Page 40 - 2024年第55卷第4期

（１）在所有运行场景下，相比水电机组不避振运行，采用避振运行方式的水风光互补系统虽然发
电量和功率与负荷偏差均值分别降低了 ０．０９％（０．０２ＧＷｈ）和 ２．１０％（１．８９ＭＷ），但同时运行成本均值
下降了 ０．２４％（１．７１万元）。结果表明，不避振运行方式虽在功率与负荷偏差方面的表现优于避振运行
方式，但运行成本方面的表现却不如避振运行方式。
（２）与不避振运行方式相比，避振运行方式下水风光互补发电系统弃风弃光和失负荷现象更加明
显，弃风弃光量增加了 １３．６５％（１０１．７３ＭＷ）；失负荷量增加了 ５．９２％（１４．７１ＭＷ）；但采用避振运行
方式的水电机组在振动区运行时间减少 ９０％以上。值得注意的是，在场景 １和场景 ９两个风光出力波
动较大的场景下，采用避振运行方式的水电机组在振动区运行时长明显增加，机组通过牺牲部分稳定
性以获得更大的灵活性调节能力，说明避振运行方式具有一定的局限性。
综上所述，两种运行方式各有优劣，在发电量未有明显提升的情况下，从功率与负荷偏差方面不
避振运行方式优于避振运行方式，但考虑到不避振导致的机组疲劳损耗和运行成本增加以及机组稳定
性问题更加突出，其整体经济性表现不如避振运行方式。此外，风光出力波动较大的场景下，避振运
行方式效果受限。因此，应提前做好风光出力预测工作，及时采取合理避振措施。
尽管本文构建了计及水电机组寿命损耗成本的水风光互补发电系统经济性评估模型，但发电收益
对系统经济性的影响也不容忽视。在后续研究中会进一步考虑多因素对互补发电系统经济性的影响。

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