风电场升压变压器：如何选型（0.69 kV → 33 kV）、为何风机谐波决定规格参数，以及陆上与海上的差异

先给出答案：风电场分两个阶段升压——风机单元按发电机kVA和谐波工况选型，场站单元按总同时输出和电网规范要求选型

风电场升压分为两个阶段。风机升压变压器（也称为WTG变压器或机组变压器）将发电机的低电压——通常为0.69 kV，最大型机组为0.9–1.14 kV——升高至风电场的集电电压20 kV、33 kV或35 kV，其容量按发电机的额定视在功率（kVA）（而非有功功率kW）选型，并留有小裕量以应对环境温度和谐波发热。风电场（升压站）变压器随后将整个集电母线从33 kV提升至并网电压等级110 kV、132 kV或220 kV，其容量按风电场总输出功率并考虑同时率修正后选型，而非各风机铭牌容量之和。风电变压器与普通配电变压器有三点区别：变流器谐波会增加绕组损耗，风致循环负荷使空载损耗在寿命周期成本中占主导地位，以及严苛的安装环境——海上盐雾、陆上高海拔和大幅热循环。正确针对这三点进行选型设计，变压器即可在风机20年设计寿命内可靠运行。

关键要点

• 两级升压，两套选型规则。 风机变压器按发电机视在功率选型（通常为发电机 kVA 的 1.0–1.1 倍）；风场变压器按风场总输出功率选型，采用同时率/重合系数，而非所有风机额定功率的算术总和。
• 谐波决定热降额。 全功率变流（Type 4）和双馈（Type 3）风机均会注入电流畸变；应规定 K 系数额定值或有据可查的 IEEE C57.110 降额，并在低压发电机绕组与中压集电绕组之间设置静电屏蔽。
• 风电负载是周期性的，而非稳态的。 输出随风变化，因此空载（铁）损耗每年运行数千小时，而负载损耗仅在大风时产生——基于全生命周期成本，通常值得选用更优损耗等级（S13/S20）或非晶合金铁芯。
• 海上风电改变的是型式，而不仅是外壳。 机舱安装式机组趋向于采用干式或酯液填充设计，具备 C5-M 防腐保护和密封 IP 防护外壳；陆上集电变压器通常为油浸式地面安装机组。
• 并网合规是变压器的硬性要求。 低电压穿越、无功能力、谐波限值和故障水平协调均会反过来影响阻抗、分接范围及热设计。

为什么风力发电机变压器不是标准配电变压器

配电变压器将稳定的低压电网降压后供给用户，并在接近稳定负载下运行。而风力发电机变压器的作用几乎相反。它将电力电子发电机的低压输出升压至集电电压，且需在三种重塑其设计的工况条件下运行。

首先，电源富含谐波。 公用事业规模的风力发电机要么是双馈感应发电机（Type 3），其转子侧变流器会注入低次谐波；要么是全功率变流器机型（Type 4），其定子完全由高频开关的变流器供电。两者均需满足规定的电能质量限值——并网点的电流畸变受 IEEE 519 和 IEC 61000-3-6 约束，风机特性按 IEC 61400-21 测量——但即使是合规的机组也会留下开关纹波和低次谐波（5次、7次、11次、13次），这些谐波会增加变压器绕组中的涡流损耗和杂散损耗。这正是变压器谐波发热和K系数选型背后的同一机理。

其次，负载随风而动。 只要机组可用，风机变压器就处于带电状态——通常每年运行 8,000 小时以上——但仅在强风时才会达到满载。因此，其空载损耗几乎全年每小时都在累积，而负载损耗仅在部分时段累积。这种不对称性重塑了效率论证的逻辑，正如光伏升压变压器的情况一样。

第三，环境条件严苛。海上机组面临含盐空气、高湿度以及维护受限的挑战；陆上机组则分布于草原、沙漠、山地和沿海等场所，环境温度可能极高或极低，日照强烈，昼夜温差大。为25 °C室内环境设计的变压器，并不能直接适用于45 °C户外基座或−30 °C冷启动场所。

如何为风力发电机组（WTG）升压变压器选型：三步法

算术很简单；选对输入参数却不容易。

第一步——从发电机的额定视在功率（kVA）出发

使用发电机的额定视在功率，而不是其有功功率额定值。一台以0.95功率因数运行的5 MW机组向其变压器呈现约5.26 MVA的容量；一台相同功率因数的6 MW机组呈现约6.32 MVA。仅按MW选型会低估绕组必须承载的电流。

第二步——为环境温度、海拔和諧波留出裕量

应用设计裕量——通常以5–15%作为起点——以应对现场高温日的环境温度、海拔（会降低空气冷却效果，参见高海拔降容指南）以及机组的谐波含量。向上取整至下一个标准额定值，例如对于5 MW级机组取5.5 MVA或6.3 MVA。超过约15%的过度选型大多只会增加空载损耗和成本。

第三步——确定谐波、热和分接规范

设定K系数（或经记录的IEEE C57.110降容值）、针对设计环境温度的绕组温升和绝缘等级、冷却方式等级（油浸式为ONAN，干式为AN），以及无励磁分接范围——通常为±2 × 2.5%——以便在电网条件变化时对集电电压进行微调。在低压和中压绕组之间加装静电屏蔽，以隔离变流器侧和电网侧的干扰。通用要求由IEC 60076-16（风力发电机组用变压器）规定，母标准为IEC 60076-1和IEEE C57.12.00。

如何为风电场（变电站）变压器选型

第一步——累加风电场的交流输出，然后应用同时率

在公共连接点累加风电场的总交流容量，然后应用同时（差异）系数：即使在选址良好的阵列中，也并非每台机组都在同一瞬间输出铭牌功率。一个由二十台5 MW机组组成的风电场（装机100 MW）在理想风况下可能达到约为装机容量90–97%的同时输出，因此风电场变压器的设计依据是经研究确定的现场最大外送功率，而不是每台机组变压器额定值的算术总和。

第二步——换算为kVA并取整至标准容量

使用风电场的合同功率因数（在现代电网规范下通常为滞后0.95至超前0.95）将同时交流MW换算为MVA，然后向上取整至标准额定值——例如一个100 MW风电场在0.95功率因数下约为105 MVA，因此120 MVA或125 MVA机组是典型选择。

第三步——按电网规范合规性确定阻抗、分接和冷却

设定阻抗电压（Uk%），以在故障水平限制与电压调节和穿越能力之间取得平衡（对于110–220 kV级机组通常为10–14%）；根据电网规范的电压范围和无功功率要求选择有载或无励磁分接开关；并对照所需无功能力确认冷却方式等级和过载曲线。变压器不得削弱风电场的故障穿越或无功功率合规性——这是系统问题，而非产品目录选择问题。

电压架构：从0.69 kV到220 kV分两级

每台变压器的安装位置决定了其变比和额定容量。四种布置几乎涵盖了所有陆上和海上风电场。

陆上集电电压集中在33 kV（欧洲和亚洲大部分地区）、34.5 kV（北美）、35 kV（中国）和20 kV；并网电压等级由当地输电运营商选择。在海上，集电电压通常升至66 kV以减少电缆损耗，送出电压由电缆长度和陆上电网决定。

变流器谐波与K系数：现代风机为何使变压器发热

风机类型决定了变压器必须承受的谐波频谱。

• Type 3——双馈感应发电机（DFIG）。 定子直接连接，因此变压器主要承受来自部分额定容量转子变流器的低次谐波（5次、7次、11次、13次）。畸变程度中等但持续存在。
• Type 4——全功率变流器。 发电机输出经全整流后再逆变，因此变压器承受开关频率纹波以及低次边带，其幅值取决于变流器拓扑及其滤波器。总畸变率通常较低，但高频成分更丰富。

涡流损耗和杂散损耗随谐波电流的平方及频率上升而增加，因此额定为纯正弦波的变压器在变流器负载下运行温度会高于铭牌所示。有两种规格选项可应对此问题：K系数额定值（K-4至K-9覆盖大多数现代风机），或采用具有经记录的IEEE C57.110降额的标准产品。两者均应配合低压与中压绕组之间的静电屏蔽，该屏蔽还可保护风机变流器免受电网侧瞬态过电压的影响。有关底层方法，请参阅谐波指南和K系数指南。

周期性风电工况与损耗经济性：哪种损耗等级能够回本

风机变压器的工况循环主要由小时数而非负载决定。只要机组可用，变压器即处于带电状态，其空载损耗（P0）在这些小时内持续累积，而负载损耗（Pk）仅在发电带载期间累积。在容量系数约为35%的场站，变压器一年中可能仅有少部分时间接近满载运行。这就是为什么风电变压器的全生命周期成本计算对空载损耗的权重高于工业变压器——也是为什么更优的损耗等级（S13或S20）或非晶合金铁芯尽管初始成本较高，仍可在数年内回本。该方法与TCO指南中所述相同，损耗等级之间的权衡在S11/S13/S20对比和非晶合金铁芯指南中有所涉及。

周期性工况带来两个热后果：每日热循环（绕组和绝缘的膨胀与收缩，会使纸绝缘老化并可能随时间推移导致夹紧松动），以及若采用ONAF时的风扇或强制冷却切换。两者均要求坚固的夹紧结构、保守的绕组温升以及不依赖频繁切换的冷却设计。绝缘寿命基础知识见绝缘等级指南。

陆上 vs 海上：规格要求有何变化

海上机组还需满足抗震与振动要求、部分地区的极低冷启动温度，以及机舱内更严格的火灾载荷限制。陆上方面，最大的实际问题是海拔降额、冷却风道中的粉尘与昆虫，以及地埋式设计中的潮气和啮齿动物侵入。对于油系统，储油柜与全密封油箱之间的选择见油保护指南，液体选择见变压器油指南。

风电场变压器规格检查清单

• 设计依据为额定功率因数下的发电机视在功率（kVA），高温日环境温度与海拔裕量单独列出。
• 电压比固定：0.69 / 0.9 / 1.14 kV 低压侧至 20 / 33 / 35 / 66 kV 集电线路——一级或两级升压。
• K系数或经文件记录的 IEEE C57.110 降容，与风机类型（Type 3 或 Type 4）相匹配。
• 低压与中压绕组之间的静电屏蔽。
• 联结组别——Dyn11 为常用默认值；须结合风电场的接地与保护设计进行确认（参见联结组别指南）。
• 阻抗电压（Uk%）设定为兼顾故障水平、电压调节与低电压穿越能力。
• 无励磁分接（±2 × 2.5%）用于集电线路电压微调；仅在电网规范要求时采用有载调压。
• 损耗等级或非晶合金铁芯依据全寿命空载损耗成本选择，而非初始成本。
• 冷却等级与设计环境温度与现场条件相匹配（例如 45–50 °C 高温日设计）。
• 防腐等级（陆上 C4 / 海上 C5-M，依据 ISO 12944）、IP 防护等级及密封设计。
• 避雷器与保护与变压器故障水平及风机额定参数相协调（参见防雷保护指南和保护装置指南）。
• 型式试验与例行试验依据 IEC 60076-16 及母标准 IEC 60076 系列执行，发货前进行出厂验收试验（参见发货前检验清单），并完成经核实的制造商审核（参见供应商审核清单）。

风电场变压器常见问题解答

如何计算风力发电机变压器的 kVA 额定容量？

将风机的有功功率额定值除以其功率因数得到视在功率，然后为环境温度、海拔和諧波增加 5–15% 的裕量，并向上取整至标准容量。一台 5 MW 风机在 0.95 功率因数下约为 5.26 MVA，因此 5.5 MVA 或 6.3 MVA 变压器是典型选择。

风力发电机变压器是油浸式还是干式？

陆上通常采用油浸式地埋式或塔基式变压器。海上，尤其是机舱内部，优先采用干式或酯油填充单元，因为其可降低火灾负荷，并减少在难以维护位置发生漏油的风险。

为什么风电场采用两级变压器升压？

发电机电压（约 0.69 kV）远不足以在风电场内传输，因此每台风机升压至 33 kV 级集电线路，再由一台中心变压器将集电线路提升至 110–220 kV 电网电压等级。以集电电压传输可使电缆损耗和电缆规格保持在可控范围内。

WTG 变压器与风电场升压站变压器有何区别？

WTG（单元）变压器将单台风机输出提升至集电电压，按该风机的视在功率选型。风电场升压站变压器将整个集电母线提升至电网电压，按风电场总同时输出容量选型。

Sources / 资料来源

• 来源：IEC 60076-16 — 电力变压器 — 第16部分：风力发电机组用变压器
• 来源：IEC 60076-1 / 60076-2 / 60076-3 — 电力变压器（通用要求、温升、绝缘水平及介电试验）
• 来源：IEC 60076-11 — 电力变压器 — 干式变压器
• 来源：IEC 61400-1 — 风力发电系统 — 设计要求
• 来源：IEC 61400-21 — 风力发电系统 — 并网风力发电机组电能质量特性的测量与评估
• 来源：IEC 61000-3-6 — 电磁兼容 — 中压和高压电力系统中畸变负荷发射限值的评估
• 来源：IEEE C57.12.00 — 液浸式配电变压器、电力变压器和调压变压器的通用要求
• 来源：IEEE C57.12.01 — 干式配电变压器和电力变压器的通用要求
• 来源：IEEE C57.110 — 变压器在非正弦负载电流供电时容量确定方法的推荐规程
• 来源：IEEE 519 — 电力系统谐波控制的推荐规程与要求
• 来源：GB/T 1094 系列 — 电力变压器 (Power transformers)
• 来源：GB/T 19963.1 — 风电场接入电力系统技术规定 第1部分：陆上风电 (Technical requirements for connecting wind farms to the power system — Part 1: Onshore wind)
• 来源：VDE-AR-N 4120 — 用户装置接入高压电网及运行的技术要求
• 来源：ISO 12944 — 防护涂料体系对钢结构的腐蚀防护
• 来源：DNV-ST-0145 — 海上变电站
• 来源：QDTB 工程团队 — 典型风电机组变压器选型裕度、K系数选择及现场环境设计的行业经验