Помощь в учёбе, очень быстро...
Работаем вместе до победы

Методика планирования долгосрочных оптимальных режимов электроэнергетических систем с ГЭС, основанная на методе динамического программирования

Диссертация: Методика планирования долгосрочных оптимальных режимов электроэнергетических систем с ГЭС, основанная на методе динамического программирования
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

При централизованном управлении энергосистемой снижение затрат на производство электроэнергии достигалось благодаря единству (вертикальной и горизонтальной интегрированности) технологических процессов производства, преобразования, транспорта, распределения и сбыта электроэнергии. Такое единство было обусловлено технологическими связями между всеми элементами энергосистемы и синхронностью… Читать ещё >

Содержание

  • ГЛАВА 1. ОСОБЕННОСТИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ГЭС В РЫНОЧНЫХ УСЛОВИЯХ
    • 1. 1. Ограниченные объемы водохранилищ
    • 1. 2. Необходимость оценки стоимости электроэнергии, вырабатываемой на ГЭС
    • 1. 3. Наличие каскадов ГЭС
    • 1. 4. Проявление монополизма ГЭС на рынках электроэнергии
    • 1. 5. Водохозяйственные и экологические ограничения
  • ГЛАВА 2. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДИК И ПОДХОДОВ К ОПТИМИЗАЦИИ ДОЛГОСРОЧНЫХ РЕЖИМОВ ЭЭС С ГЭС
    • 2. 1. Отечественные методики и подходы к оптимизации долгосрочных режимов ЭЭС с ГЭС
    • 2. 2. Зарубежные методики и подходы оптимизации долгосрочных режимов ЭЭС с ГЭС
  • ГЛАВА 3. МЕТОДИКА ПЛАНИРОВАНИЯ ДОЛГОСРОЧНЫХ ОПТИМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ ЭС С ГЭС С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ МЕТОДА ДИНАМИЧЕСКОГО ПРОГРАММИРОВАНИЯ
    • 3. 1. Метод решения
    • 3. 2. Моделирование электроэнергетической системы
    • 3. 3. Постановка задачи планирования долгосрочных оптимальных режимов энергосистемы с ГЭС
    • 3. 4. Алгоритм решения задачи
      • 3. 4. 2. Агрегирование системы водохранилищ
      • 3. 4. 3. Построение функций будущих затрат
    • 3. 5. Определение цены воды и цены электроэнергии, вырабатываемой ГЭС
    • 3. 6. Программная реализация задачи планирования оптимальных долгосрочных режимов ЭЭС с ГЭС
  • ГЛАВА 4. ЧИСЛЕННЫЙ АНАЛИЗ ДОЛГОСРОЧНЫХ ОПТИМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ ОЭС СИБИРИ
    • 4. 1. Анализ долгосрочного оптимального режима ОЭС Сибири
    • 4. 2. Анализ цен на электроэнергию ГЭС
  • ГЛАВА 5. РЕАЛИЗАЦИЯ ПЛАНОВ ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЭЭС С ГЭС В УСЛОВИЯХ КОНКУРЕТНОГО РЫНКА
    • 5. 1. Проблема реализации режимов ЭЭС с ГЭС в условиях рынка
    • 5. 2. Реализация оптимальных режимов ЭЭС с ГЭС в условиях рынка
    • 5. 3. Анализ эффективности реализации оптимальных режимов через регулирование цен на электроэнергию, вырабатываемую на ГЭС

Методика планирования долгосрочных оптимальных режимов электроэнергетических систем с ГЭС, основанная на методе динамического программирования (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

4) выбор пакета программного обеспечения для реализации алгоритма;

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

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

• существующие методики планирования долгосрочных оптимальных режимов электроэнергетических систем;

• методы динамического, линейного и нелинейного программирования;

• теория двойственности в задачах математического программирования;

• языки программирования для ПК.

Научная новизна работы заключается в следующем:

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

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

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

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

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

• разрабатывать годовые планы выработки электроэнергии в ЭЭС с ГЭС;

• учитывать стохастический характер притока воды в водохранилища гидроэлектростанций;

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

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

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

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

Публикации. Основное содержание работы отражено в 5 печатных работах.

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

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

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

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

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

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

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

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

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

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

Показать весь текст

Список литературы

  1. Т.М., Моржин Ю. И., Протопопова Т. Н., Цветков Е. В. О методах оптимизации режимов энергосистем и энергообъединений // Электрические станции. — 2005. — № 1. — С. 44−48.
  2. Анализ и управление установившимися состояниями электроэнергетических систем / H.A. Мурашко, Ю. А. Охорзин, Л. А. Крумм и др. Новосибирск: Наука. Сиб. отд-ние, 1987. — 240 с.
  3. А.Е., Бестужева К. Н. Вводно-энергетические расчеты. М.: Энергоатомиздат, 1986. — 224 с.
  4. В.А., Воропай H.H. Развитие программного и информационного обеспечения для решения задач планирования развития и функционирования энергосистем в условиях формирования электроэнергетического рынка // Изв. РАН. Энергетика. 1999. — № 6. — С. 63−71.
  5. Р. Динамическое программирование. М.: Изд-во иностр. лит., 1960.-400 с.
  6. Р., Дрейфус С. Прикладные задачи динамического программирования. -М.: Наука, 1965.-458 с.
  7. Р., Калаба Р. Динамическое программирование и современная теория управления. М.: Наука, 1969. — 118 с.
  8. Л.С. Вопросы оптимизации длительных режимов энергетических систем с гидроэлектростанциями // Методы математического моделирования в энергетике. — Иркутск: Вост.-Сиб. кн. изд-во, 1966. С. 220−229.
  9. Л.С. Оптимальное управление ЭЭС, содержащими ГЭС, с применением вероятностных методов: Автореф.. дис. доктора техн. наук. Новосибирск: «Наука» СО РАН, 1968. — 49 с.
  10. Л.С. Решение сложных оптимизационных задач в условиях неопределенности. Новосибирск: «Наука» СО РАН, 1978. — 128 с.
  11. JI.C., Подковальников C.B. Рынок в электроэнергетике: Проблемы развития генерирующих мощностей. Новосибирск: «Наука» СО РАН, 2004.-220 с.
  12. В.П. Новосибирское водохранилище: экологические аспекты эксплуатации // Гидротехн. стр-во. 1996. — № 12. — С. 47−52.
  13. В. А. и др. Оптимизация режимов электростанций и энергосистем / В. А. Веников, В. Г. Журавлев, Т. А. Филиппова М.: Энергоиздат, 1981.-464 с.
  14. Водный кодекс Российской Федерации. № 167-ФЗ от 16.11.95 // Собр. законодат. РФ. 1995. — № 47. — Ст. 4471.
  15. О.Н., Крумм Л. А., Мурашко H.A., Финогенов A.B. Комплексная оптимизация краткосрочных режимов электроэнергетических систем // Энергетика и транспорт. № 5. — 1979. -С. 35−56.
  16. Н.И., Подковальников C.B., Труфанов В. В. Методические вопросы обоснования развития электроэнергетических систем в либерализованных условиях // Изв. РАН. Энергетика. 2002. — № 4. — С. 30−39.
  17. А.З. Вероятностные модели режимов электроэнергетических систем. Новосибирск: ВО «Наука», 1993. — 136 с.
  18. А.З. Двойственность и ее использование при оптимизации режимов ЭЭС // Тр. ин-та / Иркутский политехи, ин-т. 1971. — № 72. — С. 108−124.1.l
  19. А.З. Оптимизация режимов энергообъединений в новых экономических условиях. // Электричество. 1993. — № 11. — С. 1−8.
  20. А.З., Васильев М. Ю. Эскизы моделей рыночных механизмов в электроэнергетике. Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 1999. — 50 с.
  21. Д.Б., Курбатов А. П. Проблемы управления функционированием ГЭС Сибири в новых экономических условиях // Электрические станции. 2004. — №. 3. — С.62−67.
  22. Гидроэнергетика и комплексное использование водных ресурсов СССР / Под. ред. П. С. Непорожнего. М.: Наука, 1967. — 320 с.
  23. Гидроэнергетика: Учебник для вузов / Под ред. В. И. Обрезкова. М.: Энергоатомиздат, 1988.-232 с.
  24. В.М. Наивыгоднейшие режимы работы гидростанций в энергетических системах. М.: Госэнергоиздат, 1959. — 248 с.
  25. В.В. О развитии конкурентного рынка электроэнергии и мощности на базе Единой энергетической системы Российской Федерации (концепция) // Теплоэнергетика. 1997. — № 1. — С. 2−7.
  26. В.Г. и др. Управление режимами ГЭС в условиях АСУ / В. Г. Журавлев, В. И. Обрезков, Т. А. Филиппова. М.: Энергия, 1978. — 292 с.
  27. И.Н. Гидроэнергетика Ангары и природная среда. -Новосибирск: «Наука» СО РАН, 1992. 128 с.
  28. Концепция Стратегии ОАО РАО «ЕЭС России» на 2003−2008 г. г. «5+5». М: РАО «ЕЭС России», 2003 г.
  29. С.Н., Менкель М. Ф. Гидрологические основы управления водохозяйственными системами. М.: Наука, 1982. — 282 с.
  30. Л. А. Методы оптимизации при управлении электроэнергетическими системами. Новосибирск: Наука. Сиб. отд-ние, 1981.-317с.
  31. Л.А., Сыров Ю. П. Оптимизация градиентным методом режимов объединенных энергосистем, имеющих в своем составе гидроэлектростанции // Электричество. 1964. — № 4. — С. 20−26.
  32. Е.В., Парфенов Л. Г., Руднев А. К. и др. Методы и алгоритм оптимального планирования долгосрочных режимов ГЭС по критерию минимума расхода топлива в энергосистеме // Электричество. 1977. — № З.-С. 8−14.
  33. В.И., Гвоздев Д. Б., Курбатов А. П. Объединенная энергетическая система Сибири этапы и проблемы развития в новых экономических условиях // Электрические станции. — № 11.- 2004. — С. 3−8.
  34. Д.И. Оптимизация долгосрочных режимов ЭЭС методом динамического программирования с учетом сетевых ограничений // Системные исследования в энергетике: Тр. молодых ученых ИСЭМ СО РАН. 2003. — Вып. 33. — С. 58−64.
  35. Д.И. Планирование режимов и ценообразование электроэнергии, вырабатываемой на ГЭС // Системные исследования в энергетике: Тр. молодых ученых ИСЭМ СО РАН. 2001. — Вып. 31. — С. 71−77.
  36. Д.И. Управление режимами ГЭС в рыночных условиях // Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири: материалы ежегодной Всероссийской научно-практической конференции. ИрГТУ. — 2004. — С. 352−356.
  37. Методы оптимизации режимов энергосистем / В. М. Горнштейн, Б.П.
  38. , A.B. Пономарев и др.: Под ред. В. М. Горнштейна. М.: Энергия, 1981.-336 с.
  39. H.A., Фролов В. П. Комплексная оптимизация краткосрочных и долгосрочных режимов электроэнергетических систем // Системы энергетики тенденции развития и методы управления. — Иркутск: СЭИ СО АН СССР, 1981. — Т. 5. — С. 32−42.
  40. H.A., Фролов В. П. Оптимизация долгосрочных режимов электроэнергетических систем в стохастической постановке // Методы оптимизации и их приложения. Иркутск: СЭИ СО АН СССР, 1982. — С. 191−197.
  41. Новая энергетическая политика России / Под ред. Ю. К. Шафраника. -М.: Энергоатомиздат, 1995. 512 с.
  42. О работе энергосистем ОЭС Сибири за 2001 год: Годовой отчет / ОДУ Сибири. Кемерово, 2002. — 173 с.
  43. В.И. Оптимизация длительных режимов работы ГЭС в каскаде и энергосистеме // Тр. МЭИ. Гидроэнергетика. 1965. — Вып. 62. — С. 5−35.
  44. Оптимизация развития и функционирования автономных энергетических систем / A.M. Клер, Н. П. Деканова, Б. Г. Санеев и др. -Новосибирск: Наука, 2001. 144 с.
  45. Основные правила использования водных ресурсов водохранилищ Ангарского каскада ГЭС (иркутского, Братского, Усть-Илимского). М.: Минводхоз СССР, 1983. — 65 с.
  46. Основные правила использования водных ресурсов водохранилищ Енисейского каскада ГЭС (Саяно-Шушенского, Майнского,
  47. Красноярского): проект. М., 1993. — 40 с.
  48. С.И. Использование гибких контрактов на поставку электроэнергии и их взаимодействие с краткосрочными рынками. Изв. РАН. Энергетика. — 2004. — № 1. — С. 85−97.
  49. В.К. Задачи системного оператора по планированию и управлению режимами ЕЭС в условиях конкурентного рынка электроэнергии. РАО «ЕЭС России». август, 2003. — 15 с.
  50. С.В. Обоснование и принятие решений в энергетике в условиях рыночной экономики. Формирование новой парадигмы // Изв. РАН. Энергетика. 1994. -№ 1. — С. 17−19.
  51. Постановление Правительства РФ от 11 июля 2001 г. № 526 «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации» (в ред. Постановления Правительства РФ от 01.02.2005 N 49).
  52. Постановление Правительства РФ от 24 октября 2003 г. № 643 «О правилах оптового рынка электроэнергии (мощности) переходного периода» (в ред. Постановлений Правительства РФ от 01.02.2005 N 49, от 16.02.2005 N 81, от 15.04.2005 N 219).
  53. Постановление Правительства РФ от 26 февраля 2004 г. № 109 «О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации» (в ред. Постановления Правительства РФ от3112.2004 N893).
  54. Постановление Правительства РФ от 24 ноября 2003 г. № 643 «О правилах оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода» (в ред. Постановлений Правительства РФ от 01.02.2005 N 49, от1602.2005 N 81, от 15.04.2005 N 219).
  55. Принципы построения программы КД-2 пакета фоновых задач АСДУ ЮГ-1 / Антипов В. Д., Малинин Н. К., Обрезков В. И. и др. Тр. МЭИ. Повышение эффективности режимов работы ГЭС и ее оборудования, 1975. -Вып. 229.-С. 6−12.
  56. Регламент подачи субъектами оптового рынка электроэнергии ценовыхзаявок для участия в конкурентном отборе сектора свободной торговли. Приложение № 5 к договору о присоединении к торговой системе оптового рынка. М.: НП «АТС», 26.11.2003.
  57. А.Ш., Рубинштейн М. И. Энергоотдача ГЭС, расчетная для топливообеспечения энергосистем с большим удельным весом ГЭС // Гидротехн. строительство. 1997. -№ 3. — С. 18−23.
  58. В.А. Современные проблемы и будущее гидроэнергетики Сибири // Новосибирск: Наука. Сибирская издательская фирма РАН, 2000. -200 с.
  59. С.А. Режимы единой энергосистемы. М.: Стройиздат, 1985. -75 с.
  60. Устойчивое развитие: какой должна быть стратегия России // Вопр. философии.-1996.-№ 10.-С. 157−162.
  61. Федеральный закон РФ «Об электроэнергетике» от 26 марта 2003 г. № 35-Ф3 (в ред. Федерального закона от 22.08.2004 N 122-ФЗ, с изм., внесенными Федеральным законом от 30.12.2004 N 211-ФЗ).
  62. С.Э., Ли Т.Т. Рыночная власть на Скандинавском рынке электроэнергетики: влияние гидроэнергетики и контрактов. // Экономикаэлектроэнергетики: рыночная политика. — Новосибирск. Издательство СО РАН. — 2001. — С. 224−246.
  63. Е.В. Вероятностная методика назначения оптимальных режимов энергосистем с гидроэлектростанциями длительного регулирования // Тр. ВНИИЭ. Работы в области общей энергетики. 1961. -Вып. 13.-С. 30−70.
  64. Е.В. Оптимальные режимы гидростанций длительного регулирования // Изв. АН СССР. Отделение технических наук. 1958. — № 8.-С. 75−80.
  65. Е.В. Расчет оптимального регулирования речного стока на водохранилища и ГЭС на ЦВМ. М.: Энергия, 1967. — 133 с.
  66. Е.В., Алябышева Т. М., Парфенов Л. Г. Оптимальные режимы гидроэлектростанций в энергетических системах. М.: Энергоатомиздат, 1984.-304 с.
  67. Е.В., Парфенов Л. Г., Протопопова Т. Н. Метод, алгоритм и программа расчета длительных режимов ГЭС // Оптимизация режимов работы энергосистем: Тез. докл. Всесоюз. сем. М.: Союзтехэнерго, 1979. -С. 31−33.
  68. Ф.Л., Баничук Н. В. Вариационные задачи механики и управления: Численные методы. М.: Наука, 1973.-238 с.
  69. Ш. Ч., Мальковский И. М., Паутов A.C. Параметры и режимы гидроэлектростанций. Алма-Ата: Наука КазССР, 1983. — 220 с.
  70. Ш. С. Вопросы оптимизации длительных режимов электроэнергетических систем, имеющих в своем составе каскады ГЭС: Автореф. дис. канд. техн. наук. -М., 1970 22 с.
  71. И.Я., Рубинштейн М. И. Водно-энергетические предпосылки объединения ОЭС Сибири и ЕЭС Европейской части СССР // Развитие производительных сил Восточной Сибири. Энергетика. М.: Изд-во АН СССР, 1960. — С. 166 — 176.
  72. Энергетика России в переходный период: проблемы и научные основы развития и управления / Под ред. А. П. Меренкова. Новосибирск: Наука. Сиб. изд. фирма РАН, 1996. — 356 с.
  73. Д.Б. Математические методы управления в условиях неполной информации. М.: Советское радио, 1974. — 400 с.
  74. Arvantidis N., Rosing J. Composite Representation of a Multireservoir Hydroelectric Power System // IEEE Transactions on Power Systems. Vol. PAS-89. — № 2. — February 1970. — P. 319−326.
  75. Arvantidis N., Rosing J. Optimal Operation of Multireservoir Systems Using a Composite Representation // IEEE Transactions on Power Systems. — Vol. PAS-89. -№ 2. February 1970. — P. 327−335.
  76. Barquin J., Centeno E., Lopez-Nicolas A. Forecasting the Chilean Short-Term Electricity Market Behavior under a New Proposed Regulation // IEEE Bologna Power Tech Conference. June 231Ь-26Л. — Bologna. — Italy. — 2003.
  77. Barroso N., Pereira M., Kelman R., Lino P. Can Brazil learn from California? Challenges of power deregulation in a predominantly hydro-electric system // IEEE PES 2001, Summer Meeting, Vancouver, Canada, July 15−19. -2001. -P. 26−36.
  78. Budhraja V.S. California’s Electricity Crisis // IEEE Power Engineering Review. V.22. — № 8. — August 2002. — P. 4−6.
  79. Caramanis M.C., Bohn R.E., Schweppe F.C. Optimal Spot Pricing: Practiceand Theory // IEEE Trans, on PAS. Vol. PAS-101. — № 9. Sept. 1982. — P. 3234−3245.
  80. Contaxis G., Vavatra S. Hydrothermal scheduling of Multireservoir power system with stochastic inflows // IEEE Transactions on Power Systems. Vol. 5. -№ 3. — August 1990. — P. 766−773.
  81. Ferrero R., Rivera J., Shahidehpour S. A Dynamic Programming Two-Stage Algorithm for Long-term Hydrothermal Scheduling of Multireservoir System // IEEE Transactions on Power Systems. Vol. 13. — № 4. — November 1998. — P. 1534−1540.
  82. Ferrero R., Rivera J., Shahidehpour S. Effect of deregulation on hydrothermal systems with transmission constraints // Electric Power Systems Research. Vol. 38 (3). — 1997. — P. 191−197.
  83. Fosso O., Al Abbas, Abdullah M. Long-term operation planning of HydroThermal Power Systems // Electra. № 192. — October 2000. — P. 46−53.
  84. Gross G., Finlay D.J. Optimal Bidding Strategies in Competitive Electricity Markets // Proc. of the 12th PSCC. Dresden. — Germany. — August 19−23 1996. -P. 815−823.
  85. Gross G., Finlay D.J., Deltas G. Strategic Bidding in Electricity Generation Supply Markets // IEEE PES Winter Meeting. Jan. 31-Febr. 4. — New York. -1999.-P. 309−315.
  86. Hydro-Thermal Scheduling Based on the Problem Space Search Method and Quadratic Programming / Ono K., Koshio M., Sutoh T., Nakamura S. 13th PSCC Proceedings. — Trondheim June 28-July 2. — Vol.2. — Norway, 1999. — P. 1100−1107.
  87. Keppo J. Optimality With Hydropower System // IEEE Transactions on Power Systems. Vol. 17. — № 3. — August 2002. — P. 583−589.
  88. Long-term Management Optimization According to Different Types of Transactions / Germond A., Bart A., Pittelond G., Cherkaoui R. Proc. of the PICA'97 Conf. Columbus, Ohaio, USA. — May 10−16 1997. — P. 164−168.
  89. MacGill I., Kaye R. Decentralized coordination of power system operationusing dual evolutionary programming // IEEE Transactions on Power Systems. -Vol. 14. -№ 1.-February 1999.-P. 112−119.
  90. Mensah-Bonsu C., Oren S. California Electricity Market Crisis: Causes, Remedies, and Prevention // IEEE Power Engineering Review. V.22. — № 8. -August 2002.-P. 1−3.
  91. Mo B., Gjelsvik A., Grundt A. Integrated Risk Management of Hydro Power Scheduling and Contract Management // IEEE Transactions on Power Systems. Vol. 16. — № 2. — May 2001. — P. 216−221.
  92. Olivera G., Soares S. A Second-Order Network Flow Algorithm for Hydrothermal Scheduling // IEEE Transactions on Power Systems. Vol. 10. -№ 3. August 1995.-P. 1635−1641.
  93. Pereira M., Kelman R. Long-term hydro scheduling based on stochastic models // Proc. Int. Conf. Electrical Power Systems Operation and Management (EPSOM'98). Zurich. — Switzerland, 1998. — P. PEREIRA 1−22.
  94. Rivier M., Perez-Arriaga I., Vazquez C. Will the California Crisis Perturb
  95. Spain’s Liberalization Process? IEEE Power Engineering Review. V.22. — № 8.1. August 2002.-P. 17−19.
  96. Rudnick H. California Crisis Influences Further Reforms in Latin America // IEEE Power Engineering Review. V.22. — № 8. — August 2002. — P. 13−16.
  97. Sheffrin A. California Power Crisis: Failure of Market Design or Regulation? // IEEE Power Engineering Review. V.22. — № 8. — August 2002. -P. 7−12.
  98. Siu T.K., Nash G.A., Shawwash Z.K. A Practical Hydro, Dynamic Unit Commitment and Loading Model // IEEE Transactions on Power Systems. -May 2001. V.16. -№ 2. -2001. — P. 301−305.
  99. Villar J., Rudnuick H. Hydrothermal Market Simulator Using Game Theory: Assessment of Market Power // IEEE Transactions on Power Systems. Vol. 18. -№ 1.-February 1998.-P. 91−98.
  100. Vojdani A., Rahimi F. Electricity Market Structures // EPSOM'98. Zurich. — September 23−25. — 1998. — P. VOJDANI 1−22.
Заполнить форму текущей работой

Пора сдавать?