標準編號:	GB/T 19964-2024
中文名稱:	光伏發電站接入電力系統技術規定
英文名稱:	Technical requirements for connecting photovoltaic power station to power system
行業分類:	GB    國家標準
發布機構:	國家市場監督管理總局 國家標準化管理委員會
發布日期:	2024-3-15
實施日期:	2024-3-15
標準狀態:	valid
替代舊標準:	GB/T 19964-2012 光伏發電站接入電力系統技術規定
翻譯語言:	英文
文件格式:	PDF
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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 中華人民共和國國家標準 GB/T 19964—2024 代替GB/T 19964—2012 光伏發電站接入電力系統技術規定 Technical requirements for connecting photovoltaic power station to power system 2024-03-15發布 2024-03-15實施 國家市場監督管理總局 國家標準化管理委員會 發布 前言 本文件按照GB/T 1.1—2020《標準化工作導則 第1部分：標準化文件的結構和起草規則》的規定起草。 本文件代替GB/T 19964—2012《光伏發電站接入電力系統技術規定》，與GB/T 19964—2012相比，除結構調整和編輯性改動外，主要技術變化如下： ——更改了本文件的適用范圍(見第1章，2012年版的第1章)； ——增加了光伏發電站功率預測、高電壓穿越等技術相關的一些術語(見第3章)； ——增加了光伏發電站一次調頻的要求(見4.3)； ——增加了不對稱故障時光伏發電站低電壓穿越期間的動態無功支撐能力要求(見6.1)； ——增加了光伏發電站高電壓穿越的要求(見6.2)； ——增加了光伏發電站連續故障穿越的要求，包括連續低電壓穿越和連續低-高電壓穿越(見6.3)； ——更改了光伏發電站運行適應性中的頻率范圍要求(見7.3，2012年版的9.3)； ——增加了光伏發電站低短路比運行適應性的要求和開展次/超同步振蕩專題研究的要求(見7.4和7.5)； ——更改了光伏發電站功率預測結果上報和預測準確度的要求(見第8章，2012年版的第5章)； ——更改了光伏發電站仿真模型的要求(見10.1，2012年版的11.1)； ——增加了光伏發電站接入系統測試和評價的要求和內容(見12.4)。 ——請注意本文件的某些內容可能涉及專利。本文件的發布機構不承擔識別專利的責任。 本文件由中國電力企業聯合會提出并歸口。 本文件及其所代替文件的歷次版本發布情況為： ——2005年首次發布為GB/Z 19964—2005，2012年第一次修訂； ——本次為第二次修訂。 光伏發電站接入電力系統技術規定 1 范圍 本文件規定了光伏發電站接入電力系統的有功功率、無功電壓、故障穿越、運行適應性、功率預測、電能質量、仿真模型和參數、二次系統的技術要求，以及測試和評價的內容。 本文件適用于通過10kV以上電壓等級并網的新建、改建和擴建光伏發電站的建設、生產和運行。配置儲能的光伏發電站參照執行。 2 規范性引用文件 下列文件中的內容通過文中的規范性引用而構成本文件必不可少的條款。其中，注日期的引用文件，僅該日期對應的版本適用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改單)適用于本文件。 GB/T 12325 電能質量 供電電壓偏差 GB/T 12326 電能質量 電壓波動和閃變 GB/T 14285 繼電保護和安全自動裝置技術規程 GB/T 14549 電能質量 公用電網諧波 GB/T 15543 電能質量 三相電壓不平衡 GB/T 19862 電能質量監測設備通用要求 GB/T 22239 信息安全技術 網絡安全等級保護基本要求 GB/T 24337 電能質量 公用電網間諧波 GB/T 29321 光伏發電站無功補償技術規范 GB/T 31464 電網運行準則 GB/T 32900 光伏發電站繼電保護技術規范 GB/T 33982 分布式電源并網繼電保護技術規范 GB/T 36572 電力監控系統網絡安全防護導則 GB/T 37408 光伏發電并網逆變器技術要求 GB/T 37409 光伏發電并網逆變器檢測技術規范 GB 38755 電力系統安全穩定導則 GB/T 40289 光伏發電站功率控制系統技術要求 GB/T 40581 電力系統安全穩定計算規范 GB/T 40594 電力系統網源協調技術導則 GB/T 40595 并網電源一次調頻技術規定及試驗導則 GB/T 40604 新能源場站調度運行信息交換技術要求 GB/T 40607 調度側風電或光伏功率預測系統技術要求 GB/T 50866 光伏發電站接入電力系統設計規范 DL/T 448 電能計量裝置技術管理規程 DL/T 5003 電力系統調度自動化設計規程 3 術語和定義 GB/T 40581、GB/T 40594、GB/T 40595界定的以及下列術語和定義適用于本文件。 3.1 光伏發電站 photovoltaic(PV) power station 利用光伏電池的光生伏特效應，將太陽輻射能直接轉換為電能的發電系統。 注：一般包含變壓器、逆變器和光伏方陣，以及相關輔助設施等。 3.2 逆變器 inverter 將直流電變換成交流電的設備。 3.3 并網點 point of connection 對有升壓站的光伏發電站，是升壓站高壓側母線或節點；對無升壓站的光伏發電站，是光伏發電站的輸出匯總點。 3.4 光伏功率預測 PV power forecasting 以光伏發電站的歷史功率、歷史氣象數據、歷史設備運行狀態等數據建立光伏發電功率預測模型，以輻照度、功率或數值天氣預報數據等信息作為模型的輸入，結合光伏發電系統的設備狀態及運行工況，預測光伏發電站未來一段時間內的有功功率。 注：根據預測時段分為中期、短期和超短期光伏功率預測。 3.5 中期光伏功率預測 medium-term PV power forecasting 光伏發電站次日零時起到未來240h的有功功率預測，時間分辨率為15min。 3.6 短期光伏功率預測 short-term PV power forecasting 光伏發電站次日零時起到未來72h的有功功率預測，時間分辨率為15min。 3.7 超短期光伏功率預測 ultra-short-term PV power forecasting 光伏發電站未來15min到4h的有功功率預測，時間分辨率為15min。 3.8 光伏發電站低電壓穿越 low voltage ride through of PV power station 當電力系統事故或擾動引起光伏發電站并網點電壓跌落時，在一定的電壓跌落范圍和時間間隔內，光伏發電站能夠不脫網連續運行的能力。 3.9 光伏發電站高電壓穿越 high voltage ride through of PV power station 當電力系統事故或擾動引起光伏發電站并網點電壓升高時，在一定的電壓升高范圍和時間間隔內，光伏發電站能夠不脫網連續運行的能力。 3.10 光伏發電站低-高電壓穿越 low-high voltage ride through of PV power station 當電力系統事故或擾動引起光伏發電站并網點電壓先跌落后升高時，在一定的電壓跌落、升高范圍和時間間隔內，光伏發電站能夠不脫網連續運行的能力。 注：簡稱低-高電壓穿越。 3.11 光伏發電站動態無功電流增量 dynamic reactive current increment of PV power station 光伏發電站在低電壓或高電壓穿越期間向電力系統注入或吸收的無功電流，相對于電壓跌落或升高前向電力系統注入或吸收的無功電流的變化量。 注：無功電流指容性無功電流。 3.12 光伏發電站動態無功電流上升時間 rise time of dynamic reactive current of PV power station 自并網點電壓跌落或升高達到觸發設定值開始，到光伏發電站動態無功電流增量達到增量目標值的90％所需的時間。 3.13 孤島 islanding 包含負荷和電源的部分電網，從主網脫離后繼續孤立運行的狀態。 注：孤島分為非計劃性孤島和計劃性孤島。非計劃性孤島指非計劃、不受控地發生孤島；計劃性孤島指按預先配置的控制策略，有計劃地發生孤島。 3.14 防孤島 anti-islanding 防止非計劃性孤島現象的發生。 4 有功功率 4.1 有功功率控制 4.1.1 光伏發電站應具備參與電力系統調頻、調峰的能力，并符合GB 38755、GB/T 31464、GB/T 40594和GB/T 40595的相關規定。 4.1.2 光伏發電站應配置有功功率控制系統，具備有功功率連續平滑調節的能力，并能參與電力系統有功功率控制。 4.1.3 光伏發電站有功功率控制系統的控制模式應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調頻控制，控制模式應根據電力系統調度機構下發的自動化信號及調度指令投入或退出，有功功率控制的響應時間和控制精度應符合GB/T 40289的相關規定。 4.1.4 在光伏發電站并網、正常停機以及太陽能輻照度增長過程中，光伏發電站的有功功率變化速率應滿足電力系統安全穩定運行的要求，其限值應根據所接入電力系統的頻率調節特性，由電力系統調度機構確定，宜為10％額定容量/min。當太陽能輻照度快速降低時，光伏發電站有功功率變化速率允許超出限值。 4.2 緊急控制 4.2.1 在電力系統事故或緊急情況下，光伏發電站應按照電力系統調度機構的指令緊急降低有功功率或暫時從電網切出。 4.2.2 當電力系統恢復正常運行狀態后，光伏發電站應按電力系統調度機構的指令并網運行。 4.3 一次調頻 4.3.1 光伏發電站一次調頻功能應符合GB/T 40594、GB/T 40595的規定。一次調頻功能可按照電力系統調度機構的指令啟動與停用。 4.3.2 當電力系統頻率偏差超出一次調頻死區范圍時，光伏發電站應按照公式(1)調整有功功率輸出。 (1) 式中： Pt——光伏發電站有功功率變化量，單位為兆瓦(MW)； Kf——有功調頻系數； ft——電力系統頻率，單位為赫茲(Hz)； fN——電力系統額定頻率，單位為赫茲(Hz)； PN——光伏發電站額定有功功率，單位為兆瓦(MW)。 4.3.3 一次調頻的有功調頻系數、死區范圍應根據所接入電力系統的頻率調節特性，由電力系統調度機構確定，有功調頻系數的取值范圍宜為10～50，死區范圍宜為±(0.02Hz～0.06Hz)。 4.3.4 當電力系統頻率大于50Hz時，光伏發電站有功功率減少的幅值限制宜不小于10％額定有功功率。 4.3.5 當電力系統頻率小于50Hz時，光伏發電站有功功率增加的幅值限制宜不小于6％額定有功功率。 4.3.6 一次調頻有功功率響應的滯后時間應不大于1s，上升時間應不大于5s，調節時間應不大于15s，一次調頻達到穩定時的有功功率調節偏差應不超過額定有功功率的±1％。 4.3.7 光伏發電站應設置一次調頻功能的啟用狀態信號、動作狀態信號，并將信號上傳至調度監控系統，啟用與停用功能可通過本地或調度監控系統遠程控制。 5 無功電壓 5.1 無功電源 5.1.1 光伏發電站安裝的光伏逆變器，應滿足額定有功出力下功率因數在超前0.95～滯后0.95的范圍內動態可調，并應在圖1所示矩形框內動態可調。 標引符號說明： P——光伏逆變器有功功率標幺值； Q——光伏逆變器無功功率標幺值。 圖1 光伏逆變器無功出力范圍 5.1.2 光伏發電站應利用光伏逆變器的無功容量及調節能力。當光伏逆變器的無功容量不能滿足電力系統電壓調節需求時，光伏發電站應加裝無功補償裝置，包括并聯電容器、并聯電抗器、靜止無功補償器、靜止無功發生器、同步調相機等。 5.2 無功容量配置 5.2.1 光伏發電站的無功容量配置應滿足電力系統分層和分區基本平衡的要求，并滿足檢修備用要求。 5.2.2 對于接入公共電網的光伏發電站，其配置的容性無功容量應能夠補償光伏發電站滿發時站內匯集線路、主變壓器的感性無功功率及光伏發電站送出線路的一半感性無功功率之和，其配置的感性無功容量應能夠補償光伏發電站自身的容性充電無功功率及光伏發電站送出線路的一半充電無功功率之和。 5.2.3 對于通過220(330)kV匯集系統升壓至500(750)kV電壓等級接入電網的光伏發電站，其配置的容性無功容量應能夠補償光伏發電站滿發時站內匯集線路、主變壓器的感性無功功率及光伏發電站送出線路的全部感性無功功率之和，其配置的感性無功容量應能夠補償光伏發電站自身的容性充電無功功率及光伏發電站送出線路的全部充電無功功率之和。 5.2.4 光伏發電站配置的無功補償裝置類型及其容量可根據所接入電力系統的無功電壓調節特性，通過研究確定。 5.3 電壓控制 5.3.1 光伏發電站應具備無功功率調節及電壓控制能力，并應符合GB/T 31464和GB/T 40594的相關規定。 5.3.2 光伏發電站應配置無功/電壓控制系統，系統應具備定電壓控制、定功率因數控制和定無功功率控制等控制模式以及在線切換控制模式的功能。 5.3.3 光伏發電站的主變壓器宜采用有載調壓變壓器。 5.3.4 光伏發電站無功電壓控制系統應能自動接收電力系統調度機構下發的并網點電壓值、功率因數值或無功功率值，通過協調控制光伏逆變器和無功補償裝置的無功輸出，以及主變壓器分接頭位置，實現對并網點電壓的控制，其響應時間和控制精度應符合GB/T 29321的相關規定。 5.3.5 當電網電壓處于正常范圍內時，通過35kV～110kV電壓等級接入電網的光伏發電站應能夠將并網點電壓調節至標稱電壓的97％～107％范圍內。 5.3.6 當電網電壓處于正常范圍內時，通過220kV及以上電壓等級接入電網的光伏發電站應能夠將并網點電壓調節至標稱電壓的100％～110％范圍內。 6 故障穿越 6.1 低電壓穿越 6.1.1 當電力系統發生故障導致光伏發電站并網點電壓跌落時，光伏發電站應具備圖2規定的低電壓穿越能力，具體要求如下： a)光伏發電站并網點電壓跌至0時，光伏發電站內的光伏逆變器和無功補償裝置應能夠不脫網連續運行150ms； b)光伏發電站并網點電壓跌至標稱電壓的20％時，光伏發電站內的光伏逆變器和無功補償裝置應能夠不脫網連續運行625ms； c)光伏發電站并網點電壓跌至標稱電壓的20％以上至90％時，光伏發電站內的光伏逆變器和無功補償裝置應能在圖2所示的陰影區域內不脫網連續運行。 電網故障引起電壓跌落 電壓輪廓線 并網點電壓(p.u.) 光伏逆變器和無功補償裝置可從電網切出 時間/s 圖2 光伏發電站低電壓穿越要求 6.1.2 故障類型及考核電壓 不同類型電力系統故障時，光伏發電站低電壓穿越的考核電壓見表1。 表1 光伏發電站低電壓穿越考核電壓 故障類型 考核電壓 三相短路故障 并網點線電壓 兩相短路故障 并網點線電壓 單相接地短路故障 并網點相電壓 6.1.3 對稱故障時的動態無功支撐能力 當電力系統發生三相對稱短路故障導致光伏發電站并網點電壓跌落時，光伏發電站應具備動態無功電流支撐能力，具體要求如下。 a)當光伏發電站并網點電壓低于標稱電壓的90％時，光伏發電站向電網注入的無功電流應為電壓跌落前正常運行時的無功電流輸出值I0與動態無功電流增量It之和，動態無功電流增量應響應并網點電壓變化，并應滿足公式(2)。 It＝K1×(0.9－Ut)×IN，(0≤Ut≤0.9) (2) 式中： It——光伏發電站注入的動態無功電流增量，單位為安(A)； K1——光伏發電站動態無功電流比例系數； Ut——光伏發電站并網點電壓標幺值； IN——光伏發電站額定電流，單位為安(A)。 b)光伏發電站動態無功電流比例系數K1可根據電力系統實際情況確定，取值范圍宜為1.5～3。 c)光伏發電站動態無功電流上升時間應不大于30ms。 d)并網點電壓跌落期間，光伏發電站無功電流的最大輸出能力應不低于光伏發電站額定電流IN的1.05倍。 e)自并網點電壓恢復至標稱電壓90％以上的時刻起，光伏發電站應在30ms內退出動態無功電流增量。 6.1.4 不對稱故障時的動態無功支撐能力 當電力系統發生三相不對稱短路故障導致光伏發電站并網點電壓跌落時，光伏發電站應具備動態正、負序無功電流支撐能力，具體要求如下。 a)當光伏發電站并網點電壓正序分量在標稱電壓的60％～90％時，光伏發電站向電網注入的正序無功電流應為電壓跌落前正常運行時的正序無功電流輸出值與正序動態無功電流增量之和，從電網吸收的負序無功電流應為電壓跌落前正常運行時的負序無功電流輸出值與負序動態無功電流增量之差，動態正、負序無功電流增量應響應并網點電壓變化，并滿足公式(3)。 ， (3) 式中： ——光伏發電站注入的正序動態無功電流增量，單位為安(A)； ——光伏發電站吸收的負序動態無功電流增量，單位為安(A)； ——光伏發電站動態正序無功電流比例系數； ——光伏發電站動態負序無功電流比例系數； ——光伏發電站并網點電壓正序分量標幺值； ——光伏發電站并網點電壓負序分量標幺值； IN——光伏發電站額定電流，單位為安(A)。 b)動態正、負序無功電流比例系數、可根據電力系統實際情況確定，宜不小于1.0。 c)光伏發電站正、負序動態無功電流上升時間應不大于30ms。 d)并網點電壓跌落期間，光伏發電站無功電流的最大輸出能力應不低于光伏發電站額定電流IN的1.05倍。 e)當并網點電壓正序分量小于標稱電壓的60％時，光伏發電站宜根據光伏逆變器和無功補償裝置的實際控制能力以及光伏發電站接入的電網條件，在不助增并網點電壓不平衡度的前提下，向電網注入正序動態無功電流并從電網吸收負序動態無功電流。 6.1.5 有功恢復能力 對電力系統故障期間沒有切出的光伏發電站，其有功功率在故障清除后應快速恢復，有功功率恢復的變化速率宜不小于30％裝機容量/s。 6.2 高電壓穿越 6.2.1 當電力系統發生故障導致光伏發電站并網點電壓升高時，光伏發電站應具備圖3所示的高電壓穿越能力，具體要求如下： a)光伏發電站并網點電壓升高至標稱電壓的125％以上至130％時，光伏發電站內的光伏逆變器和無功補償裝置應能夠不脫網連續運行500ms； b)光伏發電站并網點電壓升高至標稱電壓的120％以上至125％時，光伏發電站內的光伏逆變器和無功補償裝置應能夠不脫網連續運行1s； c)光伏發電站并網點電壓升高至標稱電壓的110％以上至120％時，光伏發電站內的光伏逆變器和其他無功補償裝置應能夠不脫網連續運行10s。 并網點電壓(p.u.) 電壓輪廓線 光伏逆變器和無功補償裝置可以從電網切出 時間/s 圖3 光伏發電站高電壓穿越要求 6.2.2 動態無功支撐能力 當光伏發電站并網點電壓升高時，光伏發電站應具備動態無功電流支撐能力，具體要求如下。 a)當光伏發電站并網點電壓在標稱電壓的110％～130％時，光伏發電站向電網注入的無功電流應為電壓升高前正常運行時的無功電流輸出值I0與動態無功電流增量It之差，光伏發電站動態無功電流增量應響應并網點電壓變化，并應滿足公式(4)。 It＝K3×(Ut－1.1)×IN，(1.1≤Ut≤1.3) (4) 式中： It——光伏發電站注入的動態無功電流增量，單位為安(A)； K3——光伏發電站動態無功電流比例系數； Ut——光伏發電站并網點電壓標幺值； IN——光伏發電站額定電流，單位為安(A)。 b)光伏發電站動態無功電流比例系數K3可根據電力系統實際情況確定，宜不小于1.5。 c)光伏發電站動態無功電流上升時間應不大于30ms。 d)并網點電壓升高期間，光伏發電站無功電流的最大輸出能力應不低于光伏發電站額定電流IN的1.05倍。 e)自并網點電壓恢復至標稱電壓110％以下的時刻起，光伏發電站應在30ms內退出動態無功電流增量。 6.2.3 有功控制能力 并網點電壓升高期間，在滿足動態無功電流支撐的前提下，光伏發電站應具備有功功率控制能力，應綜合利用光伏逆變器、儲能系統實現整站有功功率控制，盡量保持故障前有功功率不變。光伏發電站內的光伏逆變器在高電壓穿越期間的有功功率控制要求及驗證方法應滿足GB/T 37408和GB/T 37409的要求。 6.3 連續故障穿越 6.3.1 連續低電壓穿越 光伏發電站應具備連續低電壓穿越的能力，具體要求如下： a)光伏發電站應具備至少連續兩次低電壓穿越的能力； b)相鄰兩次低電壓穿越之間的時間間隔t可根據其送出線路及接入電力系統的故障重合閘動作時間確定，可選取0.2s～2s； c)每次低電壓穿越的特性和支撐能力應滿足6.1的要求。 6.3.2 連續低-高電壓穿越 接入特高壓直流送端近區的光伏發電站應具備連續低-高電壓穿越能力，連續低高電壓穿越能力具體要求如下： a)光伏發電站應具備低電壓穿越后立即高電壓穿越的能力； b)光伏發電站應具備至少連續三次低-高電壓穿越的能力。 7 運行適應性 7.1 電壓適應性 7.1.1 當并網點電壓在標稱電壓的90％～110％時，光伏發電站內的光伏逆變器和無功補償裝置應能正常運行。 7.1.2 當并網點電壓低于標稱電壓的90％或超過標稱電壓的110％時，光伏發電站內的光伏逆變器和無功補償裝置應符合6.1和6.2的規定。 7.2 電能質量適應性 當光伏發電站并網點的閃變值滿足GB/T 12326、諧波值滿足GB/T 14549、三相電壓不平衡度滿足GB/T 15543的規定時，光伏發電站內的光伏逆變器和無功補償裝置應能夠不脫網連續運行。 7.3 頻率適應性 7.3.1 光伏發電站的頻率適應性應滿足表2的要求。 表2 不同電力系統頻率范圍內的光伏發電站運行要求 電力系統頻率(f)范圍 要求 f＜46.5Hz 根據光伏逆變器和無功補償裝置允許運行的最低頻率而定 46.5Hz≤f＜47Hz 頻率每次低于47Hz高于46.5Hz時，光伏發電站應具有至少運行5s的能力 47Hz≤f＜47.5Hz 頻率每次低于47.5Hz高于47Hz時，光伏發電站應具有至少運行20s的能力 47.5Hz≤f＜48Hz 頻率每次低于48Hz高于47.5Hz時，光伏發電站應具有至少運行60s的能力 48Hz≤f＜48.5Hz 頻率每次低于48.5Hz高于48Hz時，光伏發電站應具有至少運行5min的能力 48.5Hz≤f≤50.5Hz 連續運行 50.5Hz＜f≤51Hz 頻率每次高于50.5Hz、低于51Hz時，光伏發電站應具有至少運行3min的能力，并執行電力系統調度機構下達的降低功率或高周切機策略，不允許停運狀態的光伏發電站并網 51Hz＜f≤51.5Hz 頻率每次高于51Hz、低于51.5Hz時，光伏發電站應具有至少運行30s的能力，并執行電力系統調度機構下達的降低功率或高周切機策略，不允許停運狀態的光伏發電站并網 f＞51.5Hz 根據光伏發電站內光伏逆變器和無功補償裝置允許運行的最高頻率而定 7.3.2 光伏發電站內的光伏逆變器和無功補償裝置應在以下系統頻率變化率范圍內不脫網連續運行： a)在0.5s的滑窗時間內，頻率變化率的絕對值不大于2Hz/s； b)在1s的滑窗時間內，頻率變化率的絕對值不大于1.5Hz/s； c)在2s的滑窗時間內，頻率變化率的絕對值不大于1.25Hz/s。 滑窗時間及頻率變化率的要求如圖4所示。