考慮水電消納的送受端市場日前現(xiàn)貨協(xié)同出清方法

張 揚，申建建，程春田，趙啟浩，謝蒙飛，王幫燦

(1.大連理工大學(xué) 水電與水信息研究所，遼寧 大連 116024；2.昆明電力交易中心有限責(zé)任公司，云南 昆明 650011)

1 研究背景

西南高比例水電省份通常需要跨省區(qū)送電至南方沿海和華東地區(qū)，輸送規(guī)模大、涉及范圍廣，已成為送端水電消納、受端電力供應(yīng)不可或缺的組成部分[1]。過去20年，跨省區(qū)直流水電通常采用多方框架協(xié)議方式消納，但隨著電力市場改革特別是現(xiàn)貨市場建設(shè)的快速推進，這種方式正逐步向市場化交易結(jié)算轉(zhuǎn)變，西南水電也將面臨送、受端省內(nèi)以及省間復(fù)雜電力市場[2]。電力現(xiàn)貨市場由日前、日內(nèi)及實時市場組成，主要通過日前現(xiàn)貨市場決定次日機組開停機計劃、實現(xiàn)資源優(yōu)化配置，高比例水電省份作為重要送端電源，就成為跨省區(qū)日前電力現(xiàn)貨市場出清中的重要角色。由于不同省份、區(qū)域等市場規(guī)則、機制、交易主體可能存在較大差異，如何銜接送端與受端市場、省級與區(qū)域市場以促進水電高效消納，就成為當(dāng)前電力現(xiàn)貨市場推進亟需攻克的關(guān)鍵問題之一。電力現(xiàn)貨市場建設(shè)涉及機制、規(guī)則、出清方法、競價方法[3]等一系列關(guān)鍵問題，本文重點關(guān)注現(xiàn)貨市場出清，聚焦水電跨省跨區(qū)輸送消納的出清方法研究，下面從兩個維度系統(tǒng)綜述分析國內(nèi)外有關(guān)電力現(xiàn)貨出清的研究成果。

從市場交易范圍來看，可分為單一市場和跨區(qū)互聯(lián)市場。單一市場又可分為以美國PJM為代表的“集中式”電力市場[4]、以北歐為代表的“分散式”電力市場[5]，上述兩種市場模式在設(shè)計理念、物理模型、出清方式等方面有所差異，前者采取全電量優(yōu)化模式，基于安全約束機組組合和經(jīng)濟調(diào)度模型[6]進行市場出清；后者采取增量優(yōu)化模式，基于電網(wǎng)當(dāng)前剩余可用容量，以最小化增量成本為目標進行市場出清，目前我國普遍采用集中式市場模式。不同于單一市場，跨區(qū)互聯(lián)市場可基于跨區(qū)輸電通道組織開展市場間電力互濟交易。北歐電力市場[7]作為跨區(qū)(國)互聯(lián)市場典型代表，通過價格耦合算法組織不同市場主體以跨國輸電通道為載體進行競價出清，實現(xiàn)各成員國日前現(xiàn)貨市場的跨國互聯(lián)，但該模式未考慮價區(qū)內(nèi)部電網(wǎng)阻塞，可能導(dǎo)致出清結(jié)果執(zhí)行困難，威脅電網(wǎng)運行安全。國內(nèi)外有關(guān)跨區(qū)互聯(lián)市場的研究主要集中于省(區(qū)域)間現(xiàn)貨市場銜接[8-9]和省間、省內(nèi)市場協(xié)調(diào)耦合出清[10]等方面。前者支持開展省間資源互濟，但需要進一步提升對省間、省內(nèi)市場資源的聯(lián)合優(yōu)化配置；后者提出的兩級市場耦合出清模式，為建設(shè)全國多層級統(tǒng)一電力市場提供了思路。

從市場主體分析，涉及高比例火電系統(tǒng)、新能源系統(tǒng)、水電系統(tǒng)等。先期電力市場改革主要圍繞火電系統(tǒng)，常規(guī)火電現(xiàn)貨出清模型、求解方法相對成熟[11]，但由于水、火電不同電源特性差異較大，這些方法往往難以直接套用至水電系統(tǒng)，主要原因是非線性水電特性和時空耦合約束[12-14]會大幅增加出清模型復(fù)雜程度，影響出清效率和精度。對于新能源為主系統(tǒng)，一般優(yōu)先考慮清潔能源消納[15-17]，一方面從報價機制、棄能消納等方面響應(yīng)新能源出力、成本等特點[18-21]，構(gòu)建耦合新能源特性的日前現(xiàn)貨出清方法；另一方面，通過建立省間電力現(xiàn)貨交易機制[22-24]，利用跨區(qū)交易實現(xiàn)新能源大范圍、大規(guī)模消納。不同于上述兩種系統(tǒng)，高比例水電系統(tǒng)現(xiàn)貨出清建模與求解需考慮大規(guī)模水電站和機組非線性水力特點，以及時空水力、電力聯(lián)系，同時要保證出清結(jié)果中流域梯級電量、水量精準匹配[25-26]。常用解決思路有：(1)由電網(wǎng)調(diào)度中心進行集中水電發(fā)電優(yōu)化[27]，避免梯級上下游不匹配問題，但在一定程度上會影響市場主體的自主性；(2)對復(fù)雜水力約束線性化處理，將原非線性問題簡化為線性問題[28]，該方法將水電特性有效引入模型，但線性簡化容易導(dǎo)致計算與實際偏差，影響出清結(jié)果執(zhí)行；(3)將水電站視作火電單元[29-30]，引入日電量約束，通過事后水力校核保證結(jié)果可行性，實現(xiàn)高效出清。此外，部分研究針對富水系統(tǒng)機組不規(guī)則振動區(qū)限制[31]、梯級上下游匹配失衡[30，32]、競爭性棄水[33]等問題提出了相應(yīng)的解決措施及出清算法，其中對于梯級上下游關(guān)系、機組非線性水力特性建模等高比例水電系統(tǒng)出清關(guān)鍵問題的處理方式仍可歸納至上述常用解決思路。

本文圍繞高比例水電市場，提出考慮水電消納的送受端市場日前現(xiàn)貨協(xié)同出清方法，以直流聯(lián)絡(luò)線為協(xié)調(diào)因子，實現(xiàn)送、受端市場迭代出清框架的有效銜接；考慮直流外送計劃確定巨型水電站發(fā)電能力、開停機、爬坡、上下游影響電量的邊界條件，并耦合水電非線性特性和棄水控制要求，構(gòu)建購電費用最小出清模型，優(yōu)化送端全網(wǎng)日前現(xiàn)貨出力；提出直流計劃更新策略，依據(jù)電站棄水和電網(wǎng)斷面控制，動態(tài)調(diào)整外送邊界并更新至受端市場出清模型，迭代出清直至收斂。通過改進的IEEE300節(jié)點系統(tǒng)和云南電網(wǎng)實際工程，進行了模型與方法驗證分析。

2 考慮水電消納的送受端市場日前現(xiàn)貨協(xié)同出清方法

2.1 總體出清框架以直流聯(lián)絡(luò)線作為物理連接通道，采用水電調(diào)度邊界更新策略、直流計劃更新策略迭代交互送、受端不同市場之間的邊界條件，協(xié)調(diào)輸送計劃、送端市場出清結(jié)果，保障日前現(xiàn)貨順利交割，整體出清框架見圖1。具體思路：(1)基于送端市場預(yù)出清結(jié)果，各水電主體確定剩余發(fā)電能力并參與省外市場申報及出清；(2)考慮參與外送的水電站中標過程、開停機，采用水電調(diào)度邊界更新策略計算交易控制條件；(3)執(zhí)行送端高比例水電市場現(xiàn)貨出清[30]，需注意，出清結(jié)果需開展外送過程校核，若發(fā)電能力無法滿足輸送計劃、棄水處理影響外送出力、送端電網(wǎng)安全約束破壞等情況，則進入下一環(huán)節(jié)；(4)執(zhí)行直流計劃更新策略，添加或更新外送電站電量、出力過程控制等約束至受端市場出清模型，并重新開展受端市場出清，進入下一輪送、受端現(xiàn)貨市場迭代出清。

圖1 整體出清框架

2.2 送端市場出清方法為保證送端高比例水電市場出清結(jié)果合理性，參考文獻[30]中處理方法，引入事后水力校核環(huán)節(jié)及梯級電站日電量聯(lián)動控制約束，從電量、電力角度保障出清結(jié)果水力可行性。

(1)

此外，高比例水電市場中競爭性棄水問題頻發(fā)，故引入文獻[33]中棄能電站報價修正策略、上游電站出力控制策略。并結(jié)合本方法出清特點，對引入的棄水處理策略及相應(yīng)約束進行適應(yīng)性調(diào)整，確保棄水處理環(huán)節(jié)與送、受端市場迭代出清框架的有效銜接。具體如下：

(1)出現(xiàn)棄水時，調(diào)減棄水電站送端市場原始報價，并引入棄水電站時段出力控制約束如下：

(2)

此外，為盡可能避免原非棄水電站產(chǎn)生新的棄水，綜合考慮非棄水電站上游下泄水量、區(qū)間流量及自身最大可用庫容，引入非棄水電站日電量控制約束如下：

(3)

上述邊界條件更新后，重新組織送端市場出清。

(2)二次出清結(jié)果仍存在棄水，則削減上游電站相應(yīng)時段中標出力，并引入約束如下：

(4)

需要注意的是，若上游電站相應(yīng)時段中標出力為0或無法滿足出力削減需求，則按照式(5)(6)計算外送出力削減值。

(5)

(6)

外送出力削減后，更新上游電站外送過程控制約束，重新組織受端市場出清。

2.3 水電調(diào)度邊界更新策略根據(jù)跨省區(qū)送電水電站在省外市場中標出力、開停機等情況，結(jié)合自身技術(shù)參數(shù)，更新水電站的現(xiàn)貨交易邊界，主要涉及發(fā)電能力、開停機、爬坡能力、梯級水電站電量聯(lián)動影響四個方面。

(1)發(fā)電能力邊界確定策略。水電站同時參與送、受端現(xiàn)貨市場交易時，需考慮是否滿足對參與各市場的最大發(fā)電能力與最小技術(shù)出力的要求。即對于任一時段，水電站送端市場最大可發(fā)出力(即水電站留存送端市場發(fā)電能力)與外送出力之和不超過其可用容量，送端市場最小出力與外送出力之和不低于最小技術(shù)出力(即電站穩(wěn)態(tài)運行情況下的最小發(fā)電功率)，具體如下：

(7)

(2)開停機控制策略。一般來說，任一時段機組只能處于開機或停機一種工況，因此跨省區(qū)送電水電站需要保證送端、受端市場機組工況的一致性。在參與送端市場時，需要將其送電過程中開機時段工況作為模型的初始條件，其他時段可通過安全約束機組組合模型進一步優(yōu)化，即滿足下式：

(8)

(3)爬坡能力邊界確定策略。爬坡能力是指機組在連續(xù)兩個時段間的出力最大變化率，是機組運行中的重要約束?？缡^(qū)送電水電站同時參與送、受端市場交易，為避免總出力過程(即外送水電在送、受端市場中標出力之和)相鄰時段間出力變化量超過電站最大爬坡能力，需要考慮外送出力過程，重新確定電站參與送端市場的爬坡能力邊界，確保電站在相鄰時段間送、受端市場中標出力之和的偏差絕對值不大于機組最大下爬速率、最大上爬速率，即滿足下式：

(9)

(10)

(4)梯級電站日電量控制策略。水電站參與跨省區(qū)交易時，其在送端市場的最大可發(fā)電量邊界需要扣除外送電量，即梯級第一級電站省內(nèi)、外送電量之和不得超過其自身最大可發(fā)電量，下游其余外送水電站省內(nèi)、外送電量之和不得超過其上游電站日發(fā)電量折算值與自身最大可發(fā)日電量之和，詳見式(11)(12)。

(11)

(12)

2.4 直流聯(lián)絡(luò)線建模方法送端水電群外送網(wǎng)架結(jié)構(gòu)簡化示意圖如圖2(a)所示。本方法中，送端水電群富余水電通過直流聯(lián)絡(luò)線輸送至受端省份進行消納，為降低受端市場出清難度，此處將外送水電等效為火電機組參與受端市場出清，等效火電機組統(tǒng)一接入聯(lián)絡(luò)線受端節(jié)點。為保證外送水電省內(nèi)、外送出力計劃連續(xù)性，等效火電機組同樣需滿足相應(yīng)水電機組相關(guān)技術(shù)約束如下：

圖2 直流聯(lián)絡(luò)線建模示意

(1)等效火電機組最小連續(xù)開、停機約束

(13)

自第二輪送、受端市場迭代計算起，按式(14)更新等效火電機組啟停序列的初始條件。

(14)

(2)等效火電機組爬坡約束

(15)

(3)等效火電機組出力邊界約束

(16)

為充分利用聯(lián)絡(luò)線調(diào)節(jié)能力，促進資源跨省區(qū)優(yōu)化配置，本方法中在滿足聯(lián)絡(luò)線運行約束前提下，聯(lián)絡(luò)線傳輸功率可自由優(yōu)化，不設(shè)置固定計劃。此外，基于上述等效火電機組設(shè)定，以圖2(b)為例，采用外送水電等效火電機組輸出功率之和作為與其相連聯(lián)絡(luò)線的傳輸功率，通過優(yōu)化外送水電出力過程，實現(xiàn)對直流聯(lián)絡(luò)線運行方式的間接優(yōu)化，具體做法如圖2(b)所示。后續(xù)出清過程中等效火電與受端市場火電機組一并計算。

為保障外送計劃滿足聯(lián)絡(luò)線運行約束，與同一條聯(lián)絡(luò)線相連的等效火電機組在滿足常規(guī)機組組合約束基礎(chǔ)上，還需滿足以下約束：

(1)聯(lián)絡(luò)線傳輸功率上、下限約束

(17)

(18)

(2)聯(lián)絡(luò)線傳輸功率波動幅度約束

(19)

式中ΔPs為聯(lián)絡(luò)線s傳輸功率在相鄰時段的最大波動幅度。

2.5 直流計劃更新策略送端出清無法滿足直流輸送計劃要求時，需在以下三個方面進行適當(dāng)調(diào)整。

(1)欠發(fā)電站送電計劃邊界確定策略。外送電站實際可發(fā)電量無法滿足外送計劃時，以事后水力校核確定的實際可發(fā)電量作為外送電量控制邊界，將其更新至受端現(xiàn)貨市場出清模型，以優(yōu)先保證外送計劃的順利執(zhí)行，具體如下：

(20)

(2)棄水電站送電計劃邊界確定策略。按照2.2節(jié)中棄水處理思路，當(dāng)上游電站外送出力遭到削減時，構(gòu)建送電過程控制約束，并添加至受端現(xiàn)貨市場出清模型，具體如下：

(21)

(3)滿足電網(wǎng)安全約束的外送計劃邊界確定策略?？紤]水電外送邊界后，若送端現(xiàn)貨出清結(jié)果無法滿足電網(wǎng)安全約束時，需引入外送出力松弛變量實現(xiàn)模型出清，并依據(jù)松弛變量結(jié)果，動態(tài)調(diào)整送電計劃，構(gòu)建跨省輸電通道時序電力控制約束，進一步集成至受端現(xiàn)貨市場出清模型，具體如下：

(22)

(23)

3 出清模型

3.1 市場機制本方法中涉及的送、受端市場均為集中式電力市場，并采用“中長期金融合約+全電量現(xiàn)貨交易”市場模式[34]，通過現(xiàn)貨市場完成全電量集中優(yōu)化出清。此外，送端富余水電通過直流聯(lián)絡(luò)線打捆外送至受端市場，輸配電費按照各通道輸電價格進行計算。

參考全國電力市場“統(tǒng)一市場，兩級運作”的建設(shè)思路，本方法中送、受端市場組織流程及交易時序如下：(1)送端市場預(yù)出清，為外送水電參與受端市場提供申報依據(jù)；(2)受端市場申報、出清，作為送端市場出清邊界；(3)送端市場出清；(4)根據(jù)送端市場棄水、電網(wǎng)斷面控制需求決定是否調(diào)整外送計劃，并重新開展受端市場出清。與現(xiàn)行機制不同的是，本模式下送端市場無法滿足預(yù)期送電計劃時，可根據(jù)需求動態(tài)調(diào)整外送計劃，并在新的邊界條件下重新組織送、受端市場出清。

3.2 送端市場出清模型

3.2.1 目標函數(shù) 本文送端市場為高比例水電電網(wǎng)，同時作為外送電源，采用系統(tǒng)總購電成本最小目標，并引入送電松弛變量，保證模型可行性。具體如下：

(24)

3.2.2 約束條件 為保障送端電力系統(tǒng)、機組運行安全，需考慮系統(tǒng)負荷平衡、安全備用、支路潮流約束，以及機組出力范圍、爬坡能力、最小連續(xù)開停機等約束[30]。此外，還需考慮以下約束：

(1)水電特性及棄水處理約束集，見式(1)—(4)；

(2)外送水電現(xiàn)貨邊界約束。

a)外送電站最大、小技術(shù)出力邊界。對式(7)變形得到：

(25)

(26)

b)外送電站開、停機計劃，見式(8)。

c)外送電站最大上、下爬坡速率邊界。對式(9)(10)變形得到：

(27)

d)外送電站日電量邊界，見式(11)(12)。

3.3 受端市場出清模型

3.3.1 目標函數(shù) 受端市場接受外來水電，同樣采用系統(tǒng)總購電成本最小為目標，具體如下：

(28)

式中θs為聯(lián)絡(luò)線s的輸電費率。

3.3.2 約束條件

(1)系統(tǒng)約束

a)負荷平衡約束

(29)

式中Dt為受端市場在t時段負荷值。

b)系統(tǒng)備用約束

(30)

c)支路潮流約束

(31)

(2)電站運行約束。參考3.2.2節(jié)中電站運行約束，以及前文提出的等效火電機組運行約束，見式(13)—(16)。

(3)聯(lián)絡(luò)線約束。見式(17)(19)(20)(21)及式(23)。

4 實例分析

4.1 工程背景云南作為西電東送重要送端，大量水電需要遠距離輸送至華東、廣東等沿海高負荷地區(qū)消納，年外送電量約占全省總發(fā)電量的一半。本文重點針對云南省調(diào)平衡131座水電站和11座火電站，設(shè)置瀾滄江、金沙江梯級中下游電站參與送、受端現(xiàn)貨市場交易，重點分析部分代表性電站出力過程、梯級電量匹配及棄水消納情況。

4.2 算例設(shè)置分別以云南電網(wǎng)和改進的IEEE300節(jié)點測試系統(tǒng)作為送、受端研究對象進行驗證分析。送端市場考慮142座水火電站(部分為虛擬電站)，其中水電裝機約占85%，設(shè)定烏弄龍、里底、梨園、阿海等14座水電站同時參與送、受端現(xiàn)貨市場交易。受端市場模擬單一火電系統(tǒng)，共設(shè)置64臺火電站，總裝機容量15 240 MW，并接受外來水電。交易周期為24 h，時段長度為15 min；采用2020年枯水期典型日實際負荷及來水?dāng)?shù)據(jù)，風(fēng)光出力作為輸入條件從全網(wǎng)曲線中扣除；采用典型日比例分配確定節(jié)點負荷；考慮220 kV以上的1452個節(jié)點及149條典型斷面；采用分段階梯報價，共計5段，假設(shè)發(fā)電商均采用線性策略報價；送端市場報價根據(jù)云南電力市場實際報價水平處理得到，瀾滄江、金沙江梯級報價序列囊括自身高報價、下游低報價，以及自身低報價、下游高報價兩種情形；受端市場報價數(shù)據(jù)參考云南電力市場火電機組實際報價水平處理得到；瀾滄江、金沙江梯級部分代表性電站參與送、受端市場報價數(shù)據(jù)見表1。

表1 代表性發(fā)電商報價參數(shù)

為驗證所提方法的有效性，基于上述計算條件，設(shè)置三種計算場景如下：

場景1，直流聯(lián)絡(luò)線計劃未知，采用本方法進行出清計算；

場景2，直流聯(lián)絡(luò)線計劃未知，采用文獻[35]中松耦合出清模式進行出清計算；

場景3，直流聯(lián)絡(luò)線計劃已知，且無法調(diào)整；水電外送計劃作為送端市場出清邊界并鎖定，送、受端市場間沒有直接的迭代過程；送端高比例水電市場現(xiàn)貨出清方法參考文獻[33]。

4.3 場景1出清結(jié)果分析

4.3.1 第一輪迭代計算 圖3為第一輪迭代得到的全網(wǎng)負荷平衡圖，不同顏色代表不同電站的中標出力過程，可以看到，送、受端市場均實現(xiàn)全網(wǎng)電力電量平衡。圖3(b)圖案填充部分為受端節(jié)點外來水電出力過程，由于外送水電普遍報價較低，故在整個交易時段均中標較多出力，約承擔(dān)受端市場50%的電力供應(yīng)。

圖3 全網(wǎng)負荷平衡圖

圖4為第一輪迭代計算送、受端市場平均節(jié)點電價過程，可以看出，各市場平均節(jié)點電價變化趨勢與負荷曲線走勢基本一致，即負荷高峰時段電價高，低谷時段電價低。此外，火電作為受端市場主要電源，發(fā)電成本高，故受端市場平均節(jié)點電價(251.1元/(MWh))高于送端市場(116.6元/(MWh))。

圖4 平均節(jié)點電價過程

表2為第一次迭代計算得到的代表性外送電站中標情況，圖5為部分代表性外送電站出力及水位過程，圖6為外送電站棄水過程。從上述圖表中可以看出，各電站外送比例參差不一，整體外送電量約占外送電站總發(fā)電量的59%。此外，由于出清模型中引入梯級電站日電量聯(lián)動控制約束，有效避免梯級上、下游電站中標出力不匹配問題，充分保證外送電站省內(nèi)、外送出力計劃如約執(zhí)行。然而，當(dāng)前階段未考慮棄水處理，部分調(diào)節(jié)能力較差的電站出現(xiàn)競爭性棄水問題，總棄水量約為12765.7萬m3，其中阿海電站棄水5834.7萬m3，約占總棄水量的一半。

表2 代表性外送電站中標情況

圖5 第一次迭代計算部分代表性外送電站出力及水位過程圖

具體來說，里底電站為日調(diào)節(jié)電站，調(diào)節(jié)能力差，且由于其報價高、中標少，導(dǎo)致庫水位持續(xù)升高至正常高水位，故在部分時段產(chǎn)生棄水。此外，阿海、金安橋電站報價低、中標多，然而其上游梨園電站下泄水量過多，加之二者調(diào)節(jié)能力差、初始水位接近正常高水位，導(dǎo)致其庫水位迅速達到上限并在后續(xù)時段產(chǎn)生大量棄水。觀音巖上游魯?shù)乩娬緢髢r低，幾乎全時段均接近最大出力中標，而其自身中標出力相對較少，且由于調(diào)節(jié)能力有限，無法完全儲蓄上游來水，故在交易時段末出現(xiàn)棄水。

由于當(dāng)前出清結(jié)果中存在棄水，故觸發(fā)本方法中棄水處理環(huán)節(jié)，賦予棄水電站優(yōu)先出清資格，并引入棄水處理約束集中的棄水電站時段出力控制約束、非棄水電站日電量控制約束，構(gòu)建階段1出清模型。表3為棄水電站報價調(diào)減后棄水問題處理情況，圖7為低價棄水電量進入市場后部分電站中標出力變化情況，圖8為棄水電站棄水流量變化過程。可以看出，通過調(diào)減棄水電站原始報價，賦予其優(yōu)先出清資格后，棄水電站中標出力明顯增多。與此同時，為保證負荷平衡，烏弄龍、梨園電站中標出力均出現(xiàn)不同程度的減少，從圖7中可明顯觀察到，上述電站外送過程并未受到影響。

表3 棄水處理情況

圖7 報價調(diào)減后部分外送電站出力變化過程

圖8 棄水流量變化過程

棄水電站報價調(diào)減策略執(zhí)行后，梯級總棄水量降至262.6萬m3，降幅接近98%，其中阿海、觀音巖棄水問題得到徹底解決。然而由于爬坡約束、計算精度等原因，當(dāng)前階段出清結(jié)果中仍存在少量棄水，故繼續(xù)對棄水電站上游電站出力進行限制，圖9為上游烏弄龍、阿海時段出力控制情況?？梢钥闯?，僅削減烏弄龍47、49、50等時段送端市場中標出力無法滿足棄水處理要求，故繼續(xù)削減其外送出力。

圖9 烏弄龍、阿海時段出力削減過程

由于外送計劃發(fā)生改變，重新開展第二輪送、受端現(xiàn)貨市場出清。

4.3.2 第二輪迭代計算 受端市場現(xiàn)貨出清完成后，耦合棄水電站上游電站時段中標出力約束，重新開展送端市場現(xiàn)貨出清計算。圖10為第二輪迭代計算得到的部分代表性外送電站總出力過程，此外，根據(jù)各電站送受端市場全時段中標出力、最大上下爬坡能力，形成可行出力區(qū)間如圖所示?？梢钥闯?，外送電站整體出力過程均位于可行區(qū)間內(nèi)，部分時段緊貼出力邊界運行，但未發(fā)生越限情況，有效保證了各電站送、受端中標出力計劃的順利執(zhí)行。

圖10 部分代表性電站可行出力區(qū)間及出力過程

圖11為第二輪迭代計算得到的送、受端全網(wǎng)負荷平衡圖?？梢钥闯觯呔鶎崿F(xiàn)全網(wǎng)電力電量平衡。值得注意的是，相較第一輪計算結(jié)果而言，受端市場各主體中標情況未發(fā)生較大改變，然而送端市場則由于低價棄水電量優(yōu)先消納，導(dǎo)致市場格局發(fā)生較大變化。

圖11 第二次迭代計算送、受端電網(wǎng)負荷平衡圖

4.3.3 效率分析 表4為出清模型計算耗時情況。數(shù)據(jù)顯示，模型求解總耗時183.79 s，送、受端市場迭代計算兩次，平均每次迭代耗時91.9 s。綜上所述，本方法能夠滿足日前現(xiàn)貨市場出清時效性要求，實現(xiàn)送、受端市場出清結(jié)果、直流輸電計劃的有效銜接，保障流域梯級電量、水量精準匹配。

表4 模型計算耗時情況

4.4 出清結(jié)果對比分析表5為各場景出清結(jié)果對比情況。從表中數(shù)據(jù)可以看出，由于場景2未針對水電特性進行建模，導(dǎo)致出清結(jié)果中部分電站中標出力計劃無法如約履行，即電量少發(fā)；此外，場景2出清結(jié)果中總棄水量超1億m3，造成水電資源浪費。相比之下，場景1通過引入事后水力校核環(huán)節(jié)、梯級電站日電量聯(lián)動控制約束及棄水處理約束集，充分保證了日前出清計劃的水力可執(zhí)行性，同時最大程度減少棄水問題的發(fā)生。

對比場景1、場景3出清結(jié)果可知，當(dāng)直流聯(lián)絡(luò)線輸電計劃不固定，并且能夠在送、受端市場間進行協(xié)同優(yōu)化時，可以促進更多水電資源跨省區(qū)消納。場景1中送端市場外送水電達210 626.8 MWh，約為直流聯(lián)絡(luò)線輸電計劃固定時(場景3)的1.5倍。此外，場景1通過動態(tài)調(diào)整直流輸電計劃，能夠靈活響應(yīng)送端市場棄水處理需求，提高水電資源利用效率。而場景3由于直流輸電計劃固定，難以實現(xiàn)對棄水問題的徹底處理，導(dǎo)致里底電站仍存在棄水71.2萬m3。

送、受端市場協(xié)同出清，能夠在更大范圍內(nèi)優(yōu)化機組出力過程，促進資源優(yōu)化配置。對比表中購電、輸電成本可發(fā)現(xiàn)，隨著場景1中外送水電的增多，受端市場輸電成本相應(yīng)提高至12 045 114.2元，較場景3多花費3 775 449.7元；但對整個送、受端市場而言，總購電成本降低了2 232 966.8元，與場景3送、受端市場總購電費用相比約降低1.8%。

各場景出清結(jié)果對比分析表明，本文所提方法能夠促進跨省區(qū)水電高效消納。通過優(yōu)化外送水電群跨省區(qū)輸電過程，靈活協(xié)調(diào)直流輸電計劃、送端市場棄水處理需求，可以實現(xiàn)送、受端市場范圍內(nèi)電力資源的高效配置，降低系統(tǒng)購電成本，相比輸電計劃固定情況，能夠提升一定的社會經(jīng)濟效益。

5 結(jié)論

高比例水電省份送、受端現(xiàn)貨市場如何有效銜接，關(guān)系到區(qū)域乃至全國統(tǒng)一市場建設(shè)和清潔能源高效消納。本文提出一種考慮水電消納的送受端日前現(xiàn)貨市場協(xié)調(diào)出清方法，并依托云南電網(wǎng)實際工程和改進的IEEE300節(jié)點測試系統(tǒng)進行了驗證分析，得到如下結(jié)論：

(1)以直流聯(lián)絡(luò)線為協(xié)調(diào)因子，迭代更新送、受端不同市場邊界條件，能夠?qū)崿F(xiàn)現(xiàn)貨出清結(jié)果與省間直流輸電計劃的有效銜接，保障多市場協(xié)同出清的合理性。

(2)通過動態(tài)更新水電調(diào)度邊界、直流輸送邊界，同時將復(fù)雜水力特性和上下游水力時空聯(lián)系等效為電力電量約束引入模型，可以顯著提高出清效率，應(yīng)用于改進的IEEE300節(jié)點系統(tǒng)和云南電網(wǎng)大規(guī)模系統(tǒng)聯(lián)合出清耗時約3～20 min，且保證了特大流域上下游電站電量、水量精準匹配。

(3)本方法適用于高比例水電省份跨省、跨區(qū)送電消納多層次市場或多個不同市場的協(xié)同出清，在實際應(yīng)用時，模型、方法需要結(jié)合具體的工程特點和市場規(guī)則進行適應(yīng)性調(diào)整。