автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Методика планирования долгосрочных оптимальных режимов электроэнергетических систем с ГЭС, основанная на методе динамического программирования

На правах рукописи

Легалов Дмитрий Иванович

МЕТОДИКА ПЛАНИРОВАНИЯ ДОЛГОСРОЧНЫХ ОПТИМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ С ГЭС, ОСНОВАННАЯ НА МЕТОДЕ ДИНАМИЧЕСКОГО ПРОГРАММИРОВАНИЯ

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

05.14.02 - Электростанции и электроэнергетические системы

Иркутск-2005

Работа выполнена в Институте систем энергетики им. Л.А. Мелентьева (ИСЭМ) Сибирского отделения Российской Академии наук (СО РАН)

Научный руководитель - доктор технических наук,

СИ. Паламарчук

Официальные оппоненты - доктор технических наук,

профессор А.В. Крюков

кандидат технических наук, доцент Н.А. Мурашко

Ведущая организация - ОАО «Иркутскэнерго»

Защита состоится 21 июня 2005 г в 14 часов 30 минут на заседании Диссертационного совета Д 003.017.01 при Институте систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН по адресу: 664033, Иркутск-33, ул. Лермонтова,

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Института систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН.

Отзывы на авторефераты в двух экземплярах, заверенные печатью учреждения, просим направлять по адресу: 664033, Иркутск-33, ул. Лермонтова, 130, ученому секретарю диссертационного совета.

Автореферат разослан /У мая 2005 г.

130.

Ученый секретарь

Диссертационного совета Д 003.017.01 доктор технических наук, профессор

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность. В последнее десятилетие как общемировая, так и Российская тенденция в электроэнергетическом секторе экономики заключается в переходе к рыночным формам взаимодействия. Задачей преобразований является перевод отрасли в режим устойчивого развития на основе рыночных принципов функционирования в краткосрочной и долгосрочной перспективе.

При планово-административном управлении работой электроэнергетических систем (ЭЭС) реализация системных эффектов достигалась путем оптимального долгосрочного, среднесрочного и краткосрочного планирования энергетических балансов энергообъединений и входящих в них региональных энергосистем, а также оперативной корректировки энергоотдачи отдельных электростанций, что, в свою очередь, способствовало снижению эксплутационных затрат генерирующих мощностей в системе электроснабжения.

Переход на рыночные принципы функционирования не исключает возможности сохранения высоких суммарных эффектов в ЭЭС. Но достижение таких эффектов требует создания условий для действенной конкуренции между производителями энергии, формирования рациональных правил и инфраструктуры рынков электроэнергии, применения эффективных форм государственного регулирования. Сложность управления в рыночных условиях возрастает.

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

Цели и задачи работы. Целями работы являются: разработка методики планирования долгосрочных оптимальных режимов ЭЭС с ГЭС и исследование возможности реализации оптимальных планов загрузки электростанций в рыночных условиях на основе анализа цен на электрическую энергию.

Цель исследования конкретизируется в решении следующих задач:

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

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

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

• выбор пакета программного обеспечения для реализации алгоритма;

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

Методическая база. В качестве методической базы в данной работе

используются:

• научные труды отечественных и зарубежных авторов в области теории планирования долгосрочных режимов работы ЭЭС и функционирования ЭЭС в рыночных условиях. Отечественное научное направление представлено трудами таких авторов, как Баринов В.А., Беляев Л.С., Воропай Н.И., Гамм А.З., Горнштейн В.М., Дорофеев В.В., Китушин В.Г., Крумм Л.А., Лазебник А.И., Михайлов В.И., Мурашко Н.А., Обрезков В.И., Паламарчук СИ., Протопопова Т.Н., Савельев В.А., Семенов В.А., Совалов С.А., Сыров Ю.П., Филиппова Т.А., Цветков Е.В., Эдельман В.И. и другие; из зарубежных представлены научные труды таких авторов, как Flatabo Pereira M., Rudnick ^ и других;

• методы динамического, линейного и нелинейного программирования;

• теория двойственности в задачах математического программирования;

• языки программирования для ПК.

Научная новизна работы заключается в следующем:

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

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

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

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

Практическая ценность работы. Использование принципов и

положений, разработанных в работе, позволяет:

• разрабатывать годовые планы выработки электроэнергии в ЭЭС с ГЭС;

• учитывать стохастический характер притока воды в водохранилища гидроэлектростанций;

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

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

регулирования.

Реализация работы. Предложенная в работе методика опробована на расчетах долгосрочных оптимальных режимов ОЭС Сибири. Выполнен анализ загрузки крупных сибирских ГЭС в течение года в зависимости от условий водной обеспеченности и уровней цен на вырабатываемую ими электроэнергию.

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

Публикации. Основное содержание работы отражено в 5 печатных работах.

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения, библиографического списка, содержащего 107 наименования и четырех приложений. Объем работы (без приложений и списка литературы) - 109 страниц. Работа содержит 22 рисунка и 7 таблиц. Общий объем диссертации -140 страниц.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении показана актуальность проблемы, рассматриваемой в диссертации. Сформулированы цели и задачи работы, ее теоретическая и практическая значимость, а также основные положения, содержащие научную новизну и выносимые на защиту.

В первой главе дается описание особенностей работы гидроэлектростанций в ЭЭС в условиях рыночных отношений в электроэнергетике. Учет этих особенностей необходим для успешного реформирования отрасли и дальнейшего ее эффективного функционирования.

1. Одной из важных особенностей функционирования ГЭС является использование ими ограниченных емкостей водохранилищ для хранения гидроэнергоресурсов. Использование ограниченных объемов воды для производства электроэнергии в тот или иной интервал времени влияет как на распределение объемов выработки электроэнергии в последующие интервалы периода регулирования, так и на суммарную выработку станции.

С экономической точки зрения использование запасов воды приводит к динамической зависимости топливных затрат на производство электроэнергии в отдельных временных интервалах периода регулирования. Эта зависимость особенно проявляется в электроэнергетических системах, в которых доля ГЭС составляет значительную часть выработки электроэнергии (ЭЭС Бразилии, Новой Зеландии, Сибири).

Оптимальное использование энергоресурсов может быть достигнуто при развитой биржевой торговле финансовыми обязательствами. Однако в периоды становления энергетических рынков для обеспечения экономически

эффективной работы энергосистем, имеющих значительную долю участия гидроэлектростанций в выработке электроэнергии, необходимо централизованное планирование режимов в цикле долгосрочного регулирования.

2. При использовании рыночных систем ценообразования (например, при назначении равновесных предельных цен на электроэнергию) ГЭС могут оказаться в более выигрышном положении по сравнению с тепловыми станциями. Даже с учетом относительно высоких постоянных затрат их прибыль от продажи электроэнергии может оказаться необоснованно большой. Более того, низкая себестоимость производства может привести к чрезмерной загрузке ГЭС в отдельные интервалы времени, что в свою очередь приведет к преждевременной сработке водохранилищ и к нерациональной структуре выработки электроэнергии в долгосрочном периоде регулирования.

Отсюда следует, что стоимость электроэнергии ГЭС должна быть связана со стоимостью электроэнергии, вырабатываемой теми тепловыми электростанциями, которые компенсируют снижение ее производства на ГЭС. Для определения стоимости электроэнергии, вырабатываемой на ГЭС, необходимо рассмотрение функционирования всей энергосистемы. Для этого целесообразно использовать методики средне- и долгосрочного планирования режимов ее работы.

3. Для эффективного использования гидроресурсов на крупных реках требуется совместная оптимизация существующих каскадов ГЭС. Вместе с тем, случайный характер приточности воды в водохранилища не исключает необходимость последующей корректировки планов сработки накопленных гидроресурсов.

Современные методики долгосрочного планирования режимов ЭЭС должны предоставлять удобные процедуры корректировки утвержденных энергобалансов при меняющихся условиях работы ЭЭС.

4. При организации торговли электроэнергией широкое распространение во многих странах получили принципы спотового конкурентного рынка. Гидроэлектростанции, используя свои маневренные свойства и низкую эластичность кривой спроса в краткосрочных интервалах времени, могут значительно влиять на спотовые цены. В отдельные дни участие ГЭС в спотовом рынке может существенно повышать рыночную цену.

Чтобы смягчить риск, связанный с неустойчивостью спотовых цен и уменьшить монопольное злоупотребление ГЭС, используются средне- и долгосрочные двухсторонние контракты. Для повышения экономичности работы ЭЭС объемы двухсторонних контрактов должны определяться с использованием результатов долгосрочного планирования загрузки электростанций.

5. На условия работы ГЭС серьезное влияние оказывают как накопившиеся за период их строительства и эксплуатации изменения в допустимых уровнях их бьефов, так и меняющиеся требования в водном

хозяйстве. Недостаточная проработка правовых аспектов в данном вопросе приводит к разногласиям между энергетическими и другими водопользователями. Это приводит к вынужденным отклонениям режимных параметров ГЭС от проектных и снижает эффективность использования речного стока.

Сложившаяся ситуация в отечественном водном хозяйстве требует корректировки правовых положений, обеспечивающих рациональное использование гидроэнергоресурсов, снижение негативного влияния на природу и хозяйство прилегающих территорий. В основу новых отношений может быть положена оценка стоимости накопленных и используемых гидроресурсов.

Во второй главе приводится анализ существующих методик и подходов к оптимизации долгосрочных режимов ЭЭС с ГЭС.

Для оптимизации режимов электроэнергетических систем с ГЭС в отечественной практике используется практически весь арсенал существующих математических методов: стохастических и детерминированных, вариационного и дифференциального исчисления, линейного и нелинейного программирования (градиентные, наискорейшего спуска, квадратичной аппроксимации, групповой релаксации и т.п.), системного анализа и многих других.

В реализованных методиках ограничения на используемые гидроресурсы рассматриваются интегрально для всего периода регулирования. Такой подход не позволяет давать экономическую оценку воды как природного ограниченного ресурса в отдельные интервалы времени периода регулирования, что важно для построения новых экономических отношений в сфере водопользования. Устранение этого недостатка возможно при формулировке задачи планирования режимов с использованием динамического принципа оптимальности.

Использование принципов динамического программирования для планирования оптимальных долгосрочных режимов энергосистем с ГЭС дает ряд преимуществ перед реализованными ранее одноэтапными подходами.

Так, динамический подход дает возможность получить набор оптимальных планов выработки электроэнергии, начиная с любого рассматриваемого интервала времени и до конца периода регулирования. Это позволяет легко корректировать планы загрузки электростанций при изменении условий работы энергосистемы. Использование существующих методик планирования для этих целей затруднительно, так как требуют перерасчета режима за весь период планирования.

Подход к рассмотрению задачи долгосрочного планирования оптимальных режимов ЭЭС с ГЭС в динамической постановке дает возможность получить оптимальные цены, сопутствующие оптимальным объемам выработки электроэнергии как на тепловых, так и на гидроэлектростанциях. В рыночных условиях работы ЭЭС на основе таких цен возможно создавать новые механизмы реализации планов выработки электроэнергии, обеспечивающие оптимум общесистемного критерия.

Достижение наилучших режимов энергосистемы возможно через назначение оптимальных значений цен на электроэнергию отдельных поставщиков в каждый интервал времени.

Представляемая методика долгосрочного планирования оптимальных режимов ЭЭС реализует отмеченные выше моменты.

В третьей главе дается описание методики долгосрочного планирования оптимальных режимов ЭЭС с ГЭС.

В качестве метода решения задачи выбран метод динамического программирования. Его использование позволило:

1. Упростить общую задачу планирования за счет ее разбиения на несколько более простых оптимизационных задач.

2. Рассмотреть водные и электроэнергетические ограничения на конец каждого интервала / внутри годового периода регулирования.

3. Получить в результате решения не только оптимальные значения искомых величин, но и инструмент для быстрого и простого перерасчета оптимального долгосрочного режима в случае изменения гидрологических условий в течение расчетного периода регулирования, начиная с любого заданного интервала t.

4. Рассчитать цену запасенной и срабатываемой воды во всех временных интервалах периода регулирования. Полученные цены на воду используются для расчета цен на электроэнергию, вырабатываемую на ГЭС.

В качестве критерия планирования принят минимум суммарных издержек на топливо для производства электроэнергии на тепловых электростанциях:

min • *Йэс(»гэс) + М, 2,..., Г, (1)

где Е - символ математического ожидания; i - номер ТЭС; I - общее число ТЭС; С,-гэс(^/тэс) ~ функция цены электроэнергии i-й ТЭС в интервале t; ^ТЭС " вектоР случайных объемов электроэнергии, выработанной на ТЭС в интервале t, JP/эс ~ вектор случайных объемов электроэнергии, выработанной на ГЭС в интервале t; V' - вектор случайных запасов воды в водохранилищах ГЭС на начало интервала V, Q',S'- соответственно векторы турбинных расходов и холостых сбросов воды ГЭС в интервале t; А1 - вектор случайных значений боковой приточности в водохранилища ГЭС в интервале t.

При минимизации (1) учитываются следующие ограничения: 1) по пропускным способностям турбин:

где (^-максимальный расход воды через турбиныу-й ГЭС в интервале t;

2) по холостым сбросам воды:

где «Symax — максимальная пропускная способность водосбросов и агрегатов у-й ГЭС по холостому сбросу воды в интервале t;

3) по санитарным и водохозяйственным нормам:

где ifj mjn — минимальный расход воды в нижний бьеф j-й ГЭС по санитарным и водохозяйственным требованиям в интервале t,

4) по запасам воды в водохранилищах ГЭС:

где V'i min» Pj max — минимальный и максимальный запасы воды в водохранилище у-й ГЭС в интервале t; - случайный запас воды в водохранилищеу-й ГЭС на начало интервала t;

5) по водному балансу:

где Vj+l - случайный запас воды в водохранилище у-й ГЭС на конец

интервала t (на начало интервала t+1); Aj— случайный боковой приток воды

в водохранилище у-й ГЭС в интервале t; Q'm,S'm— расход воды через турбины и холостой сброс с вышележащей /и-й ГЭС в интервале t;

6) по выработке электроэнергии на ГЭС:

WfiX min ^T3c(6'j.yj)^jr3c mlxj = l-l (?)

где ff^/гэс mim^/ГЭС шах- минимальная и максимальная выработка электроэнергии на j-й ГЭС в интервале времени t; fVjrociQj>^j)- случайная выработка электроэнергии на j-й ГЭС в интервале времени t как функция от расхода и случайного запаса воды в водохранилище;

7) по выработке электроэнергии на ТЭС:

^ЛЭСшю -йяЭС ^йяЭСтах' ' ~ 1—Ъ

где - соответственно минимальная и максимальная

выработки электроэнергии на t-й ТЭС в интервале времени t;

8) по узловому балансу электроэнергии в узлах электрической сети:

^тэс + -I+lQ-b"b)-irla=W'D,b = l...M>a = 1...N, (9)

где а - номер узла сети; N- всего узлов в сети; Ъ - номер узла, связанного с

узлом а; М- всего узлов, связанных с узлом а; ^ХЭС " случайная выработка электроэнергии на тепловых станциях, присоединенных к узлу а в интервале t; Wgгэс - случайная выработка электроэнергии на гидроэлектростанциях, присоединенных к узлу а в интервале t, - случайный переток

электроэнергии из узла а в узел b в интервале t, Wla - случайный переток электроэнергии из узла Ь в узел а в интервале t\ Д,Ь - потери электроэнергии в линии аЪ (выражается в долях от перетока электроэнергии); W'aD -потребление электроэнергии из электрической сети в узле а в интервале t (если нагрузки нет, то 9) на перетоки электроэнергии:

где - максимальный переток электроэнергии по линии ab в интервале

Для решения задачи (1)-(10) разработан алгоритм, блок-схема которого приведена на рис. 1 и 2. Решение задачи методом динамического программирование проходит в два этапа: обратном и прямом. Сначала на обратном этапе, двигаясь от последнего интервала к началу периода регулирования, строятся функции будущих затрат (ФБЗ). Затем на прямом этапе, принимая данные по запасам воды в водохранилищах ГЭС на начало и конец расчетного периода регулирования известными и имея построенные на обратном этапе функции будущих затрат, ищется окончательное оптимальное решение.

Разработанный алгоритм содержит ряд вычислительных приемов, позволяющих сократить общую трудоемкость задачи и сделать ее решение доступным за приемлемое время на персональных компьютерах с относительно невысокими характеристиками. К таким приемам относятся:

1) декомпозиция полной задачи в рамках обратного этапа реализации алгоритма;

2) агрегирование запасов воды в водохранилищах ГЭС;

3) предварительное формирование функций будущих затрат на

•r'+'.TVri/f+l.r П7<+1,Г\

производство электроэнергии для каждого

временного интервала.

1. Декомпозиция задачи планирования долгосрочных режимов ЭЭС с ГЭС. Возможность декомпозиции задачи (1)-(10) вытекает из того, что ГЭС в ЭЭС имеют практически нулевую переменную составляющую издержек на выработку электроэнергии. Это значит, что при планировании режимов работы ЭЭС гидроэлектростанции загружаются в первую очередь и на максимальные (с учетом ограничений (2)-(7)) величины. Планирование выработки электроэнергии на тепловых электростанциях выполняется фактически при известной загрузке ГЭС.

Поэтому при решении задачи (1)-(10) возможно выделить следующие подзадачи:

Подзадача 1. Определение оптимальной выработки электроэнергии на ГЭС без учета тепловых электростанций и топологии сети (задача нелинейного программирования). Для ее решения рассматриваются несколько сценариев приточности воды в водохранилища и для каждого сценария решается задача с целевой функцией

^[(¿^{эсСГ;',^) + /=1,2.....Т, (11)

где " выработка электроэнергии на )-й ГЭС в интервале

соответствующая реализации случайного запаса воды

- математическое ожидание функции будущей выработки электроэнергии на всех ГЭС, начиная с интервала t+1 до конца последнего интервала T периода регулирования.

При максимизации (11) учитываются ограничения (2)-(10).

В результате решения первой подзадачи определяются оптимальные значения запасов воды в водохранилищах ГЭС, расходов воды через турбины и объемов выработки электроэнергии. Полученные данные используются при решении второй подзадачи.

Подзадача 2. Расчет совместного оптимального режима работы энергосистемы при известных значениях выработки электроэнергии на ГЭС (задача линейного программирования). Целью этой подзадачи является определение выработки электроэнергии на тепловых электростанциях и расчет функций будущих затрат для всех интервалов периода регулирования, кроме первого, с учетом ограничений электрической сети и объемов выработки электроэнергии на ГЭС, полученных из решения первой подзадачи.

Данная подзадача рассматривается совместно с первой для выбранного состояния заполненности водохранилищ ГЭС и сценария приточности воды. При этом решается задача (1) с учетом ограничений (8)-(10) при одной реализации сценария приточности воды.

В результате решения второй подзадачи определяются значения выработки электроэнергии на всех тепловых электростанциях, перетоки в ветвях схемы замещения ЭЭС и рассчитывается функция будущих затрат.

Шаг 1. Расчет начинается с последнего интервала периода регулирования. Запасы

воды в водохранилищах ГЭС на конец последнего интервала Т считаются

известными.

4

Шаг 2. Рассматривается набор точек, соответствующих разным запасам воды в агрегированных водохранилищах интервала /. Формируются состояния системы. -

У а ..., Къ -. Уж.

1

Шаг 3. Для каждого состояния системы п - 1...И рассматривается к = 1...АГ сценариев приточности воды в водохранилища ГЭС.

Шаг 4. Для каждого состояния системы У„-£ и для каждого сценария приточности к"\...Крешается задача (11), (2Н7)

В каждой точке л для сценария приточности к определяются объемы выработки электроэнергии на ГЭС: ^ыгэс,] ml..■J

1

Шаг 5. Для каждого состояния системы и для каждого сценария приточности к = 1 ...Крешается задача (1), (8)—(10)

В каждой точке л для сценария приточности к определяются значение целевой функции (1) - затраты на производство электроэнергии на ТЭС

1

Шаг б. Для каждого состояния системы с учетом всех сценариев приточности

к = \...К определяется математическое ожидание затрат на производство

электроэнергии на ТЭС, начиная с интервала 1 до конца периода регулирования -точка ФБЗ.

I

Шаг 7. Для интервала г по всем состояниям системы п -1.. N строится функция будущих затрат /.

Шаг 8. Переход к рассмотрению (/-1)-го интервала.

Шаг 10. Переход к прямому этапу расчетов.

Рис. 1. Детализированная блок-схема обратного этапа алгоритма решения задачи планирования долгосрочных режимов ЭЭС с ГЭС.

Рис. 2. Детализированная блок-схема прямого этапа алгоритма решения задачи планирования долгосрочных режимов ЭЭС с ГЭС.

2. Агрегирование систем водохранилищ. Алгоритм динамического программирования может использоваться для периода, охватывающего большое число временных интервалов. Из-за необходимости рассмотрения разных сочетаний заполненности водохранилищ отдельных ГЭС трудоемкость расчетов увеличивается экспоненциально с ростом числа водохранилищ.

Чтобы избежать этого предложено использовать агрегирование нескольких водохранилищ в виде одного или нескольких эквивалентных водохранилищ. Эквивалентное водохранилище представляет собой запасы воды нескольких водохранилищ ГЭС. Такие эквивалентные водохранилища могут отражать регулирующую способность и энергетические возможности нескольких ГЭС энергосистемы.

Выбор агрегированных водохранилищ должен осуществляться с учетом особенностей заполнения и сработай реально существующих водохранилищ. Так при наличии нескольких каскадов ГЭС целесообразно рассмотрение агрегированных водохранилищ отдельно для каждого каскада. Для условий ОЭС Сибири возможно рассмотрение агрегированных водохранилищ отдельно для ангарского и енисейского каскадов ГЭС.

Таким образом, для построения ФБЗ на начало каждого интервала рассматриваются состояния агрегированных водохранилищ. Однако одному состоянию агрегированного водохранилища может соответствовать несколько различных сочетаний состояний индивидуальных водохранилищ ГЭС и, следовательно, разная суммарная выработка электроэнергии. В ходе решения задачи оптимизации режимов ЭЭС в каждом интервале времени определяются такие значения индивидуальных запасов воды в водохранилищах ГЭС, чтобы минимизировалась целевая функция (издержки на производство электроэнергии на ТЭС).

3. Предварительное построение функций будущих затрат. Расчет ФБЗ для интервала t производится путем рассмотрения оптимального поведения системы в будущем (рис. 3).

Алгоритм построения ФБЗ состоит из следующих пунктов:

1. На начало каждого интервала t кроме первого, задается N значений

запасов воды эквивалентного водохранилища причем , При

3=1

этом запасы воды в водохранилище каждой ГЭС в начале и конце периода регулирования считаются известными (шаг 2 блок-схемы на рис. 1).

2. Для каждого интервала времени задается набор из К сценариев приточности воды (например, маловодье, нормальная и повышенная водность) в водохранилища ГЭС {А'¡к), к = 1...К. Каждый такой сценарии задается с предположительной вероятностью его появления р'ц (шаг 3 блок-схемы на рис. 1).

3. Расчет начинается с последнего интервала Т. Решается задача (11), (2)-

(7). Функция будущей выработки ГЭС )^гэс ) для

последнего интервала равна нулю. Предполагается, что состояние эквивалентного водохранилища и сценарий приточности воды равны одному из заданных значений, например В результате решения

детерминированной задачи определяются значения выработки электроэнергии на ГЭС {^испс}, соответствующие выбранному состоянию эквивалентного водохранилища п=\ и сценарию приточности воды К (шаг 4 блок-схемы на рис. 1).

4. Для выбранного интервала времени решается задача (1), (8)-( 10) с учетом объемов выработки электроэнергии на ГЭС, полученных на шаге 3. Функция будущих затрат для последнего интервала равна нулю. В результате решения определяется значение целевой функции (1) для выбранного состояния эквивалентного водохранилища п=1 и сценария приточности К (шаг 5 блок-схемы на рис. 1).

5. Пункты 3-4 повторяются для всех заданных сценариев приточности воды к=1...К. По всем полученным оптимальным значениям функции (1) для выбранного интервала времени и состояния эквивалентного водохранилища вычисляется математическое ожидание затрат (1) по рассмотренным сценариям приточности в эквивалентное водохранилище. Данное значение

будет первой точкой формируемой ФБЗ (шаг 6 блок-

схемы на рис. 1), (рис. 3).

6. Осуществляется переход к следующему состоянию эквивалентного водохранилища. Выполняются пункты 3-5 для нового

7. Задачи (11), (2)-(7) и (1), (8)—(10) решаются для всех остальных состояний эквивалентного водохранилища У1^. Для интервала встроится кусочно-линейная функция будущих затрат /г(йга>Йгес) (шаг 7 блок-схемы на рис. 1), (рис. 3).

8. На интервале ТА пункты 3-6 повторяются. При этом задачи (11), (2)-{7) и (1), (8)—{10) решаются с учетом функций будущей выработки и будущих затрат, построенных при рассмотрении интервала Т.

9. Формирование функций будущей выработки и будущих затрат по точкам состояния эквивалентного водохранилища и сценариям приточности продолжается для всех интервалов, кроме первого (рис. 3).

И

,4

I ТА Т Интервалы

Рис. 3. Построение функций будущих затрат.

В ходе решения задачи (1)-(10) помимо оптимальных значений выработки электроэнергии на ГЭС й^гэс иТЭС И'лэс:» холостых сбросов расходов воды через турбины и запасов воды в водохранилищах V], определяются цены воды и электроэнергии, вырабатываемой каждой ГЭС.

В ходе решения задачи планирования долгосрочных режимов работы ЭЭС с ГЭС определяется два типа цен воды: цена воды, запасенной в каждом водохранилище ГЭС, и цена расходуемой воды через турбины ГЭС.

Цены запасенной и расходуемой воды вычисляются как производные от целевой функции (1) по запасам V] и расходам воды для каждой ГЭС в каждом интервале

Цена запасенной воды показывает целесообразность использования гидроресурсов в данный интервал времени с учетом неопределенности приточности воды в водохранилище этой ГЭС и возможных изменений условий функционирования электроэнергетической системы в оставшихся до конца расчетного периода регулирования временных интервалах.

Цена расходуемой воды выступает в качестве переменной части стоимости энергоресурса для производства электрической энергии. Поэтому цена вырабатываемой на ГЭС электроэнергии может быть определена как

произведение цены расходуемой воды на ее удельный расход:

"./ГЭС

где Су - цена электроэнергии, вырабатываемой на ¡-й ГЭС в интервале Г, —^— - удельный расход воды на выработку электроэнергии на ¡-й ГЭС в

Иугэс

интервале t.

Важно отметить, что цена электроэнергии (12) отражает не себестоимость производства электроэнергии на — ГЭС, а равна сэкономленным при малом увеличении выработки этой ГЭС топливным издержкам на тепловых электростанциях за время с начала рассматриваемого интервала t и до конца периода регулирования. Вычисляемая по (12) цена -предельная узловая цена электроэнергии в ЭЭС, соответствующая стоимости единицы наименее экономичной выработки на тепловых электростанциях за длительное время от интервала t до конца Т с учетом водных, энергетических и сетевых ограничений.

Использование цены расходуемой воды позволяет определять цены на электроэнергию ГЭС с учетом:

• особенностей водных ограничений каждой ГЭС;

• неопределенности приточности воды в водохранилища ГЭС;

• каскадного расположения ГЭС;

• объемов выработки электроэнергии на других электростанциях ЭЭС;

• сетевых ограничений электроэнергетической системы.

На основе представленного алгоритма разработана исследовательская версия программы для расчета задачи долгосрочного планирования оптимальных режимов ЭЭС с ГЭС на персональных компьютерах.

В четвертой главе приводятся результаты численного анализа долгосрочных оптимальных режимов ОЭС Сибири и цен на электроэнергию ГЭС, полученные с использованием предложенной методики.

Выбранная эквивалентная схема электроэнергетической системы имеет в своем составе 30 узлов, 38 ветвей, 8 тепловых электростанций, 5 гидроэлектростанций и 10 узлов потребления электроэнергии. В схему вошли все участники оптового рынка электроэнергии на территории Сибири. В качестве потребителей электроэнергии рассмотрены региональные энергоснабжающие организации.

За расчетный период принят 1 календарный год, который разбит на 12 месячных интервалов. Первым месяцем периода регулирования принят январь. Результаты расчета получены по данным фактической приточности, имевшей место в 2001 г., который считается многоводным годом.

По результатам оптимального планирования годовой загрузки электростанций ОЭС Сибири суммарная выработка ГЭС составила 92 882 млн. кВт*ч, что соответствует 49.9 % от общей годовой выработки электроэнергии по энергосистеме.

Структура производства и потребления электрической и тепловой энергии, а также природные условия в ОЭС Сибири, предопределяют неравномерный характер загрузки ТЭС и ГЭС в годичном цикле регулирования. Рис. 4 показывает неравномерность оптимальной выработки электроэнергии на тепловых и гидравлических электростанциях ОЭС. В летний период (интервалы 6-8) доля выработки электроэнергии на ГЭС доходит до 66 %, что обусловлено пропуском весенне-летнего половодья, зависящего от приточности, графика сработай и наполнения водохранилищ, а также требований других водопользователей. Из-за высокой водности 2001 г. и сезонного снижения электропотребления потребовались холостые сбросы воды в объеме 7.31 км3. В предпаводкковые интервалы (месяцы 2, 3,4), когда ГЭС срабатывают водохранилища до минимальных отметок, выработка электроэнергии резко снижается и их доля в суммарной выработке падает до 26 %.

Рис. 4. Суммарное потребление и выработка электроэнергии тепловыми и гидроэлектростанциями ОЭС Сибири.

В ЭЭС со значительной долей электроэнергии, вырабатываемой за счет гидроэлектростанций, от характера приточности воды в водохранилища ГЭС зависит не только режим функционирования энергосистемы, но и уровень цен на вырабатываемую электроэнергию.

Из графиков на рис. 5 видно, что уровень цен на электроэнергию, выработанную на Иркутской ГЭС, входящей в ангарский каскад, за период регулирования сильно отличается для различных временных интервалов и объемов притока воды в оз. Байкал и р. Ангара. Чем выше приточность и чем больше объемы запасенных гидроресурсов для производства электроэнергии, тем меньше цена электроэнергии. Эта закономерность демонстрируется рис. 6, построенным для Иркутской ГЭС. Для рассмотренного года цены в летние месяцы для условий маловодья в 10 раз выше цен, складывающихся при поводковом притоке воды. В условиях средней водности цены в летний период в 1.5-2.5 раза ниже цен, соответствующих осеннему сезону.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Месячные интервалы

Рис. 5. Цена электроэнергии, выработанной на Иркутской ГЭС.

Рис. 6. Боковая приточность в водохранилище и цена электроэнергии Иркутской ГЭС.

Из графиков, представленных на рис. 5 и 6, видно, что цена электроэнергии, выработанной на Иркутской ГЭС, значительно меняется в течение года и сильно колеблется от интервала к интервалу. Похожая картина складывается и для других Сибирских ГЭС.

На цену электроэнергии ГЭС влияет объем запасенной воды в водохранилище на начало каждого интервала. Кривая на рис. 7 показывает зависимость цены электроэнергии Иркутской ГЭС от объема запасенной воды в водохранилище. При вариации запаса воды в диапазоне от минимально-допустимого до проектного объема цена электроэнергии может меняться в 1.7 раза.

О -----,---------

10 15 20 25 30 39 40 45 50 Запас воды, куб. км

Рис. 7. Зависимость цены электроэнергии Иркутской ГЭС от запасов воды на начало интервала (¡=1).

I " 1в

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 М*сячны* интервалы

Рис. 8. Цена электроэнергии на Братской ГЭС.

Отклонение работы ГЭС от оптимального плана приводит к удорожанию вырабатываемой на ней электрической энергии. Так предположительное увеличение выработки электроэнергии Братской ГЭС в сентябре 2001 г. по сравнению с оптимальным режимом на 14.3 % могло привести к:

• повышению цены на электроэнергию Братской ГЭС в оставшиеся интервалы времени (рис. 8);

• увеличению объемов холостых сбросов воды через плотины ГЭС на 17 %;

• использованию многолетних запасов гидроресурсов других ГЭС ОЭС Сибири;

• снижению суммарной годовой выработки электроэнергии гидроэлектростанциями ОЭС Сибири на 3 %.

В случае оптимального режима график изменения цены более ровный.

При отсутствии централизованного планирования режимов энергосистемы или экономических сигналов, стимулирующих гидроэлектростанции вести оптимальный режим, колебание цен в течение года может быть еще сильнее. Подобное положение дел приведет к

неэффективному использованию гидроресурсов и снижению эффективности работы энергосистемы.

В пятой главе рассматривается возможность реализации планов загрузки электростанций в условиях рынка электроэнергии.

Оперативный (спотовый) рынок, на принципах которого предполагается строить оптовый рынок электроэнергии в России, мало приспособлен для реализации оптимальных режимов на длительном отрезке времени. Основным регулятором на таком рынке выступают почасовые равновесные цены на электроэнергию. Последние формируются на основе ценовых заявок субъектов рынка, соответствуют ценам наиболее дорогого поставщика, участвующего в электроснабжении потребителей в данном часовом интервале, и учитывают потери и ограничения на передачу электроэнергии в электрической сети. Эффективность работы ЭЭС в рамках этого рынка обеспечивается только в краткосрочном разрезе времени.

В задачи Системного оператора входит централизованное долгосрочное планирование режимов ЕЭС. В условиях многих независимых собственников генерирующих мощностей плановые объемы загрузки электростанций, связанные с повышением экономичности работы ЭЭС, носят рекомендательный характер. Достигать желаемый общесистемный эффект предлагается не через обязательное соблюдение объемов выработки электроэнергии, а через назначение оптимальных значений цен на электроэнергию для отдельных поставщиков. В этом случае при расчете оптимальных режимов ЭЭС кроме объемов выработки электроэнергии должны рассчитываться оптимальные цены на нее как для тепловых, так и для гидроэлектростанций.

В условиях регулируемого рынка рассчитанные цены могут учитываться государственным органом по регулированию тарифов (ФСТ РФ) в тарифах на электроэнергию, продаваемую на оптовом рынке в отдельные временные интервалы периода регулирования. В случае отклонения условий функционирования ЭЭС от запланированных (изменение объемов потребления или гидрологических условий по сравнению с прогнозными) цены на электроэнергию должны корректироваться. В секторе свободной торговли рассчитанные оптимальные цены на электроэнергию электростанций могут устанавливаться ФСТ РФ как предельные уровни на ее покупку у отдельных поставщиков. Для реализации плановых объемов выработки электроэнергии отдельными электростанциями необходимо своевременное сообщение значений цен участникам энергорынка.

Если известны цены на электроэнергию, рассчитанные по двойственным переменным оптимизационной задачи (1)—(12), то объемы выработки электроэнергии на электростанциях соответствующие этим ценам, можно найти из решения задачи

1ШП ЕС,ТЭС *^ЛЭС + ЕС/ГЭС *^/ГЭС >'= (13)

с ограничениями (2)—(10), где Сяэо Сугэс - оптимальные цены

электроэнергии, вырабатываемой на ьй ТЭС и ьй ГЭС, в интервале t

При реализации оптимальных планов ЭЭС с ГЭС на основе цен важно знать как точно и оперативно следует задавать эти цены. На рис. 9 показаны зависимости топливных издержек на производство электроэнергии на тепловых электростанциях от цены на электроэнергию отдельных гидроэлектростанций ОЭС Сибири. Отклонение цен на электроэнергию ГЭС от оптимального значения как вниз, так и вверх, приводит к увеличению топливных затрат в ОЭС. Отклонения цены меняют загрузку как конкретной ГЭС, так и влияют на режим работы всей энергосистемы. Чем больше установленная мощность станции, тем точнее должна задаваться цена вырабатываемой ею электроэнергии. Отклонение цены на одной ГЭС может привести к неоптимальной загрузке других гидроэлектростанций, дальнейшей их работе на пониженных напорах или к холостым сбросам воды, если водохранилища данных ГЭС были заполнены полностью.

Рис. 9. Зависимость топливных издержек на производство электроэнергии в ОЭС Сибири от цены, установленной на электроэнергию ГЭС в интервале 1.

Крутизна кривых на рис.9 в сторону уменьшения цены от оптимального значения меньше, чем в сторону увеличения. При занижении цены на электроэнергию в текущем интервале увеличивается выработка электроэнергии, расход воды, а, следовательно, уменьшается уровень водохранилища данной ГЭС. Работа ГЭС на пониженных напорах ведет к снижению экономичности в последующие интервалы времени. При завышении цены выработка электроэнергии на ГЭС сокращается, что может приводить к потерям гидроресурсов на холостых сбросах и дополнительной выработке на недогруженных электростанциях.

На рис. 10 показана зависимость топливных издержек на производство электроэнергии на тепловых электростанциях ОЭС Сибири от цены электроэнергии Красноярской ГЭС в разные месяцы года. Так, 10%-ная неточность задания цены на электроэнергию ГЭС в начальные интервалы периода регулирования способна привести к 1%-ым избыточным топливным издержкам по ОЭС Сибири. В интервалы, когда начинается интенсивное

заполнение водохранилища, а потребление электроэнергии снижается, топливные издержки менее чувствительны к точности задания цены электроэнергии Красноярской ГЭС.

-Интервал 1

---Интервал 2

.....Интервал 3

----Интервал 4

• Интервал 5

■ Интервале —»—Интервал 7 — ♦ — Интервал 8 —•—Интервал 9

----Интервал 10

™ " Интервал 11

■ Интервал 12

Рис. 10. Зависимость топливных издержек на производство электроэнергии от цены электроэнергии Красноярской ГЭС по интервалам.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

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

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

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

4. На основе представленной методики разработана программа для

22

персональных компьютеров. Программа является исследовательской версией и обладает упрощенным пользовательским интерфейсом.

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

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

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

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

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

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

2. Легалов Д.И. Модель для планирования режимов в энергосистемах с ГЭС в новых экономических условиях // Системные исследования в энергетике: Тр. молодых ученых ИСЭМ СО РАН. - 2002. - Вып. 32. - С. 43-48.

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

4. Легалов Д.И. Определение цены электроэнергии, вырабатываемой на ГЭС, с использованием метода динамического программирования // Системные исследования в энергетике: Тр. молодых ученых ИСЭМ СО РАН. - 2004. -Вып. 34.-С. 49-55.

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

Подписано к печати 12.05.2005. Формат 60 х 84 /16 Усл. печ. л. 1. Заказ № 221. Тираж 100 экз.

Ризограф ИСЭМ СО РАН 664033, Иркутск, ул. Лермонтова, 130.

fbtíí^ - » I ÜU8Í1 f\ ( - f

Vf./ 940

09 №<'í?0J5

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. ОСОБЕННОСТИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ГЭС В РЫНОЧНЫХ УСЛОВИЯХ.

1.1. Ограниченные объемы водохранилищ.

1.2. Необходимость оценки стоимости электроэнергии, вырабатываемой на ГЭС.

1.3. Наличие каскадов ГЭС.

1.4. Проявление монополизма ГЭС на рынках электроэнергии.

1.5. Водохозяйственные и экологические ограничения.

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

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

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

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

3.1. Метод решения.

3.2. Моделирование электроэнергетической системы.

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

3.4. Алгоритм решения задачи.

3.4.2. Агрегирование системы водохранилищ

3.4.3. Построение функций будущих затрат.

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

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

ГЛАВА 4. ЧИСЛЕННЫЙ АНАЛИЗ ДОЛГОСРОЧНЫХ ОПТИМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ ОЭС СИБИРИ.

4.1. Анализ долгосрочного оптимального режима ОЭС Сибири.

4.2. Анализ цен на электроэнергию ГЭС.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

4) выбор пакета программного обеспечения для реализации алгоритма;

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

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

• существующие методики планирования долгосрочных оптимальных режимов электроэнергетических систем;

• методы динамического, линейного и нелинейного программирования;

• теория двойственности в задачах математического программирования;

• языки программирования для ПК.

Научная новизна работы заключается в следующем:

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

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

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

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

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

• разрабатывать годовые планы выработки электроэнергии в ЭЭС с ГЭС;

• учитывать стохастический характер притока воды в водохранилища гидроэлектростанций;

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

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

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

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

Публикации. Основное содержание работы отражено в 5 печатных работах.

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

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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