河南电网电池储能电站建设探析

2018年，省电力公司在洛阳、信阳等9个地市选取16个变电站，采用“分布式布置、模块化设计、标准化接入、集中式调控”技术方案，利用空余场地和间隔，实施河南电网100兆瓦电池储能示范工程。

那么，河南电网为什么在电池储能电站建设方面进行探索，又在实践中取得了什么成绩呢?笔者近期对此进行了深入采访。


西风八九月，积地秋云黄。

随着片片黄叶飘落，中原大地又一次迎来了丰收的季节，沉甸甸的收获和喜盈盈的笑脸互相映衬，勾勒出一幅盛世景象。

在满地金黄中，洛阳黄龙、信阳龙山电池储能电站稳稳矗立，用大量试验数据和不断完善的运行规范彰显着河南电网电池储能方面丰硕的研究成果。

说起电池，大家都不陌生，小到手表、手机，大到电动汽车，都需要电池为它们提供能源。可以说，电池赋予了人们在移动时享受电能的能力。尤其是对于大家最熟悉的手机来说，为了确保手机正常工作，在手机自带电池的基础上，人们还为手机配备了“充电宝”，进一步满足人们对手机在外移动服务时电能的需求。

但说到电池储能电站，可能很多人还不了解。大规模储能技术持续发展，却在人们印象中一直是“阳春白雪”，很少真正应用于实践。

其实，对于电网来说，电池储能电站就是一个大型的“充电宝”。因为，电池储能电站可以在用电低谷时充电储能，用电高峰时释放电力，突发故障时提供备用电源。

对于这样一个新事物，河南电网经过数年积累，终于开始了真正的实践探索之路。那么，河南电网在电池储能电站建设方面进行了哪些探索，取得了什么成绩呢?笔者近期对此进行了深入采访。

城市的“充电宝”

6月16日6时26分，由国家电网公司部署、省电力公司组织、平高集团有限公司投资建设、洛阳供电公司承建的河南电网100兆瓦电池储能首批示范工程——洛阳黄龙站首套集装箱电池储能单元一次并网成功，标志着分布式电池储能在电网侧应用迈出关键一步，电网侧储能关键技术研究获得重大进展。这是国内首个投入运行的电池储能电站。

紧随其后，7月4日，信阳龙山电池储能电站一次试运成功，顺利并网，通过验收。省电力公司副总经理张中青在验收会上指出，信阳龙山站的投运，是河南电网100兆瓦分布式电池储能示范工程建设迈出的一小步，也是全国储能产业发展的一大步。

据省公司科技信通部相关工作人员介绍，2018年，省公司在洛阳、信阳等9个地市选取16个变电站，采用“分布式布置、模块化设计、标准化接入、集中式调控”技术方案，利用空余场地和间隔，实施河南电网100兆瓦电池储能示范工程。该工程建成后，可以在电网负荷低谷时进行充电，电网负荷高峰时进行放电，较好地平滑新能源的波动性与间歇性，为电网提供紧急功率支撑，有效提升电网安全运行水平。

在洛阳黄龙电池储能电站，笔者看到一个个白色的集装箱，有序地排列在道路的一侧，另一侧则是与之对应的箱式变压器。据洛阳供电公司运维检修部专责丁聪军介绍，这一个个集装箱，就是一个个储能电池。按照整个电池储能示范工程10万千瓦的规划容量，全部建成后，可以同时满足17万户居民的用电需求。

将电能大规模储存起来，进行灵活稳定调用，一直是电力系统努力的方向。此前，比较成熟的储能方式是抽水蓄能电站，但是存在建设周期长、场地要求高等制约因素。经过多年探索实践，电池储能技术取得实质性进展，成本大幅下降，成就了电池储能电站的出现。

也源于此，省公司在国家电网公司的大力支持和指导下，牵头承担了“多点布局分布式储能系统在电网的聚合效应研究及应用示范”2017年总部课题，课题要求配套建设100兆瓦储能示范工程。在开展技术研究的同时，省公司联合平高集团，努力创新商业运营模式，积极开展河南电网100兆瓦电池储能示范工程建设。

电网的“稳定器”

电池储能电站的好处是显而易见的，但是对于一个新兴事物来说，建设、运维、调度等方面存在的困难也不容小觑。那么，河南电网现状如何，需要在电池储能方面进行探索吗?

答案是肯定的。当前，河南电网特高压交直流混联运行特性复杂、安全压力大，同时存在峰谷差进一步加大、新能源接入突增等问题，迫切需要创新技术手段进行解决。

第一，河南电网处于“西电东送、南北互供”的重要枢纽位置。天中特高压直流工程投运后，河南电网成为全国首个特高压交直流混联运行的省级电网，电网结构与运行特性发生了巨大改变。电池储能装置具备响应时间毫秒级的特性，相对于水电、火电等常规功率调节手段具有较大技术优势。规模化的电池储能装置可为天中直流故障提供快速功率支援，同时也为电网调峰调频提供一种灵活手段。

第二，目前，河南电网峰谷差呈逐年递增趋势。在电网合适位置建设一定容量的储能装置，不仅可以削峰填谷，而且可以提高设备的利用效率，同时延缓为满足短时最大负荷所需的电网建设投资。

第三，河南新能源快速发展的势头已经显现。光伏电站容量已超越水电成为省内第二大电源类型。风电、光伏等新能源装机规模快速增长，增加了电网调峰、调频的难度和电网运行的不确定性。而储能装置既可以较好地平滑新能源的波动性与间歇性，还有助于消纳新能源电量。

种种事实表明，要在如此复杂的形势下保障电网安全运行、客户可靠用电，做到“乱云飞渡仍从容”，河南电网发展电池储能的脚步还需加快。

走得更快才能发展更好

河南电网对储能电站的探索之路需要追溯到上世纪90年代。开始是抽水蓄能，但随着科技进步、电网发展以及抽水蓄能电站发展存在的局限性，电池储能走进了人们的视野。省公司从2015年开始策划电池储能电站建设，到2017年形成科技项目开始实践，中间做了大量工作，也取得了实打实的成效，让河南在储能电站建设方面走在了全国前列。


目前，河南电网100兆瓦电池储能示范工程已有两座电站投运，另外14座也在紧锣密鼓地进行建设。尽管示范工程单站规模小、接入电压等级低，但对电网科技创新和跨越发展意义重大，对电池新兴产业发展和能源革命具有标杆和引领意义。

为确保2018年顺利完成储能示范工程建设，省公司组织制定了《河南电网100兆瓦电池储能示范工程建设工作方案》，明确各部门各单位职责分工和保障措施。同时，强化示范工程技术协调会商，数次组织召开专项协调会，确保技术路线和示范工程落地实施;强化现场设计及技术保障工作，确保现场问题及时解决、施工顺利推进;强化现场施工和调试组织，及时调整现场实施方案，确保了施工进度。

电网侧储能发展刚刚起步，现场建设及运维规范短缺是迫在眉睫的难题。省公司抢抓本次示范工程建设时机，策划编制了一批建设运维规范，为电网侧分布式储能建设提供支撑。一是集中策划集装箱式电化学储能电站系列规范编制工作。省公司将储能作为2018年群众创新主要领域，围绕现场施工、验收、调试、运维等工作，编写11项储能技术规范及专项方案。二是多措并举推进电网侧分布式储能规范编制工作。目前，已有9项规范和1项专题方案形成试行稿，在填补空白上迈出了第一步。三是持续完善电网侧分布式储能规范。随着首批两座储能电站建设实施和相关编写人员认识再提高，及时总结和提炼相关经验，按照“保障有序、紧贴实用”的目标，组织对相关规范进行交叉讨论和再深化，及时固化一批规范成果，培养锻炼一批创新技术骨干。

示范工程紧紧围绕国网课题研究内容，验证多点布局分布式储能系统调控和聚合关键技术，创新研究分布式电池储能系统商业运营模式。2019年以后，根据研究成果、支持政策和电网需求，省公司还将有序分步实现千兆瓦级储能系统建设，为河南电网安全运行、削峰填谷、新能源消纳以及大气污染防治等提供有力支撑。

梦想照进现实

大量的准备工作，让梦想终究照进了现实。2018年6月，河南省发改委下发了《关于2018年开展电力需求侧响应试点工作的通知》，针对2018年度夏期间我省电网整体无备用容量，局部地区高峰时段供电存在缺口的形势，为了保障电力供应，在部分区域开展电力需求响应试点工作。

省公司积极响应政策文件精神，开展电力需求响应。其中，由国网河南节能服务有限公司运营管理的储能电站信阳罗山龙山站首次参与响应。这是国内电网侧储能装置首次参与电力需求侧响应，为储能商业化市场运营开创了先河。

在省公司营销部指导下，节能公司联合信阳供电公司、罗山县供电公司，分别于7月27日午高峰、8月8日晚高峰时段，组织信阳龙山储能电站(标称容量为9.6兆瓦时)连续二次分别以7.9兆瓦和9.5兆瓦成功参与了本次需求侧响应，为电池储能电站的实际应用提供了样本。