屋顶光伏/微型燃气轮机互补发电经济性浅析

摘要：本文在屋顶光伏/微型燃气轮机互补发电系统特性参数基础上，简单介绍了互补系统的构成。基于该系统中光伏和微型燃机各自的发电成本构成，在当前的技术条件和造价下，简单计算了整个互补系统的发电成本，为分布式屋顶光伏/微型燃气轮机互补发电系统提供初步经济分析基础。

关键词：分布式光伏发电；微型燃气轮机；互补发电系统；发电成本

中图分类号： TK47 文献标识码： A 文章编号：

0 引言

近年来，太阳能光伏发电技术迅速进步，相关制造产业和开发利用规模逐步扩大，已经成为可再生能源发展的主要领域。根据全国可再生能源发展十二五规划和太阳能发电发展十二五规划，促进太阳能发电产业可持续发展，国家能源局和国家电网分别于9月和10月了《关于申报分布式光伏发电规模化应用示范区的通知》和《关于做好分布式光伏发电并网服务工作的意见》，鼓励大力推动分布式太阳能光伏在城市的应用，加快在居民住宅和政府公用建筑物、商业设施等的普及，实行自发自用、多余上网、免费并网、电网调剂，形成千家万户开发应用新能源的局面。相信该政策的出台将极大推动我国分布式光伏发电的发展。但是，由于光伏发电具有随机性、波动性以及不可控性，使得光伏发电的出力波动极大。这种波动将对电网的频率电压稳定性造成不良影响[1]。为了消除光伏发电系统对电网稳定性的影响，国内外提出了多种能源互补系统，如风电-太阳能发电互补系统[2]，光伏-燃油发电系统[3]，光伏-储能系统[4]，光伏-微型燃气轮机系统[5]等。

现阶段，中国城市屋顶资源广阔。以上海为例，共有两亿平米的建筑屋顶，现有光伏电池在标准条件下的功率都高于100W/m2，若这些面积全部利用起来，其装机容量要大于一个三峡。但是光伏发电系统等分布式电源的输出功率具有波动性、随机性、间歇性的特点，微网采用微燃机、燃料电池、储能装置等实现微网中的功率平衡调节，大大降低间歇式分布式电源对电网的影响，增强功率调节的可控性。本文就分布式屋顶光伏/微型燃气轮机微电网系统的成本进行初步分析，验证该微电网系统的经济可行性。

屋顶光伏与微型燃气轮机系统简介

屋顶光伏/微型燃气轮机互补发电系统包括太阳能光伏板、逆变器和若干台微型燃气轮机成的小型微电网系统。系统中配备微型燃气轮机的目的是通过燃气轮机特有的快速启停和出力调节特性，来补偿由于天气变化引起的光伏出力波动，是的这个互补发电系统的输出平稳，消除光伏发电对电网的不利影响。

考虑到屋顶分布式光伏规模（1MW-100MW）不是很大，为了保证互补系统有较高的经济性，互补发电装置中一般采用微型燃气轮机（30kW-200kW）或者相应的联合循环机组。

以10MW屋顶光伏发电为例，配备两台100kW微型燃气轮机。发电系统框图见下图1所示。

图1 分布式屋顶光伏/微型燃机互补系统发电框图

2. 系统成本初步分析

对于光伏发电与微型燃气轮机发电互补系统而言，发电系统的成本由以下三个部分组成

总投资折旧成本

燃料成本

运行维护成本

2.1 总投资折旧成本Cod

总投资折旧成本Cod包括光伏发电的单位折旧成本Cod_p和微型燃机电站折旧成本Cod_g，即Cod=ωpCod_p+ωgCod_g

其中ωp和ωg分别为微型燃气轮机所占发电量的百分比。

（1）光伏发电总投资成本Cod_p

光伏发电总投资费用主要包括光伏发电的静态投资费用，财务费用（主要是主要是利息支出）以及运行与维护费用三个部分。其中静态投资费用由电站的单位容量造价和装机容量得到。为了体现出全生命周期的总投资费用，将其折算为现值。具体可表示为：

TCRp=UIP×Kp+FCp+MCp×(P/A,i,n) （1）

其中，TCRp是光伏发电的总投资费用的现值（元）；UIp是单位容量造价费用（元/kW）；Kp是电站的装机容量（kW），FCp是财务费用（元）； MCp是运行与维护费用（元）；i是折现率（%）；n是电站投产运行期（年）。

但是考虑到光伏/微型燃机发电系统的特殊性，本研究采取按运行小时数分摊固定成本的策略。则电站总投资的折旧成本可表示为：

（2）

其中，Cod_p是光伏电站总投资的折旧成本（元/kWh）；SUIp是电站单位动态投资费用（元/kW）；ψ是净残值率；δ是厂用电率（%）；T是设备年运行小时数（h）。

目前由于光伏组件的价格较低，基本维持在4.2-4.7元/W之间，因此，10MW屋顶光伏系统动态总投资可以按照8600万元计，光伏平均利用小时数按照1000h的地区计，厂用电率按照2%，净残值率按照5%，电站投产运行期按20年计算，得到Cod_p=0.42元/kWh。

（2）微型燃机发电总投资成本Cod_g

按照目前微型燃机造价，100kW燃机发电系统动态总投资大约为14000元/kW，微燃机只是白天平滑光伏曲线运行，年平均运行时间按照1500h计，厂用电率按照2%，净残值率5%，折旧20年计，按照光伏总投资成本同样的算法，可以得到Cod_g=0.485元/kWh。

综合光伏和微燃机的投资成本，并按照比例得出：

Cod=97%×0.42+3%×0.485=0.422元/kWh。

2.2燃料成本Cof

（1）光伏电站燃料成本Cof_p

由于光伏电站主要是利用太阳能发电，除了光伏组件每年有少许损失外，几乎无发电成本，而光伏组件每年的衰减已经在光伏年平均利用小时数中考虑，所以光伏电站燃料成本可以忽略。

（2）微型燃机发电燃料成本

燃气发电燃料费用不仅与天然气价格有关，还与发电机组供电效率等因素有关。根据1kWh输出电力=3.6 MJ，微型燃机发电燃料费用可表示为：

Cof_p=(((1×3600/4.1868)/Q)/η)×Pg(3)

其中，Cof_p是电站燃料成本（元/kWh）；Q是天然气发热量（kcal/m3）；η是机组供电效率（%）；Pg是天然气市场价格（元/m3）。

同时，微型燃机发电还有除了大部分的发电原料天然气费用外，还包括少部分的水费和材料费。根据相关工程数据资料显示，水费和材料费占燃料费比重极低，约为0.008元/kWh。

按照目前天然气市场价格2.2元/m3，天然气热量8500kcal/m3，100kW微燃机供电效率32%计，得出微型燃机发电燃料成本Cof_p=0.632+0.008=0.64元/kwh。

按照光伏和微燃机发电所占比重计算得出：Cof=3%×0.64=0.0192元/kWh。

2.3 运行维护成本

光伏/微型燃机互补发电系统中，光伏组件和微型燃机几乎都是免维护的，光伏组件就是每隔时间进行一次清洗，微型燃机定期加油等即可，所以该系统的运行维护成本很低，暂按照0.1元/kWh计。

综合以上三个方面，可以得出整个互补系统的成本为Coe=Cod+Cof+0.1=0.5412元/kwh。

3 成本分析及结论

从以上分析可知，该互补系统发电成本与三个影响因素的关系最大：光伏电站动态总投资、微型燃机投资成本和微型燃机燃料成本。本项目中由于微型燃机发电在系统中运行小时数较少，所占比重较低，所以对系统成本影响不大。因此，主要影响因素在于光伏电站单位投资。

根据2012年9月国家能源局的《关于申报分布式光伏发电规模化应用的通知》，国家对分布式光伏发电项目实行单位电量定额补贴政策，补贴金额可能为0.4~0.6元/kwh，如果分布式发电的销售电价为0.6元/kwh的话，互补系统能有0.459元/kwh的收益，互补系统经济性较好。如果没有政府补贴的话，互补系统的经济性较差。

因此，在目前政府对分布式光伏发电有补贴的情况下，建设分布式光伏/微型燃机发电系统在经济上是可行的。同时，随着技术进步，光伏发电单位投资的下降，也会降低整个电站的成本，从而慢慢实现光伏平价上网。

参考文献

[1] 李碧君,方勇杰, 杨卫东,徐泰山.光伏发电并网大电网面临的问题与对策[J].电网与清洁能源. 2010（04）

[2] S. Neris, N.A.Vovos,G.B. Gannakopoulos.A variable speed wind energy coversion scheme for connection to weak ac systems[J] . IEEE Trans. on Energy Conv.,1999,14(1):122-127

[3] 吴炯.光伏与柴油发电并网控制系统设计[D].上海交通大学.2011硕士毕业论文

[4] 张洋,李强,李朝晖.等.光伏-储能联合微网系统工程方案设计[J].电力系统保护与控制. 2010,38（23）

[5] 王锡林. 含有光伏电源的微网综述[J].安徽电子信息职业技术学院学报.2011(2)