Сегодня следует признать очевидным факт, что отечественный ФЗ № 261 «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» от 23.11.2009 года не только запоздал по разработке и введению в действие в сравнении с европейскими нормами аналогичной направленности, принятыми во исполнение требований Киотского протокола 1997 года, но и продолжает пробуксовывать из-за практического отсутствия эффективных алгоритмов внедрения в российскую экономику.
Так, европейские международные директивы European climate change programme (ECCP) и Energy Performance of Building Directive (ЕС EPBD) начали работать с 2000 и 2002 года соответственно, ECCP и EPBD прошли по две редакции (2000– 2004 и 2005 ECCP, 2002 и 2009 ЕС EPBD), а популярные в России нормы германской директивы EnEV уже обновлялись четыре раза (EnEV 2002, EnEV 2004, EnEV 2007, EnEV 2009) и уже сегодня многие производители ориентируются на более жесткие требования EnEV 2012.
В противовес активно развивающимся немецким и европейским нормативно-правовым актам Россия пока может предложить морально устаревшие СНиП 23-02-2003 «Тепловая защита зданий», нивелировавший стандарты и не восполнивший правовой вакуум необходимыми техническими регламентами ФЗ «О техническом регулировании», а в части систем электроснабжения - приказ Минэнерго России № 2 от 10.01.2001, отменивший «Правила пользования электрической и тепловой энергией», отчасти реанимировавшие критическое положение в распределительных сетях исистемообразующих линиях электропередачи изменения «Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг» и пока не давший сколь значимых результатов «Порядок расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии, применяемых для определения обязательств сторон в договорах об оказании услуг по передаче электрической энергии (договорах электроснабжения)». Причем в сфере поставки и потребления электроэнергии требования ФЗ № 261 и реализация правительственной Программы сокращения потребления первичной энергии на 40 процентов к 2020 в большей степени ориентировано на выполнение, безусловно, важных, но отнюдь не ключевых задач.
Например, актуальными и эффективными, но не критически необходимыми можно считать мероприятия по замене существующих осветительных приборов в ряде городов России энергосберегающими в соответствии с Дорожной Картой РОСНАНО (пилотный проект Ново-Савинского района в Казани, в Санкт-Петербурге и др.), полную или частичную отмену выпуска ламп накаливания и т.д., в то время, как распределительные сети и системообразующие линии электропередачи продолжают задыхаться от перетоков интенсивно потребляемой реактивной мощности, что значительно увеличивает потери активной мощности и повышает риски коллапса напряжения с последующими авариями глобального масштаба (системная авария в мае 2005 года в энергосистемах Москвы, Московской, Тульской и Калужской областей).
Устройства по компенсации реактивной мощности (конденсаторные установки КРМ, УКРМ, синхронные двигатели, тиристорные конденсаторные установки с фильтрами высших гармоник тока и т.д.) на местах потребления электроэнергии и подстанциях распределительных сетей используются далеко не так активно, как этого требует устойчивая тенденция повышения коэффициентов реактивной мощности tg ϕ и мощности сos ϕ на фоне растущего спроса и применения промышленностью, сельским хозяйством и населением оборудования, приборов и устройств с индуктивным сопротивлением (электродуговые печи, преобразователи напряжения, трансформаторы, сварочные аппараты, установки кондиционирования воздуха и т.д.). А предлагаемая с мая 2011 года услуга ОАО «СО ЕЭС» по регулированию баланса реактивной мощности в сетях с помощью резервных или не загруженных полностью генераторов электростанций не решает и не может решить проблему растущей с каждым днем потребности потребителей в реактивной мощности, а тем более – вопросы энергосбережения, поскольку наращивание объемов генерируемой мощности только увеличивает потери реактивной и активной мощности в распределительных сетях и подстанциях.
Актуальность и эффективность компенсации реактивной мощности с помощью групповых и/или индивидуальных конденсаторных установок (КРМ, УКРМ и др.) видна в приведенной ниже таблице.
| tg ϕ (сos ϕ) до компенсации | tg ϕ (сos ϕ) после компенсации | Снижение полной мощности, % | Снижение потерь активной мощности, % |
|---|---|---|---|
| 2,24 (0,4) | 0,5 (0,89) | 54,42 | 79,23 |
| 2,0 (0,446) | 0,5 (0,89) | 50,00 | 75,00 |
| 1,0 (0,707) | 0,5 (0,89) | 20,94 | 37,5 |
| 1,0 (0,707) | 0,4 (0,93) | 23,84 | 42,0 |
| 1,0 (0,707) | 0,35 (0,94) | 25,08 | 43,88 |
| 0,8 (0,77) | 0,5 (0,89) | 12,70 | 23,78 |
| 0,8 (0,77) | 0,4 (0,93) | 15,90 | 29,2 |
| 0,8 (0,77) | 0,35 (0,94) | 17,27 | 31,55 |
| 0,6 (0,86) | 0,5 (0,89) | 4,13 | 8,09 |
| 0,6 (0,86) | 0,4 (0,93) | 7,65 | 14,71 |
| 0,6 (0,86) | 0,35 (0,94) | 9,15 | 17,46 |
Снижение коэффициента реактивной мощности с 1 до 0.5 в сетях высшего напряжения позволяет уменьшить потери активной мощности на 37.5%, в сетях с напряжением 6-20 и 35 кВ до 0.4 – на 42%, а в питающих сетях с напряжением 0.4 кВ — на 43.88%, причем даже коррекция tg ϕ с 0.6 до 0.5, 0.4, 0.35 для сетей 110 кВ,6-20/35 кВ и 0.4кВ соответственно дает значительные по величине снижения потерь активной мощности (8.09, 14.71 и 17.46% соответственно) при общем снижении полной мощности соответственно на 4.13, 7.65 и 9.15%.
По материалам Конденсаторного завода «Нюкон»
