传统的电力系统充裕性研究在假定一次能源供应充足的前提下,考虑发电容量和输电容量相对于负荷需求量的充裕程度,可分为发电充裕性和输电充裕性。发电充裕性又可按时间尺度分为装机充裕性与运行充裕性,前者涉及发电容量规划问题,后者则涉及运行容量的配置和调度问题。然而,电力系统是整个能源系统的一部分,一次能源供应对电力系统充裕性的影响日益深刻。例如,风能、太阳能等间歇性可再生能源(Renewable Energy Source, RES)发电的大规模接入给运行充裕性控制带来了更大的不确定性；电煤等化石类一次能源供应不足则会降低系统的实际装机容量充裕度等。为此,研究一次能源阻塞背景下电力系统充裕性的相关问题十分必要。大规模间歇性RES接入下的运行充裕性控制决策是一个最优化问题,传统的做法是在机组组合问题中计及旋转备用容量(Reserve Capacity, RC)约束,并通过最小化其目标函数(包括启停成本、发电成本、旋转备用成本以及可能的停电风险)来满足系统对运行充裕性与经济性的要求。本文在现有的优化模型基础上做了如下工作：(1)原优化模型中假设净负荷(负荷减去RES出力)预测误差服从高斯分布,并在目标函数中将“发电成本”与“旋转备用成本”设定为与场景差异无关。然而,高斯分布的假设在实际运行中难以成立,故本文在对不确定性因素的建模时直接根据概率性预报数据来描述净负荷场景集,并据此将以上两项成本修改为各场景下不同“电量成本”(包括旋转备用的发电成本)的加权和以及各场景下均相同的“旋转备用容量成本”。(2)大规模RES接入情况下,原优化模型中只依赖发电侧旋转RC的做法在经济性方面有待改善,为此,本文分析了发电侧与需求侧各等级RC的互补特性,依次考虑增加需求侧旋转RC一一可中断负荷(Interruptible Load, IL)、以及发需两侧各等级非旋转RC参与控制时的优化模型改进。引入IL后,在目标函数中用实际的“主动切负荷代价”与“剩余停电风险”之和代替离线统计的“被动停电风险”,并进一步用各类RC配合下的“事故后控制代价”代替单一的“切负荷代价”；将“启停成本”、“旋转备用容量成本”、“电量成本”修改为能够描述发需侧多等级RC的情况。增加了与IL以及各等级非旋转RC相关的约束条件。(3)由于市场环境下RC资源的控制权不再通过指令获取,本文将运行充裕性控制决策划分为在市场上获取RC控制权的合约决策、以及对RC实际实施控制的执行决策,并分别为两类决策构建了优化模型,讨论两者在目标函数、决策变量、优化空间、约束条件等方面的差异与联系。(4)借鉴大系统优化问题中的“分解法”及其在电力系统安全稳定性控制决策优化中的应用,提出运行充裕性控制优化决策的求解方法。将运行充裕性控制划分为具有互补性的事故前预防控制(Preventive Control for Adequacy, PCfA)、事故后紧急控制(Emergency Control for Adequacy, ECfA)、以及出现严重的频率、电压违规时实施的校正控制(Correction Control, CC),其中CC与安全稳定性控制共用。以该“不同时机控制”的分解为核心,提出了三层分解的思路,将整个问题分解为不同子问题后分别优化,再通过协调获得全局准优化的效果。(5)研究大规模风电(间歇性RES的代表)接入下的运行充裕性控制执行决策优化,初步实现上述优化模型与求解方法的应用。按控制时机将控制分解为PCfA(包括旋转、热、冷各类发电侧RC的调度)与ECfA(IL的切除),通过三种不同的搜索方法来求取总风险代价(PCfA代价与ECfA风险代价之和)最小的方案。通过仿真比较了三种搜索方法的效果,说明了改进模型相对原有模型的优越性,并验证了风险性的旋转RC配置方法优于确定性和概率性方法。作为电力系统满足长期充裕性的必要手段,发输电扩容规划日益受到化石能源供应的影响。然而,在主流的扩容规划研究中化石能源的运输能力或运输价格并非重点考虑的因素。本文考虑了这些因素并展开了相关研究：(6)在电煤(化石能源的代表)资源与电力负荷中心远距离逆向分布的系统中,选择发电容量的地理位置时需要权衡各节点的电网阻塞情况及其离电煤基地的距离,而新建输电容量对网络阻塞情况的改变则进一步增加了问题的复杂度。本文以电力系统满足规划年限内负荷需求的供电总风险代价(包括购电成本、阻塞风险以及投资成本)为指标,仿真评估不同的电煤运输成本下各发输电扩容规划方案的经济性。