《Energies》：Dynamic Robust Generation and Transmission Expansion Planning Incorporating Novel Inter-Area Virtual Transmission Lines and Unit Commitment Ramping Constraints
Flavio Arthur Leal Ferreira and
Clodomiro Unsihuay Vila
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发电与输电扩展规划（GTEP）面临着可变可再生能源并网、区域间输电拥堵以及对成本效益型灵活性需求日益增加的挑战。本研究通过引入区域间虚拟输电线路（VTL）扩展了先前的数据驱动分布鲁棒优化框架，该线路通过在电网区域内战略性配置储能系统（ESS）得以实现，旨在优化
发电与输电扩展规划（GTEP）面临着可变可再生能源并网、区域间输电拥堵以及对成本效益型灵活性需求日益增加的挑战。本研究通过引入区域间虚拟输电线路（VTL）扩展了先前的数据驱动分布鲁棒优化框架，该线路通过在电网区域内战略性配置储能系统（ESS）得以实现，旨在优化并可能推迟主干输电线路的投资；同时，增加了考虑爬坡约束的机组组合（UC）层级，以应对短期净负荷波动。该模型纳入了输电系统运营商与配电系统运营商（TSO-DSO）互联提供的灵活性，并通过集成的最先进量化指标将其纳入爬坡和灵活性约束中，所需水平源自相关的配电系统运营商（DSO）规划。研究采用线性交流最优潮流（AC-OPF），并在三层架构内利用数据驱动分布鲁棒优化处理负荷和可变可再生能源发电的不确定性：核心为列与约束生成及无对偶分解法，并辅以机组组合模块。基于 IEEE RTS-GMLC 网络的案例研究表明，该系统总成本（运行、投资及灵活性提供）显著降低，输电效率提升，灵活性指标改善，证实了在现代低碳电力系统中局部部署储能系统（ESS）及高分辨率爬坡建模的价值。
**论文解读：融合虚拟输电线路与精细化机组约束的动态鲁棒扩展规划**
随着全球能源转型的加速，可再生能源渗透率的不断提高、市场结构的演变以及对环境影响关注的加剧，深刻改变了电力系统规划的格局。在维持可靠性、效率和经济可行性的前提下，扩建发电与输电基础设施以容纳这些变化，已成为一项复杂且紧迫的挑战。传统的发电与输电扩展规划（GTEP）模型往往侧重于长期投资决策，而忽略了详细的短期运行约束，如机组组合（UC）中的爬坡限制。这种简化可能导致规划方案在实际运行中面临资源短缺、备用不足或可再生能源弃风弃光等问题，尤其是在高比例可变可再生能源（VRE）并网的场景下。此外，区域间输电通道的拥堵限制了清洁能源的输送，而单纯依靠新建物理输电线路不仅资本密集，且建设周期长。因此，研究人员亟需一种能够协同长期投资战略与短期运行现实，并能有效利用储能等灵活性资源的新型规划框架。
针对上述问题，Flavio Arthur Leal Ferreira 和 Clodomiro Unsihuay Vila 在《Energies》期刊上发表了一项重要研究。研究人员提出了一种动态多周期鲁棒 GTEP 模型，该模型在扩展规划中协同优化发电、输电以及基于战略储能系统（ESS）的新型区域间虚拟输电线路（VTL）。研究的核心创新在于引入了“助推器与堆叠区域间虚拟输电（BSIAVT）”概念，并嵌入了详细的机组组合及爬坡约束，以确保跨投资周期的运行可行性。研究结论表明，该模型能显著降低系统总成本，提高输电效率，并增强系统应对净负荷波动的灵活性，为现代低碳电力系统的规划提供了强有力的理论支撑和工具。
在技术方法层面，研究人员构建了一个三层动态多周期优化架构。首先，在数据处理与不确定性建模方面，采用了数据驱动分布鲁棒优化（DDDRO）方法，利用历史负荷与可再生能源数据构建基于矩的模糊集，以识别最坏情况下的概率分布，从而兼顾随机规划与鲁棒优化的优势。其次，在核心算法上，采用了列与约束生成（CCG）算法结合无对偶分解技术，将双层最大 - 最小问题转化为两个独立的单层子问题，以降低计算复杂度。最后，为了衔接长期规划与短期运行，研究人员设计了一种软链接（soft-linking）机制。该机制将长期扩展规划生成的候选方案作为输入，送入第三层的高分辨率机组组合模拟模块进行验证。样本队列来源主要基于 IEEE RTS-GMLC 测试系统，并结合了 ENTSO-E 透明度平台提供的西班牙地区多年高分辨率（15 分钟）负荷及可再生能源数据，以模拟真实的净需求波动场景。
**研究结果分析**
**1. 基准情景分析（Scenario S1.1）**
研究人员首先在 IEEE RTS-GMLC 测试系统上建立了基准情景，仅包含可调度发电、输电线路和负荷，未引入虚拟输电线路或额外的灵活性约束。通过对比十年扩展规划结果，研究发现基准方案在满足 4.5% 的年负荷增长下，需要在特定年份对多条主干线路进行扩容投资。该情景下的发电机调度 profile 与现有文献结果一致，验证了模型基础框架的有效性，同时也揭示了在传统规划模式下，面对区域间功率传输需求增加时，对物理输电线路投资的依赖性较强。
**2. 区域间虚拟输电线路的影响（Scenario S1.2）**
在此情景中，研究人员在区域 2 和区域 3 之间的主干线上应用了虚拟输电线路（VTL）概念，通过战略性部署电池储能系统（BESS）和抽水蓄能（PHES）来模拟虚拟线路功能。研究结果显示，引入 VTL 后，系统年度总成本降低了约 2.5%（约 4185 万美元）。具体而言，发电投资减少了 3511 万美元/年，因为储能优化了发电组合的利用率；网络投资减少了 203 万美元/年，原本计划在 2026 年扩建的两回线路被成功推迟至 2030 年和 2031 年；运行成本减少了 471 万美元/年，主要得益于 VTL 逻辑缓解了区域间拥堵，减少了低成本的弃风和昂贵的再调度。这证明了 VTL 不仅能推迟昂贵的电网投资，还能通过提升现有资产利用率带来显著经济效益。
**3. 爬坡盈余约束下的灵活性评估（Scenario S1.3）**
为了量化运行灵活性的价值，研究人员在该情景中设定了最小爬坡盈余（Ramp-up/down Surplus）目标。在未加约束时，系统平均爬坡盈余仅为 0.354 MW/h。当设定 1.5 MW/h 的最小目标后，系统平均爬坡盈余提升至 1.547 MW/h，显著增强了应对净负荷剧烈波动的能力。虽然这导致总年度扩展成本增加了约 0.99%（约 1640 万美元），主要用于增加更灵活的发电投资和网络投资，但实现了零电量缺失（ENS），并在高可再生能源渗透下保证了系统安全。这一结果清晰地展示了运行灵活性与规划成本之间的权衡关系，强调了在规划阶段显式考虑爬坡约束的必要性。
**讨论与结论**
研究总结指出，本文提出的模型通过三大创新贡献推进了发电 - 输电 - 储能协同扩展规划的现状：一是提出了具有收益堆叠（Revenue Stacking）潜力的新型助推器区域间虚拟输电线路概念，允许储能资产在提供输电服务的同时参与辅助服务市场；二是将灵活性指标作为内生决策变量纳入动态规划过程；三是构建了连接长期投资、中期运行成本最小化和短期机组组合的一致性三层优化框架。案例研究证实，区域间虚拟输电线路的应用不仅能推迟传统电网和发电投资，还能通过减少拥堵和弃风降低运行成本。此外，虚拟输电线路背后的储能系统具备巨大的收益堆叠潜力，其在非拥堵时段可参与频率调节、旋转备用等服务，这将进一步提升投资回报率。总体而言，该研究为规划人员在高比例可再生能源时代平衡经济、运行和环境目标提供了一个 robust（鲁棒）且全面的框架，有助于推动现代低碳电力系统的设计与发展。
