梁 政，馬志程，魏震波，周 強(qiáng)，邵 沖，孫舟倍

（1. 四川大學(xué) 電氣工程學(xué)院，四川 成都 610065；2. 國(guó)網(wǎng)甘肅省電力公司 電力科學(xué)研究院，甘肅 蘭州 730070；3. 國(guó)網(wǎng)甘肅省電力公司，甘肅 蘭州 730030）

0 引言

清潔能源發(fā)電以及多能流協(xié)同發(fā)展是建設(shè)新型電力系統(tǒng)與實(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)的關(guān)鍵［1］。光熱發(fā)電具有清潔、可控等特點(diǎn)，同時(shí)在參與供熱方面也有著廣闊的前景。目前，國(guó)內(nèi)外學(xué)者在光熱電站的市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)與調(diào)度優(yōu)化以及光熱電站參與熱電聯(lián)產(chǎn)、綜合能源系統(tǒng)優(yōu)化等方面開展了一定的研究工作。

在市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)方面，由于現(xiàn)階段光熱電站建設(shè)成本較高和市場(chǎng)參與程度較低，相關(guān)研究較少。目前關(guān)于市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)方面的研究，多是基于溢價(jià)制等新能源補(bǔ)貼機(jī)制［2］。部分學(xué)者將光熱發(fā)電商CSPS（Con?centrated Solar Power Supplier）作為價(jià)格接受者，考慮市場(chǎng)價(jià)格波動(dòng)、光照不確定等因素，研究光熱電站參與市場(chǎng)的成本與效益［3］。在此基礎(chǔ)上，文獻(xiàn)［4］對(duì)CSPS參與電力市場(chǎng)交易的行為、策略與利潤(rùn)進(jìn)行了研究，并驗(yàn)證了光熱相較于光伏有更強(qiáng)的市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力。光熱電站通過汽輪機(jī)組并網(wǎng)，具有較好的調(diào)控特性，因此部分學(xué)者對(duì)光熱電站同時(shí)參與能量市場(chǎng)以及備用、調(diào)頻等輔助服務(wù)市場(chǎng)展開研究，驗(yàn)證了光熱電站參與輔助服務(wù)市場(chǎng)可以顯著提高其利潤(rùn)［5］。在調(diào)度優(yōu)化方面，文獻(xiàn)［6］構(gòu)造了含光熱電站熱電聯(lián)供型微網(wǎng)系統(tǒng)，提出了基于機(jī)會(huì)約束高斯混合模型的魯棒經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型，提高了出力靈活性與系統(tǒng)穩(wěn)定性。文獻(xiàn)［7］充分利用光熱電站的可時(shí)移、可調(diào)節(jié)特性，提出了光熱與火電聯(lián)合調(diào)峰策略，提高了系統(tǒng)下調(diào)峰能力。文獻(xiàn)［8］結(jié)合碳交易機(jī)制與市場(chǎng)減排機(jī)制，提出了光熱電站與風(fēng)電系統(tǒng)的低碳調(diào)度策略，實(shí)現(xiàn)了相近成本下的低碳排放。在熱電聯(lián)產(chǎn)方面，光熱電站可以在一定程度上解耦熱電機(jī)組“以熱定電”運(yùn)行約束，提升系統(tǒng)調(diào)峰能力與經(jīng)濟(jì)性［9］。文獻(xiàn)［10］提出一種含熱電聯(lián)供型光熱電站與建筑相變儲(chǔ)能的協(xié)調(diào)調(diào)度策略，證明了熱電聯(lián)供型光熱電站可以大幅提高機(jī)組能量產(chǎn)出，降低系統(tǒng)運(yùn)行成本，提升技術(shù)經(jīng)濟(jì)性。文獻(xiàn)［11］提出一種光熱電站與電鍋爐、熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組的聯(lián)合運(yùn)行模式，其可以提升系統(tǒng)調(diào)峰能力，促進(jìn)新能源消納。光熱電站參與綜合能源系統(tǒng)運(yùn)行時(shí)，通過與電轉(zhuǎn)氣裝置、燃?xì)鈾C(jī)組、電加熱器、電制冷機(jī)、蓄電池等多類設(shè)備的配合，可以充分發(fā)揮其優(yōu)越的熱電聯(lián)供能力與熱電轉(zhuǎn)化能力，從而有效提高系統(tǒng)運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性［12］。將光熱機(jī)組作為綜合能源系統(tǒng)中的熱電機(jī)組，還可以有效降低系統(tǒng)碳排放量，提升環(huán)境效益［13?14］。相較于單純以發(fā)電形式消納太陽能，光熱電站的電-熱綜合消納方式可以顯著提高光熱電站的太陽能利用效率，提升其經(jīng)濟(jì)性［15］。上述文獻(xiàn)的研究驗(yàn)證了光熱電站參與熱電聯(lián)產(chǎn)和綜合能源系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)性與可行性，但均未考慮市場(chǎng)交易的影響。由于目前中國(guó)光熱技術(shù)尚不成熟，投資成本較高，電站建設(shè)數(shù)量較少，所以中國(guó)現(xiàn)有的光熱發(fā)電多以示范項(xiàng)目為主，其發(fā)電量均采用全額收購(gòu)，不參與市場(chǎng)交易，目前的研究主要圍繞光熱電站自身的經(jīng)濟(jì)運(yùn)行、電力調(diào)度優(yōu)化、輔助調(diào)峰等方面展開，在近年來的綜合能源系統(tǒng)研究中也僅作為輔助設(shè)備進(jìn)行系統(tǒng)優(yōu)化。隨著電力改革進(jìn)程的推進(jìn)、綜合能源系統(tǒng)的建設(shè)、“雙碳”目標(biāo)的提出以及新能源技術(shù)的逐步成熟與建設(shè)成本的逐步降低，光熱電站參與市場(chǎng)交易是必然趨勢(shì)。

綜上，本文對(duì)CSPS 參與下的電-熱綜合能源市場(chǎng)交易展開研究。首先，構(gòu)建了電-熱綜合能源市場(chǎng)雙層模型；然后，對(duì)比了市場(chǎng)類型、網(wǎng)絡(luò)阻塞、光照變化等因素對(duì)市場(chǎng)交易結(jié)果的影響，以及以上因素對(duì)CSPS 市場(chǎng)策略與利潤(rùn)的影響；最后，以市場(chǎng)利潤(rùn)最優(yōu)和太陽能利用效率最高為目標(biāo)，給出了光熱電站最佳儲(chǔ)熱容量配置策略。

1 多主體參與下的電-熱綜合能源市場(chǎng)交易模型

電-熱綜合能源市場(chǎng)上層模型的參與主體主要包括CSPS、光伏發(fā)電商PVS（PhotoVoltaic Supplier）、傳統(tǒng)熱電聯(lián)產(chǎn)發(fā)電商CHPS（Combined Heat and Power Supplier）和各類電、熱負(fù)荷主體，下層模型包括負(fù)責(zé)出清的市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)機(jī)構(gòu)。在日前市場(chǎng)中，各主體向市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)機(jī)構(gòu)申報(bào)其各時(shí)段電力和熱力的投標(biāo)價(jià)格與投標(biāo)出力，由市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)機(jī)構(gòu)負(fù)責(zé)統(tǒng)一出清，獲取各主體中標(biāo)價(jià)格與出力，采用邊際節(jié)點(diǎn)電價(jià)和邊際節(jié)點(diǎn)熱價(jià)進(jìn)行結(jié)算，若網(wǎng)絡(luò)無阻塞，則各節(jié)點(diǎn)電價(jià)均相同，當(dāng)網(wǎng)絡(luò)發(fā)生阻塞時(shí)，各節(jié)點(diǎn)電價(jià)將會(huì)出現(xiàn)差異。同時(shí)，市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)機(jī)構(gòu)對(duì)新能源發(fā)電商的出力偏差進(jìn)行考核。由于CSPS通過汽輪機(jī)組并網(wǎng)，同時(shí)有儲(chǔ)熱系統(tǒng)的配合，可以很好地應(yīng)對(duì)太陽能的波動(dòng)，因此出力偏差考核主要針對(duì)PVS進(jìn)行。

1.1 市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)機(jī)構(gòu)的出清模型

下層市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)機(jī)構(gòu)以電-熱綜合能源市場(chǎng)的總社會(huì)福利最大化為目標(biāo)進(jìn)行出清，目標(biāo)函數(shù)為：

式中：T為總時(shí)段數(shù)；NDe、NDh、Ne、Nh分別為電負(fù)荷、熱負(fù)荷、電市場(chǎng)參與發(fā)電商、熱市場(chǎng)參與發(fā)電商的數(shù)量、分別為t時(shí)段節(jié)點(diǎn)i處電負(fù)荷的投標(biāo)價(jià)格和需求；、分別為t時(shí)段節(jié)點(diǎn)i處熱負(fù)荷的投標(biāo)價(jià)格和需求、Pi，t分別為t時(shí)段節(jié)點(diǎn)i處發(fā)電商的電力投標(biāo)價(jià)格和中標(biāo)出力；、Hi，t分別為t時(shí)段節(jié)點(diǎn)i處發(fā)電商的熱力投標(biāo)價(jià)格和中標(biāo)出力。

1.1.1 CSPS的運(yùn)行約束

光熱電站一般由集熱系統(tǒng)、儲(chǔ)熱系統(tǒng)、發(fā)電系統(tǒng)這3個(gè)子系統(tǒng)構(gòu)成，其內(nèi)部的能流結(jié)構(gòu)如圖1所示。

圖1 CSPS內(nèi)部熱能流向Fig.1 Internal thermal energy flow of CSPS

將傳熱工質(zhì)等效為一個(gè)節(jié)點(diǎn)，則CSPS的熱量平衡表達(dá)式如式（2）所示。

儲(chǔ)熱系統(tǒng)運(yùn)行約束可表示為：

耗散系數(shù)γj通常很小，可對(duì)式（4）線性化得：

另外，為保證CSPS 每天在夜間連續(xù)運(yùn)行，并且滿足機(jī)組的最小技術(shù)出力，CSPS 需保證在每天開始前與結(jié)束后，儲(chǔ)熱系統(tǒng)儲(chǔ)有一定的初始儲(chǔ)熱量與終止儲(chǔ)熱量，同時(shí)為保證電站多日連續(xù)運(yùn)行，設(shè)置初始儲(chǔ)熱量與終止儲(chǔ)熱量相等，即：

CSPS發(fā)電系統(tǒng)和供熱系統(tǒng)運(yùn)行約束如下：

1.1.2 CHPS的運(yùn)行約束

本文考慮CHPS 為抽汽式熱電機(jī)組，其運(yùn)行特性可見文獻(xiàn)［16］。由于傳統(tǒng)熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組供熱功率與供電功率具有一定的耦合性，在市場(chǎng)出清時(shí)需滿足：

1.1.3 PVS的運(yùn)行約束

PVS的出力約束可表示為：

1.1.4 電力網(wǎng)絡(luò)約束

采用直流潮流對(duì)電力網(wǎng)絡(luò)建模，具體如下：

式中：Amat為節(jié)點(diǎn)與發(fā)電機(jī)關(guān)聯(lián)矩陣；Bmat為節(jié)點(diǎn)與負(fù)荷關(guān)聯(lián)矩陣；Smat為節(jié)點(diǎn)與支路關(guān)聯(lián)矩陣；為t時(shí)段各發(fā)電商出力向量；為t時(shí)段負(fù)荷向量；為t時(shí)段線路潮流向量；X為由支路電抗所組成的矩陣；θt為由t時(shí)段節(jié)點(diǎn)電壓相角所組成的向量；Tt，ij為t時(shí)段支路i-j傳輸功率；、分別為支路i-j傳輸功率上、下限。式（22）表示功率平衡約束，其對(duì)偶變量即為各節(jié)點(diǎn)邊際電價(jià)。

1.1.5 熱力網(wǎng)絡(luò)約束

熱力網(wǎng)絡(luò)約束可表示為：

式中：Tin、Tout分別為輸熱管道入口和出口溫度；Ta為環(huán)境溫度；?為管道保溫材料導(dǎo)熱系數(shù)；L為管道長(zhǎng)度；s為輸熱介質(zhì)比熱；f為管道流量。式（26）表示熱力供需平衡，其對(duì)偶變量即為節(jié)點(diǎn)邊際熱價(jià)。

1.2 各市場(chǎng)主體的決策模型

在完全競(jìng)爭(zhēng)市場(chǎng)中，各市場(chǎng)主體傾向于依據(jù)其邊際成本進(jìn)行報(bào)價(jià)［17］。本文假設(shè)各市場(chǎng)主體在完全競(jìng)爭(zhēng)市場(chǎng)中獨(dú)立、公平地進(jìn)行交易，各市場(chǎng)主體按其邊際成本報(bào)價(jià)，以利潤(rùn)最大化為目標(biāo)進(jìn)行決策。

1.2.1 CSPS的決策模型

CSPS 以電-熱綜合能源市場(chǎng)利潤(rùn)最大化為目標(biāo)進(jìn)行決策，決策模型為：

式中：Fcsp為CSPS 總利潤(rùn)；、分別為t時(shí)段CSPS 所在節(jié)點(diǎn)出清電價(jià)和熱價(jià)，其取值取決于下層的出清模型；為t時(shí)段CSPS的總成本。

由于CSPS 沒有煤耗等變動(dòng)成本，其邊際供電、供熱成本很低，本文將其設(shè)為合理常數(shù)。CSPS 依據(jù)其邊際成本進(jìn)行報(bào)價(jià)，可表示為：

1.2.2 CHPS的決策模型

CHPS以電-熱綜合能源市場(chǎng)利潤(rùn)最大化為目標(biāo)進(jìn)行決策，決策模型為：

式中：Fchp為CHPS 的總利潤(rùn)；、分別為t時(shí)段CHPS 所在節(jié)點(diǎn)的出清電價(jià)和熱價(jià)；為t時(shí)段CHPS的總成本。

CHPS的總成本可表示為：

式中：a、b、c為成本系數(shù)。

CHPS按邊際成本投標(biāo)，即：

將式（31）、（32）分別對(duì)電、熱出力求偏導(dǎo)可得：

本文cv取值為0.15，由式（33）、（34）可見，CHPS的電、熱報(bào)價(jià)均受影響更大。

1.2.3 PVS的決策模型

為對(duì)比光熱和光伏的市場(chǎng)效益，本文選取相同的光照?qǐng)鼍白鳛閮烧叩倪\(yùn)行條件。光熱發(fā)電依賴于太陽能法向直接輻射，而光伏發(fā)電可同時(shí)利用直射光與散射光。根據(jù)某處地區(qū)太陽能資源數(shù)據(jù)的現(xiàn)場(chǎng)實(shí)測(cè)，全年各月的太陽能直射比范圍為0.5～0.8［18］。本文通過直射比將直接輻射換算為總輻射?？紤]光照強(qiáng)度與光伏出力呈線性關(guān)系［19］，將PVS 的發(fā)電出力表示為：

式中：δ為光-電轉(zhuǎn)換效率系數(shù)；Spv為PVS 的電池板總面積；RD為直射比，本文中取值為0.7528。

PVS 依據(jù)其預(yù)測(cè)出力進(jìn)行投標(biāo)，同時(shí)對(duì)出力偏差進(jìn)行考核。PVS 僅參與電力市場(chǎng)，以電力市場(chǎng)利潤(rùn)最大化為目標(biāo)進(jìn)行決策，決策模型為：

式中：Fpv為PVS 的總利潤(rùn)；為t時(shí)段PVS 所在節(jié)點(diǎn)的出清電價(jià)；為t時(shí)段的懲罰價(jià)格；為t時(shí)段PVS的偏差出力；為t時(shí)段的PVS成本。

本文將PVS 的邊際成本設(shè)為合理常數(shù)，則其發(fā)電成本可表示為：

2 模型求解方法

本文構(gòu)建的雙層模型為非線性優(yōu)化問題，其最優(yōu)解在一定條件下必定滿足其一階優(yōu)化條件，即KKT 條件。本文采用非線性互補(bǔ)算法進(jìn)行求解，首先將下層出清模型的KKT 條件表述為有關(guān)對(duì)偶變量的等式和形如m≥0，n≥0，mn=0的互補(bǔ)條件，利用非線性互補(bǔ)函數(shù)ψ(m，n)將互補(bǔ)條件替換。ψ(m，n)的表達(dá)式為：

然后，將得到的KKT 條件并入上層各主體決策模型，并將各主體決策模型用同樣的方法處理為一組非線性方程組。最后，采用改進(jìn)的Levenberg-Marquardt 算法求解該非線性方程組，得到市場(chǎng)均衡解［20］。

3 算例分析

3.1 算例條件

以中國(guó)某光熱電站作為本算例CSPS，考慮其參與電-熱綜合能源市場(chǎng)，市場(chǎng)并存有1 個(gè)CHPS 和1 個(gè)PVS。該區(qū)域市場(chǎng)由3 節(jié)點(diǎn)網(wǎng)絡(luò)構(gòu)成，其中電負(fù)荷1、2 分別位于節(jié)點(diǎn)1、2，熱負(fù)荷位于節(jié)點(diǎn)1，CSPS位于節(jié)點(diǎn)1，PVS 位于節(jié)點(diǎn)2，CHPS 位于節(jié)點(diǎn)3，相鄰節(jié)點(diǎn)間均有輸電線路相連，且具有相同阻抗。CHPS 參數(shù)如附錄A 表A1 所示。CSPS 選取中國(guó)甘肅某50 MW 線性菲涅爾式光熱電站系統(tǒng)參數(shù)，具體如附錄A 表A2 所示。PVS 系統(tǒng)參數(shù)如附錄A 表A3所示。電、熱需求及報(bào)價(jià)為已知量，具體如附錄A表A4 所示。將日前市場(chǎng)出清電價(jià)作為偏差電量懲罰價(jià)格。DNI 數(shù)據(jù)取自于中國(guó)甘肅某光熱電站的預(yù)測(cè)數(shù)據(jù)與實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)，具體如附錄A 圖A1所示。本文在仿真計(jì)算中將1 d等分為24個(gè)時(shí)段。

3.2 CSPS參與下的電-熱綜合能源市場(chǎng)均衡分析

為分析CSPS同時(shí)參與電力、熱力市場(chǎng)和僅參與電力市場(chǎng)時(shí)的出清結(jié)果，本文選取光照充足的5 月DNI 數(shù)據(jù)作為光照條件，并設(shè)置如下2 個(gè)場(chǎng)景：場(chǎng)景1，5 月，CSPS 僅參與電力市場(chǎng)；場(chǎng)景2，5 月，CSPS 同時(shí)參與電力、熱力市場(chǎng)。

附錄B 圖B1 和圖B2 分別給出了場(chǎng)景1 下的電力、熱力市場(chǎng)出清結(jié)果。由圖可見，CSPS 和PVS 由于其價(jià)格優(yōu)勢(shì)，電力市場(chǎng)中標(biāo)出力均較高，PVS 在各個(gè)時(shí)段均按其預(yù)測(cè)出力全部中標(biāo)，CSPS 在1—12、18—24 時(shí)段均為滿發(fā)，而在13—17 時(shí)段出力有所降低。這是由于CSPS僅參與電力市場(chǎng)時(shí)，全部的熱負(fù)荷均由CHPS 承擔(dān)，由于CHPS 具備熱電耦合特性，較高的熱出力限制了CHPS 在13—17 時(shí)段的下調(diào)能力，而CSPS 的電報(bào)價(jià)高于PVS，因而對(duì)CSPS 出力影響較大。附錄B 圖B3 和圖B4 分別給出了場(chǎng)景2 下的電力、熱力市場(chǎng)出清結(jié)果，圖2（a）對(duì)比了2 個(gè)場(chǎng)景下CSPS 的中標(biāo)出力。由圖B4 可見：在熱力市場(chǎng)中，12—19 時(shí)段CSPS 均滿載供熱；在電力市場(chǎng)中，PVS 的預(yù)測(cè)出力仍全部中標(biāo)。這是由于CSPS 分擔(dān)了大量熱負(fù)荷，增加了CHPS 的下調(diào)范圍，使得CSPS 在11—19 時(shí)段電力市場(chǎng)中標(biāo)量均達(dá)到了滿載，而在無光照時(shí)段CSPS出力明顯降低。

電網(wǎng)無阻塞時(shí)，CHPS 成為系統(tǒng)邊際機(jī)組，對(duì)出清價(jià)格影響較大。圖2（b）對(duì)比了2個(gè)場(chǎng)景下的出清電價(jià)和出清熱價(jià)。由圖可以看出：CSPS 同時(shí)參與電力、熱力市場(chǎng)后，CSPS 在日間和夜間發(fā)電出力的變化，以及熱力市場(chǎng)中對(duì)熱負(fù)荷的大量分擔(dān)，使CHPS在夜間發(fā)電出力升高，在日間發(fā)電出力下降，因而CSPS 同時(shí)參與電力、熱力市場(chǎng)后，相較于只參與電力市場(chǎng)，日間出清電價(jià)顯著降低，夜間出清電價(jià)略微提高；夜間出清熱價(jià)有所提高，日間出清熱價(jià)略微降低。

圖2 場(chǎng)景1、2下的CSPS中標(biāo)出力及出清價(jià)格對(duì)比Fig.2 Comparison of bid winning output of CSPS and clearing price in Scenario 1 and 2

3.3 電網(wǎng)阻塞對(duì)市場(chǎng)出清結(jié)果的影響

為對(duì)比電網(wǎng)阻塞對(duì)出清結(jié)果的影響，在場(chǎng)景1和場(chǎng)景2的基礎(chǔ)上，將節(jié)點(diǎn)1、2間的電力線路輸電容量限制為25 MW，分別作為場(chǎng)景3和場(chǎng)景4。

附錄B 圖B5—B8 分別給出了場(chǎng)景3 和場(chǎng)景4下的出清結(jié)果，圖3（a）對(duì)比了2 個(gè)場(chǎng)景下CSPS 中標(biāo)出力。由圖可見，電網(wǎng)發(fā)生阻塞時(shí)，各主體出力均受到影響。場(chǎng)景3下13—17時(shí)段CHPS 由于供熱無法下調(diào)發(fā)電出力時(shí)，PVS 的出力也受到影響，出現(xiàn)了棄光現(xiàn)象，CSPS 僅在2 個(gè)負(fù)荷高峰時(shí)段能夠達(dá)到較高出力，其他時(shí)段發(fā)電出力均受限。場(chǎng)景4 下CSPS 同時(shí)參與電力、熱力市場(chǎng)時(shí)，由于CSPS 對(duì)熱負(fù)荷的分擔(dān)增加了CHPS 發(fā)電下調(diào)范圍，使得CSPS 與PVS 的日間出力均處在較高水平。受儲(chǔ)熱量限制，CSPS 降低了夜間出力。

圖3（b）對(duì)比了2個(gè)場(chǎng)景下的出清電價(jià)和出清熱價(jià)。由圖可見，電網(wǎng)發(fā)生阻塞時(shí)，場(chǎng)景3 下的節(jié)點(diǎn)電價(jià)波動(dòng)劇烈，并且CSPS和PVS自身的報(bào)價(jià)在多個(gè)時(shí)段為其所在節(jié)點(diǎn)的邊際電價(jià)，這給各發(fā)電商的市場(chǎng)收益帶來極大影響。在PVS 出力不足時(shí)段，其所在節(jié)點(diǎn)2 的節(jié)點(diǎn)電價(jià)最高。場(chǎng)景4 下的仿真結(jié)果證明CSPS 同時(shí)參與電力、熱力市場(chǎng)時(shí)，除了可以調(diào)節(jié)自身出力和收益，規(guī)避阻塞風(fēng)險(xiǎn)，還可以穩(wěn)定市場(chǎng)價(jià)格，緩解電網(wǎng)阻塞。

圖3 場(chǎng)景3、4下的CSPS中標(biāo)出力及出清價(jià)格對(duì)比Fig.3 Comparison of bid winning output of CSPS and clearing price in Scenario 3 and 4

3.4 光照條件對(duì)市場(chǎng)出清結(jié)果的影響

為對(duì)比不同光照條件對(duì)市場(chǎng)均衡的影響，同時(shí)考慮不同季節(jié)和氣溫對(duì)CSPS集熱效率、熱量耗散的影響，設(shè)置如下場(chǎng)景：場(chǎng)景5，9 月，CSPS 僅參與電力市場(chǎng)；場(chǎng)景6，9月，CSPS同時(shí)參與電力、熱力市場(chǎng)；場(chǎng)景7，12月，CSP僅參與電力市場(chǎng)；場(chǎng)景8，12月，CSPS同時(shí)參與電力、熱力市場(chǎng)。

附錄B 圖B9—B14 給出了場(chǎng)景5—7 下的電力、熱力市場(chǎng)出清結(jié)果。對(duì)比場(chǎng)景1—4下的出清結(jié)果可以看出：PVS 預(yù)測(cè)出力在各場(chǎng)景下仍全部中標(biāo)。CSPS 僅參與電力市場(chǎng)時(shí)，在9 月、12 月的13—17 時(shí)段，PVS 出力的降低使得CSPS 出力有所增加；由于DNI 的減小以及日照時(shí)長(zhǎng)的縮短，9 月CSPS 在日落后的21—24 時(shí)段出力有所減少，12 月在夜間時(shí)段出力均大幅降低。CSPS 同時(shí)參與電力、熱力市場(chǎng)時(shí)，9 月CSPS 各時(shí)段供熱出力相較于5 月均明顯降低，對(duì)于熱負(fù)荷的分擔(dān)大幅縮減，因而13—16 時(shí)段和夜間時(shí)段CSPS出力也受到限制；12月光照強(qiáng)度最低，場(chǎng)景7和場(chǎng)景8的出清結(jié)果相同，即便CSPS同時(shí)參與電力、熱力市場(chǎng)，CSPS 的最佳策略仍是只參與電力市場(chǎng)。

圖4 對(duì)比了場(chǎng)景1、2、5—7 下的出清電價(jià)和熱價(jià)?？梢钥闯觯珻SPS只參與電力市場(chǎng)時(shí)，由于5月、9月、12 月CHPS 發(fā)電出力的逐月增加，使得出清電價(jià)和熱價(jià)也逐月提高，特別是12 月夜間出力的大幅增加，使夜間電價(jià)和熱價(jià)均明顯提高。5 月、9 月場(chǎng)景下，CSPS 同時(shí)參與電力、熱力市場(chǎng)時(shí)均降低了日間電價(jià)和熱價(jià)，提高了夜間電價(jià)和熱價(jià)。

圖4 各場(chǎng)景下的出清價(jià)格對(duì)比Fig.4 Comparison of clearing prices in each scenario

3.5 各場(chǎng)景下CSPS與PVS的利潤(rùn)分析

表1 給出了各個(gè)場(chǎng)景下CSPS 和PVS 的發(fā)電量、供熱量、利潤(rùn)和社會(huì)福利（因場(chǎng)景8 的出清結(jié)果與場(chǎng)景7相同，故未列出）。

表1 各場(chǎng)景下CSPS和PVS的發(fā)電量、供熱量、利潤(rùn)和社會(huì)福利Table 1 Power generation，heat supply，profit and social welfare of CSPS and PVS in each scenario

由表1 可以看出：在5 月和9 月，相較于只參與電力市場(chǎng)，CSPS 同時(shí)參與電力、熱力市場(chǎng)時(shí)可改善其利潤(rùn)以及社會(huì)福利，5月CSPS利潤(rùn)提升了26.96%，7 月提升了2.01%；PVS 雖然預(yù)測(cè)出力全部中標(biāo)，但日間電價(jià)的降低使得PVS利潤(rùn)有所下降。當(dāng)電網(wǎng)發(fā)生阻塞時(shí)：若CSPS 只參與電力市場(chǎng)，則由于CSPS 和PVS 的報(bào)價(jià)在多個(gè)時(shí)段成為其所在節(jié)點(diǎn)的邊際出清電價(jià)，嚴(yán)重影響了其市場(chǎng)利潤(rùn)；若CSPS 同時(shí)參與電力、熱力市場(chǎng)，則CSPS通過調(diào)整電力、熱力市場(chǎng)的投標(biāo)策略，可以極大地改善市場(chǎng)出清結(jié)果，提高利潤(rùn)，同時(shí)緩解網(wǎng)絡(luò)阻塞。不同月份因光照強(qiáng)度、集熱效率、熱量耗散等因素的改變，對(duì)CSPS 和PVS 的利潤(rùn)均有著顯著的影響，除場(chǎng)景3 下因電網(wǎng)阻塞外，其他場(chǎng)景下CSPS 的利潤(rùn)均顯著優(yōu)于PVS。在相同裝機(jī)容量下，CSPS 通過儲(chǔ)熱系統(tǒng)的配合，以及電力、熱力市場(chǎng)的合理決策，其利潤(rùn)可以達(dá)到PVS的2倍以上。

3.6 CSPS棄熱情況及儲(chǔ)熱容量配置建議

表2 給出了各場(chǎng)景下CSPS 的集熱與棄熱情況?？梢钥闯觯弘娋W(wǎng)發(fā)生阻塞時(shí)，CSPS 由于出力受限，加劇了棄熱現(xiàn)象；CSPS 同時(shí)參與電力、熱力市場(chǎng)可以顯著提升熱能利用效率。

表2 各場(chǎng)景下CSPS的集熱與棄熱情況Table 2 Heat collection and abandonment situation of CSPS in each scenario

目前有關(guān)CSPS 儲(chǔ)熱容量配置的研究，均考慮CSPS 只進(jìn)行發(fā)電，并未考慮CSPS 同時(shí)參與供熱的情況以及市場(chǎng)因素的影響。本文算例所選取的CSPS儲(chǔ)熱系統(tǒng)容量為1875 MW·h，發(fā)電裝機(jī)容量為50 MW，熱電轉(zhuǎn)換效率為0.4，儲(chǔ)熱罐儲(chǔ)滿后理論上可以支撐無光照連續(xù)滿載發(fā)電15 h。但在實(shí)際運(yùn)行中，為防止熔融鹽工質(zhì)凝固，儲(chǔ)熱罐需設(shè)置儲(chǔ)熱量下限，同時(shí)由于熱量耗散等因素，往往難以達(dá)到15 h的無光照連續(xù)滿載運(yùn)行。除進(jìn)行發(fā)電外，當(dāng)CSPS同時(shí)參與供熱時(shí)，可連續(xù)運(yùn)轉(zhuǎn)時(shí)間將進(jìn)一步縮短。

為研究適應(yīng)于同時(shí)參與電力、熱力市場(chǎng)的CSPS儲(chǔ)熱容量配置，保持鏡場(chǎng)面積、集熱效率、市場(chǎng)環(huán)境等因素均相同，設(shè)置如下場(chǎng)景9：5月，CSPS同時(shí)參與電力、熱力市場(chǎng)，將初始、終止儲(chǔ)熱量與儲(chǔ)熱容量上限約束放開，以市場(chǎng)利潤(rùn)、太陽能利用效率最大化為目標(biāo)，計(jì)算最佳收益和太陽能最佳利用效率情況下的初始、終止儲(chǔ)熱量和儲(chǔ)熱容量。

附錄B 圖B15、B16 給出了場(chǎng)景9 下的出清結(jié)果。場(chǎng)景2 在原初始儲(chǔ)熱量與最小、最大儲(chǔ)熱容量限制下，19、20時(shí)段出現(xiàn)了棄熱，而在場(chǎng)景9下，CSPS的最佳決策是在日落前盡可能提高投標(biāo)量以避免日間太陽能充足時(shí)段棄熱，因此CSPS 在10—19 時(shí)段的發(fā)電出力和12—19時(shí)段的供熱出力均達(dá)到滿載。因鏡場(chǎng)面積、集熱效率等條件相同，場(chǎng)景9 與場(chǎng)景2下CSPS所收集的熱能總量是相同的，在放開儲(chǔ)熱上限和初始、終止儲(chǔ)熱量約束時(shí)，CSPS 的決策目標(biāo)可以轉(zhuǎn)化為總熱能在電力、熱力市場(chǎng)各個(gè)時(shí)段的最優(yōu)化配置，CSPS 的最佳決策是在滿足儲(chǔ)熱下限約束的情況下，以電力、熱力市場(chǎng)負(fù)荷與價(jià)格信號(hào)為依據(jù)調(diào)整其在各個(gè)時(shí)段的投標(biāo)量以獲取最大收益。

圖5 給出了CSPS 在場(chǎng)景9 交易結(jié)果下的充、放熱功率和儲(chǔ)熱量變化情況。初始、終止儲(chǔ)熱量為1 477.18 MW·h，CSPS 在9時(shí)段剛好達(dá)到所設(shè)置的儲(chǔ)熱量下限，在19 時(shí)段達(dá)到最高，為2 188.71 MW·h，若設(shè)置儲(chǔ)熱容量為2 188.71 MW·h，則該場(chǎng)景下可以剛好不發(fā)生棄熱現(xiàn)象。不妨考慮10%的安全裕度，建議配置儲(chǔ)熱容量為2 430 MW·h。場(chǎng)景9 下CSPS的利潤(rùn)為$45800.27，比場(chǎng)景2提升了5.88%。

圖5 CSPS充、放熱功率及儲(chǔ)熱量變化情況Fig.5 Charging and discharging power of CSPS and variation of heat storage

4 結(jié)論

本文在日級(jí)別時(shí)間尺度上對(duì)CSPS參與下電-熱綜合能源市場(chǎng)進(jìn)行了分析，并且以中國(guó)某光熱電站為例進(jìn)行了仿真驗(yàn)證，所得結(jié)論如下：

1）相較于只參與電力市場(chǎng)，CSPS 同時(shí)參與電力、熱力市場(chǎng)可以顯著增加其利潤(rùn)，提升太陽能利用效率，穩(wěn)定電價(jià)波動(dòng)，解耦“以熱定電”，改善社會(huì)福利；

2）電網(wǎng)阻塞對(duì)CSPS的出力、利潤(rùn)和太陽能利用效率均有著較大影響，CSPS 可以通過合理調(diào)整電力、熱力市場(chǎng)的投標(biāo)策略來規(guī)避阻塞風(fēng)險(xiǎn)，改善收益狀況，同時(shí)緩解電網(wǎng)阻塞情況；

3）不同季節(jié)光照強(qiáng)度、集熱效率、熱量耗散等因素的變化，顯著影響了CSPS 的出力和利潤(rùn)，特別是在太陽輻射最少的12月，CSPS的最佳決策為只參與電力市場(chǎng)；

4）相同的裝機(jī)容量下，較大的鏡場(chǎng)面積與配套的儲(chǔ)熱系統(tǒng)在一定程度上增加了CSPS邊際成本，但考慮其發(fā)電量的顯著增加，出力具備高度可控性，且可以同時(shí)參與電力、熱力市場(chǎng)，使其市場(chǎng)收益大幅提高，反而相較于傳統(tǒng)PVS更具有市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)能力；

5）在儲(chǔ)熱容量配置方法中計(jì)入電力、熱力市場(chǎng)因素，可以提升CSPS 在電-熱綜合能源市場(chǎng)中的利潤(rùn)以及太陽能利用效率。

值得注意的是，本文研究日級(jí)別市場(chǎng)交易，重點(diǎn)考慮CSPS短期邊際成本與市場(chǎng)收益，未體現(xiàn)固定成本和新能源補(bǔ)貼。儲(chǔ)熱容量配置方案是在市場(chǎng)利潤(rùn)最優(yōu)以及太陽能利用效率最高的情況下得到的，未計(jì)入儲(chǔ)熱系統(tǒng)建設(shè)成本。下一步計(jì)及光熱全生命周期成本收益的全市場(chǎng)交易模擬研究將是工作重點(diǎn)。

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