杰華太陽能研究所 ■ 李杰吾肖孚松

非對稱聚光跟蹤光伏系統(tǒng)——光伏組件功率倍增器的研究及應(yīng)用

杰華太陽能研究所 ■ 李杰吾*肖孚松

“聚光光伏”是完全可進一步降低光伏電力成本的技術(shù)路線，但必須解決3個問題：應(yīng)以質(zhì)好價廉的光伏組件為聚光對象；充分利用價廉物美的聚光鏡進行均勻聚光；發(fā)明一種可靠、廉價且免維護的二維精確對日跟蹤系統(tǒng)。研制了一種非對稱聚光跟蹤光伏系統(tǒng)解決了以上問題，稱為“光伏組件功率倍增器”；本文詳細介紹該系統(tǒng)具備的核心技術(shù)，從總增益和產(chǎn)業(yè)化成本分析可知，隨著光伏組件效率的提高，該系統(tǒng)的降本優(yōu)勢會越來越大。

非對稱聚光；免維護二維精確跟蹤；光伏組件功率倍增器

0　引言

光伏發(fā)電以其清潔環(huán)保且潛力無限備受人們關(guān)注，如何提高光電轉(zhuǎn)換效率、降低成本是研究的重點和關(guān)鍵。當(dāng)前，光伏發(fā)電系統(tǒng)主要采用電池板固定的太陽能采集方式(固定式光伏系統(tǒng))，具有材料浪費、設(shè)備利用率較低、成本高和資金回收期長等缺點［1,2］。基于此，我們一直致力于通過聚光跟蹤技術(shù)來降低光伏成本的研究，將熱銷的晶體硅組件與聚光跟蹤技術(shù)相結(jié)合，發(fā)明了非對稱聚光跟蹤光伏系統(tǒng)——光伏組件功率倍增器，可使聚光跟蹤光伏組件的功率加倍擴大，使聚光光伏系統(tǒng)比固定式光伏系統(tǒng)的成本再降19.7%～34.7%，成為最早實現(xiàn)平價上網(wǎng)的光伏系統(tǒng)。

1　非對稱聚光跟蹤光伏系統(tǒng)及其5項核心技術(shù)

《非對稱聚光跟蹤光伏系統(tǒng)》［3］于2010年獲得國家發(fā)明專利，包含以下5項核心技術(shù)。

1.1獨特簡潔而可靠的二維對日自動跟蹤技術(shù)

與世界各國以電子技術(shù)為主的二維跟蹤技術(shù)不同，我們經(jīng)過多年深入研究，結(jié)合天文物理學(xué)日地相對運行規(guī)律，得出最簡潔的二維對日精確跟蹤理論，提出將兩個軸的跟蹤巧妙相結(jié)合的技術(shù)方案，成功研制出只需1個電機、1個簡單的電子控制器、1套機械裝置就能使聚光光伏組件隨時精確正對太陽的二維同步跟蹤系統(tǒng)。當(dāng)電網(wǎng)停電而使跟蹤出現(xiàn)偏差時，可通過衛(wèi)星傳感系統(tǒng)自動糾錯，確保聚光組件仍垂直對準太陽，跟蹤增益達到37%，成為一種可靠而免維護的技術(shù)。

通過采集多臺樣機幾年的運行數(shù)據(jù)，可得到以下結(jié)論：

1)二維跟蹤理論。日軸：勻速圓周運動；季軸：θ=θ0sin2πX/M，其中，M為常數(shù)，θ0為初始角度；θ為對應(yīng)某天數(shù)X的季軸旋轉(zhuǎn)角。

2)跟蹤精度：日軸介于 -0.01°～0.01°，季軸介于 -0.1°～0.1°(雙軸同步)。

3)跟蹤耗電量 ≤ 0.7%(本機發(fā)電量)。

4)二維跟蹤器成本 ≤1.2元/W。

5)防災(zāi)能力：9級風(fēng)情況下、雷雨天、沙塵暴、嚴寒酷暑、下雪天皆可照常跟蹤。

6)維護情況：無需專人維護，每年使用潤滑劑維護一次即可。

1.2非對稱二倍聚光技術(shù)

設(shè)計的非對稱聚光的光學(xué)公式如下：

式中，a、b分別為組件、聚光鏡的寬；α為組件與聚光鏡之間的夾角。

對光伏組件進行二倍聚光的優(yōu)勢為：1)以各大光伏企業(yè)都在生產(chǎn)的大型光伏組件為聚光對象，既保證了組件質(zhì)量過硬、低成本的優(yōu)勢，又可進一步提高其發(fā)電能力，并降低系統(tǒng)成本；2)二倍聚光下組件的溫升很低，可在不安裝散熱器的情況下，保證組件運行25年；3)二倍聚光使用的聚光鏡為市場隨處可見的平面鏡，質(zhì)好價廉、使用壽命長，聚光鏡的成本只是光伏組件的1/6，而增加的發(fā)電量卻比光伏組件多50%以上。

將對稱聚光改進為非對稱聚光，增加的功能為：1)增大了對正面風(fēng)的分流，使整機抗風(fēng)能力增強，在9級大風(fēng)的情況下，整機自動跟蹤仍可繼續(xù)進行，而機架不必過分粗笨；2)整機所占空間比對稱聚光時要小，相對節(jié)省土地面積；3)可獲得約25%的散射陽光；4)在光伏組件上的聚光很均勻。

1.3電機轉(zhuǎn)動角的精密控制技術(shù)

已有的步進電機可對電機的轉(zhuǎn)動角進行精密控制，但成本較高，且自耗電量過大。本文研制的非對稱聚光跟蹤光伏系統(tǒng)的微電機步進式控制系統(tǒng)耗電量只有其1/10，成本約為1/3。

1.4可調(diào)式固定支架技術(shù)

為確保聚光跟蹤的準確性，研制了傾角可調(diào)的立柱式固定支架，可確保工作人員在架設(shè)一臺新的聚光光伏系統(tǒng)時，根據(jù)說明書的安裝步驟，只需定好傾角即可安裝成功，順利進入長期穩(wěn)定的聚光跟蹤發(fā)電狀態(tài)。

1.5衛(wèi)星對跟蹤的精確控制與自動糾錯技術(shù)

衛(wèi)星對跟蹤的精確控制與自動糾錯技術(shù)確保該系統(tǒng)在電網(wǎng)停電后再恢復(fù)供電時，能保持精確垂直正對太陽的跟蹤狀態(tài)。

2　非對稱聚光跟蹤光伏系統(tǒng)的總增益

2.1理論計算總增益

聚光光伏系統(tǒng)與固定光伏系統(tǒng)相比，發(fā)電量的提高受以下因素的影響：聚光增益、跟蹤增益、聚光下光伏組件自身光電轉(zhuǎn)換效率增益，以及組件因溫升引起的功率下降。非對稱聚光光伏系統(tǒng)的總增益Z的計算為：

式中，Z1為聚光增益；Z2為跟蹤增益；Z3為光伏組件的轉(zhuǎn)換效率增益；Z4為由于溫升引起的光伏組件輸出功率的下降率。

以下以太陽能較豐富地區(qū)為例。

2.1.1聚光增益Z1

因太陽電池的短路電流Isc與入射光強成正比，當(dāng)幾何聚光倍數(shù)取2.1時，如圖1所示，陽光垂直入射到光伏組件上，其寬度設(shè)為1，而垂直陽光對大、小反射鏡的投影寬度分別是組件寬度的0.7與0.4，必須保證大、小反射鏡獲得的陽光均勻反射到光伏組件上。

圖1　非對稱聚光示意圖

在陽光較豐富的地區(qū)，陽光的直射成分占55%，散射成分占45%。這種地區(qū)的聚光增益Z1為：

以上計算中，0.84為直射陽光經(jīng)反射后到達組件的比值；0.25為非對稱聚光可利用的散射陽光的最小比例；0.89為光伏組件能吸收的比值。

1.562與實測值吻合。

2.1.2跟蹤增益Z2

參照文獻［4］，再根據(jù)美國一氣象臺站30年對各種跟蹤模式的實測記錄，二維精確跟蹤與傾緯度角固定架設(shè)的組件相比，跟蹤增益Z2應(yīng)為1.369，考慮早晚存在一定遮擋，取Z2=1.35較為合適。

2.1.3光伏組件的轉(zhuǎn)換效率增益Z3

以下為光伏組件在聚光2.1倍、Z1=1.562時，提高光伏組件轉(zhuǎn)換效率η的計算。

根據(jù)定義，太陽電池的光電轉(zhuǎn)換效率為：

式中，F(xiàn)F為填充因子；Isc為短路電流；Voc為開路電壓；Pin為入射光輻照度。

太陽電池是一種對溫度極為敏感的半導(dǎo)體器件，溫度影響著組件的輸出功率。此處只討論入射光輻照度Pin對轉(zhuǎn)換效率η的影響。

對于太陽電池的性能，假定FF不發(fā)生變化，隨著Pin的增加，Isc直線增加，Voc按對數(shù)增加，變化量很小，但η有所提高。然而實際上，由于光照強度增加時元件的串聯(lián)電阻效應(yīng)變大，導(dǎo)致一般填充因子會降低［5］。圖2為太陽電池的開路電壓、填充因子和轉(zhuǎn)換效率與入射光輻照度的關(guān)系圖［5］。

圖2　太陽電池的開路電壓、填充因子和轉(zhuǎn)換效率與入射光輻照度的關(guān)系

由圖2可知，當(dāng)Pin逐漸增強時，Voc按對數(shù)平穩(wěn)增加；FF先基本平穩(wěn)，超過0.2 W/cm2后下降較快；η受Voc與FF的雙重影響，在0.2 W/cm2前有所提高，之后開始下降。這表明實際到達太陽電池的入射光輻照度超過兩個標(biāo)準太陽時，F(xiàn)F、η都會下降。

式中，n為曲線因子，1＜n＜2；T為絕對溫度，K；k為波爾茲曼常數(shù)，k=1.38×10-23J/K；q為電子電荷，q=1.602×10-19C；Iph為光生電流；I0為二極管反向飽和電流。

在2.1倍聚光下，實際到達組件的入射光輻照度仍小于兩個標(biāo)準太陽，Iph=1.562Iph，當(dāng)溫度不變時：

將Voc=0.618 V、n=1.5、T=298 K代入式(5)、式(6)得，V′oc=0.635 V。

當(dāng)FF與Isc/Pin保持不變時，η∝Voc。

當(dāng)效率從18%提高到18.5%時，提高比值為1.0278，故在2.1倍聚光下，光伏組件的轉(zhuǎn)換效率增益Z3=1.0278，相當(dāng)于晶硅電池的轉(zhuǎn)換效率從18%提高到18.5%的比值。

2.1.4由于溫升引起的光伏組件輸出功率的下降率Z4

非對稱聚光跟蹤光伏系統(tǒng)應(yīng)用于包頭地區(qū)，已并網(wǎng)發(fā)電正常運行3年多。測得光伏組件的最低溫度為-19 ℃，最高溫度為90 ℃，年均溫度為35.5 ℃。該溫度比光伏組件測試標(biāo)準環(huán)境溫度25 ℃高出10.5 ℃，而晶硅光伏組件的峰值功率溫度系數(shù)為-0.42%/℃，故光伏組件年均峰值功率的下降率Z4=1-0.42%/℃×10.5 ℃=0.956。

若在熱帶地區(qū)，2.1倍聚光下的年均組件溫升會達到20 ℃，會使Z4降為0.916；而在接近寒帶的加拿大、俄羅斯、阿拉斯加、北歐等地區(qū)，年均溫升可能為2 ℃，甚至為負值，會使Z4變?yōu)?.992，甚至大于1。

根據(jù)式(2)，可得出在聚光2.1倍且保證二維精確跟蹤的情況下，光伏組件年均總增益Z=2.072。

2.2光伏系統(tǒng)日發(fā)電量實測情況

實測地點：包頭市昆區(qū)房地產(chǎn)開發(fā)公司6樓樓頂，兩種組件分別與市電網(wǎng)并網(wǎng)。

平板式：195 Wp多晶硅組件，以傾緯度向正南固定架設(shè)。

聚光式：195 Wp多晶硅組件，裝在非對稱聚光跟蹤系統(tǒng)中。

光伏系統(tǒng)日發(fā)電量實測對比記錄見表1，其中，2014年冬至前后1個多月，每天讀取電表時間為8∶00；11月21日，記錄者出差1個月，期間兩種組件并網(wǎng)發(fā)電與聚光跟蹤完全正常。由表1可知，冬至前后(11月19日～12月26日)聚光式組件比固定式組件發(fā)電量的提高倍數(shù)平均值為：

(358.38-303.46)/(282.01-254.01)=1.961倍

表1　聚光式與固定式發(fā)電量記錄表

按以上相同方法，可得2016年夏至前后21天檢測的平均值為：

(88.56-73.60)/(41.94-35.25)=2.236倍

其中，6月14日曾遭遇一次雷雨大風(fēng)與蠶豆大的冰雹襲擊，聚光光伏系統(tǒng)的并網(wǎng)發(fā)電與跟蹤精度都未受到影響。

將冬至與夏至前后的平均值再平均，得到：

(1.961+2.236)/2=2.099倍

同時，包頭市產(chǎn)品質(zhì)量計量檢測所在2016年5月11日做出的檢測結(jié)果為：聚光式比固定式光伏組件的日發(fā)電量提高2.14倍。該值與冬至夏至前后的平均值2.099倍，都略高于Z=2.072倍這個理論值，故在后續(xù)計算中，以理論值2.072作為全年平均值更合適。

2.3增大聚光倍數(shù)對增益的影響

經(jīng)過幾年的思考和實驗，發(fā)現(xiàn)如果聚光倍數(shù)增大為2.2可能帶來3個方面的不利因素：

1) 反射鏡長將增加至1.7 m，整機運轉(zhuǎn)空間與占地面積都將增大約10%，且反射鏡的邊角廢料增多，不經(jīng)濟。

2) 2.2倍聚光引起的溫升，在熱帶沙漠中光伏組件的最高溫度可能會接近110 ℃，逼近太陽電池p-n結(jié)允許的最高溫度120 ℃。而2.1倍聚光時最高組件溫度約為100 ℃，對太陽電池的壽命影響較小。樣機在陽光下并網(wǎng)發(fā)電已3年多，光伏組件無任何損壞，輸出電功率與年發(fā)電量的衰減在1.1%之內(nèi)，與不聚光的固定光伏組件差異不大。

3) 2.2倍的聚光會使年平均溫升略有提高，Z4減少；對溫度非常敏感的太陽電池Io明顯增大，Voc減??；此外受串聯(lián)電阻的影響，促使填充因子明顯下降，致使η降低，增益Z3可能小于1，總增益Z不一定超過聚光2.1倍時的總增益。

綜上所述，選擇聚光2.1倍是常規(guī)太陽電池理論與實踐得到的最為理想的結(jié)果。而確?？傇鲆娲笥?的核心技術(shù)是精確而廉價的二維同步跟蹤與組件獲得的反射均勻聚光以及自然風(fēng)冷，“均勻”對填充因子是關(guān)鍵。這能使現(xiàn)有的及之后效率越來越高的常規(guī)光伏組件，在不安裝散熱裝置且保證25年壽命的前提下，獲得年發(fā)電量提高2倍的優(yōu)勢，從而達到大幅降低光伏電力成本的目的。

3　非對稱聚光跟蹤光伏系統(tǒng)的產(chǎn)業(yè)化成本

以當(dāng)前市售的大型多晶硅光伏組件320 Wp(組件效率為16.5%)2塊為基礎(chǔ)制成的非對稱聚光跟蹤光伏系統(tǒng)為例，其單臺年發(fā)電量應(yīng)與峰功率為1326 Wp的固定式光伏系統(tǒng)相同。

根據(jù)2015年對國內(nèi)企業(yè)調(diào)查的結(jié)果，單晶硅、多晶硅組件的平均成本約為3元/Wp。以傾緯度角固定安裝時的支架與接插件平均按0.46元/Wp，人工平地、水泥固定、安裝按0.9元/ Wp計算。

圖3　運行中的非對稱聚光跟蹤光伏系統(tǒng)

以1萬臺進行產(chǎn)業(yè)化批量計算：反射鏡為380元/臺，跟蹤裝置為920元/臺，機架為760元/臺，安裝人工費665元/臺，則：

單臺非對稱聚光跟蹤光伏系統(tǒng)的生產(chǎn)與安裝成本為320×2×3+380+920+760+665=4645元；

年發(fā)電量相同的固定光伏系統(tǒng)的對應(yīng)成本為：1326×(3+0.46+0.9)=5781元。

由此可知，聚光光伏系統(tǒng)比固定光伏系統(tǒng)的成本下降了19.7%。

4　非對稱聚光跟蹤光伏系統(tǒng)的長遠優(yōu)勢

隨著晶體硅電池與薄膜電池光電轉(zhuǎn)換效率的逐年提高與成本的進一步降低，再討論非對稱聚光跟蹤光伏系統(tǒng)是否還具有成本優(yōu)勢。

1)當(dāng)HIT光伏組件的效率提高到24.5%、成本降到2.9元/Wp時，聚光系統(tǒng)中使用的320 Wp組件(效率為16.5%)變?yōu)?75.15 Wp；單臺聚光光伏系統(tǒng)在體積不變的情況下，相應(yīng)功率就會從1326 Wp變?yōu)?969 Wp，則：

單臺聚光系統(tǒng)成本為475.15×2×2.9+2725=5481元；相同發(fā)電量的固定光伏系統(tǒng)成本為1969×(2.9+0.46+0.9)=8388元。

兩者相比，聚光光伏系統(tǒng)成本下降了34.7%。

聚光光伏系統(tǒng)成本從19.7%降為34.7%，說明聚光光伏系統(tǒng)的降本優(yōu)勢大幅提升。

2)以成本最低的多晶硅組件為例。若干年后假設(shè)多晶硅組件的光電轉(zhuǎn)換效率從目前的16.5%提高到22%，成本從3元/Wp降至2元/Wp，配套的固定支架、接插線與人工平地、水泥固定、安裝的成本從1.36元/Wp降至1.26元/Wp，這時比較兩種系統(tǒng)。

多晶硅組件在尺寸不變的情況下，功率變?yōu)?27 Wp，則：

單臺聚光光伏系統(tǒng)總功率變?yōu)?27×2×2.072=1769 Wp；固定系統(tǒng)成本變?yōu)?769×(2.0+1.26)=5767元；聚光系統(tǒng)成本變?yōu)?27×2×2+2725=4433元。

兩者相比，聚光式比固定式成本降低了23.1%。

綜上所述，當(dāng)多晶硅組件的成本降至2元/ Wp時，由于光電轉(zhuǎn)換率從16.5%提高到22%，使對應(yīng)的聚光光伏系統(tǒng)的成本還會比固定式再降23.1%，比當(dāng)前的19.7%降的更多。因為非對稱聚光跟蹤光伏系統(tǒng)就是一臺“光伏組件功率倍增器”，它本身的聚光跟蹤成本沒有發(fā)生變化，而隨著組件效率的提高，它能翻倍擴大優(yōu)勢，更大幅度地降低光伏系統(tǒng)成本，這種優(yōu)勢將會長遠存在。

5　關(guān)于占地問題

需要特別強調(diào)的是，聚光跟蹤光伏系統(tǒng)在陽光下不會形成固定的陰影，無需像固定式光伏系統(tǒng)那樣大面積征地；在山坡、屋頂、戈壁灘和草原、農(nóng)田與魚塘上處處可以架設(shè)，非常

方便。一臺聚光跟蹤光伏系統(tǒng)就是一個獨立的并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)，多臺沿公路鐵路兩旁架設(shè)就能形成中大型聚光光伏并網(wǎng)電站，完全可與農(nóng)牧漁林業(yè)和諧規(guī)劃，互相促進、共同發(fā)展。

6　結(jié)論

非對稱聚光跟蹤光伏系統(tǒng)可以更充分、更有效的將陽光變成電能，將成為新一代光伏產(chǎn)品之一而被人們所接受。其中的核心技術(shù)為：我們用30多年的艱辛探索，終于解決了可靠、廉價而免維護二維精確自動跟蹤太陽這一難題；而可靠的跟蹤才使得簡單的聚光器大幅提高光伏組件發(fā)電量成為可能，且這種提高會隨著組件效率的提高而相得益彰。

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［3］李杰吾, 鄒敏, 李湘, 等. 非對稱聚光跟蹤光伏系統(tǒng)［P］. 中國∶ CN101478266, 2009-07-08.

［4］王斯成. 高收益要靠技術(shù)創(chuàng)新，好質(zhì)量有賴精細設(shè)計［J］. 太陽能, 2015, (6)∶ 6－11, 20.

［5］(日)高橋清(著)； 田小平(譯). 太陽光發(fā)電［M］. 北京∶ 新時代出版社, 1987.

2016-03-02

李杰吾(1941—)，男，教授，主要從事聚光光伏方面的研究。ljw2015569@sina.com