4.4 全钒液流电池应用及前景分析
随着可再生能源的发展，人们认识到储能设备可以应用于从电力发电端到消费终端的各个中间环节。以功率等级和放电时间作为依据，针对应用场合的差异，美国能源部（DOE）把储能技术在电力系统中的应用划分为三个大类十个方向[93]。具体见表4-7。下面将针对全钒液流电池在不同领域中的应用情况作一简单介绍。
表4-7 储能技术在电力系统中的应用方向
4.4.1 大规模可再生能源发电并网
能源是国民经济可持续发展和国家安全的重要基础。随着经济的发展，对能源需求日益增加。化石能源的大量消耗所造成的环境压力日益突出。因此，节约化石能源，提高化石能源利用效率，实现节能减排，以及研究开发和大规模利用可再生能源，实现能源多样化成为世界各国能源安全和可持续发展的重要战略。各国政府高度重视可再生能源的普及应用，制定了相应的发展规划。德国政府决定，到2020年，可再生能源在整个能源消费中占到35%，到2030年达到50%，到2050年将达到80%；美国能源信息署推测，到2030年，美国电力供应量约40%来自于可再生能源发电。到2020年，日本可再生能源消费将占到总电力消费的20%，2030年将达到34%；我国政府在2009年向世界宣布，到2020年，我国可再生能源在全部能源消费中将达到15%。由此可见，可再生能源正在由辅助能源逐渐转为主导能源。
风能、太阳能等可再生能源发电受时间、昼夜、季节等因素影响，具有明显的不连续、不稳定及不可控的非稳态特性（图4-50），不仅进一步加重了电网系统调峰难度，还会对电网的电压、频率、谐波等电能质量造成不良影响，严重时会危害电网负荷的安全稳定运行。
图4-50 风电和太阳能发电的功率输出不稳定
这主要体现在：①可再生能源接入改变了电网支路潮流单向流动的模式，潮流难以预测，电压调整难以维持，影响系统的供电可靠性；②可再生能源受不确定气候因素的影响，输出功率变动幅度大、速度快，可引起电压的波动与闪变或及频率波动，经过逆变装置时将产生谐波，污染电网；③由于可再生能源产出的不稳定，并网后电网系统需增加相应的备转容量，以保证系统的调峰调频能力，换言之，可再生能源并网发电降低了系统机组的利用小时数，牺牲了经济性；④可再生能源输出功率不可控，电网运营商的发电计划制定和电力调度也受到影响。
目前可再生能源并网运行为满足对电力质量的需求，往往以牺牲电能使用效率为代价。为控制风电有功功率，我国甘肃、内蒙古等地风场“弃风”为装机容量的20%～30%。2013年，全国风电“弃风”达到27.8亿千瓦·时。要实现电能质量的管理，同时尽量提高电能利用率，应在并网发电系统中加入储能装置。事实上，在风电场和光伏电站部署功率、容量和响应速度与机组运行情况匹配的储能系统，即可在电力调峰的同时，起到稳定电压、调整频率、无功补偿、谐波抑制等改善电能质量的作用（图4-51）。2011年我国颁布的《风电场接入电力系统技术规定》要求，新建风场应配备有功功率控制系统，且须具有总额定输出20%以上连续平滑调节能力；对风电容量占电源总容量5%以上的电力系统，新增风电场应具有低电压穿越能力。
图4-51 储能系统用于调节频率、备转容量和电压控制
全钒液流电池安全性好，响应速度快、使用寿命长，并可实时准确监控电池状态，适合配备于可再生能源发电系统。于2005年在苫前町风力电场安装的4MW/6MW·h储能系统，如图4-52所示，此项目由J-Power公司牵头，与应用能源研究院（Institute of Applied Energy）、电力工业中心研究院（CRIEPI）、住友电工公司多家合作，得到了新能源和工业技术发展组织（NEDO）的资金支持[94]。Subaru最初的目标是用储能减少风力发电的短时波动，稳定电网频率。这套储能系统建在了Hokkaido的北部岛屿，30.6MW的Tamamae风场内。该4MW/6MW·h的钒电池系统由4组1MW/1.5MW·h的单元系统构成，每组单元系统通过一套1.5MW的储能逆变器连入母线。钒电池的快速响应和适应频繁充/放电切换的能力，能够有效平滑和稳定风电输出，这样的使用频次对于其他电池储能技术是很难实现的。该系统2005年1月安装完毕，运营到2008年1月，三年时间运行超过27万次充放电循环，能量效率保持在80%以上。除了测试、评估、优化储能的硬件设施，通过Subaru项目也开发出一套有效的多系统综合能量管理与控制方法。
图4-52 苫前町风力电场所用VFB系统
2003年，Pinnacle VRB公司在澳大利亚国王岛风电场安装了200kW/800kW·h的VFB系统 （图4-53）[95]。该风场原有3台250kW的Nordex风力发电机组，2003年扩建增加了2台850kW的Vestas风电机组，风电装机容量达到2.45MW。这一扩建计划为了增加风电利用率并平滑输出，加大风电在当地电力负荷中的比重，取代柴油机发电。其具体技术指标为：①使风场具有80%低电压瞬时穿越的能力；②全岛45%～50%用电量由风力发电提供；③每年减少一百万升柴油消耗量，折合减排3000t二氧化碳[17]。该项目中VFB系统额定功率200kW，可持续充放电4h；也可在300kW功率下持续放电5min，保证备用柴油发电机启动；另外，还可在最大功率400kW下工作10s，起到调控电力质量的作用。
图4-53 澳大利亚国王岛VFB系统
2012年7月，住友电工公司在日本横滨建造了一座由最大发电功率200kW聚光型太阳能发电设备（CPV）和一套1MW/5MW·h全钒液流电池储能系统构成的并与外部商业电网连接的电站（如图4-54和图4-55所示）。利用钒液流电池可以实现：①工厂接入电量的稳定；②补偿受天气影响的CPV发电量，从而实现太阳能发电的有计划使用；③对于横滨制作所内的削峰填谷运作以及事先制定用电计划，随着电力负载的变化对放电量进行调整。
图4-54 住友电工公司在日本横滨建造的光伏/储能示范工程现场
图4-55 住友电工公司在日本横滨建造的光伏/储能示范工程管理控制流程
中国的液流电池研究始于20世纪90年代初。早期的研究单位包括中国地质大学、中国工程物理研究院、中南大学等。进入21世纪以来，中南大学、中国工程物理研究院和中科院大连化学物理研究所先后组装出千瓦级VFB电堆。2011年，中国首个签约在建的兆瓦级液流电池示范项目是北京普能世纪科技公司在河北张北县设立的2MW/4MW·h VFB系统，该项目属于国家电网风光储输示范工程的一部分。2012年，大连融科储能技术发展有限公司承建了全球最大规模的5MW/10MW·h全钒液流电池储能系统应用示范工程。该系统将与龙源电力位于辽宁省法库县的卧牛石50MW风电场配套，用于实现跟踪计划发电、平滑风电功率输出，进而提升风能发电接入电网的能力。此外，还将在风电并网运行状态中发挥暂态有功出力紧急响应和暂态电压紧急支撑的作用，确保电网的总体运行更安全和更可靠。该5MW/10MW·h全钒液流电池系统采用模块化设计，单个电堆的额定输出功率为22kW，由16个22kW电堆组成350kW的单元模块系统，再由350kW的单元模块系统构建5MW液流储能电池系统（图4-56）。这一设计不但可以提高项目的建设效率，更是保证了储能设备的利用率，且占地面积少。
图4-56 5MW/10MW·h 全钒液流电池系统
（上述照片分别为50MW风电场，5MW/10MW·h液流电池电堆区，电池管理及电力电子区，电解质溶液区）
4.4.2 电网削峰填谷
电网的基本功能是为用户提供充足、可靠、优质的电能。然而，随着全球经济发展，特别是电力电子设备使用量的快速增长，电力系统的运行和需求正在发生巨大的变化。当前电力负荷峰谷差日益增大，白天高峰和夜间低谷差值达到发电量的30%～40%，现有电网系统的装机容量难以满足峰值负荷需求。
从需求负荷来看，电网电力可分为三部分：基本负荷，中间负荷以及高峰负荷（图4-57）。通常情况下，基本负荷部分的电能由火力发电、水电以及核电等稳定且价格相对低廉的电源供应；而中间负荷及高峰负荷则由原有电站的备转容量供应或其他电站（包括天然气电站、光伏电站、风力电站等）补充。由于基本负荷以上部分的电力来源本身价格较高，且利用率低，因此为满足用电峰值而额外建设大量电站极不经济。与此同时，备转机组的频繁启停既会加大能耗，又会缩短使用寿命。
图4-57 电网负荷在一天之内的典型变化情况（左图为夏季，右图为冬季）
需求负荷增加同样对输电环节产生不利影响。目前采用的百千伏以上的高压输电线路，电能的线损仍可达7%～10%。若输电负荷增加，则需要扩建相应的输电线路，否则线路拥堵会进一步增加线损。以美国为例，近二十年来全国电量需求增加了25%，而电网的新建速度却在减慢。结果，其线损从1970年的5.1%上升到2001年的9.5%。配电环节，高负荷同样会增加电能损失。
良好的电网运营需要使发电与变化的负荷“实时”匹配，因此需要良好的计划发电和购电安排。由于间歇式的可再生能源发电接入量日益增大，发电量难以精确预测，发电和用电峰谷的差异加剧，计划发电变得更为困难。
储能设备纳入电网系统后，可在用电低谷时作为负荷存储电能，在用电高峰时作为电源释放电能，实现谷电峰用，减小峰谷负荷差值（图4-58）。对电力系统带来的好处包括：①减少发电设备投资，提高发电设备整体利用效率，减少火电机组参与调峰；②减少输电网络损耗，降低设备投资；③提高了电网的负荷水平控制能力，可实现负荷跟踪发电。
图4-58 储能技术削峰填谷原理图示
虽然储能技术可以为电力系统带来诸多好处，但由于技术成熟度和建设成本等原因，储能作为调峰电源在电网中的比例还比较低，美国大约是发电容量的2.5%，欧洲大约是10%，日本约是15%[1]。中国的电力储能装机容量为16GW，仅占全国电力总装机容量的1.7%。随着需求的日渐迫切，储能系统应用示范已逐步推行，预期未来在电网中的应用将有大幅增长。美国能源部主持的32个智能电网示范项目中，有16个涉及大规模储能装置的研发建设，以提高电网可靠性和效率，减少新建电厂。《美国复苏与再投资法案》批准拨款1.85亿美元用于这些项目的建设，项目总投资额达7.72亿美元。俄罗斯国家电网运营商联邦电网公司投入4000万美元研发储能系统，该项目由Enerl公司承接。中国对储能技术在电网的应用也高度重视。2010年，发改委、电监会等六部委联合发布的《电力需求侧管理办法》提到“将推动并完善峰谷电价制度，鼓励低谷蓄能”[96]。适用于电力调峰的储能技术性能指标见表4-8。
表4-8 适用于电力调峰的储能技术性能指标
用于削峰填谷的储能技术需要具有很大的功率规模和较长的放电时间。美国能源部归纳了7种常见的储能技术对不同应用需求的适用程度（图4-59）[97，98]。对于谷电峰用的使用场合，无论是电网调峰，还是终端用户对峰谷电能的管理，液流电池都是最为合适的技术之一。
图4-59 各种储能技术对峰谷电能管理的适用程度
全钒液流储能电池规模化技术较为成熟可靠，已建成数十个用于调节电力峰谷的应用示范。1997年，Kashima-Kita电力公司在日本安设了一套200kW/800kW·h并网全钒液流电池储能系统，用于电力系统的负荷均衡。该系统一年内运行了超过150次充放电循环，在80～100mA/cm2 电流密度下能量效率接近80%。2000年，住友电工公司在大阪安装了3MW/800kW·h的钒电池系统，用于储存发电峰值电能。2005年，VRB Power在美国犹他州的Castle Valley建成了一套250kW/2MW·h的钒电池储能系统。该地区配电线路长，供电量有限，在用电高峰时可靠性不足（图4-60实线）。配备储能系统后，用电峰值可控制在供电负荷以内（虚线）。该系统无人值守，维护费低于0.008美元/kW·h，且在13000个充放电循环内能量效率保持在70%以上。配备该系统使其配电设施更新延后十年，节省的费用达每年二十多万美元。美国能源部资助俄亥俄州Painesville火力发电站安装一套1MW/8MW·h钒电池系统，以考察储能技术对电厂发电效率的改善情况[99]。预计在储能系统完全投入使用后，可调节用电高峰负荷，从而允许原有的32MW火电站以80%额定功率（26MW）恒定运行。拟建的VFB系统包括两套子系统，以1008V工作电压并联运行，总功率为1.08MW，总电流992A。其中第一套子系统由54个10kW电堆构成，第二套子系统由30个18kW电堆构成。每个子系统均带有两个体积为15000US gal（约56800L）的塑胶储罐，其电解液流量为每分钟2US gal（7.57L）。该系统使用美国超导公司生产的PM-3000直流-交流转换器，额定功率1.1MW，电流1120A。两套VFB系统示范运行从2012年12月起正式开始示范运行[100]。
图4-60 犹他州Castle Valley全钒液流电池储能系统对用电状况的改善
2012年5月普能公司宣布其建造的600kW/3600kW·h全钒液流电池储能系统获得加州爱迪生电力公司（SouthernCaliforniaEdison）的并网运营许可，系统正式全面运行，用于提高吉尔斯洋葱（GillsOnions）公司（图4-61）农产品加工厂内的分布式电网发、配、用电综合质量。美国加州的电价在用电高峰时段上调，尤其是午后的6个小时，为了缓解这个时段用电紧张局面，加州爱迪生电力公司必须增加额外的发电量满足用电需求。发电产生的额外成本按照分时电价机制由最终用户承担。尽管吉尔斯洋葱公司通过企业拥有的发电厂满足大部分自身用电需求，但是日常用电仍需依赖加州爱迪生电力公司的电网。使用该储能系统后，尤其是在晚上低谷时给系统充电，午后用电高峰时段释出，吉尔斯洋葱公司将可以降低企业的用电成本。
图4-61 吉尔斯洋葱（GillsOnions）公司
4.4.3 智能微网
随着风能、太阳能、生物质等新能源利用的技术日益成熟，分布式发电技术得到了较快发展。分布式发电具有灵活、与负荷距离近、节省输电投资等特点，在与大电网互为备用的情况下，可有效提高供电可靠性。但分布式发电的大规模接入对传统电网的冲击较大，同时单机接入成本高，控制困难，不利于调度管理。
通过在配电网建立单独的发电单元对重要负荷进行发电，这些发电单元和负荷及相应的配电线路组成了一个相对独立的微型网络，又称微电网。微电网是相对于传统大电网而言的，它通过接入设备与外界电网进行电能交换。
美国电气可靠性联合会对微电网的定义为：微电网是由负荷和微型电源共同组成的系统，可同时提供电能和热能；微电网是由一些分布式发电系统、储能系统和负荷构成的独立网络，既可以和公共电网并联运行，也可以单独运行。微电网可以覆盖传统电力系统难以达到的偏远地区，并可提高供电可靠性及电力质量。基于对微电网安全性和经济性的考虑，微电网必须要有一定数量的储能设备，以应对发电用电不平衡、电压波动等电能质量事件。液流电池在智能微网领域的应用是近年的重要开发方向。
2011年6月，日本住友电工公司开始了其在大阪建造的智能微网系统（图4-62）的验证测试。此系统通过直流电缆将包含住友电工自主开发的聚光型太阳能发电装置（CPV）在内的多个可再生能源发电装置（共8.2kW），以及一套2kW/10kW·h钒电池储能装置连接起来。通过能源管理系统（EMS），对太阳能及风能等不稳定可再生能源，以及照明和家电等较小规模用电负载进行管理，着重从消费者的角度来实现稳定且高效的电力供应。该2kW/10kW·h钒电池系统（图4-63）表现出优异的性能：在70mA/cm2工作电流密度下运行，库仑效率、电压效率和能量效率分别达到94.3%、91.0%和85.8%；在140mA/cm2工作电流密度下运行，库仑效率、电压效率和能量效率分别达到96.6%、83.3%和80.8%。
图4-62 日本住友电工公司在大阪建造的智能微网系统示意图
图4-63 日本住友电工公司开发的1kW电堆及2kW/10kW·h钒电池系统
2012年4月，由大连融科储能技术发展有限公司提供的200kW×4h全钒液流电池系统（如图4-64所示）成功接入金风科技可再生能源智能微网，开始运行。金风科技可再生能源智能微网项目属国家级示范工程，位于北京金风科技凉水河基地，整个微网由一台2.5MW风力发电机、503kW光伏发电系统、多种储能系统、控制系统和负荷组成。融科公司提供的200kW×4h全钒液流电池系统由10个20kW级电堆采用5串2并的方式构成，DC-DC效率达75%。表4-9列出了该系统的关键参数。
图4-64 金风科技智能微网用200kW/800kW·h
全钒液流电池系统外观及内部结构三维图（融科储能公司研制）
表4-9 200kW/800kW·h钒电池系统参数表
4.4.4 离网供电系统
离网型可再生能源发电系统已成为偏远地区、边防海岛、通信基站等应用场合的重要电力解决方案。储能是离网可再生能源供电系统中不可或缺的重要组成部分（图4-65）。以光伏发电为例，其最大输出功率取决于日照辐射度。随着季节变化和昼夜变化，太阳高度角和方位角周而复始地改变，外加天气因素对大气质量的影响，使得光伏机组接收的太阳辐射量波动较大、难以预测。传统的离网供电系统一般采取添加柴油机的方式保证系统供电连续，或者必要时中断供电以保证系统安全。柴油机混合发电系统不能自治运行，而且油料燃烧将带来环境污染。加入储能装置，则既可起到平抑系统电能波动、缓解发电量和负荷需求矛盾的作用，又可实现系统的自治运行。
图4-65 具有储能装置的离网型风/光发电系统结构图示
当风力较强或光照良好时，储能设备将多余的电能储存起来；在风力较弱或日照不足时，再将储存的能量转换为电能，继续向负荷供电，保证系统供电的连续性。与此同时，可再生能源发电带来的电压波动可通过储能装置平抑，达到平滑输出的效果。
由于离网供电系统规模较小，一般在几千瓦到数十千瓦，是液流电池应用示范初期的重要领域。无市电或弱市电地区的新能源通信基站是一种典型的离网用电模式，钒电池因其循环寿命长、免维护、备点时间长等优势成为新能源基站的储能设备佳选。钒电池制造商纷纷开发通信基站市场。如普能公司针对无市电或弱市电地区的新能源通信基站推出了额定功率5～10kW，电压等级48V（DC），储能容量10kW·h、20kW·h、40kW·h的全钒液流电池系统，并广泛开展了应用，以提高新能源供电稳定性、减少柴油机的使用。表4-10及图4-66列出了一些典型项目[29]。
表4-10 普能世纪科技有限公司向通信基站领域供应的钒电池情况
图4-66 Cellstrom公司cellcube FB10-100钒电池系统外观
奥地利Cellstrom公司也针对新能源通信基站，推出10kW/100kW·h钒电池系统（cellcube FB 10-100，如图4-66所示），可为1kW基站负载提供4天的备电容量，每年可节约柴油13140 L[101]。该系统由10个1kW电堆构成。通过3套液体回路控制，根据实际工作情况，实现2kW、4kW、4kW的分级运行，有效提高了系统效率。另外，有效的热管理系统设计也大大拓宽了电池系统的使用温度范围。
2006年，VRB POWER公司在丹麦Risø国家实验室以及Aalborg大学分别安装了15kW/120kW·h及5kW/20kW·h的VFB系统 （图4-67），作为风力发电及风光发电系统的储能单元，以评价离网可再生能源系统的利用效率。
图4-67 丹麦Risø国家实验室VFB系统
2011年，融科储能公司在大连蛇岛自然保护区（位于大连旅顺口区西北部的渤海中的岛屿）建造了一座离网的太阳能/钒液流电池储能供电系统，提供岛上工作人员生活和工作用电（图4-68为供电方案示意图）。在此之前，旅顺蛇岛自然保护区的用电完全由柴油发电机来提供，但是柴油机噪声大，不利于生态环境，且柴油的输运也很困难。
图4-68 旅顺蛇岛微网供电方案示意图
融科储能公司的供电方案中包括21kW太阳能光伏发电系统、10kW/200kW·h钒液流电池系统以及逆变器等相关控制设备。该10kW/200kW·h钒液流电池系统由10个1kW电堆采用5串2并的方式连接构成，通过2套液体回路实现分级控制。该系统的使用大大降低了柴油机的使用。