一、无功补偿概述和原则
无功功率比较抽象，它是用于电路内电场与磁场的交换，并用来在电气设备中建立和维持磁场的电功率。它不对外作功，而是转变为其他形式的能量。凡是有电磁线圈的电气设备，要建立磁场，就要消耗无功功率。比如40瓦的日光灯，除需40多瓦有功功率(镇流器也需消耗一部分有功功率)来发光外，还需80乏左右的无功功率供镇流器的线圈建立交变磁场用。由于它不对外做功，才被称之为“无功”。
电力系统的无功补偿与无功平衡是保证电压质量的基本条件， 首先是一些重要原则当然很多是国网的原则，虽说要摆脱国网思路束缚，但是有些好东西还是要保留。
分层分区补偿原则： 有鉴于经较大阻抗传输无功功率所产生的很大无功功率损耗和相应的有功功率损耗，电网无功功率的补偿安排宜实行分层分区和就地平衡的原则。所谓的分层安排，是指作为主要有功功率大容量传输即220--500 kV电网，宜力求保持各电压层间的无功功率平衡，尽可能使这些层间的无功功率串动极小，以减少通过电网变压器传输无功功率时的大量消耗;而所谓分区安排、是指110k V及以下的供电网，宜于实现无功功率的分区和就地平衡。
电压合格标准：
500kV母线：正常运行方式时，运行电压不得超过系统额定电压的+10%;运行电压不应影响电力系统同步稳定、电压稳定、厂用电的正常使用及下电压调节。
发电厂和500kV变电所的220kV母线：正常运行方式时，电压允许偏差为系统额定电压0～+10%;事故运行方式时为系统额定电压的的-5%～+10%。
发电厂和220kV变电所的110kV～35kV母线：正常运行方式时，电压允许偏差为相应系统额定电压-3%～+7%;事故后为系统额定电压的的±10%。
带地区供电负荷的变电站和发电厂(直属)的10(6)kV母线：正常运行方式下的电压允许偏差为系统额定电压的0～+7%。
无功补偿配置原则：各电压等级变电站无功补偿装置的分组容量选择，应根据计算确定，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%,并满足主变负荷时，功率因数不低于0.95。
以上只是大概的比例估计，具体工程的变电站的无功配置是需要通过计算的，计算分不同运行方式(针对容性和感性)，无功计算一般是有无功交换的整个区域一起计算 ，主要与区域负荷、电厂和外部无功输入、区域内变电站进出线充电功率有关。
无功不足应采取的措施：
要求各类用户将负荷的功率因数提高到现行规程规定的数值。
挖掘系统的无功潜力。例如将系统中暂时闲置的发电机改作调相机运行;动员用户的同步电动机过励磁运行等。
根据无功平衡的需要，增添必要的无功补偿容量，并按无功功率就地平衡的原则进行补偿容量的分配。小容量的、分散的无功补偿可采用静电容电器;大容量的、配置在系统中枢点的无功补偿则宜采用同步调相机或静止补偿器。
电压中枢点：指那些能够反映和控制整个系统电压水平的节点(母线)。
中枢点的无功电压控制至关重要，一般根据实际情况选择以下作为中枢点：(1)大型发电厂的高压母线;(2)枢纽变电所的二次母线; (3)有大量地方性负荷的发电厂母线。
二、无功补偿来源和电压调节设备
1)同步发电机：同步发电机是电力系统中重要的无功补偿设备。往往依照不同系统条件和不同的安装位置，根据需要选择不同的发电机额定功率因数。位于负荷中心附近的发电机组，宜于有较大的送出无功功率的能力，可以供应正常负荷的部分无功功率需求外，还可以在正常时保留一部分作为事故紧急储备，非常重要。
至于送端电厂的发电机组，特别是远方电厂，由于无功功率不宜远送的规律，它发出的无功功率主要用以补偿配出线路在重负荷期间的部分无功功率损耗，实现超高压网无功功率的分层平衡。功率因数一般都较高。例如，巴西伊泰普水电.站中，有9台765MW的机组接在交流侧，经900k m ,765kV交流线路到受端，机组的额定功率因数选为0. 95，另9台7机通过直流线路到受端，其额定功率因数选为 0. 85 ,因为前者只需要补偿线路，后者还需要补偿换流站的无功(换流站的无功需求相当大)。
反过来说，接到超高压电网特别是位于远方的发电机组需要具有适当的进相运行能力(吸收无功)，使能在系统低负荷期间，吸收配出的超高压线路的部分多余无功功率，以保持电厂送电电压不超标。
这点在工程实践中往往是一个后备方案，即机组的进相运行来调整电压。我国一般现在机组都会做进相运行试验。
2)输电线路：输电线路既能产生无功功率(由于分布电容)又消耗无功功率(由于串联阻抗)。当沿线路传送某一固定有功功率，线路上的这两种无功功率适能相互平衡时，这个有功功率，叫做线路的“自然功率”。这点应该是较为基本的认识，所以有功潮流大的线路，无功消耗也大，自然产生较少无功;空载线路也容易贡献无功，从而抬升电压。尤其是500kV层面小负荷方式下容易无功剩余。
3)变压器：变压器是消耗无功功率的设备。除空载无功损耗外，当传输功率时，又通过串联阻抗产生无功损耗。依前所述理由，通过变压器传送大量的无功功率在运行中应当是力求避免的，当变压器短路阻抗大时更当如此。通过变压器传送功率产生的电压降，可以适当选择变压器的电压抽头予以补偿。
电压器主要分为三类：供电变压器、电厂升压变、电网联络变。
供电变压器：不但向负荷提供有功功率，也往往同时提供无功功率，而且一般短路阻抗也较大。对于直接向负荷中心供电的变压器，宜于配置带负荷调压分接头，在实现无功功率分区就地平衡的前提下，随着地区负荷的增减变化，配合地区无功补偿设备并联电容器及低压电抗器的投切，以随时保证对用户的供电电压质量，这点国网电力系统导则中有规定。
对这类变压器是否要采用随电压而自动调压分接头，国际上并无统一做法。因为变压器自动调压的作用不总是积极的，如果在系统无功功率缺倾很大的时候，也一定要保持负荷的电压水平而调整电压分接头，势必将无功功率缺额全部转嫁到主电网，从而可能引起重大系统事故。如19 78年12月19日法国大停电事故，1983年12月27日的瑞典大停电事故和1987年7月23日日本东京系统大停电事故的起因，都直接与供电变压器自动调电压分接头有关。本质上原因在于这只是一种间接手段，但不能改变系统的无功需求平衡状态。
发电机升压变：这一类变压器是否配电压分接头和是否带负荷调节电压分接头，没有定论，发电机本身已经是很方便的无功调节设备，在升压变压器上配电压分接头似乎并没有什么特殊必要。当然，各个系统有各自的传统习惯和做法。
主网联络变压器：这一类变压器的特点是容量大，如500 /220/35主变。在研究这一类变压器是否应当装设带负荷调节的电压分接头时，有两个特点值得考虑，，无功功率补偿和调节能力的分层平衡，决定了作分连接两大主电网的联络变压器，原则上不应承担层间交换大量无功功率的任务，而单纯因有功负荷变化所造成的电压变化则较小，第二，一般地说，因为连接的是主电网，每一侧到变压器母线的短路电流水平都相当高，都将远大于变压器本身的容量，调节变压器的电压分接头已经失去了可以有效调节母线电压的作用。1982年国际大电网会议变压器委员会提出过一份，特别指出了有了带负荷调节电压分接头，不仅它本身不可靠，同时还增加了变压器整体设计的复杂性。当然这也不是的，也需要视具体情况而定。
4)并联电容器：并联电容器早已广泛地用于较低电压的供配电网和用户，又称低容，用于补充无功。特点是价格便宜而又易于安装维护。国际上，各大电力系统都是逐年不断地大且增加采用并联电容器，大多数是为了控制负荷功率因数，也有一些接到主变压器三次侧作为无功补偿调节的手段。并联电容器的性能缺陷是，它的输出功率随母线电压降低而成平方地降低，这在电压低的情况下将可能导致恶性循环。
5)并联电杭器：并联电抗器是吸收无功功率的设备。500kV线路直接接到线路上，称为高抗，之前过电压部分已经提到过它的作用(限制工频和操作过电压，避免自励磁、与中性点小电抗相配合，可以帮助超高压长距离线路在单相重合闸过程中易于消弧，从而保证单相重合闸成功);220kV线路一般装在变压器绕组三次侧，为低抗。
6)串联电容器： 又称串补，用于补偿线路的部分串联阻抗，从而降低输送功率时的无功损耗，因而也是一种无功补偿设备。但串联电容更是电力系统经远距离输电时比较普遍采用的提高系统稳定和送电能力的重要手段。南网运用相当多。
串联电容器提升的末端电压的数值QXC/V(即调压效果)随无功负荷增大而增大、无功负荷的减小而减小，恰与调压的要求一致。这是串联电容器调压的一个显著优点。但对负荷功率因数高(cosφ>0.95)或导线截面小的线路，由于PR/V分量的比重大，串联补偿的调压效果就很小。
在高压系统中采用串联补偿，也有一些困难。一是补偿站本身的复杂性，要求能在故障切除后即时再投入串联电容和对串联电容器本身的保护。近年来开发的氧化锌非线性电阻保护系统，有助于解决这方面的困难，其次是增加了继电保护的困难，传统的距离保护用在串联补偿线路上遇到一些特殊的问题;第三，要解决汽轮发电机组配出串联补偿线路可能产生的次同步谐振问题(这块是一个独立课题，出现过不少事故)。
7)同步调相机：同步调相机是早采用的一种无功补偿设备，现在基本不采用。但为了适应电网稳定以及直流输电的需要，在一些情况下仍然具有它的特定作用。
8)静止补偿器SVC: 静止补偿器有电力电容器和可调电抗并联组成。
电容器可发出无功功率，电抗器可吸收无功功率，根据调压需要，通过可调电抗器吸收电容器组中的无功功率，来调节静止补偿其输出的无功功率的大小和方向。静止补偿器能快速平滑的调节无功功率，以满足无功补偿装置的要求。这样就克服了电容器作为无功补偿装置只能做电源不能作负荷且不能连续调节的缺点。但其也不适用于一个受端系统很弱的电网中，因为其容量将随母线电压下降而成平方地降低。
从本质上来说静止补偿器主要是一种反应迅速的无功功率调节手段。和同步调相机比较，虽然造价相当，但静止补偿器的调节远为快速，’这是一个突出的优点。而为了能发挥它在需要时的无功功率快速调节能力，至于因正常负荷变动引起的电压变化，过程比较缓慢，用一般的便宜得多的电容器与电抗器投切等，完全可以满足要求，没有必要选用这种高性能的设备。所以一般用于负荷冲击大的节点、电压枢纽节点、功率容易波动的联络线两侧以及事故紧急备用节点。
至于更为先进的TCSC、STATCOM等设备放在以后的柔性电力系统里面提及。
三、系统无功设计
1) 系统各点允许的长期运行电压，受接入电力设备绝缘水平和变压器饱和的限 制。例如在我国，规定500kV电网的长期运行电压为550kV，变压器的运行电压不得超过相应电压分接头额定值的105%等。
2)系统各点的运行电压，决定于电力系统稳定运行需要和变压器带负荷电压分接头的调正范围的要求，对于发电厂，还受厂用电要求的制约。
3)国外大多数电力系统考虑，允许的电压波动范围都在额定值的±5%-±10%的范围(正常和N-1方式)
在设计电力系统的无功功率时，还需要考虑如下的一些基本要素：
不使超高压长距离线路的甩负荷过电压超过一定允许值(稳态工频过电压值)
保证电网的送电稳定性。这是对电网电压水平的限制。为了在各种可能的正常运行和规定事件后的电网运行方式下，保持运行中的所有输电线路都有一定的稳定裕度因而要求各枢纽变电所电压能保持高于一定的水平。事故一般考虑N-1，也有的考虑严重些N-2。世界上发生了不止因电压问题引起的系统大事故，这点会在以后电网大停电部分提及，电力系统稳定部分也会涉及。
直流输电的需要。直流输电的换流装置无论以整流器方式或逆变器方式运行时，都将从交流侧吸收无功功率，这一部分无功需求相当大，也是直流输电系统需要重点考虑的内容。
解放发电机和同步调相机的无功功率能力，使之留作事件后的紧急补偿需要。如并联电容器作为正常时的无功功率补偿，完成正常运行时校正电压的任务，而把发电机之类的旋转无功容量空出来作为事故备用。这也是国外系统的一种普遍做法。
对于无功功率的事故紧急备用问题，可以和电网有功功率的备用情况作比较。在有功功率的安排上，必须留有足够的调峰容量、调频容量、运行备用容量以及当发生大功率缺口时的按频率降低自动减负荷。电网的无功功率安排，客观上也完全有同样类似的要求，但却一直不如有功功率那样明确。
就电网特性而论，两者的不同在于: 对于频率，是全网一致，电网中任一点的有功电源和有功负荷的增减对电网频率变化都起到基本同样的影响; 而对于电压，则是区域性乃至逐点式的，各点的无功电源和无功负荷对电压变化的影响，主要是就地的，因而必须分层分区安排和调节，使无功电源与无功负荷基本逐点对应。所以当着电网发生了大的无功功率缺额的时候，在现实生活中却很难按照处理有功功率缺额相类似的原则去处理。
所以这就导致实际生产中，发生较大事故时无功电压调节相当困难，导致电压崩溃等严重后果。
对于高压电网，需要制订专门的无功功率规划，除了主要由地区电厂供应地区负荷的小系统外，一般都需要在全系统的基础上进行无功功率补偿设备的协调配置。许多系统的做法，首先是按系统峰负荷时运行方式，决定配置无功功率的补偿容量; 然后按系统低谷负荷时的运行方式进行校核，决定线路充电功率的吸收容量及其实现手段。
无功功率补偿的设计，一般需要研究两大类系统结构情况下的三种运行方式。两大 类系统结构：正常和N-1;三种运行方式：大负荷，小负荷，潮流倒送方式。
系统无功设计时，还有一些细节问题：
500kV双回线在运行中突然断开一回，其后果是原来由断开那回线传输的有功功率将立即转移到保留在运行中的一回线上来。由于保留在运行中的那回线的电流突然增大，线路的无功损耗将成平方地增大。同时还失去了原来一回线的充电功率，这个缺额不小而且必须由两侧系统立即提供补偿。瑞典1983年12月17日的大停电事故就是由于主输电线路跳闸，受端无功补偿能力不足引发的。
在运行的电网中，为了解决这类问题，可以采取连切部分送端机组，或在条件合适的情况下连切部分受端负荷，以减少通过保留运行线路中的传输电力，以保持事件后系统的稳定运行。但是这种后备措施，应当留给生产运行系统，以应付实际可能出现的比设计系统时选取的更为严重的情况下的事件。
高低压电磁环网运行中高压线路突然因故断开。例如500kv与220kV线路或220 kV与110kV线路并行运行。在我国，这种情况都发生在新出现高电压电网的初期，在这样的并联环网上传输有功功率，大部分将通过高压网一边的线路。如果传输的有功功率较大，当环网中高压线路因故障断开后，通过并联低压线路传送的电力，将立即增大到远远大于它的自然功率，其后果，或者立即引起同步运行稳定性破坏，或者受端系统电压崩溃，或者因超过线路的热容量功率而烧断线路。这些事故，在我国的运行电网中，都分别不止的发生过，是严重的事故后运行情况。所以这种高低压电磁环网设计时必须避免。
是否要利用500kV线路的充电功率。一般来说不会利用，在轻负荷情况下，无论采用高压并联电抗器或是采用低压并联电抗器，总需要恰当地予以补偿。对比电网出现低电压的情况，对于生产运行系统说来，如果没有设备条件，电网出现高电压会成为一种不可控的严重现象。长期不可控的高电压，会给电力设备的安全运行带来很大的威胁。
线路高压电抗器的补偿容量，可以考虑选择为线路充电容量的70%左右，长线路可在线路两端各设一组，中短线路可只在线路一侧装设。这样，当线路传送功率为自然功率的55%左右，线路本身的无功功率适相平衡，而当偏离此值时，两侧系统只需提供不大的无功补偿功率。
四、运行系统的电压调节
运行系统对电压的控制，是安排和充分利用电网中的无功功率补偿容和调节能力， 随时保持正常运行情祝下和事故情况后电网中各枢纽点电压值不超过规定限颊，并保证电力系统的安全稳定运行。
主要的调压设备：发电机、变压器和其它无功补偿设备(如并联电容器/电抗器和SVC等)、直流输电系统。
调压的主要手段：1)调节发电机的端电压，2)调节变压器的分接头，3)调节无功补偿设备的无功投切容量，4)发电机、变压器与无功补偿设备的组合调压。
调压的空间范围：单个发电厂变电站的VQC控制，多个厂站的AVC控制，全局的综合无功协调三级控制。
调压的时间范围：单个时段(单一负荷水平)的静态控制、多个时段(多种负荷水平的动态控制)。
其中有一点，无功优化的研究很多，文章很多，但在实际工程中却基本没有应用，既有操作问题，又有若干尚待明确的调节原则问题。例如，当运行条件变化，要维持系统的无功优化，根据电网无功功率与电压分布的特点，势必要求全系统各点的各种无功功率调节手段与电压调节手段频繁动作，而如果没有高度发达的电力通信网络和自动化条件，实际上就办不到。又例如，和频率调节不一样，无功功率的调节和压调节不可能完全依靠同步机和静止补偿器，因而无法做到均匀细调;由于不可能建立全网电压标准，只能以就地侧量电压为依据，这些累计的测量误差势必给优化带来影响，如此等等。
比较现实的做法是，在留足事故紧急备用的前提下，尽可能使系统中的各点电压运行于允许的高水平，不但有利于系统的运行稳定性，也可获得接近于优化的经济效益 。
在一些国家的电力系统中还配置了二次电压调节系统处理电压问题。在电网中实现了无功功率及电压的区域性集中控制，如法国电网，很有代表和借鉴意义。在法国系统中，共有三个控制层(、二次及三次)。一般地说，电压的快速无规则变化均由系统电厂机组的“作用”进行补偿。这种作用要求快速(反应时间数秒)，因而必须自动。主要由机组的励磁调节实现，其次靠400/225 kV变压器的自动电压分接头。为了处理电压的慢变化，由“二次”与“三次”控制作用建立系统的新状态，二次控制所管理的是在一地区内可资利用的动态无功功率，其反应时间约为3-5min，目前，三次控制为手动。从而取得全系统各点电压的全面协调。
运行实践确认了二次控制的优点，即在正常情况下电压得到了较好控制。这其实也引申出一个研究方向，就是无功电压的控制方式(分散控制、集中控制、协调控制)
至于重要的电压稳定问题，将在电力系统稳定部分和大停电部分总结。
无功和电压部分就总结这么多，其实工程实践中涉及无功的方面非常多，非常值得重视，感觉没有写出所有想说的，以后想起了会补充，确实是系统设计的重点内容。