Page 43 - 2025年第56卷第6期

功率发生改变；M 为直流通道最小调整时间间隔；N 为日送出通道可调整的最大次数。
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2.2.3 模型求解思路 模型以通道总容量 C 、多段线的时间参数 t 1 ，t 2 ，⋯，t U 和多段线的出力参数
P 1 ，⋯，P U ，P U + 1 为决策变量。根据混合抽蓄-风-光多能互补系统特高压跨网送电特性、水电站和
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抽蓄电站调节特性、风光出力特性，提出混合抽蓄-风-光多能互补系统的两阶段互补策略（图 4），模
型的优化求解也相应地分为两阶段模拟优化过程：
第一阶段，抽蓄进行互补，在满足抽蓄电
站各项约束的前提下将风光出力互补为与风光
出力波动趋势相似的平稳多段线：首先生成满
足约束的初始解（第一阶段出力）集合，当风光
联合出力大于或等于第一阶段互补出力时，抽
蓄电站为抽水工况，水泵利用风光电能将下水
库的水抽至抽蓄电站上水库；当风光联合出力
小于第一阶段互补出力时，抽蓄电站为发电工
况，利用水轮机将水能转换为电能，基于此推
图 4 两阶段互补策略示意
求抽蓄的日内发电功率过程、抽水功率过程以
及 抽 蓄 电 站 上 水 库 日 内 库 容 变 化 过 程 。 然 后 ，
对解集合的所有个体按照抽蓄电站上水库初末库容差从小到大排序，将前 n 个解设定为抽蓄的不同利
用模式。
第二阶段，利用水电将第一阶段互补得到的不同运行模式下的多段线互补为满足通道送出约束的
多段线：在每一种模式下，首先生成满足约束的初始解（总出力）集合，水电站出力为总出力与第一阶
段出力的差值，基于此推求水电的日出力过程、泄流过程以及水电站库容过程等，根据优化模型的两
个目标函数得到最优解。根据以上求解流程，可得到单个情景下的短期协同运行过程；改变风光容量
配置方案或者输入情景，得到所有配置方案下的协同运行过程。
2.3 基于全生命周期综合评价的容量配置方案

2.3.1 混合抽蓄-风-光多能互补系统评价指标体系 为定量分析比较不同容量配置方案下混合抽蓄-
风-光多能互补系统技术特性及经济特性的优劣性，构建混合抽蓄-风-光多能互补系统的综合评价指
标体系：
（1）技术特性指标。水电最大调节幅度：水电最大调节幅度为水电站出力上限和水电站最小出力
二者差值。该值越大表明互补系统对水电的调节需求越大，计算公式如下：
S R
φ s， r ⋅ (P max - min (P hydro j )) （29）
hydro
r
s，，
P 1 = ∑ s = 1∑ r = 1
jϵ [1，J ]
抽蓄最大调节幅度：抽蓄最大调节幅度为抽蓄单台发电机组容量和抽蓄单台发电机组最小出力的
差值。该值越大表明互补系统对抽蓄的调节需求越大，计算公式如下：
S R
φ s， r ⋅ (P max - min (P ph， t j )) （30）
ph，
t
r
s，，
P 2 = ∑ s = 1∑ r = 1
jϵ [1，J ]
送出曲线最大爬坡：送出曲线最大爬坡采用互补系统总出力的逐时段出力差值绝对值的最大值。
采用送出曲线的最大爬坡表征送出曲线的最大波动水平，计算公式如下：
S R φ ⋅ max |P total - P total | （31）
j
r
r
r
s，
P 3 = ∑ s = 1∑ r = 1
jϵ [ 2，J ] s，， j s，， - 1
送出曲线最大出力：送出曲线最大出力可以表征互补系统对送出通道的需求，计算公式如下：
S R φ s， r ⋅max (P total j ) （32）
r
s，，
P 4 = ∑ s = 1∑ r = 1
以上四个指标为各个情景之间的加权值，式中：φ s，r 为第 s 个风光情景的第 r 个径流情景的概率
（占全年时间的比例）；S、R 分别为风光情景、径流情景的个数；P hydro 、P ph，t 、P total 分别为第 s 个风
s，r，j
s，r，j
s，r，j
光情景的第 r 个径流情景下第 j 时段水电总出力、抽蓄电站总发电出力、互补系统总出力。
（2）经济特性指标。年总运行成本 C 1 ：为风电场、光伏电站和抽蓄电站三者的年运行成本总和；
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