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:其中， 为光热电站c在时刻t收集的热量，η sf 为集热场的光热转换效率，S sf 为集热场的面积，R t 表示时刻t太阳能直接辐射强度，Δt表示时间间隔；其中 表示时刻t由集热场传输到导热介质的热量， 表示时刻t集热场c弃置的太阳能热量； 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， 则分别表示时刻t储热罐储存/释放的热量；P c,t 表示时刻t光热电站的输出功率，η c 表示光热电站的汽轮发电系统热转电的能量转换效率，P c max 、P c min 则分别表示光热电站c的最大、最小出力限制， 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：|Q c,T -Q c,0 |≤δQ c,0 (7)其中，Q c,t /Q c,t+1 分别为时刻t/t+1储热罐内的储热量，γ c 为时刻t的热量耗散比例，η ch 、η dis 分别表示储热罐储存/释放热量的过程中的损耗系数； 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x c,t 、y c,t 分别表示储热罐储存/释放热量的启停状态； 表示储热罐为保持正常运行需保留的最小热量，ρ c 为光热电站在最大出力P c max 下能够连续运行的时长；Q c,0 、Q c,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：其中， 其中， 分别表示火电机组义务调峰、一档调峰、二档调峰的报价， 和 对应表示一档调峰和二档调峰的报价上限； 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，ΔP i,t 表示火电机组i在时刻t各档次总申报电量， P i base 、P i f 和P i 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 时其中， 为光热电站在调峰辅助服务市场的一档调峰减出力报价， 表示光热电站在调峰辅助服务市场的报价上限， 为光热电站在调峰市场申报减出力电量， 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 火电二档调峰报价 火电一档调峰报量 火电二档调峰报量 光热电站一档调峰减出力报价 光热电站一档调峰减出力报量 以及双边调峰辅助服务市场下风电申报的调峰需求电量ΔP w,t 和光伏申报的调峰需求电量ΔP s,t 和申报的对应价格q w,t 、q s,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：R w,t ＝q w,t ΔP w,t (11)R s,t ＝q s,t ΔP s,t (12)R e,t ＝(q coal +q c )ΔP i,t (13)其中，R w,t 为出力空间出售给风电的收益，R s,t 为出力空间出售给光伏的收益，R e,t 为新能源消纳的节能减排效益，q coal 、q c 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； 分别为调用火电机组参与一档调峰和二档调峰的总成本， 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： 其中， 表示光热电站c在时刻t的增加的出力，P t Dw 代表风电的总调峰需求，P t Ds 对应表示光伏总调峰需求，α c,t 、β c,t 分别表示光热电站增加出力和减小出力的0-1变量， 则分别表示火电机组i上下爬坡速率， 分别表示风电站w和光伏电站s时刻t的日前计划出力， 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，r w 、r s 分别表示周期T内弃风率和弃光率要求， 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 ΔP i,t ，以及光热电站增加的电量 风电和光伏在某时刻t增加的出力空间ΔP w,t 、ΔP s,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p wind 、p solar 、p thermal 、p CSP 以及火电的第一档、第二档调峰成本γ I 、γ II 和光热电站的发电成本c CSP ，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；其中，N CSP 、N thermal 、N w 、N s 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，R CSP 、R thermal 、R w 、R s 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，C CSP 、C thermal 、C w 、C s 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，B CSP 、B thermal 、B w 、B s 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。
