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0 引言
在经过“厂网分开、竞价上网”发电竞争模式后，电力市场必将过渡到发、输、配电相分离，即输电网开放的模式。在此模式下，不但发电企业要根据公平竞争的规则竞价上网，而且允许大的电力用户直接从发电企业购买低价的电力，通过同一电网或互联电网予以输送。该模式使电网公用化，并使其作为电力商品的载体，进入商业化运营，在电力生产者和用户之间起着传输商品的作用，推动电力进入零售市场(即配电网开放、配电与用户分离的模式)，从而达到降低电能成本、降低电价、提供优质服务的目的。
输电网络对电力系统的可靠性和安全运行有着十分重要的作用，它促进了发电机组的规模经济、需求分散和供应集中的经济性，以及维护协调的经济性等。在电力工业引入竞争的改革中，输电对于促进电力市场的竞争，支持可靠性管理和市场交易等有更加重要的作用。
输电系统开放所引起的问题是电力系统商业化运营中的基本问题，也是最复杂的问题，其研究已经成为一个热点[1～4] 。本文将对输电问题中的几个主要问题进行研究探讨，包括阻塞管理、输电定价和输电损失等。
1 输电问题的提出
电力作为商品有其一般性和特殊性。电力商品的特点主要是：不能大量存储，较大的日和季节需求变化，电力系统控制和可靠性等的运行要求，更重要的是网络的外在性(network externalities)，输电系统的特性和限制[5] 。
电力系统的物理特性在于电力网络中的潮流是由Kirchhoff定理控制并进行分配的，它显示了从一个节点到另一个节点的电能的流动量和方向。随着电力电子技术在电力系统中的应用，如灵活交流输电技术(FACTS-flexible AC transmission systems)和移相变压器(PST-phase shifting transformers)，单条线路的潮流可以有所控制。然而，这种设备对潮流的控制作用有限，而且比较昂贵和稀少。
在一个给定的时间，输电线路对于其中流过的潮流大小有一定的限制，这就使好的潮流控制变得非常有用。对线路的传输容量有影响的输电限制主要有热限制、电压限制、稳定限制等。输电限制必须在正常和故障时得到满足，以使电力系统在故障发生时也可以继续输送电能。系统运行的安全稳定在任何时候都是非常重要的，大规模的事故会对社会和经济造成严重的影响。
在竞争的电力市场环境下，输电发生了很大的变化；随着输电网的开放，越来越多的用户(包括发电厂和负荷)要求输电网为它们提供公正、平等的输送服务。这就要求输电部分从发电和配电环节分离出来，形成独立的输电公司，在政府的监控下，负责电力系统的安全运行和市场交易的经济运行[6] 。同时，输电网运行的基本问题不再是优先解决电力公司用户的电力需求，而是要明确地定义输电服务、用户使用输电系统的权利以及相应的服务成本，并将其服务平等地提供给任何市场参与者以及科学合理地分摊其成本。
在竞争的市场环境下，输电问题主要集中在3个方面：阻塞问题、输电定价问题和输电损失问题。
2 输电阻塞问题
阻塞管理可能是一个最基本的输电管理问题[5~10] 。在电力市场中引入竞争机制，输电网络起着关键作用，但是在输电网络容量不足的情况下，就经常会出现阻塞现象，以致输电网络的拥有者为了保证输电网络的可靠安全运行，不得不对电力的输送加以限制和约束。处理输电阻塞的手段很多，例如断开过负荷线路；调节变压器抽头或移相器；操作FACTS装置，特别是串联装置；重新调度发电机组；停止供应可中断负荷等。在垄断的体制下，这些手段是依靠指令完成的，但是在市场竞争机制下，惟一的调节工具是价格。
然而，在一个决策系统中，安全性和经济性有时会相互抵消，需要有一个最佳平衡点。在放松管制下，输电系统的阻塞管理需要建立一套规则，以在最大化市场效率的前提下保证对生产者和用户有足够的控制，从而在短期和长期条件下使电力系统的安全、可靠维持在一个可以接受的水平上。规则应当、完善，以免参与者不惜以市场效率为代价，利用阻塞取得市场力和增加利润；同时，应当公平、公正，并且透明。
为解决输电阻塞问题，可采用以下3种手段：
a．基于集中优化，用最优潮流(OPF)方法或依靠独立系统运行员(ISO)控制阻塞。采用此方法时，发电者按其所在区域的价格收费，负荷按其所在区域的价格付费。OPF方法就是通过区域价格的差异来控制系统的潮流和处理阻塞问题以维持系统安全。ISO在系统阻塞时收集了区域价格差异的余额，可以将其作为合同网络权(contractnet workright)的来源，而合同网络权是用来作为控制阻塞时价格变化的金融手段[11~13] 。此方法易于实施，但是价格统一确定以后，市场参与者无法根据当前的价格调整交易计划，缺少市场反馈。
b．利用事前市场的价格信号，在实时运行前利用阻塞限制发电机的计划发电量来延迟阻塞发生，当然，一些阻塞还是会实时产生并要通过集中控制来解决。此方法可以结合费率、定价区域和产品返销等不同的技术来处理阻塞问题；然而存在以下两个问题，即不同的输电费率将会在不同区域的发电者之间产生竞争的优势，以及需要确定一个独立于输电所有者的共同的ISO[5] 。
c．基于交易对输电系统的影响，通过允许或禁止一些双边交易的实施来控制阻塞。此方法需要ISO准确地计算出每一条输电线路和输电系统的可用输电容量(ATC-available transfer capability)并对输电系统进行监控，以防止潜在阻塞的发生。ISO公布的两个节点间的ATC意味着两个节点分别作为注入点和流出点时的整个系统能够输送的最大交易量，它不表示连接两个节点的界面的容量。而实际输电系统的ATC是不断变化的，并与每一条线路的可用容量相关，其计算的准确度是判断系统阻塞的关键[5] 。
另外，当输电阻塞时如何安排交易，是系统获得最大经济利润，也是阻塞管理的一个方面[14,15]。文献[14]分析了电力库交易和双边交易两种模式下的阻塞管理，其中电力库交易下采用OPF解决，而双边交易情况下则采用对策论来求解。文献[15]给出了电力库交易、双边交易及多边交易情况下，考虑负荷弹性及系统安全时安排的交易数学模型，最后还分析了3种模型共存时交易的优先顺序。
文献[16]将发电机组的爬坡率等约束考虑到阻塞管理中，并将建立的数学模型用于日前和实时市场，结合内点法解决具有时间约束的阻塞管理问题；最后对约束考虑前后的阻塞费用问题进行了分析比较。文献[17]基于输电阻塞管理的经济学原理建立了模型，指出了阻塞价格因子在阻塞管理中的经济学意义，并给出了其实用算法，利用供求弹性的概念通过多次交互试探的方法来确定阻塞价格因子，指出阻塞价格因子为通过市场手段消除阻塞提供了正确而丰富的经济信号。文献[18]提出了一种阻塞管理分散优化的算法，利用分散优化方法来确定阻塞电价的机制，其中每个市场参与者都在ISO的协调下追求自身利益最大化；此方法在一定条件下与集中优化的结果相当接近，而且具有更高的市场透明
度。文献[9]基于灵敏度分析方法建立了输电阻塞管理的灵敏度分析模型及算法，针对阻塞只与局部电网有关的特点，通过削减部分节点的注入功率或负荷以快速有效地解决阻塞问题。
3 输电定价问题
3．1 输电定价问题的提出
输电服务的边际成本定价的定义是，当从输电网络的一个节点注人或流出一个单位的电力时，对整个系统成本的影响。它主要考虑输电损失成本和输电约束的机会成本。
但是，由于输电网络具有明显的规模经济效益，使得利用边际成本定价所获得的收入不能覆盖固定资本投资，因而执行一个有效且公平的输电定价方法变得更加困难。另外，输电网络的物理规律也使得对输电潮流的控制更加困难。输电网络中的实际潮流与合同路径不同，出现并行和环流问题；并且，系统外在性也使成本分析和定价更为复杂。同时，输电阻塞和输电损失问题也可以包含在输电定价之中。
关于输电定价有3个方面的问题需要注意：①应保证充足的收人来回收输电系统运行者和所有者的成本，以促进输电扩建；②可以通过不同的方式来管理阻塞，利用实时或事前价格信号为系统用户提供关于系统运行情况的经济信息，促进发电厂和负荷合理利用输电网络及选址；③可以用来影响电能市场中分散、无约束优化过程，以补偿输电损失和实际情况。
3．2 输电定价方法研究
为了解决边际成本定价与年收支平衡要求的矛盾，经济学家的标准解是Ramsey定价方法，它是在保证年收支一致的要求下，极小化边际成本定价在引导用户行为上的失真，从而保持了它的最优性。遗憾的是，Ramsey定价在没有大量用户信息的情况下无法进行，因而难以应用到输电定价问题上。为此，许多研究者试图对上述方法进行改进，包括对成本分摊原则的改进和不同方法的相互结合，主要有：
a．Schweppe等人基于实时电价理论，在WRATES软件中提出了将短期边际成本价格乘以适当的系数来实现收支平衡的方法[20] 。具体的收支平衡方法在文献[2]有详细介绍。
b．Shirmohammadi等人提出MW-Mile的分摊方法[22] ，即按照该业务的输送功率、输送线路的长度及使用设备类型来分配电网的容量成本。在此基础上，MarangonLima在文献[23]中总结了4种基于潮流的分摊方法，指出MW-Mile方法缺乏经济理论背景，而且是采用支路容量来进行计算的，通常难以完全回收成本，并对模数方法(MM)、反向潮流零定价方法(ZCM)和主导潮流方法(DFM)分别进行了介绍和分析。
c．Perez-Arriaga等人分析了SRMC不能达到收支平衡的原因，指出必须收取补充成本以达到收支平衡；并认为按照各使用者对输电系统的利用而得到的收益来分配补充成本是一个合理的选择，其中线路安全裕度的部分成本可以按各业务在系统峰荷时承担的最大负荷来分配；但是，由于输电投资的不连续性等原因造成的不平衡部分及其分配尚待研究[24,25] 。
d．Yu和David等人提出在短期边际成本价格上加上按输送容量利用率或可靠性效益分配的电网固定成本项的修正方法[26~28] ，其中备用利益以该线路故障造成的交易失败的可能性的增加量来计算，此方法比仅使用MW-Mile方法进行分配更为合理。Silva等人将固定成本分为正常情况和不安全情况分别进行考虑，正常情况下采用MW-Mile方法进行分配，不安全情况下则不仅考虑对该输电业务的影响，而且计人没有该业务时此线路可流过的最大故障功率[29] 。
e．随着优化技术的发展，不少研究人员将边际成本方法结合OPF进行研究，提出了一些新的输电定价方法[30~32] 。其中，大多数是将发电和输电结合在一起，考虑发电和输电的一些限制条件，利用OPF来计算实时电价，利用节点电价差来定义输电电价，并分析输电电价的组成及其意义。
f．文献[33]针对发展中国家输电网容量不足、结构不尽合理且偿债负担沉重的特点，用各线路过路费率与潮流乘积来描述对应时段输电固定成本，然后利用扩展的实时电价理论，将投资成本和运行成本结合在一起考虑，提出了网嵌入的边际成本定价方法(GEMP-grid embedded marginal-costpricing)，得出的输电费率不仅包含了运行、阻塞和固定成本，还包含了输电优化效益分量，可以达到既完全回收固定成本又向用户提供准确经济信号的目的。其中，过路费率定义为各线路年固定成本支出额按一定的原则(如按负荷)分配到每一个时段的值。
g．Rudnick等人基于每个用户在每条输电线路上引起的潮流变化来分摊成本，提出了利用不同的输电分配系数分配缺额的追加成本方法[34] ，引入了广义发电分布系数(GGDF)和广义负荷分布系数(GLDF)来简化计算，但是GGDF和GLDF只表示线路潮流与各发电机和负荷之间的灵敏度关系，不能准确反映发电机和负荷之间的供应分配情况。
h．Bialek和Kirschen等人几乎同时提出了潮流跟踪法来确定线路潮流的流动情况，为按照线路的使用度来分摊成本提供了准确的计算方法，但该方法没有考虑环流的问题，而且损耗的分摊原则的确定对于输电成本的分摊有直接的影响[35,36] 。文献[37，38]基于潮流分析和图论分别对网损分摊问题和输电设备的利用份额问题进行了研究。首先提出了作为过网费潮流分析基础的两个电流分解公理，据此推导出分摊网损和确定输变电设备利用份额的基本原则，建立了数学模型；其次，以图论为依据，提出了潮流标注有向图中不存在有向回路的论断，并建立了一套算法，对多个电力系统的网损分摊和输变电设备利用份额问题进行了计算。
i. 文献[39，40]基于潮流分析方法，利用潮流分解算法，将每一个交易分解为主要分量(只与单个的交易有关)和相互分量(计及了潮流模型的非线性，并反映了各个交易之间的相互影响)，此方法可以确定对输电网的实际利用、电网的功率不平衡项和参与调节的发电机对于有功损耗的贡献。当分摊网络不平衡功率时，可以利用一个修正的PFD(powerflowdecomposition)迭代过程进行，结果表明此过程可以满足公平竞争和经济调度的原则。
j.文献[41]分析了输电定价的目的，利用基于区域定价的概念并建议用一个非线性规划问题来确定有功和无功电价，其目标是在系统约束内最大化净社会福利；同时，也对FACTS装置(SVC和TCSC)对输电定价的影响进行分析。文献[42]对输配电定价问题进行了分析，指出了配电定价与输电定价的不同，并基于标准化管理提出了一种基于微增成本的配电定价方法，间接地促使配电公司进行竞争。文献[43]对多区域电力联营体运行下的输电成本的分配进行了研究，提出了将联营体内集中调度的计划交换功率水平分解成多个配对的双边交易，考虑了双边交易量及其相关的环流输电成本，通过迭代的多区域全交流最优化潮流来解决成本分配问题，并针对系统参数如系统负荷及输电容量变化等进行了分析。
4 输电损失问题
输电损失问题也是一个主要的问题，它可以包含在输电定价问题中，也可以单独进行考虑。输电损失成本取决于输电线路上的潮流，如何根据各项输电业务对输电线路的潮流影响来分摊输电损失成本，是一个较为复杂的问题。尽管输电损失和其他影响市场效率的因素相比是很小的，但它对于提高输电定价有效性以及引导输电用户合理利用输电资源有着重要作用，仍需对其进行考虑，以尽可能地提高市场效率[1] 。
传统的电力体制下，电力的生产和消费基本上是依靠调度指令进行的，对应的输电损失分摊主要是根据负荷水平进行平均分摊。首先计算出交易全部进行时的总的输电损失，然后基于不同的分摊原则(比如系统采用统一的输电损失率等)对每一个交易进行分摊。而在电力市场条件下，输电损失的分摊对电力市场的公平竞争有较大的影响，不少研究者都关注并试图解决这一复杂的问题，近期的研究成果有：
a．文献[44]利用月损失因子来计算输电损失，此因子可以从节点导纳矩阵或节点阻抗矩阵获得；并基于此来处理经济调度问题。
b．文献[45]提出了一种新的输电损失分摊方法，考虑了输电用户的类型、电压等级和地理位置等因素，并利用图论作为工具将输电损失进行分摊。文献[37，38]以潮流分析为基础，提出了两个电流分解公理，确定了输电损失分摊的基本理论基础，并以图论为依据，对输电损失进行分摊，包括输电损失分摊的原则和数学模型等。
c．文献[46]提出了一种按比例对输电损失进行分摊的方法。此方法对每个交易计算其引起的微增损失，并将总和乘以相应的系数以等于实际系统总的损失。该方法比较简单，但没有考虑交易双方的地点。Tao和Gross提出了对应每个交易的近似损失计算公式[47] 。此方法需要首先假定一条单一的松弛母线，然后计算相应的损失并在交易间进行分摊，可以反映对应于反向潮流的负的损失分摊。
d. Galiana等人在文献[48]中指出市场交易已经成为决定电力系统运行的独立决策变量，如何将输电损失分摊到交易双方对提高市场效率非常重要；并提出了一种简单、系统的方法以将损失在双边交易中进行分摊，该方法是基于损失分摊的微增理论，并考虑了交易双方以及损失补偿者的相对大小和位置，并且计及了其他交易的影响，特别是反向潮流的作用。文献[49]将微增方法用于输电损失的分摊，并在电力库调度下建立了一套微增输电损失分摊的算法，以用于按照给定的比例在发电者和用户间进行分摊。
e．文献[50]分析了输电损失的特性及在电力市场中对其进行分摊的意义，指出了现有的一些分摊方法在处理不同交易相互影响时的不公平性，特别是所涉及的交易存在较大差异的情况；并提出了几种可以选择的方案，即比例分摊、非线性分摊、几何分摊和快速几何分摊。Narayan则在文献[51]中提出了一种基于节点响应对输电损失和阻塞成本分摊的新方法，克服了LMP方法的不对称和不一致性，有利于提供输电投资的经济信号。
f．Bhuiya等人在文献[52]中提出了2种方法来确定输电损失分摊到发电者的份额。第1种是微增负荷潮流方法(ILFA)，它是基于修正的负荷潮流来计算输电损失，即一个负荷潮流解是通过改变一个用户负荷而其他用户负荷保持不变得到的，输电损失的变化加给与变化负荷对应的发电者；第2种方法是边际输电损失方法(MTLA)，即输电损失分摊到一个发电者的份额是在保持其他所有负荷不变的情况下，通过微增发电机的有功需求而获得的。
g．Tan等人在文献[53]中指出，在输电网开放环境下对输电损失的合理分摊是建立公平竞争的一个重要方面；该文利用合作博弈理论建立输电损失分摊的模型，运用Aumann-Shapley方法对输电损失成本进行合理的分摊，克服了直接利用边际成本时的输电损失成本的收支不一致性，基于优化目标而提供有效的经济信号。
h．文献[54]基于严格的数学推导提出了一种新的损耗分摊原则，主要是将附加损耗按功率比例进行分摊，并将损耗细分为有功功率产生的损耗和无功功率产生的损耗，为用户提供了有利于降低整个系统损耗的信号。文献[55]提出了一种基于网络阻抗矩阵和潮流解的网损分摊方法，根据输电网络中功率交换者的地点和交易量对其分摊应承担的网损份额，所提出的方法同时考虑了有功和无功对网损的贡献，并且反映了各交易者对网络的利用程度。
5 结论
本文通过对电力市场环境下输电问题的分析，得出以下结论：
a．鉴于输电网络对于电力系统的安全可靠运行的重要作用，无论在何种电力市场运营机制下，由于输电系统开放所引起的经济、技术以及管理问题都是值得研究的重要课题。
b．输电问题主要包括3个方面，即阻塞管理、输电定价和输电损失问题，其中阻塞管理和输电损失问题都可以包含在输电定价问题中。
c．输电系统的经济、技术特性使得输电问题的解决显得更加复杂、困难；本文通过详细地阐述输电阻塞管理、输电定价和输电损失等方面的关键内容、解决方法以及最新研究进展，以期对电力市场中输电管理问题的解决有所帮助。
d．不同的市场模式下，输电管理可以采取不同的方法，其中包括基于交易的方法、基于集中OPF的方法、区域定价方法和分散管理方法等；输电问题的解决和处理不但要根据输电系统的经济技术特性，而且要考虑不同的市场模式和规则等政策因素。
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