一种水电厂内设置液流电燃料充电站的系统和方法

技术领域

本发明涉及充电站技术领域，具体涉及一种水电厂内设置液流电燃料充电站的系统和方法。

背景技术

一般来讲，电能是不能被储存的(目前的电池储能成本高、储能量有限)，因此用户需要多少电量，水电厂就需要同步发出多少电量，这样才不会造成能源的浪费。但是通常在电力系统中各个水电厂的需求电负荷是在不断发生变化的，为了维持有功功率平衡，保持系统频率稳定，就需要发电部门相应改变发电机的发电量以适应用电负荷的变化，这就叫做调峰。

水电厂是将随的位能和动能转换为电能的工厂，水的压力或流速冲动水轮机转动，将谁能变成机械能，然后水轮机带动发电机旋转，利用电磁效应产生电流。水电厂调峰操作简便，动作迅速，成本低廉，给电网运行带来良好的调节性能和很高的经济效益。

另一方面，在全球对节能环保问题高度关注下，新能源汽车应运而生，近些年我国新能源汽车市场持续升温，处于飞速发展状态。我国新能源汽车的规模不断扩大，对充电桩的需求也日益增多，但我国充电桩的建设数量却远低于新能源汽车的销量，充电难的现状日益凸显，充电桩的缓慢发展已经严重制约了新能源汽车发展。

基于电池租赁模式的换电池模式配合大规模集中型充电已经成为当前电动汽车发展具有竞争力的商业技术模式，这是因为：1)采用电池租赁方式可降低用户的购车费用；2)对电池进行集中充电可采取慢充方式，避免因充电不当造成的电池寿命缩短；3)对电池进行集中管理可减少电动汽车随机充电给电网带来的波动；4)在集中型充电站可对替换下的电池进行梯次利用，进而提高电池的利用率、减少电池对环境的二次污染。

基于电池租赁的换电模式在以色列、加拿大、澳大利亚、丹麦等国家已经有了实际的应用和推广；作为电动汽车产业的积极参与方，国家电网公司和南方电网公司也准备采用换电为主的电动汽车发展模式，在充电方面，国家电网公司还明确“集中充电、统一配送”的商业模式。

但目前的充电电池能量密度低、电池更换操作复杂，如果能够利用一种流体状态的充放电电池实现电池更换的便捷化，将使得这种电池租赁或更换模式的电动汽车未来更加可行。

液流电燃料电池与常规固态电池或常规液流电池不同，液流电燃料电池充电器与电燃料电池独立工作，可以实现流体化的电能的存储于释放。应用于电动汽车，既可以提供更长的续航里程，同时也可以实现电池的充电过程即为加油过程(注入满电电燃料)，可以在几分钟内完成。

发明内容

针对现有技术的不足，本发明旨在提供一种水电厂内设置液流电燃料充电站的系统和方法，可以实现利用水电厂内的廉价电力进行大容量、集中、高效、安全的充电电池的储能应用，水电厂可以由此获得调峰补贴，充电站则能以此获得最低为负电价的充电成本价格，从而克服目前水电厂的调峰灵活性不足以及新能源汽车充电难的问题。

为了实现上述目的，本发明采用如下技术方案：

一种水电厂内设置液流电燃料充电站的系统，包括水电厂内的液流电燃料电池充电站；所述液流电燃料电池充电站包括充放电控制柜7和液流电燃料电池及其储罐；所述充放电控制柜7电连接于所述液流电燃料电池储罐并用于控制液流电燃料电池的充放电；水电厂的发电机100的出口母线、升压站101的母线和厂用电的母线中的至少一个分别通过开关电连接于所述充放电控制柜7的交流电输入端；电厂集中控制系统102控制连接于所述各个开关和充放电控制柜7。

进一步的，所述水电厂的发电机100的出口母线、升压站101的母线和厂用电的母线中的至少一个分别经过变压器与各自的开关连接。

进一步的，所述充放电控制柜7包括逆变器和充电控制单元；所述逆变器的交流电输入端分别电连接于各个开关的输出端，直流电输出端电连接于所述液流电燃料电池的充电端；所述充电控制单元控制连接于所述液流电燃料电池并用于控制液流电燃料电池的充放电。

进一步的，所述充放电控制柜7的电能输出端经开关和变压器电连接于所述升压站101的母线。

进一步的，所述液流电燃料电池为含有钛酸锂、硫化锂、高分子聚合物或锂锰镍氧化物的纳米流体电燃料或含有铁、钒或锰的无机电燃料或含有醌类、硝酰自由基或咯嗪的有机电燃料中的任意一种或组合。

一种水电厂内设置液流电燃料充电站的系统的控制方法，具体为：

S10：当需要水电厂降低发电量时，电网电力调度中心104向水电厂的电厂集中控制系统102发送调度指令，电厂集中控制系统102通过控制各个开关的任一个或多个闭合，并向充放电控制柜7发送充电指令，则水电厂的发电机的出口母线、升压站的母线、厂用电的母线中的任意一个输出的电能输出至充放电控制柜7，所述充放电控制柜7将交流电转换为直流电后对液流电燃料充电站的液流电燃料电池进行充电；

S11：电厂集中控制系统102获取充放电控制柜7的充电信息，根据调峰需求控制对液流电燃料充电站供应的电量，当到达可以对液流电燃料充电站供应的电量上限时，电厂集中控制系统控制各个开关断开，并控制充放电控制柜7停止充电电池的充电。

进一步的，还包括步骤S12：当电网在用电高峰时段，电网电力调度中心向电厂集中控制系统发送调度指令，电厂集中控制系统通过向充放电控制柜发送控制指令并控制充放电控制柜的电能输出端所连接的开关闭合，充放电控制柜控制充电电池放电，充电电池的电能经充放电控制柜转换为交流并升压后输出至升压站的母线，从而汇集进入电网线路。

一种水电厂内设置液流电燃料充电站的系统的配置方法，包括如下步骤：

S20、根据水电厂的类型和当地水电厂与电网配合可以开展的电网辅助服务的类型，确定液流电燃料充电站是单向充电运行方式，还是双向充放电运行方式；

S21、根据水电厂的发电量规模，以及水电厂参与电网辅助服务的调峰调频的深度和负荷量，以及需要保证对外销售的液流电燃料电池液流电燃料电池的需求量，确定液流电燃料充电站的液流电燃料电池的容量。

一种水电厂内设置液流电燃料充电站的系统的操作方法，所述液流电燃料电池充电站利用液流电燃料电池的充电或放电响应电网辅助服务，对外销售充满电的液流电燃料电池和回收用户使用完的需要充电的液流电燃料电池；所述电网辅助服务包括调峰、调频、黑启动或可中断蓄电负荷响应中的任意一种或组合；所述充满电的液流电燃料电池可直接从所述液流电燃料电池充电站的充电单元中拔掉拆卸，对外直接销售或对外直接租赁；用户用完电量的液流电燃料电池回收至水电厂，安装到所述液流电燃料电池充电站的充电单元中重新充电。

本发明的有益效果在于：

1.本发明利用水电厂的厂区内资源，包括一般水电厂内水库水体设置大型漂浮性或水下的液流电燃料储存袋，可以有效节约用地资源；

2.在电燃料充电过程中需要的水可以来自水库，有效利用水电厂水资源；

3.另外，水电厂内的成本电价较低，如果利用水电厂的深度调峰电价，充电的成本会更低，有些水电厂可利用集中式的充电站的电池参与电网调频辅助服务，将会实现负电价充电，即充电越多，盈利越多；

4.利用水电厂内的运行和技术人员及管理队伍，对集中式充电站进行专业化的运营和维护，不但能够保证充电站的安全运行，而且水电厂内的安全、消防、电压变电等设施都可以直接应用于充电站，比起城市区域电网负荷侧新建的充电站，其总体投资可大大降低。

5.利用流体状态的液流电燃料电池，可以与水电厂或加油站结合，实现水电厂内或城市区域的液流电燃料的“加油式”充电，充电过程快，电池物流运输方便。

附图说明

图1为本发明实施例1的系统结构框图；

图2为本发明实施例1的系统模块示意图；

图3为本发明实施例2的控制方法流程图；

图4为本发明实施例3的配置方法流程图；

图5为本发明实施例4的操作方法流程图。

附图标记

1-高压变压器、2-高压开关、3-中压变压器、4-中压开关、5-厂电变压器、6-厂变开关、7-充放电控制柜、8-充电电池、100-发电机、101-升压站、102-电厂集中控制系统、103-水轮机、104-电网电力调度中心。

具体实施方式

以下将结合附图对本发明作进一步的描述，需要说明的是，本实施例以本技术方案为前提，给出了详细的实施方式和具体的操作过程，但本发明的保护范围并不限于本实施例。

实施例1

本实施例提供一种水电厂内设置液流电燃料充电站的系统，可以利用液流电燃料充电站内的充电电池组的充放电，响应电网调峰、调频、黑启动、可中断蓄电负荷等电网辅助服务中的任意一种，充满电的液流电燃料电池可加注给汽车，用户用完电量的液流电燃料电池回收至水电厂，回注到充电站内重新充电。

具体地，如图2所示，本实施例系统包括高压变压器1、高压开关2、中压变压器3、中压开关4、厂电变压器5、厂变开关6、充电站，所述充电站包括充放电控制柜7和充电电池8；所述充放电控制柜7电连接于所述充电电池8并用于控制充电电池8的充放电；所述中压变压器3的输入端电连接于水电厂的发电机100的输出端，其输出端通过中压开关4电连接于所述充放电控制柜7的交流电输入端；所述高压变压器1的输入端电连接于水电厂的升压站101的输出端母线，其输出端通过高压开关2电连接于所述充放电控制柜7的交流电输入端；所述厂电变压器5设于水电厂的厂用电线路上，并且其通过厂变开关6电连接于所述充放电控制柜7的交流电输入端；所述充放电控制柜7的电能输出端经开关和变压器电连接于所述升压站101的母线；水电厂的电厂集中控制系统102分别控制连接于所述高压变压器1、高压开关2、中压变压器3、中压开关4、厂电变压器5、厂变开关6和充放电控制柜7。

另外，水电厂的发电机的出口母线、升压站的母线和厂用电的母线也可以不经变压器直接连接通过高压开关2、中压开关4、厂变开关6电连接于所述充放电控制柜7的交流电输入端。

在本实施例中，所述充放电控制柜7包括逆变器和充电控制单元；所述逆变器的交流电输入端分别电连接于所述高压开关、中压开关、厂变开关的输出端，直流电输出端电连接于所述充电电池的充电端；所述充电控制单元控制连接于所述充电电池并用于控制充电电池的充放电。

如图2所示，水电厂机组主要包括水轮机103和发电机100。

本发明使用的液流电燃料电池为含有钛酸锂、硫化锂、高分子聚合物或锂锰镍氧化物的纳米流体电燃料或含有铁、钒或锰的无机电燃料或含有醌类、硝酰自由基或咯嗪的有机电燃料中的任意一种或组合。

上述系统的工作原理在于：

水电机组启动迅速，从启动到满出力运行只需要2-4分钟，对变动负荷跟踪能力强，调峰深度接近100％的额定容量，相比火电机组开机缓慢，爬坡速度慢，调峰深度有限，经济效益更高。电燃料充电站储存的电能可达到百万瓦级别甚至更高，在水电厂需要参与电网深度调峰的时段，一般情况下是电网希望水电厂降低发电量深度调峰，此时，利用充电站作为储能单元，利用深度调峰负荷电力将水电厂发出的电力直接对充电站进行充电，从而减少上网电量，获得调峰收益。此外，水电站可以在丰水期利用充电站作为储能单元，在枯水期将充电站的电力重新送入电网，保证枯水期电力供应。

在本实施例中，液流电燃料充电站的电能来源主要包括水电厂的发电机的出口母线、升压站的母线和厂用电的母线。当需要水电厂降低发电量时，电网电力调度中心104向水电厂的电厂集中控制系统102发送调度指令，电厂集中控制系统102控制高压开关2、中压开关4和厂变开关6中的任一个或多个闭合，并控制中压变压器3、高压变压器1和厂电变压器5工作，同时向充放电控制柜7(充放电控制单元)发送充电指令，则水电厂的发电机的出口母线、升压站的母线、厂用电的输出的电能分别经过中压变压器3、高压变压器1和厂电变压器5输出至充放电控制柜7，所述充放电控制柜7(逆变器)将交流电转换为直流电后对液流电燃料充电站的充电电池进行充电。电厂集中控制系统102实时获取充放电控制柜7的充电信息，根据调峰需求控制对液流电燃料充电站供应的电量，当到达可以对液流电燃料充电站供应的电量上限时，电厂集中控制系统控制高压开关2、中压开关4和厂变开关6打开，控制中压变压器3、高压变压器1和厂电变压器5停止工作，并控制充放电控制柜7(充放电控制单元)停止充电电池的充电。

充满电的电燃料可以注入大型漂浮型或水下型储存袋，设置于水电站水库水体内，充分利用水电站的空间。漂浮性储存袋袋体为双层，中间有充气腔，可以充气鼓起形成气囊。袋体外层采用轻型发泡材料制成，内层采用绝缘材料制成。充电电燃料需要在一定的温度条件下保存才能保证电燃料的稳定性，因此在水温适合时，将漂浮型和水下型储存袋放置水电站水库水体内，不仅节约存储空间，还能利用水库的水作为天然的换热装置，保证电燃料的稳定性。

实施例2

如图3所示，本实施例提供一种利用水电厂内液流电燃料充电站的系统的控制方法，具体为：

S10：当需要水电厂降低发电量时，电网电力调度中心104向水电厂的电厂集中控制系统102发送调度指令，电厂集中控制系统102通过控制各个开关的任一个或多个闭合，并向充放电控制柜7发送充电指令，则水电厂的发电机的出口母线、升压站的母线、厂用电的母线中的任意一个输出的电能输出至充放电控制柜7，所述充放电控制柜7将交流电转换为直流电后对液流电燃料充电站的液流电燃料电池进行充电；

S11：电厂集中控制系统102实时获取充放电控制柜7的充电信息，根据调峰需求控制对液流电燃料充电站供应的电量，当到达可以对液流电燃料充电站供应的电量上限时，电厂集中控制系统控制各个开关断开，并控制充放电控制柜7停止充电电池的充电。

S12：当电网在用电高峰时段，电网电力调度中心向电厂集中控制系统发送调度指令，电厂集中控制系统通过向充放电控制柜发送控制指令并控制充放电控制柜的电能输出端所连接的开关闭合，充放电控制柜控制充电电池放电，充电电池的电能经充放电控制柜转换为交流并升压后输出至升压站的母线，从而汇集进入电网线路。

本实施例提供的利用水电厂内液流电燃料充电站的系统的方法，在水电厂需要降低发电量时，将电能储存到水电厂内的液流电燃料充电站，在水电厂需要提高发电量时，将水电厂内的液流电燃料充电站储存的电能释放到电网，从而实现电力调频、调峰等电网辅助服务。

当停电事故发生后，本发明也能将水电厂内已经充满电的液流电燃料充电站作为黑启动电源，此时液流电燃料充电站启动放电程序，充放电控制柜将直流电转换为交流电，经过升压后输出至升压站母线，输电线路充电后，启动水电厂大型机组，被启动机组并网恢复发电能力，此时可将一部分电力再次充到液流电燃料充电站，以满足一定量的负荷，保证系统的稳定，从而实现黑启动。

实施例3

如图4所示，本实施例提供一种水电厂内设置液流电燃料充电站的系统的配置方法，包括如下步骤：

S20、根据水电厂的类型和当地水电厂与电网配合可以开展的电网辅助服务的类型，确定液流电燃料充电站是单向充电运行方式，还是双向充放电运行方式；

S21、根据水电厂的发电量规模，以及水电厂参与电网辅助服务的调峰调频的深度和负荷量，如水电厂是否汛期、枯期和过度期都参与系统调峰，以及需要保证对外销售的液流电燃料电池的需求量，确定液流电燃料充电站的液流电燃料电池的容量。

本实施例中，液流电燃料充电站为单向充电运行时，水电厂的电能储存到液流电燃料充电站内的充电电池，并可将充电电池拆卸下来，对外租赁或出售。液流电燃料充电站为双向充电运行时，水电厂的电能储存到液流电燃料充电站内的充电电池，液流电燃料充电站可将电能放电，输入电网，也可将充电电池拆卸下来，对外租赁或出售，可以实现水电厂内或城市区域的液流电燃料的“加油式”充电，充电过程快，电池物流运输方便。

实施例4

如图5所示，本实施例提供一种水电厂内设置液流电燃料充电站的系统的操作方法。液流电燃料电池充电站利用液流电燃料电池的充电或放电响应电网辅助服务，对外销售充满电的液流电燃料电池和回收用户使用完的需要充电的液流电燃料电池；电网辅助服务包括调峰、调频、黑启动或可中断蓄电负荷响应中的任意一种或组合；可中断蓄电负荷响应：当电力公司必须中断一定数量的负荷时，电网电力调度中心向水电厂的电厂集中控制系统发送调度指令，将一部分电力储存到液流电燃料电池充电站的充电电池中，充电电池的电能还可销售给用户，充满电的液流电燃料电池可直接从液流电燃料电池充电站的充电单元中拔掉拆卸，对外直接销售或对外直接租赁；用户购买或租赁液流电燃料电池，用完电量后，将液流电燃料电池送回购买地点或租赁地点，并由运输车辆回收至水电厂，安装到液流电燃料电池充电站的充电单元中重新充电，并重新销售或租赁。

对于本领域的技术人员来说，可以根据以上的技术方案和构思，给出各种相应的改变和变形，而所有的这些改变和变形，都应该包括在本发明权利要求的保护范围之内。