高倍聚光與雙軸平板發電經濟性分析

蔣華慶，田景奎

（中國電力工程顧問集團華北電力設計院工程有限公司，北京市，100120）

0 引言

聚光光伏（concentration photovoltaic，CPV）發電技術發展的初衷是通過光學器件將太陽光聚集到較小面積的太陽能電池上，從而實現使用較少的太陽能電池產生較多的電能[1-2]。這種技術在太陽能電池昂貴時具有特別的優勢。太陽能電池可以是晶體硅電池，也可以是Ⅲ-Ⅴ族太陽能電池（如砷化鎵電池）。但是晶體硅電池固有的峰值功率溫度系數較高（典型值在-0.5%/K左右），當聚光倍數上升時，其自身的溫度損失較大，對自身的壽命有影響，因此主要用在低倍聚光領域。與晶體硅相比，砷化鎵電池峰值功率溫度系數較低（典型值在-0.15%/K），耐高溫，因此廣泛應用在高倍聚光光伏（high concentration photovoltaic，HCPV）領域。由于砷化鎵電池非常昂貴，因此產業界一直致力于通過提高聚光倍數來盡可能減少這種太陽能電池的用量。目前，國際上成熟HCPV產品聚光比大多在500倍左右，大部分采用砷化鎵太陽能電池。

與常規晶體硅發電技術相比，HCPV作為一種新興的技術，其工程應用前景值得關注。目前，已有一些大型企業通過自主研發或引進技術開始生產HCPV設備，并計劃開展示范電站建設。除了設備成熟、可靠的要求外，HCPV必須具有更具競爭力的發電成本優勢才可能得到廣泛的應用。本文選取了敦煌和上海2個地區，對HCPV和雙軸平板（晶體硅組件配套雙軸跟蹤器）的發電成本進行探討。

1 敦煌和上海地區輻照參數

敦煌（40.0N，94.5E）近30年平均年總輻射為1771.5 kW·h/m2（水平面上），直接輻射為2158.4 kW·h/（m2·年），屬于I類“最豐富帶”，直接輻射強；上海（31.1N，121.3E）1960—1990年 30年平均年輻射為1242.9 kW·h/m2（水平面上，取自Meteonorm數據庫），直接輻射為744.08 kW·h/（m2·年），屬于III類“豐富帶”，直接輻射較弱。HCPV組件必須配套高精度雙軸跟蹤器，因此，選擇雙軸平板的系統作為對比對象，如圖1、2所示。在本文計算時采用的HCPV和晶體硅組件的參數見文獻[3]、[4]。

2 光伏發電成本的比較方法

不同技術類型的光伏電站的發電成本可以近似用初始成本與初始年發電量的比值來比較。

2.1 光伏電站的初始成本

光伏電站的初始成本由光伏組件及系統平衡部件（blance of system，BOS）2部分成本組成。對HCPV和晶體硅光伏組件2者來說，BOS成本有所差別，主要體現在：（1）由于HCPV要求的跟蹤精度很高，一般是小于±0.3°，而晶體硅光伏組件要求的跟蹤精度則低得多，一般采用間歇跟蹤，因此晶體硅配套的跟蹤器成本會小于HCPV；（2）由于HCPV的組件效率較高，一般能達到20%以上，而晶體硅組件的效率一般在13%～15%之間，因此HCPV的用地成本、電纜和場地平整費用等都會小于晶體硅。綜合考慮，2種發電方式的BOS成本差別較小，并且因具體項目而異。為便于分析，假設2者的BOS成本相同，均為10000元/kWp。晶體硅組件價格目前為14000元/kWp，高倍聚光組件的價格目前為20000元/kWp左右。這樣，晶體硅組件配套雙軸跟蹤器的初始成本約為24000元/kWp，高倍聚光組件配套雙軸跟蹤器的初始成本約為30000元/kWp。

2.2 發電量計算

與光伏系統發電量相關的因素較多，除了主要影響因素——方陣面上的可利用輻射量、溫度之外，還有表面污染、設備可利用率、逆變效率、最大功率點跟蹤精度、陰影遮擋和電能傳輸損失等。1 kWp方陣上的月發電量可以用下式表示，

式中：Qout為1 kWp方陣月發電量；Qin為1 kWp方陣面上月可利用輻射量；η1為由溫度引起的發電量變化系數；η2為由表面污染、設備可利用率、逆變效率、最大功率點跟蹤器精度、陰影遮擋、電能傳輸損失等因素引起的發電量損失，對2種技術，η2均取為0.80；η3為標準測試條件下的光電轉換效率（對晶體硅，是指輻照度1000 W/m2，電池溫度25℃，光譜分布為AM1.5；而對于本計算采用的HCPV，是指直接輻照度850 W/m2，電池溫度25℃，光譜分布為AM1.5）。

其中，

式中：β為光伏組件的峰值功率溫度系數，HCPV取-0.15%/K，晶體硅取-0.47%/K；Tc為太陽能電池的月平均溫度；Tr為太陽能電池峰值功率標定參考溫度，對晶體硅組件和HCPV組件均為25℃。

太陽能電池的溫度與環境溫度、輻照度、風速等條件有關，對于晶體硅組件，若不考慮風速的影響，太陽能電池的月平均溫度可以近似用式（3）[5]表示，

式中：Ta為月平均環境溫度為月平均晴空指數；NOCT為標準工作環境下（環境溫度為20℃，輻照度800 W/m2，風速為1 m/s）太陽能電池的溫度，取為45℃。

對于HCPV，估計太陽能電池的月平均溫度則更為復雜。對于晶體硅組件，直射、散射及反射光線均對太陽能電池溫升有貢獻；而對于HCPV，散射光線及地面反射光線由于不能被聚焦，因此對太陽能電池的溫升基本不起作用，只有直射光線起作用。因此，在參照式（3）估計HCPV電池溫度時，應在溫升部分乘以系數為當月方陣面上直接輻射與總輻射的比值。

3 敦煌地區2種方式單位成本發電量比較

3.1 光伏方陣上可利用輻射

利用PVSYST軟件，首先將輸入的敦煌地區各月總輻射轉換為計算需要的一整年每小時的水平面直接輻射、散射輻射值，再根據上述每小時數據計算得到敦煌地區雙軸跟蹤方陣面上各月輻射值，如圖3。

對于HCPV，散射輻射及地面反射輻射幾乎不起作用，可利用的是直接輻射量；對于晶體硅，直接、散射及地面反射均可用。

3.2 2種發電方式各月由溫度引起的發電量變化系數

由式（2）、（3）可得到2種發電方式各月的由溫度引起的發電量變化系數η1，如圖4。η1為1說明溫度對發電量基本沒有影響；η1小于1說明溫度使得發電量下降；η1大于1則說明溫度使得發電量上升。

從圖4可以看出，在冬季時，低溫對晶體硅組件發電量的提高幅度較大，而在春、夏、秋季時高溫對晶體硅組件發電量的降低影響明顯高于HCPV。這是由于2者峰值功率溫度系數的差異。

3.3 2種發電方式的年發電量

由式（1）可以計算出2種發電方式各月的發電量，如圖5。2種發電方式的初始年發電量分別為：HCPV配套雙軸跟蹤器2002.8 kW·h/（kWp·年）；晶體硅配套雙軸跟蹤器2246.5 kW·h/（kWp·年）。HCPV發電量比晶體硅配套雙軸跟蹤器低10.8%。

3.4 2種發電方式的單位成本發電量

對于敦煌地區，2種發電方式初始成本與年發電量比值分別為：HCPV配套雙軸跟蹤器14.979元/（kW·h），晶體硅配套雙軸跟蹤器10.683元/（kW·h）。HCPV的發電成本比晶體硅配套雙軸跟蹤器高40.2%。

4 上海地區2種方式單位成本發電量比較

與敦煌計算的方法類似，可以得到上海地區：（1）雙軸方陣面各月直接輻射、散射及地面輻射，如圖6所示；（2）HCPV與晶體硅各月由溫度引起的發電量變化系數η1，如圖7所示；（3）2種發電方式各月發電量，如圖8所示。

2種發電方式的年發電量分別為：HCPV配套雙軸跟蹤器695.8 kW·h/（kWp·年），晶體硅配套雙軸跟蹤器1166.4 kW·h/（kWp·年）。

對于上海地區，2種發電方式的初始成本與年發電量的比值分別為：HCPV配套雙軸跟蹤器為43.116元/（kW·h），晶體硅配套雙軸跟蹤器20.576元/（kW·h）。HCPV配套雙軸跟蹤器的發電成本比晶體硅配套雙軸跟蹤器高109.5%。

5 結論

（1）在當前市場條件下，敦煌地區HCPV的發電成本比雙軸平板高40.2%，而上海地區HCPV的發電成本比雙軸平板高109.5%。HCPV的發電成本明顯高于雙軸平板。

（2）對于直接輻射較弱的我國東部沿海等地區，HCPV與雙軸平板發電成本之間的差距明顯高于西部直接輻射較強的地區。

（3）由于HCPV自身的特點，即使在敦煌這樣的Ⅰ類地區，其發電量也比晶體硅配套雙軸跟蹤器低11%左右，因此，從經濟性角度來考慮，HCPV系統成本降低到比雙軸平板電站系統成本低11%以上時，才具有競爭力。

（4）由于HCPV組件的優勢在于較高的轉換效率，因此，對于土地昂貴的地區，其BOS成本可能較晶體硅組件有一定的降低，從而縮小與晶體硅組件的發電成本。

（5）根據目前的技術成熟度，HCPV的維護成本會高于晶體硅配套雙軸跟蹤器，這也是提高HCPV發電成本的因素之一。

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