《表3 场景1、2下系统运行费用与弃电量》

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《计及调峰能力差异性的系统多源优化调度》

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场景2中引入可调水电2，该水电站与8台火电机组共同参与调峰。场景2下各电源联合调度结果见图5。由图5可知，引入水电站2后，火电调峰难度降低，系统调峰能力明显提高，风电和光伏在一定程度上均被消纳，对比图4，火电出力更加平滑，整体波动显著降低。场景1运行成本为710 347.53元，场景2运行成本为595 156.23元（表3）。引入可调水电后，水电代替火电承担了部分调峰容量，且在其他时段水电还替代火电承担除基荷以外的部分负荷，有效增强系统经济性。另外，场景1不含可调水电时，该系统可接纳的新能源比例为89.7%。引入调节范围为0～150MW的水电后，无弃电现象发生。