根据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，即评价周期内储能电站和电网之间的关口计量表储能电站向电网输送的电量总和/储能电站从电网接受的电量总和。
根据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。根据储能电池技术性能，在1C倍率下，电池的充放电转换效率不小于92%（双向），在0.5C倍率下，电池的充放电转换效率不小于94%（双向）；
Φ2：功率变换系统效率，包括整流效率和逆变效率；根据市场PCS生产情况，一般取98.5%（单向）；
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。
储能电站作为一个实现一定功能的整体，在运行时由大量的辅助设备来保证储能系统的安全稳定运行，例如：一体化电源系统、照明系统、安防系统、火灾报警系统、环境系统、暖通系统、自动化系统等。这些系统作为储能电站的辅助系统来保证储能系统的可靠运行，因此辅助设备的耗电量也占储能电站总能耗的较大比重。
储能系统可能处于运行状态或未运行状态（待机状态），对于参与电网削峰填谷的储能电站，若运行策略为一天完成一充一放，充放电倍率为0.5C，则在充放电状态（2h）时处于运行状态，其余时间储能系统为未运行状态。针对运行状态，其辅助设备的运行状况和非运行状态下的运行状况有所不同，主要的不同点在于暖通系统在运行状态时开启，在非运行状态时不开启或偶尔开启。
储能系统主要的辅助设备耗电功率在电池预制舱，主要的耗电设备是工业空调。工业空调作为电池预制舱的热管理关键设备，在储能系统运行时是必不可少的设备，主要用来维持储能设备的运行温度，保证储能电芯的最佳性能。辅助设备的耗电主要和运行策略、季节等相关度较大。电池预制舱的空调主要在储能系统的运行状态全力开启，非运行状态时通常开启内循环出风，不制冷，耗电不多。因此，每天的工作策略对空调的耗电影响较大，一天一充一放，空调每天的运行时长约为2h，两充两放，空调的运行时长约为4h。
不同季节对空调的耗电影响也比较大。空调的制冷量和户外环境的温度也有关系，当夏季环境温度较高时，制冷效果较差，因此工作时长会加长。在冬季虽然环境温度低，制冷效果好，储能系统工作时的制冷工作时长较别的季节短，但是在储能不运行时，还需要启动制热功能，保证储能电芯的工作温度。因此，在冬季和夏季的耗电量相对较大。
某储能电池舱配置规模为2MW/2MWh，主要耗电设备包括空调、电池管理系统（BMS）、风扇、照明等，储能系统运行方式为参与电网削峰填谷，运行工况为1C充放电，循环次数为1次。配置冷暖空调2台，单台空调的最大制冷功率为17.5kW，2台共35kW，单台空调的最大制热功率为15kW，2台共30kW。当空调采用内循环方式运行时，单台空调的耗电量为2kW，2台共4kW。其他用电设备包括电池管理系统（BMS）、风扇（安装于每个电池模组）、照明灯等，供电容量最大约5kW。
（1）辅助系统损耗
根据现场试验结果，按照1C运行工况执行1次完整的充放电循环，对于夏季场景，空调需要以制冷方式运行约3h，耗电量为3h×35kW=105kWh，其余时间为内循环方式，耗电量为21h×4kW=84kWh，总计为189kWh。其他用电设备考虑大部分时间不会同时满功率运行，如果同时系数按0.5考虑，则其他用电设备的全天耗电量约为5kW×24h×0.5=60kWh。
可见，根据现场试验结果及其他用电设备耗电情况，夏季场景中，在假定运行方式和运行工况下（参与电网削峰填谷、1C充放电、1次充放电循环），每天储能电池舱内的空调及其他用电设备耗电共约249kWh。
（2）电力线路效率
直流电缆和交流电缆在通过电流时，会产生热量损失，直流侧单向效率约为：99.83%，PCS交流侧-变压器-低压侧单向效率约为：99.95%，高压交流侧单向效率约为：99.89%，考虑单向损失，电力线路效率为99.67%；考虑双向损失，电力线路效率为99.34%。
（3）变压器效率
项目常用干式变压器，根据GB/T 10228-2015《干式电力变压器技术参数和要求》，35kV 2000kVA无励磁调压电力变压器其损耗指标如下：
空载损耗：4.23kW；
负载损耗：17.2kW（100℃）；
在额定功率运行时，变压器效率为：（2000-4.23-17.2）÷2000=98.93%，则变压器双向效率=98.93%×98.93%=97.87%。
在计算储能电站各项效率的时候要注意能量潮流方向，注意辅助系统用电在充电和放电过程中均作为负荷损耗考虑。计算储能系统各项效率时应结合规范定义判定计算应用双向效率还是是单向效率。以上模型效率统计如下：
（1）储能系统充电效率（仅考虑充电过程应利用单向效率）
假设电池系统SOC一致，充放电深度按90%考虑，若需要将2MWh储能系统1小时充满，则需要其交流侧初始的充电能量为：
交流侧初始充电量=（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（考虑充电1小时过程内辅助系统满负载运行）=2000×0.9÷95.92%÷98.5%÷98.93%÷99.67%+（35+5）×1=1972.12kWhl，
储能系统交流侧充电效率=（2000×0.9）÷1972.12=91.27%。
（2）储能系统放电效率（仅考虑放电过程应利用单向效率）
交流侧初始放电能量=（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（考虑充电1小时过程内辅助系统满负载运行）=2000×0.9×95.92%×98.5%×98.93%×99.67%-（35+5）×1=1636.91kWh，
储能系统交流侧放电效率=1636.91÷（2000×0.9）=90.94%。
（3）储能装置效率（根据上文公式，应利用双向效率）
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%×97.87%=86.78%。
（4）电站综合效率
假设评价周期为一次满充满放，即充电1h，放电1h，不考虑待机情况，则一次循环的电站综合效率=一次循环放电能量÷一次循环充电量=1636.91÷1972.12=83.00%。
假设评价周期为1天，每天循环1次，即充电1h，放电1h，待机22小时。日放电量为1次放电量，即上文计算得1972.12kWh，日充电量除1次充电量1972.12kWh外还需考虑待机期间辅助系统用电损耗。（上文计算每天储能电池舱内辅助用电249kWh，但在计算充放电电量的过程中，已经考虑充放电2小时内辅助用电每小时40kWh，此部分不可重复列计）
综上：储能电站日综合效率=日放电能量÷日充电量=1636.91÷（1972.12+249-40×2）=76.45%。
（文章来源：数能储闻）
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编辑：沈滨沨
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