基于魯固直流通道的太陽能熱發電系統運行模式研究

中圖分類號：TM615 文獻標志碼：A

0引言

太陽能熱發電憑借清潔低碳、安全性高、電力品質優、可雙向調峰等獨特優勢，正逐步成為替代傳統火電的理想調峰電源，不僅能與風電、光伏發電等可再生能源電力互補，還能以其強大的調節能力保障可再生能源電力的平穩消納；此外，其同步發電裝置還可為電網的安全穩定運行提供支撐。太陽能熱發電的儲能和調峰價值日益凸顯，對構建以可再生能源為主體的新型電力系統具有重要意義。

近年來，在“雙碳”戰略目標的推動下，太陽能熱發電迎來重要發展機遇。2023年3月，國家能源局綜合司發布的《關于推動光熱發電規模化發展有關事項的通知》（國能綜通新能[2023]28號）明確提出：統籌協調光伏、光熱規劃布局，力爭“十四五”期間，全國光熱發電每年新增開工規模達到300萬 kW 左右。在政策引導下，全國陸續批復了30余個“光熱 + ”一體化項目[2]，其中超過20個項目已進入到實質性建設階段。在這些項目中太陽能熱發電站的主要定位是用于調峰，但并未對其具體運行模式做出明確規定。特別是在多能互補的復雜場景下，如何科學制定太陽能熱發電站在不同時段的發電策略，如何優化其輸出功率與運行時序，這些關鍵問題仍有待深入研究。

基于此，本文以吉林省白城市某“光熱 + ”一體化發電項目（下文簡稱為“本項目”）為例，參照魯固直流特高壓外送通道受端一一山東省的峰谷平時段分布及其電價，采用經濟性評價方法，對本項目中的太陽能熱發電站在不同運行模式下的經濟性和調峰能力進行分析。

1魯固直流特高壓外送通道

1.1概況

本項目所產生的電力由魯固直流特高壓外送通道[3-4（下文簡稱為“魯固直流通道”）輸送至山東省。魯固直流通道是國家“西電東送”戰略的重要工程之一，其起點位于內蒙古通遼市扎魯特旗換流站，落點位于山東省青州市，輸電線路全長為 1234km ，額定輸送容量為1000萬 ，設計年輸電量為550億kWh。該工程是特高壓直流輸電技術的創新實踐，于2017年12月31日正式投入運行，有效緩解了東北地區因電力富余導致的“窩電”問題，顯著改善了當地“棄風限電”狀況。中國41條特高壓通道的分布情況如圖 所示，圖中：地名代表特高壓通道站點名，紅色虛線處為魯固直流通道。

2022年，扎魯特換流站跨省外送電量全年累計突破300億kWh大關，同比增長 14.68% 相當于減少標準煤燃燒1375萬t，減排二氧化碳2700萬t、二氧化硫6.76萬t、氮氧化物7.15萬t，該換流站已成為東北地區向華北地區送電的重要樞紐。

1.2受端峰谷平電價

根據《關于進一步優化工商業分時電價政策的通知》（魯發改價格[2023]914號）得到山東省峰谷平段電價及電價上下浮動比例，計算得出本項目在山東省各季節各時段的售電電價，如表1所示。

根據山東省電力交易中心網的信息，2024年3月該省電力公司最新的代理購電價格為0.4014元 /kWh ；根據山東省電力交易中心發布的《2024年3月月度省間交易輸電價格方案》，魯固直流工程輸電價格為0.0412元/kWh（含稅、含輸電環節線損，線損率為 2.69% 。本項目平段售電價格按照最新代理購電價格與魯固直流工程輸電價格之差（即0.3602元/kWh）來計算。

2太陽能熱發電技術原理及調峰作用

2.1技術原理

塔式太陽能熱發電技術具有發電效率高、冬季和夏季的發電量相對均衡、儲熱系統熔鹽溫度利用區間更大、相同儲熱時長下所需熔鹽量更少、投資成本相對更低等優勢，因此適用于中國中高緯度、冬季太陽能資源偏低的地區。

表1山東省各季節各時段的售電電價

塔式太陽能熱發電技術的工作原理是：通過大量排列有序的雙軸驅動定日鏡實時跟蹤太陽，將太陽光反射并聚焦至位于吸熱塔頂部的吸熱器上，進而加熱吸熱器內的熔鹽介質，并將加熱后的高溫熔鹽存儲于高溫儲熱罐內。在發電過程中，利用高溫熔鹽與水進行熱交換，產生高溫高壓的蒸汽，以驅動汽輪發電機組發電。由于采用太陽能熱發電技術時會存在大規模的熔鹽儲熱系統，其發電過程是連續、穩定的，并可隨時響應電網的調度。塔式太陽能熱發電系統結構示意圖如圖 所示。

2.2調峰作用

太陽能熱發電在電力系統中具備以下優勢。

1）可深度調峰。太陽能熱發電具有環境友好、無碳排放、調峰靈活、相對調峰幅度大、響應快、輸出功率連續穩定等優點，可較好的滿足電網對調峰電源的要求。與傳統火電調峰方式相比，太陽能熱發電的最低負荷可降至 15%～20% ，而傳統火電調峰方式受鍋爐最低穩燃負荷的限制，其最低負荷通常為 30%～40%

2）負荷調節速度快。火電調峰受鍋爐熱容較大、升負荷時間較長的影響，負荷調節速度較慢。而太陽能熱發電的負荷調節速度取決于蒸汽發生系統的換熱速率，負荷調節速度遠高于傳統火電，汽輪發電機組最快可達到每分鐘調節 10% 的額定容量。太陽能熱發電與火電的負荷調節時間在對比如表 所示。

表2太陽能熱發電與火電負荷調節所需時間對比

3）支撐早晚高峰用電需求。太陽能熱發電站的儲能系統可以將白天收集的太陽能儲存起來，在夜晚依然保證功率輸出，從而顯著緩解電網早晚用電高峰的用電需求，并平滑輸出功率。

4）提供轉動慣量和無功功率。太陽能熱發電采用汽輪發電機組，與傳統火電的汽輪機具有相同的作用，相比于風電組機和光伏發電系統中的電力電子裝置，太陽能熱發電站可以有效為電網提供轉動慣量和無功功率，有助于電網的穩定。

3技術方案與運行模式優化

3.1技術方案

本項目位于吉林省白城市，站址坐標為 、 ，屬于中國高緯度地區。該項目中的發電方式包括太陽能熱發電、風電和光伏發電。其中，太陽能熱發電采用塔式太陽能熱發電技術，主要技術參數如表3所示。

表3項目站址信息及主要技術參數

3.2投資概算與經濟性參數

本項目靜態投資的 20% 使用資本金，其余部分由銀行貸款，其中銀行貸款年利率按 3.95% 計，貸款償還期按15年（寬限期2年）考慮，還款方式為等額本金。本項目生命周期為25年，增值稅率為 13% ，所得稅率為 25% （三免三減半），城市建設維護稅與教育附加稅為 10% ，殘值率為 10% ，人員工資為16萬元/年（含福利），折舊年限為15年。本項目主要經濟參數如表4所示。

3.3太陽能熱發電系統運行模式設計

考慮到山東省的谷段（含深谷）和峰段（含尖峰）時長除夏季是6h外，其余季節都是 5h 而平段時長可達 14h ，且峰平谷（含深谷和尖峰）電價差異較大。因此，本項目在進行太陽能熱發電系統運行模式設計時，遵循以下3條基本原則。

1）根據山東省電力交易中心網數據，設定太陽能熱發電系統的峰平谷時間段。2）各段負荷遵循：尖峰 ？ 高峰 ？ 平段 ？ 低谷 ？ 深谷。3）負荷率取值為：尖峰時段取 100% ；高峰時段取 75% 或 100% ；平段取 50% ， 75% 或100% ；谷段取 0% 、 15% 或 30% ；深谷時段取0% 或 15% 。

根據以上3條原則設計了12種太陽能熱發電系統運行模式，12種運行模式在各時段的負荷率如表5所示。

3.4不同運行模式下的上網電量

依據12種運行模式對本項目進行模擬，得到各運行模式下3種發電方式的上網電量，如表6所示。

3.5不同運行模式下的電價及收益率

依據山東省電力交易中心網提供的分時電價與3種發電方式的逐時發電量，計算12種運行模式下3種發電方式的加權平均電價。并利用加權平均電價和經濟性參數，計算對應的資本金內部收益率（IRR）和全投資稅后IRR，具體如表7和圖3所示。

由圖3可以看出：通過對比12種運行模式下的資本金IRR和全投資稅后IRR，發現運行模式4的經濟性最優，即太陽能熱發電站在低谷段和深谷段不發電，平段按 75% 負荷率運行，高峰段和尖峰段按 100% 滿負荷運行。

4太陽能熱發電站的調峰支撐分析

本項目中太陽能熱發電系統借助其儲熱系統設計每年為山東省提供約1.75億kWh的電量支撐。各季節太陽能熱發電系統的模擬運行曲線如圖4所示，峰谷平各時段的電量分布圖如圖5所示。

在低谷和深谷時段，太陽能熱發電系統停止運行，可降低電網在光伏發電和風電輸出功率較大時段的調峰壓力；太陽能熱發電系統白天儲存的能量在高峰和尖峰時段釋放時，可向電網提供電力支撐。

5結論

本文以魯固直流通道下的吉林省白城市某“光熱 ’一體化發電項目為例，系統研究了太陽能熱發電系統在多能互補場景下的最優運行模式。通過分析魯固直流通道受端山東省的峰平谷時段及其電價條件，設計并模擬了12種太陽能熱發電的運行模式，綜合評估了各模式下3種發電方式的上網電量和經濟效益。研究結果表明：太陽能熱發電系統在低谷時段和深谷時段停正發電，在平段按 75% 負荷率運行，在高峰時段和尖峰時段按 100% 滿負荷運行的模式，能夠有效降低電網調峰壓力，同時最大化項目的經濟性和清潔電力供應水平。

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RESEARCHONOPERATIONMODESOFCSPSYSTEMBASEDONLUGUDCCHANNEL

Li Maoqing （JilinElectricPowerCO.，LTD.，Changchun130ooo，China）

Abstract：As a peak shaving power source，the operation mode of CSP station in multi energy complementary scenarios is not yetclear， especially in terms of optimizing its power generation strategies and operation timing at different time periods，which still needs further research. This paper takes a \" integrated power generation project in Baicheng City， Jilin Province as an example.Refering to the peak valley distribution and electricity price at the receiving end of the Lugu DC ultra-high voltage transmission channel，twelve operating modes are designed to analyze the on grid electricity consumption and economic benefits of three power generation methods under each mode.The research results indicate that the optimal operating mode ofCSP is to not generate electricity during low valley and deep valley periods， operate at 75% load rate during flat periods，and operate at 100% full load during peak and peak periods.The research results are expected to provide scientifc basis for the selection of operation modes for integrated power generation projects similar to \"

Keywords： Lugu DC channel； CSP station； operation mode