非聚光光伏-熱電耦合系統(tǒng)表面換熱影響分析及模型驗(yàn)證

王立舒，李欣然，房俊龍，董宇擎，李 闖

（東北農(nóng)業(yè)大學(xué)電氣與信息學(xué)院，哈爾濱 150030）

0 引 言

光伏發(fā)電是太陽(yáng)能資源的主要利用形式[1]，農(nóng)業(yè)生產(chǎn)中已廣泛應(yīng)用這種清潔能源[2]。光伏電池發(fā)電過(guò)程中只有約三分之一的太陽(yáng)能被利用，剩余能量會(huì)以熱能形式消散，造成光伏電池溫度升高，導(dǎo)致光電轉(zhuǎn)換效率下降[3]。光伏電池的溫升被認(rèn)為是嚴(yán)重影響光伏使用壽命的因素之一[4]。光伏-熱電耦合系統(tǒng)能夠利用太陽(yáng)能全光譜能量[5]，光伏電池將太陽(yáng)光譜的紫外區(qū)域與可見(jiàn)光區(qū)域轉(zhuǎn)換為電能，溫差電池利用紅外區(qū)域產(chǎn)生電能。光伏發(fā)電過(guò)程中無(wú)法利用的輻射熱可被溫差電池利用，產(chǎn)生額外的能量，從而提高太陽(yáng)能的利用率[6]。

光伏-熱電耦合系統(tǒng)具有代表性的兩種結(jié)構(gòu)，一種是通過(guò)波長(zhǎng)分離器將光伏電池可吸收波長(zhǎng)以外的太陽(yáng)能分離于溫差電池[7]；另一種是將光伏電池與溫差電池貼合，通過(guò)熱電轉(zhuǎn)換原理將光伏電池余熱轉(zhuǎn)換為電能，許多學(xué)者針對(duì)這種光伏-熱電系統(tǒng)進(jìn)行了研究[8]，大部分研究結(jié)果表明光伏-熱電耦合系統(tǒng)可以有效提高發(fā)電效率。Park等[9]發(fā)現(xiàn)將溫差電池連接到光伏電池能夠有效提高光伏電池的轉(zhuǎn)換效率與輸出功率。Chavez-Urbiola 等[10]發(fā)現(xiàn)溫差電池可以維持光伏-熱電耦合系統(tǒng)的穩(wěn)定性，彌補(bǔ)溫升導(dǎo)致光伏電池下降的效率。2011 年Sark[11]開(kāi)發(fā)了評(píng)估光伏-熱電耦合系統(tǒng)性能的模型，模型中光伏效率被看作溫度的線性函數(shù)，溫差電池效率通過(guò)光伏電池及環(huán)境的溫度計(jì)算。2018 年Motiei 等[12]建立了非穩(wěn)態(tài)二維數(shù)值模型，通過(guò)求解耦合能量與電勢(shì)方程研究光伏-熱電耦合系統(tǒng)熱性能與電性能。2019 年Sahin 等[13]綜述了光伏-熱電耦合系統(tǒng)性能增強(qiáng)的試驗(yàn)和數(shù)值研究，認(rèn)為光伏電池與溫差電池的集成引入了復(fù)雜的耦合關(guān)系，使得系統(tǒng)優(yōu)化非常關(guān)鍵，管理光伏電池與溫差電池的溫度分布可以提高總體效率。2018 年Yin 等[14]提出了光伏-熱電耦合系統(tǒng)裝置的選擇方法，通過(guò)迭代計(jì)算得出使聚光光伏-熱電耦合系統(tǒng)效率大于聚光光伏效率的溫差電池最小熱電優(yōu)值系數(shù)。但目前光伏-熱電系統(tǒng)理論模型多是基于能量守恒原理建立的一維傳熱模型[15]，忽略了光伏電池表面與環(huán)境間的自然對(duì)流與自然輻射換熱影響[16]。對(duì)于表面能流密度較低的光伏-熱電耦合系統(tǒng)，特別是非聚光光伏-熱電耦合系統(tǒng)來(lái)說(shuō)，光伏電池表面的換熱影響不可忽略[17]。光伏-熱電耦合系統(tǒng)發(fā)電過(guò)程受到多因素耦合影響，需要更精密的模型來(lái)探究系統(tǒng)的耦合關(guān)系與動(dòng)態(tài)性能。

本文通過(guò)ANSYS 建立多物理場(chǎng)非聚光光伏-熱電耦合模型，考慮系統(tǒng)表面自然對(duì)流及自然輻射換熱影響，分析系統(tǒng)在不同輻照度下運(yùn)行過(guò)程中系統(tǒng)表面換熱對(duì)系統(tǒng)能量的影響。研究不同光伏電池的光伏-熱電耦合系統(tǒng)熱通量隨輻照度變化規(guī)律及不同冷卻方式對(duì)系統(tǒng)能量傳遞過(guò)程與發(fā)電效率的影響規(guī)律。

1 光伏-熱電耦合能量傳遞

1.1 光伏-熱電耦合系統(tǒng)結(jié)構(gòu)

非聚光光伏-熱電耦合系統(tǒng)結(jié)構(gòu)如圖1 所示。

系統(tǒng)主要由光伏電池、溫差電池及冷卻裝置組成，溫差電池放置于光伏電池背板與冷卻裝置之間。入射太陽(yáng)光照射光伏電池表面，光伏電池背板熱量作為溫差電池?zé)岫藷嵩?，供其進(jìn)行熱電轉(zhuǎn)換。溫差電池冷端通過(guò)冷卻裝置進(jìn)行冷卻，增加熱電轉(zhuǎn)換效率。

1.2 光伏電池能量轉(zhuǎn)換

光伏電池表面接收的太陽(yáng)輻照能量一部分轉(zhuǎn)換為電能，其余部分轉(zhuǎn)換為熱量。因?yàn)楣夥姵販囟扰c環(huán)境溫度不同，光伏電池通過(guò)自然對(duì)流與自然輻射形式與外界環(huán)境進(jìn)行熱量交換。在光伏-熱電耦合系統(tǒng)中大部分入射的輻射能被光伏電池吸收并轉(zhuǎn)化為熱能，光伏電池的熱量通過(guò)背板熱傳導(dǎo)至溫差電池的熱端。

光伏電池的能量平衡關(guān)系為

式中ηref為光伏電池標(biāo)況轉(zhuǎn)換效率，%；βref為光伏電池效率的溫度系數(shù)，K-1；TPV為光伏電池實(shí)際溫度，K，Tref為電池標(biāo)況溫度，300 K。

1.3 溫差電池能量轉(zhuǎn)換

溫差電池?zé)犭娹D(zhuǎn)換效率ηTE主要由熱電優(yōu)值系數(shù)ZT決定[21]。

理想情況下除系統(tǒng)與外界環(huán)境熱輻射及熱對(duì)流換熱外，剩余熱量熱傳導(dǎo)至溫差電池?zé)岫?，在?shí)際使用中應(yīng)考慮光伏電池表面能量損耗[22]。

溫差電池的熱電轉(zhuǎn)換過(guò)程是溫度場(chǎng)與電場(chǎng)的耦合效應(yīng)，在無(wú)外加磁場(chǎng)的情況下遵循能量守恒與電荷守恒原理[23]。溫差電池的熱電耦合控制方程如式（13）及式（14）所示[24]

式中?為哈密頓算子；K為熱導(dǎo)率，W/(m·K)；ρ為電阻率，Ω·m；J為電流密度，A/m2；T為溫度，K；φ為電勢(shì)，V。

2 光伏-熱電耦合模型

2.1 光伏電池參數(shù)

光伏電池根據(jù)發(fā)展階段可分為三代[25]。一代是基于硅片的光伏電池，包括單晶硅（c-Si）與多晶硅（p-Si）。二代是基于薄膜技術(shù)的光伏電池，包括非晶硅（a-Si），碲化鎘（CdTe）與銅銦鎵硒（CIGS）等材料[26]。三代是新概念光伏電池[25]，包括有機(jī)光伏電池、染料敏化電池與III-V 族化合物半導(dǎo)體電池等。砷化鎵（GaAs）是III-V族化合物半導(dǎo)體電池中應(yīng)用最廣泛的一種[27]。

本文對(duì)單晶硅（c-Si）、銅銦鎵硒（CIGS）和砷化鎵（GaAs）三種光伏電池與溫差電池組合的非聚光光伏-熱電耦合系統(tǒng)特性進(jìn)行仿真分析。因?yàn)镃IGS 電池結(jié)構(gòu)中鈉鈣玻璃襯底厚度遠(yuǎn)大于其薄膜與Mo 層總厚度，二者對(duì)CIGS 電池?zé)釋?dǎo)率的影響可忽略[28]。鈉鈣玻璃的熱導(dǎo)率在1.30～1.37 W/（m·K）范圍內(nèi)[28]，本文取值1.37 W/（m·K）。光伏電池模型參數(shù)如表1 所示[27,29-31]。

表1 光伏電池模型參數(shù)Table 1 Parameters of the photovoltaic cell model

不同的光伏電池具有不同的溫度特性。通常光電轉(zhuǎn)換效率隨光伏電池溫度上升而下降，光伏電池效率溫度系數(shù)能夠反映溫度對(duì)光電轉(zhuǎn)換效率的影響。非聚光條件下當(dāng)電池溫度在300～500 K 范圍內(nèi)，c-Si 光伏電池效率溫度系數(shù)為–0.458%；CIGS 光伏電池效率溫度系數(shù)為–0.380%；GaAs 光伏電池效率溫度系數(shù)為–0.236%[18]。環(huán)境溫度為300 K 時(shí)非聚光模式下光伏電池效率參數(shù)如表2所示[18]。

表2 光伏電池效率參數(shù)Table 2 Parameters of photovoltaic cell efficiency

2.2 溫差電池參數(shù)

非聚光模式光伏-熱電耦合系統(tǒng)溫度較低，發(fā)電部分處于300～600 K 溫度區(qū)間，此區(qū)間Bi2Te3材質(zhì)的ZT 值高于其他熱電材料，也意味著其效率最高[17]。本研究采用的Bi2Te3溫差電池內(nèi)部參數(shù)如表3 所示[23,30]，該溫差電池相鄰電偶臂間距為1.2 mm。

表3 溫差電池內(nèi)部參數(shù)Table 3 Internal parameters of thermoelectric cell

3 光伏-熱電耦合系統(tǒng)仿真分析

3.1 模型建立

本研究通過(guò)ANSYS2020 R2 對(duì)光伏-熱電耦合系統(tǒng)進(jìn)行仿真分析。為降低仿真運(yùn)算量，光伏-熱電耦合系統(tǒng)模中的溫差電池選取8 對(duì)PN 結(jié)部分與光伏電池及冷卻系統(tǒng)進(jìn)行等面積組合。仿真過(guò)程中設(shè)置光伏電池與溫差電池側(cè)面絕熱，分別對(duì)自然風(fēng)冷、強(qiáng)迫風(fēng)冷及水冷模式的三種不同材質(zhì)的光伏-熱電耦合系統(tǒng)進(jìn)行建模，系統(tǒng)仿真參數(shù)如表4 所示[18-19,30]。

表4 系統(tǒng)仿真參數(shù)Table 4 Parameters of system simulation

模型中光伏電池根據(jù)表1 光伏電池模型參數(shù)進(jìn)行建模，溫差電池根據(jù)表3 參數(shù)進(jìn)行建模，冷卻系統(tǒng)參數(shù)根據(jù)表4 進(jìn)行設(shè)置。

三種采用不同光伏電池的光伏-熱電耦合系統(tǒng)風(fēng)冷模型如圖2 所示，通過(guò)光伏-熱電耦合系統(tǒng)風(fēng)冷模型分別對(duì)自然風(fēng)冷與強(qiáng)迫風(fēng)冷兩種風(fēng)冷模式進(jìn)行仿真分析。水冷模型如圖3 所示，模型中光伏電池結(jié)構(gòu)明顯不同。

如圖2 與圖3 所示，光伏-熱電耦合系統(tǒng)風(fēng)冷模型及水冷模型的冷卻裝置明顯不同，自然風(fēng)冷與強(qiáng)迫風(fēng)冷通過(guò)散熱翅片進(jìn)行散熱，因此采用同一模型。自然風(fēng)冷模式以Z 軸負(fù)方向?yàn)橹亓Ψ较颍h(huán)境溫度為300 K，環(huán)境風(fēng)速為2.0 m/s。強(qiáng)迫風(fēng)冷設(shè)置風(fēng)向?yàn)閅 軸正方向，沿散熱翅片縱吹，風(fēng)速為2.0 m/s。水冷模型選取與光伏電池等面積的水冷板，以Z 軸負(fù)方向?yàn)橹亓Ψ较?，以Y 軸負(fù)方向?yàn)樗鞣较颍鳒囟葹?93 K，水流速度為0.1 m/s。

3.2 光伏背板熱通量影響分析

本文首先研究系統(tǒng)表面對(duì)流與輻射換熱對(duì)光伏-熱電耦合系統(tǒng)能量傳遞的影響。將仿真得出的光伏電池溫度代入式（6）計(jì)算輻照度轉(zhuǎn)換的熱量，通過(guò)反復(fù)迭代得出光伏電池溫度與系統(tǒng)表面接收的熱量。對(duì) 600 ～1 400 W/m2輻照度范圍內(nèi)考慮系統(tǒng)表面對(duì)流及輻射換熱影響與不考慮系統(tǒng)表面對(duì)流及輻射換熱影響的系統(tǒng)光伏背板熱通量進(jìn)行仿真分析，仿真結(jié)果如圖4 所示。

根據(jù)仿真結(jié)果可知非聚光模式下的光伏-熱電耦合系統(tǒng)若考慮系統(tǒng)表面對(duì)流及輻射影響，與忽略對(duì)流及輻射系統(tǒng)相比，光伏背板熱通量多數(shù)情況下都會(huì)降低，背板熱通量差值隨著輻照度上升而增大。自然風(fēng)冷模式下的c-Si 熱電-耦合系統(tǒng)表面換熱對(duì)背板熱通量影響最大，與忽略表面換熱系統(tǒng)相比，600 W/m2輻照度時(shí)系統(tǒng)光伏背板熱通量減少83.14 W/m2，1 400 W/m2輻照度時(shí)背板熱通量減少157.9 W/m2。強(qiáng)迫風(fēng)冷模式下c-Si 熱電-耦合系統(tǒng)600 W/m2輻照度時(shí)背板熱通量減少58.55，1 400 W/m2輻照度時(shí)背板熱通量減少133.1 W/ m2。水冷模式下c-Si熱電-耦合系統(tǒng)600 W/m2輻照度時(shí)背板熱通量減少2.43 W/m2，1 400 W/m2輻照度時(shí)減少76.2 W/m2。

CIGS 光伏-熱電耦合系統(tǒng)自然風(fēng)冷模式下系統(tǒng)表面換熱對(duì)背板熱通量影響最大，與忽略表面換熱系統(tǒng)相比，600 W/m2輻照度時(shí)系統(tǒng)光伏背板熱通量減少73.54，1 400 W/m2輻照度時(shí)背板熱通量減少103.6 W/m2。強(qiáng)迫風(fēng)冷模式下的CIGS 系統(tǒng)600 W/m2輻照度時(shí)背板熱通量減少 25.4，1 400 W/m2輻照度時(shí)背板熱通量減少55.1 W/m2。水冷模式下CIGS 熱電-耦合系統(tǒng)600 W/m2輻照度時(shí)背板熱通量增加16.69，1 400 W/m2輻照度時(shí)背板熱通量減少12.6 W/m2。

GaAs 光伏-熱電耦合系統(tǒng)自然風(fēng)冷模式下系統(tǒng)表面換熱對(duì)背板熱通量影響最大，與忽略表面換熱系統(tǒng)相比，600 W/m2輻照度時(shí)系統(tǒng)光伏背板熱通量減少111.35，1 400 W/m2輻照度時(shí)背板熱通量減少144.5 W/m2。強(qiáng)迫風(fēng)冷模式下的GaAs 系統(tǒng)600 W/m2輻照度時(shí)背板熱通量減少 28.09，1 400 W/m2輻照度時(shí)背板熱通量減少60.9 W/m2。水冷模式下GaAs 熱電-耦合系統(tǒng)600 W/m2輻照度時(shí)背板熱通量增加34.98，1 400 W/m2輻照度時(shí)背板熱通量增加2.8 W/m2。

本文對(duì)600～1 400 W/m2輻照度的三種光伏-熱電耦合系統(tǒng)考慮系統(tǒng)表面換熱影響后的系統(tǒng)光伏背板熱通量進(jìn)行分析，其減少量如圖5 所示。

由圖5 可知，考慮系統(tǒng)表面換熱對(duì)自然風(fēng)冷模式的系統(tǒng)影響最大。自然風(fēng)冷模式下光伏背板熱通量與忽略表面換熱系統(tǒng)相比，c-Si 系統(tǒng)光伏背板熱通量最多減少16.53%，最低減少13.39%；CIGS 系統(tǒng)光伏背板熱通量最多減少15.32%，最低減少9.21%；GaAs 系統(tǒng)光伏背板熱通量最多減少22.60%，最低減少12.54%。強(qiáng)迫風(fēng)冷模式下光伏-熱電耦合系統(tǒng)熱通量減少量較穩(wěn)定，600～1 400 W/m2輻照度范圍內(nèi)c-Si 系統(tǒng)光伏背板熱通量減少量從11.67%降至11.31%；CIGS 系統(tǒng)光伏背板熱通量減少量從5.33%降至4.94%；GaAs 系統(tǒng)光伏背板熱通量減少量從5.73%降至5.31%。水冷模式下光伏-熱電耦合系統(tǒng)表面對(duì)流及輻射換熱影響較小，600～1 400 W/m2輻照度范圍內(nèi)c-Si 系統(tǒng)光伏背板熱通量減少量從0.49%升至6.52%；CIGS 系統(tǒng)光伏背板熱通量減少量從–3.53%升至1.14%；GaAs 系統(tǒng)光伏背板熱通量減少量從–7.17%升至–0.25%。

根據(jù)仿真數(shù)據(jù)分析，光伏-熱電耦合系統(tǒng)表面換熱對(duì)系統(tǒng)光伏背板熱通量的影響主要與光伏電池溫度及環(huán)境溫度有關(guān)。600～1 400 W/m2輻照度范圍內(nèi)光伏-熱電耦合系統(tǒng)光伏電池溫度如圖6 所示。

自然風(fēng)冷模式下的光伏-熱電耦合系統(tǒng)光伏電池溫度最高。隨著輻照度從600 升至1 400 W/m2，c-Si 系統(tǒng)光伏電池溫度從306.73 升至311.52 K；CIGS 系統(tǒng)光伏電池溫度從311.37 升至315.48 K；GaAs 系統(tǒng)光伏電池溫度從311.66 升至315.09 K。強(qiáng)迫風(fēng)冷冷卻效果優(yōu)于自然風(fēng)冷，該模式下的光伏-熱電耦合系統(tǒng)光伏溫度略高于環(huán)境溫度。輻照度從600 升至1 400 W/m2，c-Si 系統(tǒng)光伏電池溫度從303.96 升至308.75 K；CIGS 系統(tǒng)光伏電池溫度從303.6 升至307.68 K；GaAs 系統(tǒng)光伏電池溫度從302.94升至306.35 K。水冷模式下光伏-熱電耦合系統(tǒng)在低輻照度時(shí)光伏電池溫度低于環(huán)境溫度，此時(shí)系統(tǒng)表面的對(duì)流及輻射會(huì)對(duì)光伏電池升溫。輻照度從 600 升至1 400 W/m2，c-Si 系統(tǒng)光伏電池溫度從 297.66 升至302.42 K；CIGS 系統(tǒng)光伏電池溫度從 296.8 升至300.86 K；GaAs 系統(tǒng)光伏電池溫度從296.3 升至299.7 K。由圖5 與圖6 分析可知，光伏電池與環(huán)境溫度越接近，系統(tǒng)表面對(duì)流及輻射換熱對(duì)系統(tǒng)熱通量的影響越低。

3.3 光伏-熱電耦合系統(tǒng)效率分析

考慮系統(tǒng)表面對(duì)流及輻射換熱影響后對(duì)光伏-熱電耦合系統(tǒng)發(fā)電效率進(jìn)行仿真分析，仿真結(jié)果如圖7 所示。

隨著輻照度從600 升至1 400 W/m2，自然風(fēng)冷模式c-Si 光伏-熱電耦合系統(tǒng)效率從16.20%降至15.87%，降低了0.33%；強(qiáng)迫風(fēng)冷模式c-Si 光伏-熱電耦合系統(tǒng)效率從16.41%降至16.09%，降低了0.32%；水冷模式c-Si 光伏-熱電耦合系統(tǒng)效率從16.90%降至16.58%，降低了0.32%。自然風(fēng)冷模式CIGS 光伏-熱電耦合系統(tǒng)效率從19.93%降至19.65%，降低了0.28%；強(qiáng)迫風(fēng)冷模式CIGS 光伏-熱電耦合系統(tǒng)效率從20.55%降至20.27%，降低了0.28%；水冷模式CIGS 光伏-熱電耦合系統(tǒng)效率從21.09%降至20.81%，降低了0.28%。自然風(fēng)冷模式GaAs 光伏-熱電耦合系統(tǒng)效率從20.05%降至19.94%，降低了0.11%；強(qiáng)迫風(fēng)冷模式GaAs 光伏-熱電耦合系統(tǒng)效率從20.49%降至20.37%，降低了0.12%；水冷模式GaAs 光伏-熱電耦合系統(tǒng)效率從20.82%降至20.70%，降低了0.12%。三種不同光伏電池組成的光伏-熱電耦合系統(tǒng)都是冷卻效果越好發(fā)電效率越高，水冷模式發(fā)電效率最高，自然風(fēng)冷模式發(fā)電效率最低。

系統(tǒng)溫度隨著輻照度上升而持續(xù)升高，因?yàn)榉蔷酃饽Ｊ降墓夥?熱電耦合系統(tǒng)發(fā)電效率主要由光伏電池提供，系統(tǒng)發(fā)電效率隨輻照度上升而下降，光伏電池溫度系數(shù)影響下降數(shù)值。GaAs 光伏-熱電耦合系統(tǒng)發(fā)電效率受輻照度影響最小。

4 仿真模型正確性驗(yàn)證試驗(yàn)

通過(guò)仿真分析可知光伏-熱電耦合系統(tǒng)自然風(fēng)冷模式下考慮系統(tǒng)表面對(duì)流及輻射換熱的模型與傳統(tǒng)模型熱通量相差最大。因此為驗(yàn)證仿真模型正確性，2021年10 月21 日－10 月28 日于黑龍江省哈爾濱市對(duì)自然風(fēng)冷模式c-Si、CIGS 與GaAs 光伏-熱電耦合系統(tǒng)進(jìn)行測(cè)量試驗(yàn)。

試驗(yàn)過(guò)程中分別選用4 片84 mm×39 mm 尺寸c-Si光伏電池與8 片40 mm×40 mm 尺寸Bi2Te3溫差電池進(jìn)行組合；1 片85 mm×294 mm 尺寸CIGS 光伏電池與14片40 mm×40 mm 尺寸Bi2Te3溫差電池進(jìn)行組合；1 片10 mm×10 mm 尺寸GaAs 光伏電池與1 片40 mm×40 mm 尺寸Bi2Te3溫差電池進(jìn)行組合，測(cè)量試驗(yàn)如圖8所示。

測(cè)量試驗(yàn)在輻照度300～1 000 W/m2范圍內(nèi)進(jìn)行，采用JXBS-3001-ZFS 太陽(yáng)輻射傳感器測(cè)量太陽(yáng)輻照度，RA310風(fēng)速儀測(cè)量環(huán)境風(fēng)速，基本準(zhǔn)確度為±（3.0%+0.1DGT）。YT320D 熱電偶溫度計(jì)測(cè)量環(huán)境溫度，分辨率0.1℃。選用PZEM-031 直流多功能表測(cè)量光伏電池功率，計(jì)量精度1.0 級(jí)，負(fù)載為阻值100 Ω 電位器。通過(guò)MAS830L 萬(wàn)用表測(cè)量溫差電池電流與電壓得出溫差電池功率，該萬(wàn)用表直流電流準(zhǔn)確度為±（1.0%+5DGT），直流電壓準(zhǔn)確度為±（0.5%+5DGT）。

經(jīng)測(cè)量，試驗(yàn)選用的商用c-Si 光伏電池標(biāo)況轉(zhuǎn)換效率為7.30%，CIGS 光伏電池標(biāo)況轉(zhuǎn)換效率為9.70%，GaAs光伏電池標(biāo)況轉(zhuǎn)換效率為11.50%。將測(cè)量的光伏電池與溫差電池功率數(shù)據(jù)代入式（12）計(jì)算系統(tǒng)效率。多次測(cè)量后在300～1 000 W/m2輻照度范圍內(nèi)每間隔100 W/m2輻照度選取1 組測(cè)量數(shù)據(jù)，共7 組測(cè)量數(shù)據(jù)。根據(jù)測(cè)試試驗(yàn)光伏電池與溫差電池尺寸對(duì)仿真模型進(jìn)行調(diào)整，將測(cè)量的輻照度數(shù)值、環(huán)境溫度與環(huán)境風(fēng)速數(shù)值代入本文建立的考慮系統(tǒng)表面對(duì)流及輻射換熱的光伏-熱電耦合系統(tǒng)模型進(jìn)行仿真，對(duì)測(cè)量效率與仿真效率進(jìn)行對(duì)比分析。為驗(yàn)證仿真模型正確性，通過(guò)仿真數(shù)據(jù)與測(cè)量數(shù)據(jù)做差求得絕對(duì)誤差，通過(guò)絕對(duì)誤差比測(cè)量數(shù)據(jù)求解仿真數(shù)據(jù)的相對(duì)誤差，三種光伏-熱電耦合系統(tǒng)數(shù)據(jù)分析結(jié)果如表5～表7 所示。

表5 c-Si 光伏-熱電耦合系統(tǒng)測(cè)量數(shù)據(jù)與仿真數(shù)據(jù)分析Table 5 Measurement data and simulation data analysis of c-Si photovoltaic-thermoelectric coupling system

表6 CIGS 光伏-熱電耦合系統(tǒng)測(cè)量數(shù)據(jù)與仿真數(shù)據(jù)分析Table 6 Measurement data and simulation data analysis of CIGS photovoltaic-thermoelectric coupling system

表7 GaAs 光伏-熱電耦合系統(tǒng)測(cè)量數(shù)據(jù)與仿真數(shù)據(jù)分析Table 7 Measurement data and simulation data analysis of GaAs photovoltaic-thermoelectric coupling system

c-Si 光伏-熱電耦合系統(tǒng)仿真效率最大絕對(duì)誤差為0.212 2%，最大相對(duì)誤差為2.993 5%，仿真效率最小絕對(duì)誤差為0.031 3%，最小相對(duì)誤差為0.429 5%。CIGS 光伏-熱電耦合系統(tǒng)仿真效率最大絕對(duì)誤差為-0.299 5%，最大相對(duì)誤差為–3.032 0%，仿真效率最小絕對(duì)誤差為0.002 6%，最小相對(duì)誤差為0.026 8%。GaAs 光伏-熱電耦合系統(tǒng)仿真效率最大絕對(duì)誤差為0.277 4%，最大相對(duì)誤差為2.487 6%，仿真效率最小絕對(duì)誤差為0.015 0%，最小相對(duì)誤差為0.130 4%。

通過(guò)誤差分析可知三種光伏-熱電耦合系統(tǒng)中相對(duì)誤差最大為–3.032 0%，驗(yàn)證了本文建立的仿真模型正確性。在非聚光光伏-熱電耦合系統(tǒng)中采用考慮系統(tǒng)表面對(duì)流及輻射換熱的模型進(jìn)行仿真，數(shù)據(jù)與測(cè)量值較為接近，有助于分析非聚光光伏-熱電耦合系統(tǒng)性質(zhì)。

5 結(jié) 論

本文通過(guò)ANSYS 軟件對(duì)非聚光模式c-Si、CIGS 與GaAs 光伏-熱電耦合系統(tǒng)特性進(jìn)行研究，分析了三種冷卻模式系統(tǒng)光伏背板熱通量受表面對(duì)流及輻射換熱的影響，再對(duì)考慮系統(tǒng)表面換熱影響后的光伏溫度與發(fā)電效率進(jìn)行分析，最后通過(guò)試驗(yàn)對(duì)該理論模型正確性進(jìn)行驗(yàn)證。本文得出以下結(jié)論：

1）忽略系統(tǒng)表面對(duì)流及輻射換熱影響對(duì)自然風(fēng)冷模式的光伏-熱電耦合系統(tǒng)能量分析影響最大，600～1 400 W/m2輻照度條件下是否考慮系統(tǒng)表面換熱會(huì)導(dǎo)致光伏背板熱通量數(shù)值至少相差9.21%，最多相差22.60%。系統(tǒng)表面換熱影響主要與光伏電池溫度及環(huán)境溫度有關(guān)，當(dāng)光伏電池溫度高于環(huán)境溫度，系統(tǒng)通過(guò)表面對(duì)流及輻射進(jìn)行散熱。當(dāng)光伏溫度低于環(huán)境溫度時(shí)，周圍環(huán)境通過(guò)表面換熱升高光伏溫度。光伏溫度越接近環(huán)境溫度，系統(tǒng)表面對(duì)流及輻射換熱影響越低。

2）光伏-熱電耦合系統(tǒng)水冷模式的發(fā)電效率最高，自然風(fēng)冷模式效率最低，CIGS 光伏-熱電耦合系統(tǒng)水冷模式發(fā)電效率最高達(dá)到21.09%。GaAs 電池溫度系數(shù)最低，效率受輻照度影響最小，600～1 400 W/m2輻照度范圍內(nèi)效率最多減少0.12%，在三種光伏電池中最適合光伏-熱電耦合系統(tǒng)。

3）通過(guò)試驗(yàn)驗(yàn)證，本研究建立的考慮系統(tǒng)表面對(duì)流及輻射換熱的仿真模型具有正確性，與試驗(yàn)測(cè)量值相比，仿真最小相對(duì)誤差為0.026 8%，仿真最大相對(duì)誤差為–3.032 0%。