（一）实现方式
1.采用硬件装置实现
采样有载调压变压器和并联补偿电容器的数据，通过控制和逻辑运算全站的电压和无功自动调节，以保证负荷侧母线电压和进线功率因数在规定的范围之内，同时有功损耗尽可能低的一种装置。
这种装置具有独立的硬件，不受其他设备的运行状态影响，可靠性较高。这种装置适合在电网网架结构尚不太合理，基础自动化水平不高的电力网的变电站内使用。
2.采用软件VQC实现
这种方式是在就地监控站利用现成的遥测、遥信信息，通过运行控制算法，用软件来实现变电站电压和无功自动调节。
这种方法可以发展为通过调度中心实施全系统电压与无功的综合在线控制。这是保持系统电压正常、提高系统运行的可靠性的最佳方案。当然这种方法的实施前提条件是电网网架结构合理，基础自动化水平高，尤其适用于综合自动化的变电站中。在这种系统中最明显的优点就是变电站全站硬件资源共享、信息共享，能采集到齐全的信息，不需要为电压和无功综合控制专门设置硬件装置。
（二）对电压无功综合调压装置的基本要求
（1）自动监视识别变电站的运行方式和运行状态，从而正确地选择控制对象并确定相应的控制方法。
（2）对目标电压、电压允许偏差范围和功率因数上下限等应能进行灵活整定。
（3）变压器分接头控制和电容器组投切应能考虑各种条件的限制。
（4）控制命令发出后应能自动进行检验以确定动作是否成功；若不成功，应能进行相应的处理，每次动作应有打印的记录。
（5）对变电站的运行情况，如各断路器状态，主接线运行方式，变压器分接头位置，母线电压，主变压器无功等参数应能清晰地予以显示，并设置故障录波器。
（6）应具有自检、自恢复功能，做到硬件可靠，软件合理，维修方便且具有一定的灵活性和活应性。
（三）电压无功综合调压装置原理
变电站电压、无功综合控制装置的控制对象主要是变压器分接头和并联电容组，控制目的是保证主变压器二次电压在允许范围内，且尽可能提高进线的功率因数，故一般选择电压和进线处功率因数（或无功功率）作为状态变量。根据这两个状态变量的大小，可将变电站的运行状态划分为9个区域，如图4-4所示，简称“九区图”。
图4-4 九区图
当变电站运行于0区域时，电压和功率因数均合格，此时不需要进行调整；运行于其他区域时，均需进行调整。
1.单参数越限
当变电站运行于1区域时，电压超过上限而功率因数合格，此时应调整变压器分接头使电压降低。如单独调整变压器分接头无法满足要求时，可考虑强行切除电容器组。
当变电站运行于5区域时，电压低于下限而功率因数合格，此时应调整变压器分接头使电压升高，直至分接头无法调整（次数限制或挡位限制）。(www.xing528.com)
当变电站运行于3区域时，功率因数低于下限而电压合格，此时应投入电容器组直至功率因数合格。
当变电站运行于7区域时，功率因数超过上限而电压合格，此时应切除电容器组直至功率因数合格。
2.双参数越限
当变电站运行于2区域时，电压超过上限而功率因数低于下限，此时如先投入电容器组，则电压会进一步上升。因此先调整变压器分接头使电压降低，待电压合格后若功率因数仍越限再投入电容器组。
当变电站运行于4区域时，电压和功率因数同时低于下限，此时如先调整变压器分接头升压，则无功会更加缺乏。因此应先投入电容器组，待功率因数合格后若电压越限再调整变压器分接头使电压升高。
当变电站运行于6区域时，电压低于下限而功率因数超过上限，此时如先切除电容器组，则电压会进一步下降。因此应先调整变压器分接头使电压升高，待电压合格后若功率因数仍越限再切除电容器组。
当变电站运行于8区域时，电压和功率因数同时超过上限，此时如先调整变压器分接头降压，则无功会更加过剩。因此应先切除电容器组，待功率因数合格后若电压仍越限再调整变压器分接头使电压降低。
3.主变挡位调整应遵循以下条件和要求
（1）多台变压器并列运行时必须保证同步调挡。
（2）确保有载调压分级进行，一次调一挡，前后两次调挡应有一定延时。
（3）人工闭锁或主变保护动作或主变停运闭锁调挡。
（4）调挡命令发出后要进行校验，发现拒动、滑挡闭锁调挡机构。
（5）主变过负荷、母线电压太低闭锁调挡。
（6）主变故障、母线故障闭锁调压。
（7）主变的挡位已达极限或出现滑挡等闭锁调压。
4.电容投切操作应满足以下条件和要求
（1）电容器组的投切应实行轮流原则，即保证先投者先切，先切者先投。
（2）电容器组轮换投切应考虑运行方式的影响，当多台主变既有关联又有独立性时，应各自投入本身的电容器。
（3）人工投切的电容器组也应参加排队。
（4）主变低压侧电压过高或过低应闭锁电容的投切。
（5）电容器检修或保护动作应闭锁投切。
（6）母线故障、电容器正常退出运行时闭锁投切。
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