Компенсация реактивной мощности — целенаправленное воздействие на баланс реактивной мощности в узле электроэнергетической системы с целью регулирования напряжения, а в распределительных сетях и с целью снижения потерь электроэнергии. Компенсация осуществляется с использованием компенсирующих устройств. Для поддержания требуемых уровней напряжения в узлах электрической сети потребление реактивной мощности должно обеспечиваться требуемой генерируемой мощностью с учетом необходимого резерва. Генерируемая реактивная мощность складывается из реактивной мощности, вырабатываемой генераторами электростанций и реактивной мощности компенсирующих устройств, размещенных в электрической сети и в электроустановках потребителей электрической энергии.
Компенсация реактивной мощности особенно актуальна для промышленных предприятий, основными электроприёмниками которых являются асинхронные двигатели, в результате чего коэффициент мощности без принятия мер по компенсации составляет 0,7 — 0,75. Мероприятия по компенсации реактивной мощности на предприятии позволяют:
· уменьшить нагрузку на трансформаторы, увеличить срок их службы;
· уменьшить нагрузку на провода, кабели, использовать их меньшего сечения;
· улучшить качество электроэнергии у электроприемников (за счёт уменьшения искажения формы напряжения);
· уменьшить нагрузку на коммутационную аппаратуру за счет снижения токов в цепях;
· избежать штрафов за снижение качества электроэнергии пониженным коэффициентом мощности;
· снизить расходы на электроэнергию.
Значительную часть электрооборудования любого предприятия составляют устройства, обязательным условием нормальной работы которых является создание в них магнитных полей, а именно: трансформаторы, асинхронные двигатели, индукционные печи и прочие
фазовый сдвиг между током и напряжением (ток «отстает» от напряжения на фазовый угол).
Отставание тока по фазе от напряжения в индуктивных элементах обуславливает интервалы времени (см. рис.), когда напряжение и ток имеют противоположные знаки: напряжение положительно, а ток отрицателен и наоборот. В эти моменты мощность не потребляется нагрузкой, а подается обратно по сети в сторону генератора. При этом электроэнергия, запасаемая в каждом индуктивном элементе, распространяется по сети, не рассеиваясь в активных элементах, а совершая колебательные движения (от нагрузки к генератору и обратно). Соответствующую мощность называют реактивной.
Полная мощность складывается из активной мощности, совершающей полезную работу, и реактивной мощности, расходуемой на создание магнитных полей и создающей дополнительную нагрузку на силовые линии питания. Соотношение между полной и активной мощностью, выраженное через косинус угла между их векторами, называется коэффициентом (фактором) мощности.
cosφ = P/S.
P-активная мощность;
S-полная мощность;
Q-реактивная мощность.
| 
|
Разные знаки у тока и напряжения на период фазового сдвига, как следствие, приводят к снижению энергии электромагнитных полей индуктивностей, которая восполняется из сети. Для большинства промышленных потребителей это означает следующее: по сетям между источником электроэнергии и потребителем кроме совершающей полезную работу активной энергии протекает и реактивная энергия, не совершающая полезной работы и направленная только на создание магнитных полей в индуктивной нагрузке. Однако, протекая по кабелям и обмоткам трансформаторов, реактивный ток снижает в пределах их пропускной способности долю протекаемого по ним активного тока, вызывая при этом значительные дополнительные потери в проводниках на нагрев — то есть активные потери. Из этого следует, что согласно современным правилам расчета за электроэнергию, потребитель вынужден как минимум дважды платить за одни и те же непроизводительные затраты. Один раз — непосредственно за потребленную из сети реактивную энергию (по счетчику реактивной энергии) и второй раз — за нее же, но косвенно, оплачивая активные потери от протекания реактивной энергии, учитываемые счетчиком активной энергии. Изменить данную ситуацию можно путем размещения источника реактивной энергии непосредственно у потребителей — это дает возможность разгрузить сети от реактивного тока и практически исключить все вышеописанные недостатки — то есть «скомпенсировать» индуктивную реактивную мощность. Таким источником служат другие фазосдвигающие элементы — конденсаторы. В противоположность индуктивности, конденсаторы стремятся сохранять неизменным напряжение на своих зажимах, то есть для них ток «опережает» напряжение. Поскольку величина потребляемой электроэнергии на любом предприятии никогда не является постоянной и может меняться в существенном диапазоне за достаточно малый промежуток времени, — то, соответственно, может меняться и соотношение активной потребляемой энергии к полной, то есть cosφ. Причем, чем меньше активная нагрузка какого-либо индуктивного потребителя (асинхронного двигателя, трансформатора), тем ниже cosφ. Из этого следует, что для компенсации реактивной мощности необходим набор оборудования, обеспечивающий адекватное регулирование cosφ в зависимости от изменяющихся условий работы оборудования — то есть установка компенсаторов реактивной мощности (УКРМ).
Передача мощности по линии
Рассмотрим передачу электрической мощности переменного тока по линии электропередач. В согласованном состоянии можно показать, что линия представляет собой в основном индукивное сопротивление (рис.1).
Рис.1. Упрощенная структура линии электропередачи.
Если сдвиг фаз между генераторами (источниками) напряжения равен δ, то передаваемая активная мощность может быть записана в виде
Параллельный компенсатор
Рассмотрим идеальный параллельный компенсатор, представленный на рис.2. Он представляет собой источник ЭДС VM с амплитудой V и фазой отстающей от Vs на δ/2 и опережающей на такой же угол генератор VR.
Рис.2. Упрощенная структура линии электропередачи с параллельным компенсатором.
Передаваемая мощность с учетом компенсатора может быть записана в виде
Векторная диаграмма работы показана на рис.3.
Рис.3. Векторная диаграмма линии электропередачи с параллельным компенсатором.
 |
Принимая во внимание факт получаем эффект увеличения пропускной способности активной мощности линии.
Последовательный компенсатор
Идеальный последовательный компенсатор представленный на рис.4. Он представляет собой источник ЭДС с амплитудой VС.
Рис.4. Упрощенная структура линии электропередачи с последовательным компенсатором.
Для идеального последовательного компенсатора справедливы следующие соотношения:
Векторная диаграмма работы показана на рис.5.
Рис.5. Векторная диаграмма линии электропередачи с последовательным компенсатором.
Реальный последовательный компенсатор
Идеальный последовательный компенсатор должен устанавливаться в середине линии электропередачи. На практике это условие выполнить достаточно проблематично. Поэтому реальный последовательный компенсатор устанавливается с одной стороны линии передачи (рис.6).
Рис.6. Структура линии электропередачи с реальным последовательным компенсатором.
В этом случае вид векторной диаграммы изменяется (рис.7).
Рис.7. Векторная диаграмма линии с реальным последовательным компенсатором.
И соотношение для активной мощности можно записать в следующем виде:
Исходя из вышеизложенного можно представить диаграмму пропускной способности линии для разных вариантов компенсации (рис.8).
Рис.8. Пропускная способность линии для разных вариантов компенсации.
В общем случае наилучшей компенсацией обладает схема с последовательным включением; устройства со сдвигом фазы наилучшим образом подходят для связи двух систем с нестационарным поведением фазового угла – они не улучшают пропускную способность в явном виде, но зато стабилизируют ее в широком диапазоне разбалланса. Параллельный компенсатор в нормальной области углов (до 30°) не так сильно увеличивает пропускную способность, однако существенно улучшает динамическую устойчивость линии.
На рис. 9 представлены характеристики пропускной способности линии в зависимости от фазового угла.
Рис.9. Пропускная способность линии в разных условиях устойчивости.
Предположим, что на линии случается короткое замыкание с отключением нагрузки. Турбина электростанции, которая вращает генератор не может изменить свою энергию вращения немедленно, а следовательно генератор, нагрузка которого снизилась начнет увеличивать свою угловую скорость под действием турбины. Вследствие этого за время аварийного процесса фазовый угол увеличится от величины δ0 до величины δ1. Если в этот момент произойдет рестарт линии, то передаваемая линией мощность окажется равной P1 > P0, и начнется уменьшение скорости вращения генератора. При этом фазовый угол увеличится до значения δ2.
Площадь A1 соответствует энергии, которая разгоняет турбину, а A2 – тормозит. Для того, чтобы система пришла к своему первоначальному состоянию необходимо, чтобы A1 = A2. Таким образом, если в системе A1 < A2 + A3, то говорят, что система динамически устойчива. В противном случае может наступить момент, когда угол увеличится настолько, что произойдет значительный сброс мощности и генератор не сможет тормозиться – электропередача перейдет в состояние аварии.
Аппаратура компенсаторов
Тиристорно-ракторная группа
Одним из часто применяемых устройств является тиристорно-реакторная группа (ТРГ), представленная на рис.10. Схема состоит из двух встречнопараллельных тиристорных вентилей и последовательного реактора. Поскольку реактор обладает чисто индуктивным сопротивлением, то и ток ТРГ будет иметь чисто реактивный характер, что необходимо для установок компенсации. Управление величиной тока осуществляется изменением момента включения тиристорных вентилей относительно максимума амплитуды приложенного напряжения.
Необходимо отметить, сто синусоидальным ток ТРГ будет только при 0 времени запаздывания, а при других временах будет наблюдаться ярко выраженный несинусоидальный характер. Однако первая гармоника этого тока будет наибольшей.
Рис.10. ТРГ. a –cхема, b – эпюры напряжения и тока.
Управляемый конденсатор
Существенно реже в практике компенсации применяется управляемый конденсатор (рис.11).
Рис.11. Управляемый конденсатор.
Хотя это устройство должно компенсировать индуктивность нагрузки напрямую, его применение ограничено следующими факторами: оно может коммутироваться только при нулевом напряжении и не способно обеспечивать непрерывное управление.
Статический тиристорный компенсатор СТК
Устройство, сочетающее в себе положительные характеристики ТРГ и конденсаторной батареи, называется СТК (рис.12). Оно может как генерировать, так и потреблять реактивную мощность.
Рис.12. Статический тиристорный компенсатор.
Для последовательных компенсаторов наиболее характерными являются
Переключаемый последовательный конденсатор
Также как и управляемый конденсатор, переключаемый последовательный конденсатор (рис.13) обладает теми же недостатками и на практике применяется редко.
Рис.13. Переключаемый последовательный конденсатор.
Управляемый последовательный конденсатор
Чаще в практике компенсации применяется управляемый последовательный конденсатор (рис.14), который не имеет этих недостатков, но обладает более сложной конструкцией.
Рис.14. Управляемый последовательный конденсатор.
Для регулирования фазовых углов применяется
Тиристорный фазовый регулятор
Это устройство позволяет менять фазу за счет введения напряжения вольтодобавки, которое управляется тиристорными вентилями регулятора (рис.15).
 | |||
 |
Рис.15. Тиристорный фазовый регулятор.
Альтернативой ТРГ и СТК может служить устройство
Управляемый шунтирующий реактор (УШР)
Управляемый шунтирующий реактор представляет собой трансформаторное устройство, дополнительно выполняющее функции полупроводникового ключевого прибора, что достигается за счет работы магнитной системы реактора в области глубокого насыщения.
Рис.16. Структура фазы УШР.
Магнитная система одной фазы УШР содержит два стержня с обмотками, вертикальные и горизонтальные ярма. На каждом стержне размещены обмотки управления, соединенные встречно, и сетевые (силовые) обмотки, соединенные согласно. В стержнях магнитной системы УШР отсутствуют немагнитные промежутки, вследствие чего при подключении реактора к сети он будет находиться в состоянии холостого хода. При этом величина потребляемой из сети реактивной мощности не будет превышать 3% номинального значения. Для увеличения загрузки реактора по реактивной мощности его рабочая зона должна быть смещена в нелинейную область гистерезисной характеристики, что достигается за счет дополнительного подмагничивания магнитной системы. При подключении к обмоткам управления регулируемого источника постоянного напряжения происходит нарастание потока подмагничивания. Так как на поток подмагничивания накладывается переменный поток сетевой обмотки, то результирующий поток смещается в область насыщения стержней магнитопровода. В свою очередь, насыщение стержней приводит к появлению тока в сетевой обмотке. При вводе или выводе энергии из контура управления возникает переходный процесс увеличения или уменьшения сетевого тока и соответственно потребляемой реактором реактивной мощности (рис.17).
Рис.17. Рабочие режимы УШР.
Статический компенсатор (СТАТКОМ)
Наилучшими компенсирующими характеристиками обладает устройство, которое называется СТАТКОМ. Оно выполнено на полностью управляемых ключах и имеет следующую структуру (рис.18).
Рис.18. Схема СТАТКОМА.
Для пояснения принципа работы обратимся к рис.19.
Преобразователь вместе с конденсаторной батареей представляет собой источник напряжения Vi. Тогда ток в реакторе L будет зависеть от напряжения сети и напряжения Vi. Обеспечив слежение за напряжением сети и управляя напряжением преобразователя можно получить требуемый ток, а следовательно – требуемую реактивную мощность.
Рис.19. Принцип действия СТАТКОМа.
Если Vi =Vs, то ток в реакторе равен нулю – нет потребления и генерации реактивной мощности. При Vi <Vs ток будет втекать в реактор - реактивная мощность потребляется, а при Vi > Vs ток будет вытекать из реактора - реактивная мощность генерируется.
При сравнении выходных характеристик СТК и СТАТКОМ необходимо обратить внимание, что СТАТКОМ обеспечивает полную величину выходного тока практически во всем диапазоне напряжений, в то время как в СТК ток принципиально зависит от напряжения (рис.20).
Рис.20. Выходные характеристики СТК (a) и СТАТКОМа (b).
Также СТАТКОМ обеспечивает лучшее быстродействие вследствие использования полностью управляемых приборов. Вместе с более широким диапазоном мощностей этим обеспечивается лучшая динамическая устойчивость линии при использовании СТАТКОМа.
Статический синхронный последовательный компенсатор
На базе полностью управляемых приборов также возможно построение статического синхронного последовательного компенсатора, который работает по принципу вольтодобавки в линии электропередачи (рис.21).
Рис.21. Статический синхронный последовательный компенсатор.
Универсальный контроллер управления мощностью
Универсальный контроллер управления мощностью (рис.22) может быть построен на основе СТАТКОМа и статического синхронного последовательного компенсатора.
Рис.22. Универсальный контроллер управления мощностью.
Диаграмма работы компенсатора представлена на рис.23. Напряжение вольтодобавки Vc представлено окружностью c центром на конце вектора Vs. Таким образом контроллер может управлять не только реактивной, но также и активной мощностью.
Рис.23. Векторная диаграмма универсального контроллера.
Необходимо отметить и еще один аспект построения линий электропередач с использованием статических устройств. До использования статических преобразователей функции компенсаторов выполняли мощные синхронные двигатели, работающие в режиме синхронных компенсаторов. Конечно, эти машины обладали рядом существенных недостатков, но одно их качество надо отметить: они обладали большим запасом энергии вращения и в моменты коротких замыканий подпитывали линии, не давая им выключиться из работы.
Современные статические устройства имеют запасенную энергию в виде тока в реакторах и напряжения на конденсаторах. По сравнению с энергией синхронных компенсаторов эта энергия ничтожно мала, и поэтому проектировщикам приходится применять различные другие механизмы накопления энергии. Одним из таких решений является применение накопителей на суперконденсаторах. Другим решением является использование механического накопителя (рис.24).
Механический накопитель
В отличие от синхронного компенсатора современные механические накопители используют асинхронные электрические машины. Эти машины более технологичны, обладают меньшей стоимостью и безусловно более предпочтительны в эксплуатации.
Рис.24. Механический накопитель энергии.
Однако применение асинхронных электрических машин требует дополнительных затрат на статический преобразователь – что также обуславливает применение инструментов силовой электроники.