储能与电力市场获悉，5月16日，国家光伏、储能实证实验平台（大庆基地）2024年度数据成果发布会在京召开。国家电投集团黄河公司大庆公司执行董事、总经理汪洋发布了2024年度国家光伏、储能实证实验数据成果。
储能方面数据涉及不同技术的储能系统充放电效率、系统损耗、容量衰减等内容。此次的实证实验数据成果的发布，可为业内了解储能项目实际运行过程中性能的变化情况，提供数据参考。
一些关键数据及结论如下：
考虑厂用电后，磷酸铁锂电池系统的充放电效率在74%以上，而三元锂电池系统效率为66.98%，大幅低于磷酸铁锂电池系统。
技术迭代下，磷酸铁锂本体效率随电芯容量增大略有提升，0.5C磷酸铁锂储能本体的首年同期循环效率由一期120Ah电芯94.99%提高到二期180Ah电芯96.07%。
除了储能方面的测试数据，本次发布的实验成果还涵盖了光伏领域的多个实证成果，涉及组件、逆变器以及支架等各个环节的性能测试数据。以下为国家光伏、储能实证实验平台（大庆基地）2024年度储能数据成果详情。
基地建设及设计情况、科技创新情况
2024年，国家光伏、储能实证实验平台（大庆基地）统一规划、分期实施、五年建成。其中一期安全稳定运行、二期完成送出线路切换，三期全容量并网发电，四期工程正筹备建设，五期已完成方案设计。
基地整体设计方面，五年动态规划布置实证试验方案约640种，包括一期161种，二期111种，三期117种。其中，在储能方案方面，各期设计也各有侧重。
一期：储能以锂电池为主，涵盖飞轮、超级电容、混合电容部分新型储能产品。
二期：储能增加多端口路由器、直流侧储能设备。
三期：储能增加半固态电池、铁铬液流、铅碳电池技术。
科技创新方面，聚焦新型电力系统和高效运维，开展光储技术实验、自动化运维系统实验验证。
聚焦新型电力系统，开展光储技术实验验证。
依托基地完成光储集成同步发电机与集群协控装置研制与并网性能测试，有效解决常规新能源发电缺少主动支撑能力及虚拟惯量问题。
通过日前功率预测，制定合理充放电阈值，将光储出力打造成平稳矩形曲线，实现日前光储充放闽值优化。
开展光伏电站智能柔控技术研究，解决箱变夜间空载损耗问题，有效降低电站厂用电率。
聚焦高效运维，开展自动化运维系统实验验证。
开发智能诊断模型，建立融合智能诊断系统，实现定制化航线规划、图像信息自动采集、故障自动化融合诊断、报表自动生成等功能，切实指导电站数智化运维。
依托行业现行标准，开展光储关键产品、系统户外实证实验分析方法研究，结合户外实证研究多维环境因子关联耦合特性对多年运行数据进行拟合，形成户外性能的表征方法。
不同技术储能系统表现各不相同
不同技术的储能系统在充放电效率、系统损耗、容量衰减、可靠性等方面表现各不相同。
充放电效率
充放电效率方面，经过三年运行，不同技术储能本体效率变化有所不同，但储能电池充放电本体效率基本可达到厂家承诺值。其中磷酸铁锂电池充放电本体效率基本维持在94%以上，三年运行下来储能本体效率未出现明显衰减；而三元锂储能电池本体效率经过三年运行下降了2个百分点。
磷酸铁锂储能电池系统充放电效率（不含厂用电）维持在83%以上，经过三年运行，储能系统效率（不含厂用电）未出现明显衰减；而三元锂储能电池系统充放电效率（含厂用电）出现了4个百分点左右的衰减。
经过三年运行，磷酸铁锂储能电池系统充放电效率（含厂用电）位于66%-74%之间，三元锂充放电效率最差，为66%，且降幅明显，下降约6个百分点。
值得提及的是，一期磷酸铁锂储能采用120Ah电芯，二期磷酸铁锂储能采用180Ah电芯，三期磷酸铁锂储能大部分采用280Ah电芯（部分采用315Ah和350Ah），电芯容量持续增大。
技术迭代后储能本体效率提升明显，磷酸铁锂本体效率随电芯容量增大有所提升，0.5C磷酸铁锂储能本体的首年同期循环效率由一期120Ah电芯94.99%提高到二期180Ah电芯96.07%。
不同环境温度下系统损耗
储能系统在环境温度0-5℃范围内时系统效率（含厂用电）最高达到80%，在高于25℃时的环境温度运行时效率最低为70%，环境温度对系统效率的影响达到10%。
在环境温度低于-20℃的极寒条件下空调制热平均每天耗电66.73kWh，较环境温度25℃以上时的平均每天制冷用电量少耗电83.77kWh。
宽温域的电池在东北地区的适用性较好。相比低温地区，应关注环境温度较高的地区储能辅助设备损耗在回归经济模型计算时与实验室内效率的巨大差异。
容量衰减
储能系统可靠性
随着多年运行，储能系统非计划停运时长增加，但磷酸铁锂和三元锂储能的可靠性相对稳定，非计划停运系数仅为4.93%和5.48%。
全钒液流电池的非计划停运天数在2024年显著降低，非计划停运系数也从2023年的44.93%降至16.16%，可靠性增强。
新型储能可靠性较差，其中电磁型超级电容储能本体和通讯故障频次较高，非计划停运系数达到71.51%；飞轮储能定子温度传感器、附属设备压缩机、通讯模块均出现故障，非计划停运系数为50.14%
图源：国家光伏、储能实证实验平台（大庆基地）2024年度数据成果发布会
各类技术的主要故障统计如下。
全钒液流电池的故障主要体现在机械/密封、电气系统、停机等问题上。2023年度数据成果发布会上提到的电池堆渗液、电堆间电流不平衡等仍未解决。
超级电容电池的故障主要体现在绝缘、通讯、设备可靠性等问题上。混合电容电池的故障主要体现在电池管理、硬件连接、软件/控制等问题上，其中，电芯压差大、绝缘问题等也是2023年的报告中体现的老问题。
飞轮储能电池的故障主要体现在冷却系统、传感器/机械、电气保护动作、控制系统等问题上。定子温度传感器损坏、过流保护、飞轮轴承温度过高保护等问题在2023年的报告中也被重点提及。
图源：国家光伏、储能实证实验平台（大庆基地）2024年度数据成果发
另外，发布会还发布了光储系统实验成果，涵盖能量搬移场景运行效果、动态阈值控制、利用小时数等多项数据。
光储系统实验成果
单一储能技术光储系统调节效果好
混合储能技术光储系统需进一步完善
利用小时数
5MW系统区，合计交流侧容量为5MW，容配比为2.26，配置磷酸铁锂总储能标称容量为8400kWh，理论利用小时数为3017h，实际有效利用小时数为2919h。
10MW系统区，合计交流侧容量为10MW，容配比为1.77，配置磷酸铁锂总储能标称容量为5180kWh，理论利用小时数为2430h，实际有效利用小时数为2361h。
由于一期储能控制策略采用固定阈值，无法全额吸纳，因此实际利用小时数低于设计小时数。
图源：国家光伏、储能实证实验平台（大庆基地）2024年度数据成果发布会
能量搬移场景运行效果
单一储能系统光储系统的光储联合出力曲线较平滑，调节效果较好；混合储能由于不同类型储能厂家策略配合难度大，响应调节时间不统一等问题，运行效果相对较差，需要进一步优化完善。
动态阈值控制
阴天条件下采用固定阈值储能系统基本无动作，储能利用率为0%；二期升级控制策略为动态阈值，阴天出力曲线平滑，储能利用率高，储能利用率为22.5%。
模拟电网调度，储能系统控制采用动态阈值策略，输出功率最大偏差率为10.2%，平均偏差率为2.7%，策略整体执行效果较优，可以实现光储系统与调度的完美契合输出
图源：国家光伏、储能实证实验平台（大庆基地）2024年度数据成果发布会
数据分析主要结论方面，对产品设备选型、系统集成、光储系统控制策略等改进提出了建议。
数据分析主要结论
设备选型、系统集成、光储系统控制策略
设备选型应重点关注产品环境适应性
组件、逆变器、储能等关键产品性能受光谱、温度、背面反射率等典型环境特征影响较大。其中环境温度对储能系统充放电效率影响较大。
建议投资商在组件和储能选型时应逐渐树立因地制宜的意识，没有包打天下的单一技术路线，选择锲合当地气候特征的产品类型，最大化发挥产品发电潜力，确定技术路线后同样应关注供货产品的原材料供应质量和重视品控的监造。
制造商应因地制宜开发定制化产品，切实做好产品性能与场站气候特征的高度匹配，制造商要对所采购原料的质量负责。
检测商应持续加强产品户外性能评估，客观准确评价设备质量优劣与本质安全性。
系统集成应关注产品间协同适配性
系统集成下不同产品之间的匹配性、关键设备与系统间协同能力存在显著差异。其中混合储能由于设备种类多、控制策略复杂、协同控制难度大等问题，运行效果较差。
建议系统方案设计时应围绕不同产品间的匹配性开展精细化设计，大规模投资新技术前要关注户外产品的实际工况。
加强光储系统动态控制策略的研究
动态控制策略可明显提升储能系统利用率，平滑功率曲线输出，实现匹配负荷曲线，提高光储系统整体支撑能力。
通过日前功率预测，制定合理充放电阈值，将光储出力打造成平稳矩形曲线，实现日前光储充放阈值优化。
根据日内辐照情况，提前预判未来30分钟最优充放电策略，充分调动储能平抑波动能力，实现日内动态控制，储能利用更充分。
建议持续加强光储控制策略研究，通过采用动态阈值策略，实现光储系统与调度完美契合输出。
国家光伏、储能实证实验平台（大庆基地）2023年度数据成果情况，可查阅往期报道：大庆实证基地储能数据发布：空调损耗占比较高，全钒液流电池效率下降最严重
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