接交流电网工作于并网模式。
直流微电网控制的主要目标是获得较低的母线电压调整率和各分布式能源间的功率均衡。因此，直流微电网中各微源间以协调运行的方式进行能量管理是保证其稳定运行的关键。
当直流微电网内含多个微源时，采用协调控制是实现直流微电网暂态稳定的关键。根据直流微电网系统中各微源单元的不同特性，为了实现各微源单元运行模式间的平滑切换和快速稳定直流母线电压，本发明提出一种基于直流微电网本地信息的协调控制策略，可以协调光伏单元、蓄电池与超级电容组成的混合储能单元和交流电网间的功率流动，并且当直流母线发生短路故障时利用超级电容可以快速实现短路故障穿越，提升了直流微电网系统在大扰动情况下的暂态稳定性。
基于此，本发明设计了一种用于含混合储能直流微电网的大扰动暂态稳定协调控制方法，以解决上述出现的问题。
发明内容
本发明的目的在于提供一种用于含混合储能直流微电网的大扰动暂态稳定协调控制方法，利用蓄电池与超级电容混合储能控制策略能够快速平抑光伏及蓄电池在出力过程中的功率波动；同时利用超级电容高功率密度的特点可以在直流母线发生短路故障时快速实现短路故障穿越，维持母线电压的暂态稳定。
为实现上述目的，本发明提供如下技术方案：一种用于含混合储能直流微电网的大扰动暂态稳定协调控制方法，包括以下步骤：
步骤一：确定研究的直流微电网对象，根据直流微电网中的微源单元的不同特性，设计多种协调控制工作模式；
步骤二：采集直流微电网中相关信息数值。
步骤三：当发生暂态扰动时，根据采集的相关信息数值判断并选择相应的工作模式。
步骤一中，所述直流微电网包含了以电力电子变换器作为接口电路的光伏单元、蓄电池与超级电容组成的混合储能单元、负载单元和并网变换器单元；
光伏单元主电路的功率变换器采用Boost变换器，其控制方式包括MPPT控制和CVC两种模式；光伏的最大功率点跟踪控制采用最常见的扰动观测法，即P&O法，P&O法仅需观测光伏列阵的输出电压vpv和输出电流ipv，实现条件简单；光伏单元连接的Boost变换器工作在恒压输出控制模式时，控制方法采用电压、电流双闭环控制，电流内环用于提高系统的响应速度，电压外环用于稳定直流母线电压；
混合储能单元作为光伏单元出力的储能部分包含高能量密度的蓄电池和高功率密度的超级电容，蓄电池用于储存光伏发电单元的能量及补偿能量平衡过程中变换平缓的低频分量；超级电容用于补偿能量平衡过程中变化较快的高频分量，二者的出力均是通过控制与其相连的双向Buck/Boost变换器的占空比实现；为了减小开关损耗和达到较快的切换速度，双向Buck/Boost变换器均采用互补PWM控制，使开关管互补动作。蓄电池所连接的Buck/Boost变换器采用电压、电流双闭环控制，通过蓄电池的电压外环控制得到混合储能系统的总参考电流iHESS_ref，将其通过低通滤波器后的低频分量作为蓄电池电流内环的参考值，而将总参考电流与低频分量做差得到的高频分量作为超级电容电流内环的参考值，用来平抑光伏及蓄电池出力过程中的功率波动；
直流微电网通过双向AC/DC变换器与交流大电网相连，控制方式采用基于旋转坐标变换的虚拟d-q轴电流矢量解耦控制。
光伏单元以MPPT和恒压控制两种模式工作，蓄电池组以恒压充、放电控制和待机三种模式工作，超级电容以平抑高频功率波动、恒压放电控制和待机三种模式工作，并网变换器以整流、逆变和停机三种模式工作，以实现网侧单位功率因数运行以及能量的双向流动。
步骤一中，所提协调控制工作模式主要分为7种，具体如下：
1)孤岛运行
运行模式1：光伏单元以最大功率点跟踪状态运行，蓄电池以充电状态运行，超级电容处于平波状态。
运行模式2：光伏单元以恒压状态运行，蓄电池和超级电容均处于待机状态。
运行模式3：光伏单元以最大功率点跟踪状态运行，蓄电池以放电状态运行，超级电容处于平波状态。
当直流微电网内能量出现缺额或过剩时，直流微电网可根据需要选择与交流电网连接进行能量交换。
2)并网运行
运行模式4：光伏单元以最大功率点跟踪状态运行，蓄电池处于充电状态运行，超级电容处于平波状态，并网变换器工作于整流状态；
运行模式5：光伏单元以最大功率点跟踪状态运行，蓄电池和超级电容均处于待机状态，并网变换器工作于整流状态；
运行模式6：光伏单元以最大功率点跟踪状态运行，蓄电池和超级电容均处于待机状态，并网变换器工作于逆变状态；
3)短路故障穿越
运行模式7：切除了除超级电容单元外的所有功率单元，且并网变换器处于停机状态，超级电容单元处于恒压放电状态；
当直流微电网处于孤岛模式(或并网模式)运行时，功率单元间的模式切换优先选择在当下所处的孤岛模式(或并网模式)内进行切换，也可以根据需要选择切换到并网模式(或孤岛模式)的运行模式。
步骤二中，采集直流微电网中相关信息数值，相关信息数值包括有直流母线电压Vdc、母线电压变化率kVdc及蓄电池的SoC状态。
步骤三中，根据采集的相关信息数值判断并选择相应的工作模式，具体步骤如下：
当直流微电网系统处于孤岛模式运行：初始条件下直流微电网系统工作于运行模式1，光伏单元以最大功率工作在MPPT状态，蓄电池处于充电状态；当光照强度减弱时，光伏单元的输出最大功率无法满足负载的功率需求，母线电压跌落，因此直流微电网由运行模式1转为运行模式3工作，蓄电池由充电状态转为恒压放电状态，与光伏单元共同出力满足负载的功率需求；当光照强度提升，母线电压上升，并且由于蓄电池的SoC并未达到90％，充电未完成，直流微电网重新回到运行模式1工作，蓄电池由放电状态转为充电状态，当蓄电池的SoC达到90％，充电完成，此时直流微电网的工作模式由运行模式1转为运行模式2，混合储能处于待机状态，光伏单元由MPPT状态转为恒压状态稳定直流母线电压；
当直流微电网系统处于并网模式运行：初始条件下系统工作于运行模式1；当光照强度减弱至一定值时，光伏单元最大输出功率不足，母线电压跌落，直流微电网由孤岛模式转为并网模式工作于运行模式4，并网变换器工作于整流模式，网侧电压、电流同相位，给蓄电池进行充电的同时与光伏单元共同维持负载功率需求，实现母线电压的稳定；当蓄电池的SoC达到90％，充电完成，此时混合储能处于待机状态，并网变换器不需要给蓄电池充电而降功率运行，直流微电网工作于运行模式5；当光照强度增强至一定值时，此时光伏单元出力过剩，母线电压上升，并网变换器由整流状态转为逆变状态，网侧电压、电流反相位，吸收光伏多余的出力，直流微电网工作于运行模式6；当光照强度下降且直流微电网脱离大电网，此时工作于运行模式3，混合储能放电来维持母线电压；
当直流微电网母线侧发生短路故障时：当直流微电网工作于运行模式4，此时，直流微电网内的各功率单元均处于工作状态，此时母线发生短路故障对系统所造成的影响最为严重；当流母线发生短路故障，利用直流母线电压变化率kVdc作为短路故障发生的判断条件，当kVdc大于等于母线电压变化率的阈值时，认为短路故障发生，此时系统工作于运行模式7，快速切除所有功率模块单元，并由超级电容工作于恒压放电状态维持母线电压的稳定，快速地实现当直流母线发生短路故障时的故障穿越。
与现有技术相比，本发明的有益效果是：
(1)各单元不同模式间的切换条件均由母线电压、母线电压变换率和蓄电池的SoC等本地信息得到，无需通信；
(2)利用蓄电池与超级电容混合储能控制策略能够快速平抑光伏及蓄电池在出力过程中的功率波动；
(3)利用超级电容高功率密度的特点可以在直流母线发生短路故障时快速实现短路故障穿越，维持母线电压的暂态稳定。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例的技术方案，下面将对实施例描述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为本发明中系统运行及控制流程图；
图2为本发明中直流微电网结构图；
图3为本发明中光伏单元的拓扑及控制框图；
图4为本发明中混合储能单元的拓扑及控制框图；
图5为本发明中并网变换器单元的拓扑及控制框图；
图6为本发明中孤岛模式仿真验证结果图；
图7为本发明中并网模式仿真验证结果图；
图8为本发明中短路故障穿越仿真验证结果图。
图中，各附图标记的含义如下：
1为并网变换器单元，2为光伏发电单元，3为混合储能单元，4为包含恒功率和纯阻性的直流负载单元。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，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作出创造性劳动前提下所获得的所有其它实施例，都属于本发明保护的范围。
请参阅图1-8，本发明提供一种技术方案：一种用于含混合储能直流微电网的大扰动暂态稳定协调控制方法，包括以下步骤：
步骤一：确定研究的直流微电网对象，根据直流微电网中的微源单元的不同特性，设计多种协调控制工作模式；
步骤二：采集直流微电网中相关信息数值。
步骤三：当发生暂态扰动时，根据采集的相关信息数值判断并选择相应的工作模式。
步骤一中，所述直流微电网包含了以电力电子变换器作为接口电路的光伏单元、蓄电池与超级电容组成的混合储能单元、负载单元和并网变换器单元；
光伏单元主电路的功率变换器采用Boost变换器，其控制方式包括MPPT控制和CVC两种模式；光伏的最大功率点跟踪控制采用最常见的扰动观测法，即P&O法，P&O法仅需观测光伏列阵的输出电压vpv和输出电流ipv，实现条件简单；光伏单元连接的Boost变换器工作在恒压输出控制模式时，控制方法采用电压、电流双闭环控制，电流内环用于提高系统的响应速度，电压外环用于稳定直流母线电压；
混合储能单元作为光伏单元出力的储能部分包含高能量密度的蓄电池和高功率密度的超级电容，蓄电池用于储存光伏发电单元的能量及补偿能量平衡过程中变换平缓的低频分量；超级电容用于补偿能量平衡过程中变化较快的高频分量，二者的出力均是通过控制与其相连的双向Buck/Boost变换器的占空比实现；为了减小开关损耗和达到较快的切换速度，双向Buck/Boost变换器均采用互补PWM控制，使开关管互补动作。蓄电池所连接的Buck/Boost变换器采用电压、电流双闭环控制，通过蓄电池的电压外环控制得到混合储能系统的总参考电流iHESS_ref，将其通过低通滤波器后的低频分量作为蓄电池电流内环的参考值，而将总参考电流与低频分量做差得到的高频分量作为超级电容电流内环的参考值，用来平抑光伏及蓄电池出力过程中的功率波动；
直流微电网通过双向AC/DC变换器与交流大电网相连，控制方式采用基于旋转坐标变换的虚拟d-q轴电流矢量解耦控制。
光伏单元以MPPT和恒压控制两种模式工作，蓄电池组以恒压充、放电控制和待机三种模式工作，超级电容以平抑高频功率波动、恒压放电控制和待机三种模式工作，并网变换器以整流、逆变和停机三种模式工作，以实现网侧单位功率因数运行以及能量的双向流动。
步骤一中，所提协调控制工作模式主要分为7种，具体如下：
1)孤岛运行
运行模式1：光伏单元以最大功率点跟踪状态运行，蓄电池以充电状态运行，超级电容处于平波状态。
运行模式2：光伏单元以恒压状态运行，蓄电池和超级电容均处于待机状态。
运行模式3：光伏单元以最大功率点跟踪状态运行，蓄电池以放电状态运行，超级电容处于平波状态。
当直流微电网内能量出现缺额或过剩时，直流微电网可根据需要选择与交流电网连接进行能量交换。
2)并网运行
运行模式4：光伏单元以最大功率点跟踪状态运行，蓄电池处于充电状态运行，超级电容处于平波状态，并网变换器工作于整流状态；
运行模式5：光伏单元以最大功率点跟踪状态运行，蓄电池和超级电容均处于待机状态，并网变换器工作于整流状态；
运行模式6：光伏单元以最大功率点跟踪状态运行，蓄电池和超级电容均处于待机状态，并网变换器工作于逆变状态；
3)短路故障穿越
运行模式7：切除了除超级电容单元外的所有功率单元，且并网变换器处于停机状态，超级电容单元处于恒压放电状态；
当直流微电网处于孤岛模式(或并网模式)运行时，功率单元间的模式切换优先选择在当下所处的孤岛模式(或并网模式)内进行切换，也可以根据需要选择切换到并网模式(或孤岛模式)的运行模式。
步骤二中，采集直流微电网中相关信息数值，相关信息数值包括有直流母线电压Vdc、母线电压变化率kVdc及蓄电池的SoC状态。
步骤三中，根据采集的相关信息数值判断并选择相应的工作模式，具体步骤如下：
当直流微电网系统处于孤岛模式运行：初始条件下直流微电网系统工作于运行模式1，光伏单元以最大功率工作在MPPT状态，蓄电池处于充电状态；当光照强度减弱时，光伏单元的输出最大功率无法满足负载的功率需求，母线电压跌落，因此直流微电网由运行模式1转为运行模式3工作，蓄电池由充电状态转为恒压放电状态，与光伏单元共同出力满足负载的功率需求；当光照强度提升，母线电压上升，并且由于蓄电池的SoC并未达到90％，充电未完成，直流微电网重新回到运行模式1工作，蓄电池由放电状态转为充电状态，当蓄电池的SoC达到90％，充电完成，此时直流微电网的工作模式由运行模式1转为运行模式2，混合储能处于待机状态，光伏单元由MPPT状态转为恒压状态稳定直流母线电压；
当直流微电网系统处于并网模式运行：初始条件下系统工作于运行模式1；当光照强度减弱至一定值时，光伏单元最大输出功率不足，母线电压跌落，直流微电网由孤岛模式转为并网模式工作于运行模式4，并网变换器工作于整流模式，网侧电压、电流同相位，给蓄电池进行充电的同时与光伏单元共同维持负载功率需求，实现母线电压的稳定；当蓄电池的SoC达到90％，充电完成，此时混合储能处于待机状态，并网变换器不需要给蓄电池充电而降功率运行，直流微电网工作于运行模式5；当光照强度增强至一定值时，此时光伏单元出力过剩，母线电压上升，并网变换器由整流状态转为逆变状态，网侧电压、电流反相位，吸收光伏多余的出力，直流微电网工作于运行模式6；当光照强度下降且直流微电网脱离大电网，此时工作于运行模式3，混合储能放电来维持母线电压；
当直流微电网母线侧发生短路故障时：当直流微电网工作于运行模式4，此时，直流微电网内的各功率单元均处于工作状态，此时母线发生短路故障对系统所造成的影响最为严重；当流母线发生短路故障，利用直流母线电压变化率kVdc作为短路故障发生的判断条件，当kVdc大于等于母线电压变化率的阈值时，认为短路故障发生，此时系统工作于运行模式7，快速切除所有功率模块单元，并由超级电容工作于恒压放电状态维持母线电压的稳定，快速地实现当直流母线发生短路故障时的故障穿越。
为了验证本文所提直流微电网暂态稳定协调控制策略的可行性，在MATLAB/Simulink中搭建了如图2所示的直流微电网结构的仿真模型，包含了1组光伏发电单元、1组蓄电池储能单元、1组超级电容储能单元和2组直流负荷，直流微电网可通过并网变换器接入交流电网。设定直流微电网的母线电压等级为48V，电网相电压有效值为24V；光伏单元的最大输出功率为480W(T：25℃，Ir：1000W/m2)；蓄电池容量为24V/14Ah，超级电容额定电压为32V，双向Buck/Boost变换器的额定容量均为200W；并网变换器的额定容量为350W；本地负载总功率为200W,其中包括1个100W的直流恒功率负载和1个阻值为12Ω的阻性负载。
图6所示为直流微电网在孤岛模式下运行的仿真结果。初始条件下系统工作于模式1，此时光照强度为1000W/m2，光伏单元以480W最大功率工作在MPPT状态，蓄电池处于充电状态；在0.5s时，光照强度减弱至250W/m2，此时光伏单元输出最大功率为120W，无法满足负载200W的功率需求，母线电压跌落，因此直流微电网由模式1转为模式3工作，蓄电池由充电状态转为恒压放电状态，与光伏单元共同出力满足负载的功率需求；1s时光照度重新回到1000W/m2，母线电压上升，并且由于蓄电池的SoC并未达到90％，充电未完成，直流微电网重新回到模式1工作，蓄电池由放电状态转为充电状态；约在1.29s时，蓄电池的SoC达到90％，充电完成，此时直流微电网的工作模式由模式1转为模式2，混合储能处于待机状态，光伏单元由MPPT状态转为恒压状态稳定直流母线电压。
图7所示为直流微电网在并、离网切换及并网模式下运行的仿真结果。初始条件下系统工作于模式1；1s时，光照强度减弱至250W/m2，光伏单元最大输出功率为120W，母线电压跌落，直流微电网由孤岛模式转为并网模式工作于模式4，并网变换器工作于整流模式，网侧电压、电流同相位，给蓄电池进行充电的同时与光伏单元共同维持负载功率需求，实现母线电压的稳定；约为1.9s时，蓄电池的SoC达到90％，充电完成，此时混合储能处于待机状态，并网变换器不需要给蓄电池充电而降功率运行，直流微电网工作于模式5；2.5s时，光照强度重回至1000W/m2，此时光伏单元出力过剩，母线电压上升，并网变换器由整流状态转为逆变状态，网侧电压、电流反相位，吸收光伏多余的出力，直流微电网工作于模式6；3s时，光照强度下降至250W/m2，且直流微电网脱离大电网，此时工作于模式3，混合储能放电来维持母线电压。
图8所示为直流微电网母线侧发生短路故障时的仿真结果。1.5s前，直流微电网工作于模式4，此时，直流微电网内的各功率单元均处于工作状态，此时母线发生短路故障对系统所造成的影响最为严重。1.5s时，直流母线发生短路故障，利用直流母线电压变化率kVdc作为短路故障发生的判断条件，当kVdc≥kth时，认为短路故障发生，此时系统工作于模式7，快速切除所有功率模块单元，并由超级电容工作于恒压放电状态维持母线电压的稳定。从图3和图4可以看出，当母线电流上升到约为5.6A时，系统能够快速切除所有微源功率模块，并且超级电容可以快速出力维持母线电压，使负载正常工作，整个动作的响应时间约为20ms，快速地实现了当直流母线发生短路故障时的故障穿越。
在本说明书的描述中，参考术语“一个实施例”、“示例”、“具体示例”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本发明的至少一个实施例或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不一定指的是相同的实施例或示例。而且，描述的具体特征、结构、材料或者特点可以在任何的一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。
以上公开的本发明优选实施例只是用于帮助阐述本发明。优选实施例并没有详尽叙述所有的细节，也不限制该发明仅为所述的具体实施方式。显然，根据本说明书的内容，可作很多的修改和变化。本说明书选取并具体描述这些实施例，是为了更好地解释本发明的原理和实际应用，从而使所属技术领域技术人员能很好地理解和利用本发明。本发明仅受权利要求书及其全部范围和等效物的限制。

Claims (7)

1.一种用于含混合储能直流微电网的大扰动暂态稳定协调控制方法，其特征在于：包括以下步骤：
步骤一：确定研究的直流微电网对象，根据直流微电网中的微源单元的不同特性，设计多种协调控制工作模式；
步骤二：采集直流微电网中相关信息数值；
步骤三：当发生暂态扰动时，根据采集的相关信息数值判断并选择相应的工作模式。
2.根据权利要求1所述的一种用于含混合储能直流微电网的大扰动暂态稳定协调控制方法，其特征在于：步骤一中，所述直流微电网包含了以电力电子变换器作为接口电路的光伏单元、蓄电池与超级电容组成的混合储能单元、负载单元和并网变换器单元；
所述光伏单元主电路的功率变换器采用Boost变换器，其控制方式包括MPPT控制和CVC两种模式；光伏的最大功率点跟踪控制采用最常见的扰动观测法，即P&O法，P&O法仅需观测光伏列阵的输出电压vpv和输出电流ipv，实现条件简单；光伏单元连接的Boost变换器工作在恒压输出控制模式时，控制方法采用电压、电流双闭环控制，电流内环用于提高系统的响应速度，电压外环用于稳定直流母线电压；
所述混合储能单元作为光伏单元出力的储能部分包含高能量密度的蓄电池和高功率密度的超级电容，蓄电池用于储存光伏发电单元的能量及补偿能量平衡过程中变换平缓的低频分量；超级电容用于补偿能量平衡过程中变化较快的高频分量，二者的出力均是通过控制与其相连的双向Buck/Boost变换器的占空比实现；为了减小开关损耗和达到较快的切换速度，双向Buck/Boost变换器均采用互补PWM控制，使开关管互补动作；蓄电池所连接的Buck/Boost变换器采用电压、电流双闭环控制，通过蓄电池的电压外环控制得到混合储能系统的总参考电流iHESS_ref，将其通过低通滤波器后的低频分量作为蓄电池电流内环的参考值，而将总参考电流与低频分量做差得到的高频分量作为超级电容电流内环的参考值，用来平抑光伏及蓄电池出力过程中的功率波动；
所述直流微电网通过双向AC/DC变换器与交流大电网相连，控制方式采用基于旋转坐标变换的虚拟d-q轴电流矢量解耦控制。
3.根据权利要求2所述的一种用于含混合储能直流微电网的大扰动暂态稳定协调控制方法，其特征在于：所述光伏单元以MPPT和恒压控制两种模式工作，所述蓄电池组以恒压充、放电控制和待机三种模式工作，所述超级电容以平抑高频功率波动、恒压放电控制和待机三种模式工作，所述并网变换器以整流、逆变和停机三种模式工作，以实现网侧单位功率因数运行以及能量的双向流动。
4.根据权利要求1所述的一种用于含混合储能直流微电网的大扰动暂态稳定协调控制方法，其特征在于：步骤一中，所提协调控制工作模式主要分为7种，具体如下：
1)孤岛运行
运行模式1：光伏单元以最大功率点跟踪状态运行，蓄电池以充电状态运行，超级电容处于平波状态；
运行模式2：光伏单元以恒压状态运行，蓄电池和超级电容均处于待机状态；
运行模式3：光伏单元以最大功率点跟踪状态运行，蓄电池以放电状态运行，超级电容处于平波状态；
当直流微电网内能量出现缺额或过剩时，直流微电网可根据需要选择与交流电网连接进行能量交换；
2)并网运行
运行模式4：光伏单元以最大功率点跟踪状态运行，蓄电池处于充电状态运行，超级电容处于平波状态，并网变换器工作于整流状态；
运行模式5：光伏单元以最大功率点跟踪状态运行，蓄电池和超级电容均处于待机状态，并网变换器工作于整流状态；
运行模式6：光伏单元以最大功率点跟踪状态运行，蓄电池和超级电容均处于待机状态，并网变换器工作于逆变状态；
3)短路故障穿越
运行模式7：切除了除超级电容单元外的所有功率单元，且并网变换器处于停机状态，超级电容单元处于恒压放电状态。
5.根据权利要求4所述的一种用于含混合储能直流微电网的大扰动暂态稳定协调控制方法，其特征在于：当直流微电网处于孤岛模式或并网模式运行时，功率单元间的模式切换优先选择在当下所处的孤岛模式或并网模式内进行切换，也可以根据需要选择切换到并网模式或孤岛模式的运行模式。
6.根据权利要求1所述的一种用于含混合储能直流微电网的大扰动暂态稳定协调控制方法，其特征在于：步骤二中，采集直流微电网中相关信息数值，相关信息数值包括有直流母线电压Vdc、母线电压变化率kVdc及蓄电池的SoC状态。
7.根据权利要求1所述的一种用于含混合储能直流微电网的大扰动暂态稳定协调控制方法，其特征在于：步骤三中，根据采集的相关信息数值判断并选择相应的工作模式，具体步骤如下：
当直流微电网系统处于孤岛模式运行：初始条件下直流微电网系统工作于运行模式1，光伏单元以最大功率工作在MPPT状态，蓄电池处于充电状态；当光照强度减弱时，光伏单元的输出最大功率无法满足负载的功率需求，母线电压跌落，因此直流微电网由运行模式1转为运行模式3工作，蓄电池由充电状态转为恒压放电状态，与光伏单元共同出力满足负载的功率需求；当光照强度提升，母线电压上升，并且由于蓄电池的SoC并未达到90％，充电未完成，直流微电网重新回到运行模式1工作，蓄电池由放电状态转为充电状态，当蓄电池的SoC达到90％，充电完成，此时直流微电网的工作模式由运行模式1转为运行模式2，混合储能处于待机状态，光伏单元由MPPT状态转为恒压状态稳定直流母线电压；
当直流微电网系统处于并网模式运行：初始条件下系统工作于运行模式1；当光照强度减弱至一定值时，光伏单元最大输出功率不足，母线电压跌落，直流微电网由孤岛模式转为并网模式工作于运行模式4，并网变换器工作于整流模式，网侧电压、电流同相位，给蓄电池进行充电的同时与光伏单元共同维持负载功率需求，实现母线电压的稳定；当蓄电池的SoC达到90％，充电完成，此时混合储能处于待机状态，并网变换器不需要给蓄电池充电而降功率运行，直流微电网工作于运行模式5；当光照强度增强至一定值时，此时光伏单元出力过剩，母线电压上升，并网变换器由整流状态转为逆变状态，网侧电压、电流反相位，吸收光伏多余的出力，直流微电网工作于运行模式6；当光照强度下降且直流微电网脱离大电网，此时工作于运行模式3，混合储能放电来维持母线电压；
当直流微电网母线侧发生短路故障时：当直流微电网工作于运行模式4，此时，直流微电网内的各功率单元均处于工作状态，此时母线发生短路故障对系统所造成的影响最为严重；当流母线发生短路故障，利用直流母线电压变化率kVdc作为短路故障发生的判断条件，当kVdc大于等于母线电压变化率的阈值时，认为短路故障发生，此时系统工作于运行模式7，快速切除所有功率模块单元，并由超级电容工作于恒压放电状态维持母线电压的稳定，快速地实现当直流母线发生短路故障时的故障穿越。
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