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：
QcQcfmQcbm （1）
QcfmPfmQef0 （2）
Qcbm2Ud(%)ImI0(%)()Se （3） 2100100Ie
式中：Qc：变电站配置最大容性无功量（kvar）；
Qcfm：负荷所需补偿的最大容性无功量（kvar）；
Qcbm：主变压器所需补偿的最大容性无功量（kvar）；
Pfm：母线上的最大有功负荷（kW）；
Qef0：由cos1补偿到cos2时，每kW有功负荷所需补偿的容性无功量（kvar/kW）；
Ud(%)：需要进行补偿的变压器一侧的阻抗电压百分值（%）；
Im：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）；
Ie：变压器需要补偿一侧的额定电流值（A）；
I0(%)：变压器空载电流百分值（%）；
Se：变压器需要补偿一侧的额定容量（kVA）；
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：
U%100Qfz
Sd （4）
式中：U%：母线电压波动率；
Qfz：分组电容器容量(Mvar)；
Sd：电容器所接母线三相短路容量(MVA)。
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）：
QxSd(
Qc11A) （4） n2KQXKQX或Qc1 （5） K1K1
式中：Qx：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；
Qc1：投入运行的电容器容量（kvar）
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短路容量为240MVA，最大运行方式下短路容量为363.7MVA，则Qc1应小于
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
[1]中华人民共和国建设部.并联电容器装置设计规范GB50227-2008.北京：中国计划出版社，2008.
[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，
2004.
[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.
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：
QcQcfmQcbm （1）
QcfmPfmQef0 （2）
Qcbm2Ud(%)ImI0(%)()Se （3） 2100100Ie
式中：Qc：变电站配置最大容性无功量（kvar）；
Qcfm：负荷所需补偿的最大容性无功量（kvar）；
Qcbm：主变压器所需补偿的最大容性无功量（kvar）；
Pfm：母线上的最大有功负荷（kW）；
Qef0：由cos1补偿到cos2时，每kW有功负荷所需补偿的容性无功量（kvar/kW）；
Ud(%)：需要进行补偿的变压器一侧的阻抗电压百分值（%）；
Im：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）；
Ie：变压器需要补偿一侧的额定电流值（A）；
I0(%)：变压器空载电流百分值（%）；
Se：变压器需要补偿一侧的额定容量（kVA）；
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：
U%100Qfz
Sd （4）
式中：U%：母线电压波动率；
Qfz：分组电容器容量(Mvar)；
Sd：电容器所接母线三相短路容量(MVA)。
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）：
QxSd(
Qc11A) （4） n2KQXKQX或Qc1 （5） K1K1
式中：Qx：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；
Qc1：投入运行的电容器容量（kvar）
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短路容量为240MVA，最大运行方式下短路容量为363.7MVA，则Qc1应小于
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
[1]中华人民共和国建设部.并联电容器装置设计规范GB50227-2008.北京：中国计划出版社，2008.
[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，
2004.
[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.