CN103443984A - 基于电能成本运行液流电池系统的方法和系统 - Google Patents

基于电能成本运行液流电池系统的方法和系统 Download PDF

Info

Publication number
CN103443984A
CN103443984A CN2012800171714A CN201280017171A CN103443984A CN 103443984 A CN103443984 A CN 103443984A CN 2012800171714 A CN2012800171714 A CN 2012800171714A CN 201280017171 A CN201280017171 A CN 201280017171A CN 103443984 A CN103443984 A CN 103443984A
Authority
CN
China
Prior art keywords
value
power density
electric energy
cost
accumulator cell
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
CN2012800171714A
Other languages
English (en)
Other versions
CN103443984B (zh
Inventor
A.潘迪
M.L.佩里
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Raytheon Technologies Corp
Original Assignee
United Technologies Corp
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by United Technologies Corp filed Critical United Technologies Corp
Publication of CN103443984A publication Critical patent/CN103443984A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN103443984B publication Critical patent/CN103443984B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/18—Regenerative fuel cells, e.g. redox flow batteries or secondary fuel cells
    • H01M8/184—Regeneration by electrochemical means
    • H01M8/188—Regeneration by electrochemical means by recharging of redox couples containing fluids; Redox flow type batteries
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04298—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems
    • H01M8/04694—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems characterised by variables to be controlled
    • H01M8/04858—Electric variables
    • H01M8/04925—Power, energy, capacity or load
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04298—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems
    • H01M8/04992—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems characterised by the implementation of mathematical or computational algorithms, e.g. feedback control loops, fuzzy logic, neural networks or artificial intelligence
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/20—Indirect fuel cells, e.g. fuel cells with redox couple being irreversible
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/28—Arrangements for balancing of the load in a network by storage of energy
    • H02J3/32—Arrangements for balancing of the load in a network by storage of energy using batteries with converting means
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M10/00—Secondary cells; Manufacture thereof
    • H01M10/42—Methods or arrangements for servicing or maintenance of secondary cells or secondary half-cells
    • H01M10/44—Methods for charging or discharging
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M10/00—Secondary cells; Manufacture thereof
    • H01M10/42—Methods or arrangements for servicing or maintenance of secondary cells or secondary half-cells
    • H01M10/48—Accumulators combined with arrangements for measuring, testing or indicating the condition of cells, e.g. the level or density of the electrolyte
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M10/00—Secondary cells; Manufacture thereof
    • H01M10/42—Methods or arrangements for servicing or maintenance of secondary cells or secondary half-cells
    • H01M10/48—Accumulators combined with arrangements for measuring, testing or indicating the condition of cells, e.g. the level or density of the electrolyte
    • H01M10/484—Accumulators combined with arrangements for measuring, testing or indicating the condition of cells, e.g. the level or density of the electrolyte for measuring electrolyte level, electrolyte density or electrolyte conductivity
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M2250/00—Fuel cells for particular applications; Specific features of fuel cell system
    • H01M2250/10—Fuel cells in stationary systems, e.g. emergency power source in plant
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M2250/00—Fuel cells for particular applications; Specific features of fuel cell system
    • H01M2250/40—Combination of fuel cells with other energy production systems
    • H01M2250/402—Combination of fuel cell with other electric generators
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02B—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO BUILDINGS, e.g. HOUSING, HOUSE APPLIANCES OR RELATED END-USER APPLICATIONS
    • Y02B90/00—Enabling technologies or technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02B90/10—Applications of fuel cells in buildings
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/10—Energy storage using batteries
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/30—Hydrogen technology
    • Y02E60/50—Fuel cells

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Manufacturing & Machinery (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Electrochemistry (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Artificial Intelligence (AREA)
  • Automation & Control Theory (AREA)
  • Computing Systems (AREA)
  • Evolutionary Computation (AREA)
  • Fuzzy Systems (AREA)
  • Medical Informatics (AREA)
  • Software Systems (AREA)
  • Theoretical Computer Science (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
  • Fuel Cell (AREA)
  • Charge And Discharge Circuits For Batteries Or The Like (AREA)

Abstract

一种存储和释放有成本电能的方法和系统，该方法包括以下步骤：（a）提供一种液流电池系统，其包括至少一液流蓄电池组电池和一控制器；（b）使该液流蓄电池组电池在功率密度为第一值的状态下运行；以及（c）根据电能的成本，将该液流蓄电池组电池运行时的功率密度从第一值改变为第二值，其中使用所述控制器改变功率密度，且功率密度第二值与第一值不相同。

Description

基于电能成本运行液流电池系统的方法和系统
相关申请的交叉引用
申请人特此要求对2011年2月7日提交的美国专利号为13/022,285的专利之优先权，其公开的内容纳入本文作为参考。该应用还与2009年12月18日提交的PCT/US09/68681有关，其内容全部纳入本文作为参考。
技术领域
本发明主要关于液流电池系统，尤其是关于基于电能成本控制液流电池系统的方法。
背景技术
典型的液流电池系统被配置用于存储并释放电能。比如，这种液流电池可将电源产生的电能转化为化学能存储在阳极电解液和阴极电解液溶液组中。液流电池系统可稍后将存储的化学能转化为电能，转移并在该液流电池系统外使用。 
流体电池系统通常在大致恒定和相对较高的循环效率下运行，通过尽量降低运营成本以尽力获得最大的净收入。此处所用术语“循环效率”是指将电能转化为化学能、存储该化学能并将该化学能转换回电能的效率。可在相对较高的循环效率下尽量降低运营成本是因为(i) 购买用于存储的电能与 (ii) 释放和销售电能的比例通常随着循环效率的增加而减少。但是，在这种相对较高循环效率下的流体电池系统的运营中并未计算电能成本的波动。此处所用术语“电能成本”或“能源成本”是指电能的货币净成本。
有多种因素可影响电能成本，如天数和消费者的能量需求。例如，典型的一天内电能成本将在用电峰值（例如消费者的需求高峰时）和非用电峰值（例如消费者需求低时）间变化。 
电能成本还可被其他因素影响，如电能过剩。当一或多个能量源产生的电能大于消费者的能量需求时将发生电能过剩。风力发动机的电能净成本相对较低或甚至在夜间时段为负值，例如，当发生电能过剩时，公用事业向风力发电运营者付钱以减少或停止其向公共电网的风电输出。
附图说明
图1是液流电池系统一实施例的示意图，包括一或多个成堆栈排列的液流蓄电池组电池。
图2是图1所示实施例中一液流蓄电池组电池的图解说明。 
图3是图2所示实施例中一液流蓄电池组电池的图解说明。
图4图示说明了在储电（即充电）和放电操作模式时，液流蓄电池组电池的超电势效率和功率密度的功能关系。
图5是图1所示液流电池系统的一操作方法的流程图。
具体实施方式
参考图1，该图是液流电池系统10的示意图。本液流电池系统10被配置用于可根据电能成本而存储和/或释放电能。液流电池系统10包括一第一电解液储罐12、一第二电解液储罐14、一第一电解质电路回路16、一第二电解质电路回路18、一第一流量调节器19、一第二流量调节器21、一或多个排列在堆栈22中的液流蓄电池组电池20、一功率变换器25和一控制器23。
第一和第二电解液储罐12和14都适合于容纳并存储电解质溶液组中之一种（例如阳极电解液或阴极电解液）。合适的电解液组示例包括钒和钒溶液、溴和多硫化物溶液、钒和溴溶液等。 
第一和第二电解质电路回路16和18都分别包括一源管道24、26，和一返回管道28、30。
第一和第二流量调节器19和21都适合于选择性地调节分别从电解质电路回路16、18之一通过的电解质溶液，以响应各自的调节控制信号。取决于液流电池系统特定的设计要求，每一流量调节器19、21可包括一单一设备，比如一变速泵或电子驱动阀，或多个同类设备。但本系统10并不限于任何特定类型的流量调节器。
参考图2，每一液流蓄电池组电池20包括一第一集电器32、一第二集电器34、一第一液体多孔电极层36（下文的“第一电极层”）、一第二液体多孔电极层38（下文的“第二电极层”）和一离子交换膜40。参考图3，离子交换膜40有一横截面41。再次参考图2，离子交换膜40被安置于第一和第二电极层36和38之间。第一和第二电极层36和38被安置于第一和第二集电器32和34之间。PCT申请编号为PCT/US09/68681中公开的这种液流蓄电池组电池被整个纳入本文作为参考。
每一液流蓄电池组电池20被配置为在范围相对广泛的循环效率（例如：百分之40至90）和范围相对广泛的功率密度下运行，例如介于x 至约50x mW/cm2 （例如：20至1000 mW/cm2），其中“x”表示一功率密度值。如上所述，此处所用术语“循环效率”是指将电能转化为化学能、存储该化学能并将该化学能转换回电能的效率。此处所用术语“功率密度”是指(i) 传送至或从液流蓄电池组电池20的堆栈22收回的电能与(ii) 液流蓄电池组电池20的堆栈22的横截面41面积总和之比（参见图3）。
再次参考图1，功率变换器25适合于选择性地调节(i) 液流蓄电池组电池20的堆栈22从电能输入端27接收电能的速率，和(ii) 液流蓄电池组电池20的堆栈22从电能输出端29释放电能的速率，以响应转换器控制信号。取决于液流电池系统特定的设计要求，功率变换器25可包括一单一的两路功率变换器或一对单路功率变换器。合适的功率变换器示例包括一电源逆变器、一连接到直流总线的直流/直流转换器等。但本系统10并不限于任何特定类型的功率变换器或调解设备。
专业人士可用硬件、软件或它们的组合形式实现控制器23。硬件可包括如一或多个处理器、模拟和/或数字电路等。
控制器23被配置用于根据包括电能成本在内的多个参数控制液流蓄电池组电池20的堆栈22。例如在一实施例中，控制器23被编程用于(i) 跟踪电能成本变化（即增加和/或减少），和(ii) 使液流蓄电池组电池20至少部分基于跟踪的功率密度和循环效率运行，而该功率密度和循环效率受该控制器控制。控制器23可跟踪电能成本的变化，例如通过(i) 使用电能成本时间表决定在不同时间点上的电能成本，和(ii) 跟踪电能成本如何随时间而变化。时间表可以查找表的形式实现，一天中各时刻从能量源购买电能的对应成本即为电能成本时间表的例子。控制器23可随后产生转换器和调节器控制信号，以定期或不断地增加或减少每一液流蓄电池组电池20基于跟踪的电能成本变化运行的功率密度和/或循环效率，这将在下面进一步阐述。但本控制器并不仅限于上述实施例。例如，在另一实施例中，控制器23可控制液流蓄电池组电池20的堆栈22在预定义的功率密度下运行（例如，从查找表选择的值），该值对应于已决电能成本的一最新值；例如，如果电能成本超过、等于或小于某值，那么将功率密度设定为一对应的定值。
参考图1和2，第一流量调节器19被安置在第一电解质电路回路16内。第一电解质电路回路16的源导管24将第一电解液储罐12流体连接到一或多个每一液流蓄电池组电池20的第一集电器32和第一电极层36上。第一电解质电路回路16的返回导管28相应地将每一液流蓄电池组电池20的第一集电器32和/或第一电极层36流体连接到第一电解液储罐12。
第二流量调节器21被安置在第二电解质电路回路18内。第二电解质电路回路18的源导管26将第二电解液储罐14流体连接到一或多个每一液流蓄电池组电池20的第二集电器34和第二电极层38上。第二电解质电路回路18的返回导管30相应地将每一液流蓄电池组电池20的第二集电器34和/或第二电极层38流体连接到第二电解液储罐14。
控制器23与功率变换器25以及第一和第二流量调节器19和21保持通信联络（例如：电路连接或无线连接）。功率变换器25在堆栈22处电气性连接到每一液流蓄电池组电池20的第一和第二集电器32和34。
还是参考图1和2，在液流电池系统10的操作中，第一电解质溶液（例如：钒电解质溶液、溴电解质溶液等）通过第一电解质电路回路16在第一电解液储罐12和液流蓄电池组电池20之间流通。尤其是，第一流量调节器19控制该第一电解质溶液通过第一电解质电路回路16的源导管24流向每一液流蓄电池组电池20的集电器32的流速。该第一电解质溶液流过第一集电器32的通道42，并渗入渗出或流入流出第一电极层36。第一电解质电路回路16的返回导管28引导该第一电解质溶液从每一液流蓄电池组电池20的第一集电器32流回第一电解液储罐12。
第二电解质溶液（例如：钒电解质溶液、多硫化物电解质溶液等）通过第二电解质电路回路18在第二电解液储罐14和液流蓄电池组电池20之间流通。尤其是，第二流量调节器21控制该第二电解质溶液通过第二电解质电路回路18的源导管26流向每一液流蓄电池组电池20的集电器34的流速。第一和第二电解质溶液的流速通常相同或比较相似。该第二电解质溶液流过第二集电器34的通道44，并渗入渗出或流入流出第二电极层38。第二电解质电路回路18的返回导管30引导该第二电解质溶液从每一液流蓄电池组电池20的第二集电器34流回第二电解液储罐14。
该第一和第二电解质溶液在流过集电器32和34，并渗透或流过电极层36和38时，发生可逆氧化还原反应（“还原”）的电化学反应。例如，在储电模式下操作时，离子（例如：H+、Na+等）通过离子交换膜40从第一电解质溶液转移到第二电解质溶液。这种离子转移过程将接受自能量源的电能转换为化学能，电能的流经路线为：通过功率变换器25，再经过液流蓄电池组电池20的集电器32和34输入到每一液流蓄电池组电池。化学能随后存储在电解质溶液中，电解质溶液分别存储在第一和第二电解液储罐12和14中。另一方面，在放电模式下操作时，离子从第二电解质溶液转移到第一电解质溶液。这种离子转移过程将化学能转换为电能。重生的电能随后通过液流蓄电池组电池20的集电器32和34经过每一液流蓄电池组电池，并可通过功率变换器25分配到该液流电池系统外。
在某一功率密度下，离子通过每一液流蓄电池组电池20的离子交换膜40转移。如上所述，此处所用术语“功率密度”是指(i) 传送至或从液流蓄电池组电池20的堆栈22收回的电能与(ii) 液流蓄电池组电池20的堆栈22的横截面41面积总和之比（参见图3）。功率密度和流过液流蓄电池组电池20的第一和第二电解质溶液中的反应物的转化率函数相关。因此，控制器23可通过使用功率变换器25增加或减少液流蓄电池组电池20接受或释放的电能，从而改变运行液流蓄电池组电池20的功率密度。控制器23还可使用第一和第二流量调节器19和21增加或减少电解质溶液的流速，使足够的反应物输送到液流蓄电池组电池20，以支持电池运行的功率密度。但增加或减少功率密度也会改变液流电池系统10的循环效率及其净收入。
液流电池系统10的循环效率，如上所述，是对上述将电能转换为化学能、存储化学能和将化学能转换回电能这些过程的整体效率的度量。其循环效率与(i) 液流电池系统10的储能效率（下文的“充电效率”）和(ii) 液流电池系统10的放电效率（下文的“放电效率”）函数相关。例如，可通过如下方式确定循环效率：
循环效率 = (充电效率) x (放电效率)
充电和放电效率如图4所示，都与液流蓄电池组电池20的运行功率密度成反比；例如：充电和放电效率随功率密度增加而减小。因此，循环效率也和液流蓄电池组电池20的运行功率密度成反比；例如：循环效率随功率密度增加而减小。
液流电池系统10的净收入随多个成本参数而变化。成本参数包括(i) 在储电模式下运营时，输入到系统10中的电能成本，(ii) 在储电和放电模式下运营时，液流电池系统10的运营成本，(iii) 在放电模式下运营时，从系统10释放电能的价值。在储电模式下运营的电能成本与液流电池系统运营者用于购买或生产存储在该液流电池系统的电能所付出的成本相关。在储电和放电模式下的运营成本相应地与液流电池系统的循环效率和伴随的充电和放电效率相关。在放电模式下从系统10释放的电能价值与被释放电能的售价（即从液流电池系统释放电能时，当地市场的电能成本）或因无需从供应商（即对消费者的电能成本）处购买电能而节省的价值有关。例如，可通过如下方式确定净收入：
净收入 = （释放电能价值）–（存储电能成本）–（运营成本）。
因功率密度增加导致的循环效率降低也会减少液流电池系统10的净收入，因为必须为给定数量的电能传输或释放购买更多电能（即储电成本增加）。但是，当储电模式下运营时电能成本相对较低，和/或当放电模式下运营时释放电能的价值相对较高，这种循环效率的降低可被减轻；例如：该液流电池系统的运营者以相对较低的价格买入存储电能，而消费者以相对较高的价格购买使用释放的电能。反之，通过降低功率密度以降低该液流电池系统的运营成本，可减轻因在储电模式下运营时相对较高的电能成本，和/或在放电模式下运营时相对较低的电能释放价值导致的不利。其中控制器23被编程用于基于参数不断或定期地调节系统运行，参数包括电能成本；例如：控制液流蓄电池组电池20运行时的功率密度随电能成本变化。与传统的运行在恒定或相对狭窄功率密度范围内（例如：20 至100 mW/cm2）的液流电池系统相比，控制器23以这种方式可增加液流电池系统10的净收入。
参考图5，控制器23可用于确定不同运营时间点的电能成本（参见步骤500）。各时间点的电能成本是可确定的，例如，使用电能成本时间表。在一些实施例中，控制器23也可使用电能成本时间表或任何合适的算法（例如：基于预测风速的算法，该液流电池系统存储的电能由风力发电机产生）预测在将来时间点的电能成本变化。控制器23跟踪电能成本变化以确定电能成本是否已经或即将增加或降低（参见步骤502）。控制器23随后根据跟踪结果调整每一液流蓄电池组电池20运行的功率密度（参见步骤504）。在另一实施例中，控制器23可控制每一液流蓄电池组电池20在预定义的功率密度下运行（例如，从查找表选择的值），该值对应于已决电能成本的一最新或将来值（参见步骤506）；例如，如果电能成本超过、等于或小于某值，那么将功率密度设定为一对应的定值。
在储电模式下运营时，当电能成本降低到相对较低的值时（例如：非用电峰值期），控制器23将液流蓄电池组电池20运行的功率密度增加到相对较高的值（例如：约1000 mW/cm2；约6452 mW/in2）。这样增加功率密度使液流电池系统10的充电效率降低（例如：< 约百分之80），从而增加了该液流电池系统的运营成本。但以相对较低的成本购入大量电能（即在相对较高的功率密度下运行）存储起来可缓解液流电池系统10的运营成本增加。 
仍是在上述储电模式下运营，当电能成本增加到相对较高的值时（例如：用电峰值期），控制器23将液流蓄电池组电池20运行的功率密度降低到相对较低的值（例如：约20 mW/cm2；约129 mW/in2）。这样降低功率密度使液流电池系统10的充电效率增加（例如：≥ 约百分之90），从而降低了该液流电池系统的运营成本。降低该液流电池系统的运营成本可降低为存储在液流电池系统中的电能支付的相对较高的成本。在一些实施例中，当电能成本超过最大值时，可使用控制器23关闭储电模式。
类似的，在放电模式下运营时，当释放电能成本增加到相对较高的值时（例如：用电峰值期），控制器23将液流蓄电池组电池20运行的功率密度增加到相对较高的值。这样增加功率密度使液流电池系统10的放电效率降低，从而增加了该液流电池系统的运营成本。但在电能价值相对较高时释放相对大量的电能（即在相对较高的功率密度下运行），可减轻液流电池系统的运营成本增加。
仍在上述放电模式下运营，当释放电能成本降到相对较低的值时（例如：非用电峰值期），控制器23将液流蓄电池组电池20运行的功率密度降低到相对较低的值。这样降低功率密度使液流电池系统10的放电效率增加，从而降低了该液流电池系统的运营成本。降低该液流电池系统的运营成本可缓解释放电能价值相对较低的影响。在一些实施例中，当电能成本低于最小值时，可使用控制器23关闭放电模式。
在储电和放电模式下运营时，液流蓄电池组电池20可在大致相同或不同的功率密度和/或效率下运行。控制器23可降低功率密度，从而增加充电效率，例如，在夜间，该液流电池系统10有相对较长的充电时间。控制器23可增加功率密度，从而降低放电效率，另一方面，在用电峰值期，消费者的电能需求相对较高。
如上所述，控制器23可使液流蓄电池组电池20在范围相对广泛的功率密度下运行，例如：介于x至50x mW/cm2（例如：20至1000 mW/cm2）。但在另一些实施例中，控制器23可使液流蓄电池组电池20在相对较小范围的功率密度下运行，例如：介于x至10-20x mW/cm2（例如：20至200-400 mW/cm2）。 
在一些实施例中，控制器23可使液流蓄电池组电池20在范围相对广泛的充电和/或放电效率下运行，例如：介于百分之五十至九十五（50-95%）。在另一些实施例中，控制器23可使液流蓄电池组电池20在相对较小范围的循环效率下运行，例如：介于百分之八十至九十（80-90%）。
在一些实施例中，液流电池系统10可与风力发电机一起运行（未显示）。控制器23可增加液流蓄电池组电池20运行的功率密度，以便在夜间存储相对大量的电能，例如，公共事业可能会付钱给发电机运营者，使其减少或停止向公共电网的输出。
在一些实施例中，液流电池系统10可由消费者操作。在放电模式下运营时，控制器23可使液流蓄电池组电池20运行的功率密度增加到最大值（或尽可能高），例如：为了避免或抵消电能成本上涨或在用电峰值期的峰值收费要求。 
虽然已公开了液流电池系统的多个实施例，但一般的专业人士将能理解，更多实施例和实现方式是可行的。相应地，公开的液流电池系统和操作方法，只要符合所付权利要求及其等价物，并不受到限制。

Claims (20)

1.一种至少能存储或释放有成本电能之一的方法，其包括：
提供一液流电池系统，该系统包括至少一液流蓄电池组电池和一控制器； 
使该液流蓄电池组电池在功率密度为第一值的状态下运行；以及
根据电能的成本，将该液流蓄电池组电池运行时的功率密度从第一值改变为第二值，其中使用所述控制器改变功率密度，且功率密度第二值与第一值不相同。
2.根据权利要求1所述的方法，其中所述液流蓄电池组电池的运行能存储该液流电池系统中的电能。
3.根据权利要求2所述的方法，其进一步包括确定电能成本是否随时间变化而增高或降低，且其中：
当电能成本处于降低状态时所述第二值大于所述第一值；以及
当电能成本处于增高状态时所述第二值小于所述第一值。
4.根据权利要求1所述的方法，其中所述液流蓄电池组电池的运行可从所述液流电池系统中释放电能。
5.根据权利要求4所述的方法，其进一步包括确定电能成本是否随时间变化而增高或降低，且其中： 
当电能成本处于增高状态时所述第二值大于所述第一值；以及
当电能成本处于降低状态时所述第二值小于所述第一值。
6.根据权利要求1所述的方法，其中当电能成本大于、等于或小于某一预定值时，所述控制器可将功率密度从第一值改变为第二值。
7.根据权利要求1所述的方法，其中：
在峰值期间所述液流蓄电池组电池运行时的功率密度为第一值；以及
在非峰值期间所述液流蓄电池组电池运行时的功率密度为第二值。
8.根据权利要求7所述的方法，其中：
当以蓄电模式运行时，所述第二值大于所述第一值；以及
当以放电模式运行时，所述第二值小于所述第一值。
9.根据权利要求1所述的方法，其中所述控制器可将所述液流蓄电池组电池运行时的功率密度从第一值改变为第二值，以便至少部分地抵消电能在峰值期间的成本。
10.根据权利要求1所述的方法，其中所述功率密度的第一值与第二值之间至少相差10倍。
11.根据权利要求1所述的方法，其中所述功率密度的第一值与第二值之间至少相差20倍。
12.根据权利要求1所述的方法，其中所述液流电池系统在平均充放电循环效率低于65%的状态下运行。
13.根据权利要求1所述的方法，其中所述液流电池系统运行时的循环效率值在第一效率值和第二效率值之间变化，且该第一效率值与该第二效率值之间至少相差25%。
14.根据权利要求1所述的方法，其中当所述液流蓄电池组电池在其功率密度为所述第一值的状态下运行时，所述液流电池系统采用第一效率值运行，而当所述液流蓄电池组电池在其功率密度为所述第二值的状态下运行时，所述液流电池系统采用第二效率值运行，其中该第一效率值与第二效率值之间至少相差10%，且该第一效率值与第二效率值包括充电效率值或放电效率值之一。
15.一种至少能存储或释放有成本电能之一的液流电池系统，其包括：
一或多只液流蓄电池组电池，每只电池均可在某一功率密度状态下运行；以及
一控制器，其被配置为根据电能成本而改变液流蓄电池组电池运行时的功率密度。
16.根据权利要求15所述的液流电池系统，其中所述控制器可改变所述液流蓄电池组电池在蓄电模式下运行时的功率密度，以使得：
当电能成本处于降低状态时增加该功率密度；以及
当电能成本处于增高状态时减少该功率密度。
17.根据权利要求15所述的液流电池系统，其中所述控制器可改变所述液流蓄电池组电池在放电模式下运行时的功率密度，以使得：
当电能成本处于增高状态时增加该功率密度；以及
当电能成本处于降低状态时减少该功率密度。
18.根据权利要求15所述的液流电池系统，其中当电能成本大于、等于或小于某一预定值时，所述控制器可将功率密度从第一值改变为第二值，且该第一值与该第二值不相同。
19.根据权利要求15所述的液流电池系统，其中 
所述控制器配置为可改变所述液流蓄电池组电池的功率密度，使在峰值期间所述液流蓄电池组电池运行时的功率密度为第一值；以及
所述控制器配置为可改变所述液流蓄电池组电池的功率密度，使在非峰值期间所述液流蓄电池组电池运行时的功率密度为第二值，其中该第二值与该第一值不相同。
20.根据权利要求15所述的液流电池系统，其进一步包括一与所述液流蓄电池组电池相连的功率变换器，其中可通过控制该功率变换器的运行以操作所述控制器从而改变所述液流蓄电池组电池运行时的功率密度。
CN201280017171.4A 2011-02-07 2012-02-07 基于电能成本运行液流电池系统的方法和系统 Active CN103443984B (zh)

Applications Claiming Priority (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US13/022,285 US8884578B2 (en) 2011-02-07 2011-02-07 Method and system for operating a flow battery system based on energy costs
US13/022285 2011-02-07
US13/022,285 2011-02-07
PCT/US2012/024136 WO2012109236A1 (en) 2011-02-07 2012-02-07 Method and system for operating a flow battery system based on energy costs

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN103443984A true CN103443984A (zh) 2013-12-11
CN103443984B CN103443984B (zh) 2016-09-14

Family

ID=45722725

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201280017171.4A Active CN103443984B (zh) 2011-02-07 2012-02-07 基于电能成本运行液流电池系统的方法和系统

Country Status (4)

Country Link
US (2) US8884578B2 (zh)
EP (1) EP2681793B1 (zh)
CN (1) CN103443984B (zh)
WO (1) WO2012109236A1 (zh)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN104882622A (zh) * 2015-05-05 2015-09-02 中国东方电气集团有限公司 液流电池储能系统的控制方法和装置

Families Citing this family (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB2476316B (en) * 2009-12-21 2014-07-16 Vestas Wind Sys As A wind turbine having a control method and controller for predictive control of a wind turbine generator
US9123962B2 (en) 2011-02-07 2015-09-01 United Technologies Corporation Flow battery having electrodes with a plurality of different pore sizes and or different layers
KR20150093769A (ko) * 2012-12-09 2015-08-18 유나이티드 테크놀로지스 코포레이션 전압 제한 장치를 갖는 유동 배터리
US20170025718A1 (en) * 2013-03-15 2017-01-26 Christopher V. Beckman Battery, Energy and Simultaneous Data Transfer Systems
DE102014100989B4 (de) 2014-01-28 2020-10-01 TRUMPF Hüttinger GmbH + Co. KG Stromwandlervorrichtung und Energiespeichersystem
US9847660B2 (en) * 2014-06-04 2017-12-19 International Business Machines Corporation Managing a picogrid with a computing device
CN106921210B (zh) * 2015-12-25 2019-06-28 大连融科储能技术发展有限公司 一种液流电池辅助供电装置及其工作方法
US11522383B2 (en) 2018-06-08 2022-12-06 Nextracker Llc Battery management architectures for flow batteries
US11056698B2 (en) 2018-08-02 2021-07-06 Raytheon Technologies Corporation Redox flow battery with electrolyte balancing and compatibility enabling features
CN109245175B (zh) * 2018-11-21 2022-04-01 郑州大学 一种计及辅助服务补偿的大规模风电场储能容量优化方法
WO2022115605A1 (en) * 2020-11-30 2022-06-02 Volta Energy, Inc. Electrochemical cell and method for carbon capture with energy storage
US11271226B1 (en) 2020-12-11 2022-03-08 Raytheon Technologies Corporation Redox flow battery with improved efficiency

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20030207156A1 (en) * 2000-10-13 2003-11-06 Ovshinsky Stanford R. Very low emission hybrid electric vehicle incorporating an integrated propulsion system including a fuel cell and a high power nickel metal hydride battery pack
US20040202914A1 (en) * 2003-04-09 2004-10-14 Ion America Corporation Co-production of hydrogen and electricity in a high temperature electrochemical system
US20100003586A1 (en) * 2008-07-01 2010-01-07 Deeya Energy, Inc. A California C-Corp Redox flow cell
US20100104904A1 (en) * 2007-04-26 2010-04-29 Vineet Rao System For Generating Electrical Energy Comprising An Electrochemical Reformer And A Fuel Cell

Family Cites Families (25)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8980492B2 (en) * 1999-11-24 2015-03-17 Encite Llc Method and apparatus for controlling an array of power generators
US6503649B1 (en) * 2000-04-03 2003-01-07 Convergence, Llc Variable fuel cell power system for generating electrical power
US7473485B2 (en) 2002-09-04 2009-01-06 Utc Power Corporation Extended electrodes for PEM fuel cell applications
US6869709B2 (en) 2002-12-04 2005-03-22 Utc Fuel Cells, Llc Fuel cell system with improved humidification system
US7932634B2 (en) * 2003-03-05 2011-04-26 The Gillette Company Fuel cell hybrid power supply
JPWO2005008815A1 (ja) * 2003-07-18 2006-11-09 シナノケンシ株式会社 燃料電池、燃料電池用電極材およびその製造方法
US7078118B2 (en) 2003-11-05 2006-07-18 Utc Fuel Cells, Llc Performance enhancing break-in method for a PEM fuel cell
US7353083B2 (en) 2004-01-15 2008-04-01 Vrb Power Systems Inc. Vanadium redox battery energy storage and power generation system incorporating and optimizing diesel engine generators
US7265456B2 (en) 2004-01-15 2007-09-04 Vrb Bower Systems Inc. Power generation system incorporating a vanadium redox battery and a direct current wind turbine generator
DK1905117T3 (da) * 2005-06-20 2019-08-19 Newsouth Innovations Pty Ltd Forbedrede perfluorerede membraner og forbedrede elektrolytter til redoxceller og batterier
US20070157922A1 (en) 2005-12-29 2007-07-12 United Technologies Corporation Integrated electrical and thermal energy solar cell system
EP1977469A4 (en) 2005-12-30 2009-12-02 Utc Power Corp AIR INTAKE MADE BY THE FUEL CELL FUEL RECYCLING BUCKLE
US8097385B2 (en) 2006-06-12 2012-01-17 University Of Connecticut Bipolar plate for fuel cell
JP4716946B2 (ja) 2006-07-20 2011-07-06 中国電力株式会社 蓄電池共用システム及び蓄電池共用方法
US7590472B2 (en) 2006-11-09 2009-09-15 Gridpoint, Inc. Energy arbitrage by load shifting
EP2378599B1 (en) * 2006-11-23 2012-10-31 Technical University of Denmark Method for the manufacture of reversible solid oxide cells
US20090014059A1 (en) 2007-07-09 2009-01-15 Rakesh Radhakrishnan Thermophotovoltaic electrical generation systems
EP2212954A1 (en) 2007-10-05 2010-08-04 SRI International A method and system for providing a flow through battery cell and uses thereof
GB0723940D0 (en) 2007-12-07 2008-01-23 Withington David B Apparatus and method of supplying electrical power
US8228034B2 (en) * 2007-12-18 2012-07-24 Dan Guatto Method and system for load shifting
JP5310003B2 (ja) 2009-01-07 2013-10-09 新神戸電機株式会社 風力発電用鉛蓄電池制御システム
US8196395B2 (en) * 2009-06-29 2012-06-12 Lightsail Energy, Inc. Compressed air energy storage system utilizing two-phase flow to facilitate heat exchange
US20110109158A1 (en) * 2009-07-13 2011-05-12 Ian Olsen Extraction, storage and distribution of kinetic energy
KR20120102610A (ko) * 2009-09-25 2012-09-18 단마르크스 테크니스케 유니버시테트-디티유 직접 디메틸 에테르 연료 전지 시스템의 작동 방법
US20110121781A1 (en) * 2009-11-20 2011-05-26 Space Information Labs LLC. Scalable, modular and intelligent power system

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20030207156A1 (en) * 2000-10-13 2003-11-06 Ovshinsky Stanford R. Very low emission hybrid electric vehicle incorporating an integrated propulsion system including a fuel cell and a high power nickel metal hydride battery pack
US20040202914A1 (en) * 2003-04-09 2004-10-14 Ion America Corporation Co-production of hydrogen and electricity in a high temperature electrochemical system
US20100104904A1 (en) * 2007-04-26 2010-04-29 Vineet Rao System For Generating Electrical Energy Comprising An Electrochemical Reformer And A Fuel Cell
US20100003586A1 (en) * 2008-07-01 2010-01-07 Deeya Energy, Inc. A California C-Corp Redox flow cell

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN104882622A (zh) * 2015-05-05 2015-09-02 中国东方电气集团有限公司 液流电池储能系统的控制方法和装置

Also Published As

Publication number Publication date
CN103443984B (zh) 2016-09-14
US8884578B2 (en) 2014-11-11
EP2681793A1 (en) 2014-01-08
EP2681793B1 (en) 2016-09-14
US20150024296A1 (en) 2015-01-22
WO2012109236A1 (en) 2012-08-16
US20120203392A1 (en) 2012-08-09
US10050297B2 (en) 2018-08-14

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN103443984A (zh) 基于电能成本运行液流电池系统的方法和系统
EP1844519B1 (en) System and method for optimizing efficiency and power output from a vanadium redox battery energy storage system
US11597290B2 (en) Flow battery-based charging systems
EP2461454A2 (en) Integration of renewable power generating technologies with integrated volt/var control systems
Yang et al. A hierarchical self-regulation control for economic operation of AC/DC hybrid microgrid with hydrogen energy storage system
JP2007330057A (ja) 二次電池付太陽光システムの充電制御方法
NZ555404A (en) Method for retrofitting wind turbine farms
EP1836391A4 (en) VANADIUM REDOX BATTERY ENERGY ACCUMULATION SYSTEM COMPRISING DIESEL GENERATOR SETS AND OPTIMIZERS
CN202134924U (zh) 一种太阳能电力并网自用多功能系统的构造
CN106709610A (zh) 一种微电网电储能、冰蓄冷联合优化调度方法
CN114997544A (zh) 一种氢光储充电站容量优化配置方法及系统
CN117477627B (zh) 基于混合储能的数据中心能源系统节能智控方法
Elkholy et al. A resilient and intelligent multi-objective energy management for a hydrogen-battery hybrid energy storage system based on MFO technique
CN110739684B (zh) 基于多时间尺度的多交直流混合微电网优化调度方法
CN102931676A (zh) 一种太阳能电力并网自用多功能系统的构造与方法
CN102097820A (zh) 太阳能峰谷电力调节系统
Morrissey Regenesys: a new energy storage technology
CN104682380B (zh) 一种电网负荷调度指令响应方法及系统
Price et al. Recent developments in the design and applications of utility-scale energy storage plant
CN114418453B (zh) 一种基于电力市场的微电网多时间尺度能量管理系统
CN114418453A (zh) 一种基于电力市场的微电网多时间尺度能量管理系统
KR20240001619A (ko) 태양광 발전량에 따른 바나듐 레독스 흐름 전지의 운영 시스템
CN117273210A (zh) 一种计及电氢负荷柔性的多堆电解槽优化运行方法
CN117613971A (zh) 一种氢电耦合的复合储能系统及方法
CN117977710A (zh) 兆瓦级光-储-氢联合发电系统运行优化控制方法及系统

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
C14 Grant of patent or utility model
GR01 Patent grant
CP02 Change in the address of a patent holder

Address after: Farmington Road No. 10 Connecticut state farms

Patentee after: United Technologies

Address before: American Connecticut

Patentee before: United Technologies

CP02 Change in the address of a patent holder