(研发管理)MW级大容量锂电池储能电站自主研发集成报告
新型储能电站试点示范项目申请报告
新型储能电站试点示范项目申请报告一、背景介绍随着全球经济的发展和人口的增长，能源需求不断增加。
然而，传统能源资源日益枯竭，环境问题也日益突出，因此开发和利用可再生能源成为当务之急。
新型储能电站作为可再生能源利用的重要环节，具有重要的意义和发展潜力。
本文旨在申请新型储能电站试点示范项目的资金支持，以推动新型储能电站的研发与应用。
二、项目目标1.推动新型储能电站技术的创新和突破，实现能源的高效储存和利用。
2.建设示范项目，推广新型储能电站的应用，提高公众对可再生能源的认识和接受程度。
3.推动新技术、新材料、新装备等相关产业的发展，促进产业结构的升级和转型。
三、项目内容3.1 技术研发与创新1.积极推动新型储能电站的技术研发，加大对关键技术的攻关与突破。
2.开展新材料的研发和应用，提高储能设备的效率和性能。
3.优化电池技术，提高循环寿命和能量密度。
4.针对新型储能电站的温度和湿度要求，开展环境适应性研究。
3.2 示范项目建设1.选择典型的试点区域，建设示范项目，并进行全面的监测和数据收集。
2.合理规划电站布局和设备容量，提高新型储能电站的整体效益。
3.建立完善的输电和配电系统，确保电能的可靠性和稳定性。
4.加强与当地政府、社会组织等的沟通与合作，提高项目的社会效益和接受程度。
3.3 推广与普及1.利用示范项目的成果，开展新型储能电站的宣传与普及工作。
2.组织培训活动，提高相关从业人员的技术水平和服务质量。
3.积极参加相关国际会议和展览，展示国内新型储能电站的成果和实力。
4.加强国际合作与交流，引进先进的技术和设备，提升国内新型储能电站的竞争力。
四、项目实施计划4.1 技术研发与创新阶段•第一年：开展市场调研，确定研发方向；组建研发团队，推进技术攻关。
•第二年：开展新材料研发，提高储能设备的性能；优化电池技术，提高能量密度。
•第三年：加强对新型储能电站环境适应性的研究，推动技术突破。
4.2 示范项目建设阶段•第四年：选择试点区域，开展土地调研和技术可行性分析。
年产10亿AH高比能高安全动力与储能用锂离子电池电源项目自主验收监测调查报告
海四达新能源年产10亿AH高比能高安全动力与储能用锂离子电池及电源项目一期（2.5亿AH锂离子电池）废气环保治理设施竣工验收报告2018年1月一、建设项目竣工环境保护验收监测报告第一章总论1.1概述海四达新能源(以下简称海四达公司)位于省启东市撑架桥东侧3号，由原启东海四达化工进行转型升级而来。
公司占地面积14.5万多平方米，总建筑面积3.1万多平方米，专业从事锂离子电池生产的企业，通过多年的研发及生产，准确掌握锂离子电池的生产技术，在原料、工艺、技术等方面不断创新，在开发高比能高安全动力与储能锂离子电池方面已积累了一定的经验，已具有设计、开发和生产的能力，并已形成销售收入。
锂离子电池是一种二次电池（充电电池），它主要依靠锂离子在正极和负极之间移动来工作，充电时，Li+从正极脱嵌，经过电解质嵌入负极，负极处于富锂状态；放电时则相反。
锂离子电池一般采用含有锂元素的材料作为电极，是现代高性能电池的代表，具有体积小、电容量大、电压高等优点，被广泛用于移动、手提电脑等电子产品，日益扩大的电动工具、电动汽车、新能源储能等领域的发展将给锂离子电池带来更大的发展空间。
2017年4月, 启东市行政审批局以启行审环书[2017]13号文批准了年产10亿Ah高比能高安全动力与储能锂离子电池及电源系统项目的建设。
根据国家环保总局第13号令《建设项目竣工环境保护验收管理办法》和38号文《关于建设项目环境保护设施竣工验收监测管理有关问题的通知》等文件的要求，市启测环境检测技术受海四达公司委托，承担海四达新能源年产10亿Ah高比能高安全动力与储能锂离子电池及电源系统项目一期2.5亿Ah锂离子电池环境保护治理设施竣工验收的监测工作。
我公司派员于2017年9月13日对该新建工程项目的生产装置、环保设施建成情况及污染物产生、排放环节和周边环境进行了现场勘查。
目前各类环保治理设施与主体工程均已正常运行，该项目实际生产能力已达到已建规模的75%以上，具备“三同时”验收监测条件。
中国工商业储能现状成本峰谷套利及运营机制
中国工商业储能现状成本峰谷套利及运营机制工商业储能是指写字楼、工厂等用电侧配备的储能设备，其主要实现的目标包括自发自用或者峰谷价差套利。
国内各地主动拉大用电侧峰谷价差，拓宽工商业储能盈利空间，间接带动工商业储能发展。
随着未来各地峰谷价差的进一步扩大，同时规模效应带来的储能系统初始投资额下行，工商业储能的经济性凸显。
工商业储能系统主要包括PACK电池、PCS（储能变流器）、BMS（电池管理系统）、EMS（能量管理系统）等。
其大都一体化建设，多采取一体柜形式，工商业储能相较储能电站对系统控制水平要求较低，一些PCS同时具备BMS功能，EMS需设定系统充放电时间以达到能量管理目标。
目前随着工厂用电量的增加，部分工商储的容量也能达到MW级别。
工商业储能系统构成峰谷价差拉大近年来，国内各地主动拉大用电侧峰谷价差，拓宽工商业储能盈利空间，间接带动工商业储能发展。
2021年发改委推出的《关于进一步完善分时电价机制的通知》，在保持电价总水平稳定的基础上,更好引导用电侧削峰填谷、改善电力供需状况、促进新能源消纳，并要求各地科学划分峰谷时段、合理确定峰谷电价价差。
据CNESA 数据,2023年6月全国共计19个省份的最大峰谷价差超过0.6元/kWh,其中广东省（珠三角五市）的峰谷价差最大，达到1.347元/kWh,超过第二名（海南省）约0.1元/kWh 。
2023上半年我国共有22个省份最大峰谷价差超过0.6元/KWh,大部分省份的峰谷价差相较于去年同期在持续拉大。
最大峰谷价差位列前五的分别是广东省（珠三角五市）1.352元/KWh 、海南省1.099元/KWh 、湖北省0.985元/KWh 、浙江省0.970元/KWh 、吉林省0.961元/KWh 。
■2023H1∙2022H12023上半年全国各地最大峰谷价差汇总（单位：元KWH ） 工商业储能成本优势提升凶犯⑪½*5aJ *=面 ≡s 去 *«底 *旨 花怅■≡{hti ≡κ≡ *6痍 事疝加 *口席 ≡A , ︐蛾艘(≡we2 *E≡fi9 Wl 柜M*(量),4登≡ed凶英⑪«■8*«1] 凶奖皿Mg ≡≡m 凶典≡≡回・小≡置 U ≡w* ew-H 凶«血&制舞矍≡ls -3 (邕共有22个省份 最大鳍谷价差超 过 0.6 τξ∕kWh1 1 O O O O O1、储能电芯成本呈下降趋势2023年以来碳酸锂价格大幅下滑，带动电化学储能成本降低。
储能系统集成与设计面临的挑战
储能系统集成与设计面临的挑战9月28日，中关村储能产业技术联盟在青海西宁举办“2020中国储能西部论坛”，会议聚焦“高比例可再生能源渗透率下电力辅助服务市场发展路径探讨”，围绕国内重点区域特别是青海支撑可再生能源消纳的辅助服务现有机制，研讨支撑高比例可再生能源及低碳能源转型的辅助服务机制的发展路径。
阳光电源股份有限公司储能解决方案总监汪东林在会上作“储能电站并网验收建议”主题报告。
各位领导，各位储能行业的同仁下午好！我来自阳光电源，今天下午我给大家汇报的题目是“储能电站并网验收建议”：1.国内储能发展的机遇与挑战，大部分是现在存在的问题与挑战。
2.储能电站（储能系统）在行业标准并网前期的验收，在实际项目中遇到的问题，针对这些问题我们提出了一些建议和总结。
3.介绍一下阳光电源整个全球的储能业务布局。
一、国内储能面临的挑战储能市场预测，今年中国储能相比去年将翻一番，市场规模会超过1GW，储能的电池容量参考平均算法会超过2GWh以上。
这相比前几年取得了一个飞跃的发展。
其前提是归功于新能源+储能今年的快速的实施，2020年将是中国电源侧储能新元年。
到目前为止，经过统计有14个省份对光伏和风电要求增加整个电站10-20%，时间维度是1小时到2小时的储能配置能量。
这对整个行业和储能设备厂家都是好消息。
同时我们也认识到目前整个储能系统成本偏高，由于现在所有的储能系统和电站获得的收益没有办法获得充分的保证，储能系统对整个新能源厂站都是很大的负担，简单测算，针对新能源厂站+储能，如果是针对光伏电站增加20%，初始投资会增加8个点到10个点，对风电厂的投资基本上会增加15-20%，这些储能系统的强配，给新能源业主增加了非常高的成本负担。
虽然现在新加储能度电成本不足以维持当前的储能收益，今年整个储能的度电成本还在0.50元左右；但经过预测2025年，储能度电成本将下降到0.20元以下，将会在电源侧、用户侧会获得非常好的经济收益。
2MWh储能系统方案
2MWh储能系统方案1.项目概述2.技术方案3.系统设计4.系统实施5.风险评估6.成本分析7.结束语1.项目概述本项目旨在为客户提供一套2MWh集装箱储能系统，以实现对电力系统的储能和调峰。
该系统采用锂离子电池作为储能介质，并通过控制系统实现对储能系统的管理和优化。
2.技术方案本项目的技术方案主要包括储能系统的设计、控制系统的开发和集成、以及系统的测试和调试。
储能系统采用集装箱式设计，方便运输和安装。
控制系统采用先进的软件和硬件技术，实现对储能系统的监控、控制和优化。
系统测试和调试将在安装完成后进行，以确保系统的稳定性和可靠性。
3.系统设计储能系统的设计采用了先进的锂离子电池技术，并通过模块化设计实现对系统的扩展和维护。
系统采用了高效的充放电控制算法，以实现对储能系统的优化和管理。
同时，系统还具备自动故障检测和报警功能，以确保系统的安全性和可靠性。
4.系统实施系统实施包括集装箱储能系统的制造、控制系统的开发和集成、系统测试和调试、以及安装和调试。
系统的制造和开发将在工厂内进行，而系统测试和调试、安装和调试将在客户现场进行。
在安装和调试过程中，我们将与客户紧密合作，以确保系统的稳定性和可靠性。
5.风险评估本项目存在一定的技术和市场风险。
技术风险主要包括储能系统的设计和控制系统的开发，需要我们具备先进的技术和经验。
市场风险主要包括市场需求和竞争状况，需要我们具备敏锐的市场洞察力和竞争优势。
6.成本分析本项目的成本主要包括材料成本、人工成本、设备成本、运输成本和维护成本等。
我们将通过优化设计和管理，以实现对成本的控制和降低。
7.结束语本项目是我们公司的一项重要技术创新和市场拓展，我们将以高度的责任心和专业水平，为客户提供优质的产品和服务，以实现共赢和可持续发展。
一、2WMh项目简介2WMh项目是一项针对储能系统的开发项目，旨在提供高效、稳定、安全的储能解决方案。
该项目将采用先进的技术和设备，为客户提供优质的服务。
储能装备项目立项报告(范文)
储能装备项目立项报告目录一、项目基本情况 (2)二、项目提出的理由 (3)三、项目背景 (5)四、项目定位 (5)五、项目优势 (9)六、项目政策符合性 (12)七、项目投资策略 (15)八、项目经济效益和社会效益 (17)九、项目可行性研究结论 (20)十、主要经济指标一览表 (21)声明：本文内容信息来源于公开渠道，对文中内容的准确性、完整性、及时性或可靠性不作任何保证。
本文内容仅供参考与学习交流使用，不构成相关领域的建议和依据。
储能装备行业目前正经历快速发展，主要得益于可再生能源的崛起和电力需求的增长。
现有的储能技术包括锂离子电池、固态电池和压缩空气储能等，其中锂离子电池因其高能量密度和较长使用寿命，仍然是市场的主流。
随着技术进步和成本下降，储能装备正逐步向更高效、更环保的方向发展。
政策支持和市场需求的双重推动，使得储能系统在电力平衡、备用电源和电力质量管理等方面的应用越来越广泛。
一、项目基本情况（一）项目名称储能装备项目（二）建设单位1、项目建设单位：xx2、项目选址：xx园区（三）项目投资估算1、总投资：15568.01万元2、建设投资11526.42万元3、建设期利息：239.87万元4、流动资金：3801.72万元（三）盈利能力1、年产值：22501.44万元2、总成本：19900.44万元3、净利润：1950.75万元4、财务内部收益率：13.98%5、财务净现值：10125.65万元6、回收期：4.23年（含建设期12个月）。
二、项目提出的理由在探讨储能装备项目时，项目提出的理由是至关重要的，它直接关系到项目的合理性、可行性和实施的必要性。
通过深入研究项目概述，可以得出以下几点项目提出的理由：（一）市场需求巨大1、市场规模巨大：随着全球经济的发展和中国制造业的崛起，对于储能装备项目的需求已经逐渐增长。
市场潜力巨大，可以为项目提供充足的发展空间。
2、市场缺口明显：当前市场上存在着对于某种产品或服务的需求，但供给不足的情况，这就为储能装备项目提供了良好的机会。
大容量电化学储能系统集成设计
大容量电化学储能系统集成设计林声才１ 朱天佑１ 顾 硕２ 苏利梅２（１ 海南金盘科技储能技术有限公司 ２ 海南金盘智能科技股份有限公司）摘 要：随着对电化学储能系统的容量要求不断提高，大容量电化学储能系统具有存储电能量大和提供高功率支撑能力，在发电侧、电网侧储能领域中的重要性日益凸显，其合理的选型设计对提高储能系统的能量密度至关重要。
针对储能能量密度不断提高的应用需求，本文提出了一种５ＭＷ／１０ＭＷｈ大容量电化学储能系统集成设计方案，进行了储能系统中的直流侧设备与交流侧设备的集成设计，为大容量电化学储能系统的工程应用的设计提供了参考。
关键词：大容量；电化学储能；直流侧设备；交流侧设备；集成设计０ 引言我国能源发展“十三五”规划提出了积极开展储能示范工程建设的目标，旨在推动储能系统与新能源、电力系统的协调优化运行［１］。
目前，电化学储能是新型储能技术发展主流，具有更高的能量密度和成熟的产业链。
与其他储能技术相比，电化学储能在场景应用、技术、成本、建设周期、转换效率和选址等方面都具有更大的优势，具备很高的灵活性与巨大的发展潜力［２］。
目前常规的储能系统容量配置为２ ５ＭＷ／５ＭＷｈ与３ ４５ＭＷ／６ ７ＭＷｈ。
随着电池以及储能变流器的迭代升级，储能系统的能量密度再度提高，传统的小容量储能系统已不适合进行大规模储能电站的工程应用。
储能系统向大容量发展是电化学储能系统发展的趋势，因此研究大容量储能系统的集成设计很有必要。
储能系统的集成设计主要基于电池容量和充放电功率，特别关注直流侧与交流侧核心设备的选型。
１ 大容量电化学储能系统大容量电化学储能系统是一种将电能集中式储存的系统，由多个电芯以串联或并联的方式连接在一起，以达到所需的电能储存容量［３］。
采用单体容量更大的电芯以及更大功率的转换系统，具有大容量、大功率、高能量密度、高效率的特点。
能够满足发电侧和电网侧等储能应用场景的需求。
大容量储能系统分为电池舱和储能变流升压舱。
储能电站总体技术方案设计
储能电站总体技术方案 2011-12-20目录1.概述 (3)2.设计标准 (4)3.储能电站（配合光伏并网发电）方案 (6)3.1系统架构 (6)3.2光伏发电子系统 (7)3.3储能子系统 (7)3.3.1储能电池组 (8)3.3.2 电池管理系统(BMS) (9)3.4并网控制子系统 (12)3.5储能电站联合控制调度子系统 (14)4.储能电站（系统）整体发展前景 (16)1.概述大容量电池储能系统在电力系统中的应用已有20多年的历史，早期主要用于孤立电网的调频、热备用、调压和备份等。
电池储能系统在新能源并网中的应用，国外也已开展了一定的研究。
上世纪90年代末德国在Herne 1MW的光伏电站和Bocholt 2MW的风电场分别配置了容量为1.2MWh的电池储能系统，提供削峰、不中断供电和改善电能质量功能。
从2003年开始，日本在Hokkaido 30.6MW 风电场安装了6MW /6MWh 的全钒液流电池（VRB）储能系统，用于平抑输出功率波动。
2009年英国EDF电网将600kW/200kWh锂离子电池储能系统配置在东部一个11KV配电网STATCOM中，用于潮流和电压控制，有功和无功控制。
总体来说，储能电站（系统）在电网中的应用目的主要考虑“负荷调节、配合新能源接入、弥补线损、功率补偿、提高电能质量、孤网运行、削峰填谷”等几大功能应用。
比如：削峰填谷，改善电网运行曲线，通俗一点解释，储能电站就像一个储电银行，可以把用电低谷期富余的电储存起来，在用电高峰的时候再拿出来用，这样就减少了电能的浪费；此外储能电站还能减少线损，增加线路和设备使用寿命；优化系统电源布局，改善电能质量。
而储能电站的绿色优势则主要体现在：科学安全，建设周期短；绿色环保，促进环境友好；集约用地，减少资源消耗等方面。
2.设计标准GB 21966-2008 锂原电池和蓄电池在运输中的安全要求GJB 4477-2002 锂离子蓄电池组通用规范QC/T 743-2006 电动汽车用锂离子蓄电池GB/T 12325-2008 电能质量供电电压偏差GB/T 12326-2008 电能质量电压波动和闪变GB/T 14549-1993 电能质量公用电网谐波GB/T 15543-2008 电能质量三相电压不平衡GB/T 2297-1989 太阳光伏能源系统术语DL/T 527-2002 静态继电保护装置逆变电源技术条件GB/T 13384-2008 机电产品包装通用技术条件GB/T 14537-1993 量度继电器和保护装置的冲击与碰撞试验GB/T 14598.27-2008 量度继电器和保护装置第27部分：产品安全要求DL/T 478-2001 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件GB/T 191-2008 包装储运图示标志GB/T 2423.1-2008 电工电子产品环境试验第2部分：试验方法试验A：低温GB/T 2423.2-2008 电工电子产品环境试验第2部分：试验方法试验B：高温GB/T 2423.3-2006 电工电子产品环境试验第2部分：试验方法试验Cab：恒定湿热试验GB/T 2423.8-1995 电工电子产品环境试验第2部分：试验方法试验Ed：自由跌落GB/T 2423.10-2008 电工电子产品环境试验第2部分：试验方法试验Fc：振动（正弦）GB 4208-2008 外壳防护等级（IP代码）GB/T 17626 -2006 电磁兼容试验和测量技术GB 14048.1-2006 低压开关设备和控制设备第1部分：总则GB 7947-2006 人机界面标志标识的基本和安全规则导体的颜色或数字标识GB 8702-88 电磁辐射防护规定DL/T 5429-2009 电力系统设计技术规程DL/T 5136-2001 火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程DL/T 620-1997 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL/T 621-1997 交流电气装置的接地GB 50217-2007 电力工程电缆设计规范GB 2900.11-1988 蓄电池名词术语IEC 61427-2005 光伏系统（PVES）用二次电池和蓄电池组一般要求和试验方法Q/GDW 564-2010 储能系统接入配电网技术规定QC/T 743-2006 《电动汽车用锂离子蓄电池》GB/T 18479-2001 地面用光伏（PV）发电系统概述和导则GB/T 19939-2005 光伏系统并网技术要求GB/T 20046-2006 光伏（PV）系统电网接口特性GB 2894 安全标志（neq ISO 3864：1984）GB 16179 安全标志使用导则GB/T 17883 0.2S 和0.5S 级静止式交流有功电度表DL/T 448 能计量装置技术管理规定DL/T 614 多功能电能表DL/T 645 多功能电能表通信协议DL/T 5202 电能量计量系统设计技术规程SJ/T 11127 光伏（PV）发电系统过电压保护——导则IEC 61000-4-30 电磁兼容第 4-30 部分试验和测量技术——电能质量IEC 60364-7-712 建筑物电气装置第 7-712 部分：特殊装置或场所的要求太阳光伏（PV）发电系统3.储能电站（配合光伏并网发电）方案3.1系统架构在本方案中，储能电站（系统）主要配合光伏并网发电应用，因此，整个系统是包括光伏组件阵列、光伏控制器、电池组、电池管理系统（BMS）、逆变器以及相应的储能电站联合控制调度系统等在内的发电系统。
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MW级大容量锂电池储能电站自主研发集成报告中国智能电网在线 2011-9-20 18:55:35 (阅266次)关键词:锂电池储能电站储能系统储能技术MW级大容量锂电池储能电站自主研发集成报告1 国内外大容量锂电池储能系统发展现状近年来，储能技术的研究和发展一直受到各国能源、交通、电力、电讯等部门的重视。
电能的储存形式可具体分为机械、电磁、电化学电池三大类型。
其中电池储能近年来受到越来越多的关注。
铅酸电池作为最早的电化学电池之一，已经历了近150年的发展历程。
利用铅酸电池构建大容量储能系统接入电网，作为移峰填谷的应用，最早开始于1980年代。
然而，铅酸电池循环寿命较短(平均循环寿命为500～1500次)而且在高温下寿命会缩短，能量密度和功率密度较低(30～50Wh/kg、75～300W/kg)，且在制造过程中存在一定的环境污染，这使得常规电池远远满足不了大容量接入电网的要求。
因此，近年来世界各国大力研究高级电池(advanced battery)，例如，钠硫电池，液流电池等，其中锂离子电池是高级电池中一种有广泛应用潜力的电池。
《2009年美国复苏与再投资法案》中预算20亿美元，用于鼓励高级电池在电力系统中的应用，其中，就包括锂离子电池。
随着锂离子电池性能和安全性的提高，以及成本的降低，由于其具有能量密度高、无记忆效应、无污染、自放电小、循环寿命长的特点，逐步受到业界的关注和重视。
从锂离子电池使用的正极材料角度可以将目前的锂离子电池分为：(LiCoO2) 钴酸锂电池、(Li(NiCoMn)O2)三元材料电池、(LiMn2O4)锰酸锂电池以及(LiFePO4)磷酸铁锂电池等。
钴酸锂电池由于在充电和高温状态下存在安全问题，且钴是稀贵资源，其成本高，因此钴酸锂电池不宜在大容量电池储能中采用。
锰酸锂电池正极材料资源丰富、价格低廉，安全性好，无环境污染，近年来取得重大突破，已在电动公交车中尝试应用。
三元材料锂电池是钴酸锂电池的替代产品，其相对安全、成本较低，钛酸锂电池是三元材料锂电池的一种。
磷酸铁锂电池，与传统的钴酸锂电池相比，能量密度为钴酸锂电池的75%，但在制造成本、安全性、循环寿命等方面有明显的优势。
目前，锂离子电池在交通行业(电动汽车)得到了广泛应用。
2007年美国锂离子电池的市场销售量为10亿美元，并且预计每年有50-60%的增长幅度。
但是，锂离子电池大容量集成接入电网的应用直到2008年10月后才开始有报道。
美国A123 Systems公司已开发出2MW×0.25h的H-APU柜式磷酸铁锂电池储能系统(Hybrid Ancillary Power Unit)，2008年11月，A123 Systems公司联合GE 公司，与美国AES公司与合作，于2009年在宾夕法尼亚州实施了2MW的H-APU 柜式磷酸铁锂电池储能系统接入电网。
同时，将类似的2个MW级磷酸铁锂电池储能系统分别接入了加利福尼亚的两个风电场。
其应用主要定位于为电力系统提供包括频率控制在内的辅助服务和新能源灵活接入。
南加州爱迪生电力公司(Southern California Edison)于2009年8月计划投资6千万美元(其中2.5千万美元由美国能源局补贴)，利用A123 Systems的设备建设当今世界上最大的锂离子电站(32MWh);印第安纳州的Power & Light 公司于2008年7月对美国另外一个主要锂离子电池生产商Altairnano公司的2个1MW/250kWh(4C充放)的锂离子储能系统进行了测试。
在国内，深圳比亚迪公司已开发出基于磷酸铁锂电池储能技术的200kW×4h柜式储能电站和1MW×4h储能示范站(目前实际投入运行330kW×4h)，其应用方向定位于削峰填谷和新能源灵活接入。
总之，全世界范围内的大容量锂离子电池储能系统目前还处于试验与示范阶段，没有形成成熟的成套装备产业，但是，大容量锂离子电池储能系统在电力系统中的应用发展势头迅猛，发展潜力巨大。
2 锂电池储能电站的技术成熟度与风险评估电池储能电站的关键设备主要包括电池、电池管理系统(BMS)、站内监控系统和电力电子变流器(PCS)四个部分。
目前，国内作为动力电池使用的单体锂电池技术已经成熟，包括比亚迪公司在内的多个电池厂家能提供现成产品，但大规模电池成组使用技术有待成熟，成组后电池的一致性与寿命管理尚待完善;在电池监控系统方面，国内已有基于信号采集的简单BMS系统的产品，但尚不具备对大规模电池组进行管理控制的能力，尤其在大规模单体电池成堆成组后，电池一致性问题成为影响电池寿命的关键环节，而采用电池均衡技术则是目前技术的发展前沿，国内目前在电池动态均衡技术刚刚起步，大规模应用少有报道，其中凹凸科技公司的电池管理系统技术水平在国内处于前沿，从对外报道来看也仅能同时管理5节单体电池，实现动态均衡;站内监控系统，目前在电力系统应用广泛，技术已经比较成熟，但主要为传统的监控功能，对于储能电站，还需实现对电池堆的有效管理以及承担储能站的高级应用控制功能，目前市场上已有的产品无法满足上述技术需求，需要在现有的厂(站)监控平台上进行二次深化开发;相比较而言，电力电子变流器(PCS)是四者当中技术成熟度最低的一个，下面具体进行分析。
电力电子变流器(PCS)，是实现直流储能电池与交流电网之间的双向能量传递，将储能电池接入电力系统的关键设备。
国外实际工程的统计结果显示，在电池储能系统中，PCS的成本占到整个系统成本的25%以上。
目前，传统功率单向流动的并网逆变器型PCS装置在包括太阳能、风能在内的分布式发电技术中的已有广泛的应用。
国内从事电力电子变流器行业的企业也主要集中于光伏和风力发电等新能源应用领域，市场上还没有专门针对储能电站应用的双向变流器的成熟产品。
下面从风电、光伏及STATCOM等的应用情况来分析目前国内外电力电子变流器(PCS)及其应用技术的发展水平以和技术成熟度情况。
在风电变流器领域，根据2008年10月出版的《中国风电研究报告2008》的研究结果，在我国风力发电装备产业链中，尽管零部件产业化情况有了较大的进展，但是风电机组的控制系统和变流系统等核心部件的产业化程度较低，仍然是国内风电设备制造业中最薄弱的环节。
风电变流器属于风力发电机组大型核心部件之一，也是目前风电制造行业国产化水平较低的部件之一。
一直以来国内变流器市场被ABB等几家外资巨头垄断，但是国家近几年发布了关于风力发电方面的一大批科技支撑计划项目，在风电机组控制系统及变流器的研发及产业化方面投入了大量资金，促进了国内风电变流器企业的发展。
目前，在华提供风电变流器的主要外资企业有：ABB(瑞士)，科孚德机电Converteam(法国阿尔斯通)，美国超导公司AMSC Windtec，艾默生网络能源有限公司(美国)，施耐德电气(法国，已并购Xantrex);国内目前能提供1.5MW以上风电变流器的厂家有合肥阳光电源，北京科诺伟业，黑龙江九洲电气，北京清能华福，国电龙源电气，成都东方日立，株洲南车时代，北京四方继保、海得控制等，在研以及拟建项目有国电南瑞(在研)，北京荣信股份(拟建项目)，山东新风光电子科技发展有限公司(全功率变流器在研)，甘肃天水电传(长城电工，拟建项目)等。
风电变流器分为双馈型变流器和直驱型全功率变流器两种。
目前国内绝大部分企业提供的都是双馈型变流器，1.5MW双馈型机组所使用的变流器容量为500kW;金风公司研制的国内首个1.2MW直驱型风电变流器，近期已经投入市场。
在光伏发电领域，成立于1981年的艾思玛(SMA)是全球最早也是最大的光伏逆变器生产企业(德国市场占有率达50%以上)，占全球市场33%左右的市场份额，是全球光伏逆变器第一大生产供应商，第二位是Fronius，全球前七位的生产企业占领了74%的市场份额。
2008年国内光伏逆变器的进口量为13.6MW，其中德国是最主要的进口来源地，占全部进口量的70%，主要的供货企业包括艾思玛(SMA)、KACO、康能(Conergy)，其次为奥地利占7%，主要的生产企业为Fronrius，瑞士占6%，主要的厂商为Sputnik、Studer。
国内生产光伏逆变器的厂商有合肥阳光、北京索英、北京科诺伟业、志诚冠军、北京日佳、南京冠亚、北京四方继保等企业。
目前，我国在中小功率光伏逆变器上与国外处于同一水平，在500kW 以上大功率并网逆变器上，合肥阳光电源等国内企业已经可以提供。
总体上说，在大容量光伏逆变器方面，国内企业已接近国外企业的技术水平，不过在装置模块化设计、系统集成、检测技术以及稳定性可靠性方面还存在一定差距。
在STATCOM相关领域方面，由清华大学和原河南省电力局合作研制的±20MVA的STATCOM，1999年在河南省洛阳市朝阳220KV变电站投入试运行，并于通过了相关科技鉴定。
这是目前国内唯一的具有自主知识产权的且经过运行鉴定的大容量STATCOM装置;2006年，由上海电力公司、许继电源有限公司和清华大学合作完成的采用IGCT器件的±50Mvar链式STATCOM装置在上海西郊变电站投运成功，并通过了国家电网公司组织的专家验收。
与风电和光伏等可再生能源并网领域不同的是，大规模电池储能系统的应用对于变流器(PCS)的技术要求更高，主要表现在以下几个方面：(1)PCS既要与电池组接口完成充放电管理，又要与电网接口实现并网功能。
在光伏逆变器中，电能是从电池板到电网单向流动的，而且光伏电池特性平稳，控制相对简单;在风力发电中，变流器秩序保证输入输出功率平衡即可，无需进行能量管理。
(2)大规模电池储能电站中，并网只是对PCS的最基本要求，PCS更重要的任务是要与电网配合实现诸如移峰填谷、调频调峰、孤网供电、动态无功支持、电力系统稳定器以及改善电能质量等多种系统级应用功能。
PCS不再是一个独立的并网装置，而是需要与电力系统进行频繁互动的系统级设备。
(3)上述与电网互动的高级应用功能，PCS难以单独完成，而是需要和储能电站的监控系统进行协调控制，即PCS只是储能电站控制系统中的一个环节(4)光伏、风电等并网应用中，PCS 只在电网稳态情况下工作，在电网发生故障时仅需要保持一定时间不脱网即可;而电池储能电站的大多数应用是针对电网的故障状态，PCS需要实时主动监测系统电压、频率等信息，并随时响应AGC、AVC等系统调度指令，一旦系统发生异常或故障，需要其快速做出响应，在小于秒级的时间内迅速调整有功和无功出力，在关键时候微电网提供最有力的支撑，将故障造成的损失降至最低。
而在MW级以上大规模储能系统的应用方面，国内外尚无批量生产的产品，国外ABB、GE等大公司也只是有屈指可数的几个示范项目。