5月14日，寧夏市場監(jiān)管廳發(fā)布《構網(wǎng)型電化學儲能系統(tǒng)接入電力系統(tǒng)技術規(guī)范》《構網(wǎng)型儲能參數(shù)整定技術規(guī)范》《虛擬電廠并網(wǎng)運行技術規(guī)范》、《新能源場站風光資源監(jiān)測技術規(guī)范》《構網(wǎng)型儲能系統(tǒng)接入電網(wǎng)測試規(guī)范》等5項地方標準征求意見稿。

《構網(wǎng)型電化學儲能系統(tǒng)接入電力系統(tǒng)技術規(guī)范》

適用于通過10(6)kV及以上電壓等級接入交流公網(wǎng)的新建、改建和擴建的構網(wǎng)型電化學儲能系統(tǒng)。

裝置應滿足GB/T38953、GB/T38983.1等相關要求，具有參與電力系統(tǒng)調峰、調頻、調壓等能力，具備有功功率響應及控制、慣量響應與一次調頻、阻尼控制、電壓調節(jié)及無功控制、黑啟動、并離網(wǎng)切換、構網(wǎng)模式和跟網(wǎng)模式切換等功能。

單個構網(wǎng)型儲能變流器應滿足：

額定電壓下，單個構網(wǎng)型儲能變流器交流側電流在110%額定電流下，應能長期持續(xù)運行，在120%額定電流下，持續(xù)運行時間應不少于2min。

裝置并網(wǎng)點應設有易于操作、可閉鎖、具有明顯斷開指示的并網(wǎng)斷開裝置。

通過35（66）kV及以上電壓等級接入公用電網(wǎng)的裝置，應配置故障錄波裝置，接入的模擬量及開關量應滿足遠程控制的要求，并應具有足夠的記錄通道，應記錄故障前10s到故障后60s的情況，錄波信息應遠傳至電網(wǎng)調度機構。

確定裝置配置的功率和能量規(guī)模、裝置接入位置以及建設時序，且裝置整體短時過載能力應不低于300%額定電流、持續(xù)運行時間不低于10s。

無功補償設備動態(tài)調節(jié)響應時間應不大于30毫秒，并網(wǎng)點處超前或滯后功率因數(shù)不應小于0.95。

有功功率響應及控制功能應能根據(jù)電網(wǎng)相角變化，保持電壓源特性，自發(fā)響應有功功率，有功功率響應啟動時間不應大于5ms，響應時間不應大于30ms； 應能接收就地和遠程的有功功率控制指令，能接收并響應調度發(fā)送的AGC指令，可調節(jié)范圍為額定功率的-100%~100%。

電壓調節(jié)及無功控制功能裝置應具備電壓調節(jié)能力，電壓調節(jié)范圍上下限應可調，范圍宜為0.9～1.1。電網(wǎng)電壓發(fā)生擾動時，裝置動態(tài)無功電流啟動時間應不大于5ms，響應時間應不大于30ms；裝置功率因數(shù)應在超前0.95～滯后0.95范圍內連續(xù)可調。

構網(wǎng)型儲能變流器黑啟動時間應不大于3min，具備一鍵零起升壓功能；儲能元件功率應不小于1.2倍所恢復負荷的功率，儲能元件額定放電能力應不小于15min廠用電持續(xù)用電電量，裝置短時過載能力應滿足所恢復負荷啟動的沖擊電流要求，且宜具備1:1空投變壓器能力。

《構網(wǎng)型儲能參數(shù)整定技術規(guī)范》

適用于通過35kV及以上電壓等級并網(wǎng)，以及通過10kV電壓等級與公共電網(wǎng)連接的構網(wǎng)型儲能系統(tǒng)。

裝置慣性時間常數(shù)應根據(jù)電網(wǎng)的需要靈活配置，設置范圍宜為2~20s；

其中還明確，構網(wǎng)型儲能變流器黑啟動時間應不大于3min；

并離網(wǎng)切換功能，從接收到切換指令到完成建立負載額定電壓的并網(wǎng)轉離網(wǎng)切換時間不大于200ms；

跟網(wǎng)/構網(wǎng)模式切換時間不大于200ms；構網(wǎng)模式和跟網(wǎng)模式在線切換期間，功率偏差不大于額定功率的10％、電壓偏差不大于額定電壓的5%。

《構網(wǎng)型儲能系統(tǒng)接入電網(wǎng)測試規(guī)范》

適用于額定功率100kW及以上且儲能時間不低于15min的構網(wǎng)型電化學儲能系統(tǒng)，其他功率等級和儲能時間的構網(wǎng)型儲能系統(tǒng)可參照執(zhí)行。

構網(wǎng)型儲能系統(tǒng)應在并網(wǎng)運行3個月內完成接入電網(wǎng)測試，測試過程中應記錄測試數(shù)據(jù)和環(huán)境條件，測試完成后應出具測試報告。測試項目及方法包括：有功功率控制、無功功率控制、電壓控制測試，功率因數(shù)調節(jié)能力、電能質量、過載能力、一次調頻能力等測試內容。

其中過載能力測試中，分別設置充電、放電功率為1.1倍連續(xù)運行10min和1.2倍連續(xù)運行1min。

一次調頻響應滯后時間應不大于1s，上升時間應不大于3s，調節(jié)時間應不大于4s，達到穩(wěn)定時，有功功率控制誤差不應超過±1%PN 。

測試項目及方法還包括黑啟動測試：儲能變流器運行在構網(wǎng)模式下，驗證儲能電站的黑啟動能力。

《虛擬電廠并網(wǎng)運行技術規(guī)范》

虛擬電廠應具備對分布式資源進行聚合管理與優(yōu)化控制，并代理用戶參與電網(wǎng)互動服務及電力市場交易的能力，如需求響應、輔助服務及電力現(xiàn)貨等。

虛擬電廠規(guī)劃建設不得降低當前電網(wǎng)安全水平和系統(tǒng)調節(jié)能力等指標，虛擬電廠聚合資源參與調節(jié)時，不得造成電網(wǎng)設備、斷面發(fā)生潮流越限等安全問題。

虛擬電廠聚合對象包括可調節(jié)負荷、分布式電源及儲能等分布式資源。其中儲能側資源應為區(qū)內電源側、電網(wǎng)側、用戶側各類儲能設施。

虛擬電廠聚合運營系統(tǒng)應具備資源接入、預測、管理功能、輔助決策功能、執(zhí)行評估功能、運行監(jiān)測功能、數(shù)據(jù)上送功能、市場類功能等。

性能要求上，對系統(tǒng)可靠性、數(shù)據(jù)存儲、通信、調節(jié)速率、調節(jié)容量、調節(jié)精度、調節(jié)持續(xù)時間等進行一系列要求。

系統(tǒng)平均無故障工作時間應不低于10000小時，每月運行可靠率應不低99%；上送數(shù)據(jù)校驗合格率應不低于99%；年可用率應不低于99%。