当前，储能技术成为行业热门话题之一。作为南方电网在储能领域的重要试点，宝清电池储能站的稳定运行不但是对南网储能技术研究的检验和完善，也为类似工程及电网发展带来不少启发。宝清站目前的运行结果表明，储能系统控制策略合理，运行安全稳定，响应快速，运行维护简单，这标志着大容量电池储能技术在电网中获得了初步验证。
贵州安顺宁谷镇潘孟村里的储能站
宝清储能站电池堆室
深圳宝清电池储能站正门
投运4兆瓦，具备多种运行模式
“经过2011年多次集中消缺后，宝清站2012年运行状态比较稳定。”调峰调频公司宝清储能站站长李勇琦告诉记者，经过1年多的调试、消缺，宝清站可靠性逐步提高，去年7至12月实现了运行“零”异常。
据了解，宝清电池储能站一期规模为4兆瓦，远期规模为10兆瓦。目前，4兆瓦电池储能系统接入深圳电网110千伏碧岭变电站。
“由于南方电网区域内新能源并不算丰富，因此我们把宝清储能站定位为配网侧容量调节和事故备用。”南网科研院智能电网研究所储能研究室主任陆志刚介绍道，目前宝清储能站主要用于为配网削峰填谷，同时兼备紧急调频调压的作用。储能站投运后，所接入110千伏碧岭站变压器在最大负荷日峰谷差缩小了18%。此外，宝清站还圆满完成了大运会以及十八大期间的重要保电任务。
目前宝清储能站具备削峰填谷、系统调频、系统调压、系统备用等多种运行模式，既可以在单一模式下运行，也可以多种模式协调控制运行。
“宝清站是按照无人值班，全自动运行，免维护这种要求来设计，现阶段以运维一体化模式进行管理。”调峰调频公司检修试验中心主任黄晓东告诉记者，由于设备及系统没有抽水蓄能电站那么复杂，因此维护起来也相对容易。
三年多来的众多“第一次”
第一个吃螃蟹的人并不好当。为了建好、管好、用好我国第一座兆瓦级磷酸铁锂电池储能站，南方电网公司对兆瓦级电池储能站技术规范、关键设备、集成技术、并网技术等展开了研究。
“由于没有成熟经验可以借鉴，我们需要进行很多‘第一次’尝试。”记者从南网科研院了解到，科研人员在研究与实践过程中实现了多项技术创新以及集成创新。以关键设备研究为例，研究人员首次提出适用于储能领域的低压大容量单级、双级多组接入的两种PCS拓扑结构。据悉，能量转换系统(PCS)是储能站直流电池和交流电网连接的中间环节，是完成交直流转换的关键设备，为了进行技术比对，科研人员采用了多种PCS拓扑结构。由于不同方式各有利弊，科研人员又提出了一种效率高、结构简单，同时均流性能好的新拓扑结构。
“对于电池储能这种新事物，一方面要考虑如何尽量发挥它在电网中的作用，另一方面也要关注设备安全，尤其是延长电池使用寿命。”为此，项目组对电池储能站功能作用及运行模式进行探索，解决了多模式协调控制难题，并首次系统性对电池堆运行维护技术进行研究，用于分析改善电池健康状况。此外，还对电池储能标准进行研究，在国内首次提出完善的储能系统标准体系，目前形成2项国家标准以及4项行业标准;对电池储能站效益进行研究，建立了国内首个储能综合效益评估体系。
经过试验与实际应用，南方电网公司已经基本掌握了磷酸铁锂电池储能站的集成应用技术和运行维护技术，进一步了解了电池运行特性和电池容量衰减变化规律，建立起大容量电池储能标准体系，这些经验都将为类似项目提供借鉴。
目前成本偏高制约推广
“实际运行验证了当初的设想。”黄晓东说。实践结果表明，电池储能确实具备较高的综合循环效率(最优转换效率达86%)、工况转换速度快(待机状态到额定功率出力不到100毫秒)、运行方式更灵活并且安全可靠。
然而，目前这种大容量的电池储能方式还不具备大规模推广的条件。陆志刚告诉记者，推广瓶颈主要体现在经济性方面。虽然电池储能技术具备响应速度快、四象限独立运行、选址范围广等优点，但目前每千瓦电池储能成本约为抽水蓄能的4倍。“但是这两种方式的价格差距正在逐渐减少，未来电池储能技术将有广阔的应用前景。”他坦承，电网企业在降低电池制造成本方面不是“主角儿”，但在集成应用方面可以尽量压缩成本，促进储能技术经济性的提高。
未来，除了大容量储能站这种方式外，电池储能还可能朝着集装箱、可移动、小型化、即插即用等方向发展。当成本降低后，储能技术将在智能微网、新能源接入、应急保电等方面得到更充分应用。
据了解，南方电网公司希望把宝清电池储能站建设成为一个多种技术路线、不同技术方案的对比平台。目前重点工作包括研究大容量储能系统最有效的接入方式，并对不同类型的锂电池性能进行比较，探索从应用层面提高电池循环性能和可靠性的方法等。下一步还将继续完善宝清储能站功能(如黑启动、孤岛运行等)，进一步提高其效率以及响应速度。
