Простая оценка экономической целесообразности средств компенсации неактивной мощности

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)

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×(tgj_пр-tgj_ф)/(tgj_пр×(1-0.7×tgj_ф)),
где:
0.7 — коэффициент изменения потерь активной энергии (средний для промышленных объектов),
Qф — среднее значение реактивной мощности в часы пиковых нагрузок по счетчику,
tgj_ф и tgj_пр — соответственно фактический и проектный коэффициенты реактивной мощности.

Экономию от внедрения можно приближенно вычислить по формуле Э=ΔР×N×Т_сред,
где N — число часов работы объекта в год, а Т_сред — тариф за оплату электроэнергии (усредненный в руб/(кВт×ч));

0.7×Qф×(tgj_пр-tgj_ф)/(tgj_пр×(1-0.7×tgj_ф))≤Зу/(Тн×N×Т_сред) или 0.7×Qф×(tgj_пр-tgj_ф)/(tgj_пр×(1-0.7×tgj_ф))≤0.07×Зу/(N×Т_сред) (с учетом текущего нормативного срока окупаемости инвестиций), что позволит оценить реальную окупаемость затрат на компенсацию реактивной мощности.