32 Автоматизированная система диспетчерского управления еэс россии

В начале 70-х годов в нашей стране разверну­лись работы по созданию автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ). Так был назван комплекс технических средств функ­ционального и программного обеспечения, пред­назначенный для повышения эффективности действующей системы диспетчерского управле­ния на основе использования современных средств сбора, обработки и отображения ин­формации.

К этому времени в ряде отечественных энер­госистем (ЭЭС) и объединенных диспетчерских управлений (ОДУ), так же как и за рубежом, был накоплен опыт использования ЭВМ для долго­срочного и краткосрочного планирования режи­мов. На национальном диспетчерском центре (НДЦ) Англии и Уэльса, а также на диспетчер­ских центрах (ДЦ) двух энергообъединений (ЭО) США («Пенсильвания—Нью Джерси— Мериленд» и штата Мичиган), работающих в ре­альном времени (РВ) ЭВМ осуществляли функ­ции оперативного управления но сбору, обработ­ке и отображению информации. Определим их как первую очередь АСДУ. Одновременно те же ЭВМ осуществляли автоматическое регули­рование частоты и активной мощности (АРЧМ),

В те годы внимание зарубежных (да и отечес­твенных) специалистов к проблемам совершен­ствования средств и методов диспетчерского управления крупными ЭО резко усилилось в свя­зи с происшедшей в конце 1965 г. в северо-вос­точных штатах США и юго-восточной части Канады катастрофой, названной в свое время «ава­рией века». Она вызвала погашение соответст­вующего ЭО и прекращение на длительный срок электроснабжения потребителей на огромной территории с населением около 30 млн человек. Ущерб составил более 2 млрд долл.

В нашей стране инициатива в постановке во­проса о создании АСДУ как важнейшего средст­ва повышения надежности и эффективности функционирования Единой энергосистемы (ЕЭС) принадлежит Сибирскому энергетичес­кому институту (Л.А. Мелентьев и Ю.Н. Руденко), Московскому энергетическому институту (В.А. Веников), институту «Энергосетьпроект» (ДА. Кучкин, Б.А. Федоров). Концепция АСДУ была развита в работах Центрального диспетчер­ского управления (ЦДУ) ЕЭС (С.А. Совалов, ВА. Семенов, Г.А. Черня), ВНИИЭ (В.М. Горн-штейн, Е.В. Цветков, М.Г. Гутсон и др.), ИЗДАН Украины (Л.В. Цукерник и др.). Института электронных управляющих машин (ИНЭУМ) (В.С. Шаханов) и ряда других организаций.

В 1971 г. в ИДУ ЕЭС и во всех 10 ОДУ экс­плуатировались восемь ЭВМ второго поколения типов БЭСМ-4 и М-220, которые использовались для расчетов нормальных, утяжеленных и аварий­ных режимов по весьма упрощенным моделям, а также для расчета уставок релейных защит (РЗ) и автоматической частотной разгрузки (АЧР).

Активизировалась разработка математичес­ких методов и программ, обеспечивающих реше­ние задач прогнозирования, оптимизации режи­мов и надежности энергосистем и энергообьединений. В разработке принимали участие пред­ставители научно-исследовательских институ­тов, в том числе академических и проектных ор­ганизаций (В.Н. Авраменко, В.А. Баринов, М.Х, Валдма, Н.И. Воропай, А.З. Гамм, В.М. Горнштейн, Б.И. Иофьев, Н.А. Качанова, Л.А. Крумм, Ю.Н. Руденко, Ф-И. Синьчуюв, Е.В. Цветков, Л.В. Цукерник и др.).

Первые мини-ЭВМ тина «Видеотон-ЮЮБ» венгерского производства, предназначенные для работы в РВ, были установлены в ЦДУ ЕЭС и двух ОДУ (Северо-Запада и Урала) в 1973 г. Началось оснащение энергосистем ЭВМ второго поколения, которые к этому времени были уста­новлены в 16 ЭЭС. На этих ЭВМ, так же как на ЭВМ, установленных в ЦДУ ЕЭС и ОДУ, вне­дрялись типовые комплексы программ, разраба­тываемых ВНИИЭ, ИЗДАН УССР, а также дру­гими организациями.

В 1974 г, в ЦДУ ЕЭС были внедрены опера­тивный комплекс программ и специальные сред­ства телекоммуникации, позволившие трем ЭЭС центра осуществлять оперативные расчеты потокораспрсделения с помощью ЭВМ М-220, уста­новленной в ЦДУ ЕЭС. В том же году в ЦДУ ЕЭС была внедрена в эксплуатацию первая универ­сальная ЭВМ третьего поколения типа ЕС-1030.

Программой совершенствования системы диспетчерского управления предусматривалось сооружение центрального и девяти зональных управляющих вычислительных центров (ЗУВЦ), оснащенных современными средствами вычис­лительной техники, сбора и обработки информа­ции. Эти ЗУВЦ, в состав которых входили и ДЦ соответствующих ОДУ, были призваны коорди­нировать деятельность по внедрению новых тех­нических средств и программного обеспечения в регионах.

Первый ЗУВЦ (ОЭС Северо-Запада) вступил в строй в 1975 г, В том же году были приняты в эксплуатацию первые очереди АСДУ ИДУ ЕЭС и четырех ОДУ (Урала, Юга, Северо-запада и Казахстана). На этих объектах был освоен пол­ный комплекс программ расчетов долгосрочных и краткосрочных режимов и введены в эксплуа­тацию мини-ЭВМ, реализующие в ограничен­ном объеме набор функций, аналогичный тому, который в зарубежных системах именуется тер­мином ЙСАОА. В двух ОДУ (Урала и Северо-запада) на базе мини-ЭИМ «Видеотон-ЮЮЬ» были внедрены в эксплуатацию упрощенные системы АРЧМ. Продолжалось оснащение ЭВМ второго поколения на ЭЭС, где они использова­лись для решения задач АСДУ и задач организа­ционно-экономического управления. Общее число таких ЭЭС достигло 27. Разворачивалось освоение ЭВМ третьего поколения.

В 1976 г. был сдан в эксплуатацию новый ДЦ ЦДУ ЕЭС, а в 1978 г. ЗУВЦ ОЭС Урала.

В течение 80-х годов продолжалась работа по вводу в эксплуатацию ЗУВЦ: Средней Волги (1981 г.). Северного Кавказа (1987 г.), Закавказья (1988 г.), Украины (1989 г.). Все ЗУВЦ оснаща­лись ЭВМ третьего поколения. В то же время развернулась широкая работа по сооружению новых и модернизации действующих ДЦ ЭЭС.

Таким образом, в 80-с годы начался второй этап создания ЛСДУ в ЕЭС. характеризующийся существенным совершенствованием средств диспетчерского управления на базе ЭВМ третье­го поколения, дисплеев, средств отображения информации общего пользования (режимных щитов, информационных табло и др.), новых комплексов телемеханики.

В работы но созданию ЗУВЦ, оснащению их техническими средствами сбора, обработки и отображения информации большой вклад вне-

ели В.И. Бердников, Ю.А. Вихорев, И.И. Вовчен-ко, И.Я. Зейдманис, Н.Д. Кузнецов, У.К. Курбан-галиев, В.Г. Орнов, Е.И. Петряев, А. Черня и др.

Центральной частью АСДУ стал оператив­ный информационно-управляющий комплекс (ОИУК), предназначенный для решения всех за­дач долгосрочного и краткосрочного планирова­ния режимов оперативного и автоматического управления (за рубежом -этот комплекс программ называется Епег§у Мапа@етеп1 5уа1ет — ЕМУ). В состав ОИУК входят четыре ЭВМ (две мини и две универсальные), образующие две под­системы: информационно-управляющую (ИУГ1) и информационно-вычислительную (ИВП). Под­система ИУП обеспечивает автоматический сбор и обработку оперативной информации, управление средствами се отображения, выпол­нение сравнительно несложных оперативных расчетов, а также функции автоматического управления. Для реализации последних функций ИУП обычно дополняется еще двумя мини-ЭВМ или специальными ЭВМ повышенной надежно­сти. При этом, но сути дела, происходит разделе­ние ИУП на две информационно связанные под­системы: информационную и управляющую. Реализуемая с помощью мини-ЭВМ ИУП осна­щена соответствующими устройствами связи с объектом (ЭЭС).

Подсистема ИВП обеспечивает выполнение оперативных и плановых краткосрочных рас­четов но планированию и анализу режимов, выбо­ру уставок РЗА. Подсистема строится на базе уни­версальных ЭВМ средней или большой произво­дительности, позволяющих создавать необходи­мые архивы данных. Между подсистемами осу­ществляется обмен массивами информации.

Развитие АСДУ, усложнение функций дис­петчерского управления потребовали значитель­ного увеличения объема телемеханической ин­формации: число телеизмерений, поступающих на ДЦ высших уровней управления (ЭЭС, ОДУ, ЦДУ ЕЭС), достигло 500—1000, а телесигналов — 500—1500. Это потребовало модернизации систем телемеханики на основе адаптивных ме­тодов передачи информации и центральных про­граммируемых приемопередающих станций (ЦППС). выполненных на базе микроЭВМ типа КРТ венгерского производства.

Эти ЦППС обладают следующими возмож­ностями- отличающими их от традиционных приемных устройств телемеханики: взаимодей­ствия с устройствами контролируемых пунктов и другими ЦППС различных типов (благодаря наличию нерепрограммируемых канальных адаптеров); адаптивной ретрансляции информа­ции на аналогичный и другие уровни управления

без применения специальных ретранслирующих устройств; передачи цифробуквенной информа­ции; подключения цифровых приборов, а также мнемосхемы диспетчерских щитов; простого со­пряжения с ЭВМ ОИУК.

Эта работа проводилась совместно со спе­циалистами фирмы «Видеотон» (Венгрия) при активном участии специалистов В11ИИЭ и ЦДУ В.А. Забегалова, В.И. Кочкарева, Г.П. Кутлера, В.Г. Орнова.

Для отображения информации в ОИУК ипользовались псевдографические, а в отдельных случаях и графические цветные дисплеи. Управ­ление средствами отображения информации кол­лективного пользования осуществлялось от мини-ЭВМ ОИУК через специальную микроЭВМ.

В качестве средств отображения информа­ции коллективного пользования наряду с тради­ционными диспетчерскими щитами, оснащен­ными новыми цифровыми приборами, применя­ются: информационные табло, режимные щиты с представлением обобщенных показателей ре­жима для ОЭС (ЭЭС) и др.

Новые ОИУК АСДУ к 1990 г. были внедрены в 60 ЭЭС, а также на 42 предприятиях (ПЭС) и районах (РЭС) электрических сетей и на двух предприятиях тепловых сетей. ОИУК, внедряв­шиеся в электрических и тепловых сетях, а так­же в небольших ЭЭС, имели упрощенную струк­туру и менее мощные ЭВМ.

На девяти ПЭС высокого напряжения на базе мини- и микроЭВМ были созданы автоматизиро­ванные системы технологического управления (АСУТП), не показавшие однако высокой эф­фективности и не получившие поэтому распро­странения.

Функционирование АСДУ обеспечивалось системой каналов связи, которая на верхних уровнях диспетчерского управления (ЦДУ ЕЭС, ОДУ ЭЭС) реализуется главным образом с помо­щью арендованных каналов связи, а также кана­лов по ВЛ высокого и сверхвысокого напряже­ния и ведомственным кабельным и радиорелей­ным линиям (РРЛ). Характерная для электро­энергетики связь по линиям 35—750 кВ пред­ставляет основной вид связи в звене управления ЭЭС — ЭС или ПЭС. В ЭЭС используются также малоканальные РРЛ. Основным видом связи с подвижными объектами в распределительных сетях является УКВ-радиосвязь. В создании сети связи диспетчерского и технологического управ­ления важную роль сыграли работники служб те­лемеханики и связи ЦДУ и ОДУ М.А. Артиби-лов, В.Х. Ишкин и др.

С помощью ОИУК решается весь комплекс задач долгосрочного и краткосрочного планиро­вания режимов, а также следующие задачи опе­ративного управления: сбор и первичная обра­ботка (достоверизация) текущей технологичес­кой информации; формирование суточной ведо­мости; контроль и идентификация режима (кон­троль параметров режима, схемы сети, состоя­ния оборудования; анализ ситуации; оценка из­менения частоты и мощности; прогноз нагруз­ки); формирование модели текущего режима, оценка состояния; оценка надежности режима (расчет баланса активной мощности, оператив­ный расчет установившегося режима, контроль надежности режима по термической стойкости оборудования, оценка тяжести возможных ава­рийных нарушений схемы сети, оперативная оценка достаточности резерва по активной мощ­ности, оперативная оценка режима по реактив­ной мощности с целью оценки опасности нару­шения устойчивости по напряжению, оператив­ная оценка надежности режима но критериям статической устойчивости); ретроспективный анализ аварийных событий; контроль за состоя­нием средств оперативного и автоматического управления (каналов связи, средств телемехани­ки, устройств РЗ и ПЛ); оперативный контроль качества электроэнергии; оперативная коррек­ция режима по активной мощности; оператив­ный контроль за работой ГЭС и состоянием во­дохранилищ; формирование советов диспетчеру по реализации резервов ГЭС и по обеспечению надежности ЭЭС в текущем режиме и др.

В составе АСДУ распределительных сетей наряду с многими задачами, перечисленными выше, реализуются также следующие функции:

контроль состояния схемы сети; оценка тер­мической стойкости элементов сети (ЛЭП и трансформаторов); определение чувствитель­ности РЗ и надежности действия плавких предо­хранителей; определение расстояния до места повреждения на ПЛ: расчеты уравнительных то­ков; моделирование режима сети и др.

Освоение методов искусственного интеллек­та и в первую очередь экспертных систем, по­зволили создать программы-советчики дис­петчера по рассмотрению оперативных заявок на вывод оборудования и средств управления в ремонт, формированию рекомендаций по вос­становлению полностью погашенной ЭЭС (энер­горайона) и др.

ЭВМ, работающие в составе АСДУ, исполь­зуются также для реализации функций автома­тического управления, основными из которых являются АРЧМ, автоматическое предотвраще­ние нарушения устойчивости (АПНУ), автома­тическая корректировка настройки ПА и др.

Специальные программы, функционирую­щие в составе АСДУ, используются для реализа­ции функций обучения и тренировки оператив­ного персонала. С помощью ЭВМ реализуются разные формы обучения: постановка вопросов и задач обучаемому; изложение кратких сведе­ний по изучаемой проблеме с иллюстрацией диа­граммами, графиками, схемами; моделирование и пересчет режимов в процессе обучения. Систе­ма тренажера может реализовать и справочные функции, отвечать на вопросы обучаемого по ин­тересующим его проблемам.

Возможности машинных систем обучения и тренировки оперативного персонала сущест­венно расширяются при использовании удален­ных терминалов. Персонал при этом обучается не только выполнению функций управления оп­ределенным объектом (ПЭС, ЭЭС), но и исполь­зованию средств управления (работе с клавиату­рой дисплея, поиску необходимой информации и т.д.). При необходимости в обучении (трени­ровке) принимает участие инструктор, для кото­рого предусматривается специальный пульт. По­добная система может использоваться одновре­менно дежурными нескольких ПЭС, на которых установлены соответствующие терминалы.

В 90-х годах развернулись работы третьего этапа но переводу ЛСДУ на новую платформу (технические средства и программное обес­печение). Эти работы определяются необходимо­стью замены технически и морально устаревших средств вычислительной техники на ДЦ всех уровней управления. При этом предполагается поэтапный переход от централизованных ОИУК к децентрализованным сетевым структурам.

Вначале в качестве платформы новых ОИУК были выбраны локальные сети (ЛС) персональ­ных ЭВМ (ПЭВМ) и программные средства, языки про­граммирования С, Pascal. В течение не­скольких лет было переработано для ПЭВМ и су­щественно улучшено все прикладное програм­мное обеспечение (ПО), реализованное ранее на ЕС ЭВМ и мини-ЭВМ. Разработано также ПО для ПЭВМ при работе их в реальном времени, коммуникаций между ОИУК разных уровней управления, современного интерфейса для поль­зователей и др.

На действующих ДЦ модернизация осущест­вляется без нарушения функций управления за счет стыковки старой и новой платформ, по­степенного перевода задач АСДУ со старых тех­нических средств на новые и последующего исключения из ОИУК старых ЭВМ. Практически во всех ОДУ и АОэнерго ЛС ПЭВМ используют­ся для решения основных -задач АСДУ, а около 40 %ОИУК ЭЭС реализованы только на базе ЛС ПЭВМ (без использования старых универсаль­ных и мини-ЭВМ). Кроме того, на базе ЛС ПЭВМ созданы ОИУК более чем 100 ПЭС и РЭС.

В состав сетевых ОИУК, как правило, входят одна-две ПЭВМ для приема и обработки инфор­мации, два файл-сервера и более, одна-две ПЭВМ-коммуникатора (для приема-передачи данных по телефонным и телеграфным кана­лам), а также необходимое количество ПЭВМ для автоматизированных рабочих мест (АРМ) диспетчеров и технологов. Основное отличие модификаций ОИУК — способ ввода (вывода) телеинформации (функ­ции ЦППС). Первый способ предусматривает использование специальных ЦППС (микроЭВМ КРТ, приемные устройства телекомплексов). Первый вариант базируется на ЭВМ фирмы IВМ К8/6000. В состав комплекса техничес­ких средств входит четыре коммуникационных сервера, два файл-сервера для полнографичсского диалога и отображения информации. АРМ диспетчера оснащаются большими графически­ми мониторами. Все ЭВМ К8/6000 подключены к двойной ЛС ЕАегпег. которая в свою очередь, через мост (бридж) связана с существующей ЛС ПЭВМ. Каналы связи и телемеханики под­ключаются к программируемым адаптерам, имеющимся в двух коммуникационных серве­рах. Этот комплекс ориентирован в основном на применение в ЦДУ ЕЭС и ОДУ и является аналогом наиболее современных ОИУК ряда ЭЭС США и Европы. Первые четыре комплекса поставлены в ЦДУ ЕЭС России, ОДУ Урала, Центра и Северо-Запада. В последующие годы планируется оснащение такими комплексами ос­тальных ОДУ России.

Комплекс работает под управлением опера­ционной системы 05 А1Х (иМ1Х), прикладное программное обеспечение 110 8САОА (основ­ной объем информационных задач ОИУК) по­ставлено фирмой 51етепз Етргоз. Освоение, адаптация ПО ЗСАОА, подготовка информаци­онного обеспечения осуществляются специали­стами ВНИИЭ. ЦДУ ЕЭС и ОДУ Урала.

Второй вариант ОИУК базируется на ЭВМ фирмы «Мо1ого1а» или их аналогов «Сапсан Беста», работающих под управлением 05 ЕГМ1Х. Комплекс содержит две взаиморезервиро ванные ЭВМ, включенные в ЛС и оснащенные каналь­ными адаптерами для приема телеинформации

и управления диспетчерским щитом. Эти ЭВМ выполняют основной объем задач 5САОА, а диалог и отображение информации на первом этане внедрения осуществляются с помощью ПЭВМ ЛС. В дальнейшем количество ЭВМ может наращиваться по аналогии с ком­плексом на базе ЭВМ К.5/6000, Программное обеспечения 5САОА для этого комплекса разра­ботано сотрудниками ВПИИЭ и ЦДУ ЕЭС, причем оно может работать и на других ЦМХ-ЭВМ (К5/6000, 5иN и др.). Первые подобные комплексы апробированы и внедрены в ЦДУ ЕЭС, ОДУ Северного Кавказа и «Ленэнерго». Этот вариант ОИУК обладает меньшей произво­дительностью, чем ОИУК на базе ЭВМ К5/6000. но проще и дешевле. Поэтому он рекомендовав для большинства ЭЭС и крупных ПЭС.

ВНИИЭ совместно с Научно-техническим центром (НТЦ) ГВЦ РАО «ЕЭС России» разрабо­тан ОИУК ОС-УАХ на базе локальных и регио­нальных вычислительных сетей, которые могут включать в свой состав УАХ-ЭВМ, МУ-005-ЭВМ, НМ1Х-ЭВМ 0$-2 и ^N00^-ЭВМ. В качестве ядра системы предусматривается ис­пользование УАХ-совместимых ЭВМ (УАХ и ОЕС-УАХ) производительностью 10—24 млн и 80 млн операций в секунду соответственно- ЭВМ оснащены ОЗУ с объемом памяти 32— 512 Мбайт и накопителями па магнитных дисках 3—5 Гбайт. Надежность ядра системы и сохран­ность информации обеспечиваются использова­нием кластерной структуры технических средств, «теневых» дисков и резервированием всех основных элементов комплекса техничес­ких средств. В качестве серверов АРМ в первой версии системы используются УАХ-совмести-

мые ЭВМ. Приватизация и акционирование электроэнергетических предприятий России определя­ют необходимость расширения состава АСДУ за счет комплекса программ, поддерживающих функционирование федерального оптового рынка электрической энергии и мощности. Подобная подсистема «Учет и банковские расчеты» успешно функционирует в составе комплекса ЕМЗ АСДУ стран с развитой электроэнергетикой.

Поскольку ФОРЭМ, функционирующий в основных сетях ЕЭС России, жестко регулиру­ется и в перспективе его правила будут, безус­ловно, корректироваться в направлении дерегу­лирования и усиления конкуренции, представля­ет интерес изучение опыта ряда стран (Англии, Норвегии, США и др.); значительно продвинув­шихся в этой области.

Коммерческие отношения между субъекта­ми ФОРЭМ, в которых диспетчерские подразде­ления энергокомпаний (ЭК) участвуют во взаи­модействии с другими подразделениями, ответ­ственными за реализацию функций экономичес­кого управления, охватывают разные временные уровни: перспективное планирование (годы), долгосрочное планирование режимов (месяцы, год), краткосрочное планирование (сутки, неде­ля), оперативное управление (минуты, часы).

В процессе перспективного и долгосрочного планирования диспетчерские подразделения иг­рают вспомогательную роль, давая оценку до­пустимости (с точки зрения надежности и пропу­скной способности соответствующих участков электрической сети) и эффективности реализа­ции тех или иных контрактов и соглашений.

В процессе краткосрочного планирования и оперативного управления диспетчерские под­разделения (в том числе дежурный персонал) непосредственно осуществляют функции операто­ра или брокера на оперативном оптовом рынке электроэнергии и мощности (ООРЭМ). При этом можно выделить следующие функции, реализуе­мые диспетчерским персоналом, выступающим в роли оператора ООРЭМ: формирование соста­ва участников ООРЭМ (Англия); формирование цен на ООРЭМ [Англия; Норвегия; Нью-Йорк­ский пул (НП), США; корректировка цен на ООРЭМ при изменении схемы, режима сети, состава работающих агрегатов; формирование на основании показаний счетчиков электроэнер­гии и других приборов расчетных документов на ООРЭМ (Норвегия, НП); претензионная рабо­та с субъектами ООРЭМ но оформленным коммерческим документам; контроль оплаты по оформленным документам. Рассмотрим ко­ротко, как реализуются перечисленные функции диспетчерскими подразделениями националь­ных сетевых компаний (ИСК) Англии и Норве­гии, а также службами НП (США).

Состав участников ООРЭМ формируется НСК Англии для 48 коммерческих (диспетчер­ских) интервалов продолжительностью 0,5 ч ка­ждый накануне рабочих суток. При этом к рабо­те в каждом диспетчерском интервале привлека­ются агрегаты, владельцы которых предложили поставлять электроэнергию по наименьшим це­нам. Если за электроэнергию, произведенную те­ми же агрегатами, ЭК или независимые произво­дители запросили слишком высокую цену, дис­петчер ИСК эти агрегаты к работе не допускает, оставляя часть из них в резерве. Стоимость по­ставляемой производителями электроэнергии для каждого диспетчерского интервала опреде­ляется граничной стоимостью, предложенной за электроэнергию, поставляемую последним допущенным к работе агрегатом.

В Норвегии цена электроэнергии для каждо­го диспетчерского интервала (1 ч) определяется диспетчерской службой (накануне для суточно­го ООРЭМ или за неделю для недельного опто­вого рынка электроэнергии и мощности — ОРЭМ). Заметим, что почти вся электроэнергия в Норвегии производится на гидроэлектростан­циях. Экономическая характеристика представ­ляет собой данные о намерении субъекта рынка продавать или покупать электроэнергию в зави­симости от цен, устанавливающихся на ОРЭМ, Естественно, что при малых ценах ЭК будет стремиться покупать электроэнергию, а при вы­соких — продавать. На основании этих данных диспетчерский персонал ИСК—оператор рынка строит две обобщенные характеристики для ЭЭС в целом, отображающие зависимость сум­марного значения предлагаемой к продаже (покупке) мощности (электроэнергии) от цены на нее. В точке пересечения двух кривых опреде­ляется цена на электроэнергию в соответствую­щем диспетчерском интервале. При отсутствии сетевых ограничений для всей ЭЭС определяет­ся для каждого интервала одно значение цены, При наличии узких мест определяется несколько цеп. по одной для каждого района, отделенного от остальной части ЭЭС ограничивающим пере­током мощности сечением.

В Англии к граничной цене на электроэнер­гию для каждого диспетчерского интервала, определяемой при формировании графика и уточняемой по результатам работы, добавляет­ся ряд составляющих, учитывающих участие электростанций в поддержании требуемых зна­чений частоты и напряжения в контрольных точках, их подготовку к «подъему с нуля», а так­же наличие в ЭЭС резервов мощности. Послед­няя составляющая может существенно влиять на цену, увеличивая ее в десятки раз. Диспетчер НСК оперативно информирует субъектов ООРЭМ о существенном повышении цены, что стимулирует их реагировать в нужную сторону на изменение режима: поставщиков — уве­личивать производство электроэнергии, а потре­бителей — снижать ее потребление.

В Норвегии в случае возникновения в про­цессе работы узкого места в сети диспетчер опе­ративно изменяет региональные цены по обе стороны от узкого сечения, стимулируя уве­личение производства электроэнергии в дефицитной части и снижение — в избыточной.

В Норвегии также существует понятие о «регу­лировочном» ОРЭМ (РОРЭМ), под которым по­нимаются объявляемые диспетчером с целью поддержания нормального значения частоты в ЭЭС за 15—20 мин до наступления соответ­ствующего диспетчерского интервала торги с целью увеличения (при пониженном значении частоты в ЭЭС) или уменьшения (при повышен­ном значении частоты в ЭЭС) поставок электро­энергии в сеть. Как первая, так и вторая операция реализуются и оплачиваются на конкурсной основе.

В НП США, в состав которого входят девять ЭК, предусмотрена оперативная (каждые 6 мин) оптимизация режима ЭО но активной мощности. Достигаемая при этом прибыль распределяется по граничным стоимостям. Оперативно фикси­руются также согласуемые через диспетчера НП поставки по граничным ценам «аварийной» электроэнергии (в случае аварийного выхода из строя агрегата) и «дополнительной» электро­энергии и мощности (в случае оперативного вы­вода агрегата в ремонт).

Сложные взаиморасчеты между субъектами ОРЭМ, обусловленные изложенными стимули­рующими конкуренцию способами назначения цен на электрическую энергию и мощность, оп­ределяют необходимость широкого использова­ния в оперативных рыночных отношениях рабо­тающих в РВ ЭВМ АСДУ,