CN109119983B - 一种电-氢孤岛直流微电网能量管理方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开一种电‑氢孤岛直流微电网能量管理方法，测量当前时刻电‑氢孤岛直流微电网状态；通过分层控制的顶层根据测量数据基于***经济性及稳定性计算当前时刻各储能***的最优输出功率参考值；通过分层控制的底层根据功率参考值对各个***输出功率进行调节，控制蓄电池***、燃料电池***、电解槽***及储氢罐***的工作模式，完成孤岛直流微电网的能量管理。本发明在保证微电网***电压稳定、功率平衡的基础上，能够保证***使用成本最小，能够保证储能元件的储能状态保持平衡，提升了微电网运行的稳定性及经济性。

Description

一种电-氢孤岛直流微电网能量管理方法
技术领域
本发明属于直流微电网技术领域，特别是涉及一种电-氢孤岛直流微电网能量管理方法。
背景技术
随着微电网技术的日渐发展，微电网中储能***逐渐多元化，电储能及氢储能与微电网的运行控制产生紧密联系。随着项目的建成、示范，推动分布式能源、储能等新能源发展，还将对多能互补进行有益的探索，推动微电网在能源服务中发挥重要作用。微电网发电由于其绿色、环保且发电量大相较于传统发电方式有诸多优点，但由于微电网中分布式能源的强随机性及波动性，需要储能***进一步维持***稳定，一方面防止弃光、弃风等浪费资源的现象，另一方面也对***的功率缺额进行补充，起到了将电网将刚性转变为柔性的作用。研究含储能***的微电网能量管理，能够提高了微电网的电能质量、提升***的运行效率，增加***的运行寿命，对分布式能源发展及能源互联网技术的逐渐成熟有重要的意义。
现有微电网能量管理方法主要为基于储能状态的状态机能量管理方法，该方法根据储能***储能状态将控制划分为若干模式，也有根据各微源特性进行的分散式下垂控制方法。但现有的方法对于微电网的能量管理方式较为单一，且未对***多项指标进行统一考虑，导致***效率较低，且储能状态不佳。
发明内容
为了解决上述问题，本发明提出了一种电-氢孤岛直流微电网能量管理方法，在保证微电网***电压稳定、功率平衡的基础上，对使用电-氢混合储能消纳光伏产生的多余电能以及释放能量用于功率缺额等情景进行最小化储能***使用成本及维持储能***储能状态稳定的优化控制，能够保证***使用成本最小，能够保证储能元件的储能状态保持平衡，提升了微电网运行的稳定性及经济性。
为达到上述目的，本发明采用的技术方案是：一种电-氢孤岛直流微电网能量管理方法，电-氢孤岛直流微电网包括光伏发电***、燃料电池***、电解槽***、储氢罐***、蓄电池***以及控制中心，所述光伏发电***、燃料电池***、电解槽***和蓄电池***均连接至直流母线，所述电解槽***通过储氢罐***连接至燃料电池***，控制中心对各个***状态进行检测，通过分层控制对各个***进行能量管理；所述光伏发电阵列为微电网的供能***，所述蓄电池***为微电网的电储能***，所述电解槽***、储氢罐***以及燃料电池***为微电网的氢储能***；
对于所述电-氢孤岛直流微电网的能量管理方法包括步骤：
S100，初始化各个***；
S200，测量当前时刻电-氢孤岛直流微电网状态，获得测量数据；
S300，通过分层控制的顶层根据测量数据基于***经济性及稳定性计算当前时刻各储能***的最优输出功率参考值；
S400，通过分层控制的底层根据功率参考值对各个***输出功率进行调节，控制蓄电池***、燃料电池***、电解槽***及储氢罐***的工作模式，完成孤岛直流微电网的能量管理。
进一步的是，为了明确当前状态下***功率流动情况，通过所述控制中心测量当前时刻用户侧需求功率PLOAD以及光伏阵列***侧输出功率PPV，计算当前直流母线需求功率Pbus；并测量各个储能***状态。
进一步的是，所述控制中心的分层控制包括顶层能量管理层和底层物理层；所述顶层对底层传递的信息进行最优计算，并向底层传递计算结果；所述底层为各个***中微源及变流器的物理结构层，根据顶层计算结果并参照各***限制及约束对各***输出进行控制操作；所述顶层和底层通过TCP/IP协议进行通信。
进一步的是，为了保证***的经济性及储能状态稳定性，在所述步骤S300中，所述顶层能量管理层包含***经济性及储能状态稳定性算法；所述***经济性及储能状态稳定性算法，以电储能***输出功率Pbat以及氢储能***输出功率Phy分别作控制变量u、v，以蓄电池***soc及储氢罐***储氢量sohc做状态变量；在工况Pbus中分配燃料电池***、蓄电池***及电解槽***之间进行功率分配，使得电储能***和氢储能***整体使用成本在当前时刻为最小，同时使得蓄电池***soc以及储氢罐***sohc维持在约束范围内。
进一步的是，所述***经济性及储能状态稳定性算法，首先从测量***得到当前时刻需要测量的各数据值，输入控制中心；其次，基于等效氢耗最小算法计算蓄电池功率输出惩罚函数，根据计算氢储能***功率输出惩罚函数；再次，根据输入的母线需求功率及惩罚函数，基于储能***使用成本最小原则计算各储能单元参考功率，最后将参考功率信号通过通讯设备传递至下一层。
进一步的是，所述***经济性及储能状态稳定性算法，包括步骤：
S301，在当前***功率需求Pbus下，所述***经济性及储能状态稳定性函数为：
Cst(Cbat,Chy,soc,sohc)＝min(λ(soc)Cbat+f(sohc)Chy)；
其中，Cbat与Chy分别为蓄电池***及氢储能***使用成本，λ(soc)为关于蓄电池soc的惩罚函数，f(sohc)为关于储氢罐sohc的惩罚函数；
所述sohc为储氢罐等效荷电状态，表示为：sohc＝Psto/PN；其中，Psto为当前罐内压强，PN为储氢罐最大容许压强；
S302，针对所述***经济***及储能状态稳定性函数，获取成本函数：
所述电储能***使用的成本函数为：
Figure GDA0001856120960000031
其中，Cbat,c为蓄电池购置成本，Lbat为蓄电池使用寿命，Cbat,O&M为蓄电池运行、维护成本，ηbat,ch为蓄电池充电效率，ηbat,dis为蓄电池放电效率；
由于蓄电池寿命以充放电循环次数给出，则蓄电池寿命Lbat示为：
Figure GDA0001856120960000032
其中，n为蓄电池组数，C为蓄电池容量，UN为蓄电池额定电压，Ncl为蓄电池循环次数，Pbat为蓄电池输出功率；
所述氢储能***使用的成本函数为：
Figure GDA0001856120960000041
其中，Cel,c为电解槽购置成本，Cfc,c为燃料电池购置成本，Cel,O&M为电解槽运行、维护成本，Cfc,O&M为燃料电池运行、维护成本，ηfc为燃料电池效率，ηel为电解槽效率；
S303，针对所述***经济***及储能状态稳定性函数，获取惩罚函数：
蓄电池soc的电储能***惩罚函数为：
Figure GDA0001856120960000042
其中，e1为修正系数，Pbatopt(soc)为关于soc的蓄电池等效氢耗最优输出功率，Pch,max为蓄电池最大充电功率，Pdis,max为蓄电池最大放电功率；
储氢罐sohc的氢储能***惩罚函数为：
Figure GDA0001856120960000043
其中，e2为修正系数，sohcref为储氢罐参考最优储量；
S304，根据所述***经济***及储能状态稳定性函数、成本函数和惩罚函数，求取最优解。
进一步的是，所述求取最优解的方法，包括步骤：
S3041，根据***当前soc及sohc值，计算惩罚函数；
S3042，根据当前微电网需求功率Pbus、蓄电池最大充电功率和蓄电池最大放电功率，求解蓄电池从无输出至最大值的成本集Cbat[0,Pmax]及对应功率下氢储能***成本Chy[0,Pbus-Pmax]；
S3043，将各个***功率输出下得到的成本进行比较，得到***总运行成本最小值，取出在***总运行成本最小值下对应蓄电池输出功率Pbat及氢储能***功率Phy；
S3044，将计算输出的最优解向下一层传递。
进一步的是，所述底层物理层为各个***中变流器及控制器与燃料电池、电解槽、蓄电池、光伏阵列以及储氢罐构成的控制结构；
所述光伏发电***采用最大功率点跟踪控制；所述燃料电池***和电解槽***采用电流单环PID控制；所述蓄电池***采用下垂控制。
进一步的是，为了保证***的正常运行，应当基于***自身特性建立相应约束条件，所述***限制及约束包括：燃料电池最大输出功率，电解槽最大输出功率，蓄电池最大充放电功率，燃料电池响应时间，电解槽响应时间，储氢罐sohc上下限，以及蓄电池soc上下限；
若上层要求输出功率超过限制，则下层控制输出功率维持在限值以内；若储氢罐sohc高于上限，则下层不启动电解槽，若储氢罐sohc低于下限，则下层不启动燃料电池；若蓄电池soc超越限值，则不启动蓄电池。
进一步的是，所述燃料电池***包括相互连接的质子膜交换燃料电池与单向DC/DC变流器；所述电解槽***包括相互连接的电解槽与单向DC/DC变流器；所述蓄电池***包括相互连接的蓄电池与双向DC/DC变流器；所述光伏发电***包括相互连接的光伏电池与单向DC/DC变流器组；所述控制中心包括测量组件测量母线电压、氢储能***的sohc值及电储能***的soc值；所述控制中心与各***的变流器连接并向各***变流器输入控制信号。
采用本技术方案的有益效果：
本发明在保证微电网***电压稳定、功率平衡的基础上，对使用电-氢混合储能消纳光伏产生的多余电能以及释放能量用于功率缺额等情景进行最小化储能***使用成本及维持储能***储能状态稳定的优化控制，能够保证***使用成本最小，能够保证储能元件的储能状态保持平衡，提升了微电网运行的稳定性及经济性。
本发明用于吸收上述光伏阵列***所发出多余电能，同时在光伏阵列***输出不足时提供额外电能；能够保证***安全可靠，同时减小***的电能损失，提升***运行的经济性；根据***的整体需求功率及当前储能***储能状态，顶层控制器计算出各***的参考功率，底层控制器根据顶层控制给出的参考功率，对各***进行控制，从而有效降低储能***的使用成本，同时维持各储能***储能状态稳定，提高了***的整体效率。
本发明通过采用两级分层管理方法，根据当前***需求功率，对***使用成本及储能状态进行综合考量，并决定***的整体运行状态，使得控制中心更为灵活、可靠；实现了微电网的经济性运行与稳定运行的结合；能够保证微电网各***运作在高效率模式下，从而提升了***的能量利用率，避免弃光。
附图说明
图1为本发明的一种电-氢孤岛直流微电网能量管理方法流程示意图；
图2为本发明实施例中***经济性及储能状态稳定性函数的计算流程示意图；
图3为本发明的一种电-氢孤岛直流微电网分层能量管理***的结构示意图；
图4为本发明实施例中电-氢孤岛直流微电网***拓扑结构。
具体实施方式
为了使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面结合附图对本发明作进一步阐述。
在本实施例中，参见图1所示，本发明提出了一种电-氢孤岛直流微电网能量管理方法，电-氢孤岛直流微电网包括光伏发电***、燃料电池***、电解槽***、储氢罐***、蓄电池***以及控制中心，所述光伏发电***、燃料电池***、电解槽***和蓄电池***均连接至直流母线，所述电解槽***通过储氢罐***连接至燃料电池***，控制中心对各个***状态进行检测，通过分层控制对各个***进行能量管理；所述光伏发电阵列为微电网的供能***，所述蓄电池***为微电网的电储能***，所述电解槽***、储氢罐***以及燃料电池***为微电网的氢储能***；
对于所述电-氢孤岛直流微电网的能量管理方法包括步骤：
S100，初始化各个***；
S200，测量当前时刻电-氢孤岛直流微电网状态，获得测量数据；
通过所述控制中心测量当前时刻用户侧需求功率PLOAD以及光伏阵列***侧输出功率PPV，计算当前直流母线需求功率Pbus；并测量各个储能***状态；
S300，通过分层控制的顶层根据测量数据基于***经济性及稳定性计算当前时刻各储能***的最优输出功率参考值；
S400，通过分层控制的底层根据功率参考值对各个***输出功率进行调节，控制蓄电池***、燃料电池***、电解槽***及储氢罐***的工作模式，完成孤岛直流微电网的能量管理。
作为上述实施例的优化方案，为了明确当前状态下***功率流动情况，所述控制中心的分层控制包括顶层能量管理层和底层物理层；所述顶层对底层传递的信息进行最优计算，并向底层传递计算结果；所述底层为各个***中微源及变流器的物理结构层，根据顶层计算结果并参照各***限制及约束对各***输出进行控制操作；所述顶层和底层通过TCP/IP协议进行通信。
作为上述实施例的优化方案，为了保证***的经济性及储能状态稳定性，在所述步骤S300中，所述顶层能量管理层包含***经济性及储能状态稳定性算法；所述***经济性及储能状态稳定性算法，以电储能***输出功率Pbat以及氢储能***输出功率Phy分别作控制变量u、v，以蓄电池***soc及储氢罐***储氢量sohc做状态变量；在工况Pbus中分配燃料电池***、蓄电池***及电解槽***之间进行功率分配，使得电储能***和氢储能***整体使用成本在当前时刻为最小，同时使得蓄电池***soc以及储氢罐***sohc维持在约束范围内。
如图2所示，所述***经济性及储能状态稳定性算法，首先从测量***得到当前时刻需要测量的各数据值，输入控制中心；其次，根据得到的***，基于等效氢耗最小算法计算蓄电池功率输出惩罚函数，根据计算氢储能***功率输出惩罚函数；再次，根据输入的母线需求功率及惩罚函数，基于储能***使用成本最小原则计算各储能单元参考功率，最后将参考功率信号通过通讯设备传递至下一层。
具体包括步骤：
S301，在当前***功率需求Pbus下，所述***经济性及储能状态稳定性函数为：
Cst(Cbat,Chy,soc,sohc)＝min(λ(soc)Cbat+f(sohc)Chy)；
其中，Cbat与Chy分别为蓄电池***及氢储能***使用成本，λ(soc)为关于蓄电池soc的惩罚函数，f(sohc)为关于储氢罐sohc的惩罚函数；
所述sohc为储氢罐等效荷电状态，表示为：sohc＝Psto/PN；其中，Psto为当前罐内压强，PN为储氢罐最大容许压强；
S302，针对所述***经济***及储能状态稳定性函数，获取成本函数：
所述电储能***使用的成本函数为：
Figure GDA0001856120960000081
其中，Cbat,c为蓄电池购置成本，Lbat为蓄电池使用寿命，Cbat,O&M为蓄电池运行、维护成本，ηbat,ch为蓄电池充电效率，ηbat,dis为蓄电池放电效率；
由于蓄电池寿命以充放电循环次数给出，则蓄电池寿命Lbat示为：
Figure GDA0001856120960000082
其中，n为蓄电池组数，C为蓄电池容量，UN为蓄电池额定电压，Ncl为蓄电池循环次数，Pbat为蓄电池输出功率；
所述氢储能***使用的成本函数为：
Figure GDA0001856120960000083
其中，Cel,c为电解槽购置成本，Cfc,c为燃料电池购置成本，Cel,O&M为电解槽运行、维护成本，Cfc,O&M为燃料电池运行、维护成本，ηfc为燃料电池效率，ηel为电解槽效率；
S303，针对所述***经济***及储能状态稳定性函数，获取惩罚函数：
蓄电池soc的电储能***惩罚函数为：
Figure GDA0001856120960000084
其中，e1为修正系数，Pbatopt(soc)为关于soc的蓄电池等效氢耗最优输出功率，Pch,max为蓄电池最大充电功率，Pdis,max为蓄电池最大放电功率；
储氢罐sohc的氢储能***惩罚函数为：
Figure GDA0001856120960000091
其中，e2为修正系数，sohcref为储氢罐参考最优储量；
S304，根据所述***经济***及储能状态稳定性函数、成本函数和惩罚函数，求取最优解。
所述求取最优解的方法，包括步骤：
S3041，根据***当前soc及sohc值，计算惩罚函数；
S3042，根据当前微电网需求功率Pbus、蓄电池最大充电功率和蓄电池最大放电功率，求解蓄电池从无输出至最大值的成本集Cbat[0,Pmax]及对应功率下氢储能***成本Chy[0,Pbus-Pmax]；
S3043，将各个***功率输出下得到的成本进行比较，得到***总运行成本最小值，取出在***总运行成本最小值下对应蓄电池输出功率Pbat及氢储能***功率Phy；
S3044，将计算输出的最优解向下一层传递。
作为上述实施例的优化方案，如图3所示，所述底层物理层为各个***中变流器及控制器与燃料电池、电解槽、蓄电池、光伏阵列以及储氢罐构成的控制结构；
所述光伏发电***采用最大功率点跟踪控制；所述燃料电池***和电解槽***采用电流单环PID控制；所述蓄电池***采用下垂控制。
作为上述实施例的优化方案，为了保证***的正常运行，应当基于***自身特性建立相应约束条件，所述***限制及约束包括：燃料电池最大输出功率，电解槽最大输出功率，蓄电池最大充放电功率，燃料电池响应时间，电解槽响应时间，储氢罐sohc sohc上下限，以及蓄电池soc soc上下限；
若上层要求输出功率超过限制，则下层控制输出功率维持在限值以内；若储氢罐sohc高于上限，则下层不启动电解槽，若储氢罐sohc低于下限，则下层不启动燃料电池；若蓄电池soc超越限值，则不启动蓄电池；
储能***限制：对于蓄电池***，蓄电池soc上下限为90％、20％，当蓄电池soc超过90％时，停止向蓄电池输入能量，当蓄电池soc小于20％时，蓄电池不能向外输出能量；同样地，对储氢罐sohc设置上下限90％、10％。
作为上述实施例的优化方案，如图4所示，所述燃料电池***包括相互连接的质子膜交换燃料电池与单向DC/DC变流器；所述电解槽***包括相互连接的电解槽与单向DC/DC变流器；所述蓄电池***包括相互连接的蓄电池与双向DC/DC变流器；所述光伏发电***包括相互连接的光伏电池与单向DC/DC变流器组；所述控制中心包括测量组件测量母线电压、氢储能***的sohc值及电储能***的soc值；所述控制中心与各***的变流器连接并向各***变流器输入控制信号。
以上显示和描述了本发明的基本原理和主要特征和本发明的优点。本行业的技术人员应该了解，本发明不受上述实施例的限制，上述实施例和说明书中描述的只是说明本发明的原理，在不脱离本发明精神和范围的前提下，本发明还会有各种变化和改进，这些变化和改进都落入要求保护的本发明范围内。本发明要求保护范围由所附的权利要求书及其等效物界定。

Claims (6)

1.一种电-氢孤岛直流微电网能量管理方法，其特征在于，电-氢孤岛直流微电网包括光伏发电***、燃料电池***、电解槽***、储氢罐***、蓄电池***以及控制中心，所述光伏发电***、燃料电池***、电解槽***和蓄电池***均连接至直流母线，所述电解槽***通过储氢罐***连接至燃料电池***；控制中心对各个***状态进行检测，并通过分层控制对各个***进行能量管理；所述光伏发电***为微电网的供能***，所述蓄电池***为微电网的电储能***，所述电解槽***、储氢罐***以及燃料电池***为微电网的氢储能***；
对于所述电-氢孤岛直流微电网的能量管理方法包括步骤：
S100，初始化各个***；
S200，测量当前时刻电-氢孤岛直流微电网状态，获得测量数据；
S300，通过分层控制的顶层根据测量数据基于***经济性及稳定性计算当前时刻各储能***的最优输出功率参考值；所述分层控制的顶层包含***经济性及储能状态稳定性算法；所述***经济性及储能状态稳定性算法，以电储能***输出功率Pbat以及氢储能***输出功率Phy分别作控制变量u、v，以蓄电池***soc及储氢罐***储氢量sohc做状态变量；直流母线需求功率Pbus，由燃料电池***、蓄电池***及电解槽***之间进行功率分配，同时使得蓄电池***soc以及储氢罐***sohc维持在约束范围内；
所述***经济性及储能状态稳定性算法，首先测量得到当前时刻各数据值，输入控制中心；其次，基于等效氢耗最小算法计算蓄电池功率输出惩罚函数，计算氢储能***功率输出惩罚函数；再次，根据输入的母线需求功率及惩罚函数，基于储能***使用成本最小原则计算各储能单元参考功率，最后将参考功率信号通过通讯设备传递至下一层；包括步骤：
S301，在当前直流母线需求功率Pbus下，所述***经济性及储能状态稳定性函数为：
Cst(Cbat,Chy,soc,sohc)＝min(λ(soc)Cbat+f(sohc)Chy)；
其中，Cbat与Chy分别为蓄电池***及氢储能***使用成本，λ(soc)为关于蓄电池soc的惩罚函数，f(sohc)为关于储氢罐sohc的惩罚函数；
所述sohc为储氢罐等效荷电状态，表示为：sohc＝Psto/PN；其中，Psto为当前罐内压强，PN为储氢罐最大容许压强；
S302，针对所述***经济***及储能状态稳定性函数，获取成本函数：
所述电储能***使用的成本函数为：
Figure FDA0003173893580000021
其中，Cbat,c为蓄电池购置成本，Lbat为蓄电池使用寿命，Cbat,O&M为蓄电池运行、维护成本，ηbat,ch为蓄电池充电效率，ηbat,dis为蓄电池放电效率；
由于蓄电池寿命以充放电循环次数给出，则蓄电池寿命Lbat示为：
Figure FDA0003173893580000022
其中，n为蓄电池组数，C为蓄电池容量，UN为蓄电池额定电压，Ncl为蓄电池循环次数，Pbat为蓄电池输出功率；
所述氢储能***使用的成本函数为：
Figure FDA0003173893580000023
其中，Cel,c为电解槽购置成本，Cfc,c为燃料电池购置成本，Cel,O&M为电解槽运行、维护成本，Cfc,O&M为燃料电池运行、维护成本，ηfc为燃料电池效率，ηel为电解槽效率；
S303，针对所述***经济***及储能状态稳定性函数，获取惩罚函数：
蓄电池soc的电储能***惩罚函数为：
Figure FDA0003173893580000024
其中，e1为修正系数，Pbatopt(soc)为关于soc的蓄电池等效氢耗最优输出功率，Pch,max为蓄电池最大充电功率，Pdis,max为蓄电池最大放电功率；
储氢罐sohc的氢储能***惩罚函数为：
Figure FDA0003173893580000031
其中，e2为修正系数，sohcref为储氢罐参考最优储量；
S304，根据所述***经济***及储能状态稳定性函数、成本函数和惩罚函数，求取最优解；包括步骤：
S3041，根据***当前soc及sohc值，计算惩罚函数；
S3042，根据当前微电网直流母线需求功率Pbus、蓄电池最大充电功率和蓄电池最大放电功率，求解蓄电池从无输出至最大值的成本集Cbat[0,Pmax]及对应功率下氢储能***成本Chy[0,Pbus-Pmax]；
S3043，将各个***功率输出下得到的成本进行比较，得到***总运行成本最小值，取出在***总运行成本最小值下对应蓄电池输出功率Pbat及氢储能***功率Phy；
S3044，将计算输出的最优解向下一层传递；
S400，通过分层控制的底层根据功率参考值对各个***输出功率进行调节，控制蓄电池***、燃料电池***、电解槽***及储氢罐***的工作模式，完成孤岛直流微电网的能量管理。
2.根据权利要求1所述的一种电-氢孤岛直流微电网能量管理方法，其特征在于，通过所述控制中心测量当前时刻用户侧需求功率PLOAD以及光伏阵列***侧输出功率PPV，计算当前直流母线需求功率Pbus；并测量各个储能***状态。
3.根据权利要求2所述的一种电-氢孤岛直流微电网能量管理方法，其特征在于，所述控制中心的分层控制包括顶层能量管理层和底层物理层；所述顶层对底层传递的信息进行最优计算，并向底层传递计算结果；所述底层为各个***中微源及变流器的物理结构层，根据顶层计算结果并参照各***限制及约束对各***输出进行控制操作；所述顶层和底层通过TCP/IP协议进行通信。
4.根据权利要求3所述的一种电-氢孤岛直流微电网能量管理方法，其特征在于，所述底层物理层为各个***中变流器及控制器与燃料电池、电解槽、蓄电池、光伏阵列以及储氢罐构成的控制结构；
所述光伏发电***采用最大功率点跟踪控制；所述燃料电池***和电解槽***采用电流单环PID控制；所述蓄电池***采用下垂控制。
5.根据权利要求4所述的一种电-氢孤岛直流微电网能量管理方法，其特征在于，所述***限制及约束包括：燃料电池最大输出功率，电解槽最大输出功率，蓄电池最大充放电功率，燃料电池响应时间，电解槽响应时间，储氢罐sohc上下限，以及蓄电池soc上下限；
若上层要求输出功率超过限制，则下层控制输出功率维持在限值以内；若储氢罐sohc高于上限，则下层不启动电解槽，若储氢罐sohc低于下限，则下层不启动燃料电池；若蓄电池soc超越限值，则不启动蓄电池。
6.根据权利要求1-5中任一所述的一种电-氢孤岛直流微电网能量管理方法，其特征在于，所述燃料电池***包括相互连接的质子膜交换燃料电池与单向DC/DC变流器；所述电解槽***包括相互连接的电解槽与单向DC/DC变流器；所述蓄电池***包括相互连接的蓄电池与双向DC/DC变流器；所述光伏发电***包括相互连接的光伏电池与单向DC/DC变流器组；所述控制中心包括测量组件测量母线电压、氢储能***的sohc值及电储能***的soc值；所述控制中心与各***的变流器连接并向各***变流器输入控制信号。
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