电化学储能电站的几个核心技术指标

电化学储能虽然不是一个新兴事物，但鉴于储能系统是一项涉及多学科的综合产品，电池技术的快速更迭，外加应用场景不同而存在较大差异，尤其在实际工程招投标中关于核心技术指标经常会不清不楚，给使用方、投资方和监管方带来一系列麻烦。有基于此，“储能100人”近期推出关于电化学储能的系列科普文章，希望大家能够更好地认识电化学储能。

一、关于容量

储能电站（系统）的容量（Wh，kWh，MWh，GWh）由所处的应用场景不同而存在较大的差异，有时指安装容量，有时指充电容量，有时指放电容量，以下分别介绍：

安装容量A：储能电站（系统）根据所使用的电芯容量（标称容量，一般指Ah，例如120Ah，电压U），N串M并之后形成Pack，则Pack安装容量即为U*N*M*120，单位为Wh，i个Pack串联后形成电池簇，则单簇容量为U*N*M*120*i，单位为Wh，若一套储能系统包含n簇，则该储能系统的安装容量A= U*N*M*120*i*n，单位为Wh，或者kWh、MWh等。安装容量会直接影响储能电站建设的一次投资。

充电容量B：充电容量的界定一般在并网点位置（35kV、10kV、6kV、3.3kV、1140V、690V、380V、220V等），指从并网点往下开始算，包含了充电过程中的线路损耗、变压器损耗、滤波器损耗、电抗器损耗、PCS损耗、电池损耗、电池充电电量，以及接入PCS低压侧和直流侧的所有辅助电源、控制电源等的损耗。由于电池系统在实际使用中限制了充放电深度DOD，电池的实际可充电量仅为安装容量的70~90%，电芯根据充放电倍率不同又有5~15%的循环损耗。所以充电容量B=线损+变压器损耗（如有）+滤波器损耗（如有）+电抗器损耗（如有）+PCS损耗+电池充电损耗+辅助控制电源损耗（如有）+电池充电电量（DOD*安装容量A）。对于调峰电站建设的储能电站（系统），充电容量B直接影响收益，但充电容量中除电池充电电量以外的所有部分都直接影响运营成本。

放电容量C：放电容量的界定和充电容量的界定一样都是在并网点位置，是从电池放出的电量中扣除了放电过程中的线路损耗、变压器损耗、滤波器损耗、电抗器损耗、PCS损耗、电池损耗，以及接入PCS低压侧和直流侧的所有辅助电源、控制电源等的损耗。所以放电容量C=电池充电电量（DOD*安装容量A）-线损-变压器损耗（如有）-滤波器损耗（如有）-电抗器损耗（如有）-PCS损耗-电池充电损耗-辅助控制电源损耗（如有）。对于新能源电站和用户侧的储能电站（系统），系统集成商集成水平的高低决定了储能系统的放电量，而并网侧的放电容量是直接影响经济性，所以应该是业主方和投资方关注、考核的要点。提供详细计算书是对产品技术指标审核的重要保障。

容量变化率α：储能电站（系统）一旦建成，在不进行更换电芯（池）和扩容等操作的前提下，安装容量A是不会发生变化的。但对于充电容量B和放电容量C，由于储能电站（系统）运行过程，电芯特性（内阻、容量）、组成方式（串、并联）、集成方案、控制均衡策略、散热不均和更换缺陷电芯（池）等原因，会呈现出过快或较为合理的衰减变化，将此定义为容量变化率α，单位为x%/年。容量变化率在储能电站（系统）的全寿命周期中也是不断在变化的，主要跟电芯特性（内阻、容量）、组成方式（串、并联）、集成方案、控制均衡策略、散热不均和更换缺陷电芯（池）等密切相关。根据国内已建成的储能电站（系统）数据看，不管是充电还是放电，容量变化率在1~20%/年，比较值得借鉴的是有些项目投运一年后的放电容量降到了初始值的64%，容量变化率过大，直接影响电站技术指标和经济性指标。所以容量变化率应该纳入储能电站建设的考核指标。提供已有项目的运行数据对该指标有重要的保障意义。

二、关于效率

不管是投资方还是业主方，储能电站的效率都是各方非常关注的要点，但关于效率的界定方式各方存在较大差异，比如充电效率、放电效率、系统效率、综合效率等，而实际上真正关心的应该只有一个，即综合循环效率。

综合效率η：综合效率的测量点应该是并网点，是指放电电量（近似认为放电容量C）与充电容量B和辅助控制电源的比值，即综合效率η=放电电量/(充电容量B+所有辅助控制电源（含冷却系统、监控等）)*100%。综合效率η反映的是储能电站的运维成本和经济性指标，是对储能电站（系统）所有设备性能和集成水平的综合考评标准。根据国内已建成的储能电站看，综合效率在65~91%之间，差异不可谓不大，所以招标项目中提供详细计算书是非常有必要的,真实的储能系统综合效率是要经的起专家们技术理论计算和审核的，而不是说多少就多少，不要等项目投运的时候离承诺值差别很大时才发现，目前行业都没人监管这个这个指标。

三、关于温度

目前电化学储能电站的能量载体主要是锂离子电池，而锂离子电池的安全性、寿命、容量、充放电倍率和效率等与其自身的运行温度密切相关，目前主流的磷酸铁锂电池LFP要求运行环境温度为25℃，在这个温度下电池才能达到其设计指标，储能电站才能达到设计指标。如何均衡控制电池温度，是保障电池性能一致性，避免部分电芯频繁故障、过早衰减、降低充/放电容量和保障储能电站（系统）的重要保障措施。所以如何精准控制、均衡控制电池温度尤其重要。根据国内已建成的储能电站（系统）数据，在同一集装箱内部，不同电池簇电芯环境温度最高和最低值最大相差15℃，最小相差3℃，差距过于巨大。所以同一集装箱内部不同电池簇间温度极差应该纳入储能电站（系统）集成水平的重要考核指标。

四、充-放电转换时间

更短的充-放电转换时间可以为火电AGC调频带来更多的经济收益；避免新能源电站一次调频不合格带来考核罚款，平滑新能源电站出力从而增加上网电量带来更多经济效益，快速的无功补偿可确保新能源电站在SVG检修时的无功响应；备电保电过程快速切换工况可确保重要负载工作的连续性，避免给生产带来重大损失。所以储能系统的充-放电转换时间在火电AGC调频、新能源电站一次调频与平滑功率、备电保电等应用方面意义重大。

储能电站的充-放电转换时间不等同于单台储能系统的充-放电转换时间。目前单台储能系统的充-放电转换时间基本维持在100ms左右，最短的仅3ms，但当多套储能系统组成储能电站后，由于需要协调同步、追踪控制等原因，根据国内外已建成的储能电站运行数据，电站级充-放电转换（80%以上有功或无功转换）时间最长达24s，最短的仅10ms以内。所以储能电站级的充放电转换时间应该纳入考核指标，提供检测报告是非常有必要的。

五、关于并网实验

并网实验不同于型式试验。型式试验以储能系统（抑或PCS）生产厂家或集成厂家送检，按照《GB_T 34120-2017 电化学储能系统储能变流器技术规范》《GB_T 34133-2017 储能变流器检测技术规程》《GBT 34131-2017 电化学储能电站用锂离子电池管理系统技术规范》等标准进行检测。而真正储能电站的并网测试应该在储能电站建成后现场根据《GB_T 36547-2018电化学储能系统接入电网技术规定》《GB∕T 36548-2018 电化学储能系统接入电网测试规范》进行严格检测，其中涉及到的非常重要的高、低电压穿越等功能更是储能电站是否合格、是否符合并网要求非常重要的指标，提供检测报告是非常有必要的。

目前国内在并网实验方面做得最全面的是南方电网广东电科院根据储能并网相关的技术规范，采用定制化的储能测试设备，对区内大部分已建、在建储能电站进行并网性能测试，效果显著。另外中国电科院储能所和电工所也在进行相关的研究，在国内更多的储能电站开展并网测试实验，以此确保储能电站涉网性能的可靠与稳定。