Page 96 - 2023年第54卷第10期

端市场则由于低价弃水电量优先消纳，导致市场格局发生较大变化。

图 １１ 第二次迭代计算送、受端电网负荷平衡图

４．３．３ 效率分析 表 ４为出清模型计算耗时情况。数据显示，模型求解总耗时 １８３．７９ｓ，送、受端
市场迭代计算两次，平均每次迭代耗时 ９１．９ｓ。综上所述，本方法能够满足日前现货市场出清时效
性要求，实现送、受端市 场出 清结 果、直流 输 电 计 划 的 有 效 衔 接，保 障 流 域 梯 级 电 量、水 量 精 准
匹配。
表 ４ 模型计算耗时情况

计算环节 迭代次数 计算耗时?ｓ
受端市场 ２ ７０．４０
送端市场（常规出清环节） １ ３６．１５
送端市场（报价调减环节） １ ４０．０１
送端市场（上游出力控制环节） １ ３９．８５
总计 ５ １８３．７９

４．４ 出清结果对比分析 表 ５为各场景出清结果对比情况。从表中数据可以看出，由于场景 ２未针对
水电特性进行建模，导致出清结果中部分电站中标出力计划无法如约履行，即电量少发；此外，场景
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２出清结果中总弃水量超 １亿ｍ ，造成水电资源浪费。相比之下，场景 １通过引入事后水力校核环节、
梯级电站日电量联动控制约束及弃水处理约束集，充分保证了日前出清计划的水力可执行性，同时最
大程度减少弃水问题的发生。
表 ５ 各场景出清结果

购电成本（元） 输电情况
场景 弃水量?万ｍ ３ 欠发电量?（ＭＷｈ）
送端市场 受端市场 总成本 输电量?（ＭＷｈ） 输电成本（元）
场景 １ ３６５４８１８０．４ ８３７７０８０６．６ １２０３１８９８７．０ ２１０６２６．８ １２０４５１１４．２ ０．０ ０．０
场景 ２ ３９６７６９２３．９ ８３７７０８０６．６ １２３４４７３０．６ ２１０６３３．９ １２０４５０８１．８ １２５３５．８ ５３４６．７
场景 ３ ３５６９４１６０．１ ８６８５７７９３．７ １２２５５１９５３．８ １４３６４５．５ ８２６９６６４．５ ７１．２ ０．０

对比场景 １、场景 ３出清结果可知，当直流联络线输电计划不固定，并且能够在送、受端市场间
进行协同优化时，可以促进更多水电资源跨省区消纳。场景 １中送端市场外送水电达 ２１０６２６．８ＭＷｈ，
约为直流联络线输电计划固定时（场景 ３）的 １．５倍。此外，场景 １通过动态调整直流输电计划，能够
灵活响应送端市场弃水处理需求，提高水电资源利用效率。而场景 ３由于直流输电计划固定，难以实
３
现对弃水问题的彻底处理，导致里底电站仍存在弃水 ７１．２万ｍ 。
送、受端市场协同出清，能够在更大范围内优化机组出力过程，促进资源优化配置。对比表中购
电、输电成本可发现，随着场景 １中外送水电的增多，受端市场输电成本相应提高至 １２０４５１１４．２元，

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