По оценкам, приведенным в различных источниках, среднестатистические потери электроэнергии в сетях потребителя лежат в пределах 8-16%. Одной из основных причин таких потерь по-прежнему остается недостаточный уровень компенсации реактивных нагрузок с помощью компенсирующих устройств. Наиболее распространенным типом компенсирующих устройств являются регулируемые конденсаторные установки (КУ). К их достоинствам можно отнести низкие потери активной мощности, простота подключения и обслуживания, возможность подключения практически в любом узле системы энергопотребления. Автоматическое регулирование мощности КУ дает возможность компенсировать переменную реактивную нагрузку трансформаторных подстанций (ТП) предприятий, что в конечном итоге приводит к уменьшению тока в линиях передачи, уменьшению общей потребляемой мощности и позволяет реализовать наиболее экономичный режим работы сети, поддерживая отклонение напряжения на шинах ТП в допустимых пределах.

Автоматическое регулирование мощности КУ может осуществляться в зависимости от суточного графика нагрузки, по значению параметра коэффициента мощности, по уровню и знаку реактивной мощности (генерация или потребление), по току нагрузки или по нескольким параметрам одновременно (например, по времени суток, по реактивной мощности и напряжению).

Регулирование по времени суток используется при достаточно стабильных графиках нагрузки по реактивной мощности или необходимости выполнения предписаний энергоснабжающей организации по генерации (потреблению) заданного уровня мощности в определенное время суток.

Автоматическое регулирование по величине и знаку реактивной мощности целесообразно вести в том случае, если энергосистема обеспечивает соответствующие уровни напряжения на вводе, потребителю из экономических или других соображений необходимо обеспечить компенсацию или поддержание реактивной составляющей мощности с максимальной точностью.

Регулирование по уровню напряжения применяется, как правило, вместе с регулированием по другим критериям и при необходимости поддержания постоянства напряжения с допустимыми отклонениями в узле.

При резко переменном графике нагрузки по мощности и заведомо известном характере реактивности регулирование можно производить по уровню тока нагрузки или в сочетании с другими параметрами.

Для каждого узла энергосистемы потребителя должно выполняться условие баланса активной и реактивной мощностей, т.е. генерируемая мощность жестко определяется ее потреблением. При нарушении в узле баланса мощностей возникают перетоки реактивной энергии, меняется напряжение и, как следствие, возрастают потери.

В большинстве практических случаев просматривается техническая и экономическая целесообразность полной или близкой к ней компенсации реактивной мощности в узле ее потребления с регулированием по основному параметру - реактивной мощности. Такое регулирование, как правило, совпадает с регулированием по напряжению.

Отечественному потребителю, заинтересованному в снижении собственных потерь и экономии энергоресурсов, сегодня предлагается довольно широкая номенклатура импортных и отечественных КУ. Для правильного определения требуемых технических параметров КУ и ее оптимального использования в дальнейшем потребитель вынужден сам или с помощью энергосервисных компаний оценить основные параметры: полную мощность, шаг регулирования по мощности, регулирующий эффект по напряжению.

Рассмотрим основные соотношения, позволяющие произвести эти оценки на примере расчета параметров КУ потребителя с ТП номинальной мощностью S_2H= 1000 кВА.

Пусть ТП работает с коэффициентом загрузки

К₃ = S_2p/S_2H = 0,8,

где S_2p - реальная потребляемая мощность вторичной обмоткой ТП.

Примем, что реальный коэффициент мощности лежит в пределах cosф =0,6...0,8, что соответствует среднестатистическим данным по большинству промышленных предприятий.

Суммарную мощность КУ определим по одной из формул:

Q_КУ = S_2H х Кз х sinф = 480...640 кВАр, или Q_КУ = S_2H х Кз х cosф х (tgф - сtgф ) = 1000 х 0,8 х 0,6 х (1,33 - 0,33) = 640 кВАр,
где (ф - текущий фазовый угол (cosф =0,6), 1 - требуемый фазовый угол (cosф = 0,95).

Из условия поддержания необходимой точности регулирования (< 5%) определим мощность меньшей секции КУ:>

Q _{c min} = (Q_КУ/100) х 5% = 24...32 кВАр,

Целесообразно выбрать Q _{c min} при минимальном коэффициенте загрузки ТП для обеспечения и в этом случае точности регулирования. Так при К3=0,4:

Выберем коэффициент трансформации трансформатора тока, включенного в цепь нагрузки ТП. Номинальный ток вторичной обмотки ТП: I_2H=S_2H / (1,73 х U_2H) = 1444А, где U_2H = 0,4 кВ - номинальное, вторичное напряжение.

С учетом тока при аварийной перегрузке (I_2H= 1,4 х I_2H =2021 А) коэффициент трансформации тока:

Эти данные можно использовать для оценки верхней границы тока нагрузки, измеряемой регулятором, для расчетов уставки по току в некоторых моделях регуляторов.

Для режимов ТП, близких к холостому ходу т.е. при Кз 5% входной измеряемый регулятором ток:

Изменение напряжения в % при подключении секций конденсаторных батарей определяется по одной из формул:

где Qс - мощность подключаемой секции, кВАр; Хс - индуктивное сопротивление внешней сети по отношению к узлу присоединения КУ, приведенное ко вторичной обмотке трансформатора; U2H, U2P - номинальное и действительное напряжение сети, кВ; Sкз - мощность короткого замыкания в месте установки КУ, мВА.

Опуская детали расчетов сопротивлений Линии передачи, приведем оценку изменения напряжения при включении КУ мощностью 600 кВАр для ТП с S2H= 1000 кВА, что составляет 12,4...22,8 В. В качестве устройства управления КУ применяются регуляторы коэффициента мощности отечественного и зарубежного производства.