Page 90 - 2024年第55卷第12期

表 １ 水电站基础数据信息
水电站 调节能力 装机容量?ＭＷ 正常高库容?万ｍ ３ 死库容?万ｍ ３ 初始库容?万ｍ ３ 末库容?万ｍ ３
ＨＪＤ 多年 ６００ ４４９７１０ １１３６８２ １４４１６７ １４４１６７
ＤＦ 季 ６９５ ８６４００ ３７４００ ５５７９０ ５５８０５
ＳＦＹ 日 ６００ １６８６０ １０１２０ １５７４１ １５７４３
ＷＪＤ 年 １２５０ ２１４０００ ７８０００ １３４１４４ １３４１８０
ＧＰＴ 多年 ３０００ ５５６４００ ２６６２００ ３３４２２５ ３３４１５０
ＳＬ 日 １０５０ １２０４５２ ８８６６３ １１１５１０ １１１５４７

调节及以上电站严重偏离计划，调度期末库容保障运行边界 表 ２ 期末库容保障运行边界
见表 ２。通过本文、模型及其求解方法，计算得到梯级各电 单位：万ｍ ３
站灵活性量化结果、灵活性支撑方式及发电计划见图 ３（ａ）。 水电站 期末保障库容运行边界
图 ３（ａ）可以看出，各个时段梯级各电站按一定比例共同 ＨＪＤ （ － １４７．５５ ，＋ １４７．５５ ）
发挥灵活性，整个 梯 级 各 个 时 段 上 调 与 下 调 灵 活 性 均 为 ＤＦ （ － １０５．００ ，＋ １０５．００ ）
４３７ＭＷ，即梯级水电各个时段按计算所得灵活性支撑方 ＳＦＹ （ － ４５．８０ ，＋ ４５．８０ ）
式可持续响应上调或下调 ４３７ＭＷ 的灵活性需求，且不破 ＷＪＤ （ － １９６．００ ，＋ １９６．００ ）
ＧＰＴ （ － ３３７．５０ ，＋ ３３７．５０ ）
坏保障运行要求。
ＳＬ （ － ２９３．６８ ，＋ ２９３．６８ ）
水电受来水条件影响较大，选取 ２０２３年水电汛期与枯
期典型日分别进行计算，以说明本文方法适用性。汛期与枯期计算结果如图 ３（ｂ）（ｃ）所示。可以看
出，汛期与枯期所得灵活性分别为 ３２９ＭＷ、２１６ＭＷ，不同来水情况下，梯级各电站灵活性、灵活性
支撑方式及出力计划变化明显。这是因为流域总体来水情况不同，不同电站的来水丰枯程度也不同，并
且受到保障运行要求等限制，直接影响各电站发电计划的安排方式，进而影响灵活性与灵活性支撑方式。

图 ３ 平水期、汛期与枯水期梯级水电出力过程及灵活性

４．３ 灵活性的参数敏感性分析 为说明水电蓄能保障任务与调节能力对梯级水电灵活性的影响程度，
本节进行灵活性关于期末库容保障运行边界与水电调节能力的敏感性分析。
设置两种期末库容运行边界见表 ３，在保障运行边界基础上逐渐严格为 ２?３保障运行边界与 １?３保
障运行边界。计算得到两种条件下梯级水电灵活性及支撑方式，并与保障运行边界所得结果对比见
图 ４、图 ５。从图 ４可见，随着期末库容保障运 行边界逐 渐 严 格，各时 段 的 灵活 性均 减小，分别为
４３７、２９３与 １４４ＭＷ，基本以 １?３为公比的等比例方式递减，这表明灵活性与期末库容保障运行边界
的变化程度呈线性关系。不同期末库容保障运行边界的水电灵活性支撑方式见图 ５，不同边界条件下，
梯级的灵活性支撑方式会发生再分配，以保证灵活性最大化。另外，由于各电站调节能力不同，各电
站保障运行边界要求不同，如 ＳＦＹ与 ＳＬ电站保障控制边界约为 ＧＰＴ电站的 ２倍，但由于 ＧＰＴ电站调

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