标准编号:	GB/T 19964-2024
中文名称:	光伏发电站接入电力系统技术规定
英文名称:	Technical requirements for connecting photovoltaic power station to power system
中标分类:	F12    太阳能
行业分类:	GB    国家标准
ICS分类:	27.160 27.160    太阳能工程 27.160
发布机构:	国家市场监督管理总局 国家标准化管理委员会
发布日期:	2024-3-15
实施日期:	2024-3-15
标准状态:	superseded
被新标准替代:	GB/T 19964-2012 光伏发电站接入电力系统技术规定
被替代日期:	2013-6-1
替代旧标准:	GB/T 19964-2012 光伏发电站接入电力系统技术规定
翻译语言:	英文
文件格式:	PDF

Technical requirements for connecting photovoltaic power station to power system 1 Scope This document specifies the technical requirements for connecting photovoltaic (PV) power station to power system in terms of active power, reactive voltage, fault ride through, operational adaptability, power prediction, power quality, simulation models and parameters, and secondary systems, as well as their testing and evaluation contents. This document is applicable to the construction, production and operation of newly built, renovated and expanded PV power stations connected to the grid through voltage class above 10 kV. This document may also serve as a reference for PV power stations equipped with energy storage device. 2 Normative references The following documents contain requirements which, through reference in this text, constitute provisions of this document. For dated references, only the edition cited applies. For undated references, the latest edition of the referenced document (including any amendments) applies. GB/T 12325 Power quality - Deviation of supply voltage GB/T 12326 Power quality - Voltage fluctuation and flicker GB/T 14285 Technical code for relaying protection and security automatic equipment GB/T 14549 Quality of electric energy supply - Harmonics in public supply network GB/T 15543 Power quality - Three-phase voltage unbalance GB/T 19862 General requirements for monitoring equipment of power quality GB/T 22239 Information security technology - Baseline for classified protection of cybersecurity GB/T 24337 Power quality - Interharmonics in public supply network GB/T 29321 Technical specification for reactive power compensation of PV power station GB/T 31464 The grid operation code GB/T 32900 Technical specification for relaying protection of photovoltaic power station GB/T 33982 Technical specification for grid connection protection of distributed resources GB/T 36572 Guidelines of cyber security protection for electric power system supervision and control GB/T 37408 Technical requirements for photovoltaic gird-connected inverter GB/T 37409 Testing specification for photovoltaic grid-connected inverter GB 38755 Code on security and stability for power system GB/T 40289 Technical requirement of power control system for photovoltaic power station GB/T 40581 Calculation specification for power system security and stability GB/T 40594 Technical guide for power grid and source coordination GB/T 40595 Guide for technology and test on primary frequency control of grid-connected power resource GB/T 40604 Information exchange technical requirements for energy dispatch and operation of renewable energy station GB/T 40607 Technical requirements for dispatching side forecasting system of wind or photovoltaic power GB/T 50866 Design code for photovoltaic power station connecting to power system DL/T 448 Technical administrative code of electric energy metering DL/T 5003 Code for design of dispatch automation in power system 3 Terms and definitions For the purposes of this document, the terms and definitions given in GB/T 40581, GB/T 40594 and GB/T 40595 and the following apply. 3.1 photovoltaic (PV) power station power generation system that uses the photovoltaic effect of PV cells to directly convert solar radiation energy into electrical energy Note: It generally includes transformers, inverters and PV arrays, as well as related auxiliary facilities, etc. 3.2 inverter device that converts direct current into alternating current 3.3 point of connection high-voltage side busbar or node of the booster station for PV power stations with booster stations; output summary point of the PV power stations for PV power stations without booster stations 3.4 PV power forecasting establishing a PV power generation prediction model based on historical power, meteorological data, and equipment operation status of the PV power station, and using irradiance, power, or numerical weather forecast data as inputs to the model, combined with the equipment status and operating conditions of the PV power generation system, to predict the active power of the PV power station for a period of time in the future Note: According to the forecast period, it is divided into medium-term, short-term and ultra-short-term PV power forecasts. 3.5 medium-term PV power forecasting prediction of the active power of the PV power station from 0:00 the next day to the next 240h, with a time resolution of 15 min 3.6 short-term PV power forecasting prediction of the active power of the PV power station from 0:00 the next day to the next 72h, with a time resolution of 15 min 3.7 ultra-short-term PV power forecasting prediction of the active power of the PV power station in the next 15 min to 4h, with a time resolution of 15 min 3.8 low voltage ride through of PV power station capability of a PV power station to operate continuously without disconnecting from the grid within a certain range and time interval when the voltage of point of connection at the PV power station drops due to power system accidents or disturbances 3.9 high voltage ride through of PV power station capability of a PV power station to operate continuously without disconnecting from the grid within a certain range and time interval when the voltage of point of connection at the PV power station rises due to power system accidents or disturbances 3.10 low-high voltage ride through of PV power station capability of a PV power station to operate continuously without disconnecting from the grid within a certain range and time interval of voltage drop and rise when the voltage of point of connection at the PV power station first drops and then rises due to power system accidents or disturbances Note: Referred to as low-high voltage ride through. 3.11 dynamic reactive current increment of PV power station amount of change in reactive current injected or absorbed by a PV power station into the power system during low or high voltage ride through relative to the reactive current injected or absorbed into the power system before the voltage drop or rise Note: Reactive current refers to capacitive reactive current. 3.12 rise time of dynamic reactive current of PV power station time required from the time when the voltage at the point of connection drops or rises to the trigger setpoint until the dynamic reactive current increment of the PV power station reaches 90% of the incremental target value 3.13 islanding state in which part of a power grid containing load and power supply continues to operate in isolation after being separated from the main grid Note: Islanding can be divided into unintentional islanding and intentional islanding. The unintentional islanding refers to the unintentional and uncontrolled occurrence of islanding; the intentional islanding refers to the intentional occurrence of islanding according to the pre-configured control strategy. 3.14 anti-islanding prevent the occurrence of unintentional islanding

Foreword i 1 Scope 2 Normative references 3 Terms and definitions 4 Active power 5 Reactive voltage 6 Fault ride through 7 Operational adaptability 8 Power forecasting 9 Power quality 10 Simulation models and parameters 11 Secondary system 12 Test and evaluation

ICS 27.160 CCS F 12 GB 中华人民共和国国家标准 GB/T 19964—2024 代替GB/T 19964—2012 光伏发电站接入电力系统技术规定 Technical requirements for connecting photovoltaic power station to power system 2024-03-15发布 2024-03-15实施 国家市场监督管理总局 国家标准化管理委员会 发布 前言 本文件按照GB/T 1.1—2020《标准化工作导则 第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。 本文件代替GB/T 19964—2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》，与GB/T 19964—2012相比，除结构调整和编辑性改动外，主要技术变化如下： ——更改了本文件的适用范围(见第1章，2012年版的第1章)； ——增加了光伏发电站功率预测、高电压穿越等技术相关的一些术语(见第3章)； ——增加了光伏发电站一次调频的要求(见4.3)； ——增加了不对称故障时光伏发电站低电压穿越期间的动态无功支撑能力要求(见6.1)； ——增加了光伏发电站高电压穿越的要求(见6.2)； ——增加了光伏发电站连续故障穿越的要求，包括连续低电压穿越和连续低-高电压穿越(见6.3)； ——更改了光伏发电站运行适应性中的频率范围要求(见7.3，2012年版的9.3)； ——增加了光伏发电站低短路比运行适应性的要求和开展次/超同步振荡专题研究的要求(见7.4和7.5)； ——更改了光伏发电站功率预测结果上报和预测准确度的要求(见第8章，2012年版的第5章)； ——更改了光伏发电站仿真模型的要求(见10.1，2012年版的11.1)； ——增加了光伏发电站接入系统测试和评价的要求和内容(见12.4)。 ——请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。 本文件由中国电力企业联合会提出并归口。 本文件及其所代替文件的历次版本发布情况为： ——2005年首次发布为GB/Z 19964—2005，2012年第一次修订； ——本次为第二次修订。 光伏发电站接入电力系统技术规定 1 范围 本文件规定了光伏发电站接入电力系统的有功功率、无功电压、故障穿越、运行适应性、功率预测、电能质量、仿真模型和参数、二次系统的技术要求，以及测试和评价的内容。 本文件适用于通过10kV以上电压等级并网的新建、改建和扩建光伏发电站的建设、生产和运行。配置储能的光伏发电站参照执行。 2 规范性引用文件 下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。 GB/T 12325 电能质量 供电电压偏差 GB/T 12326 电能质量 电压波动和闪变 GB/T 14285 继电保护和安全自动装置技术规程 GB/T 14549 电能质量 公用电网谐波 GB/T 15543 电能质量 三相电压不平衡 GB/T 19862 电能质量监测设备通用要求 GB/T 22239 信息安全技术 网络安全等级保护基本要求 GB/T 24337 电能质量 公用电网间谐波 GB/T 29321 光伏发电站无功补偿技术规范 GB/T 31464 电网运行准则 GB/T 32900 光伏发电站继电保护技术规范 GB/T 33982 分布式电源并网继电保护技术规范 GB/T 36572 电力监控系统网络安全防护导则 GB/T 37408 光伏发电并网逆变器技术要求 GB/T 37409 光伏发电并网逆变器检测技术规范 GB 38755 电力系统安全稳定导则 GB/T 40289 光伏发电站功率控制系统技术要求 GB/T 40581 电力系统安全稳定计算规范 GB/T 40594 电力系统网源协调技术导则 GB/T 40595 并网电源一次调频技术规定及试验导则 GB/T 40604 新能源场站调度运行信息交换技术要求 GB/T 40607 调度侧风电或光伏功率预测系统技术要求 GB/T 50866 光伏发电站接入电力系统设计规范 DL/T 448 电能计量装置技术管理规程 DL/T 5003 电力系统调度自动化设计规程 3 术语和定义 GB/T 40581、GB/T 40594、GB/T 40595界定的以及下列术语和定义适用于本文件。 3.1 光伏发电站 photovoltaic(PV) power station 利用光伏电池的光生伏特效应，将太阳辐射能直接转换为电能的发电系统。 注：一般包含变压器、逆变器和光伏方阵，以及相关辅助设施等。 3.2 逆变器 inverter 将直流电变换成交流电的设备。 3.3 并网点 point of connection 对有升压站的光伏发电站，是升压站高压侧母线或节点；对无升压站的光伏发电站，是光伏发电站的输出汇总点。 3.4 光伏功率预测 PV power forecasting 以光伏发电站的历史功率、历史气象数据、历史设备运行状态等数据建立光伏发电功率预测模型，以辐照度、功率或数值天气预报数据等信息作为模型的输入，结合光伏发电系统的设备状态及运行工况，预测光伏发电站未来一段时间内的有功功率。 注：根据预测时段分为中期、短期和超短期光伏功率预测。 3.5 中期光伏功率预测 medium-term PV power forecasting 光伏发电站次日零时起到未来240h的有功功率预测，时间分辨率为15min。 3.6 短期光伏功率预测 short-term PV power forecasting 光伏发电站次日零时起到未来72h的有功功率预测，时间分辨率为15min。 3.7 超短期光伏功率预测 ultra-short-term PV power forecasting 光伏发电站未来15min到4h的有功功率预测，时间分辨率为15min。 3.8 光伏发电站低电压穿越 low voltage ride through of PV power station 当电力系统事故或扰动引起光伏发电站并网点电压跌落时，在一定的电压跌落范围和时间间隔内，光伏发电站能够不脱网连续运行的能力。 3.9 光伏发电站高电压穿越 high voltage ride through of PV power station 当电力系统事故或扰动引起光伏发电站并网点电压升高时，在一定的电压升高范围和时间间隔内，光伏发电站能够不脱网连续运行的能力。 3.10 光伏发电站低-高电压穿越 low-high voltage ride through of PV power station 当电力系统事故或扰动引起光伏发电站并网点电压先跌落后升高时，在一定的电压跌落、升高范围和时间间隔内，光伏发电站能够不脱网连续运行的能力。 注：简称低-高电压穿越。 3.11 光伏发电站动态无功电流增量 dynamic reactive current increment of PV power station 光伏发电站在低电压或高电压穿越期间向电力系统注入或吸收的无功电流，相对于电压跌落或升高前向电力系统注入或吸收的无功电流的变化量。 注：无功电流指容性无功电流。 3.12 光伏发电站动态无功电流上升时间 rise time of dynamic reactive current of PV power station 自并网点电压跌落或升高达到触发设定值开始，到光伏发电站动态无功电流增量达到增量目标值的90％所需的时间。 3.13 孤岛 islanding 包含负荷和电源的部分电网，从主网脱离后继续孤立运行的状态。 注：孤岛分为非计划性孤岛和计划性孤岛。非计划性孤岛指非计划、不受控地发生孤岛；计划性孤岛指按预先配置的控制策略，有计划地发生孤岛。 3.14 防孤岛 anti-islanding 防止非计划性孤岛现象的发生。 4 有功功率 4.1 有功功率控制 4.1.1 光伏发电站应具备参与电力系统调频、调峰的能力，并符合GB 38755、GB/T 31464、GB/T 40594和GB/T 40595的相关规定。 4.1.2 光伏发电站应配置有功功率控制系统，具备有功功率连续平滑调节的能力，并能参与电力系统有功功率控制。 4.1.3 光伏发电站有功功率控制系统的控制模式应至少包含有功功率限值控制、有功功率定值控制、有功功率差值控制和调频控制，控制模式应根据电力系统调度机构下发的自动化信号及调度指令投入或退出，有功功率控制的响应时间和控制精度应符合GB/T 40289的相关规定。 4.1.4 在光伏发电站并网、正常停机以及太阳能辐照度增长过程中，光伏发电站的有功功率变化速率应满足电力系统安全稳定运行的要求，其限值应根据所接入电力系统的频率调节特性，由电力系统调度机构确定，宜为10％额定容量/min。当太阳能辐照度快速降低时，光伏发电站有功功率变化速率允许超出限值。 4.2 紧急控制 4.2.1 在电力系统事故或紧急情况下，光伏发电站应按照电力系统调度机构的指令紧急降低有功功率或暂时从电网切出。 4.2.2 当电力系统恢复正常运行状态后，光伏发电站应按电力系统调度机构的指令并网运行。 4.3 一次调频 4.3.1 光伏发电站一次调频功能应符合GB/T 40594、GB/T 40595的规定。一次调频功能可按照电力系统调度机构的指令启动与停用。 4.3.2 当电力系统频率偏差超出一次调频死区范围时，光伏发电站应按照公式(1)调整有功功率输出。 (1) 式中： Pt——光伏发电站有功功率变化量，单位为兆瓦(MW)； Kf——有功调频系数； ft——电力系统频率，单位为赫兹(Hz)； fN——电力系统额定频率，单位为赫兹(Hz)； PN——光伏发电站额定有功功率，单位为兆瓦(MW)。 4.3.3 一次调频的有功调频系数、死区范围应根据所接入电力系统的频率调节特性，由电力系统调度机构确定，有功调频系数的取值范围宜为10～50，死区范围宜为±(0.02Hz～0.06Hz)。 4.3.4 当电力系统频率大于50Hz时，光伏发电站有功功率减少的幅值限制宜不小于10％额定有功功率。 4.3.5 当电力系统频率小于50Hz时，光伏发电站有功功率增加的幅值限制宜不小于6％额定有功功率。 4.3.6 一次调频有功功率响应的滞后时间应不大于1s，上升时间应不大于5s，调节时间应不大于15s，一次调频达到稳定时的有功功率调节偏差应不超过额定有功功率的±1％。 4.3.7 光伏发电站应设置一次调频功能的启用状态信号、动作状态信号，并将信号上传至调度监控系统，启用与停用功能可通过本地或调度监控系统远程控制。 5 无功电压 5.1 无功电源 5.1.1 光伏发电站安装的光伏逆变器，应满足额定有功出力下功率因数在超前0.95～滞后0.95的范围内动态可调，并应在图1所示矩形框内动态可调。 标引符号说明： P——光伏逆变器有功功率标幺值； Q——光伏逆变器无功功率标幺值。 图1 光伏逆变器无功出力范围 5.1.2 光伏发电站应利用光伏逆变器的无功容量及调节能力。当光伏逆变器的无功容量不能满足电力系统电压调节需求时，光伏发电站应加装无功补偿装置，包括并联电容器、并联电抗器、静止无功补偿器、静止无功发生器、同步调相机等。 5.2 无功容量配置 5.2.1 光伏发电站的无功容量配置应满足电力系统分层和分区基本平衡的要求，并满足检修备用要求。 5.2.2 对于接入公共电网的光伏发电站，其配置的容性无功容量应能够补偿光伏发电站满发时站内汇集线路、主变压器的感性无功功率及光伏发电站送出线路的一半感性无功功率之和，其配置的感性无功容量应能够补偿光伏发电站自身的容性充电无功功率及光伏发电站送出线路的一半充电无功功率之和。 5.2.3 对于通过220(330)kV汇集系统升压至500(750)kV电压等级接入电网的光伏发电站，其配置的容性无功容量应能够补偿光伏发电站满发时站内汇集线路、主变压器的感性无功功率及光伏发电站送出线路的全部感性无功功率之和，其配置的感性无功容量应能够补偿光伏发电站自身的容性充电无功功率及光伏发电站送出线路的全部充电无功功率之和。 5.2.4 光伏发电站配置的无功补偿装置类型及其容量可根据所接入电力系统的无功电压调节特性，通过研究确定。 5.3 电压控制 5.3.1 光伏发电站应具备无功功率调节及电压控制能力，并应符合GB/T 31464和GB/T 40594的相关规定。 5.3.2 光伏发电站应配置无功/电压控制系统，系统应具备定电压控制、定功率因数控制和定无功功率控制等控制模式以及在线切换控制模式的功能。 5.3.3 光伏发电站的主变压器宜采用有载调压变压器。 5.3.4 光伏发电站无功电压控制系统应能自动接收电力系统调度机构下发的并网点电压值、功率因数值或无功功率值，通过协调控制光伏逆变器和无功补偿装置的无功输出，以及主变压器分接头位置，实现对并网点电压的控制，其响应时间和控制精度应符合GB/T 29321的相关规定。 5.3.5 当电网电压处于正常范围内时，通过35kV～110kV电压等级接入电网的光伏发电站应能够将并网点电压调节至标称电压的97％～107％范围内。 5.3.6 当电网电压处于正常范围内时，通过220kV及以上电压等级接入电网的光伏发电站应能够将并网点电压调节至标称电压的100％～110％范围内。 6 故障穿越 6.1 低电压穿越 6.1.1 当电力系统发生故障导致光伏发电站并网点电压跌落时，光伏发电站应具备图2规定的低电压穿越能力，具体要求如下： a)光伏发电站并网点电压跌至0时，光伏发电站内的光伏逆变器和无功补偿装置应能够不脱网连续运行150ms； b)光伏发电站并网点电压跌至标称电压的20％时，光伏发电站内的光伏逆变器和无功补偿装置应能够不脱网连续运行625ms； c)光伏发电站并网点电压跌至标称电压的20％以上至90％时，光伏发电站内的光伏逆变器和无功补偿装置应能在图2所示的阴影区域内不脱网连续运行。 电网故障引起电压跌落 电压轮廓线 并网点电压(p.u.) 光伏逆变器和无功补偿装置可从电网切出 时间/s 图2 光伏发电站低电压穿越要求 6.1.2 故障类型及考核电压 不同类型电力系统故障时，光伏发电站低电压穿越的考核电压见表1。 表1 光伏发电站低电压穿越考核电压 故障类型 考核电压 三相短路故障 并网点线电压 两相短路故障 并网点线电压 单相接地短路故障 并网点相电压 6.1.3 对称故障时的动态无功支撑能力 当电力系统发生三相对称短路故障导致光伏发电站并网点电压跌落时，光伏发电站应具备动态无功电流支撑能力，具体要求如下。 a)当光伏发电站并网点电压低于标称电压的90％时，光伏发电站向电网注入的无功电流应为电压跌落前正常运行时的无功电流输出值I0与动态无功电流增量It之和，动态无功电流增量应响应并网点电压变化，并应满足公式(2)。 It＝K1×(0.9－Ut)×IN，(0≤Ut≤0.9) (2) 式中： It——光伏发电站注入的动态无功电流增量，单位为安(A)； K1——光伏发电站动态无功电流比例系数； Ut——光伏发电站并网点电压标幺值； IN——光伏发电站额定电流，单位为安(A)。 b)光伏发电站动态无功电流比例系数K1可根据电力系统实际情况确定，取值范围宜为1.5～3。 c)光伏发电站动态无功电流上升时间应不大于30ms。 d)并网点电压跌落期间，光伏发电站无功电流的最大输出能力应不低于光伏发电站额定电流IN的1.05倍。 e)自并网点电压恢复至标称电压90％以上的时刻起，光伏发电站应在30ms内退出动态无功电流增量。 6.1.4 不对称故障时的动态无功支撑能力 当电力系统发生三相不对称短路故障导致光伏发电站并网点电压跌落时，光伏发电站应具备动态正、负序无功电流支撑能力，具体要求如下。 a)当光伏发电站并网点电压正序分量在标称电压的60％～90％时，光伏发电站向电网注入的正序无功电流应为电压跌落前正常运行时的正序无功电流输出值与正序动态无功电流增量之和，从电网吸收的负序无功电流应为电压跌落前正常运行时的负序无功电流输出值与负序动态无功电流增量之差，动态正、负序无功电流增量应响应并网点电压变化，并满足公式(3)。 ， (3) 式中： ——光伏发电站注入的正序动态无功电流增量，单位为安(A)； ——光伏发电站吸收的负序动态无功电流增量，单位为安(A)； ——光伏发电站动态正序无功电流比例系数； ——光伏发电站动态负序无功电流比例系数； ——光伏发电站并网点电压正序分量标幺值； ——光伏发电站并网点电压负序分量标幺值； IN——光伏发电站额定电流，单位为安(A)。 b)动态正、负序无功电流比例系数、可根据电力系统实际情况确定，宜不小于1.0。 c)光伏发电站正、负序动态无功电流上升时间应不大于30ms。 d)并网点电压跌落期间，光伏发电站无功电流的最大输出能力应不低于光伏发电站额定电流IN的1.05倍。 e)当并网点电压正序分量小于标称电压的60％时，光伏发电站宜根据光伏逆变器和无功补偿装置的实际控制能力以及光伏发电站接入的电网条件，在不助增并网点电压不平衡度的前提下，向电网注入正序动态无功电流并从电网吸收负序动态无功电流。 6.1.5 有功恢复能力 对电力系统故障期间没有切出的光伏发电站，其有功功率在故障清除后应快速恢复，有功功率恢复的变化速率宜不小于30％装机容量/s。 6.2 高电压穿越 6.2.1 当电力系统发生故障导致光伏发电站并网点电压升高时，光伏发电站应具备图3所示的高电压穿越能力，具体要求如下： a)光伏发电站并网点电压升高至标称电压的125％以上至130％时，光伏发电站内的光伏逆变器和无功补偿装置应能够不脱网连续运行500ms； b)光伏发电站并网点电压升高至标称电压的120％以上至125％时，光伏发电站内的光伏逆变器和无功补偿装置应能够不脱网连续运行1s； c)光伏发电站并网点电压升高至标称电压的110％以上至120％时，光伏发电站内的光伏逆变器和其他无功补偿装置应能够不脱网连续运行10s。 并网点电压(p.u.) 电压轮廓线 光伏逆变器和无功补偿装置可以从电网切出 时间/s 图3 光伏发电站高电压穿越要求 6.2.2 动态无功支撑能力 当光伏发电站并网点电压升高时，光伏发电站应具备动态无功电流支撑能力，具体要求如下。 a)当光伏发电站并网点电压在标称电压的110％～130％时，光伏发电站向电网注入的无功电流应为电压升高前正常运行时的无功电流输出值I0与动态无功电流增量It之差，光伏发电站动态无功电流增量应响应并网点电压变化，并应满足公式(4)。 It＝K3×(Ut－1.1)×IN，(1.1≤Ut≤1.3) (4) 式中： It——光伏发电站注入的动态无功电流增量，单位为安(A)； K3——光伏发电站动态无功电流比例系数； Ut——光伏发电站并网点电压标幺值； IN——光伏发电站额定电流，单位为安(A)。 b)光伏发电站动态无功电流比例系数K3可根据电力系统实际情况确定，宜不小于1.5。 c)光伏发电站动态无功电流上升时间应不大于30ms。 d)并网点电压升高期间，光伏发电站无功电流的最大输出能力应不低于光伏发电站额定电流IN的1.05倍。 e)自并网点电压恢复至标称电压110％以下的时刻起，光伏发电站应在30ms内退出动态无功电流增量。 6.2.3 有功控制能力 并网点电压升高期间，在满足动态无功电流支撑的前提下，光伏发电站应具备有功功率控制能力，应综合利用光伏逆变器、储能系统实现整站有功功率控制，尽量保持故障前有功功率不变。光伏发电站内的光伏逆变器在高电压穿越期间的有功功率控制要求及验证方法应满足GB/T 37408和GB/T 37409的要求。 6.3 连续故障穿越 6.3.1 连续低电压穿越 光伏发电站应具备连续低电压穿越的能力，具体要求如下： a)光伏发电站应具备至少连续两次低电压穿越的能力； b)相邻两次低电压穿越之间的时间间隔t可根据其送出线路及接入电力系统的故障重合闸动作时间确定，可选取0.2s～2s； c)每次低电压穿越的特性和支撑能力应满足6.1的要求。 6.3.2 连续低-高电压穿越 接入特高压直流送端近区的光伏发电站应具备连续低-高电压穿越能力，连续低高电压穿越能力具体要求如下： a)光伏发电站应具备低电压穿越后立即高电压穿越的能力； b)光伏发电站应具备至少连续三次低-高电压穿越的能力。 7 运行适应性 7.1 电压适应性 7.1.1 当并网点电压在标称电压的90％～110％时，光伏发电站内的光伏逆变器和无功补偿装置应能正常运行。 7.1.2 当并网点电压低于标称电压的90％或超过标称电压的110％时，光伏发电站内的光伏逆变器和无功补偿装置应符合6.1和6.2的规定。 7.2 电能质量适应性 当光伏发电站并网点的闪变值满足GB/T 12326、谐波值满足GB/T 14549、三相电压不平衡度满足GB/T 15543的规定时，光伏发电站内的光伏逆变器和无功补偿装置应能够不脱网连续运行。 7.3 频率适应性 7.3.1 光伏发电站的频率适应性应满足表2的要求。 表2 不同电力系统频率范围内的光伏发电站运行要求 电力系统频率(f)范围 要求 f＜46.5Hz 根据光伏逆变器和无功补偿装置允许运行的最低频率而定 46.5Hz≤f＜47Hz 频率每次低于47Hz高于46.5Hz时，光伏发电站应具有至少运行5s的能力 47Hz≤f＜47.5Hz 频率每次低于47.5Hz高于47Hz时，光伏发电站应具有至少运行20s的能力 47.5Hz≤f＜48Hz 频率每次低于48Hz高于47.5Hz时，光伏发电站应具有至少运行60s的能力 48Hz≤f＜48.5Hz 频率每次低于48.5Hz高于48Hz时，光伏发电站应具有至少运行5min的能力 48.5Hz≤f≤50.5Hz 连续运行 50.5Hz＜f≤51Hz 频率每次高于50.5Hz、低于51Hz时，光伏发电站应具有至少运行3min的能力，并执行电力系统调度机构下达的降低功率或高周切机策略，不允许停运状态的光伏发电站并网 51Hz＜f≤51.5Hz 频率每次高于51Hz、低于51.5Hz时，光伏发电站应具有至少运行30s的能力，并执行电力系统调度机构下达的降低功率或高周切机策略，不允许停运状态的光伏发电站并网 f＞51.5Hz 根据光伏发电站内光伏逆变器和无功补偿装置允许运行的最高频率而定 7.3.2 光伏发电站内的光伏逆变器和无功补偿装置应在以下系统频率变化率范围内不脱网连续运行： a)在0.5s的滑窗时间内，频率变化率的绝对值不大于2Hz/s； b)在1s的滑窗时间内，频率变化率的绝对值不大于1.5Hz/s； c)在2s的滑窗时间内，频率变化率的绝对值不大于1.25Hz/s。 滑窗时间及频率变化率的要求如图4所示。