Применение модели энергостоимостного распределения для оценки эффективности передачи электроэнергии до различных узлов сети

36

Применение модели энерго-
стоимостного распределения 
для оценки эффективности передачи 
электроэнергии до различных узлов сети

УДК

 338.51:621.31

В

статье

предложена

модель

энерго

-

стоимостного

распреде

ления

, 

которая

связывает

потоки

электрической

энергии

на

всех

участках

сети

со

стоимостью

их

передачи

. 

Модель

позволяет

распределить

полную

стоимость

услуг

на

передачу

между

узлами

отпуска

электрической

энергии

с

учетом

потерь

и

степени

использования

всех

элементов

сети

, 

что

дает

оценку

узловых

тарифов

на

передачу

, 

пропорциональных

затратам

сетевой

организации

. 

Представленная

в

статье

модель

позволяет

определить

узловые

коэффициенты

относительной

рентабельности

, 

характеризующие

экономическую

эффек

тивность

передачи

для

различных

узлов

отпуска

электрической

энергии

из

сети

.

Паздерин

А

.

А

.,

начальник

отдела

технологи

-

ческого

присоединения

филиала

ПАО

 «

ФСК

ЕЭС

» — 

МЭС

Урала

Ключевые

слова

:

энерго

-

стоимостное

распре

-

деление

, 

тариф

на

передачу

, 

тарифообразование

, 

пото

-

ки

электроэнергии

, 

потоки

стоимости

, 

элементные

стоимости

, 

узловые

тарифы

, 

узловые

коэффициенты

отно

-

сительной

рентабельности

Keywords:

power cost distribution, 
transmission tariff, tariff 
formation, energy 

fl

 ow, cost 

fl

 ow, element costs, nodal 

tariffs, nodal factors of relative 
pro

fi

 tability

Э

лектросетевые

организации

(

ЭСО

) 

осуществляют

пере

-

дачу

электрической

энергии

(

ЭЭ

) 

по

своим

сетям

при

отсутствии

конкуренции

, 

поэтому

го

-

сударство

через

свои

регулирующие

органы

определяет

тарифы

на

услуги

по

передаче

электроэнергии

  (

ТПЭ

). 

Для

выравнивания

ТПЭ

различных

ЭСО

используется

котловой

прин

-

цип

тарифообразования

, 

обеспечи

-

вающий

равные

тарифы

для

потре

-

бителей

одного

уровня

напряжения

в

пределах

субъекта

РФ

 [1]. 

Обзор

зарубежной

практики

показывает

, 

что

в

разных

странах

существует

боль

-

шое

разнообразие

в

принципах

и

схе

-

мах

оплаты

услуг

за

транспорт

и

рас

-

пределение

ЭЭ

, 

которое

зависит

от

правил

функционирования

оптового

и

розничного

рынков

электроэнергии

и

мощности

 [2, 3]. 

Так

из

 35 

стран

ев

-

ропейского

союза

:

–

в

 21 

стране

услуги

на

транспорт

ЭЭ

оплачивают

только

потреби

-

тели

, 

а

в

 14 

станах

еще

и

генера

-

торы

;

–

в

 11 

странах

существуют

единые

(

национальные

) 

ТПЭ

, 

а

в

осталь

-

ных

странах

ТПЭ

для

разных

потребителей

могут

различаться

;

–

в

 19 

странах

ТПЭ

зависят

от

рас

-

положения

  (

удаленности

) 

потре

-

бителя

;

–

в

 12 

странах

ТПЭ

различаются

для

разных

часов

суток

или

сезо

-

нов

года

;

–

в

 10 

странах

ТПЭ

не

содержат

составляющей

, 

связанной

с

поте

-

рями

ЭЭ

;

–

в

 23 

странах

ТПЭ

зависят

от

числа

часов

использования

мак

-

симума

нагрузки

;

–

в

 25 

странах

ТПЭ

содержит

составляющую

, 

аналогичную

рынку

системных

услуг

.

Большое

разнообразие

связано

с

измеряемыми

показателями

, 

ко

-

торые

определяют

оплату

услуг

на

передачу

. 

В

Италии

оплата

опреде

-

ляется

только

в

зависимости

от

пере

-

данной

ЭЭ

, 

а

в

Голландии

только

от

мощности

. 

В

большинстве

стран

низ

-

ковольтные

потребители

дополни

-

тельно

платят

фиксированную

або

-

нентскую

плату

. 

Во

многих

странах

ТПЭ

зависят

от

показателей

надеж

-

ности

. 

В

зарубежной

литературе

опи

-

саны

разнообразные

модели

фор

-

мирования

ТПЭ

для

потребителей

ЭЭ

 [4, 5]. 

В

большинстве

стран

рас

-

пространен

метод

равенства

ТПЭ

, 

имеющий

название

 «

метод

почтовой

марки

» [5, 6]. 

Он

не

требует

расчета

потокораспределения

, 

не

учитывает

расстояние

до

потребителя

и

кон

-

фигурацию

сети

. 

Метод

почтовой

марки

не

учитывает

фактическое

ис

-

пользование

сетевого

оборудования

. 

По

нему

нельзя

отследить

сигналы

к

наиболее

благоприятным

с

эконо

-

мической

и

технической

точки

зрения

местам

для

дальнейшего

развития

электросетевой

инфраструктуры

. 

Стоимость

передачи

ЭЭ

C

d

для

по

-

требителя

d

в

методе

почтовой

марки

определяется

относительно

суммар

-

ной

стоимости

услуг

на

передачу

C



(

необходимой

валовой

выручки

 — 

НВВ

):

УПРАВЛЕНИЕ

СЕТЯМИ

37

P

d

C

d

 = 

C



 —, (1)

P



где

P

d

 — 

мощность

/

энергия

потребителя

d

относи

-

тельно

суммарной

мощности

/

энергии

P



ЭСО

. 

В

Англии

, 

США

и

ряде

других

стран

применение

нашел

метод

МВт

-

мили

, 

позволяющий

учесть

ис

-

пользование

электросетевого

оборудования

при

расчете

ТПЭ

для

потребителей

и

смежных

ЭСО

 [7]. 

Существует

множество

вариаций

данного

метода

[4–8]. 

В

зависимости

от

параметров

, 

учитываемых

при

расчете

, 

различают

: 

метод

МВт

-

мили

, 

основан

-

ный

на

учете

удаленности

потребителя

от

узлов

ге

-

нерации

, 

метод

МВт

-

мили

с

учетом

величины

потерь

, 

метод

МВА

и

т

.

д

. 

В

методе

МВт

-

мили

, 

основанном

на

расстоянии

, 

затраты

при

передаче

электроэнер

-

гии

распределяются

между

потребителями

на

осно

-

ве

произведения

модуля

передаваемой

мощности

и

расстояния

  (

по

длине

ЛЭП

) 

между

точкой

посту

-

пления

электроэнергии

в

сеть

и

конечным

пунктом

. 

Стоимость

передачи

ЭЭ

для

потребителя

d

опреде

-

ляется

его

долей

в

суммарном

объеме

МВТ

-

миль

(

PL

)



всей

сетевой

организации

: 

P

d 

L

d

C

d

 = 

C



 —. (2)

(

PL

)



В

методе

МВт

-

мили

, 

основанном

на

потоковой

мо

-

дели

режима

, 

затраты

распределяются

между

потре

-

бителями

по

принципу

использования

оборудования

[7]. 

По

данному

методу

на

основе

расчетов

прогноз

-

ного

потокораспределения

учитывается

степень

ис

-

пользования

электросетевого

оборудования

каждым

потребителем

. 

Степень

использования

оборудова

-

ния

сети

, 

применительно

к

потребителю

d

, 

рассчиты

-

вается

как

взвешенная

сумма

степеней

использова

-

ния

каждого

отдельного

элемента

сети

:

TC

d

 = 



L

j

· 

c

j

· 

P

J,d 

, (3)

j

где

TC

d

 — 

степень

использования

оборудования

по

-

требителем

d

 (

сумма

рассчитывается

по

всем

лини

-

ям

схемы

сети

); 

L

j

 — 

длина

линии

; 

c

j

 — 

стоимость

передачи

одного

мегаватта

мощности

на

единицу

длины

для

рассматриваемой

линии

. 

Использование

сетевого

ресурса

ЭСО

рассчитывается

для

того

, 

что

-

бы

распределить

затраты

на

передачу

электроэнер

-

гии

между

различными

потребителями

:

TC

d

C

d

 = 

C



 —. (4)



TC

d

d

Данный

метод

основан

на

принципе

учета

исполь

-

зования

оборудования

ЭСО

, 

поэтому

он

требует

раз

-

деления

потоков

мощности

/

энергии

в

каждой

линии

относительно

нагрузочных

и

генераторных

узлов

. 

Та

-

кое

разделение

в

первоначальных

работах

осущест

-

влялось

на

основе

использования

матрицы

коэф

-

фициентов

  (

токо

)

потокораспределения

. 

Недостатки

данного

метода

связаны

с

влиянием

на

расчет

вы

-

бора

балансирующего

узла

, 

что

особо

актуально

для

системообразующих

сетей

. 

В

последующих

работах

распределение

потоков

мощности

/

энергии

в

линиях

между

узлами

схемы

сети

осуществлялось

на

осно

-

ве

адресного

подхода

 [9]. 

Метод

МВт

-

мили

позволяет

сформировать

тарифы

на

передачу

для

различных

потребителей

  (

смежных

ЭСО

) 

в

зависимости

от

се

-

бестоимости

процесса

передачи

ЭЭ

. 

Такие

факторы

, 

как

близость

потребителя

к

электрической

станции

, 

высокая

степень

загрузки

сетевого

оборудования

и

низкие

потери

приводят

к

снижению

ТПЭ

, 

а

проти

-

воположные

увеличивают

.

В

 [10, 11] 

предложена

технико

-

экономическая

модель

, 

описывающая

передачу

ЭЭ

в

виде

двух

па

-

раллельных

процессов

. 

Технический

процесс

опре

-

деляется

распределением

потоков

электроэнергии

по

элементам

электрической

сети

при

ее

протека

-

нии

от

источников

до

потребителей

, 

а

экономиче

-

ский

процесс

определяется

распределением

пото

-

ков

стоимости

от

услуг

на

передачу

в

этой

же

схеме

. 

Данная

модель

получила

название

модель

энерго

-

стоимостного

распределения

  (

ЭСР

). 

Стоимостные

потоки

включают

стоимость

содержания

электриче

-

ской

сети

и

стоимость

потерь

. 

Полная

стоимость

ус

-

луг

на

передачу

 (

НВВ

) 

определяется

нормативными

документами

.

Математическую

основу

модели

ЭСР

образуют

уравнения

балансов

для

потоков

электроэнергии

и

по

-

токов

стоимости

во

всех

узлах

и

ветвях

схемы

сети

. 

Технологическая

часть

модели

описывается

уравне

-

ниями

баланса

ЭЭ

в

узлах

и

ветвях

схемы

с

учетом

потерь

, 

то

есть

моделью

энергораспределения

 [12, 

13]. 

Каждое

уравнение

узлового

баланса

ЭЭ

опреде

-

ляет

, 

что

нулю

равна

сумма

всех

втекающих

и

вытека

-

ющих

из

узла

потоков

ЭЭ

, 

то

есть

потоков

W

ij

по

всем

смежным

узлу

i

ветвям

из

множества



i

, 

узлового

по

-

тока

ЭЭ

W

i

и

шунтовых

потерь

ЭЭ



W

i

узла

i

:



W

ij

+ 

W

i

+ 



W

i

, 

i

 = 1, 2, ... 

N

. (5)

j 



i

Вторая

группа

уравнений

относится

к

балансам

ЭЭ

в

ветвях

схемы

. 

Для

каждой

из

M

ветвей

сумма

потоков

ЭЭ

в

начале

ветви

W

ij

, 

в

конце

ветви

W

ji

и

тех

-

нических

потерь

ЭЭ



W

ij

данной

ветви

равна

нулю

W

ij

+ 

W

ji

+ 



W

ij 

, 

i

 = 1, 2, ... 

M

. (6)

Втекающие

в

узел

потоки

 — 

положительны

, 

а

вы

-

текающие

 — 

отрицательны

. 

В

уравнениях

баланса

ЭЭ

для

узлов

и

для

ветвей

присутствуют

технические

потери

ЭЭ



W

i

и



W

ij 

, 

и

уравнения

 (5) 

и

 (6) 

должны

дополняться

формулами

для

расчета

технических

потерь

ЭЭ

, 

которые

описаны

в

 [14, 15]. 

Экономическая

модель

передачи

ЭЭ

по

электри

-

ческим

сетям

первоначально

предполагает

распре

-

деление

полной

стоимости

услуг

на

передачу

C



 (

то

есть

НВВ

) 

между

отдельными

элементами

схемы

. 

Как

и

в

технологической

модели

, 

элементами

схемы

являются

узлы

, 

ассоциируемые

с

электрическими

станциями

/

подстанциями

, 

и

ветви

, 

ассоциируемые

с

линиями

электропередачи

/

трансформаторами

. 

Полная

стоимость

услуг

на

передачу

C



включает

стоимость

услуг

на

содержание

ЭСО

C

c



, 

которую

целесообразно

распределять

между

элементами

схемы

пропорционально

условным

единицам

обо

-

рудования

, 

и

стоимость

потерь

C





, 

которую

распре

-

деляют

между

узлами

и

ветвями

пропорционально

техническим

потерям

каждого

элемента

 [11]. 

В

ре

-

зультате

распределения

получаются

стоимости

, 

которые

были

названы

элементными

стоимостями

услуг

на

передачу



C

i

. 

Сумма

элементных

стоимо

-

стей

для

всех

узлов



C

i

и

всех

ветвей



C

ij

определя

-

ет

полную

стоимость

услуг

на

передачу

C



, 

то

есть

НВВ

ЭСО

. 

№

 6 (45) 2017

38

На

следующем

этапе

ЭСР

осуществляется

по

-

следовательный

перенос

элементных

стоимостей



C

i

и



C

ij

с

предшествующих

элементов

схемы

на

последующие

в

соответствии

со

значениями

и

на

-

правлениями

потоков

ЭЭ

. 

В

результате

этого

на

всех

элементах

сети

формируются

новые

значения

стоимости

передачи

ЭЭ

, 

названные

потоковыми

стоимостями

узлов

C

i

и

ветвей

C

ij

. 

В

результате

та

-

кого

каскадного

переноса

определяется

стоимость

передачи

ЭЭ

до

каждого

конечного

узла

отпуска

ЭЭ

из

сети

, 

в

соответствии

с

участием

и

загрузкой

обо

-

рудования

, 

которое

непосредственно

задействова

-

но

на

пути

протекания

потока

ЭЭ

до

данного

узла

. 

Именно

такой

подход

к

формированию

ТПЭ

реко

-

мендуют

нормативные

документы

 [16]. 

Направле

-

ния

потоков

стоимости

совпадают

с

направлениями

потоков

ЭЭ

.

Распределение

потоков

стоимости

на

схеме

элек

-

трической

сети

можно

описать

системой

алгебраиче

-

ских

уравнений

 [11]. 

Каждое

уравнение

узлового

стои

-

мостного

баланса

определяет

, 

что

нулю

равна

сумма

всех

втекающих

и

вытекающих

из

узла

стоимостных

потоков

, 

то

есть

узловой

потоковой

стоимости

C

i

и

всех

потоковых

стоимостей

C

ij

по

смежным

ветвям



C

ij

+ 

C

i

+ 



C

i

, 

i

 = 1, 2, ... 

N

. (7)

j 



i

Кроме

того

, 

в

уравнении

узлового

стоимостного

баланса

присутствует

элементная

стоимость



C

i

узла

i

, 

которая

увеличивает

выходящие

стоимостные

по

-

токи

, 

то

есть

всегда

является

положительной

величи

-

ной

. 

Аналогично

можно

записать

уравнения

баланса

стоимостных

потоков

для

всех

M

ветвей

схемы

. 

Сум

-

ма

потоковых

стоимостей

в

начале

ветви

C

ij

и

в

конце

ветви

C

ji

равна

элементной

стоимости

ветви

C

ij

+ 

C

ji

– 



C

i

, 

ij

 = 1, 2, ... 

M

. (8)

При

этом

поток

стоимости

в

конце

ветви

больше

, 

чем

в

начале

из

-

за

добавления

элементной

стоимо

-

сти

ветви

, 

а

поток

ЭЭ

, 

наоборот

, 

в

конце

меньше

, 

чем

в

начале

из

-

за

наличия

потерь

ЭЭ

. 

В

связи

с

тем

, 

что

элементная

стоимость

всех

ветвей

 — 

положитель

-

ная

величина

, 

в

уравнениях

стоимостного

баланса

для

ветвей

перед

ней

ставится

знак

  «

минус

». 

Этим

экономическая

подзадача

ЭСР

отличается

от

тех

-

нической

, 

так

как

в

ветви

по

направлению

движения

потока

потери

ЭЭ

всегда

положительные

, 

а

потери

стоимости

всегда

отрицательные

.

Сопоставление

балансовых

уравнений

техноло

-

гической

модели

 (5, 6) 

с

балансовыми

уравнениями

экономической

модели

 (7, 8) 

показывает

их

струк

-

турную

схожесть

. 

Для

обоих

процессов

выполняют

-

ся

условия

узловых

и

линейных

балансов

, 

то

есть

сумма

втекающих

в

элемент

потоков

равна

сумме

вытекающих

. 

Связь

между

потоками

ЭЭ

и

потоками

стоимости

определяется

тем

, 

что

сумма

втекающих

в

узел

потоковых

стоимостей

C

i

вт

полностью

пере

-

ходит

в

потоковые

стоимости

смежных

ветвей

про

-

порционально

вытекающим

потокам

ЭЭ

. 

Последнее

означает

, 

что

в

каждом

узле

равномерно

перемеши

-

ваются

втекающие

в

него

потоки

ЭЭ

и

потоки

стоимо

-

сти

, 

а

по

ветвям

вытекания

потоки

стоимости

уходят

прямо

пропорционально

потокам

ЭЭ

. 

Потоковая

сто

-

имость

C

ij

любой

ветви

вытекания

, 

смежной

узлу

i

, 

определяется

выражением

:

W

ij

C

ij

 = – —

· 

C

i

вт

, 

i

 = 1, 2, ... 

M

, (9)



W

ij

j 



i

где

множество



i

определяет

список

ветвей

вытека

-

ния

ЭЭ

из

узла

i

. 

Экономическая

часть

ЭСР

может

рассчитывать

-

ся

на

базе

сбалансированного

расчетного

режима

энергораспределения

 [12, 13]. 

При

некоторых

допу

-

щениях

режим

энергораспределения

можно

заме

-

нить

средним

режимом

потокораспределения

, 

или

в

более

привычном

названии

установившимся

элек

-

трическим

режимом

в

координатах

мощностей

 [17].

На

заключительном

этапе

ЭСР

можно

получить

оценки

тарифов

на

передачу

ЭЭ

T



в

любой

точке

схемы

сети

путем

деления

потока

стоимости

C



на

поток

ЭЭ

в

этой

же

точке



:

T



 = 

C



 / 

W



. (10)

Данная

величина

получила

название

узлового

тарифа

на

передачу

ЭЭ

. 

Узловые

тарифы

увели

-

чиваются

по

мере

движения

в

схеме

сети

от

узлов

поступления

ЭЭ

до

узлов

отпуска

ЭЭ

. 

Узловые

ТПЭ

в

узлах

отдачи

ЭЭ

из

сети

являются

оценкой

себе

-

стоимости

передачи

ЭЭ

до

данных

узлов

. 

Их

соот

-

ношение

с

котловыми

ТПЭ

, 

по

которым

услуги

на

транспорт

ЭЭ

оплачивают

потребители

, 

является

хо

-

рошим

индикатором

экономической

эффективности

передачи

ЭЭ

до

различных

потребителей

в

различ

-

ных

режимах

работы

.

Для

одноставочного

ТПЭ

фактическая

выручка

C

i

ФВ

от

услуг

на

передачу

ЭЭ

до

i

-

го

узла

равна

про

-

изведению

полезно

отпущенной

ЭЭ

W

i

ОТП

данного

узла

на

единый

котловой

ТПЭ

T

ЕД

:

C

i

ФВ

 = 

W

i

ОТП

· 

T

ЕД

. (11)

Расчетная

выручка

от

услуг

на

передачу

, 

полу

-

ченная

на

основе

модели

ЭСР

, 

определяется

стои

-

мостным

потоком

i

-

го

узла

схемы

C

i

. 

В

соответствии

с

 (10) 

она

равна

произведению

узлового

тарифа

T

i

на

узловой

поток

ЭЭ

W

i

ОТП

:

C

i

ФВ

 = 

W

i

ОТП

· 

T

i

. (12)

Расчетная

выручка

C

i

определяет

себестоимость

передачи

ЭЭ

до

i

-

го

узла

, 

а

фактическая

выручка

C

i

ФВ

является

усредненной

величиной

, 

полученной

на

основе

котлового

баланса

. 

Разница

между

факти

-

ческой

и

расчетной

выручкой

будет

определять

при

-

быль

 (

убыток

) 

от

услуг

на

передачу

для

i

-

го

узла

по

отношению

к

себестоимости

:



C

i

ПР

 = 

C

i

ФВ

 – 

C

i

 = W

i

ОТП

· (

T

ЕД

 – 

T

i

). (13)

Если

единый

котловой

тариф

превышает

узловой

тариф

, 

то

ЭСО

получает

условную

прибыль

от

ока

-

зания

основной

услуги

потребителям

данного

узла

. 

В

обратной

ситуации

основная

услуга

приносит

ус

-

ловный

убыток

. 

Рентабельность

оказания

услуг

на

передачу

для

каждого

узла

расчетной

схемы

можно

оценить

как

отношение

условной

прибыли

  (

убытка

) 

к

расчетной

потоковой

стоимости

i

-

го

узла

: 

T

ЕД

 – 

T

i 

T

ЕД

R

i

 = ( 

W

i

ОТП

· —) · 100% = —

– 1) · 100%. 

(14)

W

i

ОТП

· 

T

i 

T

i

В

соответствии

с

 (14) 

узловая

рентабельность

определяется

только

соотношением

котлового

и

узлового

ТПЭ

. 

При

равенстве

котлового

и

уз

-

УПРАВЛЕНИЕ

СЕТЯМИ

39

лового

тарифа

узловая

рентабельность

равна

нулю

. 

Положительная

узловая

рентабельность

обеспечивает

получение

прибыли

от

передачи

ЭЭ

потребителям

данного

узла

, 

а

отрицательная

рентабельность

означает

возникновение

убытков

. 

Однако

следует

иметь

в

виду

, 

что

при

расчете

регу

-

лирующим

органом

НВВ

и

единого

котлового

ТПЭ

были

учтены

не

только

себестоимость

процесса

передачи

ЭЭ

, 

но

и

нормативная

прибыль

и

необ

-

ходимые

налоги

. 

Это

означает

, 

что

даже

нулевая

рентабельность

обеспечивает

получение

заплани

-

рованной

регулирующим

органом

прибыли

на

нор

-

мативном

уровне

. 

Таким

образом

, 

коэффициенты

узловой

рентабельности

являются

индикатором

экономической

эффективность

оказания

услуги

на

передачу

ЭЭ

для

различных

узлов

электрической

сети

. 

Строгого

экономического

смысла

данные

ко

-

эффициенты

не

имеют

, 

но

позволяют

сравнивать

относительно

друг

друга

различные

потребитель

-

ские

узлы

, 

поэтому

их

целесообразно

определить

как

коэффициенты

относительной

узловой

рента

-

бельности

услуг

на

передачу

ЭЭ

.

Тестовый

пример

расчета

энерго

-

стои

мост

-

ного

распределе

ния

простейшей

радиальной

сети

из

семи

узлов

представлен

на

рисунке

 1. 

На

рисунке

1

а

представлены

расчетные

потоки

и

потери

ЭЭ

на

всех

участках

сети

, 

полученные

в

результате

расче

-

та

энергораспределения

. 

Физические

направления

потоков

ЭЭ

отмечены

стрелкам

. 

Поступление

ЭЭ

в

сеть

равняется

 1700 

МВт

·

ч

, 

а

отпуск

ЭЭ

состав

-

ляет

 1564,5 

МВт

·

ч

. 

Технические

потери

в

объеме

135,5 

МВт

·

ч

составляют

около

 8%.

На

рисунке

  1

б

представлены

стоимостные

по

-

токи

в

тысячах

рублей

. 

Фигурными

стрелками

обозначены

элементные

стоимости

узлов

  (

под

-

станций

) 

и

ветвей

 (

линий

электропередачи

и

транс

-

форматоров

). 

Сумма

всех

элементных

стоимостей

, 

то

есть

полная

стоимость

услуг

на

передачу

ЭЭ

по

всей

сети

  (

включая

стоимость

потерь

ЭЭ

), 

равна

2640 

тысяч

рублей

. 

В

узле

 1 

элементная

стоимость

принята

равной

 1700 

тысяч

рублей

, 

что

соответ

-

ствует

ТПЭ

в

адрес

вышестоящей

ЭСО

в

размере

1,0 

руб

./

кВт

·

ч

. 

Простыми

стрелками

обозначены

направления

стоимостных

потоков

, 

совпадающие

с

направлением

потоков

ЭЭ

, 

и

указаны

их

числен

-

ные

значения

. 

Полная

стоимость

услуг

на

передачу

распределена

между

нагрузочными

узлами

 2–7 

на

основе

модели

ЭСР

в

соответствии

с

потоками

ЭЭ

(

рисунок

  1

а

). 

Распределение

стоимостных

потоков

в

узлах

 2 

и

 3 

между

ветвями

вытекания

определяет

-

ся

потоками

ЭЭ

 (

рисунок

 1

а

) 

в

соответствии

с

 (9). 

Во

всех

ветвях

и

узлах

схемы

выполняются

уравнения

балансов

стоимости

 (7–8) 

и

балансов

ЭЭ

 (5–6).

На

рисунке

  1

в

представлены

значения

узловых

ТПЭ

, 

полученных

путем

деления

потоков

стоимости

(

рисунок

  1

б

) 

на

потоки

ЭЭ

  (

рисунок

  1

а

) 

в

одноимен

-

ных

точках

 (

узлах

) 

сети

на

основе

выражения

 (10). 

По

мере

движения

от

источника

ЭЭ

к

узлам

потребления

происходит

увеличение

узловых

ТПЭ

, 

так

как

на

каж

-

дом

элементе

схемы

поток

стоимости

увеличивается

на

величину

элементной

стоимости



C

i

, 

а

поток

ЭЭ

уменьшается

на

величину

потерь



W

i

. 

Из

рисунка

 1

в

видно

, 

что

пониженная

загрузка

трансформаторов

5 

и

 7 

приводит

к

увеличению

узловых

ТПЭ

. 

Единый

(

котловой

) 

ТПЭ

равен

отношению

полной

сто

-

имости

услуг

на

переда

-

чу

 2640 

тысячам

рублей

на

полный

отпуск

ЭЭ

из

сети

 1564,5 

МВт

·

ч

, 

то

есть

 1,69 

руб

./

кВт

·

ч

. 

Диф

-

ференциация

потреби

-

телей

по

классам

напря

-

жения

не

учитывалась

. 

Расчеты

показали

, 

что

в

узлах

 5, 6, 7 

расчетные

узловые

ТПЭ

выше

кот

-

лового

, 

и

коэффициенты

узловой

относительной

рентабельности

для

них

отрицательные

: –24,2%; 

–9,6%; –35,7%. 

Убытки

данных

узлов

от

реализа

-

ции

основной

услуги

ком

-

пенсируют

узлы

 2, 3, 4, 

в

которых

узловые

ТПЭ

ниже

котлового

, 

а

коэф

-

фициенты

узловой

от

-

носительной

рентабель

-

ности

положительны

: 

37,4%; 4,3%; 15%.

Разработанная

мето

-

дика

была

реализова

-

на

в

виде

программного

комплекса

«

Баланс

», 

Рис

. 1. 

Распределение

на

схеме

электрической

сети

:

а

) 

расчетных

потоков

и

потерь

электрической

энергии

  (

МВт

·

ч

);

б

) 

элементных

стоимостей

и

потоковых

стоимостей

 (

тысяч

рублей

);

в

) 

узловых

тарифов

на

передачу

электроэнергии

 (

руб

./

кВт

·

ч

)

4 

5

6 

7 

4 

5

6 

7 

4 

5

4 

6 

7 

1700,0 1600,4 

711,2

693,8 

1700,0 

500,0

100,0

500,0 

100,0

99,6

17,4 

8,9 

8,9 

0,35

0,35 

280,0

84,5 

1700,0 

1700,0 

220,0 

1920,0 

875,75 1075,75 

200,0 

50,0 

50,0 

344,56 

137,84 

736,21 

223,48 

935,19 

262,72 

110,0 

100,0 

110,0 

100,0 

626,21 

123,48 825,19 

162,72 

508,9 

100,35

508,9 

100,35 

1,0

1,0

1,20

1,23 

1,23

1,23

1,47 

2,23 

1,

2,63 

1,23 

1,55 

1,62 

1,62 

1,62 

a) 

б)

в) 

Поступление в сеть: 1700 МВт·ч;
Отпуск из сети: 1564,5 МВт·ч;

Потери технические: 135,5 МВт·ч.

Полная стоимость услуг на 
передачу ЭЭ: 2640 тысяч рублей

Котловой тариф на передачу ЭЭ: 
2640/1564,5 = 1,69 руб./кВт·ч

2

2

2

1

1

1

3

3

3

№

 6 (45) 2017

40

УПРАВЛЕНИЕ

СЕТЯМИ

осуществляющего

расчеты

энер

-

гораспределения

и

энерго

-

стои

-

мостного

распределения

в

схемах

произвольной

размерности

. 

Рас

-

четы

производились

на

реаль

-

ной

схеме

сети

 110  

кВ

районных

электрических

сетей

. 

С

учетом

внешних

эквивалентов

расчетная

схема

представлялась

 154 

уз

-

лами

, 

включая

силовые

транс

-

форматоры

и

шины

 10–35 

кВ

. 

Сбалансированный

режим

рас

-

пределения

потоков

и

потерь

ЭЭ

был

получен

на

основании

пока

-

заний

счетчиков

ЭЭ

. 

Элементные

стоимости

, 

связанные

с

содержа

-

нием

электрической

сети

, 

были

рассчитаны

пропорционально

ус

-

ловным

единицам

оборудования

. 

Итоговые

элементные

стоимости

были

определены

с

учетом

потерь

ЭЭ

и

на

их

основе

проведен

рас

-

чет

ЭСР

. 

В

питающих

узлах

схе

-

мы

элементные

стоимости

рас

-

считывались

с

учетом

ТПЭ

ПАО

«

ФСК

ЕЭС

», 

который

в

пересче

-

те

на

одноставочный

равнялся

0,41 

руб

./

кВт

·

ч

.

В

таблице

 1 

представлены

рас

-

четные

узловые

ТПЭ

для

второго

полугодия

 2015 

года

и

котловые

ТПЭ

для

выборочных

узлов

рас

-

четной

модели

, 

соответствующих

тарифному

напряжению

ВН

, 

СН

1 

и

СН

2. 

Расчетные

узловые

ТПЭ

получены

путем

деления

стоимостных

потоков

на

потоки

ЭЭ

в

соот

-

ветствии

с

 (10). 

Из

таблицы

 1 

следует

, 

что

расчет

-

ные

узловые

ТПЭ

достаточно

хорошо

соотносятся

с

официальными

значениями

котловых

ТПЭ

. 

Наи

-

более

значимым

фактором

, 

оказывающим

влияние

на

узловые

ТПЭ

, 

является

степень

загрузки

ПС

, 

определяемая

объемом

полезно

отпускаемой

энер

-

гии

с

данной

ПС

. 

Чем

выше

степень

загрузки

ПС

, 

тем

ниже

расчетный

ТПЭ

, 

так

как

передача

каждого

кВт

·

ч

электроэнергии

становится

дешевле

.

Модель

ЭСР

может

применяться

для

совершен

-

ствования

тарифных

моделей

передачи

электри

-

ческой

энергии

, 

введения

скидок

/

надбавок

к

ТПЭ

за

показатели

, 

влияющие

на

эффективность

пере

-

дачи

электроэнергии

:

–

загрузка

сети

реактивной

мощностью

/

энергией

;

–

равномерность

суточного

и

/

или

сезонного

гра

-

фика

нагрузки

;

–

степень

загрузки

электрооборудования

;

–

соблюдение

показателей

надежности

электро

-

снабжения

;

–

соблюдение

показателей

качества

электро

-

энергии

.

Кроме

того

модель

ЭСР

может

использоваться

для

обоснования

скидок

/

надбавок

к

тарифам

на

тех

-

нологическое

присоединение

новых

потребителей

с

учетом

будущей

рентабельности

передачи

ЭЭ

до

них

. 

Это

может

способствовать

более

гармоничному

Табл

. 1. 

Узловые

и

котловые

ТПЭ

фрагмента

сети

Шины

подстанции

Полезный

отпуск

ЭЭ

, 

кВт

·

ч

Узловой

ТПЭ

,

руб

./

кВт

·

ч

Котловой

ТПЭ

,

руб

./

кВт

·

ч

Коэффициент

относительной

узловой

рента

-

бельности

, %

II 

СШ

 110 

кВ

ПС

№

 1

11 179 895

0,382

0,403

5,50

II 

СШ

 110 

кВ

ПС

№

 2

2 611 553

0,559

0,403

–27,91

I 

СШ

 110 

кВ

ПС

№

 1

3 018 825

0,886

0,403

–54,51

СШ

 110 

кВ

ПС

№

 3

111 009 355

0,292

0,403

38,01

СШ

 110 

кВ

ПС

№

 4

20 278 134

0,47

0,403

–14,26

II 

СШ

 35 

кВ

ПС

№

 4

372 401

2,283

1,046

–54,18

I 

СШ

 35 

кВ

ПС

№

 5

2 673

49,523

1,046

–97,89

I 

СШ

 35 

кВ

ПС

№

 4

10 571 524

0,272

1,046

284,56

II 

СШ

 35 

кВ

ПС

№

 6

14 208 218

0,452

1,046

131,42

I 

СШ

 10 

кВ

ПС

№

 7

1 918 576

2,052

1,606

–21,73

I 

СШ

 10 

кВ

ПС

№

 8

3 270 137

1,413

1,606

13,66

I 

СШ

 10 

кВ

ПС

№

 9

4 362 832

1,122

1,606

43,14

II 

СШ

 10 

кВ

ПС

№

 9

7 770 659

1,31

1,606

22,60

II 

СШ

 10 

кВ

ПС

№

 10

9 933 113

0,609

1,606

163,71

I 

СШ

 10 

кВ

ПС

№

 11

14 427 687

1,011

1,606

58,85

I 

СШ

 10 

кВ

ПС

№

 6

17 041 274

0,818

1,606

96,33

I 

СШ

 10 

кВ

ПС

№

 5

20 862 588

0,644

1,606

149,38

II 

СШ

 10 

кВ

ПС

№

 4

23 842 470

0,473

1,606

239,53

развитию

электрической

сети

, 

так

как

участки

сети

с

низкой

рентабельностью

будут

иметь

более

до

-

рогие

тарифы

на

технологическое

присоединение

и

передачу

ЭЭ

. 

ВЫВОДЫ

1. 

В

статье

предложена

модель

энерго

-

стоимост

-

ного

распределения

, 

которая

связывает

еди

-

ной

системой

уравнений

потоки

электрической

энергии

на

всех

участках

сети

со

стоимостью

их

передачи

. 

Модель

позволяет

распределить

полную

стоимость

услуг

на

передачу

между

уз

-

лами

отпуска

электрической

энергии

с

учетом

потерь

и

степени

использования

всех

элемен

-

тов

сети

, 

что

дает

оценки

узловых

тарифов

на

передачу

, 

пропорциональных

затратам

сетевой

организации

. 

2. 

Соотношение

между

единым

котловым

и

расчет

-

ными

узловыми

тарифами

на

передачу

позволяет

определить

узловые

коэффициенты

относитель

-

ной

рентабельности

, 

характеризующие

экономи

-

ческую

эффективность

передачи

для

различных

узлов

отпуска

электрической

энергии

из

сети

.

3. 

Модель

энерго

-

стоимостного

распределения

была

апробирована

на

тестовых

и

реальных

схемах

. 

Низ

-

кая

загрузка

элементов

сети

вблизи

узлов

отпуска

электрической

энергии

приводит

к

увеличению

уз

-

ловых

тарифов

и

снижает

экономическую

эффек

-

тивность

услуг

на

передачу

электроэнергии

. 

41

ЛИТЕРАТУРА

1. 

Коршунова

Л

.

А

., 

Кузьмина

Н

.

Г

., 

Кузьмина

Е

.

В

. 

Формирование

тари

-

фов

на

передачу

и

распределение

электрической

энергии

в

России

 // 

Вестник

Томского

государственно

-

го

университета

. 

Экономика

, 2011, 

№

 4. 

С

. 124–133.

2.  ENTSO-E. Overview of Transmission 

Tariffs in Europe: Synthesis 2016 — 

Официальный

сайт

Европейско

-

го

сообщества

операторов

маги

-

стральных

сетей

в

области

элек

-

троэнергетики

 (ENTSO-E European 

Network of Transmission System 
Operators for Electricity). URL: www.
entsoe.eu/Pages/default.aspx.

3. 

Зубарев

В

.

С

., 

Паздерин

А

.

А

., 

Паз

-

дерин

А

.

В

., 

Фирсова

Д

.

А

. 

Сравне

-

ние

систем

оплаты

услуг

на

пере

-

дачу

электроэнергии

в

Российской

Федерации

и

Европейском

союзе

// 

Сб

. 

докладов

 6-

й

международной

научно

-

практической

конференции

ЭКСИЭ

-06 «

Эффективное

и

каче

-

ственное

снабжение

и

использо

-

вание

электроэнергии

». 

Екатерин

-

бург

, 

Издательство

УМЦ

УПИ

. 2017, 

С

. 22–25.

4.  Park Y.M., Park J.B., Lim J.U., Won J.R. 

An analytical approach for transaction 
costs allocation in transmission sys-
tem // IEEE Transactions on Power 
Systems, 1998, 13(4), pp. 1407–1412.

5. Green R. Electricity transmission 

pricing: an international comparison 
// Utilities Policy, 1997, Vol. 6, No.3, 
pp. 177–184. 

6. Kharbas B., Fozdar M., Tiwari H. 

Transmission tariff allocation using 
combined MW-mile & postage stamp 
methods // IEEE PES International 
Conference on Innovative smart grid 
Technologies, India, 2011, pp. 6–11.

7. Lo K.L., Hassan M.Y. Positive 

and negative aspects of MW-mile 
method for costing transmission 
transaction // 37th Int. Universities 
Power Engineering Conf. (UPEC), 
September 2002, vol. 1, pp. 358–362.

8.  Avinash D., Chalapathi B. MW-Mile 

method considering the cost of loss 
allocation for transmission pricing // 
2015 Conference on Power, Control, 
Communication and Computational 
Technologies for Sustainable Growth, 
PCCCTSG 2015, 7503892, pp. 128–
131.

9. Barcia P., Pestana R. Tracing the 

fl

 ows of electricity // Electrical Power 

and Energy Systems, 2010, 32(4), 
pp. 329–332.

10. 

Паздерин

А

.

А

., 

Паздерин

А

.

В

. 

Представление

процесса

переда

-

чи

электроэнергии

направленными

потоками

электроэнергии

и

стоимо

-

сти

в

схеме

сети

 // 

Электротехниче

-

ские

системы

и

комплексы

, 2017, 

№

 1(34). 

С

. 31–36.

11. 

Паздерин

А

.

А

., 

Паздерин

А

.

В

., 

Со

-

фьин

В

.

В

. 

Технико

-

экономическая

модель

передачи

электрической

энергии

в

сетях

энергосистем

 // 

Электричество

, 2017, 

№

 7. 

С

. 4–12.

12. 

Бартоломей

П

.

И

., 

Егоров

А

.

О

., 

Машалов

Е

.

В

., 

Паздерин

А

.

В

. 

Ре

-

шение

комплексной

задачи

рас

-

пределения

электроэнергии

в

энер

-

госистеме

 // 

Электричество

, 2007, 

№

 2. 

С

. 8–13.

13. 

Паздерин

А

.

В

., 

Софьин

В

.

В

., 

Са

-

мойленко

В

.

О

. 

Математический

метод

контроля

достоверности

из

-

мерительной

информации

о

по

-

токах

энергетических

ресурсов

на

основе

теории

оценивания

состоя

-

ния

 // 

Теплоэнергетика

, 2015, 

№

 11. 

С

. 26–31.

14. 

Паздерин

А

.

В

. 

Расчет

технических

потерь

электроэнергии

на

основе

решения

задачи

энергораспределе

-

ния

 // 

Электрические

станции

, 2004, 

№

 12. 

С

. 44–49.

15. 

Степанов

А

.

С

., 

Калина

Р

.

А

., 

Степа

-

нова

А

.

А

. 

Анализ

потерь

мощно

-

сти

и

энергии

на

основе

уравнений

длинной

линии

 // 

Электротехника

, 

2016, 

№

 7. 

С

. 30–34.

16. 

Приказ

Федеральной

службы

по

тарифам

от

 24 

декабря

 2014 

г

. 

№

 2390-

э

  «

Об

утверждении

мето

-

дических

указаний

по

учету

степени

загрузки

объектов

электросетевого

хозяйства

при

формировании

та

-

рифов

и

  (

или

) 

их

предельных

ми

-

нимальных

и

  (

или

) 

максимальных

уровней

на

услуги

по

передаче

электрической

энергии

».

17. 

Идельчик

В

.

И

. 

Расчеты

устано

-

вившихся

режимов

электрических

систем

 / 

Под

ред

. 

В

.

А

. 

Веникова

. 

М

.: «

Энергия

», 1977. 192 

с

.

REFERENCES
1. Korshunova L.A., Kuzmina N.G., 

Kuzmina E.V. Tariff formation for 
electric power transmission and dis-
tribution in Russia. 

Vestnik Tomskogo 

gosudarstvennogo universiteta. Eko 

-

nomika 

[News of Tomsk State 

University. Economy], 2011, no.4, pp. 
124-133. (In Russian)

2.  ENTSO-E. Overview of Transmission 

Tariffs in Europe: Synthesis 2016. 
Available at: www.entsoe.eu/Pages/
default.aspx (accessed 21 November 
2017)

3.  Zubarev V.S., Pazderin A.A., Pazde-

rin A.V., Firsova D.A. Comparison of 
payment systems for transmission 
services in the Russian Federation and 
European Union. 

Sbornik dokladov 

6-y mezhdunarodnoy nauchno-
prakticheskoy konferentsii EKSIE-06 
"Effektivnoe i kachestvennoe snab-
zhenie i ispolzovanie elektroenergii"

[Proc. 6th Int. Conf. EKSIE-06 
"Ef

fi

cient and high-quality power 

supply"]. Ekaterinburg, 2017, 
pp. 22-25. (In Russian)

4.  Park Y.M., Park J.B., Lim J.U., Won J.R. 

An analytical approach for transaction 
costs allocation in transmission 
system . IEEE Transactions on Power 
Systems, 1998, 13(4), pp. 1407–1412.

5. Green R. Electricity transmission 

pricing: an international comparison. 
Utilities Policy, 1997, Vol. 6, No.3, pp. 
177–184. 

6. Kharbas B., Fozdar M., Tiwari H. 

Transmission tariff allocation using 
combined MW-mile & postage stamp 
methods. IEEE PES International 
Conference on Innovative smart grid 
Technologies, India, 2011, pp. 6–11.

7.  Lo K.L., Hassan M.Y. Positive and 

negative aspects of MW-mile method 
for costing transmission transaction. 
37th Int. Universities Power Engi-
neering Conf. (UPEC), 2002, vol. 1, 
pp. 358–362.

8.  Avinash D., Chalapathi B. MW-Mile 

method considering the cost of loss 
allocation for transmission pricing. 
2015 Conference on Power, Control, 
Communication and Computational 
Technologies for Sustainable Growth, 
pp. 128–131.

9. Barcia P., Pestana R. Tracing the 

fl

 ows of electricity. Electrical Power 

and Energy Systems, 2010, 32(4), pp. 
329–332.

10. 

Pazderin A.A., Pazderin A.V. Re-
pre sentation of power transmission 
process by directional energy and 
cost 

fl

ows on electrical network 

layout. 

Elektrotekhnicheskie sistemy 

i kompleksy

 [Electrical schemes and 

complexes], 2017, no.1 (34), pp. 31-
36. (In Russian)

11. Pazderin A.A., Pazderin A.V., So

fi

 n 

V.V. Technical and economic model 
of power transmission in electrical 
networks of power systems. 

Elek-

trichestvo 

[Electricity], 2017, no.7, pp. 

4-12. (In Russian)

12. 

Bartolomey P.I., Egorov A.O., 
Mashalov E.V., Pazderin A.V. Solution 
for the complex problem of electric 
power distribution in power system. 

Elektrichestvo

 [Electricity], 2007, no.2, 

pp. 8-13. (In Russian)

13. Pazderin A.V., So

fi

 n V.V., Samoylenko 

V.O. A mathematical method for 
monitoring the reliability of measure-
ment information about energy re-
source 

fl

 ows based on the theory of 

state estimation. 

Teploenergetika

2015, no.11, pp. 26-31. (In Russian)

14. Pazderin A.V. Calculation of electric 

power technical losses based on the 
solution of power distribution task. 

Elektricheskie stantsii

 [Power Plants], 

2004, no.12, pp. 44-49. (In Russian)

15. Stepanov A.S., Kalina R.A., Ste pa no-

va A.A. Analysis of power and energy 
losses based on long line equations. 

Elektrotekhnika

 2016, no.7, pp. 30-34. 

(In Russian)

16. 

Federal Tariffs Service order No. 
2390-e dated December 24, 2014 "On 
approval of methodological guidelines 
for accounting the degree of electric 
grid facilities loading when calculating 
tariffs and (or) their marginal minimum 
and (or) maximum levels for electric 
power transmission services". Mos-
cow, 2014. 13 p. (In Russian)

17. Idelchik V.I. 

Raschety usta no viv shikh-

sya rezhimov elektricheskikh sistem

[Calculations of steady-state modes 
of power systems]. Moscow, Energiya 
Publ., 1977. 192 p.

№

 6 (45) 2017