復(fù)合拋物面聚光式太陽(yáng)能光熱光電供能器性能研究

摘 要：針對(duì)傳統(tǒng)復(fù)合拋物面聚光器非追日運(yùn)行時(shí)，入射偏角變化對(duì)集熱性能影響大、逸出光線難以再利用等問(wèn)題，設(shè)計(jì)一種復(fù)合拋物面聚光式太陽(yáng)能光熱光電供能器，通過(guò)在復(fù)合拋物面聚光器（CPC）入光口玻璃蓋板下表面增設(shè)板背為鏡面的光伏組件，可實(shí)現(xiàn)對(duì)逸出光線的攔截和反射再利用，從而提高供能器對(duì)入射太陽(yáng)輻射的利用效率和供能品位，首先利用光學(xué)仿真軟件TracePro分析入射偏角對(duì)供能器光線接收率等參數(shù)的影響機(jī)理，基于仿真結(jié)果在實(shí)際天氣條件下對(duì)比研究供能器與同規(guī)格CPC的進(jìn)出口空氣溫差、光熱轉(zhuǎn)換效率及輸出電功率等隨太陽(yáng)輻射的變化規(guī)律。結(jié)果表明，當(dāng)入射偏角范圍為0°lt;αlt;30°時(shí)，與同規(guī)格CPC相比，供能器的平均光線接收率提高14.03%；在晴天條件下，當(dāng)傳熱空氣流速為2.7 m/s時(shí)，供能器與同規(guī)格CPC的最大進(jìn)出口空氣溫差相差0.2 ℃，光熱轉(zhuǎn)換效率分別為52.62%、52.63%，在此過(guò)程中的供能器輸出的總電功率為251 W；在多云條件下，供能器可對(duì)外輸出的熱能和發(fā)電功率分別為3.26 MJ、210.5 W，研究結(jié)果可為太陽(yáng)能光熱光電高效耦合綜合利用提供參考和思路。

關(guān)鍵詞：聚光；光熱光電；太陽(yáng)能；復(fù)合拋物面；供能

中圖分類(lèi)號(hào)：TK519 " " " " " " " " " " " " " " " "文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A

0 引 言

太陽(yáng)能聚光集熱技術(shù)既可提高對(duì)入射輻射的利用效率和輸出熱能品位，又可減少額定用能需求條件下的太陽(yáng)能集熱面積，因而得到研究學(xué)者們的廣泛關(guān)注［1］。但太陽(yáng)能聚光裝置只有在追日跟蹤集熱時(shí)，其光熱轉(zhuǎn)化優(yōu)勢(shì)才可高效發(fā)揮［2］，因此導(dǎo)致太陽(yáng)能光熱轉(zhuǎn)換裝置的結(jié)構(gòu)趨于復(fù)雜，增加了聚光集熱系統(tǒng)產(chǎn)業(yè)化應(yīng)用的投資成本及工程人員的運(yùn)維難度。鑒于此，Winston教授根據(jù)邊緣光學(xué)原理設(shè)計(jì)了可將入射角小于接收半角的光線匯聚到接收體上的新型復(fù)合拋物面聚光器（compound parabolic concentrator，CPC），降低了聚光裝置對(duì)日跟蹤精度的要求［3-4］，為低成本、高效率太陽(yáng)能聚光集熱技術(shù)的規(guī)?；瘧?yīng)用提供了可能［5-6］。

為了提高CPC的光熱轉(zhuǎn)換效率和穩(wěn)定供能能力，科研人員對(duì)其聚光性能和應(yīng)用場(chǎng)景開(kāi)展了持續(xù)研發(fā)。許瑞華等［7］利用光線追蹤方法對(duì)建筑物屋頂所用的非對(duì)稱(chēng)CPC的幾何特性和光學(xué)性能進(jìn)行了分析，結(jié)果表明與對(duì)稱(chēng)CPC相比，非對(duì)稱(chēng)CPC所用光學(xué)材料減少，同時(shí)年接收太陽(yáng)輻照能可增加1%～2%；鄧佳等［8］提出一種CPC供能系統(tǒng)，通過(guò)試驗(yàn)研究，發(fā)現(xiàn)系統(tǒng)最高供能溫度為118.4 ℃，瞬時(shí)集熱量最大為1114.9 W。為了提高聚光器有效集熱時(shí)間，徐榮吉等［9］提出一種與平板微通道管集成的跟蹤式CPC，結(jié)果表明與其他類(lèi)型的CPC相比，在入射角為30°，平均熱通量為5.12 kW/m2時(shí)，CPC的聚光性能僅受跟蹤誤差的影響；張遵恒等［10］設(shè)計(jì)了新型太陽(yáng)能全光譜分級(jí)利用CPC，并進(jìn)行了光熱協(xié)同集熱一體化試驗(yàn)測(cè)試，結(jié)果表明在反應(yīng)材料表面溫度為414 ℃時(shí)，系統(tǒng)集熱效率為43.61%。鑒于CPC吸收體能流密度分布不均勻所造成的系列問(wèn)題，陳飛等［11］提出一種基于全入射角粒子群優(yōu)化的快速光學(xué)模擬優(yōu)化方法，設(shè)計(jì)了具有不同反射面數(shù)量的CPC，并利用激光試驗(yàn)驗(yàn)證了其可靠性，結(jié)果表明該CPC在春季的日平均收集太陽(yáng)輻射能超過(guò)了傳統(tǒng)CPC，達(dá)到3.1681 MJ。

利用CPC低倍聚光特性，可將CPC與太陽(yáng)能光伏組件集成聚光光伏光熱一體化裝置（CPV/T），可提高光伏組件表面能流密度，并回收光電轉(zhuǎn)換過(guò)程中所產(chǎn)生的熱量，實(shí)現(xiàn)單位面積光伏組件輸出功率和轉(zhuǎn)換效率的提升［12-15］。于苗苗等［16］設(shè)計(jì)了一種太陽(yáng)能聚光電熱聯(lián)供系統(tǒng)，并對(duì)系統(tǒng)性能進(jìn)行了光學(xué)仿真與試驗(yàn)測(cè)試研究，結(jié)果表明系統(tǒng)發(fā)電功率約為相同面積光伏組件的2倍，系統(tǒng)綜合性能效率為69.88%；康一亭等［17］建立了光電耦合模型，模擬了不同聚光比下光伏組件表面太陽(yáng)輻照度分布規(guī)律，結(jié)果表明聚光光伏發(fā)電系統(tǒng)在增加輸出電功率的同時(shí)也影響了光電轉(zhuǎn)換效率。CPV/T雖然提升了太陽(yáng)能利用效率，但也存在裝置結(jié)構(gòu)復(fù)雜、集熱與發(fā)電過(guò)程耦合效率低、輸出熱能品位差等問(wèn)題。

概言之，傳統(tǒng)CPC在非追日跟蹤集熱過(guò)程中，性能受入射偏角影響大、對(duì)逸出光線利用率低、供能形式單一［18-21］，如果與光伏組件集成，也存在光電轉(zhuǎn)換產(chǎn)生熱量難以高效收集和輸出、光電轉(zhuǎn)換單元與光熱轉(zhuǎn)換單元僅在接觸界面實(shí)現(xiàn)了兩種技術(shù)的耦合等問(wèn)題。為此，本文設(shè)計(jì)一種復(fù)合拋物面聚光式太陽(yáng)能光熱光電供能器，通過(guò)在CPC入光口處玻璃蓋板下表面布置板背為鏡面的光伏組件，在不影響供能器對(duì)正入射太陽(yáng)輻射進(jìn)行聚光集熱的前提下，可將未被光熱轉(zhuǎn)換的太陽(yáng)輻射攔截或反射，提高供能器的太陽(yáng)能利用效率和輸出能量品位。為此，本文利用光學(xué)仿真軟件TracePro對(duì)比分析有光伏組件CPC（供能器）和無(wú)光伏組件CPC（同規(guī)格CPC）分別接收直射光和散射光時(shí)，裝置內(nèi)光線傳輸特點(diǎn)及性能的優(yōu)劣?；诖?，在晴天和多云天氣條件下，分別測(cè)試分析供能器與同規(guī)格CPC的進(jìn)出口空氣溫差、瞬時(shí)集熱量和輸出電功率等隨太陽(yáng)輻照度的變化規(guī)律，從而掌握熱電耦合、協(xié)同供能的太陽(yáng)能供能裝置設(shè)計(jì)的新思路，為太陽(yáng)能供能裝置換熱介質(zhì)驅(qū)動(dòng)用能自供應(yīng)提供技術(shù)保障，為太陽(yáng)能聚光集熱系統(tǒng)分布式獨(dú)立供能創(chuàng)造了條件。

1 復(fù)合拋物面聚光式太陽(yáng)能光熱光電供能器結(jié)構(gòu)

1.1 供能器工作原理

復(fù)合拋物面聚光式太陽(yáng)能光熱光電供能器由槽式CPC、內(nèi)嵌“?”形接收體的單層玻璃管、玻璃蓋板、板背為鏡面光伏組件等組成，其參數(shù)與結(jié)構(gòu)如表1與圖1所示。其中，構(gòu)成供能器的拋物線是在保持幾何聚光比恒定的前提下，對(duì)傳統(tǒng)CPC輪廓對(duì)稱(chēng)曲線進(jìn)行平移和旋轉(zhuǎn)，以增大供能器的接收半角，從而滿(mǎn)足實(shí)際供能和固定放置需求，利用光學(xué)仿真軟件對(duì)供能器內(nèi)光線追跡計(jì)算加以定型，圖1中曲線ab段和cO段函數(shù)方程分別為：

[y=31x-65210000-420] （1）

[y=2x2625] （2）

圖1中，復(fù)合拋物面聚光式太陽(yáng)能光熱光電供能器入光口處的玻璃蓋板下A、B位置處分別布置板背為鏡面的光伏組件，且兩塊組件的板背鏡面朝向一致。在供能器集熱過(guò)程中，平行于供能器對(duì)稱(chēng)軸的正入射光線經(jīng)拋物反射面ab、ef和底部拋物反射面cd后均匯聚于焦斑位置處的單層玻璃管內(nèi)“?”形接收體各翅片表面，完成入射輻射的光熱轉(zhuǎn)換，在風(fēng)機(jī)驅(qū)動(dòng)下，玻璃管內(nèi)空氣與翅片進(jìn)行強(qiáng)制換熱而實(shí)現(xiàn)升溫，對(duì)外可輸出熱能。當(dāng)入射偏角增大時(shí)，光伏組件及板背鏡面對(duì)未被“?”形接收體接收的逸出光線進(jìn)行接收或反射，可分別轉(zhuǎn)換為電能和熱能，所發(fā)生的光熱轉(zhuǎn)換與光電轉(zhuǎn)換過(guò)程的切換主要受入射偏角變化影響，且光熱轉(zhuǎn)換優(yōu)于光電轉(zhuǎn)換，屬于單一裝置對(duì)入射輻射的梯級(jí)利用、電熱互補(bǔ)的利用新模式，通過(guò)結(jié)構(gòu)創(chuàng)新優(yōu)化設(shè)計(jì)，減小太陽(yáng)輻照度變化對(duì)供能器性能的影響，提高供能器對(duì)額定入射輻射的利用效率，以實(shí)現(xiàn)非追日型太陽(yáng)能聚光供能器熱能和電能的同時(shí)輸出，對(duì)于分布式太陽(yáng)能利用技術(shù)規(guī)?；瘧?yīng)用具有現(xiàn)實(shí)意義。

與傳統(tǒng)復(fù)合拋物面聚光器相比，復(fù)合拋物面聚光式太陽(yáng)能光熱光電供能器具有如下特點(diǎn)：1）通過(guò)在供能器內(nèi)安裝板背為鏡面的光伏組件，可對(duì)未光熱轉(zhuǎn)換的逸出光線進(jìn)行光電轉(zhuǎn)換再利用，實(shí)現(xiàn)了供能器內(nèi)光熱轉(zhuǎn)換與光電轉(zhuǎn)換的耦合供能，保持了太陽(yáng)能轉(zhuǎn)換供能裝置簡(jiǎn)潔、緊湊的特點(diǎn)，同時(shí)提高了非追日集熱太陽(yáng)能供能器的能量利用效率和輸出能量品位；2）供能器對(duì)外輸出熱能與電能的時(shí)間高度一致，且熱能傳輸介質(zhì)的驅(qū)動(dòng)能可由同步輸出的電能提供，提高了太陽(yáng)能供能器分布式利用的適用性，降低了其對(duì)基礎(chǔ)設(shè)施的要求；3）供能器圍護(hù)及玻璃蓋板形成的“內(nèi)聚光”的結(jié)構(gòu)有效保障了接收體、光伏組件、反射鏡等易損件的使用安全，尤其是光伏組件表面積塵對(duì)其性能影響的詬病得以解決。

1.2 供能器性能評(píng)價(jià)

為了準(zhǔn)確對(duì)復(fù)合拋物面聚光式太陽(yáng)能光熱光電供能器性能進(jìn)行定量評(píng)價(jià)，本文選用光線接收率[ηr]、瞬時(shí)輸出能量[Q]、光熱轉(zhuǎn)換效率[ηt]、發(fā)電功率等作為供能器聚光集熱性能與發(fā)電性能的評(píng)價(jià)參數(shù)。

1.2.1 光線接收率

光線接收率是指在不考慮入射光線能量衰減的條件下，被供能器內(nèi)“?”形接收體和光伏組件接收的總光線數(shù)量占進(jìn)入供能器入光口光線數(shù)量的比例。

[ηrα=Nrα+NpvαN0] （3）

式中：[ηrα]——供能器光線接收率，%；[Nrα]——入射偏角為[α]時(shí)接收體表面接收的光線數(shù)量，條；[Npvα]——入射偏角為[α]時(shí)光伏組件表面接收的光線數(shù)量，條；[N0]——進(jìn)入供能器入光口的總光線數(shù)量，條。

1.2.2 瞬時(shí)輸出能量

[Q=Qt+P] （4）

式中：[Qt]——供能器的瞬時(shí)集熱量，W；[P]——光伏組件瞬時(shí)發(fā)電功率，W。

鑒于供能器內(nèi)換熱介質(zhì)空氣采用強(qiáng)制對(duì)流換熱方式，瞬時(shí)集熱量可由式（5）計(jì)算得到。

[Qt=（moutcoutTout）-（mincinTin）-[（mout-min）caTa]] （5）

式中：[m]——單層玻璃管內(nèi)換熱介質(zhì)空氣的質(zhì)量流量，kg/s；[c]——對(duì)應(yīng)工作溫度下空氣比熱容，J/（kg·℃）；[T]——空氣溫度，℃。

本文假設(shè)進(jìn)出口空氣流速近似相等，則式（5）可簡(jiǎn)化為：

[Qt=mcoutTout-cinTin] （6）

1.2.3 光熱轉(zhuǎn)換效率

[ηt=QtGsun×Sin] （7）

式中：[ηt]——供能器的光熱轉(zhuǎn)換效率，%；[Gsun]——進(jìn)入供能器入光口的太陽(yáng)輻照度，W/m2；[Sin]——供能器入光口面積，m2。

2 復(fù)合拋物面聚光式太陽(yáng)能光熱光電供能器光學(xué)性能仿真

復(fù)合拋物面聚光式太陽(yáng)能光熱光電供能器在實(shí)際天氣條件下非追日運(yùn)行時(shí)，會(huì)受到太陽(yáng)高度角與方位角的實(shí)時(shí)綜合影響，相應(yīng)地，供能器的輸出性能也會(huì)隨運(yùn)行時(shí)間呈規(guī)律變化趨勢(shì)，但供能器內(nèi)“?”形接收體、光伏組件、拋物反射鏡面對(duì)光線的傳輸和光學(xué)性能的影響機(jī)理尚不明晰。為此，利用光學(xué)仿真軟件TracePro對(duì)比分析計(jì)算供能器和同規(guī)格CPC內(nèi)光線傳輸情況、光線接收率等隨徑向入射偏角（下文簡(jiǎn)稱(chēng)“入射偏角”，對(duì)應(yīng)太陽(yáng)高度角）變化規(guī)律，為供能器在實(shí)際天氣條件下測(cè)試分析提供理論依據(jù)。

2.1 供能器光學(xué)模型建立

按照復(fù)合拋物面聚光式太陽(yáng)能光熱光電供能器設(shè)計(jì)參數(shù)在Solidworks中建立3D模型其中光伏組件選用單面硅基材質(zhì)，尺寸為1000 mm× 200 mm× 3.2 mm?！?”形接收體由6塊噴涂選擇性吸收涂層的不銹鋼翅片呈放射狀焊接而成，并將其內(nèi)嵌于單層玻璃管內(nèi)構(gòu)成光熱轉(zhuǎn)換單元?？紤]到實(shí)際加工生產(chǎn)的供能器反射面為非完美鏡面，存在一定的光學(xué)誤差，為使仿真計(jì)算過(guò)程中的工況接近供能器實(shí)際運(yùn)行工況，在供能器模型建立過(guò)程中，將其反射面表面設(shè)置為帶有隨機(jī)凹凸區(qū)域（≤0.5 mm）的粗糙表面。

將供能器幾何模型導(dǎo)入光學(xué)仿真軟件TracePro中建立其光學(xué)模型，對(duì)供能器內(nèi)的光線傳輸進(jìn)行追跡，并對(duì)光學(xué)性能展開(kāi)分析。仿真計(jì)算中，入射光源類(lèi)型為等距平行格點(diǎn)光源，光線數(shù)量為160000條，太陽(yáng)輻照度為700 W/m2，供能器的光學(xué)參數(shù)根據(jù)表1設(shè)置。

2.2 仿真結(jié)果及分析

利用光學(xué)仿真軟件對(duì)供能器內(nèi)光線傳輸過(guò)程進(jìn)行追跡，可直接得到入射光線的匯聚趨勢(shì)，也可對(duì)供能器設(shè)計(jì)效果給出直觀評(píng)判。本文在測(cè)試期間供能器的入射偏角變化范圍是0°～17°，因此為便于對(duì)文中光學(xué)仿真計(jì)算結(jié)果與試驗(yàn)測(cè)試結(jié)果進(jìn)行驗(yàn)證分析，光學(xué)仿真的入射偏角范圍設(shè)定為0°～25°。供能器內(nèi)光線追跡如圖2所示。

由圖2可知，當(dāng)光線[α=0°]（正入射）時(shí)，進(jìn)入供能器內(nèi)的光線透過(guò)單層玻璃管均匯聚于“*”形接收體翅片表面，與供能器的聚光集熱設(shè)計(jì)要求相符，板背為鏡面的光伏組件對(duì)聚光器性能影響甚小。隨著入射偏角由5°增大到25°，經(jīng)右側(cè)拋物面反射到光伏組件板背鏡面的光線逐漸增多，但這部分光線中僅有少數(shù)光線會(huì)被再次反射逸出供能器成為無(wú)效光線；經(jīng)右側(cè)拋物反射面反射到左側(cè)拋物反射面上的光線被再次反射后匯聚于光伏組件表面，可實(shí)現(xiàn)光電轉(zhuǎn)換；經(jīng)左側(cè)拋物反射面匯聚的光線均被“?”形接收體翅片接收。光線追跡表明，在設(shè)定入射偏角范圍內(nèi)，經(jīng)過(guò)拋物反射面1次反射后的光線被“?”形接收體翅片和光伏組件接收占比較多。

為了定量得到供能器的光學(xué)性能及結(jié)構(gòu)優(yōu)勢(shì)，在相同仿真設(shè)置條件下，對(duì)比計(jì)算有無(wú)光伏組件CPC的光線接收率隨入射偏角增大的變化趨勢(shì)，如圖3所示。由圖3可知，隨著入射偏角的增大，有光伏組件CPC和無(wú)光伏組件CPC的光線接收率呈現(xiàn)出相似的變化趨勢(shì)，但有光伏組件CPC的光線接收率減小幅度小于無(wú)光伏組件CPC。當(dāng)光線正入射時(shí)，有光伏組件CPC與無(wú)光伏組件CPC的光線接收率分別為98.80%和100.00%，表明二者對(duì)正入射光線的接收能力相近。當(dāng)入射偏角增加到30°時(shí)，有光伏組件CPC的光線接收率為57.20%，比正入射時(shí)減小了41.60%，無(wú)光伏組件CPC的光線接收率為24.60%，比正入射時(shí)減小了75.40%。在入射偏角變化范圍內(nèi)，有光伏組件CPC的平均光線接收率為74.45%，比無(wú)光伏組件CPC高14.03%。究其原因，主要是由于在供能器逸出光線的傳輸路徑上布置了板背為鏡面的光伏組件，實(shí)現(xiàn)了對(duì)1次反射后逸出光線的攔截再利用，提升了供能器對(duì)其內(nèi)部傳輸光線的利用能力。

與其他太陽(yáng)能聚光器相比，CPC除了對(duì)追日跟蹤精度要求低的特點(diǎn)外，還可接收部分散射光，使得CPC在光線接收利用方面優(yōu)于其他類(lèi)型聚光器。為此，有必要對(duì)供能器和同規(guī)格CPC接收散射光線的差異展開(kāi)研究。仿真過(guò)程中設(shè)置散射光光源為面光源，其發(fā)射的160000條光線可隨機(jī)經(jīng)入光口傳輸?shù)窖b置內(nèi)，供能器與同規(guī)格CPC內(nèi)部的散射光追跡如圖4所示。由圖4可知，供能器和同規(guī)格CPC內(nèi)接收體均可實(shí)現(xiàn)對(duì)散射光線的部分接收，但供能器內(nèi)板背為鏡面的光伏組件會(huì)對(duì)散射光的傳輸造成影響，光伏組件會(huì)接收部分散射光線，鏡面會(huì)反射部分散射光線，使得供能器內(nèi)散射光線傳輸更趨于均勻，對(duì)二者的光線接收率進(jìn)行計(jì)算，如結(jié)果表3所示。由表3可知，供能器對(duì)散射光線接收率大于同規(guī)格CPC，增加了108.35%，其中供能器中“?”形接收體的光線接收率比同規(guī)格CPC減小了10.24%，因此供能器中板背為鏡面的光伏組件對(duì)散射光的接收利用現(xiàn)象不容忽視。

3 復(fù)合拋物面聚光式太陽(yáng)能光熱光電供能器性能研究

前述光學(xué)仿真是基于蒙特卡羅法和幾何光學(xué)反射原理開(kāi)展的復(fù)合拋物面聚光式太陽(yáng)能光熱光電供能器光學(xué)性能分析，是供能器在近似于理想狀態(tài)下的光學(xué)特性研究，未考慮光熱轉(zhuǎn)換、光電轉(zhuǎn)換及熱輸運(yùn)性能。為此，搭建復(fù)合拋物面聚光式太陽(yáng)能光熱光電供能器性能測(cè)試系統(tǒng)，對(duì)照光學(xué)仿真計(jì)算結(jié)果，分別測(cè)試室外環(huán)境、接收體進(jìn)出口溫度、換熱介質(zhì)流速、輸出電功率等參數(shù)，計(jì)算供能器與同規(guī)格CPC的輸出能量、光熱轉(zhuǎn)化效率等，掌握影響復(fù)合拋物面聚光式太陽(yáng)能光熱光電供能器性能的關(guān)鍵因素及進(jìn)一步優(yōu)化設(shè)計(jì)的思路。

3.1 復(fù)合拋物面聚光式太陽(yáng)能光熱光電供能器性能測(cè)試系統(tǒng)

測(cè)試系統(tǒng)主要由復(fù)合拋物面聚光式太陽(yáng)能光熱光電供能器、同規(guī)格CPC、空氣驅(qū)動(dòng)單元、氣象數(shù)據(jù)采集單元、數(shù)據(jù)監(jiān)測(cè)記錄單元、可調(diào)電阻、支架等組成，結(jié)構(gòu)如圖5所示。

試驗(yàn)測(cè)試中用的儀器包括手持太陽(yáng)能輻射工作站（型號(hào)：YGSC-1，測(cè)量精度為±5.0%）、溫度傳感器（型號(hào)：PT100-6M，測(cè)量精度為±0.5 ℃）、多通道溫度巡檢儀（型號(hào)：Sin-R6000C）、熱線式風(fēng)速計(jì)（型號(hào)：Ttesto 405i，測(cè)量精度為±5.0%）、直流變送器（型號(hào)：WS1521）等，用于實(shí)時(shí)測(cè)試太陽(yáng)輻照度、接收體進(jìn)出口溫度、光伏組件溫度、空氣流速、光伏組件輸出電功率等數(shù)據(jù)。換熱介質(zhì)空氣由耐高溫離心風(fēng)機(jī)驅(qū)動(dòng)（型號(hào)：JY5-47），系統(tǒng)中光伏組件負(fù)載選用可調(diào)電阻。測(cè)試前，對(duì)所使用的儀器和元件進(jìn)行校核，并根據(jù)式（8）～式（10）對(duì)測(cè)試的不確定度進(jìn)行計(jì)算。

[u=Δk] （8）

[uQt=?lnQt?v2·u2v+?lnQt?Tout-Tin2·u2Tout-Tin] （9）

[uηt=?lnηt?Qt2·u2Qt+?lnηt?Gsun2·u2Gsun] （10）

式中：[u]——儀器的不確定度，%；[Δ]——儀器的精度，%；k=[3]；[uQt]——瞬時(shí)輸出能量相對(duì)不確定度，%；[uv]——空氣流速不確定度，%；[uTout-Tin]——溫度不確定度，%；[uηt]——光熱轉(zhuǎn)換效率相對(duì)不確定度，%。

3.2 有無(wú)光伏組件CPC晴天性能對(duì)比分析

晴天的太陽(yáng)光以直射為主，首先在此天氣條件下對(duì)復(fù)合拋物面聚光式太陽(yáng)能光熱光電供能器和同規(guī)格CPC的光熱轉(zhuǎn)換及光電轉(zhuǎn)換性能進(jìn)行對(duì)比研究，得到實(shí)際天氣條件下供能器與同規(guī)格CPC性能差異性。測(cè)試時(shí)間為2022年1月10日，測(cè)試地點(diǎn)位于內(nèi)蒙古呼和浩特市南郊校企太陽(yáng)能光熱產(chǎn)業(yè)示范基地（北緯40°50′，東徑111°42′）。測(cè)試期間供能器和同規(guī)格CPC均開(kāi)口向南、東西放置，安裝傾角設(shè)置為62°。玻璃管內(nèi)空氣介質(zhì)流速為2.7 m/s。其中，供能器中安裝的光伏組件選用單晶硅電池，工作電壓為18 V，最大輸出功率為30 W。性能對(duì)比測(cè)試日太陽(yáng)輻照度變化趨勢(shì)如圖6所示，測(cè)試日環(huán)境溫度平均值約為0.3 ℃。供能器與同規(guī)格CPC的進(jìn)出口空氣溫差隨測(cè)試時(shí)間的變化趨勢(shì)如圖7所示。

由圖7可知，供能器與同規(guī)格CPC的進(jìn)出口空氣溫差變化趨勢(shì)與相應(yīng)測(cè)試日太陽(yáng)輻照度變化趨勢(shì)一致，均隨太陽(yáng)輻照度值的變化呈先增大后減小的趨勢(shì)，且在正午前后達(dá)到最大值，此時(shí)供能器的最大進(jìn)出口空氣溫差為9.8 ℃，同規(guī)格CPC的最大進(jìn)出口空氣溫差為9.6 ℃。主要是因?yàn)樵谡鐣r(shí)，入射到供能器與同規(guī)格CPC入光口的太陽(yáng)光線入射偏角近似為0°，且太陽(yáng)輻照度值達(dá)到最大值，此時(shí)供能器與同規(guī)格CPC對(duì)入射太陽(yáng)輻射的光熱轉(zhuǎn)換性能最優(yōu)，與光學(xué)仿真計(jì)算結(jié)果相吻合。

為了定量對(duì)比分析晴天運(yùn)行工況下復(fù)合拋物面聚光式太陽(yáng)能光熱光電供能器和同規(guī)格CPC在測(cè)試時(shí)間內(nèi)對(duì)入射太陽(yáng)輻射的光熱轉(zhuǎn)換及光電轉(zhuǎn)換能力，計(jì)算供能器和同規(guī)格CPC平均光熱轉(zhuǎn)換效率、輸出電功率，結(jié)果如表4所示。由表4可知，在晴天運(yùn)行工況下，供能器與同規(guī)格CPC對(duì)入射太陽(yáng)輻照度的光熱轉(zhuǎn)換性能相近，二者平均光熱轉(zhuǎn)換效率分別為52.63%和52.62%，表明通過(guò)增設(shè)板背為鏡面的光伏組件對(duì)光線傳輸匯聚性能影響較小。在此期間，光伏組件也接收了部分太陽(yáng)輻照度，可對(duì)外輸出電能，累計(jì)輸出電功率為251 W，換熱介質(zhì)空氣的強(qiáng)制循環(huán)驅(qū)動(dòng)用能可由所產(chǎn)生的電能提供。

3.3 復(fù)合拋物面聚光式太陽(yáng)能光熱光電供能器多云天性能對(duì)比分析

復(fù)合拋物面聚光式太陽(yáng)能光熱光電供能器是在保持CPC可吸收部分散射光技術(shù)優(yōu)勢(shì)基礎(chǔ)上設(shè)計(jì)而成。多云天以散射光為主，對(duì)供能器的光熱轉(zhuǎn)換和光電轉(zhuǎn)換過(guò)程以及熱電耦合供能性能展開(kāi)測(cè)試研究，可以為后續(xù)優(yōu)化供能器內(nèi)光伏組件數(shù)量、尺寸、位置等提供參考。因此，在多云天條件下，對(duì)供能器的出口空氣溫度、光伏組件發(fā)電功率、光伏組件溫度等參數(shù)進(jìn)行測(cè)試，測(cè)試時(shí)間為2022年1月6日12：00—14：00，得到這些參數(shù)隨太陽(yáng)輻照度的變化規(guī)律，測(cè)試日環(huán)境平均溫度為3.2 ℃，太陽(yáng)輻照度和出口空氣溫度隨時(shí)間變化如圖8所示。

由圖8可得，供能器出口空氣溫度變化趨勢(shì)與太陽(yáng)輻照度變化趨勢(shì)一致，在測(cè)試時(shí)間內(nèi)，進(jìn)口空氣溫度與環(huán)境溫度相同，出口空氣溫度最高為10.4 ℃，平均出口溫度為8.0 ℃，表明供能器在非追日集熱過(guò)程中，可有效接收散射輻射并進(jìn)行光熱轉(zhuǎn)換。同時(shí)，供能器內(nèi)安裝的板背為鏡面的光伏組件接收到散射輻射并進(jìn)行光電轉(zhuǎn)換，對(duì)外輸出電能。但經(jīng)板背鏡面反射的光線也會(huì)對(duì)供能器腔內(nèi)輻射傳輸造成影響，加之供能器軸對(duì)稱(chēng)結(jié)構(gòu)在東西放置時(shí)，距離水平面不同高度的光伏組件A和B光電轉(zhuǎn)換性能存在差異性，通過(guò)測(cè)試A、B光伏組件隨測(cè)試時(shí)間的變化趨勢(shì)可得不同位置光伏組件對(duì)供能器電輸出性能的影響規(guī)律。供能器瞬時(shí)集熱量及光伏組件發(fā)電功率變化曲線如圖9所示。由圖9可得，供能器瞬時(shí)集熱量、光伏組件A、B發(fā)電功率變化趨勢(shì)一致，且光伏組件B輸出電功率大于光伏組件A輸出電功率。測(cè)試期間，供能器的平均瞬時(shí)集熱量為121.9 W，總集熱量為3.26 MJ，總發(fā)電功率為210.5 W。其中，光伏組件B的平均發(fā)電功率比光伏組件A的高29.02%，這主要是由供能器結(jié)構(gòu)特征、散射光傳輸特點(diǎn)以及光伏組件位置等因素影響所致。

在光伏組件發(fā)生光生伏打效應(yīng)過(guò)程中，絕大多數(shù)的入射太陽(yáng)輻射是以熱的形式產(chǎn)生，導(dǎo)致光伏組件溫度升高［22］。為了進(jìn)一步驗(yàn)證光伏組件A、B的光電轉(zhuǎn)換差異性，對(duì)其板背溫度進(jìn)行測(cè)量，可間接得到輸出電功率的差異，光伏組件A、B板背溫度隨測(cè)試時(shí)間的變化如圖10所示。從圖10可得，在光電轉(zhuǎn)換過(guò)程中，光伏組件A、B的板背溫度變化趨勢(shì)相似，光伏組件B的平均溫度比光伏組件A的平均溫度高約1.5 ℃，表明光伏組件B接收到的入射輻射多于光伏組件A，對(duì)外輸出的電功率也多，驗(yàn)證了圖9中的光伏組件發(fā)電功率差異性。

4 結(jié) 論

針對(duì)入射偏角增大對(duì)非追日CPC能量轉(zhuǎn)換及輸出能量品位影響大的問(wèn)題，本文設(shè)計(jì)了復(fù)合拋物面聚光式太陽(yáng)能光熱光電供能器，在保持其原有聚光技術(shù)優(yōu)勢(shì)的前提下，將板背為鏡面的兩排光伏組件布置在入光口處，用于對(duì)未被光熱轉(zhuǎn)換的逸出光線接收再利用。利用光學(xué)仿真軟件TracePro分別對(duì)供能器和同規(guī)格CPC內(nèi)直射光和散射光的傳輸進(jìn)行追跡，得到影響供能器光學(xué)性能的因素及差異性。為了探究供能器在實(shí)際氣象條件下，對(duì)太陽(yáng)輻射的光熱轉(zhuǎn)換和光電轉(zhuǎn)化性能以及熱電耦合、協(xié)同供能的效果，搭建了復(fù)合拋物面聚光式太陽(yáng)能光熱光電供能器性能測(cè)試系統(tǒng)，分別在晴天和多云天條件下，測(cè)試分析太陽(yáng)輻射對(duì)供能器進(jìn)出口溫差、光熱轉(zhuǎn)換效率、瞬時(shí)集熱量以及輸出電功率的影響，具體結(jié)論如下：

1）在入射偏角為0°時(shí)，復(fù)合拋物面聚光式太陽(yáng)能光熱光電供能器與同規(guī)格CPC的光線接收能力相近，隨著入射偏角的增大，供能器的光線接收率大于同規(guī)格CPC的光線接收率，供能器在入射偏角為0°～30°時(shí)的光線平均接收率為74.45%，比同規(guī)格CPC高14.03%。此外，供能器對(duì)散射光的接收率為50.90%，比同規(guī)格CPC高26.47%。

2）在晴天條件下，供能器和同規(guī)格CPC的進(jìn)出口溫差均受到太陽(yáng)輻照度、入射偏角等綜合影響，二者平均光熱轉(zhuǎn)換效率分別為52.62%和52.63%，在此過(guò)程中，供能器還可對(duì)外輸出電能，累計(jì)總發(fā)電功率為251 W。

3）在多云條件下，供能器的光熱轉(zhuǎn)換和光電轉(zhuǎn)換過(guò)程均受到入射太陽(yáng)輻射變化的影響，在測(cè)試時(shí)間內(nèi)，供能器的平均出口空氣溫度、平均瞬時(shí)集熱量、總發(fā)電功率分別為8.0 ℃、121.9 W和210.5 W；供能器內(nèi)光伏組件A、B受到結(jié)構(gòu)特征、散射輻射傳輸?shù)鹊挠绊懀怆娹D(zhuǎn)換能力存在差異性，光伏組件B的發(fā)電功率高于光伏組件A，前者比后者高29.02%。

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STUDY ON PERFORMANCE OF COMPOUND PARABOLIC CONCENTRATING SOLAR PHOTOTHERMAL-

PHOTO ELECTRICITY ENERGY SUPPLIER DEVICE

Chang Zehui1，2，Li Xinliang1，Guo Ziheng1，Liu Xuedong1，2，Peng Ya’nan1，2

（1. College of Energy and Power Engineering， Inner Mongolia University of Technology， Hohhot 010051， China；

2. Engineering Center of Solar Energy Utilization Technology， Inner Mongolia University of Technology， Hohhot 010051， China）

Abstract：Aiming at the problems that the change of incident angle has a great influence on the heat collection performance and the escaped light is difficult to be reused when the traditional compound parabolic concentrator is in non-sun-tracking operation， a compound parabolic concentrating solar photothermal-photoelectric energy supply device is designed in this paper. By adding a photovoltaic module with a mirror back on the lower surface of the glass cover plate at the light inlet of the composund parabolic concentrator （CPC）， the interception and reflection reuse of the escaped light can be realized， so as to improve the utilization efficiency and energy supply grade of the energy supply device to the incident solar radiation. Firstly， the optical simulation software TracePro is used to analyze the influence mechanism of the incident angle on the parameters such as the ray’s receiring rate of the energy supply device. Based on the simulation results， under the actual weather conditions， the variation of the temperature difference between the inlet and outlet air， the photothermal conversion efficiency and the output electric power of the energy supply and the same specification CPC with the solar radiation are compared and studied. The results show that when the incident angle range is 0°lt;αlt;30°， the average "of the energy supply device is increased by 14.03% compared with that of the same specification CPC. Under sunny conditions， when the heat transfer air flow rate is 2.7 m/s， the maximum inlet and outlet air temperature difference between the energy supply device and the CPC of the same specification is 0.2 ℃， and the photothermal conversion efficiency is 52.62% and 52.63%， respectively. The total output electric power of the energy supply device in this process is 251 W. Under the condition of cloudy days， the thermal energy and power output of the energy supply device are 3.26 MJ and 210.5 W， respectively. The research results provide a reference and idea for the efficient coupling and comprehensive utilization of solar photothermal-photoelectricity.

Keywords：concentrating； photothermal-photoelectricity； solar energy； compound parabolic； energy suppling