光伏屋顶系统

2024-08-25

光伏屋顶系统（共10篇）

光伏屋顶系统篇1

摘要：本文简述了一套不可调度式并网光伏发电系统的方案, 介绍了太阳能电池组件、逆变器等主要设备的选用。通过此系统产生的电量部分解决了水泥厂自用电, 可更高效地运用土地资源, 舒缓高峰电力需求, 同时没有污染物排放, 不消耗任何燃料, 绿色环保。

关键词：太阳能组件,光伏发电,逆变器

我国能源紧缺已成为制约国民经济发展的一个重要因素，水泥工业是我国各工业部门中的耗能大户，占全国总能耗的5%～8%，因此解决好水泥厂的能源供给至关重要。太阳能是一种清洁、可再生能源，太阳能光伏发电实现了直接将太阳能转化为电能，既不释放污染物，也不会产生温室气体，破坏大气环境，因此利用光伏发电具有良好的环保和节能效果。利用水泥厂各车间厂房屋顶建设光伏发电系统，既可节省建设光伏电站需要的大面积土地，又可为厂区提供大量的电能，还可减少火电供能过程中产生的二氧化碳、二氧化硫等大气污染物，非常具有开发价值。

1 光伏系统的形式

光伏发电系统一般有离网光伏系统和并网光伏系统两种形式。离网光伏发电系统常用于边远地区的村庄供电、微波中继站电源、太阳能路灯系统等独立电源场合，一般配有蓄电池，以保证供电的连续性。不可调度式并网光伏系统是指可并网运行的光伏发电系统，不经过蓄电池储能，通过并网逆变器直接反向馈入电网。因为直接将电能输入电网，免除配置蓄电池，省掉了蓄电池储能和释放的过程，可以充分利用太阳能所发出的电力，减小能量损耗，降低系统成本。同时，根据是否允许向公用电网逆向发电来划分，可分为可逆流并网系统和不可逆流并网系统。

对可逆流并网系统，光伏系统总容量原则上不宜超过上一级变压器供电区域的最大负荷的25%，并需要将原有的计量系统改装为双向表，以便发电、用电都能计量;不可逆流发电系统，光伏系统发出的电能只给本地负荷供电，多余的电需通过防逆流装置控制逆变器的发电功能，不允许通过配电变压器向公用电网馈电。本设计采用不可逆流的并网光伏发电方式，如图1所示。

2 光伏系统的组成及设计方案

太阳能光伏发电系统通常由光伏组件、防雷系统、直流配电柜、光伏逆变器、交流配电柜、并网升压变压器等组成。本系统中将光伏组件平铺于车间屋顶上，合理布置形成光伏阵列，将光伏组件进行合理串并联后，接入防雷汇流箱，后接至配电房直流配电柜，直流电缆通过厂房北侧墙引下至厂区原有电缆沟。本系统对上海某水泥厂混合材及石膏堆场车间进行设计，整个光伏方阵经过并网逆变器逆变后通过0.27/10kV升压变压器升压至10kV，经10kV汇集后拟采用分散式并网方式并网，每个部分的均一回10kV线路接入厂区变电站的10kV侧。

3 太阳能电池组件的选型

太阳电池组件是由高效晶体硅太阳能电池片、超白布纹钢化玻璃、EVA(光伏电池封装胶膜)、透明TPT背板以及铝合金边框组成。太阳能电池是一种由于光生伏特效应而将太阳光能直接转化为电能的器件，是一个半导体光电二极管。当太阳光照到光电二极管上时，光电二极管就会把太阳的光能变成电能，产生电流。商用太阳能电池主要有以下几种类型：单晶硅太阳能电池、多晶硅太阳能电池、非晶硅太阳能电池、碲化镉电池、铜铟硒电池等。上述各类型电池主要性能如表1所示。

非晶硅薄膜太阳电池由于稳定性较差、光电转化效率相对较低、使用寿命相对较短的原因，在兆瓦级太阳能光伏系统的应用受到一定的限制。光伏电站太阳能电池种类应选用技术成熟、转化效率较高、已规模化生产的且在国内有工程应用实例的太阳能电池组件作为光电转换的核心器件。但单晶硅组件的价格比多晶硅组件的价格高10%左右，且两种电池组件的电性能、寿命等重要指标相差不大，执行的标准也相同。因此，本工程选用多晶硅类太阳能电池。

本系统采用275W多晶硅电池组件，电池组件均固定安装在屋顶上。

4 光伏阵列设计

(1)组件安装方式

电池组件均沿建筑物走势平铺在彩钢瓦屋顶上，最大限度地利用有限的屋顶面积。采用专用夹具夹住彩钢瓦角驰，上面铺铝合金横梁，用压块将组件与横梁连接，组件自带光伏电缆、直流电缆，可以沿横梁敷设。此布置与安装支架固定组件的方式相比，节省了支架的制作和安装成本，缩短了工期，同时可最大化地利用有限的屋顶使用面积(每两串组件为一组，每组组件间距为500mm，安装支架的组件每组之间间隔在2m左右)，但由于没有使组件处于最佳倾角，降低了方阵的发电效率(如图2所示)。

(2)逆变器选型

系统容量为8.1081MWp，从工程运行及维护考虑，若选用单台容量大的逆变设备，则设备数量较少，配电间布置适宜，和小容量的逆变设备相比，可在一定程度上降低总投资。因此，本工程选用国内常见标准型的500kW逆变器。逆变器各项性能指标见表3。

(3)组件阵列布置

并网逆变器直流工作电压范围为500～820V。考虑到光伏组件电压-温度变化特性，25℃工作电压为36.7V，逆变器最佳工作电压为550～690V。太阳能光伏组件串联的组件数量Ns=(550～690)/36.7≈15～18。若光伏组件串联数量为18块，当工作温度为25℃时，光伏组件串最高开路电压分别为799.2V，超出逆变器最佳直流工作范围;若光伏组件串联数量为16块，光伏组件串最高开路电压为710.4V，未超出逆变器直流工作范围;当光伏组件串联数量为单数时不利于接线，故不考虑选用15块、17块串联。因此选用16块光伏组件串联是合适的。单列串联功率P=。

本工程项目建设所选用的建筑为水泥生产线的厂区石灰石预均化堆场，砂岩、钢渣、粉煤灰堆场，煤预均化堆场，混合材及石膏堆场4栋厂房建筑屋面，屋面成圆拱形，展开面积约为113701m2，无杂物设备堆积存放。其中光伏方阵安装面积65617.165m2，太阳电池组件有效利用面积57472.572m2。

光伏阵列由多晶硅光伏组件组成，共计29484块电池板，分成阵列，每个厂房屋面均以每16块组件串联组成一个串组，10或13个串组进汇流箱(其中石灰石预均化堆场屋顶48个，砂岩、钢渣、粉煤灰屋顶24个，煤预均化堆场屋顶36个，混合材及石膏堆场37个)，后接至配电房直流配电柜，直流电缆通过厂房北侧墙引下至厂区原有电缆沟，经电缆沟引至新建于厂房之间的配电房。在配电房经过500kW并网逆变器逆变后通过0.27/10kV升压变压器升压至10kV。

5 理论发电量

(1)光伏阵列效率η1

组件匹配损失：对于精心设计、精心施工的系统，约有4%的损失。

太阳辐射损失：包括组件表面尘埃遮挡及不可利用的低、弱太阳辐射损失，取值5%。

偏离最大功率点损失：如温度的影响、最大功率点跟踪(MPPT)精度等，取值4%。

直流线路损失：按有关标准规定，应小于3%。

(2)逆变器的转换效率η2

逆变器输出的交流电功率与直流输入功率之比，逆变器转换效率可取η2=97%。

(3)其他因素折减η3

除上述各因素外，影响光伏电站发电量的还包括不可利用的太阳辐射损失及电网吸纳等其他不确定因素，相应的折减修正系数取为96%。

系统的总效率等于上述各部分效率的乘积：

综上所述，在未考虑电站设备元器件老化导致的效率衰减情况下，本太阳能光伏系统总效率为79.1%。

由表4可知，上海年峰值日照小时数为1391.71h，由于给出的电池板平铺在大棚顶部，没有在最佳照射角度，故按80%效率计算，考虑年峰值日照小时数为1113.4h，每日的峰值日照小时数为3.048 h。

年理论发电量=峰值日照小时数×电站总规模×系统的总效率≈714万kWh。光伏系统按25年运营期考虑，随着运营年限的增加，由于站内元器件设备老化导致系统效率降低，损耗加大，最终致使电站发电量减少，本阶段根据设备厂家调研成果，综合分析后按光伏发电系统25年运行期内的电能输出衰减幅度为每年-0.8%考虑。本系统25年理论发电量为16238.84万kWh，年均发电量为649.5万kWh。

6 结语

太阳能发电有着广泛的发展前景，太阳辐射地球表面的能量约为17万亿千瓦，相当于目前全世界一年能源总消耗量的3.5万倍。同时，光伏系统发电对于当地的环境保护、减少大气污染具有积极的作用。

本系统预计每年可为电网提供电量649.5万kWh，与相同发电量的火电相比，相当于每年可节约标煤1919.3006t(与先进燃煤机组相比，按供电标煤煤耗为302g/kWh计)，相应每年可减少多种大气污染物的排放，其中减少CO2排放量约5421.0709t、减少SO2排放量约46.39369t、NOx9.53295t、粉尘680.017t、灰渣808.39416t。由此可见，合理利用水泥厂车间的闲置屋顶有实际的开发价值。

参考文献

[1]李宁峰, 于国才.屋顶太阳能光伏发电系统的设计[J].江苏电机工程, 2012, 31 (3) :43-45.

[2]冯垛生.太阳能发电原理与应用[M].北京:人民邮电出版社, 2007, 7.

[3]沈辉, 曾祖勤.太阳能光伏发电技术[M].北京:化学工业出版社.2005, 9.

光伏屋顶系统篇2

屋顶租赁合同

合同编号：

签订日期：甲方（出租人）：乙方（承租人）：

甲乙双方本着平等自愿、互惠互利、合作共赢的原则，经充分协商，就甲方将拥有所有权的厂房屋顶出租给乙方用于投资建设《分布式光伏发电项目》（简称“项目”）事宜，就相关权利义务达成如下协议。

第一条、租赁屋顶坐落、面积、质量要求等情况

（一）租赁屋顶位于：；

（二）租赁面积：㎡；

（三）租赁房屋结构及质量：租赁房屋结构为马鞍板型水泥屋面，质量需符合屋顶建设太阳能光伏发电项目承重等相关技术要求。

第二条、租赁期限

鉴于光伏发电站正常运行的期限为25年，而《合同法》第214条规定租赁期限不得超过20年，因此，双方对租赁期限按照如下方式进行约定：

（一）首次租期为自项目开工建设之日起计算20年；

（二）20年期限届满后，除双方另行约定外，自届满之次日起租赁期限无条件自动续延5年，5年期限届满后，除双方另行约定外，租期再自动续延3年，依次类推。合同续延期间相关权利义务仍适用本合同约定。

第三条、租金及支付方式

（一）租金：元/㎡/年，合计元/年。

（二）支付方式：分期支付。项目开工后30日内预付一年租金元，自第二年起每次预付三年租金，以此类推。注：付款前甲方应向乙方开具同等金额的租赁发票。

第四条、租赁用途

用于太阳能屋顶光伏电站项目的建设及经营。第五条、双方的权利义务

（一）甲方的权利义务

1、甲方的权利：

1.1甲方有权依约收取租金；

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1.2对乙方不当使用租赁标的物，导致租赁标的物损毁或有可能毁损的危险时，有权要求乙方立即改正，排除妨害，消除危险，造成损失的有权要求乙方赔偿；

2、甲方的义务： 2.1保证义务：

2.1.1甲方保证对出租标的物享有完全的无瑕疵的所有权或处分权，保证本租赁合同不因该权利瑕疵而导致租赁合同无效、效力待定、被撤销或其他有碍乙方租赁目的实现之不利情形；

2.1.2甲方保证向承租人提供的关于租赁标的物结构、承重等和屋顶光伏电站建设项目相关的资料真实有效，以不影响乙方对该屋顶光伏发电项目的设计及建设；

2.1.3甲方保证出租屋顶在租赁期限内将始终具备屋顶光伏电站发电项目建设、运营所需的全部条件，并为保证该条件的持续性、有效性而进行定期或不定期的必要的安全检查、维修保养、排除妨害等。

2.2其他义务：

2.2.1合同签订后5日内，向乙方提供出租标的物所依附厂房的原建筑设计院相应建筑物设计图纸、建筑物屋顶承载证明文件、竣工图、电路图、建筑物原设计单位出具的《建筑物承载复核意见》等在屋顶建设太阳能光伏电站所需审查的一切相关资料及厂房的权属证书资料给乙方，并保证所提供的有关建筑物的技术资料应真实可靠，以便乙方进行光伏电站的评估和设计；

2.2.2甲方应协助乙方办理光伏发电站的立项、报批、核准、建设、验收、并网等有关手续。对乙方电站运营期间的日常经营管理给予便利和支持；

2.2.3租赁期内甲方需保证乙方行使屋顶使用权不受任何阻碍，有义务对甲方行使权力（如进行项目的建设、维护、运营及检测、修理）给予协助和支持。如在屋顶光伏电站建设及经营期间通知物业、门卫等相关单位人员给予放行和便利等条件，配合乙方进行电站的建设、安装、管理和维护等工作，以便乙方顺利申报、设计、安装、运行、维护该项目；

2.2.4光伏电站开工建设前，甲方应提供“项目”实施所需要的现场条件和必要的协助，如清理施工现场、确保道路通畅、合理调整生产情况、提供建设所需的供水、供电、通讯及排水等施工条件；

2.2.5甲方需向乙方免费提供房屋、场地、场所以供乙方项目建设期间设备和材料的临时存储；

2.2.6甲方需为乙方免费提供光伏发电设施安装所需的电缆井通道、设备房、配电设备房

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等光伏电站项目运营的长期用房；

2.2.7甲方应于光伏电站开工建设的同时，协助乙方建设配套用户侧电力接入系统工程，按规定履行电网接入程序，在甲方用户侧安装独立的自动电能计量装置（电表）和运行监控系统，并向电网运行管理机构传送相关数据；

2.2.8因乙方“项目”设计的运营期限为自项目建成验收发电之日起25年，故当双方签订的首次20年租期届满后甲方有义务 “续签”(按照约定自动续延)本合同，且不得擅自解约，以保证乙方该“项目”能在甲方屋顶运营至少25年；

2.2.9如根据相关的法律、法规、规章、政策文件，或者是基于任何有权的第三方的要求，本“项目”的实施必须以甲方名义向相应的政府机构或者其他第三方申请许可、同意或者批准的，甲方应当根据乙方的请求，及时申请该等许可、同意或者是批准，并保证在乙方项目运营期间持续有效。甲方也应当根据乙方的合理要求，协助其获得其他为实施本“项目”所必需的许可、同意或者是批准；

2.2.10甲方应当将与“项目”有关的其内部规章制度和特殊安全规定要求及时提前告知乙方、乙方的工作人员或其委托的第三方；

2.2.11甲方应当协助乙方向有关政府机构或者组织申请与项目相关的补助、奖励或其他可优惠。若有关补助、奖励或其他优惠支付至甲方账户的，则甲方应及时支付给乙方，不得拖延和克扣；

2.2.12鉴于“项目”位于甲方屋顶，在甲方控制范围内，由甲方实际控制占有，故甲方有义务确保“项目”及相关设备、附件、财产安全。在“项目”建设及运行期间，甲方不得擅自拆除、更换、更改、添加或移动项目设备、设施、场地，亦有阻止第三方进行前述行为的义务。甲方违反本条约定义务的，甲方应承担恢复原状、排除妨害、停止侵权、赔偿损失的责任；

2.2.13所有由乙方采购并安装的设备、设施和仪器等财产（简称“项目财产”）的所有权属于乙方，甲方不得对项目财产进行任何性质的处分，如不得对项目财产设定任何性质的担保、抵押、质押，不得将项目财产用于偿债或作其他处分，在收到法院、仲裁机构或其他有权机关关于查封、拍卖、变卖项目财产的文件后必须立即向文件发出方声明该财产非甲方财产并立即通知乙方。若甲方违反本条约定擅自处分项目财产或收到法院、仲裁机构或其他有权机关关于查封、拍卖、变卖项目财产的文件后未及时履行声明、通知义务，造成乙方经济

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损失的，则除应全额赔偿乙方经济损失外还应按照乙方经济损失的0.5倍向乙方支付违约金。

（二）乙方的权利义务

1、乙方的权利

1.1乙方对位于租赁厂房屋顶的太阳能光伏电站资产（包括位于屋内的相关配套设备、设施等）享有所有权和经营自主权，甲方和其他第三方不得侵害和干涉；

1.2乙方有权将屋顶电站出租、托管或转让；

1.3乙方对屋顶电站项目享有经营收益权和电价的自主定价权。

2、乙方的义务

2.1乙方应当根据甲方提供的建筑物技术资料，合理设计屋顶光伏发电站，施工与运营，过程中需保证不破坏建筑原有结构、功能，以确保甲方建筑物安全；

2.2在施工和使用中，如因乙方发电设施或乙方人为原因造成屋顶破损，乙方应负责修缮或承担赔偿责任；

2.3光伏发电站建设和运营、维护过程中，乙方应不影响甲方的正常生产经营活动； 2.4 乙方保证光伏发电站的建设符合国家法律、法规的要求，工程质量符合国家标准； 2.5乙方保证依法经营，保证光伏发电站的运营符合国家颁布的有关环境保护的法律、法规要求。

2.6乙方应当确保其工作人员或者其委托的第三方在项目实施、运行、维护的整个过程中遵守相关法律法规，以及甲方的相关规章制度；

第六条、双方约定的其他事项

（一）乙方“项目”的设计运营期限为自项目建成验收发电之日起25年。

（二）乙方“项目”所涉屋顶光伏电站的建设期为自项目批准之日起二年。

（三）在建设或运营期间，“项目”所在地房屋非甲方自愿而被政府强制拆迁的，政府或相关机关、组织对拆迁“项目”损失给予的补偿归乙方所有。拆迁时，乙方应自行拆走光伏发电设备和材料，并可依照本协议约定模式在甲方新建建筑上安装光伏发电设备和材料，费用由乙方承担。

第七条、合同解除条件及解除后的处理

（一）合同解除的条件：

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1、本合同可经甲乙双方协商一致后解除；

2、本合同可依照不可抗力的规定解除；

3、当一方迟延履行本合同约定的义务满180日或明确将拒绝履行合同主要义务导致对方订立合同之目的无法实现且该行为在另一方书面通知后30日内未得到纠正的，另一方有权书面通知对方后解除本合同；

4、当一方进入破产程序时，另一方可书面通知对方解除本合同；

5、项目所依附的房屋被政府拆迁导致合同无法继续履行的，合同自动解除；

6、租赁期限届满，且不再续签的，合同解除；

7、乙方拟在租赁屋顶建设的电站项目未获得有关政府或电力部门备案、批准、并网许可等，导致项目无法建设，乙方不再需要租赁屋顶的，乙方有权通知甲方解除合同，且无需承担违约责任。

（二）合同解除后的处理：

1、本合同解除后，本项目应当终止实施，项目财产属于乙方，由乙方负责拆除、取回，并根据甲方的合理要求，将项目现场恢复原状，除因甲方违约解除合同外项目现场恢复原状的费用由乙方承担，甲方应对乙方提供合理的协助。

2、本合同的解除，除双方另有约定外，不影响任意一方根据本合同或者相关的法律法规向对方寻求赔偿的权利，也不影响一方在合同解除前到期的付款义务的履行。对于合同的解除负有过错的一方应当向另一方承担赔偿损失的责任，赔偿损失的范围既包括实际损失，也包括本项目顺利实施后该方按照本合同可以获得的预期收益。

3、合同解除后双方应根据乙方实际使用屋顶的时间按实结算租金，多退少补。第九条、不可抗力

由于战争、**、地震、洪水等不可抗力致使一方不能履行合同义务或延迟履行合同义务的，遭遇不可抗力一方可以免责，但不可抗力发生于延迟履行义务期间的，不能免责。遭遇不可抗力的一方，应在不可抗力发生后立即（若因不可抗力导致通讯中断的，则应在恢复通讯后立即）将事故情况通知对方，并自不可抗力事故发生之日起15日内向对方提交当地政府关于不可抗力事故的证明文件。

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第十一条、违约责任

（一）因项目投资巨大，成本回收期长（约8至10年方能回收成本），故甲方不得擅自解除合同，若甲方违反约定擅自解除合同则除应赔偿乙方投资损失【包括但不限于项目开发费损失（向第三方支付的开发服务费）、各类咨询服务费损失（如为获得可研、环评、地灾、地形图、勘界、地质勘查、能源评估、水土保持、选址论证、接入方案等支持性文件支付的设计或咨询费）、损失安装费损失、运费损失、拆除费损失、重建费损失、组件等设备损耗或报废损失，如功率下降损失，不可避免的拆卸导致的损毁损失、支架、电缆、相关辅材报废损失等】外还应赔偿乙方合同解除后应履行但未履行期间（25年减去已实际履行时间后的期间）的电费收益损失（电费收益损失按照合同解除前乙方实际收益的年平均值计算，若不足一年的则按照乙方项目年发电量的理论数据或额定功率计算）。

（二）其他违约行为，由违约方向守约方支付违约金壹佰万元，并赔偿因违约行为给对方造成的损失。

(三)因不可抗力导致违约的，违约方无需承担违约责任，但不可抗力发生于一方延迟履行合同期间的，延迟履行一方不因不可抗力免责。

第十二条、争议解决

凡因本合同引起的或与本合同有关的任何争议，双方应友好协商解决，无法协商解决的，均应提交无锡仲裁委员会按照该会仲裁规则进行仲裁。仲裁裁决是终局的，对双方均有约束力。

第十三条、合同生效

（一）本合同经双方盖章后即生效。双方通过传真、邮件等电子签约方式签署的，合同的传真件、邮件打印件等具有与原件同样的效力。

（二）与本合同有关的附件是属于本合同的有效组成部分，与本合同具有同等法律效力。

（三）合同文本一式四份，具有同等法律效力，甲方执1份，乙方执3份。甲方（盖章）：乙方(盖章)：法定代表人：法定代表人：委托代理人：委托代理人：住址：住址：联系方式：联系方式：

光伏：屋顶上的未来篇3

分布式光伏将进入快车道，困扰多年的老问题如何解决？

“十三五”期间中国光伏或将迎来大发展。据悉，国家能源局拟在 “十三五”能源和电力规划中将2020年光伏装机目标确定为1.5亿千瓦。这意味着“十三五”期间新增装机量将超过1亿千瓦，是截至2015年全国装机总量的两倍以上。

在装机总量增加的同时，其内部结构也将面临重大调整。据业内人士透露，1.5亿千瓦的目标将分为8000万千瓦地面电站和7000万千瓦分布式光伏。也就是说，“十三五”期间地面电站仅有4288万千瓦装机空间，年均857.6万千瓦，远低于2015年的1374万千瓦。

而国家能源局数据显示，截至2015年底，全国分布式光伏装机总量仅606万千瓦。按照7000万千瓦的总体规划目标计算，“十三五”期间分布式光伏须年均增长1278万千瓦，发展空间巨大。

国家能源局新能源和可再生能源司副司长梁志鹏对《财经国家周刊》记者表示，推动分布式光伏发展，当前重点解决政策落实和流程优化;未来将立足于本地消纳，建立电力市场，确立分布式光伏发电企业的售电主体权利，优化利用。

政策引导，提升安装积极性

分布式光伏一直被认为是发展光伏发电的最优路径选择，也是德国、日本等光伏发展较快国家的主要发展路径。到2015年底，德国光伏装机规模达到3900万千瓦，分布式光伏发电装机占比近80%。

居民屋顶是建设分布式光伏的理想场所，也是德国等国家发展分布式光伏的主要场所。但与德国等欧美国家相比，中国实行较低的居民电价，分布式光伏系统又相对价格高，回收成本在7年左右，居民常认为太久。

对于企业而言，虽然商业电价较高，建设分布式光伏具有更好的经济性，但他们对电费的差异并不敏感。

清华大学能源互联网创新研究院政策研究室主任何继江建议，对“自发自用、余电上网”的分布式光伏调高余电上网电价，在现有脱硫煤电标杆电价基础上加上输配电价，这样更能真实体现分布式光伏的价值，分布式就地消纳、无须太多的输配任务。

此外，直接提高分布式光伏补贴，也是一部分业内人士的意见。好处是，可以通过降低地面电站补贴，将省出来的资金给分布式光伏，这样更能体现政策支持分布式光伏的导向性。

晋能清洁能源科技有限公司总经理杨立友对《财经国家周刊》记者说：“增加补贴、强制公共建筑物安装，至少能够在短期内加速分布式光伏安装。”

在提升补贴之外，降低分布式光伏装机成本自然是调动安装积极性的有效途径。降低成本有很多途径，包括降低生产成本、降低系统集成成本、提高产品转化效率等等。

乐叶光伏总经理李文学向《财经国家周刊》介绍，如果采用单晶等高效组件产品，可增加发电量、降低度电成本，促进分布式光伏的发展。

用环保、社会责任等理念进行引导，再用税收等手段进行倒逼，也被认为是有效的举措。深圳市普乐士网络科技有限公司首席运营官刘杨对《财经国家周刊》记者表示，苹果等国外非光伏行业的传统企业在中国建设了光伏电站，主要目的是抵消在华企业生产中的碳排放。政府部门应该制定相应政策，倒逼企业进行绿色发展利用厂房屋顶建设电站，至少要创造条件允许第三方利用其屋顶建设电站。

破除制约，激活商业模式

地面电站之所以装机量迅速增加，原因是其在选址、产权、融资、维护等方面集中统一，远比分布式光伏容易，一旦建成就是一头“现金奶牛”。

相反，分布式光伏一直受到无法找到合适的商业模式的困扰。晶科能源副总裁钱晶对《财经国家周刊》记者说，对现阶段的分布式电站发展来讲，需要屋顶光照资源好、面积大、产权清晰、承重无问题，屋顶业主经营状况良好，而且有一定的用电量需求且目前承担的电价较高，业主有建设光伏电站的意愿。

虽然中国屋顶资源丰富，但尚缺乏合理的规划、统筹，导致分布式光伏建设场地与需求方信息不对等。时至今日，许多分布式光伏投资商依然在通过微信群发布消息悬赏征召场地资源。一些业内人士建议，掌握建筑布局的城市规划部门，应当主动将这些信息公开。

除了场地外，分布式光伏建成后的产权需要明确。山东航禹太阳能科技有限公司董事长丁文磊说，在别人屋顶上建分布式光伏，意味着几十万元的资产需要在他人屋顶上放置20年，因此应当有明确的产权，否则风险太高。

针对分布式的融资渠道和保险机制也亟待建立。江苏苏美达能源控股有限公司副总经理芮春保告诉《财经国家周刊》记者，全行业应该与金融和保险机构加强沟通，增强他们对分布式光伏的理解和认知，为分布式光伏商业化提供资金来源和风险保障。同时，需要建立一个分布式光伏项目信息数据库，充分披露电站、开发企业、发电量等信息，让资本方、金融、保险机构了解行业的实际情况。

同时，电费结算也是分布式光伏面临的一个难题。比如，一旦屋顶业主企业经营出现问题，电费面临打水漂。丁文磊认为，应将目前分布式光伏开发商找业主结算电费改为统一由电网代收结算。

还有一种办法是采用全额上网模式并网。虽然分布式光伏或将因此减少收益，但是可以避免与屋顶业主结算电费带来的风险，同时增强金融、保险机构的信心。它可以比照“自发自用、余量上网”模式，按时结算电费及补贴，减少拖欠。如果解决这一问题，社会资本投资分布式光伏的积极性会明显提升。

推动多元化应用，实现规模扩张

除了业主自建和第三方商业化开发外，多元化应用也成为分布式光伏规模扩大的重要推动力量。

国家能源局下发的《太阳能利用“十三五”发展规划》（征求意见稿）中明确提出，全面推动分布式光伏发电。重点发展以大型工业园区、经济开发区、公共设施、居民住宅等为主要依托的屋顶分布式光伏发电系统，充分利用具备条件的农业设施、闲置场地等扩大利用规模，逐步推广光伏建筑一体化工程。

以分布式光伏电站为主要应用模式的光伏扶贫工程在全国多个省市开始实施。按照计划，2020年之前，在光照条件较好的16个省的471个县约3.5万个建档立卡贫困村建设光伏扶贫电站。业内人士预计，如果全部建成，仅光伏扶贫项目装机规模将达到1500万千瓦。

屋顶太阳能光伏发电系统的设计篇4

1 太阳能光伏发电系统构成

太阳能光伏发电系统通常由光伏组件、组件支架、防雷系统、直流配电柜、光伏逆变器、交流配电柜、并网变压器等组成,如图1所示。

系统中将光伏组件及支架按屋顶自然条件进行合理布置,形成屋顶光伏阵列,用于太阳能的获取及光电转换,然后根据屋顶光伏系统的特点将光伏组件进行合理串并联后,接入防雷汇流箱,根据光伏逆变器的容量配置分路接入直流配电柜,就完成了光伏直流电源的汇集过程。直流配电柜的出口按额定功率匹配接入并网逆变器,经过逆变器将直流电流转换为并入电网的交流电流,如逆变器的输出电压和并网电压不相等,就需要经过变压器转换为同步的交流电压后再并入电网。

2 太阳能光伏发电系统设计

2.1 光伏组件的选型

光伏组件按光电池材料不同可分为晶硅组件、薄膜组件及聚光组件。

晶硅组件又细分为单晶组件、多晶组件、高效多晶组件,其光电能量转换效率在15%~20%之间,整体性价比较高,是目前应用最为广泛的太阳能光电转换材料。

薄膜组件具有生产成本低、便于大面积连续生产、可制成柔性卷曲形状等特点。目前已能产业化大规模生产的薄膜太阳能电池主要有硅基薄膜电池、铜铟镓硒薄膜电池(CIGS)和碲化镉薄膜电池(Cd Te)。薄膜电池转换率在6%~8%之间,转化率不高是制约薄膜电池组件发展的技术瓶颈。

聚光组件的优势在于其采用廉价的光学材料来代替昂贵的硅电池材料,且转换效率可达到40%,远高于普通太阳能电池。不足之处是该电池组件需要冷却装置,聚光镜体积较大,整体价格较高。

综上所述,按经济、可靠、易扩展的原则,设计拟采用晶硅组件。采用相同功率、不同材料的晶硅组件在同一环境下进行比较试验。3个月的试验显示,单晶组件的发电量最高,多晶组件稍低,高效多晶组件接近单晶组件,试验数据如表1所示。

目前单晶组件的价格最高,其次为高效多晶组件和多晶组件。考虑性价比及设计目的,该设计采用多晶组件作为光伏发电系统的光电转换器件。选用的组件外形尺寸为1 665 mm×991 mm×50 mm,单组功率为220 W,具体组件参数如表2所示。

2.2 光伏阵列的布局设计

2.2.1 确定光伏阵列的最佳倾角

并网光伏发电系统中,最佳倾角是指能获得全年最大光辐射量的组件倾角,通过调整组件的放置支架得到。光伏组件支架有可变倾角和固定倾角2种形式。可变倾角适用于大型光伏发电系统;固定倾角支架相对较为简单,一般按能获得全年最大辐射量的组件放置角度来制作。该设计规模较小,主要用于光伏发电系统的研究与验证,故文中采用固定倾角方式的支架。根据相关文献[2],南京地区正南向坡面的分月总辐射最佳倾角随季节变化而各不相同。全年各月最佳辐射倾角的平均值为26.4°,将该角度设定为放置光伏组件支架的水平倾角。

2.2.2 确定光伏组件阵列间距

光伏阵列间距的确定原则是冬至日当天9:00至15:00,光伏阵列不会相互遮挡,一般按以下方式确定最小间距。

首先按式(1)和式(2)计算出南京地区太阳高度角α和方位角β[3]。

式中:φ为纬度,南京为北纬32.4°;δ为太阳赤纬,冬至日为-23.5°;ω为时角,9:00时角为45°。通过计算可得:sinα=0.333 8,可知南京地区太阳高度角α为19.5°;sinβ=0.633 4,可知南京地区太阳方位角β为39.3°。然后由式(3)确定阵列间距:

式中:D为阵列间距;H为阵列高度。因采用固定倾角的支架,由表2已知组件长度为1.665 m,南京地区光伏最佳倾角为26.4°,阵列高度为:H=1.665×sin26.4=0.74 m,可算得阵列间距D为1.6 m。

因此,光伏阵列支架应按1.6 m的间距来布置,以达到在取得最佳光伏倾角的同时,最大限度地利用有限屋顶面积资源的目的。

2.2.3 光伏组件阵列的布置

设计中可供布置光伏发电系统的楼顶有效面积为7 500 m2,长约60 m,宽约15 m,综合考虑光伏组件外形及间距,可以由南向北摆放5行组件,每行50片,共可放置250片功率为225 W的多晶光伏组件,总功率约56 k W。组件布置设计时,要考虑屋面承重、防水,组件抗风、防雷等问题[4]。该设计采用不锈钢支架将所有组件连接为一个整体,固定在屋面承重梁上,架体分段与屋面防雷带相连,解决了承重、防水、抗风、防雷等问题。

2.3 光伏逆变器的选型及分组匹配

设计中采用SG 20KTL并网光伏逆变器,其部分电气参数如表3所示。

因每片光伏组件输出电压只有29.6 V,远低于逆变器需要的直流输入电压,所以必须适当串联才能满足逆变器对输入电压的要求。串联的原则是最高温度时最佳工作电压不低于光伏逆变器的MPPT最小电压,否则会出现功率失真;最低温时开路电压不能高于光伏逆变器的最大输入电压,否则可能会损坏逆变器。结合所选光伏组件的相关参数,可以确定光伏组件最大和最小串联数。

组件最小串联数=逆变器最小输入电压/组件高温最优输出电压=380/29.6=13;组件最大串联数=逆变器最大输入电压/组件低温开路电压=800/36.7=21。

逆变器选定后,可确定组件的串联片数应在13~21片之间,串联后组件满足了逆变器对输入直流电压的要求,还必须将多路串联组件再进行合理的并联,使组件总功率达到逆变器的设计功率,减少逆变器的资源浪费。

该设计中,组件总功率约56 k W,逆变器额定输出功率为20 k W,需将组件平均分为3组接入3台逆变器,结合组件的屋顶布置情况,及逆变器的功率匹配设计,对原来按面积布置确定的组件数量进行了微调,最终确定该光伏发电系统实际组件总数为240片,总功率54 k W。每台逆变器接入80片组件,分为5个串联组,每组16片组件串联,工作电压为473.6 V,输入功率为18 k W。

2.4 屋顶光伏发电系统的组成

屋顶光伏组件的输出电流经汇流箱、并网柜、逆变器后,可直接作为电源驱动负荷。亦可切换到外部三相电网,实现小型光伏并网系统的运行。为保证系统安全可靠运行,还需要综合设计防雷系统、保护系统、测控系统等配套设施,如图2所示。

2.4.1 防雷系统设计

雷电主要有直击雷和感应雷2种。直击雷是指直接落到太阳能电池阵列、电气设备等上面或附近的雷击,防直击雷主要依靠避雷针。该系统处于屋顶四周女儿墙的下方,设计采用将光伏系统的所有钢结构与屋顶的防雷网相连,以达到防直击雷的目的。感应雷主要由电磁感应或静电现象产生,感应雷产生的电磁浪涌会损坏电气设备,甚至引起火灾,根据SJ/T1127的相关规定,该系统通过在直流接口设备、并网逆变器、交流配电柜的各输入端口设置浪涌保护器来防护侵入系统的感应雷电。

2.4.2 保护及测控系统配置

该设计采用的逆变器具有RS232/RS485和以太网通信功能,系统的电流、电压、发电量等参数可以由通信方式实时获得,该逆变器还具有对系统直流、交流两侧开关的手动/遥控分断和保护功能,以及先进的孤岛效应检测和防护功能。逆变器保护范围以外,如汇流箱的输入开关、并网变压器开关等设备,设计中也配置了断路保护器、状态监视器等设施,从而保证了全系统的安全稳定运行。

3 结束语

按方案建设的屋顶太阳能发电系统已正式运行,月均发电量约6 000 k W·h,系统负荷切换正常,系统相关防雷、保护、电气测量等指标均达到了设计要求,为建筑内蓄电池组和照明用电提供了环保的清洁能源。该屋顶发电系统的建设实施,为今后大型太阳能并网发电系统的研究、设计积累了经验;也为太阳能光伏系统相关的计量、控制、保护装置挂网运行提供了便利条件;还在防雷系统设计、支架设计等相关方面获取了宝贵的实践经验。

参考文献

[1]王长贵,崔荣强.新能源发电技术[M].北京:中国电力出版社,2003.

[2]朱超群.南向坡面总辐射最佳倾角的表示式[J].南京大学学报:自然科学,1997,33(4):623-629.

[3]王春明,王金全.天和家园43kW屋顶并网光伏发电系统设计[J].建筑电气,2007(2):13-18.

光伏屋顶系统篇5

分布式光伏发电应用示范区项目

合同能源管理协议书

二零一六年月

浙江.分布式光伏发电应用示范项目

合同能源管理协议书(自发自用，余电上网分布式)

甲方： [屋顶业主]

乙方：

第一节

总则

1.1根据《中华人民共和国合同法》及《合同能源管理技术通则》(GB/T24915-2010)，甲乙双方经友好协商，同意在见证方的见证下按照合同能源管理模式进行合作。第二节项目名称、内容和目标

2.1 项目名称：公司 MW分布式光伏发电应用示范区(以下简称“项目”)。

2.2 项目地点：浙江省市县区。2.3 项目内容：乙方在甲方位于约平方米厂区建筑物屋顶上采用多晶硅电池组件建设约MW(以实际装机容量占用面积为准)光伏并网电站，租赁期限20年，项目所发光伏电能优先供甲方使用，公共电网作为甲方的补充用电。前述租赁期限届满后，双方将按照本合同的约定，甲方有权与乙方签署续租协议，且续租期限至少为五年，以保障本项目二十五年的运营期。第三节商业模式 3.1 乙方负责项目全部投资，含建设期间的设计、设备采购、安装、调试、验收等费用与运营期间的运行、管理、维护等费用，项目运行期内乙方拥有项目所有权，并单独作为享受国家各级政府部门项目补贴的主体。

3.2甲方应无偿提供建筑物屋顶给乙方使用25年（使用期限自项目并网发电之日起计算），甲方优先使用项目所发光伏电能。甲方以电能计量表所指示获取使用的光伏电量为准，如甲方每月能够消纳乙方光伏所发电量的70%以上，则按照国家电网向企业结算电价的____折向乙方支付光伏电费（含税）；如甲方每月消纳乙方光伏所发电量达不到70%，则双方协商并取得电网同意后乙方所发光伏电量采取全额上网，甲方不再使用乙方光伏所发电量和享有电价优惠，改为乙方按照光伏实际安装面积以____元/平方米（含税）支付甲方屋顶租赁费用，并另签订补充协议（即以按装容量每兆瓦10000平方米计租面积确定）。

3.3在25年的运营期结束后，乙方付清项目建设及运营费用、甲方缴清光伏电费的前提下，经双方协商签订协议后乙方可优先继续建设或改造该项目；如乙方放弃该项目，也可将项目所有权无偿转让给甲方，并签订书面协议，乙方不再负责项目运营，但可继续提供相应的技术性指导和支持。如甲方放弃受让权，应由乙方负责拆除项目设备、设施。

3.4每月5日前甲乙双方共同抄录并签署光伏电量确认单，乙方根据光伏电量向甲方发出书面付款单，甲方在收到书面付款单后7日内向乙方支付光伏电费，乙方收款后向甲方开具正式增值税发票。

3.5 甲乙双方协商一致对原厂房采用光伏建筑一体化（BIPV）技术安装屋顶的，屋顶拆除或安装费用，以及项目运行期内的屋顶防水和日常维护处理由乙方负责，涉及屋顶排水天沟和女儿墙更换由甲方负责。厂房采用光伏建筑一体化（BIPV技术）安装屋顶的，前五年电价不打折，即按照国家电网向甲方结算电价向乙方支付光伏电费（含税）。

第四节甲方权利与义务

4.1甲方保证本项目所使用的建筑物及屋顶享有完全排他的所有权，并为乙方提供项目备案需要的企业及建筑物相关的资质证件（营业执照、土地证、房产证等），确保本项目建设期及运营期内项目屋顶向乙方的持续提供。

4.2甲方协助乙方办理政府许可文件、环评批复和电网接入批复。甲方向乙方提供电气系统图、建筑总平图、建筑结构图、6个月用电结算单、生产负荷用电曲线等涉及项目设计的资料，并对项目方案进行审核。

4.3甲方将与项目有关的内部规章制度和特殊安全要求提前告知乙方，为乙方建设提供水、电、临时场地等必要条件，据实统计所发生费用交由乙方承担。

4.4甲方为乙方检修维护和故障处理提供便利，如发现项目设备故障或丢失，甲方立即通知乙方，配合乙方进行维修和监管。

4.5甲方不得拆除、更换、更改、添加或移动项目设备、设施、场地。甲方在项目建成后5年内不得对屋顶进行翻修、改造，甲方确需对屋顶进行翻修、改造的，根据甲方的要求，甲乙双方共同确定施工方案，甲方需提供乙方发电设备临时安装地方，确保翻修、改造期间乙方项目继续生产运行，避免对乙方资产造成损害。

4.6合同履行期内，甲方应确保满足项目对建筑物及屋顶的需求。若甲方的控股股东或实际控制人发生变化的，甲方应确保新的控股股东或实际控制人知晓并接受甲方的全部权利和义务。如因甲方原因导致项目无法使用屋顶项目不得不提前终止的，甲方应赔偿乙方因此遭受的损失，乙方损失参照6.1条款执行。

4.7甲方为项目提供光伏电站建设所需材料的存放场地及施工所需作业面场地。

4.8甲方保证其所提供的项目屋顶满足本项目的安装和运营条件，甲方应确保乙方及乙方聘请的第三方在项目建设期及运营期内对项目屋顶具有排他性使用权和自由进出权，以及自由进出项目所占用的建筑物的权利。甲方对项目屋顶及周边设施、场地的利用，不得影响乙方电站的正常运营。第五节乙方权利与义务

5.1乙方负责办理政府许可文件、环评批复和电网接入批复，聘请有国家资质的设计单位起草项目方案并提交甲方审核。方案一经确认后严格组织实施，建设周期一般不超过 120 天。

5.2乙方在施工前已基于甲方协助提供的建筑结构图等文件，对甲方建筑物屋顶施工方法、结构、功能进行了解，乙方不得随意改变建筑物屋顶现状和附着物，不破坏建筑物屋顶防水功能。

5.3乙方承担项目实施过程中，涉及甲方建筑的改造、加固等相关费用。

5.4乙方负责项目投入运营后的检修维护和故障处理，并承担所发生费用。

5.5乙方原因造成甲方建筑物损坏的，乙方应负责修复，并承担所发生费用。

5.6承诺电站接入性能符合国家要求，不影响甲方电气设备的安全运行；承诺相关设备在噪音、辐射等方面满足国家相关要求。

5.7若乙方共用甲方配电设施，甲方应提供乙方25年的使用权。第六节违约责任

6.1如甲方擅自解除合同，提前收回建筑物屋顶的，甲方应赔偿乙方已投入的所有损失及运营收入损失，其中运营收入损失按照电站停运前已运营期内月平均运营收入乘以项目周期内剩余运行月计算电站剩余运营收入予以确定。

6.2如甲方未及时向乙方月结支付光伏电费，则每天按照当期应付额的0.3%支付滞纳金。

6.3本项目运营期内，因甲方原因导致本项目屋顶附着房产所有权人或其他权利主体，房产所有权人或其他权利主体对乙方提出的任何权利要求，应由甲方予以承担。

6.4如合同生效后，因非乙方原因导致项目未获得备案或因某种原因导致项目获取备案后无法正常开工，或虽开工但未建成，或虽建成但不能并网发电等情形，即最终乙方项目无法进行，则乙方有权解除合同而不承担违约责任。

6.5本项目运营期内，如由于甲方怠于修复屋顶导致乙方电站资产损失及运营收入损失，则甲方应承担相应赔偿责任，其中运营收入损失按照电站停运期间前已运营期内月平均运营收入乘以剩余计算周期的电站运营收入予以确定。第七节协议解除

7.1因不可抗力致使协议无法履行，可以提前解除协议。如不可抗力事件不足以导致协议无法履行，甲乙双方应根据其对协议履行的影响程度确定延期履行或部分免除责任。

7.2如项目实施所必需的国家电网接入手续无法批复时，本协议自动解除，但乙方不承担任何违约责任。

7.3因甲乙双方中一方不履行本协议规定的义务，导致项目无法进展或远未达到项目技术指标的，或一方进入破产程序的，另一方可书面通知对方解除本协议。

7.4本协议解除后，项目应当终止实施，项目资产由乙方负责拆除、取回。

7.5除法律法规及本合同另有约定外，本协议的解除不影响任意一方根据协议或相关法律法规向对方寻求赔偿的权利，也不影响任意一方在协议解除前到期的付款义务的履行。因项目资产充当甲方屋顶，故项目可继续实施至25年，但乙方可有偿转让给第三方，并且第三方需支持同意此协议书。第八节争议的解决

8.1如甲乙双方发生争议，协商解决。

8.2如不能协商解决，甲乙双方可向标的物所在地有管辖权的人民法院提起诉讼。第九节协议期限及其他

9.1甲乙双方均应对本协议涉及的所有信息承担保密义务。未经另一方书面同意，任何一方不得以任何方式将任何信息泄露于第三方。

9.2甲乙双方均需设定专责联系人负责项目具体工作。一方变更项目联系人的，应在7日内以书面形式通知另一方。

9.3项目的安装、运行等保险由乙方负责购买。

9.4 甲乙双方约定由乙方在当地成立项目公司负责该项目合同的履行。

9.5为配合乙方项目公司备案需要，乙方需与电站持有方签订形式租赁合同，合同内容与本合同条款一致。

9.6 本合同签订一周内，乙方支付甲方订金__ 万元； 9.5本协议自双方签字盖章之日起生效，至项目合同期满时终止。协议文本一式肆份，具有同等法律效力，双方各执贰份。

(本页盖章页）甲方(公章)：

授权代表(签字)：

地址

开户银行：帐号：电话：传真：邮政编码：

乙方(公章)：

授权代表(签字)：

地址：

光伏屋顶系统篇6

桑尼能源的“光伏建筑一体化屋顶发电系统”产品是将光伏组件作为屋面材料, 通过自主研发的结构体系, 形成一种能发电的新型屋顶。该屋顶形式美观、防水构造合理、易于安装拆卸。

桑尼能源主管负责人表示, 光伏与建筑相结合, 首先要满足建筑的相关要求。发展光电建筑, 必须实现光伏业与建筑业的深度融合。行业科技成果评估会是协会帮助企业实现科技转化为生产力的一种好方式。为了能够在工业建筑上推广、应用, 他们希望得到行业协会专家的认可。

屋顶计划给江苏光伏业带来春天篇7

江苏省十一届人大四次会议上, 省人大代表荀建华等建议制定和实施《江苏省百万光伏屋顶计划》, 给江苏光伏产业带来春天。据不完全统计, 去年江苏省光伏产业规模大, 约占全国的60%, 总产值超过1 500亿元。

荀建华等代表认为, 发展光伏屋顶计划是最便捷可行的途径。除了政策支持之外, 实施该计划的资源充足。据江苏省建设厅统计, 2008年江苏城镇工业生产性和公共建筑面积分别为5.7亿和3亿m2, 乡村工业生产性和公共建筑面积分别为1.5亿和0.7亿m2, 合计工业生产性和公共建筑面积分别为7.2亿和3.7亿m2, 折合成可用屋顶面积约为4亿m2。按可用于屋顶发电的有效面积40%计, 装机容量可达20 GW以上。此外, 在财力方面, 如果按新能源发电补贴全网分摊的办法, 按照去年全社会用电3 000亿度计, 每度电加收0.001元用于补贴新能源发电, 每年可用的资金为3亿元。如果每度新能源电力补贴0.5元, 则仅此一项, 每年可补贴装机容量近600 MW。

光伏屋顶系统篇8

随着煤炭和石油等化石能源的大量消耗, 能源形势日益紧迫。而太阳能作为一种清洁能源, 如何对其进行开发利用越来越成为现今人们关注的焦点。与中国西部地区很多传统装机的光伏并网电站相比, 建筑屋顶发电站具备其自身独特性, 具有不需占用大块区域土地面积, 建设投产周期短, 灵活高效, 维护便捷等优势[1]。

1 建筑屋顶光伏发电系统

1.1 简介

建筑屋顶光伏发电系统是指在建筑项目竣工建设完毕后, 充分利用其建筑屋顶空置的区域, 布置一定规模数量的光伏电池组件、支架及配套系统设备, 根据地区经纬度等相关数据计算得出屋顶光伏电池组件的最优化倾斜角, 安装系统设备进行太阳能资源采集, 使整个系统发电效率最大化, 进而转化发电、储能等。此类工程对土地面积需求很小, 可有效利用各类建筑物屋顶, 不占用专门区域, 适合组织开展大批量建设, 就地进行发电、用电, 不仅能节省电网建设的工程造价, 且可实现能耗的最小化, 有效满足“绿色”建筑的节能水平要求[2,3]。

1.2 系统组成

整个系统设备与区域中建筑物协调一致, 紧密结合, 有的甚至直接制作成建筑材料成为建筑物的一部分。屋顶光伏发电系统主要由逆变器、电池组件、支架、连接电缆、监控设备及其它辅助设备组成。其中关键核心部件为逆变器, 其作用是将光伏电池组件在光照下产生的直流电 (DC) 汇集后, 通过逆变器的转化将其变为可供普通电气设备使用的交流电 (AC) 。光伏发电系统逆变器的最大特点就是包括了最大功率点跟踪, 在光照强度较大时发出的多余电量经转化成为满足电网公司电能质量要求的交流电注入电网中;在阴雨天光照强度较弱, 发电能力不足时, 则由电网向建筑屋顶发电 (用户) 供电。

2 项目简介

项目所处的江苏淮安地区年平均日照辐射量4.04k W·h/ (m2·d) , 全年日照辐射总量约1 467.4 k W·h/m2, 即5 282.3 MJ/m2。

前期规划选址过程中, 淮安屋顶光伏发电项目规划计算的装机总容量为1.93 MW, 选取建筑物厂房屋顶面积约44 375 m2, 经现场勘查设计能容纳布置的光伏电池组件占区域面积约21 050 m2。根据要求整个发电项目的设计不能影响厂区整体建筑物风貌特点和视觉效果。经过项目工程运算及实验测试, 发电系统配套支架等设备布置在厂区建筑物的屋顶空置区域, 光伏电池组件则选择为固定安装模式, 倾斜角度为10°。整个系统共布置电池块8 420块, 考虑到本项目区域中整体发电量的需要及保证区域协调性, 选取的电池组件峰值功率为230 W。

本项目工程整体由4个0.5 MW的子系统组成。每个子系统均选用1台并网逆变器和1台隔离升压变压器, 经汇流后接至并网逆变器, 光伏直流变为满足电网要求的10 k V三相交流输出, 汇集到站内10 k V配电室后, 以一回出线, 接入地区电网而并网。

3 项目的经济性研究及论证

3.1 项目的整体经济性

本项目光伏发电系统的总体成本由初始投资部分和实际运行费用两大部分组成。初投资包括如下主要设备和实施费用:光伏电池组件、控制元件、光伏逆变器、蓄电池组、支架和配电系统 (包括安装调试费、电力电缆等费用) 、基础施工建设费、工程设计费、系统调试费、试验运行费、电池组件维修清洗费、管理费、员工工资等。

江苏淮安屋顶光伏发电项目的工程项目经济性分析及评价如下:

按照光伏电池组件及系统其它设备25 a的寿命周期, 电池组件固定10°的倾斜角度, 第一年利用小时数1 230 h, 以后逐年递减9.7 h来考虑, 然后根据主要设备购置费、建筑工程费、安装工程费等费用进行汇总, 进而计算得到本项目的一个总体财务数据评价指标。

根据当地部门政策文件的有关规定, 本区域屋顶光伏电站的上网电价为2.40元/ (k W·h) 。按照所签订承包电站运行经营年限25 a的协议, 测算工程项目整体的财务数据和投资收益水平。经测算, 本工程的静态总投资约为4 518×104元, 建设期间的财务利息成本为24.87×104元, 工程的动态总投资为4 542.87×104元, 计算得出本项目整体投资的财务内部收益率应可超过8%, 项目整体的投资效益回收期约10.7 a, 资本金的财务内部收益率约为11%, 资本金净利润率约为17.8%, 满足各项指标数据要求, 此光伏发电系统将取得一个比较好的经济收益, 因而从经济上评价是完全具有可行性的。

3.2 项目的环境影响分析

传统的纯火力发电站系统, 燃煤过程中会产生大量CO2、SO2、NOx、烟尘及煤灰煤渣等废弃物。现行传统火力发电厂每上网发电1 k W·h, 标准煤耗费水平大约为305 g, 约产生814 g CO2、6.2 g SOx和大约2.1 g NOx。传统发电项目对生态环境造成一定影响, 而本项目利用可再生太阳能, 通过系统转变为可供使用的电能, 过程中不直接消耗化石能源, 且不产生环境污染物。与传统火力发电站比较, 每年CO2减排量可达到1 726 t, 减排SO2约13 t, 减排NOx约4.5 t, 是无污染的清洁可再生能源。

3.3 项目的社会效应分析

现阶段中国利用建筑屋顶开展光伏发电尚处于初始起步水平, 装机规模不大。此类项目除提供能源外, 还有许多特殊优势, 如降低温室气体和污染物排放、创造就业机会、保障能源安全和促进边远地区发展等, 尤其是可在边远地区就地安装, 在特殊场合整个光伏系统可直接提供电力输出。适合进行大规模安装推广, 在欧洲、美国、日本等已运作得比较成熟。结合中国国情及电网特点, 在太阳能资源充足的区域大力建设更多的示范性建筑屋顶光伏项目, 提高清洁可再生能源在电源结构中的比例, 对中国经济、社会和环境保护具有积极意义。

4 结语

目前, 中国很多企业一直在积极地开展清洁可再生能源领域的研究, 且已在全国很多实际项目上大胆创新实践。建筑屋顶太阳能并网光伏示范电站的建设是一项具有开拓性的工作, 对各大电力企业加快制定光伏电站并网技术要求、光伏电站科学管理及保证电网安全可靠运行等规范的制订做出了重要贡献。

建筑屋顶太阳能光伏发电符合中国可持续发展过程中对清洁能源充分利用的趋势要求, 与此同时, 大力推进太阳能资源的利用及加速光伏发电产业发展, 对缓解现今能源紧缺的局势及调整能源结构具有一定作用, 其社会政治、经济、环保等效益显著[4]。

摘要：介绍了建筑屋顶太阳能发电系统的基本组成及分类, 指出光伏建筑一体化 (BIPV) 是光伏技术的热点, 具有许多优势。就江苏淮安屋顶光伏并网发电项目的方案、成本、经济和社会效益等方面进行分析。

关键词：光伏建筑一体化 (BIPV) ,并网光伏项目,技术经济

参考文献

[1]李海瀛.太阳能发电系统在建筑中的应用[J].电气时代, 2006 (6) :96-97.

[2]沈辉, 曾祖勤.太阳能光伏发电技术[M].北京:化学工业出版社, 2005.

[3]郝国强, 李红波, 陈鸣波.光伏建筑一体化并网电站的应用与发展[J].上海节能, 2006 (6) :66-70.

光伏屋顶系统篇9

大唐 (上海) 电力能源公司投资建设了大唐上海综合保税区32MWP屋顶光伏项目, 该项目被评为上海市金太阳示范项目。该项目采用用户侧并网发电, 按各企业分片组成发电单元的方式设计和建设。电站采取在轻钢屋面厂房、仓库屋顶采取沿屋面坡度3度倾角方式安装太阳能板。根据企业中每座厂房、仓库屋顶光伏组件的容量和厂房内负荷大小合理划分几个区域, 然后配备容量适当的逆变器, 组成几个独立的发电单元, 多点并网。采用国家统一招标规定的230Wp多晶光伏组件, 并合理选择设备配置, 为下一步在上海乃至全国大面积推广和发展建设做好经验积累。自2012年投产来, 光伏电站已成功运营了三年的时间。

1 光伏电站运行数据分析

电站自2013年投产运行以来, 光能产出数据见表1。

光伏电站装机容量为32MWp, 共170台光伏发电机组, 至2013年5月全部投产, 由于设备维修等其他因素并未实现满负荷发电。根据每月统计的产出数据统计出三年来发电量对比如图2和图3。

2013年因施工原因, 投产机组逐渐增多。发电量在6月全部投产后呈指数上升趋势, 对比可见每年7-9月是发电量高峰期, 而11月至1月则发电量较低。2014年和2015年发电量变化曲线变化基本一致, 图线变化与上海市气象局统计的上海市平均光照曲线变化趋势基本一致。因此光伏机组对太阳能的利用率与太阳辐射变化较为一致。

根据图3中三年平均每台产出数据, 可看出其中2013年9月平均产出量最多, 每台机组的平均产出变化较大, 机组工作状态不稳定。通过对比发现, 只有2013年9月的产出比例超出设计值, 其他月份均与设计值相差较大。其中年度总发电量, 2013年为设计值的46.3%, 2014年为63.2%, 2015年为70%。均未达到设计值参考产能的75%及以上。

2 未达设计值影响因素

太阳能电站产除了受环境因素影响, 还与自身构造、电池板材料有关。下面根据研究, 可能会产生主要影响的要素分析如下:

2.1 环境因素对太阳能电池板能效的影响

温度和太阳能辐射照度是影响太阳能设备输出效率的两个主要因素。其他环境因素, 如风、雨、云层和太能辐射分布会通过对温度和太阳能辐射度的间接影响从而影响设备效率[3]。

2.1.1 温度

当光伏组件在环境温度为25℃时工作时, 其实际操作温度将高于环境温度, 并导致最高14%的能源转化损失[4]。一般来说, 单晶硅额定电池工作温度 (NOCT) 为40℃。NOCT是指当太阳能组件或电池处于开路状态, 并在以下具有代表性情况时所达到的温度[5]。

(1) 电池表面光强:800 W/m2

(2) 环境温度:20℃

(3) 风速:1m/s

(4) 电负荷:无 (开路)

(5) 倾角:与水平面成45°

(6) 支架结构:后背面打开

通过对光伏组件电能生产监控实验发现[2], 高温会导致组件产能下降。高风速会使环境温度下降, 从而降低了光伏组件工作温度, 提高产能。低温是光伏组件的理想工作环境。当环境温度高于25℃时, 电能损失为标准测试条件 (STC) 功率的10%, 光谱、组件衰减和其他因素会导致约7.7%的电能损失。

2.1.2 太阳辐射照度

太阳辐射照度通过影响光伏组件的多个输出因数从而影响输出效率。太阳能电池性能强烈依赖于光谱分布, 不同的太阳能电池材料有不同的光谱输出。因此光伏组件的不同材料在不同的光谱分布下将产生不同的电能输出, 光谱分布根据地点和每天时间段的不同而有所不同。

2.2 组件损伤

电池板不匹配导致的损毁的电池板会使太阳能电池板电流减小, 在额定电压范围内工作时[6], 将电能以发热形式散发, 使得光伏组件温度升高。当光伏组件在室外超时工作时温度将进一步升高, 将有可能导致不可逆转的组件损伤。不被旁路二极管保护的不匹配电池组件将引起电能耗散并产生过热点, 从而引起组件损伤。

太阳能电站组件的室外工作功率往往低于额定功率。研究表明气象条件会引起光伏组件效能损失达18%。尽管光伏电站设计使用时间为20-30年, 但光伏组件的衰减和过早失效都应考虑在内。对组件潜在衰减的监控是十分必要的。

3 解决方案

3.1 加装跟踪式太阳能板

通过长达13个月的集线器模块监控[3], 对跟踪式太阳能板 (TFP) 和固定式太阳能板 (FFP) 得出如下结论。夏季固定式太阳能板接收的入射能远大于直接照射时所接收能量, 冬天则有相反的结果。跟踪式太阳能板的电能转化效率远远大于固定式太能板。研究表明跟踪系统可以在清晨和傍晚的时间显著段增大电能输出。

3.2 引入控制系统进行监控

在太阳能系统中, 太阳能辐射具有不可操作性, 并且太阳能辐射随着季节和时间变化而变化, 在控制理论中这种变化成为一项干扰。太阳能电站的动态参数 (非线性和不确定性) 十分适合先进控制理论。

控制系统可以分为两部分。第一部分是本地控制, 通过设置好的日光反射装置, 将时间和太阳辐射角度反馈给上层控制系统。第二部分逻辑层面是数字控制系统 (DCS) , 通过接收到的数据控制进行计算, 给出下一步指令。

现阶段的太阳能板追踪系统控制趋势是利用开环控制系统, 根据太阳能辐射的地点和时间, 给出太阳辐射方向。当接收器接到温度和流量分布的模拟信号后, 计算机根据输入算法中的模拟公式给出每块板支架的偏移量。控制参数的准确性会因时间、经度和纬度、支架位置、处理器精确度和环境干扰等因素而产生误差。

很多太阳辐射位置算法的研究均利用了小型计算机。很多算法利用微型计算机增加了追踪精确度。但研究表明此种算法只在有效时间段内有效[7]。大型计算机在长期数据监测下可以准确预测太阳辐射位置并将误差缩小至0.003度, 但经济成本太高。

3.3 降低环境温度

通过加空调等散热装置对屋顶光伏进行技术改造, 从而消除环境温度变化产生的影响。将散热装置的温度控制数据作为控制参数, 设定为光伏组件的理想环境工作温度, 将温度对光能产出的影响降至最小。也可灵活采用物理降温, 机器清扫等方式, 根据季节及气候变化进行应对。

4 结论

本文通过对大唐上海综合保税区32MWP屋顶光伏太阳能2013年至2015年的产出数据进行分析, 对比发现产出值仅达设计值的70%。发电量曲线变化同光照曲线变化一致, 但单机产出率低。

温度是影响光伏组件产出的重要因素。当环境温度高于25o C时, 电能损失为标准测试条件 (STC) 功率的10%, 光谱、组件衰减和其他因素会导致约7.7%的电能损失。光伏组件的不同材料在不同的光谱分布下将产生不同的电能输出。电路原因造成的组件不可逆损伤也是原因之一。

可以通过加装跟踪式太阳能板, 引入监控控制系统和机械降温等方式提高光能产出率。

参考文献

[1]http://solar.ofweek.com/2015-10/ART-260009-8610-29018000.html专访李仙德:中英能源合作将如何发展?

[2]大唐上海综合保税区光伏项目, 大唐 (上海) 电力能源有限公司

[3]Long-term monitoring of photovoltaic devices, E.E.van Dyk, E.L.Meyer, F.J.Vorster, A.W.R.Leitch, Renewable Energy 25 (2002) 183-197,

[4]Van Dyk EE, Scott BJ, Meyer EL, Leithch AWR.Temperature dependence of output parameters of crystalline silicon photovoltaic modules.South African Jsci2000;96:198-200.

[5]IEC 1215.Crystalline silicon terrestrial photovoltaic modules-design qualification and type approval, 1993.

[6]Hermann W, Wiesner W, Vaaßen W.Hot spot investigations on PV modules—new concepts for test standard and consequences for module design with respect to bypass diodes.In:26th IEEE Photovoltaic Specialists Conference, 1997:1129-32.