![background image](https://eepir.ru/wp-content/uploads/html-articles/opredelenie-chastnyh-kriteriev-zadachi-optimizacii-proizvodstvennoj-programmy-setevoj-organizacii-na-nbsp-osnove-ocenki-snizheniya-negativnyh-finansovyh-posledstvij/ELgNrG001.jpg)
![background image](https://eepir.ru/wp-content/uploads/html-articles/opredelenie-chastnyh-kriteriev-zadachi-optimizacii-proizvodstvennoj-programmy-setevoj-organizacii-na-nbsp-osnove-ocenki-snizheniya-negativnyh-finansovyh-posledstvij/ELgNrG002.jpg)
58
у
п
р
а
в
л
е
н
и
е
а
к
т
и
в
а
м
и
управление активами
Определение частных
критериев задачи оптимизации
производственной программы
сетевой организации на основе
оценки снижения негативных
финансовых последствий
УДК
621.316.1:519.14
Петросенко
В
.
А
.,
аспирант
Института
электроэнергетики
ФГБОУ
ВО
«
НИУ
«
МЭИ
»
Тульский
В
.
Н
.,
к
.
т
.
н
.,
доцент
,
директор
Института
электроэнергетики
ФГБОУ
ВО
«
НИУ
«
МЭИ
»
В
статье
формализован
порядок
расчета
частных
критериев
математической
модели
задачи
многокритериальной
оптими
-
зации
производственной
программы
сетевой
организации
.
Вышеуказанный
порядок
основан
на
оценке
минимизации
негативных
финансовых
последствий
,
связанных
с
наличием
потерь
электроэнергии
,
необеспечением
надежного
и
каче
-
ственного
энергоснабжения
потребителей
,
отсутствием
воз
-
можности
технологического
присоединения
энергопринимаю
-
щих
устройств
потребителей
.
В
ходе
исследования
на
основе
рассчитанных
частных
критериев
установлена
оптимальная
выборка
объектов
электросетевого
хозяйства
,
подлежащих
включению
в
производственную
программу
.
Ключевые
слова
:
электросетевая
организация
,
потери
электроэнергии
,
надежность
энергоснабжения
,
качество
энергоснабжения
,
технологическое
присоединение
,
оптимизация
производственной
программы
В
соответствии
с
Правилами
техниче
-
ской
эксплуатации
электрических
стан
-
ций
и
сетей
[1]
и
Стратегией
развития
электросетевого
комплекса
РФ
[2]
ос
-
новными
задачами
,
стоящими
перед
сетевыми
компаниями
,
являются
долгосрочное
надежное
и
качественное
энергоснабжение
потребите
-
лей
,
обеспечение
доступности
технологиче
-
ского
присоединения
потребителей
к
электро
-
сетевой
инфраструктуре
,
а
также
повышение
эффективности
процесса
транспортировки
электрической
энергии
за
счет
снижения
потерь
электроэнергии
.
Анализ
положений
нормативных
правовых
актов
[3–11]
позволяет
сделать
вывод
о
том
,
что
невыполнение
со
стороны
сетевой
организации
обязанностей
по
поддержанию
показателей
ка
-
чества
электроэнергии
в
пределах
нормативно
установленных
значений
,
обеспечению
надеж
-
ного
энергоснабжения
и
доступности
присо
-
единения
к
электрическим
сетям
,
а
также
сни
-
жению
потерь
электроэнергии
влечет
за
собой
финансовые
издержки
либо
недополученный
доход
для
такой
сетевой
организации
.
В
связи
с
этим
определенные
Правилами
технической
эксплуатации
электрических
станций
и
сетей
[1]
и
Стратегией
развития
электросетевого
ком
-
плекса
РФ
[2]
задачи
обеспечения
надежного
,
качественного
,
доступного
и
эффективного
энергоснабжения
потребителей
подлежат
пер
-
воочередной
реализации
со
стороны
сетевых
организаций
.
![background image](https://eepir.ru/wp-content/uploads/html-articles/opredelenie-chastnyh-kriteriev-zadachi-optimizacii-proizvodstvennoj-programmy-setevoj-organizacii-na-nbsp-osnove-ocenki-snizheniya-negativnyh-finansovyh-posledstvij/ELgNrG003.jpg)
59
ем
надежного
,
качественного
и
доступного
энерго
-
снабжения
.
Учитывая
вышеизложенное
,
в
рамках
настоя
-
щей
статьи
предлагается
формализовать
порядок
расчета
частных
критериев
математической
мо
-
дели
задачи
многокритериальной
оптимизации
про
-
изводственной
программы
сетевой
организации
.
В
связи
с
тем
,
что
многокритериальная
оптими
-
зация
производственной
программы
осуществляет
-
ся
с
целью
исключения
(
минимизации
)
негативных
финансовых
последствий
для
сетевой
организации
,
формализация
частных
критериев
в
рамках
настоя
-
щего
исследования
осуществляется
с
учетом
необ
-
ходимости
достижения
вышеуказанной
цели
.
В
соответствии
с
[13, 14]
ранжирование
очеред
-
ности
проведения
реконструкции
и
преобразования
электрических
сетей
осуществляется
на
основе
зна
-
чений
частных
критериев
,
рассчитанных
по
состоя
-
нию
до
реализации
указанных
мероприятий
:
перво
-
очередное
техническое
воздействие
предполагается
в
отношении
объектов
электросетевого
хозяйства
,
имеющих
наибольшее
значение
функции
полезно
-
сти
,
включающей
в
себя
выбранные
частные
кри
-
терии
.
Однако
такой
подход
не
обеспечивает
мак
-
симального
эффекта
от
реализации
мероприятий
производственной
программы
.
Это
связано
с
тем
,
что
не
во
всех
случаях
наибольшее
значение
функ
-
ции
полезности
либо
частных
критериев
такой
функ
-
ции
по
состоянию
на
дату
проведения
расчета
озна
-
чает
возможность
получения
наибольшего
эффекта
для
сетевой
организации
.
К
примеру
,
величина
технологических
потерь
по
одному
из
фидеров
10
кВ
исследуемого
района
элек
-
тросетей
составляет
363 420
кВт
·
ч
в
год
(2,91%),
что
является
одним
из
наихудших
показателей
в
сравне
-
нии
с
остальными
30
фидерами
данного
района
элек
-
тросетей
(6-
й
наихудший
показатель
среди
фидеров
10
кВ
).
Однако
реализация
мероприятий
по
сниже
-
нию
потерь
электроэнергии
в
отношении
данного
фидера
не
принесет
существенного
эффекта
:
в
силу
технических
и
географических
ограничений
снизить
технологические
потери
более
,
чем
на
86 436
кВт
·
ч
(
до
уровня
276 984
кВт
·
ч
или
2,4%),
невозможно
.
При
этом
реализация
мероприятий
по
снижению
потерь
в
отношении
иных
14
фидеров
позволила
бы
снизить
технологические
потери
на
величину
,
превышающую
86 436
кВт
·
ч
.
В
случае
,
если
в
производственную
программу
будет
включен
любой
из
вышеуказан
-
ных
14
фидеров
,
сетевая
компания
могла
бы
полу
-
чить
больший
экономический
эффект
в
сравнении
с
выбором
изначально
рассматриваемого
фидера
(
с
6-
м
показателем
потерь
— 363 420
кВт
·
ч
)
за
счет
снижения
объема
покупки
электроэнергии
в
целях
компенсации
потерь
у
субъектов
розничных
рынков
электроэнергии
.
Учитывая
вышеуказанный
частный
пример
,
можно
сделать
вывод
,
что
с
целью
получения
мак
-
симального
эффекта
от
реализации
мероприятий
производственной
программы
частные
критерии
необходимо
определять
на
основе
разницы
между
значением
,
рассчитанным
до
и
после
реализации
мероприятий
,
планируемых
к
включению
в
производ
-
Главным
инструментом
реализации
перечислен
-
ных
задач
является
производственная
программа
(
включающая
в
себя
,
в
том
числе
,
инвестиционную
программу
и
программу
технического
обслуживания
и
ремонта
оборудования
),
позволяющая
обеспечить
техническое
воздействие
на
объекты
электросете
-
вого
хозяйства
,
но
имеющая
при
этом
ограниченный
объем
финансирования
[6].
Чтобы
исключить
не
предусмотренные
тарифом
на
оказание
услуги
по
передаче
электроэнергии
финансовые
затраты
,
убытки
,
недополученные
до
-
ходы
сетевой
организации
,
связанные
с
необес
-
печением
надежного
,
качественного
,
доступного
и
эффективного
энергоснабжения
потребителей
,
согласно
[12],
предложено
разработать
методику
оптимизации
производственной
программы
сете
-
вой
организации
на
основе
многокритериального
подхода
и
комбинаторного
анализа
.
С
этой
целью
формализована
математическая
модель
задачи
оптимизации
производственной
программы
,
пред
-
ставляющая
собой
многокритериальную
функцию
полезности
,
сводимую
к
скалярной
функции
на
основе
аддитивной
(
линейной
)
свертки
частных
критериев
,
с
последующим
применением
комбина
-
торного
анализа
для
получения
наибольшего
сово
-
купного
эффекта
в
рамках
заданного
ограничения
по
финансовым
затратам
:
–
функция
полезности
u
=
n
i
=1
(
k
пот
i
k
выб
i
·
z
пот
i
+
+
k
кач
i
k
выб
i
z
кач
i
+
k
над
i
k
выб
i
z
над
i
+
+
k
тех
.
прис
i
k
выб
i
z
тех
.
прис
i
)
→
max
; (1)
–
ограничения
C
тариф
n
i
=1
k
выб
i
C
i
; (2)
–
граничные
условия
k
пот
i
,
z
пот
i
,
k
кач
i
,
z
кач
i
,
k
над
i
,
z
над
i
,
k
тех
.
прис
i
,
z
тех
.
прис
i
0,
(3)
где
u
=
f
(
z
пот
i
,
z
кач
i
,
z
над
i
,
z
тех
.
прис
i
) —
многокритери
-
альная
функция
полезности
(
о
.
е
.);
z
пот
i
,
z
кач
i
,
z
над
i
,
z
тех
.
прис
i
—
частные
критерии
потерь
,
качества
,
на
-
дежности
и
технологического
присоединения
(
о
.
е
.);
k
пот
i
,
k
кач
i
,
k
над
i
,
k
тех
.
прис
i
—
весовые
коэффициенты
частных
критериев
,
принимаемые
для
настоящей
статьи
равными
друг
другу
(
о
.
е
.);
k
выб
i
—
коэффи
-
циент
выбора
i
-
го
фидера
,
принимающий
значе
-
ние
«1»,
если
объект
выбран
для
включения
в
произ
-
водственную
программу
,
и
значение
«0»,
если
не
вы
-
бран
;
n
—
общее
число
объектов
в
рассматриваемой
сетевой
организации
(
шт
.);
C
тариф
—
утвержденные
затраты
на
реализацию
производственной
програм
-
мы
(
руб
.);
C
i
—
требуемые
затраты
на
реализацию
производственной
программы
в
отношении
i
-
го
объ
-
екта
(
руб
.).
Однако
в
рамках
[12]
не
формализован
порядок
расчета
частных
критериев
z
пот
i
,
z
кач
i
,
z
над
i
,
z
тех
.
прис
i
,
что
не
позволяет
обеспечить
разработку
методики
оптимизации
производственной
программы
сетевой
организации
и
решить
проблемы
,
связанные
с
высо
-
ким
уровнем
потерь
электроэнергии
,
необеспечени
-
№
5 (74) 2022
![background image](https://eepir.ru/wp-content/uploads/html-articles/opredelenie-chastnyh-kriteriev-zadachi-optimizacii-proizvodstvennoj-programmy-setevoj-organizacii-na-nbsp-osnove-ocenki-snizheniya-negativnyh-finansovyh-posledstvij/ELgNrG004.jpg)
60
УПРАВЛЕНИЕ
АКТИВАМИ
ственную
программу
.
В
связи
с
этим
,
в
рамках
насто
-
ящего
исследования
для
выбора
объектов
,
подле
-
жащих
включению
в
производственную
программу
,
частные
критерии
определяются
на
основе
ожидае
-
мой
минимизации
их
значений
,
а
не
в
соответствии
с
максимальными
значениями
таких
критериев
по
состоянию
на
момент
осуществления
расчета
:
z
i
= (
z
i
(
до
)
–
z
i
(
после
)
)*, (4)
где
z
i
—
значение
частного
критерия
задачи
много
-
критериальной
оптимизации
производственной
про
-
граммы
;
z
i
(
до
)
—
значение
частного
критерия
,
опре
-
деленное
по
состоянию
на
момент
осуществления
расчета
(
до
реализации
мероприятий
производ
-
ственной
программы
);
z
i
(
после
)
—
ожидаемое
значе
-
ние
частного
критерия
в
случае
реализации
меро
-
приятий
производственной
программы
.
Учитывая
,
что
частные
критерии
и
характеризу
-
ющие
их
величины
определяются
с
помощью
раз
-
личных
единиц
измерений
,
в
статье
используется
нормализованное
по
отношению
к
максимальной
величине
(
z
i
(
до
)
–
z
i
(
после
)
)
значение
каждого
частного
критерия
,
определяемое
в
относительных
единицах
(
символ
«*»).
Для
формализации
критерия
потерь
электроэнер
-
гии
рассмотрим
влияние
уровня
фактических
потерь
электроэнергии
на
финансовые
показатели
сетевой
организации
.
В
соответствии
с
[6],
в
состав
тарифа
на
оказание
услуги
по
передаче
электроэнергии
включаются
рас
-
ходы
на
оплату
нормативных
потерь
электрической
энергии
,
при
этом
для
всего
периода
регулирования
уровень
потерь
,
учтенный
в
составе
тарифа
,
сохра
-
няется
неизменным
.
В
связи
с
этим
,
независимо
от
объема
фактически
образовавшихся
в
течение
пери
-
ода
регулирования
потерь
,
потребителями
услуг
по
передаче
электроэнергии
компенсируется
уровень
потерь
,
учтенный
при
формировании
тарифа
.
В
слу
-
чае
,
если
по
итогам
года
величина
фактических
по
-
терь
электроэнергии
сетевой
компании
оказывается
меньше
вышеуказанного
уровня
потерь
,
учтенного
при
формировании
тарифа
на
оказание
услуги
по
передаче
электроэнергии
,
сетевые
компании
полу
-
чают
доход
в
объеме
образовавшейся
разницы
меж
-
ду
фактическими
потерями
и
потерями
,
учтенными
в
составе
тарифа
.
Напротив
,
если
фактические
поте
-
ри
по
итогам
периода
регулирования
превысят
уро
-
вень
потерь
,
учтенный
при
формировании
тарифа
,
это
приведет
к
некомпенсируемым
финансовым
за
-
тратам
(
убыткам
)
сетевой
компании
.
Учитывая
вышеизложенное
,
для
минимизации
негативных
финансовых
последствий
сетевым
ком
-
паниям
необходимо
исключить
фактические
поте
-
ри
,
превышающие
величину
,
учтенную
в
тарифе
на
оказание
услуги
по
передаче
электроэнергии
,
а
для
получения
дополнительного
дохода
необходимо
сни
-
зить
в
максимально
возможных
объемах
величину
фактических
потерь
относительно
вышеуказанного
уровня
потерь
,
учтенного
в
составе
тарифа
.
Для
того
чтобы
определить
целевое
значение
,
до
которого
могут
быть
снижены
потери
электро
-
энергии
в
результате
реализации
мероприятий
про
-
изводственной
программы
(
z
пот
i
(
после
)
в
формуле
(4)),
согласно
[15],
рассмотрим
фактические
потери
элек
-
троэнергии
как
сумму
коммерческих
и
технологиче
-
ских
потерь
.
Целевое
значение
коммерческих
потерь
,
достига
-
емое
в
результате
реализации
мероприятий
произ
-
водственной
программы
,
в
рамках
настоящего
иссле
-
дования
принимается
равным
нулю
:
после
замены
воздушных
линий
электропередачи
на
кабельные
линии
либо
самонесущие
изолированные
провода
,
установки
приборов
учета
на
границах
балансовой
принадлежности
(
в
сплит
-
исполнении
)
с
присоеди
-
нением
их
к
интеллектуальным
системам
учета
,
поз
-
воляющим
обеспечить
снятие
показаний
на
конец
последнего
дня
расчетного
месяца
и
оперативное
выявление
фактов
выхода
из
строя
приборов
учета
либо
вмешательства
в
их
работу
,
коммерческие
по
-
тери
должны
быть
исключены
.
Технологические
потери
обладают
отличием
от
коммерческих
:
наличие
технологических
потерь
не
-
избежно
при
передаче
электроэнергии
,
их
величи
-
ну
невозможно
снизить
до
нулевого
значения
[15].
В
связи
с
этим
для
формализации
критерия
потерь
требуется
нахождение
минимально
возможного
не
-
нулевого
значения
технологических
потерь
в
случае
реализации
мероприятий
,
планируемых
к
включе
-
нию
в
производственную
программу
.
С
учетом
вышеизложенного
частный
критерий
по
-
терь
z
пот
можно
представить
следующим
образом
:
z
пот
i
= (
W
комм
i
(
до
)
+ (
W
технол
i
(
до
)
–
W
технол
i
(
после
)
))* =
= (
W
факт
i
(
до
)
–
W
технол
i
(
после
)
)*, (5)
где
W
комм
i
(
до
)
,
W
факт
i
(
до
)
—
коммерческие
и
фак
-
тические
потери
i
-
го
объекта
(
фидера
)
до
реали
-
зации
мероприятий
производственной
программы
;
W
технол
i
(
до
)
,
W
технол
i
(
после
)
—
технологические
потери
i
-
го
объекта
(
фидера
)
до
и
в
случае
реализации
ме
-
роприятий
производственной
программы
,
определя
-
емые
в
соответствии
с
[15].
Для
формализации
критерия
надежности
проана
-
лизируем
возможные
негативные
последствия
для
результатов
финансово
-
хозяйственной
деятельно
-
сти
сетевой
организации
,
связанные
с
необеспече
-
нием
требуемых
показателей
надежности
.
В
соответствии
с
[4]
предусмотрена
ответствен
-
ность
в
виде
уменьшения
размера
необходимой
ва
-
ловой
выручки
сетевой
организации
при
тарифном
регулировании
путем
применения
понижающих
ко
-
эффициентов
(
до
2%).
При
этом
оценка
соблюдения
требуемого
уровня
надежности
при
тарифном
регу
-
лировании
осуществляется
на
основе
показателей
П
SAIDI
и
П
SAIFI
[5] —
средней
продолжительности
и
ча
-
стоты
прекращения
передачи
электрической
энер
-
гии
.
Согласно
[3],
при
поставке
потребителям
элек
-
трической
энергии
с
перерывами
,
превышающими
установленную
продолжительность
,
размер
платы
за
поставленную
электроэнергию
за
расчетный
пе
-
риод
подлежит
уменьшению
на
0,15%
за
каждый
час
превышения
допустимой
продолжительности
пере
-
рыва
электроснабжения
.
Учитывая
это
,
финансовые
![background image](https://eepir.ru/wp-content/uploads/html-articles/opredelenie-chastnyh-kriteriev-zadachi-optimizacii-proizvodstvennoj-programmy-setevoj-organizacii-na-nbsp-osnove-ocenki-snizheniya-negativnyh-finansovyh-posledstvij/ELgNrG005.jpg)
61
показатели
деятельности
сетевой
компании
зависят
от
длительности
перерыва
электроснабжения
.
Внезапные
перерывы
электроснабжения
могут
приводить
к
прямому
ущербу
,
связанному
с
браком
продукции
,
порчей
сырья
,
поломкой
основного
обо
-
рудования
и
сокращением
срока
его
службы
,
увели
-
чением
цикла
или
расстройством
технологическо
-
го
процесса
[16].
При
этом
,
согласно
ст
. 547
и
1064
Гражданского
кодекса
[9],
в
случаях
неисполнения
или
ненадлежащего
исполнения
обязательств
по
до
-
говору
энергоснабжения
сетевая
компания
обязана
возместить
причиненный
этим
реальный
ущерб
.
Кро
-
ме
того
,
к
бытовым
потребителям
применимы
нормы
законодательства
о
защите
прав
потребителей
,
ко
-
торые
предусматривают
в
случае
незаконного
пере
-
рыва
в
подаче
,
прекращения
или
ограничения
подачи
электроэнергии
возмещение
прямых
убытков
(
в
связи
с
порчей
продуктов
питания
,
выходом
из
строя
бы
-
товой
техники
)
и
понесенных
расходов
(
например
,
на
приобретение
дополнительного
оборудования
,
на
восстановление
подключения
к
сети
),
а
также
взыска
-
ние
денежной
компенсации
морального
вреда
[10].
Применение
вышеуказанных
мер
ответственности
за
-
висит
от
количества
случаев
внезапного
прерывания
электроснабжения
,
что
подтверждает
необходимость
учета
при
формализации
критерия
надежности
часто
-
ты
перерывов
электроснабжения
.
В
соответствии
с
[17]
ущерб
от
перерывов
элек
-
троснабжения
находится
в
прямопропорциональной
зависимости
не
только
от
частоты
и
длительности
перерывов
электроснабжения
потребителей
,
но
и
от
величины
недоотпуска
электроэнергии
.
Кро
-
ме
того
,
согласно
[6],
тариф
на
оказание
услуги
по
передаче
электроэнергии
рассчитывается
,
исходя
из
необходимости
компенсации
затрат
на
содержа
-
ние
электрических
сетей
и
на
приобретение
потерь
электроэнергии
.
В
случае
перерыва
электроснабже
-
ния
и
,
соответственно
,
недоотпуска
электроэнергии
потребителям
,
необходимость
в
компенсации
затрат
на
покупку
нагрузочных
потерь
электроэнергии
у
се
-
тевой
организации
отсутствует
:
нагрузочные
потери
электроэнергии
в
таком
случае
равны
нулю
,
в
свя
-
зи
с
чем
сетевая
организация
не
несет
затрат
на
их
приобретение
.
Вместе
с
этим
,
расходы
,
связанные
с
содержанием
электросетей
,
а
также
с
компенса
-
цией
условно
-
постоянных
потерь
электроэнергии
,
возникающих
в
объектах
электросетевого
хозяйства
,
оставшихся
под
напряжением
,
остаются
фактически
некомпенсированными
в
текущем
периоде
регулиро
-
вания
.
Учитывая
вышеизложенное
,
величина
недо
-
отпуска
электроэнергии
также
должна
использовать
-
ся
при
формализации
критерия
надежности
.
С
учетом
вышеизложенного
критерий
надежности
должен
основываться
на
показателях
,
характеризу
-
ющих
длительность
и
частоту
прерывания
электро
-
снабжения
,
а
также
недоотпуск
электрической
энер
-
гии
потребителям
:
z
над
i
=
k
SAIDI
i
(
П
SAIDI
i
(
до
)
–
П
SAIDI
i
(
после
)
)* +
+
k
SAIFI
i
(
П
SAIFI
i
(
до
)
–
П
SAIFI
i
(
после
)
)* +
(6)
+
k
нед
i
(
W
нед
i
(
до
)
–
W
нед
i
(
после
)
)*,
где
П
SAIDI
i
(
до
)
,
П
SAIFI
i
(
до
)
,
W
нед
i
(
до
)
—
средняя
про
-
должительность
,
частота
прекращения
передачи
и
недоотпуск
электрической
энергии
i
-
го
объек
-
та
(
фидера
)
до
реализации
мероприятий
произ
-
водственной
программы
;
П
SAIDI
i
(
после
)
,
П
SAIFI
i
(
после
)
,
W
нед
i
(
после
)
—
средняя
продолжительность
,
частота
прекращения
передачи
и
недоотпуск
электриче
-
ской
энергии
i
-
го
объекта
(
фидера
)
в
случае
реали
-
зации
мероприятий
производственной
программы
;
k
SAIDI
i
,
k
SAIFI
i
,
k
нед
i
—
весовые
коэффициенты
сред
-
ней
продолжительности
,
частоты
прекращения
передачи
и
недоотпуска
электрической
энергии
,
в
рамках
настоящей
статьи
принимаемые
равными
друг
другу
.
Большинство
объектов
электросетевого
хозяй
-
ства
(
трансформаторы
,
линии
электропередачи
,
коммутационная
аппаратура
)
относится
к
восстанав
-
ливаемым
элементам
[16],
в
связи
с
чем
при
расчете
показателей
надежности
необходимо
использовать
показатели
работоспособности
,
учитывающие
вос
-
становление
оборудования
после
его
отказа
.
В
со
-
ответствии
с
[16]
к
таким
показателям
относятся
коэффициент
готовности
K
г
(
о
.
е
.)
и
коэффициент
аварийного
простоя
K
ав
(
о
.
е
.),
определяемые
следу
-
ющим
образом
:
K
ав
= (
T
в
) / 8760,
(7)
K
г
= 1 –
K
ав
, (8)
где
—
частота
отказов
(1/
год
);
T
в
—
среднее
время
восстановления
(
ч
).
Переход
от
коэффициента
аварийного
простоя
и
частоты
отказов
,
определенных
на
границе
балан
-
совой
принадлежности
с
каждым
из
потребителей
,
к
величинам
П
SAIDI
,
П
SAIFI
и
W
нед
i
,
используемым
при
расчете
частного
критерия
надежности
,
осуществля
-
ется
на
основе
следующих
выражений
:
П
SAIDI
i
=
(
K
ав
m
N
m
T
p
) /
N
общ
, (9)
П
SAIFI
i
=
(
m
N
m
) /
N
общ
, (10)
W
нед
i
=
K
ав
m
W
m
, (11)
где
K
ав
m
и
m
—
коэффициент
аварийного
простоя
и
частота
отказов
на
границе
балансовой
принад
-
лежности
с
m
-
м
потребителем
;
N
m
—
количество
точек
поставки
потребителей
,
в
отношении
которых
производится
расчет
K
ав
m
и
m
;
N
общ
—
общее
чис
-
ло
точек
поставки
потребителей
на
рассматрива
-
емом
i
-
м
объекте
(
фидере
);
T
p
–
число
часов
в
пе
-
риоде
,
для
которого
рассчитываются
показатель
П
SAIDI
i
;
W
m
—
объем
потребления
электроэнергии
m
-
м
потребителем
,
присоединенным
к
i
-
му
объекту
(
фидеру
).
Учитывая
,
что
показатели
,
используемые
для
расчета
частного
критерия
надежности
энерго
-
снабжения
,
определяются
на
основе
коэффици
-
ента
аварийного
простоя
K
ав
m
и
частоты
отказов
m
,
определенных
на
границе
балансовой
при
-
надлежности
с
каждым
из
потребителей
,
фор
-
мализуем
порядок
расчета
вышеуказанных
ве
-
личин
.
№
5 (74) 2022
![background image](https://eepir.ru/wp-content/uploads/html-articles/opredelenie-chastnyh-kriteriev-zadachi-optimizacii-proizvodstvennoj-programmy-setevoj-organizacii-na-nbsp-osnove-ocenki-snizheniya-negativnyh-finansovyh-posledstvij/ELgNrG006.jpg)
62
УПРАВЛЕНИЕ
АКТИВАМИ
Рассмотрим
кривую
распределения
частоты
отка
-
зов
(
рисунок
1) [16–18].
Увеличенная
частота
отказов
на
первом
участке
(
в
период
приработки
)
связана
с
выявлением
за
-
водских
либо
скрытых
дефектов
на
начальном
эта
-
пе
функционирования
оборудования
.
Учитывая
,
что
такие
дефекты
подлежат
устранению
в
рамках
га
-
рантийных
обязательств
завода
-
изготовителя
,
а
не
за
счет
средств
производственной
программы
,
при
формализации
критерия
надежности
приработочные
отказы
не
учитываются
.
Второй
участок
соответствует
периоду
нормаль
-
ной
эксплуатации
оборудования
,
для
которого
поток
отказов
является
простейшим
(
стационарным
пуас
-
соновским
),
в
связи
с
чем
частота
отказов
принима
-
ется
постоянной
:
(
t
) =
const
[16–21].
Отказы
в
пери
-
од
нормальной
эксплуатации
являются
внезапными
и
представляют
собой
случайные
величины
,
не
свя
-
занные
с
износом
оборудования
.
В
рамках
настоя
-
щего
исследования
использованы
значения
частоты
отказов
вн
(
t
) =
const
,
приведенные
в
[18].
Увеличение
частоты
отказов
с
течением
времени
на
третьем
промежутке
связано
со
старением
(
изно
-
сом
)
оборудования
,
вызванным
необратимыми
фи
-
зико
-
химическими
процессами
в
материалах
[16–18].
Закон
,
описывающий
плотность
распределения
из
-
носовых
отказов
,
должен
давать
вначале
низкую
плотность
распределения
,
затем
—
максимальную
(
с
увеличением
срока
эксплуатации
)
и
потом
паде
-
ние
,
связанное
с
уменьшением
числа
работоспособ
-
ных
элементов
,
что
соответствует
кривой
изменения
частоты
отказов
в
период
износа
[21].
Вышеуказан
-
ным
требованиям
соответствует
нормальное
рас
-
пределение
,
которое
является
наиболее
универ
-
сальным
,
удобным
и
широко
применяемым
для
практических
расчетов
[19–21].
Условием
приме
-
нения
нормального
распределения
является
отсут
-
ствие
зависимости
случайной
величины
от
каких
-
ли
-
бо
единичных
факторов
.
Учитывая
,
что
постепенный
износ
представляет
собой
интегрирование
элемен
-
тарных
повреждений
в
различных
частях
объектов
электроэнергетики
,
обусловленных
влиянием
мно
-
гих
факторов
,
носящих
случайный
характер
и
при
-
водящих
к
постепенному
изменению
их
состояния
(
например
,
многократное
превышение
температуры
изоляции
сверх
допустимой
,
многократное
отключе
-
ние
токов
короткого
замыкания
выключателем
,
многократное
воз
-
действие
неблагоприятных
усло
-
вий
внешней
среды
,
накопление
отрицательного
воздействия
кор
-
розии
на
провода
и
т
.
п
.),
в
рамках
настоящего
исследования
вос
-
пользуемся
нормальным
законом
плотности
распределения
износо
-
вых
отказов
.
Искомую
величину
частоты
из
-
носовых
отказов
с
учетом
функ
-
ции
Лапласа
и
нормального
за
-
кона
плотности
распределения
отказов
можно
представить
в
сле
-
дующем
виде
:
изн
=
, (12)
где
T
рес
—
математическое
ожидание
технического
ресурса
объекта
;
—
среднеквадратическое
откло
-
нение
технического
ресурса
;
t
кален
—
календарный
срок
эксплуатации
объекта
на
конец
планируемого
периода
реализации
производственной
программы
с
момента
начала
его
эксплуатации
или
последне
-
го
капитального
ремонта
;
Ф
(
t
) —
вероятность
отказа
объекта
,
выраженная
через
функцию
Лапласа
,
опре
-
деленную
для
положительных
значений
по
оси
абс
-
цисс
t
кален
.
Математическое
ожидание
и
среднеквадратиче
-
ское
отклонение
технического
ресурса
равны
:
T
рес
=
M
[
T
рес
] =
n
i
=1
T
рес
i
, (13)
=
, (14)
где
N
—
количество
отказов
спустя
время
t
i
,
участву
-
ющих
в
выборке
.
При
расчете
частоты
износовых
отказов
в
вы
-
шеприведенных
формулах
используется
величина
технического
ресурса
T
рес
,
определяемая
исходя
из
нормативных
условий
эксплуатации
объектов
элек
-
тросетевого
хозяйства
.
Вместе
с
этим
фактический
ресурс
объекта
зависит
от
его
технического
состояния
и
уровня
износа
,
определяемого
режимами
работы
,
внешними
условиями
эксплуатации
и
иными
воздей
-
ствующими
факторами
[22].
Влияние
вышеуказанных
факторов
может
быть
установлено
с
помощью
инте
-
грального
показателя
технического
состояния
объек
-
та
—
индекса
технического
состояния
(
ИТС
) [23].
В
[24]
описан
расчет
изменения
фактического
ресурса
на
основе
тренда
изменения
ИТС
,
позволяющего
опре
-
делить
коэффициент
,
учитывающий
отличие
факти
-
ческих
и
нормативных
условий
эксплуатации
объекта
:
T
рес
.
факт
=
T
рес
.
кален
, (15)
где
ИТС
факт
и
ИТС
норм
—
изменение
фактического
и
нормативного
ИТС
объекта
;
T
рес
.
факт
и
T
рес
.
кален
–
изменение
фактического
и
календарного
ресурса
.
С
учетом
вышеуказанного
выражения
,
величи
-
ну
фактического
технического
ресурса
для
j
-
го
года
Рис
. 1.
Кривая
изменения
частоты
отказов
(
t
)
вн
вн
изн
период
приработки период
нормальной
эксплуатации
период
износа
приработочные
отказы
внезапные
отказы
внезапные
и
износовые
отказы
T
п
T
и
T
рес
t
,
ч
![background image](https://eepir.ru/wp-content/uploads/html-articles/opredelenie-chastnyh-kriteriev-zadachi-optimizacii-proizvodstvennoj-programmy-setevoj-organizacii-na-nbsp-osnove-ocenki-snizheniya-negativnyh-finansovyh-posledstvij/ELgNrG007.jpg)
63
реализации
производственной
программы
T
рес
.
факт
j
можно
определить
следующим
образом
:
T
рес
.
факт
j
=
T
норм
.
экспл
+
, (16)
где
T
рес
.
кален
j
,
T
рес
.
кален
j
–1
,
T
рес
.
кален
j
–2
—
календарный
ресурс
объекта
на
конец
периода
реализации
произ
-
водственной
программы
,
на
момент
последней
и
пред
-
последней
оценки
технического
состояния
соответ
-
ственно
;
ИСТ
факт
j–
1
,
ИСТ
факт
j
–2
—
фактический
ИТС
на
момент
последней
и
предпоследней
оценки
техниче
-
ского
состояния
;
T
норм
.
экспл
—
нормативный
ресурс
объ
-
екта
(
предусмотренный
паспортными
данными
).
Частота
износовых
отказов
с
учетом
вышеприве
-
денных
выражений
определяется
как
:
изн
=
. (17)
Суммарная
частота
отказов
объекта
электросете
-
вого
хозяйства
равна
сумме
частот
внезапных
и
из
-
носовых
отказов
[18–20]:
=
вн
+
изн
. (18)
После
расчета
частоты
отказов
и
на
ее
основе
коэффициента
простоя
K
ав
для
отдельных
объектов
электросетевого
хозяйства
,
требуется
определить
вышеуказанные
величины
на
границе
балансовой
принадлежности
с
потребителями
услуги
по
переда
-
че
электроэнергии
.
Для
этого
необходимо
составить
расчетные
схемы
для
каждой
точки
поставки
потреби
-
теля
,
представляющие
собой
совокупность
объектов
электросетевого
хозяйства
,
с
использованием
кото
-
рых
обеспечивается
передача
электрической
энер
-
гии
от
центра
питания
до
границы
балансовой
при
-
надлежности
с
потребителем
электроэнергии
.
После
этого
необходимо
осуществить
эквивалентирование
расчетной
схемы
путем
ряда
преобразований
после
-
довательно
или
параллельно
соединенных
объектов
электросетевого
хозяйства
в
эквивалентные
до
тех
пор
,
пока
шины
центра
питания
и
граница
балансовой
принадлежности
с
потребителем
не
окажутся
связан
-
ными
одним
эквивалентным
блоком
,
показатели
ко
-
торого
(
частота
отказов
и
коэффициент
аварийного
простоя
K
ав
)
и
являются
показателями
надежности
электроснабжения
на
границе
балансовой
принад
-
лежности
с
потребителем
электроэнергии
[16–18].
Вышеуказанные
показатели
надежности
при
по
-
следовательном
соединении
элементов
рассчитыва
-
ются
следующим
образом
:
=
n
k
=1
k
, (19)
K
г
=
K
г
1
(
t
)
K
г
2
(
t
)
K
г
n
(
t
) =
∏
n
k
=1
K
г
k
, (20)
K
ав
= 1 –
∏
n
k
=1
K
г
k
= 1 –
∏
n
k
=1
(1 –
K
ав
k
). (21)
При
расчете
коэффициента
аварийного
простоя
и
частоты
отказов
для
параллельного
соединения
элементов
объектов
следует
учесть
наложение
ава
-
рийных
отказов
на
параллельных
цепях
,
а
также
ава
-
рийного
отключения
на
одной
из
ветвей
при
плано
-
вом
отключении
на
другой
ветви
(
и
наоборот
):
K
ав
=
K
1
ав
K
2
ав
+
K
1
ав
K
2
пл
K
w
+
K
1
пл
K
2
ав
K
w
, (22)
где
K
пл
—
коэффициент
планового
простоя
оборудо
-
вания
,
определяемый
на
основе
выражения
:
K
пл
= (
T
рем
) / 8760,
(23)
где
—
частота
плановых
ремонтов
(1/
год
);
T
рем
—
средняя
продолжительность
планового
ремонта
(
ча
-
сов
);
K
w
—
коэффициент
,
учитывающий
снижение
интенсивности
отказов
во
время
проведения
плано
-
вого
ремонта
[16, 19].
Частота
отказов
для
случая
параллельного
со
-
единения
объектов
равна
:
=
1
(
K
ав
2
+
K
пл
2
K
w
) +
2
(
K
ав
1
+
K
пл
1
K
w
). (24)
Для
формализации
критерия
качества
энерго
-
снабжения
используем
показатель
медленного
откло
-
нения
напряжения
,
обеспечение
которого
в
пределах
нормативно
установленных
величин
находится
в
зоне
ответственности
сетевой
организации
.
Рассмотрим
возможные
негативные
последствия
для
сетевой
ор
-
ганизации
,
связанные
с
медленными
отклонениями
напряжения
на
границах
балансовой
принадлежно
-
сти
с
потребителями
электроэнергии
,
превышающи
-
ми
нормативно
установленные
значения
.
Согласно
ст
. 547
Гражданского
кодекса
[9],
в
слу
-
чаях
неисполнения
или
ненадлежащего
исполнения
обязательств
по
договору
энергоснабжения
сторона
,
нарушившая
обязательство
,
обязана
возместить
при
-
чиненный
ущерб
.
Кроме
того
,
неисполнение
требо
-
ваний
[7]
влечет
применение
мер
ответственности
,
предусмотренных
ст
. 7.23, 14.43, 9.21
Кодекса
об
адми
-
нистративных
правонарушениях
[11] (
от
5
до
600
тыс
.
руб
.,
а
при
повторном
нарушении
—
до
1
млн
руб
.).
Применение
вышеуказанных
мер
ответственно
-
сти
осуществляется
в
случае
выявления
факта
не
-
обеспечения
установленных
показателей
качества
электроэнергии
независимо
от
значения
медленных
отклонений
напряжения
и
объема
потребляемой
электроэнергии
(
мощности
).
В
связи
с
этим
,
критерий
качества
электроснабжения
должен
учитывать
коли
-
чество
точек
поставки
потребителей
,
в
отношении
ко
-
торых
в
течение
периода
регулирования
могут
быть
не
обеспечены
показатели
качества
электроэнергии
в
пределах
нормативно
установленных
значений
.
Правилами
предоставления
коммунальных
услуг
собственникам
и
пользователям
помещений
в
много
-
квартирных
домах
и
жилых
домов
[3]
установлено
,
что
за
каждый
час
снабжения
электрической
энер
-
гией
,
не
соответствующей
требованиям
законода
-
тельства
о
техническом
регулировании
,
суммарно
в
течение
расчетного
периода
,
в
котором
произошло
отклонение
напряжения
от
указанных
требований
,
размер
платы
за
коммунальную
услугу
за
такой
рас
-
четный
период
снижается
на
0,15%
размера
платы
.
Кроме
того
,
в
соответствии
со
ст
. 542
Гражданского
кодекса
[9],
в
случае
нарушения
энергоснабжающей
организацией
требований
,
предъявляемых
к
каче
-
№
5 (74) 2022
![background image](https://eepir.ru/wp-content/uploads/html-articles/opredelenie-chastnyh-kriteriev-zadachi-optimizacii-proizvodstvennoj-programmy-setevoj-organizacii-na-nbsp-osnove-ocenki-snizheniya-negativnyh-finansovyh-posledstvij/ELgNrG008.jpg)
64
УПРАВЛЕНИЕ
АКТИВАМИ
ству
энергии
,
абонент
вправе
отказаться
от
оплаты
такой
энергии
.
Учитывая
,
что
размер
платы
зависит
от
объема
потребляемой
электроэнергии
,
критерий
качества
электроснабжения
должен
зависеть
не
только
от
количества
установленных
фактов
необес
-
печения
показателей
качества
электроэнергии
,
но
и
от
объема
электроэнергии
,
потребляемой
в
точках
поставки
электроэнергии
потребителю
.
Необходимость
учета
объема
электроэнергии
,
потребляемой
с
нарушением
установленных
пока
-
зателей
качества
,
подтверждается
негативным
эф
-
фектом
,
характеризуемым
статическими
характе
-
ристиками
нагрузки
по
напряжению
:
при
снижении
напряжения
питающей
сети
снижается
потребляемая
активная
мощность
,
что
негативно
сказывается
на
производительности
энергопринимающих
устройств
потребителей
электроэнергии
и
сроке
их
службы
.
Так
,
при
снижении
напряжения
на
зажимах
асин
-
хронного
двигателя
на
15%
его
электромагнитный
момент
снижается
до
72%,
а
при
длительной
его
ра
-
боте
при
напряжении
,
равном
90%
от
номинального
,
срок
его
службы
сокращается
вдвое
.
При
снижении
напряжения
растет
скольжение
двигателя
,
а
потре
-
бляемый
ток
возрастает
,
что
приводит
к
снижению
производительности
производственных
процессов
и
увеличению
себестоимости
выпускаемой
продук
-
ции
,
сокращению
срока
службы
двигателей
в
связи
с
перегревом
токоведущих
частей
,
останову
тех
-
нологического
процесса
.
Для
электротермических
установок
и
сталеплавильных
печей
при
снижении
напряжения
увеличивается
длительность
техноло
-
гического
процесса
,
что
несет
дополнительные
за
-
траты
на
выпуск
продукции
(
производительность
вы
-
шеуказанных
установок
снижается
до
25%) [25].
При
изменении
напряжения
на
1%
потребляемая
актив
-
ная
мощность
снижается
в
среднем
на
0,9±0,5%
(
для
промышленных
узлов
—
на
0,6±0,3%,
а
для
уз
-
лов
без
крупных
промышленных
предприятий
—
на
1,2±0,3%).
Измерение
напряжения
в
точке
поставки
потре
-
бителю
осуществляется
с
помощью
средств
измере
-
ний
показателей
качества
электроэнергии
[26].
При
этом
в
соответствии
с
[27]
в
законодательство
,
каса
-
ющееся
обеспечения
коммерческого
учета
электро
-
энергии
,
внесены
изменения
,
обязывающие
сетевые
организации
(
гарантирующих
поставщиков
—
в
от
-
ношении
многоквартирных
домов
)
при
технологиче
-
ском
присоединении
новых
потребителей
,
а
также
в
случае
выхода
из
строя
,
утраты
,
истечения
меж
-
поверочного
интервала
или
срока
эксплуатации
су
-
ществующих
приборов
учета
устанавливать
новые
приборы
учета
электроэнергии
,
фиксирующие
,
в
том
числе
,
медленные
отклонения
напряжения
.
По
состоянию
на
момент
исследования
в
рассма
-
триваемом
районе
электрических
сетей
большин
-
ство
точек
поставки
потребителей
не
оборудованы
средствами
измерений
,
позволяющими
измерять
показатели
качества
электроэнергии
(
более
95%).
В
связи
с
этим
,
определить
в
отношении
всех
то
-
чек
поставки
число
часов
,
в
которых
показатели
качества
электроэнергии
не
соответствуют
установ
-
ленным
значениям
,
и
,
соответственно
,
объем
по
-
требления
электроэнергии
в
эти
часы
,
невозможно
.
Согласно
[25],
в
случаях
отсутствия
приспосабливае
-
мости
потребителя
к
изменению
режима
напряжения
регулирующий
эффект
нагрузки
по
мощности
соот
-
ветствует
регулирующему
эффекту
электроэнергии
.
В
связи
с
вышеизложенным
,
в
рамках
настоящего
исследования
используем
величину
средней
мощно
-
сти
в
точке
поставки
,
приняв
вынужденное
допуще
-
ние
о
прямопропорциональной
зависимости
между
средней
мощностью
и
объемом
электроэнергии
,
по
-
требляемым
с
нарушением
показателей
качества
.
Таким
образом
,
с
учетом
выражения
(4),
частный
критерий
качества
энергоснабжения
можно
предста
-
вить
в
виде
выражения
:
z
кач
i
=
k
кол
i
(
N
откл
.
кач
i
(
до
)
–
N
откл
.
кач
i
(
после
)
)* +
+
k
мощн
i
(
P
откл
.
кач
i
(
до
)
–
P
откл
.
кач
i
(
после
)
)*, (25)
где
N
откл
.
кач
i
(
до
)
и
N
откл
.
кач
i
(
после
)
—
число
точек
постав
-
ки
,
получающих
питание
от
i
-
го
объекта
(
фидера
),
в
которых
медленные
отклонения
напряжения
пре
-
вышают
установленные
[26]
значения
,
до
и
в
случае
реализации
мероприятий
производственной
про
-
граммы
;
P
откл
.
кач
i
(
до
)
и
P
откл
.
кач
i
(
после
)
—
суммарная
фак
-
тическая
нагрузка
в
точках
поставки
,
питающихся
от
i
-
го
объекта
(
фидера
),
в
которых
медленные
откло
-
нения
напряжения
превышают
установленные
[26]
значения
,
до
и
в
случае
реализации
мероприятий
производственной
программы
;
k
кол
i
,
k
мошн
i
—
весовые
коэффициенты
параметров
числа
точек
поставки
,
в
которых
не
обеспечиваются
показатели
медлен
-
ного
отклонения
напряжения
,
и
потребляемой
мощ
-
ности
в
таких
точках
поставки
,
в
рамках
настоящей
статьи
принимаемые
равными
друг
другу
.
Для
того
чтобы
определить
число
точек
поставки
,
в
которых
не
обеспечивается
поддержание
медлен
-
ного
отклонения
напряжения
в
пределах
нормативно
установленных
значений
,
и
фактическую
нагрузку
в
таких
точках
поставки
,
формализуем
порядок
рас
-
чета
медленного
отклонения
напряжения
.
Показатель
медленного
отклонения
напряжения
определяется
в
точке
поставки
(
передачи
)
электро
-
энергии
потребителю
и
представляет
собой
раз
-
ность
между
установившимся
напряжением
и
его
номинальным
либо
согласованным
в
договоре
энер
-
госнабжения
(
оказания
услуг
по
передаче
электро
-
энергии
)
значением
,
выраженную
в
процентах
от
но
-
минального
либо
согласованного
напряжения
:
(26)
где
U
(–)
,
U
(+)
—
отрицательные
и
положительные
медленные
отклонения
напряжения
(%);
U
m
(+)
,
U
m
(–)
—
значения
напряжения
,
большие
или
меньшие
U
0
,
усредненные
в
интервале
времени
10
мин
(
кВ
);
U
0
—
номинальное
или
согласованное
с
потребителем
электроэнергии
в
договоре
энергоснабжения
(
ока
-
зания
услуг
по
передаче
электроэнергии
)
значение
напряжения
(
кВ
).
![background image](https://eepir.ru/wp-content/uploads/html-articles/opredelenie-chastnyh-kriteriev-zadachi-optimizacii-proizvodstvennoj-programmy-setevoj-organizacii-na-nbsp-osnove-ocenki-snizheniya-negativnyh-finansovyh-posledstvij/ELgNrG009.jpg)
65
В
соответствии
с
[26]
устанавливаются
следую
-
щие
нормированные
значения
медленных
отклоне
-
ний
напряжения
:
отрицательные
и
положительные
медленные
отклонения
напряжения
U
(–)
и
U
(+)
в
точке
поставки
электроэнергии
потребителю
не
должны
превышать
10%
номинального
или
согла
-
сованного
значения
напряжения
в
течение
100%
времени
интервала
в
одну
неделю
(
в
течение
1008
10-
минутных
интервалов
измерения
).
В
связи
с
тем
,
что
средствами
измерений
пока
-
зателей
качества
электроэнергии
оснащены
не
все
точки
поставки
в
рассматриваемом
районе
элек
-
трических
сетей
,
для
целей
настоящего
исследо
-
вания
потребуется
расчетный
способ
определения
медленного
отклонения
напряжения
.
После
того
как
все
точки
поставки
будут
оснащены
средствами
измерений
показателей
качества
электроэнергии
(
в
том
числе
интеллектуальными
приборами
учета
),
медленное
отклонение
напряжения
будет
опреде
-
ляться
только
на
основании
данных
таких
средств
измерений
.
В
соответствии
с
[25],
расчетное
значение
напря
-
жения
в
точке
поставки
равно
:
U
m
.
расч
=
U
ф
–
U
=
U
ф
– (
PR
+
QX
)/
U
ф
. (27)
В
таком
случае
медленное
отклонение
напряжения
в
точке
поставки
,
определенное
расчетным
путем
,
равно
:
U
=
100,
(28)
где
U
ф
и
U
0
—
фактическое
напряжение
в
центре
питания
и
согласованное
в
договоре
энергоснаб
-
жения
напряжение
в
точке
поставки
потребителю
;
P
,
Q
—
передаваемая
активная
и
реактивная
мощ
-
ность
;
R
,
X
—
активное
и
реактивное
сопротивление
.
С
учетом
вышеизложенного
,
расчет
отклонений
напряжения
осуществляется
в
соответствии
со
сле
-
дующим
выражением
:
(29)
Для
формализации
критерия
технологического
присоединения
рассмотрим
возможные
негативные
последствия
для
сетевой
компании
,
связанные
с
не
-
возможностью
реализации
новых
технологических
присоединений
и
увеличением
мощности
существу
-
ющих
потребителей
.
Согласно
ст
. 9.21
Кодекса
об
административных
правонарушениях
[11]
предусмотрена
ответствен
-
ность
сетевой
компании
за
нарушение
установлен
-
ного
порядка
подключения
(
технологического
при
-
соединения
)
к
электрическим
сетям
в
размере
от
100
до
500
тыс
.
руб
.
за
1
присоединение
(
за
повтор
-
ное
нарушение
—
от
600
тыс
.
руб
.
до
1
млн
руб
.).
В
связи
с
этим
критерий
технологического
присоеди
-
нения
должен
учитывать
число
потребителей
,
в
от
-
ношении
которых
сетевой
компанией
не
может
быть
обеспечено
новое
технологическое
присоединение
либо
увеличение
максимальной
мощности
ранее
присоединенных
потребителей
.
В
соответствии
с
[7],
сетевая
организация
в
случае
нарушения
срока
осуществления
мероприятий
по
тех
-
нологическому
присоединению
обязана
оплатить
за
-
явителю
неустойку
,
равную
0,25%
от
размера
платы
за
технологическое
присоединение
за
каждый
день
про
-
срочки
.
При
этом
,
согласно
[6, 28],
размер
платы
за
тех
-
нологическое
присоединение
в
общем
случае
зависит
от
максимальной
мощности
присоединяемых
устройств
,
в
связи
с
чем
критерий
технологического
присоедине
-
ния
должен
также
учитывать
значение
максимальной
мощности
энергопринимающих
устройств
,
присоеди
-
нение
которых
к
объекту
электросетевого
хозяйства
невозможно
до
реализации
мероприятий
по
усилению
существующей
либо
строительству
новой
сети
.
В
таком
случае
,
с
учетом
выражения
(4),
критерий
технологического
присоединения
можно
предста
-
вить
в
следующем
виде
:
Z
тех
.
прис
i
=
k
деф
i
(
P
деф
i
(
до
)
–
P
деф
i
(
после
)
)* +
+
k
кол
.
деф
i
(
N
деф
i
(
до
)
–
N
деф
i
(
после
)
)*, (30)
где
P
деф
i
(
до
)
и
P
деф
i
(
после
)
—
суммарный
дефицит
мощности
i
-
го
объекта
(
фидера
)
до
и
в
случае
реали
-
зации
мероприятий
производственной
программы
;
N
деф
i
(
до
)
и
N
деф
i
(
после
)
—
число
точек
поставки
потре
-
бителей
,
присоединенных
к
i
-
му
объекту
,
в
отноше
-
нии
которых
имеется
дефицит
мощности
,
до
и
в
слу
-
чае
реализации
мероприятий
производственной
программы
;
k
деф
i
,
k
кол
.
деф
i
—
весовые
коэффициенты
параметров
дефицита
мощности
и
количества
точек
поставки
с
дефицитом
мощности
,
в
рамках
настоя
-
щей
статьи
принимаемые
равными
друг
другу
.
Суммарный
дефицит
мощности
i
-
го
объекта
(
фи
-
дера
)
определяется
как
:
P
деф
i
=
P
деф
m
.
i
, (31)
где
P
деф
m
.
i
—
дефицит
мощности
на
границе
балан
-
совой
принадлежности
с
m
-
м
потребителем
,
присо
-
единяемым
к
i
-
му
объекту
(
фидеру
)
в
течение
пе
-
риода
регулирования
либо
ранее
присоединенным
к
i
-
му
объекту
(
фидеру
)
и
намеренным
увеличить
в
течение
периода
регулирования
мощность
энерго
-
принимающих
устройств
.
Формализуем
порядок
расчета
дефицита
мощно
-
сти
P
деф
m
.
i
на
границе
балансовой
принадлежности
с
m
-
м
потребителем
.
Шины
питающей
подстанции
и
границы
балан
-
совой
принадлежности
с
m
-
м
потребителем
,
в
отно
-
шении
которого
необходимо
рассчитать
ожидаемый
дефицит
мощности
P
деф
m
.
i
,
соединяют
между
собой
объекты
электросетевого
хозяйства
(
участки
линии
электропередачи
,
силовые
трансформаторы
),
кото
-
рые
могут
иметь
различные
параметры
пропускной
способности
(
длительно
допустимая
нагрузка
для
участков
линии
электропередачи
,
присоединенная
мощность
трансформатора
).
В
зависимости
от
вы
-
—
при
наличии
средств
измерений
,
—
при
отсутствии
средств
измерений
.
№
5 (74) 2022
![background image](https://eepir.ru/wp-content/uploads/html-articles/opredelenie-chastnyh-kriteriev-zadachi-optimizacii-proizvodstvennoj-programmy-setevoj-organizacii-na-nbsp-osnove-ocenki-snizheniya-negativnyh-finansovyh-posledstvij/ELgNrG010.jpg)
66
УПРАВЛЕНИЕ
АКТИВАМИ
шеуказанных
параметров
пропускной
способности
в
таких
объектах
может
создаваться
различный
де
-
фицит
пропускной
способности
при
передаче
неиз
-
менного
значения
мощности
.
В
связи
с
этим
дефицит
мощности
на
границе
балансовой
принадлежности
с
m
-
м
потребителем
P
деф
m
.
i
должен
определяться
максимальным
из
значений
дефицита
пропускной
способности
,
создаваемого
таким
потребителем
в
каждом
из
k
объектов
электросетевого
хозяйства
,
последовательно
соединяющих
между
собой
шины
питающей
подстанции
i
-
го
фидера
и
границу
балан
-
совой
принадлежности
с
m
-
м
потребителем
:
∆
P
деф
m
.
i
=
max
(
∆
P
пр
.
сп
km
), (32)
где
P
пр
.
сп
km
—
дефицит
пропускной
способности
,
со
-
здаваемый
m
-
м
потребителем
в
k
-
м
объекте
электро
-
сетевого
хозяйства
,
соединяющем
между
собой
шины
подстанции
,
от
которой
питается
фидер
,
и
границу
ба
-
лансовой
принадлежности
с
m
-
м
потребителем
.
К
примеру
,
присоединение
к
конечному
участку
фидера
одного
потребителя
мощностью
500
кВт
соз
-
дает
ожидаемый
дефицит
пропускной
способности
в
участках
№
1 (
равен
100
кВт
),
№
2 (
равен
150
кВт
)
и
№
3 (
равен
300
кВт
)
рассматриваемого
фидера
.
В
таком
случае
ожидаемый
дефицит
мощности
на
границе
балансовой
принадлежности
с
указанным
потребителем
будет
равняться
300
кВт
в
связи
с
тем
,
что
реализация
мероприятий
по
усилению
существу
-
ющей
сети
на
100
кВт
или
150
кВт
(
дефицит
пропуск
-
ной
способности
участков
№
1
и
№
2
рассматривае
-
мого
фидера
)
не
позволит
обеспечить
присоединение
к
электрической
сети
энергопринимающих
устройств
потребителя
мощностью
300
кВт
,
в
связи
с
чем
воз
-
никают
риски
описанных
в
настоящей
статье
негатив
-
ных
финансовых
последствий
.
В
течение
периода
регулирования
к
фидеру
мо
-
жет
быть
присоединено
(
либо
увеличена
существу
-
ющая
мощность
)
более
1-
го
потребителя
,
в
связи
с
чем
дефицит
пропускной
способности
в
k
-
м
объекте
электросетевого
хозяйства
может
создаваться
не
-
сколькими
потребителями
.
Учитывая
вышеизложен
-
ное
,
дефицит
пропускной
способности
,
создаваемый
m
-
м
потребителем
в
k
-
м
объекте
электросетевого
хозяйства
,
должен
рассчитываться
с
учетом
доли
присоединяемой
мощности
такого
m
-
го
потребителя
в
суммарной
присоединяемой
мощности
всех
потре
-
бителей
,
создающих
дефицит
пропускной
способно
-
сти
в
вышеуказанном
объекте
:
P
пр
.
сп
km
=
P
пр
.
сп
k
k
m
, (33)
где
P
пр
.
сп
k
—
дефицит
пропускной
способности
k
-
го
объекта
электросетевого
хозяйства
;
k
m
—
коэффици
-
ент
участия
m
-
го
потребителя
в
создании
дефицита
пропускной
способности
в
k
-
м
объекте
электросете
-
вого
хозяйства
,
определяемый
на
основе
выражения
:
k
m
=
P
прис
m
/
P
прис
, (34)
где
P
прис
m
—
присоединяемая
(
увеличиваемая
)
мощ
-
ность
m
-
го
потребителя
,
передача
электроэнергии
которому
обеспечивается
(
будет
обеспечиваться
)
с
использованием
k
-
го
объекта
электросетевого
хо
-
зяйства
;
P
прис
—
присоединяемая
(
увеличиваемая
)
мощность
всех
потребителей
на
i
-
м
объекте
(
фиде
-
ре
),
передача
электроэнергии
которым
обеспечива
-
ется
(
будет
обеспечиваться
)
с
использованием
k
-
го
объекта
электросетевого
хозяйства
.
Следует
учесть
,
что
дефицит
пропускной
способно
-
сти
в
k
-
м
объекте
электросетевого
хозяйства
может
соз
-
даваться
в
том
числе
при
увеличении
фактической
на
-
грузки
существующих
потребителей
в
пределах
ранее
согласованной
максимальной
мощности
без
направле
-
ния
в
сетевую
организацию
заявок
на
технологическое
присоединение
,
что
происходит
вследствие
увеличения
числа
и
мощности
бытовых
электроприборов
,
использо
-
вания
электроотопительных
установок
и
систем
конди
-
ционирования
,
увеличения
объемов
выпуска
продукции
либо
расширения
производства
.
В
связи
с
этим
при
рас
-
чете
дефицита
мощности
i
-
го
объекта
(
фидера
)
P
деф
i
учитываются
точки
поставки
существующих
потребите
-
лей
и
создаваемый
такими
точками
поставки
дефицит
пропускной
способности
в
k
-
м
объекте
электросетевого
хозяйства
аналогично
дефициту
пропускной
способно
-
сти
,
создаваемому
в
результате
технологического
при
-
соединения
новых
потребителей
.
Для
расчета
величин
P
пр
.
сп
km
и
P
деф
m.i
форма
-
лизуем
порядок
определения
дефицита
пропускной
способности
P
пр
.
сп
k
для
линий
электропередачи
и
силовых
трансформаторов
.
В
соответствии
с
[29, 30]
пропускная
способность
линий
электропередачи
определяется
сечением
про
-
водов
(
F
),
при
этом
выбор
сечения
производится
по
нормированным
обобщенным
показателям
экономи
-
ческой
плотности
тока
:
F
= , (35)
где
I
р
—
расчетный
ток
;
j
н
—
экономическая
плот
-
ность
тока
.
Выбранное
на
основе
экономической
плотности
се
-
чение
провода
проверяется
по
допустимой
токовой
на
-
грузке
по
нагреву
и
допустимым
потерям
напряжения
:
I
р
I
доп
U
нб
U
доп
.
(36)
Сечение
,
соответствующее
экономической
плот
-
ности
тока
,
определяется
на
основе
минимума
при
-
веденных
затрат
.
В
связи
с
этим
сечение
линии
электропередачи
в
результате
расчета
на
основе
экономической
плотности
тока
может
оказаться
большим
,
чем
в
результате
расчета
на
основе
дли
-
тельной
допустимой
токовой
нагрузки
по
нагреву
и
допустимых
потерь
напряжения
.
Однако
в
рамках
настоящего
исследования
для
целей
минимизации
потерь
электроэнергии
уже
используется
отдельный
критерий
z
пот
,
учитывающий
в
том
числе
необходи
-
мость
снижения
технологических
потерь
,
зависящих
в
обратной
пропорциональной
зависимости
от
сече
-
ния
ЛЭП
.
Согласно
[29],
экономическая
плотность
тока
используется
при
определении
сечения
только
проектируемых
ЛЭП
и
не
является
критерием
эконо
-
мической
нагрузки
существующих
линий
.
На
таких
линиях
по
сравнению
с
прокладкой
дополнитель
-
ных
цепей
или
заменой
проводов
проводами
боль
-
![background image](https://eepir.ru/wp-content/uploads/html-articles/opredelenie-chastnyh-kriteriev-zadachi-optimizacii-proizvodstvennoj-programmy-setevoj-organizacii-na-nbsp-osnove-ocenki-snizheniya-negativnyh-finansovyh-posledstvij/ELgNrG011.jpg)
67
ших
сечений
допускается
превышение
(
вплоть
до
двукратного
)
нормативных
величин
плотности
тока
.
Учитывая
вышеизложенное
,
определение
пропуск
-
ной
способности
линий
электропередачи
на
основе
экономической
плотности
тока
нецелесообразно
.
Проверка
по
допустимой
потере
напряжения
так
-
же
нецелесообразна
по
причине
того
,
что
для
дан
-
ных
целей
в
рамках
исследования
используется
отдельный
критерий
качества
электроэнергии
z
кач
,
учитывающий
медленные
отклонения
напряжения
.
В
связи
с
этим
,
критерий
технологического
при
-
соединения
должен
основываться
на
выполнении
условия
по
непревышению
длительно
допустимой
нагрузки
для
соответствующего
сечения
линии
элек
-
тропередачи
:
P
пр
.
сп
k
лэп
=
max
(0;
P
р
.
j
+5
–
P
доп
), (37)
где
P
пр
.
сп
k
лэп
—
дефицит
пропускной
способности
k
-
й
линии
электропередачи
;
P
доп
—
длительно
до
-
пустимая
нагрузка
,
определенная
для
соответству
-
ющего
сечения
k
-
й
линии
электропередачи
;
P
р
.
j
+5
—
расчетная
нагрузка
для
5-
го
года
эксплуатации
линии
в
нормальном
или
послеаварийном
режиме
работы
,
а
также
в
период
ремонтов
других
элемен
-
тов
сети
(
с
учетом
мощности
новых
присоединений
либо
увеличения
мощности
существующих
присо
-
единений
) [29].
Расчет
P
р
.
j
+5
осуществляется
на
основе
поданных
за
-
явок
на
технологическое
присоединение
,
перспектив
-
ных
планов
развития
электрической
сети
с
учетом
пла
-
нов
по
строительству
промышленных
,
хозяйственных
объектов
,
реализации
инвестиционных
проектов
в
ре
-
гионе
,
социального
строительства
и
увеличения
числа
домохозяйств
,
а
также
с
учетом
динамики
увеличения
потребления
электроэнергии
ранее
присоединенными
потребителями
.
В
рамках
настоящего
исследования
P
р
.
j
+5
определим
методом
линейной
аппроксимации
фактической
расчетной
нагрузки
P
р
за
период
3-
х
лет
,
предшествующих
году
расчета
j
(
P
р
.
j
–3
P
р
.
j
–1
).
В
[29, 31]
приведены
допустимые
аварийные
пе
-
регрузки
трансформаторов
в
зависимости
от
пред
-
шествующей
нагрузки
и
температуры
охлаждающего
воздуха
во
время
перегрузки
.
Мощность
трансфор
-
матора
должна
быть
таковой
,
чтобы
при
отключении
наиболее
мощного
из
них
оставшиеся
в
работе
с
уче
-
том
допустимой
аварийной
перегрузки
обеспечивали
питание
полной
нагрузки
.
Для
однотрансформатор
-
ной
подстанции
мощность
трансформатора
долж
-
на
определяться
,
исходя
из
максимальной
нагрузки
в
нормальном
режиме
,
и
основываться
на
выполне
-
нии
условия
по
непревышению
номинальной
мощно
-
сти
трансформатора
:
–
для
однотрансформаторной
подстанции
P
пр
.
сп
k
тр
=
max
(0;
P
р
.
j
+5
–
S
т
cos
); (38)
–
для
многотрансформаторной
подстанции
P
пр
.
сп
k
тр
=
max
(0;
P
р
.
j
+5
–
n
т
S
т
cos
;
P
р
.
j
+5
– 1,4
(
n
т
–
n
откл
)
S
т
cos
), (39)
где
P
пр
.
сп
k
тр
—
дефицит
пропускной
способности
k
-
го
трансформатора
;
n
т
—
число
трансформаторов
на
подстанции
;
n
откл
—
число
отключенных
транс
-
форматоров
на
подстанции
;
S
т
—
номинальная
мощ
-
ность
k
-
го
трансформатора
.
Отдельно
стоит
отметить
,
что
при
определении
частных
критериев
или
показателей
,
на
основе
ко
-
торых
они
рассчитываются
,
может
использоваться
одна
и
та
же
величина
.
Рассмотрим
частный
пример
формализованного
выше
критерия
надежности
z
над
,
определяемого
на
основе
показателей
П
SAIDI
,
П
SAIFI
,
W
нед
,
каждый
из
которых
рассчитывается
с
исполь
-
зованием
одной
величины
—
частоты
отказов
.
Необходимость
использования
показателей
П
SAIDI
,
П
SAIFI
,
W
нед
связана
с
тем
,
что
негативные
финансо
-
вые
последствия
могут
наступить
в
результате
не
-
выполнения
(
высоких
значений
)
каждого
из
них
в
от
-
дельности
.
При
этом
использование
только
одного
показателя
(
например
,
W
нед
)
не
позволяет
учесть
все
возможные
риски
вышеуказанных
последствий
.
К
примеру
,
в
исследуемом
районе
электросетей
фи
-
деры
№
4
и
№
26
характеризуются
примерно
рав
-
ным
значением
потенциала
снижения
недоотпуска
электроэнергии
— 25 352
кВт
·
ч
и
26 804
кВт
·
ч
со
-
ответственно
.
Если
для
расчета
частного
критерия
надежности
использовать
только
показатель
W
нед
,
вышеуказанные
фидеры
были
бы
равноценными
с
точки
зрения
лица
,
принимающего
решение
об
их
включении
в
производственную
программу
.
Одна
-
ко
потенциал
снижения
П
SAIFI
и
П
SAIDI
для
фидера
№
26
составляет
0,38
о
.
е
.
и
21,9
ч
,
а
для
фидера
№
4 — 3,68
о
.
е
.
и
44,83
ч
.
То
есть
потенциал
сни
-
жения
частоты
и
длительности
перерывов
электро
-
снабжения
у
фидера
№
4
выше
,
чем
у
фидера
№
26,
в
9,7
и
2,05
раза
соответственно
.
Учитывая
это
,
для
района
электросетей
риски
наступления
негативных
финансовых
последствий
,
связанных
со
взысканием
фактически
понесенного
ущерба
,
неполной
оплатой
потребителем
стоимости
электроэнергии
,
уменьше
-
нием
размера
необходимой
валовой
выручки
при
тарифном
регулировании
,
будут
ниже
,
если
в
произ
-
водственную
программу
будет
включен
фидер
№
4.
Приведенный
пример
подтверждает
,
что
частные
критерии
должны
формироваться
на
основе
пока
-
зателей
,
которые
характеризуют
все
многообразие
предусмотренных
нормативными
правовыми
актами
негативных
финансовых
последствий
для
сетевой
компании
,
в
том
числе
в
тех
случаях
,
когда
отдель
-
ные
величины
используются
в
расчете
нескольких
показателей
и
частных
критериев
.
На
примере
***
района
электросетей
произведем
расчет
частных
критериев
и
выбор
фидеров
10
кВ
для
целей
их
включения
в
производственную
про
-
грамму
сетевой
организации
.
Для
расчета
частных
критериев
необходимо
сформировать
индивидуально
в
отношении
каждо
-
го
i
-
го
фидера
перечень
мероприятий
,
подлежащих
включению
в
производственную
программу
,
в
зави
-
симости
от
характерных
для
такого
фидера
проблем
(
высокий
уровень
потерь
электроэнергии
,
необеспе
-
чение
надежного
и
/
или
качественного
энергоснаб
-
жения
,
невозможность
реализации
технологических
присоединений
энергопринимающих
устройств
по
-
требителей
).
№
5 (74) 2022
![background image](https://eepir.ru/wp-content/uploads/html-articles/opredelenie-chastnyh-kriteriev-zadachi-optimizacii-proizvodstvennoj-programmy-setevoj-organizacii-na-nbsp-osnove-ocenki-snizheniya-negativnyh-finansovyh-posledstvij/ELgNrG012.jpg)
68
УПРАВЛЕНИЕ
АКТИВАМИ
В
рамках
настоящего
исследования
примем
до
-
пущение
о
реализации
в
отношении
каждого
из
рас
-
сматриваемых
фидеров
трех
мероприятий
,
которые
способствуют
решению
указанных
выше
проблем
:
–
замена
воздушных
участков
линии
электропере
-
дачи
на
кабельные
;
–
замена
существующих
силовых
трансформато
-
ров
на
сухие
трансформаторы
с
коэффициентом
загрузки
,
равным
70%;
–
установка
интеллектуальных
приборов
учета
в
точках
приема
и
отпуска
электроэнергии
.
Вышеуказанные
мероприятия
реализуются
в
со
-
ставе
инвестиционной
программы
сетевой
организа
-
ции
,
в
связи
с
чем
для
рассматриваемого
частного
примера
под
производственной
программой
пони
-
мается
инвестиционная
программа
.
В
действитель
-
ности
перечень
мероприятий
,
позволяющих
мини
-
мизировать
негативные
финансовые
последствия
,
связанные
с
высоким
уровнем
потерь
электроэнер
-
гии
,
необеспечением
надежного
,
качественного
и
до
-
ступного
энергоснабжения
,
включает
в
себя
также
иные
виды
технического
воздействия
на
объекты
электросетевого
хозяйства
и
узлы
учета
электро
-
энергии
,
в
том
числе
не
включаемые
в
состав
инве
-
стиционной
программы
.
Значения
исходных
параметров
,
необходимых
для
расчета
частных
критериев
,
представлены
в
таб
-
лице
1.
На
основе
вышеуказанных
исходных
параметров
выполним
расчет
частных
критериев
задачи
опти
-
мизации
производственной
программы
z
пот
,
z
кач
,
z
над
,
z
тех
.
прис
и
функции
полезности
u
=
f
(
z
i
)
для
существую
-
щего
подхода
,
применяемого
в
исследуемом
районе
электросетей
(
на
основе
показателей
до
реализа
-
Табл
. 1.
Значения
параметров
,
используемых
при
расчете
частных
критериев
Фи
-
дер
Потери
электроэнергии
Качество
электроснабжения
Тех
.
присоединение
Надежность
электроснабжения
W
технол
(
до
/
после
)
W
комм
(
до
/
после
)
N
откл
.
кач
(
до
/
после
)
P
откл
.
кач
(
до
/
после
)
N
деф
(
до
/
после
)
P
пр
.
сп
(
до
/
после
)
П
SAIFI
(
до
/
после
)
П
SAIDI
(
до
/
после
)
W
нед
(
до
/
после
)
1
2169
2055
3507
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1,43 0,04
50
2
7376
348
2
9801
5234
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
3,14 0,25
58
6
13 761
1292
3
9985
4347
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1,27 0,10
27
3
4035
326
4
45 327 19 362
0
0
203
0
107
0
0
0
0
0
4,14 0,46
52
7
28 403
3051
5
9329
6234
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0,24 0,08
5
3
1761
952
6
29 647 14 865
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1,41 0,11
34
3
17 334
1644
7
39 522 20 969
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
2,76 0,14
52
4
39 843
2 447
8
2046
1817
450
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0,49 0,10
6
2
740
247
9
38 444 18 748
0
0
0
0
0
0
20
0
47
0
3,65 0,38
68
6
25 915
2346
10
16 220
9624
8829
0
0
0
0
0
171
0
24
0
1,48 0,14
40
4
16 737
1677
11
1445
379
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0,09 0,07
4
3
73
48
12
785
218
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1,06 0,03
57
2
495
20
13
15 160
7569
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
2,80 0,11
47
3
15 654
935
14
6180
4510
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
2,26 0,30
51
5
11 336
1079
15
1442
337
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0,45 0,07
8
3
265
88
16
23 968 19 474
0
0
0
0
0
0
14
0
639
0
0,77 0,07
26
5
34 929
4010
17
28 016 23 082
2269
0
0
0
0
0
271
0
44
0
2,42 0,10
80
5
77 989
4735
18
8324
5716
0
0
0
0
0
0
334
0
122
0
1,09 0,12
29
6
13 979
1710
19
85 425 37 764
0
0
0
0
0
0
526
0
386
0
3,26 0,27
61
5
65 964
5380
20
6557
3554
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1,45 0,12
34
3
7873
720
21
13 600
8073
6561
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1,87 0,11
47
3
17 545
1120
22
13 812
6315
0
0
0
0
0
0
64
0
14
0
0,75 0,07
25
3
7295
1241
23
13 535 10 944 11 484
0
0
0
0
0
172
0
12
0
1,19 0,07
35
3
21 159
1674
24
26 840 21 757
0
0
0
0
0
0
3
0
152
0
1,62 0,10
36
3
68 539
4747
25
3344
2860
162
0
0
0
0
0
92
0
28
0
0,89 0,03
27
2
5812
603
26
18 143 13 313
7279
0
0
0
0
0
120
0
69
0
0,45 0,08
25
3
29 798
2994
27
7757
4458
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1,62 0,07
44
3
11 638
684
28
23 100 13 420
2022
0
0
0
0
0
0
0
0
0
2,06 0,13
46
3
24 668
1807
29
22 973 13 820
0
0
0
0
0
0
3
0
6
0
3,66 0,35
61
6
21 676
2055
30
3282
2423
206
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1,65 0,23
48
4
3681
375
31
33 494 16 689
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
2,09 0,40
41
6
14 348
2210
![background image](https://eepir.ru/wp-content/uploads/html-articles/opredelenie-chastnyh-kriteriev-zadachi-optimizacii-proizvodstvennoj-programmy-setevoj-organizacii-na-nbsp-osnove-ocenki-snizheniya-negativnyh-finansovyh-posledstvij/ELgNrG013.jpg)
69
ции
производственной
программы
)
и
предложенного
в
настоящей
статье
подхода
,
основанного
на
ожида
-
емой
минимизации
негативных
финансовых
послед
-
ствий
(
таблица
2).
В
рамках
финансовых
ограничений
,
опреде
-
ляемых
размером
инвестиционной
программы
(330
млн
руб
.),
наибольшим
значением
функции
по
-
лезности
характеризуются
фидеры
№
4, 9, 16, 17, 19.
В
связи
с
этим
данные
фидеры
выбраны
для
включе
-
ния
в
производственную
программу
на
основе
суще
-
ствующего
подхода
,
описанного
в
[13, 14]
и
приме
-
няемого
в
рассматриваемом
районе
электрических
сетей
(
k
выб
i
= 1).
Суммарные
затраты
на
реализацию
мероприятий
производственной
программы
в
ука
-
занном
случае
составят
327,151
млн
руб
.
При
ранжировании
фидеров
на
основе
порядка
формализации
частных
критериев
,
представленного
в
настоящей
статье
,
а
также
математической
модели
задачи
многокритериальной
оптимизации
производ
-
ственной
программы
,
описанной
в
[12],
в
пределах
той
же
величины
затрат
,
что
и
для
существующего
подхода
(327,151
млн
руб
.),
в
производственную
программу
будут
включены
фидеры
№
1, 4, 7, 11, 12,
15–20, 23–26 (
k
выб
i
= 1).
Проведем
сравнительный
анализ
показателей
потерь
электроэнергии
,
надежности
и
качества
энер
-
госнабжения
,
технологического
присоединения
в
це
-
лом
по
району
электросетей
для
рассматриваемых
подходов
(
таблица
3).
Как
видно
из
таблицы
3,
общий
эффект
в
слу
-
чае
использования
предлагаемого
в
настоящем
исследовании
и
в
[12]
порядка
формализации
част
-
ных
критериев
и
функции
полезности
будет
сле
-
дующим
:
Табл
. 2.
Результат
расчета
частных
критериев
,
функции
полезности
и
выбора
фидеров
для
включения
в
производственную
программу
Фи
-
дер
Стои
-
мость
меро
-
приятий
,
тыс
.
руб
.
Расчет
на
основе
ожидаемой
минимизации
показателей
(
предлагаемый
подход
)
Расчет
на
основе
показателей
до
реализации
мероприятий
(
существующий
подход
)
z
пот
,
о
.
е
.
z
кач
,
о
.
е
.
z
тех
.
пр
,
о
.
е
.
z
над
,
о
.
е
.
u
=
f
(
z
i
)
k
выб
i
z
пот
,
о
.
е
.
z
кач
,
о
.
е
.
z
тех
.
пр
,
о
.
е
.
z
над
,
о
.
е
.
u
=
f
(
z
i
)
k
выб
i
1
4116
8
0
0
42
50
1
7
0
0
41
48
0
2
89 334
10
0
0
63
73
0
11
0
0
64
76
0
3
30 020
12
0
0
27
38
0
12
0
0
27
39
0
4
98 098
54
100
0
74
228
1
53
100
0
78
231
1
5
27 262
6
0
0
3
10
0
11
0
0
6
17
0
6
40 962
31
0
0
37
68
0
35
0
0
38
73
0
7
26 283
39
0
0
71
109
1
46
0
0
71
117
0
8
26 540
1
0
0
6
8
0
3
0
0
8
11
0
9
144 497
41
0
7
77
125
0
45
0
7
80
132
1
10
62 701
32
0
23
40
95
0
29
0
23
41
93
0
11
1600
2
0
0
1
3
1
2
0
0
3
4
0
12
1546
1
0
0
39
40
1
1
0
0
38
39
0
13
45 617
16
0
0
58
74
0
18
0
0
57
74
0
14
70 422
4
0
0
49
52
0
7
0
0
51
59
0
15
1600
2
0
0
7
9
1
2
0
0
8
10
0
16
28 884
9
0
64
34
108
1
28
0
64
37
129
1
17
25 370
15
0
36
100
151
1
35
0
36
100
172
1
18
18 324
5
0
51
28
85
1
10
0
51
31
92
0
19
30 302
100
0
100
91
291
1
100
0
100
93
293
1
20
9736
6
0
0
33
39
1
8
0
0
34
41
0
21
40 618
25
0
0
49
75
0
24
0
0
49
73
0
22
21 689
16
0
9
21
46
0
16
0
9
22
48
0
23
21 824
30
0
22
38
89
1
29
0
22
38
89
0
24
25 113
11
0
15
66
92
1
31
0
15
67
113
0
25
6482
1
0
14
24
39
1
4
0
14
24
42
0
26
23 958
25
0
21
29
75
1
30
0
21
31
82
0
27
20 984
7
0
0
43
50
0
9
0
0
42
51
0
28
39 371
25
0
0
53
78
0
29
0
0
54
83
0
29
138 988
19
0
1
72
93
0
27
0
1
74
102
0
30
82 500
2
0
0
38
41
0
4
0
0
40
44
0
31
97 248
35
0
0
41
77
0
39
0
0
46
86
0
№
5 (74) 2022
![background image](https://eepir.ru/wp-content/uploads/html-articles/opredelenie-chastnyh-kriteriev-zadachi-optimizacii-proizvodstvennoj-programmy-setevoj-organizacii-na-nbsp-osnove-ocenki-snizheniya-negativnyh-finansovyh-posledstvij/ELgNrG014.jpg)
70
УПРАВЛЕНИЕ
АКТИВАМИ
–
ожидаемое
снижение
фактических
потерь
соста
-
вит
25% (
с
602 440
кВт
·
ч
до
454 681
кВт
·
ч
);
–
ожидаемое
снижение
показателей
SAIFI, SAIDI
и
недоотпуска
электроэнергии
составит
36%
(
с
2,11
о
.
е
.
до
1,35
о
.
е
.), 41% (
с
48,82
ч
.
до
28,69
ч
.)
и
61% (
с
610 622
кВт
·
ч
до
240 699
кВт
·
ч
)
соответ
-
ственно
;
–
ожидаемое
снижение
числа
потребителей
с
от
-
клонениями
напряжения
и
суммарной
фактиче
-
ской
мощности
потребителей
с
отклонениями
на
-
пряжения
составит
100% (
с
203
шт
.
до
0
шт
.
и
со
107
кВт
до
0
кВт
соответственно
);
–
ожидаемое
снижение
числа
потребителей
с
де
-
фицитом
мощности
и
суммарного
дефицита
мощ
-
ности
составит
86% (
с
1792
шт
.
до
258
шт
.)
и
94%
(
с
1 544
кВт
до
92
кВт
)
соответственно
.
При
этом
выбор
фидеров
с
использованием
предлагаемого
в
настоящей
статье
и
в
[12]
порядка
расчета
частных
критериев
и
функции
полезности
позволяет
получить
больший
эффект
в
сравнении
с
существующим
подходом
,
основанным
на
расчете
частных
критериев
по
состоянию
до
предполагаемой
реализации
вышеуказанных
мероприятий
:
–
значение
фактических
потерь
будет
меньше
на
9% (
на
42 740
кВт
·
ч
);
–
показатели
SAIFI, SAIDI
и
недоотпуска
электро
-
энергии
будут
меньше
на
4% (
на
0,05
о
.
е
.), 10% (
на
3,14
ч
)
и
39% (
на
156 244
кВт
·
ч
)
соответственно
;
–
число
потребителей
с
дефицитом
мощности
и
суммарное
значение
дефицита
мощности
будут
меньше
на
73% (
на
702
шт
.)
и
79% (
на
336
кВт
)
со
-
ответственно
.
ВЫВОДЫ
1.
Формализован
порядок
расчета
частных
крите
-
риев
математической
модели
задачи
многокри
-
териальной
оптимизации
производственной
про
-
граммы
сетевой
организации
.
Вышеуказанный
порядок
позволяет
обеспечить
оптимизацию
про
-
изводственной
программы
сетевой
организации
и
решить
основные
проблемы
,
стоящие
перед
сетевыми
организациями
,
невыполнение
кото
-
рых
предполагает
финансовую
ответственность
(
высокий
уровень
потерь
электроэнергии
,
несо
-
ответствие
показателей
качества
электроэнергии
нормированным
значениям
,
низкий
уровень
на
-
дежности
энергоснабжения
,
отсутствие
возможно
-
сти
реализации
технологических
присоединений
).
2.
Эффективность
предложенного
порядка
фор
-
мализации
частных
критериев
подтверждена
на
основе
расчета
,
выполненного
в
отношении
***
района
электрических
сетей
,
для
которого
произ
-
веден
выбор
фидеров
10
кВ
для
целей
включения
их
в
инвестиционную
программу
.
В
случае
при
-
менения
математической
модели
задачи
оптими
-
зации
,
описанной
в
[12]
и
основанной
на
частных
критериях
,
формализованных
в
рамках
настоя
-
щей
статьи
,
ожидаемое
снижение
потерь
соста
-
вит
25%,
показателей
SAIFI, SAIDI
и
недоотпуска
электроэнергии
— 36%, 41%
и
61%
соответствен
-
но
,
числа
потребителей
с
дефицитом
мощности
и
суммарного
значения
дефицита
мощности
—
86%
и
94%
соответственно
,
числа
и
суммарной
фактической
мощности
потребителей
с
отклоне
-
ниями
напряжения
— 100%.
При
этом
величина
финансовых
затрат
составляет
25%
от
совокупно
-
го
размера
расходов
,
необходимых
для
реализа
-
ции
предложенных
в
статье
мероприятий
.
3.
Порядок
расчета
частных
критериев
математиче
-
ской
модели
задачи
оптимизации
производствен
-
ной
программы
основан
на
оценке
минимизации
негативных
последствий
,
связанных
с
высоким
уровнем
потерь
электроэнергии
,
необеспечением
надежного
,
качественного
и
доступного
энерго
-
снабжения
,
что
позволяет
получить
наибольший
Табл
. 3.
Сравнение
показателей
деятельности
сетевой
компании
при
различных
вариантах
выбора
фидеров
Показатель
Исходные
показатели
Оптимизация
на
основе
ожидаемой
минимизации
показателей
(
предлагаемый
подход
)
Оптимизация
на
основе
показателей
до
реализации
мероприятий
(
существующий
подход
)
Показате
-
ли
после
оптими
-
зации
Разница
оптимизированных
и
исходных
показателей
Показате
-
ли
после
оптими
-
зации
Разница
показателей
существующего
и
предлагаемого
подхода
Фактические
потери
,
кВт
·
ч
602 440
454 681
–147 759
25%
497 421
42 740
9%
Фактические
потери
, %
4,51
3,40
–1,11
3,72
0,32
Число
потребителей
с
от
-
клон
.
напряжения
,
шт
.
203
0
–203
100%
0
0
0%
Мощность
потребителей
с
отклон
.
напряжения
,
кВт
107
0
–107
100%
0
0
0%
Число
потребителей
с
де
-
фицитом
мощности
,
шт
.
1792
258
–1534
86%
960
702
73%
Дефицит
мощности
,
кВт
1544
92
–1452
94%
428
336
79%
SAIFI,
о
.
е
.
2,11
1,35
–0,76
36%
1,41
0,05
4%
SAIDI,
ч
.
48,82
28,69
–20,13
41%
31,83
3,14
10%
Недоотпуск
,
кВт
·
ч
610 622
240 699
–369 923
61%
396 943
156 244
39%
![background image](https://eepir.ru/wp-content/uploads/html-articles/opredelenie-chastnyh-kriteriev-zadachi-optimizacii-proizvodstvennoj-programmy-setevoj-organizacii-na-nbsp-osnove-ocenki-snizheniya-negativnyh-finansovyh-posledstvij/ELgNrG015.jpg)
71
ЛИТЕРАТУРА
1.
Правила
технической
эксплуата
-
ции
электрических
станций
и
сетей
.
Утв
.
приказом
Минэнерго
РФ
от
19
июня
2003
г
.
№
229. URL: https://
docs.cntd.ru/document/901865958.
2.
Стратегия
развития
электросете
-
вого
комплекса
Российской
Фе
-
дерации
.
Утв
.
Распоряжением
Правительства
РФ
№
511-
р
от
03.04.2013
г
. URL: http://government.
ru/docs/all/86843/.
3.
Правила
предоставления
ком
-
мунальных
услуг
собственникам
и
пользователям
помещений
в
многоквартирных
домах
и
жи
-
лых
домов
.
Утв
.
Постановлением
Правительства
РФ
от
06.05.2011
№
354. URL: https://base.garant.
ru/12186043/.
4.
Методические
указания
по
расчету
и
применению
понижающих
(
повы
-
шающих
)
коэффициентов
,
позво
-
ляющих
обеспечить
соответствие
уровня
тарифов
,
установленных
для
организаций
,
осуществляю
-
щих
регулируемую
деятельность
,
уровню
надежности
и
качества
поставляемых
товаров
и
оказы
-
ваемых
услуг
.
Утв
.
приказом
ФСТ
РФ
от
26.10.2010
№
254-
э
/1. URL:
https://base.garant.ru/199713/.
5.
Методические
указания
по
расчету
уровня
надежности
и
качества
по
-
ставляемых
товаров
и
оказываемых
услуг
для
организации
по
управле
-
нию
единой
национальной
(
обще
-
российской
)
электрической
сетью
и
территориальных
сетевых
орга
-
низаций
.
Утв
.
приказом
Минэнерго
России
от
29.11.2016
№
1256. URL:
https://base.garant.ru/71578114/.
6.
Основы
ценообразования
в
обла
-
сти
регулируемых
цен
(
тарифов
)
в
электроэнергетике
.
Утв
.
Поста
-
новлением
Правительства
РФ
от
29.12.2011
№
1178. URL: https://
base.garant.ru/70119304/.
7.
Постановление
Правительства
РФ
от
27.12.2004
№
861 «
Об
утверж
-
дении
Правил
недискриминацион
-
ного
доступа
к
услугам
по
передаче
электрической
энергии
и
оказания
этих
услуг
,
Правил
недискрими
-
национного
доступа
к
услугам
по
оперативно
-
диспетчерскому
управ
-
лению
в
электроэнергетике
и
ока
-
зания
этих
услуг
,
Правил
недискри
-
минационного
доступа
к
услугам
администратора
торговой
системы
оптового
рынка
и
оказания
этих
услуг
и
Правил
технологического
присоединения
энергопринимаю
-
щих
устройств
потребителей
элек
-
трической
энергии
,
объектов
по
производству
электрической
энер
-
гии
,
а
также
объектов
электросе
-
тевого
хозяйства
,
принадлежащих
сетевым
организациям
и
иным
ли
-
цам
,
к
электрическим
сетям
». URL:
https://base.garant.ru/187740/.
8.
Приказ
Министерства
энергетики
РФ
от
26
сентября
2017
г
.
№
887
«
Об
утверждении
нормативов
по
-
терь
электрической
энергии
при
ее
передаче
по
электрическим
се
-
тям
территориальных
сетевых
ор
-
ганизаций
». URL: https://docs.cntd.
ru/document/542608709.
9.
Гражданский
кодекс
Российской
Федерации
. URL: https://base.
garant.ru/10164072/.
10.
О
защите
прав
потребителей
.
Закон
РФ
от
07.02.1992
№
2300-1. URL:
https://base.garant.ru/76802438/.
11.
Кодекс
об
административных
правонарушениях
Российской
Фе
-
дерации
(
КоАП
РФ
). URL: https://
base.garant.ru/12125267/.
12.
Петросенко
В
.
А
.,
Тульский
В
.
Н
.
Применение
многокритериального
подхода
и
комбинаторного
анализа
при
формировании
производствен
-
ной
программы
электросетевых
ор
-
ганизаций
//
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ
.
Передача
и
распределение
, 2019,
№
5(56).
С
. 38–49.
13.
Лещинская
Т
.
Б
.,
Князев
В
.
В
.
Мно
-
гокритериальная
оценка
технико
-
экономического
состояния
распре
-
делительных
электрических
сетей
//
Вестник
ФГОУ
ВПО
«
Московский
государственный
агроинженерный
университет
им
.
В
.
П
.
Горячкина
»,
2010,
№
2(41).
С
. 14–19.
14.
Лещинская
Т
.
Б
.,
Князев
В
.
В
.
Ран
-
жирование
очередности
прове
-
дения
реконструкции
сельских
электрических
сетей
10
кВ
//
Вест
-
ник
ФГОУ
ВПО
«
Московский
го
-
сударственный
агроинженерный
университет
им
.
В
.
П
.
Горячкина
»,
2016,
№
4(74).
С
. 60–65.
15.
Железко
Ю
.
С
.
Потери
электро
-
энергии
.
Реактивная
мощность
.
Качество
электроэнергии
:
Руко
-
водство
для
практических
расче
-
тов
.
М
.:
ЭНАС
, 2009. 451
с
.
16.
Розанов
М
.
Н
.
Надежность
электро
-
энергетических
систем
. 2-
е
изд
.,
перераб
.
и
доп
.
М
.:
Энергоатомиз
-
дат
, 1984. 200
с
.
17.
Гук
Ю
.
Б
.
Теория
надежности
в
элек
-
троэнергетике
.
Учеб
.
пособие
для
вузов
.
Л
.:
Энергоатомиздат
.
Ле
-
нингр
.
отд
-
ние
, 1990. 208
с
.
18.
Гук
Ю
.
Б
.
Анализ
надежности
электроэнергетических
установок
.
Л
.:
Энергоатомиздат
.
Ленингр
.
отд
-
ние
, 1988. 224
с
.
19.
Васильев
И
.
Е
.
Надежность
элек
-
троснабжения
.
Учебное
пособие
для
вузов
.
М
.:
Издательский
дом
МЭИ
, 2014. 174
с
.
20.
Базовский
И
.
Надежность
.
Теория
и
практика
.
М
.:
Мир
, 1965. 373
с
.
21.
Шимарев
В
.
Ю
.
Надежность
техни
-
ческих
систем
.
Учебник
для
студ
.
высш
.
учеб
.
заведений
.
М
.:
Изда
-
тельский
центр
«
Академия
», 2010.
304
с
.
22.
Назарычев
А
.
Н
.
Определение
пре
-
дельных
сроков
эксплуатации
на
основе
оценки
индекса
состояния
электрооборудования
/
Материалы
V
научно
-
практической
конферен
-
ции
«
Контроль
технического
состо
-
совокупный
эффект
для
сетевой
компании
.
Для
рассматриваемого
района
электросетей
приме
-
нение
указанного
порядка
и
математической
мо
-
дели
задачи
многокритериальной
оптимизации
,
описанной
в
[12],
в
сравнении
с
существующим
подходом
позволит
дополнительно
снизить
поте
-
ри
на
9%,
показатели
SAIFI, SAIDI
и
недоотпуска
электроэнергии
—
на
4%, 10%
и
39%
соответ
-
ственно
,
число
потребителей
с
дефицитом
мощ
-
ности
и
суммарное
значение
дефицита
мощно
-
сти
—
на
73%
и
79%
соответственно
.
4.
В
настоящей
статье
рассмотрено
применение
частных
критериев
в
отношении
комплексных
объ
-
ектов
—
фидеров
10
кВ
.
Вместе
с
этим
вышеука
-
занные
частные
критерии
применимы
к
отдельным
объектам
электросетевого
хозяйства
(
участкам
ли
-
нии
электропередачи
,
силовым
трансформаторам
и
т
.
п
.),
а
также
комплексным
объектам
более
высо
-
кого
порядка
—
районам
электрических
сетей
,
фи
-
лиалам
сетевой
компании
и
сетевым
компаниям
в
целом
.
Вышеуказанная
особенность
позволяет
использовать
формализованные
критерии
как
при
решении
задач
оптимизации
производственной
программы
,
так
и
при
оценке
результатов
работы
районов
или
филиалов
электрических
сетей
и
се
-
тевых
компаний
.
№
5 (74) 2022
![background image](https://eepir.ru/wp-content/uploads/html-articles/opredelenie-chastnyh-kriteriev-zadachi-optimizacii-proizvodstvennoj-programmy-setevoj-organizacii-na-nbsp-osnove-ocenki-snizheniya-negativnyh-finansovyh-posledstvij/ELgNrG016.jpg)
72
УПРАВЛЕНИЕ
АКТИВАМИ
яния
оборудования
объектов
элек
-
троэнергетики
». URL: https://eepir.
ru/wp-content/uploads/2022/09/03_
Nazarychev_A.N.__06.12.2018.pdf.
23.
Методика
оценки
технического
со
-
стояния
основного
технологического
оборудования
и
линий
электропере
-
дачи
электрических
станций
и
элек
-
трических
сетей
.
Утв
.
приказом
Минэ
-
нерго
России
от
26.07.2017
г
.
№
676.
URL: https://base.garant.ru/71779722/.
24.
Назарычев
А
.
Н
.,
Таджибаев
А
.
И
.,
Андреев
Д
.
А
.
Оценка
ресурса
электрооборудования
по
тренду
изменения
индекса
состояния
/
Материалы
Международного
на
-
учного
семинара
им
.
Ю
.
Н
.
Руден
-
ко
«
Методические
вопросы
ис
-
следования
надежности
больших
систем
энергетики
», 11–15
сентя
-
бря
2017
года
.
Иркутск
:
ИСЭМ
СО
РАН
, 2017.
С
. 613–623.
25.
Карташев
И
.
И
.,
Тульский
В
.
Н
.,
Ша
-
монов
Р
.
Г
.
и
др
.
Управление
каче
-
ством
электроэнергии
.
Учебное
пособие
.
Под
ред
.
Ю
.
В
.
Шарова
.
3-
е
изд
.,
перераб
.
и
доп
.
М
.:
Изда
-
тельский
дом
МЭИ
, 2017. 347
с
.
26.
ГОСТ
32144-2013.
Электрическая
энергия
.
Совместимость
техниче
-
ских
средств
электромагнитная
.
Нормы
качества
электрической
энергии
в
системах
электроснабже
-
ния
общего
назначения
. URL: https://
docs.cntd.ru/document/1200104301.
27.
О
внесении
изменений
в
от
-
дельные
законодательные
акты
Российской
Федерации
в
связи
с
развитием
систем
учета
элек
-
трической
энергии
(
мощности
)
в
Российской
Федерации
.
Фе
-
деральный
закон
от
27.12.2018
№
522-
ФЗ
. URL: https://docs.cntd.
ru/document/552050436.
28.
Методические
указания
по
опреде
-
лению
размера
платы
за
техноло
-
гическое
присоединение
к
электри
-
ческим
сетям
.
Утв
.
приказом
ФАС
России
от
30.06.2022
№
490/22.
URL: https://docs.cntd.ru/document/
351558590.
29.
Карапетян
И
.
Г
.,
Файбисович
Д
.
Л
.,
Шапиро
И
.
М
.
Справочник
по
про
-
ектированию
электрических
сетей
.
Под
ред
.
Д
.
Л
.
Файбисовича
. 4-
е
изд
.,
перераб
.
и
доп
.
М
.:
ЭНАС
,
2012. 376
с
.
30.
Идельчик
В
.
И
.
Электрические
сис
-
темы
и
сети
.
Учебник
для
вузов
.
М
.:
Энергоатомиздат
, 1989. 592
с
.
31.
ГОСТ
14209-85.
Трансформа
-
торы
силовые
масляные
обще
-
го
назначения
.
Допустимые
на
-
грузки
. URL: https://docs.cntd.ru/
document/1200012414.
REFERENCES
1. Grid Code. Approved by the order
of the Ministry of Energy of Rus-
sia dated June, 19, 2003 no. 229.
URL: https://docs.cntd.ru/document/
901865958.
2. Development strategy of the electric
grid complex of the Russian Federa-
tion. Approved by the Government
of the Russian Federation Resolu-
tion no. 511-r of April, 3, 2013. URL:
http://government.ru/docs/all/86843/.
3. Rules of providing public services to
owners and users of accommoda-
tions in multi-family and residential
houses. Approved by the Govern-
ment of the Russian Federation Res-
olution of May, 6, 2011 no. 354. URL:
https://base.garant.ru/12186043/.
4. Methodical guidelines on calculation
and use of decreasing (increasing)
factors that provide the compliance
of tariffs de
fi
ned for companies that
carry out regulated activities to the
level of reliability and the quality of
supplied goods and services. Ap-
proved by the Order of the Russian
Federation Federal Tariff Service of
October, 26, 2010 no. 254-
э
/1. URL:
https://base.garant.ru/199713/.
5. Methodical guidelines on calculating
the level of reliability and the quality
of supplied goods and services for
the company that manages the uni-
fi
ed national (all-Russian) electrical
grid and the regional grid compa-
nies. Approved by the Order of the
Ministry of Energy of Russia dated
November, 29, 2016 no. 1256. URL:
https://base.garant.ru/71578114/.
6. Basics of price formation with re-
gard to regulated prices (tariffs) in
the power industry. Approved by the
Government of the Russian Fed-
eration Resolution of December, 29,
2011 no. 1178. URL: https://base.ga-
rant.ru/70119304/.
7. Resolution of the Russian Federation
Government of December, 27, 2004
no. 861 "On approval of the Rules
of non-discriminative access to and
provision of energy transmission
services, Rules of non-discriminative
access to and provision of online dis-
patch control services, Rules of non-
discriminative access to and provi-
sion of the wholesale market trading
system administrator services and
Rules of process connection of en-
ergy receivers of customers, energy
generating facilities, and grid facilities
that are owned by grid companies
and other entities to electrical net-
works". URL: https://base.garant.ru/
187740/.
8. Order of the Ministry of Energy of
Russia dated September, 26, 2017
no. 887 "On approval of the energy
loss norms during transmission via
electrical networks of the regional
grid companies". URL: https://docs.
cntd.ru/document/542608709.
9. Civil Code of the Russian Federa-
tion. URL: https://base.garant.ru/
10164072/.
10. On consumer rights protection. The
Russian Federation Law of Febru-
ary, 7,1992 no. 2300-1. URL: https://
base.garant.ru/76802438/.
11. Administrative Violations Code of the
Russian Federation. URL: https://
base.garant.ru/12125267/.
12. Petrosenko V.A., Tul'skiy V.N. Appli-
cation of the multi-criteria approach
and the combined analysis in forma-
tion of grid company's production pro-
gram //
ELEKTROENERGIYA. Pere-
dacha i raspredeleniye
[ELECTRIC
POWER. Transmission and Distri-
bution], 2019, no. 5(56), pp. 38-49.
(In Russian)
13. Leshchinskaya T.B., Knyazev V.V.
Multi-criteria feasibility study of dis-
tribution electrical networks //
Vest-
nik Moskovskogo gosudarstvennogo
agroinzhenernogo universiteta imeni
V.P. Goryachkina
[Bulletin of the
Moscow State Agricultural Engineer-
ing University named after V.P. Gory-
achkin], 2010, no. 2(41), pp. 14-19.
(In Russian)
14. Leshchinskaya T.B., Knyazev V.V.
Ranging of the order of priority of
10 kV rural network reconstruction //
Vestnik Moskovskogo gosudarstven-
nogo agroinzhenernogo universiteta
imeni V.P. Goryachkina
[Bulletin of
the Moscow State Agricultural En-
gineering University named after /
V.P. Goryachkin], 2016, no. 4(74),
pp. 60-65. (In Russian)
15. Zhelezko Yu.S. Energy losses. Reac-
tive power. Power quality: Practical
calculation guidelines. Moscow, ENAS
Publ., 2009. 451 p. (In Russian)
16. Rozanov M.N. Reliability of electric
power systems. Edition 2, revised
and updated. Moscow, Energoato-
mizdat Publ., 1984. 200 p. (In Rus-
sian)
17. Guk Yu.B. Theory of reliability in
power engineering. Graduate stu-
dent manual. Leningrad, Energoat-
![background image](https://eepir.ru/wp-content/uploads/html-articles/opredelenie-chastnyh-kriteriev-zadachi-optimizacii-proizvodstvennoj-programmy-setevoj-organizacii-na-nbsp-osnove-ocenki-snizheniya-negativnyh-finansovyh-posledstvij/ELgNrG017.jpg)
73
omizdat Publ., Leningrad division,
1990. 208 p. (In Russian)
18.
Guk Yu.B. Reliability analysis of
electric power facilities. Leningrad,
Energoatomizdat Publ., Leningrad
division, 1988. 224 p. (In Russian)
19. Vasilyev I.Ye. Power supply reliabil-
ity. Graduate student manual. Mos-
cow, MPEI Publishing house, 2014.
174 p. (In Russian)
20. Bazovskiy I. Reliability. Theory and
practice. Moscow, Mir Publ., 1965.
373 p. (In Russian)
21. Shimarev V.Yu. Reliability of tech-
nical systems. Graduate student
manual. Moscow, Akademiya Publ.
center, 2010. 304 p. (In Russian)
22. Nazarychev A.N. Determination of
service life limits based on estima-
tion of equipment condition index /
Materialy V nauchno-prakticheskoy
konferentsii "Kontrol tekhnichesk-
ogo sostoyaniya oborudovaniya
ob'yektov elektroenergetiki"
[Proc.
of the Vth scienti
fi
c and practi-
cal conference "Technical condi-
tion monitoring of electric power
facilities]. URL: https://eepir.ru/wp-
c o n t e n t / u p l o a d s / 2 0 2 2 / 0 9 / 0 3 _
Nazarychev_A.N.__06.12.2018.pdf.
23. The procedure of technical condi-
tion evaluation of the main process
equipment and transmission lines
of electric power stations and net-
works. Approved by the Order of the
Ministry of Energy of Russia dated
July, 26, 2017 no. 676. URL: https://
base.garant.ru/71779722/.
24. Nazarychev A.N., Tadzhibayev A.I.,
Andreev D.A. Assessment of the
electrical equipment resource by the
trend of its condition index change /
Materialy Mezhdunarodnogo nauch-
nogo seminara imeni Yu.N.Rudenko
"Metodicheskiye voprosy issledo-
vaniya nadezhnosti bol'shikh sistem
energetiki", 11-15 sentyabrya 2017
goda
[Proc. of the International Sci-
enti
fi
c Seminar named after Yu.N.
Rudenko "Methodical issues of reli-
ability study of large energy systems,
11-15th, September, 2017]. Irkutsk,
Melentiev Energy Systems Institute
of Siberian Branch of the Russian
Academy of Sciences (ESI SB RAS)
Publ., 2017, pp. 613-623. (In Rus-
sian)
25. Kartashev I.I., Tul'skiy V.N., Sham-
onov R.G. and others. Power qual-
ity control. Study guide. Edited by
Yu.V. Sharov. Edition 3, revised and
updated. Moscow, MPEI Publishing
house, 2017. 347 p. (In Russian)
26. State standard GOST 32144-2013.
Electric energy. Electromagnetic
compatibility of technical equipment.
Power quality limits in the public
power supply systems. URL: https://
docs.cntd.ru/document/1200104301.
27. On amendments to several legis-
lative acts of the Russian Federa-
tion with regard to development of
electric energy (power) metering
systems in the Russian Federation.
The federal law dated December, 27,
2018 no. 522-FZ. URL: https://docs.
cntd.ru/document/552050436.
28.
Methodical guidelines on deter-
mination of the price for process
connection to electrical networks.
Approved by the Order of the Fed-
eral Antimonopoly Service of Russia
dated August, 29, 2017 no. 1135/17.
URL: https://docs.cntd.ru/document/
351558590.
29. Karapetyan I.G., Faybisovich D.L.,
Shapiro I.M. Guide on electrical net-
work design. Edited by D.L. Faybiso-
vich. Edition 4, revised and updated.
Moscow, ENAS Publ., 2012. 376 p.
(In Russian)
30. Idel'chik V.I. Electrical systems and
networks. Graduate student manual.
Moscow, Energoatomizdat Publ.,
1989. 592 p. (In Russian)
31. State standard GOST 14209-85.
General-purpose oil-immersed pow-
er transformers. Permissible loads.
URL: https://docs.cntd.ru/document/
1200012414.
на
ПЕЧАТНУЮ
версию
1
номер
—
2400 /
1125
руб
.
3
номера
—
6750 /
3165
руб
.
6
номеров
—
11 250 /
5275
руб
.
В
стоимость
включена
доставка
журнала
Почтой
России
заказной
бандеролью
.
Подписаться
на
печатную
версию
можно
через
агентства
:
• «
Урал
-
Пресс
» — 36859 (
на
полугодие
),
36861
(
на
год
)
• «
Почта
России
» —
П
7579 (
на
полугодие
)
на
ЭЛЕКТРОННУЮ
версию
3
номера
—
3000
/
1800
руб
.
6
номеров
—
6000
/
3600
руб
.
Предоставляется
доступ
к
личному
кабинету
для
просмотра
журнала
на
сайте
издательства
в
течение
выбранного
периода
подписки
,
а также
изданий
за
предыдущий
год
,
находящихся
в закрытом
доступе
,
без
права
их рас
-
пространения
,
в
том
числе
отдельных
частей
или
материалов
.
_________________________________________________________
*
НДС
не
облагается
Подписка
Подписка
-2023
на
журнал
«
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ
.
Передача
и распределение
»
C
лю
K%
г
% …%
ме
!=
…=
лю
K%L
C
е
!,%
д
можно
подписаться
через
редакцию
:
–
на
сайте
eepir.ru
в
разделе
«
Подписка
»
–
запросом
на
почту
–
по
телефону
+7 (495) 645-12-41
СТОИМОСТЬ
*
подписки
для
юридических
/
физических
лиц
№
5 (74) 2022
В статье формализован порядок расчета частных критериев математической модели задачи многокритериальной оптимизации производственной программы сетевой организации. Вышеуказанный порядок основан на оценке минимизации негативных финансовых последствий, связанных с наличием потерь электроэнергии, необеспечением надежного и качественного энергоснабжения потребителей, отсутствием возможности технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей. В ходе исследования на основе рассчитанных частных критериев установлена оптимальная выборка объектов электросетевого хозяйства, подлежащих включению в производственную программу.