薄膜太陽(yáng)能電池在荒漠電站的應(yīng)用前景分析

寇建玉，張燕娜

(內(nèi)蒙古電力勘測(cè)設(shè)計(jì)院，內(nèi)蒙古 呼和浩特 010020)

我國(guó)是一個(gè)能源相對(duì)匱乏的國(guó)家，太陽(yáng)能是取之不盡、用之不竭的清潔能源，發(fā)展太陽(yáng)能可以降低一次能源消耗、保護(hù)環(huán)境，最大限度的實(shí)現(xiàn)節(jié)能減排。近年來(lái)，我國(guó)在太陽(yáng)能光伏發(fā)電領(lǐng)域發(fā)展迅速，截至2009年底，光伏發(fā)電累計(jì)裝機(jī)容量達(dá)到300.3MWp，2009年當(dāng)年的裝機(jī)容量較上一年增加近300%。

1 太陽(yáng)能電池

目前，世界上已經(jīng)商業(yè)化并開始規(guī)模化推廣應(yīng)用的太陽(yáng)能電池有晶硅電池和薄膜電池，晶硅電池包括單晶硅和多晶硅電池，薄膜電池基本上可分為非/微晶硅薄膜電池、銅銦鎵硒(CIGS)薄膜電池和碲化鎘(CdTe)薄膜電池三種。晶硅電池光電轉(zhuǎn)換效率高、技術(shù)成熟，是目前太陽(yáng)能光伏電池的主流產(chǎn)品，占整個(gè)光伏電池市場(chǎng)份額的80%以上，尤以多晶硅電池的應(yīng)用最為廣泛。但晶體硅的生產(chǎn)成本和生產(chǎn)能耗相對(duì)較高，價(jià)格也較高。CIGS薄膜電池和CdTe薄膜電池中包含稀有元素，可獲取性較低，非晶硅薄膜電池原材料易得、光電轉(zhuǎn)換效率相對(duì)較低，但弱光響應(yīng)相對(duì)較好，生產(chǎn)成本和生產(chǎn)能耗均遠(yuǎn)低于晶硅電池，最近一兩年發(fā)展勢(shì)頭強(qiáng)勁。太陽(yáng)能電池分類見表1。

表1 太陽(yáng)能電池分類

2 非晶硅/微晶硅薄膜電池

非晶硅薄膜太陽(yáng)能電池是一種以非晶硅化合物為基本組成的薄膜太陽(yáng)能電池，光電轉(zhuǎn)換效率較低而且隨光照時(shí)間的延續(xù)衰減較快；隨著科技發(fā)展和技術(shù)進(jìn)步，疊層太陽(yáng)能電池技術(shù)解決了非晶硅薄膜電池的光電轉(zhuǎn)換效率低和光致衰退效應(yīng)快的問(wèn)題。非晶硅/微晶硅雙結(jié)疊層太陽(yáng)能電池就是疊層技術(shù)的一種很好的應(yīng)用實(shí)例，拓展了光譜的響應(yīng)范圍，提高光電轉(zhuǎn)換效率，同時(shí)減小了光致衰退效應(yīng)。目前，非晶硅/微晶硅薄膜電池的光電轉(zhuǎn)換效率可達(dá)8%，壽命也與多晶硅電池相當(dāng)。非晶硅/微晶硅雙結(jié)疊層電池的光譜響應(yīng)范圍見圖1。

圖1 非晶硅/微晶硅雙結(jié)疊層電池的光譜響應(yīng)范圍

與多晶硅太陽(yáng)能電池相比，非晶硅薄膜電池主要有以下優(yōu)點(diǎn)：

(1)硅原料使用量小、生產(chǎn)能耗低。

硅是地殼中分布最廣的元素，其含量達(dá)到25.8%；但自然界中的硅主要以石英砂的形式存在，主要成分是硅氧化物。生產(chǎn)太陽(yáng)能電池的高純硅材料是用石英砂冶煉得來(lái)的，石英砂首先在電爐中冶煉得到工業(yè)硅，然后再提純得到高純硅。

常規(guī)晶硅電池的厚度為200um～350um，而非晶硅薄膜電池只有0.5um， 非晶硅薄膜光伏組件的厚度不足多晶硅的1%；也就是說(shuō)非晶硅薄膜組件的硅材料消耗量遠(yuǎn)小于多晶硅電池。高純硅材料的生產(chǎn)工藝決定了太陽(yáng)能電池的硅原料使用量大，其生產(chǎn)能耗越高；因此多晶硅電池的生產(chǎn)能耗較非晶硅薄膜高得多。根據(jù)高科技行業(yè)研究機(jī)構(gòu)馳昂咨詢(Sinotes)的分析，多晶硅電池的生產(chǎn)能耗與其2年的發(fā)電量相當(dāng)，非晶硅薄膜電池的生產(chǎn)能耗與其1年的發(fā)電量相當(dāng)。單晶硅、多晶硅和非晶硅薄膜電池的生產(chǎn)能耗對(duì)比見圖2。

(2)光譜響應(yīng)范圍寬、弱光響應(yīng)好。

非晶硅材料的光譜響應(yīng)范圍寬，吸收系數(shù)在整個(gè)可見光范圍內(nèi)，對(duì)低光、強(qiáng)光均有較好的適應(yīng)性。

(3)功率溫度系數(shù)低。

當(dāng)太陽(yáng)能電池工作溫度高于標(biāo)準(zhǔn)測(cè)試溫度25℃時(shí)，其最佳輸出功率會(huì)有所下降；非晶硅薄膜太陽(yáng)能電池的功率溫度系數(shù)不到多晶硅的一半，也就是說(shuō)當(dāng)溫度變化時(shí)，非晶硅薄膜電池功率的降低幅度較多晶硅電池小得多。

圖2 生產(chǎn)能耗對(duì)比柱狀圖

本文以內(nèi)蒙古阿左旗某并網(wǎng)光伏發(fā)電工程為例，對(duì)應(yīng)用最廣的多晶硅光伏組件和薄膜電池中原材料易得、成本較低和環(huán)境效益好的非晶硅/微晶硅薄膜電池進(jìn)行綜合經(jīng)濟(jì)效益比較。

3 工程實(shí)例

3.1 工程概況

內(nèi)蒙古阿左旗某并網(wǎng)光伏發(fā)電工程建設(shè)規(guī)模10MWp，站址(37.88°N，105.4°E)位于阿拉善盟最南端的孿井灘生態(tài)移民示范區(qū)，屬未開發(fā)的暖溫帶荒漠干旱區(qū)。站址地區(qū)太陽(yáng)能資源豐富，日照時(shí)間長(zhǎng)，年日照時(shí)數(shù)在2800h～3500h之間；太陽(yáng)輻射強(qiáng)度高，年太陽(yáng)輻射量可達(dá)6049MJ/m2。

工程采用“分塊發(fā)電，集中并網(wǎng)”的總體設(shè)計(jì)方案，10MWp光伏陣列分為10個(gè)1.0MWp的光伏方陣，組成10個(gè)1MWp并網(wǎng)發(fā)電單元。選用230(29.5)Wp多晶硅和460(218)Wp非晶硅/微晶硅薄膜光伏組件各5MWp,每個(gè)1MWp的并網(wǎng)發(fā)電單元通過(guò)直流匯流裝置分別接至2臺(tái)500kW的逆變器，經(jīng)0.29/35kV箱式變壓器，采用一次升壓方案接入35kV配電裝置，最后通過(guò)孿井灘110kV變的單回35kV線路送出。

每個(gè)1MW光伏發(fā)電單元設(shè)置1個(gè)分站房，直流匯流裝置、逆變器和交流柜布置在分站房?jī)?nèi)；35kV、380/220V配電裝置布置在站區(qū)35kV配電室內(nèi)。

3.2 光伏組件

選用多晶硅和非晶硅/微晶硅薄膜兩種光伏組件，其中230(29.5)Wp多晶硅光伏組件21800塊，容量5.014MWp；460(218) Wp非晶硅/微晶硅薄膜光伏組件10890塊，容量5.0094MWp，光伏陣列的總?cè)萘?0.0234MWp。表2、表3分別為多晶硅和非晶硅/微晶硅薄膜光伏組件的技術(shù)參數(shù)表。

表2 230Wp多晶硅光伏組件技術(shù)參數(shù)

表3 460Wp非晶硅/微晶硅薄膜光伏組件技術(shù)參數(shù)

光伏組件采用固定式安裝方式，光伏陣列朝向正南，非晶硅/微晶硅薄膜光伏方陣最佳傾角為35°，多晶硅光伏方陣最佳傾角39°。光伏陣列成排安裝，為保證冬至日上午9點(diǎn)到下午3點(diǎn)之間光伏組件間無(wú)遮擋，計(jì)算后確定非晶硅/微晶硅薄膜光伏方陣行間距為4m，多晶硅光伏方陣行間距為6m。5MWp多晶硅光伏發(fā)電單元占地94098m2，5MWp非晶硅/微晶硅薄膜光伏發(fā)電單元占地157218.75m2。

3.3 經(jīng)濟(jì)性比較

3.3.1 發(fā)電量

我們通過(guò)Retscreen光伏計(jì)算軟件來(lái)估算發(fā)電量，計(jì)算原始數(shù)據(jù)和結(jié)果見表4。

表4 發(fā)電量計(jì)算一覽

從表4可以看出，非晶硅/微晶硅薄膜電池的光電轉(zhuǎn)換效率較低，單位面積的發(fā)電量較低；也就是說(shuō)與多晶硅電池相比，相同的發(fā)電功率需要更大的組件面積。由于非晶硅/微晶硅薄膜光伏組件的弱光響應(yīng)好于多晶硅組件，非晶硅/微晶硅薄膜組件的年發(fā)電量較多晶硅組件高約0.7%。非晶硅/微晶硅薄膜組件的生產(chǎn)能耗僅為多晶硅組件的50%，考慮光伏組件的生產(chǎn)能耗后，非晶硅/微晶硅薄膜組件的壽命期總發(fā)電量較多晶硅組件高約5.6%；從環(huán)保角度考慮，非晶硅/微晶硅薄膜組件在節(jié)能降耗方面的優(yōu)勢(shì)更大。

3.3.2 初投資

本文只對(duì)5MWp多晶硅發(fā)電單元和5MWp非晶硅/微晶硅薄膜發(fā)電單元初投資的差異部分進(jìn)行比較，相同部分如逆變器、35kV配電裝置部分等不列入比較范圍。5MWp多晶硅和5MWp非晶硅/微晶硅薄膜發(fā)電單元初投資對(duì)比表見表5、表6。

表5 初投資計(jì)算原始數(shù)據(jù)

表6 5MWp多晶硅和5MWp非晶硅/微晶硅薄膜發(fā)電單元初投資對(duì)比

從表6可以看出，由于非晶硅/微晶硅薄膜光伏組件的價(jià)格遠(yuǎn)低于多晶硅組件，因此在容量相同的條件下，非晶硅/微晶硅薄膜發(fā)電單元的初投資遠(yuǎn)低于多晶硅組件。但非晶硅/微晶硅薄膜電池的光電轉(zhuǎn)換效率較低，與多晶硅電池相比，相同的發(fā)電功率需要更大的組件面積，因此占地面面積較大、支架費(fèi)用較高，從而導(dǎo)致直流側(cè)接入電纜的數(shù)量較大。由于光伏組件占工程總投資的比例較大，通常在60%左右；因此非晶硅/微晶硅薄膜發(fā)電單元在征地、支架、電纜等方面的劣勢(shì)與其在組件價(jià)格方面的優(yōu)勢(shì)相比顯得微不足道。5MWp多晶硅較5MWp非晶硅/微晶硅薄膜發(fā)電單元的總投資高984萬(wàn)元。

3.3.3 綜合經(jīng)濟(jì)效益比較

非晶硅/微晶硅薄膜光伏發(fā)電單元的年發(fā)電量高于多晶硅，但差異不大；考慮到多晶硅和非晶硅/微晶硅薄膜光伏發(fā)電單元在初投資方面的差異，進(jìn)行年還貸額的比較；綜合考慮發(fā)電量和初投資兩方面因素，得出多晶硅和非晶硅/微晶硅光伏發(fā)電單元綜合經(jīng)濟(jì)效益比較的結(jié)論。以下計(jì)算結(jié)果以還貸年限15年、年貸款利率6.98%、當(dāng)?shù)毓夥l(fā)電上網(wǎng)電價(jià)1.10元為原始輸入。

表7 綜合經(jīng)濟(jì)效益對(duì)比

從比較結(jié)論可以看出，多晶硅發(fā)電單元的年還貸額明顯高于非晶硅/微晶硅薄膜；非晶硅/微晶硅薄膜光伏發(fā)電單元的年收益較多晶硅高113萬(wàn)元，其綜合經(jīng)濟(jì)效益好于多晶硅發(fā)電單元。

本工程站址屬荒漠地區(qū)，為國(guó)家土地劃分的第15類地區(qū)，征地取費(fèi)標(biāo)準(zhǔn)按60元/m2收取。通過(guò)計(jì)算，當(dāng)征地費(fèi)上漲到216元/m2時(shí)(9類地區(qū))，多晶硅與非晶硅/微晶硅/微晶硅薄膜發(fā)電單元的年還貸額相當(dāng)；也就是說(shuō)在同容量、同站址、同太陽(yáng)能資源的條件下，征地費(fèi)216元/m2是多晶硅與非晶硅/微晶硅薄膜發(fā)電單元綜合經(jīng)濟(jì)效益的一個(gè)臨界點(diǎn)；征地費(fèi)低于216元/m2，非晶硅/微晶硅薄膜發(fā)電單元的綜合經(jīng)濟(jì)效益優(yōu)于多晶硅，征地費(fèi)高于216元/m2，多晶硅發(fā)電單元的綜合經(jīng)濟(jì)效益優(yōu)于非晶硅/微晶硅薄膜。

4 結(jié)論

多晶硅電池的光電轉(zhuǎn)換效率高(14%)，非晶硅薄膜電池較低(8%)，非晶硅薄膜電池的轉(zhuǎn)換效率約為多晶硅的60%。

多晶硅光伏發(fā)電單元的占地面積約為

20000m2/MWp，非晶硅薄膜發(fā)電單元的占地面積約為32000m2/MWp，非晶硅薄膜發(fā)電單元的占地面積約為多晶硅的1.6倍。

非晶硅薄膜電池的生產(chǎn)成本低，價(jià)格約為多晶硅電池的60%；非晶硅薄膜電池的生產(chǎn)能耗低，為多晶硅電池的50%。

非晶硅薄膜電池弱光響應(yīng)好，在相同裝機(jī)容量、同等光照條件下，非晶硅薄膜發(fā)電單元的年發(fā)電量高于多晶硅。

在征地費(fèi)用較低(≯216元/m2)的荒漠、半荒漠地區(qū)建設(shè)大型光伏并網(wǎng)電站，選用非晶硅薄膜光伏電池較選用晶硅電池年發(fā)電量高、初投資低、環(huán)境效益好，綜合經(jīng)濟(jì)效益更優(yōu)。而且晶硅電池技術(shù)上已相當(dāng)成熟，已經(jīng)形成了完備的產(chǎn)業(yè)鏈；與第一代晶體硅相比，作為第二代太陽(yáng)能電池的非晶硅薄膜電池在提高效率和降低成本方面空間更大。

我國(guó)太陽(yáng)能十分豐富，全國(guó)2/3以上的地區(qū)年輻射量大于5020MJ/m2.a，年日照時(shí)數(shù)在2000h以上；太陽(yáng)年輻射總量基本呈現(xiàn)西部高于東部、北部高于南部(西藏和新疆除外)的趨勢(shì)。也就是說(shuō)我國(guó)太陽(yáng)能資源豐富地區(qū)集中在西北地區(qū)，主要包括新疆、西藏、青海、甘肅和內(nèi)蒙古西部，而荒漠和半荒漠地形、地貌占西北地區(qū)國(guó)土面積的比例較大，因此，薄膜太陽(yáng)能電池尤其是非晶硅薄膜電池在我國(guó)大型并網(wǎng)光伏發(fā)電領(lǐng)域應(yīng)用前景廣闊，發(fā)展?jié)摿薮蟆?/p>