Статья рассматривает основные принципы проведения расчетов экономической целесообразности средств компенсации неактивной мощности, а также включает простую ориентировочную оценку финансовой целесообразности использования УКРМТ и АФГ в силовых сетях объектов.
В условиях стагнации отечественной экономики на фоне COVID-19 прорыв в цифровой трансформации электросетей промышленных и непромышленных объектов возможен только при лояльной политике кредитования с налоговыми преференциями от государства. Это безусловный факт и, хотя еще есть надежда на «свет в конце тоннеля» по принятию соответствующих рекомендаций президенту и Правительству РФ на VII федеральном конгрессе «Приоритеты-2030» 15 декабря, пока при расчетах экономической целесообразности и сроков окупаемости корректно:
- Ориентироваться только на снижение потерь активной мощности (ΔР) при преодолении негативов эмиссии неактивной составляющей (реактивной на фундаментальной частоте, мощности гармоник, искажений на нефундаментальных частотах). Причем в расчетах следует использовать исключительно коэффициент реактивной мощности tgj, как это определено нормированием в Приказе Минэнерго № 380 от 23.06.2015 и самим здравым смыслом, ведь даже при cosj = 0.99 общие перетоки реактивной мощности в сети Q составляют 13.7% от полной потребляемой мощности (см. таблицу ниже).
- Использовать текущую средневзвешенную процентную ставку кредитных организаций, определенную ПАО Сбербанк по кредитным операциям для нефинансовых организаций для кредитования на срок более одного года и которая составляет 7.01% годовых. Тогда коэффициент экономической эффективности будет 1/7.01 = 0.14, а нормативный срок окупаемости инвестиций, как обратная величина средневзвешенной процентной ставке будет Тн = (1/7.01)×100=14 лет.
- Учитывать потери активной мощности из-за гармонических возмущений, поскольку чистых симметричных синусоидальных сетей только с линейной нагрузкой по факту уже нет, а любой интеллектуальный счетчик определяет суммарную реактивную энергию по всему частотному спектру начиная с фундаментальной (50 Гц) и вплоть до 49-го порядка нефундаментальных частот.
Таблица. Соответствия коэффициентов мощности, реактивной мощности и реактивная мощность в процентах от полной мощности согласно расчетов по формуле Q2=S2×tg2j/(1+tg2j)
Коэффициент мощности cos j | 0.99 | 0.97 | 0.95 | 0.94 | 0.92 | 0.9 | 0.87 | 0.85 | 0.8 | 0.7 |
Коэффициент реактивной мощности tg j | 0.14 | 0.25 | 0.33 | 0.36 | 0.43 | 0.484 | 0.55 | 0.60 | 0.75 | 1.02 |
Доля реактивной составляющей Q в полной мощности S, % | 13.7 | 23.5 | 29.7 | 31.9 | 36.3 | 39.2 | 42.2 | 44.1 | 48 | 49. |
Важно
После введения в действие с начала 2021 года актуализированных версий ГОСТ IEC/TR 61000-3-6-2020, ГОСТ IEC/TR 61000-3-7-2020 реально ожидать в ближайшем будущем официального нормирования показателей эмиссии гармоник. Т. е. помимо штрафных санкций в виде надбавок к тарифам за электроэнергию при отклонении от нормируемого значения коэффициента реактивной мощности вполне вероятно придется платить с надбавкой за превышение норм электромагнитной эмиссии гармоник, сверх- и интергармоник для сетей среднего, высокого и сверхвысокого напряжения.
Ориентировочные потери активной мощности из-за наличия в сети гармоник можно оценить по математической и/или графической зависимости ΔР от общего коэффициента гармонических искажений тока THD(I)-∆Р=1+THD2 или см. график ниже.

Т. е., если после энергоаудита силовой сети предприятия с полным анализом на весь спектр гармонических возмущений, например, равен 40 %, то к потерям активной энергии на фундаментальной частоте «добавятся» 16 % потерь на нефундаментальных частотах, и, по факту, при определении коэффициента реактивной мощности по показаниям счетчиков 13,8 % его величины формируют гармоники. А значит проблему больших счетов за электроэнергию одной компенсацией реактивной мощности на частоте 50 Гц не решить — нужно планировать установку пассивных или активного фильтра гармоник.
Простая ориентировочная оценка финансовой целесообразности использования УКРМТ и АФГ в силовых сетях объектов
Технически корректно ориентировочно оценить экономическую целесообразность интеграции в силовую сеть:
- пассивных и/или активных фильтров гармоник (АФГ) после определения THD(I) с помощью анализатора качества сети по графику выше или формуле относительного изменения потерь активной мощности ∆Р=1+THD2;
- конденсаторных установок компенсации реактивной мощности по формулам:
ΔР=0.7×Qф×(tgjпр-tgjф)/(tgjпр×(1-0.7×tgjф)),
где:
0.7 — коэффициент изменения потерь активной энергии (средний для промышленных объектов),
Qф — среднее значение реактивной мощности в часы пиковых нагрузок по счетчику,
tgjф и tgjпр — соответственно фактический и проектный коэффициенты реактивной мощности.
Экономию от внедрения можно приближенно вычислить по формуле Э=ΔР×N×Тсред,
где N — число часов работы объекта в год, а Тсред — тариф за оплату электроэнергии (усредненный в руб/(кВт×ч));
0.7×Qф×(tgjпр-tgjф)/(tgjпр×(1-0.7×tgjф))≤Зу/(Тн×N×Тсред) или 0.7×Qф×(tgjпр-tgjф)/(tgjпр×(1-0.7×tgjф))≤0.07×Зу/(N×Тсред) (с учетом текущего нормативного срока окупаемости инвестиций), что позволит оценить реальную окупаемость затрат на компенсацию реактивной мощности.