Разработка моделей и технологий оперативного диспетчерского управления ЕЭС России в условиях конкурентного оптового рынка электроэнергии тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.02, кандидат технических наук Шубин, Николай Генрихович

• Шубин, Николай Генрихович
• кандидат технических наук
• 2003

Оглавление диссертации кандидат технических наук Шубин, Николай Генрихович

ВВЕДЕНИЕ.

1. АНАЛИЗ МОДЕЛЕЙ И ПРИНЦИПОВ ОРГАНИЗАЦИИ РЫНф) КОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ.

1.1. Цель создания конкурентного рынка электрической энергии.

1.2. Основные модели развития и структуризация электроэнергетики

1.3. Возможность изменения модели рынка электроэнергии.

1.4. Особенности организации рынка электроэнергии в России.

1.5. Принципы диспетчеризации электроэнергетики.

1.6. Организация диспетчерского управления в России.

1.7. Изменение требований к диспетчерскому управлению в условиях функционирования конкурентного рынка.

2. ОБОСНОВАНИЕ МОДЕЛИ КОНКУРЕНТНОГО ОПТОВОГО РЫ1 ПСА ЭЛЕКТРОЭ1ПВРГИИ ДЛЯ ЕЭС РОССИИ.

2.1. Структура модели конкурентного оптового рынка электроэнергии.

2.2. Определение равновесной цены.

2.3. Расчет узловых цен.

2.4. Балансирующий рынок.

3. ФОРМИРОВАНИЕ ДОГОВОРНЫХ ОБЯЗАТЕЛЬСТВ И ПЛАНИРОВАНИЕ ДИСПЕТЧЕРСКИХ ГРАФИКОВ.

3.1. Основы определения объемов договорных суточных обязательств участников рынка.

3.2. Стратегические и тактические действия по формированию договорных суточных обязательств.

3.3. Виды договорных суточных обязательств.

3.4. Бизнес-процесс формирования договорных суточных объемов.

3.5. Разработка диспетчерского графика.

3.4. Управление генерацией, потреблением и сальдо перетоков ) электроэнергии в реальном времени.

4. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ЗАДАЧИ КОНКУРЕНТНОГО РЫНКА

ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ.

4.1. Обоснование необходимости создания единой расчетной модели.

4-2. Математическая модель расчетной схемы.

4.3. Синтез и актуализация единой расчетной модели ЕЭС России.

4.4. Разработка технология согласования результатов аукционов электроэнергии «на сутки вперед» с Системным оператором.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка моделей и технологий оперативного диспетчерского управления ЕЭС России в условиях конкурентного оптового рынка электроэнергии»

Происходящие в России экономические и структурные преобразования затронули и электроэнергетическую отрасль. Изменилась структура Единой энергетической системы (ЕЭС) России, принципы взаимодействия, обновились вычислительные средства и программные продукты, совершенствуется технология производства, передачи и распределения электрической энергии, система управления режимами электроэнергетических систем (ЭЭС) и их объединений (ОЭС).

Следует, однако, признать, что в настоящее время электроэнергетика России находится в кризисном состоянии и требует значительных финансовых затрат для поддержания существующих ресурсов энергопредприятий в надлежащем техническом состоянии, а также и для их модернизации и развития. Современный парк генерирующих мощностей России сложился в 60-80-х годах и после 1985 года ввод новых мощностей в стране практически остановился. В настоящее время оборудование электростанций физически изношено и морально устарело. В результате следует ожидать снижения надежности функционирования ЕЭС России, постоянное увеличение тарифов на электроэнергию и дальнейшее технологическое отставание.

Как показывает анализ (рис. В.1) к 2011 году из-за отсутствия инвестиций в электроэнергетику генерирующие мощности практически окажутся равными мощности потребления. Резервы, снижаясь ежегодно (отсутствует строительство и ввод новых электростанций), в это же время достигнут критической нулевой отметки.

Для выхода из кризиса необходимо разработать стратегию привлечения в электроэнергетику инвестиций из негосударственного сектора экономики, что возможно только при условии существования прозрачной и стабильной среды хозяйствования энергопредприятий, стимулирующей повышение эффективности их деятельности, включая снижение издержек и увеличение прибыли.

Р, ГВтд 160,0

140,0

120,0

100,0

80,0

60,0

40,0

20,0

0,0

-20,0

140,0 139,3 138 6 137,9 137,2 136,5 135,9 ; 135,2 134,5 133,8 133,2

134,4

100

0 103,0 Ю6.1

112,6

40 35

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 годы

Рис. В. 1. Прогнозируемое изменение активной мощности: —- генерации; - потребления; - резерва

В соответствии с принятым направлением реформирования экономики Российской Федерации в электроэнергетике требуется [84]:

• создать частные конкурентные генерирующие компании;

• отказаться от затратного ценообразования всех услуг и административного закрепления потребителей за производителями за счет организации конкурентного рынка электроэнергии;

• обеспечить прозрачность финансовых потоков и стопроцентную денежную оплату услуг отрасли;

• привлечь на этой основе значительные прямые инвестиции для модернизации отрасли, обновления ее производственного потенциала.

Только комплексное решение поставленных задач может привести к существенным изменениям в отрасли, повысить ее эффективность и надежность.

Актуальность работы. В настоящее время энергетическая безопасность России требует решительных и эффективных мер для надежного и бесперебойного функционирования электроэнергетической отрасли, что предполагает наличие свободы экономической деятельности в области электроэнергетики и единства экономического пространства в сфере обращения электрической энергии. Анализ работы электроэнергетических предприятий показывает, что за последнее время заметно снижается их экономичность и надежность. Оборудование большинства предприятий физически и морально устарело, выработало свой ресурс. Отрасль не может самостоятельно (без инвестиций) заниматься модернизацией существующих предприятий, а тем более осуществлять строительство новых электростанций и линий электропередачи.

Успешный выход отрасли из кризиса возможен только за счет ее перехода к работе в условиях конкуренции, что могло бы привлечь в электроэнергетику инвестиции из негосударственного сектора.

Современные условия выдвинули на первый план целый ряд нерешенных ранее вопросов:

• выбор и формирование модели рыночных отношений;

• определение условий перехода к рыночной экономике;

• создание расчетных моделей планирования диспетчерского графика;

• разработка и внедрение программно-аппаратного комплекса, обеспечивающего необходимые условия функционирование рынка.

Разработка методологии решения этих задач, которая представлена в диссертационной работе, является актуальной для дальнейшего развития электроэнергетической отрасли страны.

Цели и задачи исследования. Цели работы заключаются в создании рекомендаций по формированию модели конкурентного оптового рынка электроэнергии и решении ряда технологических задач, обеспечивающих успешное функционирование рынка.

Для этого были решены следующие основные задачи:

1. Выполнен анализ существующих моделей рынка электроэнергии для выработки рекомендаций по использованию опыта организации рынков электроэнергии в мировой практике.

2. Определены недостатки действующих технологий оперативного диспетчерского управления и предложены новые, которые должны обеспечить объективность, прозрачность, эффективность и адаптируемость системы планирования и управления электроэнергетическими режимами ЕЭС России в условиях динамично меняющихся требований рыночного сообщества.

3. Показано, что в конкурентном рынке электроэнергии возрастают требования к точности и подробности математического описания энергосистем ЕЭС России, используемого для планирования режимов и разработки часовых диспетчерских графиков (а также диспетчерских графиков, имеющих меньшие временные интервалы). Для удовлетворения новых повышенных требований создана методика и алгоритм синтеза и актуализации энергосистем Европейской части ЕЭС России.

Научная новизна. В результате проведенного в ходе подготовки диссертации комплекса исследований определены основные положения функционирования оптового конкурентного рынка электрической энергии, а именно:

1. Разработаны принципы построения технологической модели конкурентного оптового рынка электрической энергии, предполагающей формирование взаимоотношений инфраструктурных организаций и участников рынка на этапе планирования суточного диспетчерского графика.

2. Разработана модель ценообразования, согласованная с технологической реализацией электрического режима энергообъединения.

3. Сформирован бизнес-процесс определения объемов договорных суточных обязательств участников оптового конкурентного рынка электрической энергии.

4. Предложен алгоритм планирования диспетчерского графика и управления генерацией, потреблением и сальдо перетоков электроэнергии в реальном времени в условия работы оптового конкурентного рынка электрической энергии.

5. Создана методика и алгоритмы синтеза расчетной схемы и актуализации параметров расчетной модели энергосистем Европейской части России.

6. Разработана технология согласования результатов аукционов электрической энергии «на сутки вперед».

Практическая ценность и реализация результатов работы. Исследования, положения, методы, алгоритмы и рекомендации, представленные в работе, являются необходимым элементом проводимой реструктуризации электроэнергетической отрасли России. Они позволяют создать концепцию единого бизнес-процесса формирования договорных суточных отношений участников оптового рынка, планирования диспетчерского графика и управления электроэнергетическим режимом ЕЭС России в реальном масштабе времени.

Результаты работы внедрены в алгоритм функционирования системы, выполняющей все необходимые расчеты для сектора конкурентного оптового рынка в режиме имитации. Эти же технологии (возможно, при некоторой доработке) будут использованы при фактическом запуске оптового конкурентного рынка. Алгоритмы и методики, представленные в работе, составили основу программного обеспечения синтеза и актуализации расчетных моделей ОЭС и ЕЭС ActOpus.

Кроме того, значительная часть результатов вошла в состав правовых, регламентирующих и методических документов РАО «ЕЭС России», определяющих принципы и технологию работы конкурентного оптового рынка.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на восьмой научно-технической конференции УПИ им. С.М. Кирова (Свердловск, УПИ, 1988 г.); всесоюзной научно-технической конференции (Днепропетровск, 1990 г.); научной конференции ИФТПЭ АН Литвы «Моделирование электроэнергетических систем» (Вильнюс, 1991 г.); всероссийской научно-технической конференции «Энергосистема: управление, качество, безопасность» (Екатеринбург, 2001 г.); научно-практическом семинаре «Проблемы и достижения в промышленной энергетике» (Екатеринбург, УГТУ, 2002 г.); всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы современной энергетики» (Екатеринбург, УГТУ, 2002 г.); научно-практической конференции «Энергосберегающие техника 8 и технологии» (Екатеринбург, 2003 г.); межрегиональном научно-техническом семинаре «Оперативное управление ЭЭС - новые технологии» (Сыктывкар, 2003 г.).

Различные аспекты диссертации были положены в основу работы совещаний и семинаров, посвященных:

• организации конкурентного рынка электроэнергии в переходный период (Москва, ЦДУ, 2002 г.);

• подготовке системы диспетчирования к введению рынка «5 - 15 %» (Москва, ЦДУ, 2002 г.);

• вопросам запуска конкурентного сектора «5 -15%» и подготовке целевой модели конкурентного оптового рынка электроэнергии в России (протокол от 22.07.2002, № 21-КС; от 10.08.2002, №13-КС и от 14.08.2002, № 24-КС) (Москва, ЦДУ, 2002 г.);

• организации работ по усовершенствованию процесса ведения диспетчерского графика» (приказ ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» от 15.12.2002 № 88), (Москва, ЦДУ, 2003 г.).

• по либерализации экономических отношений электросетевого бизнеса и диспетчеризации (Москва, ЦДУ, 2002 г.);

• проблемам создания автоматизированной системы (АС) Системного оператора (Жаворонки, 2002 г.);

• разработке методологии бизнес-процессов диспетчерского управления в рыночных условиях с учетом целевой модели рынка, в том числе долгосрочного планирования режимов ЕЭС, ОЭС и региональных энергосистем, планирования оперативных режимов на неделю и сутки вперед, балансирующего рынка и т.п. (приказ ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» от 09.10.2002 № 41) (Пятигорск, 2002 г.).

Материалы работы докладывались на заседаниях:

• проектной группы «Системный оператор» совместно с Администратором торговой системы (АТС) и разработчиками программного обеспечения (Протокол № 13 ПГ «CO-ОДУ ЕЭС») (Москва, 2002 г.);

• руководителей основных производственных служб ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» (протокол от 22.07 - 23.07.2002 №19-КС) (Москва, ОДУ, 2002 г.)

Обсуждение результатов работы проводилось на заседаниях оперативного штаба по запуску конкурентного рынка и по программе обучения «Организация взаимоотношений Системного оператора (СО) с другими участниками рынка» (Лондон, Эдинбург, 2002 г.).

Публикации. Основные положения диссертации отражены в 15 печатных работах [7, 9, 10, 14, 15,24, 43,51,55,56, 57, 58,61,77, 78].

Структура и объем работы. Работа состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы и приложения. Материал изложен на 140 страницах машинописного текста. Список использованной литературы содержит 108 наименований.

В первой главе «Анализ моделей и принципов организации рынков электроэнергии» показано, что функционирование электроэнергетической отрасли по вертикально интегрированной структуре бесперспективно с позиции дальнейшего развития. Выполнен анализ существующих моделей рынка электроэнергии и изучение опыта их применения в мировой практике, позволяющий рекомендовать к внедрению на конкурентном оптовом рынке России модель, по качественным показателям близкую к третьей классической модели «Оптовый рынок с полным возмещением затрат». Обоснована необходимость введения новой организационной структуры диспетчерского управления - Системного оператора, адекватной к требованиям рыночного сообщества.

Во второй главе «Обоснование модели конкурентного оптового рынка электроэнергии для ЕЭС России» представлена модель конкурентного оптового рынка электроэнергии, построенная на рыночных механизмах ценообразования. Показаны свойства модели (саморегулирование, отсутствие внеэкономической дискриминации, простота, принцип децентрализации и т.д.), приводящие к созданию механизма и выявляющие объекты для вложения инвестиций. Рассмотрены вопросы ценообразования на рынке, состав участников и субъектов рынка и принципы их взаимодействия.

Предложено для расчета узловых цен применять нелинейную оптимизационную модель, позволяющую адекватно учитывать системные ограничения. В качестве целевой функции рекомендуется использовать стоимость затрат на выработку и передачу электроэнергии в целом на рассматриваемом интервале времени. Решение задачи выполняется с использованием методов аппроксимирующего и сепарабельного программирования.

В третьей главе «Формирование договорных обязательств и планирование диспетчерских графиков» рассматриваются бизнес-процессы и высокоуровневые алгоритмы работы Системного оператора, без которых невозможно обеспечить новые повышенные требования конкурентного оптового рынка к качеству планирования режимов.

Показано, что планирование режимов производится по договорным суточным обязательствам по поставке и потреблению объемов электроэнергии участниками рынка, которые создаются путем разбиения объемов поставки электроэнергии на основании плановых месячных балансов и результатов торгового аукциона. Для формирования договорных суточных обязательств в работе предлагается строго регламентированная и формализованная система передачи данных, результатов оптимизационных и других расчетов. Выполнение требований этой системы обязательно для всех инфраструктур и участников рынка.

Предложен алгоритм формирования расчетного диспетчерского графика, предусматривающий минимизацию стоимости отклонения объемов поставок в соответствии с расчетным диспетчерским графиком от величин, определенных конкурентными торгами. Диспетчерский график создается на основании сделок, заключенных по результатам торгов на конкурентном секторе оптового рынка «на сутки вперед». Бизнес- процесс разработки расчетного диспетчерского графика базируется на предварительном диспетчерском графике, синтезе и актуализации расчетной модели ЕЭС России и на основании информации, полученной Системным оператором от Администратора торговой системы.

Показано, что управление генерацией, потреблением и сальдо перетоков электроэнергии в реальном времени требует модернизация и автоматизация способов формирования и исполнения команд диспетчерского управления ЕЭС России. Разработан бизнес-процесс управления диспетчерской документацией и взаимодействием диспетчерских служб при управлении режимами в реальном времени.

В четвертой главе «Технологические задачи конкурентного рынка электроэнергии» представлено решение задачи синтеза и актуализации единой расчетной модели Европейской части ЕЭС России - главной составляющей исходных данных для проведения ценовых аукционов на оптовом конкурентном рынке электроэнергии. Разработаны принципы моделирования узлов расчетной схемы модели — генерации и нагрузки. В частности, нагрузка в расчетах установившихся режимов представляется тремя моделями «Нагрузка», «Система» и «Сальдо». Предложены математические модели вычисления нагрузки по трем базовым режимам с определением коэффициентов участия.

Созданы математические модели, позволяющие производить агрегирование информации о поставках электроэнергии и модификацию ценовых характеристик рынка, предложен способ учета в работе рынка системных генераторов, разработана технология согласования результатов аукциона рынка «на сутки вперед».

В заключении сформулированы основные результаты работы и указаны направления дальнейших исследований и разработок.

В приложении представлены дополнительные материалы, позволяющие лучше разобраться в некоторых разделах диссертационной работы и способствующие лучшему пониманию ее существа.

Работа выполнена на кафедре «Автоматизированные электрические системы» электротехническом факультете Уральского государственного универ-ситета-УПИ. Она полностью соответствует научному направлению кафедры в области моделирования и управления процессами функционирования сложных электроэнергетических систем.

Настоящая работа не могла быть выполнена без постоянной творческой поддержки и опоры на накопленный научный и творческий потенциал ученых кафедры и коллектива ОДУ Урала.

Автор выражает искреннюю благодарность научному руководителю, доктору технических наук, профессору Бартоломею П.И. за общее руководство, постоянное внимание и творческую поддержку в ходе выполнения работы. Автор признателен всем сотрудникам кафедры и ОДУ Урала, а также всем специалистам, взявшим на себя труд и представившим свои замечания по содержанию и оформлению работы.

Заключение диссертации по теме «Электростанции и электроэнергетические системы», Шубин, Николай Генрихович

ВЫВОДЫ

1. Технологический процесс синтеза и актуализации Единой расчетной модели Европейской части ЕЭС России предназначен для регулярного ежедневного информационного обеспечения аукциона электроэнергии, проводимом Администратором торговой системы на конкурентном секторе оптового рынка.

2. Единая расчетная модель, обладая большой размерность схемы замещения, требует детального и точного моделирования основных элементов энергосистем: генерации и нагрузки. Генерацию предлагается учитывать отдельными генераторами или генераторными группами. Нагрузка может быть представлена тремя моделям: «Нагрузка» - представляет конечного потребителя; «Система» - потребление целого объединения узлов; «Сальдо» - обеспечивает заданный переток по сечению.

3. Предложенный метод коррекции характеристик относительных приростов позволяет максимально приблизить график нагрузки к торговому графику Администратора торговой системы.

4. Результаты расчетов показали, что разработанные технологии моделирования элементов схемы, сборки и выполнения расчетов на схеме, содержащей 5209 узлов и 7493 ветви, позволяют обеспечить функционирование конкурентного сектора оптового рынка электроэнергии.

5. Предложенная процедура агрегирования информации обеспечивает взаимно-однозначное преобразование подробной информации об объемах поставки электроэнергии.

6. Модификация ценовых характеристик обеспечивает загрузку генерирующих мощностей в соответствии с результатами аукциона. Для покрытия дополнительного потребления используются генераторы, невостребованные на торгах, в порядке возрастания стоимости электроэнергии. При снижении потребления сначала разгружаются генераторы, невостребованные на торгах, а затем - наиболее дорогие из востребованных.

7. Выделение системных генераторов позволяет включить в экономическое регулирование генераторы, вынужденные работать по условиям надежности. Локальные монополисты будут подвергаться государственному регулированию.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. В настоящее время энергетическая безопасность России требует решительных и эффективных мер для надежного и бесперебойного функционирования электроэнергетической отрасли. Исследования показали, что электроэнергетическая отрасль России функционирует по вертикально интегрированной структуре (конкуренция отсутствует) с некоторыми зачатками рыночных отношений на ФОРЭМ, что приводит к практическому отсутствию инвестиций и невозможности дальнейшего развития отрасли.

2. Переход к рыночным отношениям, базирующийся на модели близкой к модели оптового конкурентного рынка «Оптовый рынок с полным возмещением затрат», строится на рыночных механизмах ценообразования.

3. Система диспетчерского управления, существовавшая в России, была слабо мотивирована на повышение эффективности деятельности предприятий электроэнергетики. Выстраиваемая в настоящее время организационная структура Системного оператора адекватна требованиям рыночного сообщества и, в потенциале, способна обеспечить нормальное функционирование конкурентного оптового рынка в России.

4. Вычислительная поддержка, основанная на алгоритме, исключающем любую произвольность, используется лишь для генерации оптимального в некотором смысле режима производства (потребления) на основе переданных ценовых заявок и учете системных ограничений, которые рекомендуется учитывать как в линейной, так и нелинейной интерпретации.

5. Проанализированы существующие линейные и предложен нелинейный алгоритм ценообразования, увязанный задачей учета режимных ограничений электрической сети.

6. В новых рыночных условиях планирование режимов производится на основании договорных суточных обязательств по поставке и потреблению объемов электроэнергии участниками рынка, которые формируются на основании разбиения объемов поставки электроэнергии по плановым месячным балансам и результатов торгового аукциона. Договорные суточные обязательства не могут быть созданы без строго регламентированной и формализованной системы передачи данных и результатов оптимизационных и других расчетов.

7. Диспетчерский график создается в соответствии со сделками, заключенными по результатам торгов на конкурентном секторе оптового рынка «на сутки вперед» и на основании информации, полученной Системным оператором от Администратора торговой системы. Алгоритм формирования расчетного диспетчерского графика предусматривает минимизацию стоимости отклонения объемов поставок в соответствии с расчетным диспетчерским графиком от величин, определенных конкурентными торгами.

8. Разработанный технологический процесс синтеза и актуализации Единой расчетной модели Европейской части ЕЭС России предназначен для регулярного ежедневного информационного обеспечения аукциона электроэнергии, проводимом Администратором торговой системы на конкурентном секторе оптового рынка. Результаты расчетов показали, что технологии моделирования элементов схемы, сборки и выполнения расчетов на схеме, содержащей 5209 узлов и 7493 ветви, позволяют обеспечить функционирование конкурентного сектора оптового рынка электроэнергии.

9. Единая расчетная модель, обладая большой размерностью схемы замещения, требует детального и точного моделирования основных элементов энергосистем: генерации и нагрузки. Генерацию предлагается учитывать отдельными генераторами или генераторными группами. Нагрузка может быть представлена тремя моделям: «Нагрузка» - представляет конечного потребителя; «Система» - потребление целого объединения узлов; «Сальдо» - обеспечивает заданный переток по сечению.

10. Технология согласования результатов аукциона с Системным оператором предусматривает процедуру агрегирования информации, обеспечивающую взаимно-однозначное преобразование подробной информации об объемах поставки электроэнергии. Модификация ценовых характеристик обеспечивает загрузку генерирующих мощностей в соответствии с результатами аукциона.

11. Выделение системных генераторов позволяет обеспечить экономически генераторы, вынужденные работать по условиям надежности.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Шубин, Николай Генрихович, 2003 год

1. Абраменко М.Д. Разработка протоколов и программного обеспечения информационного обмена между инфраструктурными организациями оптового рынка электроэнергии // Электронный журнал «Новое в российской энергетике». 2002, №8. С. 35-28.

2. Автоматизация диспетчерского управления в электроэнергетике / Под общей ред. Ю.Н. Руденко и В.А. Семенова. М.: Изд-во МЭИ, 2000. - 648 с.

3. Автоматизированная система оперативно-диспетчерского управления электроэнергетическими системами / О.Н. Войтов, В.Н. Воропай, А.З. Гамм и др. Новосибирск: Наука, 1986. - 204 с.

4. Автоматизация управления энергообъединениями / В.В. Гончуков, В.М. Горнштейн, JI.A. Крумм и др. Под ред. С.А. Совалова. М.: Энергия, 1979-422 с.

5. Азарьев Д.И. Математическое моделирование электрических систем. -М.-Л.: Госэнергоиздат, 1962. 206 с.

6. Арзамасцев Д.А., Бартоломей П.И., Холян A.M. АСУ и оптимизация режимов энергосистем. М.: 1983. - 208 с.

7. Александров А.С., Бартоломей П.И., Паниковская Т.Ю., Неуймин

8. B.Г., Шубин Н.Г. Оптимизация состава генерирующего оборудования ЭЭС в условиях конкурентного рынка. В кн.: Материалы научно-практической конференции «Энергосберегающие техника и технологии». Екатеринбург: 2003.1. C.38-41.

9. Аюев Б.И., Семенов Г.А. Новый оптовый рынок в Российской Федерации // Электронный журнал «Новое в российской энергетике». 2002, № 8. С.6-16.

10. Аюев Б.И., Ермоленко В.Д., Ерохин П.М., Шубин Н.Г. О проблеме стоимостной оценки реверсивных обменов мощностью и энергией между оптовым рынком и АО-энерго. /Вестник ФЭК России. Информационно аналитический журнал № 6. - М.: 1998. С. 12-18.141

11. Аюев Б.И., Ерохин П.М., Шубин Н.Г. Рынки генерации и их диспетчеризация, как факторы инвестиционного климата в электроэнергетике. /Вестник ФЭК России. № 7-12. М.: 2000. С. 16-23.

12. Баринов В.А., Совалов С.А. Режимы систем: методы анализа и управления. М.: Энергоатомиздат, 1990 - 440 с.

13. Бартоломей П.И., Грудинин Н.И. Расчет установившихся режимов электрических систем и их оптимизация методом квадратичной аппроксимации. / Изв. All СССР. Энергетика. 1992. № 5. с. 95-106.

14. Бартоломей П.И., Грудинин Н.И. Оптимизация режимов энергосистем методами аппроксимирующего и сепарабельного программирования. / Изв. АН СССР. Энергетика. 1993. № 1. с. 72-80.

15. Бернас С., Цек 3. Математические модели элементов электроэнергетических систем.: Пер. с польск. М.: Энергоиздат, 1982. - 312 с.

16. Богданов В А., Ставровский А.Н. Сбор и передача информации для диспетчерского управления режимами электроэнергетических систем // Электрические станции, сети и системы. Т.9. М.: ВИНИТИ, 1979. - 117 с.

17. Бондаренко А.Ф., Лянзберг В.А., Купцов А.Н. О внедрении в ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» и ОДУ «Электронных журналов ведения режима субъектов оптового рынка электроэнергии» // Электронный журнал «Новое в российской энергетике». 2002, № 8. С. 41-43.

18. Веников В.А. Методологические аспекты исследования больших электроэнергетических систем кибернетического типа. В кн.: Вопросы кибернетики, вып. 32. - М.: Наука, 1977.

19. Веников В.А., Суханов О.А. Кибернетические модели электрических систем. М.: Энергоиздат, 1982. - 312 с.

20. Веников В.А., Суханов О.А. Принципы кибернетического моделирования электрических систем // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. 1974, № 3. С. 112-122.

21. Гамм А.З. О ценности информации при управлении нормальными режимами электроэнергетической системы // Информационное обеспечение диспетчерского управления в электроэнергетике. Новосибирск: Наука, 1985. С. 12-23.

22. Гамм А.З. Теория и методы решения задач реального времени в АС-ДУ нового поколения // Информационное обеспечение. Задачи реального времени в диспетчерском управлении. 4.1. Сб. докл. Всесоюз. сем. Каунас: ИФ-ТПЭ АН ЛитССР, 1989. С.3-10.

23. Ган А.А., Герих В.П., Неуймин В.Г., Паули В.К., Шкатов В.А., Шубин Н.Г. Единая расчетная модель ЕЭС России для аукциона на конкурентном оптовом рынке электроэнергии // Электронный журнал «Новое в российской энергетике». 2002, № 8. С. 17-24.

24. Ган А.А., Охотин В.В., Мустафин Г.О. Подготовка персонала субъектов инфраструктуры рынка для запуска конкурентного сектора «5-15%» оптового рынка электроэнергии // Электронный журнал «Новое в российской энергетике». 2002, № 8. С. 29-32.

25. Гилл Ф., Мюррей У., Райт М. Практическая оптимизация. М.: Мир, 1985.-509 с.

26. Глазунов А.А., Глазунов А.А. Электрические сети и системы. Л.: Госэнергоиздат, 1960. - 409 с.

27. Гурский С.К. Алгоритмизация задач управления режимами сложных систем в электроэнергетике. Минск: Наука и техника, 1977. - 367 с.143

28. Гусейнов Ф.Г., Рахманов Н.Р. Оценка параметров и характеристик энергосистем. — М.: Энергоатомиздат, 1988. 152 с.

29. Гусейнов Ф.Г. Упрощение расчетных схем электрических систем. -М.: Энергия, 1978. 205 с.

30. Данциг Дж. Линейное программирование, его применения и обобщения. М.: Прогресс, 1966. 600 с.

31. Джоскоу П.Л. и Шмаленси Р. Рынки электроэнергии. Анализ сокращения вмешательства государства в деятельность электрической коммунальной компании. Эм-Ай-Ти (Масачусетский Институт Технологии Пресс), Кембридж, Масачусетс, 1983.

32. Диалоговые системы в АСДУ. Обзорная информация. / Ю.П. Драган, В.Г. Орлов, В.А. Семенов. М.: Информэнерго, 1982. - 41 с.

33. Жуков Л.А., Стратан И.П. Установившиеся режимы сложных электрических сетей: Методы расчетов. М.: Энергия, 1979. - 416 с.

34. Идельчик В.И. Расчеты и оптимизация режимов электрических сетей и систем. М.: Энергоатомиздат, 1988. - 288 с.

35. Кириенко Е.И. Модернизация программных средств суточного планирования режимов энергообъединений // Электронный журнал «Новое в российской энергетике». 2002, № 8. С. 33-35.

36. Конторович A.M., Крюков В.А., Меклин А.А. Эквивалентирование сложных электрических систем для целей противоаварийного управления //144

37. Материалы семинара разработчиков промышленных программ эквиваленти-рования сложных энергосистем. -М.: ЦДУ ЕЭС СССР, 1982. С. 19-24.

38. Лисицин Н.В., Морозов Ф.Я., Окин А.А., Семенов В.А. Единая энергосистема России. М.: Изд-во МЭИ, 1999. - 314 с.

39. Маркович И.М. Режимы энергетических систем. Изд. 4-е перераб. и доп. - М.: Энергия, 1969. - 352 с.

40. Маркушевич И.М. Автоматизированная система диспетчерского управления. М.: Энергоатомиздат, 1986. - 132 с.

41. Меламед Л.Б., Суслов Н.И. Экономика энергетики: основы теории. -Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2000. 180 с.

42. Методы оптимизации режимов энергосистем /Под ред. В.М. Горн-штейна. М.: Энергоиздат, 1981. - 483 с.

43. Мелентьев Л.А. О роли математических моделей и информации в управлении большими системами в энергетике // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. 1969, № 5. С. 3-12.

44. Мелентьев Л.А. Оптимизация развития и управления больших систем энергетики: Учеб. пособие, 2-е изд., перераб. и. Доп. М.: Высш. школа, 1982.-319 с.

45. Методы решения задач реального времени в электроэнергетике / А.З. Гамм, Ю.Н. Кучеров, С.И. Паламарчук и др. Новосибирск: Наука, Сиб. отд-ние, 1990.-294 с.

46. Муртаф Б. Современное линейное программирование. М.: Мир, 1984.-224 с.

47. Нутек. Шведский рынок электроэнергии от монополии к конкуренции, 1992.

48. Обоскалов В.П., Паниковская Т.Ю., Шубин Н.Г. Узловые маржинальные цены на реактивную энергию. Вестник УГТУ-УПИ № 2(10) 2000. Сб. тр. каф. «Автоматизированные электрические системы». - Екатеринбург: Изд-во Урал. гос. техн. ун-та, 2000. С. 56-59.

49. Орнов В.Г., Рабинович М.А. Задачи оперативного и автоматического управления энергосистемами. М.: Энергоатомиздат, 1988. - 223 с.

50. Орнов В.Г., Рабинович М.А. Оперативный прогноз мощности потребления энергообъединения // Алгоритмы обработки данных в электроэнергетике. Иркутск: Изд-во СЭИ, 1982. С. 112-119.

51. Орнов В.Г., Семенов В.А. Изучение системы сбора и отображения оперативно-диспетчерской информации. М.: ВИПКэнерго, 1978. - 40 с.

52. Окуловский С.К., Паниковская Т.Ю. Программный комплекс для решения задач оптимизации (тезисы) Тезисы докладов уч.-метод. конф. «Информационные технологии обучения энергетическим специализациям» Екатеринбург: Изд-во Урал, политехи, ин-та, 1994. С.27.

53. Паниковская Т.Ю., Шубин Н.Г. Системный оператор новый субъект инфраструктуры. В кн.: Материалы 2-го научно-практического семинара «Проблемы и достижения в промышленной энергетике». - Екатеринбург: Изд-во Урал. гос. техн. ун-та, 2002 С. 16.

54. Паули В.К., Шубин Н.Г. Системный оператор: подготовка к запуску конкурентного сектора оптового рынка электроэнергии. М.: Вестник ФЭК, 2003.

55. Паули В.К., Пономарев Д.В. Первые шаги на пути реформирования электроэнергетики России // Электронный журнал «Новое в российской энергетике». 2002, № 6. С. 18-25.

56. Прихно В.Л., Черненко П.А. Оперативный расчет режима энергосистемы по данным телеметрии // Алгоритмы обработки данных в электроэнергетике. Иркутск: Изд-во СЭИ, 1982. С.70-75.

57. Проблемы диспетчерского и автоматического управления. Сб. докл. и статей. М.: Изд-во МЭИ, 1977. - 218 с.

58. Суслов Н.И. Анализ взаимодействий экономики и энергетики в период рыночных преобразований. Новосибирск: ИЭиОПП СО РАН, 2002. -270 с.

59. Таха X. Введение в исследование операций. Т.1. М.: Мир, 1985.480 с.

60. ФОРЕМ«Временными методическими указаниями по формированию и применению двухставочных тарифов на ФОРЭМ», утвержденными протоколом № 76 заседания Правления Федеральной Энергетической Комиссии 6 мая 1997 года.

61. Холмский В.Г. Расчет и оптимизация режимов электрических сетей. М.: Высш. школа, 1975. - 280 с.

62. Черненко П.А., Прихно B.J1. Оценка состояния и оптимизации по напряжению и реактивной мощности электроэнергетической системы. — Техническая термодинамика, 1980, № 5. С. 92-95.

63. Черненко П.А., Чухно В.И. Методы и алгоритмы оперативного анализа стационарных режимов электроэнергетических систем с учетом изменения во времени узловых нагрузок // Ин-т эл.-динамики АН УССР. Препр., 1984, №391.-43 с.

64. Шубин Н.Г. Оценка эксплуатационных характеристик параметров эквивалентов частей энергосистем. В кн. Моделирование электроэнергетических систем. Тезисы докладов 10 научной конференции 3-4 секции. ИФТПЭ АН Литвы Вильнюс: Ротапринт ЛИИ, 1991. С. 231-232.

65. Экономика электроэнергетики: рыночная политика /Отв. Ред. Э. Хо-уп, Л.Б. Меламед, М.В. Лычагин. Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2001.-448 с.

66. Averch Н., Johnson L. American Economic Review, 1962.

67. Kahn A.E. Great Britain in the World Economy. Columbia University Press, 1946.

68. Littlechild S.C. Regulation of British Telecommunications Profitability /Report for Secretary of State, 1983.

69. Sally Hunt and Graham Shuttleworth. Competition and Choice in Electricity. Chichester, England: Wiley.

70. Постановлением Правительства Российской Федерации от 11.07.01 № 526 «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации».

71. Torres G.L., Quintana V.H. On a Nonlinear Multiple-Centrality-Corrections Interior-Point Method for Optimal Power Flow // IEEE Trans. On Power Systems, vol. 16, no. 2, pp.222-228, May 2001.

72. Jabr R.A., Coonick A.H., Cory B.J. A Primal-Dual Interior Point Method1. Г'for Optimal Power Flow Dispatching // IEEE Trans. On Power Systems, vol. 17, no. 3, pp.654-662, August 2002.

73. Yan X., Quintana V.H. Improving An Interior-Point-Based OPF by Dynamic Adjustments Step Sizes and Tolerances // IEEE Trans. On Power Systems, vol. 14, no. 2, pp.709-717, May 1999.

74. Xie K., Song Y., etc Decomposition Model and Interior Point Methods for Optimal Spot Pricing of Electricity in Deregulation Environments // IEEE Trans. On Power Systems, vol. 15, no. 1, pp.39-49, Feb. 2000.

75. Momoh J.A., Zhu J.Z. Improved Interior Point Method for OPF Problems // IEEE Trans. On Power Systems, vol. 14, no. 3, pp. 1114-1120, August 1999.

76. Castronuovo E., Campagnolo J.M. On the Application of High Performance Computation Techniques to Nonlinear Interior Point Methods // IEEE Trans. On Power Systems, vol. 16, no. 3, pp.325-331, August 2001.

77. Quintana V.H., Torres G.L. Interior-Point Methods and Their Applications to Power System: A Classification of Publication and Software Codes // IEEE Trans. On Power Systems, vol. 15, no. 1, pp.170-176, Feb. 2000.

78. Gan D., Litvinov E. Energy and Reserve Market Designs With Explicit Consideration to Lost Opportunity Costs// IEEE Trans. On Power Systems, vol. 18, no. 1, pp.53-59, Feb. 2003.

79. Vucetic S., Tomsovic K., Obradovic Z. Discovering Price-Load Relationships in California's Electricity Market // IEEE Trans. On Power Systems, vol. 16, no. 2, pp.280-286, May 2001.

80. Galiana F.D., Conejo A.J. Incremental Transmission Loss Allocation Under Pool Dispatch// IEEE Trans. On Power Systems, vol. 17, no. 1, pp.26-33, Feb. 2000.

81. Galiana F.D., Phelan M. Allocation of Transmission Losses to Bilateral Contracts in a Copetitive Environment // IEEE Trans. On Power Systems, vol. 15, no. 1, pp.143-149, Feb. 2000.

82. Hogan W. Contract networks for electric power transmission. Energy and Environmental Policy Center, Harvard University, September 1990.

83. Motto A.L., Galiana F.D., Conejo AJ. On Walrasian Equilibrium for Pool-Based Electricity Markets // IEEE Trans. On Power Systems, vol. 17, no. 3, pp.774-781, August 2002.

84. Kockar I., Galiana F.D. Combined Pool/Bilateral Dispatch: Part II Curtailment of Firm and Nonfirm Contracts// IEEE Trans. On Power Systems, vol. 17, no. 4, pp. 1184-1190, Nov. 2002.

85. Franco P.C., Kockar I., Galiana F.D. Combined Pool/Bilateral Operation: Part III -Unbundling Costs of Trading Services// IEEE Trans. On Power Systems, vol. 17, no. 4, pp.1191-1197, Nov. 2002.

86. Alvarado F. Stability of Power System Markets // IEEE Trans. On Power Systems, vol. 14, no. 2, pp.505-511, May 1999.

87. Conejo A.J., Galiana F.D., . Economic Inefficiencies and Cross-Subsidies in an Auction-Based Electricity Pool // IEEE Trans. On Power Systems, vol. 18, no. 1, pp.221-227, Feb. 2000.

88. Chen L., Suzuki H. Components of Nodal Prices for Electric Power Systems // IEEE Trans. On Power Systems, vol. 17, no. 1, pp.41-49, Feb. 2002.

89. Arroyo J., Conejo A.J. Mutiperiod Auction for Pool-Based Electricity Market // IEEE Trans. On Power Systems, vol. 17, no. 4, pp. 1225-1231, Nov. 2002.

90. Cohen A.I., Ostrowski G. Scheduling Units with Multiple Operating Modes in Unit Commitment // IEEE Trans. On Power Systems, vol. 11, no. 1, pp.497-503, Feb. 1996.

91. Virmani S., Adrian E., Imhof К Implementation of a Lagrangian Relaxation Based Unit Commitment Problem // IEEE Trans. On Power Systems, vol. 4, no. 4, pp.1373-1379, Oct 1989.

92. Fang R.S David A.K Transmission Congestion Management in an Electricity Market // IEEE Trans. On Power Systems, vol. 14, no. 3, pp.877-883, Aug. 1999.

93. Singh H., Hao S., Papalexopoulos A. Transmission congestion management in competitive electricity markets. / IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 13, No.2 2, May 1998. c. 672-680.

94. Tao S., Gross G. A Congestion Management Allocation Mechanism for Multiple Transaction Networks // IEEE Trans. On Power Systems, vol. 17, no. 3, pp.826-833, Aug. 2002.