一种含混合储能的光伏直流微电网协调控制方法与流程

1.本发明涉及微电网控制技术领域，具体涉及一种含混合储能的光伏直流微电网协调控制方法。


背景技术：

2.近年来，以风能和太阳能为代表的分布式新能源发电渗透率不断升高，世界各国都更加关注新能源的发展，然而，风能和太阳能具有间歇性和随机性的特点，导致其发电时的输出功率存在不连续和不稳定的缺陷，若不采取适当的控制策略直接将其并入电网，将会对电网的安全可靠运行带来极大的影响。
3.低碳能源的迫切需求推动了微电网的发展，微电网是一种将分布式电源、储能装置、可控负荷等单元结合在一起的新型电网形式，存在交直流灵活供电模式并且可运行在孤岛和并网两种状态，近年来，直流微电网凭借其控制方法简单，不存在交流微网中的无功功率流动、频率控制以及功角稳定性等问题，得到了国内外专家的广泛关注，与交流微电网相比，直流微电网结构简单、转换环节少、能源效率高，发展迅速。
4.由于直流微电网中没有无功功率的流动，并且不需要考虑交流系统中频率、相位等复杂的控制，因此直流母线电压成为衡量直流微电网稳定运行的重要指标，由于可再生能源发电的间断性及负荷波动的不可预测性，需要将储能装置整合到直流微电网中，以维持正常电压水平下的功率平衡，而作为直流微电网的重要组成部分，储能系统在平抑系统功率波动、稳定系统母线电压方面有着非常重要作用：储能装置可以通过储存、释放能量的方式为电力系统提供能量支撑和功率补偿，另外，储能技术的发展将有效解决分布式发电单元与负荷需求之间的矛盾，提高整个微电网和大电网的供电稳定性。
5.然而，单一的储能装置很难满足高能量密度、高功率密度和使用寿命长等特点，这就需要将两种或者两种以上不同的储能元件组合成混合储能系统，在合适的控制策略下发挥出每种储能装置的优势，实现优势互补，对微电网的功率波动起到抑制作用。
6.在各种储能介质中，电池储能(battery energy storage system,bess)具有能量密度大、容量高、工艺成熟等优点；而超级电容(supercapacitors,sc)具有高功率密度，响应速度快这一特点，能迅速对功率突变进行响应，且能频繁地进行充放电动作，在稳定电压和功率平衡方面有良好的发展前景，适用于具有可再生能源发电和负荷功率频繁波动的微电网场合，可以看出，蓄电池与超级电容优缺互补，蓄电池和超级电容结合而成的混合储能系统运用于微电网中，可以充分发挥两者的优势，充分满足微电网日益增长的功率和能量需求。


技术实现要素：

7.本发明提供一种含混合储能的光伏直流微电网协调控制方法，使用低通滤波器对超级电容和蓄电池所承担的功率进行分配，以充分利用两种不同类型储能装置的优势；另外，通过双向dc/dc变换器控制储能装置与直流母线侧能量的互送，有利于维持电力系统的
稳定运行。相较于传统方法，本发明方法能够避免复杂的参数设定以及大量计算，控制灵活的同时考虑到了储能装置的使用寿命，提高了运行的经济性。
8.本发明采取的技术方案为：
9.一种含混合储能的光伏直流微电网协调控制方法，包括以下步骤：
10.步骤一：搭建光伏发电系统的控制策略，使其运行在最大功率跟踪控制mppt模式和恒压控制cvc模式；
11.步骤二：根据蓄电池与超级电容特点，将直流微电网的运行模式划分为多个工作模式；
12.步骤三：建立低通滤波器模型，通过低通滤波器实现混合储能系统所承担的功率分配；
13.步骤四：通过超级电容与蓄电池各自承担的功率与端电压，计算出二者的工作电流；并通过储能装置的充放电电流参考值与实际工作电流进行比较，设计双向dc/dc变换器的控制方式；
14.步骤五：当直流微电网内光伏发电系统和储能装置不足以平抑系统中的功率波动、或储能装置故障无法参与调节时，通过双向dc/dc变换器将直流微电网并入大电网，由大电网为直流微电网平抑系统中的功率波动。
15.所述步骤一中，在光伏发电系统接入boost变换器，使其运行在最大功率跟踪控制mppt模式和恒压控制cvc模式，最大功率跟踪控制mppt模式用于寻求光伏电池的最优工作状态，用增量电导法来实现：
16.由光伏电池p
‑
u特性曲线可知，当光照强度与温度恒定时，电池的输出p
‑
u函数仅有一个极值，即dp/du＝0时，光伏电池工作在最大功率点，且在最大功率点两侧dp/du符号相反，对光伏电池的输出功率p求导，可得：
[0017][0018]
令dp/du＝0，代入式(1)，得：
[0019][0020]
整理式(2)得光伏电池处于最大功率点时，电压u和电流i,满足：
[0021][0022]
由上述分析可知：
[0023]
当di/du>
‑
i/u时，u小于光伏电池的最大功率点电压u
m
，向电压增大方向进行扰动；
[0024]
当di/du<
‑
i/u时，u大于光伏电池的最大功率点电压u
m
，向电压减小方向进行扰动；
[0025]
当di/du＝
‑
i/u时，实现了最大功率点跟踪，光伏电池输出功率处在最大功率点处。
[0026]
当系统正常运行时，光伏发电系统接入的boost变换器工作在最大功率跟踪控制mppt模式，以最大效率将太阳能转化为电能；
[0027]
当系统在孤岛运行状况下，储能装置故障或无法参与调节直流母线电压时，或者在并网运行状态无法向直流微电网输送剩余功率时，boost变换器采用恒压控制cvc模式，将采集到的直流母线电压u
dc
与其给定值u
dc_ref
进行比较，产生误差送入pi控制器，输出值经过pwm电路产生脉冲，通过控制igbt的通断，来达到恒压控制的目的。
[0028]
所述步骤二中，就直流微电网而言，不论其运行与孤岛或并网模式，必须保证其直流母线电压稳定；稳定直流母线电压则意味着负载与电源之间的功率达到了平衡状态，为了充分发挥蓄电池和超级电容各自的优势，稳定直流母线电压，定义δp为光伏发电系统输出功率与负荷所需功率之差，即δp＝p
pv
‑
p
load
，p
pv
与p
load
分别表示光伏发电系统输出功率与负荷所需功率，本发明提出一种利用功率分层点δp
lay
作为蓄电池与超级电容的工作模式切换点，当|δp|≥|δp
lay
|时，由超级电容承担系统中的功率波动，当|δp|<|δp
lay
|时，由蓄电池承担系统中的功率波动，根据各模块之间的控制要求不同，考虑到超级电容的容量一般较低，设置其端电压u
sc
在正常上下限u
sc_max
，u
sc_min
内工作；考虑到蓄电池不能频繁充放电的特点，设置其soc在正常的上下限soc
max
、soc
min
范围内工作。
[0029]
所述步骤二中，将直流微电网的运行模式划分为8个工作模式：
[0030]
模式1：当δp>0时，此时光伏发电系统输出功率大于负载所需功率，若δp>δp
lay
，且u
sc
≤u
sc_max
，则光伏发电系统发电不仅可以满足负载的需求，而且功率盈余较多，能够为超级电容提供一定的能量，此时超级电容进入充电状态，当超级电容的端电压大于其限充最大值时，切换到模式2；
[0031]
模式2：在模式1的状态下，若u
sc
>u
sc_max
，此时超级电容停止运行，系统中的功率波动由蓄电池承担，此时光伏发电系统发电不仅可以满足负载的需求，还能够为蓄电池提供一定的能量，蓄电池进入充电状态，当蓄电池的soc达到其限充最大值时，混合储能装置退出运行，此时将直流微电网并入大电网，将系统中多余的功率传送到大电网；
[0032]
模式3：当δp>0时，此时光伏发电系统输出功率大于负载所需功率，若δp≤δp
lay
,且soc
bat
≤soc
max
，则光伏发电系统发电虽然可以满足负载的需求，但功率盈余较少，能够为蓄电池提供一定的能量，此时蓄电池进入充电状态，当蓄电池的soc达到其限充最大值时，切换到模式4；
[0033]
模式4：在模式3的状态下，此时soc
bat
>soc
max
，蓄电池停止运行，系统中的功率波动由超级电容承担，此时光伏发电系统发电不仅可以满足负载的需求，还能够为超级电容提供一定的能量，超级电容进入充电状态，当超级电容的端电压达到其限充最大值时，混合储能装置退出运行，此时将直流微电网并入大电网，将系统中多余的功率传送到大电网；
[0034]
模式5：当δp<0时，此时光伏发电系统输出功率小于负载所需功率，若δp≤
‑
δp
lay
,且u
sc
≥u
sc_min
，则光伏发电系统发电不足以满足负载的需求，而且功率缺额较大，此时由超级电容提供一定的能量支撑，超级电容进入放电状态，当超级电容的端电压下降至其限放最小值时，切换到模式6；
[0035]
模式6，在模式5的状态下，若u
sc
<u
sc_min
，此时超级电容停止运行，系统中的功率波动由蓄电池承担，此时光伏发电系统发电不足以满足负载需求，由蓄电池提供一定的能量支撑，蓄电池进入放电状态，当蓄电池的soc小于其限放最小值时，混合储能装置退出运行，此时将直流微电网并入大电网，由大电网为系统中的功率缺额提供支撑；
[0036]
模式7：当δp<0时，此时光伏发电系统输出功率小于负载所需功率，若δp>
‑
δ
p
lay
,且soc
bat
≥soc
min
，则光伏发电系统发电不足以满足负载的需求，而且功率缺额较小，此时由蓄电池提供一定的能量支撑，蓄电池进入放电状态。当蓄电池的soc下降至其限放最小值时，切换至模式8；
[0037]
模式8：在模式7的状态下，若soc
bat
<soc
min
，此时蓄电池停止运行，系统中的功率波动由超级电容承担，光伏发电系统发电不足以满足负载的需求，此时由超级电容提供一定的能量支撑，超级电容进入放电状态，当超级电容的端电压小于其限放最小值时，混合储能装置退出运行，此时将直流微电网并入大电网，由大电网为系统中的功率缺额提供支撑。鉴于直流微电网自身出力具有不稳定性和负荷波动的不可预测性，在不同的工作模式下运行时，直流微电网需要运用不同的控制策略来确保直流母线电压的稳定。
[0038]
所述步骤三中，蓄电池与超级电容所承担的功率分配，通过低通滤波器来实现，从低通滤波器的幅频特性曲线可以看出，该曲线是单调递减的，即频率越高其输出幅值越小，从而达到通低频阻高频的目的。根据蓄电池与超级电容各自的特性，让蓄电池承担功率变化低频的部分，超级电容承担高频功率波动，一阶低通滤波器的传递函数为：
[0039][0040]
式(4)中，t为滤波器时间常数；s为微分算子；
[0041]
将s＝jω代入式(4)，得到一阶低通滤波器的传递函数和幅频特性函数分别如式(5)和式(6)所示：
[0042][0043][0044]
由一阶低通滤波器的幅频特性可以看出，一阶低通滤波器对高频信号的通过有很强的抑制作用，低频信号更容易通过，其中，ω
c
＝1/t是一阶低通滤波器的截止频率。当滤波时间常数t越大，截止频率越低，即允许通过该滤波器信号频率越低，更多信号能通过低通滤波器来滤波，得到的信号越平滑；
[0045]
根据直流微电网各单元功率关系与低通滤波器的原理：即对于需要截止的高频，利用电容吸收、电感阻碍的方法阻碍它的通过，对于所需要的低频，利用电容高阻、电感低阻的特点使它通过。可得混合储能装置所承担的功率为：
[0046]
p
hess
＝p
bat
p
sc
＝p
dc
p
load
‑
p
pv
ꢀꢀ
(7)
[0047]
其中，p
hess
表示混合储能装置承担的功率，p
bat
表示蓄电池所承担的功率，p
sc
表示超级电容承担的功率，p
dc
表示直流母线电压上的功率，p
load
表示负荷所需功率，p
pv
表示光伏所发功率，将混合储能装置承担的功率p
hess
经过一阶低通滤波器后得到平滑的部分，作为蓄电池承担的参考功率:
[0048][0049]
式(8)中，滤波时间常数t，可根据蓄电池需要平抑功率波动的频带确定，混合储能装置承担功率p
hess
中的剩余波动部分由超级电容承担：
[0050][0051]
式(9)中，其中，p
hess
表示混合储能装置承担的功率，p
bat
表示蓄电池所承担的功率，p
sc_ref
表示超级电容承担的参考功率，p
bat_ref
表示蓄电池承担的参考功率，t为滤波时间常数。
[0052]
所述步骤四中，通过步骤三中得到的的蓄电池与超级电容承担功率参考值p
bat_ref
、p
sc_ref
分别与其端电压u
bat
、u
sc
相除，得到蓄电池与超级电容器充放电电流的参考值i
bat_ref
、i
sc_ref
，然后对双向dc/dc变换器进行控制，从而实现储能装置对系统功率的吸收或释放。
[0053]
所述步骤四中，双向dc/dc变换器控制原理为：
[0054]
在双向dc/dc变换器控制电路中，储能装置充放电参考电流i
ref
与其实际工作电流i进行比较，产生的误差送入pi控制器，同时对pi控制器的输出进行限幅，限制储能装置工作电流，以免损坏开关管；
[0055]
pi控制器输出值经脉宽调制pwm电路产生驱动脉冲，控制双向dc/dc变换器中开关管t1、t2的通断，在控制过程中，通过比较器判断储能装置给定工作电流的大小，来决定双向dc/dc变换器的工作模式；
[0056]
为了防止频繁的工作模式切换对电力系统稳定性的影响和兼顾储能单元的使用寿命，因此采用比较器来确定储能装置的工作方式，其中，i
up
、i
down
为储能装置启动电流上下阈值。双向dc/dc变换器工作模式选择方式与比较器之间逻辑关系为：
[0057]
当i
ref
<i
down
时，要求储能装置吸收功率，比较器二输出逻辑值0，闭锁开关管t2触发脉冲，比较器一输出逻辑值1，通过脉宽调制pwm电路控制开关管t1使双向dc/dc变换器工作在buck模式；
[0058]
当i
down
≤i
ref
≤i
up
时，系统波动功率很小，对系统稳定影响不大，为了避免储能装置频繁在充放电模式之间来回切换，此时让储能装置处于空闲状态，比较器一和比较器二的逻辑值都为0，闭锁脉冲信号，此时让电网和光伏发电系统共同为负载提供功率；
[0059]
当i
ref
>i
up
时，要求储能装置发出功率，比较器一输出逻辑值0，闭锁开关管t1触发脉冲，比较器二输出逻辑值1，控制开关管t2使双向dc/dc变换器工作在boost模式。
[0060]
所述步骤五中，当系统在孤岛运行状况下，储能装置故障或无法参与调节直流母线电压时，可将直流微电网并入大电网，由大电网为直流微电网中的功率波动提供支撑；
[0061]
在直流微电网孤岛运行时，双向dc/dc变换器处于停机状态，直流微电网与大电网之间没有能量的交换；
[0062]
在直流微电网运行时，首先判断光伏发电系统发电功率是否能满足负荷的需求，当微电网内能量不足且储能装置小于限放最小值时，双向dc/ac变换器工作在整流模式，大电网向直流微电网内输送电能，储能装置处在空闲状态；若光伏发电系统发电功率大于负载功率，系统优先为储能装置充电，当储能装置充满后，直流微电网内剩余电能送入大电网，此时双向dc/ac变换器工作在逆变状态；
[0063]
在并网运行时，系统内功率关系如下：
[0064]
p
dc
＝p
pv
p
bat
p
sc
‑
p
load
p
g
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(10)
[0065]
式中，p
g
为双向dc/ac变换器并网有功功率，
[0066]
系统并网运行过程中，当系统内电能有剩余时优先为储能装置充电，由储能装置维持系统稳态平衡；当储能装置充满后，剩余电能再并入配电网，由双向dc/ac变换器维持系统的稳态平衡；当系统内电能不足时优先由储能装置向直流微电网内输送电能，当储能装置放完电后，由配电网为微电网提供能量；
[0067]
根据以上要求，系统并网时蓄电池承担功率p
bat_ref
与电网承担功率p
g_ref
分配如下：
[0068][0069][0070]
式中，p
hess
为混合储能系统所需承担的功率；λ为并网运行时功率分配系数；
[0071]
当光伏输出功率不足以满足负载功率，即p
pv
<p
load
时，则分别判断蓄电池的soc和超级电容的端电压是否大于限放最小值，若储能装置满足大于限放最小值的条件，则p
g
＝0，储能装置放电以弥补系统中负荷需求的不足；
[0072]
若储能装置已达到限放最小值，则储能装置不再放电，由电网和光伏发电系统共同为负载提供功率；
[0073]
当光伏发电系统输出功率大于负载功率，即p
pv
>p
load
时，则分别判断蓄电池的soc和超级电容的端电压是否小于限充最大值，若储能装置满足小于限充最大值的条件，则p
g
＝0，系统内剩余能量为储能装置充电；
[0074]
若储能装置已达到限充最大值，则储能装置不再充电，剩余电能逆变后送入电网。
[0075]
超级电容承担功率同式(9)，在系统运行过程中，超级电容补偿系统内暂态波动功率，并采取储能装置的分区限值管理策略，防止蓄电池和超级电容出现过充与过放现象；
[0076]
储能装置的分区限值管理策略，即为：当蓄电池的soc或超级电容的端电压u
sc
低于其最小限值soc
min
或usc_
min
时，禁止蓄电池或超级电容放电，只允许蓄电池或超级电容充电。当蓄电池的soc或超级电容的端电压u
sc
高于其最大限值soc
max
或u
sc_max
时，禁止储能装置充电，只允许储能装置放电。以防止过度充放电对储能装置造成损坏，影响其循环使用寿命。
[0077]
考虑到深度充放电对储能装置的循环使用寿命有很大的影响，超级电容和蓄电池的控制也遵循前述的储能装置分区限值管理策略，通过储能装置的充电和放电来平抑系统中的功率波动，在超级电容的端电压其达到限充或限放状态时，由蓄电池承担所有储能装置功率任务，在蓄电池的soc其达到限充或限放状态时，由超级电容承担所有储能装置功率任务。
[0078]
本发明为一种含混合储能的光伏直流微电网协调控制方法，技术效果如下：
[0079]
1)本发明控制方法步骤一中，光伏发电系统的优势体现于：光伏发电单元通过boost电路可实现光伏发电单元的最大功率跟踪控制mppt模式和恒压控制cvc模式，系统正常运行时，光伏发电单元boost变换器工作在mppt模式，以最大效率将太阳能转化为电能。当系统在孤岛运行状况下，储能装置故障或无法参与调节直流母线电压时，或者在并网运行状态无法向电网输送剩余功率时。boost变换器应采用恒压控制cvc模式，使光伏发电系统降功率输出。维持系统内直流母线电压的稳定。
[0080]
2)本发明控制方法步骤二中，相对于传统控制控制方案，本发明方法考虑到超级电容和蓄电池各自的限充限放条件，设置了超级电容端电压运行时的最大值和最小值作为其限充和限放的条件，同时设置了蓄电池运行时的荷电状态soc作为其限充和限放的条件，兼顾了储能装置的自恢复需求，提高了储能装置的使用寿命和系统运行的经济性。
[0081]
3)本发明控制方法步骤三中，本发明使用到的低通滤波器可以有效抑制高频功率波动，低频信号更容易通过，从而使得到的信号越平滑。
[0082]
4)本发明控制方法步骤四中，使用的双向dc/dc变换器可工作在boost和buck两种工作模式下，当直流母线侧有功率盈余时，双向dc/dc变换器工作在buck模式，给储能装置充电，当直流母线侧出现功率缺额时，双向dc/dc变换器工作在boost模式，储能装置放电以补充系统中的功率。
[0083]
5)本发明控制方法步骤五中，双向dc/ac变换器可工作在整流和逆变或停机三种模式，当微电网中的功率波动得到解决时，双向dc/ac变换器处于停机工作模式，当微电网中直流母线侧由功率盈余且储能装置都已达到各自的限充最大值时，此时双向dc/ac变换器工作在逆变模式，将微电网中多余的能量送入大电网；当微电网中直流母线侧出现功率缺额时，为了避免储能装置的频繁充放电动作，优先由大电网为微电网提供电能，储能装置处于空闲状态，此时双向dc/ac变换器工作在整流模式，由大电网为微电网提供能量支撑。
[0084]
6)本发明结合超级电容和蓄电池二者的优势，引入源荷功率差信息，通过低通滤波器，将功率变化低频的部分交给蓄电池承担，可减少其循环使用次数，优化其充放电过程，由于超级电容具有功率密度大、响应速度快的优点，将功率变化高频的部分交给超级电容器承担，此外，通过双向dc/dc变换器来确定储能装置的工作方式，以防止储能装置处于频繁的充放电状态，延长储能设备的使用寿命，提高运行经济性。
附图说明
[0085]
图1为光伏
‑
混合储能直流微电网图。
[0086]
图2为boost电路的恒压控制图。
[0087]
图3为系统总体控制框图。
[0088]
图4为一阶低通滤波器的幅频特性图。
[0089]
图5为储能装置功率分配图。
[0090]
图6为双向dc/dc变换器控制策略图。
具体实施方式
[0091]
针对在含光伏发电的微电网中存在功率波动的情况，考虑到不同储能设备对功率波动抑制效果各有优缺。本发明一种含混合储能的光伏直流微电网协调控制方法，采用由蓄电池和超级电容组成混合储能系统，以平抑光伏微电网中的功率波动，利用低通滤波器对蓄电池和超级电容承担的功率进行分配，进而通过混合储能系统的参考电流与实际电流对比产生驱动脉冲，并通过比较器控制双向dc/dc变换器的工作模式，从而达到维持系统内功率平衡的效果。若混合储能系统不足以平抑系统中的功率波动时，利用双向dc/ac变换器使系统并网运行，由大电网协助平抑功率波动。具体包括以下步骤：
[0092]
步骤一：搭建包含光伏发电系统、混合储能系统的直流微电网系统，作为电力系统
稳定性的测试系统。利用matlab/simulink仿真软件搭建含混合储能系统的光储微电网系统，所研究的直流母线电压额定值设为400v，光伏发电系统最大输出功率为10kw，负载功率为5kw。为了加快超级电容端电压以及蓄电池soc变化速度，进行如下设置：超级电容电压运行上、下限分别为170v，130v，额定容量为10f；蓄电池容量均为1.5a
·
h，端电压为150v，soc正常工作在20％～90％；
△
p
lay
＝1.5kw。其他参数可于如表1所示：
[0093]
表1双向dc/dc变换器工作模式选择
[0094][0095][0096]
表2功率分配系数λ的取值
[0097][0098]
该主动配电网系统中，光伏发电系统发电最大输出功率为10kw，微电网中的最大功率跟踪控制mppt模式采用增量电导法来做，以式(3)为基准。
[0099][0100]
在式(3)中，当di/du>
‑
i/u时，u小于光伏电池的最大功率点电压u
m
，向电压增大方向进行扰动；当di/du<
‑
i/u时，u大于光伏电池的最大功率点电压u
m
，向电压减小方向进行扰动；当di/du＝
‑
i/u时，实现了最大功率点跟踪，光伏电池输出功率处在最大功率点10kw处，符合最大功率跟踪的要求。
[0101]
步骤二：为了稳定直流母线电压，定义δp为光伏发电系统输出功率与负荷所需功率之差，即δp＝p
pv
‑
p
load
，p
pv
与p
load
分别表示光伏发电系统输出功率与负荷所需功率，本发明设置基于源荷功率差信号δp
lay
作为蓄电池与超级电容的工作模式切换点，当|δp|≥|δp
lay
|时，由超级电容器承担系统中的功率波动，当|δp|<|δp
lay
|时，由蓄电池承担系统中的功率波动。在储能系统中，各单元一般按照其容量大小成比例分配负荷功率，δp
lay
可设定为
[0102]
△
p
lay
＝γ
△
p
max
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(13)
[0103]
式(13)中，γ为超级电容动作区域占系统最大源荷功率差的比值，δp
max
为系统中可能出现的最大源荷功率差，β为系统中超级电容容量占整个储能装置容量的比值。δp
lay
的取值亦不能过小，否则不能有效地利用两种储能装置的优势，综上，γ取(0.5～1)β为宜。
[0104]
另外，考虑到超级电容的容量一般较低，需要设置其端电压u
sc
在正常上下限u
sc_max
，u
sc_min
内工作，考虑到蓄电池不能频繁充放电的特点，为提高其使用寿命，必须设置其soc在正常的上下限soc
max
、soc
min
范围内工作。取超级电容的端电压为160v，蓄电池的soc为80％，均满足要求。
[0105]
步骤三：通过低通滤波器分配超级电容和蓄电池各自所需承担的功率，分别如式(8)和式(9)所示，
[0106][0107]
式中，滤波时间常数t，可根据蓄电池需要平抑功率波动的频带确定。混合储能系统承担功率p
hess
中的剩余波动部分由超级电容承担：
[0108][0109]
步骤四：通过超级电容和蓄电池各自承担的功率和电压可计算出其工作电流，通过比较器判断储能装置给定工作电流的大小，来决定双向dc/dc变换器的工作模式，从而实现直流母线侧与储能侧之间的能量互送，平抑系统中的功率表波动，提高系统运行的稳定性。步骤五：通过双向dc/ac变换器实现微电网与大电网之间的互联，当微电网中储能装置故障或无法参与调节直流母线电压时，此时可由大电网为微电网提供能量支撑，直流微电网并网运行时，首先判断光伏发电系统提供的功率是否能满足负荷的需求。当微电网内能量不足时，双向dc/ac变换器工作在整流模式，电网向微电网内输送电能，蓄电池处在空闲状态；若光伏发电功率大于负载功率，系统优先为蓄电池充电，当蓄电池充满后，微电网内剩余电能送入大电网，此时双向dc/ac变换器工作在逆变状态。
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图1为光伏
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混合储能直流微电网图，含混合储能的光伏直流微电网整体包括混合储能系统，双向dc/dc控制系统、光伏发电系统以及并网部分。其中，光伏电池通过boost变换器与直流母线相连，可实现光伏电池输出的最大功率跟踪控制mppt和直流母线电压恒压控制cvc功能。直流母线分别通过双向dc/dc和双向ac/dc变换器与直流负荷和交流负荷相连，为负荷提供所需能量，混合储能系统通过双向dc/dc变换器实现蓄电池和超级电容与直流母线侧能量的互送，直流系统经过双向dc/ac变换器与电网相连，可工作在并网或孤岛运行状态。
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图2为光伏发电系统所连接的boost电路恒压控制框图，当系统在孤岛运行状况下，储能装置故障或无法参与调节直流母线电压时，或者在并网运行状态无法向电网输送剩余功率时，稳定微电网直流母线电压的一种措施。
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图3为系统总体控制策略，包含工作模式之间切换的条件，以达到系统内工作模式平滑切换的目的。
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图6为双向dc/dc变换器控制策略图，表示了储能系统与直流母线侧能量的互联，有利于调节微电网中的功率波动，减少储能装置的频繁动作，提高系统运行的稳定性。