湖南小水电占比多，大部分不具有调峰能力，与此同时，以电代煤的负荷大规模进入后，湖南负荷特性也日趋复杂，对构建新型电力系统更加迫切。
“湖南电网作为中东部地区受端电网，‘双高’电力系统特征明显。特高压交直流入湘后，电源结构、网架形态和负荷特性将发生显著变化，给湖南电网运行带来诸多挑战。因此，湖南要建立新型电力系统，破局电网运行难题，储能是关键。”日前，在湖南电池博览会暨首届中国国际新型储能技术及工程应用大会上，湖南电网相关负责人透露。
此前，湖南省已明确以发展电网侧独立储能为重点，以建设大规模集中式共享储能为主线，统筹项目选点，集中规划建设一批电网侧储能电站，力争到2023年建成电化学储能电站150万千瓦/300万千瓦时以上。
湖南电网调峰压力大
国网湖南省电力公司储能专项办副主任周冠东认为，“‘十四五’期间，预计湖南的新能源装机是‘十三五’的2.4倍，湖南将正式迈入由新能源主导的电力系统。”
高比例新能源接入以后，将会对湖南电网会带来哪些挑战？
周冠东告诉记者，目前来说，新能源的消纳能力有限，其本身是反调峰特性，负荷和电源之间存在严重的不协调。此外，由于湖南的小水电占比很多，且大部分不具有调峰能力，因此，湖南电网面临的调峰压力很大。
湖南省电力公司电力科学研究院院长周卫华表示，传统电网构建在稳态和准稳态数学模型的基础上，难以适应新能源、储能、配电网等相应直流系统接入分析和仿真的新型电力系统，在电网的规划方面面临诸多不确定性。
“同时由于参数太多，建模受限，存在很多需要迫切解决的问题。”周卫华告诉记者，“首先，湖南电网峰谷差常年排在全国前列，最高负荷是3300万千瓦，最低负荷是800万千瓦，峰谷差达60%以上，调峰压力巨大；其次，湖南面临着常规电源欠缺，需要推进火电基础联合改造，促使已经规划的火电机组快速投运，起到基础调峰作用；最后，湖南电网要进一步完善调峰机制，到2035年基本形成2400万千瓦以上的火电调节能力、100万千瓦以上的水电调节能力。”
负荷结构日趋多元带来挑战
“从电源结构来看，新能源具备强不确定性、弱可控性，未来电网将是交直流混合大电网、微电网和调节负荷共存的电网，从特性来看是实时平衡，一体化运行。”周冠东认为，以新能源为主的新型电力系统下，电力结构，电网形态，运行特点都带来了新的改变。
“湖南电网要实现‘源网荷储’协同发展，有着来自电压、抗短路、功率平衡、调节能力以及储能等多方面的挑战和压力。”周冠东表示，“新能源成为电源主体，面临的困难很多，难度巨大。因此，储能便要承担起保障清洁能源消纳、提供安全优质电能服务的使命。”
周卫华表示，当前湖南的风电是分散式山地风电，规模上并没有优势，光伏的利用小时数也偏低。“此外，湖南负荷特性也很复杂，以电代煤的负荷大规模进入后，湖南电能在终端能源占比达到17%，仍低于27%的全国平均水平，随着终端用户电能潜力释放，电能需求将越来越大。”
周卫华认为，未来湖南负荷结构多元化后，负荷将参与电源侧双向能源互动，电源利用范围将会广泛延伸，负荷特性也会随之更加复杂。因此，储能一定是湖南源网荷储互动、多能互补系统中的支撑，是清洁低碳、安全可控、灵活高效，开放互动的电力系统的关键。
因地制宜发挥储能价值
湖南对储能的重视程度，可以从该省密集发布的储能政策中初见端倪。“除了整体的规划布局外，全国唯一的电网侧储能电站也已落地湖南，力争到2023年全省建成电化学储能电站150万千瓦/300万千瓦时以上。”上述湖南电网专家告诉记者。
他表示，湖南电网还会考虑充分利用储能电站模拟传统发电机的转动惯量，进一步提高电网运行的稳定性。
随着电化学储能的大发展，全方位掌握储能运行的安全稳定性能，准确评估储能对电网的支撑能力迫在眉睫。
周冠东表示，湖南电网对于储能的利用也有自己的思考。“风电机组的无功资源目前还没有很好的利用起来，风电配了储能以后，储能对风电场的电压支撑，以及如何支撑新能源友好、安全、高效并网，怎么样协同控制，也促使电网思考和探索。”
对此，湖南电网提出了将升压站、储能站和风电场“三站合一”的协同控制理念，实现三站有功和无功资源的统一协调。周冠东认为，这样可以有效防止风机脱机脱网，节省一次调频投入，实现高效满功率发电。
