随着我国清洁能源的规模化开发,受制于清洁能源发电特性对电网的稳定性冲击、清洁能源大力开发与电网建设脱节等现状,我国清洁能源的并网与消纳问题日益严重。本文基于我国清洁能源的开发特点,针对库容较小、无调节能力的水电站以及不具备水光互补条件、无外接电源的大规模单体光伏电站,提出储能互补水电站和光伏电站将当地无法消纳的电能远距离输出,或利用制氢系统实现弃能向氢能的转化,为解决水电站和光伏电站的电能并网与消纳难题提供了新的路线。基于水电站和光伏电站弃水弃光的特性分析,分别开展水电站和光伏电站弃能利用的储能系统与制氢系统优化研究,以及对水电站和光伏电站储能-制氢系统优化运行及功率预测误差进行研究,对解决我国清洁能源弃能问题,促进清洁能源的开发利用,深化调整能源结构,实现从传统化石能源向非化石新能源大跨越有重要的意义。本论文的主要研究内容和结论包括:（1）针对我国水电站、光伏电站“弃水弃光”的严重现状,提出了水电站弃电计算方法以及基于光伏出力特征的远距离输电模式,以四川省沙坪二级水电站、青海省黄河上游百兆瓦光伏实证基地为例,对水电站和光伏电站的弃能特性进行分析。研究表明:沙坪二级水电站受固定负荷指令,且库容较小,无调节能力,导致水电站机组在汛期内不能满发,年弃电总量为1.77亿k Wh;“多段线”输电模式下,随着送出段数的增加,光伏电站的并网电量增加,弃电量减小:―七段线‖输电模式下,百兆瓦光伏实证基地年并网电量为1.70亿k Wh,较“三段线”输电模式提高了17.27%,较五段线并网模式提高了2.54%。（2）为有效解决水电、光伏电站规模化建设带来的电能并网与消纳难题,提出储能互补水电站和光伏电站运行来实现电能的远距离输送,开展水电站和光伏电弃能利用的储能系统优化研究。按照“多段线”远距离输电模式,分别构建了弃水弃光储能系统的日内运行优化模型,根据水电站和光伏电站全年内每天的实际出力,得到弃水弃光储能系统在不同储能容量配置下的年、日运行优化结果。基于充放电次数及充放电深度对储能电池寿命的影响,构建了储能电池容量衰减模型。考虑储能电池的寿命和储能电池成本的变化对系统经济性的影响,以全生命周期经济性指标为评价指标,实现对弃水弃光的储能系统容量配置的优化。研究表明:随着储能容量的增加,系统年弃电量逐渐减小,当配置30MWh容量的储能电池时,百兆瓦光伏实证基地年弃电率仅为3.42%,沙坪二级水电站年新增输电电量为1.26亿k Wh,年弃电利用率为71.18%;据弃水弃光系统容量优化配置方法,按照当前1600元/k Wh的锂电池单价,沙坪二级水电站、百兆瓦光伏实证基地最佳储能容量分别为1MWh和5MWh,度电成本分别为0.12元/k Wh和0.35元/k Wh。（3）为了满足未来纯绿色能源发展需求,基于我国可再生能源制氢领域发展缓慢的现状,提出通过制氢系统将水电站和光伏电站无法送出的电能转化为高效清洁的能源载体氢,开展水电站和光伏电站弃能利用的制氢系统优化研究。基于弃水弃光特性,分气态、液态两种储运方式,对弃水弃光制氢系统电能分配及运行控制进行研究。以系统全生命周期净现值最大为优化目标,分别构建弃水弃光制氢系统的容量优化配置模型。从并网模式、氢气储运方式、氢气运输距离三方面讨论对制氢系统的影响,从电能利用率、初始投资、全生命周期净现值三个方面对弃水弃光的储能系统与制氢系统进行对比分析。研究表明:液氢储运更适合氢气的远距离运输,当运输距离小于500km时,气氢储运方式最优,运输距离大于500km时,液氢储运方式最优;最优运行方案下,弃水制氢系统的年产氢量为2.09×10~7Nm~3,弃电利用率为70.54%,全生命周期净现值为1.99亿元;光氢系统年并网电量为1.66亿k Wh,年产氢量为7.01×10~6Nm~3,电能年利用率91.77%,全生命周期净现值为1.23亿元。（4）综合考虑电能利用率与弃水弃光储能-制氢系统的经济性,开展水电站和光伏电站储能-制氢系统优化运行及功率预测误差影响研究。根据水电站是否具备远距离输电的条件以及光伏电能的不同消纳方式,分别提出水电站和光伏电站的不同运行模式。基于不同运行模式,构建了弃水弃光的储能-制氢多目标优化运行模型。综合考虑季节类型、天气模式和气象因素对光伏发电的影响,构建了基于相似日聚类和气象因子赋权方法的Elman神经网络光功率预测模型,并考虑功率预测误差对系统运行的影响,从而提高储能-制氢系统的可控性,实现系统经济效益最优。研究结果表明:一定容量配置下,水电站的最佳运行模式需要依据水电站是否具备远距离输电条件、储能电池带来的收益增量与储能电池的自身损耗的大小关系而定;在任何天气类型下,储能互补光伏电站同时实现电能的远距离输出与向氢能的转化为光伏储能-制氢系统的最佳运行方案;光功率预测模型可以提高不同天气模式下光伏功率的预测精度,在历史数据充足的情况下,光伏电站日发电量预测误差小于1%;考虑预测不确定性,日发电量预测误差小于1%时,系统日并网电量、日产氢量、综合效益指标的区间大约在±10%左右。