Методика планирования долгосрочных оптимальных режимов электроэнергетических систем с ГЭС, основанная на методе динамического программирования тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.02, кандидат технических наук Легалов, Дмитрий Иванович

• Легалов, Дмитрий Иванович
• кандидат технических наук
• 2005

Оглавление диссертации кандидат технических наук Легалов, Дмитрий Иванович

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. ОСОБЕННОСТИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ГЭС В РЫНОЧНЫХ УСЛОВИЯХ.

1.1. Ограниченные объемы водохранилищ.

1.2. Необходимость оценки стоимости электроэнергии, вырабатываемой на ГЭС.

1.3. Наличие каскадов ГЭС.

1.4. Проявление монополизма ГЭС на рынках электроэнергии.

1.5. Водохозяйственные и экологические ограничения.

ГЛАВА 2. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДИК И ПОДХОДОВ К ОПТИМИЗАЦИИ ДОЛГОСРОЧНЫХ РЕЖИМОВ ЭЭС С ГЭС.

2.1. Отечественные методики и подходы к оптимизации долгосрочных режимов ЭЭС с ГЭС.

2.2. Зарубежные методики и подходы оптимизации долгосрочных режимов ЭЭС с ГЭС.

ГЛАВА 3. МЕТОДИКА ПЛАНИРОВАНИЯ ДОЛГОСРОЧНЫХ ОПТИМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ ЭС С ГЭС С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ МЕТОДА ДИНАМИЧЕСКОГО ПРОГРАММИРОВАНИЯ.

3.1. Метод решения.

3.2. Моделирование электроэнергетической системы.

3.3. Постановка задачи планирования долгосрочных оптимальных режимов энергосистемы с ГЭС.

3.4. Алгоритм решения задачи.

3.4.2. Агрегирование системы водохранилищ

3.4.3. Построение функций будущих затрат.

3.5. Определение цены воды и цены электроэнергии, вырабатываемой ГЭС.

3.6. Программная реализация задачи планирования оптимальных долгосрочных режимов ЭЭС с ГЭС.

ГЛАВА 4. ЧИСЛЕННЫЙ АНАЛИЗ ДОЛГОСРОЧНЫХ ОПТИМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ ОЭС СИБИРИ.

4.1. Анализ долгосрочного оптимального режима ОЭС Сибири.

4.2. Анализ цен на электроэнергию ГЭС.

ГЛАВА 5. РЕАЛИЗАЦИЯ ПЛАНОВ ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЭЭС С ГЭС В УСЛОВИЯХ КОНКУРЕТНОГО РЫНКА.

5.1. Проблема реализации режимов ЭЭС с ГЭС в условиях рынка.

5.2. Реализация оптимальных режимов ЭЭС с ГЭС в условиях рынка.

5.3. Анализ эффективности реализации оптимальных режимов через регулирование цен на электроэнергию, вырабатываемую на ГЭС.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Методика планирования долгосрочных оптимальных режимов электроэнергетических систем с ГЭС, основанная на методе динамического программирования»

Актуальность. На сегодняшний день как общемировая, так и Российская тенденция в электроэнергетическом секторе экономики заключается в переходе от плановой системы хозяйствования к рыночным формам взаимодействия. Целью рыночных преобразований является повышение эффективности работы электроэнергетики для конечного потребителя: удовлетворение платежеспособного спроса на электрическую энергию и снижение ее стоимости, увеличение качества поставляемой электроэнергии и услуг, применение прогрессивных технологий, привлечения инвестиций в необходимых объемах и т.д. [21, 23, 30, 44, 52, 53, 60, 62, 65, 78].

Одним из основных показателей экономической эффективности работы энергосистемы является величина затрат на производство электроэнергии.

При централизованном управлении энергосистемой снижение затрат на производство электроэнергии достигалось благодаря единству (вертикальной и горизонтальной интегрированности) технологических процессов производства, преобразования, транспорта, распределения и сбыта электроэнергии. Такое единство было обусловлено технологическими связями между всеми элементами энергосистемы и синхронностью происходящих в ней электрических процессов. Централизованное управление обеспечивало наилучшее сочетание различных источников электроэнергии при покрытии общего графика нагрузки и позволяло оптимизировать режимы как отдельных электростанций, так и энергообъединений в целом для реализации межсистемных эффектов и снижения общих затрат на электроснабжение [25]. В результате уменьшалась потребность в генерирующих мощностях из-за несовпадения максимумов нагрузки отдельных региональных энергосистем и сокращения аварийного и нагрузочного резервов мощности, рационально распределялись общесистемные функции между отдельными электростанциями, включая

ГЭС, более эффективно использовались располагаемые гидроэнергетические ресурсы и за счет этого экономилось органическое топливо. К числу межсистемных эффектов следует также отнести повышение суммарной гарантированной отдачи мощности гидроэлектростанций, обусловленное асинхронностью стока с разных речных бассейнов [76].

При централизованном управлении функционированием электроэнергетическими системами (ЭЭС) реализация системных эффектов достигалась путем оптимального долгосрочного, среднесрочного и краткосрочного планирования энергетических балансов энергообъединений и входящих в них региональных энергосистем, а также оперативной корректировки энергоотдачи отдельных электростанций.

Учет всех отмеченных эффектов способствовал снижению эксплутационных затрат и капиталовложений для развития генерирующих мощностей в системе электроснабжения.

Происходящий в настоящее время в России переход от плановой экономики к рыночной повлиял на все сферы хозяйственной деятельности в стране. Проводимые реформы изменили условия развития и функционирования электроэнергетики. Наметились тенденции к децентрализации в управлении режимами и к достижению индивидуальных выгод отдельными собственниками объектов в электроэнергетических системах [39, 60].

Переход на рыночные условия не исключает возможности сохранения высоких суммарных эффектов в системе электроснабжения. Но достижение таких эффектов требует создания условий для действенной конкуренции между производителями энергии, формирования рациональных правил и инфраструктуры рынков электроэнергии, применения эффективных форм государственного регулирования. В результате перехода на рыночные формы организации электроэнергетики ликвидируется вертикальная (от производителя до потребителя электроэнергии) интегрированность внутри региональных энергосистем и горизонтальная интегрированность региональных систем электроснабжения в составе территориальных объединений [60]. Сложность управления в рыночных условиях многократно возрастает [38, 60, 82, 94, 95, 97, 103, 106].

В системе электроснабжения Сибири в настоящее время параллельно работают 11 АО-энерго и 6 независимых от них АО-электростанций, которые самостоятельно принимают решения по покупке и продаже электроэнергии, основываясь на конъюнктурных и индивидуальных интересах. На текущей стадии реформирования отрасли существует система оптимального годового планирования балансов производства и потребления электроэнергии. Такие балансы разрабатываются системным оператором (СО) Единой энергетической системы (ЕЭС) России и утверждаются федеральным органом исполнительной власти в области государственного регулирования в электроэнергетике. Однако планирование балансов ведется по упрощенным и устаревшим методикам, не позволяющим обеспечить оптимальную загрузку генерирующего оборудования и наилучшее использование энергоресурсов. Более того, плохо отработан механизм корректировки утвержденных плановых балансов, что не дает возможность быстро менять планы работы электростанций и согласовывать интересы отдельных субъектов оптового рынка электроэнергии.

Недостаточно согласованное поведение электростанций в новых условиях рынка привело к увеличению числа холостых сбросов воды, преждевременной сработке водохранилищ и неоптимальной загрузке отдельных гидроэлектростанций. Снижение эффективности от неоптимального использования располагаемых гидроэнергоресурсов и мощностей ГЭС в ОЭС Сибири оценивается потерей от 3 до 5 % от их годовой выработки [23, 60].

Поэтому в рыночных условиях остается актуальным вопрос долгосрочного планирования оптимальных режимов энергосистем. Особенно это актуально для ЭЭС с большой долей ГЭС с водохранилищами годового и многолетнего регулирования. В таких энергосистемах действия, принимаемые на текущий момент времени, влияют на условия работы в будущем. Кроме того, для эффективного управления работой энергосистем с ГЭС необходимо учитывать случайный характер приточности воды в водохранилища. Для обеспечения надежного и бесперебойного энергоснабжения в таких энергосистемах необходимо планирование и ведение долгосрочных оптимальных режимов с возможностью их оперативного корректирования [1, 39].

Большой вклад в развитие теории планирования долгосрочных режимов работы ЭЭС внесли отечественные ученые: Беляев JI.C. [8, 9, 10], Горнштейн В.М. [26], Журавлев В.Г. [28], Крумм JI.A. [33, 34], Мурашко H.A. [41, 42, 43], Обрезков В.И. [46], Савельев В.А., Семенов В.А., Совалов С.А. [61], Сыров Ю.П. [34], Филиппова Т.А., Цветков Е.В. [68, 69, 70, 71, 72].

Вопросам работы ЭЭС в рыночных условиях посвящены работы: Баринова В.А. [4], Гамма А.З. [21], Воропая Н.И. [16], Дорофеева В.В. [27], Китушина В.Г., Лазебника А.И., Михайлова В.И., Паламарчука С.И. [50], Хлебникова В.В., Эдельмана В.И. [77].

Планирование режимов работы ЭЭС рассмотрено в работах зарубежных авторов, среди которых Flatabo N., Pereira М., Rudnick Н. и Другие.

Цели и задачи работы. Целями работы являются: разработка методики планирования долгосрочных оптимальных режимов ЭЭС с ГЭС и исследование возможности реализации оптимальных режимов ГЭС в рыночных условиях на основе анализа цен на электрическую энергию. Цель исследования конкретизируется в решении следующих задач:

1) анализ особенностей работы гидроэлектростанций, учитывающий специфику рыночных условий хозяйствования в электроэнергетической отрасли;

2) сопоставление основных характеристик существующих методик планирования долгосрочных оптимальных режимов ЭЭС, содержащих ГЭС;

3) разработка методики долгосрочного оптимального планирования режимов работы ЭЭС с ГЭС, включающей математическую постановку задачи, выбор метода решения и разработку алгоритма для реализации расчетов на персональном компьютере (ПК);

4) выбор пакета программного обеспечения для реализации алгоритма;

5) проведение численных расчетов оптимальных долгосрочных режимов на примере ОЭС Сибири с последующим анализом полученных данных.

Методическая база. В качестве методической базы в данной работе используются:

• существующие методики планирования долгосрочных оптимальных режимов электроэнергетических систем;

• методы динамического, линейного и нелинейного программирования;

• теория двойственности в задачах математического программирования;

• языки программирования для ПК.

Научная новизна работы заключается в следующем:

1) разработана методика долгосрочного планирования оптимальных режимов работы электроэнергетических систем с ГЭС, основанная на методе динамического программирования;

2) предложена декомпозиция задачи планирования долгосрочных оптимальных режимов ЭЭС с ГЭС в ее динамической постановке для увеличения скорости расчетов;

3) предложена процедура расчета узловых цен на электроэнергию, вырабатываемую ГЭС, с использованием цены расходуемой через турбины воды;

4) разработана и реализована программа проведения расчетов оптимальных долгосрочных режимов ЭЭС с ГЭС для персональных компьютеров.

Практическая ценность работы. Использование принципов и положений, разработанных в данной работе, позволяет:

• разрабатывать годовые планы выработки электроэнергии в ЭЭС с ГЭС;

• учитывать стохастический характер притока воды в водохранилища гидроэлектростанций;

• корректировать оптимальный режим работы энергосистемы при изменении внешних условий в течении долгосрочного периода планирования;

• определять цену электроэнергии, вырабатываемой на гидроэлектростанциях в отдельных временных интервалах всего периода регулирования.

Реализация работы. Предложенная в работе методика апробирована на расчетах долгосрочных оптимальных режимов ОЭС Сибири. Выполнен анализ цен на электроэнергию, вырабатываемую крупными сибирскими ГЭС.

Апробация работы. Основные положения работы представлены на конференциях-конкурсах научной молодежи ИСЭМ СО РАН (Иркутск, 2001, 2002, 2003, 2004 г.г.), на ежегодной Всероссийской научно-практической конференции «Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири», г. Иркутск, 20-22 апреля 2004 г.

Публикации. Основное содержание работы отражено в 5 печатных работах.

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения, библиографического списка, содержащего 107 наименования и четырех приложений. Объем работы (без приложений и списка литературы) - 108 страниц. Работа содержит 22 рисунка и 7 таблиц. Общий объем диссертации - 139 страниц.

Заключение диссертации по теме «Электростанции и электроэнергетические системы», Легалов, Дмитрий Иванович

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Выполнен анализ особенностей работы ГЭС в условиях оптовых рынков электроэнергии. Ограниченные объемы водохранилищ, каскадное расположение ГЭС, возможности для проявления монополизма ГЭС на рынках электроэнергии, жесткие водохозяйственные и экологические ограничения требуют разработки методик для планирования долгосрочных режимов работы ЭЭС и определения цен на срабатываемую и запасенную в водохранилищах воду и электроэнергию, вырабатываемую ГЭС.

2. Несогласованное поведение отдельных ГЭС по выработке электроэнергии в условиях оптовых рынков приводит к снижению экономической эффективности работы ЭЭС и нерациональному использованию водных ресурсов. На переходном этапе реформирования электроэнергетики целесообразно сохранение долгосрочного централизованного планирования режимов ЭЭС с ГЭС.

3. Представлена методика планирования долгосрочных оптимальных режимов электроэнергетических систем с ГЭС, основанная на многоинтервальном (динамическом) рассмотрении выработки электроэнергии в течение периода регулирования. Методика включает математическую формулировку задачи, выбор метода динамического программирования в качестве вычислительной процедуры и разработку алгоритма, обеспечивающего решение задачи за приемлемое вычислительное время. Методика позволяет рассчитать цены на запасенную и срабатываемую воду, а также электроэнергию, вырабатываемую ГЭС в оптимальном режиме работы энергосистемы.

4. На основе представленной методики разработана программа для персональных компьютеров. Программа реализована в среде Ма^аЬ 6.5 с использованием встроенного языка программирования и функций оптимизации. Программа является исследовательской версией и обладает упрощенным пользовательским интерфейсом.

5. Численное исследование эффективности планирования режимов ОЭС Сибири показало высокую зависимость годовых показателей ОЭС от соблюдения оптимальных объемов выработки электроэнергии отдельных ГЭС в каждый месяц рассматриваемого годового периода. Так, увеличение выработки электроэнергии на Братской ГЭС в сентябре 2001 г. сверх оптимального значения на 15 % привело к: дополнительным холостым сбросам на других станциях за год на 17 %; снижению суммарной годовой выработки электроэнергии на ГЭС на 3 % и увеличению суммарных топливных издержек на 39 %.

6. Режимы энергосистем с ГЭС связаны с природными факторами и регулированием речного стока. При долгосрочном планировании режимов работы ЭЭС нео бходимо учитывать стохастический характер приточности воды в водохранилища ГЭС. При фактических отклонениях водных условий от прогнозных данных необходимо своевременно и оперативно пересматривать (корректировать) долгосрочные режимы работы ЭЭС. Предложенная методика позволяет выполнять коррекцию долгосрочных режимов с малыми вычислительными затратами.

7. Цены на электроэнергию гидроэлектростанций сильно колеблются в различные интервалы времени. При этом они зависят как от запасов воды в водохранилищах, так и от боковой приточности. Чем большим запасом гидроресурсов обладает ГЭС, тем меньше цена на вырабатываемую ей электроэнергию. Отклонение работы ГЭС от оптимального режима в конечном итоге приводит и к повышению уровня цен на электроэнергию.

8. Реализация долгосрочных оптимальных режимов ЭЭС с ГЭС возможна с помощью задания участникам оптового рынка цен на вырабатываемую электроэнергию. Неточное задание цен на электроэнергию ГЭС приводит к снижению эффекта от оптимизации и увеличению издержек на производство электроэнергии на ТЭС. 10%-ная неточность задания цен на электроэнергию ГЭС (особенно в интервалах со значительной потребностью в электроэнергии и дефиците гидроресурсов) способна привести к 1%-ым избыточным топливным издержкам в ОЭС Сибири.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Легалов, Дмитрий Иванович, 2005 год

1. Алябышева Т.М., Моржин Ю.И., Протопопова Т.Н., Цветков Е.В. О методах оптимизации режимов энергосистем и энергообъединений // Электрические станции. - 2005. - № 1. - С. 44-48.

2. Анализ и управление установившимися состояниями электроэнергетических систем / H.A. Мурашко, Ю.А. Охорзин, Л.А. Крумм и др. Новосибирск: Наука. Сиб. отд-ние, 1987. - 240 с.

3. Асарин А.Е., Бестужева К.Н. Вводно-энергетические расчеты. М.: Энергоатомиздат, 1986. - 224 с.

4. Баринов В.А., Воропай H.H. Развитие программного и информационного обеспечения для решения задач планирования развития и функционирования энергосистем в условиях формирования электроэнергетического рынка // Изв. РАН. Энергетика. 1999. - № 6. - С. 63-71.

5. Беллман Р. Динамическое программирование. М.: Изд-во иностр. лит., 1960.-400 с.

6. Беллман Р., Дрейфус С. Прикладные задачи динамического программирования. -М.: Наука, 1965.-458 с.

7. Беллман Р., Калаба Р. Динамическое программирование и современная теория управления. М.: Наука, 1969. - 118 с.

8. Беляев Л.С. Вопросы оптимизации длительных режимов энергетических систем с гидроэлектростанциями // Методы математического моделирования в энергетике. — Иркутск: Вост.-Сиб. кн. изд-во, 1966. С. 220-229.

9. Беляев Л.С. Оптимальное управление ЭЭС, содержащими ГЭС, с применением вероятностных методов: Автореф. . дис. доктора техн. наук. Новосибирск: «Наука» СО РАН, 1968. - 49 с.

10. Беляев Л.С. Решение сложных оптимизационных задач в условиях неопределенности. Новосибирск: «Наука» СО РАН, 1978. - 128 с.

11. Беляев JI.C., Подковальников C.B. Рынок в электроэнергетике: Проблемы развития генерирующих мощностей. Новосибирск: «Наука» СО РАН, 2004.-220 с.

12. Битюков В.П. Новосибирское водохранилище: экологические аспекты эксплуатации // Гидротехн. стр-во. 1996. - № 12. - С. 47-52.

13. Веников В. А. и др. Оптимизация режимов электростанций и энергосистем / В.А. Веников, В.Г. Журавлев, Т.А. Филиппова М.: Энергоиздат, 1981.-464 с.

14. Водный кодекс Российской Федерации. № 167-ФЗ от 16.11.95 // Собр. законодат. РФ. 1995. - № 47. - Ст. 4471.

15. Войтов О.Н., Крумм Л.А., Мурашко H.A., Финогенов A.B. Комплексная оптимизация краткосрочных режимов электроэнергетических систем // Энергетика и транспорт. № 5. - 1979. -С. 35-56.

16. Воропай Н.И., Подковальников C.B., Труфанов В.В. Методические вопросы обоснования развития электроэнергетических систем в либерализованных условиях // Изв. РАН. Энергетика. 2002. - № 4. - С. 30-39.

17. Гамм А.З. Вероятностные модели режимов электроэнергетических систем. Новосибирск: ВО «Наука», 1993. - 136 с.

18. Гамм А.З. Двойственность и ее использование при оптимизации режимов ЭЭС // Тр. ин-та / Иркутский политехи, ин-т. 1971. - № 72. - С. 108-124.1.l

19. Гамм А.З. Оптимизация режимов энергообъединений в новых экономических условиях. // Электричество. 1993. - №11. - С. 1-8.

20. Гамм А.З., Васильев М.Ю. Эскизы моделей рыночных механизмов в электроэнергетике. Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 1999. - 50 с.

21. Гвоздев Д.Б., Курбатов А.П. Проблемы управления функционированием ГЭС Сибири в новых экономических условиях // Электрические станции. 2004. - №. 3. - С.62-67.

22. Гидроэнергетика и комплексное использование водных ресурсов СССР / Под. ред. П.С. Непорожнего. М.: Наука, 1967. - 320 с.

23. Гидроэнергетика: Учебник для вузов / Под ред. В.И. Обрезкова. М.: Энергоатомиздат, 1988.-232 с.

24. Горнштейн В.М. Наивыгоднейшие режимы работы гидростанций в энергетических системах. М.: Госэнергоиздат, 1959. - 248 с.

25. Дорофеев В.В. О развитии конкурентного рынка электроэнергии и мощности на базе Единой энергетической системы Российской Федерации (концепция) // Теплоэнергетика. 1997. - № 1. - С. 2-7.

26. Журавлев В.Г. и др. Управление режимами ГЭС в условиях АСУ / В.Г. Журавлев, В.И. Обрезков, Т.А. Филиппова. М.: Энергия, 1978. - 292 с.

27. Иванов И.Н. Гидроэнергетика Ангары и природная среда. -Новосибирск: «Наука» СО РАН, 1992. 128 с.

28. Концепция Стратегии ОАО РАО «ЕЭС России» на 2003-2008 г.г. «5+5». М: РАО «ЕЭС России», 2003 г.

29. Крицкий С.Н., Менкель М.Ф. Гидрологические основы управления водохозяйственными системами. М.: Наука, 1982. - 282 с.

30. Крумм Л. А. Методы оптимизации при управлении электроэнергетическими системами. Новосибирск: Наука. Сиб. отд-ние, 1981.-317с.

31. Крумм Л.А., Сыров Ю.П. Оптимизация градиентным методом режимов объединенных энергосистем, имеющих в своем составе гидроэлектростанции // Электричество. 1964. - № 4. - С. 20-26.

32. Кузьмин Е.В., Парфенов Л.Г., Руднев А.К. и др. Методы и алгоритм оптимального планирования долгосрочных режимов ГЭС по критерию минимума расхода топлива в энергосистеме // Электричество. 1977. - № З.-С. 8-14.

33. Лапин В.И., Гвоздев Д.Б., Курбатов А.П. Объединенная энергетическая система Сибири этапы и проблемы развития в новых экономических условиях // Электрические станции. - № 11.- 2004. - С. 3-8.

34. Легалов Д.И. Оптимизация долгосрочных режимов ЭЭС методом динамического программирования с учетом сетевых ограничений // Системные исследования в энергетике: Тр. молодых ученых ИСЭМ СО РАН. 2003. - Вып. 33. - С. 58-64.

35. Легалов Д.И. Планирование режимов и ценообразование электроэнергии, вырабатываемой на ГЭС // Системные исследования в энергетике: Тр. молодых ученых ИСЭМ СО РАН. 2001. - Вып. 31. - С. 71-77.

36. Легалов Д.И. Управление режимами ГЭС в рыночных условиях // Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири: материалы ежегодной Всероссийской научно-практической конференции. ИрГТУ. - 2004. - С. 352-356.

37. Методы оптимизации режимов энергосистем / В.М. Горнштейн, Б.П.

38. Мирошниченко, A.B. Пономарев и др.: Под ред. В.М. Горнштейна. М.: Энергия, 1981.-336 с.

39. Мурашко H.A., Фролов В.П. Комплексная оптимизация краткосрочных и долгосрочных режимов электроэнергетических систем // Системы энергетики тенденции развития и методы управления. - Иркутск: СЭИ СО АН СССР, 1981. - Т. 5. - С. 32-42.

40. Мурашко H.A., Фролов В.П. Оптимизация долгосрочных режимов электроэнергетических систем в стохастической постановке // Методы оптимизации и их приложения. Иркутск: СЭИ СО АН СССР, 1982. - С. 191-197.

41. Новая энергетическая политика России / Под ред. Ю.К. Шафраника. -М.: Энергоатомиздат, 1995. 512 с.

42. О работе энергосистем ОЭС Сибири за 2001 год: Годовой отчет / ОДУ Сибири. Кемерово, 2002. - 173 с.

43. Обрезков В.И. Оптимизация длительных режимов работы ГЭС в каскаде и энергосистеме // Тр. МЭИ. Гидроэнергетика. 1965. - Вып. 62. — С. 5-35.

44. Оптимизация развития и функционирования автономных энергетических систем / A.M. Клер, Н.П. Деканова, Б.Г. Санеев и др. -Новосибирск: Наука, 2001. 144 с.

45. Основные правила использования водных ресурсов водохранилищ Ангарского каскада ГЭС (иркутского, Братского, Усть-Илимского). М.: Минводхоз СССР, 1983. - 65 с.

46. Основные правила использования водных ресурсов водохранилищ Енисейского каскада ГЭС (Саяно-Шушенского, Майнского,

47. Красноярского): проект. М., 1993. - 40 с.

48. Паламарчук С.И. Использование гибких контрактов на поставку электроэнергии и их взаимодействие с краткосрочными рынками. Изв. РАН. Энергетика. - 2004. - № 1. - С. 85-97.

49. Паули В.К. Задачи системного оператора по планированию и управлению режимами ЕЭС в условиях конкурентного рынка электроэнергии. РАО «ЕЭС России». август, 2003. - 15 с.

50. Подковальников С.В. Обоснование и принятие решений в энергетике в условиях рыночной экономики. Формирование новой парадигмы // Изв. РАН. Энергетика. 1994. -№ 1. - С. 17-19.

51. Постановление Правительства РФ от 11 июля 2001 г. № 526 «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации» (в ред. Постановления Правительства РФ от 01.02.2005 N 49).

52. Постановление Правительства РФ от 24 октября 2003 г. № 643 «О правилах оптового рынка электроэнергии (мощности) переходного периода» (в ред. Постановлений Правительства РФ от 01.02.2005 N 49, от 16.02.2005 N 81, от 15.04.2005 N 219).

53. Постановление Правительства РФ от 26 февраля 2004 г. № 109 «О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации» (в ред. Постановления Правительства РФ от3112.2004 N893).

54. Постановление Правительства РФ от 24 ноября 2003 г. № 643 «О правилах оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода» (в ред. Постановлений Правительства РФ от 01.02.2005 N 49, от1602.2005 N 81, от 15.04.2005 N 219).

55. Принципы построения программы КД-2 пакета фоновых задач АСДУ ЮГ-1 / Антипов В.Д., Малинин Н.К., Обрезков В.И. и др. Тр. МЭИ. Повышение эффективности режимов работы ГЭС и ее оборудования, 1975. -Вып. 229.-С. 6-12.

56. Регламент подачи субъектами оптового рынка электроэнергии ценовыхзаявок для участия в конкурентном отборе сектора свободной торговли. Приложение №5 к договору о присоединении к торговой системе оптового рынка. М.: НП «АТС», 26.11.2003.

57. Резниковский А.Ш., Рубинштейн М.И. Энергоотдача ГЭС, расчетная для топливообеспечения энергосистем с большим удельным весом ГЭС // Гидротехн. строительство. 1997. -№ 3. - С. 18-23.

58. Савельев В.А. Современные проблемы и будущее гидроэнергетики Сибири // Новосибирск: Наука. Сибирская издательская фирма РАН, 2000. -200 с.

59. Совалов С.А. Режимы единой энергосистемы. М.: Стройиздат, 1985. -75 с.

60. Устойчивое развитие: какой должна быть стратегия России // Вопр. философии.-1996.-№ 10.-С. 157-162.

61. Федеральный закон РФ «Об электроэнергетике» от 26 марта 2003 г. № 35-Ф3 (в ред. Федерального закона от 22.08.2004 N 122-ФЗ, с изм., внесенными Федеральным законом от 30.12.2004 N 211-ФЗ).

62. Флетен С.Э., Ли Т.Т. Рыночная власть на Скандинавском рынке электроэнергетики: влияние гидроэнергетики и контрактов. // Экономикаэлектроэнергетики: рыночная политика. — Новосибирск. Издательство СО РАН. - 2001. - С. 224-246.

63. Цветков Е.В. Вероятностная методика назначения оптимальных режимов энергосистем с гидроэлектростанциями длительного регулирования // Тр. ВНИИЭ. Работы в области общей энергетики. 1961. -Вып. 13.-С. 30-70.

64. Цветков Е.В. Оптимальные режимы гидростанций длительного регулирования // Изв. АН СССР. Отделение технических наук. 1958. - № 8.-С. 75-80.

65. Цветков Е.В. Расчет оптимального регулирования речного стока на водохранилища и ГЭС на ЦВМ. М.: Энергия, 1967. - 133 с.

66. Цветков Е.В., Алябышева Т.М., Парфенов Л.Г. Оптимальные режимы гидроэлектростанций в энергетических системах. М.: Энергоатомиздат, 1984.-304 с.

67. Цветков Е.В., Парфенов Л.Г., Протопопова Т.Н. Метод, алгоритм и программа расчета длительных режимов ГЭС // Оптимизация режимов работы энергосистем: Тез. докл. Всесоюз. сем. М.: Союзтехэнерго, 1979. -С. 31-33.

68. Черноусько Ф.Л., Баничук Н.В. Вариационные задачи механики и управления: Численные методы. М.: Наука, 1973.-238 с.

69. Чокин Ш.Ч., Мальковский И.М., Паутов A.C. Параметры и режимы гидроэлектростанций. Алма-Ата: Наука КазССР, 1983. - 220 с.

70. Чурквеидзе Ш.С. Вопросы оптимизации длительных режимов электроэнергетических систем, имеющих в своем составе каскады ГЭС: Автореф. дис. канд. техн. наук. -М., 1970 22 с.

71. Шимельмиц И.Я., Рубинштейн М.И. Водно-энергетические предпосылки объединения ОЭС Сибири и ЕЭС Европейской части СССР // Развитие производительных сил Восточной Сибири. Энергетика. М.: Изд-во АН СССР, 1960. - С. 166 - 176.

72. Энергетика России в переходный период: проблемы и научные основы развития и управления / Под ред. А.П. Меренкова. Новосибирск: Наука. Сиб. изд. фирма РАН, 1996. - 356 с.

73. Юдин Д.Б. Математические методы управления в условиях неполной информации. М.: Советское радио, 1974. - 400 с.

74. Arvantidis N., Rosing J. Composite Representation of a Multireservoir Hydroelectric Power System // IEEE Transactions on Power Systems. Vol. PAS-89. - № 2. - February 1970. - P. 319-326.

75. Arvantidis N., Rosing J. Optimal Operation of Multireservoir Systems Using a Composite Representation // IEEE Transactions on Power Systems. — Vol. PAS-89. -№ 2. February 1970. - P. 327-335.

76. Barquin J., Centeno E., Lopez-Nicolas A. Forecasting the Chilean Short-Term Electricity Market Behavior under a New Proposed Regulation // IEEE Bologna Power Tech Conference. June 231Ь-26Л. - Bologna. - Italy. - 2003.

77. Barroso N., Pereira M., Kelman R., Lino P. Can Brazil learn from California? Challenges of power deregulation in a predominantly hydro-electric system // IEEE PES 2001, Summer Meeting, Vancouver, Canada, July 15-19. -2001. -P. 26-36.

78. Budhraja V.S. California's Electricity Crisis // IEEE Power Engineering Review. V.22. - № 8. - August 2002. - P. 4-6.

79. Caramanis M.C., Bohn R.E., Schweppe F.C. Optimal Spot Pricing: Practiceand Theory // IEEE Trans, on PAS. Vol. PAS-101. - № 9. Sept. 1982. - P. 3234-3245.

80. Contaxis G., Vavatra S. Hydrothermal scheduling of Multireservoir power system with stochastic inflows // IEEE Transactions on Power Systems. Vol. 5. -№ 3. - August 1990. - P. 766-773.

81. Ferrero R., Rivera J., Shahidehpour S. A Dynamic Programming Two-Stage Algorithm for Long-term Hydrothermal Scheduling of Multireservoir System // IEEE Transactions on Power Systems. Vol. 13. - № 4. - November 1998. - P. 1534-1540.

82. Ferrero R., Rivera J., Shahidehpour S. Effect of deregulation on hydrothermal systems with transmission constraints // Electric Power Systems Research. Vol. 38 (3). - 1997. - P. 191-197.

83. Fosso O., Al Abbas, Abdullah M. Long-term operation planning of HydroThermal Power Systems // Electra. № 192. - October 2000. - P. 46-53.

84. Gross G., Finlay D.J. Optimal Bidding Strategies in Competitive Electricity Markets // Proc. of the 12th PSCC. Dresden. - Germany. - August 19-23 1996. -P. 815-823.

85. Gross G., Finlay D.J., Deltas G. Strategic Bidding in Electricity Generation Supply Markets // IEEE PES Winter Meeting. Jan. 31-Febr. 4. - New York. -1999.-P. 309-315.

86. Hydro-Thermal Scheduling Based on the Problem Space Search Method and Quadratic Programming / Ono K., Koshio M., Sutoh T., Nakamura S. 13th PSCC Proceedings. - Trondheim June 28-July 2. - Vol.2. - Norway, 1999. - P. 1100-1107.

87. Keppo J. Optimality With Hydropower System // IEEE Transactions on Power Systems. Vol. 17. - № 3. - August 2002. - P. 583-589.

88. Long-term Management Optimization According to Different Types of Transactions / Germond A., Bart A., Pittelond G., Cherkaoui R. Proc. of the PICA'97 Conf. Columbus, Ohaio, USA. - May 10-16 1997. - P. 164-168.

89. MacGill I., Kaye R. Decentralized coordination of power system operationusing dual evolutionary programming // IEEE Transactions on Power Systems. -Vol. 14. -№ 1.-February 1999.-P. 112-119.

90. Mensah-Bonsu C., Oren S. California Electricity Market Crisis: Causes, Remedies, and Prevention // IEEE Power Engineering Review. V.22. - № 8. -August 2002.-P. 1-3.

91. Mo B., Gjelsvik A., Grundt A. Integrated Risk Management of Hydro Power Scheduling and Contract Management // IEEE Transactions on Power Systems. Vol. 16. - № 2. - May 2001. - P. 216-221.

92. Olivera G., Soares S. A Second-Order Network Flow Algorithm for Hydrothermal Scheduling // IEEE Transactions on Power Systems. Vol. 10. -№3. August 1995.-P. 1635-1641.

93. Pereira M., Kelman R. Long-term hydro scheduling based on stochastic models // Proc. Int. Conf. Electrical Power Systems Operation and Management (EPSOM'98). Zurich. - Switzerland, 1998. - P. PEREIRA 1-22.

94. Rivier M., Pérez-Arriaga I., Vázquez C. Will the California Crisis Perturb

95. Spain's Liberalization Process? IEEE Power Engineering Review. V.22. - № 8.1. August 2002.-P. 17-19.

96. Rudnick H. California Crisis Influences Further Reforms in Latin America // IEEE Power Engineering Review. V.22. - № 8. - August 2002. - P. 13-16.

97. Sheffrin A. California Power Crisis: Failure of Market Design or Regulation? // IEEE Power Engineering Review. V.22. - № 8. - August 2002. -P. 7-12.

98. Siu T.K., Nash G.A., Shawwash Z.K. A Practical Hydro, Dynamic Unit Commitment and Loading Model // IEEE Transactions on Power Systems. -May 2001. V.16. -№2. -2001. - P. 301-305.

99. Villar J., Rudnuick H. Hydrothermal Market Simulator Using Game Theory: Assessment of Market Power // IEEE Transactions on Power Systems. Vol. 18. -№ 1.-February 1998.-P. 91-98.

100. Vojdani A., Rahimi F. Electricity Market Structures // EPSOM'98. Zurich. - September 23-25. - 1998. - P. VOJDANI 1-22.