大规模水-风-光-储互补互济、打捆外送是促进新能源消纳的重要方式。
如何应对风、光出力预测不确定性所诱发的运行风险，并满足特高压直流输电功率的平稳性，是当前多能互补调度研究的难点。
为此，西北旱区生态水利国家重点实验室（西安理工大学）、中国电建集团西北勘测设计研究院有限公司的郭怿、明波、黄强、王义民、李运龙，在2023年第9期《电工技术学报》上撰文，提出一种考虑输电功率平稳性的水-风-光-储互补日前鲁棒调度方法。
研究结果表明，制订的发电计划能够满足输电功率的平稳性需求，互补运行后系统调峰性能提升13.3%～46%；相比于确定性优化调度，所提出的方法能够充分发挥梯级水电站和储能电站的灵活性，有效降低系统的弃电和失负荷风险。
为应对全球变暖，实施节能减排，我国于2020年提出未来碳排放目标，即二氧化碳排放力争于2030年前达峰，努力争取2060年前实现碳中和。
近年来，以风能、太阳能、水能为代表的清洁可再生能源在全球范围得到快速发展，且由于其环保、可再生等优点，被认为是未来能源系统的主力军。
利用丰富的水、风、光资源，构建绿色、低碳的新型电力系统，提升清洁能源利用水平和电力系统运行效率，是实现“双碳”目标的必由之路。
然而，风、光出力具有强随机性、间歇性和波动性，直接并网会加剧电网调度运行的难度，不利于电网的经济运行。
将风电、光电与水电整合打捆，利用水轮机组的快速调节能力对冲风、光出力的波动，形成优质、稳定的互补发电系统，能够有效促进新能源并网消纳；此外，随着储能技术的进步与成本的降低，大型储能电站也逐渐成为促进风、光消纳的方式之一。
因此，水-风-光-储多能互补一体化是促进新能源并网消纳、提升新能源电网渗透率的有效方式。
我国清洁能源储量丰富，但大都集中于西部地区。
“十四五”期间，我国规划建设九大清洁能源基地，其中包括四个流域级大型水-风-光互补基地，均位于我国西部。
由于西部灵活性电源装机不足，并且本地消纳能力有限，需借助特高压直流工程将西部丰沛的清洁电能输送至东部负荷中心，以实现清洁能源的跨区域消纳。
考虑到高压直流联络线稳定运行、设备运行寿命等因素，高压直流换流设备不宜频繁调节，输电功率不宜频繁波动，输电曲线应滤除毛刺、锯齿、往复波动等因素。
因此，目前特高压直流外送主要采用“直线式”定功率的输电方式，日输电功率曲线呈现出平稳的阶梯状。
首先风、光出力易受地形、气象等因素影响，其次日出力过程难以准确预测。
在多能互补短期调度中，如何应对风、光出力预测的不确定性，为互补系统制订合理、可靠的日前发电计划，是目前多能互补研究的核心与难点。
针对此问题，国内外学者进行了诸多探索。
随机优化是处理多能互补调度不确定性问题的一种经典方法。
然而，随机优化需事先确定不确定性变量的概率分布函数，其求解过程复杂，且参数估计可能存在偏差。
鲁棒优化采用场景集合表征变量的不确定性，使约束条件能够在所有不确定性场景下均能满足，已广泛应用于电力系统调度领域。
然而，传统的互补优化调度模型通常以可调节电源出力为决策变量，难以保证系统总输电功率的平稳性。
对于承担特高压直流打捆外送任务，尤其是包含具有复杂水力联系的梯级水电站的大型水-风-光-储互补发电系统，如何在风、光出力预测不确定性条件下保证输电功率的平稳性是目前多能互补系统短期调度运行面临的挑战。
此外，大规模储能电站的应用为互补系统带来了更强的灵活性。
但相比于发电装机，储能装机规模仍有限，如何充分发挥储能电站和梯级水电的灵活性对风、光出力进行补偿，制订能够对冲由预测不确定性诱发的运行风险的日发电计划，是目前亟待解决的难题。
西安理工大学、中国电建集团西北勘测设计研究院的研究人员针对承担特高压输电任务的水-风-光-储互补发电系统日前发电计划编制问题，在保证输电平稳性的基础上考虑风、光出力预测的不确定性，建立了水-风-光-储互补日前多目标鲁棒优化调度模型，并研制了一个双层嵌套优化框架推求互补系统日前发电计划、梯级水电站的负荷分配及储能电站的荷电状态。
图1 水-风-光-储互补系统短期运行管理黄河上游水能资源丰富，且具有良好的风、光资源开发条件。
黄河上游清洁能源基地是目前世界上已建规模最大的多能互补集成工程。
研究者以黄河上游清洁能源基地“青—豫”直流输电工程为例，验证所提出的水-风-光-储互补系统日前鲁棒调度方法。
“青—豫”特高压直流输电工程连接了位于青海省海南州的水-风-光-储清洁能源基地与河南省驻马店市，能够将西北地区的清洁电能源源不断地输送至中原负荷中心，其最大输送容量为8 000 MW，是世界上第一条专为清洁能源建设的特高压直流输送通道。
根据“青—豫”直流输电规划，承担输电任务的电站包括由三座水电站组成的梯级水电站（茨哈峡，2 600 MW；班多，360 MW；羊曲，1 200 MW）、两座风电站（切吉，1 500 MW；二塔拉，500 MW）及两座光伏电站（一塔拉，1000MW；三塔拉，3000 MW），总发电装机高达10 160 MW。
储能容量按照新能源装机的10%配置（600 MW∙h），储能时长为2 h。
图2 水风光储互补系统弃电和失负荷示意研究者指出，所提出的水-风-光-储互补系统日前发电计划鲁棒优化方法能够满足特高压直流输电平稳性需求：“五段线”输电曲线呈现平滑的阶梯状，各阶梯满足“直线式”定功率的输电方式。
另外，鲁棒优化能够充分发挥梯级水电站和储能电站的灵活性，提高互补系统的调峰能力，有效地应对风、光出力预测不确定性，降低互补系统的弃电和失负荷风险，保证互补系统的稳定运行。
他们进一步发现，在径流相对充足的春、夏、秋季：风、光出力波动较大和负荷晚高峰时段，往往需要储能电站放电以应对风、光出力预测的不确定性，规避失负荷风险；而在0:00—6:00负荷低谷时段，梯级水电则可在满足计划出力需求的基础上适当多发，以维持储能灵活性。
而在径流相对匮乏的冬季：储能电站往往在梯级水电站承担负荷较小的0:00—6:00和11:00—16:00时段充电，规避弃电风险；储能电站可在负荷晚高峰时段放电，能够在缓解水电压力的同时，保证储能的灵活性。
研究者最后指出，所提方法不仅适用于实施特高压打捆电力外送的水-风-光-储互补发电系统，也适用于水-光、水-风、水-风-光等其他由水电作为主要调节电源的全清洁能源多能互补发电系统。
在未来研究中，可进一步在模型中扩展火电模块，从而提升模型的通用性；同时，可采用解空间降维、GPU并行计算等技术进一步提高模型求解效率。
本工作成果发表在2023年第9期《电工技术学报》，论文标题为“考虑输电功率平稳性的水-风-光-储多能互补日前鲁棒优化调度”。
本课题得到国家自然科学基金项目、博士后创新人才支持计划项目、中国博士后科学基金面上项目和西安理工大学博士创新基金项目的支持。
