Зачем нужна компенсация реактивной мощности: схемы, видео

Ситуация с компенсацией реактивной мощности в последние годы

Судя по результатам проведенных в 2011-2012 гг. энергетических обследований электрических сетей, по результатам исследований АО «НТЦ ФСК ЕЭС», ситуация с уровнем компенсации реактивной мощности в электрических сетях в последние годы существенно не изменилась, а кое-где ухудшилась. К сожалению, в настоящее время отсутствует полная и достоверная информация о фактической степени компенсации реактивной мощности по стране в целом, по отдельным регионам и уровням напряжения электрических сетей. Но и та ограниченная информация, которой мы располагаем сегодня, свидетельствует о значительных проблемах, которые требуют безотлагательного решения.

В частности, значительное число линий и автотрансформаторов в магистральных электрических сетях 220-500 кВ работает с повышенными перетоками реактивной мощности (tgφ>0,5), что характеризуется табл. 3.

Табл. 3. Количество подстанций и линий электропередачи, работающих с повышенными перетоками реактивной мощности

ОЭС	Количество подстанций и линий электропередачи, шт., работающих с tgφ>0,5
подстанций	линий
Юга	38	280
Северо-Запада	6	19
Центра	70	138
Средней Волги	45	51
Урала	38	78

Наиболее подробный анализ режимов реактивной мощности по данным телеизмерений был проведен в ОЭС Сибири в 2011 году. Из 266 обследованных автотрансформаторов 220-550 кВ на 137 (более 50%) tgφ их нагрузки превышал допустимое значение 0,5.

По нормативным документам ПАО «ФСК ЕЭС» компенсация зарядной мощности ВЛ 500 кВ должна составлять 80-100%. Тем не менее по той же ОЭС Сибири, она составляет 0,67. По отдельным энергосистемам этой ОЭС степень компенсации находится в пределах 0,35-3,95, что видно из табл. 4.

Табл. 4. Степень компенсации реактивной мощности по отдельным энергосистемам ОЭС Сибири

Энергосистема	Отношение мощности компенсирующих устройств (Qку) к зарядной мощности линий (Qзар) Qку/Qзар, о.е
Алтайская	1,20
Кузбасская	0,35
Новосибирская	0,66
Омская	1,26
Томская	3,95
Западная Сибирь	0,78
Иркутская	0,44
Красноярская	0,48
Хакасская	0,45
Восточная Сибирь	0,46
ОЭС Сибири	0,67

Не лучше ситуация и в других ОЭС. Степень использования установленных в магистральных электрических сетях 220-500 кВ компенсирующих устройств находится в пределах 40-50%.

Отмеченное выше, безусловно, сказывается на уровнях напряжения в электрических сетях. На ряде линий в режимах минимальных нагрузок имеет место избыток реактивной мощности и повышенное напряжение, на ряде перегруженных линий в часы максимума нагрузки наблюдаются пониженное напряжение. И в том и в другом случае это создает трудности при выводе оборудования в ремонт и при ликвидации аварий, а также приводит к дополнительным потерям мощности и электроэнергии в сети.

Недопустимые отклонения напряжения в контрольных точках сети вызваны не только недостаточными степенями компенсации реактивной мощности и использования средств компенсации, но и низкой оснащенностью автотрансформаторов 220-750 кВ средствами автоматического регулирования на трансформаторах (АРНТ) и степенью использования РПН и АРНТ, что видно из табл. 5.

Табл. 5. Оснащенность автотрансформаторов 220-750 кВ устройствами РПН и АРНТ и степень их использования, по состоянию на 2011 г.

Характеристики оснащенности и степени использования	Численное значение для номинального напряжения автотрансформаторов, кВ
220-330	500-750
Общее количество автотрансформаторов (АТ), шт.	1639	306
Число АТ, оборудованных РПН	шт.	1536	277
% от общего кол-ва АТ	94	90
Число РПН, использование которых запрещено руководством	шт.	116	48
% от общего кол-ва АТ	7	16
Общее число не используемых РПН	шт.	640	219
% от общего кол-ва АТ, оборудованных РПН	41	79
Общее число АТ, оборудованных АРНТ	шт.	802	169
% от общего кол-ва АТ	49	55
Общее количество АТ, оборудованных АРНТ и работающих	шт.	81	3
% от общего кол-ва АТ	4,9	1

Из этой таблицы, в частности, следует, что число неиспользуемых РПН от общего количества АТ, оборудованных РПН, составляет в сетях 220-330 кВ – 41%, в сетях 500-750 кВ – 79%. С использованием средств автоматического регулирования напряжения ситуация еще хуже. Только около 50% АТ оборудовано этими средствами, а используется для регулирования напряжения в сетях 220-330 кВ – 4,9%, а в сетях 500-750 кВ – 1% от общего количества АТ.

Теория и практика

Чаще всего реактивная энергия и мощность потребляется при использовании трехфазного асинхронного двигателя, здесь и нужна компенсация сильнее всего. Согласно последним данным: 40 % — потребляют двигатели (от 10 кв), 30 – трансформаторы, 10 – преобразователи и выпрямители, 8% — расход освещения

Для того чтобы этот показатель уменьшить, используются конденсаторные устройства или установки. Но существует огромное количество подтипов этих электроприборов. Какие бывают конденсаторные установки и как они работают?

Видео: Что такое компенсация реактивной мощности и для чего она нужна?

Для того чтобы производилась компенсация энергии и реактивной мощности конденсаторными батареями и синхронными двигателями, понадобится установка энергосбережения. Чаще всего используют подобные устройства с реле, хотя вместо него может быть установлен контактор либо тиристор. Дома используются релейные приборы дуговой компенсации. Но если проводится компенсация реактивной энергии и мощности на заводах, у трансформаторов (там, где несимметричная нагрузка), то намного целесообразнее применять тиристорные устройства.

В отдельных случаях возможно использование комбинированных устройств, это приборы, которые одновременно работают и через линейный преобразователь, и через реле.

Чем поможет использование установок:

подстанция снизит скачки напряжения;
электрические сети станут более безопасными для работы электрических приборов, исчезнут проблемы компенсации электричеста и мощности у холодильных установок и сварочных аппаратов;
кроме этого, они очень просты в установке и эксплуатации.

Качество электроэнергии и компенсация реактивной мощности в цифровизованных силовых сетях низкого и низкого среднего напряжения

Если рассматривать «цифровую трансформацию» потребительской сети с позиции менеджмента предприятия, включая лица и подразделения, которые отвечают за состояние оборудования, коммуникаций, электроснабжения в целом, то уже в ближайшей перспективе следует ожидать:

перераспределения акцентов на приоритетах, обусловленного изменением подхода к самим определениям качества, надежности, стабильности электроснабжения;
ужесточения требований к обеспеченности силового оборудования контроллерами, причем с быстрым (по времени срабатывания) откликом на управляющие сигналы;
формализации внедрения технических средств для локализации источников гармонических возмущений, в том числе наряду с УКРМТ.

Приоритеты

Вне зависимости от архитектуры конкретной силовой сети и даже способа последовательной связи полевого уровня ключевым приоритетным условием бесперебойного и четкого функционирования ведущих (master) устройств программно-аппаратного комплекса и ведомых (slave) контроллеров, датчиков или приводов является «чистая» сеть, т. е. не имеющая искажений по току, напряжению, частоте, в том числе вызываемых гармониками/интергармониками. Причем речь идет не только о сегментах силовой сети, но и слаботочных линий, за электромагнитные возмущения на которых ответственна силовая нагрузка, а значит придется решать проблему комплексно и отнюдь не только компенсацией реактивной мощности на фундаментальной частоте 50 Гц.

Справка По факту даже коррекция коэффициента мощности теперь не может рассматриваться с точки зрения экономической целесообразности — нивелирование наброса реактивных токов в силовую сеть становится обязательным условием четкой работы всей архитектуры цифровой сети, а инструмент для контроля над состоянием сети и оборудования уже формализован приказом № 465 Минэнерго России от 14.05.2019 и пока обязательное (с 18 января) техническое освидетельствование откладывалось из-за эпидемиологической ситуации в стране (мире). Следует ожидать и ужесточения контроля над всеми параметрами качества силовой сети по ГОСТ 32144-2013, а также актуализации стандарта с IEEE 1459-2010, где введены определения, нормы, требования к разным составляющим неактивной мощности, в том числе мощности гармоник, искажений тока, напряжения, которые существенно влияют на параметры качества электроэнергии и, соответственно, функциональность связей в архитектуре цифровых сетей.

Ужесточение требований

Здесь в части различных ШИМ-преобразователей (приводов и активных фильтров гармоник АФГ) будут востребованы многоуровневые конвертеры (по терминологии ГОСТ IEC 60050-151-2014) на транзисторах, причем приоритетными становятся биполярные транзисторы с изолированным затвором (IGBT), отличающиеся от униполярных МОП-транзисторов (MOS-FET) большей мощностью, а от биполярных транзисторов (LTR) — большим частотным диапазоном.

Мощность и диапазоны рабочих частот транзисторов LTR, MOS-FET и IGBT

Формализации внедрения технических средств

В сегменте установок компенсации реактивной мощности востребованными останутся УКРМТ с управлением тиристорными ключами, а контакторные автоматические УКРМ из-за длительного времени коммутации (с учетом предустановленной задержки с целью исключения частых включений-отключений) наверняка отживают свои последние месяцы.

Справка Несмотря на «закат» автоматических релейных УКРМ, нерегулируемые установки, а также конденсаторные батареи всё же смогут найти применение и быть эффективными в плане снижения затрат на компенсацию реактивной мощности, причем в сетях с любым характером нагрузки, но имеющим «фоновую потребность» в реактивной энергии. Т.е. там, где часть оборудования работает непрерывно экономически оправданно использовать нерегулируемые установки, которые будут «срезать» фоновый наброс реактивных токов и не требуют автоматического управления включением/отключением;

Разбор экономических аспектов компенсации реактивной мощности

Экономия на оплате электроэнергии

Во-первых, большинство потребителей – частных, коммерческих и промышленных – не платят за потреблённую реактивную мощность, а платят только за активную, т.е. не за пиво с пеной, а только за пиво. Поэтому снижение реактивной мощности (кВАр) не позволит напрямую снизить плату за активную энергию (кВт).

Во-вторых, промышленные потребители при подключении к электросетям единовременно платят за выделение мощностей – за строительство подстанции и за подведение кабельных сетей. Поэтому если вам нужно много пива, а покупать новый стакан дорого, имеет смысл снизить уровень пены: это мера временная, но действенная.

В-третьих, промышленные потребители платят не только за поставленную мощность, но и за выделенную, т.е. полную мощность, которая измеряется в кВА и состоит из активной и реактивной. Тут тоже актуально снизить полную мощность, скомпенсировав реактивную.

Снижение потерь электроэнергии

Проходя через систему электроснабжения, часть мощности теряется в виде нагрева проводов, трансформаторов и оборудования. Эти потери омические, то есть расходуется активная мощность (кВт). Но следует учесть, что доля потерь во внутренней сети электроснабжения по причине нескомпенсированной реактивной мощности вряд ли достигает единиц процентов. Ими можно пренебречь на фоне изменчивого напряжения в сети питания, провалов напряжения, гармонических искажений, взаимного влияния нелинейной или резко переменной нагрузки и других проблем электросети, которые вызывают нерациональное использование электроэнергии.

Как возместить реактивную мощность – пример с бокалом

Компенсация реактивной мощности (КРМ)

Следует понимать, что реактивная мощность бывает двух характеров – индуктивная и емкостная. Нас интересует компенсация только первого типа, т.к. второй встречается редко. В нашем случае – сетях с индуктивной нагрузкой – для увеличения cos ф требуется устанавливать компенсационные конденсаторы. Но как это сделать?

Выбор способа компенсации предполагает определение места установки конденсаторов (зачастую в составе конденсаторной установки (далее КУ)). Существует три основных варианта:

Индивидуальная компенсация

Размещение конденсаторов у устройств с низким cos ф и включение одновременно с последними.

Групповая компенсация

Размещение конденсаторов у группы устройств (например, пожарных насосов).

Централизованная компенсация

Предусматривает установку КУ на главном распределительном щите. Если предыдущие варианты могли быть как регулируемыми, так и нет, то этот, как правило, регулируемый.

Рис.3. Способы компенсации.

При правильном подборе КУ мероприятия по компенсации реактивной мощности позволяют:

существенно уменьшить нагрузку на трансформаторах, а следовательно уменьшить их нагрев и увеличить срок службы
при включении КУ в расчет при проектировании новых объектов, существенно уменьшить сечение проводников
при включении КУ в уже существующие сети, разгрузить их, повышая пропускную способность без реконструкции
снизить расходы на электроэнергию за счет снижения потери в проводниках
повысить стабильность напряжения (все) и качество электроэнергии (при использовании ФКУ)

Где мы можем сэкономить видно невооруженным глазом, но для начала придется и потратиться.

Во-первых, необходимо заказать проект, который следует доверить проверенной организации. Которая в свою очередь проведет ряд измерений или сделает расчеты для новых объектов и исходя из них даст рекомендации по способу компенсации, типу КУ и их параметрам.

Во-вторых, следует выбрать организацию-сборщика, которая соберет, установит и настроит наши КУ.

Что такое УКРМ

Устройство компенсации реактивной мощности

– устройство, поглощающее «лишнее» электричество, не приносящее пользы.

Поток электричества с УКРМ и без установки

Чем мощнее энергопоток по кабелям, тем больше излишков остается из-за колебаний потоков. Результат: износ и перегрев проводов, нецелевые расходы электроэнергии (переплаты), при использовании мощного оборудования повышен риск поломки техники.

Группа «РУСЭЛТ» выпускает приборы для использования в промышленности. В зависимости от условий эксплуатации мы предлагаем различные модели устройств:

КРМ-0,4(от 20 до 1000 кВар) – используются для автоматического и ручного регулирования мощности;
КРМ-Ф (от 20 до 1000 кВар) кроме компенсации выполняют вторую немаловажную функцию – фильтрации;
КРМ-MINI (20, 30, 40 кВар) – управляемые устройства, компенсирующие мощность электричества в сетевых кабелях.

Приборы рассчитаны на промышленную эксплуатацию в умеренных климатических условиях. Полная работоспособность сохраняется в температурном диапазоне -40-+40°С, рекомендованная влажность до 80%.

Зачем нужна компенсация реактивной мощности

Чем больше требуется энергии — тем выше становится уровень потребления топлива. И это не всегда оправдано. Компенсация мощности, т.е, её правильный расчет, поможет сэкономить в промышленных распределительных электросетях на производстве до 50 % затрачиваемого топлива, а в некоторых случаях и больше.

Нужно понимать, что тем больше ресурсов затрачено на производство, тем выше будет цена конечного продукта. При возможности снизить стоимость изготовления товара, производитель либо предприниматель, сможет снизить его цену, чем привлечь потенциальных клиентов и потребителей.

Как наглядный пример – пара диаграмм ниже. Эти векторы визуально передают полный эффект от работы установки.

Диаграмма до работы установки Диаграмма после работы установки

Кроме этого, мы также избавляемся от потерь в электросетях, от чего эффект следующий:

напряжение ровное, без перепадов;
увеличивается долговечность проводов (abb – авв, аку) и индукционной обмотки в жилых помещениях и на заводе;
значительная экономия на работе домашних трансформаторов и выпрямителей тока;
проведенная компенсация мощности и реактивной энергии значительно продлит время работы мощных устройств (асинхронный двигатель трехфазный и однофазный).
значительное снижение электрических затрат.

Общая схема преобразователя

Архив номеров

Выпуски за 2009 год: №1 (1), №2 (2), №3 (3), №4 (4), №5 (5),

Выпуски за 2010 год: №1 (6), №2 (7), №3 (8), №4 (9), №5 (10), №6 (11), №7 (12), №8 (13),

Выпуски за 2011 год: №1 (14), №2 (15), №3 (16), №4 (17), №5 (18), №6 (19),

Выпуски за 2012 год: №1 (20), №2 (21), №3 (22), №4 (23), №5 (24), №6 (25),

Выпуски за 2013 год: №1 (26), №2 (27), №3 (28), №4 (29), №5 (30), №6 (31),

Выпуски за 2014 год: №1 (32), №2 (33), №3 (34), №4 (35), №5 (36), №6 (37),

Выпуски за 2015 год: №1 (38), №2 (39), №3 (40), №4 (41), №5 (42),

Выпуски за 2016 год: №1 (43), №2 (44), №3 (45), №4 (46),

Выпуски за 2017 год: №1 (47) , №2 (48), №3 (49), №4 (50),

Выпуски за 2018 год: №1 (51), №2 (52), №3 (53), №4 (54).

Справка

Проведенные в Московском энергетическом институте под руководством д. т. н., проф. Абрамовича Б. Н. исследования влияния качества электроэнергии на работу электрооборудования показали, что при нарушении нормативных показателей качества электроэнергии (КЭ) происходит сокращение срока службы:

силовых трансформаторов 10/0,4 — в 1,2-1,8 раза;
асинхронных электродвигателей — в 1,5-2,5 раза;
приводов, УПП и ПЧ — в 2,0-4,1 раза.

Например, стоимость ущерба от плохого качества электрической энергии в экономике США оценивается более чем в 150 миллиардов долларов в год (данные 2005 г.).

А как оценивается ущерб от плохого качества электроэнергии в экономике России?

Официальная статистика по степени серьезности и распределению падений напряжения отсутствует, но в настоящее время проводятся некоторые измерения регионального масштаба, которые могут дать информацию к размышлению. Например, в исследовании, проводимом одним из основных производителей электроэнергии, замерялись перепады напряжения на 12 участках мощностью от 5 до 30 МВА. За 10 месяцев было зафиксировано 858 перепадов, 42 из которых привели к сбоям и финансовым потерям. Хотя на всех этих 12 участках потребителями были производители с несложной технологией, финансовые потери составили 600 тыс. евро, а максимальная сумма убытков на один участок составила 165 тыс. евро.

Расчет мощности УКРМ

Коэффициент реактивной мощности на стороне ВН определяется следующим образом:

(2)

Потребляемая активная мощность на шинах ВН складывается из активной мощности нагрузки и активных потерь мощности в трансформаторе:

(3)

Потребляемая реактивная мощность на шинах ВН складывается из реактивной мощности нагрузки и реактивных потерь мощности в трансформаторе за вычетом расчетной мощности компенсирующего устройства:

(4)

Выразим реактивную мощность нагрузки через известные величины (см. рис.1):

(5)

(6)

Потери активной и реактивной мощности в трансформаторе зависят от передаваемой мощности и рассчитываются по формулам (7) и (8):

(7)

(8)

где ΔP_xx – потери активной мощности холостого хода трансформатора (паспортные данные), кВт;

ΔQ_μ – потери реактивной мощности холостого хода трансформатора, квар;

ΔP_нагр. (ΔQ_нагр.) – нагрузочные активные (реактивные) потери в трансформаторе, кВт (квар);

ΔP_к – потери активной мощности короткого замыкания трансформатора (паспортные данные), кВт;

S_НН – потребляемая полная мощность на шинах НН, кВ*А:

(9)

S_Т – номинальная полная мощность трансформатора, кВ*А;

I_хх – ток холостого хода трансформатора, %;

U_к – напряжение короткого замыкания трансформатора, %.

Следует заметить, что расчеты по формулам (7) – (9) носят приближённый характер, так как на этом этапе нельзя определить значение Q_НН из-за того, что неизвестно расчетное значение реактивной мощности компенсирующего устройства Q_КУ.р, см. формулу (4). В этом случае можно:

принять Q_КУ.р = 0 и выполнить расчет без компенсирующего устройства;
принять Q_КУ.р = Q_р.нагр. и выполнить расчет при полной компенсации реактивной мощности на шинах НН (этот вариант рекомендуется использовать из-за меньшей расчетной погрешности первой итерации расчёта потерь в трансформаторе).

Подставляя в (2) выражения (3), (4) и (5), получим выражение для расчета коэффициента реактивной мощности на шинах ВН, где вторым неизвестным является значение реактивной мощности компенсирующего устройства Q_КУ:

(10)

Так как максимальное значение коэффициента реактивной мощности на шинах ВН нормировано, значит должно выполняться следующее условие:

(11)

Выполнение условия (11) необходимо по нормативным требованиям, но недостаточно, так как коэффициент реактивной мощности может быть отрицательной величиной. Действительно, если в (10) Q_КУ.р будет достаточно большой величиной, чтобы числитель дроби стал отрицательным, то получим перекомпенсацию реактивной мощности Q_ВН< 0 (генерацию в сеть высокого напряжения) и tgϕ_ВН < 0. Перекомпенсация реактивной мощности также нежелательна, как и недокомпенсация, так как в сети опять появляются дополнительные потери мощности и энергии в электрической сети и возрастают капитальные затраты на её строительство. Таким образом, наряду с максимальным значением коэффициента реактивной мощности должно задаваться его минимальное значение tgϕ_min. В отсутствие нормативных требований к величине tgϕ_min его значение может быть определено из следующих соображений:

если генерация реактивной мощности в сеть ВН недопустима, то tgϕ_min = 0;
если нельзя превышать заданный уровень потерь мощности и энергии в сети, а также обеспечить работу оборудования в номинальных режимах (перекомпенсация допустима), то tgϕ_min = -tgϕ_max.

Необходимое и достаточное условие для выбора УКРМ выглядит следующим образом:

(12)

Подставив (10) в (12), получим:

(13)

Рассмотрим отдельно левую и правую части выражения (13).

Очевидно, что tgϕ_max будет при наименьшем расчетном значении реактивной мощности компенсирующего устройства Q_КУ.р._min. Заменим в (13) Q_КУ.р на Q_КУ.р._min и подставим знак равенства между правой и средней частью выражения:

(14)

Выразив в (14) Q_КУ.р._min и выполнив необходимые преобразования (15), получим выражение для расчета минимально допустимой мощности компенсирующего устройства (16):

(15)

(16)

Аналогично для левой части (13), tgϕ_min будет при наибольшем расчетном значении реактивной мощности компенсирующего устройства Q_КУ.р._max. Соответственно, выражение для расчета максимально допустимой мощности КУ:

(17)

Номинальная мощность установки компенсации реактивной мощности выбирается из условия:

(18)

где Q_КУ.р._max и Q_КУ.р._min – граничные значения реактивной мощности УКРМ, определенные для расчётных значений P_р.нагр. и cosϕ_р.нагр..

Подставив (16) и (17) в (18), получаем окончательные выражения для выбора номинальной реактивной мощности УКРМ:

(19)

(20)

Выбрав УКРМ, проводим вторую итерацию расчетов по формулам (7) – (9), подставляя в формулы вместо Q_КУ.р значение Q_КУ.ном, и уточняем величину Q_КУ.ном по выражениям (19) и (20).

Определение

Полная электрическая мощность состоит из активной и реактивной энергии:

S=Q+P

Здесь Q – реактивная, P – активная.

Реактивная мощность возникает в магнитных и электрических полях, которые характерны для индуктивной и емкостной нагрузки при работе в цепях переменного тока. При работе активной нагрузки, фазы напряжения и тока одинаковы и совпадают. При подключении индуктивной нагрузки – напряжение отстает от тока, а при емкостной – опережает.

Косинус угла сдвига между этими фазами называется коэффициентом мощности.

cosФ=P/S

P=S*cosФ

Косинус угла всегда меньше единицы, соответственно активная мощность всегда меньше полной. Реактивный ток протекает в обратном направлении относительно активного и препятствует его прохождению. Так как по проводам протекает ток полной нагрузки:

S=U*I

То и при разработке проектов линий электропередач нужно учитывать потребление активной и реактивной энергии. Если последней будет слишком много, то придется увеличивать сечение линий, что ведет к дополнительным затратам. Поэтому с ней борются. Компенсация реактивной мощности снижает нагрузку на сети и экономит электроэнергию промышленных предприятий.

Расчет и компенсация реактивной мощности. Расчет реактивной мощности.

Если с постоянным током при определении мощности проблем нет, то с переменным начинают твориться чудеса. По отношению к резистивным нагрузкам (нагревательные элементы, лампы накаливания) переменный электроток ведет себя также как и постоянный. Но когда в цепи появляются индуктивные (трансформаторы, дроссели, электродвигатели) и емкостные (конденсаторы) электронагрузки – возникают паразитные токи, не только не участвующие в полезной работе, но и создающие ей помехи. В индуктивностях ток начинает отставать от напряжения, а в емкостях наоборот – опережает. Это называется сдвигом фаз, угол которых принято обозначать символом ϕ.

В итоге, мощность разделяется на активную и реактивную. Первая участвует в работе, а реактивная или ничего не делает или мешает. Зависимость угла сдвига фаз принято выражать через cos ϕ.

COS φ = Р/S

Где Р – активная мощность, S – реактивная. Это отношение называется коэффициентом мощности (Pf) и может варьироваться от 0 до 1. И чем эта величина ближе к единице, тем меньше реактивная мощность, а значит выше КПД.

Также читайте – «Время-токовые характеристики автоматов».

Опираясь на то, что S находится в зависимости от угла ϕ, мы имеем возможность сделать ее расчет по формуле:

Q = U*I*sinφ.

Где Q– реактивная составляющая, единицей измерения является вар или квар.

А по формуле:

P = U*I*cosφ — производят расчет активной составляющей.

Выбор ступени регулирования УКРМ

Конденсаторная батарея (УКРМ) содержит ограниченный набор конденсаторов. Конденсаторы могут быть одинаковой или различной ёмкости и разбиты на группы. Каждая группа имеет свое коммутационное устройство (контактор) для включения в электрическую цепь. Микропроцессорный блок контроля и управления измеряет параметры текущего режима (ток и напряжение) и подбирает такое сочетание имеющихся групп конденсаторов, чтобы обеспечить требуемое значение коэффициента реактивной мощности. Очевидно, что регулирование реактивной мощности УКРМ является дискретным. Минимальная величина изменяемого значения реактивной мощности УКРМ называется ступенью регулирования ΔQ_КУ. Чем меньше ступень регулирования, тем более громоздким и дорогим получается УКРМ, так как увеличивается число конденсаторных групп и коммутационных устройств, но тем точнее поддерживается заданный коэффициент реактивной мощности.

Таким образом, при выборе УКРМ необходимо наряду с номинальной мощностью определить величину ступени регулирования. Ступень регулирования должна быть достаточно мала для поддержания коэффициента реактивной мощности в заданном диапазоне, см. (12), и в то же время без необходимости не увеличивала габариты и стоимость УКРМ.

Для наглядности нанесём значения Q_КУ, Q_КУ._min и Q_КУ._max на числовую ось Q для текущего (не расчетного) режима нагрузки в фиксированный момент времени (см. рис. 2, а).

Текущий режим нагрузки характеризуется значениями:

P_нагр.(Q_нагр.) – активная (реактивная) мощность нагрузки;
cosϕ_нагр. – коэффициент мощности нагрузки;
Q_КУ – реактивная мощность, вырабатываемая КУ;
Q_КУ._min и Q_КУ._max – граничные значения реактивной мощности УКРМ для текущего режима нагрузки.

Рис. 2. Изображение реактивной мощности УКРМ в текущем режиме.

а – до переключения ступени регулирования; б – в момент переключения ступени регулирования

Значение Q_КУ находится между значениями Q_КУ._min и Q_КУ._max, значит коэффициент реактивной мощности tgϕ_ВН находится в допустимом диапазоне значений. При уменьшении реактивной мощности нагрузки Q_нагр. значения Q_КУ._min и Q_КУ._max начинают уменьшаться, см. (5), (16) и (17). При этом они смещаются влево на оси Q до тех пор, пока Q_КУ._max не достигнет значения Q_КУ (см. рис. 2, б). При дальнейшем снижении Q_нагр. значение Q_КУ выходит за допустимый диапазон. В этот момент УКРМ снижает вырабатываемую реактивную мощность Q_КУ на величину ступени регулирования ΔQ_КУ до значения Q’_КУ. Очевидно, что величина ступени регулирования не должна превышать разность между значениями Q_КУ._max и Q_КУ._min. Аналогичные рассуждения можно провести при увеличении реактивной мощности нагрузки Q_нагр.

Итак, расчётная величина ступени регулирования компенсирующего устройства определяется по выражению:

(21)

Подставив в (21) выражения (16) и (17), получим формулу расчёта ступени регулирования УКРМ:

(22)

Выбор ступени регулирования УКРМ ΔQ_КУ выполняется по выражению:

(23)

Подставив (22) в (23), окончательно получим:

(24)

Из (22) видно, что расчетное значение ступени регулирования зависит от величины активной мощности нагрузки P_нагр.; при снижении P_нагр. снижается и расчетное значение ΔQ_КУ.р. Следовательно, если ступень регулирования выбрана по расчетной мощности нагрузки P_р.нагр., то приемлемое значение tgϕ_ВН гарантированно будет обеспечиваться только в диапазоне расчетных (максимальных) значений нагрузок потребителей. При снижении потребляемой нагрузки P_нагр. величина ΔQ_КУ.р может оказаться меньше ΔQ_КУ, и tgϕ_ВН выйдет за границы диапазона допустимых значений tgϕ_max и tgϕ_min. Во избежание этой ситуации рекомендуется производить расчет ΔQ_КУ.р в режиме малых нагрузок. Тогда выбранная ступень регулирования ΔQ_КУ по выражению (24) обеспечит поддержание tgϕ_ВН в требуемом диапазоне в режиме и больших, и малых нагрузок.