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摘 要：广州发展观音山风电场接入电网，对并网后的接入系统无功电压分析，研究风电场对并网点电压无功的影响；提出合理的无功补偿推荐方案。
关键词：风电场；接入系统；电压无功
1 风电场概述
广州发展观音山风电场规模为49.6MW，电气总体结构分为电源、集电、输电三部分。
其中，电源部分为安装2.0型兆瓦级的风力发电机组25台；
4组集电线路将25台风电机组连接后并入输电部分；
输电部分为一座110kV升压站，主要是将集电部分汇集的电源电能经升压后输送到电网。
2 电网条件
观音山风电场新建一座升压站，经新建1回110kV架空线路接入电网110kV平海变电站，架空线路长度约9公里。平海站设置2台主变（40MVA+20MVA），其ll0kV母线通过双回110kV线路分别接入220kV铁涌站和220kV浦仔站。
3 无功电压计算与分析
从电网结构上看，观音山风电场的并网对平海站母线电压有影响。对风电场无功特性分析时，暂不考虑无功补偿措施，以了解在自然工况下风电场及整个电网电压的稳定性。为合理安排风电场的无功补偿，对风电场的无功特性进行分析。
在平海站110kV母线不同的电压水平下，观音山风电场满发时，风电送出线两侧的无功变化情况如表3-1所示。
在平海站110kV母线不同的电压水平下，观音山风电场满发时，风电送出线路两侧的无功变化情况如表3-2所示。
风电机组功率因数为+0.95时，在风电场不同出力下风电送出线路上的无功值如表3-3所示。
风电机组功率因数为-0.95时在风电场不同出力下风电送出线路上送出的无功值如表3-4所示。
4 结论
风机功率因数超前0.95时风电场零出力，风场线路向电网吸收0.36Mvar无功。
随风场出力增加，风场发出感性无功功率增多，至风场满发时发出28.41Mvar的感性无功，加上送出线路的感抗影响，此时风场向平海站注入28.95Mvar感性无功。
风电场ll0kV母线侧的功率因数保持在+0.867～+0.94，满足规定的超前（进相）调节能力要求。
風机功率因数滞后0.95时风电场零出力，风场线路向电网吸收0.35Mvar无功。
随风电场出力增加，风场发出容性无功增多，至风场满发时发出7.13Mvar的容性无功功率，考虑送出线路的感抗影响，此时风电向平海站发出6.90Mvar容性无功功率。
其中，当风电场出力≤10%时，llOkV母线侧的功率因数约为-0.948，满足规定的滞后调节能力要求；风电场出力在20%～100%时，风场llOkV母线侧的功率因数在-0.960～-0.993之间，不满足规定的滞后调节的要求。
计算中采用的变速风机功率因数取为-0.95～+ 0.95；按规定风电场与电网连接点功率因数应控制在-0.95～+0.95范围，且在控制范围内连续可调，说明观音山风电场功率因数调节范围未满足并网要求需要外装容量为lOMvar的一套动态无功补偿装置。
参考文献：
[1] 风电场接入电网技术规定（修订版）.
[2] 风电场接入系统设计内容深度规定.
[3] 风电场接入电力系统技术规定.
[4] 电力系统电压和无功电力技术导则（试行）.
关键词：风电场；接入系统；电压无功
1 风电场概述
广州发展观音山风电场规模为49.6MW，电气总体结构分为电源、集电、输电三部分。
其中，电源部分为安装2.0型兆瓦级的风力发电机组25台；
4组集电线路将25台风电机组连接后并入输电部分；
输电部分为一座110kV升压站，主要是将集电部分汇集的电源电能经升压后输送到电网。
2 电网条件
观音山风电场新建一座升压站，经新建1回110kV架空线路接入电网110kV平海变电站，架空线路长度约9公里。平海站设置2台主变（40MVA+20MVA），其ll0kV母线通过双回110kV线路分别接入220kV铁涌站和220kV浦仔站。
3 无功电压计算与分析
从电网结构上看，观音山风电场的并网对平海站母线电压有影响。对风电场无功特性分析时，暂不考虑无功补偿措施，以了解在自然工况下风电场及整个电网电压的稳定性。为合理安排风电场的无功补偿，对风电场的无功特性进行分析。
在平海站110kV母线不同的电压水平下，观音山风电场满发时，风电送出线两侧的无功变化情况如表3-1所示。
在平海站110kV母线不同的电压水平下，观音山风电场满发时，风电送出线路两侧的无功变化情况如表3-2所示。
风电机组功率因数为+0.95时，在风电场不同出力下风电送出线路上的无功值如表3-3所示。
风电机组功率因数为-0.95时在风电场不同出力下风电送出线路上送出的无功值如表3-4所示。
4 结论
风机功率因数超前0.95时风电场零出力，风场线路向电网吸收0.36Mvar无功。
随风场出力增加，风场发出感性无功功率增多，至风场满发时发出28.41Mvar的感性无功，加上送出线路的感抗影响，此时风场向平海站注入28.95Mvar感性无功。
风电场ll0kV母线侧的功率因数保持在+0.867～+0.94，满足规定的超前（进相）调节能力要求。
風机功率因数滞后0.95时风电场零出力，风场线路向电网吸收0.35Mvar无功。
随风电场出力增加，风场发出容性无功增多，至风场满发时发出7.13Mvar的容性无功功率，考虑送出线路的感抗影响，此时风电向平海站发出6.90Mvar容性无功功率。
其中，当风电场出力≤10%时，llOkV母线侧的功率因数约为-0.948，满足规定的滞后调节能力要求；风电场出力在20%～100%时，风场llOkV母线侧的功率因数在-0.960～-0.993之间，不满足规定的滞后调节的要求。
计算中采用的变速风机功率因数取为-0.95～+ 0.95；按规定风电场与电网连接点功率因数应控制在-0.95～+0.95范围，且在控制范围内连续可调，说明观音山风电场功率因数调节范围未满足并网要求需要外装容量为lOMvar的一套动态无功补偿装置。
参考文献：
[1] 风电场接入电网技术规定（修订版）.
[2] 风电场接入系统设计内容深度规定.
[3] 风电场接入电力系统技术规定.
[4] 电力系统电压和无功电力技术导则（试行）.