500kW 陆上风电：800kVA 一机一变箱变（0.69/35kV）+ 35kV 汇集 + 110kV 升压深度解析
1×500kW WTG · 800kVA 箱变(0.69/35kV) · 35kV 汇集 · 10MVA 110kV 升压主变 · ±1Mvar SVG
1 · TL;DR Conclusion
结论：500 kW 陆上风电场（1×500 kW 风机）采用「800 kVA 一机一变箱变（0.69/35 kV）→ 35 kV 汇集（1 回馈线）→ 110 kV 升压主变 + ±1 Mvar SVG + 35 kV 集电开关柜」方案，配置器设备总价约 $491,625（FOB）、EPC 约 $640,850、回收期 9 年、IRR 10.6%、25 年 ROI 181%（方案级估算）。
- •1×500 kW 风机 → 800 kVA 箱变（0.69/35 kV，引擎「组合式干变」），一机一变拓扑
- •35 kV 汇集 1 回馈线（≤10 台/回）；升压主变 10 MVA 35/110 kV（引擎最小档，实际 0.5 MW 直挂 35 kV）
- •±1 Mvar SVG 满足并网无功要求（PF ±0.95 连续可调）+ 35 kV 集电开关柜 + RMU-SF6
- •年发电 1,040,250 kWh（P50，容量因子≈24%），P90 986,906 kWh，按 $0.08/kWh PPA 年收入 $83,220
- •经济性：EPC $640,850、回收 9 年、IRR 10.6%、25 年 ROI 181%
2 · Solution Overview
陆上风电场是 100% 发电送出场景：风机在 0.69 kV 机端发电，箱变（一机一变）升压至 35 kV，集电馈线汇集输出，升压主变再升至 110 kV 送入电网。配置器「发电送出」模式对整条链路建模并计价。
3 · Design Process & Rationale
1. 需求识别
500 kW 陆上风电、100% 上网送出、无本地负荷；显式 generationExport 触发「发电送出」模式，不再按受电侧配电建模。
2. 电源规模
单台 500 kW 风机（turbMw=0.5），装机 500 kW、有效出力 400 kW（0.8 系数）、可再生占比 100%。
3. 机端电压
风机机端 0.69 kV 属低压，无法长距离输送，必须就地箱变升压——这是「一机一变」的由来。
4. 箱变选型
500 kW ÷ 1.0 PF × 1.05 裕度 = 525 kVA → 取 800 kVA 标准档（0.69/35 kV）；35 kV 侧小机型按引擎归类为「组合式干变」。
5. 集电方案
35 kV 单回馈线（30 MVA 馈线限值，≤10 台 800 kVA 箱变/回）；本场景 1 台风机 → 1 回。
6. 升压与并网点
升压主变 35/110 kV（引擎最小档 10 MVA）+ 110 kV 并网点；实际 0.5 MW 农场通常直挂 35 kV，110 kV 适用于多机大农场。
7. 无功与电能质量
并网需 PF ±0.95 连续可调（GB/T 19963），配 ±1 Mvar SVG；风机谐波/闪变由 SVG 与滤波器协同治理。
Pain Points → Solution → Evidence
风电场没有本地负荷，按受电侧配电系统选型会严重低估送出侧设备。
「发电送出」模式对 WTG→箱变→集电→升压 全链路建模并按 PPA 售电口径做经济性。
genPlant 模式生效；可再生占比 100%；PPA 年收入 $83,220。
并网规范要求低电压穿越（LVRT）与 ±0.95 功率因数，被动电站电压跌落即脱网。
±1 Mvar SVG 提供连续动态无功 + LVRT 支撑，集电馈线配置保护。
BOM 含 SVG ±1 Mvar（PF ±0.95 连续）；符合 GB/T 19963。
「一机一变」意味着大量小箱变，档位选错即过度投资或过载。
引擎按风机容量/PF/裕度计算并取标准档。
525 kVA 原始需求 → 800 kVA 标准档，一机一变选型。
4 · Key Parameter Deep-Read
| Parameter | Value | Basis | Impact & Boundary |
|---|---|---|---|
| 箱变容量 | 800 kVA (0.69/35 kV) | 500 kW ÷ 1.0 PF × 1.05 裕度 = 525 kVA → 800 kVA 标准档 | 一机一变；35 kV 小机型归类「组合式干变」 单机 >3 MW 时切「油浸组合箱变」 |
| 汇集电压 | 35 kV | collectorKv=35（≥35 保留） | 30 MVA 馈线限值 → 每回 ≤10 台箱变 <35 kV 降为 10 kV 汇集 |
| 升压主变 | 10 MVA (35/110 kV) | 集电总容量 0.8 MVA → 引擎最小档 10 MVA | 110 kV 并网点 实际 0.5 MW 直挂 35 kV；110 kV 适用于多机农场 |
| SVG 容量 | ±1 Mvar | 装机 25% = 125 kvar → 最小档 1 Mvar | PF ±0.95、LVRT 支撑 ≥1 Mvar 引擎下限 |
| 年发电量 P50 | 1,040,250 kWh | 500 kW × 8760 h × CF 0.25 × 0.95 | $83,220/年（$0.08/kWh） P90 = 986,906 kWh（CV 0.04） |
| 容量因子 | ≈24% | 风电满发 2190 h（8760×0.25）× 0.95 | 决定 IRR 10.6% 与场址风资源强相关 |
5 · Drawing Deep-Read
The following drawings are shown for reference (full set in the configurator “View design document”):
6 · Operation Demo (Deep-Read)
能量流（Energy flow）
风机 500 kW → 0.69 kV 机端 → 800 kVA 箱变升至 35 kV → 集电馈线 → 升压主变 110 kV → 电网送出，全链路 100% 上网。
无功与电能质量（Reactive & power quality）
±1 Mvar SVG 连续动态无功，PF ±0.95；风机谐波/闪变由 SVG 协同治理。
故障与保护（Fault & protection）
电压跌落时 LVRT 支撑、集电馈线逐级保护、升压主变差动，单点故障不导致全场脱网。
经济性（Economics）
年发电 1,040,250 kWh、年收入 $83,220；EPC $640,850、回收 9 年、IRR 10.6%、25 年 ROI 181%。
Other views (shown): LCC 全生命周期成本 · 电能质量与谐波 · 电压沿程 · 方案特性 · 环境适配与降容
7 · Economics & Payback
设备 FOB 总价约 $491,625（风机 $352,500 + 箱变 $37,000 + 升压箱变 $29,500 + SVG $50,000 + 高压柜 $16,750 + RMU $5,875；集电网络/集电柜为 POA 议价项）；EPC 系统价约 $640,850。年发电 1,040,250 kWh → 按 $0.08/kWh PPA 年收入 $83,220；回收 9 年、IRR 10.6%、25 年 ROI 181%。
8 · FAQ
500 kW 风机配多大箱变？
为什么用 35 kV 汇集？
110 kV 升压主变选多大？
投资回收期多久？
为什么需要 SVG？
年发电量多少？
是一机一变吗？
$491,625 含什么？
为什么 stdKva 是 500 而箱变是 800 kVA？
Special Considerations
- 升压主变被引擎取最小档 10 MVA（35/110 kV）；0.5 MW 单机农场实际应直挂 35 kV，110 kV 升压适用于多机公用事业级风电场。方案级估算，待设计院细化。
- BOM 中计价的升压箱变为 YB-630/10（10 kV，引擎面向光伏的通用升压）；风电的 35/110 kV 集电/升压范围（集电开关柜+升压主变）为 POA 议价项，需与设计院核对。
- LVRT/并网规范（GB/T 19963）引擎未显式建模，故障穿越要求需与电网公司确认。
- 集电网络与集电开关柜为无单价（POA）明细项，总价偏保守。
- 受电侧计算（10/0.4 kV 短路、潮流、弧闪、N-1）在发电送出模式下为陈旧值，应忽略；电站侧数据见 windCalc/genPlant。
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