1、施工地点：四川省广元旺苍。
2、概况：目前用户为双回110KV进线，两台16000的变压器一备一用，两段母线通过并联装置每一侧分别安装的有2004Kvar+4008Kvar电容补偿装置，总容量为：12024Kvar;当前投切状态为手动投切，由于存在负载变动以及母联有分断的情况，因此手动投切不能实时满足负载变动情况，会出现过补的现象,操作不方便。负载主要为变频电机等产生谐波的负载，目前用户没有检测谐波的能力，需要对电网的谐波进行监测。
3、当前用户长期基本总负荷在11000-12000KW左右，由于存在两台较大功率（800KW/10KV）的电动机，在电动机未运行时，不投入补偿装置时，功率因数在0.91~0.93之间，如果两台电动机运行，则功率因数降至0.9以下，在0.88~0.9之间，通过手动投入2004Kvar电容补偿装置后，功率因数在0.90以上（如果电动机未运行，投入2004的补偿电容，功率因数在0.95-0.96），但是由于电动机为间歇运行，一天启停数次，每次运行时都需要人工投入电容器，而电动机停止运行时又需要人工切除电容器，频繁的投切高压电容器，不仅对开关带来不利影响，而且也严重影响补偿装置的使用寿命，并且需要人工频繁操作高压断路器。
通过现场了解，目前经常使用的两组2004KVar的电容补偿装置已经出现故障，一套的串联电抗器一相绝缘已经对地击穿，发生了放电，无法使用，另外一组电容补偿装置的串联电抗器也已经发生放电现象，但暂未确定放电位置而未敢投入使用。
为了解决目前功率因数在电动机运行时较低的问题，将末端支路的两组电容器（另外一个分厂，距离配电站约600米远）（500+900Kvar）手动固定投入，以此来保证电动机运行时110侧功率因数在0.9以上，通过现场观察，该支路的出口端功率因数在0.96左右（投入1400Kvar补偿电容器），110侧功率因数在0.9-0.92之间。
通过对现场数据分析计算如下：
状态一：（按照11000KW（电动机未运行）计算）：
实在功率：S=11600KVA。无功功率Q=3600Kvar，补偿容量2004.功率因数0.95。
状态二：电动机运行时，有功为12000KW（电动机负荷率按照65%计算），补偿2002后，功率因数为0.91，那么：
视在功率S=13816KVA，无功功率Q=5450Kvar,如果需要将功率因数补偿到0.95，还需增加补偿容量为1500Kvar。
由于负荷存在一定的波动，因此实际需要的容量在这个数值附件波动，但是由于目前较小容量的两组电容器组已经损坏不能投入使用，电容器单组容量较大，因此基本不能保证110侧功率因数达到0.95.如果投入较大容量的电容器（4004Kvar），虽然在电动机运行时功率因数能达到0.93以上，但是电动机未运行时功率因数将达到0.98左右，当负载变动时就可能产生过补，从而引起过电压等安全风险，并且如果按照目前的操作模式，频繁手动投切大容量的补偿电容，不仅对电网产生较大的冲击，而且严重影响开关和电容器组的使用寿命，因此我们建议给采用MCR方案。
二、 改造方案如下：
（1）充分利用目前的4008Kvar的补偿电容器，固定投入一组，另外一组作为备用。
（2）拆除目前损坏的2004的一组电容器组，腾出安装MCR的位置。
（3）增加一套3000kvar的MCR，并联在系统上，即可达到无级补偿，快速响应的功效（利用原来2004电容器组的出线柜以及电缆作为MCR的连接与保护）。
设备主要配置如下：
| 序号 | 器件名称 | 型号 | 规格 | 数量 | 备注 |
| 1 | MCR主控屏 | XGS-MC | 600*600*2200 | 1 | 自动保护功能，包含谐波测试多功能表一只 |
| 2 | MCR本体 | BKSMC-10 | 3000 | 1 | 油式 |
| 3 | 二次电缆线 | 4mm2X2 | 1批 | ||
| 4 | 二次电缆线 | 1mm2X6 | 1批 | ||
| 5 | 光纤 | 4芯多模 | 1批 |
三、 改造成果；
采用MCR高精度无级补偿后，能够达到高精度无级补偿，响应时间在100ms左右，不存在投切冲击，不仅功率因数可以随时保持在0.95以上，并且电压稳定度较高，为设备提供较高的用电质量。