Page 31 - 《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

3 仿真与实验验证 到恒压控制模式，系统进入模式 5；20 s＜t＜30 s
区间内的情况与 5 s＜t＜15 s 区间内的情况相似，
为验证所提策略的有效性，针对图 1 中的电 电 氢 耦 合 储 能 系 统 的 功 率 跟 随 P Win d 一 同 降 低 ；
氢耦合直流微网结构，在 Matlab/Simulink 中搭建 t=30 s 时，P Wind ＜P Load ，系统的功率平衡通过 BESS
了仿真模型，仿真模型的参数如表 4 所示。考虑 放电维持。
风电机组出力和负荷实际功率波动情况，对仿真

70
模型设置了多个测试案例，通过对比分析所提策 50 风机功率；
负载功率
略与传统下垂控制策略的测试结果，证实所提策 功率/kW 30
略的有效性。
10

0 5 10 15 20 25 30 35

表 4 直流微网模型主要仿真参数 时间/s
Table 4 Main simulation parameters of the DC a) 风机及负荷波动功率
microgrid model 1.15
1.10
电压 (p.u.) 1.00
模型 参数 数值 参数 数值 1.05
u N /V 800 C dc /F 0.3 0.95
0.90
直流微网 u dc.L (p.u.) 0.95 u dc.H (p.u.) 1.05 0.85
0 5 10 15 20 25 30 35
u dc.min (p.u.) 0.9 u dc.max (p.u.) 1.1 时间/s
b) 直流母线电压
P b /kW 20 P b.max (p.u.) 1.0
储能 50 电解槽功率； 锂电池功率
S N /(A·h) 20 C vir0 (p.u.) 4.0 40
功率/kW 20
电解槽 30
P el.N /kW
P el.max (p.u.)
30
1.2
燃料电池 P fc.N /kW 30 P fc.max (p.u.) 1.2 10 0
−10
直驱风机 P Wind.N /kW 60 C P.max 0.438 0 5 10 15 20 25 30 35
时间/s

c) 储能系统功率
3.1 正常运行场景
50.66 45.20
正常运行场景中所有设备均保持在正常运行
SOH/%
状态，锂电池 SOC 和储氢罐的 SOH 均位于安全 50.32 45.08 SOC/%
区间。设计了两种运行情景：电氢耦合储能系统
49.98 44.96
的充电状态验证与放电状态验证。 0 5 10 15 20 25 30 35
时间/s
充电状态下，负荷保持恒定，PEMEL 工作在 d) 储能系统状态
环境温度下，即 25 ℃，初始 SOH 和 SOC 分别设 0.9
0.7
为 50% 和 45%，风速每 5 s 变化一次，模拟风电机
0.5
k 0
组出力突变。图 9 给出了仿真模型在充电场景下 0.3
0.1
的测试结果，开始时风电机组处于 MPPT 模式， −0.1
0 5 10 15 20 25 30 35
P Win d 随风速的增加而增大。0 s＜t＜5 s 时，P Wind 时间/s
略高于 P Load ，系统处于模式 4，主要由 BESS 维持 e) 电解槽均衡调节因子
功率平衡。t=5 s 时，P Win d 从 18.7 kW 增至 25.2 kW， 图 9 充电状态下的测试结果
Fig. 9 Test results under charging condition
u 上 升 到 1.029 p.u.， PEMEL 切 换 到 模 糊 下 垂 控
c
d
制模式，P 上升至 5.52 kW，直流微网的过剩功 放电状态下，假设风速恒定，负荷每 5 s 变化
l
e
率 通 过 给 BESS 和 PEMEL 充 电 消 纳 ； t=10 s 时 ， 一次，模拟负荷功率突变。图 10 给出了仿真模型
P Win d 进一步增加至 44.49 kW，系统由模式 3 切换 在放电场景下的测试结果。在 0 s＜t＜5 s 和 30 s＜t＜
到模式 4，电氢耦合储能系统的充电功率进一步 35 s 区间内，系统功率波动较小，系统功率平衡
提升；15 s＜t＜20 s 时，P Win d 进一步增加，BESS 由 BESS 单独调控。随着系统功率不平衡状态进
和 PEMEL 均已达到最大输出功率，风电机组切换 一步加剧，PEMFC 开始参与系统功率调控。模糊

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