大庆实证基地储能2024：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

文|储能100人编辑

5月16日，国家电投集团黄河公司建设运营的国家光伏、储能实证实验平台（大庆基地）2024年度数据成果发布会在北京召开。

其中，储能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。

锂离子电池（包括磷酸铁锂与三元锂）充放电本体效率基本维持在94%以上，三年运行下来磷酸铁锂本体效率未出现明显减少，三元锂本体效率下降约2个百分点。

电池系统（不含厂用电）充放电效率维持在83%以上。经过三年运行，磷酸铁锂电池系统未出现明显衰减，而三元锂电池系统充放电效率下降约4个百分点。

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%。

环境温度对系统效率有很大影响。在0-5℃运行时，系统效率（含厂用电）最高达到80%，在高于25℃时运行时，效率最低为70%，变化幅度高达10个百分点。应契合当地环境特性选择储能产品，宽温域的电池在东北地区的适用性较好。

经过三年运行，磷酸铁锂储能系统的容量衰减约为3.5%。其中磷酸铁锂储能1C（500kW/500kWh）容量衰减3.46%，磷酸铁锂储能0.5C（1000 kW/1680 kWh）容量衰减3.44%。

磷酸铁锂和三元锂储能的可靠性相对稳定，全钒液流可靠性显著提升，电磁型超级电容储能本体和通讯故障频次较高，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。

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。

在光储系统方面，5MW系统区（交流侧容量5MW，容配比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（交流侧容量10MW，容配比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。

光储系统中，单一储能技术的惯出联合出力曲线较平滑，调节效果好；混合储能存在不同技术类型厂家策略配合难度大、响应调节时间不统一等问题，运行效果相对价差，需进一步优化完善。

储能产品主要实验成果

经过三年运行，一期锂电池储能本体效率、系统效率基本稳定，但整体呈现略微降低趋势。1C磷酸铁锂本体效率处于94%以上，系统效率（含厂用电）处于74%以上；0.5C磷酸铁锂本体效率处于95%以上，系统效率（含厂用电）处于77%以上；三元锂本体效率处于94%以上，系统效率（含厂用电）处于66%以上。

2024全年磷酸铁锂储能充放电271次，其中满充满放运行184天，占比50.41%；浅充浅放44次，占比12.05%；阴天因素导致储能未动作94天，占比25.75%。经过三年运行，储能电池容量呈现不同程度衰减。其中磷酸铁锂储能1C（500千瓦/500千瓦时）容量衰减3.46%，磷酸铁锂储能0.5C（1000千瓦/1680千瓦时）容量衰减3.44%。

技术迭代后储能本体效率提升明显，磷酸铁锂本体效率随容量增大略有提升，0.5C磷酸铁锂储能本体的首年同期循环效率由一期94.99%（120安时电芯）提高到二期96.07%（180安时电芯）。

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%。

宽温域的电池在东北地区的适用性较好。相比低温地区，环境温度较高的地区应关注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。

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%。

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。

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。

光储系统主要实验成果

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。

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。

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。

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）位于黑龙江省大庆市，是全球首个光伏、储能户外实证实验平台，也是国家能源局批复的国内首个“国字号”实证实验平台，规划布置实证实验方案640种，规模约105万千瓦。大庆基地于2021年11月启动运行，2022年1月正式开展实证实验工作，目前已完成前三期项目建设，总装机容量增加至50万千瓦，实证实验方案达到389种，服务中国乃至全球光伏、储能产业健康高质量发展的作用进一步增强。

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