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全钒液流电池储能系统应用方案研究

随着新能源发电在电网总发电量中所占的比例越来越高，并网的问题更加突出。大容量储能技术的应用将有助于打破新能源发电接入和消纳的瓶颈问题，提高新能源发电并网效率。从安全性、环境友好性、容量可扩展性及寿命等角度考虑，全钒液流电池成为大规模储能的首选方案。

标签：全钒液流电池；储能系统；新能源发电

引言

根据“可再生能源十三五规划”的目标，到2020年，光伏发电达到1.05亿千瓦（105GW），风电达到2.1亿千瓦（210GW），全部可再生能源发电装机6.8亿千瓦，发电量1.9万亿千瓦时，占全部发电量的27%。大规模的储能（包括储电、储热、储氢）建设已经被定义为解决可再生能源并网消纳的重要手段之一。储能技术支撑可再生能源利用水平、促进电力系统灵活性稳定性、推动用能智能化水平发展。对电网储能应用，尤其是风力发电储能应用来说，全钒电池和钠硫电池是两种主要的已经被市场认可的商用技术。但从安全性、环境友好性、容量可扩展性及寿命等角度考虑，全钒液流电池成为大规模储能的首选方案。

1全钒液流电池特性分析

全钒液流电池负极和正极分别用V3+/V2+和V5+/V4+作为荷电介质，正、负极钒电解液间用质子交换膜隔开，以避免电池内部短路。正、负极电解液在充放电过程中分别流过正、负极电极表面发生电化学反应，可在5～60℃温度范围运行。电极通常使用石墨板并贴放碳毡，以增大电极反应面积。全钒氧化还原液流电池关键部件包括电解液，炭毡电极，离子交换膜，以及将各单电池分隔的双极板；另外，电池还包括循环泵，管路系统，电解液储罐等。

全钒液流电池的电堆及PCS系统决定了系统功率，电解液浓度及体积決定了系统所能存储的电量。钒电池的电堆作为发生反应的场所与存放电解液的储罐分开，从根本上克服了传统电池的自放电现象。当功率一定时，要增加储能容量，只需要增大电解液储罐容积或提高电解液体积或浓度即可，而不需改变电堆大小。充、放电性能好，可以进行大功率的充电和放电，也可以允许浮充和深度放电。全钒液流电池储能电站选址自由度大，系统可全自动封闭运行，不会产生酸雾，没有酸腐蚀。钒电池一般实际能量密度约为20-30Wh/l，75kwh容量大概需要2500-4000L电解液，等量放置在正极和负极液罐中。对于给定功率级别系统来说，储能的增加成本主要是添加的电解液成本，为了钒电池可以得到更好的应用，一般设计储能时间约为4-10小时。

2、全钒液流电池储能电站应用方案

全钒液流电池储能电站作为独立电站应用方案：在新能源发电集中地区的330kV（或类似电压等级）的母线上，选择合适地点建立独立的电池储能电站（energystoragestation，ESS），该ESS相当于小型抽水蓄能电站，ESS直接接受当地省级（或地区级）电网调度控制，省调（或地调）依据该母线各个风力发电站和光伏电站的出力预测以及实时母线电压、频率等情况，控制ESS的充电和放电，达到平滑输出、调峰、调频的目的。以120MW/240MW·h全钒液流储能系统为例，电站投资约为12亿。假设一天参与2次调峰，且储存的电量在用电高峰时段按照风电上网电价卖出（按0.5元/kW·h计算），充放电效率57%，一年按365天计算（参照“三北”地区现行火电机组调峰的结算方式），则不同地区的收如储能电站进一步参与其它辅助服务，例如调频辅助服务，经过优化设计，有可能获得更多的收益。对于储能系统来说，可以参与辅助服务市场，显然可以促使储能形成一定的商业模式，目前还没有明确的储能参与辅助服务市场的规则制定，未来可根据储能的特点来促进储能的应用。

3结语

随着国家能源局《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿（市场）机制试点工作的通知》的发布，一方面国家有可能会采取一定的补贴，另一方面全钒液流电池的系统成本也会逐渐降低，全钒液流电池电站作为独立的储能电站有可能获得更多的收益，从而进一步缩短投资回报周期，对于投资者来说具有一定的吸引力。另外作为电动车充电站的全钒液流电池具有比较显而易见的优势，对于低品质的电能最大程度的进行利用，关键在于全钒液流电池储能电站的有效利用率。随着国内电动车市场日趋庞大，电动车电池成本逐步下降，储能式充电站必将随之得到快速发展。

参考文献：

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