CN109638897A - 一种适用于交直流混合配电网的协同控制方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种适用于交直流混合配电网协同控制方法，步骤一：搭建适用于交直流混合配电网协同控制***；步骤二：定义交直流混合配电网的运行模式；步骤三：根据交直流混合配电网的不同运行模式，调整柔性互联装置、蓄电池储能***和光伏发电单元的控制方法。本发明相比传统的交直流混合配电网的控制方法，能够进一步提高交直流混合配电网的供电可靠性。
Description
技术领域
本发明涉及一种适用于交直流混合配电网的协同控制方法，属于电力***自动化技术领域。
背景技术
目前，随着交流电网规模的扩大，电压等级的提高，复杂交流互联电网的短路容量不断增大，其运行控制过程愈发复杂，***的安全稳定问题影响越发严重。同时，面对数据中心、电动汽车、分布式电源(如光伏)和LED照明等直流设备的大规模接入，交流电网由于电能变换环节多，供配电的效率受到影响。
与交流电网相比，直流电网不存在同步问题，可实现输送功率的灵活控制，适合于日益增加的直流电源和直流负荷的接入。在直流技术中，柔性直流技术已被公认为是构建未来直流电网的核心技术，能够实现有功、无功功率的独立解耦控制，同时其暂态和动态性能相对于传统的直流技术有着明显的优势，已被应用于大区异步互联、大规模新能源并网等重点输变电工程之中。相对于在输电***中的蓬勃发展，直流技术在配电***中的研究和应用却相对滞后。
但随着大城市负荷密度的不断增加，配电网的规模不断扩大，受制于短路容量、电磁环网等问题，城市配电网通常按照高压分区、中压开环的方式运行，导致***设备利用率降低，可靠性下降。与此同时，客户对供电可靠性、电能质量的要求却在不断提高，例如在大型城市中，由于敏感负荷较多，即使短时的供电中断也会带来较大的经济损失，甚至产生严重的社会影响。
近年来的研究成果表明，基于柔性直流技术的交直流混合配电网更适合现代城市配电网的发展，但两种不同配电网实现协同控制一直是一大难题。而目前尚未有成熟的技术方案能够实现上述功能。
发明内容
目的：为了克服现有技术中存在的不足，本发明提供一种适用于含三端柔性互联装置的交直流混合配电网及其协同控制方法。
技术方案：为解决上述技术问题，本发明采用的技术方案为：
一种适用于交直流混合配电网，包括：三条交流母线、一条直流母线，所述三条交流母线侧均分别连接有断路器、交流负载，断路器的另一侧通过线路与交流电网相连接；直流母线侧通过线路分别连接有多个双向buck-boost变换器，其中双向buck-boost变换器另一端分别连接有光伏发电单元，双向buck-boost变换器另一端连接有蓄电池储能***，双向buck-boost变换器另一端连接有负载；直流母线侧通过线路还连接有直流负载；所述直流母线与三条交流母线分别通过线路上的柔性互联装置模块相连接。
作为优选方案，所述双向buck-boost变换器数量设置为四个，其中两个双向buck-boost变换器另一端分别连接有光伏发电单元，一个双向buck-boost变换器另一端连接有蓄电池储能***，一个双向buck-boost变换器另一端连接有负载。
作为优选方案，所述直流母线侧通过线路还连接有一个直流负载。
一种适用于交直流混合配电网的协同控制方法，其特征在于：包括如下步骤：
步骤一：检测交直流混合配电网是否处于单端故障模式；所述单端故障模式为仅有一端柔性互联装置对应的交流侧发生故障；如果是，进行步骤二，如果否，检测交直流混合配电网是否处于正常模式；所述正常模式为三端柔性互联装置对应的交流侧均未发生故障；如果是，进行步骤三，如果否，结束步骤。
步骤二：根据交直流混合配电网的单端故障模式，对柔性互联装置、蓄电池储能***和光伏发电单元进行控制；具体步骤如下：
2.1：故障侧所对应的柔性互联装置切换至模式2，采用恒压恒频(CVCF)控制，其余柔性互联装置的控制方法不发生变化，其中恒压恒频控制的控制等式如下：
其中，GPR为直流母线无静差调节函数，kp为比例系数，Kr为基频增益，w0为角频率，s为复变量；
2.2：若光伏发电单元的输出功率小于负荷功率，电网交流侧通过柔性互联装置输入功率，输入功率达到柔性互联装置容量极限时，柔性互联装置将会工作在限流模式下；
2.3：若光伏发电单元的输出功率大于负荷功率，直流侧通过柔性互联装置将多余功率输出至交流侧，输出功率达到互联装置容量极限时，柔性互联装置将会工作在限流模式下。所述限流模式是在分层直流下垂控制和恒压恒频两种控制方法的基础上加上电流限幅环节，Igmax和Igmin为电流上下限限幅环节；
2.4：蓄电池储能***自动选择模式2，采用分层直流下垂控制；
2.5：光伏发电单元由最大功率点跟踪控制切换至分层直流下垂控制；
步骤三：根据交直流混合配电网的正常模式，对柔性互联装置、蓄电池储能***和光伏发电单元进行控制；具体步骤如下：
3.1：柔性互联装置自动选择模式1，采用分层直流下垂控制，控制等式如下：
为直流母线直流电压的参考值，kp为虚拟阻抗，UdcN为直流母线额定直流电压；idc为直流母线实际电流值；Δu为二层控制器的输出值，Udc为直流母线实际电压值，ki为积分系数，s为复变量；
3.2：若蓄电池储能***工作在待机模式下，蓄电池储能***自动选择模式1，通过对蓄电池储能***电感电流进行闭环控制，实现输出电流为零；
3.3：若蓄电池储能***工作在恒功率充放电模式下，蓄电池储能***自动选择模式3，对蓄电池储能***电感电流进行闭环控制，从而实现恒功率充放电控制，控制等式为：
式(4)中为蓄电池充放电功率，Vb为蓄电池充放电端电压，为蓄电池充放电电流；
3.4：光伏发电单元选用模式1，采用最大功率点跟踪控制方法，根据光伏发电单元的输出功率P与光伏发电单元的输出电压U的关系进行控制，控制等式为：
P＝UI (5)
两边同时对U进行微分得到：
式(5)与式(6)中P为光伏发电单元的输出功率，U为光伏发电单元的输出电压，I为光伏单元的输出电流，当时，降低输出电压，增大输出电压。
一种适用于交直流混合配电网的协同控制方法，其特征在于：
步骤一：检测交直流混合配电网是否处于双端故障模式；所述双端故障模式为当有两端柔性互联装置对应的交流侧发生故障；如果是，进行步骤二，如果否，检测交直流混合配电网是否处于正常模式；所述正常模式为三端柔性互联装置对应的交流侧均未发生故障；如果是，进行步骤三，如果否，结束步骤。
步骤二：根据交直流混合配电网的双端故障模式，对柔性互联装置、蓄电池储能***和光伏发电单元进行控制；具体步骤如下：
2.1：故障侧所对应的柔性互联装置切换至模式2，采用恒压恒频(CVCF)控制，其余柔性互联装置的控制方法不发生变化，其中恒压恒频控制的控制等式如下：
其中，GPR为直流母线无静差调节函数，kp为比例系数，Kr为基频增益，w0为角频率，s为复变量；
2.2：若光伏发电单元的输出功率小于负荷功率，电网交流侧通过柔性互联装置输入功率，输入功率达到柔性互联装置容量极限时，柔性互联装置将会工作在限流模式下；
2.3：若光伏发电单元的输出功率大于负荷功率，直流侧通过柔性互联装置将多余功率输出至交流侧，输出功率达到互联装置容量极限时，柔性互联装置将会工作在限流模式下。所述限流模式是在分层直流下垂控制和恒压恒频两种控制方法的基础上加上电流限幅环节，Igmax和Igmin为电流上下限限幅环节；
2.4：蓄电池储能***自动选择模式2，采用分层直流下垂控制；
2.5：光伏发电单元由最大功率点跟踪控制切换至分层直流下垂控制；
步骤三：根据交直流混合配电网的正常模式，对柔性互联装置、蓄电池储能***和光伏发电单元进行控制；具体步骤如下：
3.1：柔性互联装置自动选择模式1，采用分层直流下垂控制，控制等式如下：
为直流母线直流电压的参考值，kp为虚拟阻抗，UdcN为直流母线额定直流电压；idc为直流母线实际电流值；Δu为二层控制器的输出值，Udc为直流母线实际电压值，ki为积分系数，s为复变量；
3.2：若蓄电池储能***工作在待机模式下，蓄电池储能***自动选择模式1，通过对蓄电池储能***电感电流进行闭环控制，实现输出电流为零；
3.3：若蓄电池储能***工作在恒功率充放电模式下，蓄电池储能***自动选择模式3，对蓄电池储能***电感电流进行闭环控制，从而实现恒功率充放电控制，控制等式为：
式(4)中为蓄电池充放电功率，Vb为蓄电池充放电端电压，为蓄电池充放电电流；
3.4：光伏发电单元选用模式1，采用最大功率点跟踪控制方法，根据光伏发电单元的输出功率P与光伏发电单元的输出电压U的关系进行控制，控制等式为：
P＝UI (5)
两边同时对U进行微分得到：
式(5)与式(6)中P为光伏发电单元的输出功率，U为光伏发电单元的输出电压，I为光伏单元的输出电流，当时，降低输出电压，增大输出电压。
作为优选方案，所述双端故障模式包括：双端故障过度充电模式、双端故障过度放电模式、双端故障限流模式；若直流侧电网或者交流侧电网通过柔性互联装置的输入或输出功率达到柔性互联装置的容量极限时，柔性互联装置启用限流模式，即为双端故障限流模式；在双端故障限流模式下，当光伏发电单元输出功率小于网络负载额定功率时，为了稳定电压，蓄电池储能单元持续放电，即为双端故障过度放电模式；当光伏发电单元的输出功率大于网络负载额定功率之和，为了稳定电压，蓄电池储能单元处于持续充电模式，即为双端故障过度充电模式。
一种适用于交直流混合配电网的协同控制方法，其特征在于：
步骤一：检测交直流混合配电网是否处于三端故障模式；所述三端故障模式为当有三端柔性互联装置对应的交流侧发生故障；如果是，进行步骤二，如果否，检测交直流混合配电网是否处于正常模式；所述正常模式为三端柔性互联装置对应的交流侧均未发生故障；如果是，进行步骤三，如果否，结束步骤。
步骤二：根据交直流混合配电网的三端故障模式，对柔性互联装置、蓄电池储能***和光伏发电单元进行控制；具体步骤如下：
2.1：故障侧所对应的柔性互联装置切换至模式2，采用恒压恒频(CVCF)控制，其中恒压恒频控制的控制等式如下：
其中，GPR为直流母线无静差调节函数，kp为比例系数，Kr为基频增益，w0为角频率，s为复变量；
2.2：若光伏发电单元的输出功率小于负荷功率，电网交流侧通过柔性互联装置输入功率，输入功率达到柔性互联装置容量极限时，柔性互联装置将会工作在限流模式下；
2.3：若光伏发电单元的输出功率大于负荷功率，直流侧通过柔性互联装置将多余功率输出至交流侧，输出功率达到互联装置容量极限时，柔性互联装置将会工作在限流模式下。所述限流模式是在分层直流下垂控制和恒压恒频两种控制方法的基础上加上电流限幅环节，Igmax和Igmin为电流上下限限幅环节；
2.4：蓄电池储能***自动选择模式2，采用分层直流下垂控制；
2.5：光伏发电单元由最大功率点跟踪控制切换至分层直流下垂控制；
步骤三：根据交直流混合配电网的正常模式，对柔性互联装置、蓄电池储能***和光伏发电单元进行控制；具体步骤如下：
3.1：柔性互联装置自动选择模式1，采用分层直流下垂控制，控制等式如下：
为直流母线直流电压的参考值，kp为虚拟阻抗，UdcN为直流母线额定直流电压；idc为直流母线实际电流值；Δu为二层控制器的输出值，Udc为直流母线实际电压值，ki为积分系数，s为复变量；
3.2：若蓄电池储能***工作在待机模式下，蓄电池储能***自动选择模式1，通过对蓄电池储能***电感电流进行闭环控制，实现输出电流为零；
3.3：若蓄电池储能***工作在恒功率充放电模式下，蓄电池储能***自动选择模式3，对蓄电池储能***电感电流进行闭环控制，从而实现恒功率充放电控制，控制等式为：
式(4)中为蓄电池充放电功率，Vb为蓄电池充放电端电压，为蓄电池充放电电流；
3.4：光伏发电单元选用模式1，采用最大功率点跟踪控制方法，根据光伏发电单元的输出功率P与光伏发电单元的输出电压U的关系进行控制，控制等式为：
P＝UI (5)
两边同时对U进行微分得到：
式(5)与式(6)中P为光伏发电单元的输出功率，U为光伏发电单元的输出电压，I为光伏单元的输出电流，当时，降低输出电压，增大输出电压。
作为优选方案，所述三端故障模式包括：三端故障过度充电模式、三端故障过度放电模式；当光伏发电单元的输出功率大于网络负载额定功率之和，为了稳定电压，蓄电池储能单元处于持续充电模式，即为三端故障过度充电模式；当光伏发电单元的输出功率小于网络负载额定功率之和，为了稳定电压，蓄电池储能单元处于持续放电模式，即为三端故障过度放电模式。
有益效果：本发明提供的一种适用于交直流混合配电网的协同控制方法，构建了含三端柔性互联装置的交直流混合配电网协同控制***；在协同控制的框架下，定义了不同故障状态下交直流混合配电网各种运行模式；其次，通过在特定的带故障运行模式下，通过调整柔性互联装置、蓄电池储能***、光伏发电单元的控制方法，实现负载不间断供电。相对于传统的交直流混合配电网的协同控制方法，能够进一步提高交直流混合配电网的运行可靠性。
附图说明
图1为本发明的交直流混合配电网示意图。
图2为本发明的交直流混合配电网的各种运行模式示意图。
图3为本发明的柔性互联装置协同控制方法示意图。
图4为本发明的蓄电池储能***控制方法示意图。
图5为本发明的光伏发电单元控制方法示意图。
具体实施方式
下面结合附图对本发明作更进一步的说明。
本发明采用的技术方案主要分为构建基于目前大多数现场工程的实际框架结构，定义并分析了交直流混合配电网的各种运行模式，提出了在各种运行模式下，柔性互联装置、蓄电池储能***以及光伏发电单元的控制方法。
如图1所示，一种适用于交直流混合配电网，包括：三条交流母线与一条直流母线，其中三条交流母线侧均分别连接有断路器、交流负载，断路器的另一侧通过线路与交流电网相连接；直流母线侧通过线路分别连接有四个双向buck-boost变换器，其中两个双向buck-boost变换器另一端分别连接有光伏发电单元，一个双向buck-boost变换器另一端连接有蓄电池储能***，一个双向buck-boost变换器另一端连接有负载；直流母线侧通过线路还连接有一个直流负载；所述直流母线与三条交流母线分别通过线路上的柔性互联装置模块相连接。
一种适用于交直流混合配电网的协同控制方法，包括如下步骤：
步骤一：搭建适用于交直流混合配电网；
该架构反映了目前大多数实际工程的应用情况，研究基于含三端柔性互联装置的交直流混合配电网的协同控制方法，能够为进一步提高交直流混合配电网的运行可靠性奠定基础。
步骤二：如图2所示，检测交直流混合配电网的运行模式。
2-1：根据交直流混合配电网的交流侧是否故障、光伏发电单元与蓄电池储能***状态，定义了交直流混合配电网的各种运行模式，其中包括：正常模式、单端故障模式、双端故障模式、双端故障过度充电模式、双端故障过度放电模式、双端故障限流模式、三端故障模式、三端故障过度充电模式、三端故障过度放电模式。
2-2：在交直流混合配电网中三端柔性互联装置对应的交流侧均未发生故障即为正常模式；
仅有一端柔性互联装置对应的交流侧发生故障即为单端故障模式；
当有两端柔性互联装置对应的交流侧发生故障即为双端故障模式；若直流侧电网或者交流侧电网通过柔性互联装置的输入或输出功率达到柔性互联装置的容量极限时，柔性互联装置启用限流模式，即为双端故障限流模式；
在双端故障限流模式下，当光伏发电单元输出功率小于网络负载额定功率时，为了稳定电压，蓄电池储能单元持续放电，即为双端故障过度放电模式；当光伏发电单元的输出功率大于网络负载额定功率之和，为了稳定电压，蓄电池储能单元处于持续充电模式，即为双端故障过度充电模式；
当有三端柔性互联装置对应的交流侧发生故障即为三端故障，当光伏发电单元的输出功率大于网络负载额定功率之和，为了稳定电压，蓄电池储能单元处于持续充电模式，即为三端故障过度充电模式；当光伏发电单元的输出功率小于网络负载额定功率之和，为了稳定电压，蓄电池储能单元处于持续放电模式，即为三端故障过度放电模式。
步骤三：根据交直流混合配电网的不同运行模式，调整柔性互联装置、蓄电池储能***和光伏发电单元的控制方法。
3-1：调整柔性互联装置控制方法：
如图3所示，3-1-1：当交直流混合配电网工作在正常模式下，柔性互联装置自动选择模式1，采用分层直流下垂控制，控制等式如下：
式(1)对应图3中分层直流下垂控制的一层控制，为直流母线直流电压的参考值，kp为虚拟阻抗，UdcN为直流母线额定直流电压；idc为直流母线实际电流值；式(2)对应图3中分层直流下垂控制的二层控制，Δu为二层控制器的输出值，Udc为直流母线实际电压值，ki为积分系数，s为复变量；
3-1-2：当交直流混合配电网交流侧发生故障时，交直流混合配电网工作在单端故障模式、双端故障模式、双端故障过度充电模式、双端故障过度放电模式、双端故障限流模式、三端故障模式、三端故障过度充电模式、三端故障过度放电模式其中之一的模式下，故障侧所对应的柔性互联装置切换至模式2，采用恒压恒频(CVCF)控制，其余柔性互联装置的控制方法不发生变化，其中恒压恒频控制的控制等式如下：
其中，GPR为直流母线无静差调节函数，kp为比例系数，Kr为基频增益，w0为角频率，s为复变量；
3-1-3：若光伏发电单元的输出功率小于负荷功率，电网交流侧通过柔性互联装置输入功率，输入功率达到柔性互联装置容量极限时，柔性互联装置将会工作在限流模式下；
3-1-4：若光伏发电单元的输出功率大于负荷功率，直流侧通过柔性互联装置将多余功率输出至交流侧，输出功率达到互联装置容量极限时，柔性互联装置将会工作在限流模式下。如图3所示，限流模式主要是在分层直流下垂控制和恒压恒频两种控制方法的基础上加上电流限幅环节，Igmax和Igmin为电流上下限限幅环节。
3-2：蓄电池储能***控制方法：
如图4所示，3-2-1：当交直流混合配电网工作在正常模式下，若蓄电池储能***工作在待机模式下，蓄电池储能***自动选择模式1，通过对蓄电池储能***电感电流进行闭环控制，实现输出电流为零；
3-2-2：当交直流混合配电网工作在正常模式下，若蓄电池储能***工作在恒功率充放电模式下，蓄电池储能***自动选择模式3，对蓄电池储能***电感电流进行闭环控制，从而实现恒功率充放电控制，控制等式为：
式(4)中为蓄电池充放电功率，Vb为蓄电池充放电端电压，为蓄电池充放电电流，恒功率控制即在保证蓄电池充放电功率不变的前提下进行控制。
3-2-3：当交直流混合配电网交流侧发生故障时，交直流混合配电网工作在单端故障模式、双端故障模式、双端故障过度充电模式、双端故障过度放电模式、双端故障限流模式、三端故障模式、三端故障过度充电模式、三端故障过度放电模式其中之一的模式下，蓄电池储能***自动选择模式2，采用分层直流下垂控制。
3-3：光伏发电单元控制方法：
如图5所示，3-3-1：当交直流混合配电网工作在正常模式下，光伏发电单元选用模式1，采用最大功率点跟踪控制方法，根据光伏发电单元的输出功率P与光伏发电单元的输出电压U的关系进行控制，控制等式为：
P＝UI (5)
两边同时对U进行微分得到：
式(5)与式(6)中P为光伏发电单元的输出功率，U为光伏发电单元的输出电压，I为光伏单元的输出电流，当时，降低输出电压，增大输出电压。
3-3-2：当蓄电池储能***的荷电状态达到上限时，为了维持直流母线电压的恒定，光伏发电单元由最大功率点跟踪控制切换至分层直流下垂控制。
本发明所达到的有益效果：通过构建基于目前大多数现场工程的交直流混合配电网实际协同控制***，定义并分析了交直流混合配电网的各种运行模式，提出了在各种运行模式下，柔性互联装置、蓄电池储能***以及光伏发电单元的控制方法的切换方法，相比传统的交直流混合配电网的控制方法，能够进一步提高交直流混合配电网的供电可靠性。
本领域内的技术人员应明白，本申请的实施例可提供为方法、***、或计算机程序产品。因此，本申请可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本申请可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。
本申请是参照根据本申请实施例的方法、设备(***)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
以上仅为本发明的实施例而已，并不用于限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均包含在申请待批的本发明的权利要求范围之内。
Claims (8)
1.一种适用于交直流混合配电网，包括：三条交流母线、一条直流母线，其特征在于：所述三条交流母线侧均分别连接有断路器、交流负载，断路器的另一侧通过线路与交流电网相连接；直流母线侧通过线路分别连接有多个双向buck-boost变换器，其中双向buck-boost变换器另一端分别连接有光伏发电单元，双向buck-boost变换器另一端连接有蓄电池储能***，双向buck-boost变换器另一端连接有负载；直流母线侧通过线路还连接有直流负载；所述直流母线与三条交流母线分别通过线路上的柔性互联装置模块相连接。
2.根据权利要求1所述的一种适用于交直流混合配电网，其特征在于：所述双向buck-boost变换器数量设置为四个，其中两个双向buck-boost变换器另一端分别连接有光伏发电单元，一个双向buck-boost变换器另一端连接有蓄电池储能***，一个双向buck-boost变换器另一端连接有负载。
3.根据权利要求1所述的一种适用于交直流混合配电网，其特征在于：所述直流母线侧通过线路还连接有一个直流负载。
4.根据权利要求1-3任一项所述的一种适用于交直流混合配电网的协同控制方法，其特征在于：包括如下步骤：
步骤一：检测交直流混合配电网是否处于单端故障模式；所述单端故障模式为仅有一端柔性互联装置对应的交流侧发生故障；如果是，进行步骤二，如果否，检测交直流混合配电网是否处于正常模式；所述正常模式为三端柔性互联装置对应的交流侧均未发生故障；如果是，进行步骤三，如果否，结束步骤。
步骤二：根据交直流混合配电网的单端故障模式，对柔性互联装置、蓄电池储能***和光伏发电单元进行控制；具体步骤如下：
2.1：故障侧所对应的柔性互联装置切换至模式2，采用恒压恒频(CVCF)控制，其余柔性互联装置的控制方法不发生变化，其中恒压恒频控制的控制等式如下：
其中，GPR为直流母线无静差调节函数，kp为比例系数，Kr为基频增益，w0为角频率，s为复变量；
2.2：若光伏发电单元的输出功率小于负荷功率，电网交流侧通过柔性互联装置输入功率，输入功率达到柔性互联装置容量极限时，柔性互联装置将会工作在限流模式下；
2.3：若光伏发电单元的输出功率大于负荷功率，直流侧通过柔性互联装置将多余功率输出至交流侧，输出功率达到互联装置容量极限时，柔性互联装置将会工作在限流模式下。所述限流模式是在分层直流下垂控制和恒压恒频两种控制方法的基础上加上电流限幅环节，Igmax和Igmin为电流上下限限幅环节；
2.4：蓄电池储能***自动选择模式2，采用分层直流下垂控制；
2.5：光伏发电单元由最大功率点跟踪控制切换至分层直流下垂控制；
步骤三：根据交直流混合配电网的正常模式，对柔性互联装置、蓄电池储能***和光伏发电单元进行控制；具体步骤如下：
3.1：柔性互联装置自动选择模式1，采用分层直流下垂控制，控制等式如下：
为直流母线直流电压的参考值，kp为虚拟阻抗，UdcN为直流母线额定直流电压；idc为直流母线实际电流值；Δu为二层控制器的输出值，Udc为直流母线实际电压值，ki为积分系数，s为复变量；
3.2：若蓄电池储能***工作在待机模式下，蓄电池储能***自动选择模式1，通过对蓄电池储能***电感电流进行闭环控制，实现输出电流为零；
3.3：若蓄电池储能***工作在恒功率充放电模式下，蓄电池储能***自动选择模式3，对蓄电池储能***电感电流进行闭环控制，从而实现恒功率充放电控制，控制等式为：
式(4)中为蓄电池充放电功率，Vb为蓄电池充放电端电压，为蓄电池充放电电流；
3.4：光伏发电单元选用模式1，采用最大功率点跟踪控制方法，根据光伏发电单元的输出功率P与光伏发电单元的输出电压U的关系进行控制，控制等式为：
P＝UI (5)
两边同时对U进行微分得到：
式(5)与式(6)中P为光伏发电单元的输出功率，U为光伏发电单元的输出电压，I为光伏单元的输出电流，当时，降低输出电压，增大输出电压。
5.根据权利要求1-3任一项所述的一种适用于交直流混合配电网的协同控制方法，其特征在于：
步骤一：检测交直流混合配电网是否处于双端故障模式；所述双端故障模式为当有两端柔性互联装置对应的交流侧发生故障；如果是，进行步骤二，如果否，检测交直流混合配电网是否处于正常模式；所述正常模式为三端柔性互联装置对应的交流侧均未发生故障；如果是，进行步骤三，如果否，结束步骤。
步骤二：根据交直流混合配电网的双端故障模式，对柔性互联装置、蓄电池储能***和光伏发电单元进行控制；具体步骤如下：
2.1：故障侧所对应的柔性互联装置切换至模式2，采用恒压恒频(CVCF)控制，其余柔性互联装置的控制方法不发生变化，其中恒压恒频控制的控制等式如下：
其中，GPR为直流母线无静差调节函数，kp为比例系数，Kr为基频增益，w0为角频率，s为复变量；
2.2：若光伏发电单元的输出功率小于负荷功率，电网交流侧通过柔性互联装置输入功率，输入功率达到柔性互联装置容量极限时，柔性互联装置将会工作在限流模式下；
2.3：若光伏发电单元的输出功率大于负荷功率，直流侧通过柔性互联装置将多余功率输出至交流侧，输出功率达到互联装置容量极限时，柔性互联装置将会工作在限流模式下。所述限流模式是在分层直流下垂控制和恒压恒频两种控制方法的基础上加上电流限幅环节，Igmax和Igmin为电流上下限限幅环节；
2.4：蓄电池储能***自动选择模式2，采用分层直流下垂控制；
2.5：光伏发电单元由最大功率点跟踪控制切换至分层直流下垂控制；
步骤三：根据交直流混合配电网的正常模式，对柔性互联装置、蓄电池储能***和光伏发电单元进行控制；具体步骤如下：
3.1：柔性互联装置自动选择模式1，采用分层直流下垂控制，控制等式如下：
为直流母线直流电压的参考值，kp为虚拟阻抗，UdcN为直流母线额定直流电压；idc为直流母线实际电流值；Δu为二层控制器的输出值，Udc为直流母线实际电压值，ki为积分系数，s为复变量；
3.2：若蓄电池储能***工作在待机模式下，蓄电池储能***自动选择模式1，通过对蓄电池储能***电感电流进行闭环控制，实现输出电流为零；
3.3：若蓄电池储能***工作在恒功率充放电模式下，蓄电池储能***自动选择模式3，对蓄电池储能***电感电流进行闭环控制，从而实现恒功率充放电控制，控制等式为：
式(4)中为蓄电池充放电功率，Vb为蓄电池充放电端电压，为蓄电池充放电电流；
3.4：光伏发电单元选用模式1，采用最大功率点跟踪控制方法，根据光伏发电单元的输出功率P与光伏发电单元的输出电压U的关系进行控制，控制等式为：
P＝UI (5)
两边同时对U进行微分得到：
式(5)与式(6)中P为光伏发电单元的输出功率，U为光伏发电单元的输出电压，I为光伏单元的输出电流，当时，降低输出电压，增大输出电压。
6.根据权利要求5所述的一种适用于交直流混合配电网的协同控制方法，其特征在于：所述双端故障模式包括：双端故障过度充电模式、双端故障过度放电模式、双端故障限流模式；双端故障限流模式为若直流侧电网或者交流侧电网通过柔性互联装置的输入或输出功率达到柔性互联装置的容量极限时，柔性互联装置启用限流模式；在双端故障限流模式下，双端故障过度放电模式为当光伏发电单元输出功率小于网络负载额定功率时，为了稳定电压，蓄电池储能单元持续放电；双端故障过度充电模式为当光伏发电单元的输出功率大于网络负载额定功率之和，为了稳定电压，蓄电池储能单元处于持续充电模式。
7.根据权利要求1-3任一项所述的一种适用于交直流混合配电网的协同控制方法，其特征在于：
步骤一：检测交直流混合配电网是否处于三端故障模式；所述三端故障模式为当有三端柔性互联装置对应的交流侧发生故障；如果是，进行步骤二，如果否，检测交直流混合配电网是否处于正常模式；所述正常模式为三端柔性互联装置对应的交流侧均未发生故障；如果是，进行步骤三，如果否，结束步骤。
步骤二：根据交直流混合配电网的三端故障模式，对柔性互联装置、蓄电池储能***和光伏发电单元进行控制；具体步骤如下：
2.1：故障侧所对应的柔性互联装置切换至模式2，采用恒压恒频(CVCF)控制，其中恒压恒频控制的控制等式如下：
其中，GPR为直流母线无静差调节函数，kp为比例系数，Kr为基频增益，w0为角频率，s为复变量；
2.2：若光伏发电单元的输出功率小于负荷功率，电网交流侧通过柔性互联装置输入功率，输入功率达到柔性互联装置容量极限时，柔性互联装置将会工作在限流模式下；
2.3：若光伏发电单元的输出功率大于负荷功率，直流侧通过柔性互联装置将多余功率输出至交流侧，输出功率达到互联装置容量极限时，柔性互联装置将会工作在限流模式下。所述限流模式是在分层直流下垂控制和恒压恒频两种控制方法的基础上加上电流限幅环节，Igmax和Igmin为电流上下限限幅环节；
2.4：蓄电池储能***自动选择模式2，采用分层直流下垂控制；
2.5：光伏发电单元由最大功率点跟踪控制切换至分层直流下垂控制；
步骤三：根据交直流混合配电网的正常模式，对柔性互联装置、蓄电池储能***和光伏发电单元进行控制；具体步骤如下：
3.1：柔性互联装置自动选择模式1，采用分层直流下垂控制，控制等式如下：
为直流母线直流电压的参考值，kp为虚拟阻抗，UdcN为直流母线额定直流电压；idc为直流母线实际电流值；Δu为二层控制器的输出值，Udc为直流母线实际电压值，ki为积分系数，s为复变量；
3.2：若蓄电池储能***工作在待机模式下，蓄电池储能***自动选择模式1，通过对蓄电池储能***电感电流进行闭环控制，实现输出电流为零；
3.3：若蓄电池储能***工作在恒功率充放电模式下，蓄电池储能***自动选择模式3，对蓄电池储能***电感电流进行闭环控制，从而实现恒功率充放电控制，控制等式为：
式(4)中为蓄电池充放电功率，Vb为蓄电池充放电端电压，为蓄电池充放电电流；
3.4：光伏发电单元选用模式1，采用最大功率点跟踪控制方法，根据光伏发电单元的输出功率P与光伏发电单元的输出电压U的关系进行控制，控制等式为：
P＝UI (5)
两边同时对U进行微分得到：
式(5)与式(6)中P为光伏发电单元的输出功率，U为光伏发电单元的输出电压，I为光伏单元的输出电流，当时，降低输出电压，增大输出电压。
8.根据权利要求7所述的一种适用于交直流混合配电网的协同控制方法，其特征在于：所述三端故障模式包括：三端故障过度充电模式、三端故障过度放电模式；三端故障过度充电模式为当光伏发电单元的输出功率大于网络负载额定功率之和，为了稳定电压，蓄电池储能单元处于持续充电模式；三端故障过度放电模式为当光伏发电单元的输出功率小于网络负载额定功率之和，为了稳定电压，蓄电池储能单元处于持续放电模式。
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