根据录波文件判断(录波文件未记录第一组电容器装置投入前的35 kV母线电压)，第一组电容器装置投入，另一组还未投入时，35 kV母线电压约38.9 kV；两组电容器装置都投入后，35 kV母线电压达到40.9 kV，已超过35 kV最高运行电压40.5 kV及保护定值。两组电容器装置随后切除，此时35 kV母线电压为37.6 kV。

考虑整个跳闸过程发生在数秒时间内，系统情况变化有限，在对录波文件进行分析时，可以假设第一组电容器投入之前电压等于电容器均跳闸后电压，即37.6 kV。

电容器组接入母线后引起的稳态电压升高可按式(1)计算^[1]：

式中：ΔU为电压升高值，kV；U_ZM为电容器未接入时母线电压，kV；S_d为电容器安装处的母线短路容量，MVA；Q_c为接入母线的电容器无功总容量，Mvar。

根据式(1)，同时考虑电压对电容器无功出力的影响，假设在大方式运行、三台主变均投运的情况下(35 kV侧短路容量约1 919 MVA)，对动作过程简单复算如表1：

对跳闸过程的理论计算与录波文件相近，可认为是电容器投入后的容升引致的跳闸。

本站前期主变变比为(525/242±2×2.5%)kV/36.75 kV，本期3号变变比与前期一致，低压绕组额定电压为36.75 kV。本站前期主变变比，根据《电力系统电压和无功电力技术导则(试行)》(SD 325—1989)，取降压变低压侧额定电压为1.05倍系统额定电压，即36.75 kV，对比国网及南网的标准化设计，该值相对较高^[2-3]。

根据本站500 kV电压控制曲线，其500 kV侧电压基本运行在534～540 kV的区间内。考虑500 kV和35 kV侧变比简单折算，35 kV侧的空载运行电压在37.38～37.80 kV区间。

根据规程，电容器的额定电压按1.05倍系统标称电压折算后，从电容器额定电压的标准系列中选取。

本工程对于12%串抗率的电容器(N 332)取额定电压12/2 kV，对应电容器组端电压 ；对于5%串抗率的电容器(N 331)取额定电压11/2 kV，对应电容器组端电压 。以上额定电压，均取的计算值附近，标准序列^[3]中较低值。

电容器设备的长期过压能力为额定电压的1.1倍，电容器组的过电压定值也取的是其额定电压的1.1倍^[4]。因此，N 331电容器组和N 332电容器组的保护定值分别为39.8 kV、40.2 kV。两台电容器组均投入时，只要母线电压高于39.8 kV，电容器组就会跳闸。

对于电容器组投入后，是否会引起过压跳闸问题，根据式(1)，可采用以下简化计算，考虑电压对无功输出的影响，对于n台电容器组投入可以得到式(2)：

式中：U₁为电容器投入前母线电压，kV；U₂为电容器投入后母线电压，kV；k_i为第i组电容器串联电抗率；U_Ni为第i组电容器端额定电压，kV；Q_Ci为第i组电容器额定容量，Mvar；Q_k为35 kV系统短路容量，MVA。

取U₂为电容器投入时母线的最高允许运行电压或保护定值，求得U₁即为该运行方式下，电容器组投入前母线的电压；当电容器组投入前，母线电压大于该U₁值时，该电容器组将因为电压越限而跳闸。

基于南宁变3号主变低压电容器N 331和N 332的现有的参数，根据式(2)，南宁变3号变电容器投入条件现状如下：

1)大方式运行，三台主变均投运的情况下(短路容量1 919 MVA)。

投入两组电容器、投入一组5%串联电抗率电容器(N 331)和投入一组12%串联电抗率电容器(N 332)情况下，使电容器不发生跳闸，则投入之前的35 kV母线电压应分别低于37.0 kV、38.3 kV和38.7 kV。

与2.1节35 kV侧空载电压对比，可知，在该运行方式下，仅可投入1组电容器。

2)小方式运行，仅3号主变投运的情况下(短路容量1 677 MVA)：

投入两组电容器、投入一组5%串联电抗率电容器(N 331)和投入一组12%串联电抗率电容器(N 332)情况下，使电容器不发生跳闸，则投入之前的35 kV母线电压应分别低于36.6 kV、38.1 kV和38.5 kV。

与2.1节35 kV侧空载电压对比，可知，在该运行方式下，仅可投入1组电容器。

因此，根据南宁变500 kV电压控制曲线，在正常运行方式下，3号变低压侧仅可投入一组电容器。

根据工程具体情况，结合运行、调度部门的意见，本站电容器应进行改造，目的是在正常运行条件下，能够投入两组电容器组，以提供更多的无功容量。

改造方式的选择，需要综合考虑技术和经济因素，电容器发生跳闸，笼统而言可以通过降低电容器投入前母线电压、降低电容器投入时电压升高、提高整定值等方式来实现^[5-6]。

降低电容器投入前母线电压，在500 kV运行电压不可能改变的情况下，可通过调整主变低压绕组，降低低压侧额定电压，提高低压侧电压变比来实现^[7]，但需主变返厂重造，费用巨大，并不现实。

提高端电压定值的方式，其整定值的最高上限不可能高于35 kV系统最高运行电压40.5 kV，姑且取整定值为40.5 kV，由式(2)，满足两组电容器同时投入条件的空载电压为37.5 kV。而2014年1月电容器跳闸时，如表1所示，母线在电容器投入前电压已达到37.6 kV，因此在启动过程中的跳闸，仍无法避免，更何况将定值设为高于系统最高运行电压可能引起母线短路、设备损坏等更严重事故，显然是不合适的。

提高电容器组的额定电压，由于电容器在不同电压下输出无功量不同，可以同时起到提高端电压定值和降低电容器投入时电压升高的作用。假设将N 331电容器单元额定电压提高至12/2 kV，则两组电容器对应35 kV母线保护定值均为40.239 kV。两组电容器在该定值40.239 kV下无功输出为134.895Mvar，假设在低压侧空载电压处于低位37.38kV情况下，投入以上容量(小方式)，根据式(1)，35 kV电压将升高至40.387kV，已超过定值40.239 kV。因此，即使提高N 331电容器额定电压至12/2kV，仍不能满足在正常运行方式下，3号变低压电容器两组可同时投入的要求。

电容器投入后的电压升高，与电容器容量和系统短路容量相关，降低电容器投入后的电压升高，可从降低电容器容量入手。当电容器容量减少时，电容器容抗增加，电抗器感抗不变，装置的串抗率随之降低，电容器装置的保护定值也会相应提高。

考虑以上技术、经济因素，采用降低电容器组容量的方式进行改造，具体情况如下。

推荐仅减少N 331(5%串抗率)电容器的容量，N 332(12%串抗率)保持不变。

现有N 331电容器装置中电容器容量63.228 Mvar(不考虑串抗带来容性无功损失)，电容器采用4串11并，三相共132个电容器单元，每单元容量为479 kvar。减少n回并联回路时N 331电容器装置参数如表2。

根据式(2)投入两组电容器而不发生跳闸现象要求两组电容器投入之前电压U_st为：

式中：A1、A2为N 331和N 332的串联电抗率，U_{cN 331}、U_{cN 332}为N 331和N 332的电容器端的额定线电压。

由式(3)得到在小方式运行，仅3号主变投运的情况下和在大方式运行，三组主变均投运的情况下，N 331和N 332两组电容器装置同时投入的条件如表3：

可知，N 331电容器减少并联回路数不小于3回时，可以满足在正常运行方式下，两组电容器装置可以在电压运行在低位时同时投入。

当分组电容器按各种容量组合运行时，可能会发生谐振。谐振的发生主要与电容器接入点系统的短路容量、电容器容量和电容器串联电抗有关^[7-8]，具体为：

式中：Q_cx为发生n次谐波谐振的电容器容量，Mvar；S_d为并联电容器装置安装处的母线短路容量，MVA；n为谐波次数，即谐波频率与电网基波频率之比；A为电抗率。

N 331减少3回并联回路方案：对于本方案，N 331电容器串联电抗率为3.6%，装置容量44.309 Mvar；N 332电容器串联电抗率为12%，装置容量60 Mvar。35 kV 3M母线谐振容量如表4。

考虑母线电压升高时电容器输出无功增加，当母线电压为定值40.389 kV时，N 331电容器装置的无功输出为53.567 Mvar，N 332电容器无功输出为73.142 Mvar，装置总容量为126.709 Mvar，与小方式运行情况下，3次谐波的谐振容量有交集。因此，该改造方案有可能引起3次谐波的谐振。

N 331减少4回并联回路方案：N 331电容器串联电抗率为3.2%，装置容量38.954 Mvar；N 332电容器串联电抗率为12%，装置容量60 Mvar。35 kV 3M母线谐振容量如表5。

考虑母线电压升高时电容器输出无功增加，当母线电压为定值40.58 kV时，N 331电容器无功输出为47.148 Mvar，N 332电容器无功输出为73.836 Mvar，装置总容量为120.984 Mvar，与以上谐振容量不重叠，N 331减少4回并联回路的改造方案不会发生并联谐振。以下计算以N 331减少4回并联回路开展。

串联电抗率对于谐波的抑制作用根据文献[9].可以计算得到改造后N 331电容器与现有N 332电容器，对于谐波的抑制情况如表6和表7:

改造后N 331电容器可以有效抑制5次和7次谐波，但流入电容器的5次谐波有放大。同时，通过N 332(串抗率为12 %电容器)先投入、后切除，可以确保12 %串抗率电容器始终保持限制3次及以上谐波的作用^[10]。

由于改造后N 331电抗率降低且它后于N 332投入，需计算其涌流是否满足要求。

根据《330 kV～750 kV变电站无功补偿装置设计技术规定》(DL/T 5014—2010)中附录B2。

式中：I_max为合闸涌流峰值，kA；U_e为电容器组额定线电压有效值，kV；C为并联电容的等值电容，uf；L为系统等值电感，uH。

根据式(5)，系统大方式运行时，在投入N 332后，N 331合闸涌流为6 462 A；小方式时为6 293 A。N 331电容器额定电流为869.57 A。合闸涌流小于10倍的额定电流，满足规程规定。

推荐的改造方案为：N 331电容器每相减少4回并联回路，减少后电容器容量40.236 Mvar，装置容量38.954 Mvar(考虑串抗影响后装置输送至母线容量)；N 331串联电抗器设备不变，串联电抗率变为3.2%。

改造完成后，系统在正常运行方式下，当高压侧电压运行在低位时，3号变低压侧两组电容器具备同时投入条件。

改造完成后，南宁站3号主变低压侧电容器在35 kV不同电压下输送容量如表8：

改造完成后，3号变低压侧无功容量仍然能满足无功就地平衡的需要。

结合南宁站电容器跳闸的问题及解决方案，以下对具体技术及设计管理方面提出改进建议。

1)完善无功补偿装置设计技术规定的建议：

现行电力行业标准《330 kV～750 kV变电站无功补偿装置设计技术规定》(DL/T 5014—2010)中对于电容器额定电压与系统标称电压的关系是到考虑电网运行电压的平均值约为电网标称电压的1.05倍后，按照1.05倍的标称电压折算出电容器额定电压。标准主要出于使电容器在平均电压下能尽量发出额定无功来考虑的，未考虑电容器投入时电压定值条件，也未考虑500 kV站35 kV侧一般不带出线、电压变化范围大的特点。

对于新建500 kV变电站或主变，35 kV侧的电压主要由无功投切决定，在选择主变35 kV侧绕组额定电压时，即应该按照无功装置的配置考虑。对于这种情况下，35 kV侧绕组额定电压的选择、绕组额定电压与无功装置额定电压的关系也宜纳入规程。电容器容量、额定电压与35 kV侧绕组额定电压的关系可参照公式(2)。对于电抗器，也存在过流的问题，与以上情况相似。

2)对设计分工的建议：

变电工程的设计根据专业内容的特点，存在系统、一次、二次、结构等专业分工。由上文可见，本文相关的电容器设计问题，包括主变低压侧额定电压选择、无功容量选择、电容器额定电压选择、保护整定问题等，这些问题息息相关，但又分散在系统、一次、二次三个专业，各专业间接口复杂。

各专业的分工不但是由历史形成的，更是与各专业的技术和组织特点相关，简单的调整分工是不现实也不合理的。但对于无功装置跳闸类似的问题，宜结合专业特点，设置负责专业，由负责专业掌握相关知识并接受资料，进行分析并做出判断；并应在工程设计中加强综合评审的作用。