Page 25 - 《中国电力》2026年第5期

徐恒山等：考虑储氢状态和直流母线电压稳定性的电氢耦合储能直流微网协调控制策略 2026 年第 5 期

0 引言 该方法对母线电压的稳定控制能力较弱。
综上所述，虽然现有研究在电氢复合储能系统
风电在电力系统中的比重逐年提高 [1-3] ，但风电 的功率分配和氢储能设备的效率优化等方面已有诸
天然具有的随机性和间歇性，导致出力不稳，进 多进展，但多聚焦在 SOH 或电压稳定性等单一目
而引发并网点电压和频率波动 。储能技术可有 标 [25-28] 。而 SOH 与电压稳定性之间存在动态耦合
[4]
效缓解风电波动 ，但传统电化学储能规模有限， 关系，一方面，SOH 直接影响氢储能系统功率调
[5]
且可靠性偏低，不宜长时存储 [6-7] ，因此，构建可 节能力，进而左右母线电压稳定性。若仅以 SOH
大规模消纳风电的多元储能体系尤为重要 [8-10] 。作 为约束，可能会过度限制氢储能系统的功率，从而
为清洁能源，氢能具有能量密度高、转化效率高、 导致微网功率供需失衡，增加母线电压失稳的风
可长时存储等优点 [11] ，利用风电制氢，不仅利于风 险。另一方面，氢储能系统需要稳定的电压以维持
电消纳，还可提高系统运行稳定性 [12-13] ，但氢储与 运行效率，而电压剧烈波动可能触发保护机制导致
直流微网耦合后，会增加直流微网的运行模式 [14] ， 设备停机，从而影响 SOH 的调控。因此，同时考虑
提高直流微网控制的复杂度 [15] ，因此，有效的直流 SOH 与电压稳定性是兼顾系统安全与性能的关键。
微网协调控制是电氢耦合储能广泛应用的关键 [16-18] 。 基于上述研究背景，本文提出了一种综合考
国内外学者对电氢耦合储能直流微网的协调 虑 SOH 与直流母线电压稳定性的电氢耦合储能直
控制进行了系列研究。文献 [19] 综合考虑锂电池 流微网协调控制策略。首先，根据母线电压的波
荷电状态（state of charge，SOC）和储氢罐氢状态 动幅值划分微网运行工况，并设计多模式协调控
（state of hydrogen，SOH）对光-氢-燃气耦合直流 制策略。氢储能系统采用模糊算法动态关联 SOH
微网的功率进行了合理分配，不仅实现了直流微 与 电 压 波 动 幅 值 ， 通 过 自 适 应 下 垂 系 数 优 化 其
网的功率平衡，还优化了锂电池的运行状态，但 输出功率；电池储能系统采用类似虚拟同步发电
该方法通过投切电解槽实现功率调节，电解槽会 机（anal-ogous virtual synchronous generator，AVSG）
在临界功率点频繁启停、寿命缩短。文献 [20] 考 控制策略为母线电压提供惯性支撑，二者根据划
虑制氢效率对氢-储-风直流微网的功率进行了协 分的工况切换运行模式，协同抑制 SOH 越限并提

调控制，在保证电解槽高效运行的前提下，可降 升电压的稳定性。最后，通过仿真验证了所提策
低直流母线波动范围，但该方法仅对“电制氢” 略在源荷波动场景下的有效性。

场景有效，无法兼顾“氢发电”场景和充分发挥
“氢”与“电”之间互动的灵活性。文献 [21] 通 1 电氢耦合储能直流微网模型
过 将 SOC 指 数 引 入 到 电 氢 耦 合 系 统 的 下 垂 控 制
中，不仅提高了母线电压的稳定性，还解决了锂 电氢耦合储能直流微网的典型拓扑结构如图 1
电 池 不 均 衡 充 放 电 问 题 ， 但 该 方 法 易 使 SOH 越 所示，包括风力发电单元、电氢耦合储能单元和
直流负荷。风力发电单元由直驱式永磁同步风力
限，导致电解槽频繁启停。文献 [22] 针对电氢耦
发电机和三相整流器组成。电氢耦合储能单元由
合直流微网提出了经济下垂控制策略，实现了电

氢耦合直流微网的孤岛自治经济运行，降低了直 AC DC
DC DC
流微网对通信网络的依赖。文献 [23] 利用双层协
风力发电单元
调控制策略实现了风光氢储系统的精细化建模和
DC DC
优 化 控 制 ， 不 仅 同 时 对 储 能 SOC 和 储 氢 SOH 进 DC DC
电化学储能单元 直流负荷
行了优化，还对设备级控制进行了优化实现功率
DC DC
动态调整，但底层设备级控制策略的频繁切换容 DC DC
储氢罐模块
易引起电压波动。文献 [24] 针对电氢复合储能直 电解槽模块 燃料电池模块
氢储能单元
流微网提出了一种模糊功率协调控制方法，有效
图 1 电氢耦合储能直流微网拓扑
解决了锂电池储能与氢储能耦合系统的功率优化
Fig. 1 Topological diagram of DC microgrid for electric-
分配问题，降低了 SOC 和 SOH 越限的概率，但 hydrogen coupled energy storage

21