基于混合储能的交直流混联微电网功率分级协调控制策略

王 力 胡佳成 曾祥君 赵 斌 张治国

基于混合储能的交直流混联微电网功率分级协调控制策略

王 力1胡佳成1曾祥君1赵 斌1张治国2

（1. 长沙理工大学电气与信息工程学院 长沙 410004 2. 西藏华东水电设备成套有限公司 拉萨 851414）

针对交直流混联微电网孤岛运行时，仅靠互联变流器协调网间功率无法有效缓解系统频率与电压波动，且单一蓄电池储能难以适用多场景功率需求的问题，提出利用超级电容和蓄电池混合储能的交直流混联微电网功率协调控制策略。将混合储能作为储能子网连接在直流母线上，优先采用超级电容平抑交直流子网内功率波动，提出以储能荷电状态来划分五种工作模式的改进混合储能控制策略。兼顾超级电容快速响应特性和减少互联变流器的频繁起动，根据直流子网电压和交流子网频率波动程度，提出功率自治和功率互济工况的两级分层协调控制策略。通过设计混合储能处于不同工作模式的网间功率互济场景，仿真证明了所提混合储能和互联变流器协调控制策略能够平抑各子网负荷功率波动。

交直流混联微电网 混合储能 互联变流器 功率协调控制

0 引言

微电网不仅能够独立运行，而且能与本地配电网有机结合实现电力双向流通，是智能电网建设的重要内容之一[1-2]。其中兼具交流和直流微电网优势的混联微电网，正逐渐成为未来发展的主流方向[3-4]。然而，混联微电网功率管理更加复杂，尤其在孤岛模式时无大电网支撑，且由于交流与直流子网通过互联变流器（Interlinking Converter, ILC）连接，具有相互作用，任一子网功率波动都会影响到另一侧子网，系统频率与电压容易产生波动[5-6]。

在交直流混联微电网功率协调控制方面，国内外学者围绕ILC的功率互济控制展开了大量研究[7-9]。其中，文献[8]采用双向下垂控制，将直流侧电压和交流侧频率进行标幺化处理，以控制ILC功率双向流动，实现交直流子网功率共享；但对ILC采用固定系数的双向下垂控制策略无法解决混联微电网交流频率和直流电压最优控制问题；文献[9]提出自适应双向下垂控制策略使ILC优先对交流频率或直流电压偏差较大的一侧提供功率支撑。此外，针对ILC采用下垂控制存在惯性小、阻尼低的不足，文献[10-12]提出虚拟同步电机控制，使ILC具有类似同步电机的动态特性，提升电网对频率和电压的抗扰能力。虚拟同步发电机技术的应用，能够增加混联微电网的交直流子网惯量，文献[13]提出一种考虑双边惯量约束的ILC动态功率控制策略。但在面对更加复杂的混联微电网或微电网群结构时，仅依靠ILC协调网间的功率流动，无法有效缓解微电网电压和频率波动[14]。

综上所述，本文为实现交直流混联微电网的功率协调控制，提出了以超级电容和蓄电池构成的HESS作为单独储能子网的拓扑结构，通过检测储能SOC，将HESS划分为五种工作模式；综合考虑超级电容快速响应特性和减少ILC频繁起动造成不必要功率流动，设计功率自治、功率互济的混联微电网功率分层协调控制策略，通过仿真证明了所提控制策略的有效性。

1 交直流混联微电网拓扑结构

交直流混联微电网中交直流子网由双向AC- DC和双向DC-DC变流器实现互联。为了方便集中管理储能、稳定直流侧母线电压和平抑系统功率波动，将储能作为单独子网连接在公共直流母线上；且为利用功率型储能和能量型储能的互补特性，储能子网由超级电容和蓄电池组成，拓扑结构如图1所示。相较于常规混联微电网，将储能作为单独子网会导致各子网间功率流通路径变多，功率管理更加复杂。此外，在孤岛运行时，混联微电网功率更易波动，导致系统频率与电压稳定问题突出。因此，本文重点研究孤岛模式下交直流混联微电网有功功率协调控制。

2 含混合储能的交直流混联微电网中各单元控制策略

2.1 交直流子网分布式电源控制策略

交直流混联微电网中分布式电源（Distribut Generation, DG）采用式（1）所示的-、-dc下垂控制维持交流母线频率和直流母线电压的稳定，DG根据下垂系数自动分配负荷变化量，且下垂系数与DG容量成反比。

图1 交直流混联微电网结构

式中，下标表示交流DG的编号；ac.i和acN.i分别为DG输出有功功率和额定有功功率；N为交流子网额定频率；为交流母线频率；ac.i为频率下垂系数；下标表示直流DG的编号；dc.j和dcN.j分别为DG输出的有功功率和额定有功功率；dcN为直流子网额定电压；dc为直流母线电压；dc.j为电压下垂系数。

交直流子网的下垂曲线如图2所示。和dc的偏差可以反映子网的运行状态，max、min分别为交流子网运行允许的频率上、下限；dcmax、dcmin分别为直流子网运行允许的电压上、下限。当＜N且dc＜dcN时，交直流子网内DG发出总有功功率小于额定负荷功率，子网处于功率亏损状态；当＞N且dc＞dcN时，交直流子网内DG发出总有功功率大于额定负荷功率，子网处于功率盈余状态。若系统长时间过度偏离额定状态，会对系统稳定运行造成影响，因此需要制定合适功率策略实现网间功率互济，使和dc在安全运行范围内。

图2 子网f-Pac和Udc-Pdc下垂曲线

2.2 双向变流器控制策略

双向变流器控制主要根据交流和直流侧负荷情况对功率进行双向传输，提高交直流子网供电可靠性。和dc的大小能反映各子网功率盈余和缺额情况，为统一量纲、简化控制，做归一化处理为

式中，pu和dc.pu分别为交流频率和直流电压标幺值。经过式（2）的归一化处理，pu和dc.pu均处于[-1, 1]的变化范围内。

1）双向AC-DC变流器控制

如图1所示，交流子网通过双向AC-DC变流器与公共直流母线相连，而混联微电网通过控制双向AC-DC变流器传输功率，来消除pu与dc.pu的偏差，其传输功率的表达式如式（3）所示，以逆变方向作为传输功率参考正方向。

式中，ic为下垂系数，可根据实际需求进行调整。

式（3）中ic的大小影响子网间功率平稳的速度，且实时调节ic比较复杂。对此，本文采用PI控制结构对双向AC-DC变流器传输的有功功率进行控制以实现pu=dc.pu，如式（4）所示。控制框图如附图1所示。

式中，p、i分别为PI控制器比例、积分系数。

2）双向DC-DC变流器控制

直流子网通过双向DC-DC变流器与公共直流母线相连，此时直流子网可看作具备下垂特性的直流分布式电源，其下垂系数为

双向DC-DC变流器采用-ds下垂控制，维持公共直流母线电压的稳定，下垂关系如式（6）所示。控制框图如附图1所示。

式中，dc和dcN分别为直流子网所有DG输出的总有功功率和有功功率额定值；dsN为公共直流母线额定电压；ds为公共直流母线运行电压。

2.3 混合储能控制

结合图1，超级电容和蓄电池构成的储能子网分别通过双向AC-DC变流器和双向DC-DC变流器吸收交流子网和直流子网内盈余功率或提供功率支撑来弥补子网功率缺额，在稳定公共直流母线电压的同时平抑混联微电网功率波动。

传统HESS控制策略利用低通滤波器将系统功率波动划分为低频和高频波动分量，并分别由蓄电池和超级电容来补偿，其控制策略如图3所示。图3中，dsref为公共直流母线电压参考值，LPF为低通滤波器，bref为蓄电池电流参考值，b为蓄电池运行时电流，scref为超级电容电流参考值，sc为超级电容运行时电流。

图3 传统混合储能控制策略

从图3的控制框图可以看出，传统HESS控制策略虽能有效平抑功率波动，但超级电容输出功率始终取决于蓄电池未补偿功率，其储能容量未得到充分利用，且蓄电池充放电次数较多。

为充分利用超级电容功率密度大、响应速度快的优点，提出适用于交直流混联微电网的改进型HESS控制策略。根据超级电容和蓄电池的SOC大小将HESS分为图4所示的五种工作模式，模式的切换通过控制超级电容和蓄电池输出功率参考值scref和batref实现。当超级电容或蓄电池参与网间功率传输时，其输出功率采用下垂控制；当蓄电池需要给超级电容充电或放电时按照设定功率或电流进行充放电。图4中，SOCsc和SOCbat分别为超级电容和蓄电池荷电状态；high_sc和low_sc分别为超级电容进行充电和放电的门槛值，取为0.7和0.3；high_bat和low_bat分别为蓄电池必须进行充电和放电的门槛值，取为0.8和0.2。

图4 储能子网工作模式划分及切换

（1）模式1对应于图4区域①，超级电容充放电模式。优先考虑超级电容平抑子网间的功率波动，蓄电池处于待起动状态，模式1判断条件为

（2）模式2对应于图4区域②，超级电容放电、蓄电池充电模式。由超级电容优先支撑子网间的缺额功率，蓄电池吸收子网间的盈余功率，模式2判断条件为

（3）模式3对应于图4区域③，过充保护模式。当交直流子网需要储能子网输出功率时，由超级电容先动作；当交直流子网需要储能子网吸收功率时，因防止储能过充，HESS停止工作，模式3判断条件为

（4）模式4对应于图4区域④，超级电容充电、蓄电池放电模式。由超级电容先吸收子网间的盈余功率，蓄电池支撑子网间的缺额功率，模式4判断条件为

（5）模式5对应于图4区域⑤，过放保护模式。当交直流子网需要储能子网吸收功率时，由超级电容优先进行子网间的功率协调控制；当交直流子网需要储能子网输出功率时，因防止储能过放，HESS停止工作，模式5判断条件为

为确保在无通信时储能子网能参与网间功率协调控制，HESS采用-下垂控制，控制框图如附图1所示。

3 基于分级控制的子网间功率协调控制策略

混联微电网中功率协调控制单元主要有双向变流器和储能单元。但受SOCsc和SOCbat约束，储能子网具有不同工作模式。以下将详细阐述混联微电网功率分级协调控制策略，以及储能子网处于不同工作模式时网间互济功率传输准则。

3.1 交直流混联微电网功率分级控制

pu和dc.pu的正负和绝对值大小能够反映子网的运行状态。为减少HESS充放电次数、延长使用寿命和避免双向AC-DC变换器频繁起动造成不必要功率流动，根据pu和dc.pu大小可以将混联微电网子网功率管理模式分为功率自治、功率互济和储能平衡三级功率管理模式[17-18]。但超级电容具有快速响应和循环使用寿命长的优点，可以利用超级电容快速平抑功率波动，将混联微电网子网功率管理模式分为功率自治和功率互济两级功率管理模式，如图5所示。

图5 交直流混联微电网功率控制模式划分

1）功率自治模式

当pu和dc.pu在图5区域①内发生较小波动时，交直流子网能够维持稳定运行，交直流混联微电网工作在功率自治模式，双向AC-DC变流器和储能子网处于待起动状态，其判断条件为

式中，为功率自治区域的交流子网频率波动占频率允许波动范围的比值；为功率自治区域的直流子网电压波动占电压允许波动范围的比值。

2）功率互济模式

当pu或dc.pu波动范围超出图5区域①，此时仅依靠子网内部无法有效维持负荷稳定运行。为快速平抑负荷功率波动，稳定交流侧频率和直流母线电压，储能子网也参与子网间的功率协调控制，混联微电网工作在功率互济模式。双向AC-DC变流器根据式（4）传输功率，又根据pu和dc.pu波动状况不同，将功率互济模式分为三种。

功率互济模式一对应图5区域②，交直流子网同时处于功率盈余状态，模式一判断条件为

功率互济模式二对应图5区域③，交直流子网同时处于功率亏损状态，模式二判断条件为

功率互济模式三对应图5区域④，交直流子网一侧处于功率亏损状态，另一侧处于功率盈余状态，模式三判断条件为

3.2 储能工作在不同模式下的功率互济控制

储能子网SOC大小是影响系统功率互济能力的重要因素，本节分析储能子网工作在不同模式时，不同功率互济模式的网间功率流动情况。结合图4中HESS的五种工作模式和图5中交直流子网三种功率互济模式可以得到15种功率互济运行工况，其中某些工况下网间功率流动情况类似，仅需分析七种工况。以DsurpAC、DsurpDC分别为交流子网和直流子网盈余功率；DlossAC、DlossDC分别为交流子网和直流子网亏损功率。

1）模式1：超级电容充放电模式

工况1，此时系统运行在功率互济模式一，双向AC-DC变流器处于整流状态，ic＜0，超级电容吸收交直流子网盈余功率。工况2，此时系统运行在功率互济模式二，双向AC-DC变流器处于逆变状态，ic＞0，超级电容支撑交直流子网亏损功率。工况3，此时系统运行在功率互济模式三，当交流侧功率盈余，直流侧功率亏损，且DsurpAC＞DlossDC，双向AC-DC变流器处于整流状态，ic＜0，超级电容吸收部分盈余功率；若DsurpAC＜DlossDC，ic＜0，超级电容支撑部分亏损功率。同理，交流侧功率亏损、直流侧功率盈余时的网间功率传输与此类似。

2）模式2：超级电容放电，蓄电池充电模式

工况4，此时系统运行在功率互济模式一，ic＜ 0，蓄电池吸收交直流子网盈余功率。当pu和dc.pu的绝对值小于一定值时，取为0.2，超级电容将部分电能存储到蓄电池，恢复SOCsc到中间水平，以备下次优先起动。当系统运行在功率互济模式二时，网间功率流动与工况2类似；当系统运行在功率互济模式三时，网间功率流动情况与工况3类似。

3）模式3：储能过充保护模式

工况5，此时系统运行在功率互济模式一，系统需要交直流子网减少发电功率或增加可调控负荷来保证混联微电网的稳定运行。当系统运行在功率互济模式二时，网间功率流动与工况2类似；当系统运行在功率互济模式三时，网间功率流动情况与工况3或工况5类似。

4）模式4：超级电容充电，蓄电池放电模式

工况6，此时系统运行在功率互济模式二，ic＞0，由蓄电池支撑交直流子网亏损功率。当pu和dc.pu小于0.2时，蓄电池给超级电容充电，恢复SOCsc到中间水平，以备下次优先起动。当系统运行在功率互济模式一时，网间功率流动与工况1类似；当系统运行在功率互济模式三时，网间功率流动情况与工况3类似。

5）模式5：储能过放保护模式

工况7，此时系统运行在功率互济模式二，系统需要交直流子网切负荷来保证混联微电网的稳定运行。当系统运行在功率互济模式一时，网间功率流动与工况1类似；当系统运行在功率互济模式三时，网间功率流动情况与工况3或工况7类似。

4 仿真证明

为验证本文所提含有HESS控制的基于分级控制的功率平衡协调控制策略的可行性，在Matlab/ Simulink中搭建附图1所示的交直流混联微电网仿真模型，设置五种HESS工作模式下的典型运行工况，超级电容参数选取参考48 V/165 F标准模组技术参数[24]，取两组串联，主要仿真参数见表1，各模式下子网内负荷波动见附表1。

表1 交直流混联微电网系统仿真参数

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

4.1 模式1验证

设定SOCsc和SOCbat初始值为0.5，结合附表1中模式1工况得到仿真结果如图6所示。由图6可知，0～1 s时交直流子网负荷为额定功率负荷，pu和dc.pu都在0附近，混联微电网工作在功率自治模式，双向AC-DC变流器和储能子网不动作；1 s后交流子网负荷减少，pu增大到0.15(pu)，但波动未超过功率自治阈值，混联微电网仍在功率自治模式；2 s后直流子网负荷增加，dc.pu下降到-0.5(pu)，混联微电网工作在功率互济模式三，交流向直流侧传输2 kW功率，储能子网由超级电容向直流子网输送0.6 kW功率，蓄电池不动作，dc.pu上升到-0.4(pu)，pu下降到-0.26(pu)；3 s后交流子网增加非线性负载，pu下降到-0.95(pu)，混联微电网工作在功率互济模式二，直流向交流侧传输1.5 kW功率，储能子网由超级电容向交直流子网输送2.7 kW功率，蓄电池不动作，稳定时pu=dc.pu=0.68(pu)；4 s时直流侧增加分布式电源接入，和dc上升，稳定时pu=dc.pu=-0.46(pu)。

图6 模式1仿真波形

采用传统混合储能控制的仿真结果如图7所示。由图7a中可知，2 s时混联微电网由功率自治模式切换为功率互济模式，超级电容最高有0.5 kW的功率输出，2.3 s后输出功率为0，此时蓄电池输出1.1 kW功率；3 s时交流子网增加非线性负载，超级电容最高有0.7 kW的功率输出，蓄电池输出3.8 kW功率。对比图6a可以得到，改进的HESS控制策略使超级电容储能容量得到了有效利用，减少了蓄电池充放电次数。

图7 传统混合储能控制仿真波形

4.2 模式2验证

设定SOCsc初始值为0.82，SOCbat初始值为0.5，结合附表1中模式2工况得到仿真结果如图8所示。由图8可知，0～2 s时交直流子网负荷为额定功率负荷，混联微电网工作在功率自治模式，蓄电池存储超级电容部分能量；2 s后交直流子网均处于功率盈余状态，混联微电网工作在功率互济模式一，交流向直流侧传输0.8 kW功率，储能子网由蓄电池吸收子网间盈余功率2.2 kW，超级电容不动作，稳定后pu=0.4(pu)，dc.pu=0.33(pu)。

图8 模式2仿真波形

4.3 模式3验证

仿真设定SOCsc初始值为0.75，SOCbat初始值为0.85，仿真结果如图9所示。0～2 s交直流子网都处于功率亏损状态，pu=dc.pu=-0.56(pu)，混联微电网工作在功率互济模式二，直流侧向交流侧传输0.46 kW功率，储能子网由超级电容输出2.2 kW功率。2 s后交直流子网都处于功率盈余状态为防止储能子网过充，储能子网停止工作，3 s为避免交流母线频率和直流母线电压过度偏离额定值，交流侧和直流侧同时增加2 kW可调控负荷，混联微电网工作在功率自济模式，pu=0.18(pu)、dc.pu=0.2(pu)。

图9 模式3仿真波形

4.4 模式4验证

设定SOCsc初始值为0.2，SOCbat初始值为0.5，结合附表1中模式4工况得到仿真结果如图10所示。由图10可知，0～2 s时交直流子网都处于功率亏损状态，pu=dc.pu=-0.47(pu)，混联微电网工作在功率互济模式二，直流向交流侧传输0.92 kW功率，储能子网由蓄电池输出3 kW功率；2 s后交流和直流子网负荷减少，pu=0.03(pu)，dc.pu=-0.1(pu)，混联微电网工作在功率自治模式，蓄电池给超级电容充电。

图10 模式4仿真波形

4.5 模式5验证

设定SOCsc初始值为0.25，SOCbat初始值为0.15，结合附表1中模式5工况得到仿真结果如图11所示。由图11可知，0～2 s时交直流子网都处于功率盈余状态，pu=dc.pu=0.44(pu)，混联微电网处于功率互济模式一，交流向直流侧传输1.6 kW功率，超级电容吸收1.6 kW功率；2 s后交直流子网均处于功率亏损状态，稳定时pu=dc.pu=-0.7(pu)，混联微电网处于功率互济模式2，交流向直流侧传输1.2 kW功率，储能子网为防止储能过放停止工作；3 s后为避免交流母线频率和直流母线电压过度偏离额定值，交流侧切除1 kW负荷，直流侧切除3 kW负荷。

图11 模式5仿真波形

4.6 典型混联微电网仿真验证

为验证本文所提控制策略在实际微电网的可行性，搭建如附图2所示含风电、光伏接入的典型微电网仿真模型。设定SOCsc和SOCbat初始值为0.5，2 s和4 s时风电、光伏出力发生波动，并结合附表1负载波动工况得到仿真结果如图12所示。

图12 典型混联微电网案例仿真波形

由图12可知，0～1 s时pu=0.09(pu)、dc.pu= 0.2(pu)；1 s后交流侧负载增加，稳定后pu=-0.3(pu)、dc.pu=0.2(pu)；2 s时因风速增加交流侧风机出力增加，稳定后pu=0.07(pu)、dc.pu=0.2(pu)，3 s前混联微电网都工作在功率自治模式；3 s时直流侧负载增加，稳定后pu=dc.pu=-0.55(pu)，混联微电网工作在功率互济模式二，交流侧向直流侧传输3.1 kW功率，储能子网由超级电容向直流侧输送2.1 kW功率，蓄电池不动作；4 s时因辐照度增加直流侧光伏出力增加，稳定后pu=dc.pu=-0.42(pu)，交流侧向直流侧传输功率减少为2.5 kW，超级电容向直流侧输送1.7 kW功率，蓄电池不动作。本文所提的功率分级控制策略能够较好地应用于实际混联微电网中，维持系统稳定运行。

结合图6、图8～图12，从各模式仿真结果可知，所提HESS控制策略将超级电容作为蓄电池与交直流子网间功率与能量交换的载体，但为避免交直流子网因功率波动对储能子网功率需求超过超级电容最大充放电功率，需要一定超级电容储能容量。在实际应用中，超级电容和蓄电池容量配置需要考虑目标函数构建最优化模型。

5 结论

本文将超级电容和蓄电池组成的HESS作为单独的储能子网接入交直流混联微电网，对传统HESS控制进行改进，提出一种考虑HESS的交直流混联微电网功率分级协调控制策略，并进行仿真验证，得出主要结论如下：

1）提出的改进HESS控制策略，通过检测SOCsc和SOCbat将HESS分为五种工作模式，其利用超级电容功率密度大和响应速度快的特点，优先采用超级电容平抑交直流子网内功率波动，且为避免超级电容过充与过放，可通过蓄电池为超级电容充放电。

2）根据pu和dc.pu的波动大小划分交直流混联微电网运行模式，提出了功率自治和功率互济两级分层协调控制；根据交直流子网盈余亏损状态不同，将功率互济模式分为三种类型，并通过储能子网和互联变流器协调配合实现网间功率 互济。

3）仿真模拟了HESS运行在五种不同模式的典型工况，基于HESS的交直流混联微电网功率分级协调控制策略，得到各分布式电源输出功率和网间互济功率，在风电、光伏出力波动时亦能维持系统电压和频率稳定，保证了混联微电网的供电可靠性。

附图1 交直流混联微电网各单元控制框图

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

附图2 交直流混联微电网典型结构

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

附表1 子网负荷波动情况

App.Tab.1 Load fluctuations of subgrid

时间/s0～11～22～33～5 模式1直流子网负荷/kW447.57.5 交流子网负荷/kW54410 模式2直流子网负荷/kW4411 交流子网负荷/kW5522 模式3直流子网负荷/kW7.57.512.7 交流子网负荷/kW8824 模式4直流子网负荷/kW7.57.544 交流子网负荷/kW8855 模式5直流子网负荷/kW1.71.77.54.5 交流子网负荷/kW1.51.56.55.5 实际案例直流子网负荷/kW55512 交流子网负荷/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

国家自然科学基金（52107071）和湖南省自然科学基金（2023JJ40043）资助项目。

2023-08-31

2023-11-05

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

TM711

王 力 男，1990年生，讲师，硕士生导师，研究方向为电力系统运行与控制。E-mail: wangli@csust.edu.cn（通信作者）

胡佳成 男，2000年生，硕士研究生，研究方向为交直流混联微电网功率控制。E-mail: 812165315@qq.com

（编辑 陈 诚）