Оптимизация загрузки электрической сети за счет дифференцированных тарифов на технологическое присоединение

36

УПРАВЛЕНИЕ 

СЕТЯМИ

Оптимизация загрузки 
электрической сети за счет 
дифференцированных тарифов 
на технологическое присоединение

УДК

 621.316.1:338.465

В

статье

рассматриваются

механизмы

оптимизации

распределения

нагрузки

в

схеме

электрической

сети

с

целью

снижения

затрат

и

тарифов

на

электроэнергию

. 

Минимум

затрат

электросетевой

организации

соответствует

критерию

равенства

для

всех

узлов

суммы

относительных

приростов

стоимости

содержания

сети

и

стоимости

потерь

электроэнергии

. 

С

позиций

повышения

эффективности

электросетевой

деятельности

тарифы

на

технологическое

присоединение

предлагается

дифференцировать

на

основе

узловых

относительных

приростов

. 

Низкие

тарифы

на

технологическое

присоедине

-

ние

должны

притягивать

новых

потребителей

в

узлы

с

резервами

свободной

мощности

и

низкими

потерями

. 

В

перегруженных

узлах

с

низкими

резервами

и

высокими

потеря

-

ми

тарифы

на

технологическое

присоединение

привлекательными

не

являются

ввиду

высоких

значений

. 

На

численном

примере

даны

оценки

, 

показывающие

экономическую

целесообразность

подхода

.

В

ысокие

тарифы

на

передачу

электрической

энергии

  (

ЭЭ

) 

создают

стимулы

для

активных

и

финансово

благополучных

по

-

требителей

к

снижению

их

зависимости

от

централизованных

систем

электро

-

снабжения

путем

внедрения

собствен

-

ной

генерации

. 

Последнее

приводит

к

снижению

потребляемой

из

сети

ЭЭ

и

к

увеличению

тарифов

на

передачу

для

оставшихся

потребителей

, 

созда

-

вая

тем

самым

замкнутый

круг

и

спо

-

собствуя

развитию

кризиса

между

централизованной

и

распределенной

энергетикой

. 

Снижение

затрат

электро

-

сетевых

организаций

  (

ЭСО

), 

снижение

темпов

роста

тарифов

на

передачу

(

ТПЭ

) 

и

тарифов

на

технологическое

присоединение

  (

ТТП

) 

является

необхо

-

димым

условием

гармоничного

разви

-

тия

современной

энергетики

в

условиях

энергетического

перехода

 [1, 2]. 

Ежегод

-

ные

затраты

ЭСО

определяются

двумя

составляющими

 — 

затратами

на

содер

-

жание

электрической

сети

и

затратами

на

компенсацию

  (

покупку

) 

потерь

ЭЭ

, 

причем

первая

составляющая

 — 

более

весомая

по

сравнению

со

второй

.

Сокращения

данных

затрат

можно

достичь

за

счет

оптимизации

загрузки

электрической

сети

. 

Понятно

, 

что

элек

-

трическая

сеть

строится

и

развивается

исходя

из

потребностей

и

заявок

по

-

требителей

на

интервалах

времени

, 

со

-

ставляющих

десятилетия

, 

и

управлять

этим

процессом

достаточно

сложно

. 

В

рамках

технологического

присоеди

-

нения

  (

ТП

) 

постоянно

вводятся

новые

подстанции

и

линии

электропередачи

, 

увеличивается

объем

эксплуатируемого

оборудования

, 

увеличиваются

затраты

на

содержание

электрической

сети

. 

При

этом

за

последнее

десятилетие

рост

полезного

отпуска

ЭЭ

потребителям

практически

отсутствует

, 

и

это

одна

из

причин

роста

ТПЭ

. 

С

течением

времени

загрузка

многих

энергообъектов

суще

-

ственно

снижается

, 

но

ежегодные

за

-

траты

на

их

содержание

, 

покрываемые

за

счет

ТПЭ

, 

остаются

в

полном

объеме

.

Неоптимальная

загрузка

электри

-

ческой

сети

с

большим

числом

недо

-

груженных

энергообъектов

является

основной

причиной

высоких

тарифов

. 

Дифференциация

тарифов

, 

получаемых

на

основе

фактических

затрат

ЭСО

, — 

это

наиболее

эффективный

способ

по

-

зитивного

влияния

на

проблему

. 

За

счет

дифференцированных

ТТП

можно

сти

-

мулировать

потребителей

присоединять

дополнительную

мощность

в

тех

местах

сети

, 

где

это

выгодно

ЭСО

. 

Высокие

ТТП

будут

отталкивать

потребителей

от

присоединения

или

увеличения

мощно

-

стей

в

районах

, 

где

это

не

выгодно

ЭСО

, 

а

низкие

тарифы

на

ТП

будут

наоборот

способствовать

увеличению

нагрузки

в

районах

, 

где

это

ЭСО

выгодно

. 

Бартоломей

П

.

И

., 

д

.

т

.

н

., 

профессор

кафедры

 «

Автома

-

тизированные

электрические

системы

» 

УрФУ

им

. 

Б

.

Н

. 

Ельцина

Паздерин

А

.

А

., 

к

.

т

.

н

., 

начальник

службы

технологического

присоединения

филиала

ПАО

 «

Россети

» — 

МЭС

Урала

Семериков

С

.

А

.,

генеральный

директор

АО

 «

ТЭК

МОСЭНЕРГО

»

Паздерин

А

.

В

., 

д

.

т

.

н

., 

профессор

, 

заведующий

кафедрой

«

Автоматизированные

электрические

системы

» 

УрФУ

им

. 

Б

.

Н

. 

Ельцина

Ключевые

слова

:

тариф

на

передачу

, 

тарифообразование

, 

повышение

эффективности

, 

технологическое

присоединение

, 

оплата

потерь

, 

распределение

нагрузки

, 

стоимость

содержания

сети

37

Действующую

в

РФ

модель

тарифообразования

в

области

ТП

можно

условно

охарактеризовать

как

двухкомпонентную

. 

Первая

компонента

ТТП

связана

с

объемом

присоединяемой

мощности

и

рассчиты

-

вается

в

руб

./

кВт

. 

Для

территориальных

ЭСО

первая

компонента

ежегодно

устанавливается

регулирующим

органом

субъекта

РФ

в

виде

тарифной

ставки

за

кВт

, 

единой

на

территории

субъекта

. 

В

случае

присоедине

-

ния

к

ЕНЭС

эта

компонента

вовсе

не

учитывает

объем

присоединяемой

мощности

и

взимается

за

сам

факт

технологического

присоединения

. 

Вторая

компонента

определяется

затратами

на

сооружение

/

реконструк

-

цию

объектов

электрической

сети

для

обеспечения

возможности

ТП

. 

В

состав

данной

компоненты

мо

-

гут

входить

затраты

на

строительство

/

реконструкцию

пунк

тов

секционирования

, 

подстанций

, 

ЛЭП

, 

ком

-

плексов

РЗ

и

ПА

, 

обеспечение

средствами

учета

ЭЭ

. 

В

существующем

виде

модель

оплаты

услуг

по

ТП

является

недифференцированной

, 

она

не

учи

-

тывает

загрузку

электрической

сети

, 

не

создает

для

потребителя

ценовых

сигналов

для

присоединения

новых

мощностей

в

центрах

питания

с

имеющимися

резервами

. 

Действующая

модель

не

учитывает

фи

-

нансово

-

технологические

 «

последствия

» 

нового

ТП

, 

такие

как

изменение

технических

потерь

ЭЭ

, 

увели

-

чение

затрат

на

содержание

новых

объектов

элек

-

трической

сети

, 

изменение

выручки

ЭСО

от

увеличе

-

ния

услуг

на

передачу

электроэнергии

.

Синхронизированно

с

ТТП

могут

быть

диффе

-

ренцированы

и

ТПЭ

для

различных

географических

районов

и

участков

сети

. 

Практика

зонных

ТПЭ

при

-

меняется

во

многих

странах

 [3], 

а

формирование

индивидуальных

ТПЭ

для

каждого

узла

электриче

-

ской

сети

на

основе

фактических

затрат

на

передачу

ЭЭ

с

использованием

модели

энерго

-

стоимостного

распределения

описано

в

 [4, 5]. 

Существенные

гео

-

графические

различия

в

ТПЭ

и

ТТП

могут

способ

-

ствовать

перераспределению

электропотребления

из

районов

с

высокими

тарифами

в

районы

с

более

низкими

тарифами

. 

Тем

самым

за

счет

тарифного

регулирования

будут

создаваться

стимулы

для

уве

-

личения

загрузки

существующей

сети

и

препятствия

для

создания

новых

электросетевых

объектов

. 

В

качестве

целевой

экономической

функции

как

с

позиции

ЭСО

, 

так

и

с

позиции

потребителей

целе

-

сообразно

рассматривать

минимум

суммы

стоимо

-

сти

содержания

электрической

сети

C

c

и

стоимости

суммарных

потерь

во

всей

сети

C



W

за

год

. 

Сумма

двух

этих

составляющих

ежегодно

определяет

необ

-

ходимую

валовую

выручку

 (

НВВ

) 

ЭСО

, 

и

именно

она

определяет

тарифы

:

C

 = 

C

c

 + 

C



W

. (1)

При

минимизации

функции

 (1) 

необходимо

учесть

ограничение

типа

равенство

, 

о

неизменности

макси

-

мума

доступной

для

передачи

мощности

P



. 

Данное

условие

означает

, 

что

сумма

максимумов

мощности

всех

N

нагрузочных

узлов

ЭСО

равна

P



:



N

l 

= 1

P

i

 = 

P



. (2)

В

качестве

мощностей

узлов

P

i

целесообразно

принять

фактические

месячные

максимумы

нагруз

-

ки

, 

определяемые

путем

усреднения

суточных

мак

-

симумов

за

рабочие

дни

. 

Данные

значения

хорошо

известны

и

контролируются

ЭСО

, 

так

как

на

их

осно

-

ве

ежемесячно

производятся

финансовые

взаимо

-

расчеты

за

услуги

по

передаче

ЭЭ

по

двухставочной

системе

. 

Эти

значения

определяют

загрузку

и

резер

-

вы

сетевых

и

трансформаторных

мощностей

на

объ

-

ектах

ЭСО

. 

Более

корректно

условие

 (2) 

следовало

бы

записать

раздельно

по

всем

классам

тарифных

напряжений

, 

что

гарантировало

бы

неизменный

объ

-

ем

финансовых

поступлений

от

услуг

на

передачу

ЭЭ

, 

так

как

ТПЭ

дифференцируются

по

классам

на

-

пряжений

. 

Таким

образом

, 

необходимо

найти

мини

-

мум

 (1) 

при

ограничении

типа

равенство

 (2). 

Функция

Лагранжа

для

такой

задачи

примет

вид

:

L

 = 

C

 + 



∙

 (

P



 – 



N

l 

= 1

P

i

). (3)

При

этом

для

всех

нагрузочных

узлов

справедли

-

во

условие

:



L



C

c 



C



W

  = 

 + 

 + 



∙



(–1) = 0, 

(4)



P

i  



P

i 



P

i

определяющее

минимум

целевой

экономической

функции

 (1). 

Где



i

 = 



C



W

/ 



P

i

 — 

относительный

прирост

стоимости

потерь

электрической

энергии

(

ОПСПЭЭ

) 

i

-

го

узла

, 

то

есть

величина

, 

показываю

-

щая

изменение

стоимости

суммарных

потерь

ЭЭ

в

сети

за

расчетный

период

 (

год

) 

при

изменении

мак

-

симальной

мощности

i

-

го

узла

на

единицу

 (

кВт

, 

МВт

). 

ОПСПЭЭ

является

связанной

величиной

по

отноше

-

нию

к

относительному

приросту

потерь

мощности



i

 = 



P 

/ 



P

i

  (

ОППМ

), 

который

давно

и

широко

ис

-

пользуется

в

вопросах

оптимального

распределения

нагрузки

электростанций

с

учетом

потерь

мощности

в

сети

 [6, 7]. 

ОППМ

показывает

изменение

суммар

-

ных

потерь

мощности

в

сети

при

изменении

мощно

-

сти

i

-

го

узла

. 

Величину

ОПСПЭЭ

можно

получить

на

основе

ОППМ

как

: 



i

 = 

T



W

∙



∙



i

, (5)

где

T



W

 — 

тариф

на

компенсацию

потерь

электриче

-

ской

энергии

в

сети

, 



 — 

число

часов

максимальных

потерь

. 

Оценки

показывают

, 

что

численные

значения

ОПСПЭЭ

находятся

в

диапазоне

 ±1000 

руб

./

кВт

·

ч

. 

На

основе

ОПСПЭЭ

можно

получить

оценку

измене

-

ния

стоимости

потерь

ЭСО



C



W

при

изменении

мак

-

симума

мощности

i

-

го

узла

на

величину



P

i

как

:



C



W

 = 



P

i

∙



i

. (6)

По

аналогии

с

ОПСПЭЭ

можно

ввести

новую

ве

-

личину



i

 = 



C

c

 / 



P

i

, 

которую

целесообразно

назвать

относительный

прирост

стоимости

содержания

сети

(

ОПССС

) 

i

-

го

узла

. 

Эта

величина

показывает

изме

-

нение

суммарной

стоимости

содержания

всей

ЭСО

при

изменении

фактического

максимума

мощности

i

-

го

узла

на

единицу

. 

Стоимость

содержания

элек

-

трической

сети

определяется

множеством

составля

-

ющих

, 

среди

которых

определяющее

значение

 [8, 9, 

10] 

имеют

такие

как

: 

–

расходы

на

ремонт

и

амортизацию

основных

средств

;

№

 2 (77) 2023

38

УПРАВЛЕНИЕ 

СЕТЯМИ

–

расходы

на

оплату

труда

и

страховые

взносы

;

–

другие

расходы

из

прибыли

после

уплаты

нало

-

гов

;

–

расходы

на

топливо

, 

покупку

тепловой

и

электри

-

ческой

энергии

;

–

расходы

на

оплату

регулируемых

услуг

;

–

расходы

на

сырье

и

материалы

;

–

обязательные

налоги

и

прочие

расходы

.

С

позиции

рассматриваемой

в

статье

проблемы

ОПССС

определяется

прежде

всего

увеличением

стоимости

содержания

основных

средств

, 

приходя

-

щихся

на

единицу

дополнительно

присоединенной

мощности

. 

Если

отсутствуют

резервы

по

загрузке

оборудования

, 

то

технологическое

присоединение

дополнительной

мощности

в

узле

требует

дополни

-

тельных

капитальных

вложений

в

сеть

, 

увеличивает

состав

и

стоимость

сетевого

комплекса

, 

увеличивает

количество

условных

единиц

электрооборудования

(

УЕЭ

). 

При

этом

увеличиваются

расходы

на

ремонт

и

амортизацию

дополнительного

оборудования

. 

Та

-

ким

образом

, 

размерность

ОПССС



i

 = 



C

c

 / 



P

i

выра

-

жается

в

руб

./

кВт

. 

Если

в

рамках

ТП

дополнительная

нагрузка

присоединяется

в

узлах

с

низкой

загруз

-

кой

, 

где

имеются

резервы

для

увеличения

максиму

-

ма

мощности

, 

то

ОПССС

в

таких

узлах

равен

нулю

. 

После

исчерпания

всех

резервных

мощностей

тре

-

буется

усиление

электрической

сети

. 

Примером

та

-

ких

мероприятий

может

являться

замена

силовых

трансформаторов

на

более

мощные

, 

увеличение

сечения

линий

электропередачи

или

строительство

дополнительных

линий

, 

замена

коммутационных

аппаратов

. 

На

основании

предпроектного

анализа

могут

быть

определены

мероприятия

по

усилению

электрической

сети

и

произведена

оценена

необхо

-

димости

установки

  (

замены

) 

дополнительного

обо

-

рудования

. 

В

целях

упрощения

учета

разнородного

оборудования

и

упрощения

экономических

расчетов

объем

дополнительного

оборудование

целесообраз

-

но

учесть

в

виде

приращения

УЕЭ



у

e 

у

ЭСО

. 

Укруп

-

ненные

данные

по

определению

УЕЭ

можно

найти

в

 [11]. 

Годовая

стоимость

содержания

одной

УЕЭ

T

уе

для

каждой

ЭСО

относится

к

открытой

публич

-

ной

информации

и

определяется

отношением

НВВ

на

содержание

сети

к

суммарному

количеству

УЕЭ

. 

Относительный

прирост

стоимости

содержания

для

i

-

го

узла



i

будет

равен

отношению

стоимости

содержания

дополнительного

оборудования



уе

∙

T

уе

к

изменению

максимальной

мощности



P

i

данного

узла



i

:



C

c



уе

∙

T

уе



i

 = 

 =  

 . 

(7)



P

i



P

i

Таким

образом

можно

построить

графики

изме

-

нения

ОПССС

для

каждого

узла

электрической

сети

в

зависимости

от

величины

дополнительно

присое

-

диняемой

мощности

. 

На

рисунке

 1 

представлены

графики

изменения

ОПССС

в

зависимости

от

при

-

соединяемой

мощности

на

уровне

 10 

кВ

для

двух

разных

районов

 «

Свердловэнерго

». 

Для

рисунка

 1

а

питающая

сеть

загружена

слабо

и

имеет

резервы

по

присоединению

дополнительных

 3000 

кВт

. 

По

-

сле

этого

требуется

замена

силового

трансформа

-

тора

на

питающей

подстанции

. 

ОПССС

при

этом

составит

 1600 

руб

./

кВт

. 

ОПССС

ступенчато

изме

-

няются

после

капитальных

вложений

, 

связанных

с

усилением

сети

. 

В

связи

с

тем

, 

что

в

формуле

 (7) 

приращение

мощности

присутствует

в

знаменате

-

ле

, 

графики

ОПССС

имеют

гиперболическую

фор

-

му

. 

ОПСПЭЭ

для

рассматриваемого

района

явля

-

ется

отрицательным

, 

так

как

располагается

вблизи

электростанции

. 

Для

рисунка

 1

б

резервы

по

присо

-

единению

дополнительной

мощности

существен

-

но

меньше

и

ограничены

как

мощностью

силового

трансформатора

, 

так

и

загрузкой

местной

сети

. 

Кро

-

ме

того

, 

ОПСПЭЭ

в

данном

районе

положительный

и

выше

, 

чем

в

первом

районе

. 

При

построении

гра

-

фиков

ОПССС

принято

допущение

, 

что

присоеди

-

няемая

мощность

может

быть

отрицательной

, 

что

связано

с

уменьшением

максимальной

мощности

узла

при

реализации

механизма

перераспределе

-

ния

максимальной

мощности

, 

описанного

в

прави

-

лах

технологического

присоединения

к

электриче

-

ским

сетям

. 

В

настоящее

время

процедура

отказа

от

максимальной

мощности

является

мало

востре

-

бованной

среди

потребителей

, 

так

как

не

предпо

-

лагает

экономического

эффекта

. 

Перспективным

представляется

внедрение

дополнительных

стиму

-

лирующих

финансовых

сигналов

для

потребителя

, 

б

)

–2000 –1000  0  1000 2000 3000 

4000

6

5

4

3

2

1

0

–1

–2

кВт

а

)

–2000 –1000  0  1000 2000 3000 

4000

6

5

4

3

2

1

0

–1

–2

кВт

ОПСПЭЭ

ОПССС

ОПСПЭЭ

ОПССС

Рис

. 1. 

Зависимость

относительных

приростов

от

присоединяемой

мощности

для

узла

: 

а

) 

с

большим

резервом

свободных

мощностей

и

низкими

потерями

; 

б

) 

с

малым

резервом

свободных

мощностей

и

высокими

потерями

39

способствующих

оптимальному

перераспределе

-

нию

мощности

в

сети

. 

Например

, 

обратный

выкуп

максимальной

мощности

потребителя

в

закрытых

центрах

питания

или

обмен

/

перераспределение

мощности

в

недогруженные

узлы

с

получением

со

-

ответствующего

финансового

эффекта

, 

который

может

быть

реализован

в

виде

скидки

к

услугам

на

передачу

электроэнергии

. 

При

этом

возникнет

возможность

избежать

существенных

капитальных

вложений

в

развитие

и

усиление

существующей

сети

, 

недоиспользуемое

оборудование

может

быть

заменено

на

оборудование

меньшей

мощности

или

даже

демонтировано

. 

Предполагается

, 

что

это

мо

-

жет

привести

к

снижению

затрат

ЭСО

и

к

уменьше

-

нию

НВВ

, 

но

данный

вопрос

требует

дополнитель

-

ных

исследований

.

С

позиций

настоящей

работы

интерес

вызыва

-

ет

прежде

всего

условие

минимума

целевой

эко

-

номической

функции

 (1). 

С

учетом

условия

 (4) 

его

можно

записать

как

равенство

во

всех

узлах

сети

суммы

относительных

приростов

стоимости

содер

-

жания

сети

и

относительных

приростов

стоимости

потерь

ЭЭ

:



1

 + 



1

 = 



2

 + 



2

 = 



3

 + 



3

 = ... = 



N

 + 



N

 = –



. (8)

Критерий

оптимальности

 (8) 

означает

, 

что

сеть

будет

иметь

оптимальную

с

точки

зрения

целевой

функции

 (1) 

загрузку

, 

когда

во

всех

узлах

сети

сум

-

мы

ОПССС

и

ОПСПЭЭ

являются

равными

. 

Данное

условие

будет

соответствовать

минимуму

НВВ

се

-

тевой

организации

при

фиксированном

объеме

сум

-

марного

полезного

отпуска

из

сети

. 

С

практической

точки

зрения

критерий

оптимальности

 (8) 

позволяет

определять

приоритетность

загрузки

узлов

суще

-

ствующей

электрической

сети

на

этапе

технологи

-

ческого

присоединения

. 

Изменение

мощности

в

i

-

м

узле

на

величину



P

i

приведет

к

изменению

целевой

экономической

функции

 (1) 

на

величину

 (



i

 + 



i

) 

∙



P

i

. 

Следовательно

, 

дополнительную

нагрузку

целесо

-

образно

присоединять

в

узлы

с

наименьшей

суммой

ОПСПЭЭ

и

ОПССС

. 

Нулевые

значения

ОПССС

обес

-

печивают

подключение

дополнительной

нагрузки

в

узлах

с

резервами

сетевой

мощности

без

дополни

-

тельных

капитальных

вложений

. 

Известно

, 

что

в

узлах

схемы

, 

которые

электрически

близко

расположены

к

электрическим

станциям

, 

отно

-

сительные

приросты

потерь

могут

быть

отрицательны

-

ми

. 

Если

присоединение

дополнительной

нагрузки

в

эти

узлы

не

связано

с

увеличением

стоимости

содержания

, 

то

есть



i

 = 0, 

то

это

приведет

к

снижению

целевой

экономической

функции

. 

Если

к

сети

осуществляется

присоединение

распределенной

генерации

, 

мощность

которой

не

превышает

суммарную

нагрузку

i

-

го

узла

, 

то

знак

такой

мощности

по

отношению

к

нагрузке

бу

-

дет

отрицательным

. 

Это

означает

, 

что

распределенную

генерацию

с

позиции

потерь

ЭЭ

целесообразно

присо

-

единять

в

узлы

с

наибольшими

положительными

зна

-

чениями

ОПСПЭЭ

 [12]. 

Снижение

нагрузки

в

этих

узлах

обеспечит

наибольшее

снижение

потерь

и

наибольшее

уменьшение

целевой

функции

. 

№

 2 (77) 2023

40

УПРАВЛЕНИЕ 

СЕТЯМИ

ДИФФЕРЕНЦИРОВАННЫЕ

ТАРИФЫ

НА

ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ

ПРИСОЕДИНЕНИЕ

С

УЧЕТОМ

ОТНОСИТЕЛЬНЫХ

ПРИРОСТОВ

СТОИМОСТИ

СОДЕРЖАНИЯ

СЕТИ

И

ПОТЕРЬ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

В

долгосрочном

плане

управлять

  (

пере

)

распределе

-

нием

нагрузок

между

узлами

электрической

сети

мож

-

но

в

рамках

ТП

. 

На

основе

ОПС

C

С

и

ОПСПЭЭ

можно

обосновать

дифференцированные

тарифы

на

техно

-

логическое

присоединение

для

различных

узлов

 (

под

-

станций

) 

ЭСО

. 

Смысл

дифференцированного

ТТП

заключается

в

стимулировании

потребителей

за

счет

низкого

ТТП

к

присоединению

в

тех

узлах

сети

, 

где

это

выгодно

ЭСО

с

точки

зрения

суммарных

затрат

. 

Затраты

ЭСО

в

результате

присоединения

в

узле

i

к

существующему

максимуму

нагрузки

P

i

max

допол

-

нительной

новой

нагрузки



P

i

max

определяются

двумя

основными

факторами

. 

Первый

фактор

связан

с

из

-

менением

затрат



C

целевой

функции

 (1) 

при

изме

-

нении

максимальной

мощности

i

-

го

узла

на

величину



P

i

. 

С

учетом

ОПСС

содержания

и

потерь

электро

-

энергии

данные

затраты

можно

записать

как

:



C

 = (



i

 + 



i

) 

∙



P

i

. (9)

Доход

ЭСО

от

ТП

связан

с

оплатой

абонентом

до

-

полнительной

мощности



P

i

по

тарифу

на

технологи

-

ческое

присоединение

T 

i 

ТП

:

D

i

ТП

 = 

T 

i 

ТП

∙



P

i

, (10)

где

D

i

ТП

 — 

доход

ЭСО

от

оказания

услуг

по

техноло

-

гическому

присоединению

. 

Дифференцированный

а

)

Рис

. 2. 

Распределение

в

схеме

сети

: 

а

) 

исходный

режим

; 

б

) 

режим

с

равенством

ОППМ

потоки

ЭЭ

 [

МВт

·

ч

] 

потери

ЭЭ

 [

МВт

·

ч

] 

расчетные

ТПЭ

 [

руб

./

кВт

·

ч

] 

расчетные

ТТП

 [

руб

./

кВт

·

ч

]

Поступление

в

сеть

 14 

697,36 

МВт

·

ч

;

Полезный

отпуск

 14 

535,47 

МВт

·

ч

;

Потери

технические

 161,89 

МВт

·

ч

;

Котловой

тариф

 0,681 

руб

/

кВт

·

ч

б

)

Поступление

в

сеть

 14 

726,78 

МВт

·

ч

;

Полезный

отпуск

 14 

535,47 

МВт

·

ч

;

Потери

технические

 191,31 

МВт

·

ч

;

Котловой

тариф

 0,702 

руб

/

кВт

·

ч

2

3

–14 726,7

14 602,31

14 726,78

124,47

29,97

–7226,18

7196,21

20,34

15,37

0,24

0,91

–6656,44

–5786,02

–1410,19

–719,7

4

5

–6636,09

0,471

1410

–719,46

1,456

1050

6

7

–5770,65

0,756

1890

–1409,27

1,18

1650

2

3

–14 697,36

14 573,38

14 697,36

123,97

6,11

3264,02

3257,91

14,68

1,22

14,68

1,22

–5654,68

–1628,95

–1628,95

–5654,68

4

5

–5640

0,494

1350

–5640

0,494

1350

6

7

–1627,74

1,433

1350

–1627,74

1,433

1350

для

каждого

i

-

го

узла

ТТП

T 

i 

ТП

обеспечит

окупаемость

технологического

присоединения

, 

что

означает

:

T 

i 

ТП

∙



P

i

 = (



i

 + 



i

) 

∙



P

i

. (11)

Последнее

означает

, 

что

дифференцированный

ТТП

для

каждого

из

узлов

сети

равен

сумме

ОПССС

и

ОПСПЭЭ

этих

узлов

:

T 

i 

ТП

 = 



i

 + 



i

. (12)

На

основе

практических

расчетов

для

реальных

электрических

сетей

  «

Россети

Урал

» 

было

установ

-

лено

, 

что

ОПССС

обычно

в

несколько

раз

превышает

ОПСПЭЭ

. 

Расчеты

показывают

, 

что

диапазон

изме

-

нения

ОПСПЭЭ

составляет

 ±1000 

руб

./

кВт

. 

Относи

-

тельные

приросты

стоимости

содержания

обычно

на

-

ходятся

в

пределах

 0–50 000 

руб

./

кВт

. 

При

наличии

резервов

сетевой

мощности

они

фактически

равны

нулю

и

значения

ОПСПЭЭ

являются

решающими

.

ТЕСТОВЫЙ

ПРИМЕР

На

рисунке

 2 

представлен

режим

распределения

пото

-

ков

и

потерь

ЭЭ

простейшей

сети

. 

Данный

пример

ра

-

нее

рассматривался

в

статьях

 [4, 12, 13, 14]. 

Потоки

ЭЭ

изображены

черным

цветом

, 

а

потери

 — 

красным

. 

Сум

-

марный

полезный

отпуск

ЭЭ

в

нагрузочных

узлах

 4–7

составил

 14 535,47 

МВт

·

ч

, 

а

потери

ЭЭ

составили

191,31 

МВт

·

ч

. 

В

 [4] 

на

основе

данного

примера

была

рассмотрена

модель

энергостоимостного

распределе

-

ния

, 

которая

позволяет

помимо

потоков

ЭЭ

рассчитать

потоки

стоимости

для

каждого

участка

сети

. 

Потоки

сто

-

имости

определяют

стоимость

услуг

на

передачу

ЭЭ

по

41

всем

ветвям

 (

линии

электропередачи

и

трансформато

-

ры

) 

и

узлам

  (

оборудование

подстанций

) 

схемы

сети

. 

На

первом

этапе

решения

задачи

энергостоимостно

-

го

распределения

суммарная

стоимость

содержания

и

стоимость

потерь

распределяется

по

всем

элементам

схемы

сети

. 

На

втором

этапе

определяются

потоки

стои

-

мости

в

схеме

сети

в

соответствии

с

направлениями

и

значениями

потоков

электрической

энергии

. 

Деление

потоков

стоимости

на

потоки

ЭЭ

в

каждой

точке

сети

определяет

дифференцированные

узловые

тарифы

на

передачу

ЭЭ

 (

ТПЭ

) 

до

конечных

потребителей

 [4]. 

Данные

узловые

тарифы

различаются

для

конечных

потребителей

и

характеризуют

удельную

себестои

-

мость

передачи

ЭЭ

. 

На

рисунке

 2

а

рядом

с

конечными

узлами

 4–7 

синим

цветом

показаны

значения

расчет

-

ных

узловых

ТПЭ

в

руб

./

кВт

·

ч

, 

полученные

по

модели

энергостоимостного

распределения

 [9]. 

Для

исходного

режима

  (

рисунок

  2

а

) 

были

рас

-

считаны

значения

ОППМ

в

нагрузочных

узлах

: 



4 = 0,0235; 



5

 = 0,0175; 



6

 = 0,0315; 



7

 = 0,0275.

Минимальное

значение

ОППМ

наблюдается

в

уз

-

ле

 5, 

который

является

лучшим

для

присоединения

но

-

вой

нагрузки

с

точки

зрения

потерь

ЭЭ

. 

В

данном

узле

наблюдается

наибольший

расчетный

узловой

ТПЭ

, 

равный

 1,456 

руб

./

кВт

·

ч

, 

так

как

узел

 5 

загружен

меньше

всех

остальных

узлов

и

удельная

себестоимость

пере

-

дачи

ЭЭ

для

него

наибольшая

. 

Данная

ситуация

явля

-

ется

достаточно

типичной

, 

так

как

наименьшее

значе

-

ние

ОППМ

и

ОПСПЭЭ

возникает

в

узлах

, 

питающихся

по

недогруженным

связям

или

трансформаторам

.

На

рисунке

  2

б

представлен

режим

распределе

-

ния

потоков

ЭЭ

с

аналогичным

полезным

отпуском

ЭЭ

 14 535,47 

МВт

·

ч

, 

однако

нагрузка

перераспреде

-

лена

между

нагрузочными

узлами

 4–7 

в

соответствии

с

равенством

ОППМ

и

ОПСПЭЭ

. 

Значение

ОППМ

для

всех

нагрузочных

узлов

в

этом

режиме

равно



4

 = 



5

 = 



6

 = 



7

 = 0,0225, 

а

тариф

на

технологическое

присоединение

во

всех

узлах

равен

 1350 

руб

./

кВт

·

ч

.

Оптимальное

перераспределение

нагрузок

приве

-

ло

к

снижению

суммарных

потерь

ЭЭ

на

 15,4% 

до

ми

-

нимально

возможного

уровня

 161,89 

МВт

·

ч

. 

При

этом

выравнивается

загрузка

параллельных

трансформа

-

торов

и

происходит

перераспределение

полезного

отпуска

в

сторону

питающего

узла

 1. 

На

основе

 (12) 

можно

получить

дифференцированные

ТТП

для

ре

-

жима

на

рисунке

 2

а

при

следующих

исходных

данных

: 

ОПСС

во

всех

нагрузочных

узлах

принимаются

нуле

-

выми

, 

то

есть

все

узлы

обеспечены

резервами

на

уве

-

личение

мощности

; 

тариф

на

компенсацию

потерь

T



P

равен

 2 

руб

./

кВт

·

ч

; 

число

часов

использования

макси

-

мума

нагрузки

t

чм

равно

 3000 

часов

. 

Узловые

значе

-

ния

тарифа

на

технологическое

присоединение

будут

различаться

только

из

-

за

различий

в

ОПСПЭЭ

 — 

на

рисунке

 2

а

они

представлены

зеленым

цветом

и

со

-

ставляют

: 

T

4

ТП

 = 1410 

руб

./

кВт

; 

T

5

ТП

 = 1050 

руб

./

кВт

; 

T

6

ТП

  = 1890 

руб

./

кВт

; 

T

7

ТП

 = 1650 

руб

./

кВт

.

Самое

низкое

значение

ТТП

наблюдается

в

узле

5, 

который

имеет

наименьшее

значение

ОППМ

и

наи

-

больший

резерв

на

присоединение

дополнительной

нагрузки

. 

При

этом

в

узле

 5 

значение

узлового

ТПЭ

наибольшее

, 

так

как

он

слабо

загружен

. 

В

результате

перераспределения

нагрузки

между

уз

-

лами

 4–7 

по

равенству

ОПСПЭЭ

происходит

перерас

-

пределение

потоков

ЭЭ

и

потерь

ЭЭ

, 

изображенное

на

рисунке

 2

б

. 

Новые

значения

узловых

расчетных

ТПЭ

между

параллельными

секциями

выравниваются

, 

и

на

рисунке

  2

б

они

изображены

синим

цветом

. 

Значения

ТТП

во

всех

узлах

становятся

равными

1350 

руб

./

кВт

в

связи

с

равенством

ОППМ

. 

Таким

образом

, 

предла

-

гаемая

методика

расчета

дифференцированного

ТТП

стимулирует

  (

пере

)

распределение

нагрузок

между

потребительскими

узлами

, 

которое

способствует

не

только

снижению

потерь

, 

но

и

выравниванию

загрузки

сети

и

выравниванию

себестоимости

передачи

ЭЭ

до

конечных

потребителей

. 

В

конечном

счете

это

выгод

-

но

не

только

ЭСО

, 

но

и

самим

потребителям

, 

так

как

снижаются

затраты

на

компенсацию

потерь

, 

а

следо

-

вательно

, 

снижаются

и

официальные

ТПЭ

для

всех

по

-

требителей

. 

В

результате

снижения

потерь

ЭЭ

средний

(

котловой

) 

ТПЭ

снизился

с

 0,702 

руб

./

кВт

·

ч

 (

рисунок

 2

а

) 

до

 0,681 

руб

./

кВт

·

ч

 (

рисунок

 2

б

), 

то

есть

почти

на

 3%.

ВЫВОДЫ

1. 

Принцип

равенства

суммы

относительных

приро

-

стов

стоимости

содержания

и

стоимости

потерь

ЭЭ

обеспечивает

оптимальное

, 

с

точки

зрения

электро

-

сетевой

организации

, 

распределение

максимумов

нагрузки

в

схеме

сети

. 

Оптимальное

распреде

-

ление

нагрузки

между

узлами

сети

с

точки

зрения

потерь

определяется

равенством

относительных

приростов

потерь

мощности

, 

и

оно

определяется

, 

прежде

всего

, 

активными

сопротивлениями

связей

. 

Оптимальное

распределение

нагрузки

между

узла

-

ми

с

точки

зрения

затрат

на

содержание

сети

опре

-

деляется

прежде

всего

равномерностью

использо

-

вания

резервов

сетевой

мощности

.

2. 

В

рамках

технологического

присоединения

дополни

-

тельную

нагрузку

целесообразно

подключать

в

узлы

с

наименьшим

значением

суммы

относительных

при

-

ростов

стоимости

содержания

и

стоимости

потерь

. 

Ну

-

левые

значения

относительных

приростов

стоимости

содержания

обеспечивает

подключение

дополнитель

-

ной

нагрузки

в

узлах

с

резервами

сетевой

мощности

. 

С

точки

зрения

потерь

дополнительную

нагрузку

целе

-

сообразно

подключать

в

узлах

с

минимальным

, 

а

до

-

полнительную

генерацию

 — 

в

узлах

с

максимальным

значением

относительного

прироста

стоимости

потерь

. 

3. 

Дифференцированные

тарифы

на

технологическое

присоединение

для

различных

узлов

 (

подстанций

) 

электрической

сети

целесообразно

принимать

рав

-

ными

сумме

относительных

приростов

стоимости

содержания

и

стоимости

потерь

для

соответствую

-

щих

узлов

сети

. 

Чем

меньше

относительный

при

-

рост

стоимости

, 

тем

ниже

тариф

на

технологиче

-

ское

присоединение

и

тем

выгодней

для

сетевой

организации

присоединение

новой

нагрузки

в

дан

-

ном

узле

. 

Низкие

тарифы

на

технологическое

при

-

соединение

в

недогруженных

узлах

с

наименьшими

значениями

относительных

приростов

стоимости

содержания

и

потерь

должны

способствовать

при

-

влечению

туда

дополнительной

нагрузки

. 

Большие

значения

относительных

приростов

стоимости

ха

-

рактерны

для

узлов

с

высокой

загрузкой

сетевых

мощностей

и

с

их

малыми

резервами

. 

Тарифы

на

технологическое

присоединение

в

этих

узлах

долж

-

ны

быть

существенно

выше

. 

№

 2 (77) 2023

42

ЛИТЕРАТУРА

1. 

Воропай

Н

.

И

., 

Подковальников

С

.

В

., 

Стенников

В

.

А

., 

Хамисов

О

.

В

., 

Ханаев

В

.

В

. 

Предпосылки

и

клю

-

чевые

аспекты

методологии

сис

-

темных

исследований

при

обосно

-

вании

развития

электроэнергети

-

ческих

систем

 // 

Энергетик

, 2022, 

№

 4. 

С

. 9–13.

2. 

Гительман

Л

.

Д

., 

Ратников

Б

.

Е

. 

Энергетический

бизнес

. 

М

.: 

Дело

, 

2006. 600 

с

.

3. 

Бартоломей

П

.

И

., 

Паздерин

А

.

А

., 

Паздерин

А

.

В

. 

Направления

со

-

вершенствования

системы

оплаты

услуг

на

передачу

электроэнер

-

гии

с

учетом

международного

опы

-

та

 // 

ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ

. 

Передача

и

распределение

, 2019, 

№

 5(56). 

С

. 66–70.

4. 

Паздерин

А

.

А

., 

Паздерин

А

.

В

., 

Софьин

В

.

В

. 

Технико

-

экономиче

-

ская

модель

передачи

электриче

-

ской

энергии

в

сетях

энергосис

-

тем

 // 

Электричество

, 2017, 

№

 7. 

С

. 4–12. 

5. 

Паздерин

А

.

А

. 

Применение

моде

-

ли

энергостоимостного

распреде

-

ления

для

оценки

эффективности

передачи

электроэнергии

до

раз

-

личных

узлов

сети

 // 

ЭЛЕКТРО

-

ЭНЕРГИЯ

. 

Передача

и

распреде

-

ление

, 2017, 

№

 6(45). 

С

. 36–41.

6. 

Горнштейн

В

.

М

., 

Мирошничен

-

ко

Б

.

П

., 

Пономарев

А

.

В

. 

и

др

. 

Ме

-

тоды

оптимизации

режимов

энер

-

госистем

. 

М

.: 

Энергия

, 1981. 336 

с

.

7. 

Арзамасцев

Д

.

А

., 

Бартоломей

П

.

И

., 

Холян

А

.

М

. 

АСУ

и

оптимизация

ре

-

жимов

энергосистем

. 

М

.: 

Высшая

Школа

, 1983. 208 

с

.

8. 

Постановление

Правительства

РФ

от

 29.12.2011 

№

 1178 (

ред

. 

от