本项目从源、网、荷、储四个方面深入研究了提升新能源消纳能力的规划设计关键技术，多维度提升电力系统灵活性；明确能源革命背景下，电网未来的发展模式与重点，最终实现陕西经济、能源与电网的协调发展，降低电网运行与投资风险，满足人民美好生活需要。   
        电源侧，提出了关中地区电源最小布局需求，为关中负荷中心电源发展提供了思路；提出了小火电关停后全电压等级（750千伏、330千伏、110千伏）的电网补强方案，有效保障小火电分类、有序关停后的电力供应，为陕西电源清洁化发展奠定了坚实的基础；首次提出基于全年8760小时数据和调峰平衡的随机生成模拟迭代求解方法，分析陕西电网新能源接纳能力，提出了陕西新能源优化发展建议。电网侧，全方位、多角度评估了新能源接入对电网安全稳定运行的影响，提出了不同类型风机、不同控制方式对电网的影响模式，明确了对新能源场站动态无功补偿装置、风电机组高压穿越性能、风电机组选型的相关要求；提出了适应新能源大规模接入的750千伏电网发展模式，包括网架结构、供电区划分、供电区合理规模等；提出了一种充分考虑变电站负荷特性的电网规划优化方法，可实现变电站供电分区优化、提升变电设备运行效率、降低电网投资。负荷侧，提出了一种主动适应新能源出力特征的负荷特性优化模型，明确了可转移负荷的类别和大小，为需求侧响应的开展提供了依据。储能方面，提出了基于电源侧和负荷侧的储能配置方法与系统应用方案，为陕西储能政策的制定提供了依据；从减小峰谷差和利用峰谷电价两个方面，提出了基于经济效益的氢能综合利用系统配置方式，明确了对电网和用户的适应性。取得突出创新成果：   
   （1）首次提出基于全年8760小时数据和调峰平衡的随机生成模拟迭代求解方法，通过逐时计算迭代，高度模拟电力系统实际生产过程，将新能源消纳求解方法由概率估算改进至数值模拟，解决了依靠典型日电力平衡及新能源同时率估算电网新能源消纳能力的弊端，预测准确度提升约13%。   
   （2）提出了一种充分考虑变电站接入新能源负荷特性的电网规划优化方法。采用负载率比较法、负荷特性匹配法，选择优化空间大的330千伏变电站，以及适合调整供电区域的110千伏变电站。通过选择、调整下一级变电站供电范围，优化上一级变电站负荷特性，提高电网运行效率。   
   （3）提出了一种主动适应新能源出力特征的负荷特性优化模型。以可控、可调负荷作为优化对象，计及新能源出力特性和负荷特性，建立适用于多种应用场景下消纳能力最优的负荷特性优化模型，明确可转移负荷的类别和大小，为源荷互动精准化需求侧响应的实施提供了理论支撑。   
   （4）综合考虑储能技术特点、经济性、负荷特性、电网运行约束等条件，建立新能源发电量最大及总发电成本最低的多目标联合协调优化函数，提出了电源侧和负荷侧储能配置方法与系统应用方案，科学确定储能配置容量及布局。同时，基于经济效益，提出了减小峰谷差法和峰谷电价法的氢能综合利用系统配置方式。   
      项目研究以来，申请团队已授权发明专利6项，发表论文10篇。项目经中国电力企业联合会组织评审认为，该项目成果填补了陕西新能源发展消纳研究技术的空白，在新能源消纳生产模拟求解方法和考虑变电站接入新能源的电网规划优化方法方面达到国际领先水平。项目成果已在陕西省“十四五”电力规划、陕西电网“十四五”发展规划、新能源接纳能力分析等工作中得到了应用，项目提出的基于全年8760小时数据和调峰平衡的随机生产模拟迭代求解方法、充分考虑变电站负荷特性的电网规划优化方法、适应新能源出力特征的负荷特性优化模型、储能配置方法已推广应用至湖北、重庆等多个省级电网。按项目研究成果，2019年至今，提升新能源并网约200万千瓦，同时降低弃电率约2个百分点，节约社会成本约1.5亿元。预计2025年可多接纳新能源约530万千瓦，节约社会成本约2.2亿元，经济效益显著，同时，可多减排二氧化碳383万吨、二氧化硫12万吨、氮氧化物6万吨，环境效益显著。同时，陕西作为全国重要的能源基地，未来将大力发展外送，实现风光火储打捆外送，可有效促进省内新能源产业、储能产业高质量发展，经济效益、社会效益显著。