安徽首个220千伏直挂电网大型储能电站合肥长丰储能电站正式投运

5 月 18 日，安徽省能源发展迎来里程碑时刻 —— 全省首个 220 千伏直挂电网大型储能电站合肥长丰储能电站正式投运。该项目总投资 18 亿元，规划建设 40 万千瓦 / 40 万千瓦时磷酸铁锂储能系统，通过 220 千伏线路直接接入安徽主电网，可实现 "1 小时充放 40 万千瓦时电量"，年均满足 10 万户家庭日常用电需求，标志着安徽在新型电力系统建设和能源结构转型中迈出关键一步。

技术突破：开创 "直挂电网" 储能新模式

作为安徽省首个采用 220 千伏电压等级直接接入主电网的储能项目，长丰储能电站突破传统储能电站通过 110 千伏升压接入的技术局限，创新性实现与省级骨干电网的 "无缝对接"。

项目配备 160 台 500 千瓦储能变流器（PCS）和 800 个 2.5 兆瓦时储能单元，采用簇级能量管理系统（EMS），充放电效率达 98.5%，响应速度小于 200 毫秒，可精准匹配电网实时调度需求。

其 220 千伏升压站配置双主变、双母线接线，具备 "黑启动" 能力，在电网故障时可独立供电 4 小时以上，成为支撑江淮地区电网稳定的重要 "能量枢纽"。

电网支撑：构建新型电力系统 "稳定器"

项目投运后，可有效缓解安徽电网 "新能源装机占比高、峰谷差持续扩大" 的挑战。当前安徽新能源装机已达 6500 万千瓦，占比突破 50%，但电网调峰缺口预计 2025 年将达 1500 万千瓦。

长丰储能电站通过 "日调节 + 季节储能" 模式，每日可实现 "早高峰充电、晚高峰放电" 的双向调节，单次充放电循环可平抑电网峰谷差 80 万千瓦，相当于减少新建 20 万千瓦火电机组 2 台。

据测算，该电站年调峰电量达 12 亿千瓦时，可替代燃煤 60 万吨，减少二氧化碳排放 160 万吨，等效节约土地 3000 亩，为安徽电网接纳更多风电、光伏等清洁能源腾出空间。

建设攻坚：打造 "安徽速度" 示范工程

项目自 2024 年 9 月开工以来，克服江淮地区多雨天气、地质条件复杂等困难，采用 "模块化设计 + 工厂化预制 + 机械化施工" 模式，将建设周期压缩至 8 个月，较同类项目缩短 30%。

国网安徽电力创新 "储能电站与电网主网协同设计" 机制，提前 6 个月完成 220 千伏送出线路施工，实现储能系统与电网调度系统同步投运。

站内配置智能巡检机器人、激光雷达安防系统，构建 "无人值班、少人值守" 智慧化运维体系，运维效率提升 40%，全生命周期运营成本降低 25%。

战略意义：开启长三角储能一体化新篇

长丰储能电站是安徽落实 "长三角一体化" 能源协同发展的关键布局。项目接入华东电网频率电压紧急控制装置（FVPC），可与浙江、江苏等地储能电站形成跨区域协同调峰网络，提升长三角电网整体灵活性调节能力。

随着 "十四五" 期间安徽规划新增储能装机 1500 万千瓦，该项目将作为样板工程，引领芜湖、滁州等新能源基地配套储能项目建设，推动形成 "风光储充" 一体化发展格局。

预计到 2027 年，安徽电网储能装机占比将达 15%，助力全省非化石能源消费占比突破 40%，为实现 "双碳" 目标提供坚强支撑。

此次投运的长丰储能电站，不仅是安徽能源基础设施的重大突破，更是新型电力系统建设的 "试验田"。

随着越来越多大型储能项目落地，安徽正从 "能源消费大省" 向 "能源治理强省" 加速转型，为全国新型储能规模化发展提供 "皖电方案"。