从表2中数据可以看出，功率因数从1～0.95～0.9变化时，逆变器容性无功总量为

　　31.92MVar，除去电站容性无功损耗，光伏电站并网点向电网送最大容性无功量为24.48MVar，全站逆变器综合功率因数为0.918。110kV母线电压最大值达到119.2kV，调节期间电压最大升高2.8kV，其具有较好的稳态容性无功支撑与调压效果。

　　当功率因数从1～-0.95～-0.9变化时，所有逆变器输出感性无功为31.92MVar，全站逆变器综合功率因数为0.916。光伏电站并网点向电网送最大感性无功量39.62MVar。110kV母线电压最小值达到114.8kV，电压最大降低2.6kV，具有较好的稳态感性无功支撑与调压效果。

　　实测结果表明，在稳态下，光伏电站逆变器无功调节能力已超出SVG调节容量，满足国标关于光伏电站的无功能力要求。

　　（2）逆变器动态响应试验。

　　通过将满发感性无功的SVG切除产生暂态电压上升，引起逆变器动态响应。为直观表现逆变器动态响应，选择部分逆变器进行试验，将30台型号为逆变器1的逆变器设定为恒电压运行方式，其余逆变器为恒功率因数方式。

　　逆变器动态响应录波曲线如图1所示，图1中 U是逆变器相电压，I 是相电流，Q 是总无功功率。试验过程中将SVG切除，110kV母线电压随之上升，恒电压方式下运行逆变器检测到逆变器交流侧电压升高最高达到338V，超出电压死区上限而动作，并将电压向降低方向调节，图1中可以明显看出容性无功功率由214kVar降低至160kVar，电流明显降低，响应时间为33.11ms，结果表明逆变器具有较好的动态响应并将110kV母线电压调整至合格范围内。

　　4.2 风电场无功电压调相运行试验

　　风电场具体参数如下：装机容量201MW，134台风机，风机型号SL1500/82，经330kV升压站并网。由于故障、检修等原因，试验期间风电场有128台风机正常运行，其中113台风机无功范围为±500kVar，15台风机无功范围为±300kVar。试验前对AVC系统进行指令下发及响应测试，其具备恒功率因数、恒无功功率及恒电压模式，逆变器均能够正确接收并执行，系统响应时间为9.3s，其小于国标要求。

　　通过AVC系统下发感性60MVar无功功率，机端电压与感性无功功率调节能力如图2所示，单台风机无功功率可以达到500kVar，未达到无功需求目标值时风机机端电压已达到电压下限。该风电场并网点向电网送最大感性无功29.01MVar；330kV母线电压达到351.40kV，较风机不发无功功率时电压降低3.15kV，具有较好的调压效果。