黃 堃，梁加本

(1.東南大學(xué) 電子科學(xué)與工程學(xué)院，南京 210096；2.國電南瑞科技股份有限公司，南京 211106)

近年來，隨著全球能源變革的不斷推進(jìn)，以風(fēng)力發(fā)電為主的可再生能源在電網(wǎng)中的滲透率正在逐漸提高[1]，高比例可再生能源接入電網(wǎng)所帶來的強(qiáng)波動性使得電網(wǎng)阻塞現(xiàn)象愈發(fā)突出。隨著我國電力市場化改革的深入，中長期市場交易電量不斷增大，可再生能源跨區(qū)域交易比例不斷提升，輸電網(wǎng)阻塞已經(jīng)成為迫切需要解決的問題[2]。

電力現(xiàn)貨市場環(huán)境下，當(dāng)輸電網(wǎng)發(fā)生潮流阻塞時，需在短時間內(nèi)調(diào)整市場中的交易計劃消除阻塞，保證電網(wǎng)的安全運行[3]。目前主要依靠調(diào)節(jié)常規(guī)機(jī)組的出力或切除電網(wǎng)負(fù)荷來實現(xiàn)，阻塞管理費用較高[4-6]。隨著大量分布式電源、電動汽車以及可控負(fù)荷接入配電網(wǎng)，配電網(wǎng)的靈活性有了顯著的提高，同時針對主動配電網(wǎng)的研究促使配電網(wǎng)的可控性大大增加[7-8]，通過激勵配電網(wǎng)的可控資源參與電力現(xiàn)貨市場的輸電網(wǎng)阻塞管理已成為一種可能[9]。因此研究電力現(xiàn)貨市場下考慮配電公司參與的輸電網(wǎng)阻塞緩解方法具有重要意義。

配電公司參與下的輸電網(wǎng)阻塞緩解問題的關(guān)鍵是如何確定配電公司的最優(yōu)市場競價、獲得經(jīng)濟(jì)利益最大的阻塞管理方案，以及在確保配電網(wǎng)安全運行的前提下快速實現(xiàn)對其內(nèi)部資源的最優(yōu)調(diào)度。在實際運行過程中，輸電網(wǎng)通過現(xiàn)貨電力市場開放競標(biāo)獲取阻塞管理費用最小的方案，配電公司通過協(xié)調(diào)調(diào)度其內(nèi)部資源對市場激勵快速做出響應(yīng)。輸電網(wǎng)與配電網(wǎng)之間相互獨立又彼此影響，這是典型的雙層規(guī)劃模型[10]。目前，該模型也在電力市場有著一定的應(yīng)用。文獻(xiàn)[11]提出了電力市場環(huán)境下的微電網(wǎng)雙層經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型，雖然實現(xiàn)了微電網(wǎng)最優(yōu)運行，但是在優(yōu)化過程中僅從調(diào)度角度出發(fā)，并未充分考慮微電網(wǎng)中用戶參與意愿。文獻(xiàn)[12]針對輸電網(wǎng)阻塞問題，構(gòu)建了基于電力現(xiàn)貨市場下的虛擬電廠和輸電網(wǎng)的雙層模型，并采用原對偶內(nèi)點法對模型進(jìn)行求解，實現(xiàn)對輸電網(wǎng)阻塞的緩解。由于所構(gòu)建雙層模型中潮流計算的非線性特征，因此在虛擬電廠模型中未涉及電網(wǎng)潮流，配電網(wǎng)的安全性難以得到保障。文獻(xiàn)[13]提出了多虛擬電廠參與電力市場時的雙層協(xié)調(diào)機(jī)制，建立多虛擬電廠雙層優(yōu)化模型。通過對多個虛擬電廠的雙層協(xié)調(diào)實現(xiàn)經(jīng)濟(jì)調(diào)度。雖然得到了很好的效果，但是多個虛擬電廠模型構(gòu)建過程僅考慮能量交換，對電網(wǎng)運行的安全性也并未涉及。

因此，本文從配電網(wǎng)安全和用戶滿意度的角度出發(fā)，構(gòu)建電力現(xiàn)貨市場下輸配協(xié)同的雙層優(yōu)化模型解決輸電網(wǎng)阻塞問題。目前，對于雙層優(yōu)化模型的求解方法主要有集中式求解方法和分布式求解方法兩種。集中式中求解方法首先需要對全局?jǐn)?shù)據(jù)進(jìn)行收集，之后通過統(tǒng)一求解得到問題的最優(yōu)解。因此，這種方法適用于規(guī)模不太大的系統(tǒng)；而分布式求解方法更注重各個區(qū)域之間的協(xié)調(diào)，通過各個區(qū)域的協(xié)調(diào)得到最優(yōu)解，從而保護(hù)各個區(qū)域的數(shù)據(jù)隱私，避免大規(guī)模的數(shù)據(jù)傳輸，給各個區(qū)域更多自主運行的空間，這種方法適用于規(guī)模較大的系統(tǒng)[14]。目前，分布式求解算法主要分為基于拉格朗日松弛的方法，例如目標(biāo)級聯(lián)法(analysis target cascading，ATC)和交替方向乘子法(alternating direction method of multipliers)[15-16]，基于Karush-Kuhn-Tucker(KKT)的方法，如異構(gòu)分解法[17]，Benders分解方法三類[18]。在上述方法中，ATC方法能夠有效解決多層級、多主體協(xié)調(diào)優(yōu)化調(diào)度問題，具備較高包容性，能夠很好克服傳統(tǒng)對偶分解算法在迭代中反復(fù)震蕩等問題，此外，ATC方法不要求模型所構(gòu)建的目標(biāo)函數(shù)為嚴(yán)格凸函數(shù)，因此采用ATC方法對所構(gòu)建的模型進(jìn)行求解。

為了更好解決輸電網(wǎng)阻塞問題，本文基于輸、配電網(wǎng)的運行現(xiàn)狀與市場架構(gòu)，提出了電力現(xiàn)貨市場下考慮配電公司參與的輸配協(xié)同雙層阻塞緩解模型。輸電網(wǎng)層以阻塞管理費用最小為目標(biāo)進(jìn)行優(yōu)化，配電網(wǎng)層以用戶響應(yīng)滿意度和電網(wǎng)安全為目標(biāo)，通過上下層之間的交互迭代，實現(xiàn)電網(wǎng)全局資源的優(yōu)化利用。此外，考慮到電力現(xiàn)貨市場中實時交易市場對時間的要求，在配電網(wǎng)層模型中，采用二階錐優(yōu)化對配電網(wǎng)潮流進(jìn)行線性化，加快模型的求解。最后采用IEEE9節(jié)點的輸電網(wǎng)和改進(jìn)的15節(jié)點和18節(jié)點配電網(wǎng)組成的輸配全局電網(wǎng)進(jìn)行仿真，驗證了本文所提方法的有效性。

1 電力現(xiàn)貨市場下輸電網(wǎng)阻塞管理架構(gòu)

根據(jù)文件《關(guān)于推進(jìn)電力市場建設(shè)的實施意見》內(nèi)容，當(dāng)前我國電力現(xiàn)貨市場主要開展日前、日內(nèi)、實時電能交易和備用、調(diào)頻等輔助服務(wù)交易，并且已經(jīng)在山東、山西、廣東等多個城市開展試點運行。電力現(xiàn)貨市場的發(fā)展使得電力交易的模式和手段不斷豐富，這為配電網(wǎng)參與市場互動奠定了很好的基礎(chǔ)。

目前，隨著配電網(wǎng)中大量分布式電源和可控負(fù)荷的接入，使得電網(wǎng)的靈活性得到了極大的提高。在實際運行過程中，配電網(wǎng)可由數(shù)據(jù)采集與監(jiān)控系統(tǒng)(SCADA)對數(shù)據(jù)進(jìn)行把控，通過配電網(wǎng)調(diào)度管理系統(tǒng)(DMS)進(jìn)行內(nèi)部資源的調(diào)度，并制定相應(yīng)的競標(biāo)方案參與電力現(xiàn)貨市場?？紤]到參與阻塞市場資源的可調(diào)度性，本文所述配電公司通過DMS僅對配電網(wǎng)中的可控分布式機(jī)組和可響應(yīng)負(fù)荷進(jìn)行調(diào)度。

如圖1所示，當(dāng)輸電網(wǎng)線路發(fā)生阻塞后，輸電網(wǎng)監(jiān)測裝置會收集數(shù)據(jù)并上傳輸電網(wǎng)調(diào)度中心，此時，各傳統(tǒng)電廠和配電公司向電力現(xiàn)貨市場提供競標(biāo)信息。輸電網(wǎng)調(diào)度中心通過對市場參與者的市場參數(shù)與運行參數(shù)進(jìn)行技術(shù)確認(rèn)，以輸電網(wǎng)阻塞緩解費用最低為目標(biāo)確定各市場參與者的調(diào)整方案，并將各個調(diào)整功率下發(fā)給各市場參與者。配電公司根據(jù)輸電網(wǎng)下發(fā)的調(diào)整功率在確保用戶滿意度和電網(wǎng)安全的情況下，計算可響應(yīng)用戶、分布式發(fā)電機(jī)組的調(diào)整功率和單位功率響應(yīng)電價，并上報電力現(xiàn)貨市場。電力現(xiàn)貨市場更新競標(biāo)信息。輸電網(wǎng)調(diào)度中心根據(jù)更新的競標(biāo)信息再次確定各市場參與者的調(diào)整方案。以此往復(fù)，直到同時輸電網(wǎng)調(diào)度中心下發(fā)的調(diào)整方案與各個配電公司得到的調(diào)整方案保持一致。此時參與輸電網(wǎng)阻塞緩解的各個配電公司在電力現(xiàn)貨市場完成競標(biāo)并獲得授權(quán)，輸電網(wǎng)向各參與者發(fā)送調(diào)整方案，最終解決輸電網(wǎng)的阻塞問題。

圖1 考慮配電網(wǎng)公司參與的輸電網(wǎng)阻塞緩解架構(gòu)Fig.1 Transmission network congestion management framework considering ADN participation

2 基于輸配協(xié)同的阻塞緩解模型

2.1 輸電網(wǎng)層調(diào)度模型

輸電網(wǎng)層調(diào)度模型通過所獲取的電網(wǎng)阻塞功率，以阻塞緩解費用最小為目標(biāo)，對輸電網(wǎng)層可調(diào)度資源進(jìn)行有效調(diào)度，其具體如公式(1)所示：

minf1=FT，G+FAND.

(1)

式中：FT,G為發(fā)電機(jī)組的調(diào)度費用，F(xiàn)ADN為配電公司的響應(yīng)費用。具體如公式(2)、(3)所示：

(2)

(3)

約束條件如下。

2.1.1潮流約束

P=Bθ.

(4a)

P=PMT-Pload-PADN.

(4b)

(4c)

其中，PMT,Pload,PADN,P,θ分別為除平衡節(jié)點以外其他所有節(jié)點的發(fā)電機(jī)有功功率向量、負(fù)荷有功功率向量、配電網(wǎng)有功功率向量、節(jié)點注入有功功率向量和節(jié)點電壓相角向量。B為只考慮支路電抗的節(jié)點導(dǎo)納陣。Pn為支路i-j所流過的有功功率，θi和θj分別表示節(jié)點i和節(jié)點j的電壓相角，xij為支路i-j的電抗。

2.1.2發(fā)電機(jī)約束

(5a)

(5b)

2.1.3配電網(wǎng)響應(yīng)裕度約束

(6)

2.1.4網(wǎng)絡(luò)安全約束

(7)

2.1.5功率調(diào)度約束

(8)

式中：Gl-i為發(fā)電機(jī)i對支路l的靈敏度因子；Gl-j為配電網(wǎng)j對線路l的靈敏度因子；ΔPl-need為輸電網(wǎng)阻塞線路l所需削減的負(fù)荷。

通過對模型的求解，輸電網(wǎng)可根據(jù)電力現(xiàn)貨市場中各參與者的報價和可調(diào)整容量，以阻塞費用最小為目標(biāo)計算得到最優(yōu)的阻塞緩解方案，并將具體調(diào)整量下發(fā)到電力現(xiàn)貨市場中的相關(guān)參與者。

2.2 配電網(wǎng)調(diào)度模型

考慮到配電公司近幾年所倡導(dǎo)的優(yōu)質(zhì)服務(wù)政策，配電網(wǎng)調(diào)度模型以電壓波動最小和用戶響應(yīng)滿意度最大為目標(biāo)，采用層次分析法[19-20]確定各目標(biāo)權(quán)重，并將輸電網(wǎng)層下發(fā)的有功功率調(diào)節(jié)量以罰函數(shù)的形式引入到目標(biāo)函數(shù)中，下面以可參與市場競標(biāo)的配電網(wǎng)n為例，對模型進(jìn)行介紹。

目標(biāo)函數(shù)：

(9)

(10)

(11)

(12)

(13)

(14)

對于配電網(wǎng)n其約束條件如下：

2.2.1潮流約束

(15a)

(15b)

(15c)

(15d)

(15e)

考慮到模型求解的速度，本文采用文獻(xiàn)[19]所提方法，對配電網(wǎng)潮流計算進(jìn)行線性化。首先定義：

(16)

(17a)

(17b)

(17c)

(17d)

(17e)

之后將公式(16)進(jìn)行進(jìn)一步松弛得到：

(18)

再進(jìn)一步等價變形，公式(17)將轉(zhuǎn)化為標(biāo)準(zhǔn)二階錐形式：

(19)

2.2.2配電網(wǎng)安全約束

(20a)

(20b)

(20c)

2.2.3分組投切電容器約束

(21)

2.2.4用戶滿意度約束

(22a)

(22b)

2.2.5用戶補(bǔ)償電價約束

考慮到電網(wǎng)的經(jīng)濟(jì)性，因此補(bǔ)償電價將會存在相應(yīng)約束：

bbn≤2v.

(23)

2.2.6配電網(wǎng)發(fā)電機(jī)約束

(24)

2.2.7配電網(wǎng)響應(yīng)裕度約束

(25)

根據(jù)上述參數(shù)，可以計算最終參與輸電網(wǎng)阻塞管理的單位負(fù)荷響應(yīng)價格：

(26)

其中，sn為配電網(wǎng)n中可控分布式發(fā)電機(jī)組單位發(fā)電成本。

最終將計算得到配電網(wǎng)n參與輸電網(wǎng)阻塞管理的單位功率響應(yīng)價格、最優(yōu)響應(yīng)功率，并通過配電公司上報給電力現(xiàn)貨市場，電力現(xiàn)貨市場交易中心對配電網(wǎng)n的競標(biāo)信息進(jìn)行更新，供輸電網(wǎng)調(diào)度中心進(jìn)行決策。

3 求解方法

在所建模型中的輸電網(wǎng)層和配電網(wǎng)層調(diào)度模型均含有相互影響的耦合變量，無法獨立求解。考慮ATC算法能夠有效解決多層級、多主體協(xié)調(diào)優(yōu)化調(diào)度問題，同時具備較高包容性，能夠很好克服傳統(tǒng)對偶分解算法在迭代中反復(fù)震蕩等問題，本文采用ATC算法對上述模型進(jìn)行求解，其收斂性在文獻(xiàn)[21]中已經(jīng)得到嚴(yán)格證明。

3.1 目標(biāo)函數(shù)重構(gòu)

在ATC算法框架下，本文將兩層模型中的耦合變量以罰函數(shù)的形式松弛到目標(biāo)函數(shù)中[22]，實現(xiàn)對模型的解耦。因此，重構(gòu)各層目標(biāo)函數(shù)。

輸電網(wǎng)層目標(biāo)函數(shù)修改為：

(27)

配電網(wǎng)n目標(biāo)函數(shù)修改為：

(28)

3.2 求解流程

基于ATC的算法流程如圖2所示，其具體步驟如下。

步驟1：當(dāng)阻塞發(fā)生時，初始化ω1,k，ω2,k和k；收集該時刻下電力現(xiàn)貨市場的競標(biāo)信息，傳遞給輸電網(wǎng)調(diào)度中心。

步驟4：電力市場更新各個配電公司的報價信息。

(29)

(30)

其中，ζ為收斂系數(shù)，γ為常數(shù)，一般取1≤γ≤3；ω1,k,ω2,k的初值一般取比較小的常數(shù)。

圖2 基于ATC算法的輸電網(wǎng)阻塞緩解流程圖Fig.2 Transmission network congestion mitigation flow chart based on ATC algorithm

4 案例分析

4.1 案例介紹

如圖3所示，本文采用IEEE9節(jié)點的輸電網(wǎng)和兩個修改后的配電網(wǎng)組成的輸配全局電網(wǎng)進(jìn)行仿真，驗證本文所提方法的有效性。其中，配電公司1管理15節(jié)點配電網(wǎng)，配電公司2管理18節(jié)點配電網(wǎng)，假設(shè)各支路的安全裕度系數(shù)σ=1.1.設(shè)定配電網(wǎng)中分布式發(fā)電機(jī)組最大出力為1+j0.4MVA，CB最大組數(shù)為30，每組無功功率為30 kVar.假設(shè)配電網(wǎng)中的發(fā)電機(jī)組出力費用為320元/MWh.配電網(wǎng)中的可響應(yīng)負(fù)荷量如見表1所示。經(jīng)過輸電網(wǎng)層潮流計算發(fā)現(xiàn)此時輸電網(wǎng)線路l6-7負(fù)荷為18.7 MW，超過其允許最大負(fù)荷17 MW并已達(dá)到安全裕度極限，因此急需降低該線路負(fù)荷。

圖3 輸配電網(wǎng)結(jié)構(gòu)圖Fig.3 Transmission and distribution network structure diagram

表1 配電公司可響應(yīng)負(fù)荷Table 1 Distribution company can respond to load MW

4.2 配電公司參與前后對比分析

為了證明本文所提方法的有效性，分別設(shè)置以下兩個場景。

場景1：輸電網(wǎng)線路l6-7發(fā)生阻塞，配電公司不參與現(xiàn)貨電力市場進(jìn)行響應(yīng)，僅靠發(fā)電機(jī)組進(jìn)行調(diào)度。

場景2：輸電網(wǎng)線路l6-7發(fā)生阻塞，配電公司與發(fā)電廠一起參與電力市場進(jìn)行響應(yīng)，此時假設(shè)用戶電價為0.5元/kWh，配電網(wǎng)中的電壓波動和用戶響應(yīng)滿意度權(quán)重相同，即λ1=0.5,λ2=0.5，為了保障所計算的潮流收斂，設(shè)定λ4=10.在配電網(wǎng)模型中，由于滿意度函數(shù)是由雙目標(biāo)構(gòu)成，本文借鑒文獻(xiàn)[23]所提競爭-補(bǔ)償方法隸屬度函數(shù)的計算過程，計算得到參數(shù)α=2/3,β=1/3.此外，根據(jù)文獻(xiàn)[24]中內(nèi)容，我們設(shè)定ATC算法中γ=1.5,ω1,k=0.5,ω2,k=0.5,ζ=0.01.

表2 配電公司不參與現(xiàn)貨電力市場的調(diào)度結(jié)果Table 2 Dispatching results of the distribution company not participating in spot electricity market MW

表2為配電公司不參與電力市場的結(jié)果，由于發(fā)電廠G1對過載線路潮流的靈敏度較小，因此沒有獲得電力市場的調(diào)整授權(quán)，僅依靠G2和G3實現(xiàn)對輸電網(wǎng)阻塞線路的緩解；表3為配電公司參與響應(yīng)后，經(jīng)過22.4 s共15次迭代后所得到的結(jié)果，此時負(fù)荷響應(yīng)補(bǔ)貼費用為430元/MWh，用戶滿意度為70.5%.從表3中可以看出，配電公司參與現(xiàn)貨電力市場進(jìn)行輸電網(wǎng)阻塞調(diào)度會后G3將失去電力市場調(diào)整的授權(quán)，此時配電公司2與G2的調(diào)整能夠在保障用戶滿意度的前提下使得電網(wǎng)整體的費用達(dá)到最小。

此外，盡管配電公司1和配電公司2都參與電力現(xiàn)貨市場，但是并不是所有的配電公司均能獲得電力市場的調(diào)整授權(quán)，是否授權(quán)需要根據(jù)配電公司調(diào)整出力對過載線路潮流的靈敏度大小決定。由于配電公司1對過載線路潮流的靈敏度較小，因此在調(diào)整過程中未獲得調(diào)整授權(quán)。

表3 配電公司參與現(xiàn)貨電力市場的調(diào)度結(jié)果Table 3 Dispatching results of active distribution network participating in spot electricity market MW

圖4為配電公司參與現(xiàn)貨電力市場前后，配電網(wǎng)電壓情況對比圖。從結(jié)果可以看出，在配電公司參與電力市場進(jìn)行負(fù)荷響應(yīng)后，由于模型中考慮電壓偏差目標(biāo)，這使得配電網(wǎng)整體電壓都得到了一定程度的改善。

圖4 18節(jié)點配電網(wǎng)響應(yīng)前后各節(jié)點電壓Fig.4 Voltage of 18 node distribution network before and after response

4.3 不同用電電價下用戶響應(yīng)情況分析

考慮到配電網(wǎng)用戶購電需遵循分時電價，不同的電價會直接影響用戶滿意度，從而影響用戶負(fù)荷響應(yīng)情況，因此針對用戶不同購電電價進(jìn)行分析。

情景1：輸電網(wǎng)發(fā)生線路過負(fù)荷時，假設(shè)此時用戶購電電價為0.8元/kWh，此時配電公司參與現(xiàn)貨電力市場，緩解輸電網(wǎng)線路阻塞問題。

情景2：輸電網(wǎng)發(fā)生線路過負(fù)荷時，假設(shè)此時用戶購電電價為0.3元/kWh，此時配電公司參與現(xiàn)貨電力市場，緩解輸電網(wǎng)線路阻塞問題。

表4和表5分別為兩個場景下所求得的最終的結(jié)果，從結(jié)果可知，當(dāng)用戶用電電價較高時，為了保障用戶的價格滿意度，用戶響應(yīng)電量明顯降低，補(bǔ)償電費明顯提高，為了實現(xiàn)對輸電網(wǎng)阻塞的緩解，此時配電網(wǎng)中分布式發(fā)電機(jī)組的出力會相對增加，阻塞緩解費用也相對較高。分布式發(fā)電機(jī)組出力的增加，會使得配電網(wǎng)側(cè)應(yīng)對負(fù)荷不確定性的能力有所降低，此時配電網(wǎng)運行的可靠性將會下降。相反，當(dāng)用戶購電電價偏低時，此時，可響應(yīng)用戶的補(bǔ)償電費會明顯降低，用戶響應(yīng)負(fù)荷量得到提高，配電網(wǎng)側(cè)分布式發(fā)電機(jī)組的出力會有所降低，配電網(wǎng)阻塞緩解的費用較低。分布式發(fā)電機(jī)組出力的降低會使得配電網(wǎng)側(cè)應(yīng)對負(fù)荷不確定性的能力有所提高，配電網(wǎng)運行的可靠性得到了一定的保障。

表4 用戶購電電價為0.8元/kWh時的調(diào)度情況Table 4 Dispatching situation when the electricity price of consumers is 0.8 yuan/kWh MW

表5 用戶購電電價為0.3元/kWh時的調(diào)度情況Table 5 Dispatching situation when the electricity price of consumers is 0.3 yuan/kWh MW

因此，當(dāng)用戶購電電價不同，配電網(wǎng)在參與電力現(xiàn)貨市場的阻塞調(diào)度方式會有明顯的差別，阻塞調(diào)度費用也有著明顯的差異。配電網(wǎng)調(diào)度人員可根據(jù)實際配電網(wǎng)運行情況，決定配電網(wǎng)是否參與電力現(xiàn)貨市場對輸電網(wǎng)阻塞進(jìn)行緩解，從而有效保障電網(wǎng)的安全經(jīng)濟(jì)運行。

4.4 算法有效性證明

為了證明本文所提方法的有效性，本文以4.3中的場景2為例，采用集中式方法與本文所提方法進(jìn)行對比。結(jié)果如表6所示。

表6 集中式方法與分布式方法對比Table 6 Comparison of centralized and distributed methods MW

從表6可知，雖然集中式方法的表現(xiàn)更為優(yōu)秀，但是集中式方法要求輸電網(wǎng)實時獲取配電網(wǎng)中發(fā)分布式發(fā)電源、可響應(yīng)用戶以及配電網(wǎng)運行參數(shù)等數(shù)據(jù)，這是不切實際的。此外，隨著電網(wǎng)規(guī)模的增大，海量的、分散的、不同量綱的參數(shù)導(dǎo)致集中式方法難以對模型進(jìn)行有效求解。從結(jié)果中可以看出，ATC方法與集中式方法所求得的結(jié)果基本保持一致，算法求解的有效性得到了證實。此外，ATC方法在求解過程中克服了集中式方法需要獲取海量數(shù)據(jù)的弊端。在充分尊重了輸配電網(wǎng)之間的私密性前提下，實現(xiàn)了電網(wǎng)的最有阻塞調(diào)度。

5 結(jié)論

隨著電力體制改革的不斷深入，為實現(xiàn)電力現(xiàn)貨市場下輸電網(wǎng)短期阻塞緩解，本文提出考慮配電公司參與的輸配協(xié)同阻塞緩解雙層優(yōu)化模型，并采用ATC方法對模型進(jìn)行求解，實現(xiàn)對輸配資源的最大化利用。通過仿真驗證，結(jié)論如下：

1) 在輸電網(wǎng)阻塞緩解過程中，配電公司的參與會有效降低輸電網(wǎng)阻塞緩解費用，實現(xiàn)輸配電網(wǎng)資源高效利用。

2) 在配電網(wǎng)層模型的優(yōu)化調(diào)度中，配電公司能夠保障電網(wǎng)電壓和用戶滿意度的前提下，為輸電網(wǎng)阻塞緩解做出響應(yīng)，有效提高了輸電網(wǎng)調(diào)度的靈活性。

3) ATC方法對輸配協(xié)同阻塞緩解雙層優(yōu)化模型進(jìn)行求解，能夠很好地適應(yīng)當(dāng)前電網(wǎng)運行情況。

此外，在配網(wǎng)層的調(diào)度過程中，本文僅依靠安全約束對配電網(wǎng)中的線路潮流進(jìn)行約束。隨著配網(wǎng)中海量異構(gòu)資源的接入，源-荷高度不確定性會使調(diào)度過程中配電網(wǎng)出現(xiàn)線路阻塞問題，因此在后續(xù)研究工作中，需要重點考慮源-荷不確定對配電網(wǎng)安全以及模型響應(yīng)過程的影響，進(jìn)一步深化電力現(xiàn)貨市場下輸配協(xié)同阻塞調(diào)度模型的研究。