❶ 变电站无功补偿容量
35～110kV变电站的容性无功补偿装置以补偿变压器无功损耗为主,并适当兼顾负荷侧的无功补专偿。容性属无功补偿装置的容量按主变压器容量的10%～30%配置,并满足35～110kV主变压器最大负荷时,其高压侧功率因数不低于0.95的要求。
❷ 电力系统中，220kV变压器的低压无功补偿怎么配置
无功补偿配置的基本原则：
第三条电力系统配置的无功补偿装置应能保证在系统有功负荷高峰和负荷低谷运行方式下，分（电压）层和分（供电）区的无功平衡。
分（电压）层无功平衡的重点是 220kV及以上电压等级层面的无功平衡，分（供电）区就地平衡的重点是110kV及以下配电系统的无功平衡。无功补偿配置应根据电网情况，实施分散就地补偿与变电站集中补偿相结合，电网补偿与用户补偿相结合，高压补偿与低压补偿相结合，满足降损和调压的需要。
第四条 各级电网应避免通过输电线路远距离输送无功电力。500（330）kV电压等级系统与下一级系统之间不应有大量的无功电力交换。500（330）kV电压等级超高压输电线路的充电功率应按照就地补偿的原则采用高、低压并联电抗器基本予以补偿。
第五条 受端系统应有足够的无功备用容量。当受端系统存在电压稳定问题时，应通过技术经济比较，考虑在受端系统的枢纽变电站配置动态无功补偿装置。
第六条各电压等级的变电站应结合电网规划和电源建设，合理配置适当规模、类型的无功补偿装置。所装设的无功补偿装置应不引起系统谐波明显放大，并应避免大量的无功电力穿越变压器。35kV～220kV变电站，在主变最大负荷时，其高压侧功率因数应不低于0.95，在低谷负荷时功率因数应不高于0.95。
第七条 对于大量采用10kV～220kV电缆线路的城市电网，在新建110kV及以上电压等级的变电站时，应根据电缆进、出线情况在相关变电站分散配置适当容量的感性无功补偿装置。
第八条 35kV及以上电压等级的变电站，主变压器高压侧应具备双向有功功率和无功功率（或功率因数）等运行参数的采集、测量功能。
第九条为了保证系统具有足够的事故备用无功容量和调压能力，并入电网的发电机组应具备满负荷时功率因数在0.85(滞相)～0.97(进相)运行的能力，新建机组应满足进相0.95运行的能力。为了平衡500（330）kV电压等级输电线路的充电功率，在电厂侧可以考虑安装一定容量的并联电抗器。
第十条 电力用户应根据其负荷性质采用适当的无功补偿方式和容量，在任何情况下，不应向电网反送无功电力，并保证在电网负荷高峰时不从电网吸收无功电力。
第十一条 并联电容器组和并联电抗器组宜采用自动投切方式。
第十二条 500（330）kV电压等级变电站容性无功补偿配置
500（330）kV电压等级变电站容性无功补偿的主要作用是补偿主变压器无功损耗以及输电线路输送容量较大时电网的无功缺额。容性无功补偿容量应按照主变压器容量的10%～20%配置，或经过计算后确定。
第十三条 500（330）kV电压等级变电站感性无功补偿配置
500（330）kV电压等级高压并联电抗器（包括中性点小电抗）的主要作用是限制工频过电压和降低潜供电流、恢复电压以及平衡超高压输电线路的充电功率，高压并联电抗器的容量应根据上述要求确定。主变压器低压侧并联电抗器组的作用主要是补偿超高压输电线路的剩余充电功率，其容量应根据电网结构和运行的需要而确定。
第十四条 当局部地区500（330）kV电压等级短线路较多时，应根据电网结构，在适当地点装设高压并联电抗器，进行无功补偿。以无功补偿为主的高压并联电抗器应装设断路器。
第十五条 500（330）kV电压等级变电站安装有两台及以上变压器时，每台变压器配置的无功补偿容量宜基本一致。
第十六条 220kV变电站的容性无功补偿以补偿主变压器无功损耗为主，并适当补偿部分线路的无功损耗。补偿容量按照主变压器容量的10%～25%配置，并满足220kV主变压器最大负荷时，其高压侧功率因数不低于0.95。
第十七条 当220kV变电站无功补偿装置所接入母线有直配负荷时，容性无功补偿容量可按上限配置；当无功补偿装置所接入母线无直配负荷或变压器各侧出线以电缆为主时，容性无功补偿容量可按下限配置。
第十八条 对进、出线以电缆为主的220kV变电站，可根据电缆长度配置相应的感性无功补偿装置。每一台变压器的感性无功补偿装置容量不宜大于主变压器容量的20%，或经过技术经济比较后确定。
第十九条 220kV变电站无功补偿装置的分组容量选择，应根据计算确定，最大单组无功补偿装置投切引起所在母线电压变化不宜超过电压额定值的2.5%。一般情况下无功补偿装置的单组容量，接于66kV电压等级时不宜大于20Mvar，接于35kV电压等级时不宜大于12Mvar，接于10kV电压等级时不宜大于 8Mvar。
第二十条 220kV变电站安装有两台及以上变压器时，每台变压器配置的无功补偿容量宜基本一致。
第二十一条 35kV～110kV变电站的容性无功补偿装置以补偿变压器无功损耗为主，并适当兼顾负荷侧的无功补偿。容性无功补偿装置的容量按主变压器容量的10%～30%配置，并满足35kV～110kV主变压器最大负荷时，其高压侧功率因数不低于0.95。
第二十二条 110kV变电站的单台主变压器容量为40MVA及以上时，每台主变压器应配置不少于两组的容性无功补偿装置。
第二十三条 110kV变电站无功补偿装置的单组容量不宜大于6Mvar，35kV变电站无功补偿装置的单组容量不宜大于3Mvar，单组容量的选择还应考虑变电站负荷较小时无功补偿的需要。
第二十四条 新建110kV变电站时，应根据电缆进、出线情况配置适当容量的感性无功补偿装置。
第二十五条配电网的无功补偿以配电变压器低压侧集中补偿为主，以高压补偿为辅。配电变压器的无功补偿装置容量可按变压器最大负载率为75％，负荷自然功率因数为 0.85考虑，补偿到变压器最大负荷时其高压侧功率因数不低于0.95，或按照变压器容量的20％～40％进行配置。
第二十六条 配电变压器的电容器组应装设以电压为约束条件，根据无功功率（或无功电流）进行分组自动投切的控制装置。
第二十七条 电力用户应根据其负荷特点，合理配置无功补偿装置，并达到以下要求：
100kVA及以上高压供电的电力用户，在用户高峰负荷时变压器高压侧功率因数不宜低于0.95；其他电力用户，功率因数不宜低于0.90。
❸ 变电站无功补偿的型式
35～110kv变电站的容性无功补偿装置以补偿变压器无功损耗为主,并适当兼顾负荷侧的无回功答补偿。容性无功补偿装置的容量按主变压器容量的10%～30%配置,并满足35～110kv主变压器最大负荷时,其高压侧功率因数不低于0.95的要求。
❹ 请问10kv变电站无功补偿装置一般选择什么装置
具体还要看在高压侧补偿还是低压侧补偿，还要考虑设备的投资及效益。从技术上讲，一般可以选择静态补偿，如有特殊要求，可选用动态补偿装置。
❺ 为使无功补偿装置的容量最小，变电站的降压变压器应选择怎样的变比
电压比一般按照负荷性质选择，如果负荷较重，应该选用小变比以提高电压，或者低压输电距版离权较远时也应该选用小变比，相反则用大变比，总之变比选用的目的是使得该用电区域电压满足使用要求。无功补偿一般就地完成，尽量减少无功功率的传输
❻ 请问SVG无功补偿装置的重量大概有多少尺寸有多大是用于5万千瓦容量的变电站的
这个问题很难回答你，因为每家的产品重量都不一样，尺寸也不一样
还有就是你用于变电站的SVG，应该自己按照设计规范设计个，例如20%-40%的变压器容量补偿，这些你都想靠别人，多看书啊！
❼ 35Kv变电站无功补偿原则
一、无功补偿的必要性及补偿基本原则
电力系统中功率由有功功率和无功功率两部分组成， 发电机是唯一能够提供有功功率的电气设备，故有功功率只能由发电厂中的发电机经过电网提供给用电设备，但能够提供无功功率的电气设备较多，除了发电厂中的发电机外，还有固定电容器、同步调相机、静止无功补偿装置SVG等，这些设备可以灵活的应用在各级变电站、配电室中，即无功功率可以分层分区的就地补偿，但若配电室中不装设无功补偿装置，则用电设备所需要的无功功率只能全部由电网提供，此情况下会存在以下问题：1、增加上一级变电站的无功补偿容量，2、输电线路传送大量无功功率，增加线路损耗及电压损失； 3、本变电站电气设备额定电流增大，增加设备投资；4、新建变电站需要增大变压器容量以满足无功传送需求，已建成变电站变压器容量得不到充分利用，增加变压器过载的概率；5、功率因数达不到国家电网公司要求（35~220kV变电站在主变最大负荷时一次侧功率因数不应低于0.95），用户被罚款。
基于以上分析可见无功补偿的重要性，无功补偿装置应在各级电网中分层分区就地补偿，以减少无功电流在电网中的传输，提高输电线路的带负荷能力和变压器等设备的利用率。
二、并联补偿装置的类型、功能及优缺点分析
中低压电网大多采用并联补偿装置进行无功功率的补偿，并联补偿装置主要分为两大类，并联电容补偿装置和静补装置。
并联电容补偿装置
电容器由于其具有单位投资少，电能损耗小，维护简单，搬迁方便等优点，且随着近年来我国电容器制造水平的不断提高，电容器的可靠性达到了较高的标准，故在电力系统中电容器作为无功补偿设备得到了广泛的应用，并联电容补偿装置分为断路器投切的并联电容器装置和可控硅投切的并联电容器装置，装置的功能为向电网提供可阶梯调节的容性无功，以补偿多余的感性无功，减少电网损耗和提高电网电压，
优点：利用真空断路器或者接触器分组自动投切并联电容器，操作简单，维护方便。
缺点：涌流大，降低开关的使用寿命，不能随着负载的变化而实现快速而精准的调节，在保证母线功率因数的同时容易造成向系统倒送无功，抬高母线电压，危害用电设备及系统的稳定性。
2、静补装置
静止无功补偿器是一种静止型的动态无功补偿设备，其静止是相对调相机等旋转设备而言的，分为SVC和SVG两大类，SVC是在机械投切电容器和电抗器设备的基础上，采用大量的晶闸管（可控硅）替代机械式开关设备而发展起来的，是灵活交流输电技术的第一代产品，这种容量依据无功负荷和电压的变化，快速做出反应，迅速而连续地改变无功功率的大小和方向（容性和感性），其响应时间一般不大于20ms,从而能有效抑制冲击负荷（主要是无功负荷）引起的电压波动，有利于系统电压稳定水平，SVC主要由三种组合方式
1）饱和电抗器（SR）+固定电容器（FC），
此组合方式为较早形式的动态无功补偿装置，SR+FC型SVC无功补偿装置主要由一台饱和电抗器和一组电容器组成，由于饱和电抗器本身损耗和噪音很大，且不能分相调节补偿负荷的不平衡，故现较少使用。
2) 晶闸管控制电抗器（TCR）+晶闸管控制电容器（TSC）
基本工作原理为调节器首先根据电力系统的电压和电流计算出系统需要的补偿值，根据TSC的分组情况确定电容器需要投入的组数，一般为过补偿，然后通过TCR发出感性无功抵消过补偿的容性无功，以达到补偿效果。TSC分组数目通常根据补偿目标、总容量和选用的晶闸管阀参数确定，每组电容器支路均由独立的晶闸管阀控制，在此系统中TCR支路一般仅有一个，此系统具有无功输出能在容性和感性范围内调节，在零无功输出时损耗可以忽略不计，在电力系统大扰动期间或者扰动过后，因其电容器和电抗器可分别切除或投入，可使瞬变过电压限制到最低。
3）晶闸管控制电抗器（TCR）+机械断路器控制电容器（MSC）
此类型装置主要包括晶闸管相控电抗器和固定电容器两部分，通过改变晶闸管的触发延迟角，电抗器中的电流发生变化相当于改变电抗器的感抗，固定电容器的主要作用是提供基波容性功率，同时串联一定比例的电抗器兼做滤波用，此种组合方式具有响应速度快的优点，缺点是TCR本身会产生谐波，TCR与FC一起使用时，设备处于零无功输出的情况下，FC的容性无功电流和TCR的感性无功电流大小相等，这是产生的损耗较大，若设备长期处于此种工况，产生的经济损失较大。
静止无功发生器（SVG）
SVG是近年来出线的一种新型动态无功补偿装置，是灵活交流输电技术的第二代产品。装置采用大功率全控型电力电子器件(IGBT)组成的三相逆变器，核心部件是自换相电压源型变流器。它的直流储能元件一般采用直流电容器，交流侧通过电抗器或耦合变压器以并联方式接入系统，实际上这是一个接入电力系统的对电压幅值和相角可控的无功功率电源，SVG可以根据负载特点和工况，自动调节其输出的无功功率的大小和性质（容性或者感性）。SVG是目前最为先进的无功补偿技术，它不再采用大容量的电容、电感器件，而是通过大功率电力电子器件的高频开关实现无功能量的变换。从技术上讲，SVG较传统的无功补偿装置有如下优势：
响应时间更快，SVG响应时间：<5ms。传统动补装置响应时间：≥10ms。
SVG可在极短的时间之内完成从额定容性无功功率到额定感性无功功率的相互转换，这种无可比拟的响应速度完全可以胜任对冲击性负荷的补偿。
(2)抑制电压闪变能力更强
(3)运行范围更宽，SVG能够在额定感性到额定容性的范围内工作，所以比其他类型动补的运行范围宽很多。更重要的是，在系统电压变低时，SVG还能够输出与额定工况相近的无功电流。而其他类型动补均靠电容器提供容性无功，其输出的无功电流与电网电压成正比，电网电压越低，其输出的无功电流也越低，所以对电网的补偿能力也相应变弱。这是其他类型动补技术上的本质缺点。
(4)有源滤波功能，不仅自身产生的谐波含量极低，还能够对负载的谐波和无功进行补偿，实现有源滤波的功能，真正做到多功能化。
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(5)占地面积较小，由于无需大容量的电容器和电抗器做储能元件，SVG的占地面积通常只有相同容量其他类型动补的50%，甚至更小。所以，在一些厂矿改造中SVG具有很大的优势。
三、高压并联电容器装置的组成及作用
电容器目前作为电力系统中主要的无功电源提供设备，其装置主要由以下几部分组成。
1、高压并联电容器组，高压并联电容器组是装置实现补偿功能的主体设备，由高压并联电容器单元经合适的并、串联连接而成。根据《并联电容器装置设计规范》GB50227-2008，每个串联段的总容量不应超过3900kVar，补偿装置的总容量原则为35-110kV变电站中，在最大负荷时一次侧功率因数不应低于0.95，在低谷负荷时功率因数不应高于0.95，根据调查35-110kV变电站的无功补偿装置总容量一般为变压器容量的10%-25%，且分组容量需要考虑电容器投切时不能引起母线电压升高超过额定电压的1.1倍。
2、开关设备，开关设备主要实现电容器组正常时的投入与退出及短路时候的开断，现阶段主要以高压断路器为主要开关设备，由于在关合电容器时会产生涌流及过电压，所以断路器的开断能力和绝缘需比普通断路器加强。
3、测量和保护用电流互感器，在此主要指的是高压电流互感器，用于电流的测量和保护。
4、限制涌流设备，主要指串联电抗器，串联电抗器在高压并联电容器组上的应用为了限制电容器合闸过程中的涌流、操作过电压及电网谐波对电容器的影响，大容量电容器一般应区分具体情况，加装串联电抗器。其作用为：①降低电容器组合闸涌流倍数及涌流频率;②减少电网中高次谐波引起的电容器过负荷;③减少电容器组用断路器在两相重燃时的涌流以利灭弧;④抑制一组电容器故障时，其他电容器组对其短路电流的影响;⑤抑制电容器回路中产生的高次谐波及谐波过电压。
5、放电装置，一般为放电线圈，电容器从电源断开时，两极处于储能状态，如果电容器整组从电源断开，储存电荷的能量非常大，必然在电容器两极之间持续保持着一定数值的残余电压，其初始值，即是电源电压的有效值，此时电容器组在带电荷的情况下，一旦再次投入，将产生强烈冲击性的合闸涌流，并伴有大幅值的过电压出现，工作人员一旦不慎触及就有可能遭到电击伤、电灼伤的严重伤害。为此，电容器组必须加装放电装置。
6、过电压装置，主要指氧化锌避雷器，在高压并联电容器组中为了限制电容器切断瞬时产生危险的过电压，首先应考虑选择适合电容器频繁操作并无重燃的断路器作为开关设备。但如前述可知，理想的断路器很难找到。比如适宜于频繁投切的真空断路器，仍存在着电弧重燃问题，一旦电弧重燃，将产生很高的过电压，后果往往是电容器的绝缘强度遭到严重的冲击乃至损坏。因此，在采用真空断路器作为频繁投切电容器组的开关设备时，必须加装氧化锌避雷器作为过电压的保护措施。
7、熔断器，目前，国内外广泛采用电容器单台熔丝，即对每台电容器均装有单独的熔断器，用以防止电容器内部击穿、短路可能引起的油箱爆炸事故，同时也使邻近电容器免受波及。单台电容器发生故障时，熔丝的快速熔断，可避免总开关的无选择性跳闸，保证电容器组运行的可靠性、无功功率输出的连续性和系统运行电压的稳定性。熔丝保护结构简单、安全便捷、故障反应迅速、标志明显、易发现故障准确位置，因此得到广泛应用。
8、检修用接地设备，这里主要指电容器组的电源侧的接地开关，对于中等以上容量的高压电容器装置，均要求装设接地开关，以方便检修。小容量的电容器组可以在检修时挂接地线。
❽ 求教！如何确定35千伏变电站的无功补偿容量呢请给出简单计算方法。
原能源部颁发的《电力系统电压和无功补偿电力技术导则》（-89）规定：“220kV及以下电压等级的变电站，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0.10~0.30确定。”目前基建审批机关一般按主变压器容量的0.2倍审批35KV变电站无功补偿容量。
在35KV变电站，无功补偿方式为10KV母线集中补偿，其选择的容量应为主变无功损耗与主变一次侧到电源点之间线路无功损耗之和，即：QB=QBJ+QBL+QL 其中：QB=（I0%+Ud%）Se/100+3I2×XL×L×10-3（Kvar） QBJ= I0%Se/100(Kvar） QBL= Ud%Se/100(Kvar） QL=3I2×XL×L×10-3（Kvar）
以上各式中QB——变电站无功补偿容量，Kvar； QBJ——变压器的激磁无功损耗，Kvar； QBL——变压器的漏磁无功损耗，Kvar；
QL——35KV线路无功损耗，从35KV变电站到上一级变电站 出口之间无功损耗 Kvar；
I0%——变压器空载电流百分数； Ud%——变压器短路电压百分数； Se——变压器额定容量，Kva；
XL——每公里线路阻抗值，取0.4Ω/km； L——35kV线路长度，km；
I——实际运行的35 kV线路电流；
原能源部颁发的《电力系统电压和无功补偿电力技术导则》中关于变电站中无功补偿容量是针对以前（64、73系列）高耗能变压器参数制定的。目前我们新建站一般采用SZ9系列节能变压器，变压器本身的激磁无功损耗和漏磁无功损耗都已大大降低，因此这一补偿原则应予重新考虑。下面以计算结果为例：
某35kV变电站，主变两台，1#主变容量为5000kVA，I0%=0.4，Ud%=6.92，35kV侧额定电流82A，2#主变容量为3150kVA，I0%=0.48，Ud%=7.83。35kV侧额定电流52A。两台主变分裂运行，35kV线路长度7.932km，设主变负载系数β为1，确定每段母线的补偿容量。
10 Kv1#母线补偿容量为：
QB1=（I0%+Ud%）Se/100+3I2×XL×L×10-3（Kvar） =（0.4+6.92）×5000/100+3×822×7.932×0.4×10-3 =430（Kvar）
10Kv2#母线补偿容量为：
QB2=（I0%+Ud%）Se/100+3I2×XL×L×10-3（Kvar） =（0.48+7.83）×3150/100+3×522×7.932×0.4×10-3 =287.5（Kvar）
目前箱式并联电容器的单台容量均较大，为了安装方便，减少占地面积，一般均选用该系列的电容器。本着只能欠补不能过补的原则，1#母线的补偿容量为360 Kvar，为主变容量的7.2%。2#母线的补偿容量为200 Kvar，为主变容量的6.3%。
以上均将β值按“1”考虑，如果β值达不到1（实际也确实达不到1），补偿容量还应有所减少。因为若考虑到变压器经济运行负载系数β，主变漏磁无功损耗：QBL= Ud%β2/100×Se QL=3I2×β2×XL×L×10-3（Kvar）
按照变压器设计国家标准：《GB6451.2-86》35KV双绕组Yd11系列变压器，3150kVA主变I0%最大为1.0+30%，Ud%最大为7±10%，伴随着小型化站在全国的推广普及及农网改造要求，目前一般新建站35KV供电半径不大于15km。
按照以上标准计算变电站中最大补偿容量: 5000 kVA主变
QB1=（I01max%+Ud1max%）Se/100+3I2×XL×L×10-3（Kvar） =(1.3+7.7)×5000/100+3×822×15×0.4×10-3 =571（Kvar） 为主变容量的11% 3150 kVA主变
QB2=（I01max%+Ud1max%）Se/100+3I2×XL×L×10-3（Kvar） =(1.3+7.7)×3150/100+3×522×15×0.4×10-3 =332（Kvar）
为主变容量的10.5%
根据以上实际计算，关于35KV变电站无功补偿容量的确定，应遵循以下原则:①35KV变电站的无功补偿容量必须根据主变参数，主变负载系数，35KV线路参数进行实际理论计算。②根据只能欠补不能过补的原则，防止无功倒流，实际补偿容量必须小于理论计算值。③每组电容器的补偿容量必须根据相应的主变容量确定，不宜平均分配 (每个电容器组又可分三组，容量比最好为1:2:3)，以利随主变的投停及负荷情况投退相应的电容器。④鉴于目前S9系列节能变压器的国家标准，和小型化变电站“密布点、短半径”的建站原则，及农网改造要求，一般35KV线路长度不会超过15公里，加之35KV线路的无功损耗占的比重较小，故小型化35KV变电站的无功补偿容量确定为主变容量的5%~8%为宜。
❾ 你好。请教一个问题。110KV 35KV 10KV变电站的设计中要求有一个无功补偿设计。是什么意思啊。
电容器装置TBB系列，框架式！应采用空抗，这样噪音温度什么的都低！至于你想要图纸上图，可以直接联系我！
❿ 10KV变电站高压侧要装无功补偿装置吗
不需要。
10kV作为高压侧是没有变电站的，最多是配电室。
10kV线路的电源侧变电站回，如110kV或35kV变电站，在其答低压侧母线上一般有装设电容器组作为无功补偿。
部分变电站还有安装接地变和消弧线圈。
可以这么说，电网中装设无功补偿装置的主要目的就是提高电压质量，毕竟现在用户对于电压质量的要求也比较高。
那么作为用户来说，除非是自身的负荷特点导致功率因数降低，而电源侧也无法提供高质量的电压，那么可以考虑加装。其实对于电力系统而言，用户自行加装无功补偿装置对整个电网是有好处的。
楼主主要应考虑两个方面：一是负荷特点有无必要加装，二是加装的性价比是否合适。
建议先找供电部门要求提高电压质量，然后再考虑自行投资。