。
[0039] 各所述的储能单元通过双向变流器与直流母线连接，进行充放电，储能单元充放 电功率与其储能最大容量呈正比。
[0040] 通过对各微电网单元进行协调控制，可以使系统运行时对不同工作模式和各种外 部干扰都可以实现平滑切换，并能维持系统内部有功功率供需平衡和平滑母线电压稳定， 为负载提供稳定的高质量电能。
[0041] 与现有技术相比，本发明具有以下优点：
[0042] (1)对并网运行和孤岛运行有不同的工作模式，并网运行时，直流微电网中各微电 网单元的DG (分布式电源）进行MPPT (最大功率跟踪）控制发电，盈余的功率可对储能单 元充电，或向交流主网回馈；孤岛运行时，根据储能单元运行状态来调整DG进行MPPT控制 或下垂控制，同时储能单元充放电，从而维持直流母线电压稳定和系统功率供需平衡。
[0043] (2)孤岛运行时，若储能单元均断开，而直流微电网进行MPPT控制发电后功率仍 小于直流母线负载功率，则直流母线进行次要负荷切除动作，再进行下垂控制，从而维持直 流母线电压稳定。
[0044] (3)各储能单元通过双向变流器与直流母线连接，进行充放电，储能单元充放电功 率与其储能最大容量呈正比，并考虑了储能荷电状态SOC，既提高了单个储能单元的供电能 力，又提高了系统的安全性和可靠性。
【附图说明】
[0045] 图1为本实施例直流微电网系统的结构示意图；
[0046] 图2为本实施例直流微电网系统协调控制方法逻辑图；
[0047] 图3(a)_(f)分别为本实施例系统在并网运行时光强、光伏单元总功率、交流负荷 功率、直流负荷功率、储能单元充放电总功率和交流主网功率变化图；
[0048] 图4(a)、（b)分别为本实施例系统在并网运行时负载母线、700v母线电压变化图；
[0049] 图5(a)_(e)分别为本实施例系统在孤岛运行时光伏单元总功率、交流主网功率、 直流负载功率、储能单元充放电总功率和光强变化图；
[0050] 图6为本实施例系统在孤岛运行时直流母线电压变化图；
[0051] 图7(a)_(c)分别为本实施例系统在孤岛运行且光伏单元故障时光伏单元总功 率、直流负载功率、储能单元充放电总功率变化图；
[0052] 图8为本实施例系统在孤岛运行且光伏单元故障时直流母线电压变化图；
[0053] 图9(a)_(d)分别为本实施例系统在孤岛运行且各储能单元满充退出运行时光 强、光伏单元总功率、储能单元充放电总功率和直流负载功率变化图；
[0054] 图10为本实施例系统在孤岛运行且各储能单元满充退出运行时各光伏单元功率 分配图；
[0055] 图11为本实施例系统在孤岛运行且各储能单元满充退出运行时直流母线电压变 化图；
[0056] 图12(a)_(c)分别为本实施例光伏单元和部分储能单元退出运行时的光伏单元 总功率、储能单元充放电总功率和直流负载功率变化图；
[0057] 图13为本实施例光伏单元和部分储能单元退出运行时各储能单元功率分配图；
[0058] 图14为本实施例光伏单元和部分储能单元退出运行时直流母线电压变化图。
【具体实施方式】
[0059] 下面结合附图和具体实施例对本发明进行详细说明。本实施例以本发明技术方案 为前提进行实施，给出了详细的实施方式和具体的操作过程，但本发明的保护范围不限于 下述的实施例。
[0060] 实施例
[0061] 一种直流微电网系统的多模式切换协调控制方法，所述的直流微电网系统包括直 流微电网和多个储能单元，所述的直流微电网包括多个微电网单元，所述的多个微电网单 元和多个储能单元分别与直流母线连接，各所述的微电网单元通过分布式电源DG发电，所 述的直流微电网系统的多模式切换协调控制方法包括以下步骤：
[0062] S1，获取直流微电网运行状态，若为并网运行，则进入步骤S2,若为孤岛运行，则进 入步骤S3 ;
[0063] S2,将直流母线负载功率与直流微电网输出功率之差作为缺额功率，若缺额功率 非负，则进入步骤S21，若缺额功率为负，则进入步骤S22 ;
[0064] S21，判断各储能单元S0C，若SOC均已达到上限，则交流主网向直流母线提供缺额 功率，若存在SOC未达到上限的储能单元，则交流主网给SOC未达到上限的储能单元充电， 同时交流主网向直流母线提供缺额功率，维持直流母线电压稳定；
[0065] S22,判断各储能单元S0C，若SOC均已达到上限，则直流微电网向交流主网回馈缺 额功率，若存在SOC未达到上限的储能单元，则直流微电网给相应储能单元充电，若充电时 直流微电网功率仍有盈余，则直流微电网将盈余的功率回馈给交流主网，交流主网维持直 流母线电压稳定；
[0066] S3,判断直流微电网是否正常运行，若是，则进入步骤S4,否则进入步骤S5 ;
[0067] S4,判断各储能单元是否均正常运行，若否，则进入步骤S52,若是，则将直流母线 负载功率与直流微电网输出功率之差作为缺额功率，若缺额功率非负，则进入步骤S41，若 缺额功率为负，则进入步骤S42 ;
[0068] S41，判断各储能单元S0C，若SOC均低于下限，则系统执行甩负荷操作，若存在SOC 未低于下限的储能单元，则相应储能单元向直流母线提供缺额功率，维持直流母线电压稳 定；
[0069] S42,判断各储能单元S0C，若SOC均已达到上限，则进入步骤S421，若存在未达到 上限的储能单元，则进入步骤S422 ;
[0070] S421，直流微电网进行下垂控制发电；
[0071] S422,直流微电网给相应储能单元充电；
[0072] S5,判断是否所有的储能单元都退出运行，若是，则进入步骤S51，若否，则进入步 骤 S52 ;
[0073] S51，判断微电网单元DG是否出现故障，若是，则进入步骤S511，若否，则进入步骤 S512 ；
[0074] S511，直流微网系统中剩余的正常微电网单元DG采用下垂控制提供负载所需功 率，降功率运行维持负载正常用电；
[0075] S512,直流微网系统中的各微电网单元DG进行下垂控制发电，共同承担负载用 电；
[0076] S52,故障储能单元退出运行，其余正常运行储能单元相应增大放电功率，承担直 流微网系统所需缺额功率来维持直流母线电压稳定；
[0077] 所述的步骤S21和S22中，直流微电网系统的工作模式为第一工作模式，所述的 步骤S41和S422中，直流微电网系统的工作模式为第二工作模式，所述的步骤S421和S51 中，直流微电网系统的工作模式为第三工作模式，所述的步骤S52中，直流微电网系统的工 作模式为第四工作模式。所述的第一工作模式和第二工作模式中，直流微电网中的DG进行 MPPT控制发电。
[0078] 所述的步骤S511和S512中，若直流微电网进行MPPT控制发电后功率仍小于直流 母线负载功率，则直流母线进行次要负荷切除动作，再进行下垂控制。
[0079] 所述的直流母线连接直流负荷，同时直流母线通过DC/AC变换器连接交流负荷。
[0080] 所述的第二工作模式下，直流微电网进行下垂控制发电具体如下：
[0082] 对上式进行改写，可得出：
[0084] 各微电网单元的发电功率Pd。y按下式计算：
[0086] 其中，为直流母线参考电压，并取为其最大允许电压值，y = 1，2，…η，η为微 电网单元个数，Vdy为第y个微电网单元中DG的端电压，为第y个微电网单元中DG的 最大输出功率，为微电网单元的最小允许输出电压，Ff*为微电网单元的最大允许输 出电压，i^y为输出电流，Z 为输出阻抗。可见，各微电网单元在该控制下可按照各自最 大发电功率成相同比例进行发电控制。
[0087] 各所述的储能单元通过双向变流器与直流母线连接，进行充放电，储能单元充放 电功率与其储能最大容量呈正比。
[0088] 孤岛运行时，根据直流母线电压波动值，当波动值较小时，直流微电网和储能单元 不进行功率交换，以减少不必要的损耗；当波动值超过设定值时，储能单元充放电来平滑直 流母线电压。从