年径流量及年内分配下的变化规律，量化来水不确定性对水库发电风险的影响，验证综合发电风险较单一发电风险 指标的合理性和优越性）【结果】随着年来水总量的减少，水库综合发电风险呈上升趋势，以枯水年不同来水方案下
产生的综合发电风险阈值最大，为0.26〜0.99；来水在汛期和非汛期的不同分配对综合发电风险影响最为显著的是
枯水年；年发电风险率、发电风险损失、发电连续破坏风险3种单一发电风险指标中，对综合发电风险影响最为显著 的是年发电风险率指标；将历史径流过程作为若干来水方案，采用灰色综合和TOPSIS综合评价法进行定量评价，分
别推荐2008年.1982年和1972年的来水情况为丰、平、枯水年的最优方案，对应得分分别为1 00,1. 00和0. 98）【结
论】综合发电风险能够全面、直观地反映来水情况对水库发电效益的影响，较传统的单一发电风险指标更具合理性和 优越性）［关键词\"径流；水库模拟调度；综合发电风险；发电效益；发电方案评价［中图分类号］TV741
［文献标志码］A ［文章编号］16719387（2020）03014411Comprehensive power generation risk of Longtan Reservoir
considering runoff uncertaintyLIU Xia,BAI Tao,WU Yunchen, HUANG Qiang(School of Vater R esourees and Hydropo;er , Xian Universiy of Technolog7 , Xian, Shaanxi 710048, China)Abstract: ［Objective, This study quantified the risk of runoff uncertainty on reservoir power genera-
tionbenefitstop)ovidebasisfo))ese)voi))iskdispatchingand)isk management. +Method,TheLongtan Reservoir in the Hongshui River section of the Xijiang River Basin was selected and the reservoir compre- hensivepowe)gene)ation)iskmodelwasestablishedandsolved.Theva)iationsofthe)ese)voi)comp)ehen-
sivepowe)gene)ation)iskunde)dife)entannual)unofsandannualdist)ibutions we)e)evealedandthe unce)taintyofincoming wate)wasquantified.The)ationalityandsupe)io)ityofinteg)atedpowe)gene)a- tion risk were compared to single power generation risk indicators. ［Result, With the decrease of total wa-
/ervolumein/he year,/he comprehensive power genera ion risk of/hereservoir wasincreasing.The /hresholdofcomprehensivepowergeneraionriskgenera/edunderdiferen/wa/ersupplyschemesinlow wa/eryearswas/helarges/wih/herangeof0.26/o0.99.Themos/significan/impac/of/hediferen/al-
loca/ionsofincomingwa/erin/hefloodseasonandnon-floodseasonon/hecomprehensivepowergenera- /ionriskwasindryyears.Among/hreesinglepowergenera/ionriskindica/orsofannualpowergeneraion［收稿日期& 2019-03-11［基金项目&国家重点研发计划项目(2017YFC0405900)国家自然科学基金项目(51879213(1647112,51679187,51679189)；中国
博士后科学基金项目(2017M623332XB)；陕西省博士后科研项目(2017BSHYDZZ53)；陕西省自然科学基础研究计划项 目(2018JQ5145)［作者简介&刘 夏(1996 — ),男，陕西延安人，在读硕士，主要从事水库调度研究。E-mail:1147306878@qq. com［通信作者&白 涛(1983—),男，陕西扶风人，副教授，主要从事水资源系统工程研究。E-maiibaitao@xaut.edu.com
第3 期刘夏，等：考虑径流不确定性的龙滩水库综合发电风险研究145
risk rate, power generation risk loss and continuous power generation risk, the annual power generation
)isk)atewasthemostsignificantindicato).Usingthehisto)ical)unofp)ocessasdife)entincomingwate) solutions, the gray integration and the TOPSIS comprehensive evaluation method were used for quantitative
evaluation. The optimal water supply conditions for 2008,1982 and 1972 were recommended for high, normal and low years with corresponding scores of 1. 00,1. 00 and 0. 98, respectively. [Conclusion, The comprehensive power generation risk can comprehensively and intuitively reflect the impact of incoming water
situationonpowergenerationeficiencywhichismorereasonablethansinglepowergenerationriskinde- xes.,Key words:runoff ；reservoir simulation scheduling；integrated power generation risk； power generation
benefit ； power generation scheme evaluation水电具有可再生、无污染、启闭快速、运行费用 低等优点，可对生态环境进行修复，并参与电网调峰 调频，能为全流域提供生产生活用电等）目前水库
调度技术日趋成熟1,水库运行与管理成为后工程 时代研究的热点）近年来，河道环境愈发复杂，来水
的不确定及库周居民带来的水质恶化2等风险，给 水库的发电效益带来了极为严重的影响）对此，近 年来国内外专家开展了大量的水库调度风险研究,
以期提高水库的综合利用效益）21世纪以来，国内外专家对于水库调度风险的
研究取得了丰硕成果。李会安3基于概率分析法识 别并建立了黄河干流水量风险调度模型与风险评价
模型；韩红霞4从水库规划设计角度出发，编制了性 能较好的拉丁超立方体模拟程序，从而实现了风险
影响因素的随机模拟；梁丹5从水库调度过程中调
度风险不可预见的影响因素入手，建立了水库调度 风险指标体系；Gebregiorgis等6证明了 L-moment
方法在风险分析方面更加稳定;李克飞等7构建了
水电站水库预报发电调度的模糊风险分析模型框
架，并在对入库径流进行随机模拟的条件下设计了 模型的求解流程；卫晓婧等8提出了 RROMM模
型，为水库风险调度提供了全新的思路和途径;Ah-
madisharaf等9以Burnett大坝为例，提出了超越
风险的概念;Romano等％0&考虑风险分析中的极端
事件，提出了一种可靠的方法来量化供水系统依赖 地表水的风险；阚艳彬%11构建了梯级水库多目标调 度模型，并应用多目标优化算法对其进行求解,其成
果为减小水资源利用风险提供了有力的理论支撑。目前虽对水库风险分析的研究达到了新的高 度，但关于径流不确定性对水库综合发电风险的影 响研究尚显不足，主要是大多数研究［1215］仅考虑了 单一发电风险指标。基于此，本研究在前人的年发 电风险率指标％2和发电风险损失指标％3的基础上,
提出了发电连续破坏风险指标，并根据熵权法得到
了水库综合发电风险，量化和阐明了径流不确定性
对水库综合发电风险的影响，旨在为水库风险调度
和风险管理提供参考依据，并为水库综合发电风险 研究提供新的思路。1水库发电风险指标及综合发电风险
计算1.1单一发电风险指标计算假设某月发电量的模拟值小于水电站保证出力
对应的月发电量，则该月产生发电风险，记为&=1 （其中，-为月份），否则记为Xi=0）1.1.1年发电风险率（P1） 对不同来水情况下的
年发电风险率P1,可采用下式计算：P1=右2 *Xi）
（1）1i = i式中：\"为1年内的月数，即n = 12。1.1.2发电风险损失（P2 ） 通常，年发电风险率
相同的来水过程,其月发电量不一定相同,而是与设 计值之间有一定差距。因此，仅就1年内产生发电
风险的月份进行统计分析，并不足以说明来水不确 定性对水库发电量的影响，需要引入新的风险指标 来说明不同来水情况对水库发电破坏的程度。用公
式（2）计算不同来水情况下的年发电风险损失P2 :P设计一E计算
2-=i G设计(2)式中：G设计为水电站保证出力下对应的月发电量,G计算为模拟计算得到的月发电量。当E设计G一E计算%0时,即G计算设计，说明无发设计电风险损失，记G设计£计算=0。G一设计1.1.3 发电连续破坏风险（PQ 年发电风险率指
标P1和发电风险损失指标P2,分别说明了来水过
146西北农林科技大学学报(自然科学版)第48卷程产生发电风险的概率和月发电量相比水库设计要 避免人为因素对评价结果造成的不良影响，其结果
求的不满足程度。众所周知，在电网实际运行过程 中，决策者除了追求发电量最大化之外，更加注重发 电要求的持续满足。因此，发电持续时间也是影响
更加合理。因此，本研究选择熵权法计算3个风险
指标在综合发电风险中的权重,具体方法如下。(1) 原始数据归一化。采用公式(8)对原始数据
水库发电效益的重要指标之一。鉴于此，本研究提 进行归一化处理，有：厂， Ckq minCc
出发电连续破坏风险指标Ps,以此表征月发电量相
,()比水库设计要求的不满足持续时长。水库的发电设计要求遭到破坏时，发电风险的
W maxCc ― minCc 0式中：CC表示第q个方案第k个指标的原始数据，
maxCC和minCC分别表示各方案第k个指标的最
量并不是简单的相加，而是不停地累积。连续m个 产生发电风险的月份对水库设计要求的破坏，相比
大值和最小值,CWq表示Ckq归一化之后的结果。分散的m个产生发电风险的月份对水库设计要求 的破坏更为严重，可以采用公式(3)来量化不同来水
情况下的年发电连续破坏风险Ps ,即：式中:j为连续破坏的序号，J为发生连续破坏的次
数,N为产生发电风险的月数8/B2即表示产生发 电风险的概率m为连续破坏的月数。B.2水库综合发电风险计算水库在生产运行过程中，发电计划是水电站生 产运行的重要依据［16］，是水库重要的效益来源。然
而，水库在发电过程中，由于受到来水不确定性风险 的影响，发电量的设计要求会遭到破坏。为此，本研 究选取水库综合发电风险作为目标函数，建立数学
表达式。B.2.B数学表达式 综合发电风险可表示为：P = *K;»P»A。
(4)F —1式中:P为径流不确定性对水库发电量产生的综合 发电风险,K为发电风险指标的个数;为P中第
k个发电风险指标所占的权重,Pf为各单一发电风
险指标，-为不同来水方案的设计频率。1.2.2约束条件(1)发电风险指标约束。表达式
为:0%Pk%1。
(5)(2)指标权重约束。表达式为：0%；k%1。 (6)*K；严1。
(7)k-i1.2.3权重的确定 由于年发电风险率、发电风险
损失、发电连续破坏风险3个发电风险指标体现的 侧重点不同，因此需要分别赋予各指标权重，将其合
理地结合起来，得到一个合理、统一的量化单位。常 用的权重确定方法有主观赋权法%16&、层次分析 法%17、熵权法［1819］等。选择客观赋权方法，能有效
(2) 指标熵值计算。设有K个发电风险指标,Q
个评价方案，根据下式计算指标的熵值：Qhk — —$* fkq infkq)(9q
)-1式中：hk为第k个指标的熵值,一1/ln Q,f —Cq/*QCq，C为第q个方案第k个指标的归一化结果。q —1规定当fq — 0时,令fkqlnfq— 0。(3) 指标权重的计算。采用公式(10)对各指标
所占权重进行计算：；k—
Kl^。 (10)K — * hk
F—1式中:;k为第k个指标所占的权重，hk为第k个指
标的熵值。1.3模拟调度规则及边界条件B.3.B模拟调度规则 以等流量调度为基础，分别
计算出水库蓄水期和供水期的初始发电流量，从蓄
水期初开始起调，起调水位为死水位。汛期水位不 得超过汛限水位,非汛期最高蓄至正常蓄水位，为了
使发电量尽可能大，多余的水量尽最大量进行发电,
直到发电流量超过最大过机流量，再将其余的水量 以弃水的形式放出。供水期末，若水位低于死水位, 则减少蓄水期末的发电流量，使水位回到死水位。1.3.2边界条件(B)水量平衡方程。表达式为：V(«+B) —VCt) + Qm Ct)—Q() — QsCt))(11)
式中：V(+B)为水库t时段末库容,V(t)为t时段
初库容,Q”()为水库t时段内的来水量，Q()为水
库t时段内的发电流量,Qs(t)为水库t时段内的弃 水量。(2) 水库水位边界。表达式为：Zf%Z ( t )%Tm”x。
(12)式中：Tin为死水位Z(t为t时段的水库水位,Zmax
为正常蓄水位。(3) 发电流量边界。表达式为：QminCQ ( t )%Qm”x。
(B3)第3 期刘夏，等：考虑径流不确定性的龙滩水库综合发电风险研究147式中：Qmin为水库的最小发电流量，Q!)为水库t时 矩阵，采用余弦法找出有限方案中的最优方案和最 劣方案(分别用最优向量和最劣向量表示)，然后分
段的发电流量，Qnax为水库的最大过机流量。(4)非负条件约束。上述所有变量均为非负变别计算各评价对象与最优方案和最劣方案间的距
量1.4风险方案评价离，获得各评价对象与最优方案的相对接近程度，以 此作为方案优劣的评价依据。模型建立与计算步骤 如下：(1)设有U个目标,V个属性，专家对其中第B常用的风险方案评价方法有灰色综合评价法
(FAPF2)%0〕、非负矩阵分解法(INMF)%1〕、投影寻
踪法(PPFCN)%2&、TOPSIS综合评价法％3等。本研 个目标的第？个属性的评估值为7?,则初始判断矩 阵'为：71171271V究采用灰色综合评价法和TOPSIS综合评价法对各
方案进行评价。1.4.1灰色综合评价法 灰色综合评价法是一种
以灰色关联分析为理论指导的综合性评估方法。基 于灰色关联度的灰色综合评价法通过计算关联度来 评价目标对象，其主要计算步骤如下。(1)构建评价指标矩阵C,确定各个指标的最优
值，构建最优指标集：式中：Cmax为最优指标集，Cm#为第F个指标的最优
值。(2)将最优指标值与指标矩阵各指标相减，构建
绝对差值矩阵，确定绝对差值矩阵的最大值A max和最小值A*in :ABB△ 12
'…
Aig・d = +A21A22…
Ag。汇(5)AFBAF2
式中:d为绝对差值矩阵，△幻…… Ag ,为第g个方案第F个指
标的绝对差值。(3) 建立关联系数J表达式为：— Amn+Amax& = Ag +\"Amx。
！6)式中：隔为第g个方案第F个指标的关联系数 A
为第g个方案第F个指标的绝对差值；\"为分辨系
数，常取0. 5。(4) 将关联系数与确定的权重进行加权，计算各
方案关联度，并进行方案排序。关联度计算公式为:Irg=F
= 1。 (17)式中：g为第g个方案的关联度为第F个指标 的组合权重。1.4.2
TOPSIS综合评价法 TOPSIS综合评价
法是对有限方案进行多目标决策分析的一种常用方
法，可用于效益评价、卫生决策和卫生事业管理等多 个领域。其基本思想是：基于归一化后的原始数据721722
72V'=。(18)7ui7?7ui7>27uv(2)指标量化。为了消除单位的不同给计算带
来的不便，需对每一个指标进行无量纲化处理，表达 式为：W = ^—U? 。
(19)Ay,.B = 1(3)趋同化数据归一化。表达式为：槡槡(广7 。
(20)?)2槡B = 1由此得到归一化处理后的矩阵'：TnT12 …Ziv'=T21T22
…T2V。(21)TuiTu2 …Tuv _(4) 确定最优方案和最劣方案。最优方案由上
述确定的方案中的最大值构成，最劣方案由方案中
的最小值构成，记为Z+和Z-，以T+和Z-形成新 的向量，表达方式如下：T+ = (max zu1，max zu2 ,■••，max zbV)。(22)
= (min z”i , min z„z，…,min zv)) (23)(5) 计算每一个评价对象与T+和Z-的欧氏距
离和$一，有：=a/ * (max z”? -z?)2，槡B = 1$一 =a/UU (min z”? -zu?)2。
(24)V B — 1(6) 计算各评价对象与最优方案的接近程度
C”。表达式为：C”=$++$— ,0%C”％1。
(25)148西北农林科技大学学报（自然科学版）Cu越趋近于1,表明评价对象越优第48卷）龙滩水库正常蓄水位方案为“按正常蓄水位400 m
（7）按照Cu的接近程度大小排序，形成决策依 设计，375 m建设”「24&。根据国家计委“计基础
[200B&67号/文《关于龙滩水库可行性研究报告的
据。2龙滩水库综合发电风险计算2.1 研究区概况批复》批准的375 m建设方案,龙滩水库主体工程已 于2001年7月开工，2008年12月一期7台机组建
成投产。它是红水河的“龙头/水库，开发任务以发 电量为主，同时兼顾防洪、航运、水资源配置等综合
龙滩水库是经国务院批准的《珠江流域综合利 用规划报告》和《珠江流域防洪规划》确定的流域重 要控制性防洪枢纽工程，1990年经国家审查批准的
表B利用效益％5&）龙滩水库关键参数见表B）龙滩水库关键参数多年平均发电 量/（亿 kW • h）
Annua,average powergeneration156.7Tab,e1 Key parameters of Longtan Reservoir坝址面积/km2Damsitearea98500正常蓄水位/m
Norma, water,eve,死水位/m
Dead water ,eve,330总库容/亿m3Tota,storage capacity调节库容/亿m3Adjuststorage
capacity调节性能Adjustment performance总装机容量/MW
Tota,insta,ed
capacity4900375162.1111.5年 Annual龙滩水库地处红水河中段，其位置概况如图B 所示）图B龙滩水库位置概况Fig.1 Position indication of the Longtan Reservoir2.2龙滩水库综合发电风险计算益的影响规律。使用所收集到的龙滩水库2008 — 2016年的径 流实测资料进行风险分析。首先，选取频率为 0.1% 1% 5% 10% 25% 50% 75% 90% 95% （
99%所对应的设计值作为典型径流，缩放2008 — 2016年的实测流量过程，分别将其作为各来水年的 B0个方案，方案B至方案10年径流量逐渐减少，其
3计算结果分析与方案优选B3.计算结果与分析年发电风险率PB 2008 — 2016年不同来
3.1.1
水方案下PB的变化趋势及其差值如图2、3所示。 由图2、3可以看出#1）随着年径流总量的减少，PB
中方案B — 3为丰水年，方案4 — 7为平水年，方案
8 — B0为枯水年。其次，根据文章中的模拟规则进
总体上呈增大趋势。主要原因是随着年径流总量的 减少，发电流量随之减少，导致水库月发电量减少， 产生发电风险的月份增多，因此年发电风险率增大）
（2）在PB变化过程中，PB增大的速度从大到小依次
行龙滩水库模拟调度，将模拟结果代入综合发电风 险表达式进行计算。在此基础上，对所得结果进行 合理性分析，得到径流不确定性对龙滩水库发电效表现为平水年、枯水年、丰水年。主要原因是：从方第3 期刘夏，等：考虑径流不确定性的龙滩水库综合发电风险研究149案1到方案3虽然年径流总量逐渐减少，但来水仍 然较丰，因此只有极少数月份产生发电风险，Pi变 化不大;从方案4到方案7,随着来水进一步减少,
年径流总量太少，导致蓄水期水头过低，大规模出现 产生发电风险的月份，Pi急剧增大。!)随着年径 流总量的减少，不同来水过程产生的Pi间的差异
产生发电风险的月份逐渐增多，Pi逐渐增大；从方 案8到方案10,随着来水的减少，大部分来水过程
呈现先增大后减小的趋势，且差异的最大值出现在 平水年。(4)丰水年、平水年、枯水年龙滩水库的Pi 分别为0〜0. 6,0〜0. 8和0. 5〜1. 0。产生发电风险的月份逐渐饱和，Pi基本不变，少数
来水过程在蓄水期分配的水量较多，在枯水年由于1.00.8■4— 2008; —■—2009;
2010; 2011;-e— 2012; • 2013;\"T—2014; O 2015;-B—2016水0.60.40.2O* •_« •―< -<——----------------11234 56789 10方案 Program图2年发电风险率(Pi)在不同来水方案下的变化过程Fig.2 Changeprocessofannualpowergenerationrisk
° ——-----_------------------_-------------'1234 56789 10方案 Program图3不同来水方案间年发电风险率(Pi)的差异变化Fig.3 Diferencesinannualpowergenerationrisk
rate (P1) betweendiferentinflowschemes
rate (Pi) under different inflow schemes3 1.2 发电风险损失P2 2008- 2016年不同来 进一步减少，产生发电风险的月份逐渐增多，且月发 电量越来越小，&2继续增大;从方案8到方案10,随
水方案下P2的变化趋势及其差值如图4、5所示。
由图4、5可以看出:(1)随着径流总量的减少，&2总 体上呈增大趋势。主要原因是：随着年径流总量的 减少，发电流量随之减少，导致水库月发电量持续减
着来水的进一步减少，各月的发电量再次减少，&2 增加，但由于产生发电风险的月数逐渐饱和，因此增 大速度有所下降。！)随着径流总量的减少，不同来
少，因此发电风险损失增大。(2)在P2变化过程 水方案下产生的 P2 间的差异呈现先增大后减小的 趋势，且差异的最大值出现在平水年。(4)丰水年、 平水年和枯水年龙滩水库的P2分别为0〜0. 13
0〜0.55和0.25〜1.0。(5)相较Px而言，&2的增
中，P2增大的速度从大到小依次表现为枯水年、平
水年、丰水年。主要原因是:从方案1到方案3年径
流总量逐渐减少，开始出现产生发电风险的月份，因 此P2开始缓慢增大；从方案4到方案7,随着来水长过程更加平滑。图4发电风险损失(P2)在不同来水方案下的变化过程Fig 4 Changeprocessofpowergenerationriskloss图5不同来水方案间发电风险损失(P2)的差异变化Fig 5 Diferencesinpowergenerationriskloss(P2) underdiferentinflowschemes(P2) betweendiferentinflowschemes3.1.3 发电连续破坏风险P3 2008 - 2016年在不同来水方案下Pa的变化趋势及其差值如图6、7150西北农林科技大学学报(自然科学版)第48卷所示。由图6、7可以看出：(1)随着径流总量的减 少P总体上呈增大趋势。主要原因是：随着年径
的月数增多P 继续增大;从方案8到方案10,随着 来水的进一步减少，各月的发电量再次减少，连续产
流总量的减少，发电流量随之减少，导致水库月发电 量减少，产生发电风险的月份增多，因此发电连续破
生发电风险的月数进一步增多，P3增加，但由于产 生发电风险的月数逐渐饱和，因此增速有所下降。
(3)随着径流总量的减少，不同来水方案下产生的
P3间的差异呈现先增大后减小的趋势，且差异的最
坏风险增大。(2)在P3变化过程中P 增大的速度 从大到小依次表现为平水年、枯水年、丰水年。主要 原因是:从方案B到方案3,年径流总量逐渐减少,
大值出现在平水年。(4)丰水年、平水年和枯水年龙 滩水库的发电连续破坏风险分别为0〜0. 22,0〜
0. 94和 0. 10〜1. 0。开始出现产生发电风险的月份，因此P3开始缓慢 增大;从方案4到方案7,随着来水进一步减少，产
生发电风险的月份逐渐增多，且连续产生发电风险
方案 Program方案 Program图6发电连续破坏风险(P3)在不同来水方案下的变化过程Fig.6 Changeprocessofcontinuouspowergeneration图7不同来水方案间发电连续破坏风险(P3)的差异变化Fig.7 Diferencesincontinuouspowergenerationrisk
!P3 ) betweendiferentinflowschemes
risk (P3) under different inflow schemes3.1.4 综合发电风险P 2008 — 2016年不同来水 随着径流总量的减少，不同来水过程产生的P间的
方案下P的变化趋势及其差值如图8、9所示。由 图8、9可以看出：(1)随着径流总量的减少P总体
差异呈现先增大后减小的趋势，且差异的最大值出 现在枯水年；(4)丰水年、平水年、枯水年龙滩水库的
上呈增大趋势。(2)在P变化过程中，其增大速度 从大到小依次表现为平水年、枯水年、丰水年。(3)综合发电风险分别为0〜0. 02,0〜0. 53和0. 26〜
0 99。图8综合发电风险(P)在不同来水方案下的变化过程Fig 8 Changeprocessofcomprehensivepowergeneration
risk !P) underdiferentinflowschemes图9不同来水方案间综合发电风险(P)的差异变化Fig 9 Diferencesincomprehensivepowergeneration
risk !P) betweendiferentinflowschemes
3.1.5 综合发电风险指标与单一指标的对比 采 的发电风险，以2012年和2013年方案7相同年径
用综合发电风险指标计算龙滩水库模拟调度所产生流量为例，与传统的单一发电风险指标进行对比分第3 期刘夏，等：考虑径流不确定性的龙滩水库综合发电风险研究151析，结果如表2所示）从表2可以看出，2012年与
2013年方案7的年径流量相等，若仅采用单一的发
的某一个方面，比如PB只能说明来水方案在模拟
调度下产生发电风险的概率大小P只能说明来水 方案在模拟调度下产生的发电量对设计目标的不满
电风险指标进行发电风险计算，如用P2计算得到
2012年的综合发电风险大于2013年，这与用PB、
P3计算的结果相悖，且单一风险仅能说明发电风险足程度等，结果都比较片面。表2 2012与2013年方案7综合发电风险指标与单一指标的对比Table 2 Comparison of comprehensive power generation risk indicators and single indicators for 2012 and 2013年份Year20122013年径流量/（亿m3 • s B\"
AnnualrunofP1P2P3P400.11400.110.550.250.110.270.470.270.290.56不同于传统单一发电风险指标存在的片面性和 局限性，本研究所提出的综合发电风险是3种单一
险指标更具有合理性和优越性。3.1.6 单一指标对综合发电风险的影响 尽管综
发电风险指标的有机结合，可以从产生发电风险的 概率大小、与发电设计要求间的差距、发电风险持续 时间等多个方面对来水方案进行综合说明，能够全 面、直观地反映不同来水情况对水库发电效益产生
合发电风险由3种单一发电风险指标结合而得到, 但各单一指标对综合发电风险的影响各有不同。为
了探究各单一风险指标对综合发电风险的影响程 度，将3种单一指标在计算综合发电风险过程中所 占权重进行对比，结果如表3所示。的影响，这说明综合发电风险较传统的单一发电风
表3 单一发电风险指标对综合发电风险的影响Table3 Impactofsinglepowergenerationriskindicatorsoncomprehensivepowergenerationrisk指标Index权重WeightP1P2P3合计 Total10.350.330.32由表3可以看出，在用3种单一发电风险指标 计算综合发电风险的过程中，3种指标所占的权重 从大到小依次是PB、P$、Pa。这说明3种单一指标 对综合发电风险所产生的影响程度从大到小依次是
P1、P2、P3。龙滩水库1956 — 2016年的实际来水情况作为新的 来水方案进行模拟调度，将所有方案根据年来水量
划分为丰水年、平水年、枯水年3种来水情景。将模 拟调度结果带入龙滩水库综合发电风险表达式中进 行计算，得到各来水方案的综合发电风险如表4 — 6
3. 2方案评价所示。为了使来水方案更加贴合水库运行的实际，将
表4龙滩水库丰水年各方案的综合发电风险Table4 ComprehensivepowergenerationriskofeachschemeunderhighflowyearoftheLongtanReservoir年 份 Year19611964P年份Year19711974197619771979P年份Year1983P年份Year19972000P00. 290. 070. 510. 060. 190. 340. 660. 2900.090.460.121985198619940. 670. 120. 070. 1619651968196920012008001. 0019952015表5龙滩水库平水年各方案的综合发电风险Table5年 份 Year195619571959196619671970ComprehensivepowergenerationriskofeachschemeundernormalflowyearoftheLongtanReservoirP年份Year197319781980198219841987P年份Year19881990P年份Year19992002200320072014P0. 790. 850. 740. 640. 310. 320. 090. 450. 650. 210. 760. 690. 170. 800. 930.030.050.770.10199119931996199800. 630. 470.01152西北农林科技大学学报（自然科学版）第48卷表6龙滩水库枯水年各方案的综合发电风险Table6 Comprehensive power generation risk of each scheme under low fiow year of the Longtan Reservoir年份Year19581960196219631972P年份Year19751981198919922004P年份Year2005200620092010P年份Year201220132016P0. 260. 400. 450. 500. 010. 480. 050. 510. 680. 400. 190. 160. 720. 051. 000.170.870.252011由表4-6可见，总体上，综合发电风险从小到 内分配也对综合发电风险有很大的影响。大依次是丰水年、平水年、枯水年，这与常识相吻合, 说明计算结果合理。丰水年和平水年的最优来水方
针对不同来水情景，分别选择一个最优方案作 为龙滩水库后续运行调度的参考。为了使评价结果
案不产生综合发电风险，枯水年最优来水方案下的
P为0. 01,说明来水量对综合发电风险起关键作
合理且可靠，本研究采用灰色综合评价法和TOP
SIS 综合评价法，对龙滩水库1956-2016年3种来
用；丰水年个别来水方案下的P（1969年产生的P 为1.00）大于枯水年多数来水方案，说明来水的年
水情景下的61个来水方案进行评价，结果见表7-9。表7 龙滩水库丰水年各来水方案评价评分情况Table 7 Water supply program evaluation score of the Longtan Reservoir in high flow years灰色综合
年份YearGray TOPSIScomprehensive evaluation0.990. 990. 730. 930. 50灰色综合
年份Year灰色综合 灰色综合
年份YearGray TOPSIScomprehensive evaluation0.90年份YearGray TOPSIScomprehensive evaluationGray TOPSIScomprehensive evaluation1961197119741976197719790. 940. 820. 660. 390. 7319830.990.430.830.890.780. 990. 330. 860. 930. 84199720000.860.540.821.000.900.570.881.00196419650.650.890.750.600.440.6619851986199420012008196819690.510.330199520150.990.99表8龙滩水库平水年各来水方案评价评分情况Table 8 Water supply program evaluation score of the Longtan Reservoir in high normal years灰色综合
年份YearGray TOPSIScomprehensive evaluation0.390.380.400. 180. 230. 270. 330. 680. 73灰色综合
年份Year灰色综合 灰色综合
年份YearGray TOPSIScomprehensive evaluation0.890.530.43年份YearGray TOPSIScomprehensive evaluationGray TOPSIScomprehensive evaluation1956195719591966196719701973197819801982198419870. 910. 530. 32198819900.780.400.420.800.390. 830. 260. 300. 870. 210. 08199920022003200720140.960.930.400.870.990.970.950.210.920.9919911993199619980.450.630.641.000.440.541. 000. 330. 600.35表9 龙滩水库枯水年各来水方案评价评分情况Table9 WatersupplyprogramevaluationscoreoftheLongtanReservoirinlowflowyears灰色综合
年份YearGray TOPSIScomprehensive evaluation0.730.600.530.540.980. 800. 680. 570. 590. 98灰色综合
年份Year灰色综合 灰色综合
年份Year201220132016Gray TOPSIScomprehensive evaluation年份YearGray TOPSIScomprehensive evaluationGray TOPSIScomprehensive evaluation19581960196219631972197519811989199220040.550.920.540.420. 600. 960. 590. 300. 5420052006200920100.750.810.410.940.330. 820. 890. 270. 9500.770.360.720.860.140.810.552011从表7可以看出，在丰水年，以2008年的来水 模拟调度的最优方案。从表8可以看出，在平水年 的来水情景下，将1982年的来水情况作为方案所得
情况作为方案所得评分最高，为1.00,将1969年的 来水情况作为方案所得评分最低。因此，推荐以
2008 年的来水情况作为龙滩水库在丰水年情景下
评分最高，为1.00,将1998年的来水情况作为方案
所得评分最低。因此，推荐以1982年的来水情况作
第3 期刘夏，等：考虑径流不确定性的龙滩水库综合发电风险研究153
为龙滩水库在平水年情景下模拟调度的最优方案。
从表9可以看出，在枯水年的来水情景下，将1972 年的来水情况作为方案所得评分最高，为0. 98,将
2011年的来水情况作为方案所得评分最低。因此,
aozhongdian Reservoir operation [J&. China Water Resources， 2018(16)#40-41.：3：李会安.黄河干流水电站水库群水量实施调度及风险研究
:D&.西安：西安理工大学2000.LiH A Implementationofwaterquantityschedulingandrisk
推荐以1972年的来水情况作为龙滩水库在枯水年 情景下模拟调度的最优方案。studyforreservoirsoftheYelowRivermainstreamhydropow-
er station [D&. Xi'an：Xi'an Universty of Technology,2000.：4：韩红霞.基于水库防洪预报调度方式的风险分析:D&.辽宁大
4结论本研究整理并分析了龙滩水库径流资料，设定 不同来水方案求解了基于径流不确定性的龙滩水库 连：大连理工大学，2010.Han H X. Risk analysis based on reservoir flood control fore
casting and dispatching method [D&. Dalian，Liaoning： Dalian UniversityofTechnology 2010;综合发电风险模型，并分别用灰色综合评价法和
TOPSIS综合评价法对每个方案进行评价，最终推
选出不同来水情景下的最优方案，得出以下结论：(B)随着年径流量的减少，龙滩水库的模拟调度
结果所产生的各发电风险指标及综合发电风险均呈 增大趋势，增长主要集中在平水年和枯水年。(2) 不同来水方案所产生的综合发电风险间的
差异主要集中在平水年和枯水年，且在枯水年，不同 来水方案产生的综合发电风险的阈值最大，为
0.26〜0.99,即枯水年水库的发电综合风险更易受
来水年内分配的影响。(3) 本研究提出的综合发电风险是由年发电风
险率、发电风险损失、发电连续破坏风险有效结合得 到的3种单一发电风险指标中，对综合发电风险影
响最为显著的是年发电风险率指标。(4) 采用灰色综合评价法和TOPSIS综合评价
法分别对龙滩水库1956 — 2016年实际来水情况进 行评价计算，推荐2008年,1982年和1972年的来 水情况分别作为龙滩水库丰水年、平水年和枯水年
情景下模拟调度的最优来水方案。(5) 通过方案设定、模拟调度、发电风险指标计
算、综合发电风险计算、方案优选等，对龙滩水库的
发电风险进行了细致分析，后续需要将所得成果与 西江流域水库群的模拟-优化调度结果进行结合，以
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