先给结论
补偿容量按 Qc = P × (tanφ1 − tanφ2) 算，P 取计算有功功率；「按变压器容量的 10%～30%」只是标准里「不具备设计计算条件时」的兜底估算，不是方法。电容器也不能照系统电压选 400V：串 6% 电抗器后端电压升到母线的 1.0638 倍，等于长期在额定值以上运行；额定电压选高一级，输出按电压比平方缩水——525V 级只剩额定的 65.7%。
补偿容量到底该按什么算？
GB 50052-2009 第 6.0.5 条给了两条路：宜按无功功率曲线确定，或按公式确定——
Qc = P × (tanφ1 − tanφ2)
P 是计算有功功率，不是装机容量；tanφ1 对应补偿前的自然功率因数，tanφ2 对应补偿后要达到的值。该条把 cosφ2 定在「不小于 0.9」。
一台 1250 kVA 变压器带 800 kW 计算负荷（补偿前功率因数 0.78、负载率 82.1%），按这个式子算：
| 目标 cosφ2 | tanφ2 | 需要补偿 Qc |
|---|---|---|
| 0.90 | 0.4843 | 254.4 kvar |
| 0.95 | 0.3287 | 378.9 kvar |
从 0.90 再补到 0.95，容量要多 124.5 kvar（增加 48.9%），而电费收益差得很远。以 0.90 为标准值的功率因数调整电费表（1983 年《功率因数调整电费办法》，水电财字第 215 号）：0.78 加收 6.0%，0.90 为零，0.95 减收 0.75%。
也就是从 0.78 补到 0.90 值 6 个百分点，从 0.90 再补到 0.95 只值 0.75 个百分点，却要多花近一半容量。折到每千乏的收益，前一段是后一段的 3.9 倍。
这个式子算的是最大负荷月的平均功率因数。负荷波动大时，月平均会掩盖尖峰时段的无功缺口，规范给的优先方法是无功功率曲线，不是公式。
「按变压器容量的 10%～30%」是怎么来的？
这个数字有出处，但带着前提。GB 50052-2009 第 6.0.3 条条文说明在解释用户端功率因数时，引了当时有效的《并联电容器装置设计规范》GB 50227—2008 第 3.0.2 条（该版已于 2017 年废止）：
变电站的电容器安装容量，应根据本地区电网无功规划和国家现行标准中有关规定经计算后确定，也可根据有关规定按变压器容量进行估算。当不具备设计计算条件时，电容器安装容量可按变压器容量的 10%～30% 确定。
两处常被省掉：前半句说的是「经计算后确定」，估算只是退路；「当不具备设计计算条件时」限定了适用场合。而且这句讲的是变电站的安装容量，不是用户侧配电变压器的低压补偿容量。
估算真正的毛病不在数值大小，而在它不随负荷变。还是那台 1250 kVA 变压器：按 30% 估，补偿容量 375 kvar。计算有功 800 kW 时按公式得 378.9 kvar，两者几乎一样，看起来验证了估算法。但负荷减半到 400 kW，公式给出 189.4 kvar，估算值仍是 375 kvar，是实际需要的 1.980 倍。
差别全在负荷——而估算式里没有负荷。
电容器为什么不能直接按系统电压 400V 选？
因为 400V 在这里是两件不同的东西。
按 GB/T 156-2017《标准电压》（修改采用 IEC 60038:2009），国内标称电压是 220/380V；IEC 写的是 230/400V，被改写成了 220/380V。工程口语里的「400V 系统」，标称其实是 380V。
GB 50052-2009 第 5.0.4 条又规定，正常运行情况下用电设备端子处的电压偏差允许值：电动机为 ±5% 额定电压，其他用电设备无特殊规定时也是 ±5%。电容器装在低压母线上，长期运行电压按 380V 上偏 5% 计，就在 400V 上下。
于是 400V 级电容器的额定电压正好等于它的长期运行电压，比值 1.0000，一点余量都没有——系统电压往上偏一点，它就先超。
现行 GB/T 12747.1-2017《标称电压 1000V 及以下交流电力系统用自愈式并联电容器》（等同采用 IEC 60831-1:2014）给出的运行电压水平是：1.00Un 连续运行，1.10Un 每 24h 累计 8h，1.15Un 每 24h 累计 30min。注意口径——不是「允许 1.1 倍长期跑」，而是「1.1 倍每昼夜不超过 8 小时」。
GB 50052-2009 第 6.0.10 条条文说明里还留了一个国内口径：IEC 规定电容器端子电压可升到 1.10 倍额定值连续运行，而国内多数制造厂只允许不超过 1.05 倍长期运行。
两个口径哪个更严，取决于买谁的货——订货前第一件要问清的事。
串了电抗器，电容器端电压会升到多少？
电容器与电抗器串联后，电抗器分走一部分电压，电容器端子电压高于母线。忽略电阻与谐波分量：
支路电流 I = U ÷ (Xc − X_L)，电容器端电压 Uc = I × Xc = U × Xc ÷ (Xc − X_L) = U ÷ (1 − K)
K 是电抗率，即电抗器感抗与电容器组容抗之比。代入母线电压 400V：
| 电抗率 K | 电容器端电压 Uc | 与 400V 级额定值之比 |
|---|---|---|
| 0 | 400.00 V | 1.0000 |
| 4.5% | 418.85 V | 1.0471 |
| 5% | 421.05 V | 1.0526 |
| 6% | 425.53 V | 1.0638 |
| 7% | 430.11 V | 1.0753 |
| 12% | 454.55 V | 1.1364 |
| 14% | 465.12 V | 1.1628 |
6% 是最常被随手写下的电抗率，它把电容器端电压推到 425.53V。如果母线电压再上偏 5%（420V），端电压到 446.81V，是 400V 级额定值的 1.1170 倍。
电抗率该取多少？
GB 50227-2017 第 5.5.2 条把电抗率分了两档用途：仅用于限制涌流时宜取 0.1%～1%；用于抑制谐波时按装置接入处的背景谐波含量选择，以 5 次及以上谐波为主取 5%，以 3 次及以上为主取 12%，也可两种混装。
这两个数不是拍出来的，可以从支路自己的谐振点反算。电抗率 K 的支路，串联谐振次数 n0 = 1 ÷ √K。要把某一次谐波挡在容性区之外，就得让 n0 低于它，即 K > 1 ÷ n²：
| 要躲开的最低次谐波 | 门槛 K > 1 ÷ n² | 标准档位 | 档位相对门槛的裕量 |
|---|---|---|---|
| 5 次 | 4.0% | 5% | 1.25 倍 |
| 3 次 | 11.1% | 12% | 1.08 倍 |
各档位对应的支路谐振点：
| K | 4.5% | 5% | 6% | 7% | 12% | 14% |
|---|---|---|---|---|---|---|
| n0 = 1 ÷ √K | 4.7140 | 4.4721 | 4.0825 | 3.7796 | 2.8868 | 2.6726 |
GB 50052-2009 第 6.0.13 条条文说明给的口径更细：5 次谐波电压较高而 3 次不太高时，K 宜取 4.5%；3 次谐波电压较高时宜取 12%；谐波电压不大时宜取 0.5%。
工程上常见的 7% 与 14%，n0 分别是 3.7796 与 2.6726，同样在门槛之下——它们不是错档，是留了更大裕量的等效档。代价在下一节：电抗率越高，端电压越高，折损越多。
电压等级选高一级，代价是什么？
电容器输出的无功功率与端电压的平方成正比：
Q = Qn × (Uc ÷ Un)²
Qn 是样本上标的额定容量，在额定电压 Un 下标定（GB/T 22582-2023《电力电容器 低压功率因数校正装置》把它定义为「在额定电压下能连续输出的无功功率」）；Uc 是实际运行的端电压。两个电压不相等，输出就不是标称值。
在 425.53V 的端电压下（400V 母线 + 6% 电抗器）：
| 电容器额定电压 | 输出 ÷ 额定 | 要凑 400 kvar 实际输出，须订货 |
|---|---|---|
| 450 V 级 | 89.4% | 447.3 kvar |
| 480 V 级 | 78.6% | 509.0 kvar |
| 525 V 级 | 65.7% | 608.9 kvar |
一只 30 kvar / 525V 的电容器装在这里，实际只出 19.7 kvar。
「补偿柜容量不够」，一个常见原因就在这张表里：订的是额定容量，用的是缩水后的输出。反过来，额定电压选得低输出就足——400V 级出 113.2%，但那是超压换来的，不是余量。
所以电压等级不是越高越保险，它是一次换算：用容量换绝缘裕度。选之前至少算清两件事——端电压会升到多少，该电压下输出打折到几成。
分组投切怎么校验不会谐振？
GB 50052-2009 第 6.0.11 条「电容器分组」要求：分组电容器投切时，不应产生谐振；应适当减少分组组数和加大分组容量。
并联谐振的容量可以自己推。电容器支路在 n 次谐波下的容性电抗是 Xc0 × (1 ÷ n − K × n)（Xc0 为基波容抗），系统侧感抗是 n × U² ÷ Sd（Sd 为安装处短路容量）。两者相等即并联谐振，代入 Xc0 = U² ÷ Qc 整理得：
Qcx = Sd × (1 − K × n²) ÷ n²
K = 0 时它退化成 Qcx = Sd ÷ n²，也就是「补偿容量等于短路容量的 1 ÷ n² 时撞上 n 次谐振」这条老经验。
拿一台 630 kVA、阻抗电压 6% 的变压器试：低压侧短路容量约 0.63 ÷ 0.06 = 10.5 MVA。
- 不装电抗器、看 5 次：Qcx = 10.5 ÷ 25 = 0.4200 Mvar = 420 kvar。这台变压器若配 400 kvar 补偿，离谐振点只差 4.8%。
- 6% 电抗率、看 5 次：1 − 0.06 × 25 < 0，无正解——支路在 5 次下已呈感性，5 次并联谐振不会发生。
- 6% 电抗率、看 3 次：1 − 0.06 × 9 = 0.46，Qcx = 10.5 × 0.46 ÷ 9 = 536.7 kvar。躲过了 5 次，3 次还在。
- 12% 电抗率、看 3 次：1 − 0.12 × 9 < 0，无正解。
同一个式子在 1250 kVA 的变压器上（短路容量约 20.8 MVA），不装电抗器时的 5 次谐振点是 833.3 kvar。
所以「先测背景谐波」不是走过场：它决定要躲到第几次谐波，躲到第几次决定电抗率，电抗率决定端电压，端电压决定买多高的额定电压、容量放大多少。这根链子的起点在测量现场。
仍然没有答案的问题
- 样本上的 kvar 到底按哪个电压标定？写「30 kvar」时指的是额定电压下的容量，还是标称系统电压下的输出容量，各家写法不一，没有统一标注要求，只能逐家问。本文按前者折算。
- 新建项目拿不到背景谐波实测数据，只能参照同类项目估计。估低了电抗率选小，估高了电容器要多掏容量，目前没有公开的通用取值表。
- GB 50052-2009 条文说明里那句「国内多数制造厂只允许 1.05 倍长期运行」，是 2009 年的记录。今天还有多少厂家沿用这个口径，未见公开统计。
参考来源
以下链接均为 2026-09-17 访问。
- GB/T 156-2017《标准电压》（现行；2018-05-01 实施，全部代替 GB/T 156-2007） https://std.samr.gov.cn/gb/search/gbDetailed?id=71F772D82246D3A7E05397BE0A0AB82A
- GB 50052-2009《供配电系统设计规范》第 5.0.4、6.0.5、6.0.11 条及第 6 章条文说明（现行） （无公开链接）
- GB 50227-2017《并联电容器装置设计规范》第 5.5.2 条（现行） https://www.mohurd.gov.cn/gongkai/zc/wjk/art/2017/art_17339_232353.html
- GB/T 12747.1-2017《标称电压 1000V 及以下交流电力系统用自愈式并联电容器 第 1 部分：总则》 https://std.samr.gov.cn/gb/search/gbDetailed?id=71F772D81ACED3A7E05397BE0A0AB82A
- GB/T 22582-2023《电力电容器 低压功率因数校正装置》 https://std.samr.gov.cn/gb/search/gbDetailed?id=FC816D05005E62EBE05397BE0A0AD5FA
- 水利电力部、国家物价局《功率因数调整电费办法》（1983 年水电财字第 215 号） https://95598.cn/omg-static//omg-static/99303161051039894503000660312033.pdf
- 全国标准信息公共服务平台 std.samr.gov.cn（标准现行性核对） https://std.samr.gov.cn/
本文为行业观察，不构成任何采购建议。｜更新于 2026-09