变电站电容器组的配置
110420,变电站集中补偿电容器的设计容量
图1 系统接线示意图变电站无功补偿电容器容量计算合理进行无功补偿是保证电压质量和电网稳定运行的必要手段，对提高输送能力和降低电网损耗具有重要意义，2007年8月24日国家电网公司下发的《国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则》要求220kV 变电站“补偿容量按照主变压器容量的10%-25%配置”，35kV~110kV 变电站“按主变压器容量的10%~30%配置”，具体计算方法没有明确指出。
现以我公司220kV 单城变电站扩建增设无功补偿电容器为例进行探讨。
1、变电站基本情况（以山东一变电为例）220kV 单城站在系统中的位置如图1，220kV 鱼台站接入济宁电网与山东省电网相联。
该站1999年建成投运，一期一台主变容量150MVA ，未装设无功补偿设备，作为“提高输送能力”的一项措施，2005年加装无功补偿电容器。
2、计算补偿容量的不同方法依据《电力系统电压和无功电力技术导则》、《国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则》要求，由不同角度计算可得出不同的容量要求。
（1）按最高负荷时变压器高压侧功率因数不低于0.95计算。
220kV 单城站#1主变压器高压侧最高负荷Smax=P+jQ=108.5+j67.2P=主变损耗P2+负荷电缆损耗P3+最大负荷P4 Q=主变损耗Q2+负荷电缆损耗Q3+最大负荷Q4------主变损耗P2==P0（Fe ）+Pk*(S 30/Sn )^2主变损耗Q2==Sn[Io%/100+Uk%(S 30/Sn )^2/100] 负荷电缆损耗P3==3*I 30^2*R l 负荷电缆损耗Q3==3*I 30^2*X l电力系统阻抗：Xs==Uc^2/Soc Soc=1.732*Ioc*UnUk%=(1.732*In*X T /Uc)*100=(Sn*X T )/Uc^2*100 X T = Uk%*Uc^2/(100*Sn) Pk==3*I n ^2*R T=(Sn/Uc)^2*R T R T == Pk(Uc/Sn)^2---------------Uc:短路点短路计算电压；Soc ：系统出口断路器的断流容量； Ioc ：开断电流； I30：计算电流功率因数85.02.675.1085.108cos φ2222=+=+=QPP补偿容量MVar57.3195)tgarccos0.-85tgarccos0.(5.10895)tgarccos0.-P(tg Q QC=⨯==∆=ϕ (1)(2)按补偿主变压器无功损耗计算MVarSISN36.01015024.010%Q22=⨯⨯=⨯=≈--额定负载漏磁功率MVar S U Q Nk k 505.201015067.1310%2221212=⨯⨯=⨯=-- MVarSUQNk k 1225.17107583.2210%2231313=⨯⨯=⨯=-- MVarSUQNk k 6025.5107547.710%2232323=⨯⨯=⨯=--MVarQQQQ k k k k 0125.1626025.51225.17505.2022313121=-+=-+=MVarS QQQSQNk k k Nk 985.821225.176025.5505.202)(21132312222=-+=-+=MVarS Q Q Q S Q Nk k k N k 0275.08505.226025.51225.172)(21122313233=-+=-+=5.19MVar1509.495.102985.8222222222=+⨯=⨯=∆Nk k SS QQ MVarS S Q Q Nk k 0001238.0755.19.40275.0222232333=+⨯=⨯=∆ MVarS Q Q Q Q P P Q S Q Q Q Q P P P P Q S S Q Q Nk k k Nk k k k k Nk k 488.10150)0001238.05.119.59.49()9.45.102(0125.16)()()()(222212332223212123322233221212111=+++++⨯=∆++∆+++⨯≈∆++∆++∆++∆+⨯=⨯=∆变压器无功损耗 MVarQ Q Q Q Q k k k T 04.160001238.019.5488.1036.03210=+++=∆+∆+∆+=∆(5)补偿容量QC=ΔQT=16.04 MVar（3）按各种运行方式下电压合格计算无功负荷变化引起母线电压的变化量与变电站在电网中所处的位置有关，计算较为复杂，最好使用某种软件进行计算分析。
变电站电容器组的配置
变电站10kV 电容器组的配置引言目前，电力系统中为了提高电压质量，减少网络损耗，普遍配置了无功补偿装置，由于电容器组容量可大可小，即可集中使用，又可分散配置，具有较大的灵活性，且价格较低，损耗较小，维护方便，故为目前系统中使用最广泛的无功电源之一。
变电站设计中一般将电容器组布置在10kV 侧。
由于10kV 侧配置电容器存在系统短路容量较小、分组数较多、易发生谐振等问题，故如何合理选择10kV 电容器组就显得尤为重要。
1、电容器总容量的选择变电站安装的“最大容性无功量”的选择原则为：对于直接供电末端变电所，其最大容性无功量应等于装置所在母线上的负荷按提高功率因数所需补偿的最大容性无功量与主变压器所需补偿的最大容性无功之和。
即：cbm cfm c Q Q Q += （1）0ef fm cfm Q P Q ⨯= （2）e em d cbm S I I I U Q ⋅+⋅=)100(%)100(%)(022 （3） 式中：c Q ：变电站配置最大容性无功量（kvar ）；cfm Q ：负荷所需补偿的最大容性无功量（kvar ）；cbm Q ：主变压器所需补偿的最大容性无功量（kvar ）；fm P ：母线上的最大有功负荷（kW ）；0ef Q ：由1cos φ补偿到2cos φ时，每kW 有功负荷所需补偿的容性无功量（kvar/kW ）；(%)d U ：需要进行补偿的变压器一侧的阻抗电压百分值（%）；m I ：母线装设补偿装置后，通过变压器需要补偿一侧的最大负荷电流值（A ）；e I ：变压器需要补偿一侧的额定电流值（A ）；(%)0I ：变压器空载电流百分值（%）；e S ：变压器需要补偿一侧的额定容量（kV A ）；通过式（1）、（2）、（3）对变电站无功容量进行估算，负荷所需补偿的最大容性无功量约为主变容量的5%~10%（按补偿到功率因数0.96考虑），主变压器所需补偿的最大容性无功量14%~16%。
110kv变电站低压系统电容电流计算及消弧线圈配置
110kv变电站低压系统电容电流计算及消弧线圈配置一、概述110kv变电站是电力系统中重要的电能传输和分配设施，其低压系统的电容电流计算和消弧线圈配置是保障系统安全稳定运行的重要环节。
本文将对110kv变电站低压系统电容电流计算和消弧线圈配置进行详细介绍，以期为相关工程技术人员提供参考和指导。
二、110kv变电站低压系统电容电流计算1. 低压系统电容电流的定义在110kv变电站的低压系统中，电容器被广泛应用于无功补偿和电压稳定等方面。
低压系统中的电容器会产生电流，称为电容电流。
电容电流的大小直接影响着系统的稳定性和安全性。
2. 电容电流的计算方法电容电流的计算方法可以通过以下公式来实现：Ic = 2πfCU其中，Ic为电容电流，f为电源的频率，C为电容器的电容量，U为电平电压。
3. 电容电流计算的实例分析以某110kv变电站的低压系统为例，其安装有若干台电容器，电容量分别为10μF、15μF、20μF和25μF，电源频率为50Hz，低压系统的电压为110V。
根据上述公式，分别计算出各个电容器的电容电流，并对比电容电流的大小，进行综合评估。
三、110kv变电站低压系统消弧线圈配置1. 消弧线圈的作用110kv变电站低压系统中，消弧线圈是用来限制短路电流和消除接点电弧的设备。
其作用是在低压系统发生故障时，迅速限制电流大小，使得故障电流迅速减小至可靠的数值，从而保护设备和系统的安全运行。
2. 消弧线圈的配置原则在110kv变电站低压系统中，消弧线圈的配置需要遵循一定的原则，包括：（1）根据低压系统的额定电流和短路容量确定消弧线圈的额定容量；（2）根据低压系统的接线方式和结构确定消弧线圈的接线方式；（3）根据低压系统的保护要求确定消弧线圈的动作特性。
3. 消弧线圈的配置方法消弧线圈的配置方法需要根据具体的110kv变电站低压系统情况进行综合考虑，包括系统的负荷特性、故障特性、运行条件等因素。
四、结论110kv变电站低压系统电容电流计算和消弧线圈配置是保障系统安全稳定运行的重要工作。
220kV变电站无功补偿容量的合理配置
220kV变电站无功补偿容量的合理配置摘要：电力系统中，无功合理分布是保证电压质量和经济运行的重要条件。
220kV变电站作为城市电网的重要节点，合理的无功配置对于提高负荷功率因数、减少电力输送损耗、改善电能质量有着十分重要的意义。
在变电站设计中，应根据地区特点对220kV变电站的无功补偿容量进行合理配置和选择。
本文主要分析探讨了220kV变电站无功补偿容量的合理配置情况，以供参阅。
关键词：220kV变电站；无功补偿；容量；配置引言随着社会的不断发展，国民对用电量的需求越来越大，对于无功需求也相应增长，所以我国的配电系统呈现超负荷现状。
基于此，相关工作人员如何针对配电网进行合理、高效的无功补偿是当下保证配电网进行安全运行的前提条件，这与国民能否获得高效、安全的用电有极大的关系。
1 220kV变电站常用无功补偿设备（1）同步调相机。
同步调相机相当于一台不带负荷的同步电动机，是使用最早的无功补偿装置，造价昂贵，操作复杂，因此在并联电容器补偿方式出现后，使用较少，但是在某些要求较高的场合，具有一定的优势：①能够提供平滑无极的无功输出，可以根据系统中无功负荷的变化灵活得对电压进行调整；②既可以做无功负荷，也可以做无功电源；③可以与强励装置配合，在系统高电压剧烈波动时进行调整。
（2）并联电容器。
电容器作为无功补偿装置，具有显著的优势。
首先，它造价低廉，运行和维护简单，损耗少，效率高，并且几乎没有噪音。
但是它只能作为无功电源使用，输出的无功是阶跃变化的，并且在系统电压急剧变化时失去调节作用。
（3）并联电抗器。
并联电抗器大多作为无功负荷使用，将电网电压限制在一定水平内，还可以与中性点小电抗配合，消除潜供电流。
目前，大多采用损耗小、造价高的高压电抗器。
（4）静止补偿器。
静止补偿器（SVC）是近年来由于电子技术的进步而兴起的一种电力电子补偿装置。
与以上三类补偿设备相比，可以对动态冲击无功负荷进行补偿。
SVC最大的优点是可以快速进行调节。
论变电站并联电容器配置
论变电站并联电容器配置宋巍（中山电力设计院有限公司，广东中山528403）摘要：根据变电站电容器配置的基本要求，对无功负荷进行分析，并通过无功功率平衡计算，确定变电站电容器配置方案。
关键词：电容器组；无功功率因数；无功损耗；无功功率补偿1基本要求220kV 及以下电压等级的变电所中，应根据需要配置无功补偿设备，其容量可按主变压器容量的0.1～0.3确定。
如表1所示，当主变压器处于最大负荷时，其二次侧的功率因数不应小于表1中对应数值；或者由电网供给的无功功率与有功功率的比值应小于表1所对应的数值。
变电所并联电容器组应具备频繁投切功能，并装设自动控制装置，经常保持变电所二次母线的功率因数在规定值范围内。
电力用户的功率因数应达到下列规定值：（1）工业用户需要高压供电的，以及高压供电装有带负荷调整电压装置，其电力用户功率因数应确保在0.90以上。
（2）其他用户中，需要110kVA （kW ）及以上供电及中型大型电力排灌站，其电力用户功率因数应确保在0.85以上。
（3）趸售用户及农业用户，其电力用户功率因数应确保在0.80以上。
2无功负荷220kV 变电站的无功负荷可归纳为以下几种类型进行分析：（1）可按功率因数要求值估算电压层间的无功负荷，该类型无功负荷包括220kV 电压等级以下的变压器、电抗器、电动机、输电线路等设备的无功损耗。
220kV 变电站电压层间无功负荷Q 可按下式估算：Q =Q 1+Q 2=S 11-cos 2φ1√+S 21-cos 2φ2√式中，Q 1、Q 2为变压器110kV 、10kV 侧无功负荷（Mvar ）；S 1、S 2为通过变压器110kV 、10kV 侧绕组的负荷容量（MVA ）；cos φ1、cos φ2为变压器110kV 、10kV 侧功率因数。
（2）220kV 变压器无功损耗也是电网中主要的无功负荷，它消耗的无功包括两个部分：并联支路的励磁损耗和串联支路的漏抗损耗，即空载励磁无功功率和负荷电流通过漏抗产生的无功损耗。
电力系统中的电容器组布置与配置研究
电力系统中的电容器组布置与配置研究随着电力系统的发展，人们对电力品质和电力效率的要求越来越高。
电容器组作为一种重要的电力补偿装置，可以在一定程度上提高系统的功率因素，改善电力质量，减少电力损耗。
因此，对电容器组的布置与配置进行研究具有重要意义。
一、电容器组的基本原理电容器组是由若干个电容器按一定连接方式组成的，其基本功能是补偿系统中的无功功率，提高功率因数。
根据电网的不同需要，电容器组可以用于电力系统的各个环节。
在配电网中，电容器组通常被放置在变电站中，用于提高配电网的功率因素。
而在输电网中，电容器组则被布置在配电线路的各个节点处，以减少输电线路的无功损耗。
二、电容器组布置与配置的目标电容器组的布置与配置需要根据电力系统的特点和需求来确定，其目标主要包括以下几个方面：1. 提高功率因素：电容器组的主要作用是提高电力系统的功率因数，减少无功功率的流动。
因此，在进行电容器组布置与配置时，应根据系统的无功负荷情况，集中配置电容器组或均匀分布在各个节点，以达到最佳的无功功率补偿效果。
2. 平衡电流负荷：电容器组的加入会改变系统的电流分布情况，因此在布置与配置时，应考虑电容器组的容量和连接方式，以保持系统各个分支的电流平衡。
如果电容器组容量过大或连接方式不当，会导致系统中的电流不平衡，甚至引发电流超载等问题。
3. 提高电力效率：电容器组补偿无功功率可以减少系统中的损耗，提高电力效率。
在进行布置与配置时，应根据系统的运行状态和负载情况，合理选择电容器容量和数量，并根据不同负载情况进行动态调整，以最大程度地提高电力效率。
4. 优化电压稳定：电容器组的加入可以改善系统的电压稳定性，减少电压波动。
合理布置与配置电容器组，可以在电力系统中形成稳定的电压剖面，提高系统的电压质量。
三、电容器组布置与配置的方法根据电容器组的作用和目标，可以采用以下方法进行布置与配置的优化：1. 网络拓扑分析：通过对电力系统的网络结构和拓扑关系进行分析，确定电容器组应该布置在哪些节点上，以实现最佳的功率因数补偿效果。
变电站运行规程(电容器部分)
本站电容器的型号及主要参数如下:5.9.15.9.2.1电容器拉闸后,虽然电容器已经自动放电,但仍应对电容器逐个多次放电后，并在电容器母线上挂好接地线后,才能接触电容器。
5.9.2.2运行中的电容器组三相电流应基本平衡。
电容器组的运行电压达到1.10倍额定电压和运行电流达到１.30倍额定电流时，应将电容器组退出运行，三相电流差不超过5%或差流保护定值的要求。
电容器组在１.05倍额定电压下可连续运行；在24小时内，电容器在1.10倍额定电压下运行时间不得超过8小时，电容器在1.15倍额定电压下运行时间不得超过30分钟。
5.9.2.3运行中电容器温度短时间(1小时)周围环境温度不应超过40℃，电容器外壳温度不超过55℃,如发现温度过高,应开启排风扇进行降温,或将电容器退出运行；5.9.2.4母线失压时, 电容器组失压保护首先将电容器断开；当母线失压而保护未动作,应人为切除电容器组并通知继保人员处理。
5.9.2.5电网高峰时段，本站电容器组均投入运行后，10kV母线电压仍在10.0kV以下，应与调度联系，适当调整主变分接头直至电压合格。
5.9.2.6电网低谷时段，在电容器退出运行后，10kV母线电压仍在10.7kV以上，应与调度联系，降低主变分接头以保证10kV母线电压合格。
5.9.2 电容器的操作5.9.3.1电容器合闸后,应即检查电容器的电流和电压是否正常，三相电流应平衡。
各相电流差一般不应超过5%。
5.9.3.2电容器的操作,应特别注意下列几点:a)电容器的开关断开电源后,应经3-5分钟放电才能合闸送电；b)合闸前应检查继电保护装置是否完好；c)当母线电压超出允许电压限额时不得合闸。
5.9.3.3运行人员对电容器的投切操作，应记录在值班日志内。
5.9.3.4电容器组的投运，只许用后台机遥控操作，不宜到现场采用手动操作。
5.9.3.5电容器投切操作时，应根据母线电压实际情况投入或退出适当的电容器组。
110kV变电站并联无功补偿电容器组配置探究
110kV变电站并联无功补偿电容器组配置探究摘要：本文就目前电网大量而普遍使用的无功补偿装置——并联电容器补偿装置的配置接线、容量配置与电容器选型,结合已投运的一些无功补偿成套装置情况,通过对电网无功补偿的浅析,对110kV变电站10kV并联电容器的组成形式、接线构成、保护配置进行了简单的介绍,并且以110kV某变电站为例,从设计的角度对110kV变电站并联无功补偿配置进行选择与分析。
关键词：110kV；变电站；并联无功补偿；电容器组；配置无功平衡是保证电力系统电压质量稳定的前提基础，在电力系统中国，科学化的电压控制与无功补偿，既能能保证电压质量，还能在此基础上保障电力系统的安稳运行。
并联电容器是电网无功补偿的重要设备，根据不同负荷水平来确定电容器的投切，不但是保证电网稳定运行的重要技术手段，还可以达到减少网络损耗、消除过载和改善电压分布的效果。
变电站并联无功补偿装置，应按地区补偿无功负荷，就地补偿变压器无功损耗的原则进行配置，无功补偿设备应随负荷变化及时投切，此外电抗率、无功补偿容量和分组容量应合理确定，满足国家有关标准要求，广州电网中，并联电容器占整个无功补偿设备的90%以上，在网内占有十分重要的地位。
为此本文根据新的规范对110kV某变电站无功补偿装置的配置进行选择和分析。
一、并联电容补偿装置的接线并联电容补偿装置主接线方案的设计对其工程投资、调压效益、运行的灵活可靠、以及安装、维修等都有很大的影响。
在设计和选择方案时，务必综合考虑。
电容器组的主接线方式基本上有二种：星形和三角形，各又分为单星、双星和单三角、双三角。
国内在50年代和60年代大多采用三角形接线，70年代以后，由于电力系统的发展，电网容量的增大，星形接线开始采用。
我省电网在90年代中期以前，10kV、35kV系统多采用双星形接线，90年代后期至今多采用单星形接线。
110kV某变电站采用型号为TBB10-6000/500-AK的并联电容器组，图1为10kV电容器组接线图。
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变电站10kV 电容器组的配置
引言
目前，电力系统中为了提高电压质量，减少网络损耗，普遍配置了无功补偿装置，由于电容器组容量可大可小，即可集中使用，又可分散配置，具有较大的灵活性，且价格较低，损耗较小，维护方便，故为目前系统中使用最广泛的无功电源之一。
变电站设计中一般将电容器组布置在10kV 侧。
由于10kV 侧配置电容器存在系统短路容量较小、分组数较多、易发生谐振等问题，故如何合理选择10kV 电容器组就显得尤为重要。
1、电容器总容量的选择
变电站安装的“最大容性无功量”的选择原则为：对于直接供电末端变电所，其最大容性无功量应等于装置所在母线上的负荷按提高功率因数所需补偿的最大容性无功量与主变压器所需补偿的最大容性无功之和。
即：
cbm cfm c Q Q Q += （1）
0ef fm cfm Q P Q ⨯= （2）
e e
m d cbm S I I I U Q ⋅+⋅=)100(%)100(%)(022 （3） 式中：c Q ：变电站配置最大容性无功量（kvar ）；
cfm Q ：负荷所需补偿的最大容性无功量（kvar ）；
cbm Q ：主变压器所需补偿的最大容性无功量（kvar ）；
fm P ：母线上的最大有功负荷（kW ）；
0ef Q ：由1cos φ补偿到2cos φ时，每kW 有功负荷所需补偿的容性无功量（kvar/kW ）；
(%)d U ：需要进行补偿的变压器一侧的阻抗电压百分值（%）；
m I ：母线装设补偿装置后，通过变压器需要补偿一侧的最大负荷电流值（A ）；
e I ：变压器需要补偿一侧的额定电流值（A ）；
(%)0I ：变压器空载电流百分值（%）；
e S ：变压器需要补偿一侧的额定容量（kV A ）；
通过式（1）、（2）、（3）对变电站无功容量进行估算，负荷所需补偿的最大容性无功量约为主变容量的5%~10%（按补偿到功率因数0.96考虑），主变压器所需补偿的最大容性无功量14%~16%。
综上所述，变电站的容性无功补偿以补偿主变的无功损耗为主，现变电站均按照主变容量来配置电容器补偿容量。
根据《国家电网公司电力系统无功补偿技术配置原则》（以下简称配置原则）要求，变电站可按照主变压器容量的20％-25％配置容性无功补偿装置。
因此变电站的电容器组总容量除个别情况外，大多数情况应按照以上要求配置，与电容器组的电压等级无关。
2、电容器分组容量的选择
确定了电容器组总容量后，还需对电容器组分组容量进行选择。
（1）若分组容量过大，会引起投切时母线电压波动增大、变电站投运初期负荷变小，无法投入电容器进行无功补偿等问题。
（2）若分组容量过小，会引起增加设备投资、减少变电站出现回路数、增大维护工作量、增大变电站的布置难度等问题。
因此电容器分组的总原则应是：在满足系统要求的前提下，尽量加大分组容量，减少组数。
2.1 电容器分组容量与母线电压波动的研究
电容器在进行投切操作时，将引起母线电压的变化，其变化幅度为：
d fz
S Q U 100%=∆ （4）
式中：%U ∆：母线电压波动率；
fz Q ：分组电容器容量(Mvar)；
d S ：电容器所接母线三相短路容量(MV A)。
从式（4）可以看出，母线电压波动率与投切电容器的容量成正比，与母线三相短路容量成反比。
《城市电力网规划设计导则》中规定：变电站10kV 侧母线短路电流需控制在20kA 以内， 10kV 侧极限短路容量为1.732×10.5×20＝
363.7MVA,根据《配置原则》要求，以投切最大单组补偿设备引起的所在母线电压的变动值不宜超过额定电压的 2.5％计算。
10kV 侧单组电容器容量极限值为Qfz=363.7×2.5%=9.09Mvar 。
另外，由于20kA 为变电站在大方式下需保证的短路电流，若在小方式下，则达不到20kA ，相应的短路容量也要随之减小。
综上所述，为保证投切电容器时母线电压波动在 2.5%以内，变电站10kV 电容器组的分组容量应通过计算确定。
结合以往经验，220kV 变电站分组容量不宜大于8Mvar ，110kV 变电站不宜大于6Mvar 。
2.2 电容器分组容量与谐波放大的研究
投入并联电容器装置后，为防止其引起高次谐波电流放大和谐振（主要针对3、5、7次谐波而言），需在其回路装设串联电抗器。
目前变电站一般在电容器组中串接5%的电抗器，使电容器支路对5次及以上谐波均呈感性，可有效抑制5次及以上谐波的危害，但对3次谐波可能有电流放大作用。
为抑制3次谐波的危害，可采取以下措施：
1、电容器组串接12%～13%的电抗器，使电容器支路对3次及以上谐波均呈感性。
但随着串接电容器容量增大，会相应增加回路的电能损耗，增大电容器端子的运行电压，缩短电容器使用寿命。
因此从经济性方面考虑，这一措施仅在部分变电所使用。
2、恰当选择电容器分组容量，躲开3次谐波放大区。
但此措施对3次谐波电流仍有放大作用，即系统内的3次谐波电流，在投入电容器组后肯定要比投入前增大。
在使用时，可根据电容器安装处3次谐波的污染程度，调整允许谐波电流的放大倍数，选择具体的分组容量。
下面仅就措施2进行分析，根据式（4）、（5）：
)1(
2A n S Q d x -= （4） 1
111-⋅≥+⋅≤K Q K Q K Q K Q X c X c 或 （5） 式中：x Q ：引起高次谐波谐振的电容器容量(Mvar)；
n ：谐波次数；
A ：电容器每相感抗与容抗的比值；
Q：投入运行的电容器容量（kvar）
1c
K：电容器对其内流过n次谐波电流的放大倍数；
根据式（4）及（5），当n=3、A=5%、K=2时，取最小运行方式下10kV短
Q应小于路容量为240MV A，最大运行方式下短路容量为363.7MV A，则
1c
9.6Mvar或大于33.2Mvar。
即电容器投切时严禁投入9.6Mvar至33.2Mvar之间容量，否则就会对其内流过的3次谐波产生不允许的放大倍数，甚至引起谐振，威胁设备安全。
而K值的选择是由电容器安装处3次谐波的污染程度决定。
若污染程度较轻，则K值可选的较大，相容短路容量下，危险区就较窄；若污染程度较重，则K值可选的较小，危险区就较宽，相应的电容器分组容量选择就需要谨慎。
2.3电容器分组容量选择的应用
以常见的50MVA主变压器的110kV变电站为例，每台主变压器配置总容量10Mvar台电容器，分组容量不超过5Mvar。
10kV母线短路容量选择极限最大值363.7MVA与最小值240MVA进行考虑。
3 结束语
随着电网的不断发展，变电站单台主变压器容量不断增大，按照主变压器容量配置的电容器组总容量也在不断增大。
若考虑减小电容器组总容量，则不能满足系统电压和功率因数方面的要求。
因此导致电容器组总容量多在上安全区。
而为控制电容器投切时的母线电压波动，10kV单台电容器容量又不宜过大，所以Qc值落入危险区的概率大。
因此在电容器分组时，应具体情况具体分析，不要根据经验盲目选择。
另一方面还应该着眼于控制谐波源，尽量使其产生的谐波分量减少或在谐波源的外部采取措施，如装设滤波器等吸收一部分谐波电流，使允许的K值增大，危险区域变窄，将更有利于电容器的分组选择。
参考文献
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[2]电力工业部电力规划设计总院.电力工程设计手册.北京：中国电力出版社，
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[3]中华人民共和国国家电网公司.城市电力网规划设计导则Q/GDW156-2006.
[4]汪立俊.220kV变电站10kV电容器组的选择.2010.。