王金平 孫利國 徐 寅 張耀明

(東南大學(xué)能源與環(huán)境學(xué)院，南京210096)

聚光光伏系統(tǒng)利用聚光器將太陽光匯聚在光伏電池上，使得單位產(chǎn)能所需的電池面積得到減少，其目的是通過使用較便宜的聚光部件來代替昂貴的光伏電池，降低光伏系統(tǒng)發(fā)電成本.采用高倍率聚光需要精密的太陽跟蹤系統(tǒng)以及設(shè)計(jì)制作能在高倍率聚光下工作的光伏組件.同時(shí)，光伏組件的能量輸出是溫度的負(fù)效應(yīng)，因此常采用較復(fù)雜的冷卻系統(tǒng)［1-4］.對常規(guī)太陽電池進(jìn)行低倍聚光，其對冷卻系統(tǒng)和太陽跟蹤精度要求相對較低，是近年來研究的熱點(diǎn).文獻(xiàn)［5-7］利用拋物槽式反射聚光器實(shí)現(xiàn)5 倍以內(nèi)的聚光比，對常規(guī)光伏電池組件采用低倍聚光，使電池組件每年多發(fā)電20%～25%.文獻(xiàn)［8］利用八面體聚光器對硅光電池進(jìn)行數(shù)倍聚光，提高了發(fā)電功率.文獻(xiàn)［9-10］設(shè)計(jì)了理論幾何聚光比為2 倍的單V 型槽式聚光器，對常規(guī)單晶硅電池組件進(jìn)行聚光實(shí)驗(yàn)，在不跟蹤太陽的情況下，比固定傾角安裝的平板電池組件發(fā)電功率提高約40%［10］.

本研究設(shè)計(jì)了一種雙V 型槽式聚光器，對普通單晶硅電池進(jìn)行低倍聚光，在電池背面加裝簡單的散熱片進(jìn)行被動式冷卻，對聚光組件進(jìn)行跟蹤太陽實(shí)驗(yàn).

1 V 型槽聚光原理

V 型槽聚光器原理如圖1所示，利用平面鏡反射將太陽光反射匯聚在太陽電池組件上，以增加單位面積電池的輸出功率，從而可以提高太陽能利用率，降低光伏發(fā)電成本.V 型槽角ψ 和幾何聚光比C 是決定V 型槽聚光器工作特性的2 個重要參數(shù).幾何聚光比C 可按下式［10－11］計(jì)算:

式中，A 為聚光器的寬度;a 為電池組件的寬度.

為了避免反射鏡的能量損失和太陽能電池組件的熱斑效應(yīng)，電池組件表面的太陽能光照必須均勻分布在電池表面.當(dāng)太陽光以小于或等于最大入射角σu到達(dá)反射鏡面時(shí)，能保證太陽能電池組件接受均勻的輻照.理想條件下，V 型槽聚光器完全對準(zhǔn)太陽接受單一的太陽光(見圖1光線1)，C 滿足

當(dāng)太陽光以小于或等于最大入射角σi到達(dá)反射鏡面時(shí)，聚光器能保證太陽能電池組件接受均勻的輻照(見圖1光線2).

圖1 V 型槽式聚光原理

通常只有選較寬的聚光器才能保證電池組件獲得均勻光照，即需滿足［12］:

在計(jì)算V 型槽聚光器的理論幾何聚光比時(shí)，需要引入反射鏡的反射系數(shù)ρ［13］，即

理想情況下ρ=1，則V 型槽聚光比為

此時(shí)，反射鏡長度H 和電池組件寬度a 有如下關(guān)系［14］:

若反射次數(shù)為n，則V 型槽聚光比的計(jì)算式為［14］

當(dāng)太陽光線直射時(shí)，σu=0，式(5)和式(7)相等.

光伏組件聚光后如果沒有良好的冷卻措施，太陽電池在相對高溫的條件下工作，效率損失會非常明顯，因此，本文在電池組件下設(shè)計(jì)了散熱片進(jìn)行散熱冷卻.

2 系統(tǒng)模型及實(shí)驗(yàn)過程

2.1 雙V 型槽式聚光電池組件模型

本文設(shè)計(jì)的雙V 型槽式聚光器采用四面平面鏡作為反射鏡(見圖2).電池組件采用上海某公司生產(chǎn)的單晶硅電池.在25 ℃時(shí)，太陽輻照強(qiáng)度為1 kW/m2，AM1.5 條件下測得電池特性參數(shù)為:開路電壓Voc=17 V，最大功率點(diǎn)的電壓Vm=13.5 V，短路電流Isc=1.2 A，最大功率點(diǎn)的電流Im=0.9 A，最大功率Pm=12 W.V 型槽口采光面積為90 cm ×90 cm，電池組件面積為44 cm ×44 cm.V 型槽口按ρ=0.85，C =3.4 設(shè)計(jì).

圖2 雙V 型槽聚光器結(jié)構(gòu)圖

V 型槽聚光組件采用單立柱雙軸太陽跟蹤裝置，選取天文與光電混合跟蹤模式，實(shí)現(xiàn)對太陽的高度角和方位角精確跟蹤，跟蹤精度在±1.5°以內(nèi).

2.2 實(shí)驗(yàn)過程

采用雙V 型聚光器對單晶硅電池組件進(jìn)行低倍聚光實(shí)驗(yàn)，測量電池組件的特性參數(shù)，實(shí)驗(yàn)系統(tǒng)如圖3所示.相關(guān)實(shí)驗(yàn)測量儀表為: ①太陽能光伏電池特性參數(shù)測量采用PVPM 1 000C 40裝置，該裝置可以對光伏電池最大功率、最大功率點(diǎn)電流、開路電壓、短路電流等電池特性參數(shù)進(jìn)行測量，測量精度為±1%.②太陽輻照強(qiáng)度測量采用SOC－03 型輻照儀，可以對太陽輻照和電池組件的全輻照進(jìn)行測量.③電池組件表面和環(huán)境溫度測量采用Agilent 34970A 數(shù)據(jù)采集儀(溫度采集模塊34901 配K 型熱電偶)，測量精度為±0.1 ℃.

圖3 雙V 型槽式聚光器光伏實(shí)驗(yàn)系統(tǒng)圖

實(shí)驗(yàn)在2011年11月13日9: 00—15: 00 進(jìn)行，實(shí)驗(yàn)地點(diǎn)位于江蘇省南京市江寧區(qū)，緯度31°55′03″，經(jīng)度118°47′22″.

聚光組件跟蹤太陽運(yùn)行后，用PVPM 記錄V型槽在不同聚光反射鏡條件下電池特性參數(shù).四面聚光后，分別記錄不加裝散熱片和加裝散熱片的電池表面溫度以及環(huán)境溫度，每5 min 采集1 次.記錄中午12:00—13:00溫度最高時(shí)的實(shí)測值(1 h 的實(shí)測值見圖4).

根據(jù)實(shí)驗(yàn)測量的短路電流Isc、開路電壓Voc和最大功率Pm計(jì)算聚光前后電池組件的串聯(lián)電阻Rs、填充因子FF 和電池組件效率η.Rs計(jì)算式為［15］

式中，Isat為電池單元的二極管方向電流.填充因子FF 和效率η 計(jì)算式為

圖4 電池表面和環(huán)境溫度實(shí)驗(yàn)曲線

式中，Pin為光伏組件接受的太陽輻照功率.

3 結(jié)果與討論

表1為雙V 型槽式聚光器在不同反射鏡條件下由式(8)～(10)計(jì)算和測量得到的電池組件特性參數(shù).可以看出，采用四面反射鏡聚光后，電池組件的最大功率Pm比不聚光時(shí)增加了27%，Isc比不聚光時(shí)增加了25%，Voc變化不大，Rs和電池板溫度均有所提高.

表1 聚光器在不同條件下電池特性參數(shù)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

圖5是電池組件在不聚光條件下的I－V 和P－V曲線.在聚光輻照712 W/m2條件下，測得的組件Voc=16.5 V，Isc=1.01 A，最大功率Pm=11.2 W，Tc=17.5 ℃.圖6為雙V 型槽式聚光器在各種條件下電池組件的I－V 和P－V 曲線.圖6(a)為一面反射鏡和聚光輻照708 W/m2條件下的I－V 和P－V曲線，測得Pm=16.5 W，比不聚光的條件下增加了47.3%; Isc=1.43 A，比不聚光的條件下增加41.6%;Tc=22.4 ℃.圖6(b)是二面反射鏡和聚光輻照為730 W/m2條件下的I－V 和P－V 曲線，測得Pm=17.9 W，比圖6(a)條件下增加了8.5%; Isc=1.6 A，比圖6(a)條件下增加了11.89%; Tc=31.6 ℃.圖6(c)是三面反射鏡和聚光輻照為735 W/m2條件下的I－V 和P－V 曲線，測得Pm=19.8 W，比圖6(b)條件下增加了10.6%，Isc=1.79 A，比圖6(b)條件下增加了11.9 %，Tc=37.7 ℃; 圖6(d)是四面反射鏡和聚光輻照為724 W/m2條件下I－V 和P－V 曲線，測得Pm=22.6 W，比圖6(c)條件下增加了14.14%，Isc=1.98 A，比圖6(c)條件下增加了10.6%，Tc=44.8 ℃.

圖5 不聚光條件下電池組件的I-V 和P-V 曲線

由表1可見，聚光后電池組件的效率從10.2%提高到13.88%.提高太陽電池的轉(zhuǎn)換效率，可以從提高短路電流、開路電壓和填充因子3個方面進(jìn)行考慮，表1中的開路電壓、填充因子變化不大，而短路電流從0.72 A 提高到1.62 A.這是因?yàn)橐刖酃馄鳎梢蕴岣呷肷涞教栯姵貑挝幻娣e上的太陽輻射能流密度.太陽能流密度增加，其短路電流密度Jsc等于光生電流密度Jl，正比于單位時(shí)間內(nèi)入射的能量大于禁帶寬度的光子數(shù)Nph和入射光強(qiáng)Φ，即

所以，采用雙V 型槽對光伏組件低倍聚光后，其短路電流顯著提高.

由電池溫度變化的實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)(見圖4)可知，聚光后光強(qiáng)增加，電池工作溫度升高，電池表面最熱點(diǎn)溫度為44.8 ℃，但沒有超過50 ℃，符合光伏電池允許的工作條件.而不加裝散熱片的電池表面最高溫度為52.48 ℃，隨著光強(qiáng)的增加光電池結(jié)溫隨之升高，開路電壓隨溫度變化的關(guān)系為［16］

式中，Eg為禁帶寬度; q 為電子電荷.對于硅太陽電池，溫度每增加1 ℃，Voc下降25 ℃時(shí)的0.4%，效率也會降低.若硅太陽電池在20 ℃時(shí)效率為20%，當(dāng)溫度升到120 ℃時(shí)，效率僅為12%.因此，在引入聚光器提高入射光強(qiáng)的同時(shí)，需考慮降低電池組件的工作溫度.為此，本文設(shè)計(jì)在電池組件下面加裝散熱片，結(jié)果表明電池表面溫度比不加裝散熱片時(shí)下降10 ℃左右，說明本文設(shè)計(jì)的散熱器能在一定程度上降低聚光后引起的溫度升高問題.從圖6的I－V 和P－V 曲線分析可知，采用雙V 型槽式低倍聚光后，電池組件的短路電流和最大功率顯著增加，開路電壓變化不大，說明聚光后引起的電池溫度增加并沒有對Voc產(chǎn)生較大影響.從實(shí)驗(yàn)曲線來看，雖然聚光反射鏡數(shù)目的改變，但電池組件的I－V 和P－V 曲線變化規(guī)律仍然相似，說明聚光器的反射鏡對太陽能流聚集后在電池表面能夠均勻地分布.

圖6 不同聚光條件下電池組件的I-V 和P-V 曲線

影響短路電流和開路電壓的因素還有光電池的串聯(lián)和并聯(lián)電阻，從表1可以看出，聚光后串聯(lián)電阻增加了1.4 Ω，所以當(dāng)光強(qiáng)較強(qiáng)時(shí)應(yīng)考慮串聯(lián)電阻的影響.

4 結(jié)語

采用雙V 型槽式低倍聚光光伏系統(tǒng)，增大了電池組件表面輻照度，電池組件的最大功率和短路電流比不聚光條件下別提高了27%和25%，電池的效率也顯著增加.常規(guī)單晶硅太陽能電池在低倍聚光條件下使用，電池組件表面溫度有所增加，電池背面加裝了散熱器雖能一定程度減少溫升，但在光強(qiáng)和環(huán)境溫度進(jìn)一步提高時(shí)的冷卻問題需要進(jìn)一步研究.由于增加了太陽跟蹤系統(tǒng)，如何提高跟蹤的可靠性和降低整個光伏系統(tǒng)的成本有待繼續(xù)研究.

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