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研究在风险控制方面大多关注单一或少数风险源，忽视了水风光互补系统中可能存在的复杂多源风
险。实际调度运行中，既有系统缺电、新能源弃电，也有水电站弃水、梯级蓄能控制不合理等情况。
此外，如何考虑实际电力生产运行中的风险均衡控制需求也是水风光互补系统面临的新问题。因此，
有必要系统研究如何量化描述水风光互补运行的多重风险并提出与之适应的风险控制方法。
汛前是水库枯水期末、汛期前的一个关键节点，一般位于 5 月或 6 月末。梯级水电站的汛前蓄能
控制是长期调度的关键任务 ［18-19］ ，其直接影响枯水期可用水量和汛期蓄水，控制不当易产生缺电、弃
水及风光弃电等风险。全年以汛前为时间节点可分为两个主要阶段：枯水季消落期 （约为 1—6 月）和
蓄水调整期（约为 7—12 月）。枯水季消落期利用库存水量均衡消落，保障枯水季水量利用和供电需求；
蓄水调整期利用汛期水量将水库蓄到一定高水位，并
在年度末调整至年末水位。不同阶段的运行特点和对
汛前蓄能的控制需求如下 ［18，20］ ：枯水期风光出力高、
水电站来水少，通常需维持较低消落水位以保障系统
供电和灵活性；而蓄水期来水充沛，若汛前水位过
高，易造成调节能力不足及弃水、弃电等问题。同
时，年末蓄水需求又要求汛前消落水位不宜过低，因
此需在蓄水与调节之间实现合理平衡。相关控制不当
所带来的风险如图 1 所示。 图 1 梯级水电站汛前蓄能风险示意图
由此可见，梯级水电站汛前蓄能控制对水风光互
补系统运行至关重要，其运行控制与各类运行风险之间密切相关，合理安排梯级汛前蓄能对促进水风
光多尺度互补运行具有重要意义。如何精准量化汛前蓄能与各类运行风险之间的关系，并为调度人员
提供科学决策依据，成为了水风光互补调度亟待解决的关键问题之一。
为此，本文提出一种梯级水电站汛前蓄能控制风险分析方法，用于评估不确定径流、风光出力
下，水风光互补系统汛前蓄能控制面临的多维运行风险及潜在损失。该方法以汛前蓄能为约束，建立
枯水期消落优化模型和蓄水调整期调度规则，来确定特定消落蓄能的最优汛枯模拟准则；基于蒙特卡
洛模拟方法模拟径流、风光出力场景，并用模糊隶属度表征多维不确定概率；通过大量场景模拟运
行，量化汛前蓄能与各风险之间的关系。

2 研究方法

首先，以汛前蓄能分界点建立枯水期消落优化模型和蓄水调整期调度规则，确定不同蓄能下的最
优运行准则；其次构建包括风光弃电和缺电、水电站弃水和年末蓄能不足在内的风险指标；再以蒙特
卡洛模拟生成不确定径流及风光场景，利用模糊隶属度表征其概率；最后按运行准则模拟并统计各项
风险指标与损失。
2.1 枯水期消落优化调度模型 考虑径流和风光出力的不确定性，构建了以汛前蓄能为约束的枯水期
消落优化模型，得到枯水季消落期最优消落方案，将该方案作为模拟准则。径流及新能源不确定场景
采用考虑时空相关的联合场景生成方法，具体实施步骤参考文献［21］。
2.1.1 目标函数
max E = ∑∑∑ P j( Ph j，n，t + Pwp j，t ) Δt （1）

j ∈ J n ∈ N t ∈ T 1
式中：E 为期望发电量；J，N，T 1 分别表示径流场景、电站集合和枯水期调度时段数，j，t，n 分别为
对应的集合元素；P j 为第 j 个场景概率；Ph j，n，t 为电站 n 在场景 j 第 t 时段的出力；Pwp j，t 为场景 j 第 t 时
段的风光出力；Δt 为时段时长，s。
2.1.2 约束条件及模型求解 水库常规长期运行约束可参见文献［16，18］，在此基础上，本文进一步
引入以下补充约束。

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