автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Задачи и технологии оперативно-диспетчерского управления режимами ЕЭС в конкурентно-рыночной энергетике России

На правах рукописи

СУ ЕРОХИН ПЕТР МИХАЙЛОВИЧ

ЗАДАЧИ И ТЕХНОЛОГИИ ОПЕРАТИВНО-ДИСПЕТЧЕРСКОГО

УПРАВЛЕНИЯ РЕЖИМАМИ ЕЭС В КОНКУРЕНТНО-РЫНОЧНОЙ ЭНЕРГЕТИКЕ РОССИИ

Специальность 05.14.02 - Электростанции и электроэнергетические системы

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Екатеринбург - 2005

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

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Кощеев Лев Ананьевич

доктор технических наук, профессор Суханов Олег Алексеевич

доктор технических наук, профессор Фишов Александр Георгиевич

Ведущая организация: ОАО «Институт «Энергосетьпроект» (г. Москва)

Защита состоится «21» декабря 2005 г. в 1400 часов на заседании диссертационного совета Д 212.285.03 при ГОУ ВПО «Уральский государственный технический университет - УПИ» по адресу: 620002, г. Екатеринбург, ул. Мира, 19, УГТУ-УПИ, ауд. Э-406.

Отзывы в двух экземплярах, заверенные печатью организации, просим направлять на имя ученого секретаря диссертационного совета Д 212.285.03 по адресу: 620002, г. Екатеринбург, К-2, ул. Мира, 19, УГТУ-УПИ, ученому секретарю (факс: (343) 359-16-15; e-mail: pav@daes.ustu.ru).

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке УГТУ-УПИ.

Автореферат разослан 18 ноября 2005 г.

Ученый секретарь ^jfj s

диссертационного совета Д 212.285.03 fl^/ Паздерин A.B.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

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

Единая энергетическая система (БЭС) представляет собой сложный, непрерывно действующий механизм, режим работы которого определяется всей совокупностью условий и параметров, характеризующих процесс производства, передачи и потребления электрической энергии. Как показывают исторический опыт и проведенные исследования, надежное и качественное энергоснабжение всех потребителей возможно только при наличии единой централизованной системы оперативно-диспетчерского управления. Работа сложившейся к 1970 году иерархической структуры диспетчерского управления ЮС базировалась на принципах прямого оперативного подчинения нижестоящего уровня управления вышестоящему, при соблюдении оперативной дисциплины и гарантированном выполнении диспетчерских команд. Надежное оперативно-диспетчерское управление позволило избежать крупных общесистемных аварий, несмотря на весьма напряженные условия работы ЕЭС в 1970-1980-е годы.

Решение главной задачи оперативно-диспетчерского управления - обеспечение надежности электроснабжения потребителей при соответствующем качестве электроэнергии - всегда определялось решением проблем, связанных с управлением и оптимизацией режимов энергосистем и энергообъединений.

Значительный вклад в развитие технологии управления ЭЭС внесли Д.А. Арзамасцев, Г.Т. Адонц, В.А. Баринов, Я.Б. Баркан, П.И. Бартоломей, A.C. Берлин, J1.J1. Богатырев, В.В. Бушуев, Г.Я. Вагин, М.Х. Валдма, В.П. Васин, В.А. Веников, Н.И. Воропай, В.Э. Воротницкий, А.З. Гамм, И.И. Голуб, О.Т. Гераскин, В.М. Горн-штейн, И.В. Жежеленко, Ю.С. Железко, В.Г. Журавлев, В.И. Идельчик, В.Г. Китушин, JI.A. Кощеев, JI.A. Крумм, В.Г. Курбацкий, В.З. Манусов, С.И. Паламарчук, М.Г. Портной, В.И. Розанов, Ю.Н. Руденко, В.А. Семенов, С. А. Совалов, В.А. Строев, O.A. Суханов, В.И. Тарасов, Д.В. Тимофеев, Х.Ф. Фазылов, Т.А. Филиппова, А.Г. Фишов, Е.В. Цветков, Ю.В. Щербина и многие их коллеги.

Анализ существующей обстановки в стране показывает, что назрела необходимость технического перевооружения производства, повышения технологической устойчивости и создания стимулов для хозяйствующих субъектов по повышению эффективности деятельности.

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

В связи с реформированием энергетической отрасли особую актуальность приобретает развитие теории и методов исследования задач оперэтивно-диспет-черского управления ЭЭС в конкурентно-рыночной энергетике России.

Создание и развитие конкурентного рынка электроэнергии стало возможным благодаря организации его инфраструктуры. Одним из первых инфраструктурных институтов отечественного рынка электроэнергии стал Системный оператор, образованный для решения комплекса задач по обеспечению централизованного опе-

РОС. НАЦИОКАЯЬ

БИБЛИОТЕКА J с. Пет• •а тор mjDQ ,

ративно-диспетчерского управления ЕЭС России в новых экономических условиях. Изменение взаимоотношений между хозяйствующими субъектами в отрасли оказывает существенное влияние на принципы работы оперативно-диспетчерского управления, выдвигает новые требования к методологической, методической, программной оснащенности всех его уровней.

Переход к новым экономическим отношениям требует особого внимания к вопросам управления режимами и обеспечения надежности. Учитывая, что в ближайшей перспективе произойдет не просто расширение конкурентного сектора оптового рынка электроэнергии, а предстоит создать рынки мощности, резервов и системных услуг, обеспечить работу балансирующего рынка, сформировать систему двусторонних регулируемых договоров купли-продажи электрической энергии, необходимо определить новые принципы и цели работы системы оперативно-диспетчерского управления. От оперативно-диспетчерского управления в новых условиях потребуется все большая точность в управлении режимами, что в настоящее время невозможно ввиду явного несоответствия используемых технических и программных средств мировому уровню. Для надежного и качественного управления режимами энергосистем и их объединений должны бьггь решены вопросы, связанные с изменением принципов работы системы оперативно-диспетчерского управления, определены ее цели и задачи. Необходимо создать новые технологии управления режимами, сформировать и разработать методики и алгоритмы для планирования электрических режимов и их оптимизации. Решение перечисленных выше проблем является актуальным для дальнейшего развития электроэнергетической отрасли страны.

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

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

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

3. Показано, что в конкурентном рынке электроэнергии возрастают требования к точности и подробности математического описания энергосистем для планирования режимов и разработки часовых диспетчерских графиков, а также диспетчерских графиков, имеющих меньшие временные интервалы. Для удовлетворения повышенных требований предложены новые подходы к расчету режимов энергосистем на большой расчетной модели ЕЭС России.

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

5. Для программного обеспечения работы конкурентных секторов предложены методы и алгоритмы комплексной оптимизации электрических режимов и выбора состава оборудования.

6. Рассмотрены специальные вопросы сопровождения рынка электроэнергии, по которым даны новые решения.

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

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

Научная новизна. В ходе подготовки диссертации и проведения комплекса исследований были получены следующие новые результаты:

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

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

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

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

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

6. Создана методика и алгоритм суточного планирования режимов и их комплексной оптимизации с учетом расширенной системы ограничений. Предложены эффективные способы моделирования кусочно-линейной характеристики генераторов и сетевых ограничений.

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

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

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

Практическая ценность и реализация результатов работы. Исследования, положения, методы, алгоритмы и рекомендации, представленные в работе, являются необходимым элементом проводимой реструктуризации электроэнергетической

отрасли России. Практическая полезность работы состоит в предложении принципиально новой модели оперативного ведения режимов, обеспечивающей возможность использования рыночных отношений в качестве основного регулирующего механизма развития и функционирования электроэнергетической отрасли. Результаты работы реализованы в алгоритмах поддержки информационно-технологической системы, выполняющей все необходимые расчеты для конкурентного сектора оптового рынка электроэнергии.

Алгоритмы и методики, представленные в работе, также составили основу программного комплекса, обеспечивающего функционирование конкурентных рынков электроэнергии. Они позволили создать концепцию единого делового процесса формирования договорных суточных обязательств участников оптового рынка, планирования диспетчерского графика и управления электроэнергетическим режимом ЕЭС России в реальном масштабе времени.

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 15 республиканских, региональных, всероссийских и международных научно-технических совещаниях и конференциях.

Различные аспекты диссертации были положены в основу работы совещаний и семинаров РАО «ЕЭС России», ОАО «СО-ЦЦУ ЕЭС», посвященных разработке принципов организации конкурентного рынка электроэнергии и совершенствованию системы оперативно-технологического управления ЕЭС России.

Материалы работы обсуждались и докладывались на встречах с независимыми Системными операторами рынков электроэнергии Болгарии, Великобритании, США.

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

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

Основное содержание работы. В первой главе рассмотрены особенности модели конкурентного сектора оптового рынка электроэнергии, реализованного в России как среды, определяющей новые цели, задачи и условия работы системы оперативно-диспетчерского управления. Проведен анализ возможных изменений модели и структуры рынка электроэнергии, которые в дальнейшем приведут к расширению функций Системного оператора - основной инфраструктуры рынка. Для определения принципов, критериев управления и оптимизации режимов ЕЭС рассмотрены особенности расчета ценообразования на аукционе электрической энергии. Выявлены основные функции системы оперативно-диспетчерского управления в рыночных условиях и приоритетные направления деятельности Системного оператора.

Во второй главе выполнен анализ организации работы системы оперативно-диспетчерского управления ЕЭС России. Показано, что в изменившихся экономических условиях функционирования электроэнергетической отрасли неизбежно меняются критерии диспетчеризации. Обосновывается необходимость пересмотра структуры, принципов действия и целей системы оперативно-диспетчерского управления, посколь-

ку на конкурентном оптовом рынке электроэнергии требуется создание прозрачной, проверяемой и эффективной системы планирования и ведения электроэнергетических режимов. Предложена организационная структура Системного оператора, адекватная требованиям рыночного сообщества, способная в потенциале обеспечить нормальное функционирование конкурентного рынка электроэнергии в России. Разработаны предложения по дальнейшему усовершенствованию структуры диспетчерского управления и оптимизации операционных зон диспетчерских центров, что должно привести к минимизации экономических потерь для участников оптового рынка.

В третьей главе обоснована необходимость изменения технологии режимного управления ЕЭС России в условиях рыночной экономики, определены основные задачи, отмечены недостатки существующего программного обеспечения и намечены мероприятия по ликвидации отставания в этой области.

Для управления режимами в соответствии с реализуемой моделью рыночных отношений разработаны принципы и алгоритмы проектирования базы данных, синтеза и актуализации большой расчетной модели ЕЭС России. Предложена и апробирована методика расчета узловых нагрузок на основании данных контрольных замеров, приведен алгоритм распределения потребления между районами электрической сети с учетом прогнозной информации.

Рассмотрены принципы планирования режимов на основании договорных суточных обязательств по поставке и потреблению объемов электроэнергии участниками рынка. Предложен алгоритм формирования расчетного диспетчерского графика, предусматривающий минимизацию стоимости отклонения объемов поставок в соответствии с расчетным диспетчерским графиком от величин, определенных конкурентными торгами.

В четвертой главе приводится характеристика основных оптимизационных задач, формулируются отличия в их математической постановке, вызванные спецификой рыночно ориентированного подхода к определению оптимального потокораспределе-ния. Анализируются существующие алгоритмы суточного планирования режимов с позиций их адаптации к новым критериям управления и планирования режимов на «сутки вперед» при выполнении расчетов на большой расчетной модели ЕЭС России.

Для дальнейшего развития программного обеспечения конкурентного рынка электроэнергии разработаны методика комплексной оптимизации и алгоритм планирования режимов на электрической схеме с учетом расширенной системы ограничений. Предложены эффективные способы моделирования кусочно-линейной характеристики генераторов и сетевых ограничений.

Реализован алгоритм решения оптимизационной задачи выбора состава работающего генерирующего оборудования, ориентированный на создание программного обеспечения для схем большой размерности.

В пятой главе дается решение специальных вопросов, связанных с оперативно-диспетчерским управлением и функционированием рынка электроэнергии. Разработан алгоритм выделения критических сечений для определения влияния системных ограничений на перетоки мощности.

Рассмотрен мировой опыт организации рынков дополнительных системных услуг и предложен вариант его реализации для ЕЭС России. Системный оператор -администратор рынка дополнительных системных услуг будет должен планировать потребности в услугах и проводить необходимые технологические расчеты. В рабо-

те определены типы, принципы оплаты и поставщики системных услуг, которые могут предоставлять такие услуги на начальном этапе реализации.

Выполнен анализ принципов распределения ответственности за потери между участниками рынка электроэнергии, рассмотрены и предложены новые методы распределения, усовершенствована технология разнесения потерь пропорционально участию в потоках со смежными узлами.

Разработан алгоритм обучающей программы моделирования рынка электроэнергии, предназначенной для подготовки и переподготовки специалистов электроэнергетических предприятий, работающих в рыночных условиях.

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

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

1. ОСНОВЫ ОРГАНИЗАЦИИ КОНКУРЕНТНОГО ОПТОВОГО РЫНКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В РОССИИ

Модель конкурентного оптового рынка электроэнергии и возможности ее усовершенствования. Анализ международного опыта реализации рыночных принципов функционирования в электроэнергетике показывает, что при конкурентных условиях создается реальная связь между эффективностью хозяйственной деятельности и размером прибыли за счет искоренения затратных тенденций, формируется существенный рост заинтересованности инвесторов во вложении средств.

Новый конкурентный оптовый рынок электроэнергии должен создать прозрачную, проверяемую и эффективную систему ведения режимов и ценообразования за поставляемые (покупаемые) объемы электроэнергии.

Эффективная работа генерирующих компаний на новом рынке с ликвидными платежами резко повысит их инвестиционную привлекательность, позволит провести оценку их деятельности и привлечь значительные инвестиционные ресурсы в развитие генерирующих компаний.

Модель нового конкурентного оптового рынка электроэнергии в России, построенная на конкурентных, рыночных механизмах ценообразования, предполагает обеспечение свободного доступа к сети для всех участников рынка электроэнергии и наличие условий для выхода на рынок электроэнергии новых участников. Принципы, заложенные в модель, определяют основное требование к системе оперативно-диспетчерского управления - действия Системного оператора (СО) должны быть направлены на повышение надежности и качества поставляемой электроэнергии при достижении максимального соответствия между торговыми операциями и действиями СО. Основными характеристиками модели конкурентного оптового рынка являются: математическое моделирование электрической сети; моделирование узлов производителей и потребителей; эластичность спроса и предложения; двусторонний ценовой аукцион; узловое маржинальное ценообразование. Отклонения фактических поставок электроэнергии от плановых реализуются на балансирующем рынке. Эти характеристики полностью соответствуют задачам, поставленным и решаемым в диссертационной работе.

Структурно рынок электроэнергии в России состоит из нескольких составляющих: рынка долгосрочных контрактов, рынка «на сутки вперед», где планирование и торговля происходят за сутки до реальной реализации, и балансирующего рынка (сектора отклонений). Система оперативно-диспетчерского управления непосредственно участвует в обеспечении нормального функционирования всех трех секторов рынка электроэнергии.

На рынке «на сутки вперед» Системный оператор поставляет основную информацию о состоянии ЕЭС России для проведения ценового аукциона Администратором торговой системы, по результатам аукциона производит формирование почасовых объемов потребления, сбалансированных с графиками почасовых объемов поставки электроэнергии, а также формирует необходимые объемы вращающегося резерва.

На балансирующем рынке на основании ценовых заявок и последней технсшош-ческой и прогнозной информации СО использует регулирующие возможности участников, указавших наименьшие цены в заявках, обеспечивая тем самым минимизацию затрат на поддержание постоянного баланса между нагрузкой и генерацией.

С запуском оптового рынка электроэнергии переходного периода произошли существенные изменения в системе оперативно-диспетчерского управления. К ним можно отнести:

• переход от управления режимами работы ЕЭС по параметру «сальдо-переток» к управлению по параметру «генерация». Планирование и управление режимом стало осуществляться по каждой режимной генерирующей единице (РГЕ), независимо от ее балансовой принадлежности, что позволило подготовиться к окончательному разделению конкурентных и естественно-монопольных видов деятельности;

• управление генерирующими мощностями учитывает ценовые заявки участников, составленные, как правило, на базе критерия минимума стоимости производства электроэнергии, что способствует повышению эффективности использования генерирующих мощностей.

Заложенные в целевой модели конкурентного оптового рынка электроэнергии принципы ценообразования определяют новую задачу Системного оператора, управляющего ведением режима, - создание прозрачного дня субъектов рынка механизма принятия тех или иных решений. Следует помнить, что экономические механизмы присутствуют даже в таком простом процессе, как технологическое ведение режима с большим коллективом участников. Там, где имеются экономические интересы, ситуация осложняется. На рынке электроэнергии, в зависимости от сложившейся ситуации, Администратором торговой системы проводятся два вида аукционов:

- аукцион продаж с целевой функцией вида

где С&1 - ценовые заявки продавцов множества Сг, Р&1 - искомые объемы генерирующих мощностей;

- или двусторонний распределенный аукцион, результаты которого можно представить в виде

(1)

при ограничениях на перетоки мощности Р1} из узла / в узел у по линии или на сумму перетоков по контролируемым сечениям л:

РГ< X Р^РГ,

(3)

а также балансовых ограничениях в узлах

(4)

• ¡еО уеО

Суммирование ведется по всему множеству генераторов О и множеству потребителей Д привязанных к узлу у, и по всем узлам / смежным с узлом у.

С развитием конкурентного оптового рынка электроэнергии изменились основные функции системы оперативно-диспетчерского управления. Дальнейшее реформирование отрасли потребует достижения большего эффекта от новой организации оптового рынка, что достигается решением следующих задач:

1. Введение конкурентного ценообразования в секторе отклонений оптового рынка (запуск конкурентного балансирующего рынка).

2. Развитие системы долгосрочных двусторонних договоров в рамках регулируемого сектора энергетического рынка с плавным «перетеканием» двусторонних договорных объемов в конкурентный рынок «на сутки вперед».

3. Разработка и создание рыночных механизмов предоставления системных услуг, поскольку в условиях постепенной либерализации электроэнергетики наиболее действенной формой является рынок: с одной стороны, он стимулирует участников оказывать такие услуги, с другой - позволяет минимизировать затраты на их предоставление через конкуренцию среди поставщиков.

4. Внедрение механизмов рыночной системы поддержания долгосрочных резервов мощности в ЕЭС России. Рынок мощности и применение рыночных механизмов оплаты мощности обеспечит реальную оценку стоимости мощности для принятия адекватных инвестиционных решений.

Реализация поставленных задач возможна за счет реинжиниринга функциональной модели системы оперативно-диспетчерского управления, построения адекватной функциям организационной структуры, увязки системы взаимоотношений субъектов электроэнергетики с новыми функциями и организационной структурой, создания материального базиса (имущественного комплекса), адекватного функциям, организационной структуре и взаимоотношениям.

Дальнейшее модифицирование модели рынка значительно расширит функции Системного оператора. Так, например, внедрение конкурентного балансирующего рынка со свободным ценообразованием по ценовым заявкам потребует от Системного оператора проведения дополнительных технологических расчетов и организации торговых процедур. Появятся новые задачи Системного оператора и как администратора рынка дополнительных системных услуг.

Цели и задачи, стоящие перед системой оперативно-диспетчерского управления, определяют необходимость:

• развития технологий расчета, анализа и регулирования электроэнергетических режимов, поддержки торговых процедур, сопровождения рынка и отчетности, обеспечения функционирования конкурентных рынков в электроэнергетике;

• улучшения управляемости ЕЭС за счет оптимизации организационной структуры системы оперативно-диспетчерского управления - инфраструктуры, обеспечивающей функционирование оперативно-диспетчерского управления;

• повышения надежности и функциональной живучести системы оперативно-диспетчерского управления и надежности, а также действующих информационно-вычислительных и программно-технических систем путем их покомпонентной реновации.

2. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ В УСЛОВИЯХ КОНКУРЕНТНОГО РЫНКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Рыночные отношения и конкуренция должны быть использованы как основной инструмент формирования устойчивой системы удовлетворения потребностей в электрической энергии, имеющей надлежащее качество и минимальную стоимость. Необходимо тщательное и прозрачное экономическое обоснование вопросов, связанных со стратегией коммерческой деятельности, анализом издержек и цен, структурных изменений отрасли, реорганизацией системы оперативно-технологического управления.

Основу диспетчерской деятельности составляют принципы, обеспечивающие надежную, экономичную и эффективную работу энергосистем. Этот подход всегда был присущ любой структуре системы оперативно-диспетчерского управления. В условиях вертикально-интегрированной отрасли в качестве критерия оперативной диспетчеризации рассматривалось оптимальное распределение активной нагрузки между генерирующими источниками, обеспечивающее минимизацию расходов условного топлива - равенство относительных приростов расхода топлива:

е,=£2 =••• = £„ = £,, (5)

Щ/ т-

где £, = Тдр , I = 1, п - характеристики относительных приростов ¡-х генерирующих источников, включая балансирующий узел (е6).

В традиционном регулируемом рынке математически задача оптимизации режима формулировалась как минимизация суммарных затрат на производство электрической энергии:

^(¿^ы), (6)

где С^ (Р^ ) - суммарные затраты на выработку Р^ для каждого индивидуального участника рынка.

Критерий оптимальности режима для потребителей определяется наименьшей стоимостью востребованной генерации:

К < (7)

при условии покрытия всей активной нагрузки и соответствует равенству для всех генераторов краткосрочных предельных издержек.

В целевой модели конкурентного оптового рынка критерием оптимизации принято условие максимума функции общего благосостояния (2).

Введение конкурентных отношений изменило вектор целей Системного оператора, что повлекло за собой разработку новых принципов, технологий и вычислительных процедур диспетчерского управления.

Формирование системы оперативно-диспетчерского управления на всех этапах определялось спецификой исторического развития Единой энергетической системы, что обеспечивало ее адекватность решаемым задачам.

Детальный анализ, выполненный в работе, показал, что в целом система оперативно-диспетчерского управления в вертикально-интегрированной структуре электроэнергетической отрасли успешно выполняла свои основные функции, однако некоторые аспекты ее деятельности не соответствуют новым экономическим условиям. К таким факторам можно отнести:

. ущемление экономических интересов участников рынка систематическим внесением изменений в утвержденные планы загрузки генерирующего оборудования;

• отсутствие формализованного подхода к процедурам определения и снятия системных ограничений, предусматривающего учет экономических факторов;

. неуклонное снижение технологической управляемости ЕЭС вследствие того, что действия диспетчеров порождают экономические сигналы, провоцирующие субъектов рынка уклоняться от выполнения невыгодных им команд.

В современной модели хозяйствования изменились требования к системе оперативно-диспетчерского управления, которые могут быть удовлетворены через решение ряда комплексных задач. Необходимо:

1) внедрить экономические инструменты и мотивационные механизмы, позволяющие обеспечить надежную работу ЕЭС;

2) создать технологии, дающие возможность точно определять пропускную способность электрической сети;

3) разработать систему технической осуществимости исполнения обязательств участников рынка по договорам, заключаемым на оптовом и розничном рынках электрической энергии;

4) добиться объективности в действиях работников диспетчерского управления и формализовать эти действия, сделать прозрачными процессы принятия решений при осуществлении диспетчеризации;

5) создать четко структурированную нормативно-правовую и технологическую оболочку, обеспечивающую функциональную стыковку диспетчерского управления с участниками рынка, а также всех диспетчерских служб с верхними иерархическими уровнями диспетчерского управления.

Программой совершенствования диспетчерского управления ЕЭС России при подготовке к работе в условиях конкурентного рынка электрической энергии было предусмотрено значительное изменение верхних уровней существующего диспетчерского управления. В работе были определены главные задачи Системного оператора, которыми следует считать:

• обеспечение надежного и эффективного функционирования Единой энергетической системы России с соблюдением нормативных показателей качества;

• организацию и развитие технологической и информационной структуры конкурентного рынка электроэнергии;

• совершенствование управления процессом выработки и передачи электроэнергии для реализации принципа недискриминационного доступа к электрической сети субъектов рынка;

• оказание оперативно-технологических услуг всем участникам параллельной работы и субъектам оптового рынка электроэнергии на недискриминационной основе.

Выявлены и новые дополнительные функции диспетчеризации в условиях оптового рынка электроэнергии, определяемые как:

• организация параллельной работы субъектов рынка в составе европейской части ЕЭС России;

. формирование системных ограничений для проведения торгов на рынке на сутки вперед;

. расчет, задание и реализация диспетчерских графиков работы ЕЭС России, ОЭС и субъектов оптового рынка электроэнергии на основе ценовых заявок участников рынка с учетом технологических характеристик оборудования и системных ограничений, организация рынков резервов мощности и балансирующего рынка;

• оперативное управление телекоммуникационной сетью сбора, передачи и обработки технологической и коммерческой информации, предоставление информации всем участникам параллельной работы и субъектам рынка;

. проведение единой технической политики в эксплуатации и развитии систем и средств оперативно-технологического управления, телекоммуникационных систем, автоматического противоаварийного управления, разработки программного и информационного обеспечения;

. организация подготовки кадров в сфере оперативно-технологического управления; разработка и создание учебно-тренажерной базы переподготовки персонала; участие в разработке нормативно-технической документации.

Структура и основные функциональные связи современной системы оперативно-диспетчерского управления при внешней схожести с вертикально-интегрированной системой отличаются, прежде всего, принадлежностью трех уровней диспетчерского управления одному юридическому лицу, внутренним содержанием, изменением функциональных связей и появлением нового звена -регионального диспетчерского управления (РДУ). Хотя, на первый взгляд, функции, выполняемые РДУ и ЦДС АО-энерго кажутся достаточно общими, между этими структурами имеется два типа существенных различий во внешних интерфейсах и во внутреннем содержании деятельности (табл. 1).

Отличия базовых принципов построения взаимоотношений приводят к необходимости переработки процедур взаимодействия с объектами диспетчеризации и вышестоящими уровнями диспетчерского управления.

Различие внутреннего содержания деятельности определяется тем, что модель конкурентного рынка предусматривает существенное изменение полномочий и предмета ответственности диспетчерского управления на региональном уровне. Региональное диспетчерское управление, в отличие от ЦДС:

• не управляет режимом загрузки генераторов (полномочия передаются на вышестоящий уровень принятия решений);

• сохраняет функции по оперативному управлению оборудованием с выполнением задачи предельно точного синтеза электрической схемы и формирования адекватных данных для расчета системных ограничений.

Для РДУ возникает институционально новая ситуация «обслуживания чужих интересов», поскольку до этого центральная диспетчерская служба АО-энерго обеспечивала работоспособность «собственной» энергосистемы.

Таблица 1

Различие внешних интерфейсов РДУ и ЦДС АО-энерго

Факторы Принцип реализации факторов

РДУ ЦДС АО-энерго

1. Принцип построения отношений с объектами диспетчеризации Межкорпоративные взаимоотношения Внутрикорпоративные стандарты

2. Источник финансирования деятельности Оплата по тарифу, регулируемому государством АО-энерго

3. Полномочия Обладает полномочиями и ответственностью субъекта хозяйственной деятельности Не обладает полномочиями и ответственностью субъекта хозяйственной деятельности

4. Способ получения технологических продуктов Создают самостоятельно Внутрикорпоративные услуги

Дальнейшее развитие оптового рынка электроэнергии приведет к необходимости решения Системным оператором новых задач, ранее не применявшихся или ограниченно применявшихся в практике работы СО. На балансирующем рынке Системный оператор будет проводить практически все процедуры - прогнозирование потребления, расчет планов балансирующего рынка с учетом изменившихся системных условий и топологии электрической сети, расчет узловых балансирующих цен, доведение уточненных графиков до субъектов. При этом все расчеты будут выполняться ежечасно в темпе, близком к реальному времени. В условиях либерализации рынка электроэнергии обеспечение качества и надежности электроснабжения также осуществляется рыночными методами. Появляется обособленная область коммерческой и технологической деятельности - рынок дополнительных системных услуг, администратором которого будет Системный оператор. Для нормального функционирования рынка дополнительных системных услуг необходимо создать методическое, математическое и программное обеспечение.

Работа Системного оператора должна соответствовать современному мировому уровню идеологии, развития технологий и технических средств оперативно-диспетчерского управления. В этом заинтересованы все участники и инфраструктурные организации рынка.

Можно выделить следующие ключевые технологии, в которых появились новые проблемы, связанные с рыночными отношениями в электроэнергетике.

1. В области управления режимами требуется решение следующих задач:

« повышение степени использования пропускной способности сети за счет эффективного снижения системных ограничений для передачи экономически оправданных перетоков мощности;

• создание условий по пропускной способности для эффективных по цене поставщиков, что должно привести к снижению затрат на покупку электроэнергии у потребителей;

• минимизация затрат участников рынка при осуществлении нормальных режимов и ущербов от технологических нарушений в ЕЭС.

2. В области планирования режимов: долгосрочное и краткосрочное планирование, разработка балансов электроэнергии и мощности.

Появляется специфическая задача долгосрочного планирования - разработка нормативно-правовой базы для формирования плановых балансов, которая должна создавать условия для перехода к полностью конкурентному рынку электроэнергии. Дополнительно следует определить новые критерии оптимизации плановых балансов.

На этапе краткосрочного планирования формируется диспетчерский график, в основу разработки которого положена единая математическая расчетная модель электрической сети ЕЭС, создаваемая ежедневно и поддерживаемая в актуальном состоянии Системным оператором. Особенности формирования математической модели ЕЭС и диспетчерских графиков рассмотрены в данной диссертационной работе.

Как уже было отмечено, для повышения управляемости конкурентный рынок электроэнергии требует перехода к одноуровневому процессу формирования расчетного диспетчерского графика.

Структура диспетчерского управления нуждается в дальнейшем совершенствовании. При всей сложности поставленной задачи можно выделить первоочередные проблемы, которые должны быть решены немедленно:

• введение прямого диспетчерского управления с ликвидацией промежуточных звеньев в схеме прохождения диспетчерских команд;

• перераспределение функций по диспетчерскому ведению и управлению между диспетчерскими центрами;

• изменение конфигурации операционных зон диспетчерских центров.

Наличие промежуточных звеньев в системе диспетчерского управления может

привести к возможности двойного управления в аварийных ситуациях со снижением «экстренности» принимаемых мер и эффективности управления.

Преимущества, достигаемые прямым управлением объектами диспетчеризации, заключаются:

• в снижении времени ликвидации технологических нарушений и аварий и, как следствие, в минимизации экономического ущерба для участников оптового рынка;

• в сокращении времени плановых переключений и связанных с ними сетевых ограничений;

• в повышении экономической эффективности диспетчерского управления и снижении экономических потерь в системе;

• в повышении оперативности информационного обмена в процессе оперативного управления.

Иерархическое построение системы оперативно-диспетчерского управления предусматривает распределение функций оперативного управления и ведения оборудованием и линиями электропередачи между отдельными уровнями диспетчерского управления. Мониторинг текущей работы оперативно-диспетчерского персонала, проведенный ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС», показал, что распределение оборудования по способу диспетчерского управления и ведения между разными уровнями диспетчерской иерархии в условиях реформирования энергетики и произошедших структурных изменений не является оптимальным.

В условиях увеличения функциональной нагрузки по обеспечению работы технологической инфраструктуры оптового рынка электроэнергии целесообразно максимально сосредоточить верхние уровни диспетчерского управления на задачах, связанных с управлением режимом, разгрузив от производства оперативных переключений.

Это определяет необходимость поэтапного пересмотра принципов распределения оборудования по способу диспетчерского управления в целях максимального освобождения высшего иерархического уровня от функций, которые могут быть без ущерба для качества их исполнения выполнены на нижестоящем уровне.

Перераспределение линий, оборудования энергообьектов и их систем технологического управления по способу диспетчерского управления должно производиться исходя из основных технологических функций, возложенных на диспетчерские центры ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» и его филиалов, без учета хозяйственной или балансовой принадлежности оборудования.

Операционные зоны диспетчерских центров формировались исторически под влиянием ряда технологических и общественно-политических факторов. Важнейшее влияние на их конфигурацию оказал процесс создания Единой энергетической системы и ее технологические особенности. В то же время происходившие в стране общественно-политические процессы сыграли существенную роль в формировании конфигурации операционных зон диспетчерских центров Системного оператора в их современном виде.

Анализ существующих сегодня операционных зон диспетчерских центров, в основном образованных в границах субъектов РФ, по ряду таких параметров, как площадь территории, численность населения, установленная мощность генерирующих источников, объем потребления, протяженность и конфигурация электрических сетей, показал их различия и неоднородность. Вследствие этого неодинаковы объемы решаемых задач и функциональная нагрузка диспетчерских центров.

На рис. 1 в качестве примера показано распределение объема обслуживания линий электропередачи различного класса напряжения между ОЭС. Критерием оптимальности следует считать максимальную эффективность функционирования системы оперативно-диспетчерского управления ЮС РФ. Очевидно, что попытка полностью формализовать задачу представляется крайне сложной из-за многофакторности критериев оценки эффективности существующей системы и параметров, характеризующих операционную зону.

Оптимальное решение (максимальное значение эффективности диспетчерского управления) будет находиться в некоторой области допустимых значений параметров оптимизации. При этом в качестве основных параметров, характеризующих

операционную зону и используемых цля оптимизации, можно рассматривать: установленную мощность электростанций; потребление электрической энергии в границах операционной зоны; структуру генерирующих мощностей и количество электростанций, находящихся в оперативном управлении; количество субъектов оптового рынка и субъектов управления, находящихся в операционной зоне, и т. д.

Итогом реализации мероприятий по оптимизации конфигурации операционных зон диспетчерских центров станет улучшение технологической управляемости и, как следствие, повышение эффективности и надежности функционирования ЕЭС. км

80000

70000

60000

50000

40000

30000

20000

10000

Номер

оэс

Рис. 1. Распределение объема обслуживания линий электропередачи: И-1Ю кВ; ЦП - 220 кВ; □ - 500 кВ

3. МОДЕЛИРОВАНИЕ И ПЛАНИРОВАНИЕ РЕЖИМОВ С УЧЕТОМ АКТУАЛЬНОЙ ТОПОЛОГИИ СЕТИ И ПАРАМЕТРОВ СХЕМ ЭНЕРГОСИСТЕМ

Изменение технологии режимного управления ЕЭС России в условиях рынка.

Переход к конкурентной экономической модели означает изменение целевой функции управления режимами и, следовательно, изменение технологических подходов к решению основной комплексной задачи диспетчерского управления - управления электроэнергетическими режимами ЕЭС России.

В новых условиях диспетчеризация должна реализовывать управление генерацией с помощью ценовых сигналов, создаваемых рынком. Внедрение на российском рынке электроэнергии целевой модели «узловых цен», которая позволяет оптимизировать нагрузку каждого генератора, корректно формировать ценовые сигналы, учитывающие технические ограничения, и полностью централизовать принятие решений о плановой генерации, радикально повышает прозрачность этой процедуры. Потребуется создание нового инструмента (программного обеспечения), позволяющего рассчитывать режимы оптимального распределения нагрузки генерации и регулируемого потребления, а также системы круглосуточной информационной поддержки формирования расчетной модели.

При внедрении рынка переходного периода основные проблемы при проведении ценовых аукционов были связаны с весьма низкой детализацией расчетной

модели на верхнем уровне системы оперативно-диспетчерского управления. Эквивалентная схема ЕЭС России содержала 39 узлов. В этих условиях единственным средством обеспечения эффективной работы рынка оказалось создание большой расчетной модели (БМР). В целях формирования базы данных и управления информационными потоками при решении задач сопровождения рынка электроэнергии созданы процедуры синтеза и актуализации БРМ ЕЭС России.

Предложенная идеология создания большой расчетной модели заключается в том, что она должна содержать компоненты, позволяющие с максимальной достоверностью моделировать при проведении ценовых аукционов генерирующие мощности, потребление и системные ограничения. Большая расчетная модель синтезируется из определенного числа фрагментов, подготовленных на уровне ОДУ. С учетом того, что ценовой аукцион проводится по часовым интервалам, при сборке расчетной модели предложена процедура учета актуальной топологии и параметров энергосистемы.

В ходе проектирования расчетной модели был выбран эффективный вариант, объединяющий систему управления базами данных и модуль расчета, выполняющий функции формирования фрагментов на уровне ОДУ и синтеза БРМ на уровне ЦДУ.

База данных проектировалась по принципу создания инвариантного «ядра». Наиболее сложным моментом этого процесса стало представление электрического режима и данных, изменяющихся во времени. Требования по контролю за балансом электрического режима и системными ограничениями вынуждают создавать для каждого расчетного периода свой вариант актуализированной схемы замещения энергосистемы. Предложено все данные объединить в две группы: условно-постоянные и условно-переменные, что обеспечивает возможность построения выборки или, так называемых, «точек», содержащих только условно-переменные данные для каждого расчетного интервала. Выборка является практически автономной в пределах расчетного интервала, обновление (создание) ее для следующего расчетного интервала соответствует процессу актуализации фрагментов БРМ. «Точки» передаются на верхний уровень управления, где из них синтезируется большая расчетная модель для каждого расчетного интервала.

Схема замещения единой электрической сети моделируется обычным образом, за исключением представления узловых элементов - генераторов (отдельные генераторы, станции, генерирующие компании) и нагрузок, которые могут быть объединены по принадлежности к некоторому потребителю.

При актуализации расчетной модели производится вычисление параметров установившегося режима на каждый час планируемых суток с учетом всех ремонтов сетевого оборудования и покрытия нагрузки потребителей генераторами, состав и загрузка которых выбраны по заданным критериям. Здесь же проводится уточнение перечня допустимых перетоков мощности в контролируемых сечениях и ограничений по генерирующему оборудованию. Длительность актуализации расчетной модели на каждый час нескольких планируемых суток (с учетом выходных) занимает ограниченное время, определяемое общим регламентом планирования.

Процесс актуализации включает в себя три основных этапа: сбор информации, моделирование электрической сети для каждого интервала и передача результатов моделирования на верхний уровень. Для актуализации расчетной модели разрабо-

тан и реализуется бизнес-процесс и алгоритм передачи необходимой информации между различными уровнями диспетчерского управления (РДУ-ОДУ-ЦЦУ) в целях уточнения текущих условий и системных ограничений.

Большая расчетная модель синтезируется из фрагментов схем объединенных энергосистем, характеристики которых приведены в табл. 2. В работе предложены правила и порядок сборки большой расчетной модели, обусловливающие кодировку узлов расчетной схемы, привязку генераторов, представление энергоемких потребителей и пограничных межсистемных связей, определены объемы расчетной схемы отдельных фрагментов.

В результате разработки алгоритм синтеза и актуализации БРМ были созданы:

• регламенты деловых процессов, осуществляемых подразделениями ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» - ЦДУ, ОДУ и РДУ - для передачи Администратору торговой системы полностью актуализированной расчетной модели ЕЭС России, используемой при проведении торгов электроэнергией на каждый час предстоящих суток;

• унифицированное программное обеспечение синтеза и актуализации расчетных моделей ОЭС и ЕЭС;

• программное обеспечение информационной транспортной системы для передачи данных ОДУ - ЦДУ и обратно с приемлемой скоростью.

Таблица 2

Составляющие большой расчетной модели и их характеристики

Объединенная энергосистема Характеристики Наличие связей, существенно влияющих на режим

Количество узлов Количество ветвей

ОЭС Центра 1904 2953 < ^ ос

ОЭС Украины 213 354

ОЭС Урала 840 1344 / / 1 я» /

ОЭС Средней Волги 343 647 // 6Л

ОЭС Северо-Запада 1500 1891

ОЭС Северного Кавказа 885 1288

ОЭС Грузии - -

ОЭС Азербайджана - -

ОЭС Казахстана - -

ОЭС стран Балтии 80 106 ы

ОЭС Норвегии - - \ -

ОЭС Финляндии - - х

Янтарьэнерго - - -

ОЭС Белоруси 83 123 те!

Результаты тестирования фрагментов БРМ для ряда расчетных схем ОДУ и их дальнейшая сборка показали эффективность предлагаемой технологии. При отладке процесса синтеза и на основании анализа определены необходимые граничные условия для обмена данными в распределенной системе, что позволило создать иерархическую технологию расчета установившегося режима, разработать корректную технологию синтеза БРМ.

При проведении тестирования было отмечено, что расчетные схемы ОДУ отличаются значительным разнообразием параметров как схемы, так и режима. В результате анализа расчетных схем ОДУ и выполнения тестовых расчетов выявлены следующие особенности:

1) неоднородность параметров расчетных схем ОЭС (в отдельных ОЭС содержится большое число ветвей с малыми и нулевыми сопротивлениями) потребовало создания блока дополнительной предварительной обработки для устранения «нулевых» ветвей, а также постобработку результатов расчета для их последующего соответствия исходной модели;

2) межсистемные перетоки мощности относительно невелики и составляют до 10% мощности ОЭС, что на первых этапах приводило к замедлению сходимости при расчете режима и формировании БРМ. В работе предложена технология стыковки отдельных непересекающихся фрагментов сети, составляющих композицию БРМ, определены критерии надежности решения, проведены серии экспериментальных и проверочных расчетов;

3) анализ результатов показал, что скорость сходимости методов расчета для схем ОЭС в основном определяется балансировкой реактивной мощности для узлов с заданными ограничениями;

4) предпосылки сходимости единого режима созданы за счет сбалансированности по активной мощности предварительного диспетчерского графика, лежащего в основе разработанных фрагментов единой расчетной схемы, а также за счет соблюдения ограничений передаваемой мощности по сетям, что не предполагает наличие тяжелых режимов и соответственно проблем сходимости общего режима.

Наиболее сложной частью процедуры актуализации является моделирование узловых нагрузок и распределение потребления. При выходе конечных потребителей на оптовый рынок электроэнергии не всегда имеется техническая возможность представления их в расчетной схеме отдельными узлами. Появилась задача разработки различных типов моделирования потребителей по принципу привязки их к схеме замещения. В работе определено четыре типа потребителей: «Система», «Нагрузка», «Субъект», «Сальдо». Их особенности представлены в табл. 3.

Основную сложность при моделировании нагрузки представляет комбинированное сочетание в одном узле доли нагрузки потребителя «Система» и доли нагрузки конечных потребителей. Тип «Система» предназначен для моделирования крупных потребителей, нагрузка которых распределена по множеству узлов и задана одним графиком нагрузки. Дополнительно задаются базовые режимы для конечных потребителей, которые через коэффициенты распределения kmj «привязаны» к определенным узлам «Системы». Предложено при наличии конечных потребителей производить корректировку базовых нагрузок в узлах Рт, где индекс т принимает значения min, mid и max . Значение нагрузки узлов Р' , являющихся нагрузкой потребителя «Система» в узле i (без учета нагрузки индивидуальных потребителей), определяется по формуле:

РГ=Р,т-Ат, (8)

где Ат = Р"кш]; N— количество конечных потребителей, имеющих нагрузки в

У=1

узле /, Р™ - значение нагрузки у-го потребителя в базовом режиме т\ кт) -коэффициент участия >го потребителя в нагрузке узла /

По полученным значениям нагрузок в узлах системы Р'т с помощью линейной интерполяции распределяется нагрузка системы Рс (рис. 2) и к полученным значениям мощностей нагрузок узлов Р\(Р) добавляются мощности нагрузок индивидуальных потребителей:

Р,=Р,{Ре) + (9)

1

Таблица 3

Моделирование потребителей

№ п/п Тип потребителя Назначение Примечание

1 Система Для моделирования крупных потребителей, нагрузка которых распределяется по множеству узлов 1. Задается потребление целого объединения узлов (территории, района электрической сети) одним графиком нагрузки. 2. 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 его с узлом-представителем района)

2 Нагрузка Моделирование потребителей, отнесенных к определенным узлам Нагрузка таких потребителей распределяется на выделенные узлы по рассчитанным при привязке коэффициентам. В расчетах при смешанной модели потребитель «Нагрузка» входит в баланс потребителя типа «Система»; тип «Субъект» является дополнительной нагрузкой типа «Система» и не влияет на его потребление

3 Субъект

4 Сальдо Моделирует внешний переток потребителя по полному сечению По узлам, отнесенным к потребителю, распределяется потребление, рассчитанное как разность заданного сальдо перетока и значения суммы генерации в районе

Рассмотренные алгоритмы не учитывают нелинейность потерь при распределении нагрузки по узлам. Для районов с доминирующей составляющей потерь предложен третий тип моделирования потребления «Сальдо». Этот алгоритм позволяет задавать внешний переток района по полному сечению по отношению к другому району. В работе предложены аналогичные алгоритмы для выделения потребителей различных типов, присоединенных к одному узлу. Для распределения потребления «сложного» района, через который осуществляется транспорт электроэнергии, предлагается алгоритм, 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 АП, в следующем виде:

АП, = АР, + МР = АР, + а„ АР, + X ав АР,. (10)

где АР, - изменение нагрузки /-го района; АЛР, - изменение потерь /-го района; ССЧ - коэффициенты, определяющие изменение потерь /-го района при изменении нагрузки 7-го района, рассчитываемые обычным образом; АР/ - изменение нагрузки у'-го района.

По выражению (10) и найденным коэффициентам (Хц формируется система линейных уравнений:

ААР = ДП, (11)

разрешив которую, можно получить приращения потребления районов, минимизирующие небаланс. Положительным свойством результата решения является возможность за счет учета взаимного влияния нагрузок районов сбалансировать и «сложные» районы.

Большое значение для работы СО в конкурентной среде имеют принципы формирования предварительного и расчетного диспетчерских графиков (ПДГ и РДГ). В условиях проектирования рынка электроэнергии возникла необходимость пересмотра процедуры составления диспетчерского графика. При этом следовало учесть, что формирование диспетчерского графика в регулируемом рынке происходит на основе утвержденного плана и все участники должны иметь одинаковые экономические условия. Кроме того, из-за неадекватной разработки диспетчерского графика

Рис. 2. Корректировка нагрузки узла при наличии в районе индивидуальных потребителей

может возникнуть (или усугубиться) дефицит стоимостного баланса рынка, который немедленно отразится на ухудшении экономического положения производителей электроэнергии оптового рынка. Рациональным способом решения оказалось планирование диспетчерского графика в два этапа:

1. Формирование предварительного диспетчерского графика. На данном этапе осуществляется сбор и консолидация заявок от участников в РДУ, передача и консолидация информации в ОДУ, составление ПДГ в ЦДУ по каждой ОЭС и всем участникам оптового рынка при использовании актуализированной расчетной модели, которая представляет собой основу для проведения торгов в конкурентном секторе.

2. Создание расчетного диспетчерского графика по результатам торгов. Во-первых, торговый график преобразуется к виду, необходимому для его реализации при ведении режима, во-вторых, при формировании РДГ учитываются изменения планируемых условий, осуществляется проверка реализуемости результатов торговой сессии АТС.

Результирующий диспетчерский график представляется в стандартной форме. Критериями его качества являются: точность прогноза электропотребления, отсутствие немотивированного увеличения дефицита (снижение профицита) стоимостного баланса рынка. Потребителями продукта под названием «диспетчерский график» являются все участники и инфраструктуры оптового рынка.

Разработанные и представленные в данной птаве алгоритмы и технологии позволяют обеспечить функционирование сектора свободной торговли в полном соответствии с моделью оптового рынка переходного периода и используются при разработке унифицированного программного обеспечения.

4. РАЗРАБОТКА АЛГОРИТМОВ РЕШЕНИЯ ОПТИМИЗАЦИОННЫХ ЗАДАЧ СИСТЕМНОГО ОПЕРАТОРА

Характеристика основных оптимизационных задач и возможных методов их решения. С отказом от централизованного регулирования электроэнергетики актуальным становится вопрос о разработке процедур определения оптимального по-токораспределения (optimal power flow - OPF), учитывающих дополнительные ры-ночно-ориентированные ограничения. При осуществлении режимного управления в конкурентной среде Системный оператор вынужден каждое свое решение обосновывать расчетами, подтверждающими его эффективность и экономичность. Изменение принципов управления требует пересмотра подходов к классической постановке задачи оптимизации режимов (5), которая успешно функционировала в вертикально-интегрированных компаниях. В конкурентном секторе оптового рынка электроэнергии оптимизационная задача (2) соответствует условию общего благосостояния участников рынка. При близости математических формулировок задач (5) и (2) между ними существуют значительные отличия, определяемые спецификой формирования рыночно-ориентированного оптимального потокораспределения. К числу таких основных отличий можно отнести следующие:

• необходимость использования методов решения, сочетающих надежность, устойчивость и быстроту получения результатов, а также способных учитывать ограничения типа равенства и неравенства;

. изменение числа дополнительных функциональных ограничений типа неравенство, например ограничений по сечениям, ограничений генераторов по минимальной (максимальной) мощности, скорости сброса и набора мощности и т. д.;

• в зависимости от постановки задачи в целевую функцию оптимизации могут входить различные по своей природе характеристики: характеристики относительных приростов стоимости (ХОПС), основанные на физических расходных характеристиках оборудования; тарифные ценовые характеристики (ТХ), утверждаемые энергетическими комиссиями; ценовые заявки (ЦЗ) генераторов и оптовых покупателей, подаваемые на конкурентный рынок электроэнергии;

• алгоритмы учета ограничений должны обладать быстродействием, не требуя полного пересчета режима.

Одной из важнейших задач Системного оператора является оптимизация режима ЕЭС при решении задач суточного и оперативного планирования. Задача суточного планирования режимов более трудоемка по сравнению с оперативным планированием, так как на суточном интервале необходимо учитывать не только мгновенные ограничения, но и интегральные (например, суммарную выработку электроэнергии, суточный расход топлива и др.). В настоящее время наиболее распространенными являются две группы алгоритмов суточного планирования.

Первый предполагает использование упрощенной модели, называемой энергетической схемой, которая получается на основе линеаризации электрической в одном из характерных режимов. Электрические узлы агрегируются в генераторные и нагрузочные группы, представляющие собой совокупность близко расположенных узлов, мощности в которых изменяются однотипно.

Второй подход заключается в оптимизации режима непосредственно на электрической схеме. При этом расчет установившегося режима рассматривается как составная часть оптимизационного алгоритма. Именно этот подход и был принят за базовую платформу при разработке технологии оптимизации для планирования режимов на рынке «на сутки вперед» и оперативного планирования. В основу алгоритмов, реализующих рекомендуемый подход, заложены идеи аппроксимирующего и сепарабельного программирования и обобщенный метод Ньютона.

При создании технологии оптимизации учитывалась необходимость проведения расчетов на БРМ ЕЭС России. Поэтому были сформулированы основные требования к программе оптимального планирования режимов:

1) имеется возможность использования любого вида характеристик - ХОПС, ТХ шшЦЗ;

2) учитывается полный набор ограничений, включая интегральные ограничения на выработку, скорость сброса и набора мощности;

3) обеспечивается возможность расчета узловых цен на основании уравнений баланса активной мощности и учета ограничений в форме равенств и неравенств.

В программной реализации решения задачи оптимизации наибольшее распространение нашло двухэтапное решение линейной задачи. Недостаток таких алгоритмов заключается в сложности учета потерь активной мощности, который можно преодолеть только через последовательную итерационную линеаризацию. Кроме того, поскольку потери также зависят и от распределения реактивных мощностей, необходимо задавать некоторый определенный базовый режим. То же самое отно-

сится к учету других явно нелинейных зависимостей и ограничений. Поэтому целесообразно использовать методы и алгоритмы оптимизации в нелинейной постановке.

Для учета ограничений в форме неравенств в задачах линейной и нелинейной оптимизации в последнее десятилетие большое распространение получил метод «барьеров». Одной из разновидностей реализации метода барьеров является метод внутренней точки (interior point method - IPM). Достоинством этого метода является быстрая сходимость, даже при наличии большого числа ограничений типа неравенства.

Поскольку оптимизационные алгоритмы, используемые для краткосрочного и оперативного планирования, предполагают известный состав оборудования, то в работе рассматривается один из возможных вариантов решения задачи выбора состава оборудования с учетом сетевых ограничений.

Таким образом, можно определить основные вопросы исследования, связанные с функционированием конкурентного рынка и оптимизацией режимов в оперативно-диспетчерском управлении. Требуется:

1) сформулировать постановку задачи и критерии принятия решений в комплексной оптимизации режимов ЕЭС России;

2) оценить возможности использования методов второго порядка и адаптации имеющихся программных продуктов к критериям оптимизации конкурентного рынка электроэнергии, при необходимости дать основные направления алгоритмизации поставленных задач;

3) исследовать возможности методов штрафных функций (внутренней и внешней точки) для учета ограничений в форме неравенства;

4) дать алгоритмическую основу выбора состава генерирующего работающего оборудования с учетом множества динамических и интегральных характеристик.

Комплексная оптимизация режимов ЕЭС России в условиях функционирования конкурентного рынка. Развитие программного обеспечения на уровне ЕЭС России предполагает выполнять комплексную оптимизацию, составной частью алгоритма которой является расчет установившегося режима. Алгоритм должен обеспечивать быструю сходимость при наличии большого числа ограничений типа неравенства.

Обьино для блочного генерирующего оборудования расходная характеристика по топливу приводится к квадратичному виду, что дает затратную характеристику

3,=a2XPg)2+aLPg, +«0,, (12)

для которой относительный прирост затрат (ОПЗ) имеет линейный вид

Ч

— = 2altPg+al, (13)

Si

на всем рабочем диапазоне Р™т < Р < Р™3* . Если же полное сглаживание затратной характеристики недопустимо, то формируется кусочно-линейная зависимость ОПЗ, показанная на рис. 3, со своими константами аппроксимации на каждом интервале к.

При моделирования ценовой характеристики на расчетном интервале к используется также квадратичная функция f(Pg ), аналогичная (12). Ценовую заявку

С, = ), представленную в виде трехступенчатой зависимости 1 на рис. 4, можно трактовать как аппроксимацию характеристики относительных приростов

Учитывая сепарабельность целевой функции во временном аспекте для текущего интервала г, ее можно записать в виде

где G - множество источников активной мощности, участвующих в аукционе.

Естественно, задача min F не может рассматриваться как безусловная задача минимизации нелинейного программирования ввиду необходимости учета ряда ограничений как в форме равенств, так и в форме неравенств.

Полная система ограничений представляется тремя следующими группами:

1. Основные ограничения - соответствуют минимально необходимому набору.

К ним относятся: нелинейные ограничения, определяемые системой уравнений установившегося режима; допустимые диапазоны изменения мощностей генерации и перетоков по сечениям и связям; ограничения на длительно допустимый ток по связи, на заданное потребление мощности (нагрузка и потери) по нагрузочным группам с графиком нагрузки, состоящим из 24 интервалов; ограничения на скорость сброса dP~ и набора dP+ мощности для генераторов, принадлежащих множеству генераторов G, , участвующих в оптимизации режима.

2 Группа интегральных ограничений - ограничения по топливу и на выработку энергии за период Т (число интервалов планирования) для генераторных агрегатов.

3. Дополнительные ограничения. Наличие их позволяет моделировать ограничения, связанные с распределением реактивной мощности и модулями напряжения, проводить оптимизацию с учетом действия источников реактивной мощности и регулируемых трансформаторов.

(14)

с,к 9f(P„)

Рис. 3. Получение ОПЗ (2) Рис. 4. Ценовая заявка (1)

на основе функции затрат (1) и мнимая затратная характеристика

Требование учета перечисленных режимных ограничений приводит к необходимости рассмотрения оптимизационной задачи в комплексной (не упрощенной) постановке, которую в терминах нелинейного программирования можно описать следующим образом.

Минимизируется целевая функция

тшР(х) (15)

с учетом уравнений связи (ограничений типа равенство)

<р(х, у) = 0 (16)

и ограничений типа неравенства

■1а - х шах

У ^У^У

(17)

ще х - вектор независимых переменных (мощности агрегатов, входящие в целевую функцию); у - вектор зависимых переменных, входящих в уравнения установившегося режима и необходимых для контроля всех вышепредставленных ограничений.

Характерные особенности комплексной задачи оптимизации определяются следующим:

• нелинейностью и высокой размерностью, особенно для уровня ЕЭС России;

• необходимостью учета электрического режима (большое число ограничений типа равенств) и получения решения в допустимой области (большое число ограничений типа неравенств) с одновременным формированием узловых цен.

Ниже проанализирована возможность решения задачи [уравнения (15) - (17)] на основе двух наиболее «продвинутых» алгоритмов, адаптированных к принятой постановке в условиях конкурентных отношений на рынке электроэнергии и мощности.

Адаптация и усовершенствование алгоритма аппроксимирующего и сепара-бельного программирования для решения задачи комплексной оптимизации. Для выявления возможностей предлагаемого подхода рассмотрена реализация алгоритма, в котором в качестве целевой функции при оптимизации режима используется стоимость затрат на выработку и передачу электроэнергии в целом на рассматриваемом интервале времени, представляемая кусочно-квадратичной зависимостью 1 (рис. 5) и аппроксимируемая на интервале к линейной характеристикой 2. Усовершенствование алгоритма предполагает для улучшения сходимости в части се-парабельного программирования линейную аппроксимацию 2 по точкам д и А (см. рис.5) заменить аппроксима-

2\ й

-1

1 3

1 1 4

! к

1 -►

Р' Я

Р'

а

рк

Рис. 5. Аппроксимация затратной характеристики на к-м интервале Р'+Р"

цией, обеспечивающей минимум квадрата разности исходной и аппроксимирующей функций

<f> = \[a2P2 +а1Р + ай)-(у2Р + у1)\ -*min (18)

на интервале аппроксимации Р' -г- Р" Здесь же показан результат такой аппроксимации в виде зависимости 3 и получающаяся ступень ценовой заявки 4. В этом случае

уг=а2(Р'+Р")+ах, (19)

У^ао-^[{Р')2 + \0-Р>-Р"+{Р")2]. (20)

Аппроксимация [уравнения (18) - (20)] отличается от аппроксимации по точкам q, h, в которой результирующая функция остается непрерывной на всем интервале Р' -5- Р", хотя и негладкой, так как становится кусочно-линейной. Коэффициенты у2 и У) дают не непрерывную функцию, но интегрально более близкую к исходной функции 1 на рис. 5 на интервале Р' -г- Р".

При рассмотрении ценовых характеристик ценовая заявка cg тождественна коэффициенту у2. Эта величина остается неизменной на интервале заявки Р' -f- Р". Таким образом, если ранее коэффициенты у2 и у, в (18) вычислялись, то теперь они рассматриваются как исходные данные. Представляется, что предложенный подход является перспективным для упрощенной постановки задачи комплексной оптимизации, выполняемой без определения узловых цен.

Алгоритм решения задачи комплексной оптимизации с использованием метода внутренней точка В общем виде математически задача оптимизации сводится к минимизации целевой функции min F(x) при наличии нелинейных ограничений

вд=о, i=Uh (2i)

г;(х)<0, J=IZ, (22)

где ht - ограничения типа равенства (например, система уравнения установившегося режима, записанная в полярных координатах); х - вектор неизвестных; X = (V,5,K,Pg,Qe), Z} - ограничения типа неравенства (например, ограничения мощности генерации, ограничения на перетоки по группам линий (сечений) и др.).

Целевая функция F(\), как правило, представляет собой сепарабельную нелинейную зависимость от мощностей агрегатов. Ограничения типа неравенства преобразуются в ограничения типа равенства с помощью вспомогательных неотрицательных переменных :

zJ{x)+sJ=0, j = \^Z. (23)

При использовании методов внутренней точки текущее приближение долж- * но постоянно находиться внутри допустимой области, что достигается путем введения дополнительной барьерной (штрафной) функции. Наиболее часто в

G j

качестве барьерных функций используют либо обратную функцию S либо

J sJ '

логарифмическую функцию X ) . Для нахождения оптимального решения формируется модифицированная функция Лагранжа, включающая логарифмическую барьерную функцию

я г г

1(хДЬД\8) = ^(х) + + + (24)

' ) ]

где Я, , я; - множители Лагранжа, учитывающие ограничения типа равенства и неравенства соответственно; Ц - вспомогательный параметр возмущения, оцениваемый как

¿Л5-

(25)

Значение поправочного коэффициента (7 должно удовлетворять условию

О < <7 < 1, в классическом методе внутренней точки <7 = 0,1 •

Использование логарифмической функции в (24) позволяет повысить эффективность получения решения за счет более плавного изменения барьерной функции при подходе к границе ограничений. При приближении к границе изнутри области значение ) становится отрицательным и штраф ( —1п(^;)) возрастает.

Функция — 1п(.У ) является непрерывной, поэтому "Х^^также непрерывна

/

в силу свойства суперпозиции непрерывных функций. Таким образом, вдоль всех границ допустимой области образуются сильные барьеры.

Неопределенные множители Лагранжа определяются из условия равенства нулю всех производных функции Ь, при этом все переменные Я,г > 0, > 0. В результате получается система нелинейных уравнений большой размерности, которая может быть эффективно решена методом Ньютона. Для этого формируется вектор

II т

Аз АЯг Дх ДЯ и используется разложение в ряд Тейлора, дающее систему линейных уравнений с сильно разреженной матрицей:

Е О О

Е. 8

£ О О

О

М*)

дх О

дг(х)г дх

Н

ЭЬ(х) Эх

О

ЭН(х)Г Э(х)

О

м ах*

Ах [_ДАк

где

диагональная матрица, с элементами вида

Ц- симметричная мат-

рица с элементами

и д2рЮ , у д* , у д,ЭЧ(») Эг(х)

матрица частных производных ограничений - неравенств;

ЭЬ(х) Эх

матрица част-

"н Ах Ь

,1т 0 ДА" Г4

ных производных ограничений - равенств; К - вектор невязок исходной нелинейной системы уравнений.

Преобразование системы (26) в специальную блочную структуру делает результирующую матрицу относительно простой для факторизации. Система уравнений (26) наиболее эффективно может быть решена в два этапа методом Ньютона. Спецификой такого решения является понижение размерности системы линейных уравнений на каждом этапе, что приводит к уменьшению количества вычислительных процедур. На первом шаге определяется решение системы линейных уравнений (СЛУ) пониженной размерности:

(27)

где Г3, Г^- векторы производных функции Лагранжа по переменным Х: и множителям А, соответственно.

Решение модифицированной СЛУ (27) производится по методу определения узла с минимальным рангом. Для сохранения неотрицательности переменных прямой — 5, и двойственной к ней - А* в классическом методе внутренней точки на каждой итерации применяется корректировка длины шага.

На основе созданного алгоритма решения задачи комплексной оптимизации по методу внутренней точки в Объединенном диспетчерском управлении Урала была разработана программа 1лпсог\Уш, в которой учтены следующие особенности задачи, позволяющие организовать эффективный расчет.

1. Ценовые заявки или ХОПС. имеющие «разрывы», замещаются «элементарными» фиктивными объектами, содержащими только линейные участки. Каждому такому объекту соответствуют постоянный и линейный коэффициенты, а также диапазон мощности. Перед решением системы линейных уравнений на итерации все такие «элементарные» объекты предварительно исключаются.

2. Матрица производных, используемая на итерации метода внутренней точки, хранится в блочном виде. Один блок представляет собой мини-матрицу переменного размера в зависимости от типа уравнения. Наибольший размер мини-матрицы -4x4. Принятая блочная схема хранения позволяет:

• организовать структуру ненулевых элементов матрицы аналогично матрице узловых проводимостей электрической сети;

• использовать методы минимизации заполнения матрицы, разработанные для программ расчета установившегося режима.

3. При оперативной оптимизации режима энергосистем интегральные ограничения не рассматриваются.

4. Для получения решения в случае некорректно заданной системы ограничений используется понятие станции небаланса - псевдоагрегата, имеющего наибольшую ценовую заявку на отклонение от нулевой мощности.

Для существенного ускорения расчета разработан алгоритм, позволяющий «разбить» решение слабозаполненной системы на несколько параллельных ветвей.

Результаты тестовых расчетов. Экспериментальные расчеты, проверяющие временные характеристики получения результатов, выполнялись по большой расчетной модели ЕЭС России, содержащей 6000 узлов, 9055 ветвей, 661 генератор, 282 сечения. Расчетный период составлял 24 часа. Задача оптимизации рассматривалась для различных режимов. Ниже приводятся краткие характеристики этих режимов и время решения оптимизационной задачи:

• точный учет ограничений по реактивной мощности в генерирующих узлах по заданному графику модуля напряжения - 174 е.;

• расчет аналогичный предыдущему, но дополнительно балансируется потребление нагрузочных групп - 320 е.;

. то же, но без учета ограничений по реактивной мощности в генерирующих узлах - 92 е.;

• комплексная оптимизация по реактивной мощности и напряжению в всех генерирующих узлах - 230 с.

Анализ результатов экспериментальных расчетов показал, что предложенный метод решения задачи оптимизации при суточном планировании режимов с использованием электрической схемы и комплексной системы ограничений имеет высокую эффективность по сравнению с ранее использованными методами, выразившуюся в снижении времени расчетов и надежности получения результатов.

Оптимизационная задача выбора состава работающего генерирующего оборудования с учетом сетевых ограничений. Планируемое расширение сектора свободной торговли на рынке электроэнергии приведет к тому, что состав включенного оборудования будет оказывать серьезное влияние на прибыли генерирующих компаний. Поэтому необходимо предложить алгоритм выбора состава оборудования, который мог бы быть реализован в соответствии с целевой моделью.

Выполненный предварительно анализ показал, что наиболее перспективно направление, использующее линейное смешанно-целочисленное программирование, тем более что оно подкреплено готовым программным продуктом «солвером».

Целью исследования явилась корректная формулировка и постановка задачи оптимизации состава работающего генерирующего оборудования в условиях отечественного конкурентного рынка в терминах «солвера», отработка алгоритма и проверка его эффективности и работоспособности для решения задач Системного оператора.

Математическая формулировка задачи Рассматривается целевая функция ценовых заявок генерирующего оборудования, учитывающая только затраты на пуск генерирующего блока: Т

/=1

где с'ир - стоимость пуска агрегата в час t ', И, - бинарная переменная, равная 1 при пуске агрегата в час I (0 - в противном случае).

I

31

При решении задачи (28) рассматривается ряд линейных ограничений, моделирующих поведение генерирующих блоков и энергосистемы, представленных в табл. 4.

Исходя из реальных условий работы генераторов и для облегчения поиска решения, генерирующие блоки разделены на три типа. Каждый тип имеет свои особенности при его учете в ограничениях:

Таблица 4

Система ограничений в задаче выбора состава оборудования

№ п/п Вид ограничения Расчетная формула

«Обычные» блоки

1 Диапазон изменения мощности блока РаШт-8[ <Р' <Рг(таХ-8>с8|-81 1 61 1 1 бинарная переменная, характеризующая состояние агрегата I в момент времени 1 (0 - отключен, 1 - включен)

2 Скорость набора мощности блоком р1 _рЫ .д«-1 где (1Р„+ -скорость 81 8| ~ 8| < 6 набора мощности

3 Скорость сброса мощности блоком - скорость сброса мощности, - бинарная переменная (1 - если агрегат остановлен в момент времени 0 - в противном случае)

4 Минимальное время во включенном состоянии (V) (1+Пи-1) Т," и[ < £ Б^ .где ц) -бинарная к=1 переменная (1 - если блок «стартовал» в момент времени 1,0 - в противном случае)

5 Минимальное время в отключенном состоянии (Т.") (1+^-1) £ 1 —В^ .гие с!^ -к=1 бинарная переменная

6 Логические соотношения между бинарными переменными ^-в!4 =и[-<)и,+ё,<1

«Неотключаемые» блоки

7 Диапазон изменения мощности блока: Р^ОО^Р««

8 Скорость набора мощности блоком: р; - р,ы

9 Скорость сброса мощности блоком: Р/-1 - РЬ1 < ёР"

. «обычные» - можно отключать и включать при планировании режима. Для моделирования этих блоков используются все переменные, входящие в целевую функцию (28) и в нижеописанные ограничения;

• «неотключаемые» - нельзя отключать при планировании режима. Эти генераторные блоки учитываются значением вырабатываемой мощности Р^ (целочисленные переменные не используются);

. «балансирующие» - обеспечивающие баланс активной мощности в системе (по характеру введения их в (28) они соответствуют «неотюпочаемым» блокам). Диапазон изменения мощности этих блоков начинается от нуля, а цена электроэнергии на порядок выше, чем цена «обычных» и «неотключаемых» блоков.

Порядок решения задачи выбора состава оборудования

1. Формируются целевая функция (28) и ограничения в математической форме. Для этого рассчитываются агрегированные коэффициенты влияния для всех интервалов планирования для всех нагрузочных и генераторных групп. Ограничения на переток мощности в сечении (линии) приводятся к виду

р'Г <^ае, р;-Р;6*3 <р;™*, (29)

где СС( - коэффициент влияния; Р'^*3 — составляющая потока мощности в сечении

(линии) от нагрузки и генераторов, не участвующих в выборе состава оборудования.

2. После расчета агрегированных коэффициентов влияния и получения всех изменений, учитываемых в расчете параметров, создается задание «солверу» на расчет в виде задачи смешанно-целочисленного линейного программирования. В -результате определяется оптимальное либо близкое к нему решение сформированной задачи при выполнении всех ограничений.

Предложенный алгоритм реализован в программе ипЬСот, в основу которой был заложен «солвер» СРЬЕХ8.0. Для работы этой программы необходимо:

• сформировать все режимы, для которых нужно выбрать состав оборудования;

• задать целевую функцию (28) и систему ограничений (см. табл. 4).

Тестовые расчеты были выполнены на 24-часовом интервале планирования

режимов для схемы объединенной энергосистемы Урала, содержащей 837 узлов, 1300 ветвей, 331 генератор, участвующий в выборе состава оборудования. Для восьми расчетов (табл. 5) варьировалось число «обычных» и «неотключаемых» генераторов. Результаты расчетов показали:

• разбиение генераторов по типам существенно снижает вычислительные затраты;

• основную трудность при поиске решения составляют ограничения с целочисленными переменными; прослеживается экспоненциальная зависимость времени поиска решения от их количества.

Полученные результаты (объем задачи и время решения) указывают на возможность создания программного обеспечения, осуществляющего выбор состава работающего генерирующего оборудования в условиях конкурентного рынка электроэнергии и мощности на уровне ЕЭС.

РОС НАЦИОНАЛЬНАЯ I БИБЛИОТЕКА | С. Петербург I 99 т юег '

1 I Л

Таблица 5

Результаты расчетов

Количество генераторов Число

Номер режима «обычных» «неотключаемых» ограничений переменных целочисленных переменных Время поиска решения, с

1 30 70 33341 9216 4320 Нет решения

2 40 60 36471 10415 5760 103

3 50 50 39554 11568 7200 127

4 60 40 42828 12912 8640 572

5 70 30 46150 14304 10080 1380

6 80 20 49520 15744 11520 3780

7 90 10 52842 17136 12960 2160

8 100 0 56116 18480 14400 2700

Предложенный алгоритм может быть использован для планирования режима с уже заданным составом оборудования путем задания ограничения на время нахождения блока в работе равного количеству интервалов планирования, что не приводит к манипулированию составом оборудования.

5. СПЕЦИАЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ ОБЕСПЕЧЕНИЯ СОПРОВОЖДЕНИЯ ОПТОВОГО РЫНКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Разработка алгоритма выделения опасных сечений. Существенным аспектом оперативно-диспетчерского управления является обеспечение статической устойчивости режимов энергосистем. В новых экономических условиях эта задача приобретает особое значение, поскольку именно ограничения на величину перетока активной мощности по связям (сечениям) существенно влияют на ценообразование на рынке электроэнергии. Как показывает опыт эксплуатации, большинство таких ограничений формируются по условию сохранения статической устойчивости установившихся режимов. В работе предложен алгоритм, позволяющий создать прозрачную для участников рынка методику определения мест возникновения системных ограничений.

В традиционной постановке (из-за сложности и трудоемкости решения задачи) анализ статической устойчивости и выбор мероприятий по ее обеспечению проводят исходя из близости текущего режима энергосистемы к предельному, параметры которого рассчитываются последовательным утяжелением узловых активных мощностей в заданном направлении.

В настоящее время особенности развития и функционирования энергосистем привели к необходимости оценки тяжести режима, выбора мест и интенсивности приложения управляющих воздействий на основе изменения параметров режима в сечениях энергосистем. Возникла потребность перехода от использования узловых моделей к определению опасных сечений по известным параметрам предельного режима.

В традиционной постановке для анализа статической устойчивости установившихся режимов систем используется система уравнений первого приближения

с!1 А5

——=АД5, (30)

Ш

где 8 _ вектор углов, характеризующих положение роторов генераторов;

А = ТГ

/ Г*1 Гэг,1 -i м \

V Э5 3Y 3Y Э5 /

V

диагональная матрица постоянных

инерции генераторов; fL - вектор функций, определяющих величину небалансов на валу роторов синхронных генераторов в переходных режимах; f2 - система уравнений балансовых ограничений для нагрузочных и пассивных узлов; Y ~ вектор углов и модулей напряжений узлов нагрузки (неинерционные - пассивные постоянные).

Решение системы линейных дифференциальных уравнений (30) описывает свободные колебания углов генераторов в окрестности параметров установившегося режима и определяется значениями собственных чисел Я матрицы А и собственных векторов.

При последовательном утяжелении режима энергосистемы в предельном режиме единственное собственное число А( переходит через нулевое значение, что является критерием апериодического нарушения устойчивости. Изменение последовательности нумерации синхронных машин (последовательности уравнений в системе (30)) позволяет присвоить выделенному собственному числу индекс «1» А, = Aj и представить решение системы (30) в виде двух слагаемых, одно из которых соответствует собственному числу Aj, второе - всем остальным собственным числам:

А6 = HjK^(A50 + Я"0-5 Дю0 +Н,К*(Д80 - А,40 Дш0 +

+ ¿HiKf ((д5о + Я("°'5 Дю0 ).е^'-КАв„ - Я,-'5 А«о )

(31)

где Нр К;- левый и правый собственные векторы матрицы А, отвечающие собственному значению А(; А50, Дсо0 - векторы начальных отклонений углов генераторов и скоростей вращения их роторов.

Неограниченное возрастание значений составляющих вектора Д5 будет определяться первым слагаемым в (31) и приближенное решение системы (30) может быть записано в виде

Аб-Н,^-^', (32)

где = (Д50 + Ар0,5 Аю0), Я] - минимальное собственное число.

Аналогичные результаты могут быть получены при использовании предлагаемого алгебраического подхода для выделения опасных сечений, когда в предельном режиме исследуется система линеаризованных уравнений установившегося режима

АЛ§=-АР' (33)

ЭДР

где А - матрица системы (33); -А — ; др - вектор невязок активных мощностей генераторных узлов.

В предельном режиме вектор изменения углов Дб рассчитывается по уравнению

Д5 = -А"1 • АР » ДР. (34)

Преимущества такого подхода к определению Дб очевидны. Он позволяет при выделении опасного сечения энергосистем по заданным параметрам предельного режима использовать только данные расчета установившихся режимов для полной схемы энергосистемы.

Направление изменения вектора Д8 определяется направлением правого собственного вектора Н[ матрицы А. Поэтому, используя вектор Н1, можно оценить тенденцию изменения взаимных углов по линиям связи:

Д5Л = С А8 - С Н,пг е^'. (35)

где вектор приращений разности углов по линии; С- матрица связности,

Д§ - вектор приращений фаз углов узловых напряжений.

Переход от предельного режима к неустойчивому сопровождается неограниченным возрастанием взаимных углов по линиям связи. В соответствии с (35) такие сечения будут содержать связи, приращения углов для которых определяются наибольшими разностями компонент вектора Н,. Рассчитать параметры предельного режима с нулевым значением матрицы Якоби практически невозможно. Для сложных электроэнергетических систем могут быть найдены только параметры ближайшего к предельному устойчивого (неустойчивого) режима, в котором значение минимального по модулю собственного числа Я(тш матрицы А не равно нулю. На сновании теоремы о малом изменении собственных векторов и чисел при малом изменении коэффициентов матрицы А можно считать, что собственные векторы Н1, К,, найденные для последнего «сошедшегося» режима, близки к соответствующим векторам в предельном режиме, когда А, = 0 . Для расчета собственного вектора, отвечающего нулевому собственному числу, предложено использовать алгоритм обратных итераций.

Для выделения опасного сечения выстраивается алгоритм, основанный на теории графов:

1) каждой линии электрической сети /-уставится в соответствие число = —Я, , представляющее собой разность соответствующих компонентов вектора Нр

2) отыскивается линия с максимальным значением 5"# и «разрезается». Найденная линия определяет узлы электрической сети, к которым примыкает совокупность связей, образующих опасное сечение;

3) выполняется поиск «кратчайшего пути», соединяющего точки а и Ь частей энергосистемы. На этом пути вновь отыскивается линия с максимальными значениями ^ и также разрезается. Процесс повторяется до тех пор, пока между точками, соединяющими части ЭЭС, имеется связь.

Важно отметить, что каждый последующий «кратчайший путь» должен содержать набор связей, отличный от предыдущего.

Таблица 6

Определение опасных сечений

Параметры предельных режимов Ар Н (н.л-н>л) Сечение

Ру,Р2, МВт град.

534 380 -72,3 -65,6 -2,81 -1288,31 0,729 -0,651 0,684 0,785 0,044 1-3 2-3

-868 -1016 107,2 113,7 -1280,73 -1,72 -0,698 0,685 0,715 0,728 -0,0431 2-3 1-3

-1321 -584 128,5 94,0 -2,52 -1035,68 0,829 0,752 0,558 -0,658 0,2712 1-3 2-3

-493 904 -16,4 -74,9 -1157,15 -0,42 0,992 0,752 -0,118 0,895 -0,4507 3-2 1-2

Работа алгоритма была проверена, как на простейших схемах, так и для эквивалента сети 500 кВ ОЭС Урала. В табл. 6 приведены расчеты для четырех предельных режимов в простейшей схеме электрической сети, состоящей из двух эквивалентных синхронных машин и балансирующего узла (рис. 6).

Анализ результатов показал, что при заданной совокупности предельных режимов, выделяется опасное сечение, состоящее из связей 1-3 и 2-3 (см. рис. 6).

Предлагаемый подход был успешно применен для выделения опасных сечений в схемах энергосистем для различных векторов изменения параметров режима. Результаты, полученные для схемы ОЭС Урала, совпадают с опасными сечениями, известными из опыта эксплуатации и множественных расчетов режимов.

Рис. 6. Схема простейшей энергосистемы

Рынок дополнительных системных услуг. Одной из важнейших составляющих рынков электроэнергетики развитых стран мира является рынок системных услуг, запуск которого намечен в России в 2006 году. Системные услуги - это один из наиболее существенных элементов работы ЕЭС России, обеспечивающий ее функционирование и способность выполнять следующие основные задачи:

. поддержание постоянного баланса генерации и потребления электроэнергии и надежности передающей сети;

• обеспечение готовности к устойчивой работе при аварийных нарушениях режима;

• осуществление контроля за работой энергосистемы.

Все системные услуги можно разделить на общие и дополнительные. К общим системным услугам относятся, прежде всего, диспетчерское управление и услуги электрической сети (присоединение участников рынка, транспортировка электроэнергии). Рассмотренная классификация услуг объясняется разными принципами оплаты, правовым подходом (обязательные, необязательные) и субъектами, их оказывающими. Так, оплата общих услуг предусмотрена тарифами, в то время как дополнительные системные услуги - коммерческие. Общие услуги оказываются инфраструктурами рынка, а дополнительные - участниками рынка.

Необходимость организации рынка дополнительных системных услуг вызвана прежде всего возможностью нарушения баланса в реальном времени на рынке «на сутки вперед», для предотвращения которого Системный оператор должен иметь доступ к генерирующим мощностям или к отключаемым нагрузкам для немедленной балансировки режима. Системный оператор несет ответственность за надежное функционирование ЕЭС, поэтому является естественным координатором предоставления системных услуг.

В работе определены особенности функционирования рынка дополнительных системных услуг и их оплаты. Оказание дополнительных системных услуг требует определенных затрат, которые должны компенсироваться субъектами, нуждающимися в этих услугах. Принципы ценообразования за системные услуги могут изменяться по мере их оказания. Например, при осуществлении нормированного первичного регулирования после достижения необходимого объема возможен переход к рыночному ценообразованию. При оказании услуг по обеспечению системной надежности в договорной системе требуется предусмотреть возможность введения технологических санкций к потребителям, в случае невыполнения энергосбытовыми компаниями обязательств по платежам за системную надежность.

Предложен вариант структуры рынка дополнительных системных услуг в ЕЭС России, определен их перечень и рассмотрены основные функции (табл. 7).

Таким образом для эффективной работы рынка требуется:

• новая техническая структура системных услуг на основе единых стандартов для всей ЕЭС России;

• новый подход к системным услугам и новые правила их предоставления и оплаты, распространяющиеся на все субъекты, участвующие в работе объединенной энергосистемы или присоединенные к этой системе.

Для функционирования системы сегодня и в будущем, независимо от конкурентной структуры, необходим процесс агрегирования, управления и использования системных услуг.

Таблица 7

Структура рынков системных услуг в ЕЭС России

Наименование услуги Стороны по договору Характер отношений Ценообразование

Поставщик Плательщик

НПР ВГс НПР СО 1 Индивидуальный тариф в размере составляющей НПР в регулируемом тарифе на услуги по обеспечению системной надежности

АВРЧ ВГс АВРЧ СО 1 То же, АВРЧ

АУМ ВГс АУМ СО 1 То же, АУМ

ВТР ВГс ВТР АТС, РВС иБР 2 Цена определяется в ходе расчета выпадающего дохода на PCB и БР

Примечание. В табл. 7 введены следующие обозначения и сокращения:

НПР - нормированное первичное регулирование; АВРЧ - автоматическое вторичное регулирование частоты; АУМ - автоматическое управление мощностью; ВТР - вращающийся третичный резерв, необходимый для замещения вторичного резерва; ВГ- владельцы генераторов, удовлетворяющих техническим требованиям, предъявляемым к качеству оказания услуги; 1 - двусторонний добровольный договор; 2 - договор присоединения к свободному сектору.

Алгоритмы распределения ответственности за потери между участниками рынка электроэнергии. С развитием рыночных отношений в электроэнергетике актуальной становится проблема разработки алгоритмов распределения ответственности за потери, возникающие при передаче энергии, между участниками рыночного сообщества. Ее значимость возрастет при переходе от принятой целевой модели рынка электроэнергии в России к модели полностью конкурентного рынка -«розничный рынок». Поэтому целесообразно, проанализировав различные алгоритмы, предлагаемые в зарубежной и отечественной литературе и применяемые для распределения ответственности за потери электроэнергии, выработать рекомендации по возможности их использования или предложить новые алгоритмы.

Распределение потерь между участниками рынка электроэнергии производится в целях определения:

• платы за потери в элементах электрической сети для каждого индивидуального участника;

• ответственности участников за соблюдение допустимых параметров режима и др.

Поскольку в настоящее время не существует унифицированной или идеальной процедуры распределения потерь, необходимо сформулировать основные алгоритмические принципы методики их определения:

• расчетные потери должны соответствовать электрическим режимам (быть совместимыми с результатами расчета потоков мощности по связям);

• величина потерь мощности АР должна зависеть от объемов произведенной и потребленной энергии;

• при распределении потерь необходимо учитывать относительное местонахождение субъекта в энергосистемах, а также выполняемые им функции (производство, передача, распределение, потребление электроэнергии);

• выбранная методика должна обеспечивать правильные экономические сигналы, быть понятной, «прозрачной» и простой в осуществлении.

Ниже предлагается метод определения <Ук с использованием матрицы Яко-би, который уже применяется для определения узловых цен в секторе свободной торговли на рынке электроэнергии в России.

Относительные приросты потерь в узлах можно определить, используя обратную матрицу Якоби. Представим технические потери как алгебраическую сумму потоков по всем связям I-

= 1 1Рг (36)

Относительный прирост потерь для произвольного узла к определяется по формуле

^-НаНЕК 07)

где Рк - активная мощность узла ]с; о\ относительный прирост потока активной мощности, вытекающего из узла г в узел у по связи / - у .

Учитывая, что Ру имеет сложную зависимость от значений векторов фазовых углов §и модулей напряжений узлов V :Р = /(б, V), можно воспользоваться разложением производной сложной функции на частные производные:

дРк ЭРк дК дРк)' (37)

Для определения значений относительных приростов потерь мощности следует рассчитать элементы обратной матрицы Якоби, полученной из решения системы линеаризованных уравнений установившегося режима. Значения составляющих

35 и Э V в (38) можно найти, зная зависимость потоков мощности по связям и

векторы параметров установившегося режима (5 и V)- Затем из значений произ-

водных потоков мощности по связям формируется блочная матрица, имеющая 2Ь ~ строк и 2{И — 1) - столбцов (Ы — количество узлов в схеме, включая балансирующий; Ь общее число линий):

эр, аР.

Э5 дУ' <39>

Умножение блоков матрицы (39) на элементы обратной матрицы Якоби в соответствии с выражением (38) позволяет определить элементы вектора о' - относительные приросты потерь мощности, возникающие в результате изменения потоков по связи / -} при вариации мощности к-го узла:

где с}2 определяется по выражению (37).

Сумма двух первых элементов вектора является суммарным относительным приростом потерь по связи 1-2 при изменении узловой мощности Рк. Относительный прирост потерь мощности для к-го узла ок равняется сумме всех элементов вектора с'к.

Достоинством рассмотренного метода нахождения Ок является возможность их определения с одновременным расчетом параметров установившегося режима и комплексной оптимизацией режимов энергосистем, предусматривающей определение для каждого узла компоненты узловой цены, связанной с учетом потерь. Решение получается более точным за счет линеаризации нелинейной системы уравнений в точке установившегося режима.

Анализ наиболее часто используемых алгоритмов, таких как пропорциональное распределение потерь, различных модификаций метода маржинального распределения (к которому относится и представленный выше метод), метода распределения потерь, пропорционального участию в потоках по связи со смежными узлами, показывает, что на рынке электроэнергии будут востребованы простые и прозрачные методы (например, метод адресного распределения потерь). Одна из возможных реализаций метода, построенная на теории направленных графов, предложена в работе.

Рассматривается исходная тестовая схема при условии совпадения положительных направлений ветвей графа с положительными потоками мощности в ветвях. Формируются три вектора: первый состоит из значений генерирующих и нагрузочных узловых мощностей, второй вектор содержит сумму значений потоков мощности, втекающих в узел к, третий - сумму значений потоков мощности, вытекающих из узла к.

На первом этапе определяется доля генерации всех генераторных узлов в нагрузках. Количество циклов вычисления соответствует числу генераторных узлов.

Разделение потоков мощности по связям для генераторных узлов проще всего начинать с узла, не имеющего потоков мощности, втекающих в данный узел. Это условие означает отсутствие транзита мощности через выбранный узел. Поток мощности, вытекающий из узла к, распределяется по линиям к - у, к - ¿. Составляющая узла к в потоке мощности по линии к-] будет определяться по выражению

(40)

(41)

1=1

где [ - доля генерирующего узла к в потоке мощности по линии к - у,

N

^ к-ч + Г/! - сумма потоков мощности, втекающих в узел к с учетом генерации

•5=1 „

в узле (если она имеется); г^. - полный поток мощности по линии к-]

Поток мощности по линии к-1 от генерирующего узла к рассчитывается аналогично. После определения доли генераторного узла к в потоке мощности по всем линиям, примыкающим к данному узлу, осуществляется переход к следующему генераторному узлу.

Доля потока от генераторного узла к по линии И-г, не связанной с этим узлом непосредственно, находится по формуле

Рк

рк гу-ь р

а-г ~ N га-г> /¿оч

(}

пк

где - доля генерирующего узла к в потоке мощности по предыдущей линии N

/ — А; X ^ ~ сУмма потоков мощности, втекающих в узел А с учетом

генерации в этом узле; Р(Н_Г- полный поток мощности по линии И-г. Потери мощности в линии, относящиеся к генераторному узлу к, определяются по формуле

I д р

^ , (43)

1=I 11

где Р( - поток мощности по линии I; Р? - доля узла к в потоке мощности по линии £.

Аналогично можно определить распределение мощностей нагрузочных узлов. В этом случае алгоритм будет начинаться от нагрузочного узла, в который все потоки мощности по связям втекают в узел (узел является «запертым» по мощности).

Выполненные диссертационные исследования позволяют сделать следующие теоретические и практические выводы и заключения:

1. Анализ действующих технологий оперативно-диспетчерского управления с позиций адаптации их к условиям работы на конкурентном оптовом рынке электроэнергии показал, что необходимо сформулировать требования к системе оперативно-диспетчерского управления как технологической инфраструктуре рынка электроэнергии.

2. Принципы ценообразования на рынке электроэнергии оказывают существенное влияние на технологии Системного оператора, которому необходимо учитывать их особенности при оптимизации режимов, выборе состава оборудования и для организации работы балансирующего рынка.

3. Внедрение конкурентной модели экономических отношений субъектов электроэнергетики и реструктуризация отрасли определяют необходимость создания и совершенствования инструментария Системного оператора: математического обеспечения решения диспетчерских задач, технологий поддержки торговых процедур, сопровождения рынка и отчетности, адекватного информационного обеспечения, технологий обеспечения живучести ЕЭС.

4. При переходе к конкурентным отношениям в электроэнергетике изменились критерии оценки оптимальных режимов. Целевая функция оптимальности режима соответствует условию общего благосостояния, то есть максимизируется суммарный выигрыш участников рынка.

5. В современной модели хозяйствования, основанной на рыночных принципах, на первое место выходят экономические факторы, определяющие интересы участников торговых отношений, при безусловном выполнении требований по надежности энергосистем. Правила управления такой моделью значительно отличаются от правил, построенных на командном принципе, реализующем взаимоотношения типа «начальник (диспетчер) - подчиненный (участник рынка)».

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

7. Совершенствование структуры диспетчерского управления возможно за счет введения прямого диспетчерского управления с ликвидацией промежуточных звеньев в схеме прохождения диспетчерских команд, перераспределения функций по диспетчерскому ведению и управлению между диспетчерскими центрами и изменения конфигурации операционных зон диспетчерских центров.

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

• решение задач высокой размерности на Большой расчетной модели (БРМ) ЮС с числом узлов на первом этапе не менее 6000;

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

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

9. Методика формирования расчетного диспетчерского графика по результатам аукциона базируется на разработанных технологиях синтеза и актуализации. Созданная процедура формирования актуальных параметров БРМ и ее фрагментов на реальных объектах ЮС, реализованная в программном комплексе, эффективна и надежна. В рамках этой задачи был решен такой вопрос, как моделирование узловых нагрузок.

10. Развитие программного обеспечения для ЕЭС России должно базироваться на решении комплексной задачи оптимизации. Анализ алгоритмов оптимизационных задач показал, что перспективными в этом направлении следует считать «методы аппроксимирующего и сепарабельного программирования», «методы второго

порядка (обобщенный метод Ньютона)» и методы учета ограничений: типа «равенство» - метод Лагранжа; типа «неравенство» - метод внутренней точки.

11. Для решения задачи комплексной оптимизации режима ЕЭС в цикле суточного планирования и динамики балансирующего рынка синтезирован алгоритм и программа на основе аппроксимирующего программирования, метода Лагранжа и метода внутренней точки. Тестовые испытания показали перспективность использования программной разработки на уровне ЕЭС.

12. Важным положительным результатом работы является алгоритм и программа выбора состава работающего генерирующего оборудования с учетом сетевых ограничений и привязанного кБРМ, охватывающей все основное энергетическое оборудование 750-110 кВ Европейской части России. Алгоритм основан на использовании смешанного целочисленного линейного программирования. Расчеты на схеме ОЭС Урала показали обоснованность рекомендации к использованию программного комплекса в ЕЭС России

13. Для создания понятной и доступной методики определения ограничений на величину перетоков по связям и сечениям энергосистем в диссертации был разработан алгоритм нахождения опасных сечений, существенно влияющих на ситуацию на рынке электроэнергии.

14. Определены виды дополнительных системных услуг, механизмы их реализации, предложен вариант структуры рынка дополнительных системных услуг. Показано, что задача Системного оператора как администратора рынка системных услуг заключается в организации планирования потребности в услугах, проведении необходимых технологических расчетов, организации торговых процедур, системы мониторинга выполнения участниками рынка обязательств, системы взаимодействия с участниками рынка и другими инфраструктурными организациями.

15. Использование технологии маржинального распределения потерь при определении узловых локальных цен на российском оптовом рынке электроэнергии обусловлено сложившейся технологией оптимального распределения нагрузки для вертикально-интегрированной энергетики. Страны, имеющие более длительный опыг управления режимами ЭЭС в конкурентно-ориентированной среде, используют более простые и прозрачные алгоритмы, такие как алгоритм пропорционального распределения, алгоритм распределения потерь между субъектами пропорционально их участию в потоках мощности связей со смежными узлами или адресного распределения потерь. Модификация последнего алгоритма предложена в работе

Содержание диссертационной работы отражено в следующих основных публикациях:

1. Бартоломей П.И. Некоторые вопросы расчета установившегося режима сложной электрической сети итерационным методом в АСДУ/П.И. Бартоломей, П.М.Ерохин, С.К. Окуловский//Разработка математического обеспечения ОАСУ «Энергия». - Кишинев: «Шти-ица», 1973.-0,75 п. л.

2. Бартоломей П.И Расчеты нормального режима энергосистемы итерационным методом с двойным параболическим интерполированием на шаге/П.И. Бартоломей, П.М. Еро-хин, С.К. Окуловский//Применение математических методов и вычислительной техники в энергетике: Труды Урал, политехи, ин-та, № 217. - Свердловск: УПИ, 1973. - 0,3 п.л.

3 Бартоломей П.И. Использование принципа непрерывности при расчетах установившихся режимов электрической системы/П.И. Бартоломей, П.М. Ерохин//Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. - 1975. - Х° 2. - 0,7 и.л.

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

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

6. Arsamastsev D.A. Parametric integration method for solution of load-flow problems/ D.A. Arsamastsev, P.I. Bartolomey, P.M. Erohin//Fifth PSCC Proceedings. - Cambridge. - September. -1976. - vot.2.

7. Применение численного интегрирования дифференциальных уравнений для отыскания тяжелых и предельных на заданном пути утяжеления режимов электрических систем/ Д. А. Арзамасцев, П.И. Бартоломей, П.М. Ерохин, С.К. Окуловский//Исследование решения на ЦВМ уравнений установившегося режима электрических систем - Ереван: АрмНИИЭ, 1976. -0,3 п. л.

8. Bapi оломей П.И. Итерационное решение системы линейных алгебраических уравнений в задаче расчета нормального режима электрической системы/П.И. Бартоломей, П.М. Ерохин, С.К. Окуловский//Исследование решения на ЦВМ уравнений установившегося режима электрических систем. - Ереван: АрмНИИЭ, 1976. - 0,25 п.л.

9. Бартоломей П.И. Расчет стационарных режимов электрических систем методом параметрического интегрирования/П.И. Бартоломей, П.М. Ерохин, С.К. Окуловский//Примене-ние математических методов и вычислительной техники в энергетике. Вып. 236. - Свердловск: УПИ, 1976. Вып. 236. - 0,4 п.л.

10. Бартоломей ПИ. Особенности решения линейных уравнений итерационными методами в задачах расчета нормальных и оптимальных режимов энергосистем/П.И.Бартоломей, П М. Ерохин, С.К. ОкуловскийШрименение математических методов и вычислительной техники в энергосистемах.-Свердловск: УПИ, 1977.-0,4 п.л.

11. Бартоломей П.И. Эквивалентироваиие электрической сети путем выделения диагональной подматрицы в расчетах стационарных режимов/П.И. Бартоломей, П.М. Ерохин, С.К. Окуловский//Методы и алгоритмы эквивапентирования электрических систем наЭВМ III поколения. - Киев, 1978. - 0,11 п.л.

12. Ерохин П.М. Задачи и принципы построения комплексных тренажеров для обучения и тренировки оперативного персонала энергообьединений/П.М. Ерохин, А.П. Копсяев, С.К Окуловский//Автоматизированные системы диспетчерского управления в энергетике. -М, - 1986. С. 66-68.

13. Ерохин П.М. Оперативная адаптация топологии и расчетной схемы электрической системы по данным телесигналок/П.М. Ерохин, B.JI. Резвухина, В.П. Часовитин//Тез. Докл. восьмой науч.-техн. конф. Уральского ордеиа Трудового Красного Знамени политехнического института им. С.М. Кирова. Секция «Обеспечение надежной и экономичной работы энергосистемы 11отери электроэнергии и их компенсация». - Свердловск: УПИ, 1988. - С. 18.

14. Ерохин П.М. Технологические и экономические аспекты управления электроэнергетикой в условиях хозяйственного расчета и самофинансирования/П. М. Ерохин, А.П. Копся-евЮлектрические станции. -1989. - X® 5.

15. Ананичева С.С. Стратегия непрерывного компьютерного образования в условиях многоуровневой системы подготовки сиециалисгов-элекгроэнергетшюв/ С.С Ананичева, П.И Бартоломей, П.М. Ерохин, В.А. УхаловУ/Материалы учеб.-метод, кэнф. «Информационные технологии обучения элекгроэнер1-етическим специальностям». - Екатеринбург: УГТУ, 1994.-0,1 п.л.

16. Аюев Б.И. Взаимозачеты в электроэнергетике/Б.И. Аюев, П.М. Ерохин, А.П. Копся-ев//Вестник УГТУ-УПИ. Современные проблемы энергетики, электромеханики и электротехнологии. 4.1. Электроэнергетика и преобразовательная техника.- 1995.-С. 11-13.

17. Бартоломей П.И. Совершенствование оперативно-диспетчерского управления объединенными энергосистемами/П.И. Бартоломей, П.М. Ерохин, В. Д. Ермоленко//Веспшк УГТУ-

УПИ. Современные проблемы энергетики, электромеханики и элекгротехнологии. Ч. 1. Электроэнергетика и преобразовательная техника. - 1995. - С. 7-10.

18. Бартоломей П И. Экономическое и диспетчерское управление энергосистемами/ГШ. Бартоломей, П.М. Ерохин, В Д. Ермоленко, ЛИ. Копсяев//Наука и инженерное творчество - XXI веку: сб. трудов первой научно-технической конференции регионального УрО Al IH РФ. - Екатеринбург: АНН РФ, 1995. - С. 114-115.

19. Ерохин П.М. АСДУ в условиях рыночной экономики/П.М. Ерохин, В.ДЕрмоленко, А.П. Копсяев//Тез. докл. Всесоюзной науч.-техн. конф. «Разработка методов и средств экономии электроэнергии в электрических системах и системах электроснабжения промышленности и транспорта». - Днепропетровск: АН СССР и УССР, 1995. - С. 25-26.

20. Аюев Б.И. О проблеме стоимостной оценки реверсивных обменов мощностью и энергией между оптовым рынком и АО-энерго/Б И. Аюев, В Д Ермоленко, П.М. Ерохин, Н.Г. Шубин//Вестник ФЭК России. Информационно - аналитический журнал. -1998. - №6-С. 67-71.

21. Аюев Б.И. О маржинальном ценообразовании в электроэнергетике России/Б.И. Аюев, П.М. Ерохин, Н.Г. Шубин//Вестник УГТУ-УПИ. - 2000. - С.248-256.

22. Аюев Б.И. Рынки генерации и их диспетчеризация, как факторы инвестиционного климата в элсктроэнергетике/Б.И. Аюев, П.М. Ерохин, Н.Г Шубин//Вестник ФЭК России. Информационно - аналитический журнал. 2000. - Ка 7-12. - С. 16-23.

23. Аюев Б.И. Оптовый рынок электрической энергии. Двусторонние финансовые кон-тракгы/Б.И. Аюев, В.Д. Ермоленко, П.М. Ерохин, Н.Г. Шубин//Сб. трудов 3-й специализированной выставки-конференции «Город. Ресурсы. Энергетика-2001». - Екатеринбург: «Уралэкспоцентр», 2001. - С. 40-52.

24. Аюев Б.И. Прямые финансовые контракты на электрическую энергию/Б.И.Аюев, П.М. Ерохин, Н.Г. Шубин//Сб. докладов Всерос. науч-техн. конф. «Энергосистема: управление, качество, безопасность». - Екатеринбург: УГТУ, 2001. - С. 8-11.

25. Bartolomey P.l. Employment of Approximate Programming for Day-to-Day Management in the Competitive Electric Market/P I Bartolomey, 'Г. Yu. Panikovskaya, B.I. Ayuyev, V.G. Neuymin, N.G. Shubin, P.M. Yerohin/AEEE. Liberalization and Modernization of Power Systems: Congestion Management Problems. The International Workshop Proceedings by N.I. Voropai and E.J. Handschin. - Irkutsk: Energy Systems Institute. 2003 - 221 p. (p. 143-149).

26. Neuymin V.G. Development of Electric Power Market Modeling Training Program s/'V.G. Neuymin, P.I. Bartolomey, N.G. Shubin, P.M. Yerohin//IEEE. Liberalization and Modernization of Power Systems: Congestion Management Problems. The International Workshop Proceedings by N.I. Voropai and E.J. Handschin. - Irkutsk: Energy Systems Institute. 2003 - 221 p. (p. 180-184).

27. Аюев Б.И. Долгосрочные технологии Системного оператора/Б.И. Аюев, П.М. Ерохин, Т.Ю. Паниковская, Н.Г. Шубин//Вестнтс УГТУ-УПИ. Сер. Энергосистема: управление, качество, конкуренция. - 2004. - №12 (42). - С. 23-27.

28. Аюев Б.И. Виды аукционов и стратегии их участников/Б.И. Аюев, П.М.Ерохин, Т.Ю. Паниковская//Вестник УГТУ-УПИ. Сер. Энергосистема: управление, качество, конкуренция. - 2004. - №12 (42). - С. 19-23.

29. Аюев Б.И. Применение механизма аукциона для моделирования рынка электроэнер-гии/Б.И. Аюев, II.M. Ерохин, Т.Ю. Паниковская//Материалы докладов V Всероссийского совещания «Энергосбережение и энергетическая безопасность регионов России». - Томск: ЦНТИ, 2004. - С. 55-60.

30. Аюев Б.И. Специфика рынка электроэнергии/Б.И. Аюев, П.М Ерохин, Т.Ю. 11ани-ковская//Тр. второй международной научно-технической конференции «Энергетика, экология, энергосбережение, транспорт»/Под ред. В.П. Горелова, Н.Н.Лизалека. - Новосибирск:

Новосиб. roc акад. водн. трансп., 2004. -С. 112-117.

31. Аюев Б.И. Принципы диспетчеризации электроэнергетики/Б.И. Аюев, П М. Еро-хин, Н.Г. Шубин//Вестник УГТУ-УПИ. Сер. Энергосистема: управление, качество, конкуренция. -2004. -№12 (42). - С. 13-15.

32. Аюев Б.И. Реализация миссии системного оператора ЕЭС России/Б.И. Аюев, П.М. Ерохин, Н.Г. Шубин//Материалы докл. V Всероссийского совещания «Энергосбережение и энергетическая безопасность регионов России». - Томск: ЦНТИ, 2004. - С. 49-54.

33. Аюев Б.И. Реинжиниринг деловых процессов оперативно-диспетчерского управления в связи с запуском конкурентного сектора «5-15%» оптового рынка электроэнергии/ Б.И. Аюев, П.М. Ерохин, Н.Г. Шубин//Материалы международной науч.-техн. конф. «Электроэнергия и будущее цивилизации». - Томск: ТГУ, 2004. - С. 27-30

34. Аюев Б.И. Формирование договорных обязательств и планирование диспетчерских графиков/Б.И. Аюев, П.М. Ерохин, Н.Г. Шубин//Функционирование и развитие рынков электроэнергии и газа: Сб. науч. тр./Инсгитут проблем моделирования в энергетике им. Г.Е Пухова. - Киев, 2004. - С. 3-12.

35. Бартоломей П И. Стратегия поведения субъектов на оптовом рынке электроэнер-гии/П И. Бартоломей, П.М. Ерохин, Т.Ю. Паниковская//Материалы международной науч,-техн. конф. «Электроэнергия и будущее цивилизации» - Томск: ТГУ, 2004. - С. 254-256.

36. Ерохин П М. Конкурентный оптовый рынок электроэнергии и подготовка персона-ла/П.М. Ерохин, П.И. Бартоломей, Т.Ю. Паниковская//Вестник УГТУ-УПИ. Сер. Энергосистема- управление, качество, конкуренция. -2004. -№12 (42) -С.483-486.

37. Ерохин П.М. Ценовые скидки за ограничение нагрузки в часы суточного максимума. /П.М. Ерохин, И В Карпов, В.П. Обоскалов//Веегник УГТУ-УПИ Сер Энергосистема: управление, качество, конкуренция. -2004. -№12(42)-С. 48-52.

38. Ерохин П.М. Основная проблема кадровой стратегии российской энергетики/П.М. Ерохин, В.И. Кривопальцев//Вестник УГТУ-УПИ. Сер. Энергосистема: управление, качество, конкуренция. - 2004. - №12(42) - С. 477-480.

39. Ерохин II.M. Ценовые заявки на конкурентном рынке электрической энергии/П.М. Ерохин, В.П. Обоскалов// Вестник УГТУ-УПИ. Сер. Энергосистема: управление, качество, конкуренция. - 2004. - №12(42) - С. 52-57.

40. Ерохин П.М. Алгоритмические принципы выполнения универсального устройства противоаварийной автоматики энергоузла/П М. Ерохин, В.И. Павлов// Вестник УГТУ-УПИ. Сер. Энергосистема: управление, качество, конкуренция. -2004. -№12(42)-С. 403-408.

41. Ерохин П.М. История развития и актуальные проблемы противоаварийного управления в ОЭС Урала/П.М. Ерохин, В И Павлов// Вестник УГТУ-УПИ. Сер. Энергосистема: управление, качество, конкуренция. - 2004 - №12(42) - С. 400-403.

42. Ерохин П.М Обучение персонала для конкурентного оптового рынка электроэнергии/ П.М. Ерохин, Т.Ю. Паниковская//Сб. докл. 7 научно-технической конференции «Энергосберегающие техника и технологии. - Екатеринбург- ЗАО «Уральские выставки», 2004. - С 11-13

43 Аюев Б.И. Формирование договорных обязательств и планирование диспетчерских графиков/Б.И Аюев, П.М. Ерохин, Н.Г. Шубин. - Киев: Международный научно-теоретический журнал «Электронное моделирование», № 6. Изд-во ин-та проблем моделирования в энергетике НАН Украины, 2004. -12 с.

44 Ерохин П M Моделирование оптового рынка электроэнергии на основе механизма аукциона/П.М. Ерохин, Т.Ю. Паниковская, С.А. Тихонов//Сб. докл. 4-й региональной науч,-практ. конф. «Проблемы достижения в промышленной энергетике». - Екатеринбург: ЗАО «Уральские выставки», 2004. - С. 5-6.

45 Ерохин П М. Планирование диспетчерских графиков в условиях оптового рынка

электроэнергии/П.М. Ерохин, Т.Ю. Паниковская, Н.Г. Шубин//Вестник науки Костанайско-го социально-технического университета. 2004, № 6. - С. 116-121.

46. Аюев Б.И. Оптимизация структуры диспетчерского управления/Б.И Аюев, П.М. Ерохин//Вестник УГТУ-УПИ. Сер Проблемы управления электроэнергетикой в условиях конкурентного рынка. - 2005. - №12 (64). - С. 9-14.

47. Аюев Б.И. Оценка перегрузочных способностей связей в ЭЭС/Б.И. Аюев, U.M. Ерохин, В.Г. Неуймин. Т.Ю Паниковская//Функционирование и развитие рынков электроэнергии и газа: Сб. науч. тр./Институт проблем моделирования в энергетике им. Г.Е Пухова. -Киев, 2005.-С. 27-35.

48. Аюев Б.И Комплексная оптимизация режимов ЕЭС России в условиях функционирования конкурентного рынка/Б.И. Аюев, П.М Ерохин, В.Г. Неуймин, Н.Г Шубин//Вест-ник УГТУ-УПИ. Сер. Проблемы управления электроэнергетикой в условиях конкурентного рынка. - 2005. - №12 (64). - С. 15-22.

49. Аюев Б.И. Вариант структуры рынка системных услуг в ЕЭС России/Б.И. Аюев, П.М. Ерохин, К.Н. Никишин, С.Н. Шелюг//Вестник УГТУ-УПИ. Сер. Проблемы управления электроэнергетикой в условиях конкурентного рынка. - 2005. - №12 (64). - С. 23-28.

50. Аюев Б.И. Алгоритм распределения потерь между участниками оптового рынка электроэнергии/Б.И Аюев, П.М. Ерохин, A.B. Паздерин, Т.Ю. Паниковская//Весгаик УГТУ-УПИ. Сер. Проблемы управления электроэнергетикой в условиях конкурентного рынка. -2005.-№12 (64).-С. 61-69.

51 Аюев Б.И Вариант организации балансирующего рьмка для условий ЕЭС России/Б.И. Аюев, П.М. Ерохин, И. В. Чунарев, Н Г. Шубин//Весгник УГТУ-УПИ. Сер. Проблемы управления электроэнергетикой в условиях конкурентного рынка. - 2005. - №12 (64). - С. 32-35.

52. Аюев Б.И. Информационная система оперативно-диспетчерского управления ЕЭС России/Б.И. Аюев, П М. Ерохин, И. В. Чунарев, Н.Г. Шубин//Весгник УГТУ-УПИ. Сер. Проблемы управления электроэнергетикой в условиях конкурентного рынка. - 2005. - № 12 (64).-С. 29-31.

53. Аюев Б И Организация рынка системных услуг в ЕЭС России/Б.И. Аюев, II.M Ерохин, Н.Г. Шубин//Функционирование и развитие рынков электроэнергии и газа: Сб. науч. трУИнституг проблем моделирования в энергетике им. Г.Е Пухова. - Киев, 2005. - С. 20-16.

54. Ayuyev B.I. The software complex of optimal power flow solution for united power system of Russia in a competitive electricity market/B.I. Ayuyev, P.M. Yerohin, V.G. Neuymin, E.V. Mashalov, N.G Shubin/ЛЕЕЕ. Conference Proceedings Power Tcch 2005. - St. Petersburg: June 27-30,2005. №696.

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

56. Бартоломей П.И. Влияние системных ограничений на стратегию поведения субъектов на рынке элекгроэнергии/П.И. Бартоломей, П.М. Ерохин, Т.Ю. Г1аниковская//Электри-ка. - № 6. - 2005. - С. 18-21.

57. Ерохин П.М. Разработка алгоритма планирования режимов крупного энергообъединения для Системного операгора/П.М. Ерохин, В.Г. Неуймин, Е.В. Машалов//Вестник УГТУ-УПИ. Сер. Проблемы управления электроэнергетикой в условиях конкурентного рынка. - 2005. - №12 (64). - С. 47-53.

58 Ерохин П.М. Проблемы распределения ответственности за потери электрической энергии между участниками энергообмена/П.М. Ерохин, A.B. Паздерин, Т.Ю. Паниковская, АА Карпенко//Вестник УГТУ-УПИ Сер. Проблемы управления электроэнер! етикой в условиях конкурентного рынка. - 2005. - №12 (64) - С. 54-60.

ИД №06263 от 12.11.2001 г.

Подписано в печать 14.11.2005

Бумага типографская ризограф ия

Уч.-изд. л. Тираж 120

Формат 60 г 84/1/16 Усл. печ. л. 2,79 Заказ Бесплатно

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

Отпечатано в типографии АМБ 620144, г. Екатеринбург, ул. Фрунзе, 96. Тел. (343) 269-55-06,269-55-08.

*24 126

РНБ Русский фонд

2006z4 27435

СОКРАЩЕНИЯ. ф ВВЕДЕНИЕ.

1. ОСНОВЫ ОРГАНИЗАЦИИ КОНКУРЕНТНОГО оптового

РЫНКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В РОССИИ.

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

1.2. Структура конкурентного оптового рынка электроэнергии.

1.3. Общие принципы ценообразования на рынке электроэнергии.

1.3.1. Классические модели ценообразования на рынках электроэнергии.

1.3.3. Стратегия поведения участников рынка.

Щ 1.3.3. Принцип ценообразования на аукционе электрической энергии.

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

1.5. Выводы.

2. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ В УСЛОВИЯХ КОНКУРЕНТНОГО РЫНКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ.

2.1. Основы экономичной диспетчеризации в различных моделях организации электроэнергетики.

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

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

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

2.3.1. Цели и задачи создания Системного оператора.

2.3.2. Структура Системного оператора.

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

2.3.4. Новые технологии Системного оператора

2.3.5. Оптимизация структуры диспетчерского управления. 103 2.4. Выводы

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

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

3.2. Технологии формирования большой расчетной модели ЕЭС России.

3.2.1. Принципы проектирования базы данных.

3.2.2. Задача актуализации расчетной модели ЕЭС.

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

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

3.4.1. Планирование и прогнозирование режимов.

3.4.2. Планирование диспетчерских графиков в условиях

Ф оптового рынка электроэнергии.

3.5. Выводы.

4. РАЗРАБОТКА АЛГОРИТМОВ РЕШЕНИЯ ОПТИМИЗАЦИф ОННЫХ ЗАДАЧ СИСТЕМНОГО ОПЕРАТОРА.

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

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

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

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

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

4.6. Выводы.

5. СПЕЦИАЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ ОБЕСПЕЧЕНИЯ СОПРОВОЖДЕНИЯ ОПТОВОГО РЫНКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ.

5.1. Разработка алгоритма выделения опасных сечений.

5.2. Рынок дополнительных системных услуг.

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

5.4. Алгоритмические основы построения тренажерного комплекса.

5.5. Выводы.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Анализ работы электроэнергетических предприятий показывает, что за последнее время заметно снижается их экономичность и надежность. Оборудование большинства предприятий физически и морально устарело, выработало свой ресурс. Отрасль не может самостоятельно (без инвестиций) заниматься модернизацией существующих предприятий, а тем более осуществлять строительство но

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

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

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

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

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

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

3. Показано, что в конкурентном рынке электроэнергии возрастают требования к точности и подробности математического описания энергосистем для планирования режимов и разработки часовых диспетчерских графиков, а также

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

12

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Алгоритмы и методики, представленные в работе, также составили основу программного комплекса, обеспечивающего функционирование балансирующего рынка электроэнергии. Они позволили создать концепцию единого бизнес-процесса формирования договорных суточных отношений участников оптового рынка, планирования диспетчерского графика и управления электроэнергетическим режимом ЕЭС России в реальном масштабе времени.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Обсуждение результатов работы проводилось на заседаниях:

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

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

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

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

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

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

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

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

5.5. Выводы

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

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

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

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

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

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

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

• сетевые (пределы пропускной способности сечений и линий);

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

4. Арзамасцев Д.А., Бартоломей П.И., Ерохин П.М. Применение метода параметрического интегрирования для расчетов электрических систем. Труды пятой международной конференции. Кембридж (Англия): 1976. - 0,8 п.л.

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

6. Аюев Б.И., Ермоленко В.Д., Ерохин П.М., Шубин Н.Г. О проблеме стоимостной оценки реверсивных обменов мощностью и энергией между оптовым рынком и АО-энерго. /Вестник ФЭК России. Информационно аналитический журнал № 6. - М.: 1998. С. 67-71.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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