储能与电力市场获悉，5月14日，宁夏回族自治区市场监管厅发布关于征求《构网型电化学储能系统接入电力系统技术规范（征求意见稿）》等5项地方标准意见建议的通知，面向社会公开征求意见，征求意见时间为30天（5月14日至6月13日）。
《构网型电化学储能系统接入电力系统技术规范》
《构网型储能参数整定技术规范》
其中，《构网型电化学储能系统接入电力系统技术规范》规定了构网型电化学储能系统接入电力系统的技术规范。 适用于通过10（6）kV及以上电压等级接入交流公网的新建、改建和扩建的构网型电化学储能系统，其他接入方式的构网型电化学储能系统可参照执行。
《构网型储能系统接入电网测试规范》规定了构网型储能系统接入电网测试条件、测试设备、测试项目、测试方法及测试报告等。 适用于额定功率100kW及以上且储能时间不低于15min的构网型电化学储能系统，其他功率等级和储能时间的构网型储能系统可参照执行。
《虚拟电厂并网运行技术规范》规定了虚拟电厂功能要求、性能要求、数据接入要求、网络安全要求、终端要求和信息交互要求。 适用于由国网宁夏电力有限公司所属单位建设运营或社会运营商自建并统一接入自治区虚拟电厂管理平台的虚拟电厂。
构网型电化学储能系统接入电力系统方案应满足电化学储能电站接入电网设计规范要求。具有参与电力系统调峰、调频、调压等能力，具备有功功率响应及控制、惯量响应与一次调频、阻尼控制、电压调节及无功控制、黑启动、并离网切换、构网模式和跟网模式切换等功能。
设备技术要求主要包括构网型储能单元（储能电池、构网型储能变流器、升压变）、无功补偿设备等一次系统设备，调度自动化与通信系统、继电保护与安全自动装置等二次系统设备，以及相关辅助设备等。
其中，在额定电压下，单个构网型储能变流器交流侧电流在110%额定电流下，应能长期持续运行； 在120%额定电流下，持续运行时间应不少于2min。
储能电站升压站已完成启动投运，储能单元已完成核相及带负荷检查试验，场站具备并网测试条件后，方可进行接入电网的现场测试。构网型储能系统应在并网运行3个月内完成接入电网测试，测试过程中应记录测试数据和环境条件，测试完成后应出具测试报告。
虚拟电厂运营商将各类分布式资源（可调节负荷、分布式电源、储能）聚合，并通过聚合运营系统接入虚拟电厂管理平台参与电网运行及电力市场。其中储能侧资源应为区内电源侧、电网侧、用户侧各类储能设施。
虚拟电厂聚合运营系统平均无故障工作时间应不低于10000小时，每月运行可靠率应不低于99%。
调节容量应不低于10MW，且应不低于最大用电负荷的10%。调节响应时间应不超过15min。
文件规定了构网型电化学储能系统（以下简称装置）接入电力系统的技术规范。 适用于通过10（6）kV及以上电压等级接入交流公网的新建、改建和扩建的构网型电化学储能系统，其他接入方式的构网型电化学储能系统可参照执行。
总体要求包括设备、接入方案、功能、系统安全稳定、电能质量、并网测试及试验等方面。
其中，装置设备技术要求主要包括构网型储能单元（储能电池、构网型储能变流器、升压变）、无功补偿设备等一次系统设备，调度自动化与通信系统、继电保护与安全自动装置等二次系统设备，以及相关辅助设备等。
构网型储能单元应满足以下要求：
a）装置中储能电池、电池管理系统、构网型储能变流器、升压变等一次系统设备应通过型式检验；
b）构网型储能单元中的一次系统设备应满足装置整体短时过载能力要求；
c）装置中储能电池应满足电力系统电化学储能系统通用技术条件中对锂离子电池、液流电池、铅炭电池、水电解制氢/燃料电池的相关要求；
d）装置中电池管理系统应满足电力系统电化学储能系统通用技术条件中对电池管理系统的要求；
e）装置中单个构网型储能变流器应满足以下要求：
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额定电压下，单个构网型储能变流器交流侧电流在110%额定电流下，应能长期持续运行；
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额定电压下，单个构网型储能变流器交流侧电流在120%额定电流下，持续运行时间应不少于2min。
f）装置并网点应设有易于操作、可闭锁、具有明显断开指示的并网断开装置；
g）装置升压变中性点接地方式应与其所接入电网的接地方式相适应；
h）装置并网点处的电气设备应满足相应电压等级的电气设备绝缘耐压规定；
i）装置防雷与接地应满足系统接地的型式及安全技术要求等。
装置应满足电化学储能电站设计规范中电力系统无功补偿就地平衡、便于调整电压的要求，宜配置SVG型动态无功补偿设备，具体要求如下：
a）设备动态调节响应时间应不大于30毫秒，且低电压/高电压耐受能力不低于电化学储能系统储能变流器技术要求中对常规储能变流器要求的低电压/高电压耐受能力；
b）在电网各种正常运行方式下，无功补偿设备应适应电网各种运行方式和运行控制策略的要求；
c）在事故运行方式下，无功补偿设备应适应满足系统事故运行方式下电压水平控制的要求；
d）在并网运行模式下，装置不参与系统无功调节时，并网点处超前或滞后功率因数不应小于0.95。
装置接入电力系统方案应满足电化学储能电站接入电网设计规范要求。具有参与电力系统调峰、调频、调压等能力，具备有功功率响应及控制、惯量响应与一次调频、阻尼控制、电压调节及无功控制、黑启动、并离网切换、构网模式和跟网模式切换等功能。
a）当电网出现故障发生大面积停电时，装置应能按照设定电压幅值和频率自主构建三相交流电压，支持电力系统自行恢复，构网型储能变流器黑启动时间应不大于3min；
b）具备一键零起升压功能，零起升压响应时间可根据工程实际需求动态调整；
c）装置黑启动容量和电能质量应满足负荷稳定运行要求，储能元件功率应不小于1.2倍所恢复负荷的功率，储能元件额定放电能力应不小于15min厂用电持续用电电量，装置短时过载能力应满足所恢复负荷启动的冲击电流要求，且宜具备1:1空投变压器能力。
接入电网测试及试验技术要求包含接入电网测试、试验两方面，其中相关设备性能测试及接入电网测试， 满足以下要求：
a）装置接入电网测试前，应完成模型验证和准确性评价，并提交测试方案报完成备案；
b）接入电网前，装置的储能元件、构网型储能变流器等主要部件应通过性能测试，测试由具备相 应资质的单位或者部门进行，相关性能测试报告应及时向电力调度机构提供；
c）接入10（6）kV及以上电压等级的装置，应在并网运行6个月内向电力调度机构提供由有资质的单位出具的并网测试报告。电化学储能电站改（扩）建后，应重新提交接入电网测试报告。具体测试内容应按照设计功能和应用场景进行确定，并由所接入地区的电力调度机构确认；
d）装置接入电网的测试点应为装置并网点；
e）装置的储能载体、储能变流器等主要部件改变时，应重新进行接入电网测试；
f）装置的额定功率能量标定应每年进行额定功率下的能量标定，并且实际运行值应不小于标定值。
安全稳定运行技术要求方面，涉及并网管理、电力系统稳定性、频率耐受能力、电压耐受能力、多机并联能力等要求。
文件规定了构网型储能系统接入电网测试条件、测试设备、测试项目、测试方法及测试报告等。 适用于额定功率100kW及以上且储能时间不低于15min的构网型电化学储能系统，其他功率等级和储能时间的构网型储能系统可参照执行。
储能电站升压站已完成启动投运，储能单元已完成核相及带负荷检查试验，场站具备并网测试条件后，方可进行接入电网的现场测试。构网型储能系统应在并网运行3个月内完成接入电网测试，测试过程中应记录测试数据和环境条件，测试完成后应出具测试报告。
构网型储能系统接入电网测试的仪器设备应经过检定或校准，并在有效期内。测试前应对构网型储能系统电气接线、工作参数、保护定值等进行核查。进行电网适应性测试时宜采用模拟电网装置进行测试，进行电压支撑与调节测试时宜采用电网故障模拟发生装置。
a）功率控制测试、电能质量测试、充放时间测试、额定能量测试、能量转换效率测试、过载能力测 试、保护功能测试。
b）通过10（6）kV及以上电压等级接入电网的还应进行通信测试、一次调频测试、惯量响应、阻尼控制测试、相位跳变测试、电压支撑与调节能力测试、电网适应性测试、系统短路试验、黑启动测试、并网无功补偿装置性能测试以及保障电力系统安全的其他测试。
一次调频能力测试首选构网型储能电站作为测试对象，构网型储能电站不能作为测试对象时， 应选择构网型储能电站中同型号规格的任意构网型储能系统作为测试对象。构网型储能电站中存在多个型号规格的构网型储能时，应根据现场运行实际，分别抽取同型号规格的构网型储能系统为对象进行测试，测试应覆盖所有型号规格的构网型储能系统。
一次调频响应滞后时间应不大于1s，上升时间应不大于3s，调节时间应不大于4s，达到稳定时，有功功率控制误差不应超过±1%PN 。
测试项目及方法还包括黑启动测试：储能变流器运行在构网模式下，验证储能电站的黑启动能力。
a）确认储能站所有储能单元并处于停机状态，断开整站并网点开关，切除储能系统与电网连接线路。
b）由后台或者协控下发黑启动命令，将储能电站的储能单元全部启动，并记录电压参数；
c） 将站用变投运，并逐步恢复储能站用电负荷，验证储能站黑启动带负荷运行能力；
d）根据系统条件，宜开展系统级的黑启动测试，验证构网型储能带新能源及负荷的运行能力。
文件规定了虚拟电厂功能要求、性能要求、数据接入要求、网络安全要求、终端要求和信息交互要求。 适用于由国网宁夏电力有限公司所属单位建设运营或社会运营商自建并统一接入自治区虚拟电厂管理平台的虚拟电厂。
虚拟电厂应遵循电力系统客观规律、市场经济规律以及国家能源发展战略的要求，实行统一调度、分级管理，贯彻安全第一、预防为主、综合治理方针，坚持公开、公平、公正的原则；
虚拟电厂应具备对分布式资源进行聚合管理与优化控制，并代理用户参与电网互动服务及电力市场交易的能力，如需求响应、辅助服务及电力现货等；
虚拟电厂规划建设不得降低当前电网安全水平和系统调节能力等指标，虚拟电厂聚合资源参与调节时，不得造成电网设备、断面发生潮流越限等安全问题。
虚拟电厂聚合对象包括可调节负荷、分布式电源及储能等分布式资源。其中储能侧资源应为区内电源侧、电网侧、用户侧各类储能设施。
虚拟电厂聚合运营系统应具备资源接入、预测、管理功能、辅助决策功能、执行评估功能、运行监测功能、数据上送功能、市场类功能等。
性能要求上，对系统可靠性、数据存储、通信、调节速率、调节容量、调节精度、调节持续时间等进行一系列要求。
系统平均无故障工作时间应不低于10000小时，每月运行可靠率应不低于99%；
因虚拟电厂聚合运营系统异常、网络中断和负荷聚合数据异常等严重故障导致外部机构无法监视负荷资源的状态和功率时，应在12小时内消除缺陷，及时恢复网络及数据通信。
调节速率不应低于（最大调节能力*1%）/分钟，且不低于0.1MW/分钟，同时不得降低当前电网调节性能。
调节容量应不低于10MW，且应不低于最大用电负荷的10%。
以每15分钟为一个时段计算调节精度，调节精度应不低于90%。
调节响应时间应不超过15min。
具备按照调节容量要求，可持续参与调节的基础时长，对于需提前一日安排的调节能力，应不少于2小时；对于可实时安排的调节能力，应不少于1小时。
原文如下：
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