Задачи и технологии оперативно-диспетчерского управления режимами ЕЭС в конкурентно-рыночной энергетике России тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.02, доктор технических наук Ерохин, Петр Михайлович

• Ерохин, Петр Михайлович
• доктор технических наук
• 2005

Оглавление диссертации доктор технических наук Ерохин, Петр Михайлович

СОКРАЩЕНИЯ. ф ВВЕДЕНИЕ.

1. ОСНОВЫ ОРГАНИЗАЦИИ КОНКУРЕНТНОГО оптового

РЫНКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В РОССИИ.

1.1. Модель конкурентного оптового рынка электроэнергии и возможности ее усовершенствования.

1.2. Структура конкурентного оптового рынка электроэнергии.

1.3. Общие принципы ценообразования на рынке электроэнергии.

1.3.1. Классические модели ценообразования на рынках электроэнергии.

1.3.3. Стратегия поведения участников рынка.

Щ 1.3.3. Принцип ценообразования на аукционе электрической энергии.

1.4. Основные функции системы оперативно-диспетчерского управления в рыночных условиях.

1.5. Выводы.

2. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ В УСЛОВИЯХ КОНКУРЕНТНОГО РЫНКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ.

2.1. Основы экономичной диспетчеризации в различных моделях организации электроэнергетики.

2.2. Оперативно-диспетчерское управление: история и новые требования.

2.2.1. Анализ системы вертикально-интегрированного оперативно-диспетчерского управления в России.

2.2.2. Изменение требований к диспетчерскому управлению в условиях функционирования конкурентного ф рынка. ф 2.3. Системный оператор — технологический оператор рынка электроэнергии.

2.3.1. Цели и задачи создания Системного оператора.

2.3.2. Структура Системного оператора.

2.3.3. Задачи Системного оператора, связанные с развитием оптового рынка электроэнергии.

2.3.4. Новые технологии Системного оператора

2.3.5. Оптимизация структуры диспетчерского управления. 103 2.4. Выводы

3. МОДЕЛИРОВАНИЕ И ПЛАНИРОВАНИЕ РЕЖИМОВ С УЧЕТОМ АКТУАЛЬНОЙ ТОПОЛОГИИ СЕТИ И ПАРАМЕТ-# РОВ СХЕМ ЭНЕРГОСИСТЕМ.

3.1. Изменение технологии режимного управления ЕЭС России в условиях рынка электроэнергии.

3.2. Технологии формирования большой расчетной модели ЕЭС России.

3.2.1. Принципы проектирования базы данных.

3.2.2. Задача актуализации расчетной модели ЕЭС.

Ф 3.2.3. Синтез расчетной модели для проведения аукциона для рынка на «сутки вперед».

3.3. Моделирование узловых нагрузок и распределение потребления. г' 3.4. Принципы формирования' предварительного и расчетного диспетчерских графиков.

3.4.1. Планирование и прогнозирование режимов.

3.4.2. Планирование диспетчерских графиков в условиях

Ф оптового рынка электроэнергии.

3.5. Выводы.

4. РАЗРАБОТКА АЛГОРИТМОВ РЕШЕНИЯ ОПТИМИЗАЦИф ОННЫХ ЗАДАЧ СИСТЕМНОГО ОПЕРАТОРА.

II 4.1. Характеристика основных оптимизационных задач и возможных методов их решения.

4.2. Комплексная оптимизация режимов ЕЭС России в условиях функционирования конкурентного рынка.

4.3. Использование методов второго порядка и адаптация алгоритма аппроксимирующего и сепарабельного программирования для решения задачи комплексной оптимизации.

4.4. Алгоритм решения задачи комплексной оптимизации с использованием метода внутренней точки.

4.5. Оптимизационная задача выбора состава работающего гене-^ рирующего оборудования с учетом сетевых ограничений.

4.6. Выводы.

5. СПЕЦИАЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ ОБЕСПЕЧЕНИЯ СОПРОВОЖДЕНИЯ ОПТОВОГО РЫНКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ.

5.1. Разработка алгоритма выделения опасных сечений.

5.2. Рынок дополнительных системных услуг.

5.3. Алгоритмы распределения ответственности за потери между участниками рынка электроэнергии.

5.4. Алгоритмические основы построения тренажерного комплекса.

5.5. Выводы.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Задачи и технологии оперативно-диспетчерского управления режимами ЕЭС в конкурентно-рыночной энергетике России»

Основой промышленно-хозяйственного комплекса Российской Федерации является электроэнергетическая отрасль, определяющая устойчивое поступательное развитие экономики и повышение качества жизни населения.

Единая энергетическая система (ЕЭС) - национальное достояние и гарантия энергетической безопасности страны — объединяет в общее технологическое пространство совокупность энергетических объектов. Она представляет собой сложный, непрерывно действующий механизм, режим работы которого определяется всей совокупностью условий и параметров, характеризующих процесс производства, передачи и потребления электрической энергии. Этот процесс непрерывен и может быть эффективным только при четко организованном взаимодействии всех элементов отрасли на каждом производственном этапе. Как показывает исторический опыт и проведенные исследования, надежное и качественное энергоснабжение всех потребителей возможно только при наличии единой централизованной системы оперативно-диспетчерского управления. Сложившаяся к 1969 году иерархическая структура диспетчерского управления ЕЭС, работа которой базировалась на принципе прямого оперативного подчинения нижестоящего уровня управления вышестоящему, обеспечивала соблюдение оперативной дисциплины и гарантировала выполнение диспетчерских команд. Надежное оперативно-диспетчерское управление позволило избежать крупных общесистемных аварий, несмотря на весьма напряженные условия работы ЕЭС в 19701980 годах.

Решение главной задачи оперативно-диспетчерского управления .— обеспечение надежности электроснабжения потребителей при соответствующем качестве электроэнергии - всегда определялось решением проблем, связанных с управлением режимами энергосистем и энергообъединений, оптимизацией режимов. В связи с этим особую актуальность приобретает развитие теории и методов исследования задач управления электрическими режимами, развитие принципов оперативно-диспетчерского управления.

Большой вклад в эту область науки внесли Д.А. Арзамасцев, Г.Т. Адонц, В.А. Баринов, Я.Б. Баркан, П.И. Бартоломей, А.С. Бердин, Л.Л. Богатырев, В.В. Бушуев, Г.Я. Вагин, М.Х. Валдма, В.А. Веников, В.Э. Н.И. Воропай, Воротниц-кий, А.З. Гамм, И.И. Голуб, О.Т. Гераскин, В.М. Горнштейн, И.В. Жежеленко, Ю.С. Железко, В.Г. Журавлев, В.И. Идельчик, В.Г. Китушин, Л.А. Кощеев, Л.А. Крумм, В.Г. Курбацкий, В.З., Манусов, С.И. Паламарчук, М.Г. Портной, В.И. Розанов, Ю.Н. Руденко, В.А. Семенов, С.А. Совалов, В.А. Строев, О.А. Суханов, В.И. Тарасов, Д.В. Тимофеев, Х.Ф. Фазылов, Т.А. Филиппова, А.Г.Фишов, Е.В. Цветков, Ю.В. Щербина, и многие их коллеги.

Начавшаяся либерализация всей экономики Российской Федерации привела к необходимости рыночных реформ и в электроэнергетической отрасли. Создание рыночных условий в энергетике страны стало необходимым для повышения ее экономической эффективности и инвестиционной привлекательности. Новая экономическая среда должна стать стимулом для начала процесса воспроизводства выбывающих генерирующих мощностей и устойчивого развития Единой энергетической системы государства. Анализ существующей обстановки в стране показывает, что как сторонники реформирования электроэнергетики, так и противники реформ осознают, что назрела необходимость технического перевооружения производства, повышения технологической устойчивости и создания стимулов для хозяйствующих субъектов для эффективной деятельности.

Рыночные преобразования в энергетике страны необходимы, чтобы начать процесс расширенного воспроизводства основных энергетических фондов, износ которых подошел к критической отметке, а экономическая эффективность не отвечает современному уровню развития мировых технологий и конкурентоспособности.

Опыт зарубежных стран, начавших либерализацию электроэнергетической отрасли в начале 90-годов прошлого столетия, показал, что создание рынка элек8 троэнергии обеспечивает существенное повышение показателей экономической эффективности и, как правило, приводит к снижению тарифов на электроэнергию.

Началом рыночных отношений в электроэнергетике стал запуск оптового рынка электроэнергии переходного периода, важнейшим результатом функционирования которого следует считать раскрытие перед субъектами возможностей, возникающих в процессе проведения реформ и появления конкурентных отношений. Дальнейшее развитие рыночной среды предусматривает не просто механическое расширение сектора свободной торговли, а создание качественно новой конструкции, позволяющей достигнуть целевой модели [77, 151], базовые черты которой сегодня уже проработаны.

Создание и развитие конкурентного рынка электроэнергии стало возможным благодаря организации его инфраструктуры. Первым инфраструктурным институтом отечественного рынка электроэнергии стал Системный оператор [131, 134], образованный для решения комплекса задач по обеспечению централизованного оперативно-диспетчерского управления ЕЭС России в новых экономических условиях.

Переход к рыночным условиям функционирования электроэнергетики оказывает существенное влияние на принципы работы оперативно-диспетчерского управления, выдвигает новые требования к методологической, методической, программной оснащенности всех его уровней.

В настоящее время появилось уже достаточно работ, обосновывающих модель организации рынка электроэнергии в России, как с экономических позиций, так и в области проблем электроэнергетики (работы В.А. Баринова, Н.И. Воро-пая, А.З. Гамма, Л.Д. Гительмана, С.И. Паламарчука, Б.Е. Ратникова, А.Г. Фишо-ва, В.И. Эдельмана и др.).

Из зарубежных исследователей в теорию и практику развития рынка электроэнергии внесли значительный вклад Arroyo J., Averch Н., Conejo J., Chen L.,

Das D., Johnson L., Fink L., Ilic M., Galiano F.D., Gerald В., Kockar I.Z., Littechild S.C., Motto A.L., Herts D.B., Hogan В., Hunt S., Sheble G.B., Shuttleworth G.

Однако в этих работах проблемы работы оперативно-диспетчерского управления в новой рыночной среде практически не рассматриваются, в то время как переход к новым экономическим отношениям требует особого внимания к вопросам управления режимами и обеспечения надежности. Учитывая, что в ближайшей перспективе произойдет не просто расширение конкурентного сектора оптового рынка электроэнергии, а предстоит создать рынок мощности, рынок резервов и системных услуг, обеспечить работу балансирующего рынка, сформировать систему двусторонних регулируемых договоров купли-продажи электрической энергии, необходимо определить новые принципы и цели работы системы оперативно-диспетчерского управления. Системному оператору предстоит обеспечить баланс интересов участников рынка и требований системной надежности. Из мирового опыта следует, что основным инструментом решения этого вопроса является развитый рынок системных услуг, создающий экономические стимулы для участия в поддержании системной надежности. От оперативно-диспетчерского управления в новых условиях потребуется все большая точность в управлении режимами, что в настоящее время невозможно ввиду явного несоответствия используемых технических и программных средств мировому уровню. Решение некоторых из перечисленных выше проблем представлено в данной диссертационной работе.

Актуальность проблемы. Переход к новым экономическим отношениям в электроэнергетической отрасли призван обеспечить, прежде всего, экономическую безопасность России.

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 но

10 вых 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.

В условиях новой экономической среды изменяются требования к системе оперативно-диспетчерского управления, к ее целям и принципам работы. Для надежного и качественного управления режимами энергосистем и их объединений должны быть решены вопросы, связанные с изменением принципов работы системы оперативно-диспетчерского управления, определены ее задачи и цели. Необходимо создать новые технологии управления режимами, разработать новые подходы и алгоритмы для оптимизации режимов и их планирования.

Решение перечисленных выше проблем, являющихся актуальными для дальнейшего развития электроэнергетической отрасли страны, и представлены в диссертационной работе.

Цели и задачи исследования. Цель работы состоит в формировании представления об оперативно-диспетчерском управлении как технологической инфраструктуре оптового рынка электроэнергии. Для этого были решены следующие основные задачи:

1. Выполнен анализ требований к системе оперативно-диспетчерского управления, выдвигаемых условиями работы на конкурентном оптовом рынке электроэнергии.

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 для планирования режимов и разработки часовых диспетчерских графиков, а также

11 диспетчерских графиков, имеющих меньшие временные интервалы. Для удовлетворения новых повышенных требований предложены новые подходы к расчету режимов энергосистем на большой расчетной модели ЕЭС России.

4. Для программного обеспечения работы конкурентных секторов рынка предложены методы и алгоритмы по комплексной оптимизации режимов и выбору состава оборудования.

5. Создана методика, позволяющая рассчитывать ограничения на перетоки мощности по контролируемым сечениям.

6. Предложены принципы функционирования и вариант организации рынка дополнительных системных услуг.

7. Рассмотрены вопросы распределения ответственности за потери между участниками рынка электроэнергии.

Методы исследования. Разработанные в диссертации научные положения базируются на системном подходе к управлению режимами сложных энергосистем. Использовались методы качественного анализа, концептуального проектирования и математического моделирования, обеспечивающие адекватную декларированным целям постановку задач и их решение, адаптированное для технологического применения.

Обоснованность и достоверность научных положений, теоретических выводов, результатов и рекомендаций подтверждается внедрением их в работу системы оперативно-диспетчерского управления и расчетными экспериментами.

Научная новизна. В результате проведенного в ходе подготовки диссертации комплекса исследований разработаны и предложены следующие новые результаты:

1. Переопределены функции оперативно-диспетчерской деятельности, критерии принятия решений для их соответствия требованиям к технологической инфраструктуре оптового рынка электроэнергии.

2. Построена функциональная модель для иерархически организованной оперативно-диспетчерской деятельности Системного оператора рынка.

12

3. Показано, что совершенствование структуры диспетчерского управления возможно за счет введения прямого диспетчерского управления с ликвидацией промежуточных звеньев в схеме прохождения диспетчерских команд и перераспределения функций по диспетчерскому ведению и управлению между диспетчерскими центрами за счет изменения конфигурации операционных зон оперативно-диспетчерского управления.

4. Предложены принципы и алгоритмы эквивалентирования расчетной схемы объединенной энергосистемы для получения корректной технологической модели на уровне Администратора торговой системы и Системного оператора, обеспечивающей возможность ее использования как при проведении торгов электрической энергии, так и при планировании диспетчерских графиков.

5. Разработана методика расчета узловых нагрузок на основании данных контрольных замеров и распределения потребления между районами электрической сети.

6. Создана методика и алгоритм суточного планирования режимов и их комплексной оптимизации, которые являются основой для комплексного программного обеспечения, используемого на балансирующем рынке электроэнергии.

7. Для определения влияния системных ограничений на перетоки мощности предложен метод выделения «опасных» сечений в схемах энергосистем по условию сохранения статической устойчивости.

8. Предложен метод и алгоритм комплексной оптимизации при краткосрочном планировании режимов.

9. Разработан алгоритм выбора состава работающего генерирующего оборудования с учетом системных ограничений для планирования режимов работы энергосистем и автоматизированного отбора участников рынка электроэнергии на аукционе, проводимом Администратором торговой системы.

9. Выполнен анализ и разработаны рекомендации по применению алгоритмов и методов распределения потерь электрической энергии, значительно влияющих на ценообразование на рынке электроэнергии.

Практическая ценность и реализация результатов работы. Исследования, положения, методы, алгоритмы и рекомендации, представленные в работе, являются необходимым элементом проводимой реструктуризации электроэнергетической отрасли России. Практическая полезность работы состоит в предложении принципиально новой модели оперативного ведения режимов, обеспечивающей возможность использования рыночных отношений в качестве основного регулирующего механизма развития и функционирования электроэнергетической отрасли. Результаты работы внедрены в алгоритм функционирования системы, выполняющей все необходимые расчеты для конкурентного сектора оптового рынка электроэнергии.

Алгоритмы и методики, представленные в работе, также составили основу программного комплекса, обеспечивающего функционирование балансирующего рынка электроэнергии. Они позволили 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.

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

Частично результаты работы были использованы при выполнении исследований по научным грандам: гранд Российского фонда фундаментальных исследований (РФФИ) проект № 04-06-96044 «Разработка и исследование путей безопасности социально-экономического и энергетического развития Уральского федерального округа»; гранд Российского гуманитарного научного фонда (РГНФ) № 05-02-83216а/У «Оценка состояния и перспектив безопасного развития энергетики крупного региона и его территорий в условиях реформирования энергетической отрасли».

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на республиканском научно-техническом совещании «Основные направления и технические решения по созданию автоматизированной системы управления энергетикой и применение вычислительной техники» (Киев, 1972 г.); всесоюзной объединенной межвузовской конференции по физическому моделированию и кибернетики электрических систем (Баку, 1972 г.); на четвертой научно-технической конференции УПИ им. С.М. Кирова (Свердловск, 1973 г.); всесоюзном семинаре «Случайный поиск экстремума» (Киев, 1974 г.); всесоюзной межвузовской конференции по теории и методам расчета нелинейных электрических цепей (Ташкент, 1975 г.); на пятой научно-технической конференции УПИ им. С.М. Кирова (Свердловск, 1976 г.); на восьмой научно-технической конференции УПИ им. С.М. Кирова (Свердловск, 1988 г.); всесоюзной научно-технической конференции «Разработка методов и средств экономии электроэнергии в электрических системах и системах электроснабжения промышленности и транспорта» (Днепропетровск, 1995 г.); первой научно-технической конференции регионального УрО АНН РФ (Екатеринбург, 1995 г.); первой всероссийской научно-технической конференции «Энергосистема: управление, качество, безопасность» (Екатеринбург, 2001 г.); международном семинаре «Либерализация и модернизация электроэнергетических систем: управление перегрузками электрической сети» (Иркутск, 2003 г.); международной научно-технической конференции «Электроэнергия и будущее цивилизации» (Томск, 2004 г.); второй международной научно-практической конференции «Функционирование и развитие рынков электроэнергии и газа» (Киев, 2004 г.); второй всероссийской научно-технической конференции «Энергосистема: управление, качество, конкуренция» (Екатеринбург, 2004 г.); второй международной научно-технической конференции «Энергетика, экология, энергосбережение, транспорт» (Новосибирск, 2004 г.); пятом всероссийском совещании «Энергосбережение и

15 энергетическая безопасность регионов России» (Томск, 2004 г.); третьей международной научно-практической конференции «Функционирование и развитие рынков электроэнергии и газа» (Киев, 2005 г.); международной конференции Power Tech 2005 (Санкт-Петербург, 2005 г.).

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

• организации конкурентного рынка электроэнергии в переходный период (Москва, ПДУ, 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.);

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

• по либерализации экономических отношений электросетевого бизнеса и диспетчеризации (Москва, ЦДУ, 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-ЦЦУ ЕЭС» от 09.10.2002 № 41) (Пятигорск, 2002 г.).

• организации работ по усовершенствованию процесса ведения диспетчерского графика» (приказ ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» от 15.12.2002 № 88), (Москва, ЦДУ, 2002 г.).

• экономическому диспетчированию на конкурентном секторе оптового рынка электроэнергии (протокол № 12 заседания правления ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС») (Москва, 2003 г.);

• концепции управления персоналом; подготовке, переподготовке и повышению квалификации персонала (протокол № 19 заседания правления ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС») (Москва, 2003 г.);

• созданию автоматизированной системы Системного оператора (Болгария, 2004 г.);

• обеспечению надежности ЕЭС России в условиях развивающихся конкурентных отношений в электроэнергетике и приоритетным направлениям деятельности Системного оператора (протокол № 52 заседания правления ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС») (Москва, 2004 г.); дальнейшему усовершенствованию деловых процессов оперативно-диспетчерского управления в условиях переходной модели конкурентного оптового рынка электроэнергии (протокол № 61 заседания правления ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС») (Москва, 2004 г.);

• оптимизации операционных зон центров оперативно-диспетчерского управления (протокол № 102 заседания правления ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС») (Москва, 2005 г.);

Обсуждение результатов работы проводилось на заседаниях:

• проектной группы «Системный оператор» совместно с АТС и разработчиками программного обеспечения (протокол № 13 ПГ «СО-ЦДУ ЕЭС») (Москва, 2002 г.);

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

• федеральной энергорегулирующей комиссии (Вашингтон, 2000 г.), Калифорнии (Сакраменто, 2000 г.), независимого Системного оператора PJM (Филадельфия, 2000 г.);

• независимого Системного оператора Великобритании (Лондон, 2001 г.), национальной энергетической компании National Grid (Лондон, 2002 г.);

• национального Системного оператора Болгарии - ЦДУ энергосистемы Болгарии (Болгария, 2004 г.).

Диссертация обсуждалась на научном семинаре электротехнического факультета ГОУ ВПО УГТУ-УПИ.

Публикации. По теме диссертации автором опубликовано 74 печатные работы, том числе 49 в реферируемых международных и российских журналах, в вестниках ВУЗов, сборниках международных и всероссийских конференций.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения. Объем работы составляет 261 страницы основного текста, 43 рисунка, 15 таблиц и приложений. Список использованной литературы содержит 211 наименований.

Заключение диссертации по теме «Электростанции и электроэнергетические системы», Ерохин, Петр Михайлович

5.5. Выводы

В пятой главе рассмотрены специальные вопросы обеспечения функционирования рынка электроэнергии, посвященные определению системных ограничений, разработке и анализу алгоритмов распределения потерь между участниками рыночного сообщества, возможному механизму реализации рынка дополнительных системных услуг и проблемам подготовки персонала. Получены следующие основные результаты и выводы:

1. Для создания понятной и доступной методики определения ограничений на величину перетоков по связям и сечениям энергосистем, в диссертации был разработан алгоритм нахождения опасных сечений, существенно влияющих на ситуацию на рынке электроэнергии. Этот алгоритм может быть использован для выделения опасных сечений и формирования эквивалентных моделей энергосистем, удобных для анализа статической устойчивости.

2. Определены виды дополнительных системных услуг, механизмы их реализации предложен вариант структуры рынка дополнительных системных услуг.

3. Показано, что задача Системного оператора, как администратора рынка системных услуг, заключается в организации планирования потребности в услугах, проведении необходимых технологических расчетов, организации торговых процедур, системы мониторинга выполнения участниками рынка обязательств, системы взаимодействия с участниками рынка и другими инфраструктурными организациями.

4. Анализ различных методов распределения потерь и результаты тестовых расчетов показали, что технологии маржинального распределения потерь не соответствуют требованиям конкурентно-рыночной среды. При развитии рынка электроэнергии предпочтение будет отдаваться простым и прозрачным алгоритмам, таким как алгоритм пропорционального распределения, адресного распределения потерь или алгоритм распределения потерь между субъектами пропорционально их участию в потоках мощности связей со смежными узлами.

5. Новые задачи системы оперативно-диспетчерского управления требуют совершенствование системы профессиональной подготовки и переподготовки специалистов, реализующих новые принципы управления и оптимизации режимов. Для этих целей предлагается использовать программную реализацию алгоритма изучения стратегии поведения участников рынка.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Реформирование энергетики России обусловлено либерализацией экономики и необходимостью расширенного воспроизводства основных энергетических фондов страны, состояние и эффективность которых оказалась несоответствующей уровню развития мировых технологий и конкурентоспособности. Начавшееся создание конкурентного рынка электроэнергии и соответствующей ему инфраструктуры привело к необходимости пересмотра принципов работы оперативно-диспетчерского управления с учетом новых требований к методологической, методической и программной оснащенности всех его уровней. Системному оператору в новых условиях предстоит обеспечить баланс интересов участников рынка, не нарушая условий системной надежности и качества электроснабжения. Дальнейшее успешное реформирование электроэнергетики невозможно без расширения сектора свободной торговли как по объему торговли, так и территориально; осуществления запуска конкурентного балансирующего рынка; разработки и создания рыночных механизмов предоставления системных услуг; внедрения рыночной системы поддержания долгосрочных резервов мощности в ЕЭС России. Эти процессы неизбежно приведут к расширению функций системы оперативно-диспетчерского управления с одновременным повышением требований со стороны субъектов рыночного сообщества.

Поэтому можно выделить основные результаты и выводы, полученные в диссертационной работе, способствующие совершенствованию системы оперативно-диспетчерского управления.

1. Выполнен анализ действующих технологий оперативно-диспетчерского управления с позиций адаптации их к условиям работы на конкурентном оптовом рынке электроэнергии. Сформулированы требования к системе оперативно-диспетчерского управления как технологической инфраструктуре рынка электроэнергии.

2. Показано, что реализованный на конкурентном оптовом рынке электроэнергии маржинальный принцип ценообразования, зависит от системных ограничений и технических потерь. Это заставляет Системного оператора, управляющего ведением режима, создавать прозрачный (для участников рынка) механизм, объясняющий принятие тех или иных решений. Первоочередной задачей на конкурентном рынке (и рынке переходного периода) является управление генерацией в соответствии с моделью формирования ценовых сигналов рынка, поскольку именно генерация служит основным инструментом управления режимом.

3. Определено направление совершенствования структуры диспетчерского управления за счет, во-первых, сведения прямого диспетчерского управления с ликвидацией промежуточных звеньев в схеме прохождения диспетчерских команд, во-вторых, перераспределения функций между диспетчерскими центрами и изменения конфигурации операционных зон этих центров.

4. Внедрение балансирующего рынка и рынка дополнительных системных услуг требует создания новых подходов по совершенствованию и доработке существующего программного обеспечения электрической модели. Для решения подобных задач необходимо создание автоматизированной системы балансирующего рынка, функционирующей на всех уровнях оперативно-диспетчерского управления Системного оператора и включающей в себя расчетные блоки, транспортную систему передачи информации, систему мониторинга выполнения участниками балансирующего рынка управляющих воздействий оператора.

5. Показано, что в конкурентном рынке электроэнергии возрастают требования к математической модели ЕЭС России, в первую очередь, это связано с необходимостью перехода от энергетической модели на модель, учитывающую электрический режим сети, а именно:

• решение задач высокой размерности на большой расчетной модели ЕЭС с числом узлов на первом этапе не менее 6000;

• обеспечение планирования режимов и разработки диспетчерских графиков на интервалах времени 1 час и менее;

• работа с ценовыми заявками продавцов (генераторов) и потребителей (в будущем на эластичном рынке);

• учет динамических свойств электрической системы, так как некоторые ограничения, во-первых, имеют интегральный характер, во-вторых, отражают динамику состояния объектов.

6. В работе определены основные требования к процессу актуализации БРМ ЕЭС России, создана и отлажена процедура формирования актуальной технологии БРМ и ее фрагментов на реальных объектах ЕЭС. В рамках этой задачи решен такой вопрос как моделирование узловых нагрузок (с учетом рыночных взаимоотношений) и распределение потребления. Разработан алгоритм формирования расчетного диспетчерского графика по результатам аукциона.

7. Разработан алгоритм решения задачи комплексной оптимизации режимов с расчетом узловых цен, учитывающий системные ограничения

• сетевые (пределы пропускной способности сечений и линий);

• технические (допустимые диапазоны генерации мощности и скорости перехода генерирующего оборудования из одного состояния в другое);

• интегральные (объемы электроэнергии генерации, потребления, межсистемных объектов и др.)

8. Определены основные направления алгоритмизации оптимизационных задач, ориентированные на централизованную организацию вычислений. В этой части основное внимание было направлено на методы аппроксимирующего и сепарабельного программирования, методы второго порядка (обобщенный метод Ньютона) и методы учета ограничений: типа равенство — метод Лагранжа; типа неравенство - метод внутренней точки и метод штрафных функций.

9. Предложено комплексную оптимизацию в задаче суточного планирования режимов и на оперативном рынке решать при помощи синтезированного алгоритма и реализующей его программы, использующих аппроксимирующее программирование, метод Лагранжа и «метод внутренней точки», обеспечивающий быстрое и надежное решение в реальных задачах высокой размерности. Практические расчеты на схеме ОЭС Урала показали высокую эффективность алгоритма и разработанного комплекса программ.

10. Важным положительным результатом исследования является алгоритм выбора состава работающего генерирующего оборудования с учетом сетевых ограничений и привязанного к БРМ, охватывающей все основное энергетическое оборудование 750-110 кВ Европейской части России. Алгоритм основан на методе смешанного целочисленного программирования. Расчеты на схеме ОЭС Урала показали обоснованность рекомендаций к использованию в ЕЭС России, созданного на основе предложенного алгоритма программного комплекса.

11. В связи со значительным влиянием на ценообразование в конкурентном секторе рынка электроэнергии, в работе предложена методика определения опасных сечений и выполнен анализ методов распределения потерь. Методика оценки опасных сечений позволяет создать комплексное программное обеспечение для расчета установившихся режимов и анализа статической устойчивости энергосистем.

12. В части анализа методов распределения потерь предложены усовершенствования алгоритмов маржинального, адресного распределения потерь и распределение потерь между субъектами пропорционально их участию в потоках мощности связей со смежными узлами. Последних два алгоритма рекомендованы к использованию на рынке электроэнергии, как отвечающие основным принципам конкуренции.

13. Показано, что новые задачи СО и оперативно-диспетчерского управления требуют существенного совершенствования системы подготовки и повышения квалификации специалистов, обеспечивающих реализацию рыночно-конкуреитных отношений в энергетике. В этом направлении разработан и до-ф веден до программной реализации тренажер, являющийся инструментом изу-> -V чения рыночного механизма.

14. Показаны основные направления дальнейшего совершенствования как функций Системного оператора, так и алгоритмов задач управления.

Список литературы диссертационного исследования доктор технических наук Ерохин, Петр Михайлович, 2005 год

1. Автоматизация диспетчерского управления в электроэнергетике. /В.А. Баринов, А.З. Гамм, Ю.Н. Кучеров и др. Под общ. ред. Ю.Н.Руденко и В.А. Семенова. М.: Изд-во МЭИ, 2000. 648 с.

2. Автоматизация управления энергообъединениями / В.В. Гончуков, В.М. Горнштейн, Л.А. Крумм и др. Под ред. С.А. Совалова. М.: Энергия, 1979-422 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. Арзамасцев Д.А., Бартоломей П.И., Ерохин П.М. Применение метода параметрического интегрирования для расчетов электрических систем. Труды пятой международной конференции. Кембридж (Англия): 1976. - 0,8 п.л.

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

6. 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. 67-71.

7. Аюев Б.И., Ерохин П.М. Оптимизация структуры диспетчерского управления. Вестник УГТУ-УПИ. Проблемы управления электроэнергетикой в условиях конкурентного рынка. Екатеринбург: Изд-во ГОУ ВПО УГТУ-УПИ, 2005, №12 (64). С. 9-14.

8. Аюев Б.И., Ерохин П.М., Шубин Н.Г. О маржинальном ценообразовании в электроэнергетике России. Вестник УГТУ-УПИ. Сб. трудов кафедры «Автоматизированные электрические системы». Екатеринбург: Изд-во Урал, гос. техн. ун-та, 2000. С. 248-256.

9. Аюев Б.И., Ерохин П.М., Шубин Н.Г. Реализация миссии системного оператора ЕЭС России. Материалы докладов V всероссийского совещания «Энергосбережение и энергетическая безопасность регионов России». — Томск: Изд-ва ЦНТИ, 2004. 204 с. (С. 49-54).

10. 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.

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

12. Баринов В.А., Совалов С.А. Анализ статической устойчивости электроэнергетических систем по собственным значениям матриц. //Электричество. 1983. №2. С. 8-15.

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

14. Бартоломей П.И., Грудинин Н.И. Оптимизация режимов энергосистем методами аппроксимирующего и сепарабельного программирования. Изв. РАН. Энергетика, 1993. №1.

15. Бартоломей П.И., Грудинин Н.И., Неуймин В.Г. Определение оптимальных и допустимых режимов в задачах оперативного управления ЭЭС. Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт, 1991, №4.

16. Бартоломей П.И., Ерохин П.М. Использование принципа непрерывности при расчетах установившихся режимов электрической системы. — М.: Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт, 1975. № 2. 0,7 п.л.

17. Бартоломей П.И., Ерохин П.М. О применении параметрического интегрирования для расчетов установившихся режимов электрических систем. -М.: Изв. Вузов СССР Энергетика, 1975. № 5. - 0,4 п.л.

18. Бартоломей П.И., Ерохин П.М. Отыскание многообразия установившихся состояний нелинейной электрической цепи. Тезисы докладов Всесоюзной межвузовской конференции по теории и методам расчета нелинейных электрических цепей. Ташкент: 1975.0,1 п.л.

19. Бартоломей П.И., Ерохин П.М. Решение уравнений установившегося режима электрической системы методом интегрирования по параметру. М.: Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. Серия технические науки, 1975. Вып.1, № 3. - 0,5 п.л.

20. Бартоломей П.И., Ерохин П.М., Нестеренков В.П. Ускорение сходимости метода случайного поиска при отыскании экстремума функции с оврагом. Материалы IX Всесоюзного семинара «Случайный поиск экстремума» (Харьков). Киев: «Наукова думка», 1974.

21. Бартоломей П.И., Ерохин П.М., Окуловский С.К. Расчеты в АСДУ режимов, близких к предельным. В сб.: «Электроэнергетика и автоматика». Вып. 14. Кишинев: Изд-во «Штиица», 1972. - 0,25 п.л.

22. Бартоломей П.И., Ерохин П.М., Паниковская Т.Ю. Влияние системных ограничений на стратегию поведения субъектов на рынке электроэнергии» М.: ООО «Наука и технология». Электрика, № 6, 2005. С. 18-21.

23. Барбашин Е.А. Введение в теорию устойчивости. М.: Наука, 1967.224 с.

24. Бровяков Ю.А., Гамм А.З., Голуб И.И. Построение матрицы адресности поставок. Энергосистема: управление, качество, безопасность. Сб. докл. науч.-техн. конф. - Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 2001.

25. Васин А.А., Васина П.А. Модели конкуренции функций предложения и их приложение к сетевым аукционам. Консорциум экономических исследований и образования. Серия «Научные доклады». ISSN 1561-2422, № 05/03 -М.: EERC, 2005.-48 с.

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

27. Веников В.А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах. М.: Высшая школа, 1986. — 536 с.

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

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

30. Вентцель Е.С. Исследование операций. Задачи, принципы, методология. М.: Наука, 1988.

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

32. Гантмахер Ф.Р. Теория матриц. 4-е изд. - М.: Наука. Гл. ред. физ.-мат. Лит., 1988.-552 с.

33. Горев А.Д. Введение в теорию устойчивости параллельной работы электрических станций. JL: Кубуч, 1935. 206 с.

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

35. 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.

36. Дорофеев В.В. О развитии конкурентного оптового рынка электроэнергии и мощности на базе единой энергетической системы Российской Федерации (концепция) // Топливно-энергетический комплекс. 1998. № 3-4. С. 54-58.

37. Дорофеев В.В., Михайлов В.И., Фраер И.В., Эдельман В.И. Рынок электрической энергии и мощности России: каким ему быть /Подред. Эдель-мана. -М.: Энергоатомиздат, 2000.

38. Дубров А.Н., Лагоша Б.А., Хрусталев ЕЛО. Моделирование рисковых ситуаций в экономике и бизнесе. М.: Финансы и статистика, 1999.

39. Дьяков А.Ф., Окин А.А., Семенов В.А. Диспетчерское управление мощными энергообъединениями. М.: Изд-во МЭИ, 1996.

40. Дьяконов В.П. Энциклопедия MathCad 2001 i и Mathcad 11.- М.: СОЛОН -Пресс, 2004. 832 с.

41. Ерохин П.М., Копсяев А.П. Технологические и экономические аспекты управления электроэнергетикой в условиях хозяйственного расчета и самофинансирования. Электрические станции, 1989, № 5.

42. Ерохин П.М., Паниковская Т.Ю., Шубин Н.Г. Планирование диспетчерских графиков в условиях оптового рынка электроэнергии. Вестник науки Костанайского социально-технического университета, № 6 — Костанай: 2004. 158 с. (С. 116-121).

43. Жданов П.С. Вопросы устойчивости электрических систем./Под ред. Л.А. Жукова. М.: Энергия, 1979. 456 с.

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

45. Закон РФ от 26.03.2003 № 35 «Об электроэнергетике».

46. Зангвилл У.И. Нелинейное программирование. Единый подход. Пер. с англ. -М.: «Со.радио», 1973, 312 с.

47. Идельчик В.И. Исследование устойчивости в малом при помощи итерационных методов определения наибольшего по модулю собственногоф значения матрицы. //Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. 1964. № 1. С.541. Ь- б2

48. Идельчик В.И. Расчеты установившихся режимов электрических систем. /Под ред. В.А. Веникова. М.: «Энергия», 1977. 192 с.

49. Карманов В.Г. Математическое программирование: Учеб. пособие.- 3-е изд. перераб. И доп. М.: Наука. Гл. ред. физ. мат. лит., 1986. - 288 с.

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

51. Концепция создания автоматизированной системы контроля и учета энергии в РАО «ЕЭС России». //Сборник нормативных и методических документов по измерениям, коммерческому и техническому учету электрической энергии и мощности. М.: ЭНАС, 1999.

52. Косоруков О.А., Мищенко А.В. Исследование операций. Учебник. /Косоруков О.А., Мищенко А.В. //Под общ. ред. д.э.н., проф. Н.П. Тихомирова.- М.: Издательство «Экзамен», 2003. 448 с.

53. Кристофидес К. Теория графов. Алгоритмический подход. — М.: \ Мир, 1978.-432 с.

54. Крумм Л.А. Методы приведенного градиента при управлении ЭЭС. -Новосибирск: Наука, 1977.

55. Крушвиц Л. Инвестиционные расчеты. /Пер. с нем. Под общей ре-# дакцией В.В.Ковалева, З.А.Сабова. СПб: Питер, 2001. - 432 с.

56. Липес А.В., Окуловский С.К. Расчеты установившихся режимов электрических систем на ЦВМ: Учебное пособие. Свердловск: Изд-во. УПИ им. С.М. Кирова, 1986. - 88 с.

57. Липес А.В. Применение методов математической статистики для решения электроэнергетических задач. Учебное пособие. Свердловск: Изд-во Урал, политехи, ин-та, 1983. - 88 с.

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

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

60. Маркович И.М., Баринов В.А. О критерии статической устойчивости, базирующемся на сходимости итерационного процесса установления исследуемого режима. //Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. 1970. № 3. С. 1725.

61. Маркушевич И.М. Автоматизированная система диспетчерского управления. М.: Энергоатомиздат, 1986. — 132 с.

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

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

64. Меркин Д.Р. Введение в теорию устойчивости движения. М.: Наука, 1976.-320 с.

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

66. Науменко В.Д. Определение опасного по условиям устойчивости сечения энергосистемы. Л.: Сб. науч. тр. НИИПТ, 1987. С.42-45.

67. Неуймин В.Г. Программный комплекс расчета и анализа режимов работы электрических сетей «RASTR».- Екатеринбург: Вестник УГТУ-УПИ №2(10). 2000. С. 187-189.

68. Новые информационные технологии в задачах оперативного управления электроэнергетическими системами. /Н.А. Манов, Ю.Я. Чукреев, М.И. Успенский и др. Отв. ред. Бартоломей П.И. Екатеринбург: УрО РАН, 2002. — 205 с.

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

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

71. Осадчий Ф.Ю., Катаев A.M. Эволюция диспетчерского управления в процессе либерализации электроэнергетической отрасли. Электрические станции, № 1, 2005. С. 40-49.

72. Отчет «Об итогах проведения натурного эксперимента по управлению режимом Европейской части ЕЭС в соответствии с диспетчерским графиком, сформированным по результатам имитационных торгов в конкурентном секторе «5-15%» ОРЭ. М.: 2003.

73. Паниковская Т.Ю., Тихонов С.А. Учебная программа моделирования оптового рынка электроэнергии. Научно-практический семинар «Энергосберегающие техника и технологии». Екатеринбург, 2003. С. 82-84.

74. 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.

75. Парлет В. Симметрическая проблема собственных значений. Численные методы. М.: Мир, 1983. -384 с.

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

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

78. Постановление правительства РФ № 24 от 27.01.2004 «Об утверждении стандартов раскрытия информации субъектами оптового и розничного рынков электроэнергии».

79. Постановление правительства РФ от 24 октября 2003 г., № 643 «О правилах оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода».

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

81. Рудницкий М.П. Статическая устойчивость сложных электроэнергетических систем. Свердловск: Изд-во Урал, политехи, ин-та, 1981. — 81 с.

82. Рудницкий М.П. Элементы теории устойчивости и управления режимами энергосистем. Свердловск: Изд-во Урал, политехи, ин-та, 1984. - 86 с.

83. Семенов В.А. Оптовые рынки электроэнергии за рубежом. Аналитический обзор. -М.: НЦ ЭНАС, 1998.

84. Сенди К. Современные методы анализа электрических систем. Пер. с венгр. М.: Наука, ФМЛ, 1965.

85. Совалов С.А. Режимы Единой энергосистемы. М.: Энергоатомиз-дат, 1983.-384 с.

86. Совалов С.А., Баринов В.А. Сходимость итерационных процессов установления режимов как критерий статической устойчивости. //Электричество. 1977, № 2. С. 1-7.

87. Современное управление. Энциклопедический справочник. В 2-х томах. /Под ред. Карпухина Д.Н., Мильнера Б.З. М. «Издатцентр», 1997 - 584 с.

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

89. Суханов О. А., Тимофеев В.А., Чандра Ш. С. Применение принципов функционального (кибернетического) моделирования для решения задачуправления и проектирования электроэнергетических систем. М.: Электричество, 1997, № 4.

90. Таха, Хемди А. Введение в исследование операций, 7-е издание: Пер. с англ. М.: Издательский дом «Вильяме», 2005 - 9 с.

91. Унароков А.А. Математическое обеспечение подсистемы оперативно-информационного управляющего комплекса для энергосистем. //Электричество. 1944, № 8. С. 18-21.

92. Фазылов Х.Ф. Методы режимных расчетов электрических систем. — Ташкент: Наука, 1964. 98 с.

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

94. Хлебников В.В. Организованный рынок электроэнергии в России: проблемы формирования и перспективы развития. М.: ЦЭМИ РАН, 2003. -139 с.

95. Цырков А.В. Методология проектирования в мультиплексной информационной среде. М.: ВИМИ, 1998. - 281 с.

96. Черняк В.З. Оценка бизнеса. М.: Финансы и статистика. 1996. — 176с.

97. Численные методы оптимизации. /Под ред. Ф.Гилла и У.Мюррея. М.: Мир, 1977.

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

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

100. Averch H., Johnson L. American Economic Review, 1962.

101. Ayuyev B.I., Yerohin P.M., Neuymin V.G., Shubin N.G., Alexandrov A.A. Unit commitment with network constraints. IEEE. Conference Proceedings Power Tech 2005. St. Petersburg: June 27-30, 2005. № 697.

102. Bartolomey P.I., Grudinin N.I. Optimization of electric power system regimes by means of approximating and separable programming. Power Engineering, vol. 30, no 5. Allerton Press, New York, 1992, p. 73-81.

103. Bartolomey P.I., Grudinin N.I. Optimization of power system load flow by methods approximate and separable programming. Appl. Energy «Full Power Heat Systems» Allerton Press, New York. 1993, Vol. 31, No. 1, p. 59-66.

104. Bergen A.A. Power System Analysis. New Jersey: PRENTICE-HALL, Enlewood Cliffs. 1986 - 529 p.

105. Bialek J.W. Topological generation and load distribution factors for supplement charge allocation in transmission open access. IEEE Transactions on Power Systems, vol. 12, no. 3, August 1997.

106. Bialek J.W.Tracing the flow of electricity. IEE Proc. Gener., Transm., and Distrib., vol. 143, p. 313-320, July 1996.

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

108. Chow J., Sanches-Gasca J., Ren H., Wang S. Power system damping control design using multiple input signals. IEEE Control System Magazine, 82-90, August 2000.

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

110. Conejo A.J , Galiano F.D. , Kockar I. Z Bus Loss Allocation. IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 10, No. 3, August 1995.

111. 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, February 2000.

112. Conejo A.J., Galiano F.D., Kockar I. Incremental Transmission Loss Allocation Under Pool Dispatch. IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 16, No. 1, February 2001.

113. Conejo A.J, Arroyo J.M., Alguacil N., Guijarro A.L. Transmission Loss Allocation: A Comparison of Different Practical Algorithms. IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 17, No. 3, August 2002.

114. Das D., Wollenberg B.F. Risk Assessment of Generators Bidding in Day-Ahead Market 416 IEEE Transactions on power systems, Vol. 20, No. 1, February 2005.

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

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

117. Galiana F.D., Phelan M. Allocation of Transmission Losses to Bilateral Contracts in a Copetitive Environment //IEEE Trans. On Power Systems, vol. 15, no. l,p. 143-149, February 2000.

118. Galiano A.B., Kockar I., Franco P.C. Combined Pool/Bilateral Dispatch Part 1 Performance of Trading Strategies. //IEEE Transactions on Power Systems, vol. 17, no. 1, February 2002.

119. 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, p. 53-59, February 2003.

120. Gerald В., Sheble G.B. Computational auction mechanisms for restructured power industry operation. Kluwer Academic Publishers. Boston. London. 2002.

121. Herts D.B., Thomas H. Practical Risk Analysis. Chichester: New York,1984.

122. Herts D.B., Thomas H. Risk Analysis and its Applications. Chichester: New York, 1983.

123. Hillier F.S. The derivation of probabilistic information for the evaluation of risky investments /Managemant Science. 1963, vol. 9. p. 443-457.

124. Hobbs W.J., Warner G.H.S. and Sheble G.B. An Enhanced Dynamic Programming Approach for Unit Commitment. //IEEE Trans, on Power Systems, vol. 3, no. 3, May 1998.

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

126. Ilic M., Galiano F., Fink L. Power Systems Restructuring: Engineering and Economics. Kluwer academics publishers. Second print. 2000. 560 p.

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

128. Kamwa I., Grondin R., Hebert Y. Wide-area measurement based control of large power system a decentralized/hierarchical approach. //IEEE Trans of Power Delivery, vol 16, no l,p. 136-153,2001.

129. 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, p. 1184-1190, November 2002.

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

131. Madrigal M. and Quintana V.H. Existence and Determination of Competitive Equilibrium in Unit Commitment Power PoolAuctions: Price Setting and Scheduling Alternatives. //IEEE Trans, on Power Systems, vol. 16, no. 3, August 2001.

132. Makarov Y.V., Hill D.J., Hiskens I. A. Properties of quadratic equations and their application to power system and analyses. Electrical Power & Energy System, vol 22, no 5, p. 313-323, June 2000.

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

134. Noroozain M., Andersson G. Power flow control by use controllable series components. //IEEE Trans of Power Delivery, vol 8, no 3, p. 1420-1449, 1993.

135. Paserba J. Analysis and control of power system oscillation. CIGRE Special Publication 38.01.07, Technical Brochure 111, 1966.

136. Post D.L., Coppinger S.S., Sheble G.B. Application of Auctions as a Pricing Mechanizm for the Interchange of Electric Power. //IEEE Transactions on Power Systems, vol. 10, no. 3, August 1995.

137. Rehtanz C., Bertsch J. Wide area measurement and protection system for emergency voltage stability control. //IEEE Winter Meeting, Panel Session on Emergency Voltage Stability Control, New York, January 2002.

138. Reid G.E., Hasdorf L. Economic dispatch using quadratic programming //IEEE Transactions on Power Systems 1973, no 6, p.2015-2022.

139. Richter C.W. and Sheble G.B. A Profit-Based Unit Commitment GA for the Competitive Environment. //IEEE Trans, on Power Systems, vol. 15, no. 2, May 2000.

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

141. San D.I., Ashley В., Brewer В., Hughes A., Tinney W.F. Optimal power flow by Newton approach. IEEE Transactions Power Appar. Systems, 1984, 103, (10). p. 2864-2880.

142. Singh H., Hao S., Papalexopoulos A. Transmission congestion management in competitive electricity markets. //IEEE Transactions on Power Systems, vol. 13, no. 2, May 1998. p. 672-680.

143. Soman S.A., Khararde S.A., Pandit Shubha. Computational Methods for Large Sparse Power Systems Analysis. An Object Oriented Approach. Kluwer academics publishers. Second print. 2001. 335 p.

144. Soukhanov O.A., Shil S.C. Application of functional modeling to the solution of electrical power systems optimization problems. International Journal of Electrical Power & Energy Systems, 2000, № 2.

145. Spot pricing of Electricity /Sshweppe F.C., Caramanis M., Tabors R. -Boston, Kluwer Academic Publisher, 1988.

146. Stoer J., Burlisch R. Introduction to Numerical Analysis. New Jork. 1980.

147. Vickery W. Counterspeculation, Auction, and Sealed Tenders. Journal of Finance. 16: 8-37. 1962.Stoer J., Burlisch R. Introduction to Numerical Analysis. New Jork. 1980.

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

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

150. Xie К., Song Y.H. Power market oriented optimal power flow via an interior point method. IEE Proc.-Gener. Transm. Distrib., vol. 148, no. 6, 2001. p. 549-555.

151. 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, p. 709-717, May 1999.