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太阳电力—光伏发电还是太阳能热发电?
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太阳电力——光伏发电还是太阳能热发电?


概述
许多人认为太阳能发电直接就是光伏发电而不知太阳能热电装置,然而,大型商业用集热太阳热电装置已经有足够的电力并且其合理估值可达15年,许多新的太阳热能装置也很快就要建设。本文比较两种技术,提供一个简短的介绍,关于他们是如何工作,适用哪些地方以及他们的运转和价值发展。

1、原理

如果沙哈拉沙漠的表面1%使用太阳热电装置,就能有效支持地球的全部电力需求。因此,有些人希望太阳热电装置能被装在赤道附近的国家。相比光电装置,太阳热电装置并不以光生伏特效应为基础直接发电,而是通过阳光发出的高热量来发电。

1.1 光电产品(即多晶硅电池板)

半导体材料,如硅等被用于太阳光电电池中。在电池中,光子将正负电荷进行分离并被改变载波。这样产生出了电压,然后电流可以驱动负载。因为太阳电池是个模块,可以组成任何大小的整块。一个变压器把直流电转成交流电压,并且把太阳能产生的电力输入并网。见图1

光电模块及逆变器转换系统
1.2 太阳热电装置(槽式中高温发电)
在各种太阳热力发电装置中,下面着重介绍的是槽式复合抛物面太阳能热力发电装置
槽式集热器是将阳光通过一个槽线式太阳能装置用抛物镜面把阳光集中起来的,这样可以把阳光集中在一线的焦点上。许多个这样的槽安装成一排,有百米之长,而整个太阳能集热区域就是由许多这样的装置平行排列而成。图2
Steel structure 钢结构
Parabolic mirror 抛物镜面
Absorber pipe 吸热管

所有的集热器通过他们的纵轴追踪太阳光照路径。在镜面集中了近80倍的光照热量并聚焦在金属吸收管上。这个管子是由真空玻璃制成的,这样可以减少热损。同时在玻璃上镀有选择性涂层以减少热损失。不管是水还是特制导热油,通过管子流动,集中的光热使它(管中的液体)可以加热到近400度,液体蒸发成气体推动涡轮和电力装置,在通过涡轮后,气体又浓缩回液态重新进入循环。图3

使用一个煤锅炉就可以在日照条件不好的时候或是在夜晚推动水气循环。相比光电系统,太阳热力装置可以保证电容率。这个装置提高了它的功能属性并能通过发电站计划分配量。热量存储可补足或是转换到煤锅炉中。这样电力装置就可以用煤炭运转发热。这样,当没有直接光照时,存储器中的热量就可以推动系统循环。不用二氧化碳这样的氧化物,使用生物质的氢也可以在平列的涡轮中使用。
另外一种塔式发电是由整个太阳光集热区域的中心或是电力塔,由几百甚至上千个镜面组成,称为日光反射装置,被围绕放置在中心塔的顶部的接收器(图4)。

用一个计算机控制每个双轴轨的日光反映装置的使之减少错误度数,以确定日光反射能集中在塔式接收器的一个焦点上。在那儿一个接收器可以通过集中的日光把温度加热到1000度。热量通过空气或是熔解的盐传输,气体涡轮机推动电力发电器,使热力转变成电力。

2、参照系统

在过去的这些实验的年岁中,大量的实验参照证明了所有多晶硅和太阳能热发电装置的可行性。下面是两者兆瓦级发电的相关实验数据。

2.1 多晶硅光电

在过去的10年中,只有一小部分的达到兆瓦特级别的光电示范系统建造成功。在此期间,各种大型系统正在计划或是在建造。目前可行的只有德国和西班牙的建成新的大型系统。新的系统将会在以后的几年中逐步降低成本。
表格:兆瓦特级别的光电系统
地区


PV装置的地区

国家

安装能力

开始实施时间

Toledo

西班牙

1.0 MW

1994

Serre

意大利

3.3 MW

1994

Munich

德国

1.0 MW

1998

Heme

德国

1.0 MW

1999

Tudela

西班牙

1.2 MW

2001(计划)

Relzow

德国

1.5 MW

2001(计划)

relzow

德国

3.5 MW

2002(计划)

2.2 太阳热发电装置
第一台商业意义的太阳热力装置1984年建成于美国加州的莫加瓦沙漠中。到1991年时,共建成9个槽式热发电系统,总电容达到354MW。每年可提供为发电站输送800万kwh电力,总占地面积达7平方公里(图5)。鸟瞰位于加州莫加瓦沙漠中的太阳能热发电系统工程

其中8个可以通过煤锅炉在夜晚及阴天时发电。每年从气体产生的热能限制在20%。所有的投资超过12亿美元。在欧洲也建造了一个大型的装置。太阳电力的成本从开始的0.27美元/每kwh减少到了在最新建造的系统中仅有0.12--0.14美元/每kwh。
尽管太阳热发电装置和光电比有许多可行性,但自从1991年后,没有新的商业用的太阳能热发电装置再被实施安装。然而,新的工程发展计划正在增长,使得建造新的槽式系统变成可能化。世界银行提供20亿美元来资助在发展中国家建造新的组成循环气体系统及太阳热力装置。在西班牙,法律规定补偿太阳热力发电额度20PTA/每kwh(约0.12欧元/每kwh),而市场价6-7PTA(0.04欧元)/每kwh有望在短期内达到。

3、运行地域

光电系统和太阳热力系统能够同时交替运转的范围是很有限的。因为具有模块组成性,光电系统可产生覆盖广泛的范围从1瓦到几兆瓦,光电系统可以独立运转效果和并联的发电站系统一样好。
太阳热力系统可以在所有地方都能运转良好。碟式斯特林系统在千瓦级的系统中只是一小部分。上文所提的槽式太阳热力装置仅用于兆瓦级的级别。
全球太阳发光都由直接及分散的发光(光源)组成。当天空布满乌云时,仅有发散光源可用。太阳热力装置只能使用直接发光源使电力装置动转,但光电系统可以转换发散光源。因此说,当天空有乌云时电池板仍可以产生一些电力。
由于中欧和北欧(天气关系)只有一些少数的直接光来源,无法到在那里安装太阳热力装置。但是在南欧和北非,直接光源就占了优势(光照充足)。


图6:根据装机容量和太阳辐照度所表示的太阳能热发电装置和光电系统的运行范围

图7显示了直接发光的增长率,拥有直接发光源的所在地区垂直于太阳,这样的纬度正是欧洲和北非的纬度。因此太阳热力装置在南方的输出和可利用率远高于光电系统。

纵轴为每平米kwh 横纵为纬度。褐色方块为水平发光源,绿色圆点为直接发光源。

图8表现了两种技术的不同等级的电力花费。由于市场介绍光伏系统比太阳热力系统更具有竞价性,因此光伏系统的降价更可期些。但是就算是光伏系统有50%的降价,而太阳能热发电系统没有降价,用太阳热力装置发电在欧洲南部和北非仍然是比用光伏更经济效益。因此在这两种技术中首选哪一种方案时要考虑技术和经济的因素。

上图为光伏、光伏降50%、中高温发电三者在不同纬度的每千瓦价格表。褐色为光伏,桔黄色为光伏降50%,绿色为光热发电。纵轴为价格,横纵为所在地区纬度。

4、未来看法

尽管目前来说小的光伏系统和独立光伏系统已经具有了和传统电力系统竞争的能力,与并网系统的联合仍然是有很大不同。如果做成建筑一体化工程时,价格就会上升。而且,如果化石能源价格没有急速上涨,大的光伏并网系统在中长期内仍将依靠政府支持。
太阳能热发电系统的情况也是如此。尽管一系列的工程可以产生标准电力,将电价降低至0.1欧元/千瓦。因为未来需要环境保护,这些技术都需要大力的支持。这些可再生能源有着巨大的潜能不仅可以覆盖南欧的电力需要,也能为中部和北部欧州的电力供应做贡献。

5、结论

太阳热力和光电系统是两种极具希望的和气候相适应的能量,具有非常大的潜力。理论上来说,他们可以覆盖目前全球的电力消费的需要。两种技术都能对环境保护带来重大贡献。光电系统在少量的电量需求、独立式光电系统以及建筑一体的光电组成系统上具有优势。太阳能热发电装置则更适合运行在大型的系统工程上。由于高直射太阳发光源在南方,他们更适用于南欧和北非,这样他们的产生的电能可以非常高。太阳电力在未来同样可以输出到中欧和北欧。只要很小一部分的百分比得到运用,太阳电力就在全球变暖的斗争上立下了汗马功劳。


 

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