Leistungsfaktorkorrektur ist die Praxis, einem elektrischen System einer Anlage Kapazität hinzuzufügen, um die von Motoren und anderen induktiven Lasten gezogene Blindleistung auszugleichen, so dass die Anlage näher an die vom Versorger gelieferte reale, nutzbare Leistung heranrückt, anstatt für Leistung zu bezahlen, die nicht produktiv genutzt wird. Wird es jedoch in der Nähe von Frequenzumrichtern falsch gemacht, kann die Maßnahme ein Oberschwingungsresonanzproblem erzeugen, das schlimmer ist als das ursprüngliche.
Der Leistungsfaktor (PF) ist das Verhältnis von Wirkleistung (kW), der Leistung, die tatsächliche Arbeit verrichtet, zur Scheinleistung (kVA), der Gesamtleistung, die der Versorger erzeugen und liefern muss, um diese Last zu versorgen. PF = kW / kVA. Ein PF von 1,0 (Einheit) bedeutet, dass die gesamte gelieferte Leistung nützliche Arbeit verrichtet.
Ein PF von 0,75 bedeutet, dass der Versorger ungefähr ein Drittel mehr Strom liefert, als die Last tatsächlich in Arbeit umwandelt, und dieser zusätzliche Strom muss durch dieselben Leitungen, Transformatoren und Schaltanlagen wie der nutzbare Strom fließen.
Die Lücke zwischen kW und kVA wird durch Blindleistung (gemessen in kVAR) gefüllt, die zwischen Quelle und Last hin- und herschwingt, ohne verbraucht zu werden. Sie wird nicht im Sinne einer Wärmeumwandlung an der Last „verschwendet“, belegt aber Kapazität überall stromaufwärts der Last.
Asynchronmotoren, die Arbeitspferde der meisten Anlagen, sind von Natur aus induktiv: Sie benötigen einen Magnetisierungsstrom, um das rotierende Magnetfeld im Stator aufzubauen, bevor sie ein Drehmoment erzeugen können. Dieser Magnetisierungsstrom eilt der Spannung um nahe 90 Grad nach (nacheilend) und trägt nichts zur Wirkarbeit bei, erscheint aber dennoch als Strom, den der Versorger liefern muss.
Das Ausmaß dieses Effekts hängt stark von der Belastung ab:
Deshalb haben Anlagen mit vielen intermittierenden oder überdimensionierten Motorlasten, wie sie in Betrieben vorkommen, die Geräte nie an den tatsächlichen Bedarf angepasst haben, tendenziell den schlechtesten anlagenweiten Leistungsfaktor.
Ein niedriger Leistungsfaktor kostet eine Anlage auf zwei verschiedene Arten Geld.
Erstens Versorgerstrafen. Viele Versorger messen kVAR oder berechnen einen Abrechnungsleistungsfaktor und erheben einen Zuschlag oder berechnen die kVA-Leistung statt der kW-Leistung, sobald der Leistungsfaktor einer Anlage unter einen vertraglichen Schwellenwert fällt.
Die Schwellenwerte variieren je nach Versorger und Tarif, üblicherweise irgendwo im Bereich von 0,85 bis 0,95, daher müssen genaue Werte und Strafstrukturen dem jeweiligen Tarifblatt Ihres Versorgers entnommen werden. Versorger tun dies, weil Kunden mit niedrigem PF sie zwingen, Erzeugungs-, Übertragungs- und Verteilungsanlagen für kVA auszulegen, die nie in abrechenbare kWh umgewandelt werden.
Zweitens verschwendete interne Kapazität. Der Blindstrom fließt weiterhin durch Ihre eigenen Transformatoren, Zuleitungen, Leistungsschalter und Kabel. Dieser Strom verursacht reale I²R-Wärmeverluste in dieser Ausrüstung und verbraucht Strombelastbarkeit, die sonst zusätzliche Lasten versorgen könnte.
Eine Anlage mit schlechtem Leistungsfaktor kann feststellen, dass sie einen Transformator- oder Versorgungsupgrade benötigt, um eine neue Produktionslinie hinzuzufügen, obwohl das eigentliche Problem ist, dass ein großer Anteil der vorhandenen Kapazität durch zirkulierende Blindleistung gebunden ist statt nutzbare kW zu liefern. Die Leistungsfaktorkorrektur schafft diesen Spielraum frei, ohne die Einspeisung anzufassen.
Da induktive Lasten nacheilenden Blindstrom ziehen, besteht die Lösung darin, lokal einen gleich großen, aber entgegengesetzten vorlaufenden Blindstrom bereitzustellen, was Kondensatoren naturgemäß tun. Eine korrekt dimensionierte Kondensatorbank kompensiert die magnetisierende kVAR des Motors, sodass der vom Versorger gesehene Strom dem tatsächlich in Arbeit umgesetzten Strom viel näherkommt.
Die erforderliche Kondensatorgröße in kVAR ist die reale Last der Anlage in kW multipliziert mit der Differenz zwischen dem Tangens des Winkels des aktuellen Leistungsfaktors und dem Tangens des Winkels des Zielleistungsfaktors.
In der Praxis wird die Korrektur in einigen gängigen Architekturen angewendet:
Eine Überkompensation ist ein echtes Risiko: Den PF zu einem vorlaufenden Wert zu drücken kann Spannungsanhebungen und eigene Strafen verursachen, daher werden Banken normalerweise gestuft und auf einen PF knapp unter der Einheit ausgelegt, nicht exakt auf 1,0.
| Bedingung | Typischer Leistungsfaktor (nacheilend) | Praktische Auswirkung |
|---|---|---|
| Asynchronmotor bei Volllast | ~0,85 bis 0,90 | Üblicherweise moderate Korrektur erforderlich |
| Asynchronmotor bei leichter/teilweiser Last | ~0,2 bis 0,5 | Hohe Blindlast im Verhältnis zur geleisteten Arbeit |
| Ganze Anlage mit gemischten, gut ausgelasteten Motoren | ~0,80 bis 0,90 (unkorrigiert) | Oft nahe oder unterhalb der Versorger-Strafschwelle |
| Ziel für korrigierte Anlage | ~0,95 bis 0,98 | Unterhalb der Einheit, um vorlaufende-PF-Strafen zu vermeiden |
Frequenzumrichter sind in modernen Anlagen überall, weil sie bei Pumpen, Lüftern und Förderern Energie sparen, indem sie die Motordrehzahl an die Last anpassen, ein Thema, das in Verbindung mit der Auswahl der Trägerfrequenz von Frequenzumrichtern (VFD) ausführlicher behandelt wird.
Aber VFDs sind nichtlineare Lasten: ihre Gleichrichtervorrichtung zieht Strom in Pulsen und nicht als glatte Sinuswelle, wodurch Oberschwingungsströme (5., 7., 11., 13. und höhere) ins Anlagenstromnetz zurück eingespeist werden. Das ist Teil desselben Bildes der Stromqualität, das in Power Quality in Manufacturing diskutiert wird.
Die Falle ist folgende: Die Impedanz einer Kondensatorbank fällt bei steigender Frequenz, während die Quellenimpedanz der Anlage (Transformatoren, Zuleitungen) mit der Frequenz ansteigt. Bei einer bestimmten Frequenz können sich beide gleich und entgegengesetzt verhalten, ein Zustand, der als Parallelresonanz bezeichnet wird.
Wenn diese Resonanzfrequenz in die Nähe einer Oberschwingung fällt, die die VFDs bereits einspeisen, typischerweise die 5. oder 7., verstärken die Kondensatorbank und die Systeminduktivität diese Oberschwingung statt sie zu dämpfen. Das Ergebnis kann stark verzerrte Spannungen, überhitzte oder ausgefallene Kondensatoren, ungewohntes Auslösen von Sicherungen und Belastung aller Geräte auf diesem Sammelschienenkreis sein.
Die IEEE-Norm 519 setzt die Referenzgrenzen, nach denen Versorger und Ingenieure am Punkt des gemeinsamen Anschlusses (PCC) planen, und deckt sowohl Spannungsverzerrung (THDv) als auch Stromverzerrung (THDi) ab
die genauen Prozentgrenzen hängen von der Systemspannungsklasse und dem Verhältnis von verfügbarem Kurzschlussstrom zu Laststrom ab, sodass sie aus der Norm selbst oder aus einer qualifizierten Power-Quality-Studie entnommen werden sollten, statt vereinfacht angenommen zu werden. Die praktische Schlussfolgerung für jede Anlage, die Kondensatoren dort hinzufügt, wo VFDs vorhanden sind:
Diese gleiche elektrische Belastung äußert sich auch mechanisch. Motoren, die an verzerrter Versorgung oder unausgeglichener Spannung laufen, werden heißer und verschleißen ihre Isolierung schneller, weshalb Isolationswiderstandsprüfungen und die Überprüfung der Isolationsklassen von Motoren im Hinblick auf tatsächliche Betriebsbedingungen es wert sind, bei jeder bedeutenden Änderung der elektrischen Laststruktur einer Anlage erneut betrachtet zu werden.
Leistungsfaktorkorrektur ist eine Maßnahme auf der elektrischen Seite, sie steht aber in einem größeren Zuverlässigkeits- und Energiezusammenhang: Motoren richtig dimensionieren, lockere Riemen und verschlissene Lager beheben, die Antriebe ineffizient laufen lassen, und elektrische Fehler auffangen, bevor sie zu Ausfallzeiten führen.
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Die meisten Versorger möchten einen Wert von 0,90 oder höher sehen, und viele Anlagen zielen auf 0,95 bis 0,98, um eine Sicherheitsmarge gegen Strafen einzubauen. Genau die Einheit (1,0) wird meist vermieden, weil das Drücken des PF in einen vorlaufenden Bereich eigene Probleme, einschließlich Spannungsanstieg, verursachen kann.
Sie reduziert die kVA-Nachfrage und die damit verbundenen I²R-Verluste in Ihren eigenen Leitungen und Transformatoren und schafft so Kapazität frei, reduziert jedoch nicht den realen Energieverbrauch (kWh) an der Last, da Blindleistung ohnehin nicht in Arbeit umgewandelt wird. Die Einsparungen ergeben sich hauptsächlich aus vermiedenen Strafen und freigemachter Kapazität, nicht daraus, dass die Motoren selbst weniger Wirkleistung verbrauchen.
Jeder VFD mit einem Standard-Gleichrichter (Dioden- oder SCR-Gleichrichter) injiziert gewisse Oberschwingungsströme. Das Risiko für Kondensatoren besteht nicht im VFD allein, sondern darin, ob die Resonanzfrequenz der Kondensatorbank zufällig in die Nähe einer Oberschwingung fällt, die die VFDs auf derselben Sammelschiene erzeugen. Eine Oberschwingungsstudie identifiziert dieses Risiko, bevor Hardware installiert wird.
Beides wird verwendet. Zentrale Korrektur am Hausanschluss ist einfacher zu verwalten und pro kVAR günstiger, aber individuelle motorebene Korrektur reduziert auch den Blindstromfluss durch die internen Zuleitungen der Anlage, was wichtig sein kann, wenn die interne Kabel- oder Transformator-Kapazität knapp ist. Die richtige Wahl hängt davon ab, wo die tatsächliche Kapazitätsbeschränkung liegt.
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