Page 147 - 2025年第56卷第11期

可有效降低系统保供、弃水及年末蓄能目标控制等运行需求发生较大风险，在多年模拟中表现更加稳
健，验证了其在实际调度工作中的有效性。

表 4 模拟指标对比
发电量/（亿 kWh） 枯水期缺电/MW 风光弃电/（亿 kWh） 汛期弃水/亿 m³ 年末蓄能/（亿 kWh）
本文方法 696.5 30 0.40 30.2 255
对比模型 690.7 230.8 0.47 39.3 256

3.6 敏感性分析
（1）不同年初蓄能的影响。为探讨年初蓄能对风险的影响，分析了不同初始蓄能下的枯水期缺电
风险及其最大损失。由于蓄水调整期风险不受年初蓄能影响，分析重点聚焦于枯水期。如图 12 显
示，年初蓄能越高，缺电风险概率和损失均越小。但从不同频率年来看，即使初始蓄能相同，风险
水平仍有较大差异，如丰水年在年初蓄能约 150 亿 kWh、汛前蓄能水平为 9 时，缺电风险几乎为 0；
而枯水年即使初始蓄能最大，缺电风险仍接近 1。最大出力损失在丰水年与枯水年分别约为 1000 和
3000 MW。

图 12 不同年初蓄能下枯水期缺电风险

因此，水电站调节决策中应重视年初蓄能对枯水期供电的影响。另据风险概率与损失关系图，二
者并非线性。例如，丰水年虽有一定缺电概率，但损失有限，调度时可适当降低对缺电风险的重视，
以优化蓄能安排、提升系统效益。
（2）不确定性因素影响分析。本文分析了风光与径流不确定性对水风光互补系统风险的影响。设
置不确定性演变率 d 为 0.1、0.2、0.3、0.4 四种情形（数值越大代表不确定性越强），固定一项、调整另
一项，评估组合场景下的互补系统风险概率，以平水年为例，结果见图 13、14。
结果表明，风光不确定性显著影响互补弃电风险。当其从 0.1 增至 0.4 时，风电弃电概率由 8% 升
至 12%，增幅达 50%。尤其当演变率超 0.3 且汛前蓄能大于 6 时，风电弃电概率大幅上升，主要是由风
光波动加剧且高蓄能削弱水电调节能力导致。
相比之下，径流不确定性对汛期弃水风险影响更大。不确定性越强，弃水概率越高，如在不确定

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