5月14日，寧夏市場監管廳發布《構網型電化學儲能系統接入電力系統技術規范》《構網型儲能參數整定技術規范》《虛擬電廠并網運行技術規范》、《新能源場站風光資源監測技術規范》《構網型儲能系統接入電網測試規范》等5項地方標準征求意見稿。

《構網型電化學儲能系統接入電力系統技術規范》

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

裝置應滿足GB/T38953、GB/T38983.1等相關要求，具有參與電力系統調峰、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、電壓調節及無功控制、黑啟動、并離網切換、構網模式和跟網模式切換等功能。

單個構網型儲能變流器應滿足：

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

裝置并網點應設有易于操作、可閉鎖、具有明顯斷開指示的并網斷開裝置。

通過35（66）kV及以上電壓等級接入公用電網的裝置，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調度機構。

確定裝置配置的功率和能量規模、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、持續運行時間不低于10s。

無功補償設備動態調節響應時間應不大于30毫秒，并網點處超前或滯后功率因數不應小于0.95。

有功功率響應及控制功能應能根據電網相角變化，保持電壓源特性，自發響應有功功率，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送的AGC指令，可調節范圍為額定功率的-100%~100%。

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

構網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。

《構網型儲能參數整定技術規范》

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

裝置慣性時間常數應根據電網的需要靈活配置，設置范圍宜為2~20s；

其中還明確，構網型儲能變流器黑啟動時間應不大于3min；

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

跟網/構網模式切換時間不大于200ms；構網模式和跟網模式在線切換期間，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%。

《構網型儲能系統接入電網測試規范》

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

構網型儲能系統應在并網運行3個月內完成接入電網測試，測試過程中應記錄測試數據和環境條件，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，功率因數調節能力、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倍連續運行10min和1.2倍連續運行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，調節時間應不大于4s，達到穩定時，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模式下，驗證儲能電站的黑啟動能力。

《虛擬電廠并網運行技術規范》

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

虛擬電廠規劃建設不得降低當前電網安全水平和系統調節能力等指標，虛擬電廠聚合資源參與調節時，不得造成電網設備、斷面發生潮流越限等安全問題。

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

虛擬電廠聚合運營系統應具備資源接入、預測、管理功能、輔助決策功能、執行評估功能、運行監測功能、數據上送功能、市場類功能等。

性能要求上，對系統可靠性、數據存儲、通信、調節速率、調節容量、調節精度、調節持續時間等進行一系列要求。

系統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%；上送數據校驗合格率應不低于99%；年可用率應不低于99%。