Некоторые аспекты компенсации реактивной мощности

Динамика состояния качества поставляемой электроэнергии в России. Ключевые причины актуальности проблемы компенсации реактивной мощности. Формально действующая нормативно-правовая база на компенсацию реактивной мощности и наиболее значимые ошибки в стимулировании потребителей.

Компенсация реактивной мощности, как ключевой момент улучшения и стабилизации качества поставляемой потребителю электроэнергии и одно из направлений повышения энергоэффективности систем энергообеспечения, достаточно активно и продолжительно популяризуется в сетевых публикациях, СМИ, рекламных буклетах производителей компенсирующих устройств/разработчиков системных решений (FACTS, СТАТКОМ и пр.) и т.д. Вместе с тем, второе десятилетие нового столетия пока не демонстрирует существенной позитивной динамики повышения качества электроэнергии, а компенсация реактивной мощности остается актуальной проблемой, частично решаемой потребителями и в определенной степени поставщиками или сетевыми организациями в сетях низкого (220, 380, 600 В и т.д.), среднего (3, 6, 10, 15, 20 и 30 кВ) или высокого/ сверхвысокого (extra-high) (110, 220, 380, 500, 700 и 1150 кВ) напряжения.

Справка: Условная классификация сетей по напряжению установлена по согласованию VDE (Verband Deutscher Elektrotechniker), IEEE (Institute of Electrical and Electronics Engineers), CENELEC (Comité Européen de Normalisation Électrotechnique), ETSI (European Telecommunications Standards Institute) и IEC (International Electrotechnical Commission), однако не используется/ограниченно применяется в России. Вносят свою долю некорректности в подаваемую информацию структуры, осуществляющие производство конденсаторов, конденсаторных батарей/установок и их инсталляцию на объектах – популярные сегодня компенсационные конденсаторы/батареи/установки условно делят по назначению на устройства/установки для низкого (0.4 кВ) и высокого (6-10 кВ) напряжения.

Неприглядное положение с компенсацией реактивной мощности в целом можно объяснить рядом объективных и субъективных причин, из которых наиболее значимыми являются:

• беспрецедентные просчеты приказа Минэнерго России в начале 2000 года, отменившего «Правила пользования электрической и тепловой энергией», и Федерального Закона «О техническом регулировании» от 27.12.2002 N 184-ФЗ, de facto нивелировавшего обязательность исполнения требований и норм действующих стандартов (ГОСТ 13109-97 «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах энергоснабжения общего назначения», ГОСТ 721-77 «Системы электроснабжения, сети, источники, преобразователи и приемники электрической энергии. Номинальные напряжения свыше 1000 В» и ГОСТ 21128-83 «Системы электроснабжения, сети, источники, преобразователи и приемники электрической энергии» и др.), а также стандартов организаций СО 153-34.20.185-94 «Инструкция по проектированию городских электрических сетей», СО 153-34.20.118-2003 «Методические указания по проектированию развития энергосистем», СО 153-34.20.112 «Указания по выбору средств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности при проектировании электроснабжения сельскохозяйственных объектов и электрических сетей сельскохозяйственного назначения», формализующих пороговые значения коэффициентов мощности сos ϕ и коэффициентов реактивной мощности tg ϕ для сетей разного напряжения;

Справка: «Правила недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг» (Постановление Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 г. N 861 в ред. Постановлений Правительства РФ от 31.08.2006 N 530, от 21.03.2007 N 168, от 26.07.2007 N 484) и «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)» (Приказ министра промышленности и энергетики Российской Федерации № 49 от 22 февраля 2007 года) формализовали пороговые значения коэффициента реактивной мощности для потребителей, подсоединяемых к сетям напряжением 110 кВ не более 0.5, сетям напряжением 35 кВ (60 кВ) не более 0.4, сетям напряжением 6–20 кВ не более 0.4, сетям напряжением 0,4 кВ не более 0.35. Однако мероприятия по обеспечению соотношения потребления активной и реактивной мощностей (tg ϕ) остались декларативными, как в этих документах, так и в «Правилах технологического присоединения энергопринимающих устройств (энергетических установок) юридических и физических лиц к электрическим сетям» (Постановление Правительства РФ от 27.12.2004 № 861), «Правилах розничного рынка электроэнергии и мощности, и порядка ограничения потребителей» (п. 147, Постановление Правительства РФ от 31.08.2006 № 530), согласованных с Минюстом РФ «Правилах технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации» (п. 6.3.16, СО 153-34.20.501-2003). Причем самые «свежие» изменения к «Правилам технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям» утвержденные Постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 г. N 861 (Постановление Правительства РФ от 1 марта 2011 г. N 129) касаются только формализации заключения договоров, но не алгоритмов контроля состояния соотношения потребления активной и реактивной мощностей и стимулирования компенсации реактивной мощности.

• низкий уровень информации в контексте полноты и доступности, подаваемой в части устройств для компенсации реактивной мощности конечному потребителю — абоненту или субабоненту поставщика электроэнергии, заключившему/заключающему договор на подключение выделенной мощности непосредственно или через сетевую организацию, а по факту — ключевому действенному лицу тандема поставщик-потребитель по повышению качества электроэнергии. Причем если потребитель сетей низкого напряжения более-менее информирован об оптимальных схемах подключения устройств компенсации реактивной мощности, алгоритме их выбора на базе энергоаудита сети/участка сети и экономической выгоде оптимизации соотношения потребления активной и реактивной мощностей (tg ϕ) и/или соотношения полной и активной мощностей (сos ϕ), то в сегменте компенсации реактивной мощности сетей среднего и высокого напряжения традиционным стал информационный вакуум. Так, цены на конденсаторы, конденсаторные установки, энергоаудит сети/участка сети и пр. заявляются компаниями, реализующими проекты компенсации реактивной мощности, но нет достоверной и полной информации о том какие косинусные конденсаторы и с каким типом диэлектрика (полярный, неполярный, сегнетоэлектрик и пр.) оптимальны для сети/участка сети со своими параметрами THD I, THD U, превалирующими/резонансными гармониками, полной/активной мощностью и напряжением/током по фазам и пр., какое устройство (эквивалентная индуктивность или эквивалентная емкость) необходимо для конкретного участка сети/распределительной сети в зависимости от превалирующих рисков снижения/провалов напряжения или перенапряжения, какой тип батареи статических конденсаторов (регулируемая, нерегулируемая, с фильтрами, контроллерами и т.д.) оптимален для конкретной сети/участка сети с разной мощностью потребителей - источников высших гармоник, мощности трансформаторов и т.д.;
• практическое отсутствие экономического стимулирования потребителей в компенсации реактивной мощности, особенно в условиях коммерциализации ОАО «СО ЕЭС», координационный совет которой чуть более года назад ввел платную услугу по компенсации реактивной мощности потенциалом мощностей действующих электростанций.

Компания ООО «Нюкон»