問題背景： 大規模風電接入給電力系統發電調度帶來的挑戰
　　大規模風電的接入增加了電力系統調度運行的不確定因素。在傳統的風電實時調度方法中， 風電場被視為傳統的可調度機組， 其發電容量等于風電單點預測值。調度中心以單點發電計劃的方式調度風電場。如圖1所示， 該方法存在以下問題： 一、風電單點預測準確度不高， 導致風電實際發電容量估計不準確， 產生不必要的棄風; 二、調度計劃沒有計及風電單點預測偏差的影響， 缺乏積極主動的應對措施; 三、沒有考慮補償功率失配的自動發電控制(AGC)環節的影響， 難以保證功率平衡穩態下的安全性; 四、風電場追蹤單點計劃需要頻繁的槳距控制， 影響風機壽命。 　　2控制方法： 基于魯棒調度區間的實時調度控制框架
　　為了解決上述問題， 提出了基于魯棒調度區間的實時調度控制框架， 如圖 2所示。根據調節響應性能的不同， 常規機組被劃分為AGC機組和非AGC機組， 分別運行于AGC模式和計劃追蹤模式。實時調度控制過程每5分鐘執行一次， 按照以下三個步驟循環進行：
　　步驟一： 收集信息。風電場向電網調度控制中心(簡稱調度中心)上傳本地的超短期風電預測值和預測區間。
　　步驟二： 調度決策。調度中心根據超短期風電預測區間和負荷預測數據進行自適應魯棒實時調度決策， 生成風電場的允許區間、AGC機組的基點功率值以及非AGC機組的出力計劃值， 并將下發結果。風電場的允許區間指的是能夠使系統運行于安全狀態的該風電場的出力范圍。
　　步驟三： 執行計劃。風電場在允許區間范圍內以最大功率點追蹤(MPPT)模式安排發電出力， AGC機組按照給定的基點功率值運行于AGC模式， 非AGC機組嚴格追蹤給定的出力計劃值安排發電出力。 　　該控制框架具有以下特點： 一、以風電預測區間作為度量風電不確定性的決策依據; 二、調度決策采用混合的隨機-自適應魯棒優化模型， 計及風電隨機波動與隨動AGC穩態響應的影響， 兼顧系統運行的安全性和發電調度的經濟性; 三、風電場在給定的允許區間內運行于MPPT模式， 避免了頻繁的槳距控制。
　　3決策模型： 自適應魯棒實時調度模型
　　建立自適應魯棒實時調度模型是實現前述控制方法的關鍵。本文采用兩階段魯棒優化進行建模， 將決策變量劃分為當前變量和待定變量。當前變量指應在不確定參數(風電實際可用出力)被觀察前確定取值的決策變量， 對應風電允許區間上下限、AGC機組基點功率以及非AGC機組出力計劃。待定變量指取值依賴于不確定參數的實際觀察值的決策變量。在同一個調度時段內， 由風電波動引起的系統功率失配量由AGC機組承擔， 所以本文模型的待定變量為AGC機組的實際出力值。
　　決策模型的優化目標為最小化系統調度總成本的期望值。調度總成本包括常規機組的發電成本、風電發電成本、限風成本和AGC機組調節成本。
　　決策模型的約束條件包括功率平衡約束、網絡安全約束、機組爬坡約束、備用約束等。該模型要求， 當風電實際出力位于風電允許區間之內時， 以上約束條件均能被滿足， 即優化結果應具備魯棒性。另外， 該模型還考慮了實際AGC系統的穩態響應特性， 即功率失配量按比例分配至各臺AGC機組出力， 因而具有仿射自適應的特點。
　　該模型為混合的隨機-自適應魯棒優化模型， 求解的主要難點在于作為不確定參數邊界的允許區間上下界為模型的決策變量。該模型由于考慮了實際系統的仿射自適應規則， 可以轉化為等價的確定性非線性規劃模型， 從而通過傳統的非線性規劃方法求解。該模型的數學表達和詳細推導請參考原文。