禤培正，周保榮，黎小林，趙文猛

(南方電網(wǎng)科學(xué)研究院有限責(zé)任公司，廣東 廣州 510663)

2017年8月，文件《關(guān)于開(kāi)展電力現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)試點(diǎn)工作的通知》的正式頒布拉開(kāi)了我國(guó)現(xiàn)貨市場(chǎng)的改革序幕，文件明確規(guī)定了廣東、浙江、山東、陜西等8個(gè)地區(qū)作為第一批現(xiàn)貨市場(chǎng)改革試點(diǎn)。2018年底，廣東電力現(xiàn)貨市場(chǎng)率先進(jìn)入試運(yùn)行階段，并在2019年5月份順利開(kāi)展了電力市場(chǎng)全周期試結(jié)算，標(biāo)志著南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場(chǎng)在建設(shè)運(yùn)營(yíng)方面邁出實(shí)質(zhì)性步伐。

經(jīng)濟(jì)學(xué)原理表明，市場(chǎng)通過(guò)無(wú)形的手實(shí)現(xiàn)資源的最優(yōu)配置，從而降低了社會(huì)的生產(chǎn)成本。電力現(xiàn)貨市場(chǎng)交易能夠還原電力商品屬性，通過(guò)考慮系統(tǒng)功率平衡、系統(tǒng)備用需求、電網(wǎng)安全等物理約束，通過(guò)建立集中優(yōu)化模型，以全社會(huì)效益最大化為優(yōu)化目標(biāo)，安排發(fā)電機(jī)組的開(kāi)停機(jī)計(jì)劃以及出力曲線，實(shí)現(xiàn)發(fā)電資源的優(yōu)化配置[1-3]；但是目前我國(guó)參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)的研究和實(shí)踐探索主要以火電為主[4-6]，水電由于具有來(lái)水不確定性、梯級(jí)發(fā)電相互制約、水庫(kù)綜合利用需求多等特點(diǎn)，水電參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)面臨諸多問(wèn)題[7-10]。

在國(guó)外電力市場(chǎng)中，已有一些水電參與電力市場(chǎng)交易的研究成果。文獻(xiàn)[11]首次采用隨機(jī)動(dòng)態(tài)規(guī)劃方法求解水電出清模型，文獻(xiàn)[12-13]采用類(lèi)似方法求解了挪威電力市場(chǎng)環(huán)境下考慮電價(jià)不確定性的水電調(diào)度問(wèn)題；文獻(xiàn)[14]以剩余負(fù)荷曲線反映市場(chǎng)不確定性，采用混合整數(shù)規(guī)劃方法求解水電參與市場(chǎng)出清模型，并以葡萄牙電力市場(chǎng)為實(shí)例驗(yàn)證了方法有效性；文獻(xiàn)[15]進(jìn)一步考慮了徑流不確定性影響，以巴西電力市場(chǎng)為背景，構(gòu)建了水電市場(chǎng)化交易模型，提高了交易策略的魯棒性。

2002年電力體制改革后，我國(guó)許多學(xué)者也對(duì)水電參與市場(chǎng)化交易問(wèn)題進(jìn)行了探討。文獻(xiàn)[16]提出了水電配合火電競(jìng)爭(zhēng)上網(wǎng)的購(gòu)電費(fèi)用最小模型，應(yīng)用于福建省電力市場(chǎng)；文獻(xiàn)[17]提出了水電上網(wǎng)的當(dāng)量電價(jià)法，保證水電優(yōu)先吸納的同時(shí)盡可能地發(fā)揮調(diào)峰作用；文獻(xiàn)[18]將水火混合系統(tǒng)劃分為2個(gè)獨(dú)立子系統(tǒng),構(gòu)建了梯級(jí)水電站在子系統(tǒng)內(nèi)部競(jìng)爭(zhēng)上網(wǎng)的購(gòu)電費(fèi)用最小模型，優(yōu)化梯級(jí)水電站交易計(jì)劃。我國(guó)清潔能源消納政策要求通過(guò)發(fā)揮市場(chǎng)調(diào)節(jié)功能實(shí)現(xiàn)清潔能源最大化消納，即在保證電力系統(tǒng)安全運(yùn)行的前提下優(yōu)先消納水電清潔能源，這與國(guó)外電力市場(chǎng)狀況差異很大[19-20]。針對(duì)我國(guó)西南高比例水電的市場(chǎng)化消納問(wèn)題，目前仍缺乏一套科學(xué)合理的含水電的現(xiàn)貨市場(chǎng)出清技術(shù)體系。

在我國(guó)清潔能源消納的政策背景下，本文提出了考慮水電復(fù)雜運(yùn)行約束的現(xiàn)貨市場(chǎng)出清模型，同時(shí)將棄水量添加到優(yōu)化目標(biāo)中，實(shí)現(xiàn)電力市場(chǎng)環(huán)境下多能源的互補(bǔ)協(xié)調(diào)運(yùn)行，促進(jìn)了水電在市場(chǎng)環(huán)境下的最大化消納。

1 水電參與市場(chǎng)交易模式分析

1.1 水電的運(yùn)行特性

a)成本特性。由于水電無(wú)需消耗燃料，其可變運(yùn)行成本很小，主要成本為前期水庫(kù)建設(shè)的固有回收成本，因此水電在現(xiàn)貨市場(chǎng)中的報(bào)價(jià)會(huì)比火電低得多。

b)電量受限。一方面，水電的發(fā)電量受到天然來(lái)水的影響，具有明顯的季節(jié)特性；另一方面，對(duì)于某些水電站，其發(fā)電量還要受到防洪、航運(yùn)、灌溉等綜合利用的限制。

c)調(diào)節(jié)特性。水電機(jī)組的開(kāi)停速度快，啟動(dòng)費(fèi)用較小，爬坡速度較快；另外，不同水電站的調(diào)節(jié)性能相差很大，這反映出不同水電在市場(chǎng)交易中面臨的風(fēng)險(xiǎn)是不一樣的。

1.2 水電參與市場(chǎng)交易模式

水電機(jī)組的運(yùn)行特性比火電復(fù)雜得多，因此水電參與市場(chǎng)競(jìng)價(jià)后，其市場(chǎng)模式必然與純火電市場(chǎng)模式有較大區(qū)別。通常情況下，水電參與現(xiàn)貨市場(chǎng)交易主要有“單獨(dú)競(jìng)爭(zhēng)”和“同臺(tái)競(jìng)爭(zhēng)”2種模式。

“單獨(dú)競(jìng)爭(zhēng)”模式相當(dāng)于單獨(dú)為水電構(gòu)建一個(gè)競(jìng)爭(zhēng)平臺(tái)，無(wú)法優(yōu)化水電與其他電源之間的電量分配，優(yōu)化空間有限，且汛期時(shí)大部分水電站均處于滿發(fā)狀態(tài)，水電之間相互競(jìng)爭(zhēng)可能會(huì)造成大量棄水。“同臺(tái)競(jìng)爭(zhēng)”模式有利于多能源的互補(bǔ)協(xié)調(diào)調(diào)度，汛期水電大發(fā)時(shí)，水電可以通過(guò)降價(jià)促銷(xiāo)、發(fā)電權(quán)轉(zhuǎn)讓交易等策略增加發(fā)電量，同時(shí)降低其他電源的發(fā)電量來(lái)平衡系統(tǒng)負(fù)荷；在枯水期時(shí)，自然來(lái)水較少，水電發(fā)電量較小，相應(yīng)地增加其他電源的發(fā)電量來(lái)平衡系統(tǒng)負(fù)荷。因此，“同臺(tái)競(jìng)爭(zhēng)”模式能更充分地利用水能資源，在更大的范圍、更有效的平臺(tái)上實(shí)現(xiàn)區(qū)域電力市場(chǎng)的資源優(yōu)化配置。

1.3 含水電的現(xiàn)貨市場(chǎng)出清模型

當(dāng)水電機(jī)組參與現(xiàn)貨市場(chǎng)交易時(shí)，需對(duì)水電機(jī)組進(jìn)行建模，主要有3種建模方式：

方式1——將水電等同于煤電、氣電等一般性電源，在出清模型中只考慮水電的上下限約束以及爬坡率約束，不考慮水電的特殊運(yùn)行約束。該出清模型較為簡(jiǎn)單，但出清結(jié)果容易造成水電機(jī)組無(wú)水可發(fā)或者被迫棄水。

方式2——考慮水電的電量約束，在市場(chǎng)申報(bào)階段，水電機(jī)組除了申報(bào)價(jià)格信息外，還需根據(jù)水文預(yù)測(cè)情況申報(bào)次日的可發(fā)電量。該模型相當(dāng)于對(duì)水電進(jìn)行了簡(jiǎn)化處理，由于忽略了水位約束，仍可能在個(gè)別時(shí)段中出現(xiàn)棄水情況。

方式3——考慮水電的復(fù)雜運(yùn)行約束，包括水位上下限、發(fā)電流量上下限等約束。該模型較為復(fù)雜，但能保證出清結(jié)果符合水電的實(shí)際運(yùn)行特性。

2 促進(jìn)大規(guī)模水電消納的市場(chǎng)出清模型

2.1 水電參與現(xiàn)貨市場(chǎng)的出清模型

日前市場(chǎng)出清包括了機(jī)組組合模型和安全經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型，其中通過(guò)求解機(jī)組組合模型得到次日的機(jī)組啟停方案，通過(guò)求解安全經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型獲得系統(tǒng)的節(jié)點(diǎn)電價(jià)。本文模型包括了G臺(tái)非水常規(guī)機(jī)組、H臺(tái)水電機(jī)組和W臺(tái)新能源機(jī)組，調(diào)度周期為T(mén)。

2.2 機(jī)組組合模型

2.2.1 目標(biāo)函數(shù)

傳統(tǒng)出清模型考慮運(yùn)行成本最小作為優(yōu)化目標(biāo)。為促進(jìn)水電消納，本文將棄水量添加入目標(biāo)函數(shù)中，同時(shí)引入棄水懲罰系數(shù)α，該系數(shù)可設(shè)置為水電的上網(wǎng)電價(jià)。此時(shí)，優(yōu)化目標(biāo)包括了運(yùn)行成本和棄水電量2個(gè)部分，如式(1)所示。其中：F1為總發(fā)電成本，由式(2)計(jì)算可得；F2為棄水電量，通過(guò)統(tǒng)計(jì)每個(gè)水電站的棄水電可得。

minF=F1+αF2，

(1)

(2)

式中：Fg,t、Cg,t分別為非水常規(guī)機(jī)組g在時(shí)段t的運(yùn)行成本和啟動(dòng)成本；Fh,t、Fw,t分別為水電機(jī)組h和新能源機(jī)組w在時(shí)段t的運(yùn)行成本；minF為最小目標(biāo)函數(shù)。

機(jī)組運(yùn)行成本可根據(jù)其報(bào)價(jià)曲線計(jì)算可得，以非水常規(guī)機(jī)組為例，其報(bào)價(jià)曲線通常為二次型，如式(3)所示，啟動(dòng)成本如式(4)所示，即：

Fg,t=a2Pg,t2+a1Pg,t+a0,

(3)

(4)

式中：a2、a1、a0分別為報(bào)價(jià)曲線的二次項(xiàng)系數(shù)、一次項(xiàng)系數(shù)和常數(shù)項(xiàng)；Pg,t為非水常規(guī)機(jī)組g在時(shí)段t的出力；Cg,u為非水常規(guī)機(jī)組g的單次啟動(dòng)成本；Ug,t為非水常規(guī)機(jī)組g在時(shí)段t的啟停狀態(tài)，其中“1”為開(kāi)機(jī)，“0”為停機(jī) 。

2.2.2 系統(tǒng)運(yùn)行約束

a)系統(tǒng)負(fù)荷平衡約束。對(duì)于時(shí)段t，負(fù)荷平衡約束可以描述為

(5)

式中：Pg,t、Ph,t、Pw,t分別為非水常規(guī)機(jī)組g、水電機(jī)組h、新能源機(jī)組w在時(shí)段t的出力；Pt為時(shí)段t的總負(fù)荷。

b)系統(tǒng)備用容量約束。需要保證可控機(jī)組(即除新能源以外的機(jī)組)的總開(kāi)機(jī)容量滿足系統(tǒng)的最小備用容量，系統(tǒng)正備用容量約束為

(6)

式中：Uh,t為水電機(jī)組h在時(shí)段t的啟停狀態(tài)，其中“1”為開(kāi)機(jī)，“0”為停機(jī)；Pg,max、Ph,max分別為非水常規(guī)機(jī)組g、水電機(jī)組h的最大技術(shù)出力；Rt為時(shí)段t的正備用需求。

c)線路傳輸能力約束。線路傳輸能力約束為

(7)

式中：Pl,max為線路l的潮流傳輸極限；Gl,g、Gl,h、Gl,w分別為非水電常規(guī)機(jī)組g、水電機(jī)組h、新能源機(jī)組w所在節(jié)點(diǎn)對(duì)線路l的功率轉(zhuǎn)移因子；Gl,k為節(jié)點(diǎn)k對(duì)線路l的功率轉(zhuǎn)移因子；Pk,t為節(jié)點(diǎn)k在時(shí)段t的負(fù)荷。

2.2.3 非水常規(guī)機(jī)組的運(yùn)行特性約束

非水常規(guī)機(jī)組主要包括煤電、氣電2種類(lèi)型，該類(lèi)型機(jī)組需要考慮出力上下限約束﹝如式(8)所示﹞、爬坡率限制﹝如式(9)—(10)所示﹞、最小開(kāi)停機(jī)時(shí)間約束﹝如式(11)—(12)所示﹞。

Ug,tPg,min≤Pg,t≤Ug,tPg,max,

(8)

(9)

(10)

(11)

(12)

式中：Rg,U、Rg,D分別為非水常規(guī)機(jī)組g的向上、向下爬坡速率；Tg,K、Tg,T分別為非水常規(guī)機(jī)組g的最小連續(xù)開(kāi)機(jī)時(shí)間和停機(jī)時(shí)間；Pg,min為非水常規(guī)機(jī)組g的最小技術(shù)出力。

2.2.4 新能源機(jī)組的運(yùn)行特性約束

新能源機(jī)組主要包括風(fēng)電機(jī)組和光伏發(fā)電機(jī)組2種類(lèi)型，只需考慮上下限約束，即

0≤Pw,t≤Pw,t,S,

(13)

式中Pw,t,S為新能源機(jī)組w在時(shí)段t的出力預(yù)測(cè)值。

2.2.5 水電機(jī)組的運(yùn)行特性約束

a)水量平衡約束為：

Vm,t+1=Vm,t+[Qm,t-(qm,t+Qm,t,L)]Δt,

(14)

Qm,t=Im,t+qm-1,t+Qm-1,t,L.

(15)

式中：Vm,t為水電站m在時(shí)段t內(nèi)的庫(kù)容；qm,t、Qm,t,L、Qm,t分別為水電站m在時(shí)段t內(nèi)的發(fā)電流量、棄水流量、區(qū)間來(lái)水流量,其中區(qū)間來(lái)水流量Qm,t為自然來(lái)水Im,t以及上一級(jí)水電站的發(fā)電流量qm-1,t和棄水流量Qm-1,t,L三者之和；Δt為時(shí)段變化量。

b)耗水方程

Pm,t=0.009 8×Hm.tqm,tηm.

(16)

式中:Pm,t為水電站m在時(shí)段t的總出力；Hm,t、qm,t分別為時(shí)段t水電站m的發(fā)電水頭和發(fā)電流量;ηm為水電站m的發(fā)電效率。

c)庫(kù)容-水位關(guān)系。對(duì)于水電站m，水位-庫(kù)容曲線近似為一次函數(shù)

Vm,t=m1Zm,t+m2.

(17)

式中：Zm,t為時(shí)段t水電站m的水位；m1、m2分別為一次項(xiàng)系數(shù)與常數(shù)項(xiàng)。

d)水位約束

Zm,min≤Zm,t≤Zm,max.

(18)

式中：Zm,max為水電站m的水位上限值；Zm,min為水電站m的水位下限值。

e)水電站出力約束。水電站m的出力滿足上下限約束，如式(19)所示。假設(shè)水電站m有K臺(tái)機(jī)組，則其出力關(guān)系為：

Pm,min≤Pm,t≤Pm,max,

(19)

(20)

式中Pm,min、Pm,max分別為時(shí)段t水電站m的出力下限和出力上限。

f)發(fā)電流量約束。對(duì)于水電站m，需要考慮發(fā)電流量的上限約束，即

qm,t≤qm，max,

(21)

式中qm，max為該水電站在t時(shí)段的發(fā)電流量最大值。

g)出庫(kù)流量約束。對(duì)于某些特殊用途的水電站m，考慮到下游綜合用水(例如航運(yùn)、農(nóng)業(yè)用水等)時(shí)，要求出庫(kù)流量Sm,t不低于某個(gè)值，即

Sm,t≥Sm,t,min,

(22)

式中Sm,t,min為水電站m在t時(shí)段的出庫(kù)流量最小值。

h)水電站水位控制

(23)

式中:Zm,B、Zm,E分別為水電站m的初始時(shí)刻水位與末時(shí)刻水位;Zm,t0為初始時(shí)刻t0水電站m的水位;Zm,tT末時(shí)刻tT為水電站m的水位。

2.3 安全經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型

安全經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型由于包含了離散變量的機(jī)組組合模型無(wú)法輸出約束的對(duì)偶乘子，因而需要通過(guò)求解安全經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型來(lái)獲得出清價(jià)格。安全經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型是在給定發(fā)電機(jī)組的啟停方案基礎(chǔ)上進(jìn)行經(jīng)濟(jì)調(diào)度計(jì)算，即經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型不考慮機(jī)組的啟停成本，目標(biāo)函數(shù)為：

(24)

式中:N為發(fā)電機(jī)組總數(shù)，n=1,2,…,N;PZ,n,t為發(fā)電機(jī)組n在時(shí)段t內(nèi)的總出力;ζ2、ζ1、ζ0分別為二次、一次系數(shù)及常數(shù)項(xiàng)。

安全經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型的約束條件與機(jī)組組合模型的約束條件類(lèi)似，不同之處在于安全經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型不考慮系統(tǒng)備用容量約束和機(jī)組的最小開(kāi)停機(jī)時(shí)間約束，具體如下：

a)系統(tǒng)負(fù)荷平衡約束，如式(5)所示；

b)線路安全約束，如式(7)所示；

c)非水常規(guī)機(jī)組出力特性約束，如式(8)—(12)所示；

d)新能源機(jī)組出力特性約束，如式(13)所示；

e)水電機(jī)組出力特性約束，如式(14)—(23)所示。

通過(guò)計(jì)算安全經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型模型，得出約束條件的對(duì)偶乘子后，即可求出節(jié)點(diǎn)電價(jià)

(25)

式中：Lt,k為節(jié)點(diǎn)k在時(shí)段t下的節(jié)點(diǎn)電價(jià)；λt為負(fù)荷平衡約束的對(duì)偶乘子；ξt,l為線路l的正向潮流約束的對(duì)偶乘子；σt,l為線路l的反向潮流約束的對(duì)偶乘子；L為線路的總數(shù)。

3 實(shí)例分析

基于2018年“夏小”運(yùn)行方式分析云南電力現(xiàn)貨市場(chǎng)。該運(yùn)行方式下，全網(wǎng)包括：7 602個(gè)節(jié)點(diǎn)，8 730條支路，其中包括3 571條線路支路、5 159條變壓器支路?？紤]容量大于50 MW發(fā)電機(jī)組的參與現(xiàn)貨市場(chǎng)，其余機(jī)組以計(jì)劃電量發(fā)電。競(jìng)爭(zhēng)性機(jī)組包括了7臺(tái)火電機(jī)組、64臺(tái)水電機(jī)組、24個(gè)風(fēng)電場(chǎng)和1個(gè)光伏電站。其中，云南省內(nèi)負(fù)荷曲線與總外送曲線如圖1所示。

圖1 云南送出功率與省內(nèi)負(fù)荷曲線Fig.1 Curves of output power and provincial internal load in Yunnan province

3.1 市場(chǎng)出清結(jié)果分析

通過(guò)調(diào)用CPLEX12.6求解器求解出清模型，得到系統(tǒng)邊際出清電價(jià)如圖2所示。由圖2可知：云南的平均節(jié)點(diǎn)電價(jià)在285.67～346.86元/MWh之間，全天平均電價(jià)為317.27元/MWh，最高電價(jià)出現(xiàn)在每天19:00，電價(jià)變化趨勢(shì)與總負(fù)荷(外送+省內(nèi)負(fù)荷)的變化情況基本一致。

圖2 系統(tǒng)平均電價(jià)曲線Fig.2 System average electricity price curves

用戶側(cè)節(jié)點(diǎn)電價(jià)分布見(jiàn)表1。由表1可知：高峰電價(jià)主要分布在750～800元/MWh之間；低谷電價(jià)主要分布在250～300元/MWh之間。為反映線路的阻塞程度，本文定義阻塞值為該線路的正向潮流約束對(duì)偶乘子減去反向潮流約束對(duì)偶乘子，可得阻塞情況如圖3所示。由圖3可知：共24條線路發(fā)生阻塞，阻塞最嚴(yán)重的線路為L(zhǎng)21，當(dāng)負(fù)荷高峰時(shí)(每天19:00)，線路阻塞最為嚴(yán)重。

圖3 各時(shí)段下存在阻塞的線路阻塞值Fig.3 Line blocking values with blocking in each period

表1 用戶側(cè)節(jié)點(diǎn)電價(jià)分布情況Tab.1 Distribution of node electricity price at the user side

3.2 不同出清方法的對(duì)比

本文所提方法在目標(biāo)函數(shù)中考慮了棄水電量，同時(shí)在約束條件中考慮了水電的復(fù)雜運(yùn)行約束，為驗(yàn)證該方法的有效性，與常規(guī)方法進(jìn)行對(duì)比。所謂的常規(guī)方法，即不考慮水電的復(fù)雜運(yùn)行約束，同時(shí)也不考慮棄水電量的優(yōu)化目標(biāo)。分別采用這2種方法進(jìn)行出清，計(jì)算結(jié)果見(jiàn)表2。

由表2可知：由于常規(guī)方法缺乏考慮水電站的運(yùn)行約束，雖然獲得了較低的發(fā)電成本，但產(chǎn)生了大量的棄水，同時(shí)也造成部分機(jī)組在部分時(shí)段無(wú)水可發(fā)；相比之下，本文方法通過(guò)犧牲部分發(fā)電成本避免了棄水現(xiàn)象和缺水現(xiàn)象，更符合實(shí)際應(yīng)用需求。

表2 2種方法下的出清結(jié)果Tab.2 Clearing results using two methods

以機(jī)組h1為例分析水電的缺水情況。圖4和圖5分別為2種方法下機(jī)組h1的水位曲線和出力曲線。

圖4 機(jī)組h1的水位變化曲線Fig.4 Water level change curves of unit h1

圖5 機(jī)組h1的出力曲線Fig.5 Output curves of unit h1

由圖4和圖5可知：在常規(guī)方法中，由于機(jī)組h1的報(bào)價(jià)較低，機(jī)組h1一直處于滿出力狀態(tài)，發(fā)電流量較大，18:00點(diǎn)水位開(kāi)始低于最低水位，造成無(wú)水可發(fā)；而本文方法考慮了水電站的水位約束，減小了機(jī)組h1在負(fù)荷低谷時(shí)的中標(biāo)電量，使得水庫(kù)水位滿足要求。

以機(jī)組h27為例分析水電的棄水情況。圖6和圖7分別為2種方法下機(jī)組h27的水位曲線和出力曲線。圖6和圖7可知：在常規(guī)方法中，機(jī)組h27的中標(biāo)電量較小，而電廠的自然來(lái)水較多，造成水庫(kù)水位超出上限，而被迫棄水；而在本文方法中，通過(guò)增加機(jī)組h27的中標(biāo)電量，使得水庫(kù)水位滿足運(yùn)行要求，從而避免了棄水。

圖6 機(jī)組h27的水位變化曲線Fig.6 Water level change curves of unit h27

圖7 機(jī)組h27的出力曲線Fig.7 Output curves of unit h27

3.3 棄水罰因子對(duì)結(jié)果的影響

增大自然來(lái)水電量，分析不同棄水電量罰因子下的出清結(jié)果見(jiàn)表3。由表3可知：隨著罰因子的增加，發(fā)電成本逐步變大，棄水電量逐步減??；當(dāng)罰因子增加到一定程度時(shí)，出清結(jié)果不再變化，系統(tǒng)的最小棄水電量為15 063.88 MWh。

以罰因子為10和800為例，分析不同罰因子下水電的中標(biāo)電量情況，如圖8所示(其中排序越靠前的機(jī)組報(bào)價(jià)越低，即h1報(bào)價(jià)最低，h64報(bào)價(jià)最高)。由圖8可知：當(dāng)罰因子較小時(shí)，棄水電量在目標(biāo)函數(shù)中的權(quán)重較小，市場(chǎng)將盡可能地讓報(bào)價(jià)低的水電機(jī)組中標(biāo)更多的電量，使得報(bào)價(jià)高的水電機(jī)組無(wú)法中標(biāo)，造成水位上升，被迫棄水；當(dāng)罰因子較大時(shí)，棄水電量在目標(biāo)函數(shù)中的權(quán)重很大，此時(shí)水電機(jī)組的中標(biāo)電量相對(duì)均衡，報(bào)價(jià)高的機(jī)組也獲得了中標(biāo)電量，從而降低了棄水量。 發(fā)電機(jī)組的報(bào)價(jià)數(shù)據(jù)見(jiàn)附錄A1。

表3 不同棄水罰因子的出清結(jié)果Tab.3 Clearing results of different penalty factors for water abandonment

4 結(jié)論

隨著我國(guó)電力市場(chǎng)改革的快速推進(jìn)，迫切需要研究出一套切實(shí)可行的水電參與現(xiàn)貨市場(chǎng)交易的技術(shù)體系。本文針對(duì)水電參與現(xiàn)貨市場(chǎng)的出清問(wèn)題，給出了一種促進(jìn)大規(guī)模水電消納的市場(chǎng)出清模型，并將其應(yīng)用于云南電網(wǎng)，通過(guò)仿真分析，獲得如下結(jié)論。

a)本文方法通過(guò)考慮棄水電量懲罰以及水電運(yùn)行約束，相應(yīng)降低了來(lái)水不足的機(jī)組的中標(biāo)電量，增加了來(lái)水過(guò)剩的機(jī)組的中標(biāo)電量，通過(guò)犧牲部分發(fā)電成本避免了棄水現(xiàn)象和缺水現(xiàn)象，更符合實(shí)際應(yīng)用需求。

圖8 不同罰因子下水電機(jī)組的中標(biāo)總電量情況Fig.8 Total electricity quantity of winning bid of hydropower unit under different penalty factors

b)隨著棄水罰因子的增大，發(fā)電成本也逐步變大，棄水電量逐步減小；當(dāng)棄水罰因子增加到一定程度時(shí)，出清結(jié)果不再變化，此時(shí)為系統(tǒng)的最小棄水量。