Page 44 - 2025年第56卷第6期

风光电站投资成本 C 2 ；抽蓄电站投资成本 C 3 ；年总发电收益 C 4 ：风、光、水电、抽蓄电站年发电收益
之和；C 2 与 C 3 为系统的固定投资成本，C 1 与 C 4 计算公式如下：
S R φ s， r × (S ∑ j = 1 P w s，， j + S ∑ j = 1 P p s，， j + S ∑ j = 1 P ph， t j ) （33）
J
J
J
w
ph
p
r
r
r
s，，
C 1 = 365 × ∑ s = 1∑ r = 1
S R J J J J
φ s， r × (λ ∑ j = 1 P w s，， j + λ ∑ j = 1 P p s，， j + λ ∑ j = 1 P hydro j + λ ∑ j = 1 P ph， t j ) （34）
p
w
hydro
ph
r
r
r
r
s，，
s，，
C 4 = 365 × ∑ s = 1∑ r = 1
式中：S 、S 、S 为风、光、抽蓄电站单位发电量下的运维成本；λ 、λ 、λ hydro 、λ 分别为风、光、
ph
w
p
p
ph
w
水电、抽蓄发电上网电价；P w s，r，j 、P p s，r，j 分别为第 s 个风光情景的第 r 个径流情景下第 j 时段的风电、光
伏实际出力；P ph，t 、P ph，p 为第 s 个风光情景的第 r 个径流情景下第 j 时段的抽蓄电站发电功率、抽水
s，r，j
s，r，j
功率。
2.3.2 混合抽蓄-风-光多能互补系统综合评价方法 采用基于评价指标赋权的综合评价方法对混合抽
蓄-风-光多能互补系统进行综合评估。对于技术特性指标，首先选用极值处理法对原始决策矩阵进行
标准化处理，处理后的各评价指标取值范围为 0 到 1，当取值为 0 时最优、为 1 时最差；然后对技术特
性指标进行赋权，采用式（35）求其加权值来反映互补系统的技术特性；对于经济特性，综合考虑系统
的投资运行成本和发电收益，采用经济性指标净现值（NPV）对系统经济性进行评价。
n P i
σ i （35）
P
P = ∑ i = 1
i，max
-n
1 - (1 + i) C 2 + C 3
NPV = × (C 4 - C 1 ) - （36）
i 1 + i
式中：σ i 为各指标的权重；n 为系统生命周期；i 为折现率。
基于全情景协同运行优化结果计算技术特性指标和经济特性指标，再根据综合评价方法确定混合
抽蓄-风-光多能互补系统的风光容量配置方案和相应的配套送出通道容量。对于抽蓄电站的装机容
量，预设抽蓄电站的容量等于水电站容量，再根据抽蓄电站的功率的累计频率曲线，按照一定保证率
选取推荐的抽蓄电站装机规模；确定抽蓄电站上水库库容规模的过程同上。
3 研究实例
3.1 基本情况 本文以黄河上游尔多水电站为对象进行实例研究，该工程位于青海省境内，是龙羊峡
以上黄河干流湖口至尔多河段梯级规划的最后一个梯级，具有日调节性能，主要任务为发电。规划混
合抽蓄系统由尔多水电站通过扩建抽蓄电站的形式改造而成，抽蓄电站的上库位于黄河干流左岸，下
库使用尔多水电站库区。数据资料方面，收集到军功水文站 2007—2016 年历史十年日径流资料；风电
实测单位化出力由 2017 年茶卡电站 5 min 级实测数据处理后所得；光伏实测单位化出力由 2017 年共和
光伏实证基地逐分钟级实测数据处理后所得。
3.2 模型设置 采用 2.1 节所述方法得到全年不同季节的新能源出力与径流的典型组合情景及相应的
概率，以此作为模型输入。根据实际设计及数据资料，将混合抽蓄-风-光多能互补系统协同运行优
化模型的有关参数设置如表 1 所示。根据已建成的大规模水风光多能互补系统中风光能源比例大多
在 1∶2 ~ 2∶1 之间 ［27-29］ ，本案例设定光伏/新能源容量占比［1/3，1/2，2/3］为模型的三种工况；混合
抽蓄-风-光多能互补系统全生命周期综合评估所涉及的经济性参数设置见表 2。
由于混合抽蓄-风-光多能互补系统的建设是基于已有水电站配置合理容量的风电场、光伏电站和
抽蓄电站，混合抽蓄-风-光多能互补系统的经济性评价不考虑水电的各项成本及折旧。

4 结果分析与讨论

4.1 混合抽蓄-风-光多能互补系统协同运行结果 利用 2.1 节提出的情景生成方法构建新能源出力与
径流组合典型情景集，包含全年组合情景共 141 种，并将情景集作为协同运行模型的输入进行模拟，

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