王雨欣，陸海波，葉承晉，尹遜虎，丁 一

（1.浙江大學電氣工程學院，浙江省杭州市 310027；2.國網(wǎng)浙江省電力有限公司杭州供電公司，浙江省杭州市 310007）

0 引言

隨著大數(shù)據(jù)、云計算的成熟和“新基建”的推進，數(shù)據(jù)中心發(fā)展迅速，其用電量急劇增長，并呈現(xiàn)出集群分布和廣域互聯(lián)趨勢［1］，如阿里云分別在中國張北、河源等五地建設了超級數(shù)據(jù)中心［2］。2021 年，中國數(shù)據(jù)中心總能耗約216.6 TW·h，2035 年預計將超過700 TW·h［3］。為實現(xiàn)“碳達峰·碳中和”目標，中國提出2023 年新建大型數(shù)據(jù)中心能效需小于1.3，并提出加速建設“綠色數(shù)據(jù)中心”［4］。當前，數(shù)據(jù)中心多采用鋪設光伏或使用節(jié)能型設備以提升能效，但上述技術的節(jié)能貢獻率逐漸降低。進一步建設“綠色數(shù)據(jù)中心”需引導數(shù)據(jù)中心參與電力市場［5］。由于可再生能源發(fā)電成本相比于火電等傳統(tǒng)電源明顯較低，其多發(fā)時段一般會拉低現(xiàn)貨價格［6］，而現(xiàn)貨電價可反映電力供需及綠電占比。因此，利用市場化機制引導數(shù)據(jù)中心與電網(wǎng)供需互動不僅可降低其用電成本，還可促進電力系統(tǒng)綠電消納，減少碳排放。

自2015 年新一輪電力體制改革以來，中國逐步形成了時間上覆蓋中長期、現(xiàn)貨，品種上覆蓋電能量、輔助服務的電力市場體系［7］。但需求側主體參與電力市場并不充分，導致難以形成穩(wěn)定的網(wǎng)荷協(xié)調(diào)互動能力，因此，需求側成為下一步市場化改革的重點。2022 年國家發(fā)展改革委出臺的《關于加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》［8］明確指出，要引導用戶側可調(diào)負荷資源、儲能等新型市場主體參與市場交易，充分挖掘需求側靈活調(diào)節(jié)能力。

與傳統(tǒng)用戶側碎片化資源相比，互聯(lián)數(shù)據(jù)中心運營主體清晰、用電規(guī)模大、便于聚合。可通過離線負載延遲處理或在數(shù)據(jù)中心間轉移在線負載來調(diào)整互聯(lián)數(shù)據(jù)中心用電行為［9］，負荷的時空可調(diào)特性使互聯(lián)數(shù)據(jù)中心具備參與電能量市場的巨大潛力。中國聯(lián)通2012 年電費支出約為17 億美元，而其同年利潤僅為12 億美元［10］。高額的電費支出驅(qū)動互聯(lián)數(shù)據(jù)中心亟須制定合理策略參與電能量市場以減少運行成本。此外，數(shù)據(jù)中心通過時空負荷調(diào)節(jié)可參與電力輔助服務市場，提供調(diào)峰、備用等服務以獲得額外收入。數(shù)據(jù)中心消耗的電能絕大部分轉換為熱，已有關注其余熱利用和參與區(qū)域供熱服務的相關研究和實際工程［11］。數(shù)據(jù)中心所處的電能量和輔助服務、供熱市場環(huán)境具有顯著的區(qū)域性，但其用能行為是空間相互耦合的。

現(xiàn)有數(shù)據(jù)中心的研究主要側重于其自身能量管理，以及參與電力系統(tǒng)的調(diào)度優(yōu)化以解決供需平衡、可再生能源消納等問題。例如，文獻［12-14］通過優(yōu)化負載調(diào)度的算法來減小數(shù)據(jù)中心的能耗；文獻［15］建立了集成數(shù)據(jù)中心的綜合能源系統(tǒng)的能量流-數(shù)據(jù)流協(xié)同規(guī)劃模型，探究其能量流與數(shù)據(jù)流的耦合機理；文獻［16］利用基于工作負載處理的數(shù)據(jù)中心能耗模型，調(diào)控用電負荷以最小化數(shù)據(jù)中心微電網(wǎng)運行成本；文獻［17-18］根據(jù)可再生能源出力來調(diào)度數(shù)據(jù)中心負載以促進可再生能源消納；文獻［19］研究了數(shù)據(jù)中心在平抑風電波動、緩解線路阻塞和提高可用輸電能力等方面的作用。上述文獻未考慮市場環(huán)境下數(shù)據(jù)中心受市場價格影響的運營策略。當前，也有部分文獻關注數(shù)據(jù)中心參與市場的相關問題，如文獻［20-23］研究了數(shù)據(jù)中心參與基于價格的需求響應以減少用電成本；針對電價的時空差異性，文獻［24］研究了互聯(lián)數(shù)據(jù)中心參與多區(qū)域電能量市場的策略；文獻［25］分析了擁有多個地處不同城市的數(shù)據(jù)中心的云服務提供商作為價格制定者參與單一電能量市場的策略；文獻［26］提出了數(shù)據(jù)中心參與調(diào)峰市場的框架。上述文獻側重于數(shù)據(jù)中心參與單一類型電力市場，也有部分文獻［27-29］考慮了數(shù)據(jù)中心協(xié)同參與電能量和輔助服務市場，但均未涉及數(shù)據(jù)中心作為“能源產(chǎn)消者”參與電能量、輔助服務市場和區(qū)域供熱服務的研究。

綜上所述，在多類型市場所組成的復雜市場環(huán)境下，互聯(lián)數(shù)據(jù)中心為追求效益最大化需決策其在各市場的“產(chǎn)消者”行為，因此，亟須研究互聯(lián)數(shù)據(jù)中心在多類型市場環(huán)境下協(xié)同運營的策略。本文分析了互聯(lián)數(shù)據(jù)中心的市場行為及相應的收益模型，并構建其參與多類型電力市場及供熱服務的雙層決策框架與模型。

1 互聯(lián)數(shù)據(jù)中心市場行為的分析與建模

分布在不同區(qū)域的互聯(lián)數(shù)據(jù)中心歸屬于同一個云服務提供商，由云服務提供商負責調(diào)度工作負載和制定參與市場的策略，如圖1 所示。互聯(lián)數(shù)據(jù)中心用電規(guī)模大且負載時空可轉移，具備參與電力現(xiàn)貨市場、輔助服務市場和區(qū)域供熱服務的潛力，具體可以集中競價的方式參與現(xiàn)貨市場和輔助服務市場，通過調(diào)度負載來改變其購電量和提供調(diào)峰、調(diào)頻、備用等輔助服務，由此減少購電支出和增加輔助服務收益。同時，可以簽訂雙邊合同或集中競價的方式出售余熱，獲取供熱收益。本章將分別建立互聯(lián)數(shù)據(jù)中心參與上述市場的模型。

圖1 互聯(lián)數(shù)據(jù)中心參與市場行為Fig.1 Behavior of Internet data centers participating in market

1.1 參與電力現(xiàn)貨市場行為建模

本文以日前市場為例，分析互聯(lián)數(shù)據(jù)中心參與電力現(xiàn)貨市場行為。首先，構建用電需求模型以衡量其各時段的購電量。數(shù)據(jù)中心的主要用電設備是IT 設施和制冷系統(tǒng)，兩者的能耗約占總能耗的92%［30］，且其能耗與工作負載數(shù)量及類型密切相關?；ヂ?lián)數(shù)據(jù)中心的工作負載根據(jù)是否可延遲分為在線負載和離線負載兩類［31］。其中，在線負載要求服務器實時響應，在時間上一般不具有可調(diào)節(jié)性，但其計算量較小，可分配給不同的互聯(lián)數(shù)據(jù)中心處理［32］，在空間上具有可調(diào)節(jié)性。離線負載的計算量較大，一般在本地服務器處理，但其優(yōu)先級較低，可對其延遲處理，具有時間上的可調(diào)節(jié)性。此外，離線負載可根據(jù)容忍時長、服務優(yōu)先級等特征進一步分類［33］?；诖?，構建基于工作負載處理的用電需求模型，如式（1）所示。

式 中：Pe，i，t為t時 段 互 聯(lián) 數(shù) 據(jù) 中 心i的 用 電 量；Ui為互聯(lián)數(shù)據(jù)中心i能耗與其IT 設備能耗的比值；e1、e2分別為處理單位在線負載和離線負載時IT 設備的能 耗；xi，t、yi，σ，t分別為t時 段互聯(lián)數(shù)據(jù) 中心i需處理 的在線負載和σ類離線負載的數(shù)量。

日前市場有單邊報價和雙邊報價兩種模式［34］。單邊報價模式下，互聯(lián)數(shù)據(jù)中心作為價格接受者僅需申報購電量，其購電量作為市場出清的約束條件需強制執(zhí)行，如式（2）所示。

式 中：PGj，t為 機 組j在t時 段 的 出 力；Dk，t為 用 戶k在t時段的用電需求；NG為發(fā)電機組數(shù)；NK為用戶數(shù)；N為云服務提供商所擁有的互聯(lián)數(shù)據(jù)中心的數(shù)量。

雙邊模式下，互聯(lián)數(shù)據(jù)中心需申報運行日的電力需求價格曲線，如圖2 所示。

圖2 互聯(lián)數(shù)據(jù)中心的電力需求價格曲線Fig.2 Electricity demand price curve of Internet data centers

此時，互聯(lián)數(shù)據(jù)中心的競價策略會對市場的出清結果和利益分配產(chǎn)生影響［35］。因此，其需選擇最優(yōu)的競價策略，以保證在能競標到足夠電量的前提下最小化購電成本。日前市場出清以社會福利最大化為目標，在兩種模式下的目標函數(shù)分別如式（3）、式（4）所示［36-37］。

式 中：CG(PGj，t)為 機 組j在t時 段 的 發(fā) 電 成 本，是 機組j申報的各段出力和價格形成的多段線性函數(shù)；Rk(Dk，t)為用戶k的報價函數(shù)；T為時段數(shù)。

根據(jù)上述出清模型，得到t時段區(qū)域i的出清電價為λe，i，t，則互聯(lián)數(shù)據(jù)中心i和云服務提供商在日前市場的購電支出分別如式（5）、式（6）所示。由于電價具有時空差異性，位于不同區(qū)域的互聯(lián)數(shù)據(jù)中心需協(xié)同決策，根據(jù)各市場的電價情況調(diào)整購電計劃，將部分負載轉移至電價低的時段或區(qū)域處理。

式中：Ce，i、Ce分別為互聯(lián)數(shù)據(jù)中心i、云服務提供商在日前市場的購電支出。

1.2 參與輔助服務市場行為建模

中國于2021 年8 月頒布《電力系統(tǒng)輔助服務管理辦法》，明確了用戶可調(diào)節(jié)負荷的輔助服務市場主體地位［38］。在此背景下，具有負載時空可調(diào)特性的互聯(lián)數(shù)據(jù)中心可參與輔助服務市場提供調(diào)頻、調(diào)峰等輔助服務以獲得收益。

首先，構建基于工作負載轉移的能量調(diào)節(jié)模型以量化互聯(lián)數(shù)據(jù)中心的調(diào)節(jié)潛力，如下式所示。

式中：ΔPi，t為t時段互聯(lián)數(shù)據(jù)中心i可提供的調(diào)節(jié)量；Δyi，σ，t為t時段互聯(lián)數(shù)據(jù)中心i可延遲處理的σ類離線負載數(shù)；?，i，t為能量調(diào)節(jié)后t時段互聯(lián)數(shù)據(jù)中心i的 用 電 量；Δxi，t，out、Δxi，t，in分 別 為t時 段 互 聯(lián) 數(shù) 據(jù) 中心i轉出、轉入的在線負載數(shù)；Δyi，σ，t0、Δyi，σ，t+n分別為互聯(lián)數(shù)據(jù)中心i累積至t時段需處理的和可延遲至后續(xù)時段處理的σ類離線負載數(shù)。

本文以調(diào)峰市場為例，分析互聯(lián)數(shù)據(jù)中心的價值形成過程。調(diào)峰市場在市場預出清價格超出人為設定的價格上限時開展［37］，以系統(tǒng)調(diào)峰成本最小為目標進行出清，如式（9）所示?；ヂ?lián)數(shù)據(jù)中心可以報量報價或報量不報價［39］的形式參與，可按邊際價格或申報價格結算［40］，其調(diào)峰收益分別如式（10）、式（11）所示。當互聯(lián)數(shù)據(jù)中心以報量報價形式參與時，其競價策略會影響調(diào)峰市場邊際出清價格或投標價格，從而影響收益。因此，其可優(yōu)化自身競價策略。

式中：Br(Pr，t)為參與調(diào)峰服務的市場主體r的報價函數(shù)；NR為參與調(diào)峰服務的市場主體總數(shù)；Sas，i為互聯(lián)數(shù)據(jù)中心i在調(diào)峰市場的收益；Kt為t時段市場系數(shù)；ΔPi，t，bid為t時段互聯(lián)數(shù)據(jù)中心i的申報功率；tc為市 場 出 清 時 段；λas，i，t為t時 段 調(diào) 峰 市 場 邊 際 出 清 價格；λas，i，t，bid為t時段互聯(lián) 數(shù)據(jù)中心i的投標價 格。

1.3 提供區(qū)域供熱服務建模

互聯(lián)數(shù)據(jù)中心在運行過程中會產(chǎn)生大量余熱，使得室內(nèi)溫度升高，需通過冷卻系統(tǒng)將其維持在適當范圍，且其會與外界進行熱交換。因此，建立下述一階等效熱參數(shù)模型［41］：

式 中：Hi，t，IDC、Hi，t，RE分 別 為t時 段 互 聯(lián) 數(shù) 據(jù) 中 心i的散熱量和可回收的最大余熱；ηi為互聯(lián)數(shù)據(jù)中心i的電熱轉換效率；αi，t為t時段互聯(lián)數(shù)據(jù)中心i的余熱回收 效 率；Hi，t，CS為t時 段 互 聯(lián) 數(shù) 據(jù) 中 心i在 冷 卻 系 統(tǒng)中提取的熱量；ci、ri分別為互聯(lián)數(shù)據(jù)中心i的等效熱容和熱阻［42］；τi，t，in、τi，t，out分別為t時段互聯(lián)數(shù)據(jù)中心i的室內(nèi)、室外溫度；τ、τ分別為互聯(lián)數(shù)據(jù)中心i可忍受的溫度上、下限。

互聯(lián)數(shù)據(jù)中心產(chǎn)熱有易成規(guī)模、穩(wěn)定、易提取等優(yōu)點，但通常是低品位的，無法直接用于供熱［43］。隨著低品位熱回收技術的發(fā)展，可通過熱泵將數(shù)據(jù)中心低品位的余熱轉化為高品位的熱量，用于區(qū)域供 熱［44］。Facebook、Google、DigiPlex、騰 訊 和 阿 里巴巴等國內(nèi)外云服務提供商均有余熱回收利用的成功案例［45］。例如，騰訊位于中國天津的數(shù)據(jù)中心利用熱泵回收處理技術為科技園提供夏季供熱、冬季供暖以及生活熱水供應等服務，該余熱回收項目預計每年將節(jié)省標煤633.3 t，減排二氧化碳1 659 t［46］。為量化互聯(lián)數(shù)據(jù)中心提供區(qū)域供熱服務的能力，建立下述供熱模型［47］：

式 中：Hi，t，HP為t時 段 互 聯(lián) 數(shù) 據(jù) 中 心i余 熱 經(jīng) 過 熱 泵升 級 后 的 可 用 高 品 位 熱 量；Pi，t，HP為t時 段 互 聯(lián) 數(shù) 據(jù)中 心i熱 泵 消 耗 的 電 功 率；ξCOPi，HP、Hmaxi，HP分 別 為 互 聯(lián) 數(shù)據(jù)中心i熱泵的性能系數(shù)和最大熱輸出能力；ai、bi為經(jīng)驗系數(shù)；Hi，t為t時段互聯(lián)數(shù)據(jù)中心i輸出的高品位熱量。

基于上述分析，互聯(lián)數(shù)據(jù)中心可提供區(qū)域供熱服務以增加收益。目前，中國區(qū)域供熱的市場化程度低于電力市場，暫未形成集中競價模式［48］，但互聯(lián)數(shù)據(jù)中心可通過與區(qū)域供熱服務商簽訂合同以出售余熱。此外，數(shù)據(jù)中心余熱由處理的工作負載決定，工作負載的波動將導致產(chǎn)熱量變化，不能完全保證合同履行。因此，在簽訂合同時，區(qū)域供熱運營商可考慮增加懲罰因子γi，以考核互聯(lián)數(shù)據(jù)中心的供熱效果。此時，互聯(lián)數(shù)據(jù)中心提供區(qū)域供熱服務的收益如式（20）所示。

式中：Sh，i為互聯(lián)數(shù)據(jù)中心i提供區(qū)域供熱服務的收益；pi，t、H?i，t分別為互聯(lián)數(shù)據(jù)中心i簽訂的t時段提供供熱服務的價格和熱量。

隨著供熱行業(yè)逐漸市場化以及電熱行業(yè)耦合不斷加深，可構建下述區(qū)域供熱市場模型。電轉熱設備、常規(guī)鍋爐以及可產(chǎn)生大規(guī)模余熱的供熱主體，如數(shù)據(jù)中心等，均可參與區(qū)域供熱市場。本文所構想的區(qū)域供熱市場與電力現(xiàn)貨市場聯(lián)系緊密，但其覆蓋范圍遠小于電力市場，可假設一個供熱區(qū)域?qū)粋€電力節(jié)點。因此，參與同一個區(qū)域供熱市場的主體具有相同的節(jié)點邊際電價λLMP，t。區(qū)域供熱市場的目標函數(shù)為供熱成本最小化，如式（21）所示。此時，互聯(lián)數(shù)據(jù)中心提供區(qū)域供熱服務的收益如式（22）所示。

式中：f為區(qū)域的供熱成本函數(shù)；PP2H，m，t為電轉熱設備m在t時段的購電量；βm為電轉熱設備m的電轉熱 效 率；CB，b(Hb，t) 為 常 規(guī) 鍋 爐b的 成 本 函 數(shù)；CR，w(Hw，t)為出售余熱的主體w的報價函數(shù)；NP2H、NB、NW分別為電轉熱設備、常規(guī)鍋爐、出售余熱主體的 數(shù) 量；λh，i，t為t時 段 互 聯(lián) 數(shù) 據(jù) 中 心i所 在 區(qū) 域 的 出清 熱 價；Hi，t，bid為t時 段 互 聯(lián) 數(shù) 據(jù) 中 心i的 中 標 量。

2 互聯(lián)數(shù)據(jù)中心參與多類型電力市場及供熱服務的決策框架與模型

2.1 決策框架

在地理上分散分布的互聯(lián)數(shù)據(jù)中心兼具時間和空間維度的可調(diào)特性，可協(xié)同參與電力現(xiàn)貨市場、輔助服務市場和提供區(qū)域供熱服務以減少購能成本。因此，本文構建互聯(lián)數(shù)據(jù)中心在多類型電力與能源市場環(huán)境下的決策框架，如圖3 所示。左側虛線框內(nèi)描述的是云服務提供商經(jīng)營的數(shù)據(jù)網(wǎng)絡與電力運營商經(jīng)營的電力網(wǎng)絡之間的耦合運行模式?；ヂ?lián)數(shù)據(jù)中心之間可相互調(diào)度工作負載。工作負載的增減與轉移改變了各節(jié)點的用電需求，因此，云服務提供商相當于運營一個虛擬的電力網(wǎng)絡，可與實際的電力網(wǎng)絡相配合以實現(xiàn)雙贏。右側虛線框內(nèi)描述的是互聯(lián)數(shù)據(jù)中心可參與的多類型電力與能源市場，分別為電力現(xiàn)貨市場、輔助服務市場和區(qū)域供熱服務。

圖3 互聯(lián)數(shù)據(jù)中心參與多類型電力市場及供熱服務的決策框架Fig.3 Decision-making framework for Internet data centers participating in multi-type electricity markets and heating service

互聯(lián)數(shù)據(jù)中心在上述市場的行為是相互耦合的。例如，互聯(lián)數(shù)據(jù)中心參與現(xiàn)貨電能量市場和電力輔助服務市場的資源總量是確定的，在兩個市場中的競標計劃會相互影響。因此，決策時需進行綜合對比：若提供輔助服務的收益Sas，i更大，則預留更多調(diào)節(jié)容量參與輔助服務市場；反之，則部署更多調(diào)節(jié)容量參與現(xiàn)貨市場。此外，互聯(lián)數(shù)據(jù)中心的產(chǎn)熱量Hi，t直接由其用電行為決定，而由于氣候、產(chǎn)業(yè)類型等因素，不同區(qū)域?qū)崃Φ男枨蟛町惡艽?。因此，地處不同區(qū)域的互聯(lián)數(shù)據(jù)中心的余熱資源的價值λh，i，t不 同?；?于 此，互 聯(lián) 數(shù) 據(jù) 中 心 在 調(diào) 度 算 力 時 需考慮余熱在不同區(qū)域和時段可發(fā)揮的供熱價值，制定最優(yōu)調(diào)度策略，將更多工作負載分配給處于供熱價格較高的節(jié)點。

互聯(lián)數(shù)據(jù)中心參與多類型電力市場及供熱服務的決策流程如圖4 所示。由于互聯(lián)數(shù)據(jù)中心實際到達的工作負載可能與日前預測值存在差異，僅通過日前市場的交易通常不能保證其電能平衡，本文假設互聯(lián)數(shù)據(jù)中心參與日前市場和實時市場。在日前階段，各互聯(lián)數(shù)據(jù)中心首先基于歷史數(shù)據(jù)預測次日的工作負載處理需求，并上傳至云服務提供商；其次，云服務提供商收集各互聯(lián)數(shù)據(jù)中心所在區(qū)域各市場的信息，并以此為依據(jù)預測日前電能量市場和輔助服務市場的電價，形成自身報價曲線進行投標；然后，將上述信息輸入決策模型中進行求解；最后，云服務提供商根據(jù)求解結果在互聯(lián)數(shù)據(jù)中心間調(diào)度負載以執(zhí)行各個市場的出清結果。在實時階段，互聯(lián)數(shù)據(jù)中心根據(jù)其在日前市場的中標結果以及滾動更新的工作負載、電價的預測情況，調(diào)整其在市場的投標行為及對負載的調(diào)度行為，其決策流程與日前階段相似，故不再贅述。

圖4 決策流程圖Fig.4 Flow chart of decision-making

2.2 決策模型

本文假設互聯(lián)數(shù)據(jù)中心以報量報價形式參與日前市場，以報量不報價形式參與調(diào)峰輔助服務市場，即互聯(lián)數(shù)據(jù)中心根據(jù)日前市場不完全信息和自身負載情況制定其報價策略，以自身收益最大化為目標函數(shù)進行博弈?；ヂ?lián)數(shù)據(jù)中心需向電力系統(tǒng)運營商申報投標信息，與發(fā)電商共同參與市場出清。此外，本文假設其他用戶以報量不報價形式參與。因此，其他用戶在各市場的競標量作為對應市場出清模型的剛性邊界條件。

基于上述假設，本文建立了互聯(lián)數(shù)據(jù)中心參與多類型電力市場及供熱服務的雙層模型。其中，上層模型為互聯(lián)數(shù)據(jù)中心在多類型市場環(huán)境下的交易決策模型；下層模型為集中競價模式下的日前電能量市場出清模型。

上層模型以工作負載為直接決策變量，以市場競標電量、熱量為間接決策變量，以互聯(lián)數(shù)據(jù)中心購能成本最小化為目標，通過優(yōu)化調(diào)度工作負載決定其在下層模型中的報價。上層模型的目標函數(shù)如式（23）所示。其中，Ce，i、Sas，i、Sh，i已在第1 章被分析和建模，分別如式（5）、式（11）、式（20）所示。本文只考慮互聯(lián)數(shù)據(jù)中心在日前市場的競標情況。因此，在上層決策模型中，調(diào)峰價格和區(qū)域供熱服務的價格作為模型的輸入條件。

式中：F為互聯(lián)數(shù)據(jù)中心i的購能成本。

上層決策模型需要滿足以下約束條件。

1）在線負載約束［49］。在線負載對延遲敏感，需立即處理，但具有空間靈活性，可由前端服務器分配到各個地理位置分散的互聯(lián)數(shù)據(jù)中心處理。其約束如下：

式 中：Xi，t為t時 段 到 達 互 聯(lián) 數(shù) 據(jù) 中 心i的 在 線 負 載。2）離線負載約束［49］。離線負載具有時間靈活性，可延遲處理，但受數(shù)據(jù)中心可存儲的離線負載上限Q約束，即

式 中：Qi，σ，t為t時 段 互 聯(lián) 數(shù) 據(jù) 中 心i存 儲 的 待 處 理 的σ類 離 線 負 載 數(shù)；Yi，σ，t為t時 段 互 聯(lián) 數(shù) 據(jù) 中 心i處 理和到達的σ類離線負載數(shù)。

式（27）表示所有到達的離線負載都應在調(diào)度截止日期tmax之前處理。

3）服務質(zhì)量要求約束［49］。處理工作負載的響應時長不能超過服務水平協(xié)議的延遲界限Di。因此，利用M/M/1 隊列［44］對互聯(lián)數(shù)據(jù)中心的服務質(zhì)量要求建模，即

式 中：ui為 互 聯(lián) 數(shù) 據(jù) 中 心i的 平 均 服 務 率；ni，t為t時段互聯(lián)數(shù)據(jù)中心i開機的服務器數(shù)；Ψ為離線負載的種類集合；Ni為互聯(lián)數(shù)據(jù)中心i的服務器總數(shù)。

4）互聯(lián)數(shù)據(jù)中心容量約束：

式中：Mi為互聯(lián)數(shù)據(jù)中心i的內(nèi)存；c、d分別為在線負載和離線負載的數(shù)據(jù)量。

5）互聯(lián)數(shù)據(jù)中心調(diào)峰容量約束：

式中：Δxi，t為t時段互聯(lián)數(shù)據(jù)中心i可轉移的在線負載數(shù)。

6）互聯(lián)數(shù)據(jù)中心報價約束［50］：

式 中：πl(wèi)，i為 互 聯(lián) 數(shù) 據(jù) 中 心i在 日 前 市 場 的 第l段 報價；π、π分別為互聯(lián)數(shù)據(jù)中心i在日前市場第l段報價的上、下限。

下層模型為以社會福利最大化為目標函數(shù)的日前電能量市場出清模型，根據(jù)市場出清結果將互聯(lián)數(shù)據(jù)中心的中標量和出清價格傳遞給上層模型。地處不同區(qū)域的互聯(lián)數(shù)據(jù)中心歸屬于不同的電力市場，因此，需要各自出清，第z個下層模型的目標函數(shù)如式（33）所示。為簡化模型，本文暫不考慮電網(wǎng)拓撲結構。因此，下層出清模型需要滿足的約束條件［50］為系統(tǒng)功率平衡約束式（34）、發(fā)電機組競標量約束式（35）、互聯(lián)數(shù)據(jù)中心i競標量約束式（36）。

式 中：OGj，s、PGj，s，t、NS、P分 別 為 在 日 前 市 場 中，機組j申報的第s段價格、t時段第s段出力、功率段數(shù)、第s段 出 力 上 限；πl(wèi)、Pe，l，t、NL、P分 別 為 在 日 前 市場中，互聯(lián)數(shù)據(jù)中心申報的第l段價格、t時段第l段購電量、功率段數(shù)、第l段購電量上限。

3 算例分析

3.1 參數(shù)設置

本文考慮地處3 個不同區(qū)域的互聯(lián)數(shù)據(jù)中心，其參與市場情況如圖5 所示。圖中：數(shù)據(jù)中心1 所處區(qū)域電力供應緊張，電價較高，且設置有調(diào)峰輔助服務市場；該地熱需求小，余熱價值設為0 元。數(shù)據(jù)中心2 所處區(qū)域新能源占比較高，電價整體較低，且有明顯的“地板價”與價格尖峰；該地熱需求適中，余熱價值設為40 元/（MW·h）。數(shù)據(jù)中心3 所處區(qū)域電力供需較平衡，電價適中；該地熱需求較大，因此，余熱價值設為160 元/（MW·h）。由于本文的研究重點不在于競價策略，在算例設置中，各數(shù)據(jù)中心作為所在電力市場的價格接受者，所在區(qū)域的電價作為模型輸入條件。互聯(lián)數(shù)據(jù)中心所屬區(qū)域的日前市場與調(diào)峰市場的24 時段出清電價如圖6 所示。

圖5 3 個互聯(lián)數(shù)據(jù)中心參與市場示意圖Fig.5 Schematic diagram of three Internet data centers participating in market

圖6 日前市場與調(diào)峰市場的出清電價Fig.6 Clearing electricity price of day-ahead market and peak regulating market

假設單位在線負載和離線負載的數(shù)據(jù)量分別為1.25 MB 和100 MB?；ヂ?lián)數(shù)據(jù)中心的相關參數(shù)如表1 所示。

表1 互聯(lián)數(shù)據(jù)中心的相關參數(shù)Table 1 Parameters of Internet data centers

3.2 算例分析

本文設置以下4 個場景以探究所提模型的可行性：

場景1：3 個互聯(lián)數(shù)據(jù)中心只參與日前市場，且工作負載不可轉移；

場景2：3 個互聯(lián)數(shù)據(jù)中心只參與日前市場，工作負載可轉移；

場景3：互聯(lián)數(shù)據(jù)中心1 參與日前市場和調(diào)峰市場，互聯(lián)數(shù)據(jù)中心2 和3 參與日前市場，工作負載可轉移；

場景4：互聯(lián)數(shù)據(jù)中心1 參與日前市場和調(diào)峰市場，互聯(lián)數(shù)據(jù)中心2 和3 參與日前市場和區(qū)域供熱服務，工作負載可轉移。

互聯(lián)數(shù)據(jù)中心在4 個場景下的收益支出情況如表2 所示。由場景1 和2 對比可知，當考慮工作負載的轉移能力時，可將負載轉移至電價低的節(jié)點和時段處理從而減少購電成本。由場景2 和3 對比可知，互聯(lián)數(shù)據(jù)中心參與調(diào)峰市場后，用能成本減少9.37 萬元，下降約20%。由場景3 和4 對比可知，互聯(lián)數(shù)據(jù)中心提供區(qū)域供熱服務后，用能成本減少4.25 萬元，下降約11%。

表2 互聯(lián)數(shù)據(jù)中心在不同市場中的收益支出情況Table 2 Benefits and expenses of Internet data centers in different markets

互聯(lián)數(shù)據(jù)中心在調(diào)峰輔助服務市場獲得較大收益，因此，進一步探究其收益與調(diào)峰輔助服務市場出清價格之間的關系。由仿真結果可得，當調(diào)峰市場出清價格分別為200、400、800 元/MW 時，其對應的調(diào)峰收益分別為21 265.59、45 422.27、93 703.10 元。因此，互聯(lián)數(shù)據(jù)中心的調(diào)峰收益與調(diào)峰價格成正比，且其增加的比例略高于調(diào)峰價格增加的比例。例如，調(diào) 峰 價 格 從200 元/MW 增 加 到800 元/MW 時，互聯(lián)數(shù)據(jù)中心的調(diào)峰收益是原來的4.41 倍。因為調(diào)峰價格越高，互聯(lián)數(shù)據(jù)中心參與意愿就越強烈，會更大程度地轉出該時段的負載以提供更大的調(diào)峰容量。

因為互聯(lián)數(shù)據(jù)中心用電行為的改變?nèi)Q于工作負載的轉移，本文探究了場景4 下3 個互聯(lián)數(shù)據(jù)中心的工作負載調(diào)度情況。在線負載的調(diào)度情況如圖7所示，當各地區(qū)電價懸殊時，在線負載在互聯(lián)數(shù)據(jù)中心間的調(diào)度主要由其所在區(qū)域的日前市場的出清電價相對大小決定。例如，在時段1 至18，互聯(lián)數(shù)據(jù)中心1 所在區(qū)域的電價遠高于其余兩個互聯(lián)數(shù)據(jù)中心，因此，前端服務器將到達互聯(lián)數(shù)據(jù)中心1 的在線負載部分甚至全部轉移至互聯(lián)數(shù)據(jù)中心2 和3 處理。以時段8 至9 為例，互聯(lián)數(shù)據(jù)中心1 分別將5.44 億個、4.95 億個在線負載轉移至互聯(lián)數(shù)據(jù)中心2和3 處理。

圖7 在線負載的調(diào)度情況Fig.7 Scheduling of online loads

3 個互聯(lián)數(shù)據(jù)中心對離線負載的調(diào)度思路相同，即在滿足約束的前提下，將負載盡可能安排在電價低的時段處理。因此，3 個互聯(lián)數(shù)據(jù)中心的離線負載在時間維度的轉移情況總體上是相似的，如圖8 所示。以互聯(lián)數(shù)據(jù)中心1 為例，其所在區(qū)域時段10至15 電價較高，且開展了調(diào)峰市場。因此，為降低購電成本和提供更多的調(diào)峰容量，互聯(lián)數(shù)據(jù)中心1將該時段的部分離線負載延遲至后續(xù)時段處理。例如，互聯(lián)數(shù)據(jù)中心1 將時段10 至11 的1 750 萬個離線負載延遲處理。

圖8 離線負載的調(diào)度情況Fig.8 Scheduling of offline loads

當各地區(qū)電價差異不大時，需綜合考慮電價與余熱價值。例如，在時段1 至6，互聯(lián)數(shù)據(jù)中心2 的電價略低于互聯(lián)數(shù)據(jù)中心3，若不考慮余熱價值，應盡可能將負載轉移至互聯(lián)數(shù)據(jù)中心2 處理。但當考慮區(qū)域供熱服務時，由于互聯(lián)數(shù)據(jù)中心3 的余熱價值較高，在綜合考慮用電成本和售熱收益后，該時段負載均轉移至互聯(lián)數(shù)據(jù)中心3 處理。

4 結語

在電力市場化改革的背景下，本文提出了互聯(lián)數(shù)據(jù)中心作為新型主體在多類型市場環(huán)境下協(xié)同運營的策略，其可利用工作負載時空可轉移特性來響應不同區(qū)域不同時段的電價和熱需求以減少用能成本。算例結果顯示，通過多類型市場環(huán)境下協(xié)同運營，3 個互聯(lián)數(shù)據(jù)中心總日用能成本降低32.8%，在數(shù)據(jù)中心收益結構中，調(diào)峰輔助服務和售熱收入分別占18.8%和8.6%，較為可觀。

目前，中國已有部分地區(qū)開展了電力現(xiàn)貨、輔助服務市場及需求響應邀約，但數(shù)據(jù)中心等需求側主體仍參與較少，其核心問題主要在于：1）電力現(xiàn)貨、輔助服務市場及需求響應仍處于起步階段，用戶參與門檻較高；2）輔助服務和需求響應無法保證調(diào)用次數(shù)，用戶的收益具有不確定性，故用戶參與意愿低；3）需求側主體與電力行業(yè)存在信息壁壘，用戶難以及時獲知相關信息。因此，尚需完善適應電力市場機制，推動需求側主體進一步參與電力市場及需求響應。

在未來，隨著電力及能源市場化不斷推進，可進一步考慮互聯(lián)數(shù)據(jù)中心參與容量市場、碳交易、綠證等市場的相關場景。此外，為激勵數(shù)據(jù)中心互動積極性，在綠色數(shù)據(jù)中心認證過程中，可推動將消納的電網(wǎng)綠電從碳排放核算指標中扣除。通過配套政策的完善，支撐“東數(shù)西算”和新型電力系統(tǒng)建設。