基于混合儲能的交直流混聯微電網功率分級協調控制策略

王 力 胡佳成 曾祥君 趙 斌 張治國

基于混合儲能的交直流混聯微電網功率分級協調控制策略

王 力1胡佳成1曾祥君1趙 斌1張治國2

（1. 長沙理工大學電氣與信息工程學院 長沙 410004 2. 西藏華東水電設備成套有限公司 拉薩 851414）

針對交直流混聯微電網孤島運行時，僅靠互聯變流器協調網間功率無法有效緩解系統頻率與電壓波動，且單一蓄電池儲能難以適用多場景功率需求的問題，提出利用超級電容和蓄電池混合儲能的交直流混聯微電網功率協調控制策略。將混合儲能作為儲能子網連接在直流母線上，優先采用超級電容平抑交直流子網內功率波動，提出以儲能荷電狀態來劃分五種工作模式的改進混合儲能控制策略。兼顧超級電容快速響應特性和減少互聯變流器的頻繁起動，根據直流子網電壓和交流子網頻率波動程度，提出功率自治和功率互濟工況的兩級分層協調控制策略。通過設計混合儲能處于不同工作模式的網間功率互濟場景，仿真證明了所提混合儲能和互聯變流器協調控制策略能夠平抑各子網負荷功率波動。

交直流混聯微電網 混合儲能 互聯變流器 功率協調控制

0 引言

微電網不僅能夠獨立運行，而且能與本地配電網有機結合實現電力雙向流通，是智能電網建設的重要內容之一[1-2]。其中兼具交流和直流微電網優勢的混聯微電網，正逐漸成為未來發展的主流方向[3-4]。然而，混聯微電網功率管理更加復雜，尤其在孤島模式時無大電網支撐，且由于交流與直流子網通過互聯變流器（Interlinking Converter, ILC）連接，具有相互作用，任一子網功率波動都會影響到另一側子網，系統頻率與電壓容易產生波動[5-6]。

在交直流混聯微電網功率協調控制方面，國內外學者圍繞ILC的功率互濟控制展開了大量研究[7-9]。其中，文獻[8]采用雙向下垂控制，將直流側電壓和交流側頻率進行標幺化處理，以控制ILC功率雙向流動，實現交直流子網功率共享；但對ILC采用固定系數的雙向下垂控制策略無法解決混聯微電網交流頻率和直流電壓最優控制問題；文獻[9]提出自適應雙向下垂控制策略使ILC優先對交流頻率或直流電壓偏差較大的一側提供功率支撐。此外，針對ILC采用下垂控制存在慣性小、阻尼低的不足，文獻[10-12]提出虛擬同步電機控制，使ILC具有類似同步電機的動態特性，提升電網對頻率和電壓的抗擾能力。虛擬同步發電機技術的應用，能夠增加混聯微電網的交直流子網慣量，文獻[13]提出一種考慮雙邊慣量約束的ILC動態功率控制策略。但在面對更加復雜的混聯微電網或微電網群結構時，僅依靠ILC協調網間的功率流動，無法有效緩解微電網電壓和頻率波動[14]。

綜上所述，本文為實現交直流混聯微電網的功率協調控制，提出了以超級電容和蓄電池構成的HESS作為單獨儲能子網的拓撲結構，通過檢測儲能SOC，將HESS劃分為五種工作模式；綜合考慮超級電容快速響應特性和減少ILC頻繁起動造成不必要功率流動，設計功率自治、功率互濟的混聯微電網功率分層協調控制策略，通過仿真證明了所提控制策略的有效性。

1 交直流混聯微電網拓撲結構

交直流混聯微電網中交直流子網由雙向AC- DC和雙向DC-DC變流器實現互聯。為了方便集中管理儲能、穩定直流側母線電壓和平抑系統功率波動，將儲能作為單獨子網連接在公共直流母線上；且為利用功率型儲能和能量型儲能的互補特性，儲能子網由超級電容和蓄電池組成，拓撲結構如圖1所示。相較于常規混聯微電網，將儲能作為單獨子網會導致各子網間功率流通路徑變多，功率管理更加復雜。此外，在孤島運行時，混聯微電網功率更易波動，導致系統頻率與電壓穩定問題突出。因此，本文重點研究孤島模式下交直流混聯微電網有功功率協調控制。

2 含混合儲能的交直流混聯微電網中各單元控制策略

2.1 交直流子網分布式電源控制策略

交直流混聯微電網中分布式電源（Distribut Generation, DG）采用式（1）所示的-、-dc下垂控制維持交流母線頻率和直流母線電壓的穩定，DG根據下垂系數自動分配負荷變化量，且下垂系數與DG容量成反比。

圖1 交直流混聯微電網結構

式中，下標表示交流DG的編號；ac.i和acN.i分別為DG輸出有功功率和額定有功功率；N為交流子網額定頻率；為交流母線頻率；ac.i為頻率下垂系數；下標表示直流DG的編號；dc.j和dcN.j分別為DG輸出的有功功率和額定有功功率；dcN為直流子網額定電壓；dc為直流母線電壓；dc.j為電壓下垂系數。

交直流子網的下垂曲線如圖2所示。和dc的偏差可以反映子網的運行狀態，max、min分別為交流子網運行允許的頻率上、下限；dcmax、dcmin分別為直流子網運行允許的電壓上、下限。當＜N且dc＜dcN時，交直流子網內DG發出總有功功率小于額定負荷功率，子網處于功率虧損狀態；當＞N且dc＞dcN時，交直流子網內DG發出總有功功率大于額定負荷功率，子網處于功率盈余狀態。若系統長時間過度偏離額定狀態，會對系統穩定運行造成影響，因此需要制定合適功率策略實現網間功率互濟，使和dc在安全運行范圍內。

圖2 子網f-Pac和Udc-Pdc下垂曲線

2.2 雙向變流器控制策略

雙向變流器控制主要根據交流和直流側負荷情況對功率進行雙向傳輸，提高交直流子網供電可靠性。和dc的大小能反映各子網功率盈余和缺額情況，為統一量綱、簡化控制，做歸一化處理為

式中，pu和dc.pu分別為交流頻率和直流電壓標幺值。經過式（2）的歸一化處理，pu和dc.pu均處于[-1, 1]的變化范圍內。

1）雙向AC-DC變流器控制

如圖1所示，交流子網通過雙向AC-DC變流器與公共直流母線相連，而混聯微電網通過控制雙向AC-DC變流器傳輸功率，來消除pu與dc.pu的偏差，其傳輸功率的表達式如式（3）所示，以逆變方向作為傳輸功率參考正方向。

式中，ic為下垂系數，可根據實際需求進行調整。

式（3）中ic的大小影響子網間功率平穩的速度，且實時調節ic比較復雜。對此，本文采用PI控制結構對雙向AC-DC變流器傳輸的有功功率進行控制以實現pu=dc.pu，如式（4）所示。控制框圖如附圖1所示。

式中，p、i分別為PI控制器比例、積分系數。

2）雙向DC-DC變流器控制

直流子網通過雙向DC-DC變流器與公共直流母線相連，此時直流子網可看作具備下垂特性的直流分布式電源，其下垂系數為

雙向DC-DC變流器采用-ds下垂控制，維持公共直流母線電壓的穩定，下垂關系如式（6）所示。控制框圖如附圖1所示。

式中，dc和dcN分別為直流子網所有DG輸出的總有功功率和有功功率額定值；dsN為公共直流母線額定電壓；ds為公共直流母線運行電壓。

2.3 混合儲能控制

結合圖1，超級電容和蓄電池構成的儲能子網分別通過雙向AC-DC變流器和雙向DC-DC變流器吸收交流子網和直流子網內盈余功率或提供功率支撐來彌補子網功率缺額，在穩定公共直流母線電壓的同時平抑混聯微電網功率波動。

傳統HESS控制策略利用低通濾波器將系統功率波動劃分為低頻和高頻波動分量，并分別由蓄電池和超級電容來補償，其控制策略如圖3所示。圖3中，dsref為公共直流母線電壓參考值，LPF為低通濾波器，bref為蓄電池電流參考值，b為蓄電池運行時電流，scref為超級電容電流參考值，sc為超級電容運行時電流。

圖3 傳統混合儲能控制策略

從圖3的控制框圖可以看出，傳統HESS控制策略雖能有效平抑功率波動，但超級電容輸出功率始終取決于蓄電池未補償功率，其儲能容量未得到充分利用，且蓄電池充放電次數較多。

為充分利用超級電容功率密度大、響應速度快的優點，提出適用于交直流混聯微電網的改進型HESS控制策略。根據超級電容和蓄電池的SOC大小將HESS分為圖4所示的五種工作模式，模式的切換通過控制超級電容和蓄電池輸出功率參考值scref和batref實現。當超級電容或蓄電池參與網間功率傳輸時，其輸出功率采用下垂控制；當蓄電池需要給超級電容充電或放電時按照設定功率或電流進行充放電。圖4中，SOCsc和SOCbat分別為超級電容和蓄電池荷電狀態；high_sc和low_sc分別為超級電容進行充電和放電的門檻值，取為0.7和0.3；high_bat和low_bat分別為蓄電池必須進行充電和放電的門檻值，取為0.8和0.2。

圖4 儲能子網工作模式劃分及切換

（1）模式1對應于圖4區域①，超級電容充放電模式。優先考慮超級電容平抑子網間的功率波動，蓄電池處于待起動狀態，模式1判斷條件為

（2）模式2對應于圖4區域②，超級電容放電、蓄電池充電模式。由超級電容優先支撐子網間的缺額功率，蓄電池吸收子網間的盈余功率，模式2判斷條件為

（3）模式3對應于圖4區域③，過充保護模式。當交直流子網需要儲能子網輸出功率時，由超級電容先動作；當交直流子網需要儲能子網吸收功率時，因防止儲能過充，HESS停止工作，模式3判斷條件為

（4）模式4對應于圖4區域④，超級電容充電、蓄電池放電模式。由超級電容先吸收子網間的盈余功率，蓄電池支撐子網間的缺額功率，模式4判斷條件為

（5）模式5對應于圖4區域⑤，過放保護模式。當交直流子網需要儲能子網吸收功率時，由超級電容優先進行子網間的功率協調控制；當交直流子網需要儲能子網輸出功率時，因防止儲能過放，HESS停止工作，模式5判斷條件為

為確保在無通信時儲能子網能參與網間功率協調控制，HESS采用-下垂控制，控制框圖如附圖1所示。

3 基于分級控制的子網間功率協調控制策略

混聯微電網中功率協調控制單元主要有雙向變流器和儲能單元。但受SOCsc和SOCbat約束，儲能子網具有不同工作模式。以下將詳細闡述混聯微電網功率分級協調控制策略，以及儲能子網處于不同工作模式時網間互濟功率傳輸準則。

3.1 交直流混聯微電網功率分級控制

pu和dc.pu的正負和絕對值大小能夠反映子網的運行狀態。為減少HESS充放電次數、延長使用壽命和避免雙向AC-DC變換器頻繁起動造成不必要功率流動，根據pu和dc.pu大小可以將混聯微電網子網功率管理模式分為功率自治、功率互濟和儲能平衡三級功率管理模式[17-18]。但超級電容具有快速響應和循環使用壽命長的優點，可以利用超級電容快速平抑功率波動，將混聯微電網子網功率管理模式分為功率自治和功率互濟兩級功率管理模式，如圖5所示。

圖5 交直流混聯微電網功率控制模式劃分

1）功率自治模式

當pu和dc.pu在圖5區域①內發生較小波動時，交直流子網能夠維持穩定運行，交直流混聯微電網工作在功率自治模式，雙向AC-DC變流器和儲能子網處于待起動狀態，其判斷條件為

式中，為功率自治區域的交流子網頻率波動占頻率允許波動范圍的比值；為功率自治區域的直流子網電壓波動占電壓允許波動范圍的比值。

2）功率互濟模式

當pu或dc.pu波動范圍超出圖5區域①，此時僅依靠子網內部無法有效維持負荷穩定運行。為快速平抑負荷功率波動，穩定交流側頻率和直流母線電壓，儲能子網也參與子網間的功率協調控制，混聯微電網工作在功率互濟模式。雙向AC-DC變流器根據式（4）傳輸功率，又根據pu和dc.pu波動狀況不同，將功率互濟模式分為三種。

功率互濟模式一對應圖5區域②，交直流子網同時處于功率盈余狀態，模式一判斷條件為

功率互濟模式二對應圖5區域③，交直流子網同時處于功率虧損狀態，模式二判斷條件為

功率互濟模式三對應圖5區域④，交直流子網一側處于功率虧損狀態，另一側處于功率盈余狀態，模式三判斷條件為

3.2 儲能工作在不同模式下的功率互濟控制

儲能子網SOC大小是影響系統功率互濟能力的重要因素，本節分析儲能子網工作在不同模式時，不同功率互濟模式的網間功率流動情況。結合圖4中HESS的五種工作模式和圖5中交直流子網三種功率互濟模式可以得到15種功率互濟運行工況，其中某些工況下網間功率流動情況類似，僅需分析七種工況。以DsurpAC、DsurpDC分別為交流子網和直流子網盈余功率；DlossAC、DlossDC分別為交流子網和直流子網虧損功率。

1）模式1：超級電容充放電模式

工況1，此時系統運行在功率互濟模式一，雙向AC-DC變流器處于整流狀態，ic＜0，超級電容吸收交直流子網盈余功率。工況2，此時系統運行在功率互濟模式二，雙向AC-DC變流器處于逆變狀態，ic＞0，超級電容支撐交直流子網虧損功率。工況3，此時系統運行在功率互濟模式三，當交流側功率盈余，直流側功率虧損，且DsurpAC＞DlossDC，雙向AC-DC變流器處于整流狀態，ic＜0，超級電容吸收部分盈余功率；若DsurpAC＜DlossDC，ic＜0，超級電容支撐部分虧損功率。同理，交流側功率虧損、直流側功率盈余時的網間功率傳輸與此類似。

2）模式2：超級電容放電，蓄電池充電模式

工況4，此時系統運行在功率互濟模式一，ic＜ 0，蓄電池吸收交直流子網盈余功率。當pu和dc.pu的絕對值小于一定值時，取為0.2，超級電容將部分電能存儲到蓄電池，恢復SOCsc到中間水平，以備下次優先起動。當系統運行在功率互濟模式二時，網間功率流動與工況2類似；當系統運行在功率互濟模式三時，網間功率流動情況與工況3類似。

3）模式3：儲能過充保護模式

工況5，此時系統運行在功率互濟模式一，系統需要交直流子網減少發電功率或增加可調控負荷來保證混聯微電網的穩定運行。當系統運行在功率互濟模式二時，網間功率流動與工況2類似；當系統運行在功率互濟模式三時，網間功率流動情況與工況3或工況5類似。

4）模式4：超級電容充電，蓄電池放電模式

工況6，此時系統運行在功率互濟模式二，ic＞0，由蓄電池支撐交直流子網虧損功率。當pu和dc.pu小于0.2時，蓄電池給超級電容充電，恢復SOCsc到中間水平，以備下次優先起動。當系統運行在功率互濟模式一時，網間功率流動與工況1類似；當系統運行在功率互濟模式三時，網間功率流動情況與工況3類似。

5）模式5：儲能過放保護模式

工況7，此時系統運行在功率互濟模式二，系統需要交直流子網切負荷來保證混聯微電網的穩定運行。當系統運行在功率互濟模式一時，網間功率流動與工況1類似；當系統運行在功率互濟模式三時，網間功率流動情況與工況3或工況7類似。

4 仿真證明

為驗證本文所提含有HESS控制的基于分級控制的功率平衡協調控制策略的可行性，在Matlab/ Simulink中搭建附圖1所示的交直流混聯微電網仿真模型，設置五種HESS工作模式下的典型運行工況，超級電容參數選取參考48 V/165 F標準模組技術參數[24]，取兩組串聯，主要仿真參數見表1，各模式下子網內負荷波動見附表1。

表1 交直流混聯微電網系統仿真參數

Tab.1 Simulation parameters of AC-DC hybrid microgrid system

4.1 模式1驗證

設定SOCsc和SOCbat初始值為0.5，結合附表1中模式1工況得到仿真結果如圖6所示。由圖6可知，0～1 s時交直流子網負荷為額定功率負荷，pu和dc.pu都在0附近，混聯微電網工作在功率自治模式，雙向AC-DC變流器和儲能子網不動作；1 s后交流子網負荷減少，pu增大到0.15(pu)，但波動未超過功率自治閾值，混聯微電網仍在功率自治模式；2 s后直流子網負荷增加，dc.pu下降到-0.5(pu)，混聯微電網工作在功率互濟模式三，交流向直流側傳輸2 kW功率，儲能子網由超級電容向直流子網輸送0.6 kW功率，蓄電池不動作，dc.pu上升到-0.4(pu)，pu下降到-0.26(pu)；3 s后交流子網增加非線性負載，pu下降到-0.95(pu)，混聯微電網工作在功率互濟模式二，直流向交流側傳輸1.5 kW功率，儲能子網由超級電容向交直流子網輸送2.7 kW功率，蓄電池不動作，穩定時pu=dc.pu=0.68(pu)；4 s時直流側增加分布式電源接入，和dc上升，穩定時pu=dc.pu=-0.46(pu)。

圖6 模式1仿真波形

采用傳統混合儲能控制的仿真結果如圖7所示。由圖7a中可知，2 s時混聯微電網由功率自治模式切換為功率互濟模式，超級電容最高有0.5 kW的功率輸出，2.3 s后輸出功率為0，此時蓄電池輸出1.1 kW功率；3 s時交流子網增加非線性負載，超級電容最高有0.7 kW的功率輸出，蓄電池輸出3.8 kW功率。對比圖6a可以得到，改進的HESS控制策略使超級電容儲能容量得到了有效利用，減少了蓄電池充放電次數。

圖7 傳統混合儲能控制仿真波形

4.2 模式2驗證

設定SOCsc初始值為0.82，SOCbat初始值為0.5，結合附表1中模式2工況得到仿真結果如圖8所示。由圖8可知，0～2 s時交直流子網負荷為額定功率負荷，混聯微電網工作在功率自治模式，蓄電池存儲超級電容部分能量；2 s后交直流子網均處于功率盈余狀態，混聯微電網工作在功率互濟模式一，交流向直流側傳輸0.8 kW功率，儲能子網由蓄電池吸收子網間盈余功率2.2 kW，超級電容不動作，穩定后pu=0.4(pu)，dc.pu=0.33(pu)。

圖8 模式2仿真波形

4.3 模式3驗證

仿真設定SOCsc初始值為0.75，SOCbat初始值為0.85，仿真結果如圖9所示。0～2 s交直流子網都處于功率虧損狀態，pu=dc.pu=-0.56(pu)，混聯微電網工作在功率互濟模式二，直流側向交流側傳輸0.46 kW功率，儲能子網由超級電容輸出2.2 kW功率。2 s后交直流子網都處于功率盈余狀態為防止儲能子網過充，儲能子網停止工作，3 s為避免交流母線頻率和直流母線電壓過度偏離額定值，交流側和直流側同時增加2 kW可調控負荷，混聯微電網工作在功率自濟模式，pu=0.18(pu)、dc.pu=0.2(pu)。

圖9 模式3仿真波形

4.4 模式4驗證

設定SOCsc初始值為0.2，SOCbat初始值為0.5，結合附表1中模式4工況得到仿真結果如圖10所示。由圖10可知，0～2 s時交直流子網都處于功率虧損狀態，pu=dc.pu=-0.47(pu)，混聯微電網工作在功率互濟模式二，直流向交流側傳輸0.92 kW功率，儲能子網由蓄電池輸出3 kW功率；2 s后交流和直流子網負荷減少，pu=0.03(pu)，dc.pu=-0.1(pu)，混聯微電網工作在功率自治模式，蓄電池給超級電容充電。

圖10 模式4仿真波形

4.5 模式5驗證

設定SOCsc初始值為0.25，SOCbat初始值為0.15，結合附表1中模式5工況得到仿真結果如圖11所示。由圖11可知，0～2 s時交直流子網都處于功率盈余狀態，pu=dc.pu=0.44(pu)，混聯微電網處于功率互濟模式一，交流向直流側傳輸1.6 kW功率，超級電容吸收1.6 kW功率；2 s后交直流子網均處于功率虧損狀態，穩定時pu=dc.pu=-0.7(pu)，混聯微電網處于功率互濟模式2，交流向直流側傳輸1.2 kW功率，儲能子網為防止儲能過放停止工作；3 s后為避免交流母線頻率和直流母線電壓過度偏離額定值，交流側切除1 kW負荷，直流側切除3 kW負荷。

圖11 模式5仿真波形

4.6 典型混聯微電網仿真驗證

為驗證本文所提控制策略在實際微電網的可行性，搭建如附圖2所示含風電、光伏接入的典型微電網仿真模型。設定SOCsc和SOCbat初始值為0.5，2 s和4 s時風電、光伏出力發生波動，并結合附表1負載波動工況得到仿真結果如圖12所示。

圖12 典型混聯微電網案例仿真波形

由圖12可知，0～1 s時pu=0.09(pu)、dc.pu= 0.2(pu)；1 s后交流側負載增加，穩定后pu=-0.3(pu)、dc.pu=0.2(pu)；2 s時因風速增加交流側風機出力增加，穩定后pu=0.07(pu)、dc.pu=0.2(pu)，3 s前混聯微電網都工作在功率自治模式；3 s時直流側負載增加，穩定后pu=dc.pu=-0.55(pu)，混聯微電網工作在功率互濟模式二，交流側向直流側傳輸3.1 kW功率，儲能子網由超級電容向直流側輸送2.1 kW功率，蓄電池不動作；4 s時因輻照度增加直流側光伏出力增加，穩定后pu=dc.pu=-0.42(pu)，交流側向直流側傳輸功率減少為2.5 kW，超級電容向直流側輸送1.7 kW功率，蓄電池不動作。本文所提的功率分級控制策略能夠較好地應用于實際混聯微電網中，維持系統穩定運行。

結合圖6、圖8～圖12，從各模式仿真結果可知，所提HESS控制策略將超級電容作為蓄電池與交直流子網間功率與能量交換的載體，但為避免交直流子網因功率波動對儲能子網功率需求超過超級電容最大充放電功率，需要一定超級電容儲能容量。在實際應用中，超級電容和蓄電池容量配置需要考慮目標函數構建最優化模型。

5 結論

本文將超級電容和蓄電池組成的HESS作為單獨的儲能子網接入交直流混聯微電網，對傳統HESS控制進行改進，提出一種考慮HESS的交直流混聯微電網功率分級協調控制策略，并進行仿真驗證，得出主要結論如下：

1）提出的改進HESS控制策略，通過檢測SOCsc和SOCbat將HESS分為五種工作模式，其利用超級電容功率密度大和響應速度快的特點，優先采用超級電容平抑交直流子網內功率波動，且為避免超級電容過充與過放，可通過蓄電池為超級電容充放電。

2）根據pu和dc.pu的波動大小劃分交直流混聯微電網運行模式，提出了功率自治和功率互濟兩級分層協調控制；根據交直流子網盈余虧損狀態不同，將功率互濟模式分為三種類型，并通過儲能子網和互聯變流器協調配合實現網間功率 互濟。

3）仿真模擬了HESS運行在五種不同模式的典型工況，基于HESS的交直流混聯微電網功率分級協調控制策略，得到各分布式電源輸出功率和網間互濟功率，在風電、光伏出力波動時亦能維持系統電壓和頻率穩定，保證了混聯微電網的供電可靠性。

附圖1 交直流混聯微電網各單元控制框圖

App.Fig.1 Control block diagram of each unit in AC-DC hybrid microgrid

附圖2 交直流混聯微電網典型結構

App.Fig.2 Typical topology of AC-DC hybrid microgrid

附表1 子網負荷波動情況

App.Tab.1 Load fluctuations of subgrid

時間/s0～11～22～33～5 模式1直流子網負荷/kW447.57.5 交流子網負荷/kW54410 模式2直流子網負荷/kW4411 交流子網負荷/kW5522 模式3直流子網負荷/kW7.57.512.7 交流子網負荷/kW8824 模式4直流子網負荷/kW7.57.544 交流子網負荷/kW8855 模式5直流子網負荷/kW1.71.77.54.5 交流子網負荷/kW1.51.56.55.5 實際案例直流子網負荷/kW55512 交流子網負荷/kW6.58.58.58.5

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Hierarchical Coordinated Power Control Strategy for AC-DC Hybrid Microgrid with Hybrid Energy Storage

11112

（1. School of Electrical and Information Engineering Changsha University of Science and Technology Changsha 410004 China 2. Tibet East China Hydropower Equipment Co. Ltd Lhasa 851414 China）

In the AC-DC hybrid microgrid, the AC and DC subgrids are interconnected through converters, providing the hybrid microgrid with the advantages of both AC and DC microgrids. However, this interconnection can cause power fluctuations in subgrids and affect each other, leading to system frequency and voltage fluctuations. Relying on interlinking converters to coordinate intergrid power cannot effectively alleviate these fluctuations, and a single battery energy storage cannot meet power requirements in multiple scenarios. Therefore, this paper proposes a coordinated power control strategy using a hybrid energy storage system (HESS) with the coordination of supercapacitors, batteries, and interlinking converters.

The hybrid energy storage is connected as a separate subgrid to the common DC bus, and droop control is used to stabilize the voltage of the common DC bus. The utilization of supercapacitor energy storage capacity needs to be improved, and battery charging and discharging times in traditional hybrid energy storage control are ineffective. Thus, an improved hybrid energy storage control strategy is proposed by dividing the state of charge into five working modes. The operating modes of AC-DC hybrid microgrids are divided based on the fluctuation value ofpuanddc.puto reduce the charging and discharging frequency of HESS, extend the service life, and avoid unnecessary power flow caused by the frequent start-up of bidirectional AC-DC converters. Two levels of hierarchical coordinated control (power autonomy and mutual power support) are proposed, and the mutual power support mode is divided into three types based on different surplus and loss states of the AC and DC subnets. Finally, fifteen operating conditions are obtained with the five operating modes of HESS and three mutual power support modes of AC-DC subgrids. Seven operating conditions are summarized by analyzing the similar power flow between networks under operating conditions. A simulation model is built to analyze the power flow between AC and DC microgrids under five operating modes of HESS. The effectiveness of the proposed control strategy is verified.

Through simulation analysis, the following conclusions can be drawn. (1) The improved HESS control strategy fully utilizes the advantages of high-power density and fast response speed of supercapacitors. Batteries can be used to charge and discharge supercapacitors to avoid overcharging or discharging. (2) The mutual power support mode is achieved by coordinating the energy storage subgrid and interlinking converter. HESS participates in intergrid mutual power support, and operating mode adaptive switching is achieved by controllingscrefandbatref. (3) Typical operating conditions of HESS in five different modes are simulated. The output power of various distributed power sources and intergrid support power is obtained based on the hierarchical coordinated control strategy for AC-DC hybrid microgrids. The stability of grid voltage and frequency is maintained during power fluctuations in load, wind, and photovoltaic output, ensuring the power supply reliability of hybrid microgrids.

AC-DC hybrid microgrid, hybrid energy storage, interlinking converter, coordinated power control

國家自然科學基金（52107071）和湖南省自然科學基金（2023JJ40043）資助項目。

2023-08-31

2023-11-05

10.19595/j.cnki.1000-6753.tces.231426

TM711

王 力 男，1990年生，講師，碩士生導師，研究方向為電力系統運行與控制。E-mail: wangli@csust.edu.cn（通信作者）

胡佳成 男，2000年生，碩士研究生，研究方向為交直流混聯微電網功率控制。E-mail: 812165315@qq.com

（編輯 陳 誠）