太陽能光伏光熱發(fā)電技術分析

太陽能光伏光熱發(fā)電技術分析1.1.太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)的性能及原理介紹1.1.1特點太陽能發(fā)電是利用電池組件將太陽能直接轉變?yōu)殡娔艿难b置。太陽能電池組件（Solarcells）是利用半導體材料的電子學特性實現(xiàn)P-V轉換的固體裝置，在廣大的無電力網(wǎng)地區(qū)，該裝置可以方便地實現(xiàn)為用戶照明及生活供電，一些發(fā)達國家還可與區(qū)域電網(wǎng)并網(wǎng)實現(xiàn)互補。而國內(nèi)主要研究生產(chǎn)適用于無電地區(qū)家庭照明用的小型太陽能發(fā)電系統(tǒng)。二、系統(tǒng)的組成：電源系統(tǒng)：太陽能電池組件和蓄電池?？刂票Ｗo系統(tǒng)：控制器和逆變器。系統(tǒng)終端（負載）：用戶的用電設備。三、太陽能發(fā)電原理：太陽能電池與蓄電池組成系統(tǒng)的電源單元，因此蓄電池性能直接影響著系統(tǒng)工作特性。（1）電池單元：由于技術和材料原因，單一電池的發(fā)電量是十分有限的，實用中的太陽能電池是單一電池經(jīng)串、并聯(lián)組成的電池系統(tǒng)，稱為電池組件（陣列）。單一電池是一只硅晶體二極管，根據(jù)半導體材料的電子學特性，當太陽光照射到由P型和N型兩種不同導電類型的同質半導體材料構成的P-N結上時，在一定的條件下，太陽能輻射被半導體材料吸收，在導帶和價帶中產(chǎn)生非平衡載流子即電子和空穴。同于P-N結勢壘區(qū)存在著較強的內(nèi)建靜電場，因而能在光照下形成電流密度J，短路電流Isc，開路電壓Uoc。若在內(nèi)建電場的兩側面引出電極并接上負載，理論上講由P-N結、連接電路和負載形成的回路，于是就有“光生電流”流過，太陽能電池組件就實現(xiàn)了對負載的功率P輸出。（2）電能儲存單元：太陽能電池產(chǎn)生的直流電先進入蓄電池儲存，蓄電池的特性影響著系統(tǒng)的工作效率和特性。蓄電池技術是十分成熟的，但其容量要受到末端需電量，日照時間（發(fā)電時間）的影響。因此蓄電池瓦時容量和安時容量由預定的連續(xù)無日照時間決定。（3）控制器：控制器的主要功能是使太陽能發(fā)電系統(tǒng)始終處于發(fā)電的最大功率點附近，以獲得最高效率。而充電控制通常采用脈沖寬度調制技術即PWM控制方式，使整個系統(tǒng)始終運行于最大功率點Pm附近區(qū)域。放電控制主要是指當電池缺電、系統(tǒng)故障，如電池開路或接反時切斷開關。目前日立公司研制出了既能跟蹤調控點Pm，又能跟蹤太陽移動參數(shù)的“向日葵”式控制器，將固定電池組件的效率提高了50%左右。（4）DC-AC逆變器：逆變器按激勵方式，可分為自激式振蕩逆變和他激式振蕩逆變。主要功能是將蓄電池的直流電逆變成交流電。通過全橋電路，一般采用SPWM處理器經(jīng)過調制、濾波、升壓等，得到與照明負載頻率f，額定電壓UN等匹配的正弦交流電供系統(tǒng)終端用戶使用。（5）太陽能發(fā)電系統(tǒng)的效率：在太陽能發(fā)電系統(tǒng)中，系統(tǒng)的總效率ηese由電池組件的PV轉換率、控制器效率、蓄電池效率、逆變器效率及負載的效率等組成。但相對于太陽能電池技術來講，要比控制器、逆變器及照明負載等其它單元的技術及生產(chǎn)水平要成熟得多，而且目前系統(tǒng)的轉換率只有17%左右。因此提高電池組件的轉換率，降低單位功率造價是太陽能發(fā)電產(chǎn)業(yè)化的重點和難點。太陽能電池問世以來，晶體硅作為主角材料保持著統(tǒng)治地位。目前對硅電池轉換率的研究，主要圍繞著加大吸能面，如雙面電池，減小反射;運用吸雜技術減小半導體材料的復合;電池超薄型化;改進理論，建立新模型;聚光電池等。(6)光伏技術發(fā)展：第三代光伏發(fā)電技術中的跟蹤系統(tǒng)可以將光伏發(fā)電量增加30%-40%，將使多晶硅的用量減少30%-40%，在了解第三代發(fā)電技術之前，我們先來了解什么是第一代與第二代光伏發(fā)電技術。簡單地說，第一代光伏發(fā)電技術以晶體硅生產(chǎn)光電池為核心的技術；第二代光伏發(fā)電技術是指品種繁多的薄膜電池。第一代光伏發(fā)電技術=晶體硅光伏發(fā)電，有單晶硅和多晶硅的差別。優(yōu)點是光電轉化率較高，缺點是售價較貴，生產(chǎn)多晶硅耗能較多，也容易污染環(huán)境。第二代光伏發(fā)電技術=花式品種繁多的薄膜電池，優(yōu)點是材料用量少，售價較低，重大缺點是光電轉化率只有晶體硅的一半，占地面積也較多。主要品種有：1、非晶、納米晶、微晶等硅薄膜。2、CIGS即銅銦鎵硒組成的薄膜。3、TeCd碲化鎘薄膜。行業(yè)來看，發(fā)展光伏用晶體硅還是薄膜爭論從未停息。但業(yè)內(nèi)普遍認為，無論第一代技術還是第二代技術，都存在高耗能、高污染的問題，而第三代光伏發(fā)電技術則是一種完全“綠色”的光伏發(fā)電技術，其“綠色、高效、價廉、壽命長”等特點將改變光伏上游產(chǎn)業(yè)“兩高”現(xiàn)狀。具體地說，第三代光伏發(fā)電技術就是使用“太陽能煉硅+跟蹤+聚光+高效聚光硅電池”技術發(fā)電。這是與第一代和第二代最本質的技術區(qū)別。第三代光伏發(fā)電技術非常重要的一點就是綠色技術。它以太陽能煉硅為核心技術，所帶來的污染基本等于零。太陽能煉硅的特點是利用太陽能，不是使用電能，盡管也是高耗能，但耗的不是化石能而是太陽能，從這個意義上講，第三代光伏發(fā)電技術是具有革命性的。第三代光伏發(fā)電技術指的是“太陽能煉硅＋跟蹤＋聚光＋高效聚光硅電池”，具有綠色、高效、價廉和壽命長的特征，其中“綠色”是最大優(yōu)點。“綠色”技術最為核心的就是太陽能煉硅，其特點是利用太陽能，盡管也是高耗能，但消耗的不是電能，而是太陽能。從這個意義上講，第三代光伏發(fā)電技術所帶來的污染基本等于零。1.1.2太陽能煉硅已做到2.0元/瓦的跟蹤成本；聚光系統(tǒng)則能大幅度降低光電池硅材料和非硅材料用量。（尤其對“直射光”的聚光）可將硅材料、非硅材料的每度電耗能下降到原有的1/4；另外，硅電池的轉化率越高，所消耗的多晶硅就越少。第三代光伏發(fā)電技術所使用的高效聚光硅電池將大大降低成本。目前用的是轉化率為22%的N型硅基聚光電池，我個人非常期待有新型高效聚光電池的出現(xiàn)。但我也認為，最有前途的技術方向應該是“晶體硅電池+能帶結構”不相同的薄膜組成的各種硅基薄膜電池。第三代光伏技術的突破將以“等效”峰值功率的售價來計算光伏發(fā)電的成本；另外，光能組件的使用壽命很長，所用多晶硅成本，已下降到只有通常不跟蹤平板式多晶硅光伏電池的1/4-1/5。第三代光伏技術最為“核心”的技術是太陽能煉硅。使用太陽能煉硅可以大幅度降低對化石能源消耗，并且不會產(chǎn)生任何四氯化硅等污染；出產(chǎn)的硅質量好、壽命長，電池只有在微光條件下才致衰減。[1.2太陽能光熱發(fā)電系統(tǒng)簡介1.2.1太陽能發(fā)電系統(tǒng)的分類目前，較為成熟的太陽能發(fā)電技術是太陽能光伏發(fā)電和太陽能光熱發(fā)電。太陽能光熱發(fā)電技術又分為塔式太陽能光熱發(fā)電、槽式太陽能光熱發(fā)電和碟式太陽能光熱發(fā)電。目前槽式和塔式太陽能光熱發(fā)電站實現(xiàn)了商業(yè)化示范運行，而碟式發(fā)電系統(tǒng)仍處于示范階段。槽式太陽能光熱發(fā)電系統(tǒng)利用槽式拋物面聚光器聚光的太陽能光熱發(fā)電系統(tǒng)簡稱分散型系統(tǒng)。該系統(tǒng)一般由聚光集熱裝置、蓄熱裝置、熱機發(fā)電裝置和輔助能源裝置（如鍋爐）等組成（圖1）。槽式拋物面將太陽光聚在一條線上，在這條焦線上安裝管狀集熱器，以吸收聚焦的太陽輻射能，常將眾多的槽式聚光器串并聯(lián)成聚光集熱器陣列。槽式聚光器對太陽輻射進行一維跟蹤。

圖1為90年代投產(chǎn)的SEGSI電站太陽能光熱發(fā)電系統(tǒng)示意圖［1］，該系統(tǒng)采用雙回路設計，集熱油回路和動力蒸汽回路分離，經(jīng)過一系列換熱器交換熱量，利用導熱油作為集熱介質，293℃的低溫導熱油從儲油罐中泵入槽式太陽能集熱場，被加熱到391℃，然后依次通過再熱器、過熱器、蒸發(fā)器、預熱器等，將收集到的太陽熱能交換給動力回路中的蒸汽，產(chǎn)生10.4MPa/370℃的過熱蒸汽，進入汽輪機中做功。當太陽能供應不足時，利用輔助加熱器（天然氣）加熱導熱油，從而實現(xiàn)系統(tǒng)的穩(wěn)定、連續(xù)運行。

由于槽式聚光器的幾何聚光比低及集熱溫度不高，使得拋物槽式太陽能光熱發(fā)電系統(tǒng)中動力子系統(tǒng)的熱轉功效率偏低，通常在35%左右。因此，單純的拋物槽式太陽能光熱發(fā)電系統(tǒng)在進一步提高熱效率、降低發(fā)電成本方面的難度較大。塔式太陽能光熱發(fā)電系統(tǒng)塔式太陽能光熱發(fā)電系統(tǒng)也稱為集中式太陽能光熱發(fā)電，利用定日鏡將太陽光聚焦在中心吸熱塔的吸熱器上，聚焦的輻射能轉變成熱能，然后傳遞給熱力循環(huán)的工質，再驅動汽輪機做功發(fā)電。塔式太陽能光熱發(fā)電系統(tǒng)（圖2）主要分熔鹽系統(tǒng)、空氣系統(tǒng)和水/蒸汽系統(tǒng)。無論采用哪種工質，系統(tǒng)的蓄熱至關重要。由于太陽能的間隙性，必須由蓄熱器提供足夠的熱能來補充烏云遮擋及夜晚時太陽能的不足，否則發(fā)電系統(tǒng)將無法正常工作。

（1）塔式水/蒸汽系統(tǒng)。水/蒸汽系統(tǒng)以水為傳熱介質。在這類系統(tǒng)中，過冷水經(jīng)泵增壓后被送到塔頂吸熱器，在吸熱器中蒸發(fā)并過熱后被送至地面，驅動汽輪機做功發(fā)電。圖2為美國SolarOne試驗電站示意圖［2］。SolarOne的吸熱器是一個外圓柱式吸熱器，由24塊管板組成，每塊管板有70根吸熱管。整個吸熱器實際上就是一個將水直接加熱到過熱蒸汽的“太陽能鍋爐”。吸熱器出口的蒸汽參數(shù)為516℃、10.1MPa，直接用于驅動汽輪機。過熱蒸汽也可以送入一個“油-沙石”蓄熱系統(tǒng)進行能量的存儲。盡管SolarOne電站成功地證明了塔式發(fā)電技術的可行性，但蓄熱系統(tǒng)不能提供足夠的蒸汽用于汽輪機發(fā)電。電站最主要的運行模式是將太陽能接收器和汽輪機耦合起來，蓄熱系統(tǒng)設置為旁路，系統(tǒng)所產(chǎn)生的多余蒸汽進入蓄熱系統(tǒng)實現(xiàn)能量存儲，蓄熱系統(tǒng)只產(chǎn)生輔助蒸汽，用于系統(tǒng)的啟停和離線運行時保溫。

（2）塔式熔鹽系統(tǒng)。熔鹽吸熱、傳熱系統(tǒng)（圖3）一般以熔融硝酸鹽為工作介質，系統(tǒng)低溫側一般為290℃，高溫側為565℃。低溫熔鹽通過熔鹽泵從低溫熔鹽儲罐被送至塔頂?shù)娜埯}吸熱器，吸熱器在平均熱流密度約430kW/m2的聚焦輻射照射下將熱量傳遞給流經(jīng)吸熱器的熔鹽。熔鹽吸熱后溫度升高至約565℃，再通過管道送至位于地面的高溫熔鹽罐。來自高溫熔鹽罐的熔鹽被輸送至蒸汽發(fā)生器，產(chǎn)生高溫過熱蒸汽，推動汽輪機做功發(fā)電。

以熔鹽為吸熱、傳熱介質，主要有以下幾個優(yōu)點：①除克服流動阻力外，系統(tǒng)無壓運行，安全性提高；②傳熱工質在整個吸熱、傳熱循環(huán)中無相變，且熔鹽熱容大，吸熱器可承受較高的熱流密度，從而使吸熱器可做得更緊湊，減少制造成本，降低熱損；③熔鹽本身是很好的蓄熱材料，系統(tǒng)傳熱、蓄熱可共用同一工質，使系統(tǒng)極大的簡化。但是，熔鹽介質也有其缺點：①熔鹽的高溫分解和腐蝕問題，相關材料必須耐高溫和耐腐蝕，使系統(tǒng)成本增加、可靠性降低；②熔鹽的低溫凝固問題，在夜間停機時高、低溫熔鹽儲罐必須保溫，以防止熔鹽凝固，清晨開機時也必須對全部管道進行預熱，這都將增加系統(tǒng)的伴生電耗。圖3為SolarTwo塔式太陽能發(fā)電系統(tǒng)示意圖［3］，該電站是目前世界上最大的塔式太陽能熱電站，裝機容量達到10MW。該系統(tǒng)由平面鏡、跟蹤機構、支架等組成定日鏡陣列，可由微機控制實現(xiàn)最佳聚焦，始終對準太陽，捕獲并聚集太陽輻射能到高塔頂端的外露式吸熱器。利用硝酸鹽作為蓄熱介質，290℃的液態(tài)低溫熔鹽從冷熔鹽罐中泵入塔式太陽能吸熱器，被加熱到565℃，然后存回熱熔鹽罐。熱熔鹽通過泵送到蒸汽發(fā)生器，產(chǎn)生的過熱蒸汽進入汽輪機做功發(fā)電。熔鹽儲罐同時作為蓄熱系，滿足動力系統(tǒng)的啟停和機組在日照不足時的用汽需求。SolarTwo的試驗研究證實了熔鹽技術的可行性，進一步降低了技術和經(jīng)濟風險，促進了塔式光熱發(fā)電技術的商業(yè)化。碟式太陽能光熱發(fā)電系統(tǒng)

碟式太陽能光熱發(fā)電系統(tǒng)是利用旋轉拋物面反射鏡，將入射陽光聚集在焦點上，放置在焦點處的太陽能接收器收集較高溫度的熱能，加熱工質以驅動汽輪機，從而將熱能轉化為電能。整個系統(tǒng)包括：旋轉拋物面反射鏡、接收器、跟蹤裝置和蓄熱系統(tǒng)。不難看出，塔式太陽能光熱發(fā)電系統(tǒng)和槽式、碟式的系統(tǒng)相比，除聚光集熱器有所不同外，3者在系統(tǒng)構成和工作原理等方面都基本相似。1.2.2幾種太陽能光熱發(fā)電方式現(xiàn)狀2.1槽式太陽能光熱發(fā)電現(xiàn)狀

表1列出了當今世界主要槽式太陽能光熱發(fā)電站的基本參數(shù)。

2.2塔式太陽能光熱發(fā)電現(xiàn)狀目前，全世界已建成10余個塔式太陽能光熱發(fā)電試驗示范電站。主要的塔式太陽能光熱發(fā)電站的參數(shù)見表2。

2008年底建成20MW（PS20）塔式太陽能熱電站，PS20電站塔高160m，占地約90萬/m2，采用1255片定日鏡，每片120m2。隨著技術的進步，塔式電站的年平均發(fā)電率已達13.7%，建造費用降低到3200美元/kW。塔式電站的單位投資成本和發(fā)電成本隨著容量的增加而降低。因此，大規(guī)模太陽能光熱發(fā)電技術是今后太陽能光熱發(fā)電走向實用化的必由之路。

2.3我國太陽能光熱發(fā)電現(xiàn)狀

國內(nèi)首座70kW塔式太陽能光熱發(fā)電系統(tǒng)于2005年10月底在南京江寧太陽能試驗場順利建成，并成功投入并網(wǎng)發(fā)電。由中國科學院電工研究所（以下簡稱中科院電工所）、皇明太陽能集團聯(lián)合實驗室研制的單軸跟蹤的槽式太陽能聚光器，于2004年10月在通州實驗基地開始成功運行。該聚光器面積30m2，傳熱工質輸出溫度達400℃，峰值熱輸出功率為10kW，具有自動跟蹤精度高、熱流密度大等特點。1.2.3太陽能光熱發(fā)電技術商業(yè)化面臨的問題

太陽能光熱發(fā)電技術商業(yè)化發(fā)展的主要矛盾是成本問題。建立高效率、大容量、高聚光比的太陽能光熱發(fā)電系統(tǒng)是降低發(fā)電成本的主要研究方向。為推動太陽能光熱發(fā)電技術的商業(yè)化，必須考慮太陽輻照的不連續(xù)性，可采取與化石燃料互補的聯(lián)合發(fā)電途徑。

（1）建設成本。有關統(tǒng)計數(shù)據(jù)表明，塔式太陽能光熱發(fā)電站初次投資成本比例為：定日鏡占47%，蓄熱占20%，發(fā)電機組、電氣設備等占30%，建設成本約3～3.2萬元/kW。槽式太陽能光熱發(fā)電站初次投資成本比例為：聚光、吸熱部分占55%，蓄熱占20%，發(fā)電機組、電氣設備等占25%，建設成本約2.5萬元/kW。與常規(guī)火電機組建設相比，盡管考慮環(huán)境污染以及能源供給等因素，太陽能光熱發(fā)電的建設成本仍然較高且難以降低，無法形成大規(guī)模投資建設的形勢。

（2）槽式太陽能光熱發(fā)電技術。即使是目前已經(jīng)商業(yè)示范運行的槽式系統(tǒng)，盡管光熱發(fā)電成本已經(jīng)低于光伏發(fā)電成本，卻沒有出現(xiàn)和光伏發(fā)電市場一樣的快速增長。太陽能光熱發(fā)電的產(chǎn)業(yè)化還有待關鍵技術的更大突破，比如提高真空集熱管的效率，開發(fā)先進的熱存儲技術等。目前，槽式太陽能集熱管主要使用直通式金屬—玻璃管，集中體現(xiàn)了吸收膜層技術、玻璃與金屬封接技術和波紋管技術等尖端科技。國內(nèi)高效能的真空金屬—玻璃管真空集熱管只能應用在小容量熱力系統(tǒng)中，最大加工長度僅2m，這是大容量、高參數(shù)機組的投產(chǎn)應用的障礙。

（3）塔式太陽能光熱發(fā)電技術。盡管塔式太陽能光熱發(fā)電技術起步較早，人們也一直希望通過盡可能多的定日鏡將太陽能量集聚到幾十MW的水平