项目概况：
全球环境变暖和对二氧化碳排放量的限制使得传统化石能源发电形式受到了极大的限制，可再生能源发电已成为了未来电力的重要方向。但是可再生能源发电受自然环境影响较大，系统供电不稳定的特点极大地限制了可再生能源的利用，所以亟需建立配套的大型储能电站来实现可再生能源发电系统的稳定供电。另一方面，考虑现代化工业和生活使得负荷中心用电波动性很大，输电网络的电力调配困难增加了很多，使用电力储能装置可进行错峰用电或者是储备用电，实现电网的“削峰填谷”。
随着锂离子电池技术的快速发展，锂离子储能系统的研制已经成为必须。从目前各类储能技术的综合优点比较可以得出，大容量锂离子电池已经成为储能电站装置中最优的设计方案。锂电池具有放电电压稳定，工作温度范围宽，自放电所以率低，储存寿命长，无记忆效应，体积小，重量轻及无公害等优点，作为大容量储能系统其体积功率密度和重量功率密度和其他储能系统比有明显的优势，同时其充放电次数多的特点也为其在储能系统中应用奠定了良好的技术基础。据相关文献报导，国网在去年的电池储能系统招标中首选就是磷酸铁锂电池。
天津斯特兰公司是目前国内少有的几家能够大批量生产磷酸铁锂正极材料的企业；中科院电工研究所是国内可再生能源系统的重要国立研究机构。双方计划利用各自的技术优势就300KW的磷酸铁锂电池储能系统开展研究。该项目属于技术驱动型。
技术创新性：
 通过大容量锂离子电池管理系统的关键技术与规模化生产关键技术研究，开发出以磷酸铁锂为正极材料的储能电池系统的锂离子电池管理系统一套，在可再生能源系统中得到示范应用；电池系统中单体电池额定容量为100Ah，额定放电时间为3h；使用安全；循环寿命达到2000次以上，标准充电（5小时率）使用，可达到2000次；可大电流2C快速充放电，在专用充电器下，1.5C充电40分钟内即可使电池充满，起动电流可达2C；电热峰值可达350℃—500℃，工作温度的范围宽广（-20C--＋75C）；可对以1032节电池串联为一组大模块中各个电池的电压、电流和温度进行实时在线监测；电池综合管理系统为模块化设计，各个模块之间通过SPI串口通讯，模块与上位机通讯为网络远程通讯；锂离子电池的综合管理系统可实时监测每节电池的电压（精度为+-5mV）、温度（+-0.5°）以及充放电电流（+-5mA）的值，能够准确的计算SOC值，用合理的均衡控制，防止电池过充过放，使得电池基本保持一致性，提高电池的寿命和使用率。这种大容量锂离子电池管理系统项目总体技术和经济指标达到国际领先水平。
技术研发及产业化发展方向：
作为储能系统，可再生能源产业的发展就是储能电池系统的发展。预计在5年内，基于锂离子电池的储能系统将会有非常大量的发展。此项目将支持天津斯特兰公司在5年内形成基于锂离子电池储能系统的产业并能够出产相关的产品。
社会经济效益：
如果为风电场配置20％左右额定功率的储能电池，就可以平滑90％以上的电力输出；如果为风电场配备50%以上功率的动态储能电池，风电场还能具有削峰填谷的功能。至于光伏发电，由于发电和用电时间往往不同步，需要配备20％～50％的储能电池以平滑发电与用电之间的时间差。这些储能系统有一半配置锂离子电池储能系统就会有数十亿元的市场前景。以上海为例，目前上海的发电系统和输配电系统均按照每年的最高用电负荷对发电容量和输配电容量进行规划和建设。同时，上海的负荷特性呈现明显的大都市特性，昼夜峰谷差日益扩大，目前日负荷率约50％～60％ 。储能系统一旦形成规模效应，可以通过储能系统提高发电和输配电环节的设备利用率，减少相应的电源和电网建设费用。这将彻底改变现有电力系统的建设模式，促进其从外延扩张型向内涵增效型转变。上海地区常规电厂建设费用约5000 kW左右。上海电网2006年电网建设和改造投资204.4亿元，新增供电能力约2500MW，折算后每kW的本地电网建设费用约8200元。因此，储能系统形成规模后，每kW 投资至少可以延缓13200元的建设费用（电源5000+电网8200），这还不包括上海从外地受电时，远距离输电通道的建设费用。锂电池储能系统以及配套的电池管理系统在科研初期虽然单位成本较高，但一旦形成规模化，特别是完成国产化，突破国外的技术壁垒后，成本将大幅下降，远期可节约几百亿的电源、电网建设费用。
合作方式：
技术许可