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电化学储能技术路线及产业链详解

导读: 电化学电池技术是当前储能行业一大增长点。截至2016年底,全球电化学储能装机规模达1756.5MW,近5年复合增长率27.5%。我国储能产业起步相对较晚,经过十多年发展,目前正从小规模研究示范向商业化初期过渡发展。

全钒液流电池是目前研究和应用最广泛的液流电池技术。全钒体系正负电极电对分别为VO2+/VO2+、V2+/V3+,其主要优势在于电解液无交叉污染、无自放电、一致性好,且循环寿命极长。目前全球范围内共安装有40-50套钒电池系统,其研发和制造企业主要包括日本住友电工SEI、大连融科、北京普能、美国UniEnergyTechnologies等。其中融科储能于2016年开始投建的200MW/800MWh大连液流电池储能调峰电站国家示范项目,是目前世界上最大的化学储能调峰电站。

高成本是制约全钒液流电池商业化的主要因素。当前全钒系统成本约在4500-6000元/kWh,远高于铅炭、锂电等电化学储能技术,主要原因是离子交换膜、电解液等材料成本较高。目前离子交换膜很大程度依赖进口,价格约为5000元/平方米,国产价格也高达1000元/平方米。同时钒电池体积密度低,电解液使用量很大,导致同规模下电池总成本较高。目前液流电池产业链尚未完善,未来成本下降将依赖于离子交换膜国产化、提高钒离子溶解度、提高电流密度等方向的研究。

图 7:全钒液流电池关键技术

锂电储能技术路线及产业链详解

锌溴体系成本低,材料配件受垄断。锌溴液流电池结构与全钒体系类似,其正负极电对为Br/Br-、Zn/Zn2+,两种元素均丰富易得。其结构部件主要采用价格低廉的塑料,不含贵金属,成本较低。隔膜材料主要是锂电池、铅酸电池类似的微孔膜,价格相对便宜,仅为50-100元/平方米。同时其体积能量密度也相对高,总体系统成本仅为全钒液流电池的一半,因而受关注度较高。锌溴电池在技术层面的主要问题在于溴的强腐蚀性,其材料技术和配件生产仍在一定程度上受到美、日等国家的垄断。目前我国从事相关研发的企业主要有安徽美能、北京百能等。

锌镍单液体系开拓液流电池发展新道路。锌镍单液流电池是解放军防化研究院2007年提出的一种新型液流电池,其特点是正负极反应使用同一电解液,无需离子交换膜,从而大大降低了生产成本并简化了电池设计。由于使用碱性电解液,电池长期抗腐蚀能力较好。经试验,电池在1000次循环后能量效率达到86%,优于一般双液流电池。目前这类电池尚处于研发试验阶段,除国内部分机构外,日本、美国也已开始相关研究。

图 8:锌镍单液流电池单体(左)与电池组(右)

锂电储能技术路线及产业链详解

4.钠硫电池技术受垄断,国内短期难以推广

钠硫电池性能好,国外应用较成熟。钠硫电池以单质硫和金属钠为正负极,β-氧化铝陶瓷为电解质和隔膜,其工作温度在300-350摄氏度之间,具有能量密度高、功率特性好、循环寿命长、成本相对低等优点。目前全球范围内已建成200多座钠硫电池储能电站,其规模约占全球电化学储能总装机量的30-40%,仅次于锂离子电池。日本NGK公司是全球唯一具有大规模商业化生产钠硫电池能力的企业,其年产能约150MW。

图 9:钠硫电池原理结构示意图

锂电储能技术路线及产业链详解

钠硫电池成本和安全性有待优化。钠硫电池系统成本约为2000-2500元/千瓦时,相对大部分储能技术都较低,但离大规模商业化标准仍有距离。此外,由于电池使用液态钠且在高温下运行,一旦陶瓷电介质发生受损破裂形成短路,将引发电池燃烧产生重大安全事故。2011年NGK公司系统曾在客户方发生燃烧,加重了市场对该技术安全性方面的顾虑。

国内钠硫研制起步晚,短期推广难。国内钠硫电池研发工作起步较晚,目前主要由上海硅酸盐所承担,目前已研制成功100kW级储能系统。但与日本NGK技术相比,国内钠硫技术仍有15-20年差距,短期难以商业化推广。

图 10:钠硫电池制备工艺流程

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