集中式电化学储能电站储能效率深度解析

阳光工匠学社_编辑部

1. 背景在储能行业的起步阶段，不管是投资方、业主方还是集成方，对效率的要求或者说是实际效率都不是那么清晰；随着储能行业快速增长、储能知识及经验的大量沉淀，各方都加大了对储能系统效率指标的关注，且都会提到相应的效率要求。但主要的问题是，对于效率的界定方式，各方都存在较大的差异，比如业主招标要求里仅写到储能效率要求不低于85%，那么业主真实意图是指储能系统的综合效率不低于85%？还是说储能装置效率不低于85%？作为总包方或者集成方在响应该要求时就会存在理解偏差。本文将结合储能相关国家标准及各设备效率性能指标，详细讲解储能的各个效率释义与对应效率指标。

2. 有哪些效率？
2.1 电站综合效率
根据国家标准《GBT 36549-2018 电化学储能电站运行指标及评价》：储能电站综合效率应为评价周期内，储能电站生产运行过程中上网电量与下网电量的比值。
释义：

• 电站上网电量：评价周期内储能电站向电网输送的电量总和；
• 电站下网电量：评价周期内储能电站从电网接受的电量总和；
• 上网电量和下网电量应从储能电站与电网之间的关口计量表取；
  

这里我们需要注意的有两个点：
① 评价周期：是以一个储能充放电循环时间、还是以日、月、年为周期评估？不同评价周期对应的效率指标是不一样的。
② 在计算综合效率时，需要包含站内辅助用电损耗，比如冷却系统（空调/液冷机组）、监控等用电。

2.2 储能单元充放电能量转换效率
根据国家标准《GBT 36549-2018 电化学储能电站运行指标及评价》：对于铅酸电池和锂离子电池，充放电能量转换效率应为评价周期内，储能单元总放电量与总充电量的比值。
释义：

• 储能单元充电量：评价周期内储能单元交流侧充电量的总和；
• 储能单元放电量：评价周期内储能单元交流侧放电量的总和；
• 电化学储能单元：由电化学电池、与其相连的功率变换系统以及电池管理系统组成的，能独立进行电能存储、释放的最小储能系统。
  

这里我们需要注意的是按电化学储能单元的标准释义，可不包含隔离变压器/升压变压器；目前常规集中式风冷系统常采取5MWh电池舱+2.5MW 逆变升压一体机舱组成（包含2个2.5MWh电池堆及2台1250kW 储能变流器），这里我们理解电化学储能单元规格为1.25MW/2.5MWh，在计算该效率时，取PCS交流侧计量表计数据。

2.3 储能装置效率
根据国家标准《GB/T 51437-2021 风光储联合发电站设计标准》：
储能装置效率应根据电池效率、功率变换系统效率、电力线路效率、变压器效率等因素按下式计算：

φ=φ1×φ2×φ3×φ4

φ1：电池效率，储能电池完成充放电循环的效率，即电池本体放出电量与充入电量的比值；
φ2：功率变换系统效率，包括整流效率和逆变效率；
φ3：电力线路效率，考虑交直流电缆双向输电损耗后的效率；
φ4：变压器效率，考虑变压器双向变压损耗后的效率；

2.4 其它效率
储能系统充电效率、储能系统放电效率

3.  储能系统各组成设备效率及损耗说明
3.1  组成说明
整体上说，集中式储能系统包含三大部分：

• 电池舱：电池堆、电池管理系统、冷却系统（空调或液冷机组）、消防及辅助用电；
• 逆变及升压舱：储能变流器、升压变压器、开关柜、辅助用电；
• 能量管理系统：服务器、交换机及相关控制、显示设备；
  

3.2  电池系统效率说明
根据《GB/T 36276-2018 电力储能用锂离子电池》中电池簇性能要求可知，电池簇初始能量效率不小于92%；而根据2022年《GB/T 36276电力储能用锂离子电池征求意见稿》中要求:电池簇在（25±5）℃及额定功率条件下初始能量效率不应小于95%。
在30℃试验环境下，单电池簇能量效率是有可能做到95%的；考虑到集中式储能系统多簇并联存在的一致性问题会导致充放电量不及预期从而降低直流侧效率及项目使用时电池舱内环境温度一般控在25℃这两个因素，故实际使用时，直流侧效率一般做不到95%。本处电池系统效率仍按92%计算，φ1=92%。
注意：上述效率为初始效率。

3.3  功率变换系统效率说明
根据国家标准《GB/T 34120-2017 电化学储能系统储能变流器技术规范》：在额定运行条件下，储能变流器的整流和逆变效率均应不低于94%。
2022年《GB/T 34120-XXX 电化学储能系统储能变流器技术要求》征求意见稿将该指标提高至97%。
目前主流储能变流器企业宣传PCS最高效率99%以上，但是储能变流器的最高效率点不一定是额定功率下的效率点；一般额定功率下及额定电压下的的整流与逆变效率可做到98.5%,φ2=98.5%×98.5%≈97.02%。

3.4  电力线路效率说明
以单个2.5MW/5MWh储能系统为例，系统内包含1台2.5MW 逆变及升压舱，舱内配置2台1250kW 储能变流器，1台2500kVA升压变压器。
直流侧电力线路效率
直流侧电压范围按1000V~1500V考虑，根据直流侧额定电流、直流线缆线径、线缆长度等参数，计算得出： 直流侧单向效率约为： 99.83%；
则：直流侧电力线路效率为：φ3-直流侧=99.83%*99.83%≈99.66%。

3.4.1  低压交流侧电力线路效率
储能变流器交流侧输出额定电压为AC690V，根据交流侧额定电流、交流线缆线径、线缆长度等参数计算得出：PCS交流侧-变压器低压侧单向效率约为：99.95%；
则：PCS交流侧-变压器低压侧电力线路效率为：φ3-低压交流侧=99.95%*99.95%≈99.9%。

3.4.2  高压交流侧电力线路效率
目前集中式储能系统以35kV电压等级并网居多，本次测算按35kV考虑。根据35kV交流侧额定电流、35kV交流线缆线径、线缆长度等参数计算得出：
高压交流侧单向效率约为：99.89%；
则：变压器高压侧-储能并网点电力线路效率为：φ3-高压交流侧=99.89%*99.89%≈99.78%。

3.4.4  电力线路效率
综上，电力线路效率φ3=φ3-直流侧*φ3-低压交流侧*φ3-高压交流侧≈99.66%*99.9%*99.78%≈99.34%。

3.5  变压器效率说明
项目常用干式变压器，根据国家标准《GB/T 10228-2015 干式电力变压器技术参数和要求》，35kV 2500kVA无励磁调压电力变压器其损耗指标如下：

• 空载损耗：4.86kW；
• 负载损耗：20.6kW（100℃）；
  

在额定功率运行时，变压器效率为：（2500kW-4.86kW-20.6kW）/2500kW≈98.98%
则：变压器双向效率为：φ4=98.98 %*98.98%≈97.97%。

3.6  辅助设备功耗说明

3.6.1  电池舱内辅助设备功耗说明
目前主流风冷系统电池舱单舱额定容量为5MWh，舱内各设备组成及对应功耗估算如下：

3.6.2  逆变及升压舱内辅助设备功耗说明
与5MWh风冷电池舱匹配的逆变及升压舱规格为2.5MW，舱内用电设备及用电功率小，主要包含PCS控制回路、箱变测控、变压器散热风机、交换机等通讯设备、舱内照明等辅助设备，预估功耗不超过1.5kW。

3.6.3  能量管理系统功耗说明
能量管理系统主要设备包含服务器、显示器、交换机等通讯组网设备，对于2.5MW/5MWh储能系统来说，预估功耗不超过3.5kW。

3.6.4  站用变/自用电变压器效率说明
根据上述电池舱、逆变及升压舱、能量管理系统部分功耗统计，可得出2.5MW/5MWh储能系统辅助设备功耗为58.3kW，拟按80kVA考虑自用电变压器配置。
站用变常用干式变压器，根据国家标准《GB/T 10228-2015 干式电力变压器技术参数和要求》，35kV 100kVA无励磁调压电力变压器其损耗指标如下：

• 空载损耗：0.63kW；
• 负载损耗：1.97kW（100℃）；
• 本项目配置80kVA自用电变压器，且使用功率为58.3kW，预估损耗水平如下：
• 空载损耗：0.5kW；
• 负载损耗：1.5kW（100℃）；
  

3.6.5  辅助设备总功耗
从上述计算可以看出，2.5MW/5MWh储能系统在额定功率状态下运行时辅助设备总功耗约为60.3kW。

4. 效率分析
以2.5MW/5MWh储能系统为例来进行效率分析。

4. 1  效率统计
对章节【储能系统各组成设备效率及损耗说明】做个统计，如下表：

   
4.2  能量潮流
在分析效率之前，先看下储能系统充电（图1）与放电（图2）过程的能量潮流：

4.3  储能系统充电效率
假设电池系统SOC一致，充放电深度按90%考虑，若需要将5MWh储能系统充满，则需要其交流侧初始的充电能量为：
Eoff1=(系统额定容量×充放电深度)÷电池系统充电效率÷储能变流器整流效率÷变压器效率÷电力线路效率+辅助设备功耗

Eoff1=5000kWh×90%÷95.92%÷98.5%÷98.98%÷99.67%+60.3kW*2h≈4948.47kWh；
则储能系统交流侧充电效率为：
η充电效率= (5000kWh×90%)/Eoff=90.94%。

4.4  储能系统放电效率
按2h放电小时计算，则其交流侧初始放电能量为：
Eon1=(系统额定容量×充放电深度)×电池系统充电效率×储能变流器逆变效率×变压器效率×电力线路效率-辅助设备功耗

Eon1=5000kWh×90%（放电深度）×95.92%×98.5%×98.98%×99.67%-60.3kW*2h≈4073.8kWh；

交流侧放电效率为：
η放电效率= Eon1/(5000kWh×90%)=90.53%。

4.5 储能单元充放电能量转换效率
需要注意，储能单元充放电能量转换效率考核的点为PCS交流侧，该处计算情况如下：
储能单元充电量：
Eoff2=(系统额定容量×充放电深度)÷电池系统充电效率÷储能变流器整流效率÷电力线路效率（直流侧）÷电力线路效率（PCS交流侧-变压器低压侧）
Eoff2=5000kWh×90%÷95.92%÷98.5%÷99.83%÷99.95%≈4773.35kWh

储能单元放电量：
Eon2=(系统额定容量×充放电深度)×电池系统充电效率×储能变流器逆变效率×电力线路效率（直流侧）×电力线路效率（PCS交流侧-变压器低压侧）

Eon2=5000kWh×90%（放电深度）×95.92%×98.5%×99.83%×99.95%≈4242.3kWh

则储能单元充放电能量转换效率为：
η储能单元转换效率= Eon2/ Eoff2=88.87%。

4.6 储能装置效率
根据储能装置效率定义，可得出储能装置效率为：
φ=φ1×φ2×φ3×φ4=92%×97.02%×99.34%×97.97%≈86.87%

4.7 电站综合效率
假设评价周期为一次满充满放，即充电2h，放电2h，不考虑待机情况，则一次循环的电站综合效率为：
η=Eon1÷Eoff1=4073.8kWh/4948.47kWh≈82.32%。

假设评价周期为一天，储能系统每天仅进行一次满充满放（4h），其余情况待机（20h）；那么在待机时候，PCS、变压器都存在待机损耗、空调可能工作在制冷状态也可能工作在送风模式，其它辅助设备均工作在运行模式。这部分待机功耗估计如下：
① 空调制冷模式工作1h，送风模式工作19h；功耗估计约86kWh；
② 电池PACK风机工作1h，停机19h；功耗估计约2.2kWh；
③ BMS、EMS工作在低功耗模式，变压器风机停机，其余辅助设备正常工作；功耗估计约60kWh；
④ 变压器存在空载损耗、PCS存在待机损耗，功耗估计约113.2kWh；
综上，2.5MW/5MWh储能系统总待机损耗为：261.4kWh。
综上，储能电站日综合效率为：
η=Eon1÷(Eoff1+411.6)= 4073.8kWh/(4948.47+261.4)kWh≈78.19%。

5. 总结
经过上述分析可知，在不考虑辅助设备用电情况下，采用储能装置效率，行业内储能集成商做到85%没有问题；若要考虑辅助用电，单次充放电综合效率是无法做到85%的，更别说日综合效率、月综合效率乃至年综合效率了。
目前许多业主招标要求储能年综合效率不低于85%，未免有些脱离实际情况。其次，上述效率值均是初始效率计算值，随着储能电站运行，效率是会不断下降的。

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gutou

实测磷酸铁锂电池储能电站：1C系统3个充放电循环平均效率约83.5%，0.5C系统3个充放电循环平均效率约86.5%，均包含充放电过程中辅助系统损耗、不含待机损耗；主回路计量点在35kV开关柜(并网点)，辅助用电计量点在站配电室。
对于一般的储能电站，0.5C系统保证每天能稳定运行1~2个循环，初始年综合效率达到85%还是没问题的(首年效率衰减很少)；
如果是电芯、PCS、变压器本身能效就差，温控设计不合理，线路布置过长，元器件选型不合适等原因造成系统损耗增加，或者长期待机，那就要另外分析了。

李天下

双向效率为什么要相乘？能否解释下原理？

阳光工匠学社_编辑部

李天下 发表于 2023-2-8 10:28
双向效率为什么要相乘？能否解释下原理？

一般假设充电放点过程效率一致，把这个过程简单看做串联。

皮皮刘

请教下，电力线路效率具体是怎么计算的？按什么公式以及在这个示例里面具体的取值多少？

qq276544452

现在工商业一般85%左右吧

红叶疯了

投标时客户在标书中指明的是电站系统效率不低于85%，而且会约定通过第三方检验，如果实际上只有70+的效率，那标书中的数值是如何得出来的？

红叶疯了

客户标书中标明电站系统效率不低于85%，并约定由第三方进行检测，如果实际综合效率只有不到80，标书中的效率数值意义是?