全钒液流电池储能电站在风电场中的应用

全钒液流电池储能电站在风电场中的应用

电力是促进社会进步和人民生活的物质基础。当今世界发展主要依靠的是煤炭、石油、天然气三大传统化石能源。随着社会和经济的发展,全球化石能源消耗的速度逐年增加,并带来全球环境变暖、生态破坏等严重的环境问题。化石能源储量有限,面向未来,世界范围内化石能源资源短缺不可避免,能源资源和能源安全问题将日趋严峻。大力开发利用可再生能源已经成为当今世界各国调整能源消费结构,实现能源、经济和环境可持续发展的重要途径。风能资源是清洁的可再生能源,风力发电是目前可再生能源发电中技术最成熟、最具规模化开发条件和商业化发展前景的发电方式之一。积极开发利用风电,对增加能源供应、调整能源结构、减少化石能源消耗、减少温室气体排放及保护环境和促进经济社会的可持续发展具有重要作用。近年来,风力发电在我国得到迅猛发展。截至2012年底,我国风电累计装机容量达到7532.4万千瓦,总装机容量超过美国位居世界第一。从辽宁省来看,截止2013年6月底,辽宁省风电装机总容量达到518万千瓦,同2005年相比,总装机容量增长超过40倍。目前风电总装机容量占辽宁省电网发电总装机容量的比例超过12%,到2020年,将超过1000万千瓦。风力发电具有明显的随机性、间歇性和不可控性,风电装机规模的快速增长和大规模并网给电网调峰和稳定、安全运行带来了巨大压力,加之中国风电场主要分布在距离负荷中心较远的地区,电网架构相对薄弱,输电线路容量有限,外送通道不畅,结果造成风电场的弃风限电现象严重。据国家能源局统计,2012年全国弃风电量约200亿度,较2011年的弃风限电规模增加了1倍,相当于损耗660万吨标准煤或向大气排放1000万吨二氧化碳。风电平均利用小时数比2011年有所下降,个别省(区)风电利用小时数下降到1400h左右,不仅极大地浪费了风能资源,而且风电场收益也呈严重下降趋势。特别是在中国东北、华北、西北地区,大规模弃风限电现象更加频繁和常态化。因此,如何改善和调控风电场并网功率特性,提高电网侧对于可再生能源的接纳能力,减少限电弃风,提高可再生能源利用效率是需要解决的重大问题。为此,国家电网公司中国电科院分别在2005年和2011年制订了《风电场接入电力系统技术规定》。对于风电场并网有功功率变化率进行了限定。2011年和2012年,国家能源局也发出通知,要求风电场具有功率预测功能,并明确提出了风电场功率预测系统的功率预测精度要求。上述强制性规定的出台,就是针对风电场发电并网功率波动较大,且并网功率随机性强的现状而提出的。目的是要求风电场提高并网电能质量,提高功率预测精度,以减小风电并网波动对电网稳定性的影响,同时降低电网调度侧调峰压力。然而,目前风电场功率预测系统预测精度较差,不能满足电网调度侧需求。储能系统具有动态吸收能量并适时释放的特点,可有效地平拟风力发电并网功率,配合风电场功率预测系统,改善跟踪计划发电能力,提高风电场输出功率的可控性,使风电场更加适应电力系统调度的运行需要,更可能地作为有效电源来进行调度管理。从而切实提高电网对于风电的接纳能力和降低弃风限出力小时数,提高风电资源利用效率,促进节能减排。本文所介绍的5MW/10MW·h全钒液流电池储能系统安装在国电龙源卧牛石风电场升压站内,该风电场风力发电总装机规模为49.5MW,储能系统功率占风电场总装机容量的比例约为10%。该套储能系统自2013年2月份并网运行,是目前全球范围内投入运行的最大规模的全钒液流电池储能系统。其投运将为探索储能系统配套风电场的运行模式和推广应用储能技术获得宝贵的数据和经验积累,并必将对我国可再生能源发展起到积极的推动作用。1全钒液流电池的结构及特点液流电池是一种化学储能电池。与通常蓄电池中活性物质被包含在电池的正负极内不同,液流电池的正、负极氧化还原活性物质分别溶解于装在两个储液罐中的电解质溶液里,通过循环泵推动溶液进入电堆。电解质溶液在电堆中循环流动,溶液中的活性物质在离子传导膜两侧的多孔电极上分别发生电化学还原和氧化反应。充放电过程中,为保持膜两侧溶液的电荷平衡,从离子传导膜一侧向另一侧发生离子的迁移。不同活性物质组合成的电化学体系具有其特定的反应历程、反应产物和迁移离子。液流储能系统的输出功率取决于电池的电极反应面积和单电池的节数,储能容量则取决于电解质溶液的体积和浓度,两者可单独设计。全钒液流电池正极电对为VO2+/VO2+,负极电对为V2+/V3+,电池充放电时,在电极表面发生如下反应此电池正极反应的标准电位为+1.004V,负极标准电位为–0.255V,全钒液流电池的标准电动势为1.259V。随着电解液的浓度及电池的充放电状态变化,电解液中VO2+的存在形式会产生一些变化,从而对电池正极电对的标准电极电位产生一些影响,实际使用时电池的开路电压一般在1.5~1.6V。相比于其它蓄电池,全钒液流储能电池具有以下特点:(1)安全性好。系统常温常压运行,电解液无燃烧和爆炸的危险。(2)储能系统功率和容量大,功率达数十千瓦级到数百兆瓦级,容量可达数百兆瓦时。而且功率和容量可分别独立设计,可以满足不同的应用需求。(3)充放电循环性能好,寿命长。全钒液流储能电池的活性物质存在于液体中,充放电时无其它电池常有的相变化,电池使用寿命长;而且活性物质只有钒离子一种,避免了离子互串而导致的电解液污染问题。(4)可深度放电而不会对电池造成损坏。(5)容量可恢复。(6)钒电解质溶液可循环使用,环境友好。25储能系统方案设计5MW/10MW·h电池储能系统建设地点位于国电龙源卧牛石风电场升压站内。国电龙源沈阳法库卧牛石风电场安装了33台1500kW的风力发电机组,总装机容量为49.5MW。风电场经66kV母线接入辽宁电网。储能系统功率容量占风电场总装机容量的比例约为10%。该套储能系统自2013年2月并网运行,是目前全球范围内投入运行的最大规模的全钒液流电池储能系统。如图1、图2所示。全钒液流电池储能系统主要包括全钒液流单元电池系统、电池管理系统(BMS)、功率转换系统(储能逆变器PCS)、变压器和能量管理系统(EMS)。5MW/10MW·h全钒液流电池储能系统采用模块化设计。单元储能系统额定输出功率为352kW,整套储能系统由15套可独立调控的352kW单元储能系统组成。15套单元储能系统在能量管理系统的统一调度下,既可以实现单套单元储能系统的启停运行,也可以实现整套储能系统的启停运行。储能系统模块化设计为在系统运行和控制过程中,储能系统运行模式的优化及系统运行可靠性和经济性奠定了基础。储能系统室内全钒液流电池系统设备布局如图3所示。每3套352kW单元电池系统排成一排构成1MW电池系统,5套1MW电池系统逐排布置构成5MW电池系统。直流汇流柜与电池管理系统集中布置成一排,分别与相应的电池系统连接。储能逆变器、初始充电机和能量管理系统集中布置成一排。储能逆变器和电池系统及室外变压器进行连接,完成电能的交直流转换和并网充放电,能量管理系统则和电池管理系统、储能逆变器、风电场SACDA系统进行通讯,根据功能需求,实现对储能系统的充放电管理和调度。储能系统室房屋土建面积为2200m2,配备有通风和温度智能控制系统,能够保证储能系统室的通风及温度满足全钒液流电池储能系统运行的需求。同时,储能系统室内预留了运行维护通道,以便储能系统在运行过程中正常的维护、检修等空间需求。5MW/10MW·h电池储能系统现场设备如图4~图7所示。5MW/10MW·h全钒液流电池储能系统基本配置及性能参数见表1。35mw10wh基于单元h的全铬液流电池能量管理系统的设计3.1wh单元储能系统电池储能系统接入风电场电气方案如图8所示。从图8中可以看出,每套352kW全钒液流单元电池系统与1台352kW储能逆变器配套使用,形成1套独立的352kW/700kW·h单元储能系统。352kW全钒液流单元电池系统的直流母线通过直流开关连接在储能逆变器的直流侧。储能逆变器可实现电能的交直流双向转换,进行充放电。每台352kW储能逆变器的交流输出侧与原边为双分裂变压器的一组绕组相连,变压器的副边经复合开关接入风电场内35kV电网。变压器容量为1650kV·A。储能系统根据能量管理系统的调度,从风电场35kV母线吸收或向35kV母线释放电能,实现充放电。储能系统充放电和风场内风机发电能量叠加汇集后接入风电场升压变压器35kV侧,通过升压变压器升压至66kV并入电网。3.23全钒液流电池系统实现并网运行技术单元电池系统是一个或多个电堆和其它附属件所组成的独立集合体,是构成大规模电池系统的标准单元。其主要由以下几部分组成:一个或多个电堆、电解液输送的系统、电路连接及保护、监测和控制系统。5MW/10MW·h全钒液流电池储能系统采用的基本单元为352kW单元电池系统,其基本参数见表2。352kW/700kW·h单元电池系统由大连融科储能技术发展有限公司与中国科学院大连化学物理研究所合作开发,具有完全的自主知识产权。该单元电池系统通过了国家能源局组织的国家级能源科学技术成果鉴定,认为352kW/700kW·h单元电池系统设计合理、运行稳定,已应用该单元电池系统建成5MW/10MW·h风电场储能电站,实现并网运行;成果创新性强,能量效率、功率密度及安全性能等技术指标已达同类产品国际先进水平。电堆是全钒液流电池系统实现充放电的核心,是由多个单电池以叠加形式紧固的、具有多个管道和统一电流输出的组合体。5MW/10MW·h全钒液流电池储能系统所采用的22kW电堆由中国科学院大连化学物理研究所与大连融科储能技术发展有限公司合作开发。电堆关键材料和部件如电极、双极板以及密封件均具有完全自主知识产权。22kW全钒液流储能电池电堆技术通过了国家能源局组织的国家级能源科技成果鉴定,22kW电堆的能量效率、功率密度、循环寿命及安全性等技术指标达到同类产品国际先进水平。其性能参数见表3。3.3储能系统作网监控5MW/10MW·h全钒液流电池储能系统具有功能强大的能量管理系统。能量管理系统可以实现以下功能:控制各单元储能系统的工作状态,显示储能系统的主要运行数据以及电池、逆变器参数设置;可实时查看整套储能系统的实时运行数据、环境数据等并形成报表;既可以与风电场监控系统进行通讯联系,对风电场相关信息进行采集,也可以与电网调度系统进行通讯联系;具备远动功能,接受电网侧的调度,实现了遥信、遥测、遥控和遥调,对储能系统运行模式及出力进行调整。4能源系统的工作模式和功能在能量管理系统的统一调度下,5MW/10MW·h全钒液流电池储能系统可实现以下功能。4.1风电场并网总功率变化在平滑风电输出模式下,能量管理系统对储能系统进行的充、放电调度,可以有效的抑制风电场分钟级的短期波动,平滑风电场的有功功率的输出,如图9所示,图中蓝色曲线为风力发电实时功率,绿色曲线为储能系统实时充放电曲线,红色曲线为风电场并网总功率变化曲线。分别对风力发电实时功率和并网总功率数据进行分析,得到两种情况下的1min有功功率变化值见表4。根据GB/T19963—2011《风电场接入电力系统技术规定》中风电场1min有功功率变化最大限值为5MW。从表4中可以看出,在图9所示数据的时间段内,储能系统未参与平滑之前,风电场1min有功功率变化最大值为4.0MW,利用储能系统平滑后,风电场1min有功功率变化最大值降低至2MW,对比可以看出风电并网总功率平滑程度明显改善。上述功能的实现,可以有效改善风电场因为功率波动变化率较高而导致的电网侧的电压闪变和波动,改善电能质量,提高电网可靠性。4.2风电场发电系统模型参照电网调度部门对常规发电机组的调度模式,向风电场下发计划发电出力曲线有助于提高风力发电厂的可调度性。但相对于常规发电机组,风电场出力具有较大的波动性和随机性。即使根据风电场功率预测数据而制订的计划发电曲线与风电场实际发电输出功率曲线间也存在较大的偏差。在含储能系统的风电场中,该偏差可通过储能系统实时的吸收和释放功率进行弥补。从图10可以看出,通过对储能系统的充放电调度,风电场可以较好的跟踪完成发电计划。图中蓝色曲线为风力发电实时功率,绿色曲线为储能系统实时充放电曲线,红色曲线为风电场并网总功率变化曲线。上述功能的实现可以有效的提高风电场输出功率的可控性,使得风电场更加适应电力系统调度的运行需要,可作为有效电源来进行调度管理。从而切实提高电网对于风