分布式光伏系统

铜铟镓硒（CIGS）柔性薄膜太阳能组件及轻钢屋面系统利用太阳能发电，提供清洁能源电力供应，产品生产制造及系统安装运行过程中不产生任何污染物，

也没有任何噪声。与传统的火力发电进行比较，中国火电机组平均供电煤耗319g/kW-h,每度电可减排二氧化硫L47g，减排氮氧化物1.47g,减排烟尘排放0.23g。铜铟镓硒（CIGS） 柔性薄膜光伏膜结构屋面系统的广泛应用能大幅降低污染物的排放，同时，有效减缓了电力CO2,排放量的增长，促进人与自然持续和谐发展。

薄膜太阳能系统总体方案设计及发电量计算

1.1.1 薄膜太阳能电池

非晶硅薄膜太阳电池材料消耗很少，生产电耗更低，规模生产前景良好好。非晶硅太阳电池很薄，可以制成叠层式，或采用集成电路的方法制造，在一个平面上，用适当 的掩模工艺，一次制作多个串联电池，以获得较高的电压。目前非晶硅薄膜太阳能组件 的系统效率一般为 8%～17%。

铜铟镓硒（CIGS）玻璃基标准组件，采用双钢化玻璃设计，能有效降低组件破损率。 组件具有转换效率高、弱光优势、高温优势、环境适应强、安装效果美观。等特点。

薄膜太阳电池除了薄膜厚度非常薄、只需少量的原料等因素而使得电池组件的价格

较晶体硅太阳电池便宜。根据目前世界各国薄膜太阳电池的应用情况来看，薄膜太阳电 池为主流产品尤其在土地资源丰富地区的工程上得到了广泛应用。

综上，结合项目现场情况，选用具有行业技术发展前沿代表性的 CIGS 玻璃基薄膜 电池组件和微晶硅双节薄膜太阳能电池。

太阳能电池组件是太阳能薄膜太阳能发电系统的核心部件，其各项参数指标的优劣直接影 响着整个薄膜太阳能发电系统的发电性能。表征太阳能电池组件性能的各项参数为：标准测试 条件下组件峰值功率、最佳工作电流、最佳工作电压、短路电流、开路电压、最大系统 电压、组件效率、短路电流温度系数、开路电压温度系数、峰值功率温度系数、输出功 率公差等。

通过对目前市场上多种系列太阳能电池组件的技术参数分析比选，考虑本项目投资 方的具体情况，并结合市场的生产供应和现场实施的实际情况，本工程中使用 145Wp 系列的 CIGS 薄膜太阳能标准电池组件和微晶硅双节薄膜太阳能电池，见图 3‐3、3-4；组件参数见表 3.1、3.2。

表 3.1   薄膜太阳能组件主要参数表

表 3.2   微晶硅太阳能组件主要参数表

注：上表参数为STC条件下估算电性能参数。准确数据应以实测为准。未经书面许可，不得用于实际项目设计；组件平均功率稳定功率公差±10%，单片组件功率公差正负15%。

薄膜太阳能阵列运行式选择

本项目薄膜太阳能组件采用平铺形式安装，年总辐射量为1088.4kWh/m2。由于是平

铺，电池板阵列之间不受影响，相互没有阴影遮挡。

逆变器的选择

逆变器的技术要求

并网逆变器是薄膜太阳能发电系统中的关键设备，对于薄膜太阳能系统的转换效率和

可靠性具有举足轻重的地位。逆变器的选型主要应考虑以下几个问题：

性能可靠，效率高： 薄膜太阳能发电系统目前的发电成本较高，如果在发电

过程中逆变器自身消耗能量过多，必然导致总发电量的损失和系统经济性下降，因此要求逆变器可靠、效率高，并能根据太阳电池组件当前的运行状况输出最大功率。逆变器的效率包括最大效率、欧洲效率和 MPPT 效率。欧洲效率（按照在不同功率点效率根据加权公式计算）更能反映逆变器在 不同输入功率时的综合效率特性，因此本工程的逆变器效率采用欧洲效率计算。

要求直流输入电压有较宽的适应范围： 由于太阳电池的端电压随负载和日

照强度而变化，这就要求逆变电源必须在较大的直流输入电压范围内保证正常工作，并保证交流输出电压稳定。

3）具有保护功能：

并网逆变器还应具有交流过压、欠压保护，超频、欠频保护，高温保护，交流及直流的过流保护，直流过压保护，防孤岛保护等保护功能。

4）波形畸变小，功率因数高： 当大型薄膜太阳能发电系统并网运行时，为避免对

公共电网的电力污染，要求逆变电源输出正弦波，电流波形必须与外电网一致，波形畸变小于 5%，高次谐波含量小于 3%，功率因数接近于 1。

5）监控和数据采集： 逆变器应有多种通讯接口进行数据采集并可发送到远控室，

其控制器还应有模拟输入端口与外部传感器相连，测量日照和温度等数据，便于整个电站数据处理分析。

逆变器的分类

逆变器从工作原理及应用范围，主要分为集中式逆变器和组串式逆变器：

集中式逆变器：设备功率在 80kW 到 630kW 之间，功率器件采用大电流 IGBT，系 统拓扑结构采用 DC‐AC 一级电力电子器件变换全桥逆变，工频隔离变压器的方式，防护 等级一般为 IP20。体积较大，室内立式安装或集装箱安装方式。

组串式逆变器：功率不大于 80kW，功率开关管采用小电流的 MOSFET，拓扑结构采 用 DC‐DC‐BOOST 升压和 DC‐AC 全桥逆变两级电力电子器件变换，防护等级一般为 IP65。 体积较小，可室外壁挂式安装。

逆变器的选型

本工程屋顶薄膜太阳能系统采用集中汇流 380V 低压并网，根据组件的位置和容量

情况，推荐选用国内知名品牌的 250kW 集中型逆变器和30Kw的组串型逆变器。

并网接入要求

（1） 并网接入电压等级

本工程并网电压等级为 0.4kV，50H。

（2） 并网容量

薄膜太阳能发电系统并网容量不宜超过上一级变压器供电区域内最大负荷的 25%。

（3） 电能质量

薄膜太阳能发电系统向当地交流负载提供电能和向电网送出电能的质量，在谐波、 电压偏差、三相电压不平衡、电压波动和闪变等方面应满足现行国家标准《电 能质量公用电网谐波》GB/T 14549、《电能质量公用电网间谐波》GB/T 24337、

《电能质量供电电压偏差》GB/T 12325、《电能质量三相电压不平衡》GB/T15543、《电能质量电压波动和闪变》GB/T 12326 的有关规定。

总谐波电流应小于逆变器额定输出的 5%。各次谐波应限制在表1、表2所列的百分比之内。

此范围内的偶次谐波应小于低的奇次谐波限值的 25%.

ii．光伏系统并网运行时，逆变器向电网馈送的直流电流分量不应超

过其交 流额定值的 0.5%或 5mA，取二者中较大值。

iii. 正常运行时，光伏系统和电网接口处的电压允许偏差应符合 GB/T

12325 的规定。三相电压的允许偏差为额定电压的士 7%，单相电压的允许偏

差为额定电压的十 7%、一 10%。

iv．小型光伏发电站并网点电压在不同的运行范围时，光伏发电站在

电压异 常的相应要求应满足《光伏发电站设计规范》中表 9.2.4‐2 要求：

（4） 电能计量

电能计量装置应具备双向有功和四象限无功计量功能。电能表与互感器准确

度等级应符合当地供电部门要求。

3.4   薄膜太阳能方阵设计

3.4.1 薄膜太阳能方阵的设计原则

（1）在极端温度下，薄膜太阳能组件串联后的最大开路电压不能超过组件的最大

系统电压，不能超过逆变器的最大允许电压；工作电压要在逆变器工作电压的跟踪范围之内。

（2）薄膜太阳能并联后的短路电流不应超过逆变器的最大输入电流。

（3）薄膜太阳能组件的总功率不应超过逆变器的最大允许输入功率。

（4）薄膜太阳能组件至逆变器的直流部分电缆通路应尽可能短，以减少直流电压损耗和 功率损耗。

3.4.2 发电系统方案概述

屋顶分布式发电项目共安装 1410 块145Wp 铜铟镓硒（CIGS）薄膜太阳能标准电池组件，装机容量为 204.45kW；屋顶休闲娱乐广场发电项目共安装542块欧瑞康BIPV透光彩色组件，装机容量约为44.9kW。

在屋顶薄膜太阳能发电单元中，太阳电池组件经串、并联后发出的直流电接入逆变

器，转换为交流电源后，直接接入办公楼 1#变配电室 380V 低压母线。最终实施方案应以电网 公司系统接入批复意见为准。

在屋顶薄膜太阳能发电单元中，太阳电池组件经串、并联后发出的直流电接入逆变

器，转换为交流电源后，直接接入办公楼 1#变配电室 380V 低压母线。最终实施方案应以电网 公司系统接入批复意见为准。

3.5   薄膜太阳能子方阵设计

3.5.1   薄膜太阳能子方阵设计原则

1）太阳能电池组件串联形成的组串，其输出电压的变化范围必须在逆变器正常工

作的允许输入电压范围内。

2）每个逆变器直流输入侧连接的太阳能电池组件的总功率不应超过逆变器的最大 允许输入功率。

3）太阳能电池组件串联后的开路电压不应超过逆变器最大直流电压。

4）太阳能电池组串并联后的短路电流不应超过逆变器的最大输入电流。

5）太阳能电池组件的温度特性应予以考虑。

6）太阳能电池板至逆变器的直流部分电缆通路应尽可能短，以减少直流电压损耗 和功率损耗。

3.5.2   薄膜太阳能子方阵串、并联设计

根据有关气象资料，极端最低气温为 0 摄氏度。最低气温一般发生在凌晨太阳升起之前的 时段，而薄膜太阳能发电启动一般在上午日出之后（冬季一般在上午 8 点后），气温会有所回 升。在本工程组串计算中，最低气温仍按 0 摄氏度进行计算，要求薄膜太阳能系统在 0℃~70℃ 的情况下应正常工作。

本工程屋顶分布式发电项目选用逆变器的最高允许输入电压 Vdcmax 为 1000V，输入电压 MPPT 工作范围为 250V~950V。Miasole‐MS145 CIGS 薄膜电池组件的开路电压 Voc 为 120.2V，最佳工作点电 压 Vmp 为 82V，开路电压温度系数为‐0.35%/℃。薄膜太阳能组件在极限温度下的参数会发生 变化，依据薄膜太阳能组件的温度系数，并考虑到阵列排布的合理性和逆变器的最佳工作效率， 选用 30 块 CIGS 薄膜太阳能标准电池组件串联为 1 路；休闲广场发电项目选用逆变器的最高允许输入电压 Vdcmax 为 1000V，输入电压 MPPT 工作范围为 200V~950V。微晶硅 薄膜电池组件的开路电压 Voc 为 24.1V，最佳工作点电 压 Vmp 为 18.8V，开路电压温度系数为‐0.32%/℃。薄膜太阳能组件在极限温度下的参数会发生 变化，依据薄膜太阳能组件的温度系数，并考虑到阵列排布的合理性和逆变器的最佳工作效率， 选用 6 块 微晶硅薄膜太阳能标准电池组件串联为 1 路。

3.6 薄膜太阳能发电工程年上网电量计算

屋顶分布式发电项目拟安装 Miasole‐MS145 CIGS 薄膜电池组 1410 块，总装机容量约 204.45kW；休闲广场发电项目拟安装微晶硅薄膜电池组件542块，总装机容量约 44.9kW。

根据屋顶类型，计算得平铺形式下的峰值日照时数如下表所示：

表 3.6‐1峰值日照小时数

要估算项目上网电量，需在理论发电量上进行如下折减：

1）薄膜太阳能方阵效率

薄膜太阳能方阵在 1000W/m²太阳辐射强度下，实际的直流输出功率与标称功率之比为光 伏方阵效率。薄膜太阳能阵列在能量转换与传输过程中的损失包括：

（1）组件匹配损失：对于精心设计、精心施工的系统，约有 3%的损失；

（2）最大功率点跟踪(MPPT)精度，取值 2%；

（3）粉尘污染损失：即组件表面尘埃遮挡损失，取值 3%；

（4）不可利用太阳辐射损失：即不可利用的低、弱太阳辐射损失，取值 3%；

（5）温度损失：温度影响额定输出功率，温度高于标准温度时额定输出功率下降， 取值 2%；

所以，综合各项以上各因素，η1=97%×98%×97%×97%×98%=87.65%。

2）直流输电效率 直流系统包括：直流电缆、汇流箱、直流防雷配电柜、逆变器

等。直流系统损失包括直流网络损失和逆变器损失。直流输电效率取 η2=96%。

3）交流并网效率

即从逆变器交流输出至高压电网的传输效率，其中最主要的是升压变压器的效率和

交流电气连接的线路损耗。本次测算采用 η3=97%。 系统的总效率等于上述各部分效率

的乘积，即： η=η1×η2×η3=87.65%×96%×97%=81.6%。

4）衰减效率

根据汉能薄膜组件质保书中的约定，在标准测试条件（STC）下，产品交付 10 年内， 输出功率不低于产品标签或其公布规格所示的 90%（+/‐规定或公布的公差水平）；此后 15 年内（交付后的第 11 年至第 25 年），其输出功率不低于产品标签或其公布规格所示 的 80%（+/‐规定或公布的公差水平）。根据以上要求，每年衰减率可按 0.8%计，最终 计算得 25 年发电量及各月发电量如表 3.6‐2 所示。

注：

1.发电数据根据 PVSYSTEM6.4.3 软件采用 Metro 数据模拟，按照理论值进行估算， 并非实际测量数据，可作为数据对比，但不得用于合同；

2. 实际发电情况与当地实际年辐照度、空气污染物含量、建筑物阴影遮挡情况、光 伏面板清洗频率、薄膜太阳能系统实际维护情况及业主的实际使用情况等外界条件有关；

下表 3.6‐2-1本工程屋顶分布式（204.45kW） 25 年薄膜太阳能电站逐年发电量统计表：

由表可知,本工程(204.45kW)薄膜太阳能电站 25 年年均发电量约 17 万 kWh；25 年总发电量约为 425.16 万 kWh。

下表 3.6‐2-2 本工程屋顶休闲广场43.9kW， 25 年薄膜太阳能电站逐年发电量      统计表：

由表可知,本工程屋顶休闲广场(43.9kW)薄膜太阳能电站 25 年年均发电量约3.4 万 kWh；25 年总发电量约85.88 万 kWh。