浅谈几种风电蓄能的方法

浅谈几种风电蓄能的方法

2014-05-23

引言

风能是一种大规模，清洁，无污染的可再生能源。根据当前在建建成的风力发电场项目资料显示[1]，与常规的火力发电相比其建设周期短，设计规模灵活，可依据场地，资金等条件来确定容量，总成本也与火电接近。随着风电技术的提高以及成本降低，风能的利用将继续扩大。但是风电存在发电不稳定，风能利用不受控的问题。从单日周期来看，白天是居民工业用电高峰期，夜晚最低负荷仅为白天的几分之一；从年度周期来看，冬季是风力强盛时期，但冬季必须保证供热燃煤电厂的供热负荷，不得不放弃一部分风能。据统计，一般风电场上网电量仅有其发电能力的40%。因此，必须找到方法能够在电网低谷时期吸收风电过剩发电能力，并在高峰期释放。本文研究了抽水蓄能，锂电池蓄电，电解氢联合燃料电池和压缩空气蓄能四种典型的蓄能方法加以比较，给将来能源规划和设计提供有益的参考。

1、抽水蓄能

抽水蓄能电站是水力发电站的一种特殊形式。它兼具有发电及蓄能功能。抽水蓄能电站有上、下两个水库（池）。当上库的水流向下库时，就如常规的水力发电站，消耗水的势能转换为电能；相反，将下库的水输到上库时就是抽水蓄能，消耗电能转换为水的势能。

按水文条件来看，如果上库没有流域面积或流域面积甚小，没有天然入流量，则这一类抽水蓄能电站称为“纯抽水蓄能电站”，厂房内安装流量基本相同的水轮机和（或）水泵。如果上库有天然入流量，则这一类抽水蓄能电站称为“混合式抽水蓄能电站”厂房内除安装抽水蓄能机组外，尚可增装常规的水轮发电机，其容量与来水量相匹配。

水力电力转换装置是抽水蓄能电站的核心设备。早期的抽水蓄能电站分别选用水轮机，发电机组和水泵，电动机组。即所谓“四机式”这种方式设备投资大，厂房面积大。现今抽水蓄能电站的机电设备通常采用“二机式”，即可逆式水泵水轮机和与之配套的可逆式电机[2]。正向旋转的时候为电动机，起到抽水蓄电的作用；另一个方向旋转的时候为发电机，将储存的水释放并做功。典型抽水蓄能电站建设成本在每千瓦4000元～5000元左右，建造规模灵活，可从10 MW到4000MW以上。对电能的利用率为75%，技术先进，规模恰当的电站可以达到80%的利用率。

2、锂电池蓄能

锂离子电池是一种充电电池，它主要依靠锂离子在正极和负极之间移动来工作。在充

放电过程中，Li+在两个电极之间往返嵌入和脱嵌：充电池时，Li+从正极脱嵌，经过电解质嵌入负极，负极处于富锂状态；放电时则相反。锂电池是目前单位重量、体积电容量最大的化学电池，储电和放电能力是镍氢电池和铅蓄电池的一倍以上。一般储能用锂电池采用磷酸铁锂材料，容量大寿命长，是现代高性能电池的代表。

锂电池储能电站的关键设备主要包括电池管理系统(BMS)、站内监控系统、电力转换系统（PCS）和电池电堆四个部分。其中电池管理系统（BMS）的作用是管理控制大规模电池组，使之不至于因为单体电池性能之间的差异而导致电堆失控[3]。站内监控系统是在传统电站监控系统的基础上，增加对电堆的有效管理以及储能/释放能量的高级应用控制功能。电力转换系统（PCS）的功能是对电池进行充电和放电，并且为本地电网提供改善的供电质量、电压支持和频率控制。它有一个能进行复杂而快速地动作、多象限、动态的控制器（DSP），带有专用控制算法，能够在设备的整个范围内转换输出，即循环地从全功率吸收到全功率输出。对无功功率以及有功与无功功率的任意需求组合，都需要它能正常工作锂电池储能系统建设成本在5000元/kWh，循环次数1000次以上。储能效率在90%左右。但是规模扩大较为困难，目前已经建成的最大达到32 MWh。

3、电解氢联合燃料电池蓄能

电能能够电解水产生氢气和氧气，氢氧燃料电池又能够通过电化学反应将氢气氧气还原成水和电能。因此通过这种电化学转变可以将电能以氢气氧气的形式存储起来。电解水是以电解方式使水之 pH值与氧化还原电位改变，并分解产生 O2及 H2。一般来说，能让自由能增加的化学反应是不存在的。因此水在自然状态下不可能分解产生 O2及 H2，但是若在水中加入阴极、阳极，通上电流，即能比照法拉第定律发生电解反应。目前水电解槽技术比较成熟，规模大小控制灵活，建造价格也相对低廉。燃料电池是一种将存在于燃料与氧化剂中的化学能直接转化为电能的发电装置。燃料和空气分别送进燃料电池，电生产出来。实质上它不是电池而是一个“发电厂”。

燃料电池直接将燃料的化学能转化为电能，中间不经过燃烧过程，因而不受卡诺循环的限制[4]。燃料电池主要可分为碱性燃料电池（AFC）、磷酸型燃料电池（PAFC）、熔融碳酸盐燃料电池（MCFC）、固体氧化物燃料电池（SOFC）及质子交换膜燃料电池（PEMFC）等几种类型。从规模发电角度来说，熔融碳酸盐和固体氧化物燃料电池比较合理，单机容量大，工作温度高，热电联产后效率理论上可达80%。但是这两种燃料电池主要采用碳而非氢作为交换介质，并且技术上存在障碍，没有实际商品化。因此目前只能采用技术比较成熟，当前已经商品化的氢氧质子交换膜燃料电池（PEMFC）作为发电元件。另外，只有燃料电池本体还不能工作，必须有一套相应的辅助系统，包括反应剂供给系统、排热系统、排水系统、电性能控制系统及安全装置等。目前 KW级别的质子交换膜电池技术已经比较成熟，全功率运行寿命在数万至10×104h不等，电池性能衰退后更换质子交换膜成本在电站

建造总成本的10%左右。当前工业电解水槽效率在55%，燃料电池效率60%，总体效率为33%左右；电解水装置按功率折算（输入功）为2000元/kW燃料电池建设成本为20000元/kW。

4、压缩空气蓄能[5]

压缩空气储能是一种接近抽水蓄能，能够大容量和长时间储存能量的储能系统。其原理为利用用电低谷时期的电力压缩空气，并将其储藏在高压密封设施内，在用电高峰释放出来驱动燃气轮机发电。由于在燃气轮机发电过程中，燃料的2/3用于空气压缩，所以其燃料消耗可以减少1/3，所消耗的燃气要比常规燃气轮机少40%，同时可以降低投资费用、减少排放。该技术是根据燃气轮机技术的发展而发展的，一般包括5个主要部件：压气机、燃烧室及换热器、透平、储气装置（地下或地上洞穴或压力容器）、电动机/发电机。

其工作原理与燃气轮机稍有不同的是：压气机和透平不同时工作，电动机与发电机共用一机。在储能时，压缩空气储能中的电动机消耗电能，驱动压气机压缩空气并存于储气装置中；发电过程中，高压空气从储气装置中释放，进入燃气轮机燃烧室同燃料一起燃烧后，驱动透平带动发电机输出电能。由于压缩空气来自储气装置，透平不必消耗功率带动压气机，出力几乎全用于发电。燃烧燃料的非绝热空气压缩蓄能的特点是需要向系统提供较多额外的燃料，放气时加热从储气装置中流出的空气。因此如果利用余热锅炉系统回收一部分排气热来加热压缩空气，那么能够进一步提高系统效率，降低能耗。在已建成的美国 McIntosh压缩空气储能电站便采用了这种设计，相对于最早的德国 Huntorf电站节能约25%压缩空气储能建设应用较少，如果有合适的存储条件，根据已有的建成的示范电站取得的数据，建设成本在3000元/kW左右，是最经济的一种大规模储能形式。

5、结语

以上几种蓄能方法，各自有自身特点。抽水蓄能技术成熟，价格低且效率高，但是对应用区域有很大要求，必须有高落差的地势和比较充沛的水量；锂电池技术成熟，商品化程度高。但是成本很高，不易扩大容量规模。电解水联合燃料电池容易扩大规模，但是单位造价和维护运行成本都很高且效率低，技术发展和商品化也不及锂电池。压缩空气储能本质上还是依赖天然气燃气轮机，也需要矿洞等地形配合来储存压缩空气。所以我们应该根据风电场实际情况，结合储能或平抑波动的具体要求来筹划研究风能储存的方法，来得到最佳的经济效益。此外，和储能方向有关的技术还有高效高温固体氧化物电解水 SOEC，全钒液流电池等技术，因能力所限本文不再涉及。一旦这些技术获得突破，解决弃风限电问题将迎刃而解，风力发电技术也将真正普及开来。