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光伏发电技术现状

2023-05-30 18:35:44 16

摘要:1. 太阳能电池1.1 太阳能电池分类及现状太阳能电池按照基体材料主要分为:1)硅太阳电池:主要包括单晶硅(Single Crystaline-Si)电池、多晶硅(Polycrystaline-Si)电池、非晶硅(Amorphous-Si)...

1. 太阳能电池

1.1 太阳能电池分类及现状

太阳能电池按照基体材料主要分为:

1)硅太阳电池:主要包括单晶硅(Single Crystaline-Si)电池、多晶硅(Polycrystaline-Si)电池、非晶硅(Amorphous-Si)电池、微晶硅(μc-Si)电池以及HIT电池等。

2)化合物半导体太阳电池:主要包括单晶化合物电池如砷化镓(GaAs)电池、多晶化合物电池如铜铟镓硒(CIGS)电池、碲化镉(CdTe)电池等、氧化物半导体电池如Cr2O3和Fe2O3等。

3)有机半导体太阳电池:其中有机半导体主要有分子晶体、电荷转移络合物、高聚物三类。

4)薄膜太阳电池:主要有非晶硅薄膜电池(α-Si)、多晶硅薄膜电池、化合物半导体薄膜电池、纳米晶薄膜电池等。

目前太阳电池组件市场技术成熟、运行可靠的主流产品为晶硅太阳电池和非晶硅薄膜太阳电池。两者技术比较如下:

1)晶体硅太阳电池组件

晶体硅太阳能电池组件可细分为单晶硅和多晶硅组件。单晶硅太阳电池组件是发展最早,工艺技术也最为成熟的太阳电池组件,也是大规模生产的硅基太阳电池组件中效率最高的电池组件,目前规模化生产的商用电池组件效率在15%~24%,曾经长期占领最大的市场份额;规模化生产的商用多晶硅电池组件的转换效率目前在13%~18%,略低于单晶硅电池组件的水平。和单晶硅电池组件相比,多晶硅电池组件虽然效率有所降低,但是生产成本也较单晶硅太阳电池组件低,具有节约能源,节省硅原料的特点,易达到工艺成本和效率的平衡,目前已成为产量和市场占有率最高的太阳电池组件。

晶体硅类太阳电池组件在二十一世纪的前30年内仍将是居主导地位的光伏器件,并将不断向效率更高、成本更低的方向发展。

2)非晶硅薄膜电池组件

薄膜类太阳电池组件由沉积在玻璃、不锈钢、塑料、陶瓷衬底或薄膜上的几微米或几十微米厚的半导体膜构成。由于其半导体层很薄,可大为节省电池组件材料,降低生产成本,因而是最有前景的新型太阳电池组件,已成为当今世界光伏技术研究开发的重点项目、热点课题。

在薄膜类电池组件中非晶硅薄膜电池组件所占市场份额最大。其主要具有如下特点:

a)材料用量少,制造工艺简单,可连续大面积自动化批量生产,制造成本低;

b)制造过程消耗电力少,能量偿还时间短;

c)基板种类可选择;

d)温度系数低。

薄膜类太阳电池组件中碲化镉、铜铟硒电池则由于原材料剧毒或原材料稀缺性,其规模化生产受到限制,目前仍在进一步研究中。

薄膜太阳能电池虽然在20世纪80年代就已出现,但由于早期科学技术相对落后致其光电转换效率低,加之衰减率(光致衰退率)较高等问题,早年未引起业界(主要是应用领域)的足够关注。但随着学界技术的不断进步,薄膜太阳电池光电转换效率得到迅速提高,目前实验室数据显示,已有种类的薄膜太阳能电池光电转换效率已经逼近甚至部分超过传统的晶体硅太阳电池。其用料少、工艺简单、能耗低,成本低等因素使其具有一定优势,越来越被业界所接受。因此,薄膜太阳能电池产业正在得到较快发展。

综上,晶硅太阳能电池组件目前仍是光伏产业的主流产品。此外围绕提高光电转换效率和降低生产成本两大目标,世界各国均在进行各种新型太阳电池组件的研究开发工作。目前,晶体硅高效太阳电池组件和各类薄膜太阳电池组件是全球新型太阳电池组件研究开发的两大热点和重点。

1.2 晶硅太阳能组件技术现状

当熔融的单质硅凝固时,硅原子以金刚石晶格排列成许多晶核,如果这些晶核长成晶面取向相同的晶粒,则形成单晶硅。如果这些晶核长成晶面取向不同的晶粒,则形成多晶硅。多晶硅与单晶硅的差异主要表现在物理性质方面。多晶硅可作为拉制单晶硅的原料。两者的区别在于光电转换率不同,单晶一直比多晶转换效率高,即使在实验室还是这种情况,另外单晶的材质要比多晶的好,在生产过程中不容易损坏,另外在外观上,单晶一般都是单色的(常规的是蓝色和黑色。国外基本都是蓝色多,国内的大多表面是蓝色,但在层压后颜色会变成黑色)。多晶颜色很杂,既有单色蓝色,也有彩色的,一般带有花纹。综上,目前工程项目应用的晶硅太阳能组件主流产品为单晶硅。

根据太阳能电池片尺寸不同(受原料硅棒厂尺寸影响),目前主流厂商生产的单晶硅太阳能组件分为两大阵营:182和210。

1) 182×182 电池片

隆基在 2019 年中提出了 166 的尺寸标准,在 2020 年上半年,经过硅片、电池片企业技术探索发现,单晶拉棒炉、管式 PECVD 等设备经过改造后最大可以满足 182 的尺寸。基于原有设备,最优的尺寸规格并非是 166,而是 182。于是,最终在 2020 年 6 月出现了 182 的尺寸标准。

因为 182 电池片为 166 电池片的升级版本,因此可以大量沿用现有电池片生产设备,从而降低改造成本,实现设备利用价值最大化。因182 电池片为 166 电池片的升级,其与系统端逆变器等设备的匹配较为容易。

(2) 210×210 电池片

随着平价时代的到来,常规光伏组件的优势越来越小,“大尺寸化”成为了未来光伏电池组件发展的方向,天津中环从其自身半导体硅片的优势入手, 在 2019 年 8 月,推出了 210 尺寸的硅片。

因 210 电池片尺寸远大于传统 166 电池片,因此其光伏组件的功率获得了极大的提升,目前已可以做到 580Wp~670Wp。当单块组件功率较高时,同样装机规模的光伏电站所使用的组件数量较少,从而使得组件间连接点少,施工进度快;且故障几率减小,接触电阻小,线缆用量少,系统整体损耗也会降低。

光伏组件的生产主要流程为:硅棒切片→硅片清洗→制绒→甩干→扩散→刻蚀→印刷栅线→烧结。其中制绒工艺对硅片表面进行处理,产生类金字塔的三角结构,从而降低太阳光在电池片表面的反射,提高组件太阳光吸收率。根据扩散工艺(形成P-N结)掺杂的元素不同,组件可细分为P型(PERC)和N型(TOPCON),P型组件掺杂为三价硼元素,N型组件掺杂为五价元素磷,两者结构对比如下:

此外,还有一种光伏组件(异质结,HJT),采用特殊的P-N结,由两层以上不同的半导体薄膜依次沉积在同一基座上形成,结构示意图如下:

P型组件由于技术成熟、成本低,是目前光伏发电市场的主流产品。但N型组件和异质结组件的发电效率均高于P型组件,是目前光伏厂家未来的发展方向。其中N型组件由于仅和P型组件的掺杂元素不同,现有厂房设备升级成本低,深受老牌组件厂家推崇(如晶科、隆基)。异质结组件由于工艺流程区别较大,原有厂房设备升级困难,但技术路线受后入局组件厂家所倾向(如东方日升、明阳)。

2 逆变器

2.1 逆变器分类

光伏电站逆变器可选取的三种方案为:组串式逆变器方案、集中式逆变器方案、集散式逆变器方案。

1)组串式逆变器

组串式逆变器是基于模块化的概念,将光伏方阵中的每个光伏组串连接至指定逆变器的直流输入端,各自完成将直流电转换为交流电的设备。组串式逆变器通常使用两级三电平三相全桥拓扑结构,选用中小功率IGBT和SVPWM调制算法,通过DSP控制IGBT发出三电平方波,通过LCL或LC滤波器滤波后输出满足标准的正弦波。

其中组串式逆变器根据接入系统电压等级不同,可分为低压逆变器(交流输出380V)和高压逆变器(交流输出800V)。其中低压逆变器广泛应用于分布式光伏项目,高压逆变器广泛应用于集中式光伏项目。

2)集中式逆变器

集中式逆变器是将很多光伏组串经过汇流后连接到逆变器直流输入端,集中完成将直流电转换为交流电的设备。集中式逆变器通常使用单级两电平三相全桥拓扑结构,大功率IGBT和SVPWM调制算法,通过DSP控制IGBT发出两电平方波,通过LCL或LC滤波器滤波后输出满足标准要求的正弦波。

3)集散式逆变器

集散式逆变器方案与集中式逆变器方案在系统构架上基本相同,同时带有MPPT控制功能的智能MPPT汇流箱在安全保护功能上比传统汇流箱强具备完善的输入隔离开关、支路电子“熔断器”、防反隔离二极管、输出直流断路器等保护装置,具备了各种短路拉弧故障模式的组串级主动式断路保护功能。

2.2 逆变器方案对比

组串式逆变器、集中式逆变器、集散式逆变器方案对比如下:

对比

组串式

集散式

集中式

发电量

1.系统损耗主要为交流侧电缆损耗;

2.实际工作效率较低;功率密度高,散热条件差,温度降额性能差,50℃即降额90%;

3.多路MPPT应对朝向各异及局部遮挡,大幅减轻失配度,减少发电损失,提升收益;布局灵活,克服线缆长度差异导致的压降不同,减少失配,提升发电量

1.系统损耗主要为直流侧电缆损耗;

2.实际工作效率高;体积大,散热条件好,温度降额性能好,55℃可满载运行;

3.多路MPPT应对朝向各异及局部遮挡,大幅减轻失配程度,减少发电失,提升收益;布局灵活,克服线缆长度差异导致的压降不同,减少失配,提升发电量

1.系统损耗主要体现为直流侧失配及电缆损耗;

2.实际工作效率高;体积大,散热条件好,温度降额性能好,55℃可满载运行;

3.局部遮挡造成组串失配,影响发电;子阵形状不则,直流汇流箱位置布局受到严重影响,直流线缆长度差异巨大,压降不同,造成组串失配,影响发电量

安全可靠性

1.直流环节短,无熔丝,拉弧风险降至最低;

2.组串级监控,通讯可靠性高,风险可知可控

3.电解电容设计;

4.元器件数量102700/MW;元器件工作于高温环境

1.直流走线长,拉弧风险高,灭弧困难,电站火灾隐患大,冬季尤其明显;

2.智能直流汇流箱通信可靠性高

3. 膜电容设计

1.直流走线长,拉弧风险高,灭弧困难,电站火灾隐患大,冬季尤其明显;

2.直流汇流箱通信可靠低,危情不可知,不可控

3.膜电容设计;

4.元器件数量13480只/MW元器件工作于相对较低温度环境

运维成本

1.分散维护;设备数量多;考虑到整机更换,易于维护;

2.IP65,防尘防水,免维护;

3.组串级监控,异常定位准,可实现网上巡检和智能营维;

1.分散维护;设备数多;

2.组串级监控,异常定位精准,可实现网上巡检和智能营维;

1.集中维护;设备数量少;器件易维护;

2.使用大量易损件(熔丝)增加运维成本

3.集中式方案难以对组串进行精准监控,进一步加剧运维难度及工作量;

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