Page 12 - 《中国电力》2026年第4期

2026 年 第 59 卷

10 2 法 1 与方法 2 的下层具有相同的调度周期与控制
方法1；
方法2
时间，二者都是每 15 min 执行一次下层优化，一
天内皆需执行 96 个时间间隔的下层优化；区别在
1
相对误差/% 10 于方法 1 可以在日前准备好上层方案，而本文所
提方法在每个上层控制时域（1 h）都需要额外执

10 0 行一次优化，以更新系统的状态变量，即本文方
法需要在日内额外进行 24 个时间间隔的上层优
化。因此方法 2 在上层调度周期（24 h）内的总用
10 −1
00:00 08:00 16:00 24:00 时大于方法 1。但从表 3 中下层控制时间平均用时
时刻
可见，尽管方法 2 在总用时上略高于方法 1，但其
图 9 水电机组总出力与理想运行结果相对误差对比 每次下层优化用时仍在可接受范围内，满足实际
Fig. 9 Comparison of the relative error between the total
工程的实时性要求，且能获得更精确的调度计划。
output of the unit and the ideal operation result
4.4 不同预测误差下的结果分析

10 2 在 节的基础上，为进一步验证不同预测误
方法1； 4.3
方法2
差下双层滚动优化调度方法的有效性，在两种方
法的下层来水和风力发电预测值中引入了不同等
1
相对误差/% 10 级的预测误差，其误差大小分别为 2.5%、5% 和
节保持一致。图
10%，其余参数与
为不同
11
4.1
10 0 预测误差水平下的梯级水电总运行成本变化情况。

68
方法1；
10 −1 方法2
00:00 08:00 16:00 24:00 67
时刻
66
图 10 储能电量与理想运行结果相对误差对比
Fig. 10 Comparison of the relative error between the 成本/万元 65
storage power and the ideal operation result
64
其原因在于，方法 1 的多时间尺度优化调度方法 63
将日前调度阶段的发电计划一次性下发，未利用
62
更高精度的短时间尺度预测调度结果进行修正， 2.5 5 10
预测误差/%
导致梯级水电运行方案偏离理想运行情况。图 10
图 11 不同预测误差下成本对比
中，方法 2 在 08:00—11:00 时段的储能电量相对 Fig. 11 Comparison of costs with different
误差短暂高于方法 1，源于方法 2 所用最新预测 prediction errors

信息偶然出现了比日前预测更大的偏差，表明更 在 3 种误差等级下，方法 2 较方法 1 在运行成
新后的预测信息精度并非绝对优于日前预测；但 本上分别降低了 2.62%、3.21%、4.31%。这表明，
随后在下一个短周期内，方法 2 通过整合新的观 相较于方法 1，方法 2 在不同误差等级下均表现

测信息与状态反馈，将误差回落至低于方法 1 的 出更低的系统运行成本，且随着预测误差的增大，
水平，保障了调度的及时性。在 17:00—20:00， 其经济性优势愈发明显。从机理角度分析，方法
风电出力与负荷波动较大，方法 1 误差持续攀升 1 受限于静态的预测信息，难以适应误差等级的
至 0.8% 以上，而方法 2 依托上下层滚动校正，将 提升；而方法 2 依托滚动时域，通过滚动修正预
误差峰值限定在 0.5% 以下，有效减少了因大幅频 测数据，实现了全局决策的动态校正。随着预测
繁调整储能所带来的额外成本。 误差的提高，方法 1、方法 2 上层的优化方案与
表 3 也给出了两种方法的运行时间。由于方 理想调度方案的偏差都在逐渐增大，但方法 2 的

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