王立舒，馮廣煥，張 旭，孫士達(dá)，李欣然

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

0 引 言

太陽能是一種清潔、無污染的可再生能源，具有巨大的潛在利用價(jià)值，可以為人類提供取之不盡的能源，其利用已成為新能源領(lǐng)域的研究熱點(diǎn)[1-2]。光伏發(fā)電是太陽能利用的主要形式之一，低效率和高成本是制約光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展的主要屏障。光伏電池可吸收80%的太陽輻射，但不能完全轉(zhuǎn)化為電能，轉(zhuǎn)換效率取決于所使用的光伏電池技術(shù)[3-4]。太陽輻射的其余部分能量全部轉(zhuǎn)變?yōu)闊崮?，使得其工作溫度通常都?0 ℃以上[5]。這種多余的熱量會(huì)使光伏電池溫度升高，從而導(dǎo)致光電轉(zhuǎn)換效率降低[6-7]，甚至高溫下光伏電池出現(xiàn)自燃、安全性能下降等問題。

為了解決光伏電池溫度升高效率降低等問題，國內(nèi)外已經(jīng)開展許多有益的研究。目前，普遍采取的解決辦法是對(duì)光伏電池進(jìn)行散熱，散熱方式通常有 3種，分別為對(duì)流冷卻、相變材料降溫以及水冷散熱[8-9]。文獻(xiàn)[10-11]應(yīng)用空氣流提供強(qiáng)制對(duì)流來冷卻光伏電池的溫度，使電效率提高12%。文獻(xiàn)[12]使用低溫石蠟與聚乙二醇作為相變控溫材料降低了光伏電池溫度，并證明電力的增長可能超過 30%。文獻(xiàn)[13-16]采用水冷散熱的方式提高輸出功率。以上研究的共同問題是在提高發(fā)電效率時(shí)沒有考慮將光伏發(fā)電系統(tǒng)、溫差發(fā)電系統(tǒng)產(chǎn)生的多余熱量儲(chǔ)存進(jìn)行熱利用，從而導(dǎo)致能源利用率降低。針對(duì)此問題，本文設(shè)計(jì)了一種拋物型聚光器聚光、光伏電池發(fā)電、熱管內(nèi)水對(duì)流傳熱的一種聚光太陽能光伏/溫差復(fù)合發(fā)電系統(tǒng)。通過對(duì)太陽輻照強(qiáng)度、冷卻水流量等參數(shù)對(duì)光伏/溫差復(fù)合發(fā)電系統(tǒng)運(yùn)行溫度、輸出功率、輸出效率的影響進(jìn)行分析，搭建了試驗(yàn)平臺(tái)，并對(duì)該系統(tǒng)性能進(jìn)行測試研究。

1 系統(tǒng)結(jié)構(gòu)及工作原理

1.1 系統(tǒng)組成與工作原理

基于文獻(xiàn)[17-18]的聚光太陽能溫差發(fā)電裝置與槽式聚光集熱吸收器采用三角形腔體具有良好熱效率的思想[19]，本文提出了具有三角形熱管結(jié)構(gòu)的聚光太陽能光伏/溫差復(fù)合發(fā)電系統(tǒng)。

該聚光太陽能光伏/溫差復(fù)合發(fā)電系統(tǒng)（簡稱復(fù)合系統(tǒng)）主要由拋物型聚光器、光伏電池，三角形熱管、熱電模塊（thermoelectric module，TEM）、儲(chǔ)熱箱及熱交換器組成，系統(tǒng)結(jié)構(gòu)示意圖如圖1所示。如圖1a所示，該系統(tǒng)利用太陽光照射在拋物型聚光器表面，經(jīng)反射后聚集到光伏電池上。光伏電池吸收光能將小部分能量轉(zhuǎn)化為電能，其余大部分轉(zhuǎn)化為熱量，熱量通過光伏電池傳遞給溫差電池?zé)岫耍盟鳛槔鋮s劑流體在熱管內(nèi)部流動(dòng)，降低溫差電池冷端溫度，由塞貝克效應(yīng)產(chǎn)生電能。同時(shí)將多余熱量轉(zhuǎn)移到熱管冷凝段上，儲(chǔ)存到儲(chǔ)熱箱進(jìn)行熱利用，作為理想工作流體的水通過流量計(jì)控制流量。如圖1b所示，三角形熱管結(jié)構(gòu)的中間部分為等邊三角形導(dǎo)管，三角形導(dǎo)管頂端覆有保溫層，兩側(cè)由內(nèi)而外依次貼有溫差電池和光伏電池。

圖1 聚光太陽能光伏/溫差復(fù)合發(fā)電系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)示意圖Fig.1 diagram of concentration solar photovoltaic(PV)/thermoelectric(TE) compound power generation system

考慮采用砷化鎵電池會(huì)對(duì)農(nóng)作物有污染，而單晶硅與多晶硅相比成本較高，所以本文采用多晶硅光伏電池，借鑒文獻(xiàn)[17]中的經(jīng)驗(yàn)將電池尺寸制定為 700 mm×60 mm×2.3 mm。為了提高光伏電池的發(fā)電量，選取拋物型聚光器進(jìn)行聚光，聚光鏡的光孔820 mm，長1100 mm，焦距300 mm，理論聚光比14；光線垂直入射時(shí)光伏電池的光線吸收率達(dá)到98.20%[20]。當(dāng)太陽位置變化時(shí)，會(huì)改變聚光器的太陽光入射角，光線吸收率及系統(tǒng)光學(xué)效率逐漸降低，這將直接影響聚集到光伏電池表面輻照強(qiáng)度的強(qiáng)弱，所以將步進(jìn)電機(jī)轉(zhuǎn)軸與反射聚光鏡的中軸連為一體，設(shè)置為南北方向，在豎直面內(nèi)東西方向轉(zhuǎn)動(dòng)使聚光器跟蹤太陽[21-25]。

本文系統(tǒng)采用14個(gè)材料為銻化鉍的半導(dǎo)體熱電模塊串聯(lián)，尺寸為40 mm×40 mm×3.9 mm，為獲得更高的傳熱性能，用硅酮膠將溫差電池?zé)岫苏迟N在光伏電池背板，冷端粘貼在三角形熱管表面。所選定的光伏電池及溫差電池性能參數(shù)如表1所示。

1.2 三角形熱管

三角形熱管由厚度為0.4 mm的鍍鋅鐵制成，以降低熱阻。根據(jù)試驗(yàn)考慮，選擇三角形熱管的尺寸為 700 mm×60 mm（長×寬），其中蒸發(fā)段為600 mm×60 mm（長×寬），冷凝段為100 mm×60 mm（長×寬）。

太陽輻射光經(jīng)過聚光器聚光反射到光伏電池表面，被吸收的太陽能一部分直接轉(zhuǎn)化為電能，其余被轉(zhuǎn)化為熱量并使光伏電池表面溫度升高。通過在光伏電池背板粘合溫差電池，利用溫差電池內(nèi)部的塞貝克效應(yīng)將光伏電池表面流向冷卻熱管熱量的一部分再次轉(zhuǎn)化為電能，剩余的熱量由熱管內(nèi)循環(huán)的冷卻水傳遞到儲(chǔ)熱箱中儲(chǔ)存。

表1 光伏電池和溫差電池參數(shù)Table 1 Parameters of PV cell and TE cell

2 系統(tǒng)能量轉(zhuǎn)換與分析

2.1 電能轉(zhuǎn)換分析

經(jīng)聚光器聚光后光伏電池吸收的太陽能[26-27]見式（1）。

式中G為太陽能直射輻射強(qiáng)度（direct normal irradiance，DNI），W/m2；A為聚光鏡面積，m2；optη為光學(xué)效率，取72%[18]。光伏電池將吸收的太陽能一部分轉(zhuǎn)換為電能，W，其發(fā)電功率見式（2）。

式中g(shù)τ為玻璃蓋板透射率，α為光伏電池吸收率，pA為光伏電池表面積，m2；pvη為光伏電池的光電輸出效率，其表達(dá)式見式（3）。

式中p0η為光伏電池在標(biāo)準(zhǔn)工況下的發(fā)電效率[28]，β為光伏層效率溫度因素，Tp為光伏電池表面溫度，Tp0為環(huán)境溫度，K。

溫差電池發(fā)電功率[29]見式（4）。

式中TEMα為溫差電池的塞貝克系數(shù)，V/K；Th為溫差電池?zé)岫藴囟?，Tc為溫差電池冷端溫度，K；L2R 為溫差電池負(fù)載電阻，TEMR 為溫差電池的總內(nèi)阻，?。溫差發(fā)電效率為[30]見式（5）。

式中Qh為光伏電池產(chǎn)生的熱能，J。

復(fù)合系統(tǒng)發(fā)電的總功率Pcom見式（6）。

考慮光伏電池實(shí)際工作中太陽輻照強(qiáng)度和環(huán)境溫度變化對(duì)效率的影響，引入效率變化輻照強(qiáng)度參數(shù) k1、效率變化溫度參數(shù)k2[30]，k1、k2取值范圍均為0～1，其值根據(jù)試驗(yàn)當(dāng)天測得的太陽輻照強(qiáng)度和環(huán)境溫度設(shè)定，則復(fù)合系統(tǒng)電轉(zhuǎn)換效率comη見式（7）。

2.2 熱能轉(zhuǎn)換分析

為了計(jì)算聚光太陽能光伏/溫差復(fù)合發(fā)電系統(tǒng)的熱損失，基于熱網(wǎng)絡(luò)法建立熱能量流動(dòng)圖，如圖 2所示。為便于分析，熱管與空氣之間的熱輻射損失及溫差電池側(cè)面與環(huán)境之間的熱輻射損失忽略不計(jì)[31]。

圖2 聚光太陽能光伏/溫差復(fù)合發(fā)電系統(tǒng)的熱能量流動(dòng)圖Fig. 2 Thermal energy circuit diagram of concentration solar PV/TE compound power generation system

光伏電池將吸收的太陽能一部分轉(zhuǎn)換為電能，另一部分以熱能Qh的形式存在于光伏電池表面，見式（8）。

由于光伏電池與外界空氣接觸存在熱對(duì)流與熱輻射，則對(duì)周圍環(huán)境的散熱損失見式（9）。

式中Qrad為光伏電池與環(huán)境空氣的熱輻射換熱量[32]，Qcom為熱對(duì)流換熱量[33]，J，其表達(dá)式分別見式（10）、（11）。

式中 hrad為熱輻射換熱系數(shù)，hcom為熱對(duì)流換熱系數(shù)，W/(m2·K)。

該系統(tǒng)光伏電池表面熱量的一部分用于提高溫差電池?zé)岫藴囟?，產(chǎn)生電能，則溫差電池產(chǎn)生電能所消耗的熱量見式（12）。

溫差電池與熱管蒸發(fā)段間熱阻損耗的熱量見式（13）。

式中czR 為溫差電池與熱管蒸發(fā)段熱阻，K/W；zT為熱管蒸發(fā)段溫度，K。

熱管傳熱過程中由于自身熱阻損耗的熱量見式（14）。

式中l(wèi)T為熱管冷凝段溫度，K；hpR 為熱管自身熱阻，K/W。

系統(tǒng)產(chǎn)生的可利用熱能見式（15）。

復(fù)合系統(tǒng)的熱效率見式（16）。

2.3 ?效率分析

?是以環(huán)境為基準(zhǔn)來衡量工質(zhì)（氣體、液體為主）做功能力的物理量。熱效率只反映系統(tǒng)收集的熱量在量上的比例，而?效率反映了所收集到熱量的品質(zhì)，即可用能。系統(tǒng)的?效率見式（17）[32]。

式中ΔE為系統(tǒng)得到的?，W/m2；Tsun為太陽溫度，℃；Tin為熱管進(jìn)口溫度，Tout為熱管出口溫度，℃；m為熱管內(nèi)水質(zhì)量流量，kg/s；cp為傳熱流體比熱容，J/(kg·℃)；φ為系統(tǒng)的?系數(shù)。

系統(tǒng)得到的?見式（18）。

式中h1為熱管進(jìn)口的比焓，h2為熱管出口的比焓，J/kg；s1為熱管進(jìn)口的比熵，s2為熱管出口的比熵，J/(kg·℃)。

2.4 系統(tǒng)仿真結(jié)果與分析

根據(jù)表 1中的性能參數(shù)及試驗(yàn)當(dāng)天所測的環(huán)境溫度Tp0、光伏電池表面溫度Tp、太陽輻照強(qiáng)度G等數(shù)據(jù)運(yùn)用ANSYS有限元軟件建立光伏電池三維溫度場模型，模擬溫度場分布情況；將溫度場分布規(guī)律及熱輻射換熱系數(shù)hrad、熱對(duì)流換熱系數(shù)hcom構(gòu)建光伏電池的熱損失數(shù)學(xué)模型，繪出光伏電池表面溫度與熱損失的變化曲線。

圖 3為太陽輻照強(qiáng)度變化對(duì)光伏電池性能的影響。當(dāng)環(huán)境溫度 Tp0在 254.52～261.64 K，太陽輻照強(qiáng)度在308.22～768.12 W/m2范圍變化時(shí)，從圖3a光伏電池的模擬溫度場分布規(guī)律中可以看出，光伏電池表面溫度從高溫端363.86 K開始呈階梯變化，逐漸減小至275.12 K。

由圖 3b光伏電池表面溫度與熱損失的變化曲線可知，在300～800 W/m2范圍內(nèi)，光伏電池表面溫度隨輻照強(qiáng)度的增加而升高,同時(shí)，熱損失從 17.59%持續(xù)增加到24.62%。由公式（10）-（11）可知，光伏電池與環(huán)境空氣間存在輻射換熱，對(duì)流換熱。2種熱損失與光伏電池表面溫度成正比關(guān)系，所以隨著表面溫度升高，熱損失持續(xù)增加。

圖3 不同太陽輻照強(qiáng)度下光伏電池性能的變化Fig.3 Variation of performance for PV cell with different solar radiation intensity

3 聚光太陽能光伏/溫差復(fù)合發(fā)電系統(tǒng)性能測試

3.1 系統(tǒng)測試及裝置參數(shù)

使用太陽能發(fā)電監(jiān)控系統(tǒng)對(duì)復(fù)合系統(tǒng)中各組件輸出功率和太陽輻照強(qiáng)度等進(jìn)行在線監(jiān)測，用K型熱電偶測量光伏電池運(yùn)行溫度、溫差電池?zé)岫撕屠涠藴囟?，用?shù)字溫度計(jì)測量環(huán)境溫度、冷卻管道進(jìn)口/出口的溫度。流量計(jì)調(diào)節(jié)并讀出冷卻水流量。通過 NI-USB-6211數(shù)據(jù)采集卡與電腦聯(lián)機(jī)，對(duì)采集的數(shù)據(jù)進(jìn)行擬合。為了提取光伏電池的特性曲線，用滑線變阻器作為發(fā)電系統(tǒng)中的負(fù)載，所用測試儀器參數(shù)如表2所示。

表2 測試儀器參數(shù)Table 2 Parameters of test instruments

3.2 測試方法

根據(jù)北方氣候特點(diǎn)，在哈爾濱市東北農(nóng)業(yè)大學(xué)（45°72′N，126°68′E）園藝站進(jìn)行試驗(yàn)?？紤]實(shí)驗(yàn)室設(shè)備有限，為追求較高聚光效果，采取人工調(diào)控聚光器角度的方法使聚光鏡跟蹤太陽。該系統(tǒng)采用聚光器聚光，聚光鏡的鏡面具有反射效果，所以通過聚光鏡中的鏡像對(duì)試驗(yàn)各部分裝置進(jìn)行標(biāo)識(shí)，如圖4所示。

圖4 聚光太陽能光伏/溫差復(fù)合發(fā)電系統(tǒng)測試Fig.4 Concentration solar PV/TE compound power generation system test

為了對(duì)2017年6月1日至2018年5月31日不同月份進(jìn)行試驗(yàn)測試，根據(jù)天氣預(yù)報(bào)，選取每個(gè)月份天氣晴朗、無風(fēng)、光線好的一天進(jìn)行試驗(yàn)測試。由于東北地區(qū)冬季光照時(shí)間較短，為了全年的數(shù)據(jù)對(duì)比采集，所以測試時(shí)間選為試驗(yàn)當(dāng)天的09：00-15：00，歷時(shí)6 h。試驗(yàn)主要測量數(shù)據(jù)包括光伏電池輸出電壓U，工作電流I，太陽輻照強(qiáng)度G，環(huán)境溫度Tp0，熱管進(jìn)口溫度Tin，熱管出口溫度 Tout，光伏電池表面溫度 Tp，溫差電池?zé)岫藴囟萒h，冷卻水流量qm。根據(jù)測得參數(shù)對(duì)聚光太陽能光伏/溫差復(fù)合發(fā)電系統(tǒng)與無聚光光伏溫差混合發(fā)電系統(tǒng)（簡稱無聚光系統(tǒng)）分別在不同太陽輻照強(qiáng)度和水流量條件下的運(yùn)行溫度、輸出功率、輸出效率進(jìn)行對(duì)比試驗(yàn)研究。

3.3 試驗(yàn)結(jié)果與分析

由于東北地區(qū)冬季時(shí)間較長，且溫度較低，所以選取冬季的試驗(yàn)進(jìn)行主要分析。試驗(yàn)當(dāng)天測試了該復(fù)合系統(tǒng)及無聚光系統(tǒng)在不同太陽輻照強(qiáng)度和水流量條件下的溫度、輸出功率及效率等性能參數(shù)。

冷卻水流量是影響該復(fù)合系統(tǒng)電效率和熱效率的重要因素之一，在全天6 h的試驗(yàn)中，通過流量計(jì)調(diào)控7組水流量（2～8 L/min），得出復(fù)合系統(tǒng)與無聚光系統(tǒng)電效率和熱效率的變化趨勢(shì)如圖5所示。

圖5 不同水流量下系統(tǒng)效率的變化Fig.5 Variation of efficiency on system with different water flow quantity

由圖 5可知，復(fù)合系統(tǒng)和無聚光系統(tǒng)電效率與熱效率在2～5 L/min范圍內(nèi)均隨冷卻水流量的增加而升高，且復(fù)合系統(tǒng)電效率最高為20.98%，熱效率最高為39.81%；5～8 L/min范圍內(nèi)，趨于穩(wěn)定。主要是因?yàn)樗髁吭酱?，換熱系數(shù)越大，電效率與熱效率提高較快。但由于復(fù)合系統(tǒng)熱量有限，即使水流量繼續(xù)增加，復(fù)合系統(tǒng)的電效率與熱效率仍趨于穩(wěn)定。

圖6為測試當(dāng)天環(huán)境溫度及太陽輻照強(qiáng)度隨時(shí)間變化曲線，環(huán)境溫度Tp0在254.52～261.64 K，太陽輻照強(qiáng)度在308.22～768.12 W/m2范圍內(nèi)變化。由圖6可知，在12：00-13：00期間環(huán)境溫度與太陽輻照強(qiáng)度均達(dá)到過最大值。由圖5可知，復(fù)合系統(tǒng)和無聚光系統(tǒng)的電效率與熱效率在5 L/min時(shí)達(dá)到最大值，因此試驗(yàn)時(shí)利用流量計(jì)控制冷卻水流量為 5 L/min，用溫度計(jì)測得進(jìn)口水溫度為276.42 K。

圖6 不同時(shí)刻下環(huán)境溫度和太陽輻照強(qiáng)度的變化Fig.6 Variation of ambient temperature and solar radiation intensity with different time

通過式（17）-（18）及上文所測試驗(yàn)數(shù)據(jù)，可得到該復(fù)合系統(tǒng)在不同太陽輻照強(qiáng)度及溫差條件下的?效率曲線，如圖7所示。

圖7 不同溫度差值下復(fù)合系統(tǒng)?效率的變化Fig.7 Variation of exergy efficiency on compound system with various temperature difference

由圖 7可知，對(duì)不同的太陽輻照強(qiáng)度，系統(tǒng)的?效率隨溫差變化曲線趨勢(shì)相同，系統(tǒng)的最優(yōu)運(yùn)行溫度及最高?效率隨太陽輻照強(qiáng)度的降低而減小。當(dāng)輻照強(qiáng)度為700 W/m2，系統(tǒng)的最優(yōu)運(yùn)行溫度約為91 ℃，對(duì)應(yīng)的最高?效率為32.5%；而當(dāng)輻照強(qiáng)度為400 W/m2時(shí)，系統(tǒng)的最優(yōu)運(yùn)行溫度約為52 ℃，對(duì)應(yīng)的最高?效率為23.5%。

為驗(yàn)證該復(fù)合系統(tǒng)的電功率與電效率均大于單一光伏、溫差發(fā)電系統(tǒng)，本文對(duì)復(fù)合系統(tǒng)及復(fù)合系統(tǒng)所采用的光伏電池和溫差電池進(jìn)行對(duì)比試驗(yàn)，得出光伏電池、溫差電池及該復(fù)合系統(tǒng)在相同冷卻水流量及進(jìn)口水溫度條件下的電功率與電效率隨測試時(shí)間變化的曲線，如圖8所示。

圖8 3種發(fā)電方式輸出功率和效率的對(duì)比Fig.8 Comparison of output power and efficiency for three kinds of power generation method

由圖 8可知，在測試時(shí)間內(nèi)，復(fù)合系統(tǒng)的電功率與電效率均大于光伏電池與溫差電池，3種發(fā)電方式的效率變化趨勢(shì)相似，且在 11：10-12：20時(shí)間段內(nèi)達(dá)到最大值。

考慮單獨(dú)光伏電池發(fā)電和溫差電池發(fā)電與無聚光系統(tǒng)相比結(jié)構(gòu)簡單，研究較多，所以本文主要對(duì)比分析復(fù)合系統(tǒng)與無聚光系統(tǒng)。在相同環(huán)境溫度、太陽輻照強(qiáng)度下，分別對(duì)復(fù)合系統(tǒng)和無聚光系統(tǒng)的運(yùn)行溫度進(jìn)行對(duì)比測試，運(yùn)行溫度的對(duì)比曲線如圖9所示。

圖9 復(fù)合系統(tǒng)與無聚光系統(tǒng)運(yùn)行溫度的對(duì)比Fig.9 Comparison of operating temperature between compound system and without concentration system

由圖 9可以看出，在測試時(shí)間內(nèi)，本文所設(shè)計(jì)的復(fù)合系統(tǒng)運(yùn)行最高溫度可以達(dá)到49.38 ℃，相同測試條件下無聚光系統(tǒng)運(yùn)行最高溫度可以達(dá)到29.67 ℃，說明聚光后復(fù)合系統(tǒng)中的光伏電池具有更高的溫度。

圖10為復(fù)合系統(tǒng)和無聚光系統(tǒng)的輸出功率和效率的對(duì)比。

圖10 復(fù)合系統(tǒng)和無聚光系統(tǒng)輸出功率和效率的對(duì)比Fig.10 Comparison of output power and efficiency between compound system and without concentration system

由圖10a可以看出，復(fù)合系統(tǒng)輸出電功率為59.7～92.9 W，運(yùn)行6 h平均功率為76.3 W，發(fā)出電量457.8 W·h。去除熱損失，獲得可利用熱功率最高為158.73 W，而無聚光系統(tǒng)輸出電功率在24.2～33.5 W范圍內(nèi)變化，平均功率為28.85 W，發(fā)出電量173.1 W·h，最終獲得平均熱功率為86.5 W。復(fù)合系統(tǒng)與無聚光系統(tǒng)相比較，電功率比熱功率提高較多，由公式（2）、（4）可知，由于復(fù)合系統(tǒng)利用聚光器聚光，光伏電池所受光照強(qiáng)度增強(qiáng)，溫差電池?zé)岫藴囟壬?，使?fù)合系統(tǒng)電功率增加。

由圖 10b可以看出，復(fù)合系統(tǒng)與無聚光系統(tǒng)的電效率均是先增加后減少，在 12：00-13：00期間達(dá)到最大值，而熱效率變化平穩(wěn)，原因是光伏電池電效率隨太陽輻照強(qiáng)度增加而增大；當(dāng)?shù)竭_(dá)一定輻照強(qiáng)度時(shí)，光伏電池表面溫度不斷升高，其輸出效率隨之降低、產(chǎn)生熱量增加。在測試時(shí)間段內(nèi)，復(fù)合系統(tǒng)相較無聚光系統(tǒng)的電效率提高14.27%，熱效率提高15.71%。該試驗(yàn)結(jié)果證明了復(fù)合系統(tǒng)的電/熱效率與無聚光系統(tǒng)相比均有所提高。

表3為系統(tǒng)在2017-2018年四季的電/熱效率變化情況，由表 3可以看出，在同一季節(jié)，輻照強(qiáng)度、環(huán)境溫度分別在最接近的環(huán)境下，不同的水流量，復(fù)合系統(tǒng)和無聚光系統(tǒng)的電效率與熱效率變化趨勢(shì)一致，在水流量為5 L/min時(shí)電效率與熱效率達(dá)到最大值。此時(shí)，春、夏、秋、冬四季復(fù)合系統(tǒng)最大電效率分別為21.01%、21.99%、21.11%、20.98%；最大熱效率依次為40.16%、43.78%、42.79%、39.81%，其中電效率與無聚光系統(tǒng)相比，增大了約 3倍，說明該復(fù)合系統(tǒng)適用于全年的溫度環(huán)境。利用三角形熱管內(nèi)的水進(jìn)行熱傳遞，導(dǎo)熱效果較好，使系統(tǒng)發(fā)電效率在春、夏、秋、冬四季均有所提高，最高分別可達(dá) 13.35%、13.1%、12.79%、13.53%。系統(tǒng)的電效率與熱效率隨季節(jié)的變化而改變，在夏季最高，冬季最低。

表3 不同季節(jié)（2017-2018）系統(tǒng)電/熱效率的變化Table 3 Variation of electrical/thermal efficiency on system under different seasons(2017-2018)

4 結(jié) 論

本文提出聚光太陽能光伏/溫差復(fù)合發(fā)電系統(tǒng)的設(shè)計(jì)，利用拋物型聚光器聚光，光伏電池產(chǎn)生電能和熱能，熱能一部分為溫差電池?zé)岫颂峁嵩?，利用三角形熱管?nèi)的冷卻水使溫差電池冷端散熱，進(jìn)行復(fù)合系統(tǒng)的二次發(fā)電；另一部分由冷卻水對(duì)流將熱量傳遞到儲(chǔ)熱箱中儲(chǔ)存。針對(duì)該系統(tǒng)建立數(shù)學(xué)模型并在哈爾濱地區(qū)對(duì)其可行性進(jìn)行全年試驗(yàn)驗(yàn)證，得出以下結(jié)論：

1）該聚光太陽能光伏/溫差復(fù)合發(fā)電系統(tǒng)利用拋物型聚光器，對(duì)太陽輻射光起到匯聚作用，提高了光照強(qiáng)度，使復(fù)合系統(tǒng)發(fā)電功率和效率均高于無聚光系統(tǒng)。利用三角形熱管內(nèi)的水進(jìn)行熱傳遞，導(dǎo)熱效果較好，使系統(tǒng)發(fā)電效率在春、夏、秋、冬四季均有所提高，最高分別可達(dá)13.35%、13.1%、12.79%、13.53%。

2）在全年測試該復(fù)合系統(tǒng)性能期間，系統(tǒng)的電效率與熱效率隨季節(jié)的變化而改變，在夏季最高，冬季最低。而在冬季效率最低的情況下，系統(tǒng)最大電效率可達(dá)20.98%，最大熱效率可達(dá) 39.81%，最大?效率可達(dá)32.5%。聚光太陽能光伏/溫差復(fù)合發(fā)電系統(tǒng)基本可以實(shí)現(xiàn)為溫室內(nèi)環(huán)境監(jiān)測系統(tǒng)、照明設(shè)備供電，并能為作物生長提供部分熱能。

3）與已有的發(fā)電系統(tǒng)相比，聚光太陽能光伏/溫差復(fù)合發(fā)電系統(tǒng)發(fā)電量較大，表現(xiàn)出較優(yōu)的發(fā)電性能?？蔀闇厥覂?nèi)環(huán)境監(jiān)測系統(tǒng)、照明設(shè)備提供電能。同時(shí)，系統(tǒng)產(chǎn)生多余熱能可以儲(chǔ)存，為溫室作物生長提供部分熱能，實(shí)現(xiàn)太陽能利用最大化，因此該系統(tǒng)在太陽能綜合利用方面有較大的優(yōu)勢(shì)。