太阳能光伏光热发电技术分析

太阳能光伏光热发电技术分析1.1.太阳能光伏发电系统的性能及原理介绍1.1.1特点太阳能发电是利用电池组件将太阳能直接转变为电能的装置。太阳能电池组件（Solarcells）是利用半导体材料的电子学特性实现P-V转换的固体装置，在广大的无电力网地区，该装置可以方便地实现为用户照明及生活供电，一些发达国家还可与区域电网并网实现互补。而国内主要研究生产适用于无电地区家庭照明用的小型太阳能发电系统。二、系统的组成：电源系统：太阳能电池组件和蓄电池。控制保护系统：控制器和逆变器。系统终端（负载）：用户的用电设备。三、太阳能发电原理：太阳能电池与蓄电池组成系统的电源单元，因此蓄电池性能直接影响着系统工作特性。（1）电池单元：由于技术和材料原因，单一电池的发电量是十分有限的，实用中的太阳能电池是单一电池经串、并联组成的电池系统，称为电池组件（阵列）。单一电池是一只硅晶体二极管，根据半导体材料的电子学特性，当太阳光照射到由P型和N型两种不同导电类型的同质半导体材料构成的P-N结上时，在一定的条件下，太阳能辐射被半导体材料吸收，在导带和价带中产生非平衡载流子即电子和空穴。同于P-N结势垒区存在着较强的内建静电场，因而能在光照下形成电流密度J，短路电流Isc，开路电压Uoc。若在内建电场的两侧面引出电极并接上负载，理论上讲由P-N结、连接电路和负载形成的回路，于是就有“光生电流”流过，太阳能电池组件就实现了对负载的功率P输出。（2）电能储存单元：太阳能电池产生的直流电先进入蓄电池储存，蓄电池的特性影响着系统的工作效率和特性。蓄电池技术是十分成熟的，但其容量要受到末端需电量，日照时间（发电时间）的影响。因此蓄电池瓦时容量和安时容量由预定的连续无日照时间决定。（3）控制器：控制器的主要功能是使太阳能发电系统始终处于发电的最大功率点附近，以获得最高效率。而充电控制通常采用脉冲宽度调制技术即PWM控制方式，使整个系统始终运行于最大功率点Pm附近区域。放电控制主要是指当电池缺电、系统故障，如电池开路或接反时切断开关。目前日立公司研制出了既能跟踪调控点Pm，又能跟踪太阳移动参数的“向日葵”式控制器，将固定电池组件的效率提高了50%左右。（4）DC-AC逆变器：逆变器按激励方式，可分为自激式振荡逆变和他激式振荡逆变。主要功能是将蓄电池的直流电逆变成交流电。通过全桥电路，一般采用SPWM处理器经过调制、滤波、升压等，得到与照明负载频率f，额定电压UN等匹配的正弦交流电供系统终端用户使用。（5）太阳能发电系统的效率：在太阳能发电系统中，系统的总效率ηese由电池组件的PV转换率、控制器效率、蓄电池效率、逆变器效率及负载的效率等组成。但相对于太阳能电池技术来讲，要比控制器、逆变器及照明负载等其它单元的技术及生产水平要成熟得多，而且目前系统的转换率只有17%左右。因此提高电池组件的转换率，降低单位功率造价是太阳能发电产业化的重点和难点。太阳能电池问世以来，晶体硅作为主角材料保持着统治地位。目前对硅电池转换率的研究，主要围绕着加大吸能面，如双面电池，减小反射;运用吸杂技术减小半导体材料的复合;电池超薄型化;改进理论，建立新模型;聚光电池等。(6)光伏技术发展：第三代光伏发电技术中的跟踪系统可以将光伏发电量增加30%-40%，将使多晶硅的用量减少30%-40%，在了解第三代发电技术之前，我们先来了解什么是第一代与第二代光伏发电技术。简单地说，第一代光伏发电技术以晶体硅生产光电池为核心的技术；第二代光伏发电技术是指品种繁多的薄膜电池。第一代光伏发电技术=晶体硅光伏发电，有单晶硅和多晶硅的差别。优点是光电转化率较高，缺点是售价较贵，生产多晶硅耗能较多，也容易污染环境。第二代光伏发电技术=花式品种繁多的薄膜电池，优点是材料用量少，售价较低，重大缺点是光电转化率只有晶体硅的一半，占地面积也较多。主要品种有：1、非晶、纳米晶、微晶等硅薄膜。2、CIGS即铜铟镓硒组成的薄膜。3、TeCd碲化镉薄膜。行业来看，发展光伏用晶体硅还是薄膜争论从未停息。但业内普遍认为，无论第一代技术还是第二代技术，都存在高耗能、高污染的问题，而第三代光伏发电技术则是一种完全“绿色”的光伏发电技术，其“绿色、高效、价廉、寿命长”等特点将改变光伏上游产业“两高”现状。具体地说，第三代光伏发电技术就是使用“太阳能炼硅+跟踪+聚光+高效聚光硅电池”技术发电。这是与第一代和第二代最本质的技术区别。第三代光伏发电技术非常重要的一点就是绿色技术。它以太阳能炼硅为核心技术，所带来的污染基本等于零。太阳能炼硅的特点是利用太阳能，不是使用电能，尽管也是高耗能，但耗的不是化石能而是太阳能，从这个意义上讲，第三代光伏发电技术是具有革命性的。第三代光伏发电技术指的是“太阳能炼硅＋跟踪＋聚光＋高效聚光硅电池”，具有绿色、高效、价廉和寿命长的特征，其中“绿色”是最大优点。“绿色”技术最为核心的就是太阳能炼硅，其特点是利用太阳能，尽管也是高耗能，但消耗的不是电能，而是太阳能。从这个意义上讲，第三代光伏发电技术所带来的污染基本等于零。1.1.2太阳能炼硅已做到2.0元/瓦的跟踪成本；聚光系统则能大幅度降低光电池硅材料和非硅材料用量。（尤其对“直射光”的聚光）可将硅材料、非硅材料的每度电耗能下降到原有的1/4；另外，硅电池的转化率越高，所消耗的多晶硅就越少。第三代光伏发电技术所使用的高效聚光硅电池将大大降低成本。目前用的是转化率为22%的N型硅基聚光电池，我个人非常期待有新型高效聚光电池的出现。但我也认为，最有前途的技术方向应该是“晶体硅电池+能带结构”不相同的薄膜组成的各种硅基薄膜电池。第三代光伏技术的突破将以“等效”峰值功率的售价来计算光伏发电的成本；另外，光能组件的使用寿命很长，所用多晶硅成本，已下降到只有通常不跟踪平板式多晶硅光伏电池的1/4-1/5。第三代光伏技术最为“核心”的技术是太阳能炼硅。使用太阳能炼硅可以大幅度降低对化石能源消耗，并且不会产生任何四氯化硅等污染；出产的硅质量好、寿命长，电池只有在微光条件下才致衰减。[1.2太阳能光热发电系统简介1.2.1太阳能发电系统的分类目前，较为成熟的太阳能发电技术是太阳能光伏发电和太阳能光热发电。太阳能光热发电技术又分为塔式太阳能光热发电、槽式太阳能光热发电和碟式太阳能光热发电。目前槽式和塔式太阳能光热发电站实现了商业化示范运行，而碟式发电系统仍处于示范阶段。槽式太阳能光热发电系统利用槽式抛物面聚光器聚光的太阳能光热发电系统简称分散型系统。该系统一般由聚光集热装置、蓄热装置、热机发电装置和辅助能源装置（如锅炉）等组成（图1）。槽式抛物面将太阳光聚在一条线上，在这条焦线上安装管状集热器，以吸收聚焦的太阳辐射能，常将众多的槽式聚光器串并联成聚光集热器阵列。槽式聚光器对太阳辐射进行一维跟踪。

图1为90年代投产的SEGSI电站太阳能光热发电系统示意图［1］，该系统采用双回路设计，集热油回路和动力蒸汽回路分离，经过一系列换热器交换热量，利用导热油作为集热介质，293℃的低温导热油从储油罐中泵入槽式太阳能集热场，被加热到391℃，然后依次通过再热器、过热器、蒸发器、预热器等，将收集到的太阳热能交换给动力回路中的蒸汽，产生10.4MPa/370℃的过热蒸汽，进入汽轮机中做功。当太阳能供应不足时，利用辅助加热器（天然气）加热导热油，从而实现系统的稳定、连续运行。

由于槽式聚光器的几何聚光比低及集热温度不高，使得抛物槽式太阳能光热发电系统中动力子系统的热转功效率偏低，通常在35%左右。因此，单纯的抛物槽式太阳能光热发电系统在进一步提高热效率、降低发电成本方面的难度较大。塔式太阳能光热发电系统塔式太阳能光热发电系统也称为集中式太阳能光热发电，利用定日镜将太阳光聚焦在中心吸热塔的吸热器上，聚焦的辐射能转变成热能，然后传递给热力循环的工质，再驱动汽轮机做功发电。塔式太阳能光热发电系统（图2）主要分熔盐系统、空气系统和水/蒸汽系统。无论采用哪种工质，系统的蓄热至关重要。由于太阳能的间隙性，必须由蓄热器提供足够的热能来补充乌云遮挡及夜晚时太阳能的不足，否则发电系统将无法正常工作。

（1）塔式水/蒸汽系统。水/蒸汽系统以水为传热介质。在这类系统中，过冷水经泵增压后被送到塔顶吸热器，在吸热器中蒸发并过热后被送至地面，驱动汽轮机做功发电。图2为美国SolarOne试验电站示意图［2］。SolarOne的吸热器是一个外圆柱式吸热器，由24块管板组成，每块管板有70根吸热管。整个吸热器实际上就是一个将水直接加热到过热蒸汽的“太阳能锅炉”。吸热器出口的蒸汽参数为516℃、10.1MPa，直接用于驱动汽轮机。过热蒸汽也可以送入一个“油-沙石”蓄热系统进行能量的存储。尽管SolarOne电站成功地证明了塔式发电技术的可行性，但蓄热系统不能提供足够的蒸汽用于汽轮机发电。电站最主要的运行模式是将太阳能接收器和汽轮机耦合起来，蓄热系统设置为旁路，系统所产生的多余蒸汽进入蓄热系统实现能量存储，蓄热系统只产生辅助蒸汽，用于系统的启停和离线运行时保温。

（2）塔式熔盐系统。熔盐吸热、传热系统（图3）一般以熔融硝酸盐为工作介质，系统低温侧一般为290℃，高温侧为565℃。低温熔盐通过熔盐泵从低温熔盐储罐被送至塔顶的熔盐吸热器，吸热器在平均热流密度约430kW/m2的聚焦辐射照射下将热量传递给流经吸热器的熔盐。熔盐吸热后温度升高至约565℃，再通过管道送至位于地面的高温熔盐罐。来自高温熔盐罐的熔盐被输送至蒸汽发生器，产生高温过热蒸汽，推动汽轮机做功发电。

以熔盐为吸热、传热介质，主要有以下几个优点：①除克服流动阻力外，系统无压运行，安全性提高；②传热工质在整个吸热、传热循环中无相变，且熔盐热容大，吸热器可承受较高的热流密度，从而使吸热器可做得更紧凑，减少制造成本，降低热损；③熔盐本身是很好的蓄热材料，系统传热、蓄热可共用同一工质，使系统极大的简化。但是，熔盐介质也有其缺点：①熔盐的高温分解和腐蚀问题，相关材料必须耐高温和耐腐蚀，使系统成本增加、可靠性降低；②熔盐的低温凝固问题，在夜间停机时高、低温熔盐储罐必须保温，以防止熔盐凝固，清晨开机时也必须对全部管道进行预热，这都将增加系统的伴生电耗。图3为SolarTwo塔式太阳能发电系统示意图［3］，该电站是目前世界上最大的塔式太阳能热电站，装机容量达到10MW。该系统由平面镜、跟踪机构、支架等组成定日镜阵列，可由微机控制实现最佳聚焦，始终对准太阳，捕获并聚集太阳辐射能到高塔顶端的外露式吸热器。利用硝酸盐作为蓄热介质，290℃的液态低温熔盐从冷熔盐罐中泵入塔式太阳能吸热器，被加热到565℃，然后存回热熔盐罐。热熔盐通过泵送到蒸汽发生器，产生的过热蒸汽进入汽轮机做功发电。熔盐储罐同时作为蓄热系，满足动力系统的启停和机组在日照不足时的用汽需求。SolarTwo的试验研究证实了熔盐技术的可行性，进一步降低了技术和经济风险，促进了塔式光热发电技术的商业化。碟式太阳能光热发电系统

碟式太阳能光热发电系统是利用旋转抛物面反射镜，将入射阳光聚集在焦点上，放置在焦点处的太阳能接收器收集较高温度的热能，加热工质以驱动汽轮机，从而将热能转化为电能。整个系统包括：旋转抛物面反射镜、接收器、跟踪装置和蓄热系统。不难看出，塔式太阳能光热发电系统和槽式、碟式的系统相比，除聚光集热器有所不同外，3者在系统构成和工作原理等方面都基本相似。1.2.2几种太阳能光热发电方式现状2.1槽式太阳能光热发电现状

表1列出了当今世界主要槽式太阳能光热发电站的基本参数。

2.2塔式太阳能光热发电现状目前，全世界已建成10余个塔式太阳能光热发电试验示范电站。主要的塔式太阳能光热发电站的参数见表2。

2008年底建成20MW（PS20）塔式太阳能热电站，PS20电站塔高160m，占地约90万/m2，采用1255片定日镜，每片120m2。随着技术的进步，塔式电站的年平均发电率已达13.7%，建造费用降低到3200美元/kW。塔式电站的单位投资成本和发电成本随着容量的增加而降低。因此，大规模太阳能光热发电技术是今后太阳能光热发电走向实用化的必由之路。

2.3我国太阳能光热发电现状

国内首座70kW塔式太阳能光热发电系统于2005年10月底在南京江宁太阳能试验场顺利建成，并成功投入并网发电。由中国科学院电工研究所（以下简称中科院电工所）、皇明太阳能集团联合实验室研制的单轴跟踪的槽式太阳能聚光器，于2004年10月在通州实验基地开始成功运行。该聚光器面积30m2，传热工质输出温度达400℃，峰值热输出功率为10kW，具有自动跟踪精度高、热流密度大等特点。1.2.3太阳能光热发电技术商业化面临的问题

太阳能光热发电技术商业化发展的主要矛盾是成本问题。建立高效率、大容量、高聚光比的太阳能光热发电系统是降低发电成本的主要研究方向。为推动太阳能光热发电技术的商业化，必须考虑太阳辐照的不连续性，可采取与化石燃料互补的联合发电途径。

（1）建设成本。有关统计数据表明，塔式太阳能光热发电站初次投资成本比例为：定日镜占47%，蓄热占20%，发电机组、电气设备等占30%，建设成本约3～3.2万元/kW。槽式太阳能光热发电站初次投资成本比例为：聚光、吸热部分占55%，蓄热占20%，发电机组、电气设备等占25%，建设成本约2.5万元/kW。与常规火电机组建设相比，尽管考虑环境污染以及能源供给等因素，太阳能光热发电的建设成本仍然较高且难以降低，无法形成大规模投资建设的形势。

（2）槽式太阳能光热发电技术。即使是目前已经商业示范运行的槽式系统，尽管光热发电成本已经低于光伏发电成本，却没有出现和光伏发电市场一样的快速增长。太阳能光热发电的产业化还有待关键技术的更大突破，比如提高真空集热管的效率，开发先进的热存储技术等。目前，槽式太阳能集热管主要使用直通式金属—玻璃管，集中体现了吸收膜层技术、玻璃与金属封接技术和波纹管技术等尖端科技。国内高效能的真空金属—玻璃管真空集热管只能应用在小容量热力系统中，最大加工长度仅2m，这是大容量、高参数机组的投产应用的障碍。

（3）塔式太阳能光热发电技术。尽管塔式太阳能光热发电技术起步较早，人们也一直希望通过尽可能多的定日镜将太阳能量集聚到几十MW的水平