考虑机组组合依赖的多可再生能源电站短路比约束的同步调相机与静止无功发生器协调规划

《Energies》：Coordinated Synchronous Condensers and Static Var Generator Planning Considering Unit Commitment-Dependent Multiple Renewable Energy Station Short-Circuit Ratio Constraints

　　

确保充足的电压支撑能力是大规模可再生能源并网电力系统规划中的关键挑战。本文提出了一种考虑机组组合（UC）依赖的多可再生能源电站短路比（MRSCR）约束的同步调相机（SC）与静止无功发生器（SVG）协调规划方法。研究人员构建了一个UC–SC–SVG模型，以联合确定SC和SVG的选址与定容，协调SC的短路支撑作用与SVG的无功调节功能。随后开发了一种阻抗感知图残差网络（IAGRN），用于学习一阶UC–SC物理模型未能捕获的非线性MRSCR残差。研究引入了边界聚焦训练和单侧安全校准，以降低将不安全运行状态误分类为安全状态的风险。校准后的ReLU网络被转换为等价的混合整数线性表示，并嵌入规划模型。省级聚合电力系统的算例研究表明，所提方法能够在代表性运行状态下满足MRSCR要求，同时实现SC和SVG容量的经济配置。精确MRSCR事后校验和暂态仿真进一步验证了嵌入约束的有效性以及所得规划方案的电压恢复性能。

论文解读：考虑机组组合依赖的多可再生能源电站短路比约束的同步调相机与静止无功发生器协调规划

一、研究背景与问题

在全球脱碳与能源转型目标驱动下，可再生能源装机容量持续快速增长。2025年，全球新增光伏（PV）和风电装机容量分别达到510 GW和159 GW，创下年度新增纪录。然而，风电和光伏电站主要通过电力电子变换器并网，在常规跟网型控制下仅能提供有限的短路电流。随着变换器接口电源逐步替代部分同步发电，特别是在通过远距离输电走廊连接的大型可再生能源基地中，系统可用的短路容量和电压支撑能力可能下降。由此导致的弱电网条件增加了电压对功率扰动的敏感性，并可能提升暂态过电压、变换器失稳以及故障后可再生能源电站级联脱网的风险。因此，在高可再生能源渗透率下维持足够的电网强度已成为电力系统规划中的重要问题。

可再生能源并网点（POI）的电网强度可通过短路比（SCR）表征。然而，传统SCR独立评估每个可再生能源电站，无法充分反映多个紧密耦合电站间的电气交互。为此，研究人员提出了多可再生能源电站短路比（MRSCR）指标，将相邻可再生能源电站的注入功率按互阻抗与自阻抗之比折算至目标并网点。MRSCR取决于可再生能源注入功率和网络阻抗矩阵，随输电拓扑、在线同步机组和SC安装情况而变化。同步调相机（SC）和静止无功发生器（SVG）在弱电网中提供互补的电压支撑形式：SC贡献短路电流和动态无功功率，从而增加可用短路容量并改变邻近可再生能源并网点观测到的等效网络阻抗；SVG则提供快速且连续可调的无功功率，但其变换器限流能力无法提供与SC相同的同步短路支撑。现有研究主要沿独立技术路线优化SC和SVG，未能在表示小时级同步机组组合变化的同时联合确定两者的选址与容量。此外，将MRSCR约束直接嵌入设备规划面临巨大计算挑战：精确MRSCR评估需要对每个SC配置与UC状态的组合重建并求逆网络导纳矩阵，而一阶近似在多个规划和运行变量同时变化时可能损失精度。因此，亟需一种能够同时捕获阻抗耦合、UC依赖的同步支撑以及多个SC安装间非线性交互，且与混合整数优化兼容的MRSCR可嵌入表示。

二、研究内容与主要方法

针对上述问题，本文提出了一种考虑UC依赖MRSCR约束的SC–SVG协调规划方法。研究人员构建了含内生UC的多时段SC–SVG协调规划模型，联合优化SC和SVG的选址与容量以及小时级机组组合和调度。为处理非线性、状态依赖的MRSCR约束，研究采用一阶UC–SC物理基线结合阻抗感知图残差网络（IAGRN）表示剩余非线性效应。单侧安全校准降低了安全阈值附近的误安全预测风险，混合整数线性重构使校准后的IAGRN能够直接嵌入规划模型。省级聚合电力系统的算例研究表明，所提方法在所有评估的代表性运行状态下满足MRSCR要求，同时相比仅配置SC的方案降低了投资成本。

研究人员采用的关键技术方法主要包括：一是构建了多时段SC–SVG协调规划模型，通过电气候选母线筛选程序界定可处理的选址域；二是开发了IAGRN，以一阶UC–SC物理模型捕获MRSCR缺额的主要变化，图网络从精确阻抗标签学习剩余非线性效应，并引入边界加权拟合、不安全低估惩罚、单调性正则化和单侧校准提升安全阈值附近的预测可靠性；三是将校准后的ReLU网络重构为混合整数线性约束并嵌入规划模型；四是通过精确阻抗矩阵重建进行事后校验，并采用PSD-BPA暂态仿真评估故障后电压恢复性能。算例基于包含106条母线、283条支路、125个同步机组集群和26个可再生能源并网点的省级聚合系统开展。

三、研究结果

规划结果：研究比较了四种规划方案：S1忽略MRSCR约束、S2仅允许SC安装、S3仅允许SVG安装、S4为所提SC–SVG协调规划方案。结果表明，忽略MRSCR约束时，S1的最小精确简化MRSCR为1.823，有21个小时运行状态中至少一个可再生能源并网点低于规定阈值。S2通过安装7500 Mvar的SC容量消除了所有MRSCR违规，但年化投资最高。S3不可行，因为SVG不能直接增强MRSCR。S4通过协调两种设备，将所需SC容量降至3300 Mvar，同时保持所有192个运行状态的最小精确简化MRSCR为2.711，年化投资相比S2降低36.6%。SC主要布置在母线25–35区域，该区域可再生能源注入量大且规划前MRSCR值较弱；SVG则主要布置在母线67、68和70等负荷中心附近。

运行结果：代表性日的分析显示，在线机组数量在24个同步机组集群中发生变化，减少集中在11–12时，增加主要在18–20时。水电集群的在线机组数量变化较大，燃气集群调整较小。正午时段光伏出力增加伴随水电出力减少，傍晚光伏出力下降时水电出力增加以满足剩余负荷，表明水电在该算例中提供了大部分日内平衡。

MRSCR安全评估：通过重建小时级短路阻抗矩阵并计算各并网点的精确简化MRSCR，规划前负安全裕度集中在少数并网点的特定运行时段。协调规划后，负裕度区域消失，最小精确简化MRSCR达到2.711，全部4992个并网点–小时运行点满足规定阈值。简化与全复数量公式的比较显示，在安全阈值附近的全复数量公式通常给出更高值，简化计算在这些运行点提供保守评估。

IAGRN预测精度与安全校准：IAGRN与MLP和基于阻抗的GNN在相同测试集上比较，IAGRN在边界附近平均绝对误差更低，节点级和观测级误安全分类更少。校准后，共享边界裕度大于每个并网点的特定不安全分类裕度，固定校准裕度为0.181581，消除了测试集中全部36个误安全观测。在四个额外运行日的泛化评估中，校准显著减少了未见负荷、可再生能源出力和UC条件下的误安全观测。

暂态仿真验证：在三条线路的三个故障场景下，方案4在监测母线处始终实现比方案1更高的电压最低点和更短的故障后恢复时间，最低电压提高0.0615–0.1344 p.u.，恢复时间缩短0.13–2.95秒，且故障清除后电压振荡减小。

四、结论与讨论

本文提出了一种考虑UC依赖MRSCR约束的SC–SVG协调规划方法。模型联合确定SC和SVG的选址与容量以及同步发电机的小时级运行，从而计入设备配置和UC状态引起的短路阻抗矩阵变化。一阶UC–SC物理基线结合IAGRN表示剩余非线性效应，单侧安全校准降低安全阈值附近的误安全预测风险，混合整数线性重构使校准后的IAGRN可直接嵌入规划模型。省级聚合系统的算例表明，所提方法在所有评估的代表性运行状态下满足MRSCR要求，同时降低了仅配置SC方案所需的投资。精确阻抗事后校验验证了MRSCR满足性，暂态仿真显示在所测试的故障场景下电压恢复得到改善。未来工作将显式建模可再生能源电站、SC和SVG的动态无功响应限制和设备特定时间常数，并将从时域仿真提取的电压安全边界近似为可处理的规划约束，以协调快速和慢速无功支撑设备的选址与定容。