输电阻塞管理方法与结合多时段需求的管理研究
0. 引言：
在传统电力体制下，整个电力系统从发电到配电都是统一管理和调度的，运行方式相对比较简单，系统的安全可靠运行相对容易得到保证。随着电力市场的改革，在竞争、高效的机制下，电力交易瞬息万变，可能会出现网络中部分线路传输容量趋于极限，进而使系统运行承受很大风险。因此解决电力系统运行时的阻塞问题成为保证电力市场体制下的系统安全可靠运行的关键。
阻塞问题产生的根本原因在于传输容量和系统稳定的限制，阻塞管理就是采用一定的技术、经济手段有效控制发电机与负荷，使系统运行在安全稳定的限制范围内，并保留一定的裕度。阻塞管理方法的适用性跟其所在的电力市场密切相关，目前电力市场主要有 Pool 模式、双边模式以及两者的混合模式。同时，任何一种阻塞管理方法，都存在其安全性和经济性特点，不同的方法具备各自的优缺点。
1. 传统阻塞管理的最优调度：
目前提出的阻塞管理方法主要有以下几种：发电机组重新调度、灵敏度分析法、输电权法、用户需求弹性和电价分解法。本文首先从电力市场下阻塞管理的应用与研究出发，对以上五种典型的阻塞管理方法进行分析与比较。 1.1发电机组重新调度：
发电机组重新调度是一种传统的阻塞管理方法，具有广泛的适用性，其应用基于 OPF 的方法[1-3]。首先根据机组的报价，按照报价低的先上网的原则，安排发电计划，如果出现阻塞则通过调整各发电机的出力来改善网络潮流，缓解阻塞。发电机组重新调度缓解阻塞的目标函数一般有两种：
（1） 发电机出力调整量最小为目标
minF???PGi （1-1）
iN式中，ΔPGi为发电机 i 的出力调整量，N 为参与调整出力的发电机总数。 （2）发电机调整费用最小为目标
minF???PGi??fi(?PGi) （1-2）
iN式中，f（为发电机 i 的出力调整量为ΔPGi时对应的出力调整报价。 iΔPGi）发电机典型的调整报价曲线如图 1.1 所示。图 1.1 中横坐标为机组增加或减少出力的调整量，纵坐标为与调整量相对应的报价，由于增加机组出力需要额外的燃料成本费用，故增加出力报价高于减少出力报价。
调整价格/(USD/MV)减少出力报价增加出力报价调整量/MW
图1.1 机组出力调整报价曲线
发电机组重新调度缓解阻塞的约束条件为： （1） 功率平衡约束
N???PGi??PDi?Vi?Vj(Gijcos?ij?Bijsin?ij)?0j?Ni? (1-3) ?N??Q??Q?VGiDii?Vj(Gijcos?ij?Bijsin?ij)?0?j?Ni?（2） 发电机出力约束
minmax??PGi?PGi?PGi (1-4) ?minmax??QGi?QGi?QGi（3） 节点电压约束
Vimin?Vi?Vimax (1-5)
（4） 线路潮流约束
Iimin?Ii?Iimax (1-6)
式中，PGi、PDi为节点 i 的有功出力和有功负荷，QGi、QDi为节点 i 的无功出力和无功负荷，Vi、Vj为节点 i、j 的电压幅值，θij为节点 i、j 的电压相角差，Gij和 Bij为节点导纳矩阵的相应元素， PGimax 、PGimin 、QGimax 、QGimin 为
节点 i 有功出力、无功出力的上下限，Vimax 、Vimin 为节点 i 的电压幅值上下限，Il为线路 l 的电流，Iimax 、Iimin为线路 l 的电流上下限。
该阻塞管理模型基于安全校正的方法，对于电力市场的交易模式具有良好的适用性，但由于对发电机出力进行了调整，可能会造成发电成本较高的机组发电份额增大，从而造成发电费用攀升。同时在严重阻塞时，可能会出现部分机组不出力的极端情况，甚至可能该模型在约束条件下，无法取得最优的机组调整策略来消除阻塞。 1.2 灵敏度分析法
发电转移分布因子（Generator Shift Distribute Factor，GSDF）是基于灵敏度分析法的阻塞管理模型中的重要参数，描述了发电机注入量与线路潮流的关系，当发生阻塞时，根据发电机对阻塞线路的潮流影响程度，选择对阻塞线路影响最大的发电机，调整其出力消除阻塞。
GSDF 反应了发电机出力变化时线路中的潮流变化情况，其定义为：
Aij?k??Pij?PGk (1-7)
式（1-7）表示发电机 k 发生单位出力的变化，导致的线路 ij 上的有功潮流变化。
在直流潮流模型中，GSDF 可以由电抗矩阵直接导出：
Aij?k??Pij?PGk?xik?xjkxij (1-8)
式中，i、j 为线路 ij 的首末节点，xik和 xjk分别电抗矩阵的对应元素，xij为线路 ij 的支路电抗。
由此可以看出，对于给定的网络，由于节点阻抗矩阵和线路电抗是固定的，GSDF 是一个定值。直流模型下的 GSDF 计算快速，仅与网络结构有关，不受到网络中潮流的影响，阻塞管理时只需计算一次。GSDF 在直流模型下没有考虑无功功率的影响，但在交流模型下计算则不能保证计算的快速性，因此可根据系统实际运行情况来确定。
基于 GSDF 的阻塞管理模型如下[4]：
minF???PGK?fi(?PGk) (1-9)
kNGs..t????????Aij?k?PGK???Pij (1-10)
kNG??PkNGGK?0 (1-11)
minmax?????????????PGk??PGK??PGk (1-12)
式中，NG 为参与阻塞管理的机组总数，ΔPGkmax 、ΔPGkmin分别为机组 k 的最大和最小出力调整量。式（1-10）表示机组出力调整后阻塞支路阻塞消除，式（1-11）表示机组出力调整后网络仍保证功率平衡，式（1-12）表示机组出力调整在其约束范围内。
基于 GSDF 的阻塞管理流程如下：
步骤 1：根据各机组报价，以发电成本最小为目标，计算各机组出力； 步骤 2：安全校验，检测是否出现阻塞情况，没有转步骤 5，否则进行下一步；
步骤 3：计算网络 GSDF，根据各发电机对阻塞支路的敏感度安排参与处理调整的机组；
步骤 4：根据式(1-9)—(1-12)组成的阻塞管理模型，调整机组出力，并转步骤 2；
步骤 5：确定机组出力，安排运行。
基于 GSDF 的阻塞管理充分利用灵敏度作为选择参与出力调整机组的依据，能够以较小的调整规模解决阻塞问题。该方法虽然以调整费用最小优化机组调整量，但是可能选择了调整费用较高的机组，造成阻塞管理费用过高，同时没有考虑到技术等因素造成的部分机组无法调整的情况。文献[5]针对以上问题，引入了综合评价因子，根据灵敏度系数和调整报价综合评定选择参与阻塞管理的机组。 1.3 输电权法
系统阻塞会产生电力价格的波动，为了避免这种情景，国外多个电力市场引入了输电权法进行阻塞管理。输电权法可分为两类：基于潮流的输电权（Flow Gate right，FGR）和金融性输电权 FTR。
FGR 是定义和分配使用输电端口输电容量的权利，通过基于直流潮流的功率传输分布因子（Power Transmission Distribution Factors，PTDF），将 FGR 所
规定的交易与实际系统产生的潮流相匹配，节点 m 到 n 的交易对线路 i 到 j 的 PTDF定义如下：
PTDFij,mn??Pij?Pmn (1-13)
式中，ΔPij为线路 ij 上的潮流变化量，ΔPmn为节点 m、n 之间的交易变化量，则节点 m、n 之间的交易在线路 ij 上产生的潮流可表示为：PTDFij，mn×交易量。
基于 FGR 的阻塞管理方法，首先要求系统运行人员必须定时公布可能出现阻塞的通道以及相应的 PTDF，然后根据交易信息和 PTDF 计算网络的可能潮流情况，对于拥有 FGR 的交易可以优先调度，并避免由于阻塞产生的价格波动，否则将面对价格风险。基于 FGR 的阻塞管理较为简单，易于交易，但为避免风险和获得优先调度权，交易上需要购买较多FGR[6]。
FTR 是基于实时电价理论的。由于线路潮流限制，网络节点的电价不一致，故交易商需要支付由两节点的节点电价差计算的阻塞成本，如果交易商具备两节点间的 FTR，则会获得部分或者全额的补偿，从而有效避免了价格波动的风险。基于 FTR 的阻塞管理便于操作和实施，并且对交易商起到激励作用，但交易商需要购买 FTR 来避免一条线路阻塞引起的其他线路的价格波动的风险，一定程度上有失公平性。
总之，基于 FGR 和 FTR 的阻塞管理都有效规避了阻塞产生的价格风险，两者出发点不同，前者属分散化市场思想，后者源自集中调度思想[7]。两者的比较见表 1.1。
表 1.1 FGR 和 FTR 的比较
类型 适用性 市场流动性 费用确定 获益方式 复杂度
FGR 分散式 线路 好 事前确定 优先调度、规避风险
复杂
FTR 集中式 点对点 差 事后确定 获得补偿 简单
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