Расчетная модель предназначена для проведения конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед в соответствии с утвержденным Регламентом и используется Администратором торговой системы  для определения планового почасового производства и потребления участников оптового рынка электроэнергии и узловых равновесных цен. Модель актуализируется ежедневно для проведения конкурентного отбора на сутки вперед и содержит комплексную информацию, включающую основные характеристики сети и сетевого оборудования, топологию и параметры электрических линий и их эквивалентов.

Рассмотрим методику решения рыночной задачи в соответствии с Регламентом а проведения конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед.

Целевая функция задачи расчета узловых цен и объемов поставки и потребления «рынок на сутки вперед» задается следующим образом:

            (2.12)

 где  –  объем в l-й ступеньке ценовой заявки генератора g;

    –  реактивная мощность, выдаваемая генератором g;

     –  объем в l-й ступеньке ценовой заявки потребителя с;

    ,  –  модуль и фаза напряжения в узле j соответственно.

В расчетной модели учитываются следующие ограничения задачи оптимизации:

1. Баланс активной и реактивной мощности в узле j:

                    (2.13)

где  –  активная мощность, генерируемая поставщиком;

   –  активная мощность, принимаемая потребителем;

  p_ij, q_ij – потоки по ветвям, связанным с узлом j.

Нелинейные равенства, выражающие зависимость перетоков активной мощности  и реактивной мощности  по ветвям сети от модулей и фаз напряжений, определяются для всех ветвей по результатам расчета режима сети.

Определим функции перетоков. Полная мощность перетока, определяемая по условию,

после преобразований  и разделения комплекса на составляющие позволяет получить выражения для активной и реактивной мощности

     (2.14)

где - активная проводимость ветви (i,j);

  - реактивная проводимость ветви (i,j).

Определение потокораспределения в соответствии с выражениями (2.14) позволяет учитывать потери в сети.

2. Ограничения перетоков активной мощности по контролируемым сечениям:

                        (2.15)

где  - контролируемые сечения.

3. Ограничения по производству и потреблению электроэнергии, исходя из заявок участников рынка:

                         (2.16)

где  - активная мощность, соответствующая объему l-ой ступени ценовой заявки поставщика;

    - активная мощность, соответствующая объему l-ой ступени ценовой заявки потребителя.

4. Ограничения на производство реактивной мощности:

                              (2.17)

5. Ограничения на уровни напряжения:

                (2.18)

В ходе оптимизации происходит итерационный процесс, заключающийся в расчете режима сети и поиске оптимального решения.

Результаты работы расчетной модели, аналог которой был реализован в среде компьютерной математики в дипломной работе выпускника кафедры Каркунова , представлены на рисунке 2.14. Ценовые заявки генераторов приняты одноступенчатыми. Заявки потребителей приняты ценопринимающими. При расчете уровень потребления нагрузкой реактивной мощности определялся в соответствии с  и в качестве базисного узла был выбран узел № 6, значение модуля и фазы напряжения в котором приняты равными 115 и 0 ⁰.

Результатом расчета являются оптимальные значения P_g(l), P_c(l), U, d. В ходе решения определятся двойственные переменные к ограничениям.

Множители Лагранжа  к ограничениям (2.13) по балансу активной мощности в узлах  с экономической точки зрения интерпретируются как равновесные узловые цены.

Множители Лагранжа  к ограничениям (2.15) по контролируемым сечениям с экономической точки зрения интерпретируется как цены последнего 1 МВт пропускной способности сечений.

Результаты расчета представлены на  рисунке 14 и в таблице 2.2.

Рисунок 2.14

Запирании сечения Л7 приводит к недоотпуску электроэнергии от самого дешевого поставщика (Г5), вследствие чего увеличиваются значения узловых цен.

В результате отбора ценовых заявок получили, что генератор Г2 загружен в меньшей степени, хотя он мог принять нагрузку генератора Г1, имеющего более высокую ценовую заявку, данный случай объясняется тем, что при большей загрузке генератора Г2 возрастут потоки мощности по ЛЭП примыкающим к узлу 2 и 6, что приведет к увеличению узловых цен по сравнению с полученным результатом решения, вследствие увеличения потерь в сети.

Таблица 2.2 – Результаты расчета

Режим сети
Узел	1			2		3		4		5			6
P, МВт	14.28			27.53		-50		-40		-60			110
Q, Мвар	8.75			14.14		-20		-16		-24			42.9
U, кВ	111.96			113.25		111.51		111.17		112.39			115
d, рад	-0.0381			-0.0257		-0.0419		-0.0441		-0.03			0
Множители Лагранжа по условиям баланса мощности в узле
Узел	1			2		3		4		5			6
Множители Лагранжа по условиям пропускной способности ЛЭП
Линия		Л1	Л2		Л3		Л4		Л5		Л6	Л7
		0	0		0		0		0		0
Узловые цены
Узел	1			2		3		4		5			6
Заявка, руб	525			520		* (1000)		* (1000)		* (1000)			500
с, руб	525			520		526.25		527.75		521.47			500

Примечание: * - ценопринимающая заявка, в расчете принята равной 1000 руб.

В соответствии с территориальными и тарифными особенностями ЕЭС России для планирования рынка разработаны 2 расчетные модели, параметры которых приведены в таблице 2.3.

Таблица 2.3

Объем расчетных моделей позволяет корректно рассчитывать равновесную цену в каждом узле электрической сети, что создает адекватные ценовые сигналы участникам рынка. На рисунке 2.15 показан фрагмент сети с результатами модельного расчета.