提出一种基于热循环蓄热特性的电-热综合能源系统风电消纳策略。首先构建了典型的电-热综合能源系统结构，分析了电热互补潜力；进而针对热网蓄热特性进行建模，分析了热网蓄热参与系统消纳风电的调节潜力；同时结合热电联产机组和热泵模型，构建了基于热网蓄热特性的电-热综合能源系统优化调度模型，以实现对热网蓄热的充放能管理。算例结果表明，该方法可使热电联产根据系统风电预测出力和电负荷需求调整自身出力，实现系统热负荷跨时段转移，最终达到提升系统风电消纳水平、降低系统一天内用能总成本的目的。

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伴随风电大规模接入电网，其不确定性为电网的决策调度带来了新的挑战，风电消纳评估由此成为研究热点之一。以不确定集合表征风电不确定性，建立了两阶段鲁棒优化模型，以解决电-热综合能源系统的风电消纳能力评估问题。主问题基于风险指标优化风电可消纳域，并在算法处理中引入分段线性化处理非线性的风险表达式；子问题引入风电可接纳判据寻求风电不确定集合中的极端场景。最后着重比较电-热综合能源系统与电力系统的风电消纳能力差异。

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区域供冷系统通过制冷媒介将分布在建筑物中的排热集中排放到如海洋或河流之类的外部环境中。极端天气下（如热浪），大量的热量注入可能使局部环境温度过高，进而导致出现水中鱼类窒息等问题。针对这一问题，讨论了相变储能接入区域供冷系统的两种方案和相变温度约束，并给出了相变储能对制冷负荷可实现的最大削峰量、持续时间以及储能系统状态恢复时间。针对相变材料的特点，考虑已有制冷系统结构以及制冷负荷温度需求，利用稳态分析选择合适的相变储能接入方式，并通过位于欧洲某城市的实际区域供冷系统，评估了相变储能的移峰填谷作用以及相变温度对于储能的限制。

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电动汽车作为分布式移动储能单元，可以在极端事件发生后调度至充电站，作为应急电源为配电网内关键负荷恢复供电，从而提升配电网韧性。因此在充电站布点规划阶段需要考虑电动汽车在提升配电网韧性方面的作用。重点关注可调度类电动汽车的充电站布点方法，以配电网各个极端场景下关键负荷加权恢复数目最大、电压幅值差最小以及交通网充电距离最小为目标，综合考虑充电站数目约束、配电网运行约束和充电站输出功率等约束，提出了一种兼顾配电网韧性和充电便利性的充电站布点问题的混合整数线性规划模型，可利用成熟优化求解器有效求解。最后通过算例分析验证了提出的充电站布点方法的有效性。

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考虑到电动汽车保有量和充电需求不断增长的现状，在满足用户需求的基础上，提出电动汽车充电站的动态规划方案，使得充电站容量和数量可随充电需求的改变而不断扩展，同时实现充电站建设投资成本最小化。该方法以充电站综合建设投资成本最小为目标，采用自适应粒子群优化算法求解充电站静态规划模型，再根据需求量的改变采用多种方法对充电站进行动态规划。共提出3种不同的动态规划模型，分别为动态规划模型、优化选择动态规划模型与改进优化选择动态规划模型。算例分析充分验证了充电站动态规划方案的可行性与合理性，并比较了3种动态规划模型的优缺点。

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共享储能可有效提高储能设备利用率，降低储能成本。然而目前对共享储能的研究集中于中小型用户，并且未考虑输电成本和网损的影响。提出一种发电侧共享储能机制（包括储能供需的形成机制、储能供需的匹配机制和共享储能收益的分配机制），并在此基础上建立基于合作博弈的共享储能规划模型。进一步，基于实际风电数据对共享储能的典型场景进行仿真，检验联盟的整体理性、参与者的个体理性和联盟的稳定性，分析输电成本、网损和储能成本对博弈结果的影响。以算例结果验证所提共享储能机制和规划模型的有效性。

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随着储能技术的进步以及电动汽车大规模推广带来的动力电池产能升级，电化学储能的成本快速下降，储能技术已逐步应用于电力系统各个环节。近期，中国多个省部署电网侧储能示范项目，电网侧储能规模快速提升，但目前尚缺乏成熟的商业模式。介绍了电网侧储能的应用现状，从储能在电力系统应用价值的角度详细分析了电网侧储能的应用场景，结合典型国家电网侧储能政策环境和中国电力体制改革情况分析，考虑投资主体、成本、电价等因素，研究提出中国电网侧储能潜在的典型商业模式及相关政策建议，引导电网侧储能健康有序发展。

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