光电幕墙及光电屋顶设计资料.doc

光电幕墙及光电屋顶
光电幕墙（屋顶）是将传统幕墙（屋顶）与光生伏打效应（光电原理）相结合的一种新型建筑幕墙（屋顶）。主要是利用太阳能来发电的一种新型的绿色的能源技术。
能源是人类生存和发展的基础，传统的能源是以消耗地球的有限资源，同时又污染人类生存环境为代价来生产，20世纪七十年代全球的能源危机，使世界很多国家清醒地认识到：太阳能是一种绿色（清洁，无污染）丰富的自然能源，争相加以开发和研究，因而太阳能电池从人造卫星发电开始向地面发电普及和应用，（见表一）据不完全统计，1999年，全世界太阳能电池的年产量已超过二亿峰瓦（MWP）（见图一、图二），但其年产量与世界能源总需求相比仍然相差甚远，为了在21世纪能得到突破性发展，一些国家正在围绕制约太阳能电池地面大规模普及应用的一些根本问题进行研究，其中一个问题就是接收面积问题，因为太阳能是分散的，为了提供所需的能源，必须有足够的接受面积。据测算：为了满足2000年全球电力的需求，以太阳能电池转换率10%计算，需要的面积为840km×840km
=640000km2，这相当于德国和意大利两个国家的面积。
表一：太阳能电池的五种应用领域
应用领域
成本效应
标准系统
市场潜力
人造卫星的发电系统
佳，最早的太阳能发电应用
数百到千瓦
量小，但发展稳定
发展中国家居家用的太阳能系统
佳，市场呈稳定成长
5瓦至5000瓦
预估世界上有十亿人口没有电网供应电力
工业应用
利润最高的太阳能应用。
5瓦特至1，500瓦
公路的急救电话、公路标志、微波自动转换装置、电栏杆、街灯等
已发展国家建立建筑物整体性的太阳能系统（Building Intergrated Photovoltaiacs）
依据电力成本及政府辅助金而定
2，000瓦至300，000瓦
美国、日本和德国发展他们已经宣布的「屋顶方案」，市场将超过每年1，000万瓦
中央电力供应站
太贵，约平常电价三倍。
一百万瓦至上千百万瓦
视石油价格及环保要求而定
图一：全世界1966年~1999年太阳能电池产量（单位MWP

图二：世界主要太阳能电池公司1991年~1998年产量(单位MWP)

光电幕墙及光电屋顶 之 光电电池基本原理
光电幕墙（屋顶）的基本单元为光电板，而光电板是由若干个光电电池（又名太阳能电池）进行串、并联组合
而成的电池阵列，把光电板安装在建筑幕墙（屋顶）相应的结构上就组成了光电幕墙（屋顶）。
2.1 光电现象：
1983年，法国物理学家A.E贝克威尔观察到，光照在浸入电解液的锌电板产生了电流，将锌板换成带铜的氧化物半导体，其效果更为明显。1954年美国的科学家发现从石英提取出来的硅板，在光的照射下能产生电流，并且硅越纯，作用越强，并利用此原理做了光电板，称为硅晶光电电池。
2.2 硅晶光电电池分类：
              单晶硅光电电池：
                     表面规则稳定，通常呈黑色,效率约14~17%

                    硅晶光电电池可分为单晶硅电池，多晶硅电池和非硅晶电池。

                多晶硅光电电池：
                  结构清晰，通常呈兰色,效率约12~14%

                 非硅晶光电电池：
                     透明，不透明或半透明,透过12%的光时，颜色为灰色，效率为5~7%

2.3硅晶光电电池原理

硅晶光电电池的原理是基于光照射到硅半导体PN结而产生的光伏效应（Photovoltraic Effect，缩写为PV），它的外形结构有圆形的和方形的两种，其结构如图（四）所示

这是一种N+/P型光电电池，它的基本材料为P型单晶硅，厚度在0.4mm以下，上表面是N型层，是受光层，它和基体在交界面处形成一个PN结，在n型层上面制作金属栅线，作为正面栅状电极（负极）在整个背面也制作金属膜，作为背面金属电极（正极），这样就形成晶体硅光电电池。为了减少光的反射损失，一般在整个表面上再覆盖一层减反射膜。
当N型半导体和P型半导体紧密接触时，在交界处形成PN结：N型半导体的电子和P型半导体的空穴，都会
向对方扩散，从而形成一个内建电场。当光照射到PN结时，如果光子的能量大于禁带宽度（对硅而言，其数值为1.1ev），满带中的电子就会被激发到导带中去，形成由N区流向P区的内光致电流，光致电流使N和P区分别积累了负电荷和正电从而在PN结上形成附加的电势差，这就是光生伏打效应（PV），如果将PN结两端与外电路相连，负载便会有电流通过，示意图见图五：

2.4光电电池（太阳电池）的效率
太阳电池的效率是指太阳电池的输出功率PM与投射到太阳电池面积上的功率Ps之比，其值取决于工作点。通常采用的最大值作为太阳电池的效率，如果太阳电池不
工作于最大功率点，则太阳电池的实际效率都低于按此定义的效率值，实际效率可能更低。
影响太阳电池的效率的因素很多，如日照强度、光谱、温度等，只有当这些因素都确定时，太阳电池的效率才能被确定。下面分别讨论上述三种因素对太阳电池效率的影响：
日照强度S：其单位是W/m2，在大气层之外其值最大，称为太阳常数。在大气层之外的日照强度为S≈1.37kw/m2。在地球表面的S值通常在零到1kw/m2之间变化。图六绘出了一簇以多种不同S值为参数的特性曲线。由图可见，短路电流ISC随着日照度S的变化而有较大改变，而空载电压VOC仅是随着S的变化而略有变化。

由上式可以看出，效率η仅是随着日照强度S的变化而微弱地变化，它们的关系是近似的对数关系。当太阳电池的最佳工作点始终保持在它的最大功率点上时，太阳电池具有相当好的“部分负荷特性”，既它带有部分负荷时的效率不见得会比它带有额定负荷时的效率小。
图六  不同S对应的曲线簇

光线的波长λ或频率f ：在非单色光的照射下，太阳电池的效率和光谱特性有关。由于地球表面上日照光谱既取决与测量瞬间的天气条件（云、雾、空气、湿度等）。因为在每一天中对应的时间不同，太阳光线与地球表面的夹角即日照投射的倾角θ不同，因此地球表面的日照光谱取决于日照投射的倾角θ。当θ不同的时候，太阳光在大气中所经过的距离不同，即大气质量AM不一样，则太阳光谱曲线就不一样。因此，需要给定太阳电池在某一光谱下的效率时，应该在相应的大气质量下给定。
太阳电池的效率还和温度有关。太阳电池具有负的温度系数，即太阳电池的效率随着温度的上升而下降。图七
给出了日照强度为1kw/m2，而温度变化范围为20~70℃时效率变化的情形。可用下面的公式近似表示：

图七 各种不同温度下太阳电池的特性曲线
η=ηO·[1-α（T-TO）]
上式中，ηO=0.1，TO =0℃；α=0.0049/℃。可以看出，温度每升高10℃，其效率大约降低5%。
由上述我们可以看出，太阳电池的效率和很多因素有关。当我们定义太阳电池的效率的时候，必须确定它的工作环境才能够得出明确的效率值。
光电幕墙及光电屋顶之光电板

基本结构:

    上层一般为4mm白色玻璃，中层为光伏电池组成光伏电池阵列，下层为4mm的玻璃，其颜色可任意，上下两层和中层之间一般用铸膜树脂（EVA）热固而成，光电电池阵列被夹在高度透明，经加固处理的玻璃中，在背面是接线盒和导线。模板尺寸：500mm×500mm至2100mm×3500mm。从接线盒中穿出导线一般有两种构造：照片十九所显示的构造，是从接线盒穿出的导线在施工现场直接与电源插头相连，这种结构比较适合于表面不通透的建筑物，因为仅外片玻璃是透
明的；照片二十所显示的构造是导线从装置的边缘穿出，那样导线就隐藏在框架之间，这种结构比较适合于透明的外立面，从室内可以看见此装置。

光电幕墙(屋顶)光电面积设计计算
光电幕墙(屋顶)一般电学结构
光学幕墙(屋顶)结构设计可按照玻璃工程技术规范(JGJ102),建筑玻璃应用技术规程(JGJ113)等有关标准和规范进行,这里简介其电学设计。
光电幕墙(屋顶)电学结构一般采用单路自然能——单蓄电池结构，其框图为图十三示意：
                       图十三 单路系统框图

光电幕墙（屋顶）所产生的电能，经过输入电能变换器，转换成能蓄电池组要求的充电电压和充电电流，向蓄电池充电，蓄电池容量按用户要求的无太阳天气连续供电天数进行设计；输出电能变换器，将蓄电池组中的直流电能转换成负载要求的电压和电流及电能形式，向负载供电。有些国家由于光电幕墙（屋顶）发出电量，经过逆变器后可并入电网，可以不设蓄电池组，中国目前还做不到这一点。所以建议采用电池组，在阴雨天气或太阳光少的情况下，也能保证一段时间的连续供电，由于输入电能变换器和输出电能变换器互相独立，其设计更为容易，光能的波动对供电质量几乎没有影响。
光电幕墙(屋顶)产生电能的计算公式:
PS=H×A×η×K ————————————（1）
PS——光电幕墙（屋顶）每年生产的电能（兆焦/年）
（MJ/a）
H——光电幕墙（屋顶）所在地区，每平方米太阳能一年的总辐射能（MJ/m2a），可参照图三查取。
A——光电幕墙（屋顶）光电面积（m2）
η——光电电池效率，建议如下：
单晶硅：η=12%
多晶硅：η=10%
非晶硅：η=8%
K——参正系数
K=K1·K2·K3·K4·K5·K6
各分项系数建议值如下：
K1——光电电池长期运行性能参正系数，K1=0.8
K2——灰尘引起光电板透明度的性能参正系数，K2=0.9
K3——光电电池升温导致功率下降参正系数，K3=0.9
K4——导电损耗参正系数，K4=0.95
K5——逆变器效率，K5=0.85
K6——光电模板朝向修正系数，其数值可参考表四选取。
表四： 光电板朝向与倾角的修正系数K6
幕墙方向
光电阵列与地平面的倾角
0°
30°
60°
90°
东
93％
90％
78％
55％
南-东
93％
96％
88％
66％
南
93％
100％
91％
68％
南-西
93％
96％
88％
66％
西
93％
90％
78％
55％
光电幕墙（屋顶）光电面积计算举例：
[已知]：（一）室内用电负载：
1） 设备一台，日均耗电640 W·h
2） 8W日光灯6盏，平均每天照明3小时
3） 标称功率60W彩电，平均每天收看2小时
（二）幕墙所在地：北京

（三）选用旭格集团或上海东连公司提供的单晶硅光电板
（四）光电阵列与地平面倾角为90°，幕墙方向南
[求]：光电幕墙的光电面积
[解]：（一）负载用量计算
根据室内负载用电要求，日均耗电量Pd为：
Pa=640W·h +8×6×3 W·h +60×2 W·h
=904 W·h
以全年工作280天计算全年的耗电总量Pd为：
Pa = 904×280×3600WS/a
=911×106 WS/a
=911×106 J/a
（二）光电幕墙全年的产生电能与室内负载全年消耗的电能相等，则根据式（1）得：
查图三：北京地区全年每平方米太阳能总辐射能约为：

H=50MJ/m2a= 5000×106J/m2·a
单晶硅光电板的效率η=12%
依照4.2节的建议参考数据：
K=K1·K2·K3·K4·K5·K6
=0.8×0.9×0.9×0.95×0.85×0.68
=0.355
则： 911×106J/a
5000×106×0.12×0.355 J/m2a
=4.3m2
选用旭格集团或上海东连公司的光电板，
规格：1003mm×760mm共计8块
则实际光电板的面积为：
1.03m×0.76m×8≈6.3m2
满足设计要求
光电幕墙（屋顶）成本分析
6.1 光电幕墙（屋顶）属于一种特殊的高技术建筑，幕
墙的初装成本高，一次性投资大，只有少数特殊建筑物采用，它要大规模推广应用，关键问题要大幅度降低成本，提高性能价格比。
光电幕墙（屋顶）的成本主要有幕墙（屋顶）的建筑结构件（立柱横梁结构），光电板（光电电池经过封装及组装形成的组件）附属设备（例如独立用户需配置蓄电池及调节控制器等装置）。建筑结构件与一般幕墙（屋顶）无多大差异，主要的发展方向在于降低光电电池本身及组装件的成本，提高转换效率和性能，降低附属设备的投资，提高系统寿命。
6.2 光电电池材料目前多用单晶硅，它的转换效率高，但价格昂贵，估计短期内大幅度降低成本比较困难。多晶硅光电电池比单晶硅效率低一些，但成本降低幅度更大，效率成本比值要高一些，地面应用的上升趋势明显，美国、日本、台湾等地区的工业化及商品化程度较高，例如美国的Sefo Power，日本的晶都陶瓷，台湾的茂迪公司都有相应的产品。在近期不失为光电幕墙（屋顶）推广应用的重要选择。
非晶硅光电电池是廿世纪70年代才发展起来的，它不是采用由硅原料，硅锭、硅片到光电板组件的工艺，而是直接由原材料到光电板组件的低温工艺，耗材少，（单晶硅膜厚约50μm，非晶硅膜厚1~2μm），便于大面积连续生产，能在任何形状的衬底上制作，可用玻璃，不锈钢，聚合物等
为衬底，直接做成光电幕墙面板和光电屋顶瓦，安装容易。并能做成投射部分可见光的光电板，非晶硅电池对温度依赖不明显：例如工作温度从30℃上升到60℃，其功输出几乎没有变化，而单晶硅多晶硅功率输出将下降20%，由于非晶硅电池有上述优点，并在降低成本方面有巨大潜力，如果提高大面积模板效率及克服光衰退等不足之处，有进一步改良的话，可能是光电幕墙（屋顶）大规模应用的主选产品。
6.3 光电电池组件（光电板）成本：

太阳电池经过封装及组装工艺形成组件，即使在严峻环境下它也应得到最佳保护，同时也要达到结构的强度要求及易于安装。晶体硅太阳电池的常规结构是：玻璃—EVA—PVF复合膜。其结构示意图见图十四。玻璃采用低铁的透光性良好的白玻璃，这样的组件寿命可达20年，先进国家的
目标是要达到30年。另一种结构是电池背面的衬底可采用环氧板或铝板，正面采用透明的PVF膜。由于其重量轻，可在特殊用途使用，但寿命达不到玻璃封装的水平。可靠性高的非晶硅太阳电池组件的封装是采用玻璃—透明导电电膜—集成太阳电池膜—铝膜—EVA—玻璃（或PVF复合膜）。双玻璃封装对非晶硅太阳电池有较好的环境保护作用。
组件中EVA为乙烯聚醋酸乙烯脂。这种粘结胶是乙烯与醋酸乙烯脂的共聚物，其中醋酸乙烯脂的含量约33%。从户外多年使用结果看，紫外线强及温度高的地区，多年使用后EVA会变微黄，EVA性质造就光热衰退是这种变化的主要原因。在美国西部，一般4年后就能看出，但美国中部、东部及西欧没有发现EVA变黄。目前正开发耐紫外线性能更好的EVA。EVA一般在150℃左右进行固化交联，近年研制的快速固化EVA可使固化时间减少一半，有利于提高产率。组件上面的玻璃添加微量的氧化铈有阻挡紫外线的作用，可大幅度降低EVA变黄的程度。进口的太阳电池用玻璃一般都添加了微量氧化铈。我国西藏安装并工作了6年及10年的光伏电站中的组件也有EVA变黄的现象，应引起重视。低倍聚光会加速EVA变黄，在应用时要注意。
近年来封装材料国产化已取得一定进展。EVA材料基本能满足质量要求而不需依赖进口。PVF（聚氟乙烯）复合膜具有良好的耐候性，PVF膜/聚脂膜/PVF膜所组成的复合
膜，国内产品质量有待进一步改进。低铁白玻璃由于国内用量不多，不易形成专业产品投产。进一步提高国产EVA及PVF复合膜的质量，对降低国产太阳电池组件的成本及提高寿命具有明显意义
6.4 成本分析
如果国内晶体硅电池工厂只进口关键设备及采用国内技术，由于生产比较满负荷，设备折旧负担较小。目前组件的成本约为人民币20元/W，其中硅片工序约占40%，电池工序约占25%，组件封装工艺等费用约占35%。引进技术及设备的1MW生产线，如产量能达到设计标准，在良好的经营管理条件下，成本也可降为20元/W左右。但实际上由于各种因素的制约，成本高到30元/W~35元/W。
1MW非晶硅生产线，如产量能达到设计标准并有良好的经营管理，成本可降到12元/W左右，其中材料及电费约占50%，人工及管理费约占20%，设备及厂房占地费约占30%。
美国能源部在1990年对太阳电池组件的成本进行了预测。各种太阳电池成本间的相对关系具有参考价值，见表五。组件的成本与工厂的产量有明显关系，变化情况可从表六中看出。

表五 地面太阳电池组件的制造成本预测（1990年美元计价）
项目
1990年
成本/价格
（美元）
1995年
成本/价格
（美元）
2000年
成本/价格
（美元）
2010年
成本/价格
（美元）
单晶硅太阳电池
3.25/5.40
2.40/4.00
2.00/3.33
1.50/2.50
多晶硅太阳电池
3.00/5.00
2.00/3.33
1.50/2.00
1.30/220
硅带太阳电池
3.60/6.00
3.00/5.00
2.40/4.00
1.50/2.50
聚光系统太阳电池
7.00/5.00
2.00/3.33
1.20/2.00
1.00/1.67
非晶硅太阳电池
3.00/5.00
2.00/3.33
1.20/2.00
0.90/1.50
低价格常规预测
5.00
3.75
2.50
2.00
低价格加速预测
4.00
3.25
2.00
1.50
表六 光伏组件生产长的产量与组件成本关系
生产量（MW）
组件成本（美元/W）
0.5
5.31
15
1.8
500
0.85
目前晶体硅太阳电池先进工厂的年产能力已达到15MW~20MW。当晶体硅太阳电池正式进入大规模生产时成本会进一步下降，能否下降到具有和常规能源竞争的能力，是人们密切关心的。BP公司以Bruton为首的权威性工业专家组进行了一项由欧共体支持的重要研究，结论是建立一个500MW的晶体硅太阳电池组件工厂，没有设备及原材料方面的障碍。对大部分的晶体硅太阳电池技术，按这一水平的生产成本将接近或低于1欧元/MW。
此研究确认，随着市场的扩大，太阳电池组件的价格将下降。产量为500MW时，各种方法制作的晶体硅太阳电池成本见表七。

表七 500MW产量下各种方法制作的晶体硅太阳电池成本（欧元/W）
种类编号
生产方法
电池工艺
锭成本
切片成本
电池成本
组件成本
总成本
1
多晶硅
丝网印刷
0.28
0.22
0.11
0.30
0.91
2
单晶硅
丝网印刷
0.62
0.21
0.12
0.31
1.25
3
单晶硅
刻槽埋栅
0.55
0.18
0.14
0.28
1.15
6
单晶硅
局部背场
0.50
0.18
0.83
0.27
1.18
7
硅带（EFG）
线网印刷
0.28
0.00
0.11
0.32
0.71
一项欧共体支持的研究表明，建立60MW的薄膜太阳电池组件工厂成本能达到1欧元/W成本。被选用的薄膜技术包括非晶硅太阳电池、碲化镉太阳电池、铜铟硒太阳电池，但目前投产的风险比晶体硅电池大。从长期考虑，建议对碲化镉太阳电池及铜铟硒太阳电池要建立材料回收技术。具体的成本情况见表八。
表八 60MW生产线薄膜电池生产成本情况
生产成本
非晶体硅电池
CIS电池
CdTe电池
风险
低
中
低
中
低/中
中/高
组件效率（%）
8
9
10
12
10
12
全部直接人工（欧元）
190
184
213
204
350
314
生产投资（兆欧元）
35.7
33
47.0
46.0
25.6
23.2
直接成本（欧元/WP）

材料
0.35
0.34
0.36
0.31
0.38
0.32
人工
0.08
0.08
0.10
0.09
0.15
0.14
可变管理成本
0.05
0.05
0.06
0.05
0.05
0.05
固定成本
0.12
0.11
0.16
0.15
0.08
0.07
总生产成本
0.6
0.59
0.68
0.60
0.66
0.58
我国光伏发电的配套系统（系统平衡）价格约为35元/W~50元/W（不含太阳电池组件），成本相对较高，部分原因是没有较大批量的生产，这方面的成本较难估算，且各种系统由于应用场合不同，配套系统会有大的变化。应加强研究，使之工业化、规范化、系统化并达到批量生产，售价可望降到20元/W左右。
表九 中国商品化10kW光电幕墙（屋顶）的售价分配预算
项目费
费用（元/WP）
项目费
费用（元/WP）
太阳电池组件
37
间接费用
5.7
支架等组阵系统平衡费用
9.7
蓄电池
23
功率控制
7
合计
82.4
多年来，我国太阳电池组的成本以平均每年5%的速度下降。随着技术进步及产量的扩大，国内外太阳电池组件的成本都会继续下降。国内光伏发电系统的平衡构件还未形成批量生产规模，达到一定产量时，成本会明显下降。
光电幕墙（屋顶）在中国的大规模推广应用，除了有关研究开发机构及公司企业进一步努力之外，很重要的一
个方面，还需要政府有关机构和部门对其重要性和迫切性进一步提高认识，进一步扩展其战略规划和发展计划，进一步制订有效的扶持政策和措施，进一步加强指导和引导，使光电幕墙、光电屋顶在不太长的时间内，大规模合理应用，大规模健康发展。
光电幕墙（屋顶）安装与维护
5.1 安装地点要选择光照比较好，周围无高大的物体遮挡太阳光照地方，当安装面积较大的光电板时，安装地方要适当宽阔一些，避免碰损光电板。
5.2 通常光电板总是朝向赤道，在北半球其表面朝南，在南半球其表面朝北。
5.3 为了更好利用太阳能，并使光电板全年接受太阳辐射量比较均匀，一般将其倾斜放置，光电电池阵列表面与地平面的夹角称为阵列倾角。
5.4 当阵列倾角不同时，各个月份光电板表面接受到太阳辐射量差别很大。有的资料认为：阵列倾角可以等于当地的纬度，但这样又往往会使夏季光电阵列发电过多而造成浪费，而冬天则由于光照不足而造成亏损。也有些资料认为：所取阵列倾角应使全年辐射量最弱的月份能得到最大的太阳辐射量，但这样又往往会使夏季削弱过多而导致全年得到的总辐射量偏小。在选择阵列倾角，应综合考虑太阳辐射的连
续性，均匀性和冬季极大性等因素。大体来说，在我国南方地区，阵列倾角可比当地纬度增加10°~15°；在北方地区，阵列倾角可比当地纬度增加5°~10°。
5.5 光电幕墙（屋顶）的导线布线要合理，防止因布线不合理而漏水，受潮，漏电，进而腐蚀光电电池，缩短其寿命；为了防止夏天温度较高影响光电电池的效率，提高光电板寿命，还应注意光电板的散热。
5.6 光电幕墙（屋顶）安装还应注意以下几点：
安装时最好用指南针确定方位，光电板前不能有高大建筑物或树木等遮蔽阳光。
仔细检查地脚螺钉是否结实可靠，所有螺钉、接线柱等均应拧紧，不能有松动。
光电幕墙和光电屋顶都应有有效的防雷、防火装置和措施。必要时还要设置驱鸟装置。
安装时不要同时接触光电板的正负两极，以免短路烧坏或电击，必要时可用不透明材料覆盖后接线、安装。
安装光电板时，要轻拿轻放，严禁碰撞、敲击，以免损坏。
注意组件、二极管、蓄电池、控制器等电器极性不要接反。

5.7光电幕墙（屋顶）每年至少进行两次常规性检查，时间最好在春天和秋天。在检查的时候，首先检查各组件的透明外壳及框架，有无松动和损坏。可用软布、海绵和淡水对表面进行清洗除尘，最好在早晚清洗，避免在白天较热的时候用冷水冲洗。
除了定期维护之外，还要经常检查和清洗，遇到狂风、暴雨、冰雹、大雪等天气应及时采取防护措施，并在事后进行检查，只有检查合格后再正常使用。