风能和太阳能是电力系统脱碳和实现我国“双碳”目标的必然选择,但风、光出力的波动性和间歇性严重限制了其并网消纳。梯级水电和储能电站调节能力强,响应速度快,将水、风、光、储打捆形成多能互补系统是目前促进新能源消纳的有效方式之一。在多能互补短期协调运行中,充分考虑风、光出力预测的不确定性,制定系统日前发电计划,能够有效提高系统运行可靠性。此外,随着大规模流域型清洁能源基地的开发与建设,特高压直流输电得到广泛应用以实现清洁电能外送消纳,解决我国源、荷分布不均问题,同时也为水风光储互补系统的短期调度运行提出了更高的要求。因此,开展适应跨区域外送消纳的多能互补协调运行研究,对保障互补系统及特高压直流输电的安全、稳定运行,提高系统的互补运行效能具有重要意义。本文以黄河上游清洁能源基地及“青-豫”特高压直流输电工程为研究对象,围绕水风光储互补系统短期协调运行问题,量化了风、光之间的互补性并揭示了其变化规律;考虑特高压直流输电平稳性,建立并求解了水风光/水风光储互补日前风险调度模型,阐明了互补系统短期风险-效益转化规律及储能电站对互补系统的效能提升,提出了储能与梯级水电的日内联合运行策略;进一步评估了黄河上游清洁能源基地不同消纳方式下灵活性供需可靠性。取得的主要研究成果如下:（1）对黄河上游清洁能源基地2007～2016年水风光资料进行了整编,阐明了径流和风、光出力的基本统计特征。研究结果表明:黄河上游径流季节性特征显著,其中七月平均径流最大,且日间变化范围大,一月平均径流最小,且日间变化范围小;风电和光伏的平均年利用小时数分别为1796 h和1476 h,容量系数分别为0.21和0.17,与青海省多年风、光电站实际运行统计结果基本一致。（2）构建了基于波动特性描述的多能源互补性评估指标体系,量化了黄河上游风、光出力在多尺度的互补性,揭示了风、光互补性的变化规律,探究了不同风、光装机配比对互补性的影响。研究结果表明:黄河上游清洁能源基地风、光出力在日内、日间和年内尺度上均具有一定的互补性,按互补性由强到弱排序:日间互补性＞年内互补性＞日内互补性;风、光装机比例在1:0.7～1:0.5之间具有最佳的日内互补性,风、光装机比例在1:3～1:2之间具有最佳的日间互补性和年内互补性。（3）建立了考虑输电平稳性的水风光互补日前风险调度模型,设计了双层嵌套优化框架实现模型高效求解,阐明了水风光互补系统短期风险特征及风险-效益转化规律。研究结果表明:求解水风光互补日前风险调度模型能够有效实现系统风险-调峰-发电之间的均衡,得到的“五段线”日前发电计划能够满足特高压直流输电平稳性要求,同时尽可能地追踪受端电网的负荷过程;系统风险-调峰-发电之间存在复杂的转化关系:在冬、春季,当风险率较高时,其对系统调峰性能的变化敏感,在夏、秋季,高输电功率或高调峰性能的发电计划往往风险率较高;在径流相对充足、系统日前计划功率较高的春、夏、秋季,系统失负荷风险较高,而在径流相对匮乏、系统日前计划功率较低的冬季,系统弃电风险较高;与传统日前调度方法相比,日前风险调度能够降低系统运行风险70%以上,但同时需要以损失0.5%～14.4%的调峰效益或0.2%～2.4%的发电效益为代价。（4）耦合储能电站运行模块,建立并求解了水风光储互补日前风险调度模型,量化了储能电站对水风光互补系统的效能提升,提出了储能电站与梯级水电的日内联合运行策略。研究结果表明:水风光储互补系统的风险-效益转化规律与水风光互补系统类似,但表现出的规律特征更为明显;保守来说,在水风光互补系统中整合新能源装机10%的电化学储能能够使互补系统整体运行效能提高23.08%,其中系统运行风险降低98.18%,调峰性能提高3.74%,日均输电功率提高0.56%;储能电站和梯级水电的日内联合运行策略能够有效维持储能电站的荷电状态,保证系统的可持续运行;在春、夏、秋季,储能电站和梯级水电的联合运行可能会降低梯级水电效率,将储能计划充电时段设置在谷负荷后期,可有效降低或避免该负面影响,在冬季,联合运行能够提高梯级水电效率,将储能计划放电时段设置在负荷晚高峰后期,可进一步提高梯级水电效率。（5）建立了不同消纳方式下风、光灵活性需求优化模型,评估了黄河上游清洁能源基地灵活性供需可靠性,在灵活性需求最小的准则下,优选了风、光最佳装机配比。研究结果表明:无论是本地消纳还是外送消纳,系统日前发电计划的调峰性能越强,风、光灵活性需求越高,平均而言,外送消纳风、光灵活性需求比本地消纳高33.7%;对于承担跨区域外送消纳的黄河上游清洁能源基地,水风光/水风光储互补系统灵活性供给保证率分别为82.8%和91.1%,风、光装机比例约在1:2～1:1.4之间时,风、光灵活性需求最小,且同时风、光出力具有较好的日间和年内互补性。