CN113361864B - 一种基于纳什均衡的配电网分布式协同优化调控方法 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及一种基于纳什均衡的分布式协同优化调控方法，包括下述步骤：配电网下发自律性空间计划；配电网根据自律性空间计划对各微电网实际运行点所落入的运行区间加以判断；申报功率落入限制区，终止其越界行为，统计相关信息并纳入惩罚机制；申报功率落入自律运行区，配电网不做强加干涉，统计行为信息后纳入奖励机制；对于申报功率落入协同调控区的微网，配电网构建市场平台，于日前组织多微网进行多轮竞价，公布出清结果。本发明能够实现在多微网寻求自身利益最大化的同时满足配电网运行约束的最优决策。

Description

一种基于纳什均衡的配电网分布式协同优化调控方法
技术领域
本发明涉及一种配电网调控方法，具体涉及一种基于纳什均衡的分布式协同优化调控方法。
背景技术
微电网为可再生能源的分布式并网发电及消纳利用提供了灵活有效的途径，也为配电网的运行和调控提供友好接口。微电网并网使得传统面向负荷调控的无源配电网向面向多微电网的有源智能配电系统迈进。多微网高渗透发展态势必然导致未来智能配电系统在调控对象类型多样化、调控时空维度扩大化、调控目标多元化等方面产生巨大变革，出现了物理层面的潮流管控和经济层面的配电市场建设等科学技术问题。现有配电网被动式调控机制逐渐显现出明显的不适应性，亟需探究新的配电系统协同自律调控机制，以解决多微网发用电行为规范化与高度自治化的矛盾，在满足多微网隐私保护和市场化竞价等多元化业务诉求的同时，促进多微网间合作共赢，提升参与配电系统运行的灵活性与主动性。
在配电市场环境下，多微网协同运行过程是多个参与者寻求自身利益最大化的博弈问题。如何实现电力系统中小容量分散型多微网协同优化运行，是本领域一直渴望解决的技术问题。
发明内容
本发明针对上述现有技术中存在的问题，提供一种基于纳什均衡的配电网分布式协同优化调控方法，建立一种基于配电网电力市场和配电网节点电价的多微网双层非合作博弈模型，采用迭代算法得到博弈模型的纳什均衡点，以实现多个微网的协同运行。
本发明的技术方案基于纳什均衡的配电网分布式协同优化调控方法，包括下述步骤：
步骤1，配电网下发自律性空间计划；
步骤2，配电网根据自律性空间计划对各微电网实际运行点所落入的运行区间加以判断；
步骤3，对于申报功率落入限制区的微网在采取强行限制措施终止其越界行为的同时，统计相关信息并纳入惩罚机制；对于申报功率落入自律运行区的微网，配电网不做强加干涉，统计行为信息后纳入奖励机制；对于申报功率落入协同调控区的微网，配电网构建市场平台，于日前组织多微网进行第一轮竞价，微网竞价单价应低于输电网电价；在第一轮报价之后，配电网主要考虑各微网竞价单价进行市场第一次出清，随后公布出清结果；若全部出清即成交电量满足配电网需求或所有微网申报功率全部售罄，则竞价结束；反之，若出现微网仍有剩余功率，竞价单价存在优势且配电网仍有接纳能力的情况则视为部分出清；配电网组织多微网进行第二轮报价，此时各微网根据第一轮出清结果修改申报功率及竞价单价；配电网仍主要考虑各微网竞价单价进行市场第二次出清，随后公布第二次出清结果。
所述的步骤1中，自律性空间计划的制定是规范市场化竞价的限制性条件，为多微网的市场化竞争省略电网安全性校核的步骤。
所述的步骤3中，各微网负责统筹其所属分布式电源、储能系统、负载以及配网发布的微网运行奖励区的关键信息，向配电网提交竞价投标，配电网在收到所有微网的出价/报价后，对其申报的交换电量进行判断，若在运行奖励区内，则不修订其报价，若在运行奖励区外，则逐级修订其报价，并以此报价作为发电权利排序依据。
所述的步骤3中，运行奖励区信息的确定双层博弈的具体步骤如下：
步骤1)：配网下发运行奖励区边界数据；
步骤2)：初始化微网的竞价价格，并为DG、ESS和微网中的负载以及配电网的网络参数准备数据；
步骤3)：构建多微网运行博弈模型，每个微网实现自调度，同时进行决策，然后，微网向配电网市场提交有功功率和无功功率的竞价量；
步骤4)：配电网市场从步骤2中的所有微网接收报价，并构建提前一天的市场清算模型，配电网市场运行市场出清模型，并将得到的有功和无功功率的DLMP公布给微网；
步骤5)：检查是否达到纳什均衡，每个微网收到其所在节点的DLMP，微网采用自身DLMP信息，并重复步骤3，如果DLMP与前一步的结果不同，执行步骤2，如果DLMP不再改变，则所有微网的最优解都达到博弈的纳什均衡；
步骤6)：输出纳什均衡和微网的最优解。
所述的步骤3)中，构建多微网运行博弈模型，包括下述步骤：
定义集合M为微网集合，i为微网编号，i∈{1,2,…,n}；定义S为微网竞价策略集合，U为微网效用支付函数集合。在上述基础上，定义集合G＝{M,S,U}为非合作博弈；
效用函数如式(1-1)所示：
Figure BDA0003066597200000031
T——时间长度，即日前24小时；
Figure BDA0003066597200000032
——t时段微网单位电价修订系数；
Figure BDA0003066597200000033
———t时段微网所在母线有功功率市场价格($/kWh)；
Figure BDA0003066597200000034
——t时段微网所在母线无功功率市场价格($/kVarh)；
Figure BDA0003066597200000035
—微网与配电网的电力交换方案(竞价策略)(kW、kVar)；
DG、B——分别为微网中的DGs、电池储能集合；
fDG(·)——DGs的成本函数($)；
fB(·)——电池储能的成本函数($)；
Figure BDA0003066597200000036
——DGi的功率输出(kW)；
Figure BDA0003066597200000037
——电池储能在t时段的功率输出(kW)。当电池放电时，为正，反之，为负；
微网中DG的成本曲线被建模为方程式中的一次函数，式(1-2)用αi和βi作为系数，
Figure BDA0003066597200000041
/>
微网中蓄电池的储能成本函数建模为充电功率和放电功率的二次函数：
Figure BDA0003066597200000042
γi——第i个电池的充放电能量成本系数($/kWh)；
Figure BDA0003066597200000043
——分别为电池储能的放电功率、充电功率，其遵循等式(1-4)中的关系(kW)；
Figure BDA0003066597200000044
式(1-5)和式(1-6)中给出了微网中的节点功率平衡约束：
Figure BDA0003066597200000045
Figure BDA0003066597200000046
Figure BDA0003066597200000047
—微网的有功负荷需求(kW)；
Figure BDA0003066597200000048
——微网的无功负荷需求(kVar)；
微网的有功和无功竞价电量受通过微网和配电网之间的联络线进行电力交换的物理限制，对应约束如下：
Figure BDA0003066597200000049
Figure BDA00030665972000000410
Figure BDA00030665972000000411
——联络线最小有功功率限值(kW)；
Figure BDA00030665972000000412
—联络线最大有功功率限值(kW)；
Figure BDA00030665972000000413
—联络线最小无功功率限值(kVar)；
Figure BDA00030665972000000414
—联络线最大无功功率限值(kVar)；
其中联络线有功上下限应在协同调控区有功上下边界之内；
分布式发电的运行受到以下约束，包括发电功率(式(1-9))限制和功率因数要求(式(1-10))；
Figure BDA0003066597200000051
Figure BDA0003066597200000052
Figure BDA0003066597200000053
——DG i在时段t的最大有功输出(kW)；
Figure BDA0003066597200000054
——DG i在时段t的无功发电，是DG运行的功率因数要求，其范围在[-0.95，+0.95](kVar)；
电池能量存储的运行约束表示如下，其中式(1-11)和式(1-12)表示电池储能的充、放电功率约束，式(1-13)表示电池储能的能量变化，而式(1-14)限制电池储能的能量变化范围，式(1-15)要求电池在一天中的总的充电量和放电量相等；
Figure BDA0003066597200000055
Figure BDA0003066597200000056
Figure BDA0003066597200000057
Figure BDA0003066597200000058
Figure BDA0003066597200000059
Figure BDA00030665972000000510
——电池储能的最大充电功率限值(kW)；
Figure BDA00030665972000000511
——电池储能的最大放电功率限值(kW)；
Ei,t——电池储能在t时段存储的能量水平(kWh)；
Figure BDA00030665972000000512
—电池储能充电效率(％)；
Figure BDA00030665972000000513
——电池储能放电效率(％)；
SOCi,min——电池储能最小荷电状态限值(％)；
SOCi,max——电池储能最大荷电状态限值(％)。
所述的步骤4)中，配电网市场的出清模型如下：
Figure BDA00030665972000000514
Figure BDA00030665972000000515
Figure BDA0003066597200000061
Figure BDA0003066597200000062
Figure BDA0003066597200000063
Figure BDA0003066597200000064
Figure BDA0003066597200000065
Figure BDA0003066597200000066
Figure BDA0003066597200000067
N：配电网络中的节点集；
Figure BDA0003066597200000068
输电网中批发电力市场中变电站有功节点电价($/kWh)；/>
Figure BDA0003066597200000069
输电网中批发电力市场中变电站无功节点电价($/kVar)；
Figure BDA00030665972000000610
节点i的有功负荷需求(kW)；
Figure BDA00030665972000000611
节点i的无功负荷需求(kVar)；
Figure BDA00030665972000000612
分别为节点i和节点j之间流动的有功功率(kW)；
Figure BDA00030665972000000613
分别为节点i和节点j之间流动的无功功率(kVar)；
pr(i)、cr(i)：分别为节点i的母节点和子节点的集合；
Iij,t线路电流(kA)；
Vi,t节点电压(kV)；
rij、xij线路阻抗(Ω)；
Figure BDA00030665972000000614
线路容量(kVA)；
Figure BDA00030665972000000615
变电站容量(kVA)；
式(1-17)和式(1-18)是配电网中的节点有功功率和无功功率平衡方程；式(1-19)描述了节点电压降与线路流量之间的关系；式(1-20)表示电压，电流和线路流量之间的关系；式(1-21)和式(1-22)是电流和电压限制；线路容量和变电站容量限制如式(1-23)和式(1-24)所示；
引入辅助变量ui,t和wij,t来表示节点电压和线路电流的平方，
Figure BDA0003066597200000071
Figure BDA0003066597200000072
式(1-20)在不失精度的前提下松弛为式(1-27)：
Figure BDA0003066597200000073
式(1-27)进一步转换为标准SOC形式的凸优化模型，
Figure BDA0003066597200000074
最后，形成了如下基于二阶锥规划的配网市场清算的凸优化模型，
min(16) (1-29)
Figure BDA0003066597200000075
Figure BDA0003066597200000076
Figure BDA0003066597200000077
/>
Figure BDA0003066597200000078
Figure BDA0003066597200000079
Figure BDA00030665972000000710
Figure BDA00030665972000000711
Figure BDA00030665972000000712
本发明的优点及有益效果是：
建立了考虑计划性运行奖励区的配电网电力市场和配电网节点电价的多微网双层非合作博弈模型，提出了针对具有市场竞价需求的小容量微网的协同调控方法；
在该模型中，下层模型为多个微网之间的博弈，实现了微网运行商的最大化收益，上层模型将配电网市场出清和计算配电网节点电价结合到多微网博弈中，采用迭代算法求解所提出的博弈模型的纳什均衡点；
能够实现在多微网寻求自身利益最大化的同时满足配电网运行约束的最优决策。
附图说明
图1为本发明的方法流程图。
图2为本发明多微网博弈模型纳什均衡的方法流程图。
具体实施方式
实施例
基于纳什均衡的配电网分布式协同优化调控方法，包括下述步骤：
步骤1，配电网下发自律性空间计划；
步骤2，配电网根据自律性空间计划对各微电网实际运行点所落入的运行区间加以判断；
步骤3，对于申报功率落入限制区的微网在采取强行限制措施终止其越界行为的同时，统计相关信息并纳入惩罚机制；对于申报功率落入自律运行区的微网，配电网不做强加干涉，统计行为信息后纳入奖励机制；对于申报功率落入协同调控区的微网，配电网构建市场平台，于日前组织多微网进行第一轮竞价，微网竞价单价应低于输电网电价；在第一轮报价之后，配电网主要考虑各微网竞价单价进行市场第一次出清，随后公布出清结果；若全部出清即成交电量满足配电网需求或所有微网申报功率全部售罄，则竞价结束；反之，若出现微网仍有剩余功率，竞价单价存在优势且配电网仍有接纳能力的情况则视为部分出清；配电网组织多微网进行第二轮报价，此时各微网根据第一轮出清结果修改申报功率及竞价单价；配电网仍主要考虑各微网竞价单价进行市场第二次出清，随后公布第二次出清结果。
所述的步骤1中，自律性空间计划的制定是规范市场化竞价的限制性条件，为多微网的市场化竞争省略电网安全性校核的步骤。
所述的步骤3中，各微网负责统筹其所属分布式电源、储能系统、负载以及配网发布的微网运行奖励区的关键信息，向配电网提交竞价投标，配电网在收到所有微网的出价/报价后，对其申报的交换电量进行判断，若在运行奖励区内，则不修订其报价，若在运行奖励区外，则逐级修订其报价，并以此报价作为发电权利排序依据。
所述的步骤3中，运行奖励区信息的确定双层博弈的具体步骤如下：
步骤1)：配网下发运行奖励区边界数据；
步骤2)：初始化微网的竞价价格，并为DG、ESS和微网中的负载以及配电网的网络参数准备数据；
步骤3)：构建多微网运行博弈模型，每个微网实现自调度，同时进行决策，然后，微网向配电网市场提交有功功率和无功功率的竞价量；
步骤4)：配电网市场从步骤2中的所有微网接收报价，并构建提前一天的市场清算模型，配电网市场运行市场出清模型，并将得到的有功和无功功率的DLMP公布给微网；
步骤5)：检查是否达到纳什均衡，每个微网收到其所在节点的DLMP，微网采用自身DLMP信息，并重复步骤3，如果DLMP与前一步的结果不同，执行步骤2，如果DLMP不再改变，则所有微网的最优解都达到博弈的纳什均衡；
步骤6)：输出纳什均衡和微网的最优解。
所述的步骤3)中，构建多微网运行博弈模型，包括下述步骤：
定义集合M为微网集合，i为微网编号，i∈{1,2,…,n}；定义S为微网竞价策略集合，U为微网效用支付函数集合。在上述基础上，定义集合G＝{M,S,U}为非合作博弈；
效用函数如式(1-1)所示：
Figure BDA0003066597200000091
T——时间长度，即日前24小时；
Figure BDA0003066597200000092
——t时段微网单位电价修订系数；
Figure BDA0003066597200000093
———t时段微网所在母线有功功率市场价格($/kWh)；
Figure BDA0003066597200000101
——t时段微网所在母线无功功率市场价格($/kVarh)；
Figure BDA0003066597200000102
—微网与配电网的电力交换方案(竞价策略)(kW、kVar)；
DG、B——分别为微网中的DGs、电池储能集合；
fDG(·)——DGs的成本函数($)；
fB(·)——电池储能的成本函数($)；
Figure BDA0003066597200000103
——DGi的功率输出(kW)；
Figure BDA0003066597200000104
——电池储能在t时段的功率输出(kW)。当电池放电时，为正，反之，为负；
微网中DG的成本曲线被建模为方程式中的一次函数，式(1-2)用αi和βi作为系数，
Figure BDA0003066597200000105
微网中蓄电池的储能成本函数建模为充电功率和放电功率的二次函数：
Figure BDA0003066597200000106
γi——第i个电池的充放电能量成本系数($/kWh)；
Figure BDA0003066597200000107
——分别为电池储能的放电功率、充电功率，其遵循等式(1-4)中的关系(kW)；
Figure BDA0003066597200000108
式(1-5)和式(1-6)中给出了微网中的节点功率平衡约束：
Figure BDA0003066597200000109
Figure BDA00030665972000001010
Figure BDA00030665972000001011
—微网的有功负荷需求(kW)；
Figure BDA00030665972000001012
——微网的无功负荷需求(kVar)；
微网的有功和无功竞价电量受通过微网和配电网之间的联络线进行电力交换的物理限制，对应约束如下：
Figure BDA00030665972000001013
Figure BDA0003066597200000111
Figure BDA0003066597200000112
——联络线最小有功功率限值(kW)；
Figure BDA0003066597200000113
—联络线最大有功功率限值(kW)；
Figure BDA0003066597200000114
—联络线最小无功功率限值(kVar)；
Figure BDA0003066597200000115
—联络线最大无功功率限值(kVar)；
其中联络线有功上下限应在协同调控区有功上下边界之内；
分布式发电的运行受到以下约束，包括发电功率(式(1-9))限制和功率因数要求(式(1-10))；
Figure BDA0003066597200000116
Figure BDA0003066597200000117
Figure BDA0003066597200000118
——DG i在时段t的最大有功输出(kW)；
Figure BDA0003066597200000119
——DG i在时段t的无功发电，是DG运行的功率因数要求，其范围在[-0.95，+0.95](kVar)；/>
电池能量存储的运行约束表示如下，其中式(1-11)和式(1-12)表示电池储能的充、放电功率约束，式(1-13)表示电池储能的能量变化，而式(1-14)限制电池储能的能量变化范围，式(1-15)要求电池在一天中的总的充电量和放电量相等；
Figure BDA00030665972000001110
Figure BDA00030665972000001111
Figure BDA00030665972000001112
Figure BDA00030665972000001113
Figure BDA00030665972000001114
Figure BDA00030665972000001115
——电池储能的最大充电功率限值(kW)；
Figure BDA00030665972000001116
——电池储能的最大放电功率限值(kW)；
Ei,t——电池储能在t时段存储的能量水平(kWh)；
Figure BDA0003066597200000121
—电池储能充电效率(％)；
Figure BDA0003066597200000122
——电池储能放电效率(％)；
SOCi,min——电池储能最小荷电状态限值(％)；
SOCi,max——电池储能最大荷电状态限值(％)。
所述的步骤4)中，配电网市场的出清模型如下：
Figure BDA0003066597200000123
Figure BDA0003066597200000124
Figure BDA0003066597200000125
Figure BDA0003066597200000126
Figure BDA0003066597200000127
Figure BDA0003066597200000128
Figure BDA0003066597200000129
Figure BDA00030665972000001210
Figure BDA00030665972000001211
N：配电网络中的节点集；
Figure BDA00030665972000001212
输电网中批发电力市场中变电站有功节点电价($/kWh)；/>
Figure BDA00030665972000001213
输电网中批发电力市场中变电站无功节点电价($/kVar)；
Figure BDA00030665972000001214
节点i的有功负荷需求(kW)；
Figure BDA00030665972000001215
节点i的无功负荷需求(kVar)；
Figure BDA00030665972000001216
分别为节点i和节点j之间流动的有功功率(kW)；
Figure BDA00030665972000001217
分别为节点i和节点j之间流动的无功功率(kVar)；
pr(i)、cr(i)：分别为节点i的母节点和子节点的集合；
Iij,t线路电流(kA)；
Vi,t节点电压(kV)；
rij、xij线路阻抗(Ω)；
Figure BDA0003066597200000131
线路容量(kVA)；
Figure BDA0003066597200000132
变电站容量(kVA)；
式(1-17)和式(1-18)是配电网中的节点有功功率和无功功率平衡方程；式(1-19)描述了节点电压降与线路流量之间的关系；式(1-20)表示电压，电流和线路流量之间的关系；式(1-21)和式(1-22)是电流和电压限制；线路容量和变电站容量限制如式(1-23)和式(1-24)所示；
引入辅助变量ui,t和wij,t来表示节点电压和线路电流的平方，
Figure BDA0003066597200000133
Figure BDA0003066597200000134
式(1-20)在不失精度的前提下松弛为式(1-27)：
Figure BDA0003066597200000135
式(1-27)进一步转换为标准SOC形式的凸优化模型，
Figure BDA0003066597200000136
最后，形成了如下基于二阶锥规划的配网市场清算的凸优化模型，
min(16) (1-29)
Figure BDA0003066597200000137
Figure BDA0003066597200000138
Figure BDA0003066597200000139
/>
Figure BDA00030665972000001310
Figure BDA00030665972000001311
Figure BDA00030665972000001312
Figure BDA0003066597200000141
Figure BDA0003066597200000142
以上所述，仅是本发明的较佳实施例，并非对本发明作任何限制。凡是根据发明技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、变更以及等效变化，均仍属于本发明技术方案的保护范围内。

Claims (2)

1.一种基于纳什均衡的配电网分布式协同优化调控方法，其特征在于包括下述步骤：
步骤1，配电网下发自律性空间计划；
步骤2，配电网根据自律性空间计划对各微电网实际运行点所落入的运行区间加以判断；
步骤3，对于申报功率落入限制区的微网在采取强行限制措施终止其越界行为的同时，统计相关信息并纳入惩罚机制；对于申报功率落入自律运行区的微网，配电网不做强加干涉，统计行为信息后纳入奖励机制；对于申报功率落入协同调控区的微网，配电网构建市场平台，于日前组织多微网进行第一轮竞价，微网竞价单价应低于输电网电价；在第一轮报价之后，配电网主要考虑各微网竞价单价进行市场第一次出清，随后公布出清结果；若全部出清即成交电量满足配电网需求或所有微网申报功率全部售罄，则竞价结束；反之，若出现微网仍有剩余功率，竞价单价存在优势且配电网仍有接纳能力的情况则视为部分出清；配电网组织多微网进行第二轮报价，此时各微网根据第一轮出清结果修改申报功率及竞价单价；配电网仍主要考虑各微网竞价单价进行市场第二次出清，随后公布第二次出清结果；
所述的步骤1中，自律性空间计划的制定是规范市场化竞价的限制性条件，为多微网的市场化竞争省略电网安全性校核的步骤；
所述的步骤3中，运行奖励区信息的确定双层博弈的具体步骤如下：
步骤1)：配网下发运行奖励区边界数据；
步骤2)：初始化微网的竞价价格，并为DG、ESS和微网中的负载以及配电网的网络参数准备数据；
步骤3)：构建多微网运行博弈模型，每个微网实现自调度，同时进行决策，然后，微网向配电网市场提交有功功率和无功功率的竞价量；
步骤4)：配电网市场从步骤2)中的所有微网接收报价，并构建提前一天的市场清算模型，配电网市场运行市场出清模型，并将得到的有功和无功功率的DLMP公布给微网；
步骤5)：检查是否达到纳什均衡，每个微网收到其所在节点的DLMP，微网采用自身DLMP信息，并重复步骤3)，如果DLMP与前一步的结果不同，执行步骤2，如果DLMP不再改变，则所有微网的最优解都达到博弈的纳什均衡；
步骤6)：输出纳什均衡和微网的最优解；
所述的步骤3)中，构建多微网运行博弈模型，包括下述步骤：
定义集合M为微网集合，i为微网编号，i∈{1,2,…,n}；定义S为微网竞价策略集合，U为微网效用支付函数集合；在上述基础上，定义集合G＝{M,S,U}为非合作博弈；
效用函数如式(1-1)所示：
Figure FDA0004175293660000021
T——时间长度，即日前24小时；
Figure FDA0004175293660000022
——t时段微网单位电价修订系数；
Figure FDA0004175293660000023
———t时段微网所在母线有功功率市场价格($/kWh)；/>
Figure FDA0004175293660000024
——t时段微网所在母线无功功率市场价格($/kVarh)；
Figure FDA0004175293660000025
—微网与配电网的电力交换方案(kW、kVar)；
DG、B——分别为微网中的DGs、电池储能集合；
fDG(·)——DGs的成本函数($)；
fB(·)——电池储能的成本函数($)；
Figure FDA0004175293660000026
——DGi的功率输出(kW)；
Figure FDA0004175293660000027
——电池储能在t时段的功率输出(kW)；当电池放电时，为正，反之，为负；
微网中DG的成本曲线被建模为方程式中的一次函数，式(1-2)用αi和βi作为系数，
Figure FDA0004175293660000028
微网中蓄电池的储能成本函数建模为充电功率和放电功率的二次函数：
Figure FDA0004175293660000029
γi——第i个电池的充放电能量成本系数($/kWh)；
Figure FDA00041752936600000210
——分别为电池储能的放电功率、充电功率，其遵循等式(1-4)中的关系(kW)；
Figure FDA0004175293660000031
式(1-5)和式(1-6)中给出了微网中的节点功率平衡约束：
Figure FDA0004175293660000032
Figure FDA0004175293660000033
Figure FDA0004175293660000034
—微网的有功负荷需求(kW)；
Figure FDA0004175293660000035
——微网的无功负荷需求(kVar)；
微网的有功和无功竞价电量受通过微网和配电网之间的联络线进行电力交换的物理限制，对应约束如下：
Figure FDA0004175293660000036
Figure FDA0004175293660000037
Figure FDA0004175293660000038
——联络线最小有功功率限值(kW)；
Figure FDA0004175293660000039
—联络线最大有功功率限值(kW)；
Figure FDA00041752936600000310
—联络线最小无功功率限值(kVar)；
Figure FDA00041752936600000311
—联络线最大无功功率限值(kVar)；
其中联络线有功上下限应在协同调控区有功上下边界之内；
分布式发电的运行受到以下约束，包括发电功率(式(1-9))限制和功率因数要求(式(1-10))；
Figure FDA00041752936600000312
Figure FDA00041752936600000313
Figure FDA00041752936600000314
——DGi在时段t的最大有功输出(kW)；
Figure FDA00041752936600000315
——DGi在时段t的无功发电，是DG运行的功率因数要求，其范围在[-0.95，+0.95](kVar)；
电池能量存储的运行约束表示如下，其中式(1-11)和式(1-12)表示电池储能的充、放电功率约束，式(1-13)表示电池储能的能量变化，而式(1-14)限制电池储能的能量变化范围，式(1-15)要求电池在一天中的总的充电量和放电量相等；
Figure FDA0004175293660000041
Figure FDA0004175293660000042
Figure FDA0004175293660000043
Figure FDA0004175293660000044
Figure FDA0004175293660000045
Figure FDA0004175293660000046
——电池储能的最大充电功率限值(kW)；
Figure FDA0004175293660000047
——电池储能的最大放电功率限值(kW)；
Ei,t——电池储能在t时段存储的能量水平(kWh)；
Figure FDA0004175293660000048
—电池储能充电效率(％)；
Figure FDA0004175293660000049
——电池储能放电效率(％)；
SOCi,min——电池储能最小荷电状态限值(％)；
SOCi,max——电池储能最大荷电状态限值(％)；
所述的步骤4)中，配电网市场的出清模型如下：
Figure FDA00041752936600000410
Figure FDA00041752936600000411
Figure FDA00041752936600000412
Figure FDA00041752936600000413
Figure FDA00041752936600000414
/>
Figure FDA00041752936600000415
Figure FDA00041752936600000416
Figure FDA0004175293660000051
Figure FDA0004175293660000052
N：配电网络中的节点集；
Figure FDA0004175293660000053
输电网中批发电力市场中变电站有功节点电价($/kWh)；
Figure FDA0004175293660000054
输电网中批发电力市场中变电站无功节点电价($/kVar)；
Figure FDA0004175293660000055
节点i的有功负荷需求(kW)；
Figure FDA0004175293660000056
节点i的无功负荷需求(kVar)；
Figure FDA0004175293660000057
分别为节点i和节点j之间流动的有功功率(kW)；
Figure FDA0004175293660000058
分别为节点i和节点j之间流动的无功功率(kVar)；
pr(i)、cr(i)：分别为节点i的母节点和子节点的集合；
Iij,t线路电流(kA)；
Vi,t节点电压(kV)；
rij、xij线路阻抗(Ω)；
Figure FDA0004175293660000059
线路容量(kVA)；
Figure FDA00041752936600000510
变电站容量(kVA)；
式(1-17)和式(1-18)是配电网中的节点有功功率和无功功率平衡方程；式(1-19)描述了节点电压降与线路流量之间的关系；式(1-20)表示电压，电流和线路流量之间的关系；式(1-21)和式(1-22)是电流和电压限制；线路容量和变电站容量限制如式(1-23)和式(1-24)所示；
引入辅助变量ui,t和wij,t来表示节点电压和线路电流的平方，
Figure FDA00041752936600000511
Figure FDA00041752936600000512
式(1-20)在不失精度的前提下松弛为式(1-27)：
Figure FDA00041752936600000513
式(1-27)进一步转换为标准SOC形式的凸优化模型，
Figure FDA0004175293660000061
/>
最后，形成了如下基于二阶锥规划的配网市场清算的凸优化模型，
min(16)(1-29)
Figure FDA0004175293660000062
Figure FDA0004175293660000063
Figure FDA0004175293660000064
Figure FDA0004175293660000065
Figure FDA0004175293660000066
Figure FDA0004175293660000067
Figure FDA0004175293660000068
Figure FDA0004175293660000069
2.根据权利要求1所述的一种基于纳什均衡的配电网分布式协同优化调控方法，其特征在于所述的步骤3中，各微网负责统筹其所属分布式电源、储能系统、负载以及配网发布的微网运行奖励区的关键信息，向配电网提交竞价投标，配电网在收到所有微网的出价/报价后，对其申报的交换电量进行判断，若在运行奖励区内，则不修订其报价，若在运行奖励区外，则逐级修订其报价，并以此报价作为发电权利排序依据。
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Yixin Liu 等.Strategic bidding optimization of microgrids in electricity distribution market.《2017 IEEE Power &amp Energy Society General Meeting》.2017,第1-5页. *
多微网配电系统区间调度方法与市场交易策略研究;赵毅 等;《电网技术》;第46卷(第1期);第47-56页 *
电改环境下我国售电公司风险识别与控制优化模型研究;李欢欢;《中国博士学位论文全文数据库 经济与管理科学辑》(第4期);第J150-4页 *
计入交易偏好的多微网电力系统纳什均衡分析;林越 等;《西南师范大学学报(自然科学版)》;第42卷(第10期);第100-105页 *

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