Page 80 - 2023年第54卷第8期

不能满足负荷需求时，常规机组启动，有效 支撑
晚高峰负荷。早上 ０７∶３０左右，由于抽蓄机组在
进行抽水到发电工况的转换，且必须经过停机工
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况过渡 （式 （３３）），４常 规机 组 短 时 间 开 机 出 力，
保证了负荷需求。此外，可以 直观 看出，机 组出
力有效避开了振动区，同时也满足所设置的开停
机持续时间（ １ｈ）、出力波动限制约束（１ｈ）、爬
坡约束（ ６０ＭＷ?时段）等要求，保证了机组的安全
稳定运行，验证了文中约束处理的有效性。
５．４ 模型参数影响分析 文中模型涉及较多参数，
这些参数若设置不合理，很可能导致模型无法求
解，模型参数的设置除了参考实际工程之外，开
展模型参数的影响分析也十分有必要。在短期模
图 ７ 常规水电机组出力过程
型中，合理的调度期末水位控制偏差 δ 不仅 能够
有效保证次日下一个调度期的调度需求，同时也反映了中长期调度对短期调度的约束，丰平枯不同季
节可有不同的限制值，是本文模型的关键参数之一。基于本文实例，分别将调度期末水位允许变幅 δ
设置为 ０．１５和 ０．０５ｍ，分析其对模型结果的影响，如下表 ３所示。从结果中可以看出，随着调度期末
水位允许变幅的增加，联合体总收益增加、高于发电计划的额外收益增加、开停机成本不变、惩罚费
用减少，主要原因是随着调度期末允许变幅的扩大，混合式抽水蓄能电站可调水量增加，使得额外发
电收益增加，同时也能减少低于偏差带来的惩罚费用。然而，短期过大的末水位允许变幅可能导致中
长期水位控制需求难以满足，影响后期可调度能力，需结合调度实际合理设置。

表 ３ 不同调度期末水位允许变幅结果对比分析 （单位：万元）
参数情景 总收益 Ｆ 基础收益 Ｆ １ 额外收益 Ｆ ２ 开停机成本 Ｆ ３ 惩罚费用 Ｆ ４
δ ＝ ０．１５ ９４２．４３ ９４４．８３ ４．３４ ２．１０ ４．６４
δ ＝ ０．１０（文中实例） ９３８．９５ ９４４．８３ ０．８６ ２．１０ ４．６４
δ ＝ ０．０５ ９３５．０４ ９４４．８３ ０．０９ ２．１０ ７．７８

６ 结论

充分利用我国规模庞大的常规水电站增建混合式抽水蓄能是快速推进抽水蓄能建设的重要途径，
为促进风光等新能源的大规模消纳提供了灵活性保障。为探索常规水电站融合改造后的混合式抽水蓄
能电站的运行模式，本文提出一种混合式抽水蓄能电站与风电联合运行的调度模型，通过模型建模与
实例分析，得到以下结论和发现。
（ １）混合式抽水蓄能电站包括常规机组和抽蓄机组，二者的运行特性差异较大。以机组为单元进
行精细化建模，根据运行特性的不同分别设置运行约束，并通过引入机组状态变量实现运行工况的解
耦与关联切换，实例表明，常规机组和抽蓄机组的运行均满足所设置约束要求，符合实际调度需求。
（２）混合式抽水蓄能电站具有典型的 “量调并重” 的优势，在夜晚负荷低谷时段，抽蓄机组处于
抽水工况，有效支撑了低谷调峰并存储电量；在白天，抽蓄机组主要处于发电工况，承担着灵活快速
调节的角色，一方面跟随风电出力保证了发电计划的执行，另一方面也避免了常规机组频繁调节带来
的出力波动。
（ ３）以混合式抽水蓄能电站和风电所构成联合体整体的收益最大为目标函数，并通过引入奖惩电
价机制，可以有效激励联合体提高风电的预测精度并制定合理的发电计划，从而提高联合系统发电计
划的可执行性。

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