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110kV变电站无功补偿的设计摘要：无功补偿包括并联补偿、串联补偿、电抗补偿等，本文结合实际应用，通过电力系统的无功功率平衡分析、谐振、合闸涌流的核算，对110kV变电站常用的并联补偿容量进行分析和论证。
关键词：无功补偿；合闸涌流概述无功补偿包括并联补偿、串联补偿、电抗补偿等，本文主要对110kV变电站常用的并联补偿进行分析和论证。
并联无功补偿一般指补充无功电源、满足无功负荷的需要，以达到无功电源和无功负荷在的电压条件下的平衡。
[1] 大量终端变电站无功补偿的设计是变电站设计中的一个重要组成部分。
通过合理的无功补偿配置，可以提高供电系及负载的功率因素，减少功率损耗，稳定受电端及电网电压，提高供电质量；在长距离输电线中合适的地点设置动态无功补偿还可以改善输电系统的稳定性，提高输电能力。
[2]从运行经验方面、经济性等各方面考虑，终端变电站一般采用分散式框架油浸电容器组。
1 容量选择110kV大沙变电站是广东江门市一个典型的终端变电站，终期安装3×50MVA主变压器；110kV出线4回、10kV出线30回。
基础数据如下：汇入汇总表可得需补偿的无功容量如下：（由于10kV充电功率很小，本表计算中可忽略不计）由上述计算表中，可在每台主变10kV母线侧装设3×6012kvar分散式电容器组，本期在负载率为100%时，需补偿的容量32.37Mvar，两台主变共投切2×3×6012kvar电容器组；在负载率为67%（n-1）时，需补偿的容量18.04Mvar，投切2×2×6012kvar电容器组；在负载率为33%（n-2）时，需补偿容量6.91Mvar，投切2×1×6012kvar电容器组，可满足需求。
远期在负载率为100%时，需补偿的容量48.66Mvar，两台主变共投切3×3×6012kvar电容器组；在负载率为67%（n-1）时，需补偿的容量27.16Mvar，投切3×2×6012kvar电容器组；在负载率为33%（n-2）时，需补偿容量10.47Mvar，投切2×1×6012kvar电容器组，可满足需求。
《电力系统稳态分析》课程设计题目：110kv电力网最大负荷下的无功补偿和调压计算河西学院本科生课程设计任务书 设 计 题 目 某110kv 电力网最大负荷方式下的无功补偿和调压计算 作 者 姓 名1.1设计内容 1.设计要求按就地无功补偿方式,选择标准电容组进行无功补偿后的潮流计算;通过改变变压器分接头方式,使各母线电压水平符合国家相关规程规定. 1.2原始资料：1.电力网接线示意图.本次设计针对某110kv 电力网进行,其接线示意图如图4-13所示.图中,发电厂A 的高压母线电压为110kv;各变电所中分别装设2台主变压器,110kv 线路为双回路钢芯铝绞线。
发电厂A10kvA 升压站T-1L-1L-2T-210kv10kv变电所2变电所310kv电力网接线图 .2.发电厂、变电所负荷情况及元素技术参数。
发电厂、变电所的负荷情况见表4-8，变压器的技术参数见表4-9，线路的技术参数见4-10发电厂、变电所负荷一览表 位置发电厂A 变电所2 变电所3 最大负荷（MW ） 4 50 30 功率因数 0.850.80.8110kv 变电所主变压器技术参数表位置 A 升压站（T-1） 变电所2（T-2） 变电所3（T-3） 型号无励磁调压变压器63000 有载调压变压器31500 有载调压变压器20000 额定容量（MV A ） 90 31.5 20 台数2 2 2 空载损耗（kw ） 55.8 36.6 26 负载损耗（kw ） 260 148 104 空载电流（%） 0.4 0.77 0.84 短路阻抗（%）10.510.510．5分接头电压（kv ） 1215.10/%5.22⨯±11011/%25.18⨯± 11011/%25.18⨯±110kv 线路技术参数表导线型号 LGJ-95/35 导线型号 LGJ-95/35 回路数 双回路 导线阻抗（km / ）0.332+j0.429 长度（km ）60导线充电功率（Mvar/110km ）3.5042.设计的基本要求2.1设计及计算说明书（1）说明书要求书写整齐，条理分明，表达正确、语言正确。
110kV变电站功率因数分析与无功补偿措施【摘要】本文研究了110kV变电站在工作时，功率因数变低的原因，通过一些分析说明了长距离输电状况下，线路出现的电容功率引起无功平衡导致的一些影响。
基于此，本文首先叙述了不同负荷条件、不同运作方式下的无功补偿方案，其次重点对无功补偿错数做了叙述，以期可为相关工作者提供一点参考。
【关键词】变电站；功率因数分析；无功补偿措施电力系统中要求电源提供两类能量，其一是用于做功而被消耗的能量，其二是用于磁场的建立，被用在能量交换上的能量，该部分功对外部电路来说并没有做功，因此将其称为无功功率，如果无功功率不足，无功负荷和无功电源必将处在一种低电压平衡，最终导致电力设备损耗增加、设备损坏等危害，严重者甚至导致电网大面积停电，因此积极研究变电站功率因数及无功补偿措施有着一定的意义。
1.变电站功率因数问题的出现2010年咸阳机场二期扩建，增加一条空机110KV纯电缆线路，长度8.9公里。
原有的两条110KV架空线路，由于扩建南跑道，架空线必须落地，落地后沣机线电缆长度3.5公里，碱机线路3.2公里。
经测试线容性无功6300Kvar，沣机线路2700Kvar，碱机线路2080Kvar，供电局计算功率因数是三条线路的总和，经计算咸阳机场三条线路共计容性负荷11080Kvar，第一个月运行后共计被罚款10.5万元，最高一个月功率因数罚款达26万元。
我们立即成立技术攻关小组研讨，经过多方研究，确定在10KV安装电抗器，安装完后改变了现状。
现在由罚款，到月月奖励。
2.无功平衡的分析及无功补偿作用2.1无功平衡分析在该飞机场110kV变电站二期扩建线路施工当中，出现无功功率不足的情况，起初分析认为是因为一些设备计量不准或一些线路接线错误导致，通过对设备计量进行校验及对接线检查，排除了计量出现误差和接线错误的可能，接着技术攻关小组将注意力重点放在了线路上，因为线路引起的容性功率原因，在变电站本身负荷比较低的情况下，并不是无功不足引起的功率因数不足，而是大量无功过剩使得线路传导向系统引起的。
10K V磁控式动态无功补偿成套装置技术规格书2 动态无功补偿装置监控系统技术要求装置具备电气量测量、通信，控制调节、闭锁报警、计算分析、数据记录、显示打印等功能。
2.1 功能要求（1）通信功能装置具备多路信息通道（串口和数据口）与变电站监控系统或其它自动化系统通信，装置有调度数据网接口设备；可采用Modbus规约。
（2）闭锁与报警装置考虑的主要闭锁条件有：装置（电容器）保护动作、PT断线、系统电压异常、装置故障、远动信号指令或手动闭锁等。
例如：设备故障，闭锁该对象的控制指令，发报警信号。
闭锁和报警需手工解除。
低压侧母线零序电压越限时，闭锁该段母线上电容器的投切指令，发报警信号。
当零序电压正常时自动延时解除闭锁和报警。
（3）装置自检异常时闭锁所有控制指令，发报警信号。
闭锁和报警需手工解除。
（4）母线电压不合格，装置发越限报警信号，电压恢复正常时自动解除报警。
（5）历史数据保存系统设有历史数据库，能将组态数据，参数设置、调节过程进行保存。
可保存三至六个月的数据。
（6）人机界面系统具有良好的人机界面，能实时显示系统各种采集数据，并能以曲线、棒图等方式显示数据。
能查询打印系统保存的历史信息。
*（7）控制功能磁控电抗器控制器应具备1拖2功能，即一套控制器可以控制2台磁控电抗器运行，用在控制单个磁控电抗器的系统中，可以实现控制器的备用。
2.2 性能要求2.2.1 成套装置能实现自动检测、远方手动投切和现场手动投切，各种方式之间有可靠的闭锁，防止发生事故。
检测、控制均可实现完全自动可实现无人值守。
2.2.2 成套装置功能（1）现场参数设置功能具有供值班员使用的参数设置功能，所有设置的内容可保存十年以上而不丢失，不受停电和干扰信号的影响；（2）显示功能可分别显示系统的电压、电流、功率因数、无功功率、有功功率；显示磁阀电抗器输出电流；显示相应的高压断路器的通断状态，显示各类保护动作情况及故障告警等信息。
（3）事件顺序记录当各类保护动作时，控制器将自动记录事件发生的类型、相别及动作值，事件按顺序记录，可通过液晶进行查询。
110千伏变电站10kV无功补偿装置的选择对没有调相和调压计算依据的变电站进行无功补偿装置的选择及容量计算，一般从无功负荷和无功电源两方面考虑。
一、无功负荷1、变压器自身无功功率损耗Q1=[S2X UK%（Sn2X 100）+10%/100] X Sn其中：S 变压器实际负载容量；Sn 变压器额定容量；UK%变压器阻抗电压百分比值；I0% 变压器空载电流百分比值。
2、变压器供电无功负荷Q2二Seos如tan如其中：S 变压器实际负载容量；如功率因数角，取eos如=0.9 o3、无功负荷QA=Q1+Q2二、无功电源1、110千伏网络提供的无功功率Q3=Stane其中：S 变压器实际负载容量；e 功率因数角，取eose=0.95o2、线路的充电功率04=单位长度的充电功率X线路长度（一般只计110kV及以上的架空线路和35kV及以上的电缆线路）其中：送电线路和电缆线路单位长度的充电功率见《电力系统设计手册》（电力工业部电力规划设计总院编，中国电力出版社）和《两种无功功率补偿的计算方法》（济南大学学报（自然科学版）。
3、同步发电机Q5 （对于一般的变电站可不考虑此项）某些专供小水电上网的变电站，由于通过该站上网的小水电较多，因此会导致变电站无功过剩、10kV母线电压较高的现象，此时，还应根据具体情况考虑小水电所产生的无功功率Q5=Ss in。
其中：S 小水电容量；9功率因数角，取cos 9 =0.8。
4、无功电源QB =Q3+Q4+ Q5三、无功平衡Qr=QB-QA当Qr~0,表示系统中无功基本平衡；当Qr?0,表示系统中无功功率能够满足要求且有适量的备用，若数值较大则说明系统中无功功率过剩，需考虑加设电抗器补偿来维持系统平衡。
当Qr?0,表示系统中无功功率不足，应考虑加设电容器无功补偿装置。
四、实例计算某110kV变电站主变容量1X 40MVA变压器阻抗电压UK%=10.5%空载电流10%=0.4%;该站以1回110kV线路接入某220kV变电站，其中单回架空线路长约20km;单回电缆（800 mm2线路长约0.5km ;本站现有10kV 电容补偿设备1X （2X4008）kvar 。
关于110kV变电站无功补偿的研究本次研究将110kV变电站作为主要对象，明确无功补偿配置需要遵循的原则，以及其安装、布局和选择电器等内容，以便为电网企业无功补偿工作的开展提供参考和依据。
标签：110kV变电站；无功补偿；研究交流同步电网中，无功功率是重要的内容，电网的供电水平、电能的质量、稳定运行以及损耗等都与其有些密切的关系。
实际中，很多电网中的元件以及用户都需要消耗无功功率，而且也只能从网络上获得消耗的无功功率，無功功率的传输还会受到很多因素的限制，就出现了无功补偿与无功平衡之间的问题。
1 分析110kV变电站的无功补偿110kV变电站的无功补偿装置确定，需要依据主变压器的容量，并实现补偿变压器的无功损耗以及负荷侧的无功补偿。
如果主变压器的容量超过40MV A，就需要使用两组容性无功补偿装置。
选择无功补偿装置额容量时，应将主变压器容量的20%作为选择的依据，[1]并考虑最小的负荷以及变电站无功补偿的实际要求。
2 无功补偿的原则、装置选择、安装、补偿容量以及分组分析2.1 无功补偿遵循的原则无功补偿的额定电压需要配合不同运行方式下的电压，有助于变电站的就地平衡，避免电线线路出现损耗。
也就是说变电站的无功补偿需要做到科学挑选变电站窝工补偿的装置种类，确定合适的补偿以及保护形式，实现安全运行与检修。
在实际工作中应结合具体的环境以及变电站运行情况进行科学的施工。
2.2 选择无功补偿装置需要遵循的原则选择无功补偿装置时，应选择并联的电容器和电抗器，并保证这些设备的成本投入少，损耗不多，并且能够分组投切。
为了更好地满足电能质量，使得系统能够稳定运行，就需要安装静止无功补偿器或者是发生器，在此过程中需要综合考虑经济、环境以及技术等因素。
无功出力会受到静止无功补偿器和发生器的快速调整，能够对负荷快速变化而出现的波动和闪变的电压进行有效的限制，使得电压质量得到优化，保证在干扰情况下，电力系统依旧能够稳定运行，但是由于装置的造价比较高，存在着很大的损耗，所以在使用过程中还需要进行充分的论证。
2 动态无功补偿装置监控系统技术要求装置具备电气量测量、通信，控制调节、闭锁报警、计算分析、数据记录、显示打印等功能。
2.1 功能要求（1）通信功能装置具备多路信息通道（串口和数据口）与变电站监控系统或其它自动化系统通信，装置有调度数据网接口设备；可采用Modbus规约。
（2）闭锁与报警装置考虑的主要闭锁条件有：装置（电容器）保护动作、PT断线、系统电压异常、装置故障、远动信号指令或手动闭锁等。
例如：设备故障，闭锁该对象的控制指令，发报警信号。
闭锁和报警需手工解除。
低压侧母线零序电压越限时，闭锁该段母线上电容器的投切指令，发报警信号。
当零序电压正常时自动延时解除闭锁和报警。
（3）装置自检异常时闭锁所有控制指令，发报警信号。
闭锁和报警需手工解除。
（4）母线电压不合格，装置发越限报警信号，电压恢复正常时自动解除报警。
（5）历史数据保存系统设有历史数据库，能将组态数据，参数设置、调节过程进行保存。
可保存三至六个月的数据。
（6）人机界面系统具有良好的人机界面，能实时显示系统各种采集数据，并能以曲线、棒图等方式显示数据。
能查询打印系统保存的历史信息。
*（7）控制功能磁控电抗器控制器应具备1拖2功能，即一套控制器可以控制2台磁控电抗器运行，用在控制单个磁控电抗器的系统中，可以实现控制器的备用。
2.2 性能要求2.2.1 成套装置能实现自动检测、远方手动投切和现场手动投切，各种方式之间有可靠的闭锁，防止发生事故。
检测、控制均可实现完全自动可实现无人值守。
2.2.2 成套装置功能（1）现场参数设置功能具有供值班员使用的参数设置功能，所有设置的内容可保存十年以上而不丢失，不受停电和干扰信号的影响；（2）显示功能可分别显示系统的电压、电流、功率因数、无功功率、有功功率；显示磁阀电抗器输出电流；显示相应的高压断路器的通断状态，显示各类保护动作情况及故障告警等信息。
（3）事件顺序记录当各类保护动作时，控制器将自动记录事件发生的类型、相别及动作值，事件按顺序记录，可通过液晶进行查询。
2020年第4期总第395期110kV 模块化变电站无功补偿配置孙振作（国网江苏省电力有限公司徐州供电分公司，江苏徐州221000）无功补偿是降低有功网损、提高电网电压质量最常用、最经济有效的方法之一。
而并联电容器是电网无功补偿的重要设备，如何根据地区电网的实际情况合理地确定并联电容器的结构类型，配置容量、分组情况，以满足电网安全稳定经济的运行要求是至关重要的问题。
为此本文根据新的规范对110kV 模块化变电站并联电容器的配置进行选择和分析。
根据国家电网公司2015年颁布的《电力系统无功补偿配置技术原则》有关功率因数的规定，以徐州琅溪110kV 模块化变电站为例，研究了110kV 模块化变电站的无功补偿配置方案，并给出了计算方法。
1工程背景110kV 琅溪变电站位于徐州市铜山区，是一座新建110kV 模块化变电站。
该变电站本期建设2台主变，均采用型号为SZ11-50000/110的分体式三相双绕组油浸自冷式有载调压变压器，单台容量为50MV A ，主变分接头选用110±8×1.25%/10.5kV ，短路阻抗U d =17%，空载电流I 0=0.16%，电抗率K =5%，接线组别为YN,dll 。
根据电网背景谐波数据显示，该站所在区域电网主要存在5次及以上谐波，该站10kV 母线分裂运行时最大三相短路电流为14.99kA 。
2变电站无功补偿容量的计算在进行110kV 变电站无功补偿容量计算时，须先从负荷较轻和负荷较重两种情况入手。
2.1负荷较轻时负荷按12000kW 考虑，根据DL/T 1053－2007《电能质量技术监督规程》规定，100kV A 及以上的高压供电的电力用户在用户高峰负荷时功率因数不宜低于0.95，一般用户在高峰负荷时功率因数不宜低于0.9，35～220kV 变电站的无功补偿设备应随负荷变化及时投切，并满足在变压器最大负荷时，其一次侧功率因数不低于0.95；在低谷负荷时功率因数不高于0.95。
浅析油气田110kV变电站无功补偿设计发布时间：2021-08-06T15:45:16.717Z 来源：《中国电业》2021年第10期作者：王延磊[导读] 在大型油气田的开发建设中，经常配套建设110kV输电线路和变电站作为电源（简称“110kV输变电系统”）王延磊中油（新疆）石油工程有限公司设计分公司摘要：在大型油气田的开发建设中，经常配套建设110kV输电线路和变电站作为电源（简称“110kV输变电系统”），完成整个区块采油井、采气井、处理站的配电。
无功补偿作为变电站重要组成部分，设置的容量大小关系变电站运行经济性，本文通过理论计算，结合部分变电站运行过程中的功率因数情况，提出无功补偿装置设计注意的问题，总结出无功补偿装置的设计思路和方案。
关键词：无功补偿装置；功率因数；1 引言110kV输变电系统含110kV架空线路和变电站，电源点通常为上级220kV变电站或者其他110kV变电站母线，电源点为110kV输变电的关口计量和功率因数考核点。
功率因数的高低直接涉及电网运行的经济性和电网公司对用户收费问题，合理计算系统的无功功率，确定合理的补偿装置，显得尤其重要。
110kV输变电系统无功主要有线路的容性充电功率、主变的励磁感性无功功率，负荷的感性无功功率，系统存在容性无功，也存在感性无功，需进行合理计算和设计补偿装置，以满足经济性和功率因数考核的要求。
2、系统无功的计算方法2.1线路的充电功率110kV架空输电线路因系统对地电容和线间电容的存在，线路运行过程中，产生容性无功，即充电功率。
110kV线路的充电功率计算依据《电力工程一次手册》，架空线路所需无功计算部分表9-1，110kV架空线路充电功率为34kvar/100km。
计算系统的无功补偿时，应计算在内。
2.2变压器励磁功率变压器运行过程中，产生的感性无功主要为励磁电流无功和空载电流无功，其计算详下式。
2.3负荷的感性无功功率3、典型工程的理论计算与实际运行情况对比本次通过油气田110kV输变电系统的无功计算，并比照实际工程中无功补偿装置的设计情况，对比和验证计算方法的合理性。
华恩机械有限责任公司35kV变电所SVG无功补偿装置技术规格书山西金鹤电力设计有限公司2011年12月18日1总则1.1 本设备技术规格书适用于华恩机械35kV变电所的2套10kV无功补偿装置(SVG)。
规格书提出设备的功能、设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。
供方提供的设备应是符合本技术要求、完整的设备。
1.2本设备技术规范书提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，供方应提供符合工业标准和本规格书要求的优质产品。
1.3若供方没有以书面形式对本技术条件提出异议，则意味着卖方提供的设备完全符合本技术条件和国家标准要求；如有异议，不管多小，都应在投标书中以“对技术条件的意见和同技术条件的差异”为标题的专门章节中说明1.4本技术规范书经双方确认后，作为商务合同的附件，与商务合同具有同等的法律效力，随合同一起生效。
1.5本技术规格书未尽事宜，由供需双方协商确定。
1.6供方须执行现行国家标准和行业标准。
应遵循的主要现行标准如下。
下列标准所包含的条文，通过在本技术规范中引用而构成为本技术规范的条文。
本技术规范出版时，所示本均为有效。
所有标准都会被修订，供需双方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。
有矛盾时，按现行的技术要求较高的标准执行。
(1) DL/T672 《变电所电压无功调节控制装置订货技术条件》(2) DL/T597 《低压无功补偿控制器订货技术条件》(3) GB11920 《电站电气部分集中控制装置通用技术条件》(4) GB1207 《电压互感器》(5) SD325 《电力系统电压和无功电力技术导则》(6) SD205 《高压并联电容器技术条件》。
(7) DL442 《高压并联电容器单台保护用熔断器订货技术条件》。
(8) GB50227 《高压并联电容器装置设计规范》。
(9) GB311.2～311.6 《高电压试验技术》。
(10)GB11 024 《高电压并联电容器耐久性试验》。
(11)GB11025 《并联电容器用内部熔丝和内部过压力隔离器》。
(12)ZBK48003 《并联电容器电气试验规范》。
(13)GB50227 《并联电容器装置设计规范》(14)GB3983.2 《高电压并联电容器》(15)JB7111 《高压并联电容器装置》(16)DL/T604 《高压并联电容器装置定货技术条件》(17)GB3983.2 《高压并联电容器》(18)GB5316 《串联电抗器》(19)GB1985 《交流高压隔离开关和接地开关》(20)JB 5346 《串联电抗器》(21)DL/T 462 《高压并联电容器用串联电抗器订货技术条件》(22)DL/T653 《高压并联电容器用放电线圈订货技术条件》(23)JB/T 3840 《并联电容器单台保护用高压熔断器》(24)DL/T620 《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》(25)GB/T 11032 《交流无间隙金属氧化物避雷器》(26)GB/T 11024.1 《放电器》(27)GB2900 《电工名词术语》(28)GB3ll.1～6 《高压输变电设备的绝缘配合》(29)GB3ll.7 《高压输变电设备的绝缘配合使用导则》(30)GB 5582 《高压电力设备外绝缘污秽等级》(31)GB11022 《高压开关设备通用技术条件》(32)GB1985 《交流高压隔离开关和接地开关》(33)GB 2536 《变压器油》(34)GB5273 《变压器、高压电器和套管的接线端子》(35)GB775 《绝缘子试验方法》(36)GB/T4109 《高压套管技术条件》(37)G/T 12325 《电能质量供电电压允许偏差》(38)GB 12326 《电能质量电压波动和闪变》(39)GB/T14549 《电能质量公用电网谐波》(40)GB/T 15543 《电能质量三相电压允许不平衡度》(41)GB14285 《继电保护和安全自动装置技术规程》(42)GB50217 《电力工程电缆设计规范》(43)GB4856 (IEC255) 《电气继电器的绝缘试验》(44)DL/T677 《继电保护设备信息接口配套标准》(45)GB10229 《电抗器》(46)GB7328 《变压器和电抗器的声级测量》(47)国家现行包装运输标准。
其它有关的现行标准。
2. 变电站状况主变容量：16000kVA10kV侧最大短路容量：450MVA运行方式：单母线分段.变电所供电系统图见10kV系统图（S1219(订)-253-2）主要谐波源：中频炉等设备产生谐波。
3.主要技术要求3.1安装环境条件3.1.1 安装位置：户内3.1.2 最高气温+40℃最低气温-25℃年平均气温10℃3.1.3海拔高度：600m3.1.4相对湿度：日平均≤95％；月平均≤90％3.1.5地震烈度：8度3.1.6污秽等级：Ⅲ级3.2技术性能要求3.2.1 华恩变电站10kV系统配置1套10kV无功补偿装置（SVG），补偿容量为3000kVar供方根据需方提供的供电系统及负荷参数，确定系统的组成及参数，确保技术和安全指标完全满足要求。
系统可根据负载无功变化实现连续可调的无功输出，且具有较好的滤波效果。
3.2.2供方提供的10kV动态无功补偿装置SVG应是成套供货的最终产品；该设备的设计、配置和制造应为当前最新的、标准的成型产品，应保证其具有相当的安全性、可靠性及可操作性，其各项性能参数完全达到国内先进水平，整体性能响应速度快，控制系统响应时间小于5ms，成套装置响应时间小于20ms。
无功补偿成套装置采用柜式结构。
3.2.3在系统不同运行工况下，所设计的滤波器不能与系统产生并联谐振和发生谐波放大，并由计算机仿真程序来证明。
3.2.4流入系统的谐波电流及10kV•母线上的谐波电压低于国标GB/T14549的限值。
3.2.53.2.6 SVG装置采用，安全可靠，免维护。
SVG部分采用多电平控制技术，实现高频低脉冲，输出电流谐波含量小，变流器通过连接电抗器接入10kV母线。
主回路IGBT元件选用优质元器件，具有足够的电压、电流裕量。
3.2.7 整套装置能够根据负荷无功功率的大小及功率因数的实际运行水平自动跟踪，动态补偿无功功率。
整套装置实现大容量和无级补偿，无功容量保证连续调节与平滑输出。
成套装置应具有短时过载能力，过载无功补偿容量为成套装置总容量的15%。
3.2.8电能质量指标要求考核点（P.C.C点）：10kV母线功率因数：1＞cosφ≥0.98以上提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节作出规定，投标方应保证提供符合本项目技术协议条件和工业标准的优质产品，并保证所供设备系统投入使用后其PCC考核点的电能质量能够达到国家各级电网部门所要求的标准。
3.2.9 SVG控制系统与SVG变流模块采用一体化设计，便于调试运行，所有系统参数可在变电所后台监控。
控制系统由触摸工控机、现场控制器和脉冲分配单元等几个主要部分组成。
各部分应实现以下功能：触摸工控机：设定SVG的运行参数、监控SVG的运行状态和实时直观地显示各重要参数，当设定好这些参数后，通过RS485接口，实现与下一级现场控制器MPU的通信；现场控制器：负责预先设定或接收上级中心计算机给定的各工作信号，计算出功率开关器件的开通/截止角度，将控制信号传输给脉冲分配单元。
脉冲分配单元：接收现场控制器的控制信号，将驱动信号输出给门极驱动电路，控制SVG功率模块的开通和截止。
a、控制器的基本功能成套装置控制系统应可根据系统电压/无功的变化情况，实现脉冲发生和分配功能，自动调节装置无功输出；成套装置具有供值班员使用的参数设置功能，所有设置的内容不受停电和干扰信号的影响；b、通讯功能控制器应具有和上位机通讯的标准化接口。
采用通讯管理机实现就地和远方通讯。
同时控制具备与变电站综合自动化联网的功能，高压开关柜的合闸、分闸及状态监控在后台保护上实现。
可采用包括RS232C、RS485、以太网和Modem等多种通讯方式。
控制器与功率模块采用光纤通讯技术，高低压完全隔离、系统具有极高的安全性和可靠性，同时具有极强的抗干扰能力；断电时控制器可由内置UPS供电，SVG可在无外部控制电源的情况下持续运行30min以上c、显示功能控制器应采用液晶显示器，具有友好的人机界面，数据保存6个月以上。
可提供如下功能：实时电量参数显示（电压、电流、功率因数等）历史事件记录链式装置单元状态监视显示当前时间、保护动作时间，显示保护类型、保护动作时间等信息。
d、保护功能成套装置应采用了综合保护策略，以提高装置可靠性；保护保护类型如下：母线过压、母线欠压、过流、速断、直流过压、电力电子元件损坏检测保护、丢脉冲、触发异常、过压击穿、阀室超温、保护输入接口、保护输出接口控制和系统电源异常等保护功能。
3.3 SVG逆变器技术参数：采用先进的全控型器件IGBT，装置主回路元件的选用应留有足够的电流、电压裕度。
额定频率： 50Hz额定电压： 10kV容量调节范围：从额定感性容量到额定容性容量连续可调平均损耗：小于0.5%谐波特性：中频炉等设备产生谐波的有源滤波功能。
响应速度：不大于5ms3.4 成套装置功能3.4.1 现场参数设置功能具有供值班员使用的参数设置功能，所有设置的内容可保存十年以上而不丢失，不受停电和干扰信号的影响；3.4.2显示功能显示10kV低压侧的电压、电流、功率因数、无功功率、有功功率；显示补偿装置的输出电流。
显示10kV低压侧的电压、电流、SVG装置的输出电流的波形；显示相应的高压断路器的通断状态，显示各类保护动作情况及故障告警等信息。
3.4.3 事件顺序记录当各类保护动作或监视的状态发生变化时，控制器将自动记录事件发生的类型、相别及动作值，事件按顺序记录，可通过液晶进行查询，并以通讯方式远传。
动作次数可永久保存，即使掉电也不丢失。
3.4.4 所用配套的接线盒、控制箱等防护等级不低于IP54，且采用不锈钢材质。
4 备品备件及易损件4.1 要求投标方提供随机备品备件、易损件清单（注明数量、单价、合计价），计入投标总价中；4.2 投标方应将设备质保期后一年内正常运行所需的备品备件、易损件列出清单（注明数量、单价、合计价）。
5 技术文件5.1投标方在设备鉴定合同生效后15天内向招标方提供中文技术资料一套，如基础安装尺寸、二次接线图和有关技术资料；5.2设备操作与维修手册，材料清单，产品合格证书；5.3电气设计原理图纸。
6验收条件及包装要求6.1验收依据：JB/ZQ400.1-86《产品检验通用技术要求》和相关的中国国家标准；6.2买卖双方合同中规定的技术要求和双方签定的各种技术文件。
6.3 在招标方安装现场设备最终验收7售后服务7.1投标方负责现场设备的指导安装、调试工作，直到设备整体正常运行。
