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况，但在实际运行中无法实现。对于确定性模型而言，其计划总发电量为 6161.99 万 kW·h，高于耦
合模型计划总发电量的 6146.52 万 kW·h，且更加接近于理想方案。但确定性模型的实际总发电量为
5755.45 万 kW·h，低于其计划总发电量 406.54 万 kW·h。耦合模型的实际总发电量为 6176.71 万 kW·h，
高于其计划发电量 30.17 万 kW·h。因此，对于该典型日而言，采用确定性模型制定方案将导致发电
方采用外购电量的方式弥补不足发电量，造成经济损失；而对于耦合模型而言，其总发电量高于计
划发电量，因此不造成发电方的经济损失。假定对于发电方而言，其售电电价与购电电价相同，则
采用总发电量作为其效益指标时，确定性模型实际收益为 5348.91 万 kW·h，低于耦合模型实际收益
797.61 万 kW·h。可见，相较于确定性优化模型而言，耦合模型在该典型日能够更有效的增加发电效
益。对两者的贴近度进行对比分析，确定性优化模型计算结果的贴近度为-16.54，这表示确定性模型
的实际出力在各时段平均偏离计划出力 17.54 万 kW·h；耦合模型贴近度为-0.26，表示其实际出力在
各时段平均偏离计划出力 1.26 万 kW·h，其结果远小于确定性模型制定方案的偏离程度，因此，其运
行风险（弃水或出力不足风险）远低于确定性模型。

表 5 各方案实际发电量与贴近度
方案名称 计划总发电量/(万 kW·h) 实际总发电量/(万 kW·h) 贴近度
理想方案 6176.69 6176.71 1.00
确定性模型 6161.99 5755.45 -16.59
耦合模型 6146.52 6176.71 -0.26

为了进一步分析，图 5 给出了两种优化模型计算的出力过程与实际出力过程。由图 5 可知，采用
确定性模型制定优化运行方案时，其实际出力过程与计划出力过程偏离较大，而耦合模型的实际出
力过程与计划出力过程偏离较小，这与贴近度指标的分析结果相同。就确定性模型而言，其在时刻
0-18 的实际出力值均小于计划出力值；结合图 4 中确定性模型的水位过程进行分析，时刻 0-18 的水
库水位处于抬升趋势且其计划出力并未达到预想出力，由于实际来水小于计划来水，导致时段的可
用水量减少，因此各时刻实际出力小于计划出力；而对于时刻 18-24 而言，时刻 18-24 的水库水位处
于下降趋势，各时刻可用水量为各时刻来水与水库蓄水，可用水量较高，各时刻均能达到预想出力
且有弃水。当实际来流小于预报来流时，实际泄流量减少、发电水头增加，出力增加。对于耦合模
型而言，时刻 0-20 水位处于上升趋势，当实际来流大于预报来流时，时刻 0-20 可用水量增加，实际
出力增加。其时刻 0-24 实际出力增加原因与确定性模型原因相同。

（a） 确定性模型 （b） 耦合模型
图 5 各模型计划出力过程与实际出力过程对比分析

对于期望值模型而言，其实际运行效果通常表现长期计算结果的统计均值上。因此，为进一步
验证所提理论的有效性，本文选取 2016—2018 年共 300 场量级 3 下的预报径流序列，分别采用确定性
模型和耦合模型编制运行方案，并与理想方案进行对比，对不同方案下的实际效益和运行风险进行
分析，计算结果如图 6 所示。

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