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量进行抽水反向调峰。早期学者针对传统电力系统，以含混蓄电站的梯级水电站为研究对象，对联合
调度算法 ［１０ － １１］ 、不同时间尺度调度模型构建 ［１２ － １３］ 等开展了研究，如黄景光等 ［１３］ 考虑来水频率，分析
了不同来水频率下含混蓄电站的梯级水电站中长期发电量情况；程雄等 ［１４］ 、黄静梅等 ［１５］ 基于调峰填
谷电价曲线，以发电效益最大为目标，建立了含混蓄电站的梯级水电站中长期调度模型，分析了联合
调度主体的整体发电收益。近年来，随着新型电力系统建设的不断推进，电网调峰特点较传统电力系
统发生显著转变 ［１６ － １７］ ，众多学者围绕新型电力系统下水风光互补调度运行开展了大量研究 ［１８ － ２０］ ，但
涉及混蓄电站的相关研究尚处于起步阶段，如明波等 ［２１］ 在 “以水定电” 模式下构建混蓄电站与梯级
水电站联合调度模型，分析了梯级互补储能对新能源的长期消纳作用；罗彬等 ［２２］ 以机组为最小调度单
元，以联合体整体效益最大为目标，提出了一种混蓄电站与风电联合运行短期模型。
然而，混蓄电站依托已有梯级水电站的上、下水库修建，混蓄电站与梯级水电站之间如何协调运
行；如何在保证流域综合利用供水任务的前提下最大化其调峰效益；当 ２座混蓄电站梯级连续开发
时，梯级混蓄电站调峰效益如何变化；是否会产生类似单方水在梯级水电站场景下梯级接力发电的现
象；与流域综合利用供水任务之间又呈何种关系，等等，这些又为混蓄电站的梯级开发规划和调度运
行提出了新的科学问题。针对这些亟待解决的问题，本文主要研究混蓄电站（群）短期日内运行方式以
及影响其调峰能力发挥的主要因素，并对比梯级混蓄电站与单一混蓄电站在调峰运行效果方面的差异
性，为流域混蓄电站的开发运行提供技术支撑。
以黄河上游梯级水电基地规划的 ２座混蓄电站为研究对象，建立混蓄电站与梯级水电站短期联合
调峰优化模型，采用 “有、无” 混蓄电站模式，分析混蓄电站对原有梯级水电站运行方式的影响，并
提出理论推导与数值计算两种方式揭示影响混蓄电站调峰效益的主要因素，研究混蓄电站单一开发、
梯级开发模式下的调峰效益变化特征。

２ 黄河上游梯级水电站群与混蓄电站群概况

２．１ 黄河上游梯级水电站概况 截至 ２０２２年底，西北电网风电与光伏发电装机容量达 １．３０亿ｋＷ，
占西北电网全网的 ３８．２９％，水电装机容量为 ０．３４亿ｋＷ。黄河上游水电基地（龙羊峡 － 青铜峡河段）是
西北电网的骨干调峰电站群，也是我国十三大水电基地之一，其中龙羊峡 － 刘家峡段水能资源丰富，
已开发梯级水电站装机容量约占黄河上游水电基地总装机容量的 ９０％多。龙羊峡、拉西瓦、李家峡、
公伯峡、积石峡和刘家峡水电站是国家电网西北区域的主要调峰调频电站，其装机容量分别为 １２８
万、４２０万、２００万、１５０万、１０２万和 １６９万ｋＷ。其中，龙羊峡水库与刘家峡水库分别具有多年与年
调节能力，也是承担黄河全流域综合利用任务的主要水库，其余水库均为日调节水库。
风、光新能源渗透率的大幅增加使得电网等效负荷（负荷与风光新能源出力之差）呈 “鸭形” 特征，
电网调峰压力增大（图 １）。以 ２０２０年 ２月 １８日西北电网等效负荷过程为例，早间（约 ０∶００—８∶００）与晚
间（２０∶００—２４∶００）风光新能源出力较小，等效负荷量级较大，平均约 ６０００万ｋＷ；午间（其余时段）风
光新能源出力增加，等效负荷明显减小（约 ４３００万ｋＷ），早晚间与午间平均等效负荷相差约 １７００万ｋＷ。
值得注意的是，该日黄河上游龙羊峡、拉西瓦、李家峡、公伯峡、积石峡等电网核心调峰电源日内出
力过程与等效负荷过程高度相似，呈现明显的 “三段线” 运行特征。
２．２ 黄河上游混蓄电站群概况 混蓄电站指依托已有梯级水库，扩建或续建抽水蓄能电站，其机组形
式主要以可逆式抽水蓄能机组为主。其开发形式主要有三种：一是利用已建成的常规电站水库做下水
库，在两岸高山中新建上水库；二是利用已建成的常规水电站水库做上水库，在其下游新建下水库；
三是在已建成的常规梯级电站，利用梯级水库做上、下水库，在两岸山体内开挖地下厂房和输水系统
建成抽水蓄能电站。
黄河上游混蓄电站开发形式多样，本文主要关注依托龙羊峡、拉西瓦梯级水库修建的龙 － 拉混蓄
电站与依托拉西瓦、尼那梯级水库修建的拉－ 尼混蓄电站。仅考虑龙－ 拉混蓄电站时，则为混蓄电站单
一开发方式；若龙－ 拉混蓄电站与拉－ 尼混蓄电站同时考虑，混蓄电站群可实现水流连续反向自尼那水

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