автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Разработка моделей и технологий оперативного диспетчерского управления ЕЭС России в условиях конкурентного оптового рынка электроэнергии

На правах рукописи

ШУБИН НИКОЛАЙ ГЕНРИХОВИЧ

РАЗРАБОТКА МОДЕЛЕЙ И ТЕХНОЛОГИЙ ОПЕРАТИВНОГО ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ ЕЭС РОССИИ В УСЛОВИЯХ КОНКУРЕНТНОГО ОПТОВОГО РЫНКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Специальность 05.14.02 - Электростанции и электроэнергетические системы

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Екатеринбург - 2003

Работа выполнена в ГОУ ВПО «Уральский государственный технический университет - УПИ» на кафедре «Автоматизированные электрические системы»

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор Бартоломей Петр Иванович

Официальные оппоненты - доктор технических наук, профессор

Фишов Александр Георгиевич (г. Новосибирск)

кандидат технических наук, доцент Окуловский Сергей Константинович (г. Екатеринбург)

Ведущее предприятие - ОАО «СО-ЦЦУ ЕЭС»

Защита состоится «4» июля 2003 г. в 14 часов 15 минут на заседании Диссертационного совета Д 212.285.03 при ГО ВПО «Уральский государственный технический университет - УПИ» по адресу: 620002, г. Екатеринбург, ул. Мира, 19, УГТУ-УПИ (главный корпус), ЭТФ, ауд. Э-406.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке УГТУ-УПИ.

Отзывы (в двух экземплярах, заверенные печатью) просим направлять в Диссертационный совет Д 212.285.03 по адресу: 620002, г. Екатеринбург, К-2, ул. Мира, 19, УГТУ-УПИ, ученому секретарю; факс: (3432) 74-38-84; e-mail: stas@daes.ustu.ru

Автореферат разослан «4» июня 2003 г.

Ученый секретарь

Диссертационного совета Д 212.285.03

к.т.н., доцент Паздерин A.B.

Общая характеристика работы

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

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

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

• выбор и формирование модели рыночных отношений;

• определение условий перехода к рыночной экономике;

• создание расчетных моделей планирования диспетчерского графика;

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

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

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

Для этого были решены следующие основные задачи:

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

. -С КЛЦИСКЛЛЬНЛЯ I БИБЛИОТЕКА | С. Петербург

' ОЭ юу шк90%,

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

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

Научная новизна работы. В результате проведенных исследований определены основные положения функционирования оптового конкурентного рынка элеетрической энергии, а именно:

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

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

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

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

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

6. Разработана технология согласования результатов аукционов элеетрической энергии «на супси вперед».

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Материалы работы докладывались на заседаниях:

• проектной группы «Системный оператор» совместно с 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.)

Обсуждение результатов работы проводилось на заседаниях оперативного штаба по запуску конкурентного рынка и по программе обучения «Органи-

зация взаимоотношений Системного оператора с другими участниками рынка» (Лондон, Эдинбург, 2002 г.).

Публикация. Основные положения диссертации отражены в 15 печатных работах.

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

Краткое содержание работы

Во введении изложены общие характеристики и структура диссертационной работы. Обоснована актуальность темы, определены цели и задачи исследований, отражена научная новизна и практическая ценность работы.

В первой главе определена необходимость создания и дальнейшего развития конкурентного рынка электрической энергии, способного обеспечить энергетическую безопасность Российской Федерации, технологическое единство электроэнергетики и необходимые условия для привлечения инвестиций, обеспечивающих развитие и надежное функционирование Российской электроэнергетической системы.

Анализ моделей рынков электроэнергии используемых в мировой практике показал, что различия между рынками заключаются в форме собственности, системах ценообразования, особенностях правового статуса. Выбор модели зависит от существующей структуры электроэнергетики. Конкуренция и выбор в электроэнергетике должен основываться на отделении транспортировки и диспетчеризации электроэнергии от ее производства и потребления.

Рассмотрены четыре существующих способа структуризации электроэнергетики, которые являются основными моделями ее развития. Модели соответствуют различной степени монополизации, конкуренции и выбора в отрасли.

Анализ моделей рынка электроэнергии, изучение опыта их применения,

7

позволяет рекомендовать к внедрению на конкурентном оптовом рынке России модель, по качественным показателям близкую к третьей классической модели «Оптовый рынок с полным возмещением затрат».

Показано, что отделение диспетчерского управления от реалий хозяйственной жизни имеет своим следствием то, что система оперативно-диспетчерского управления оказалась слабо мотивированной на повышение эффективности деятельности предприятий электроэнергетики, так как отсутствовал механизм экономического стимулирования принятия эффективных диспетчерских решений.

Обоснована программа совершенствования диспетчерского управления Единой энергосистемой России при подготовке к работе в условиях конкурентного рынка электрической энергии за счет создания структуры Системного оператора.

Во второй главе описан общий подход к моделированию конкурентного рынка электроэнергии и соответствующего механизма ценообразования.

Технически предлагаемый механизм является обобщением двойного (bid-offer) аукциона с закрытыми заявками, учитывающим ограничения, связанные с сетевой структурой. Основной отличительной чертой данного механизма является то, что все принятые заявки на покупку выполняются по единой цене, которая не превосходит цену минимальной принятой заявки, выбираемой из условия равенства спроса и предложения.

Различия в ценах между разными узлами связаны только с ценовым выражением величины потерь на линиях сети, и (или) ограничениями по пропускной способности линий.

Показано, что одной из основных задач, которую приходиться решать при организации конкурентного рынка, является разработка механизма ценообразования. На оптовом конкурентном рынке реализуется принцип «равновесной» цены, согласно которому все принятые заявки на покупку электроэнергии выполняются по единой цене, которая (в свою очередь) не превосходит цену минимальной принятой заявки, выбираемой из условия равенства спроса и предложения. Различия в ценах для потребителей, расположенных в

8

разных узлах энергосистемы связаны только с ценовым выражением величины потерь на линиях сети, и (или) ограничениями по пропускной способности линий.

Маржинальная (предельная) цена См для потребителей в узлах расчетной схемы определяется как частная производная стоимости электроэнергии в системе в целом Сс от нагрузки в данном узле :

В действительности, при выполнении подобных расчетов необходимо учитывать различные условия и виды ограничений, обеспечивающих требования к допустимости установившегося режима:

• системные ограничения по пределам пропускной способности сечений сети, предотвращающих перегрузки или потерю устойчивости, и технические ограничения по режиму работы генерирующих мощностей Р?"0 < Р^ < Р^®*;

• наличие потерь электроэнергии, связанных с условиями ее передачи.

Указанные особенности рынка при формировании цены отражаются в

понятии «узловая цена», которая определяет стоимость электроэнергии в конкретном узле энергосистемы с учетом конфигурации сети и возникших при генерации и передаче электроэнергии ограничений. Узловая цена зависит от режима работы и отражает свойства энергосистемы.

Следовательно, узловые цены могут существенно отличаться даже для географически близко расположенных узлов.

Известные подходы к определению узловой цены основаны на оптимизационных алгоритмах. Наиболее часто данная проблема решается в линейной постановке. В работе дан анализ решения задачи

См =ЭСс/3\^.

(1)

пш (С(р^)+ Св(Ри2)),

(2)

при учете сетевых ограничений

РПШ1 < р <р: тп —' гиш *т

тах

(3)

(4)

геш

теш

теш '

[а]-р<;р;шп'(шад

и условия баланса мощностей

Р^+Рнг=0, (5)

где ¿(Род ) - вектор ценовых заявок генераторных узлов;

Св(Рв1) - вектор ценовых заявок потребителей;

[а] - матрица коэффициентов токораспределения;

Р - вектор узловых мощностей;

Рген - вектор активных мощностей источников активной мощности;

Р^ - суммарная нагрузка энергосистемы;

Рви Р^ах(ПШ1) - вектор ограничений по связям.

Рассмотрены алгоритмы линейного программирования с использованием решения двойственной задачи и на основе формирования функции Лагран-жа

Ь = С(Ргеи)-Х.(Р^+Рш:)-ДТ([а]Р-РГх(тЙ1)), (6)

где X, р - неопределенные множители Лагранжа.

При дифференцировании функции Лагранжа по переменным, соответствующим генераторным узлам, могут быть получены значения множителей, являющихся узловыми ценами. Первый множитель Лагранжа X соответствует узловым ценам покрытия нагрузки самым дешевым генераторным агрегатом при отсутствии режимных ограничений.

При наличии ограничений элементы вектора Д, соответствующие номеру связи (линии) отличны от нуля, поэтому цены в нагрузочных узлах будут определяться следующим образом:

С = Ь Ё + ДТ •[<*]• (?)

Недостаток линейного подхода заключается в сложности учета потерь активной мощности, которую можно преодолеть только через последовательную итерационную линеаризацию, а также в необходимости совершенствования алгоритма для учета реактивной мощности и существенных нелинейно-стей.

Перспективными алгоритмами для расчета узловых цен являются алгоритмы квадратичной аппроксимации и их развитие через аппроксимирующее и сепарабельное программирование.

В качестве целевой функции при оптимизации режима используется стоимость затрат на выработку и передачу электроэнергии в целом на рассматриваемом интервале времени

3= 2 31(Рй.)->пип, (8)

¡ею

где о» - множество источников активной мощности.

Функция затрат З^^) представляется кусочно-квадратичной зависимостью, определяемой числом интервалов аппроксимации в рабочем диапазоне от до Р^а . На каждом интервале функция 3{(Р}) аппроксимируется полиномом второй степени. В отличие от линейной постановки задачи, в которой участвует лишь уравнение баланса активной мощности по системе в целом, в алгоритме нелинейной оптимизации рассматривается баланс мощности в каждом узле через систему уравнений установившегося режима в форме баланса активных

ТУР(и,8,Р) = 0 (9)

и реактивных мощностей

^^(и,8,О) = 0, (10)

где и, 8 - векторы модулей и фаз узловых напряжений.

Таким образом, потери мощности автоматически учитываются в (9) и (10). Кроме рассмотренных ранее ограничений определяются допустимые диапазоны О}®", и™" <;и<и?"". Здесь уместно отметить, что в

части сепарабельного программирования функция (2) аппроксимируется интегрально квадратичными функциями вида

Зд=Ау-Р^+ВгР4+Св, (11)

которые в свою очередь аппроксимируются кусочно-линейно, что позволяет легко перейти к алгоритму решения задачи по ценовым заявкам. На рис. 1 по-

казан режим системы с одним линейным ограничением Р^з ¿100 МВт и узловыми ограничениями

( "„-100МВт

Рга=48МВг 1

Сг=25

1

48 МВт

Р^О (¡-1,2,5).

32МВт./ 100МВт

Для этого случая были приняты ценовые заявки С;=А:+В|Р:, что соот-

/ / 32 МВт 432 МВт

^Р^^ЗООМВт"!

V

ветствует квадратичным функциям затрат

С,= 30 Р^ЗООМВт С5-20

О20

Р3 = 432 МВт

Рас-

Рис. 1. Определение узловых цен при наличии системных ограничений по связям

четы, выполненные для

схемы энергосистемы

(рис. 1), показали идентичность результатов по определению узловых цен и распределению мощности по сравнению с линейными моделями.

В третье главе представлено решение вопросов, связанных с формированием договорных суточных обязательств, являющихся основой для разработки расчетного диспетчерского графика.

Определен процесс формирования договорных суточных обязательств и предложена схема передачи данных, необходимых для их формирования.

Формирование расчетного диспетчерского графика производится в соответствии со сделками, заключенными по результатам торгов на конкурентном секторе оптового рынка «на сутки вперед».

Целевая установка, принятая Системным оператором, при выполнении данного процесса - сформировать расчетный диспетчерский график с сохранением объемов часовых поставок электроэнергии каждым участником рынка, определенных торгами электроэнергии на конкурентном рынке «на сутки вперед». В случае невозможности сохранения объемов всех сделок по условиям соблюдения баланса электроэнергии или надежности функционирования ЕЭС

России при формировании расчетного диспетчерского графика допускается отклонение объема поставок электроэнергии отдельными участниками рынка.

Алгоритм формирования расчетного диспетчерского графика предусматривает минимизацию стоимости отклонения объемов поставок в соответствии с расчетным диспетчерским графиком от величин, определенных конкурентными торгами. Указанная стоимость отклонений на первом этапе функционирования конкурентного рынка рассчитывается по правилам и тарифам регулируемого рынка.

Высокоуровневый алгоритм формирования расчетного диспетчерского графика представлен на рис. 2.

Выполнение Аукциона электроэнергии «на сутки вперед»

■ШВЯКНВПМШ

Деятельность АТС I

Агрегирование

результатов аукциона для уровня ЦЦУ

Агрегирование

результатов

д и уровня ОДУ

\ \

Модифвкаци» Модификация

характеристик характерветик

регулируемого рынка регулируемого рынка

\ > \

Формирование Формирование

расчетного расчетного

диспетчерского —=» диспетчерского

графика гра< кика

ва уровне ЦДУ науровие ОДУ

Деятельность СО

Рис. 2. Высокоуровневый алгоритм формирования расчетного диспетчерского графика В работе определен перечень исходных данных и взаимосвязи участников и инфраструктур рынка, требующиеся для формирования расчетного гра-

В главе показано, что управление генерацией, потреблением и сальдо перетоков электроэнергии в реальном времени требует модернизации и авто-

матизации способов формирования и исполнения команд диспетчерского управления ЕЭС России.

В четвертой главе решаются основные технологические задачи, необходимые для запуска оптового рынка электроэнергии «на сутки вперед»:

1. Синтез и актуализация Единой расчетной модели Европейской части ЕЭС России.

2. Технология согласования результатов аукционов электроэнергии «на сутки вперед» с Системным оператором, разработка и внедрение программно-аппаратного комплекса, обеспечивающего эту функцию.

Основные проблемы при проведении ценовых аукционов были связаны с весьма низкой степенью детализации существующей расчетной модели, а также информационной изоляцией при анализе отдельных фрагментов сети, что противоречит основным требованиям проведения рыночных аукционов.

В этих условиях единственным средством, обеспечивающим работу рынка оказалось создание Единой расчетной модели, которая позволит проводить ценовые аукционы непосредственно Администратору торговой сети.

Для выполнения расчетов используется математическая модель, описываемая системой уравнений

Ф» + £У,УчУ1ч тфь, -аи)-Р4 = 0,'

V, =-ЬйУ^ - «>8(5*, -а1п)-СЬ =0,.

.Й=А1

■¡е1,К (12)

Наибольшую сложность при выполнении расчетов представляет моделирование генерирующих и нагрузочных узлов, детализация которых должна быть самой подробной.

В работе предлагается моделирование генераторных узлов двумя алгоритмами:

• отдельными генераторами или эквивалентным генератором узла (мощность генерации в этом случае равна сумме значений графиков для данного расчетного интервала);

• представление генераторными группами с последующим распределением мощности по узлам в соответствии с коэффициентами участия, рассчитываемым в базовом режиме

дф д<р 68 дЧ ду <?ч/ сб 34.

т

дф

551 дб^ дУ, дУ;

(13)

Для учета результатов аукциона в исходные данные, используемые для оптимизации, а именно, в характеристики относительных приростов стоимости (ХОПС) предлагается вносить особые поправки: ввод искусственной точки торговой мощности, которая заставляет выдерживать для генераторной группы заданную мощность. Разработанная методика реализации расчетного диспетчерского графика учитывает данное обстоятельство и позволяет максимально приблизить график нагрузки к торговому графику АТС.

При формировании потребления моделирование нагрузок возможно с использованием трех алгоритмов, выбор которых зависит от заданного типа потребителя. Могут быть использованы следующие типы потребителей, условно названные «Нагрузка», «Система» и «Сальдо».

Тип «Нагрузка» представляет в расчетной модели конечного потребителя явном виде.

Тип «Система» позволяет задать потребление целого объединения узлов (территории или района электрической сети) одним значением графика нагрузки. Такой способ моделирования предназначен для использования прогнозной информации о потреблении территорий, входящих в состав ОЭС и других достаточно крупных объединений (к потребителю относится единственная нагрузка, связывающая потребителя с узлом-представителем района).

Полученное из графика нагрузки системы значение распределяется по узлам территории с использование коэффициентов участия:

N

к?=(РГ-1РГкш;)/Рс-

И

кГ=(РГ-1РГкщ)/Рс- (14)

Для повышения адекватности распределения нагрузки может быть использовано до трех базовых режимов, ранжированных по тяжести (минимальный , средний и максимальный). В предельном случае может быть использован один базовый режим в роли минимального, среднего и максимального одновременно.

При известных нагрузках конечных потребителей в базовых режимах нетрудно вычислить коэффициенты участия нагрузки системы в «чистом виде» к™ (без учета конечных потребителей).

По полученным коэффициентам распределяется нагрузка системы Р^., скорректированная на величину нагрузки конечных потребителей и рассчитываемая как

Рс'=Рс-ХРЛ*, (15)

И

где М - количество конечных потребителей, связанных с узлами системы.

Далее к полученным с помощью линейной интерполяции мощностям нагрузок узлов Р{(Р^) добавляются мощности нагрузок конечных потребителей и определяется потребление территории

Р.'-Р.Ю+ХРЛ*. (16)

и

которое может получиться близким, но не равным значению Рс.

Последний алгоритм моделирования нагрузки - «Сальдо» позволяет обеспечить заданный переток территории по полному сечению. Работа алгоритма сводится к вычислению требуемого потребления района по известной из текущего режима генерации и его распределению. Этот алгоритм позволяет достаточно просто моделировать внешние эквиваленты, не оперируя узловыми мощностями.

В процессе исследования алгоритма и его использования для реальных расчетов было установлено, что распределение потребления выполняется дос-

таточно точно. Однако данный алгоритм имеет существенный недостаток, который проявляется при распределении потребления в районах с доминирующей составляющей потерь электроэнергии. Поэтому был разработан альтернативный вариант алгоритма, использующий коэффициенты чувствительности.

Суть альтернативного алгоритма состоит в подборе нагрузки узлов районов, граничащих со «сложным» районом для обеспечения заданного потребления. Для каждого района можно записать выражение изменения потребления в следующем виде:

N

ДП1 = ^ + Д^ + аиЛР1 + £авДР,, (17)

где: ДР, - изменение нагрузки 1 - го района;

ДPj - изменение нагрузки 3 - го района;

ДёР; - изменение потерь 1 - го района;

а^ - коэффициент, определяющий изменение потерь 1 - го района при изменении нагрузки .¡-го района.

Уравнение (17) и найденные коэффициенты а у позволяют сформировать систему линейных уравнений вида

А ДР = ДП, (18)

являющуюся переопределенной системой М линейных уравнений с N неизвестными.

Решение (18) в виде

(А т А)ДР=А ТАП (19)

при наличии значительных небалансов приводит к хорошо известному эффекту «размазывания», который заключается в искажении приращений потребления районов с малыми небалансами.

Сочетание трех описанных алгоритмов позволяет достаточно точно моделировать потребление с использованием различных исходных данных из разных источников. Прогнозная информация, обрабатываемая алгоритмами «Система» и «Сальдо» (как правило), используется совместно с программами

планирования и оптимизации режима. Алгоритм «Нагрузка» может работать с

17

графиками нагрузок конкретных конечных потребителей. Эта графики практически не используются в программах оптимизации и планирования и формируются специальными системами сбора данных.

Методика синтеза и актуализации Единой расчетной модели ЕЭС, предложенная в работе, позволила сформировать базовую единую расчетную схему Европейской части ЕЭС России размерностью 5209 узлов и 7493 ветви.

Расчетная схема соответствует нормальной топологии электрических сетей. Последующие изменения базовой схемы, связанные с развитием ЕЭС, появлением новых участников рынка, будут производиться уже в соответствии с установленной рыночным сообществом процедурой.

Опытная эксплуатация технологии формирования схемы и синтезированной Единой расчетной модели показала практическое отсутствие «несходимости режимов», требуемую точность и быстроту получения режимных параметров. Предпосылки сходимости единого режима создаются за счет сбалансированности по активной мощности предварительного диспетчерского графика, лежащего в основе создаваемых фрагментов единой расчетной схемы, а также за счет соблюдения ограничений передаваемой мощности по сетям. В работе представлен алгоритм сборки Единой расчетной модели.

Представленные выше методы и алгоритмы моделирования единой расчетной схемы и ее отдельных элементов, а также синтеза и актуализации Единой расчетной модели были реализованы в программном комплексе «АсЮрив»., который запущен в работу и успешно эксплуатируется.

Для проведения процедуры согласования результатов аукциона необходимо агрегировать информацию о поставках электроэнергии, что обеспечивает взаимно-однозначное преобразование подробной информации об объемах поставки электроэнергии.

В качестве ценовых характеристик регулируемого рынка могут рассматриваться характеристики относительных приростов стоимости топлива, средние значения себестоимости электроэнергии или тарифы регулируемого рынка. Принцип модификации ценовых характеристик представлен на рис. 3.

Рис. 3. Модификация ценовых характеристик

Для каждой ценовой характеристики в соответствии с результатами аукциона определяются две характерные точки. Первая точка Рсумм, отражает

значение поставки электроэнергии генераторной группы в соответствии с проведенными торгами. Сюда включается величина поставки электроэнергии на регулируемом и конкурентном секторах рынка. Вторая характерная точка Рк характеризует величину поставки электроэнергии генераторной группы только на конкурентом секторе. В найденных таким образом характерных точках значения ценовой характеристики умножаются на некоторые одинаковые для всех характеристик коэффициенты. В результате возникают ломаные кривые, являющиеся модифицированными ценовыми характеристиками, которые ранее упоминались при обсуждении формулы (11).

На рынке электроэнергии приходится иметь дело с реальными электрическими сетями и с реальной технологической средой, непозволяющими полной рыночной свободы. Для обеспечения правильности формирования расчетных диспетчерских графиков и надежности работы энергосистем предлагается выделить следующие виды генераторов: генераторы, работа которых диктуется требованиями сохранения устойчивости; локальные монополисты, значительно влияющие на стоимостные характеристик рынка; генераторы, обеспечивающие регулировочный диапазон, а также неконкурентные ТЭЦ, отключе-

19

I \

ние которых невозможно по очевидным причинам. Таким образом, в системе остается очень мало ценообразующих генераций, а большая их часть становится ценопринимающими. Это накладывает некоторые изменения на процедуру выбора состава оборудования, которая в работе не обсуждается.

Основные результаты и выводы

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

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

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

4. Вычислительная поддержка, основанная на алгоритме, исключающем любую произвольность, используется лишь для генерации оптимального в некотором смысле режима производства (потребления) на основе переданных

I

ценовых заявок и учете системных ограничений, которые рекомендуется учи- ,!

тывать как в линейной, так и нелинейной интерпретации.

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

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

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

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

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

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

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

Основное содержание диссертации отражено в работах

1. Александров A.C., Бартоломей П.И., Паниковская Т.Ю., Неуймин

B.Г., Шубин Н.Г. Оптимизация состава генерирующего оборудования ЭЭС в условиях конкурентного рынка. В кн.: Материалы научно-практической конференции «Энергосберегающие техника и технологии». Екатеринбург: 2003.

C.38-41.

2. 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.23-28

3. 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.17-25.

4. Бартоломей П.И., Паниковская Т.Ю., Неуймин В.Г., Шубин Н.Г. Процедуры оптимизации при ведении балансирующего рынка электроэнергии. Материалы межрегионального научно-технического семинара «Оперативное управление электроэнергетическими системами - новые технологии». - Сыктывкар: 2003. www.energy.komisc.ru/seniinar.

5. Бердин A.C., Крючков ПЛ., Шубин Н.Г. Прогнозирование параметров модели ЭЭС в условиях рынка. Материалы межрегионального научно-технического семинара «Оперативное управление электроэнергетическими

22

системами - новые технологии». - Сыктывкар: 2003. www. energy, ko-misc.ru/seminar.

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

7. Машалов Е.В., Неуймин В.Г., Шубин Н.Г. Программное обеспечение синтеза и актуализации единой расчетной модели. Материалы межрегионального научно-технического семинара «Оперативное управление электроэнергетическими системами - новые технологии». - Сыктывкар: 2003. www. еп-ergy.komisc.ru/seminar.

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

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

10. Паздерин A.B., Паниковская Т.Ю., Шубин Н.Г. О подготовке персонала Системного оператора к работе в качестве субъекта инфраструктуры конкурентного рынка электроэнергии. В кн.: Материалы Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы современной энергетики». - Екатеринбург: Изд-во Урал. гос. техн. ун-та, 2002. С. 85-87.

И. Паниковская Т.Ю., Шубин Н.Г. Применение нелинейных аддитивных моделей для определения характеристик вида «напряжение-мощность» при анализе режимов ОЭС Урала. ЛГезисы доклада Восьмой научно-технической конференции УПИ им. С.М. Кирова. - Свердловск: Изд-во Урал, политех, ин-та, 1988. С.26.

12. Паниковская Т.Ю., Шубин Н.Г. Системный оператор - новый субъект инфраструктуры. В кн.: Материалы 2-го научно-практического семинара

2оо?-А

»12 53 6

«Проблемы и достижения в промышленной энергетике». - Екатеринбург: Изд-во Урал. гос. техн. ун-та, 2002. С. 16.

13. Порошин В.И., Шубин Н. Г. Система моделей нагрузок узлов ЭЭС для задач контура оперативного управления электрическими режимами. / В кн. Моделирование электроэнергетических систем. Тезисы докладов 10-й научной конференции 3-4 секции. ИФТПЭ АН Литвы - Вильнюс: Ротапринт ЛИИ, 1991. С.39-41.

14. Шубин Н.Г. Оценка статических характеристик по частоте нагрузок энергосистем для задач оперативного управления. В кн.: Разработка методов и средств экономии электроэнергии в электрических системах и системах электроснабжения и транспорта. Тезисы докладов на Всесоюз. научно-техн. конференции. - Днепропетровск: Типография ЮМЗ, 1990. С. 16-17.

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

ИД №06263 от 12.11.2001 г. Подписано в печать 02.06.2003 г. Формат 60 х 84/16.

Бумага типографская Офсетная печать Усл. печ. л. 1,0

Уч.-изд. д. 1,1_Заказ № . Тираж 120 экз._Бесплатно_

Редакционно-издательский отдел ГОУ ВПО УГТУ-УПИ 620002, г. Екатеринбург, ул. Мира, 19 24

ВВЕДЕНИЕ.

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

1.1. Цель создания конкурентного рынка электрической энергии.

1.2. Основные модели развития и структуризация электроэнергетики

1.3. Возможность изменения модели рынка электроэнергии.

1.4. Особенности организации рынка электроэнергии в России.

1.5. Принципы диспетчеризации электроэнергетики.

1.6. Организация диспетчерского управления в России.

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

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

2.1. Структура модели конкурентного оптового рынка электроэнергии.

2.2. Определение равновесной цены.

2.3. Расчет узловых цен.

2.4. Балансирующий рынок.

3. ФОРМИРОВАНИЕ ДОГОВОРНЫХ ОБЯЗАТЕЛЬСТВ И ПЛАНИРОВАНИЕ ДИСПЕТЧЕРСКИХ ГРАФИКОВ.

3.1. Основы определения объемов договорных суточных обязательств участников рынка.

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

3.3. Виды договорных суточных обязательств.

3.4. Бизнес-процесс формирования договорных суточных объемов.

3.5. Разработка диспетчерского графика.

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

4. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ЗАДАЧИ КОНКУРЕНТНОГО РЫНКА

ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ.

4.1. Обоснование необходимости создания единой расчетной модели.

4-2. Математическая модель расчетной схемы.

4.3. Синтез и актуализация единой расчетной модели ЕЭС России.

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

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

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

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

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

Р, ГВтд 160,0

140,0

120,0

100,0

80,0

60,0

40,0

20,0

0,0

-20,0

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

134,4

100

0 103,0 Ю6.1

112,6

40 35

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

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

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

• создать частные конкурентные генерирующие компании;

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

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

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

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

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

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

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

• выбор и формирование модели рыночных отношений;

• определение условий перехода к рыночной экономике;

• создание расчетных моделей планирования диспетчерского графика;

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

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

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

Для этого были решены следующие основные задачи:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Материалы работы докладывались на заседаниях:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ВЫВОДЫ

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

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

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

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

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

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

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

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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