聚光光伏发电

聚光光伏(CPV)(也称为集中器光伏发电)是一种利用太阳光发电的光伏技术。 与传统的光伏系统相反,它使用透镜和曲面镜将太阳光聚焦到小而高效的多结(MJ)太阳能电池上。 此外,CPV系统通常使用太阳能跟踪器,有时还使用冷却系统来进一步提高效率.30。正在进行的研究和开发正在迅速提高其在公用事业规模部门和高日照领域的竞争力。 因此,这种太阳能技术可用于较小的区域。

使用高浓度光伏(HCPV)的系统尤其具有在不久的将来具有竞争力的潜力。 它们拥有所有现有光伏技术的最高效率,而较小的光伏阵列也降低了系统成本的平衡。 目前,CPV不用于光伏屋顶部分,并且远不如传统光伏系统。 对于每平方米2000千瓦时(kWh)以上的年度直接正常辐照度较高的地区,电力平准化成本为每千瓦时0.08-0.15美元,10兆瓦CPV发电厂的安装成本为确定介于每瓦特峰值(Wp)1.40至2.20欧元(约1.50美元至2.30美元)之间。

2016年,累计CPV装置达到350兆瓦(MW),不到全球装机容量230,000 MW的0.2%。 商业HCPV系统在标准测试条件下(浓度水平高于400)达到瞬时(“点”)效率高达42%,并且国际能源署认为到2020年中期可能将该技术的效率提高到50%。 截至2014年12月,浓缩器MJ细胞的最佳实验室细胞效率达到46%(四个或更多个连接点)。 在室外运行条件下,CPV模块效率已超过33%(“太阳的三分之一”)。 系统级AC效率在25-28%的范围内。 CPV装置位于中国,美国,南非,意大利和西班牙。

HCPV直接与集中太阳能发电(CSP)竞争,因为这两种技术最适合具有高直接正常辐照度的区域,这些区域也被称为美国的太阳带地区和南欧的金香蕉。 CPV和CSP经常相互混淆,尽管从一开始就是本质上不同的技术:CPV使用光伏效应直接从太阳光发电,而CSP – 通常称为集中太阳能热 – 使用来自太阳辐射的热量,以便使蒸汽驱动涡轮机,然后使用发电机发电。 目前,CSP比CPV更常见。

历史
对聚光光伏发电的研究自20世纪70年代中期开始,最初受到中东石油禁运的能量冲击的刺激。 位于新墨西哥州阿尔伯克基的桑迪亚国家实验室是大多数早期工作的基地,这是十年后期生产的第一个现代化的光伏聚光系统。 他们的第一个系统是线性 – 聚光器系统,它使用点聚焦丙烯酸菲涅耳透镜,专注于水冷硅电池和双轴跟踪。 RamónAreces在1979年证明了使用被动散热器进行电池冷却。 沙特阿拉伯的350千瓦SOLERAS项目是多年后最大的项目,由桑迪亚/马丁玛丽埃塔于1981年建造。

研究和开发持续到20世纪80年代和90年代,没有重大的行业兴趣。 电池效率的提高很快被认为是使该技术经济化的必要条件。 然而,集中器和平板PV所使用的基于Si的电池技术的改进未能有利于CPV的系统级经济性。 从21世纪初开始引入III-V多结太阳能电池已经提供了明确的差异化因素。 在研究规模的生产水平下,MJ电池效率从34%(3接点)提高到46%(4接点).:14自2010年以来,大量的多兆瓦CPV项目也在全球范围内投入使用。

挑战
现代CPV系统在高度集中的阳光下(即相当于数百个太阳的浓度水平)最有效地运行,只要太阳能电池通过使用散热器保持冷却。 在阴天和阴天条件下发生的漫射光不能仅使用传统的光学元件(即宏观透镜和反射镜)高度集中。 在浑浊或污染条件下发生的滤光具有光谱变化,其在光谱“调谐”多结(MJ)光伏电池的串联连接点内产生的电流之间产生不匹配。 当大气条件不理想时,这些CPV特征导致功率输出迅速降低。

为了产生与传统光伏系统相同或更高的额定功率,CPV系统必须位于接收充足阳光直射的区域。 这通常规定为平均DNI大于5.5-6kWh / m <sup> 2 </ sup> /天或2000kWh / m <sup> 2 </ sup> /年。 。 否则,对年化DNI与GNI / GHI辐照度数据的评估得出结论,传统PV在世界上大多数地区的表现仍然会比目前可用的CPV技术表现更好。

CPV优势 CPV弱点
直接法向辐照度下的高效率 HCPV不能利用漫射辐射。 LCPV只能利用一小部分漫射辐射。
每瓦制造资本成本低 MJ太阳能电池的功率输出对由大气条件变化引起的辐射光谱的变化更敏感。
低温系数 需要具有足够的准确性和可靠性的跟踪。
被动冷却系统无需冷却水 可能需要经常清洁以减轻污染损失,具体取决于现场
可以为具有主动冷却的系统额外使用余热(例如大镜系统) 有限的市场 – 只能在DNI较高的地区使用,不能轻易安装在屋顶上
模块化 – kW至GW规模 电力生产竞争技术的成本大幅下降
由于(双轴)跟踪,全天能量产生增加且稳定 可融资性和感知问题
低能耗回收期 新一代技术,没有生产历史(因此风险增加)
土地的潜在双重用途,例如农业,低环境影响 光损耗
降低成本的潜力很大 缺乏技术标准化
本地制造业的机会
较小的电池尺寸可以防止由于半导体价格的变化导致的模块价格的大幅波动
与单结平板系统相比,未来提高效率的潜力可能会导致土地面积使用,BOS成本和BOP成本的更大改善
资料来源: 2015年1月CPV报告的现状。表2:CPV的优势和劣势分析。

正在进行的研究和开发
十多年来,CPV研究和开发已在20多个国家进行。 年度CPV-x会议系列已成为大学,政府实验室和行业参与者之间的主要网络和交流论坛。 政府机构也继续鼓励一些具体的技术重点。

ARPA-E于2015年底宣布为MOSAIC计划(具有集成浓度的微尺度优化太阳能电池阵列)提供第一轮R&amp; D资金,以进一步应对现有CPV技术的位置和费用挑战。 正如计划说明中所述:“MOSAIC项目分为三类:成本有效地整合微观CPV的系统,适用于美国西南部阳光充足的地区,具有高直接正常事件(DNI)太阳辐射;完整系统适用于美国东北部和中西部地区,具有低DNI太阳辐射或高漫射太阳辐射的区域;以及寻求部分解决技术挑战的概念。

在欧洲,CPVMATCH计划(使用先进技术和单元集中光伏模块以实现最高效率)旨在“使HCPV模块的实际性能更接近理论极限”。 到2019年可实现的效率目标被确定为48%的细胞和40%的模块,> 800x浓度。

澳大利亚可再生能源署(ARENA)于2017年扩大了对Raygen开发的HCPV技术进一步商业化的支持。 他们的250kW密集阵列接收器是迄今为止最强大的CPV接收器,其PV效率为40.4%,包括可用的热量热电联产。

光学设计
用于CPV的宏观阳光聚光器的设计引入了非常特定的光学设计问题,其特征使其与任何其他光学设计不同。 它必须是高效的,适合于大规模生产,能够高浓度,对制造和安装不准确性不敏感,并且能够提供电池的均匀照明。 所有这些原因使非成像光学器件最适合CPV。

对于非常低的浓度,非成像光学器件的宽接收角度避免了对主动太阳能跟踪的需要。 对于中等和高浓度,可以将广泛的接受角度视为光学器件对整个系统中的缺陷的容忍程度的度量。 从广泛的接受角度开始至关重要,因为它必须能够适应跟踪误差,由于风引起的系统运动,不完美制造的光学元件,不完美组装的部件,支撑结构的有限刚度或由于老化引起的变形等。其他因素。 所有这些都降低了初始接收角度,并且在它们全部考虑之后,系统仍然必须能够捕获阳光的有限角度孔径。

效率
所有CPV系统都具有聚光光学器件和太阳能电池。 通常,主动太阳能跟踪是必要的。 低浓度系统通常具有简单的助推器反射器,其可以将非聚光器PV系统的太阳能电力输出增加30%以上。 加拿大LCPV系统的实验结果表明,棱镜玻璃的能量增加超过40%,传统晶体硅光伏组件的能量增加45%。

半导体特性允许太阳能电池在集中光下更有效地工作,只要电池结温通过合适的散热器保持冷却即可。 研究中开发的多结光伏电池的效率今天上升了44%,未来几年可能接近50%。 对于5个结,浓度下的理论极限效率接近65%,这可能是实际的最大值。

类型
CPV系统根据其太阳能浓度的量进行分类,以“太阳”(放大的平方)测量。

低浓度PV(LCPV)
低浓度PV是太阳能浓度为2-100太阳的系统。 出于经济原因,通常使用常规或改进的硅太阳能电池,并且在这些浓度下,热通量足够低,使得电池不需要主动冷却。 现在有模型和实验证据表明,如果浓度水平低且标准太阳能模块的输出增加35%或更多,则不需要任何修改,跟踪或冷却。

中浓度PV
从100到300太阳的浓度,CPV系统需要双轴太阳跟踪和冷却(无论是被动还是主动),这使得它们更复杂。

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高浓度光伏(HCPV)
高浓度光伏(HCPV)系统采用由碟形反射器或菲涅耳透镜组成的聚光光学器件,其将太阳光聚集到1000个太阳或更多的强度。 太阳能电池需要高容量散热器以防止热破坏并管理与温度相关的电气性能和预期寿命损失。 为了进一步加剧集中冷却设计,散热器必须是无源的,否则主动冷却所需的功率将降低整体转换效率和经济性。 多结太阳能电池目前优于单结电池,因为它们更有效并且具有更低的温度系数(随着温度的增加效率损失更小)。 两种细胞类型的效率随着浓度的增加而增加; 多结效率上升得更快。 由于CPV遇到的高电流密度(在500太阳下通常为8A / cm2),最初设计用于太空卫星非聚光PV的多结太阳能电池已被重新设计。 虽然多结太阳能电池的成本大约是同一区域的传统硅电池的100倍,但所采用的小电池面积使得每个系统中电池的相对成本相当,并且系统经济性有利于多结电池。 生产单元中的多结电池效率现已达到44%。

上面给出的44%值是针对称为“标准测试条件”的一组特定条件。 这些包括特定光谱,入射光功率为850 W /m²,电池温度为25°C。 在浓缩系统中,电池通常在可变光谱,较低光学功率和较高温度的条件下操作。 集中光所需的光学系统本身效率有限,在75-90%的范围内。 考虑到这些因素,采用44%多结电池的太阳能电池组件可提供约36%的直流效率。 在类似条件下,晶体硅模块将提供低于18%的效率。

当需要高浓度(500-1000倍)时,如在高效多结太阳能电池的情况下发生的那样,在系统水平上获得具有足够接收角的这种浓度的商业成功可能是至关重要的。 。 这允许所有部件的批量生产的公差,放松模块组装和系统安装,并降低结构元件的成本。 由于CPV的主要目标是使太阳能价格低廉,因此只能使用少量表面。 减少元件数量并实现高接收角度,可以放宽光学和机械要求,例如光学表面轮廓的精度,模块组装,安装,支撑结构等。为此,改进了太阳形状建模。系统设计阶段可以提高系统效率。

安装
在过去几年中,集中器光伏技术已在太阳能行业中占据了一席之地。 第一座超过1兆瓦的CPV发电厂于2006年在西班牙投入使用。截至2015年底,全球CPV发电厂的总装机容量为350兆瓦。 过去六年收集的实地数据也开始对长期系统可靠性的前景进行基准测试。

在过去十年中,新兴的CPV部门占光伏装置快速增长的公用事业市场的约0.1%。 不幸的是,到2015年底,随着所有最大的CPV制造工厂的关闭,CPV行业增长的近期前景已经消退:包括Suncore,Soitec,Amonix和Solfocus。 尽管如此,整体光伏产业的增长前景依然强劲。

大型CPV系统列表
目前运营的最大的CPV发电厂位于中国格尔木,容量为80 MWp,由Suncore Photovoltaics主办。

发电厂 容量(MW p 位置 供应商/生成器
格尔木2 79.83 在格尔木/青海省/中国 日芯光伏
格尔木1 57.96 在格尔木/青海省/中国 日芯光伏
Touwsrivier 44.19 在Touwsrivier /西开普省/南非 Soitec集团
阿拉莫萨太阳能项目 35.28 在阿拉莫萨,科罗拉多州/圣路易斯谷/美国 Amonix公司
资料来源:CPV联盟

集中光伏和热
集中器光伏和热(CPVT),有时也称为热电联产太阳能(CHAPS)或混合热CPV,是在聚光器光伏领域中使用的热电联产或微联产技术,其在同一系统内产生可用的热量和电力。 高浓度超过100个太阳的CPVT(HCPVT)利用与HCPV类似的组件,包括双轴跟踪和多结光伏电池。 流体主动冷却集成的热光伏接收器,并同时传输所收集的热量。

通常,一个或多个接收器和热交换器在闭合热回路内操作。 为了保持有效的整体操作并避免热失控造成的损坏,来自交换器二次侧的热量需求必须始终很高。 在这样的最佳操作条件下,预计收集效率超过70%(电气高达~35%,HCPVT高达约40%)。 净操作效率可以显着降低,这取决于系统设计得如何以匹配特定热应用的需求。

CPVT系统的最高温度通常太低,无法为锅炉提供额外的蒸汽热电联产。 这种系统对于具有恒定高热需求的较低温度应用的供电可能是经济的。 热量可用于区域供热,水加热和空调,脱盐或工艺加热。对于具有较低或间歇热需求的应用,系统可以通过可切换的热量转储增强到外部环境,以便维持可靠的电输出并保证电池寿命,尽管导致净操作效率降低。

与主要依靠单个~20W电池的被动冷却的HCPV系统相比,HCPVT主动冷却使得能够使用功率更高的热光电接收器单元,通常产生1-100千瓦的电力。 这种高功率接收器利用安装在高效散热器上的密集电池阵列。 最大限度地减少单个接收器单元的数量是一种简化,最终可以提高系统成本,可制造性,可维护性/可升级性和可靠性的总体平衡。

可靠性要求
由于其多结PV电池的固有可靠性限制,CPVT系统的最大工作温度(Tmax电池)被限制在小于约100-125℃。 这与CSP和其他可能设计为在超过几百度的温度下工作的CHP系统形成对比。 更具体地,多结光伏电池由在CPV操作期间具有固有寿命的薄膜III-V半导体材料的层叠制成,其随着Arrhenius型温度依赖性而快速降低。 因此,系统接收器必须提供高效和均匀的电池冷却,其中理想的接收器将提供Tmax冷却剂~Tmax电池。 除了接收器传热性能的材料和设计限制之外,许多外部因素(例如频繁的系统热循环)进一步降低了与长系统寿命兼容的实用Tmax冷却剂,低于约80℃。

资本成本较高,标准化程度较低,工程和工程增加 操作复杂性(与零和低浓度PV技术相比)使系统可靠性和长寿命性能的演示成为第一代CPV和CPVT技术的关键挑战。 性能认证测试标准(例如IEC 62108,UL 8703,IEC 62789,IEC 62670)包括可用于揭示系统,模块和系统的主要婴儿和早期(<1 – 2年)故障模式的应力条件。子组件级别。 然而,这种标准化测试 – 通常仅在少量单位样本上进行 – 通常无法评估每个独特的CPVT系统设计和应用在其更广泛的实际操作范围内的全面长期(10至25年或更长)寿命。条件。 因此,在现场评估这些复杂系统的长寿命性能,并通过积极的产品开发周期进行改进,这些周期由加速部件/系统老化,增强的性能监控诊断和故障分析的结果指导。 一旦长期性能和可靠性问题得到更好的解决,建立对系统可融资性的信心,就可以预期CPV和CPVT部署的显着增长。

示范项目
成熟的CPVT行业的经济性预计具有竞争力,尽管最近的成本降低和传统硅PV的逐步提高效率(可以与传统的CSP一起安装以提供类似的电气+热发电能力)。 对于具有以下所有应用特征的利基市场,CPVT目前可能是经济的:

高太阳直接正常发病率(DNI)
放置太阳能集热器阵列的紧凑空间限制
对低温(<80℃)的高温和恒定需求
电网电费高
访问备用电源或经济高效的存储(电气和热力)

利用电力购买协议(PPA),政府援助计划和创新融资计划也有助于潜在制造商和用户降低早期CPVT技术采用的风险。

目前,几家初创企业正在部署从低(LCPVT)到高(HCPVT)浓度的CPVT设备。 因此,任何单个系统提供商所追求的技术和/或业务方法的长期可行性通常是推测性的。 值得注意的是,初创公司的最低可行产品在可靠性工程方面的关注度可能差异很大。 尽管如此,还提供了以下不完整的汇编,以帮助确定一些早期的行业趋势。

使用反射槽式聚光器的~14x浓度的LCPVT系统和包含具有致密互连的硅电池的接收器管道已经由Cogenra组装,声称具有75%的效率(约15-20%电,60%热)。 截至2015年,有几个这样的系统运行了5年以上,Absolicon和Idhelio分别以10倍和50倍的浓度生产了类似的系统。

最近出现了超过700倍浓度的HCPVT产品,可能分为三个电力等级。 第三层系统是分布式发电机,由大约20W的单电池接收器/收集器单元组成,类似于之前由Amonix和SolFocus为HCPV开创的那些。第二层系统利用局部密集电池阵列,每个接收器/发电机单元产生1-100kW的电功率输出。 第一级系统的电力输出超过100千瓦,并且在针对公用事业市场方面最具侵略性。

下表列出了几个HCPVT系统提供程序。 几乎所有的早期演示系统自2015年起已服役不到5年。收集的热功率通常是额定电功率的1.5倍-2倍。

提供商 国家 集中器类型 单位大小,单位为kW e
发电机 接收器
– 第1层 –
Raygen 澳大利亚 大型直升机阵列 250 250
– 2级 –
Zenith Solar / Suncore 以色列/中国/美国 大盘 4.5 2.25
太阳牡蛎 德国 大槽+镜头 4.7 2.35
Rehnu 美国 大盘 6.4 0.8
Airlight Energy / dsolar 瑞士 大盘 12 12
输力强 加拿大 大盘 20 20
西南太阳能 美国 大盘 20 20
– 第3层 –
Silex Power 马耳他 小碟阵 16 0.04
Solergy 意大利/ USA 小镜头阵列 20 0.02
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