“开始送电！”7月9日清晨6时许，随着国网乐山供电公司调控中心指令下达，220千伏佛光变电站工作人员有序操作，电流经新建的110千伏输电线路，迅速抵达乐山城郊一座巨型“充电宝”。乐山首座全钒液流储能电站正式进入试运行阶段。
鸟瞰储能电站（图据微嘉州）
乐山市市中区“100兆瓦/400兆瓦时”全钒液流电池储能电站项目，是乐山首座、四川省首批电网侧构网型钒电池独立储能试点示范项目。
项目依托全钒液流电池技术，通过电解液中钒离子价态可逆变化实现电能存储与释放，具备长时储能、深度充放电、安全稳定及寿命长等优势。在电网低谷时段充电、高峰时段放电，可灵活参与电力系统调峰、调频及容量租赁等辅助服务，有效缓解乐山电网负荷峰谷差大、运行不均衡等结构性压力。
作为乐山晶硅光伏与新型储能协同发展的标志性工程，该项目亦为区域源网荷储一体化建设提供了重要实践支撑。
供电员工在实施配套电力工程
“电站满充满放一次，可释放40万度电，相当于满足乐山一个中等规模县城全天的居民生活与商业用电需求。”乐山供电公司调控中心员工胡可介绍，该站不仅是大容量“充电宝”，更是一座具备主动支撑能力的电网侧构网型独立储能电站。
与传统跟网型储能不同——后者仅能被动响应调度指令，如同电网的“乘客”；构网型储能则可作为独立电压源，主动构建并稳定局部电网的电压与频率，扮演电网“副驾”角色。
胡可进一步解释：“一旦因极端高温等突发情况导致局部电网失电，该电站可实施‘黑启动’——率先建立稳定电压，带动周边设备逐步恢复运行，为市中区快速复电提供关键支撑。”
认真进行送电前检查
然而，这一新型调节资源也对电网安全运行提出新要求。电站单次满充需4小时，将对区域负荷带来阶段性压力——尤其在“迎峰度夏”关键期，如何科学设定充放电功率、优化时段安排，成为每日调度必须精细权衡的重点。
与此同时，为助力储能电站从“物理并网”迈向“价值并网”，乐山供电公司将持续开展运行监测与策略评估，在峰谷套利、调峰响应效率、辅助服务收益等方面提供动态优化建议，推动新型储能真正成为电力系统的可靠调节单元与价值创造主体。
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