Page 93 - 2024年第55卷第12期

调度二：不考虑滞时情况的灵活性支撑方式响应连续－ ２８０ＭＷ 的灵活性需求；模拟调度三：考虑滞时
情况的灵活性支撑方式响应连续－ ２８０ＭＷ 的灵活性需求；模拟调度四：考虑滞时情况的灵活性支撑方
式响应连续＋ ２６０ＭＷ 的灵活性需求。
将所得模拟调度库容过程与 ２?３保障运行边界据水位库容关系式（１５）转化为水位情况，结果见
图 ９。可以看出，模拟调度一中，ＳＦＹ、ＧＰＴ及 ＳＬ电站期末库容超出 ２?３保障运行边界；模拟调度二
中，ＤＦ、ＳＦＹ及 ＷＪＤ电站期末库容超出 ２?３保障运行边界，表明不考虑水流滞时的结果在实际应用中
水电灵活性不足，使得调度期末库容突破保障运行要求。而模拟调度三、四结果显示调度期末库容完
全满足保障运行要求。可见，由于水流滞时的存在，不考虑滞时情况下灵活性量化结果及支撑方式无
法实际应用，正确考虑水流滞时至关重要。实际中如未正确考虑水流滞时影响，容易误判水电实际的
灵活性，引发严重的安全事故。

图 ９ 模拟调度水位过程

４．５ 水流滞时对灵活性支撑方式的影响 为探究水流滞时对梯级水电灵活性支撑方式的影响，在 ２?３
保障运行边界下，得到的各个时段各电站灵活性支撑方式见图 １０。不考虑水流滞时情况下，梯级间水
力时空耦合关系较为简单，水流连续性较强，梯级各电站各个时段灵活性需求分配比例基本无变化。
考虑水流滞时影响时，梯级水电在第 ２０—２３ｈ，下游 ＧＰＴ、ＳＬ两电站共同提供灵活性支撑，在最后一
个时段，仅由最下游 ＳＬ电站提供灵活性。这是因为，水流滞时导致上游电站出库流量需一定时间才

图 １０ 水流滞时对梯级水电灵活性支撑方式的影响（单位：％）
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