大规模的可再生能源并网使得电网内传统机组占比减小,惯性水平降低,电网的频率稳定性面临严重挑战。储能作为一种优质的调频资源,其调频时的高额注入功率会改变系统原有潮流,可能导致部分线路功率越限,因此提出了考虑系统潮流约束的“储能-输电网”联合规划模型。首先分析系统频率最大偏差与储能装机功率以及机组停运功率的关系,对系统内不同故障下的储能需求进行估计；然后以储能与输电线路扩建总成本最小为目标,建立考虑潮流约束的储能与输电线路扩建联合规划模型；最后基于修正的IEEE-39节点系统进行算例验证。结果表明相比于传统的单一储能规划,“储-输”联合规划具有更优的技术经济性,储能布点数目以及储能成本对规划结果影响较大。

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能源转型背景下新能源的迅猛发展给电力系统带来更多不确定性,如何评估在此形势下电网规划方案的合理性是一项重大挑战。输电线路利用率是评价输电资源利用的关键指标,但传统利用率指标通常以热稳定极限功率为参照,忽略了电网运行状态对线路输电能力的影响,无法从指标本身分析输电资源利用水平受限的原因。在系统安全约束限制下,输电线路最大输电能力（total transfer capability,TTC）一般小于热稳定极限功率。对输电线路TTC的计算方法进行了研究,以最优潮流模型为基础,从单时段和多时段两方面分别计算输电线路在系统安全约束下的TTC,同时设计线性化方法降低模型求解难度。然后基于输电线路TTC,提出能够有效表征输电线路资源利用水平的改进利用率计算方法。最后,算例分析对输电线路TTC进行了讨论,对输电线路合理利用率做出评估分析,得出输电资源利用水平受限原因,验证了所提模型和方法的合理性与有效性。

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大规模风电并网对电力系统灵活性提出了很高的要求。针对大规模风电并网背景下的消纳问题提出了一种火电机组灵活性改造与输电网规划多阶段联合决策方法。通过将火电机组灵活性改造纳入输电网规划优化决策,统筹优化系统灵活性及传输能力,促进大规模风电并网消纳。基于规划周期内负荷功率预测曲线,并计及风电时序出力不确定性情景,以输电网建设投资成本、火电机组灵活性改造成本以及发电总成本、弃风电成本折现值之和最小为目标,以系统正常运行状态以及N-1事故状态下安全运行要求为约束条件构建火电机组灵活性改造与输电网规划多阶段联合优化决策模型,并通过大M法将所提模型转换为混合整数线性规划模型进行快速求解。算例分析验证了所提多阶段联合规划决策方法的有效性和经济效益。

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城市电网存在着供电能力有限、无功储备不足等问题,合理的接入柔性直流可以有效地缓解上述问题。在无功控制方面,提出城市电网多源无功协控策略,利用柔性直流动态无功调出迅速、灵活可控的优点,将柔性直流纳入城市电网传统无功支撑源（发电机、调相机、投切电容等）协调控制体系,充分发挥柔直暂态电压控制响应迅速、传统无功源稳态电压控制低成本优势,在实际电网仿真中验证控制策略的有效性。考虑柔性直流接入城市电网后可能带来的短路电流超标风险,针对现有的短路电流计算方法对柔性直流远端故障场景计算结果偏保守问题,提出一种考虑柔性直流接入影响的电网短路电流简化计算方法,满足城市电网远端故障时的短路计算精度的需求,支撑实际电网的短路电流工程计算。

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加快推动能源低碳转型、积极应对气候变化已成为全球共识。在英法德等国宣布退煤后,智利在2019年正式加入退煤行列,承诺在2040年退煤,2050年实现碳中和。大力开发风、光可再生能源资源,退役煤电,已成为智利实现清洁能源转型的重要一步。然而,智利煤电在电力供应结构中占比大,煤电的退出与清洁替代是电力供应结构的重大变革,将导致整个能源电力系统面临包括电力电量充裕性、可再生能源开发利用、电网输配能力、灵活性等多方面的困难和挑战。从电力供应发展的角度研究探讨了智利退煤和清洁能源转型的内在逻辑,详细分析了煤电退出后系统面临的挑战,并在此基础上研究梳理了智利应对挑战的举措。

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规模化可再生能源的集中并网和特高压直流工程的投产将显著影响送端电网的安全稳定特性。在分析可再生能源、特高压直流工程与弱送端交流电网相互影响的基础上,提出了集可再生能源发电特性研究、特高压直流外送方案、特高压直流落点选择、交流电网构建方案、典型方式建立、安全稳定评估为一体的交直流混联电网实用规划方法,明确了特高压直流落点后电网规划中应关注的重点问题,保障了新能源机组、特高压直流工程及送端电网的安全可靠运行。最后以青豫直流工程为例验证了所提方法的有效性。

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为有效提高多个区域综合能源系统（regional integrated energy system,RIES）的能源利用率,同时合理配置储能系统的容量,提出一种多RIES互联下的共享储能系统容量优化配置模型。首先,介绍了共享储能背景下多RIES运行框架,分析了共享储能系统的运行模式。其次,针对一类包含热电联产机组与热泵等设备的RIES,建立以共享储能系统作为上层、多个RIES作为下层的双层优化配置模型。其中,上层以共享储能系统盈利最大作为目标,利用遗传算法对共享储能的容量、充放电功率进行优化；下层以多RIES总运行成本最小作为目标,利用CPLEX求解器对各RIES内设备出力计划、与主网间的购/售电计划以及与互联RIES的交互功率等进行求解。进一步,考虑到多个RIES属于不同利益参与者,利用纳什议价方法并结合IPOPT求解器对各RIES的利益进行分配。最后,通过算例分析,验证所提模型能够有效减少各RIES的运行成本,同时优化了共享储能系统的参数配置。

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目前国内外对适应新能源大规模并网消纳条件下的大容量储能在多分区的协同优化配置研究较少,多关注在电源侧和微网中储能的优化配置问题,储能在电网侧多分区的配置效率不高。为了提高大容量储能在多分区配置的合理性,提出了一种满足新能源消纳的大容量储能多分区协同两阶段优化配置方法。在系统内新能源装机容量一定的前提下,综合考虑电网调峰、系统备用容量充裕性和新能源利用率等因素,采用时序生产模拟方法和序贯子问题法,可以确定系统中不同分区储能配置的合理容量,实现了储能在适应大规模新能源并网消纳条件下容量合理配置的定量研究。以典型省级电网为案例,测算结果验证了方法的有效性。

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随着电力市场改革的不断深入,需求侧资源参与电力市场将促进高比例新能源接入并推动竞争型零售电力市场发展,为电力系统的经济可靠运行提供更有效的保障。首先分析了需求侧资源参与电力市场的发展路径；进而,依托电力需求侧市场主体参与电力市场的典型案例,对需求侧资源参与辅助服务市场、新能源交易和电力中长期市场的市场机制和典型案例进行整理与分析；最后,基于现阶段需求侧资源在市场规则、市场竞争力、用户行为和优化调度技术等方面的发展瓶颈提出针对性建议,为电力市场的发展和新能源消纳提供了重要支撑。

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能源互联网建设的推进对多异质能源调度和多源信息处理提出了更高要求。能够实现区域能源一体化监控、优化控制和统一服务的能源综合服务站成为新一代能源互联网管控枢纽。针对传统变电站到能源综合服务站的演化路径,首先从建设规划和站址改造角度提出了实体站与虚拟站2种能源综合服务站的建设路径,并分析了其适用场景；然后,基于工业区、数据中心和商业园区3种典型用能场景,深入分析了能源综合服务站在能源互联网建设中的关键作用,并进一步讨论了能源综合服务站建设过程中所需解决的关键技术问题及可行方案；最后,对能源综合服务站的未来研究方向进行了展望。

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