储能BMS和动力BMS区别及储能新国标颁布

 

1.储能BMS现状

BMS主要针对储能系统中的电池进行检测、评估、保护和均衡，通过各种数据监测电池的累计处理电量，并保护电池安全;

目前储能市场上的BMS供应商既有电池厂商、新能源汽车BMS制造商，也有专门研发储能市场管理系统的企业。电池厂商和新能源汽车BMS制造商由于更具产品研发经验，目前拥有较大的市场份额。

 

但同时，电动汽车上的BMS和储能系统上的BMS有所不同，储能系统电池数量很大，系统很复杂，运行环境也比较恶劣，这对BMS抗千扰性能提出了非常高的要求，同时，储能系统有很多电池簇，就存在簇间的均衡管理和环流管理，这是电动汽车上的BMS所不必考虑的。因此，储能系统上的BMS还需要供应商或集成商自己，根据储能项目的实际情况进行开发和优化。

 

2.储能电池管理系统（ESBMS）与动力电池管理系统（BMS）的不同之处

储能电池管理系统，与动力电池管理系统非常类似。但动力电池系统处于高速运动的电动汽车上，对电池的功率响应速度和功率特性、SOC估算精度、状态参数计算数量，都有更高的要求。

储能系统规模极大，集中式电池管理系统与储能电池管理系统差异明显，这里只拿动力电池分布式电池管理系统与其对比。

2.1 电池及其管理系统在各自系统里的位置有所不同

在储能系统中，储能电池在高压上只与储能变流器发生交互，变流器从交流电网取电，给电池组充电；或者电池组给变流器供电，电能通过变流器转换成交流发送到交流电网上去。

 

储能系统的通讯，电池管理系统主要与变流器和储能电站调度系统有信息交互关系。一方面，电池管理系统给变流器发送重要状态信息，确定高压电力交互情况；另一方面，电池管理系统给储能电站的调度系统PCS发送最全面的监测信息。如下图所示。

储能系统基本拓扑

电动汽车的BMS，在高压上，与电动机和充电机都有能量交换关系；在通讯方面，与充电机在充电过程中有信息交互，在全部应用过程中，与整车控制器有最为详尽的信息交互。如下图所示。

 

电动汽车电气拓扑

2.2 硬件逻辑结构不同

储能管理系统，硬件一般采用两层或者三层的模式，规模比较大的倾向于三层管理系统，如下图所示。

三层储能电池管理系统框图

动力电池管理系统，只有一层集中式或者两分布式，基本不会出现三层的情况。小型车主要应用一层集中式电池管理系统。两层的分布式动力电池管理系统，如下图所示。

分布式电动汽车电池管理系统框图

从功能看，储能电池管理系统第一层和第二层模块基本等同于动力电池的第一层采集模块和第二层主控模块。储能电池管理系统的第三层，则是在此基础上增加的一层，用以应对储能电池巨大的规模。

 

打一个不是那么恰当的比方。一个管理者的最佳下属数量是7个人，如果这个部门一直扩张，出现了49个人，那么只好7个人选一个组长，再任命一个经理管理这7个组长。超越个人能力，管理容易出现混乱。映射到储能电池管理系统上，这个管理能力就是芯片的计算能力和软件程序的复杂度。

2.3 通讯协议有区别

储能电池管理系统与内部的通讯基本都采用CAN协议，但其与外部通讯，外部主要指储能电站调度系统PCS，往往采用互联网协议格式TCP/IP协议。

 

动力电池，所在的电动汽车大环境都采用CAN协议，只是按照电池包内部组件之间使用内部CAN，电池包与整车之间使用整车CAN做区分。

2.4 储能电站采用的电芯种类不同，则管理系统参数区别较大

储能电站出于安全性及经济性考虑，选择锂电池的时候，往往选用磷酸铁锂，更有的储能电站使用铅酸电池、铅碳电池。而电动汽车目前的主流电池类型是磷酸铁锂电池和三元锂电池。

 

电池类型的不同，其外部特性区别巨大，电池模型完全不可以通用。而电池管理系统与电芯参数必须是一一对应的关系。不同厂家出品的同一种类型的电芯，其详细参数设置也不会相同。

2.5 阈值设置倾向不同

储能电站，空间比较富裕，可以容纳较多的电池，但某些电站地处偏远，运输不便，电池的大规模更换，是比较困难的事情。储能电站对电芯的期望是寿命长，不要出故障。

弘正储能BMS

基于此，其工作电流上限值会设置的比较低，不让电芯满负荷工作。对于电芯的能量特性和功率特性要求都不需要特别高。主要看性价比。动力电池则不同，在车辆有限的空间内，好不容易装下的电池，希望把它的能力发挥到极致。因此，系统参数都会参照电池的极限参数，这样的应用条件对电池是恶劣的。

2.6 两者要求计算的状态参数数量不同

SOC是两者都需要计算的状态参数。但直到今天，储能系统并没有一个统一要求，储能电池管理系统到底必须哪些状态参数计算能力。再加上，储能电池的应用环境，空间相对充裕，环境稳定，小偏差在大系统里不易被人感知。

家庭储能BMS

因此，储能电池管理系统的计算能力要求相对低于动力电池管理系统，相应的单串电池管理成本也没有动力电池高。

2.7 储能电池管理系统应用被动均衡条件比较好

储能电站对管理系统均衡能力的要求非常迫切。储能电池模组的规模比较大，多串电池串联，较大的单体电压差将造成整个箱体的容量下降，串联电池越多，其损失的容量越多。从经济效率角度考虑，储能电站很需要充分的均衡。

通信储能BMS

又由于在充裕的空间和良好的散热条件下，被动均衡能够更好的发挥效力，采用比较大的均衡电流，也不必担心温升过高问题。低价的被动均衡，可以在储能电站大展拳脚。

储能电站BMS
 

 

从全国标准信息公共服务平台获悉，2017版国标《电化学储能电站用锂离子电池管理系统技术规范》（GB/T 34131-2017）（以下简称“旧国标”）已完成修订，2023版国标《电力储能用电池管理系统》（GB/T 34131-2023）（以下简称“新国标”）已正式发布，将于今年10月1日正式实施。 

 

BMS是实现储能电池“可视化”和“可控化”的核心设备，具备对储能电池进行数据采集、保护报警、控制、状态估算等功能，从而实现储能系统的安全高效运行。新国标规定了BMS工作环境、技术要求、试验方法、检验规则等内容，内容变化较大，内涵更为丰富，将对BMS设备制造、工程设计、检验检测、运行维护带来重大变革。本文重点对新国标锂离子电池BMS的数据采集、型式试验、抽样检验等内容进行分析说明。首先是数据采集，由于BMS基于电流、电压和温度等基础数据实现保护、控制、状态估算及均衡等功能，因此，降低采样误差并设置合理的采样周期是重中之重。相对于旧国标，新国标对电流、电压、温度的采集误差和采样周期进行了“精细化”和“科学化”的规定。

可以看出，相对于旧国标的“一刀切”，新国标基于采样传感器的技术水平、数据传输管理及综合成本等因素，针对电压、电流和温度的不同区间提出“差异化”采样误差的要求。对于采样周期，不管是电压、电压和温度的采集频次均大幅提高，提高储能电池的控制颗粒度，满足储能系统的快速保护动作，但同时也对BMS和EMS系统的数据处理和存储能力提出更高的要求。其次是型式试验，储能电池、电池模块、PCS、BMS等主要设备具备第三方检测检验机构出具的型式试验是进入市场的“入场券”。

 

目前，大多储能项目在招投标阶段均会提出相关产品具备型式试验报告，新国标对BMS的型式试验项目也提出新的要求，增加了通信、控制、绝缘电阻检测、绝缘耐压、高低温和耐盐雾、电气适应性、电磁兼容等方面的技术要求和试验方法，对规范并提高BMS设备性能具有重要意义。以通信功能为例，新国标提出BMS内部以及与PCS、监控系统、消防系统、供暖通风与空气调节系统的通信接口和通信协议，将BMS定位为储能二次系统的“中枢”，实现快速统一的通信和联动功能需要。最后是抽样检验，国家能源局综合司印发的《关于加强电化学储能电站安全管理的通知》提出要加强到货抽检，开展电化学储能电站的电池及其管理系统等到货抽检，委托具备储能专业检测检验资质的机构，抽检选样要满足批次和产品一致性抽样要求。新国标新增了抽样检测的相关要求，对上述要求提供技术支撑和执行依据。抽样检测以工程项目为抽检主体，按照一定数量抽取供货批次的BMS进行检测，主要对BMS的数据采集、通信、报警保护、控制、绝缘电阻检测、绝缘耐压、电气适应性等项目进行检测，验证实际工程项目的BMS批次产品的关键性能与型式试验报告是否一致，提升储能设备的安全性和可信度。

此外，新国标将BMS的运行环境温度由0~45℃修订为-20~65℃；SOE最大允许误差由8%修订为5%；平均无故障工作时间由不少于40000h修订为不少于20000h，运行寿命不低于10年；等等。储能技术发展迅速，相关规程规范也在加紧新编或修订以适应储能的快速发展需要，为行业的健康长远发展“精准指向”。

 

国内大储市场发展迅速，多家储能品牌依托国内渠道资源加大出货布局。2021年国内储能出货宁德时代遥遥领先，储能PCS出货上能电气、科华数据增长迅速。另一方面，各类新技术迭出，共同促进大储行业持续发展。高压级联储能在大容量场景优势显著；储能电站火灾频发，政策不断强调储能安全，液冷、全氟己酮方案受到关注；新的电化学储能技术快速发展，钠离子电池储能、液流电池储能、氢储等产业化不断加速；新的物理储能技术层出不穷，光热储能、重力储能、压缩空气储能、飞轮储能等示范项目逐步落地。

 

储能产业链

储能产业链涉及环节包括：1、储能系统：包含电池、PCS、BMS、EMS等多个环节，具体标的包括宁德时代、亿纬锂能、阳光电源、南都电源、科士达、科华数据等，其中龙头公司宁德时代、比亚迪、阳光电源、锦浪科技等出口海外较多；2、工程EPC、并网检测、后期运维：具体标的包括南网科技、阿特斯、林洋能源、宝光电气、万里扬、电科院等。

储能电池

储能电池材料体系以磷酸铁锂为主，电池向大容量方向持续演进。根据工信部要求，储能型电池能量密度≥145Wh/kg，电池组能量密度≥110Wh/kg。循环寿命≥5000次且容量保持率≥80%。当前的电化学储能尤其是锂电储能技术进入了一个新变革周期，大电芯、高电压、水冷/液冷等新产品新技术逐渐登上舞台，储能系统向大容量方向在持续演进，同时钠离子电池在未来凭借成本优势可能占据一席之位。

全球储能电芯中国厂商出货领先，宁德时代出货量全球第一。根据测算，2021年全球储能电芯出货量59.9GWh，其中宁德时代作为最大电芯供应商占据榜首，出货量16.7GWh，占比达27.9%；派能科技作为户储龙头，出货1.5GWh，占比2.6%。我们预计2022年全球出货114.9GWh，同增91.9%，其中宁德时代出货45.0GWh，同增169.5%；派能科技出货3.5GWh，同增127.3%。

根据测算，预计2022-2023年全球储能电芯出货122.5/219.6GWh，同增101%/79%；其中，宁德时代作为最大电芯供应商占据榜首，我们预计宁德时代2022-2023年出货50/100GWh，同增199%/100%，占比40.8%/45.5%，龙头地位稳固。

 

逆变器技术
在逆变器技术领域，直流1500V取代传统1000V架构成为趋势，电站级渗透较快。2021年国内光伏直流电压等级为1500V的市场占比约49.4%，1000V市场占比50.6%。拆分来看，分布式光伏中1000V电压仍为主流，21年户用全部采用1000V等级系统，工商业有80%采用1000V等级系统。1500V储能系统优势明显，1500V系统核心产品为1500V储能PCS。1500V储能系统的能量密度、功率密度将在原来的基础上可提升35%+，系统成本降低5%+，系统效率提高0.3%+。40尺的集装箱+280Ah的电芯下，1000V的电池最大装机容量为3.3MWh，1500V可以提高到4.5MWh，除了PCS、电池、辅助配件成本可以减少外，人工、地基和土地成本也会大幅下降。近期大型项目，1500V渗透率已超过2/3。代表厂商有：阳光、上能、科华。其中上能电气包揽了山东5个百兆瓦级储能项目的1500V PCS。

逆变器技术应用层出不穷，组串式PCS开始规模化应用。组串PCS弥补集中式不足，开启规模化应用。业内目前电池储能系统主要采取集中式PCS，多组电池并联将引起电池簇之间的不均衡，久之并联电池簇中会出现一部分电池实际出力不足，而另一部分超出倍率使用的现象，造成“木桶”效应；而组串式PCS可以实现簇级管理，提升系统寿命，提高全寿命周期放电容量，规模化应用趋势已见雏形。应用实例1-2：华能黄台100MW/200MWh项目，是国内首个采用组串式PCS架构的大型储能电站（PCS由上能提供）；此外山东德州林洋光储3MW/6MWh项目也采用该系统架构（华为提供整套系统）。应用实例3：国电投油城大庆200MW光储实验平台。上能电气为基地提供了230台250kW组串一体机、数十台225kW与175kW组串式逆变器以及3.125MW集中式一体机、3.15MW集散式一体机等多款机型逆变器。其中250kW组串式逆变器一改传统常规的分散安装方式，通过1MW集成平台设计、进行集中式运维管理模式，大大节省了时间和人力，提升了运维效率。

华为将数字信息技术与光伏技术、储能技术相融合，首次提出对储能系统进行组串化、智能化、模块化设计的全新理念，实现电池模组级精细化管理，产生更多放电量（电池配置减少13%，电池寿命提升50%），达到更优投资（初始配置降低30%），极简运维（25年运维成本减少5000万元），安全稳定性提升（可用度提升至99%），整体LCOS降低20%以上，最终助力实现从光伏平价迈向光储平价。缺点是目前PCS成本较高，但有很大降价空间，参考组串式光伏逆变器。代表厂商：华为、上能、盛弘。

头部企业先发优势明显，后进者竞争激烈，储能变流器市场格局仍未定。根据CNESA，2018-2021年我国排名前十的储能变流器成商企业不断更迭，除上能电气、阳光电源、科华数据等少数企业多年保持领先外，新进入者层出不穷。未来随着市场进一步发展，我们认为拥有产品、渠道、成本优势的企业仍将受益行业高增速，最终脱颖而出。

电气拓扑结构

在电气拓扑结构方面，大容量下高压级联方案优势显著。随着储能集成系统容量增加，传统串联升压方案会面临多种问题：大容量下所需电芯数量众多，安全风险较大；随着电芯循环次数增加，电芯本体差异化逐步体现，系统一致性变差；受上述两因素制约，系统单机容量通常有限，随着并联设备增加，二次通信、协调控制变得更加复杂。大容量下高压级联方案优势凸显：高压级联方案由多个储能单元构成，采用去并联组合，每个储能单元输出几十到几百伏电压，将电池堆离散化，既大幅度降低了电池堆电量，减少了电池堆内电池单体数量，又大幅提高了系统容量，提升系统安全性。目前国内掌握高压级联技术的企业：国电南瑞、金盘科技、智光电气、四方股份、新风光等几家，其中金盘科技产品高压级联方案落地较快、容量更大，相关产品率先发布并已获得1.35亿订单。

储能安全

近年来，储能电站火灾频发，温控热管理、储能消防受到重视，行业政策接连出台，储能消防系统发展加速。锂离子电池中金属锂是已知元素（包括放射性元素）中金属活动性最强的，在汽车领域热失控现象时有发生，给锂电池在储能上的应用埋下了安全隐患。据不完全统计，2022年全球已发生超17起储能着火事故，2021年以来国家已经发布了多个涉及储能消防安全的政策，新标准下储能消防的重要性不断突显。

储能系统集成

在储能系统集成领域，集成商玩家众多，多种模式并存，现在主要有三种模式：

Ⅰ、全产业链布局：电芯、PCS、BMS、EMS均为自产，国内代表企业为比亚迪。Ⅱ、专业集成：集成商从外部采购部件，专做系统集成，该模式国内应用较少，国外Doosan、IHI等为代表；Ⅲ、基于自身产品，由单纯设备供应商向系统集成商转型：该模式国内应用最多，代表企业有：1.光伏逆变器切入PCS的生产商锦浪科技、固德威、德业科技等；2.动力电池切入储能电池的生产商亿纬锂能、鹏辉能源等；3.由电力设备、电子设备切入PCS/BMS/EMS等部件的生产商金盘科技、科士达、科华数据、宝光股份、科陆电子等。复盘美国市场，可以发现主流集成厂商采用上述三种模式的均有案例。

项目资源、客户资源是储能系统集成商的重要竞争点。在项目资源方面，对集成商而言，已建设的项目、已获取的订单是对公司既有实力的有效证明，对未来订单获取具有指引作用。同时，长期来看，储能项目并网点资源有限。

在客户资源方面：

1、从项目获取看，目前发电侧储能需求主要仍来自新能源强制配储，而电力集团是风电、光伏开发的主力军，也是招标项目的主要来源。储能系统集成商正通过战略合作寻求与业主的深度绑定，2021年华为、阳光电源等纷纷与“两网”、“五大六小”等电力集团以及地方政府等签订系列战略合作协议，以求在项目获取上能有更大优势。2、从收益核算看，独立储能与共享储能要参与现货市场、辅助服务市场交易必须接受电网统一调度，有相关资源企业在后期市场交易中更有可能处于有利地位。分析对比主要储能集成商的项目、客户资源，可以发现主要企业均与主要电网集团建立了合作关系，除此之外，科华数据、海博思创、科陆电子等在工商业侧、居民侧潜力更大，长期在共享储能等项目获取中可能获利。在项目上，阳光电源、海博思创等龙头已具有GWh以上项目建设经验，先发优势明显；同时，后起之秀金盘科技、科陆电子等订单获取能力较强；此外，行业需求强劲，企业扩产力度较大，金盘科技、智光股份现有产能均超GWh，仍处于扩产进程中。

储能集成商玩家众多，参与环节有差异化。储能集成商通常在发电侧、电网侧、用户侧全线布局，但通过对已有项目、在手订单拆分，我们认为不同企业仍各有侧重，市场呈现差异化竞争态势。具体可从三侧、国内外两个维度区分：

储能新技术

Ⅰ、钠离子电池商业进程加速

因为可用资源丰富，钠电池性能优于锂电池，综合性价比较高。钠电池快充性能优异（常温下充电15min电量即可达到80%）、低温性能良好，常温条件下循环寿命为4k-5k次，能量密度持平铁锂。2022年全球已探明的锂资源量约为8900万吨，一半以上分布于南美洲，我国锂资源总量为510万吨，全球占比仅为6%，65%的锂原料需要进口。而钠的地壳丰度远高于锂且广泛分布于全球各地，海水中即含有丰富的氯化钠。

钠电池相较铁锂和5系三元单瓦时成本分别下降45%-55%左右，商业化进程加速。我们假设钠离子电池电芯材料、壳体材料用量以及制造费用和磷酸铁锂电池一致，采用层状氧化物和普鲁士蓝的钠电池电芯单wh材料成本分别为0.27/0.22元，若计入箱体和制造费用，假设合格率为90%，则单wh成本分别为0.47/0.42元，相较磷酸铁锂电池的单wh成本（0.8元）和NCM523电池（1.04元）分别有45%和55%左右的降幅。

代表厂商包括NatronEnergy、NAIADES、FARADION、钠创新能源、中科海纳、宁德时代。Ⅱ、液流电池长时性能更优液流电池正负极电解液分离，性能优异，铁铬、全钒为两大商用方向。

液流电池是正负极电解液分开，各自循环的一种高性能蓄电池，具有容量高、使用领域（环境）广、循环使用寿命长的特点。根据电极活性物质的不同可分为铁铬、全钒、锌溴等，铁铬和全钒两种为目前主流商用方向。

铁铬电池循环寿命超长，运行温区较广，降本在即。2022年全球铬铁矿资源量约120亿吨，南非占据半壁江山，我国与铬矿开采国均保持正常的贸易合作，供应格局尚可。铁铬液流电池毒性和腐蚀性较低，理论循环次数可达万次以上，整体使用寿命可以达到20年以上，成本方面，未来综合成本或可接近抽水蓄能。

全钒电池性能优异，可用钒资源丰富，但成本较高。我国钒资源丰富，2022年全球已探明的钒资源量约为6300万吨，我国钒资源总量为950万吨，全球占比15%，2020年中国攀钢集团公司钒企业产能(折合成V2O5)世界排名第一。钒电池安全性高，循环寿命高达16000次，扩容能力强，适合大型储能场景，且电解液便于回收，效率75%以上。全钒电池能量密度同时成本较高。

Ⅲ、光热储能：调峰调频优势独具

光热发电作为储能具有天然优势。

太阳能光热发电机组既具备同步电源特性，同时配置了热储存系统，因此既有一次调频的功能，同时也能进行二次调频。根据我国2018年投产的三座太阳能光热发电示范项目的验收结果，光热机组调峰深度最大可达80%；爬坡速度快，升降负荷速率可达每分钟3%～6%额定功率，冷态启动时间1小时左右、热态启动时间约25分钟，调节性能优于煤电。

平价有望到来，光伏光热互补具有成本优势。

根据中控太阳能，以德令哈市为例，分别利用光伏+电池、光伏+抽水蓄能、光伏+塔式光热三种技术路线来设计年发电量为400GWh/年的“发电+储能”系统：光热储能调峰电站为光伏配置20%熔盐储能服务可以有效解决光伏弃光问题；同时，在相同的储能调峰补贴下，光伏+光热储能调峰电站的综合上网电价低于光伏+锂电池储能；而当储能补贴高于0.12元/kWh时，光伏+光热储能调峰电站的上网电价能够小于火电脱硫标杆上网电价0.3247元/kWh。2021年来国家与地方层面多次出台政策鼓励光热储能发展，推动其在调峰等多场景应用，完善相关价格补偿机制。根据CSTA，2021年我国光热发电类累计装机容量已达到538MW，占全球的7.91%。

 

根据CSTA，目前我国光热示范项目中关键部件反射镜、熔盐国产化率已超过90%，吸热管、导热油国产化率超过70%。随着行业发展，相关企业有望持续受益。

Ⅳ、重力储能：在物理储能中成本占优

重力储能是一种机械式的储能，主要原理是基于高度落差对储能介质进行升降来实现储能系统的充放电过程。

 

重力储能优势：1）初始投入成本仅需约3元/Wh，低于抽水蓄能和压缩空气储能成本。据测算，重力储能度电成本约为0.5元/kWh，低于绝大部分电化学储能系统，在成本上具有优势；2）安全性高，对建设环境要求不高，对环境破坏小；3）寿命长，重力储能平均寿命约30-35年，接近抽水蓄能、压缩空气储能。中国天楹：我国重力储能先行者，首个重力储能项目已签约。2022年1月30日，中国天楹控股子公司Atlas与重力储能技术开发商瑞士EV公司签署了《技术许可使用协议》，根据协议，EV授权Atlas在中国区独家使用许可技术建造和运营重力储能系统设施。5月20日，该项目落户如东，是我国首个储能示范项目，规模为26MW/ 100MWh，项目的签约有望加快我国重力储能行业进展。

Ⅴ、压缩空气储能技术已较为成熟

压缩空气储能是指在电网负荷低谷期将电能用于压缩空气，将空气高压密封在报废矿井、储气罐、山洞、过期油气井或新建储气井中，在电网负荷高峰期释放压缩空气推动汽轮机发电的储能方式。相比兴建钢罐等压力容器储存的方式，利用盐穴等地下洞穴建设大容量电站，将显著降低原材料、用地等方面的成本。按照工作介质、存储介质与热源可以分为：传统压缩空气储能系统（需要补燃）、带储热装置的压缩空气储能系统、液气压缩储能系统等。

 

国内已有压缩空气储能项目投产落地。2021年9月23日，山东肥城盐穴先进压缩空气储能调峰电站一期10MW示范电站顺利通过发电并网验收，二期300兆瓦项目也已启动。2022年5月26日，金坛盐穴压缩空气储能国家试验示范项目举行投产仪式，标志着世界首座非补燃压缩空气储能电站正式投入商业运行。压缩空气储能电站的定价机制还在探索阶段，若能与抽水蓄能一样采取两部制电价，将提高其经济性。

Ⅵ、飞轮储能位于商业化早期

飞轮储能是新型储能技术之一，处于商业化早期。

通过电动/发电互逆式双向电机，电能与高速运转飞轮的机械动能之间的相互转换与储存。飞轮储能具有使用寿命长、储能密度高、不受充放电次数限制、安装维护方便、对环境危害小等优点，可用于不间断电源、应急电源、电网调峰和频率控制。但目前飞轮储能还具有很大的局限性，相对能量密度低、静态损失较大，现仅处于商业化早期。

 

飞轮储能技术主要结构和运行方法已经基本明确。目前主要正处于广泛的实验阶段，小型样机已经研制成功并有应用于实际的例子，正向发展大型机的趋势发展，但是却有非常多的难点，主要集中在转子的设计、磁轴承、功率电子电路、安全及保护特性、机械备份轴承。飞轮储能系统优势突出，应用广泛，随着技术的成熟和价格的降低，将会是储能领域的一项新的革命。2022年4月11日，2台1兆瓦飞轮储能装置在青岛地铁3号线万年泉路站完成安装调试并顺利并网，这是我国轨道交通行业首台具有完全自主知识产权的兆瓦级飞轮储能装置。

 

据新闻报道，日前国家标准《电化学储能电站安全规程》出炉，并将于7月1日正式实施。

文件规定了电化学储能电站设备设施、运行维护、检修试验、应急处置的安全要求。文件适用于锂离子电池、铅酸(炭)电池、液流电池、水电解制氢/燃料电池电化学储能电站的运行、维护、检修及安全管理，其他类型的电化学储能电站参照使用。对比征求意见稿中“最小保护单元应为电池模块，每个电池模块宜单独配置探测器和灭火介质喷头”的表述，新版国标明确为“锂离子电池室/舱自动灭火系统的最小保护单元宜为电池模块，每个电池模块可单独配置灭火介质喷头或探火管”。最小保护单元从“应”为电池模块改为了“宜”为电池模块。