随着风电装机规模持续扩大，越来越多早期投运的风电场开始面临设备老化、控制策略落后、功率波动增大以及并网性能不满足新规要求等问题。尤其是在“双碳”目标推进背景下，电网对新能源场站的涉网性能提出了更高要求，传统风电场已无法仅依靠原有配置满足当前并网运行需求。某沿山区域风电场在运行超过8年后，频繁出现限功率、无功调节迟缓、故障穿越能力不足等情况，场站决定开展系统性技改评估检测工作，以验证设备运行状态并明确后续改造方向。

项目背景

该风电场总装机容量为98MW，共配置49台2MW双馈风力发电机组，于2016年并网投运。随着区域新能源渗透率持续提升，调度部门对场站提出了更严格的动态无功支撑和一次调频响应要求。

运行期间，风电场出现以下问题：

• 高风速时段存在主动限发情况；
• SVG设备响应速度下降；
• 部分机组低电压穿越动作不一致；
• 场站功率波动偏大；
• 电能质量指标多次接近考核上限。

为确保后续技改方案具有准确依据，项目业主委托深圳德恺并网涉网试验开展专项评估检测。

检测目标

本次技改评估检测重点围绕以下内容展开：

检测方向	重点内容
并网性能	有功控制、无功调节、AGC/AVC响应
动态特性	低电压穿越、高电压穿越
电能质量	谐波、电压波动、闪变
设备运行	风机变流器、箱变、SVG运行状态
系统稳定性	场站功率波动与频率支撑能力

项目要求检测数据满足GB/T 19963、NB/T 31003及国家电网最新并网管理要求。

现场检测部署

由于风电场位于复杂山地区域，海拔落差超过420米，现场检测难度较高。检测团队采用“主站+机组抽检+升压站同步采集”模式开展。

数据采集系统布置

检测期间共部署：

• 电能质量分析仪6套；
• 故障录波设备3套；
• 高速采样装置4套；
• GPS同步时钟系统2套；
• 无线数据回传终端8套。

采样频率达到20kHz，可完整记录故障暂态过程。

风机抽检策略

考虑机组运行差异，现场选取：

• 低风速区域机组；
• 高频故障机组；
• 长距离集电线路机组；
• 历史告警较多机组。

共完成12台风机深度测试。

并网性能检测结果

在AGC调节测试中，场站接受调度有功指令后，整体响应时间为18秒，达到行业基本要求，但部分机组存在响应不同步问题。

检测数据显示：

项目	实测结果	标准要求
AGC响应时间	18s	≤30s
AVC调节时间	42s	≤60s
有功调节精度	1.8%	≤2%
无功调节偏差	2.3%	≤3%

虽然整体指标合格，但部分老旧变流器控制逻辑存在滞后。

功率波动问题明显

在阵风条件下，场站短时功率波动率达到14.6%，超过部分区域电网建议控制值。

分析发现主要原因包括：

• 部分机组桨距控制策略不一致；
• 风速预测模型失效；
• 场站协调控制能力不足。

检测团队建议后续统一升级主控算法。

故障穿越能力分析

低电压穿越能力是本次评估重点。

测试过程中，通过电压跌落模拟装置对机组进行故障扰动。

典型问题

部分机组在电压跌落至20%额定值时出现：

• 变流器保护提前动作；
• 无功支撑输出不足；
• 故障恢复后功率恢复缓慢。

其中2台机组在电压恢复后超过12秒才恢复正常输出，而标准建议恢复时间通常不高于10秒。

原因排查

经分析发现：

• 早期控制程序版本较旧；
• Crowbar保护参数偏保守；
• 无功电流注入系数设置不足。

检测报告建议统一进行控制参数升级，并对故障穿越逻辑进行重新整定。

电能质量检测情况

电能质量问题是老旧风电场常见风险点。

本次连续监测周期达到168小时。

谐波情况

现场检测数据显示：

谐波项目	最大值
电压总谐波畸变率THDu	3.7%
电流总谐波畸变率THDi	7.9%
5次谐波	较明显
7次谐波	局部偏高

部分时段5次谐波接近国家标准限值。

进一步分析发现：

• SVG老化导致滤波能力下降；
• 部分箱变谐振风险增加；
• 风机变流器开关频率存在离散问题。

电压波动与闪变

在大风切变工况下：

• 电压波动最大达到2.4%；
• 短时闪变Pst最高达到0.92。

虽然未超标，但已接近电网考核边界。

设备运行评估

除了涉网性能检测，本次还同步开展关键设备健康评估。

SVG设备运行情况

现场两套SVG总容量为±18Mvar。

检测发现：

• 动态响应速度较投运初期下降约26%；
• 部分IGBT温升偏高；
• 风冷系统效率下降明显。

建议进行模块化改造。

集电线路问题

检测期间发现：

• 个别线路接地阻抗偏高；
• 长距离线路电压损耗明显；
• 雷击记录频繁。

部分线路末端电压偏差达到4.1%。

技改建议方向

结合检测结果，项目提出以下技改方案：

控制系统升级

重点包括：

• 风机主控程序升级；
• AGC/AVC协调控制优化；
• 故障穿越参数重整定。

预计可提升动态响应能力约30%。

无功补偿优化

建议：

• 更换老旧SVG模块；
• 增加滤波支路；
• 优化无功分配逻辑。

预计可降低谐波水平20%以上。

功率平滑控制

通过引入储能辅助协调控制，降低风功率短时波动。

模型测算显示：

• 场站波动率可下降35%；
• 调频性能提升约28%。

技改后的预期收益

完成整改后，风电场预计将实现：

项目	提升效果
并网稳定性	明显增强
电网适应能力	满足新规
故障脱网风险	大幅降低
电能质量水平	稳定改善
发电利用小时	有望提升

根据项目测算，技改后年减少弃风电量预计超过1100万kWh。

关于深圳德恺并网涉网试验

深圳德恺并网涉网试验长期面向风电场、光伏电站、储能电站及充电场站提供并网检测、涉网试验、电能质量分析、功率控制测试、故障穿越验证、一次调频测试、建模仿真验证及技改评估等技术服务。

公司具备丰富的大型新能源场站现场检测经验，可根据不同区域电网要求制定专项检测方案，并结合现场运行数据提供针对性整改建议。针对老旧风电场技改项目，可开展设备运行状态分析、并网性能复核、电能质量评估以及涉网风险排查，帮助项目提升电网适应能力与运行稳定性。

欢迎咨询资深专业工程师，获取风电场技改评估检测专属方案。

常见问题

风电场为什么需要技改评估检测？

随着并网标准不断提高，早期投运风电场可能无法满足最新涉网要求，技改评估能够提前发现潜在风险。

风电场电能质量问题会影响并网吗？

会。谐波、电压波动、闪变等指标超限可能导致限发、整改甚至影响并网验收。

低电压穿越测试为什么重要？

当电网故障发生时，风电场需要保持并网运行并提供无功支撑，低电压穿越能力是新能源场站核心涉网指标。

技改评估检测一般需要多久？

根据场站规模不同，通常现场检测周期为5天至15天，复杂项目时间会适当增加。