Page 92 - 2023年第54卷第10期

２０２０年枯水期典型日实际负荷及来水数据，风光出力作为输入条件从全网曲线中扣除；采用典型日比
例分配确定节点负荷；考虑 ２２０ｋＶ以上的 １４５２个节点及 １４９条典型断面；采用分段阶梯报价，共计
５段，假设发电商均采用线性策略报价；送端市场报价根据云南电力市场实际报价水平处理得到，澜
沧江、金沙江梯级报价序列囊括自身高报价、下游低报价，以及自身低报价、下游高报价两种情形；
受端市场报价数据参考云南电力市场火电机组实际报价水平处理得到；澜沧江、金沙江梯级部分代表
性电站参与送、受端市场报价数据见表 １。
表 １ 代表性发电商报价参数

各段申报电价?（元?（ＭＷｈ））
是否
电站 送端市场 受端市场
外送
第一段 第二段 第三段 第四段 第五段 第一段 第二段 第三段 第四段 第五段
乌弄龙 是 １０５ １２３．８７５ １４２．７５ １６１．６２５ １８０．５ １４５ １６８．７５ １９２．５ ２１６．２５ ２４０
里底 是 １２１ １３６ １５１ １６６ １８１ １４７ １７５．２５ ２０３．５ ２３１．７５ ２６０
梨园 是 ９０．５ １０５．５ １２０．５ １３５．５ １５０．５ １１６ １３４．７５ １５３．５ １７２．２５ １９１
阿海 是 １０４ １２２ １４０ １５８ １７６ １３１ １５２．２５ １７３．５ １９４．７５ ２１６
金安桥 是 ９０ １２０ １５０ １８０ ２１０ １２５ １４３．７５ １６２．５ １８１．２５ ２００
观音岩 是 １２８ １４３ １５８ １７３ １８８ １４５ １６２ １７９ １９６ ２１３

为验证所提方法的有效性，基于上述计算条件，设置三种计算场景如下：
场景 １，直流联络线计划未知，采用本方法进行出清计算；
场景 ２，直流联络线计划未知，采用文献［３５］中松耦合出清模式进行出清计算；
场景 ３，直流联络线计划已知，且无法调整；水电外送计划作为送端市场出清边界并锁定，送、
受端市场间没有直接的迭代过程；送端高比例水电市场现货出清方法参考文献［ ３３］。
４．３ 场景 １出清结果分析
４．３．１ 第一轮迭代计算 图 ３为第一轮迭代得到的全网负荷平衡图，不同颜色代表不同电站的中标出
力过程，可以看到，送、受端市场均实现全网电力电量平衡。图 ３（ｂ）图案填充部分为受端节点外来
水电出力过程，由于外送水电普遍报价较低，故在整个交易时段均中标较多出力，约承担受端市场
５０％的电力供应。
图 ４为第一轮迭代计算送、受端市场平均节点电价过程，可以看出，各市场平均节点电价变化趋
势与负荷曲线走势基本一致，即负荷高峰时段电价高，低谷时段电价低。此外，火电作为受端市场主
要电源，发电成本高，故受端市场平均节点电价（２５１．１元?（ＭＷｈ））高于送端市场（１１６．６元?（ＭＷｈ））。

图 ３ 全网负荷平衡图
表 ２为第一次迭代计算得到的代表性外送电站中标情况，图 ５为部分代表性外送电站出力及水位
过程，图 ６为外送电站弃水过程。从上述图表中可以看出，各电站外送比例参差不一，整体外送电量
约占外送电站总发电量的 ５９％。此外，由于出清模型中引入梯级电站日电量联动控制约束，有效避免梯
级上、下游电站中标出力不匹配问题，充分保证外送电站省内、外送出力计划如约执行。然而，当前阶

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