太陽能發現系統設計最佳化 - 為降低地球暖化盡一分力

太陽能發電原理與模組

太陽能發電原理

何謂太陽能電池 (solar cell)

以 p 型與 n 型半導體材料結合，構成正極與負極的電池，如圖二。

矽晶太陽能電池發電原理

利用太陽能電池吸收 0.4µm ～ 1.2µm 波長的太陽光，使 p 型與 n 型半導體內電荷分離，產生正電荷 ( 電洞 ) 與負電荷 ( 電子 ) ，正電荷往 p 型半導體聚集，負電荷往 n 型半導體聚集，因而形成電位差，接上負載後可將光能直接轉變成電能輸出的一種發電方式，如圖三，但僅將光能轉換為直流電能，不會儲存能量。由於太陽能電池產生的電是直流電，因此若需提供給家電用品或各式電器則需加裝直 /交流變流器，將直流電轉換成交流電，才能供電至家庭或工業用電。

太陽能電池種類

依材料發展分為矽晶 (silicon)、多元化合物(com-pound)、有機物 (organic) 等三類，如圖四，目前太陽光電系統中應用最為廣泛為矽晶類，所謂矽晶類係指以矽為基材，是所有種類中材料最充足，製造技術較成熟者；所謂多元化合物類係指以 III-V族或 II-VI 為基材，對光譜吸收範圍最廣，以 GaAs轉換效率最好，因此有較高發電能力，為未來積極開發研究者，目前公司極力發展的 CIGS 為薄膜型即屬此類；所謂有機物類係指以有機材料為基材，供電效率雖比前述太陽能電池低，但是它的造價卻相當低廉，而且無環保問題，亦有團隊投入研發。

圖五說明使用不同材料的太陽能電池，適用光波長範圍不同，以 CIS 吸收光譜範圍最大。

太陽能模組基本結構

將太陽能電池作串聯後再加以封裝即成為太陽能模組，如圖六。

圖七為矽晶太陽能模組封裝基本結構，包括玻璃(Glass) 丶 封裝材 (Encapsulant) 丶 背材 (Backsheet)，一般太陽能模組壽命可達 20 年以上，而封裝材品質是影響壽命的主因，其特性説明如下：

• 玻璃：低鐵含量（無色）、高透光性(>91.5%) 丶耐濕熱（抗候性）、價格低（易於推廣）
• 封裝材：高介電係數（絕緣）、吸水性低（絕緣）丶黏著強度高（老化要因）丶耐濕熱（抗候性）、抗UV（避免黃斑）
• 背材：高可靠性（耐高／低溫丶抗濕性丶低透水性）、高黏著性（剝落試驗）、高強度（耐衝擊、切割）

光電模組重要驗證規範

模組在製作完成後尚需品質、安全與量測等檢測及驗證，市場上認證系統以美規(UL)及歐規(IEC)為主，在美規驗證標準為UL1703,包含品質與安全驗證，在歐規驗證標準為IEC67730專責安全驗證，IEC61215專責矽晶品質驗證，IEC61646專責薄膜品質驗證，IEC60891及IEC60904-1~10專責量測標準；在台灣，CNS15118為安全驗證，CNS15114為矽晶品質驗證，CNS15115為薄膜品質驗證，CNS13059-1~10為量測標準。

太陽能模組特性

為統—模組特性的認定，定義標準測試環境 (STC)為光照強度在1000 W/m² 、 光譜分佈在AM1.5 、太陽能電池溫度在 25 °C 條件下，量測得模組輸出電壓－電流特性曲線，如圖八，在獲得最大輸出功率 Pm(=Vpm X 1pm)條件下，稱此時電壓為最大功率電壓(Vpm), 電流為最大功率電流 (1pm) , 此點稱最大功率點(Max. Power Point, MPP) ; 當線路開路時(1=0), 測得電壓稱為開路電壓(Voc) ; 當線路短路時(V=O), 測得電流稱為短路電流(lsc)。

所謂AM為空氣密度(Air Mass)，如圖九，當太陽在頭頂正上方，大氣壓=1013bar(760mmHg,)天空無雲狀況下，太陽光通過大氣層至海平面之長度稱為 AM1.0，當太陽天頂角在48度時，由計算AM1.0/Cos48=1.5，稱太陽光斜射通過大氣層至海平面之長度為 AM1.5。

由標準測試條件得知，影響模組特性曲線因素為光照強度、模組溫度及光線頻譜。當光照強度越強，模組表面所受太陽能愈多，因此輸出功率愈大，如圖十所示，當光照強度由200W／m² 升至1000W／m² 時，輸出電壓Vmp與電流Imp升高，因此輸出功率亦變大（Pmp＝Vmp X Imp）。

當模組溫度愈高，模組輸出電壓因熱效應導致大幅降低，輸出電流雖因獲得較高能量而使電子移動加速，但電流增幅微小，故整體輸出功率變小，如圖十一左圖所示，當模組溫度由－25°C升高至75°C，輸出電壓Vmp大幅降低，輸出電流Imp僅有微幅增加，如圖十一右圖所示，最大輸出功率亦降低。

在AM1.5時，由於能量在頻譜上分佈不一樣，故不同材料的太陽能電池有不同的感度，如圖十二，在光波長400～900nm之間，光普照射光強度為0.8Wm² · nm^-1以上，模組輸出功率會較高。

太陽能發電系統設計最佳化

太陽能發電系統可分為獨立型 (Stand-alone)、併聯型 (On-grid)、混合型 (Hybrid)，所謂獨立型系統為白天太陽能模組輸出電力，經充放電控制器，一方面對蓄電池充電，一方面經變流器對負載供電，在夜間當太陽能模組未輸出電力時，則由蓄電池經充放電控制器及變流器對負載供電，大致用於市電未到達山區或海島，圖十三為獨立型系統示意圖。

所謂併聯型系統為白天太陽能模組輸出電力，經變流器後併聯至市電系統，在夜間則未輸出電力，適用於一般區域或發電廠，故目前市場上大多數系統為併聯型，圖十四為併聯型系統示意圖。

所謂混合型系統為獨立型再加上其他發電設備，如風力發電、潮汐發電，主要是綜合不同發電設備，提高供電容量，但其系統複雜，控制不易，故少為應用，圖十五為混合型系統示意圖。

併聯型發電系統架構

本文依併聯型系統架構為例說明如何設計最具經濟效益的架構，如圖十六，由發電端至輸出端流程為太陽能模組→直流配電系統→變流器→低壓配電系統→高壓配電系統→特高壓輸電系統 ( 併聯至電網 )，依“台灣電力股份有限公司再生能源發電系統併聯技術要點＂^[6]，併聯系統電壓依發電設備總容量分類：

發電設備總容量 <100KW

→ 得併接於 110/220V or 220/380V 系統

100KW ≦ 發電設備總容量 <500KW

→ 得併接於 220/380V 系統

100KW ≦ 發電設備總容量 <10MW 

→ 得併接於 11.4KV 系統

100KW ≦ 發電設備總容量 <20MW 

→ 得併接於 22.8KV 系統

10MW ≦ 發電設備總容量 <20MW

→ 週邊無 22.8KV 系統得併接於特高壓系

20MW< 發電設備總容量

得併接於特高壓系統 ( 69KV 或 161KV )

案例設計發電設備總容量為 107MW，故併聯系統電壓為特高壓 (69KV 或 161KV)。併聯電壓的設計除需符合台電規定外，以減少整體之工程費用及功率損失為主要考量因素。

單一區塊容量的決定

在設計一大型發電系統時，因涵蓋設備及器材眾多，基本觀念為最少材料、最低功率損失、最低工程費用，將區塊容量、變壓器容量、變流器容量的容量最大化及標準化，以迴路最少化以減少使用材料、降低工程費用是最佳的設計手法。首先我們要決定一小區塊容量為發展單位，再由此單位延伸合併成整套系統。

在發電設備總容量為 107MW 的設計上，我們以500KW 變流器為基準，固定直流段的模組串併聯數量及迴路數，分別就區塊容量 500KW, 1MW, 2MW之交流側費用作比較分析，如 表1，發現區塊容量為500 KW 時，僅低壓配電電纜工程費用較低，其他高 / 低壓設備與高壓配電電纜工程費用皆較高，在區塊容量 1MW 時交流側的費用較 500KW 降低約4%，在區塊容量 2MW 時交流側的費用較 500KW降低約 15%，所以我們選擇以最低成本之 2MW 為區塊容量。

模組受遮蔭的影響

當業主選定場址後，氣候條件與週邊地理環境並非我們所能改變，如何讓模組不遮蔭，提高發電量是我們首要考量。蔭影的主要來源主要為週邊建築物高度、模組相互間，其它如冷卻水塔的水霧、電竿、鐵塔、樹木…等。因 09:00~15:00 之光照強度較強，故設計時以此時段太陽模組不被遮蔭為最佳選擇。

首先要量測週邊建築物 ( 或其他造成蔭影的物體 ) 高度與距離，依太陽於 09:00~15:00 高度角 (d)，計算場區不被遮蔭面積( 可由 Sketch 軟體作遮蔭模擬)。其次為計算模組間適當之間距減少遮蔭，以屏東地區為例，由太陽能模擬軟體 PVSYST 分析可得最佳安裝傾斜角 (tilt angle, a) 為 17 度，太陽於 09:00 時高度角為 25.7 度，方位角為 49.13 度，如圖十七，計算模組高度 h=3264×sina=3264×sin17=954.3 (mm)，計算因模組高度 h 產生之蔭影長度 d= ( h /tand ) × sin49.15 = (954.3/tan25.7) × sin49.13=1499.5(mm)，故模組陣列間距至少為 1499.5mm，避免模組蔭影影響輸出功率。

由 PVSYST 系統模擬^[4]，模組在 08:00~16:00不被遮蔭，如圖十八右圖，較 09:00~15:00 不被遮蔭，如圖十八左圖，輸出電量約可多出 3.8%。

由於模組是靠太陽光照射而發電，故蔭影對模組發電效率的影響是為各方研究的重要議題，對薄膜模組而言，當 cell 切割線與陰影垂直時，如圖十九左，每一個 cell 受部分遮蔭會降低模組些微輸出功率；當cell 切割線與陰影平行時，如圖十九右，一個 cell 全部被遮蔭時會轉變成一個電阻，當電流流過此 cell 時會產生能量損失 (I²R)，進 而形成一個熱點 (hot spot)，不僅影響模組壽命且有發生火災風險。所以薄膜模組的安裝方式以切割線垂直蔭影方式可得較佳之輸出功率及延長模組之壽命。

模組安裝角的考量

我們考量模組不被遮蔭的情況下，模組傾斜角與太陽高度角的應用計算。台灣位處北半球，當太陽在赤道上運行時，由於太陽由東向西運行，為獲得最長日照時間，故模組裝設方位以面南為最佳安裝方位角。模組傾斜角 (tilt angle, a) 的角度選擇依場址緯度來決定，由 PVSYST 軟體模擬，在台灣的最佳模組安裝傾斜角約 17~23 度。模組安裝方位角往往需配合現場條件，若無法面南，將導致輸出功率值降低，如表2 ^[2] 為加州能源局對方位角及傾斜角的變化關係研究，由表可看出傾斜角影響程度大於方位角，故選擇適當傾斜角可獲得較佳之發電效益。

模組的選用

為獲得較大輸出功率，在選用模組時，以較高轉換效率及較低電壓溫度係數為佳，以表3 ^[5] 所示，同樣面積的模組，TSC150A 轉換效率為 13.7%，輸出功率增加為 150W，而 TSC140A 轉換效率為12.7%，輸出功率僅為 140W。

部份模組有不同的接地要求 (Amosphous 需負極接地 )，要特別注意選用變流器的適當性。考量模組串併聯電壓與電流的的不協調(mismatch) 損失，串 (string) 電壓為每一模組電壓(Vmp) 的總和，相同的串電壓併聯在一起，會減少因併聯產生不協調的損失，相同的模組電流串聯在一起，會減少因串聯產生不協調的損失。
如圖廿一，得串電壓 Vmp1( =Vmp11+Vmp12+ Vmp13+Vmp14 ) & Vmp2，當二串再併聯時，理想狀況下，Vmp=Vmp1=Vmp2，則Pmp=Pmp1+Pmp2，若 Vmp1≠Vmp2( 假 設Vmp1<Vmp2) 時，則 Vmp=Vmp1( 最小輸出電壓 )， Pmp =Pmp1+Pmp1，系統因因電壓差導致功率損失Ploss= Pmp2-Pmp1。

如圖廿一，得串電流 Imp1 &Imp2，理想狀況下， Imp=Imp11=Imp12=Imp13=Imp14，則Pmp1=Vmp1×Imp1，當Imp11<Imp12<Imp13<Imp14 時，則 Imp1=Imp11( 最小輸出電流 )，Pmp1=Vmp1×Imp11，系統因電流差導致功率損失 Ploss=Pmp14+Pmp13+Pmp12-(Vpm12+Vmp13+ Vmp14)×Imp11。故在挑選模組作串併聯時，首先必需將模組電流相仿者歸類在一起，再挑選模組電壓加總後串電壓相仿者併在一起，如此可降低串電壓與串電流引起之不協調的損失。

變流器的選用

變流器功能為將 DC 電壓轉換為 AC 電壓，是整體系統最重要關鍵設備。為獲得較大輸出功率，變流器需具高轉換效率及較廣的追蹤最大功率點之電壓(Vmppt) 範圍，如 表4^[3] 所示；為降低配合工程費用，以具有較高輸出交流電壓及可直接併聯至電網為優先考量。

由於模組電壓 Vmp 會隨模組溫度變化而改變，當Vmp 在變流器 Vmppt 範圍內時，則變流器才能有最大功率輸出，故需針對模組可能運轉溫度作串電壓擬計算，以決定模組串聯數量，同時需要計算串開路電壓 Voc 需小於變流器最大直流電壓 (Max. Vdc)，以維護設備安全，如表5，當最低環境溫度為 0℃時，最大 Vmp= [1+(0-25)× (-0.4%)]×43.5×9=430.7<600(V)，最大 Voc=[1+ (0-25)×(-0.3%)]×57.1×9=522.4<600(V)；當最高環境溫度為 75℃時，最小 Vmp=[1+(75-25)× (-0.4%)] ×43.5×9=313.2>265(V)，故每 9 片模組串成一串，可得變流器較佳之功率輸出。

在同樣功率條件下，基於高電壓低電流值的理論，當變流器輸出電流值較低時，則選用電纜線徑變小，開關盤容量也可較小，相關材料費用皆降低，且較低電流其線路損失亦降低，如 表6 為相同容量不同輸出電壓之變流器，變流器 A 輸出電壓 480V、電流 600A，需使用電纜線徑為 400 mm2，開關為NFB 800A，變流器B輸出電壓 208V、電 流1388A，需使用電纜線徑為 400 mm2 X2，開關需選用 ACB 1600A，電纜費用相差 50%，開關費用相差更高達 700%，由相對應材料費用差異比較，故選用高電壓低電流值之變流器有助降低交流段工程費用。

對於大型發電系統，往往需要多台變流器作併聯再以變壓器作昇壓，各變流器對昇壓變壓器規格則有不同需求，如圖廿二，有的使用雙繞組變壓器，有的使用 3 繞組變壓器，有的使用隔離變壓器，故在作併聯昇壓設計時，變流器對昇壓變壓器規格是需要特別注意的。以價格而言，雙繞組變壓器約為 3繞組變壓器的 80%，故以選用雙繞組變壓器為優先考量。

交 / 直流段工程設計原則

在前面已談及多項設計應用，對於交 / 直流段工程設計僅就原則性敘述，不再重複贅言。

對於直流段工程採高串併聯數量，減少供電迴路數，以減少迴路工程與迴路壓降損失；規劃相近的線路長度，避免線路壓差造成不協調損失。目前我們在線路壓降設計要求為分路1%以下，迴路1%以下，以降低線路損失。對於交流段工程採多迴路併聯，以減少迴路設備(cable/panel/switchgear…)、工程施工與迴路壓降損失；規劃較短迴路長度，降低線路壓差造成損失，目前我們在線路壓降設計要求為迴路1%以下，昇壓變壓器1%以下，以降低線路損失。

結論

由目前太陽能發電系統建置費用來看，每1KW建構費用約新台幣10~12萬元，以台電現行供電費率計算，約需30年才可回收成本，投資者皆裹足不前，故政府的獎勵政策扮演著重要角色，在98年07月通過再生能源發展條例，政府提供設備半額補助，大大提升安裝容量，由表7可看出在98 & 99年安裝容量大幅提昇，99年04月經濟部能源局公告99年躉售電價優惠措施政策下，如表8 ^[7]，以20年投資計算，投資報酬率約8~10%，投資者興致勃勃，但若模組轉換效率再提升，將可快速改善成本結構(目前模組費用約佔總成本45~55%)，增加企業投資之意願。

在雙管齊下的原則下，系統整合人員仍需戮力於降低工程費用，以提高投資報酬率。綜合上述設計作法，以達最佳化設計，降低單位成本有：

• 交/直流迴路最少化：減少材料費用，降低工程費用。
• 變流器之必要性及型式選擇：較高轉換效率，較大之最大追蹤功率點電壓範圍，較高交流輸出電壓減少功率損耗。
• 組串併聯電壓與電流之匹配，降低不協調損失，提高系統輸出功率
• 模組安裝時傾斜角、方位角及減少遮蔭設計，提高系統輸出功率。