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

 

30.06.2018) «

О

 

ценообразовании

 

в

 

области

 

регулируемых

 

цен

  (

та

-

рифов

) 

в

 

электроэнергетике

». 

URL: https://docs.cntd.ru/document/
902323702.

9. 

Приказ

 

ФСТ

 

России

 

от

 06.08.2004 

№

 20-

э

/2 (

ред

. 

от

 29.03.2018) «

Об

 

утверждении

 

Методических

 

ука

-

заний

 

по

 

расчету

 

регулируемых

 

тарифов

 

и

 

цен

 

на

 

электрическую

 

(

тепловую

) 

энергию

 

на

 

рознич

-

ном

  (

потребительском

) 

рынке

». 

URL: https://docs.cntd.ru/document/
901908404.

10. 

Бабушкин

 

Г

.

А

., 

Ильин

 

Р

.

А

. 

Анализ

 

котлового

 

принципа

 

построения

 

тарифов

 

на

 

современном

 

рын

-

ке

 

электроэнергии

 // 

Путь

 

науки

, 

2016, 

№

 1(23). 

С

. 8–10.

11. 

Приказ

 

ФАС

 

РФ

 

от

 15.02.2022 

№

 112/22 «

О

 

внесении

 

изменений

 

в

 

методические

 

указания

 

по

 

рас

-

чету

 

регулируемых

 

тарифов

 

и

 

цен

 

на

 

электрическую

 

(

тепловую

) 

энергию

 

на

 

розничном

  (

потреби

-

тельском

) 

рынке

, 

утвержденные

 

приказом

 

ФСТ

 

России

 

от

 6 

авгу

-

ста

 2004 

г

. 

№

 20-

э

/2». URL: http://

publication.pravo.gov.ru/Document/
View/0001202206090025.

12. 

Паздерин

 

А

.

А

., 

Паздерин

 

А

.

В

. 

При

-

менение

 

принципа

 

равенства

 

от

-

носительных

 

приростов

 

потерь

 

в

 

электрических

 

сетях

 // 

Энер

-

гия

 

единой

 

сети

, 2018, 

№

 1(36). 

С

. 62–70.

13. 

Паздерин

 

А

.

А

., 

Бартоломей

 

П

.

И

. 

Задача

 

потокораспределения

 

по

-

терь

 

электроэнергии

 

и

 

поправоч

-

ные

 

коэффициенты

 

к

 

тарифам

 

на

 

передачу

 // 

Электротехниче

-

ские

 

системы

 

и

 

комплексы

, 2019, 

№

 3(44). 

С

. 4–9.

14. 

Паздерин

 

А

.

В

., 

Шевелев

 

И

.

В

., 

Паздерин

 

А

.

А

., 

Морозенко

 

Н

.

А

. 

Надбавки

 

и

 

скидки

 

к

 

тарифам

 

на

 

передачу

 

электроэнергии

 // 

ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ

. 

Передача

 

и

 

распределение

, 2018, 

№

 5(50). 

С

. 38–43.

REFERENCES
1. Voropay N.I., Podkoval'nikov S.V., 

Stennikov V.A., Khamisov O.V., 
Khanaev V.V. Pre-requisites and key 
aspects of the system investigation 
methodology in feasibility study of 
power grid development // 

Energe-

tik

 [Power engineer], 2022, no. 4, 

pp. 9-13. (In Russian)

2.  Gitelman L.D., Ratnikov B.E. Energy 

business. Moscow, Delo Publ., 2006. 
600 p. (In Russian)

3.  Bartolomey P.I., Pazderin A.A., Paz-

derin A.V. Trends of improving the 
energy transmission service pay-
ment system with regard to interna-
tional practice // 

ELEKTROENER-

GIYA. Peredacha i raspredeleniye 

[ELECTRIC POWER. Transmission 
and Distribution], 2019, no. 5(56), 
pp. 66-70. (In Russian)

4. Pazderin A.A., Pazderin A.V., So-

f'in V.V. Technical-economical model 
of electric power transmission in pow-
er grids // Elektrichestvo [Electricity], 
2017, no. 7, pp. 4-12. (In Russian)

5.  Pazderin A.A. Application of the ener-

gy-cost distribution model for estima-
tion of electric power transmission to 
network nodes // ELEKTROENER-
GIYA. Peredacha i raspredeleniye 
[ELECTRIC POWER. Transmission 
and Distribution], 2017, no. 6(45), 
pp. 36-41. (In Russian)

6. Gornshtein V.M., Miroshnichenko 

B.P. Ponomarev A.V. and others. 

Methods of power system mode op-

timization. Moscow, Energiya Publ., 

1981. 336 p. (In Russian)

7.  Arzamastsev D.A., Bartolomey P.I., 

Kholyan A.M. Automated process 

control system and optimization of 

power system modes. Moscow, Vys-

shaya Shkola [High school], 1983. 

208 p. (In Russian)

8.  Regulation of RF Government dat-

ed 29.12.2011 no. 1178 (edition of 

30.06.2018) "On formation of regu-

lated prices (tariffs) in the power 

industry". URL: https://docs.cntd.ru/

document/902323702.

9.  Order of the Federal Tariff Service of 

Russia dated 06.08.2004 no. 20-

э

/2 

(edition of 29.03.2018) "On approv-

al of the methodical guidelines on 

calculation of regulated tariffs and 

prices for electric (thermal) power 

in the retail (consumer) market". 

URL: https://docs.cntd.ru/document/

901908404.

10. Babushkin G.A., Ilyin R.A. Study of the 

"common pot" principle of tariff forma-

tion in the present-day energy mar-

ket // 

Put' nauki

 [Science Way], 2016, 

no. 1(23), pp. 8-10. (In Russian)

11. 

Order of the Federal Anti-Mo-

nopoly Service of Russia dated 

15.02.2022 no. 112/22 "On amend-
ments to methodical guidelines on 
calculation of regulated tariffs and 
prices for electric (thermal) power 
in the retail (consumer) market ap-
proved by the order of the Fed-
eral Tariff Service of Russia dated 
06.08.2004 no. 20-

э

/2". URL: http://

publication.pravo.gov.ru/Document/
View/0001202206090025.

12. Pazderin A.A., Pazderin A.V. Appli-

cation of the principle of relative in-
cremental losses equality in electri-
cal networks // 

Energiya yedinoy seti 

[Energy of the uni

fi

 ed grid], 2018, 

no. 1(36), pp. 62-70. (In Russian)

13. Pazderin  A.A.,  Bartolomey  P.I.  The 

task of energy loss 

fl

 ow  distribu-

tion and correction factors for en-
ergy transmission tariffs // 

Elektro-

tekhnicheskiye sistemy i kompleksy 

[Electrotechnical systems and com-
plexes], 2019, no. 3(44), pp. 4-9. (In 
Russian)

14. Pazderin A.V., Shevelev I.B., Paz-

derin A.A., Morozenko N.A. Up-
lifts and discounts to electric power 
transmission tariffs // 

ELEKTRO-

ENERGIYA. Peredacha i raspre-
deleniye 

[ELECTRIC POWER. 

Transmission and Distribution], 
2018, no. 5(50), pp. 38-43. (In Rus-
sian)

УПРАВЛЕНИЕ 

СЕТЯМИ