一种基于合作博弈的多区域电网协同优化调度方法

1.一种基于合作博弈的多区域电网协同优化调度方法，其特征在于，具体步骤如下：步骤1：分别构建区域电网内部负荷需求约束、区域电网内部电压安全约束、区域电网内部传统发电机约束、区域电网内部柔性负荷约束、区域电网内部分布式电源约束，构建不参与合作博弈时的区域电网日前优化调度模型；步骤2：考虑区域间输电线路运行安全性约束，基于步骤1所述区域电网内部负荷需求约束、区域电网内部电压安全约束、区域电网内部传统发电机约束、区域电网内部柔性负荷约束、区域电网内部分布式电源约束，构建基于合作博弈的多区域电网日前协同优化调度模型；步骤3：基于VCG机制计算各区域电网对合作目标的贡献度，并按贡献度实现步骤2所述多区域电网日前协同优化调度模型的合作目标在各区域电网间公平分摊，得到分摊后各区域电网参与合作博弈后的优化目标；步骤4：采用分布式算法生成基于合作博弈的多区域电网日前协同优化调度方案；步骤1所述区域电网内部负荷需求约束为：其中，P k G (t)代表区域电网i第k个节点处传统发电机发出的有功功率； 代表区域电网i第k个节点处传统发电机发出的无功功率；P k DG (t)代表区域电网i第k个节点处分布式电源发出的有功功率； 代表区域电网i第k个节点处分布式电源发出的无功功率；P k L (t)为第k个节点处负荷有功功率；ΔP k DR (t)为第k个节点处的柔性负荷响应有功功率； 为第k个节点处负荷无功功率； 为第k个节点处的柔性负荷响应无功功率；V k (t)代表区域电网i内部节点k处的电压幅值；V i0 (t)代表区域电网i输配节点i0处的电压幅值；θ km (t)代表节点k和节点m的电压相角差；θ k0 (t)代表节点k和输配节点i0间的电压相角差；G km 代表节点k和m间线路电导，当节点k和m间无线路时取值为0；B km 代表节点k和m间线路电纳，当节点k和m间无线路时取值为0；G k0 代表区域电网i内部节点k和输配节点i0间线路的电导，当节点k和输配节点i0间无线路时，取值为0；B k0 代表区域电网i内部节点k和输配节点i0间线路的电纳，当节点k和输配节点i0间无线路时，取值为0；N i 为区域电网i内部的节点集合； 为区域电网i的输配节点i0处的有功功率，并规定购入功率为正，售出功率为负； 为区域电网i的输配节点i0处的无功功率，并规定购入功率为正，售出功率为负；步骤1所述区域电网内部电压安全约束为：其中，V k 为区域电网i内第k个节点电压幅值允许下限； 为区域电网i内第k个节点电压幅值允许上限；步骤1所述区域电网内部传统发电机约束为：其中，N i G 为区域电网i内传统发电机所在节点的集合； P k G 为节点k处传统发电机有功功率下限； 为节点k处传统发电机有功功率上限； 为节点k处传统发电机无功功率下限； 为节点k处传统发电机无功功率上限； 为节点k处传统发电机有功功率最大向下爬坡速度； 为节点k处传统发电机有功功率最大向上爬坡速度；Δt为调度时间间隔；步骤1所述区域电网内部柔性负荷约束为：其中，N i DR 为区域电网i内柔性负荷所在节点的集合；Δ P k DR (t)为节点k处柔性负荷最大允许削减有功功率； 为节点k处柔性负荷最大允许增加有功功率； 为节点k处负荷功率因数角；步骤1所述区域电网内部分布式电源约束为：其中，N i DG 为区域电网i内分布式电源所在节点的集合； 为节点k处分布式电源在t时段的最大发电功率；S k,DG 为节点k处分布式电源的装机容量；步骤1所述不参与合作博弈时的区域电网日前优化调度模型的优化目标为最小化区域电网一日调度成本：其中，C i 为区域电网i不参与合作博弈时的一日调度成本；C i G (t)为t时段的传统发电机发电成本；C i DR (t)为t时段的柔性负荷响应成本；C i exc (t)为t时段区域电网i的外部电网购电成本；B i L (t)为t时段区域电网i的本地售电收益；T为调度间隔数量；步骤2所述区域电网间输电线路安全约束条件，具体为：其中，其中，N为互联区域电网的数量；G ij0 为输配节点i0和输配节点j0间线路的电导，当不相连时取值为0；B ij0 为输配节点i0和输配节点j0间线路的电纳，当不相连时取值为0；θ ij0 (t)为输配节点i0和输配节点j0间的电压相角差； V i0 为区域电网i输配节点电压幅值的允许下限； 为区域电网i输配节点电压幅值的允许上限； P i j 代表区域电网i和区域电网j间输电线路传输功率的下限； 代表区域电网i和区域电网j间输电线路传输功率的上限；步骤2所述基于合作博弈的多区域电网日前协同优化调度模型为：将多区域电网社会福利最大化作为合作目标，即步骤1所述各区域电网日前优化目标之和，具体为：其中，C为多区域电网合作目标； 为参与合作博弈时的区域电网i在t时段的传统发电机发电成本； 为参与合作博弈时的区域电网i在t时段的柔性负荷响应成本； 为参与合作博弈时的区域电网i在t时段的外部电网购电成本； 为参与合作博弈时的区域电网i在t时段的本地售电收益；步骤3所述基于VCG机制计算各区域电网对合作目标的贡献度，具体为：将区域电网i不参与合作博弈时的其余区域电网合作目标和区域电网i参与合作博弈时其余区域电网的总调度成本之差，作为区域电网i对最小化步骤2所述合作目标的贡献度，数学模型如下：其中，C \i 代表当区域电网i不参与合作博弈时，其余区域电网参与合作博弈时的合作目标；V i 代表区域电网i对合作目标的贡献度；步骤3所述按贡献度实现步骤2所述多区域电网日前协同优化调度模型的合作目标在各区域电网间的公平分摊，分摊后各区域电网参与合作博弈后的优化目标如下：其中，C' i 为区域电网i参与合作博弈后的优化目标；C i 为步骤1所述的不参与合作博弈时的区域电网i一日调度成本；步骤4所述采用分布式算法生成基于合作博弈的多区域电网日前协同优化调度方案，具体为：将步骤3获得的区域电网参与合作博弈后的优化目标作为区域电网调度目标，将步骤1所述区域电网内部负荷需求、区域电网内部电压安全约束、区域电网内部传统发电机约束、区域电网内部柔性负荷约束、区域电网内部分布式电源约束，以及步骤2所述的区域间输电线路运行安全性约束作为约束条件，构建区域电网分布式优化模型；所述区域电网i分布式优化模型中的优化目标为：其中，r i exc 为区域电网i的电力交易单价；P i G 代表区域电网i内部传统发电机机组有功功率集合，P i G ＝[P k G (t)|k∈N i G ]；P i DG 代表区域电网i内部分布式电源有功功率集合，P i DG ＝[P k DG (t)|k∈N i DG ]；P i DR 代表区域电网i内部柔性负荷有功功率集合，P i DR ＝[P k DR (t)|k∈N i DR ]；Q i G 代表区域电网i内部传统发电机机组无功功率集合， Q i DG 代表区域电网i内部分布式电源无功功率集合， P i G 、P i DG 、P i DR 、Q i G 、Q i DG 满足步骤1所述的区域电网内部负荷需求约束、区域电网内部电压安全约束、区域电网内部传统发电机约束、区域电网内部柔性负荷约束、区域电网内部分布式电源约束，同时满足步骤2所述的区域电网间输电线路安全约束条件；各区域电网通过交互输配节点的状态量(V i0 (t)、θ ij0 (t)、 )和电力交易单价r i exc (t)，在matlab中采用CPLEX求解器，求解区域电网分布式优化模型，得到区域电网内部传统发电机功率、区域电网内部分布式电源功率、区域电网内部柔性负荷响应功率优化结果，然后各区域电网再次交互输配节点的状态量(V i0 (t)、θ ij0 (t)、 )和电力交易单价r i exc (t)，通过反复迭代直至区域电网优化目标不再变化，合作博弈达到纳什均衡。