Методы и модели эффективного управления режимами единой электроэнергетической системы России тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.02, доктор технических наук Аюев, Борис Ильич

• Аюев, Борис Ильич
• доктор технических наук
• 2008

Оглавление диссертации доктор технических наук Аюев, Борис Ильич

Список использованных сокращений.

Введение.

Глава 1. Рынок электроэнергии и его реализация в ЕЭС России.

1.1. Этапы развития рынков электроэнергии.

1.1.1. Опыт реформирования электроэнергетики зарубежных стран

1.1.2. Рынок электроэнергии Англии и Уэльса.

1.1.3. Рынок электроэнергии РЖ.

1.1.4. Рынки электроэнергии Западной Европы.

1.2. Рынок электроэнергии в России.

1.2.1. Предпосылки рыночных реформ электроэнергетики России.

1.2.2. Новый конкурентный оптовый рынок переходного периода.

1.2.3. Новый рынок электроэнергии и мощности.

1.2.4. Структура и участники рынка.

1.2.5. Концептуальная модель рынка системных услуг для ЕЭС России

1.2.6. Юридическая структура рынка системных услуг.

1.2.7. Балансирующий рынок.

1.3. Принципы ценообразования на рынке электроэнергии.

1.3.1. Принцип маржинального ценообразования.

1.3.2. Аукционы электрической энергии.

1.4. Выводы.

Глава 2. Новая миссия системы оперативно-диспетчерского управления в рыночной электроэнергетике.

2.1. Миссия и стратегическая цель Системного оператора.

2.2. Реформа диспетчерского управления как составная часть реформы электроэнергетики.

2.2.1. Принципы диспетчеризации электроэнергетики.

2.2.2. Реинжиниринг деловых процессов оперативно-диспетчерского управления.

2.3. Оптимизация организационной структуры системы оперативнодиспетчерского управления.

2.3.1 Ликвидация промежуточных звеньев в схеме прохождения диспетчерских команд.

2.3.2. Перераспределение функций диспетчерского ведения и управления между диспетчерскими центрами.

2.3.3. Изменение конфигурации операционных зон диспетчерских центров.

2.4. Объект диспетчеризации - энергообъединение Содружества Независимых Государств и стран Балтии.

2.4.1. Формирование ЕЭС/ОЭС.

2.4.2. Структура и основные показатели ЕЭС/ОЭС.

2.4.3. Балансы мощности и взаимодействие ЕЭС/ОЭС с энергосистемами дальнего зарубежья.

2.4.4. Управление режимами ЕЭС/ОЭС.

2.5. Задачи Системного оператора в области международной интеграции энергообъединений.

2.5.1. Цель объединения.

2.5.2. Существующие объединения электроэнергетических систем в Европе.

2.5.3. Варианты объединения.

2.5.4. Технические предпосылки синхронного объединения.

2.6. Стратегия развития Системного оператора ЕЭС России.

2.6.1. Приоритеты деятельности Системного оператора.

2.6.2. Задачи планирования и управления режимами ЕЭС.

2.7. Выводы.

Глава 3. Информационное обеспечение оперативно-диспетчерского управления.

3.1. Новые требования к системе информационного обеспечения оперативно-диспетчерского управления.

3.2. Система мониторинга переходных режимов ЕЭС/ОЭС.

3.2.1. Цель создания.

3.2.2. Системы мониторинга в крупнейших энергосистемах мира.

3.2.3. Технические требования к регистратору СМПР.

3.2.4. Структура СМПР ЕЭС/ОЭС.

3.2.5. Выбор мест установки регистраторов.

3.2.6. Схема установки цифровых регистраторов в ЕЭС/ОЭС.

3.3. Задачи, решаемые с помощью СМПР.

3.3.1. Мониторинг низкочастотных колебаний.

3.3.2. Экспериментальное определение крутизны статических характеристик энергообъединения ЕЭС/ОЭС.

3.4. Выводы.

Глава 4. Моделирование и планирование электрических режимов

ЕЭС России.

4.1. Моделирование режимов ЕЭС/ОЭС.

4.1.1. Синтез расчетной модели установившегося режима энергообъединения ЕЭС/ОЭС.

4.1.2. Математическая модель динамического поведения электроэнергетической системы

4.1.3. Базовая динамическая модель энергообъединения ЕЭС/ОЭС

4.1.4. Верификация БДМ.

4.2. Оценивание состояния электроэнергетической системы.

4.2.1. Методика и алгоритм одноуровневого оценивания.

4.2.2. Иерархические расчеты режимов в пользу нижнего уровня.

4.2.3. Иерархические расчеты режимов в пользу верхнего уровня.

4.3. Планирование диспетчерских графиков.

4.3.1. Новые требования к организации планирования диспетчерских графиков.

4.3.2. Бизнес-процесс планирования расчетного диспетчерского графика.

4.4. Синтез и актуализация расчетной модели для планирования режимов энергосистемы.

4.4.1. Синтез расчетной модели ЕЭС России.

4.4.2. Актуализация расчетной модели ЕЭС России.

4.5. Технико-экономические аспекты планирования электроэнергетических режимов.

4.5.1. Выбор оптимального состава включенного генерирующего оборудования.

4.5.2. Технология согласования результатов аукционов электроэнергии «на сутки вперед».

4.5.3. Задачи планирования электроэнергетических режимов и проведение аукционов в условиях конкурентного рынка электроэнергии.

4.6. Выводы.

Глава 5. Управление электрическими режимами ЕЭС России.

5.1. Управление нормальными режимами.

5.2. Регулирование частоты и активной мощности.

5.3. Определение объемов и размещение резервов активной мощности

5.3.1. Объемы и размещение первичных резервов.

5.3.2. Объем и размещение вторичного резерва активной мощности

5.3.3. Объем и размещение третичного резерва активной мощности

5.4. Централизованное противоаварийное управление режимами ЕЭС/ОЭС

5.4.1. Роль противоаварийной и режимной автоматики в функционировании энергосистемы.

5.4.2. Управляющие воздействия на генерацию, потребление и сетевое оборудование.

5.4.3. Проблемы системы ПАУ в России, требующие решения.

5.4.4. Противоаварийное управление и рынок дополнительных системных услуг.

5.4.5. Централизованная система противоаварийного управления

ОДУ Урала.

5.4.6. Расчеты послеаварийных режимов в централизованной противоаварийной автоматике ОЭС Урала.

5.5. Управление электропотреблением.

5.5.1. Методы управления спросом.

5.5.2. Административные методы управления.

5.5.3. Планирование применения ограничений и отключений. Субъекты и их функции.

5.5.4. Управление электроснабжением в регионах повышенного риска

5.5.5. Экономические методы управления.

5.6. Выводы.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Методы и модели эффективного управления режимами единой электроэнергетической системы России»

В обозримом будущем роль и место России в мировом сообществе будет определять ее способность привлекать масштабные инвестиции в реальный сектор национальной экономики. Одним из факторов, понижающих инвестиционный рейтинг страны, является дорогая и (или) некачественная индустриальная инфраструктура. Поскольку ее улучшение, в свою очередь, требует инвестиций, возникает необходимость приоритетного привлечения мировых финансовых ресурсов в инфраструктурные отрасли нашей страны.

К важнейшим элементам индустриальной инфраструктуры относится электроэнергетика, основой которой является Единая электроэнергетическая система (ЕЭС) России. По праву считаясь надежным базисом будущего экономического роста страны, ЕЭС России в течение последних лет испытывает недостаток капиталовложений. Необходимость мобилизации значительных ресурсов при недостаточности госбюджетного финансирования стала одной из причин готовности российского общества к конкретным шагам по пути привлечения частных инвестиций в электроэнергетику.

Инвестиционная привлекательность электроэнергетической отрасли определяется политической стабильностью государства, перспективами развития страны, а следовательно, электропотребления, прозрачностью и объективностью правил электроэнергетического рынка, эффективностью использования существующих электроэнергетических активов, в частности, электрических станций, степенью свободы выбора, предоставляемой участникам рынка, уровнем организации оперативно-диспетчерского управления. Мировой опыт развития электроэнергетики показывает, что инвестиционная привлекательность тесно связана с процессом перевода электроэнергетики на рыночные рельсы развития, важными индикатором которого являются институциональные реформы, заключающиеся в реструктуризации, приватизации и дерегулировании отрасли. Это разные, но одинаково значимые стороны реформирования электроэнергетики, соответствующие логике практической деятельности. В результате реструктуризации отрасли появляется возможность организационно отделить потенциально конкурентные предприятия электроэнергетики, обеспечивающие генерацию и сбыт электроэнергии, от предприятий, относимых к естественно монопольной сфере (как это видится на текущий момент времени). В результате приватизации у предприятий, занимающихся потенциально конкурентной деятельностью, форма собственности изменяется с государственной на частную. Появляются владельцы, заинтересованные в рациональной эксплуатации имущества, сочетающейся с эффективным управлением процессом совместного функционирования объектов электроэнергетики. Дерегулирование позволяет ввести рыночную систему ценообразования и снять экономические ограничители, сводящие на «нет» заинтересованность владельцев энергетического оборудования в снижении издержек.

Во многом эффективность деятельности участников рынка, работающих в составе энергосистемы, определяется качеством и объективностью оперативно-диспетчерского управления.

В сложившихся экономических и политических условиях, в которых работает электроэнергетическая отрасль России с 1991 года, реформа отрасли и переход к конкурентным отношениям привели к необходимости разработки новых принципов, моделей, методов и технологий в области оперативно-диспетчерского управления режимами Единой электроэнергетической системы России.

Согласно Федеральному Закону об электроэнергетике целью деятельности системы оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике является «обеспечение надежного электроснабжения и качества электрической энергии, соответствующих требованиям технических регламентов и иным обязательным требованиям, установленным иными нормативными актами, и принятие мер для обеспечения исполнения обязательств субъектов электроэнергетики по договорам, заключаемым на оптовом и розничном рынках».

На практике поставленная цель достигается при решении комплекса задач по оптимальному планированию режимов работы и графиков ремонтов оборудования электрических станций, сетей и комплексов централизованной противоаварийной автоматики с учетом всех видов технических сетевых и системных ограничений, обеспечивающих нормативные уровни надежности функционировании энергосистем и качества электроэнергии.

Решение указанных задач на протяжении всего периода существования ЕЭС России было предметом пристального внимания отечественных и зарубежных ученых. Большой вклад в эту область науки внесли Адонц Г.Т., Арзамасцев Д.А., Баринов В.А., Баркан Я.Б., Бартоломей П.И., Бердин A.C., Богатырев JI.JL, Бушуев В.В., Вагин Г.Я., Валдма М.Х., Веников В.А., Воропай Н.И., Воротницкий В.Э., Гамм А.З., Гераскин О.Т., Голуб И.И., Горнштейн В.М., Жежеленко И.В., Железко Ю.С., Журавлев В.Г., Идельчик В.И., Карташов И.И., Китушин В.Г., Кучеров Ю.Н., Крумм JI.A., Курбацкий В.Г., Манусов В.З., Паламарчук С.И., Портной М.Г., Розанов В.И., Руденко Ю.Н., Семенов В.А., Со-валов С.А., Строев В.А., Суханов O.A., Тарасов В.И., Тимофеев Д.В., Фазылов Х.Ф., Филиппова Т.А., Фишов А.Г., Чебан В.М., Щербина Ю.В. и многие их коллеги.

Продолжающаяся либерализация экономики привела к созданию рынка электроэнергии, который послужил экономическим толчком к началу процесса воспроизводства генерирующих мощностей и надежного, устойчивого развития ЕЭС. Значительным событием на пути формирования рыночной среды в электроэнергетике стал запуск целевой модели [77, 151] конкурентного рынка электроэнергии, первым инфраструктурным институтом которого является Системный оператор, образованный для решения комплекса задач в новых экономических условиях.

Следует отметить существенный вклад, который внесли в развитие рынка электроэнергии в России такие ученые как Баринов В.А., Воропай Н.И., Гамм А.З., Гительман Л.Д., Кучеров Ю.Н., Паламарчук С.И., Ратников Б.Е., Фишов А.Г., Эдельман В.И. и др.

Большое значение в развитии теории и практики рынка электроэнергии имеют труды таких зарубежных ученых, как Arroyo J., Averch Н., Conejo J., и

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.

Проводимая реструктуризация связана с декомпозицией интегрированных структур отрасли, введением конкуренции и выбора. При этом особую роль в достижении поставленных перед системой оперативно-диспетчерского управления целей играет технология управления режимами ЕЭС, обеспечивающая решение противоречивых задач - эффективной работы рынков и сохранения нормативного уровня надежности энергоснабжения потребителей.

В настоящей диссертационной работе впервые сделан комплексный анализ проблем современной системы управления ЕЭС России с последующим синтезом общего решения. Областью исследования является современное оперативно-диспетчерское управление ЕЭС России, развивающееся под влиянием рыночной экономики, с учетом приоритетного поддержания в перспективе нормативного уровня надежности энергосистемы страны и ее регионов. В работе исследованы концептуальные технологические и технические подходы к решению обозначенных задач, технологии, методики и алгоритмы оптимального планирования режимов работы и развития ЕЭС России, адекватно отвечающие требованиям дальнейшего развития электроэнергетики страны.

Актуальность проблемы. Новые экономические условия, в которых работает электроэнергетическая отрасль, потребовали разработки новых принципов и подходов в области управления режимами, а также требований к системе оперативно-диспетчерского управления. Наибольшие изменения касаются тех задач Системного оператора, решение которых определяется их рыночной сущностью. К таковым относятся задачи конкурентного отбора:

- поставщиков мощности;

- состава включенного генерирующего оборудования;

- поставщиков электроэнергии при планировании диспетчерских графиков на сутки вперед;

- поставщиков электроэнергии на балансирующем рынке.

Кроме того, новых постановок потребовали задачи, решаемые в рамках рынков системных услуг. К этому кругу относятся задачи по регулированию частоты и напряжения, поддержанию необходимых объемов резервов активной мощности, развороту электростанций «с нуля» и др.

Главные требования к решению всех перечисленных задач - прозрачность алгоритмов и объективность результатов. Выполнение указанных требований возможно только при формализации принятия решений на основе беспристрастного математического моделирования.

Поэтому в настоящей диссертационной работе представлено решение проблем, которые являются актуальными для дальнейшего развития электроэнергетической отрасли страны и связаны с основанным на математическом моделировании поведения энергосистем управлением режимами, с изменениями принципов работы системы оперативно-диспетчерского управления, созданием новой стратегии работы Системного оператора, его информационным обеспечением, разработкой расчетных моделей ЕЭС и их верификацией.

Цели и задачи исследования. Цель работы заключается в формировании новых требований к оперативно-диспетчерскому управлению в условиях работы рынка электроэнергии и международной интеграции энергообъединений.

В ходе достижения поставленной цели в работе были получены следующие научные и практические результаты:

1. Разработаны новые принципы диспетчеризации электроэнергетики с оптимизацией организационной структуры оперативно-диспетчерского управления.

2. Определены объекты диспетчеризации и задачи при объединении со странами ИСТЕ, энергообъединениями Содружества Независимых Государств (СНГ) и стран Балтии (ЕЭС/ОЭС), а также стратегия развития Системного оператора.

3. Создана система мониторинга переходных режимов (СМПР) ЕЭС/ОЭС как подсистема информационного обеспечения Системного оператора. Определены структура, схема установки регистраторов и основные задачи, решаемые с помощью СМПР.

4. Предложены принципы и методы моделирования режимов электроэнергетической системы, разработана динамическая модель энергообъединения ЕЭС/ОЭС. Приведены алгоритмы оценивания состояния, синтеза и актуализации расчетной модели электроэнергетической системы.

5. Рассмотрены технико-экономические аспекты планирования электроэнергетических режимов.

6. Для повышения управляемости ЕЭС России разработаны принципы регулирования частоты и активной мощности в энергообъединении ЕЭС/ОЭС, предложены подходы к определению объемов и размещению резервов активной мощности. Рассмотрены проблемы противоаварийной и режимной автоматики (ПА и РА).

Методы исследования. Приведенные в диссертации научные положения базируются на системном подходе к управлению режимами сложных энергосистем. В работе 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 результатов научных положений, теоретических выводов, результатов и рекомендаций подтверждается их внедрением в работу системы оперативно-диспетчерского управления и расчетными экспериментами.

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

1. Переопределены стратегические цели, миссия и приоритетные направления деятельности Системного оператора. Выделены деловые процессы управления электроэнергетической системой и задачи их реинжиниринга.

2. Разработан методологический подход к совершенствованию организационной структуры диспетчерского управления. Показано, что эффективность оперативно-диспетчерского управления повышается за счет ликвидации промежуточных звеньев в схеме прохождения диспетчерских команд, перераспределения функций по диспетчерскому ведению и управлению и изменению конфигурации операционных зон диспетчерских центров.

3. Определено, что важнейшим направлением международной деятельности Системного оператора в области интеграции энергообъединений является работа по подготовке электрического соединения ЕЭС/ОЭС и ИСТЕ, которое позволит снизить объемы оперативных резервов мощности и предоставит возможность торговли электроэнергией. Проведен научный анализ функционирования объединенной электроэнергетической системы континентальной Европы, ее совместимости и вариантов синхронной работы с ЕЭС России и ОЭС стран СНГ и Балтии.

4. Решена важная научно и организационно-техническая, а также приоритетная экономическая задача - создание системы мониторинга переходных режимов, которая дает точное представление о динамическом поведении электроэнергетической системы и позволяет проводить мониторинг низкочастотных колебаний при технологических нарушениях и авариях.

5. Предложен иерархический подход к оцениванию состояния электроэнергетической системы, который реализуется с помощью программного комплекса оперативных расчетов режимов энергосистем. Для оценки наблюдаемости режима разработан метод, основанный на сравнении свойств системы уравнений, составленной на основе реальных измерений, со свойствами системы, расширенной за счет псевдоизмерений узловых мощностей.

6. Рассмотрены различные аспекты планирования диспетчерских графиков, определяющих степень реализуемости и качество планирования режимов.

Разработана и внедрена технология создания единого диспетчерского графика, обеспечивающая участникам рынка точность исполнения ими договорных обязательств. Определены требования к диспетчерскому графику и сформулированы критерии его качества.

7. Разработаны методы и алгоритмы синтеза и актуализации единой расчетной модели энергообъединения, имеющие ключевое значение при проведении ценовых аукционов и являющиеся важнейшим этапом формирования диспетчерского графика.

8. Предложены методы решения задачи оптимального планирования режимов и выбора состава работающего генерирующего оборудования. Разработана модель ценового аукциона, предполагающего объединение задачи проведения ценового аукциона (определения узловых цен) и планирования режима работы энергосистемы с учетом технологических и технических ограничений, построенная на минимизации стоимости генерации.

9. Предложена модель балансирующего рынка, обеспечивающая минимизацию затрат на поддержание постоянного баланса между потреблением и генерацией. Разработана концепция рынка системных услуг, как неотъемлемой части новой модели конкурентного рынка электроэнергии и мощности.

10. Разработана концепция регулирования частоты и перетоков в энергообъединении стран СНГ и Балтии в части общего и нормированного первичного регулирования и реализации вторичного и третичного регулирования.

11. Предложен принцип и алгоритм централизованной системы противо-аварийного управления, внедренный и успешно функционирующий в ЕЭС России, а также технология добровольного ограничения нагрузки (ДОН).

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. Алгоритмы и методики, представленные в работе, составили основу программных комплексов, обеспечивающих функционирование процедур конкурентного отбора при выборе состава включенного генерирующего оборудования, рынка электроэнергии «на сутки вперед», балансирующего рынка. Они позволили создать концепцию единой технологии формирования договорных отношений участников оптового рынка в ходе краткосрочного планирования и управления электроэнергетическим режимом ЕЭС России в реальном масштабе времени.

Значительная часть результатов вошла в состав правовых, регламентирующих и методических документов, определяющих принципы и технологию работы конкурентного оптового рынка.

Научные статьи, монографии и учебные пособия автора являются в настоящий момент базовыми источниками знаний в процессе подготовки инженерных и научных кадров для реформированной электроэнергетической отрасли.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались: на научно-технической конференции по вопросам совершенствования диспетчерского управления объединенной энергосистемой Урала (Свердловск, 1982 г.); на восьмой научно-технической конференции УПИ им. С.М. Кирова (Свердловск, 1988 г.); на IX юбилейной научно-практической конференции Уральского политехнического института им. С.М. Кирова (Свердловск:, 1990 г.); на X научной конференции «Моделирование электроэнергетических систем» (Каунас, 1991 г.); на всесоюзной научно-технической конференции «Разработка методов и средств экономии электроэнергии в электрических системах и системах электроснабжения промышленности и транспорта» (Днепропетровск, 1995 г.); на первой научно-технической конференции Уральского отделения академии наук РФ (Екатеринбург, 1995 г.); на первой всероссийской научно-технической конференции «Энергосистема: управление, качество, безопасность» (Екатеринбург, 2001 г.); на международном семинаре «Либерализация и модернизация электроэнергетических систем: управление перегрузками электрической сети» (Иркутск, 2003 г.); на международной научно-технической конференции «Электроэнергия и будущее цивилизации» (Томск, 2004 г.); на второй международной научно-практической конференции «Функционирование и развитие рынков электроэнергии и газа» (Киев, 2004 г.); на второй всероссийской научно-технической конференции «Энергосистема: управление, качество, конкуренция» (Екатеринбург, 2004 г.); на второй международной научно-технической конференции «Энергетика, экология, энергосбережение, транспорт» (Новосибирск, 2004 г.); на пятом всероссийском совещании «Энергосбережение и энергетическая безопасность регионов России» (Томск, 2004 г.); на третьей международной конференции Power Tech 2005 (Санкт-Петербург, 2005 г.); на третьей международной научно-практической конференции «Функционирование и развитие рынков электроэнергии и газа» (Киев, 2005 г.); на четвертой международной научно-практической конференции «Функционирование и развитие рынков электроэнергии и газа» (Киев, 2006 г.); на третьей международной конференции on Critical Infrastructures, (Александрия, VA, USA, 2006 г.); на международной научно-практической конференции «Технологии управления режимами энергосистем XXI века» (Новосибирск, 2006 г.); на международной научной конференции «Мониторинг динамики электроэнергетических систем» (Москва, 2006 г.); на пятой международной научно-практической конференции «Функционирование и развитие рынков электроэнергии и газа» (Киев, 2007 г.); на международной конференции «Релейная защита и автоматика современных энергосистем» (Чебоксары, 2007 г.); на двадцатом конгрессе of World Energy Council (Рим, 2007 г.); на международной научной конференции «Мониторинг динамики электроэнергетических систем» (Москва, 2008 г.), на 41 и 42 сессиях CIGRE (Париж, 2006 и 2008 г.г.); на III международной научно-технической конференции «Энергосистема: управление, конкуренция, образование» (Екатеринбург, 2008 г.).

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

- организации конкурентного рынка электроэнергии в переходный период (Москва, ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС», 2002 г.);

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

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

-либерализации экономических отношений электросетевого бизнеса и диспетчеризации (Москва, ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС», 2002 г.);

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

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

Материалы работы докладывались на заседаниях:

-проектной группы «Системный оператор» совместно с Некоммерческим предприятием «Администратор торговой системы» (НП «АТС») и разработчиками программного обеспечения (Протокол № 13 ПГ ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС») (Москва, 2002 г.);

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

Обсуждение результатов работы проводилось на заседаниях оперативного штаба по запуску конкурентного рынка и по программе обучения «Организация взаимоотношений Системного оператора с другими участниками рынка» (Лондон, Эдинбург, 2002 г.). Различные аспекты диссертации были положены в основу работы семинаров и совещаний РАО «ЕЭС России», открытого акционерного общества «Системный оператор Единой электроэнергетической системы» (ОАО «СО 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 Западной Европы, США, Бразилии, Индии, Китая.

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

Публикации. Результаты диссертационной работы опубликованы в 70 печатных работах, в том числе 15 - в изданиях, входящих в перечень рекомендованных Высшей аттестационной комиссией Российской Федерации, 23 - в сборниках научных трудов, 14 - в материалах международных симпозиумов и конференций, 9 - в материалах российских конференций, 6 - в центральных журналах, а также в трех монографиях.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения и приложений. Объем работы составляет 365 страниц основного текста, 54 рисунка, 20 таблиц. Список использованной литературы содержит 225 наименований.

Заключение диссертации по теме «Электростанции и электроэнергетические системы», Аюев, Борис Ильич

Основные результаты, полученные в данной работе, сводятся к следующему:

1. Определены стратегическая цель и миссия Системного оператора, изменившиеся в процессе реформирования электроэнергетической отрасли.

Стратегическая цель Системного оператора на современном этапе заключается в обеспечении надежной работы ЕЭС в рамках действующего нормативно-правового поля и с помощью ценовых сигналов, адресуемых участникам рынков электроэнергии и мощности.

Миссия Системного оператора - это управление электроэнергетическим режимом, которое непрерывно позволяет генераторам вырабатывать (продавать), потребителям получать (покупать) электроэнергию нормативного качества, а электрическим сетям и генераторам с оптимальными издержками эксплуатировать оборудование.

Определены приоритетные направления деятельности на ближайшую перспективу. Выделены деловые процессы управления электроэнергетической системой: планирование возможного состава генерирующего и передающего оборудования, распределение между генераторами спроса на электроэнергию, расчет областей допустимых значений параметров режима с учетом нормативных запасов устойчивости, определение условий работы автоматики, организация переключений в электрической схеме. Определены задачи их реинжиниринга, улучшающего показатели надежности ЕЭС.

2. Предложены математические постановки и методики решения задач конкурентного выбора, которые составляют основу рынка электроэнергии «на сутки вперед» и краткосрочного планирования, а именно: формальной процедуры выбора состава включенного генерирующего оборудования и двойного ценового аукциона электроэнергии на выбранном оборудовании, проводимого с учетом всех известных технологических ограничений ЕЭС России.

3. Разработана концепция рынка системных услуг, как неотъемлемой части новой модели конкурентного рынка электроэнергии и мощности. Рынок системных услуг включает в себя такие услуги, как:

- нормированное первичное регулирование частоты;

- автоматическое вторичное регулирование частоты и мощности;

- третичные (оперативные) резервы;

- регулирование напряжения;

- запуск системы «с нуля»;

- участие в работе противоаварийной автоматики.

4. Описана модель и разработана технология балансирующего рынка, обеспечивающего минимизацию затрат на поддержание постоянного баланса между потреблением и генерацией.

5. Сформулированы задачи и цели электрического соединения ЕЭС/ОЭС и иСТЕ: создание рыночной платформы на евроазиатском континенте, диверсификация поставок энергоносителей из стран СНГ в Западную Европу, создание новой технологической основы для сотрудничества России с западноевропейскими странами в вопросах повышения надежности энергоснабжения на континенте. Предложена структура проекта «Разработка ТЭО синхронного объединения энергосистем ЕЭС/ОЭС и иСТЕ» и представлены предварительные результаты исследования в рамках проекта.

6. Разработаны технические требования к создаваемой в ЕЭС/ОЭС Системе мониторинга переходных режимов, значительно повышающей уровень исследований динамических свойств ЕЭС/ОЭС. Основные требования к СМПР - синхронизация регистраторов с помощью космических спутников, обеспечение дискретности измеряемых параметров режима в интервале 0,02-0,2 с, размещение регистраторов по всей территории синхронной зоны ЕЭС/ОЭС и установка их на крупных электрических станциях и подстанциях. На базе СМПР проведены исследования низкочастотных колебаний в ЕЭС/ОЭС при технологических нарушениях и в нормальных режимах работы энергообъединения. Регулярный частотный анализ параметров режимов, как в нормальных, так и в аварийных режимах показывает, что низкочастотные колебания в диапазоне (0,1 - 2) Гц хорошо демпфируются, а их амплитуды находятся в интервалах погрешности измерений.

7. Сформулированы требования к модели расчета и анализа установившихся режимов энергообъединения ЕЭС/ОЭС, ориентированной на задачи планирования и управления режимами в условиях конкурентного рынка электроэнергии. Требования включают в себя соглашение о принципе кодировки, уточнение границ единой расчетной модели, степень детализации различных элементов модели, формирование внешних по отношению к ОЭС электрических сетей других ОЭС и соседних государств. Приведены технические характеристики расчетной модели ЕЭС/ОЭС.

8. Разработаны методы и алгоритмы синтеза и актуализации единой расчетной модели энергообъединения, имеющей ключевое значение при проведении ценовых аукционов и являющейся важнейшим этапом при формировании диспетчерского графика. Процедура синтеза базовой расчетной модели заключается в том, что каждое ОДУ ЕЭС России разрабатывает на основе контрольного замера в заданный момент времени схему «своей» ОЭС. ОАО «СО ЕЭС» готовит расчетные модели зарубежных энергосистем для того же момента времени. После чего в каждой расчетной модели ОЭС, которая рассматривается как фрагмент создаваемой единой модели, производится перекодировка узлов с целью исключения возможности появления одинаковых номеров и далее -сборка фрагментов в единую расчетную модель. Актуализация расчетной модели ЕЭС производится путем адаптации параметров синтезированной базовой модели (синтез производится один раз в месяц) к ожидаемым системным условиям: почасовому графику потребления, состоянию топологии электрических сетей, готовности к работе генерирующего оборудования.

9. Предложен и реализован новый методологический подход к динамическому моделированию энергообъединения ЕЭС/ОЭС, заключающийся в создании базовой динамической модели, структура и конфигурация схемы которой соответствуют модели установившихся режимов, принятой за базовую и применяемой в расчетной практике при планировании и оперативно-диспетчерском управлении режимами. В базовой динамической модели представлены подробные модели систем регулирования генераторов, турбин, котлов и других элементов, определяющих динамическое поведение системы.

10. Разработана процедура верификации базовой динамической модели ЕЭС/ОЭС, которая осуществляется путем сравнения параметров переходного режима, зарегистрированных при возмущениях в реальной системе с помощью СМПР, с аналогичными параметрами при этом же возмущении, полученными расчетным путем на программно-вычислительном комплексе ЕШЮЗТАО. При несовпадении зарегистрированных и расчетных параметров проводится настройка модели путем изменения параметров моделей регуляторов турбин и(или) статических характеристик нагрузки.

И. Предложен новый подход к оцениванию состояния электроэнергетической системы, основанный на формировании расчетных моделей режимов энергосистем по иерархическому принципу. Такой подход предполагает обмен информацией между различными уровнями иерархии диспетчерского управления. Решение задачи обеспечивается существенным расширением возможностей межмашинного обмена, как с использованием технических средств Интернета, так и выделенных высокоскоростных каналов.

12. Разработана технология создания единого диспетчерского графика, обеспечивающая участникам рынка точность исполнения ими договорных обязательств. Определены требования к диспетчерскому графику и сформулированы критерии его качества.

13. Сформулированы требования к регулированию частоты и перетоков активной мощности в энергообъединении ЕЭС/ОЭС, которое является одной из основных системных услуг, обеспечиваемых Системным оператором для участников параллельной работы.

Предложена концепция регулирования частоты и перетоков в ЕЭС/ОЭС, в которой впервые сформулированы требования к энергосистемам стран СНГ и Балтии в части первичного, вторичного и третичного регулирования частоты и мощности.

14. Разработана методика определения объемов и размещения резервов активной мощности в энергосистемах, входящих в состав синхронного объединения ЕЭС/ОЭС. Показано, что необходимый расчетный резерв первичного регулирования распределяется между энергосистемами стран СНГ и Балтии пропорционально их годовой выработке электроэнергии. Величины необходимых вторичных резервов в каждой энергосистеме и энергообъединении в целом определяются величинами тех расчетных возмущений, которые подлежат компенсации системой вторичного регулирования.

Установлен порядок расчета и размещения первичных и вторичных резервов активной мощности в энергообъединении ЕЭС/ОЭС.

15. Предложен принцип и алгоритм централизованного противоаварий-ного управления, которое является важнейшим средством обеспечения балансирования потребления и производства электроэнергии в темпе реального времени, предотвращения и локализации аварийных режимов в электрических сетях ЕЭС России. Основной функцией комплекса устройств и аппаратов системы противоаварийного управления является оперативное воздействие на генерацию и потребление. Система противоаварийного управления внедрена и успешно функционирует в ЕЭС России.

16. Рассмотрены экономические и внеэкономические методы управления спросом на электроэнергию в ЕЭС России. Показано, что наибольший эффект дают методы управления, учитывающие экономические интересы потребителей. Разработана технология добровольного ограничения нагрузки, которая предусматривает экономическое стимулирование снижения электропотребления и повышает эффективность управления частотой и перетоками мощности в энергообъединении.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Создание конкурентного рынка электроэнергии привело к необходимости пересмотра принципов работы оперативно-диспетчерского управления. Были сформулированы и выдвинуты новые требования к методологической, методической и программной оснащенности всех его уровней. Системный оператор в новых экономических условиях обязан обеспечить управление ЕЭС России с соблюдением баланса интересов участников рынка без нарушения системной надежности и качества электроснабжения. В настоящей диссертационной работе показано, что Системный оператор в состоянии обеспечить требуемый уровень функционирования рынка «на сутки вперед», балансирующего рынка и рынка дополнительных системных услуг.

Список литературы диссертационного исследования доктор технических наук Аюев, Борис Ильич, 2008 год

1. Автоматизация управления энергообъединениями / В.В. Гончуков,

2. B.М. Горнштейн, JI.A. 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 // Автоматизация управления энергообъединениями / Под ред. С.А. Совалова. -М.: Энергия, 1979.

4. 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.

5. Агафонов В.М., Аюев Б.И., Порошин В.И. Оперативная оптимизация режимов ОЭС Урала. Тезисы доклада восьмой научно-технической конференции УПИ им. С.М. Кирова. Свердловск: Изд-во Урал, политехи, ин-та, 1988.1. C. 26.

6. Анализ и управление установившимися состояниями электроэнергетических систем / П.А. Мурашко, Ю.А. Охорзин, JI.A. Крумм и др. Новосибирск: Наука, 1987. 240 с.

7. Арбачаускене H.A., Грибалюнас А.К., Каминскас В.А. Динамическое оценивание режимных и сетевых параметров электроэнергетических систем // Алгоритмы обработки данных в электроэнергетике. Иркутск: Изд. СЭИ СО АН СССР, 1982. С. 61-70.

8. Арзамасцев Д.А., Бартоломей П.И., Холян A.M. АСУ и оптимзация режимов энергосистем. М.: Высшая школа, 1983.

9. Арзамасцев Д.А., Бартоломей П.И., Липес A.B. Расчет и анализ установившихся режимов больших электрических систем // Изв. вузов. Энергетика. 1975. № 1.С. 3-10.

10. Арзамасцев Д.А., Липес A.B., Мызин А.Л. Модели развития энергосистем. М.: Высшая школа, 1987. 271 с.

11. Арзамасцев Д.А., Липес A.B., Скляров Ю.С. Моделирование нагрузок и определение интегральных характеристик режимов электрических систем. Свердловск: Изд. УПИ, 1971.

12. Аюев Б.И. Определение параметров радиальных узловых эквивалентов в ЦПА ОЭС Урала // Вестник УГТУ-УПИ: Сб. трудов кафедры «Автоматизированные электрические системы». Екатеринбург: Изд-во Урал. гос. техн. ун-та, 2000. С. 207-211.

13. Аюев Б.И. Реформа диспетчерского управления как фактор улучшения инвестиционного климата в электроэнергетике // Ежемесячный производственно-массовый журнал «Энергетик», 2002, № 12. С. 4-5.

14. Аюев Б.И. Системная надежность // Вестник УГТУ-УПИ. Энергосистема: управление, качество, конкуренция. Сборник докладов II Всероссийской научно-технической конференции. Екатеринбург: Изд-во ГОУ ВПО УГТУ-УПИ, 2004, №12 (42). С. 237-249.

15. Аюев Б.И. В едином ритме с Европой // Мировая энергетика, № 6 (42),2007.

16. Аюев Б.И.Рынки электроэнергии и их реализация в ЕЭС России. -Екатеринбург: УрО РАН, 2007. 107 с.

17. Аюев Б.И. Основы функционирования объединенной электроэнергетической системы континентальной Европы. М.: 2008.

18. Аюев Б.И., Бартоломей П.И. Расчеты установившихся режимов в задачах оперативного и автоматического управления ЭЭС: Учебн. пособие. Екатеринбург: Изд-во Урал. гос. техн. ун-та, 1999.

19. Аюев Б.И., Герасимов A.C., Есипович А.Х., Куликов Ю.А. Верификация цифровых моделей ЕЭС/ОЭС // Электричество, №5, 2008. С. 2-7.

20. Аюев Б.И., Давыдов В.В., Ерохин П.М., Неуймин В.Г. Вычислительные модели потокораспределения электрических систем М.:Наука, 2008. -278 с.

21. Аюев Б.И., Демчук А.Т., Прихно B.JI. Иерархическая система расчета текущего режима Единой энергетической системы по данным телеизмерений. -М.: НТФ «Энергопрогресс», 2002. № 5, С. 9-12.

22. 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.

23. Аюев Б.И., Ермоленко В.Д., Ерохин П.М., Шубин Н.Г. Оптовый рынок электрической энергии. Двусторонние финансовые контракты. Екатеринбург: Энергетика региона, 2000, № 11. С. 49-52.

24. 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.

25. Аюев Б.И., Ерохин П.М., Никишин К.А. Анализ организации управления режимами в больших электроэнергетических системах // Материалы конференции «ФРЭГ-2008», Киев, 2008.

26. Аюев Б.И., Ерохин П.М., Чунарев И.В., Шубин Н.Г. Вариант реализации балансирующего рынка электроэнергии в России // Межвузовский научный сборник «Электротехнические комплексы и системы». Уфа: УГАТУ,2005. С. 288-292.

27. Аюев Б.И., Ерохин П.М., Чунарев И.В., Шубин Н.Г. Ценообразование на конкурентных рынках электроэнергии // Межвузовский научный сборник «Электротехнические комплексы и системы». Уфа: УГАТУ, 2005. С. 208-211.

28. Аюев Б.И., Ерохин П.М., Чунарев И.В., Шубин Н.Г. Развитие информационной системы диспетчерского управления Единой энергетической системой России // Межвузовский научный сборник «Электротехнические комплексы и системы». Уфа: УГАТУ, 2005. С. 158-160.

29. 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.

30. 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. С. 49-54.

31. 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. 80-87.

32. Аюев Б.И., Зифферман Э.О., Липес A.B. Синтез системы моделей для задачи управления электрическими режимами ЭЭС // В кн. Информационное обеспечение диспетчерского управления в электроэнергетике. Новосибирск: Наука, 1985.

33. Аюев Б.И., Зифферман Э.О., Копсяев А.П. Опыт применения задачи оценивания состояния в оперативном управлении ОЭС Урала // Электрические станции, 1986, № 9. С. 40-43.

34. Аюев Б.И., Зифферман Э.О., Липес A.B. Применение метода главных компонент при расчете псевдоизмерений для задачи оценивания состояния // В кн.: Алгоритмы обработки данных в электроэнергетике. Иркутск: Изд.-во СЭИ СО АН СССР, 1982, С. 95-104.

35. Аюев Б.И., Зубарев В.В. Алгоритмы управления аварийными режимами энергетических систем // Межвузовский сб. научных трудов «Управление и автоматизация электроэнергетических систем». Новосибирск: Изд.-во НЭ-ТИ, 1991. С. 83-90.

36. Аюев Б.И., Макаркин П.Ф., Левандовский A.B. Конкурентный сектор «5-15 %» оптового рынка электроэнергии. Новое в российской электроэнергетике, 2003, № 3.

37. Аюев Б.И., Мошкин Е.А., Слодарж Б.И. Система противоаварийного управления Уральской энергосистемой на ЭВМ ЕС 1011. Киев: Изд.-во ин-та кибернетики им. В.М. Глушкова, 1991. Научно-производственный журнал «Управляющие системы и машины», № 4. С. 120-129.

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

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

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

41. Аюев Б.И. О системе мониторинга переходных режимов // Энергорынок, №2, 2006.

42. Аюев Б.И., Ерохин П.М., Куликов Ю.А. Перспективные направления использования системы мониторинга переходных режимов ЕЭС/ОЭС // Международная конференция «Релейная защита и автоматика современных энергосистем». Чебоксары, 10-12 сентября 2007. С. 3-7.

43. Аюев Б.И. Управление потреблением: административные и экономические методы // Энергорынок, № 4, 2007. С. 14-18.

44. Бондаренко А.Ф., Ляшенко B.C., Могирев В.В., Утц H.H. От параллельной работы отдельных электростанций к параллельной работе межгосударственных энергообъединений // Электрические станции, 2005, № 1. С. 27-39.

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

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

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

48. Веников В.А., Суханов O.A. Кибернетические модели электрических систем. М.: Энергоиздат, 1982. - 312 с.

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

50. Гамм А.З. Статистические методы оценивания состояний электроэнергетических систем. М.: Наука, 1976. 220 с.

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

52. Герасимов A.C., Есипович А.Х., Зеккель A.C. и др. Оптимизация настройки регуляторов возбуждения генераторов Северо-Западной ТЭЦ для обеспечения ее параллельной работы с энергосистемой NORDEL // Электрические станции, №4, 2004. С. 12-18.

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

54. Горнштейн В. М., Мирошниченко Б. П., Пономарев А. П. Методы оптимизации режимов энергосистем. М.: Энергия, 1981.

55. Джордж А., Лю Дж. Численное решение больших разреженных систем уравнений. М.: Мир, 1984.

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

57. Димо П. Узловой анализ электрических систем. М.: Мир, 1973. 264 с.

58. Динамические свойства энергообъединений / В.В. Бушуев, H.H. Лиза-лек, Н.Л. Новиков. М.: Энергоатомиздат, 1995. 320 с.

59. 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.

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

61. Дубилович В.М. Автоматическое регулирование мощности энергетических блоков. Мн.: «Наука и техника», 1978.

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

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

64. Есипович А.Х., Зеккель A.C. Программный комплекс расчета колебательной устойчивости и выбора настройки регуляторов возбуждения // Электрические станции №12, 1995.

65. Жданов П.С., Лебедев С.А. Устойчивость параллельной работы электрических систем. М.; Л.: Госэнергоиздат, 1934. 397 с.

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

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

68. Идельчик В.И. Расчеты установившихся режимов электрических систем / Под ред. В.А. Веникова. М.: «Энергия», 1977.192 с.

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

70. Коган Ф.Л. Научно-технические проблемы и программные задачи повышения эффективности регулирования частоты и мощности в ЕЭС России в условиях конкурентного рынка // Электрические станции, 2002, № 4. С. 2-9.

71. Концепция регулирования частоты и перетоков в энергообъединении стран СНГ и Балтии. Утверждена Решением Электроэнергетического Совета СНГ от 27 октября 2005 г. Протокол № 28.

72. Котельников В.А. О пропускной способности «эфира» и проволоки в электросвязи. ВЭК, 1933.

73. Кощеев Л.А. Системная автоматика в ЕЭС СССР (России) // Электрические станции, 2005, № 1. С. 59-63.

74. Крушвиц Л. Инвестиционные расчеты / Пер. с нем. под общей редакцией В.В. Ковалева, З.А. Сабова. СПб: Питер, 2001. 432 с.

75. Кучеров Ю.Н. О концепции совместной работы энергообъединений Востока и Запада // Электричество, 2000, № 6.

76. ПЗ.Липес A.B. Применение методов математической статистики для решения электроэнергетических задач: Учебное пособие. Свердловск: Изд-во Урал, политехи, ин-та, 1983. 88 с.

77. Липес A.B., Аюев Б.И. Расчеты послеаварийных режимов в централизованной противоаварийной автоматике ОЭС Урала // В кн.: Информационное обеспечение. Задачи реального времени в диспетчерском управлении.

78. Каунас: Изд-во ин-та физ.-техн. проблем энергетики АН Литовской ССР, 1989. С. 30-35.

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

80. Лоусон Ч., Хенсон Р. Численное решение задач метода наименьших квадратов. М.:Наука, 1986. 230 с.

81. Лукашов Э.С. Введение в теорию электрических систем. Новосибирск: Наука, 1981.173 с.

82. Маркович И.М. Режимы энергетических систем. М.: Энергия, 1969. -352 с.

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

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

85. Мелентьев Л.А. Оптимизация развития и управления больших систем энергетики: Учеб. пособие, 2-е изд., перераб. и доп. М.: Высш. школа, 1982.319 с.

86. Методика определения величины и размещения резервов активной мощности для целей регулирования частоты и перетоков. Утверждена Решением Электроэнергетического Совета СНГ от 13 октября 2006 г. Протокол № 30.

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

88. Мошкин Е.А., Слодарж A.M., Файнберг Э.В. Система централизованной противоаварийной автоматики сети 500 кВ ОЭС Урала // Электрические станции, 1983, № 11. С. 51-54.

89. Мошкин Е.А., Хлоптунов В.И., Демчук А.Т. Экспресс-расчеты режима энергосистемы в диспетчерском управлении // Электрические станции, 1989, №2. С. 7-10.

90. Мурганов Б.П., Черномзав И.З. Модель трехагрегатной электроэнергетической системы для исследования противоаварийной автоматики // Изв. АН СССР. Сер. Энергетика и транспорт. №5, 1970. С. 68-75.

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

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

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

94. Орнов В.Г., Моржин Ю.В. Развитие оперативно-информационных комплексов автоматизированных систем диспетчерского управления в России // Электрические станции, 2005, № 1. С. 49-58.

95. Осадчий Ф.Ю., Катаев A.M. Эволюция диспетчерского управления в процессе либерализации электроэнергетической отрасли // Электрические станции, № 1, 2005. С. 40^19.

96. 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.

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

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

99. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2004. 264 с.

100. Приоритетные направления деятельности до 2008 года / Под общей редакцией Председателя Правления ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС», к.т.н. Б.И.Аюева. Москва Санкт-Петербург, 2005. 126 с.

101. Прихно В.Л., Черненко П.А. Оперативный расчет стационарного режима энергообъединения при недостатке телеизмерений // Электричество, 1985, № 12. С. 12-15.

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

103. Результаты натурных системных испытаний по определению качества первичного регулирования частоты в ЕЭС // Отчет Филиала ОАО ИЦ ЕЭС -«Фирма ОРГРЭС», инв. № 50987, Москва, 2004.

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

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

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

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

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

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

110. Стандарт ОАО РАО «ЕЭС России». Автоматическое противоаварий-ное управление режимом энергосистемы. Противоаварийная автоматика энергосистем. ОАО РАО «ЕЭС России», 2008.

111. Стандарт ОАО РАО «ЕЭС России». Регулирование частоты и перетоков активной мощности в ЕЭС и изолированно работающих энергосистемах России. ОАО РАО «ЕЭС России», 2007.

112. Стофт С. Экономика энергосистем. Введение в проектирование рынков электроэнергии: пер. с англ. М.: Мир, 2006. 623с.

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

114. Томпсон А., Стрикленд А. Стратегический менеджмент. М.: ИНФРА-М, 2000.412 с.

115. Тукенов A.A. Рынок электроэнергии: от монополии к конкуренции. -М.: Энергоатомиздат, 2005. 416 с.

116. Цырков A.B. Методология проектирования в мультиплексной информационной среде. М.: ВИМИ, 1998. 281 с.

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

118. Уроки, извлеченные из либерализации рынков электроэнергии. Опыт энергорынков. МЭА (международное энергетическое агентство). 2005. (ОЭРС/МЭА 2005). 274 с.

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

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

121. Шеннон К. Работы по теории информации и кибернетике. М.: Издательство иностранной литературы, 1963.

122. Электрические системы: Автоматизированные системы управления режимами энергосистем / Под ред. В.А. Веникова. М.: Высшая школа, 1979.

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

124. Phadke A.G., Thorpe J.S. and Adamiak M.G., "A New Measurement Technique of Tracking Voltage Phasors, Local System Frequency and Rate of Change of Frequency," IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS-102, No. 5, May 1983.

125. 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.

126. Ayuev В., Erokhine P., Kulikov Y. PMU application for IPS/UPS dynamic performance monitoring and study. CIGRE, 42 Session, 2008.

127. Ayuev 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.

128. Ayuev B. Wide Area Measurement System: current state and perspectives of development. International Scientific Conference «Monitoring of Power System Dynamic Performance» Moscow, April 28-30, 2008.

129. Ayuev B. Outlook of development of IPS/UPS Wide Area Measuring System International Scientific Conference «Monitoring of Power System Dynamic Performance» Moscow, April 25-27, 2006.

130. Ayuev B., Gerasimov A., Esipovitch A., Kulikov Y. IPS/UPS transients monitoring. International Scientific Conference «Monitoring of Power System Dynamic Performance» Moscow, April 25-27, 2006.

131. Ayuev B., Erokhine P., Kulikov Y. IPS/UPS Wide Area Measuring System, CIGRE, 2006, 41 Session, August 27-September 01.

132. Ayuev B., Kouzmin S., Kulikov Y. IPS/UPS UCTE Power system Synchronous Interconnection Technical Aspects. 20th Congress of World Energy Council, Rome, November 2007.

133. Ayuev B., Kulikov Y. Wide Area Monitoring System of IPS/UPS: application for digital model validation. Third International Conference on Critical Infrastructures, Alexandria, VA, USA, September 25-28, 2006/

134. Ayuev B., Shubin N., Neuymin V., Mashalov E., Nikishin K. Modern methodology of simultaneous solution for scheduling and auction problems // Cambridge, UK, 2008.

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

136. 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.

137. 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.

138. Cohen A.I., Ostrowski G. Scheduling Units with Multiple Operating Modes in Unit Commitment //IEEE Trans. On Power Systems, vol. 11, no. 1, p. 497503, February 1996

139. 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.

140. Costa V.M., Martins N., Pereira J.L.R. Developments in the Newton Raphson power flow formulation based on current injections // IEEE Transactions on power System, Vol.14, No. 4, November, 1999, p. 1320-1326.

141. 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.

142. D. Kirschen, G. Strbac. Fundamentals of Power System Economics. Wiley, ISBN 0-470-84572-4, 2004.

143. El-Havary M.E., Wellon O.K. The alpha-modified quasi-second order Newton-Raphson method for load flow solution in rectangular form // IEEE Trans. PAS-101, 1982, № 4. P 854-859.

144. 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.

145. Fred C. Schweppe, Michael C. Carmanis, Richard D. Tabors, Roger E. Bohn. Spot Pricing of Electricity. Kluwer academic publishers, ISBN 0-89838-2602, 2002.

146. 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.

147. 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.

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

149. Gerald B. Sheble G.B. Computational Auction Mechanisms for Restructured Power Industry Operation. Kluwer academic publishers, ISBN 0-7923-8475-X, 1999.

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

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

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

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

154. Hubbi W. Simulation second order load flow // Commun. And Energy Conf., Montreal, 2-4 Oct., 1984, N.Y., 1984, 5-8.Kahn A.E. Great Britain in the World Economy. Columbia University Press, 1946.

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

156. Kenneth E. Martin. «Phasor Measurement Systems in the Western Grid», Third International Conference on Critical Infrastructure, Alexandria, VA, Sept, 2006.

157. Knight U.G. Power Systems in Emergencies. From Contingency Planning to Crisis Management. John Wiley&Sons, Chichester, 2001.

158. Kimbark E. W. Power System Stability, Volumes I, II, and III, IEEE Press Classic Reissue Set, 1995.

159. 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.

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

161. 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.

162. 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.

163. 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.

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

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

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

167. International Scientific Conference «Monitoring of Power System Dynamic Performance». ELECTRA, № 228, December 2006.

168. 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.

169. Rene Avila-Rosales and Jay Giri. The Case for Using Wide-Area Control. Techniques to Improve the Reliability of the Electric Power Grid. REAL TIME STABILITY IN POWER SYSTEMS, edited by Savu С Savulescu, Springer, 2002.

170. Hunt S. and Shuttleworth G. Competition and choice in Electricity -Chichester, England: Wiley. Перевод на русский язык ÑERA.

171. 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.

172. 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.

173. Son Y.S., Baldick R., Lee K.-H., Siddiqi S. Short Term Electricity Market Auction Game Analysis Uniform and Pay as -Bid Pricing // IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 19, No. 4, November 2004.

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

175. Stott B. Decoupled Newton load flow // IEEE Trans. PAS. 1972. - Vol. 91, Sept/October. - P. 3754-3761.

176. System Disturbance on 4 November 2006. UCTE final report, 2006. (httpWwww.ucte.org).

177. The effects of system extention on inter-area oscillations. UCTE annual report, 2002. (httpWwww.ucte.org).

178. 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.

179. 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.

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

181. ООКаЗЯЁБ (ЗУ)гКд(ЗЕ5 (УЦ^ТСКЕБ (ЦК)Огіив (ШОНпЛЕЗ (ЦК)Уиаіпоі*г (ДОНЖШ

182. Ц^ТКЗЯЕЗ (38)№БКЕ5) (БВуУІа (КЗвЛайіЕ (КЗУКагСЯЕЗ

183. Колов ЬаЭЗ Іеліпдга<>5кауа БЭ Іепіпдгаїізкауа ЭЭ (PWL) Яуагагвкауа ТРР ЗйУгороГзкауа ТРР НтеГгйскауа ЫРР ¿араОпоикгаїгекауа 882611.2006 16.30.04 Отключение блока №2 назг^омовн-тек (8гХ.МСРАО-ІЕМАЕ8 (СМ)КЗОРЕЗ-2А(ЗАЕ8 іЛ> (СМ)гАСАЕЗ-КОЗТРМ

184. ШИй, (Уи^ТСРЕЗ-СГЛТЗД. , ^ жк\ (Уи^ОЮЕв-ШЕО! иге.* (вЧОгнЮЕв-Аго* Ли I (1Ж)КРСРЕЗ-Тутеп1 і\І»»ЗІ«ЗіиЕ8В1.ОК03

185. Южно-Украинской АЭС (1000 №т)иР)ТРОРЕ8-Зоко1 (ЗВ)Н1«ЗРЕ8-ИВОМ (ЗВ)МЛЗРЕ8-КРСЕ81 (К2)ЕкіЬазШ2-Ваг (КЗУиКагйРЕЗ-АІт (иАропЪазз-РоЬей (ЦА)НМ1АЕЗ-С НАЕЭ (ЦА)УщЬпоикг-Опе (ЦА)2ара<1поикг-Нт2711.2006 06.03.35 Отделение Центральной Азии от ЕЭС (800 МВт)

186. I (82)К0М08Н-\€И5К (ЦАРопЬавв-М/АЕЗ1.(Э^СРАО-ЬЕМАЕЗ (ЦА)НМАЕЗ-СНАЕ8

187. СЫ)К8СРЕ8-ЗДВАЕ8 (ЦА)Уи2Лпоикг-0пврги (С^РЛЖЕЗ-ИРЕСК (ІІА)2араі1поикг-НтАЕЗ(СМ)гАСАЕ8-КОЗТРМ (иР)РРСРЕЗ-ТутеШи (8В)НКСКЕЗ-Н-В0М1 (иР^ЯСРЕЗ^ВЮКОЗ

188. ЬШ СепегаНоп оіЛаде, ІІугпо-икгаіпзкау МРР 21.05.2007 10:48:24.000 (МЭК)1050 Ш/ ЭепегаНоп оіИаде, Уоідойопзкауа ЫРР 25.11.2007 06:07:15.380 (МЭК;

189. КОЗТЯОМЭКАУА ТРР КУАгА^КЛУА ТРР гАСОРЭКАУД РЭР ЭЭ ЕКЩАЗТигЭКАУА -КА2АКН8ТАМЗКАУА ТРРээ аітау

190. МАгАЯОУЗКАУА ТРР ^МО-ЗНиЗНЕЫЗКАУА НРР гНЮиЬЕУЭКАУА НРР ЬЕММСКАйЗКАУА ЭЭ ЭЭ ООМВАЗЭКАУА КНМЕ1МСКАУА МРР Эв УІКН.-ІІКРАІМЗКАУА ЕРТ^ЭКАУА ТРР ВШСК 9 ТЯОІТЗКАУА ТРР ЗТАУРЮРОІ-ЗКАУА ТРР УО^НЭКАУА НРР

191. Зіаугороізкауа ТРР БЗ СЫгуиП УоИзкауа НРР Козігогт^кауа ТРР Руагапькауа ТРР Ладогекауэ РЭРР ¿Иідиіеузкауа НРР

192. ЭЭ 1-етпдга<і5кауа 5ауапо-5ЬизЬеп5кауа НРР

193. РеГСпэкауа ТРР--- КИтеїпіКкауа ЫРР

194. Зигдиїзкауа ТРР2 УигИпоикгаіпзкауа

195. Тгоійк.ауа ТРР ББ Zapadnoukra¡nskaya ЗЭАНаузкауа "" ЭБ ЕкіЬагІиг

196. КЬагапогскауа ТРР/игЬпокагакЬзІапзкауа ТРР №2аг0'/5кауа ТРР1. Рмсс.МВт1. Рвл,МВт1. Эстония-Латвия18.41. ВЛ 330 кВ Тарту-Валмиера32.8

197. Рис. П. 1.20. Перетоки в сечении Эстония Латвия50.1450.1350.1250.1150.0950.081. ПС Винницкая-75050.071. ПС Североукраинская-75050.0650.051. ПС Запорожская-75050.0450.031. ПС Донбасская-50050.0250.0149.99

198. Изменение перетоков по линиям электропередачи1. Рис. П2.12. ОЭС Сибири

199. Рвл, МВт п! 1 гт и' 1 1. — ВЛ-500 кВ ПС Экибастузская ПС Барнаульская (СМПР)-ВЛ-500 кВ ПС Экибастузская ПС Барнаульская (модель)