CN113036820A - 一种光热电站参与的双边调峰辅助服务市场模拟运行方法 - Google Patents

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CN113036820A CN202110280732.0A CN202110280732A CN113036820A CN 113036820 A CN113036820 A CN 113036820A CN 202110280732 A CN202110280732 A CN 202110280732A CN 113036820 A CN113036820 A CN 113036820A
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Abstract

本发明公开一种光热电站参与的双边调峰辅助服务市场模拟运行方法，根据光热电站运行状态，建立含储热装置的光热电站的简化运行模型；根据光热电站参与调峰辅助服务市场的报价模型，建立双边调峰辅助服务市场模型，并求解得到出清电量；通过按报价支付的方式进行结算；根据机组申报电价，得到机组实时出清结算电价；根据光热电站、火电、风电和光伏在调峰辅助服务市场协同优化运行时的出清电量和机组实时出清结算电价，进行调峰效益评估，实现光热电站和火电共同参与的双边调峰辅助服务市场的模拟运行。本发明能全面反映光热电站在提供调峰辅助服务中的经济性和发展潜能，有效利用光热电站的调峰价值，进一步提高风电和光伏的消纳率。

Description

一种光热电站参与的双边调峰辅助服务市场模拟运行方法
技术领域
本发明属于电力系统领域，涉及一种光热电站参与的双边调峰辅助服务市场模拟运行方法。
背景技术
随着新能源装机和发电量的快速增长，弃电问题日益突出，新能源消纳压力日益增加。在传统调峰辅助服务市场下，火电机组被要求提供调峰服务，出让发电空间。然而，火电机组在进行深度调峰时，被迫运行在投油深度调峰状态，利益受损，调峰积极性不高。在这种情况下，火电机组能够带来的调峰资源相比日益增长的新能源带来的调峰需求十分有限，这为提高系统消纳新能源带来了挑战。
随着太阳能光热发电技术(Concentrating Solar Power,CSP)的迅猛发展，光热发电的成本有望进一步降低。CSP通过配置储热装置能够抑制太阳能随机波动对发电功率的影响，保持出力稳定。同时，光热发电机组可对自身出力进行快速调节，最快可达到每分钟20％的装机容量，远高于普通火电机组，从而可以为系统调峰提供一定的爬坡支撑，在调峰辅助服务市场具有巨大潜能。此外，与传统火电机组相比，CSP作为一种利用太阳能的可再生能源发电技术，具有很大的节能减排效益。因此，在光热发电技术发展初期，探索CSP在调峰辅助服务市场的获益方式，对于提高新能源消纳，引导光热发电技术健康发展均具有重大意义。
目前对CSP的研究大多集中在其参与需求侧响应和电网电度运行方面，缺少对CSP参与辅助服务市场的相关研究和模型建立。现有系统内含有光热电站的省份其调峰辅助服务市场没有考虑到光热电站参与调峰辅助服务市场的运作流程和出清机制，光热电站的调峰价值没有得到充分的利用，因而系统的弃风率和弃光率没有得到进一步地降低，且火电作为调峰资源的唯一提供方，经常处于深度调峰状态，经济效益较差。该专利提出一种光热电站和火电厂共同参与的调峰辅助服务市场的模型，可以有效解决光热电站与火电同时参与调峰辅助服务市场的市场运作问题，提高风电和光伏的消纳率，并实现对光热电站调峰价值的有效利用。
发明内容
本发明的目的在于提供一种光热电站参与的双边调峰辅助服务市场模拟运行方法，以填补现有光热电站参与调峰市场机制建模的空白：充分考虑光热电站的运行特性和其他电网技术约束，首先建立含储热的光热电站的运行模型，再建立光热电站在双边调峰辅助服务市场的报价模型，最终完成在综合效益最大的目标函数下光热电站和火电厂共同参与双边调峰辅助服务市场的模型构建。
为了实现上述目的，本发明采用如下技术方案：
一种光热电站参与的双边调峰辅助服务市场模拟运行方法，包括以下步骤：
步骤一：根据光热电站运行状态，建立含储热装置的光热电站的简化运行模型；
步骤二：基于调峰辅助服务市场机制下火电机组的报价模型，建立光热电站参与调峰辅助服务市场的报价模型；
步骤三：根据步骤二的光热电站参与调峰辅助服务市场的报价模型和步骤一光热电站的简化运行模型，建立光热电站、火电、风电、光伏共同参与的双边调峰辅助服务市场模型；
步骤四：通过求解步骤三中的光热电站、火电、风电、光伏共同参与的双边调峰辅助服务市场模型，得到光热电站、火电、风电和光伏在调峰辅助服务市场协同优化运行时的出清电量；
步骤五：通过按报价支付的方式进行结算；根据机组申报电价，得到机组实时出清结算电价；
步骤六：根据步骤四得到的光热电站、火电、风电和光伏在调峰辅助服务市场协同优化运行时的出清电量和步骤五得到的机组实时出清结算电价，进行调峰效益评估，评估市场状况，实现光热电站和火电共同参与的双边调峰辅助服务市场的模拟运行。
本发明进一步的改进在于，步骤一中，光热电站运行状态为充热模式运行、边充热边释放热能发电模式运行或释放热能发电模式运行。
本发明进一步的改进在于，步骤一中，含储热装置的光热电站的简化运行模型包括光热电站的能量流动约束和储热罐系统运行约束；其中，光热电站的能量流动约束如下:
Figure BDA0002978665370000031
Figure BDA0002978665370000032
Figure BDA0002978665370000033
Figure BDA0002978665370000034
其中，
Figure BDA0002978665370000035
为光热电站c在时刻t收集的热量，ηsf为集热场的光热转换效率，Ssf为集热场的面积，Rt表示时刻t太阳能直接辐射强度，Δt表示时间间隔；其中
Figure BDA0002978665370000036
表示时刻t由集热场传输到导热介质的热量，
Figure BDA0002978665370000037
表示时刻t集热场c弃置的太阳能热量；
Figure BDA0002978665370000038
表示时刻t导热介质传输到汽轮发电机系统用于发电的热量，
Figure BDA0002978665370000039
则分别表示时刻t储热罐储存/释放的热量；Pc,t表示时刻t光热电站的输出功率，ηc表示光热电站的汽轮发电系统热转电的能量转换效率，Pc max、Pc min则分别表示光热电站c的最大、最小出力限制，
Figure BDA00029786653700000310
分别表示光热机组c的上下爬坡速率；
储热罐系统运行约束如下：
Figure BDA00029786653700000311
Figure BDA00029786653700000312
Figure BDA00029786653700000313
|Qc,T-Qc,0|≤δQc,0 (7)
其中，Qc,t/Qc,t+1分别为时刻t/t+1储热罐内的储热量，γc为时刻t的热量耗散比例，ηch、ηdis分别表示储热罐储存/释放热量的过程中的损耗系数；
Figure BDA0002978665370000041
分别表示单位时间储热罐储存/释放热量的最大能量限制，0-1变量xc,t、yc,t分别表示储热罐储存/释放热量的启停状态；
Figure BDA0002978665370000042
表示储热罐为保持正常运行需保留的最小热量，ρc为光热电站在最大出力Pc max下能够连续运行的时长；Qc,0、Qc,T分别为一个周期起始和结束时储热罐内热量；δ为波动比例。
本发明进一步的改进在于，步骤二中，调峰辅助服务市场机制下火电机组的报价模型如下式所示：
Figure BDA0002978665370000043
其中，
Figure BDA0002978665370000044
分别表示火电机组义务调峰、一档调峰、二档调峰的报价，
Figure BDA0002978665370000045
和
Figure BDA0002978665370000046
对应表示一档调峰和二档调峰的报价上限；
Figure BDA0002978665370000047
分别表示火电机组义务调峰、一档调峰和二档调峰申报电量，ΔPi,t表示火电机组i在时刻t各档次总申报电量，
Figure BDA0002978665370000048
Pi base、Pi f和Pi min分别表示火电机组i在时刻t的日前计划出力、有偿调峰基准、深度调峰基准和最小技术出力。
本发明进一步的改进在于，光热电站参与调峰辅助服务市场的报价模型如下：
当
Figure BDA0002978665370000049
时
Figure BDA00029786653700000410
其中，
Figure BDA00029786653700000411
为光热电站在调峰辅助服务市场的一档调峰减出力报价，
Figure BDA00029786653700000412
表示光热电站在调峰辅助服务市场的报价上限，
Figure BDA00029786653700000413
为光热电站在调峰市场申报减出力电量，
Figure BDA00029786653700000414
为光热电站的日前计划出力。
本发明进一步的改进在于，步骤三的具体过程为：
首先根据步骤二的光热电站参与调峰辅助服务市场的报价模型，得到报价变量火电一档调峰报价
Figure BDA0002978665370000051
火电二档调峰报价
Figure BDA0002978665370000052
火电一档调峰报量
Figure BDA0002978665370000053
火电二档调峰报量
Figure BDA0002978665370000054
光热电站一档调峰减出力报价
Figure BDA0002978665370000055
光热电站一档调峰减出力报量
Figure BDA0002978665370000056
以及双边调峰辅助服务市场下风电申报的调峰需求电量ΔPw,t和光伏申报的调峰需求电量ΔPs,t和申报的对应价格qw,t、qs,t，再建立光热电站、火电、风电、光伏共同参与的双边调峰辅助服务市场模型，双边调峰辅助服务市场模型的目标函数为调峰辅助服务市场的综合效益。
7.根据权利要求6所述的一种光热电站参与的双边调峰辅助服务市场模拟运行方法，其特征在于，调峰辅助服务市场的综合效益如下：
Figure BDA0002978665370000057
Rw,t＝qw,tΔPw,t (11)
Rs,t＝qs,tΔPs,t (12)
Re,t＝(qcoal+qc)ΔPi,t (13)
Figure BDA0002978665370000058
Figure BDA0002978665370000059
其中，Rw,t为出力空间出售给风电的收益，Rs,t为出力空间出售给光伏的收益，Re,t为新能源消纳的节能减排效益，qcoal、qc分别表示火电机组单位减发电量带来的煤耗减少成本和二氧化碳减排收益；
Figure BDA00029786653700000510
分别为调用火电机组参与一档调峰和二档调峰的总成本，
Figure BDA00029786653700000511
为调用光热电站参与调峰的成本；
其次，根据步骤一建立的含储热装置的光热电站的简化运行模型和火电机组运行模型建立光热电站、火电、风电、光伏共同参与的双边调峰辅助服务市场模型的约束条件。
8.根据权利要求7所述的一种光热电站参与的双边调峰辅助服务市场模拟运行方法，其特征在于，光热电站、火电、风电、光伏共同参与的双边调峰辅助服务市场模型的约束条件如下：
Figure BDA0002978665370000061
Figure BDA0002978665370000062
Figure BDA0002978665370000063
Figure BDA0002978665370000064
Figure BDA0002978665370000065
Figure BDA0002978665370000066
Figure BDA0002978665370000067
Figure BDA0002978665370000068
其中，
Figure BDA0002978665370000069
表示光热电站c在时刻t的增加的出力，Pt Dw代表风电的总调峰需求，Pt Ds对应表示光伏总调峰需求，αc,t、βc,t分别表示光热电站增加出力和减小出力的0-1变量，
Figure BDA00029786653700000610
则分别表示火电机组i上下爬坡速率，
Figure BDA00029786653700000611
分别表示风电站w和光伏电站s时刻t的日前计划出力，
Figure BDA00029786653700000612
分别表示风电站w和光伏电站s在时刻t的预测最大出力，rw、rs分别表示周期T内弃风率和弃光率要求，
Figure BDA00029786653700000613
表示光热电站c在时刻t的最大技术出力。
本发明进一步的改进在于，光热电站、火电、风电和光伏在调峰辅助服务市场协同优化运行时的出清电量包括光热电站和火电减小的出力空间出清电量
Figure BDA00029786653700000614
ΔPi,t，以及光热电站增加的电量
Figure BDA00029786653700000615
风电和光伏在某时刻t增加的出力空间ΔPw,t、ΔPs,t。
本发明进一步的改进在于，步骤六的具体过程包括以下步骤：
获得风电、光伏、火电和光热电站的上网电价pwind、psolar、pthermal、pCSP以及火电的第一档、第二档调峰成本γI、γII和光热电站的发电成本cCSP，然后再根据步骤四得到的光热电站、火电、风电和光伏在调峰辅助服务市场协同优化运行时的出清电量和机组实时出清结算电价，按照式(25)-(28)分别计算光热电站、火电、风电或光伏的调峰效益；
Figure BDA0002978665370000071
Figure BDA0002978665370000072
Figure BDA0002978665370000073
Figure BDA0002978665370000074
其中，NCSP、Nthermal、Nw、Ns分别为参与双边调峰辅助服务市场的光热电站、火电、风电和光伏机组数量，RCSP、Rthermal、Rw、Rs分别表示光热电站、火电、风电和光伏参与双边调峰辅助服务市场所获收益，CCSP、Cthermal、Cw、Cs分别表示光热电站、火电、风电和光伏参与双边调峰辅助服务市场的成本，BCSP、Bthermal、Bw、Bs分别表示光热电站、火电、风电和光伏参与双边调峰辅助服务市场的效益。
相对于现有调峰辅助服务模型相比，本发明具有以下有益效果：
本发明从风电和光伏消纳造成的巨大调峰压力出发，考虑火电机组调峰经济性、参与调峰动力不足而光热电站具有巨大调峰潜能的电力系统实际问题，对光热电站提供调峰资源进行建模，基于双边调峰辅助服务市场机制，考虑光热电站和火电同时进行调峰服务报价，建立光热电站参与的双边调峰模型，能全面反映光热电站在提供调峰辅助服务中的经济性和发展潜能，有效利用光热电站的调峰价值，进一步提高风电和光伏的消纳率。相比已有方法，本发明更加全面完整地刻画了光热电站和火电厂共同参与双边调峰辅助服务市场的模型构建问题，并提供了一种对光热电站参与调峰市场的效益评估方法，优势显著。在风电和光伏消纳压力持续增加的背景下，本发明考虑光热电站参与的双边调峰辅助服务市场、节能减排效益的综合效益最大化的目标函数以及光热电站在市场机制下的运行约束下，研究光热-火电-风电-光伏在双边辅助服务市场中协同优化，充分扩展系统调峰资源，提高新能源消纳率，这对促进光热发电技术进一步发展有重大基础研究促进意义，并能填补已有研究尚未关注的空白。
附图说明
图1为光热电站简化运行机理说明图。
图2为改进的IEEE 30节点算例系统说明图。
图3为本发明的整体流程。
图4为算例系统中新能源日前预测出力和DNI预测值。
图5为各类型电源出力功率堆叠图。
图6为光热电站和火电机组和出力情况图。其中，(a)为光热电站，(b)为火电厂光热电站。
具体实施方式
下面结合附图对本发明进行详细描述。
本发明的一种光热电站和火电厂共同参与的双边调峰辅助服务市场模拟运行方法，具体包括以下步骤：
步骤一：总结归纳光热电站参与调峰辅助服务市场时的三种运行状态，建立含储热装置的光热电站的简化运行模型。主要包括：在负荷低谷时刻或者系统发生弃风弃光率超过政策要求的时刻仅充热模式运行，在有光照且系统弃风弃光程度较小的时刻(即弃风弃光率达到政策要求的、但仍存在一定弃风弃光的时刻)，边充热边释放热能发电，在其他时刻仅释放热能发电运行。建立含储热装置的光热电站的简化运行模型，如图1所示，该模型主要包括光热电站的能量流动约束和储热罐系统运行约束。其中，光热电站的能量流动约束如下:
Figure BDA0002978665370000091
Figure BDA0002978665370000092
Figure BDA0002978665370000093
Figure BDA0002978665370000094
其中，约束(1)表示光热电站的能量输入，
Figure BDA0002978665370000095
为光热电站c在时刻t收集的热量，ηsf为集热场的光热转换效率，Ssf为集热场的面积，Rt表示时刻t太阳能直接辐射强度(DirectNormal Irradiance,DNI)，Δt表示时间间隔。约束(2)和(3)表示光热电站系统的内部能量流动约束。其中
Figure BDA0002978665370000096
表示时刻t由集热场传输到导热介质的热量，
Figure BDA0002978665370000097
表示时刻t集热场c弃置的太阳能热量。
Figure BDA0002978665370000098
表示时刻t导热介质传输到汽轮发电机系统用于发电的热量，
Figure BDA0002978665370000099
则分别表示时刻t导入/导出储热罐的热量。约束(4)表示光热电站的输出功率限制，其中，Pc,t表示时刻t光热电站的输出功率，ηc表示光热电站的汽轮发电系统热转电的能量转换效率，Pc max、Pc min则分别表示光热电站c的最大、最小出力限制，
Figure BDA00029786653700000910
分别表示光热机组c的上下爬坡速率。
约束(5)-(7)表示储热罐系统的运行约束。
Figure BDA00029786653700000911
Figure BDA00029786653700000912
Figure BDA00029786653700000913
|Qc,T-Qc,0|≤δQc,0 (7)
约束(5)表示储热罐热量满足守恒定律。其中，Qc,t/Qc,t+1分别为时刻t/t+1储热罐内的储热量，γc为时刻t的热量耗散比例，ηch、ηdis分别表示热量导入/导出储热罐的过程中的损耗系数。
Figure BDA0002978665370000101
分别表示单位时间热量导入/导出储热罐的最大能量限制，0-1变量xc,t、yc,t分别表示热量导入/导出储热罐的启停状态。xc,t取值为0时代表无热量导入储热罐，取值为1是表示有热量导入到储热罐，同理，yc,t取值则对应表示热量导出的启停状态。
用约束(6)表示储热罐的储热量Qc,t需在一定范围不能越限。其中，
Figure BDA0002978665370000102
表示储热罐为保持正常运行需保留的最小热量，ρc为光热电站在最大出力Pc max下能够连续运行的时长。为了保证光热电站系统的连续稳定运行，一般要求在一个周期结束后储热罐内热量与该周期起始储热罐热量相差不大，用约束(7)表示。其中，Qc,0、Qc,T分别为一个周期起始和结束时储热罐内热量。δ为波动比例，一般取10％-30％。
步骤二：基于现有调峰辅助服务市场机制下火电机组的报价模型，建立光热电站参与调峰辅助服务市场的报价模型。现有调峰辅助服务市场机制下火电机组的报价模型如下式(8)所示，为两档报价模型，还包括义务调峰。
Figure BDA0002978665370000103
其中，
Figure BDA0002978665370000104
分别表示火电机组义务调峰、一档调峰、二档调峰的报价，
Figure BDA0002978665370000105
和
Figure BDA0002978665370000106
对应表示一档调峰和二档调峰的报价上限。
Figure BDA0002978665370000107
分别表示火电机组义务调峰、一档调峰和二档调峰申报电量，ΔPi,t表示火电机组i在时刻t各档次总申报电量，
Figure BDA0002978665370000108
Pi base、Pi f和Pi min为火电机组运行参数，分别表示为火电机组i在时刻t的日前计划出力(通过日前运行模拟得到)、有偿调峰基准(一般取为火电机组额定出力的50％)、深度调峰基准(一般取为火电机组额定出力的40％)和最小技术出力。
光热电站参与调峰辅助服务市场的报价模型如下：
Figure BDA0002978665370000111
式(9)分别表示光热电站的报价模型，光热电站按一档报价建立模型，不包括义务调峰。其中，
Figure BDA0002978665370000112
为光热电站在调峰辅助服务市场的减出力报价，
Figure BDA0002978665370000113
表示光热电站在调峰辅助服务市场的报价上限，
Figure BDA0002978665370000114
为光热电站在调峰市场申报减出力电量，
Figure BDA0002978665370000115
光热电站的日前计划出力。
步骤三：根据步骤二的光热电站参与调峰辅助服务市场的报价模型和步骤一光热电站的简化运行模型，建立光热电站、火电、风电、光伏共同参与的双边调峰辅助服务市场模型。
其中，光热电站和火电为调峰辅助服务的提供方，通过在弃风弃光超过政策要求的时刻减出力出让出力空间；风电、光伏为调峰辅助服务的需求方，通过参与调峰辅助服务市场获得出力空间，增加出力，从而充分利用该时刻的风力、太阳能资源，提高新能源消纳率。
步骤三的具体过程如下：首先根据步骤二火电机组和光热电站报价模型得到的报价变量
Figure BDA0002978665370000116
以及双边调峰辅助服务市场下风电和光伏申报的调峰需求电量ΔPw,t、ΔPs,t和价格qw,t、qs,t，建立该双边调峰辅助服务市场的目标函数。目标函数如式(10)所示，目标函数为调峰辅助服务市场的综合效益，由收益减去成本得到。式(11)-(15)分别表示综合效益的各子项计算公式。
Figure BDA0002978665370000117
Rw,t＝qw,tΔPw,t (11)
Rs,t＝qs,tΔPs,t (12)
Re,t＝(qcoal+qc)ΔPi,t (13)
Figure BDA0002978665370000118
Figure BDA0002978665370000121
其中，收益包括：将出力空间出售给风电和光伏的收益Rw,t、Rs,t，提高新能源消纳的节能减排效益Re,t。qcoal、qc分别表示火电机组单位减发电量带来的煤耗减少成本和二氧化碳减排收益；成本包括调用火电机组参与调峰的成本
Figure BDA0002978665370000122
和调用光热电站参与调峰的成本
Figure BDA0002978665370000123
其次，根据步骤一建立的含储热装置的光热电站的简化运行模型和已有的火电机组运行模型建立该双边调峰辅助服务市场模型的约束条件。约束(16)-(23)分别描述了系统级电力平衡约束、系统级调峰需求约束、光热电站增减出力约束、光热电站汽轮发电机出力约束、光热电站出力爬坡约束、火电机组出力爬坡约束、风电和光伏参与调峰辅助服务市场增加出力约束和新能源弃风弃光约束。具体地，式(19)和式(20)由式(4)得到：
Figure BDA0002978665370000124
Figure BDA0002978665370000125
Figure BDA0002978665370000126
Figure BDA0002978665370000127
Figure BDA0002978665370000128
Figure BDA0002978665370000129
Figure BDA00029786653700001210
Figure BDA00029786653700001211
其中，
Figure BDA00029786653700001212
表示光热电站c在时刻t的增加的出力，Pt Dw代表风电的总调峰需求，计算方法是风电最大预测出力减去日前计划出力之和，Pt Ds对应表示光伏总调峰需求。约束(18)表示增加出力和减小出力不能同时进行。αc,t、βc,t分别表示光热电站增加出力和减小出力的0-1变量。αc,t为1时，表示光热电站增加出力，为0时则表示不增加出力，同理，βc,t为1时，表示光热电站减出力，为0时则表示光热电站不减出力。
Figure BDA0002978665370000131
则分别表示火电机组i上下爬坡速率。
Figure BDA0002978665370000132
分别表示风电站w和光伏电站s时刻t的日前计划出力，
Figure BDA0002978665370000133
分别表示风电站w和光伏电站s在时刻t的预测最大出力。rw、rs分别表示周期T内弃风率和弃光率要求。
Figure BDA0002978665370000134
表示光热电站c在时刻t的最大技术出力。
步骤四：通过求解步骤三中的双边调峰辅助服务市场模型，得到光热电站、火电、风电和光伏在调峰辅助服务市场协同优化运行时的出清电量。
具体地，包括光热电站和火电减小的出力空间出清电量
Figure BDA0002978665370000135
ΔPi,t，以及光热电站增加的电量
Figure BDA0002978665370000136
风电和光伏在某时刻t增加的出力空间ΔPw,t、ΔPs,t。
步骤五：根据步骤二机组报价模型得到的光热电站、火电、风电和光伏在调峰辅助服务市场的申报电价，通过按报价支付(Pay as Bid,PCB)的方式进行结算，得到机组实时出清结算电价。
根据机组申报电价
Figure BDA0002978665370000137
qw,t、qs,t，得到机组实时出清结算电价
Figure BDA0002978665370000138
βc,t、βw,t、βs,t取值。
Figure BDA0002978665370000139
步骤六：根据步骤四得到的光热电站、火电、风电和光伏在调峰辅助服务市场协同优化运行时的出清电量和步骤五得到的机组实时出清结算电价，进行调峰效益评估，评估市场状况，实现光热电站和火电共同参与的双边调峰辅助服务市场的模拟运行。
根据步骤四得到的光热电站、火电、风电和光伏在调峰辅助服务市场协同优化运行时的出清电量ΔPi,t、
Figure BDA00029786653700001310
ΔPw,t、ΔPs,t和步骤五得到的机组实时出清结算电价
Figure BDA00029786653700001311
βc,t、βw,t、βs,t对各类型机组进行效益评估。首先获得风电、光伏、火电和光热电站的上网电价pwind、psolar、pthermal、pCSP以及火电的第一档、第二档调峰成本γI、γII和光热电站的发电成本cCSP。然后按照式(25)-(28)分别计算光热电站、火电、风电或光伏的调峰效益。
Figure BDA0002978665370000141
Figure BDA0002978665370000142
Figure BDA0002978665370000143
Figure BDA0002978665370000144
其中，NCSP、Nthermal、Nw、Ns分别为参与双边调峰辅助服务市场的光热电站、火电、风电和光伏机组数量，RCSP、Rthermal、Rw、Rs分别表示光热电站、火电、风电和光伏参与双边调峰辅助服务市场所获收益，CCSP、Cthermal、Cw、Cs分别表示光热电站、火电、风电和光伏参与双边调峰辅助服务市场的成本，BCSP、Bthermal、Bw、Bs分别表示光热电站、火电、风电和光伏参与双边调峰辅助服务市场的效益，由相应收益减去成本得到。
下面以一个修改的IEEE 30算例系统说明本方法实施流程。
该实例以IEEE 30节点系统为背景，用CSP电站替换系统中的2号火电机组，在节点1处接入光伏电站，在节点8处接入风电场。考虑到大规模风电场和光伏电站在节点8的接入，本算例将IEEE-30节点系统中支路10的线路传输容量扩建为原来的5倍，支路40的线路传输容量扩建为原来的2倍，如图2所示。光热电站的运行参数取值如表1所示，调峰辅助服务市场的参数取值如表2所示。
表1光热电站运行参数
Figure BDA0002978665370000151
表2调峰市场参数
Figure BDA0002978665370000152
表3新能源消纳情况
Figure BDA0002978665370000153
表4交易结果
Figure BDA0002978665370000154
表5效益分析
Figure BDA0002978665370000161
利用本发明的方法，依据各步骤具体实施，可以得到风电和光伏的消纳情况如表3所示，得到市场交易结果如表4及图5所示，得到火电机组和光热电站参与市场情况如图6中(a)和(b)所示，得到市场主体光热电站、火电、风电和光伏的效益分析如表5所示。
从表3中可以看到，该方法下风电和光伏的消纳程度得到进一步提高。从表5中可以看到，该方法下光热电站、火电、风电和光伏均能获得正的市场效益，实现协作共赢。从图6中可以看到，该方法下光热电站在风电和光伏出力较大的时刻8、12、21-24减小出力，在风电出力较小负荷较大时刻14-15增加出力，有效参与调峰。
最后应当说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的范围内，根据本发明的技术方案及其发明构思加以等同替换或改变，都属于本发明的保护范围。

Claims (10)

1.一种光热电站参与的双边调峰辅助服务市场模拟运行方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤一：根据光热电站运行状态，建立含储热装置的光热电站的简化运行模型；
步骤二：基于调峰辅助服务市场机制下火电机组的报价模型，建立光热电站参与调峰辅助服务市场的报价模型；
步骤三：根据步骤二的光热电站参与调峰辅助服务市场的报价模型和步骤一光热电站的简化运行模型，建立光热电站、火电、风电、光伏共同参与的双边调峰辅助服务市场模型；
步骤四：通过求解步骤三中的光热电站、火电、风电、光伏共同参与的双边调峰辅助服务市场模型，得到光热电站、火电、风电和光伏在调峰辅助服务市场协同优化运行时的出清电量；
步骤五：通过按报价支付的方式进行结算；根据机组申报电价，得到机组实时出清结算电价；
步骤六：根据步骤四得到的光热电站、火电、风电和光伏在调峰辅助服务市场协同优化运行时的出清电量和步骤五得到的机组实时出清结算电价，进行调峰效益评估，评估市场状况，实现光热电站和火电共同参与的双边调峰辅助服务市场的模拟运行。
2.根据权利要求1所述的一种光热电站参与的双边调峰辅助服务市场模拟运行方法，其特征在于，步骤一中，光热电站运行状态为充热模式运行、边充热边释放热能发电模式运行或释放热能发电模式运行。
3.根据权利要求1所述的一种光热电站参与的双边调峰辅助服务市场模拟运行方法，其特征在于，步骤一中，含储热装置的光热电站的简化运行模型包括光热电站的能量流动约束和储热罐系统运行约束；其中，光热电站的能量流动约束如下:
Figure FDA0002978665360000011
Figure FDA0002978665360000021
Figure FDA0002978665360000022
Figure FDA0002978665360000023
其中，
Figure FDA0002978665360000024
为光热电站c在时刻t收集的热量，ηsf为集热场的光热转换效率，Ssf为集热场的面积，Rt表示时刻t太阳能直接辐射强度，Δt表示时间间隔；其中
Figure FDA0002978665360000025
表示时刻t由集热场传输到导热介质的热量，
Figure FDA0002978665360000026
表示时刻t集热场c弃置的太阳能热量；
Figure FDA0002978665360000027
表示时刻t导热介质传输到汽轮发电机系统用于发电的热量，
Figure FDA0002978665360000028
则分别表示时刻t储热罐储存/释放的热量；Pc,t表示时刻t光热电站的输出功率，ηc表示光热电站的汽轮发电系统热转电的能量转换效率，
Figure FDA0002978665360000029
则分别表示光热电站c的最大、最小出力限制，
Figure FDA00029786653600000210
分别表示光热机组c的上下爬坡速率；
储热罐系统运行约束如下：
Figure FDA00029786653600000211
Figure FDA00029786653600000212
|Qc,T-Qc,0|≤δQc,0 (7)
其中，Qc,t/Qc,t+1分别为时刻t/t+1储热罐内的储热量，γc为时刻t的热量耗散比例，ηch、ηdis分别表示储热罐储存/释放热量的过程中的损耗系数；
Figure FDA00029786653600000213
分别表示单位时间储热罐储存/释放热量的最大能量限制，0-1变量xc,t、yc,t分别表示储热罐储存/释放热量的启停状态；
Figure FDA00029786653600000214
表示储热罐为保持正常运行需保留的最小热量，ρc为光热电站在最大出力
Figure FDA00029786653600000215
下能够连续运行的时长；Qc,0、Qc,T分别为一个周期起始和结束时储热罐内热量；δ为波动比例。
4.根据权利要求1所述的一种光热电站参与的双边调峰辅助服务市场模拟运行方法，其特征在于，步骤二中，调峰辅助服务市场机制下火电机组的报价模型如下式所示：
Figure FDA0002978665360000031
其中，
Figure FDA0002978665360000032
其中，
Figure FDA0002978665360000033
分别表示火电机组义务调峰、一档调峰、二档调峰的报价，
Figure FDA0002978665360000034
和
Figure FDA0002978665360000035
对应表示一档调峰和二档调峰的报价上限；
Figure FDA0002978665360000036
分别表示火电机组义务调峰、一档调峰和二档调峰申报电量，ΔPi,t表示火电机组i在时刻t各档次总申报电量，
Figure FDA0002978665360000037
Pi base、Pi f和Pi min分别表示火电机组i在时刻t的日前计划出力、有偿调峰基准、深度调峰基准和最小技术出力。
5.根据权利要求1所述的一种光热电站参与的双边调峰辅助服务市场模拟运行方法，其特征在于，光热电站参与调峰辅助服务市场的报价模型如下：当
Figure FDA0002978665360000038
时
Figure FDA0002978665360000039
其中，
Figure FDA00029786653600000310
为光热电站在调峰辅助服务市场的一档调峰减出力报价，
Figure FDA00029786653600000311
表示光热电站在调峰辅助服务市场的报价上限，
Figure FDA00029786653600000312
为光热电站在调峰市场申报减出力电量，
Figure FDA00029786653600000313
为光热电站的日前计划出力。
6.根据权利要求1所述的一种光热电站参与的双边调峰辅助服务市场模拟运行方法，其特征在于，步骤三的具体过程为：
首先根据步骤二的光热电站参与调峰辅助服务市场的报价模型，得到报价变量火电一档调峰报价
Figure FDA00029786653600000314
火电二档调峰报价
Figure FDA00029786653600000315
火电一档调峰报量
Figure FDA00029786653600000316
火电二档调峰报量
Figure FDA00029786653600000317
光热电站一档调峰减出力报价
Figure FDA00029786653600000318
光热电站一档调峰减出力报量
Figure FDA00029786653600000319
以及双边调峰辅助服务市场下风电申报的调峰需求电量ΔPw,t和光伏申报的调峰需求电量ΔPs,t和申报的对应价格qw,t、qs,t，再建立光热电站、火电、风电、光伏共同参与的双边调峰辅助服务市场模型，双边调峰辅助服务市场模型的目标函数为调峰辅助服务市场的综合效益。
7.根据权利要求6所述的一种光热电站参与的双边调峰辅助服务市场模拟运行方法，其特征在于，调峰辅助服务市场的综合效益如下：
Figure FDA0002978665360000041
Rw,t＝qw,tΔPw,t (11)
Rs,t＝qs,tΔPs,t (12)
Re,t＝(qcoal+qc)ΔPi,t (13)
Figure FDA0002978665360000042
Figure FDA0002978665360000043
其中，Rw,t为出力空间出售给风电的收益，Rs,t为出力空间出售给光伏的收益，Re,t为新能源消纳的节能减排效益，qcoal、qc分别表示火电机组单位减发电量带来的煤耗减少成本和二氧化碳减排收益；
Figure FDA0002978665360000044
分别为调用火电机组参与一档调峰和二档调峰的总成本，
Figure FDA0002978665360000045
为调用光热电站参与调峰的成本；
其次，根据步骤一建立的含储热装置的光热电站的简化运行模型和火电机组运行模型建立光热电站、火电、风电、光伏共同参与的双边调峰辅助服务市场模型的约束条件。
8.根据权利要求7所述的一种光热电站参与的双边调峰辅助服务市场模拟运行方法，其特征在于，光热电站、火电、风电、光伏共同参与的双边调峰辅助服务市场模型的约束条件如下：
Figure FDA0002978665360000046
Figure FDA0002978665360000047
Figure FDA0002978665360000048
Figure FDA0002978665360000051
Figure FDA0002978665360000052
Figure FDA0002978665360000053
Figure FDA0002978665360000054
Figure FDA0002978665360000055
其中，
Figure FDA0002978665360000056
表示光热电站c在时刻t的增加的出力，Pt Dw代表风电的总调峰需求，Pt Ds对应表示光伏总调峰需求，αc,t、βc,t分别表示光热电站增加出力和减小出力的0-1变量，
Figure FDA0002978665360000057
则分别表示火电机组i上下爬坡速率，
Figure FDA0002978665360000058
分别表示风电站w和光伏电站s时刻t的日前计划出力，
Figure FDA0002978665360000059
分别表示风电站w和光伏电站s在时刻t的预测最大出力，rw、rs分别表示周期T内弃风率和弃光率要求，
Figure FDA00029786653600000510
表示光热电站c在时刻t的最大技术出力。
9.根据权利要求1所述的一种光热电站参与的双边调峰辅助服务市场模拟运行方法，其特征在于，光热电站、火电、风电和光伏在调峰辅助服务市场协同优化运行时的出清电量包括光热电站和火电减小的出力空间出清电量
Figure FDA00029786653600000511
ΔPi,t，以及光热电站增加的电量
Figure FDA00029786653600000512
风电和光伏在某时刻t增加的出力空间ΔPw,t、ΔPs,t。
10.根据权利要求1所述的一种光热电站参与的双边调峰辅助服务市场模拟运行方法，其特征在于，步骤六的具体过程包括以下步骤：
获得风电、光伏、火电和光热电站的上网电价pwind、psolar、pthermal、pCSP以及火电的第一档、第二档调峰成本γI、γII和光热电站的发电成本cCSP，然后再根据步骤四得到的光热电站、火电、风电和光伏在调峰辅助服务市场协同优化运行时的出清电量和机组实时出清结算电价，按照式(25)-(28)分别计算光热电站、火电、风电或光伏的调峰效益；
Figure FDA0002978665360000061
Figure FDA0002978665360000062
Figure FDA0002978665360000063
Figure FDA0002978665360000064
其中，NCSP、Nthermal、Nw、Ns分别为参与双边调峰辅助服务市场的光热电站、火电、风电和光伏机组数量，RCSP、Rthermal、Rw、Rs分别表示光热电站、火电、风电和光伏参与双边调峰辅助服务市场所获收益，CCSP、Cthermal、Cw、Cs分别表示光热电站、火电、风电和光伏参与双边调峰辅助服务市场的成本，BCSP、Bthermal、Bw、Bs分别表示光热电站、火电、风电和光伏参与双边调峰辅助服务市场的效益。
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