// Электрика. - 2001. - № 6. - С.26-29.

 

ИСТОРИЯ КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ: КОММЕНТАРИЙ ГЛАВНОГО РЕДАКТОРА

Кудрин Б.И.

 

Проблема компенсации реактивной энергии и мощности возникла одновременно с применением на практике переменного и особенно трехфазного тока (для Т. Эдисона, электрифицировавшего Нью-Йорк в конце XIX века на основе постоянного тока, не существовало проблемы реактивной мощности с точки зрения ее компенсации). Для введения в проблему обратимся к К. Кругу (Основы электротехники, 1936). Рассматривая индуктивную катушку с постоянной индуктивностью L и сопротивлением r = 0 для цепи переменного тока i = Imsin ω t, он сделал вывод, что при отсутствии потерь в катушке происходит лишь периодический переход энергии извне к катушке (от энергосистемы к потребителю) и обратно (от потребителя к энергосистеме), т. е. средняя мощность равна нулю:

где UmIm — амплитуды напряжения и тока; U, I — эффективные значения напряжения и тока; π/2 — угол (фаза) отставания тока от напряжения.

Промежутки времени, в течение которых энергия извне сообщается индуктивной катушке, чередуются с такими же промежутками, когда эта энергия возвращается обратно, при этом ток возрастает от 0 до своей максимальной величины за четверть периода T. Эта реактивная энергия равна

Реактивная мощность представляет собой произведение реактивной слагающей напряжения (проекции вектора напряжения на направление, перпендикулярное направлению вектора тока) на величину тока:

Р1 = Q = U sin φ I,

где φ — угол, на который напряжение по фазе опережает ток; cos φ ‑ коэффициент мощности.

Таким образом, процессы намагничивания с накоплением энергии и размагничивания с отдачей энергии чередуются каждую четверть периода. Следовательно, абонент (потребитель) потребляет реактивную энергию от энергосистемы в течение 0,005 с, а в следующие 0,005 с он возвращает ее энергосистеме. За что же платить-то, если потребитель теоретически не расходует реактивную мощность?

Обратимся к истории вопроса. В начале индустриализации в 30-х годах Электропром предложил совмещать технико-экономические показатели компенсационных установок с показателями электроснабжения предприятия. Действительно, протекающий реактивный ток вызывает потери мощности и энергии в линиях и трансформаторах как энергосистемы, так и потребителя. Минимизируя вес цветного металла на устройство системы электроснабжения промышленного предприятия с учетом стоимости оборудования сетей, было подсчитано, например, что увеличение cos φ с 0,6 до 0,9 приводит к уменьшению мощности подстанций на 14 % и уменьшению их числа на 26 %. Децентрализованная установка конденсаторов для высокого напряжения — всегда наивыгоднейшее экономическое решение.

Однако в то время приоритет отдавался промышленным предприятиям. Считалось допустимым для предприятия работать на границе раздела предприятие—энергосистема (6УР) с cos φ на уровне 0,85, полагая при этом устойчивыми установившиеся режимы синхронных генераторов локальных энергосистем. За повышение cos φ выше этой величины производилась скидка с тарифа, за понижение — надбавка (таблица). Был период, когда предприятие не поощрялось и не наказывалось, имея cos φ в пределах 0,92—0,95 при питании от сетевых районных подстанций, сохраняя возможность работать с cos φ =0,85 при питании на генераторном напряжении с шин ТЭЦ (ГРЭС).

Правила применения существовавшей шкалы скидок и надбавок к тарифу на электроэнергию с учетом коэффициента мощности электроустановок действовали для потребителей, получающих электроэнергию от энергосистем и оплачивающих ее по двуставочному тарифу. Скидки и надбавки исчисляли с основной и дополнительной платы за электроэнергию. Размеры скидок и надбавок определяли за достигнутый потребителем средневзвешенный коэффициент мощности. Определение его величины производили на 6УР на основе показаний счетчиков активной и реактивной энергии.

Установку на предприятиях компенсирующего оборудования (статических конденсаторов, синхронных компенсаторов и др.) производили только с разрешения энергосистемы. Если она запрещала установку на предприятиях компенсирующего оборудования (что определялось режимом работы узла нагрузки), а коэффициент мощности электроустановок предприятий не достигал величины 0,85, то предприятие освобождалось от надбавки. Существовала особая нормируемая льгота, если предприятие с разрешения энергосистемы повышало средневзвешенный коэффициент мощности посредством синхронных компенсаторов (используя генераторы промышленных электростанций или синхронизацию асинхронных двигателей).

Энергосистема разрешала отдельным предприятиям, питающимся от шин электростанций, иметь пониженную величину коэффициента мощности в пределах 0,84-0,75, если использованы все возможности для улучшения коэффициента мощности за счет рационализации электрохозяйства, а установка компенсирующих устройств не допускалась вследствие избытка реактивной мощности.

Отдача в сеть энергосистемы потребителем или его блок-станцией излишней реактивной энергии производилась только с согласия энергосистемы с обязательным раздельным учетом получаемой и отдаваемой в сеть реактивной энергии. Отпуск в сеть оплачивала энергосистема по плановой себестоимости потребителя, калькуляция согласовывалась с Минэнерго.

Существовали утвержденные расчеты экономического эквивалента реактивной мощности, способы повышения коэффициента мощности за счет рационализации работы токоприемников, рекомендации по повышению коэффициента мощности с помощью компенсирующих устройств, области их применения с техническими характеристиками, достоинствами и недостатками. По установкам для компенсации реактивной мощности директивно рекомендовалась методика определения рентабельности, включающая необходимые расчетные формулы и численные значения капитальных и амортизационных затрат, удельных потерь, минимальных значений экономического эквивалента мощности.

При решении вопросов определения величины коэффициента мощности на 6УР следует учитывать, что двухполюсные отечественные турбогенераторы при номинальном напряжении имеют номинальный коэффициент мощности от 0,8 до 0,9 (широко распространенные на промышленных ТЭЦ генераторы серии ТВ и ТВФ номинальной мощностью от 30 до 60 МВт имеют номинальный cos φ = 0,8; генераторы 100—500 МВт могут работать номинально с cos φ = 0,85, лишь у костромского генератора 1200 МВт cos φ = 0,9). Следовательно, работа синхронных генераторов на потребителя с коэффициентом мощности 0,8—0,9 не является чрезвычайной. Если речь идет о возможности большей выдачи активной мощности генератором за счет меньшего объема реактивной, то, безусловно, в рыночных условиях — это не проблема потребителя, точнее, он не должен платить за это. То же относится и к потерям в сетях энергосистем, которые (несмотря на жесткий диктат энергосистем по отношению к потребителю и в части компенсации) остаются выше, чем в энергосистемах развитых стран. В 1999 г. они составили 11,4 % общего производства. С учетом 5 % расхода электроэнергии на собственные нужды ТЭС РФ на выработку электроэнергии шестая часть производства электроэнергии не доходит до потребителя. Заметим, что ежегодные затраты на компенсацию потерь электроэнергии определялись перемножением годовых потерь электроэнергии в сети с замыкающими затратами на электроэнергию в данной ОЭС.

Юридическое разделение ответственности и собственности потребителей и энергосистем должно привести к отношениям, основанным на принципах Гражданского кодекса РФ, и прежде всего — к публичности договора на электрообеспечение. Между тем, известны случаи, когда энергосистема предъявляет потребителям завышенные требования, например: поддерживать cos φ на уровне 0,98; устанавливать регулирующие устройства, обеспечивая уровень напряжения на 6УР в нормируемых пределах силами потребителя; вообще производить отключение компенсирующих конденсаторных установок (увеличивая тем самым потери в сетях потребителя). Не правильнее ли такое толкование закона: за все случаи, когда потребитель устанавливает компенсирующие устройства и осуществляет регулирование потребления реактивной энергии и мощности по требованию энергосистемы, а не исходя из своих собственных интересов, энергосистема должна возмещать ему затраты на установку и эксплуатацию.

Возвратимся к необходимости компенсации реактивной энергии и мощности у потребителя, которая экономически целесообразна. Здесь как-то незаметно забыто, что в 30-х годах обращалось внимание на то, что коэффициент мощности нагрузки оценивался в конце линии, а не на шинах (это касается всех уровней системы электроснабжения от 2УР — щиты 0,4 кВ — до ГПП, ПГВ). Например, при установке статических конденсаторов на шинах низшего напряжения трансформаторных подстанций ЗУР коэффициент мощности следовало указывать без учета этой компенсации. Действительно, конденсаторы, подключенные к шинам низкого напряжения ТП 10(6) кВ, не снижают потери от протекания реактивного тока в отходящих кабелях 0,4 кВ (это же относится к РП 6—10 кВ подстанций 4УР и 5УР — ГПП 35, 110, 220, 330/10(6) кВ). Для потребителя существенна установка тех же конденсаторов в конце линии, отходящих от шин, и только в этом случае коэффициент мощности должен учитывать компенсацию.

Обратим внимание: теперь и в реальных проектах (и в дипломных), и в договорах это требование забыто — энергосистема задает и требует величину cos φ на границе раздела 6УР. Фактически можно лишь констатировать, что систему не интересуют потери электроэнергии в сетях и затраты на компенсацию у потребителя, а интересует лишь улучшение своих собственных экономических показателей.

В условиях всеобщего государственного управления действовал термин народнохозяйственная эффективность. Было понятно и объяснимо требование энергосистем к потребителю обеспечить величину оптимальной реактивной нагрузки (для примера приведем данные за 1998 г. по Западно-Сибирскому металлургическому комбинату: среднесуточная нагрузка 265 МВт при максимально разрешенной 340 МВ; средневзвешенный максимальный за месяц cos φ = 0,915; минимальный cos φ = 0,870; величина оптимальной реактивной нагрузки при tg φ = 0,4 136 Мвар; фактическая среднесуточная реактивная нагрузка 164 Мвар. Система государственного управления реактивной мощностью получила наиболее логическое завершение с выходом Указаний по компенсации реактивной мощности в распределительных сетях и Методики определения оптимального значения реактивной мощности, передаваемой в сеть потребителя.

По нормативу, утвержденному Минэнерго СССР и согласованному с Госпланом и ГКНТ, планировалось в 80—90-е годы довести оснащенность энергосистем до 0,6 квар/кВт (напомним о введении с 1984 г. Госпланом новой формы расчета потребности в силовых косинусных конденсаторах и конденсаторных установках, существенно затруднивших выполнение и согласование проектов). Считалось, что исходное состояние характеризуется невысокой оснащенностью 0,2—0,3 квар/кВт и неравномерным хаотичным размещением компенсирующих устройств. Эффект "первого шага" виделся не столько в установке новых компенсирующих устройств в энергосистеме, сколько в рациональном их использовании у потребителя (включая выдачу технических условий потребителю, обязывающих его "предусматривать установку компенсации реактивной мощности", "предусмотреть установку измерителей параметров", "организовать автоматическую систему контроля" с выводом информации в энергосистему, "предусмотрев организацию основного и резервного канала связи").

Переходя к балансам, очевидно, что должны выполняться технические условия компенсации реактивной мощности как система уравнений:

где ΣРг , ΣQг – суммарные активная и реактивная нагрузки генераторов электростанций; ΣРн , ΣQн — суммарные потребляемые активная и реактивная нагрузки; Σ ΔР, Σ ΔQ — суммарные потери активной и реактивной мощности; Σ ΔQку — суммарная мощность компенсирующих устройств; ΣQвл — реактивная мощность, генерируемая воздушными линиями напряжением 110 кВ и выше; Ррез , Qрез — резерв активной и реактивной мощности.

Если обратиться к технико-экономическим условиям снижения перетоков реактивной мощности непосредственно у потребителя, то решение должно приниматься, исходя из собственных интересов. Компенсация, как пишут в учебниках, экономически оправдывается уменьшением тока в передающих элементах сети, приводящим к уменьшению сечения сетей (хотя для предприятия проще, и такое мнение существовало и существует, просто завысить сечение проводника, что в какой-то степени повышает эксплуатационную надежность и создает возможный резерв на перспективу при увеличении нагрузки), уменьшением полной мощности, ведущим к уменьшению мощности трансформаторов и их числа (что практикой проектирования и эксплуатации оспаривается, в частности, из-за нередко случающегося отключения компенсирующих устройств при продолжающемся технологическом процессе), уменьшением потерь активной мощности, снижением потерь реактивной мощности и снижением потерь активной энергии.

Таким образом, налицо несовпадение интересов двух хозяйствующих субъектов. Гражданский кодекс РФ, ч. II (с разъяснениями) выделяет энергоснабжение в самостоятельный параграф, возлагая на абонента (потребителя) обязанности по отношению лишь к обеспечению безопасности эксплуатации находящихся в его ведении энергетических сетей и к исправности им же используемых приборов и оборудования, связанных с потреблением энергии.

Если обратиться к ПУЭ (6-е изд.), легко убедиться в несоответствии их Гражданскому кодексу. Действительно, п. 1.2.23 гласит: "Устройства компенсации реактивной мощности, устанавливаемые у потребителя, должны обеспечивать потребление от энергосистемы реактивной мощности в пределах, указанных в условиях на присоединение электроустановок этого потребителя к энергосистеме". Этот пункт предоставляет энергосистеме право выдавать любые технические условия, никаким образом их не ограничивая. П. 1.2.24 "Выбор и размещение устройств компенсации реактивной мощности в электрических сетях следует производить в соответствии с действующей инструкцией по компенсации реактивной мощности" не проясняет ситуацию.

Промышленные предприятия до выхода Методики должны исходить из факта, что задаваемые энергосистемой cos φ или tg φ не отвечают их экономическим интересам. До появления новых инструкций следует использовать действующие с декабря 1997 г. Правила применения скидок и надбавок к тарифам на электрическую энергию за потребление и генерацию реактивной энергии, хотя они отменены в соответствии с приказом Минэнерго от 28 декабря 2000 г. № 167 ("О признании утратившими силу с 1 января 2000 г. Инструкции о порядке расчетов за электрическую и тепловую энергию и дополнений к ней").

Дело в том, что расчеты, производимые самими промышленными предприятиями для генераторов, приводят к cos φ на уровне 0,88 (tg φ = 0,55), но не свыше 0,90. Энергосистемы, заведомо зная, что предприятие не уложится в задаваемый ими cos φ = 0,95 (tg φ = 0,4), получают возможность штрафовать предприятия за недокомпенсацию. Они ввели в практику отключение компенсирующих устройств в те или иные периоды при снижении активной мощности или повышении уровня напряжения на подстанциях.

Понятие и существо народнохозяйственной эффективности потеряло смысл. В рыночных условиях речь может идти об эффективности электрического хозяйства (электрики) каждого отдельного потребителя, определяемой не приведенными затратами, а действующими в развитых странах методами оценки инвестиций.

Любые излишние, по мнению потребителя, но необходимые с точки зрения энергосистемы затраты на компенсацию реактивной мощности и энергии, включая энергосберегающий результат в энергосистеме, должны ими и оплачиваться. Готовящаяся Министерством энергетики РФ Инструкция (Методика) должна быть согласована с Министерством юстиции РФ, Министерством экономики РФ, Министерством по антимонопольной политике РФ.