Page 90 - 2023年第54卷第10期

连的节点功率转移分布因子统一视为 ０；Ｐ、Ｐ分别为联络线 ｓ最小、最大传输功率；Ｉ为与联络线 ｓ
ｓ ｓ ｓ
相连的外送电站序号集合。
（ ２）联络线传输功率波动幅度约束
ｏｕｔ
ｓ，ｔ － １ ≤Δ Ｐ
Ｐ － Ｐ ｏｕｔ （１９）
ｓ，ｔ ｓ
式中 Δ Ｐ为联络线 ｓ传输功率在相邻时段的最大波动幅度。
ｓ
２．５ 直流计划更新策略 送端出清无法满足直流输送计划要求时，需在以下三个方面进行适当调整。
（ １）欠发电站送电计划边界确定策略。外送电站实际可发电量无法满足外送计划时，以事后水力
校核确定的实际可发电量作为外送电量控制边界，将其更新至受端现货市场出清模型，以优先保证外
送计划的顺利执行，具体如下：
ｏｕｔ
λ ∑ Ｐ ≤Ｅ ｏｕｔ，ｍａｘ （２０）
ｉ，ｔ
ｉ
ｔ ∈Ｔ
式中 Ｅ ｏｕｔ，ｍａｘ 为电站 ｉ水力校核确定的最大可发日电量。
ｉ
（２）弃水电站送电计划边界确定策略。按照 ２．２节中弃水处理思路，当上游电站外送出力遭到削
减时，构建送电过程控制约束，并添加至受端现货市场出清模型，具体如下：
ｉ － １，ｔ Δ Ｎ
ｉ － １，ｔ ≤Ｐ
Ｐ ｏｕｔ ｏｕｔ，ｂｉｄ － ｏｕｔ （２１）
ｉ － １，ｔ
式中 Ｐ ｏｕｔ，ｂｉｄ 为上游电站 ｉ － １ 在 ｔ时刻的实际外送出力。
ｉ － １，ｔ
（３）满足电网安全约束的外送计划边界确定策略。考虑水电外送边界后，若送端现货出清结果无
法满足电网安全约束时，需引入外送出力松弛变量实现模型出清，并依据松弛变量结果，动态调整送
电计划，构建跨省输电通道时序电力控制约束，进一步集成至受端现货市场出清模型，具体如下：
＋
ｏｕｔ
Ｐ ＝ Ｐ ｏｕｔ，ｒｅａｌ － Ｈ ＋ Ｈ － （２２）
ｓ，ｔ
ｓ，ｔ
ｓ，ｔ
ｓ，ｔ
ｏｕｔ
Ｐ ≤Ｐ ｏｕｔ （２３）
ｓ，ｔ
ｓ，ｔ
ｏｕｔ
式中：Ｐ 为联络线 ｓ在 ｔ时刻传输功率上限；Ｐ ｏｕｔ，ｒｅａｌ 为上阶段出清外送通道 ｓ在 ｔ时刻的外送出力；
ｓ，ｔ ｓ，ｔ
－
＋
Ｈ 为外送通道 ｓ在时刻 ｔ的外送出力剩余变量；Ｈ 外送通道 ｓ在时刻 ｔ的外送出力松弛变量。
ｓ，ｔ
ｓ，ｔ
３ 出清模型
３．１ 市场机制 本方法中涉及的送、受端市场均为集中式电力市场，并采用 “中长期金融合约 ＋ 全电
量现货交易” 市场模式 ［３４］ ，通过现货市场完成全电量集中优化出清。此外，送端富余水电通过直流
联络线打捆外送至受端市场，输配电费按照各通道输电价格进行计算。
参考全国电力市场 “统一市场，两级运作” 的建设思路，本方法中送、受端市场组织流程及交易
时序如下：（ １）送端市场预出清，为外送水电参与受端市场提供申报依据；（２）受端市场申报、出清，
作为送端市场出清边界；（ ３）送端市场出清；（４）根据送端市场弃水、电网断面控制需求决定是否调整
外送计划，并重新开展受端市场出清。与现行机制不同的是，本模式下送端市场无法满足预期送电计
划时，可根据需求动态调整外送计划，并在新的边界条件下重新组织送、受端市场出清。
３．２ 送端市场出清模型
３．２．１ 目标函数 本文送端市场为高比例水电电网，同时作为外送电源，采用系统总购电成本最小目
标，并引入送电松弛变量，保证模型可行性。具体如下：
－
＋
ｓ，ｔ ]
ｐ
ｕ
∑∑
ｍｉｎ [ （ｃ ＋ ｃ ） ＋ Ｙ（Ｈ ＋ Ｈ ） （２４）
ｉ，ｔ ∑∑
ｓ，ｔ
ｉ，ｔ
ｔ ∈Ｔ ｉ ∈Ｉ ｔ ∈Ｔ ｓ ∈Ｓ
ｐ
ｕ
式中：ｃ 为电站 ｉ在时段 ｔ的运行费用；ｃ 为电站 ｉ在时段 ｔ的开机费用；Ｉ为送端市场电站集合；Ｙ
ｉ，ｔ ｉ，ｔ
为惩罚因子；Ｓ为外送通道集合。
３．２．２ 约束条件 为保障送端电力系统、机组运行安全，需考虑系统负荷平衡、安全备用、支路潮流
约束，以及机组出力范围、爬坡能力、最小连续开停机等约束 ［３０］ 。此外，还需考虑以下约束：
（ １）水电特性及弃水处理约束集，见式（１）—（４）；
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