王子鸣 王 悦
鞍钢集团本钢矿业公司
据欧盟联合研究中心报告预测，到2030年，光伏发电在世界总电力供应中的占比将达到10%以上，光伏发电已成为环保、节能的新趋势，尤其在有特殊要求、区域受限的地方应用较广。但光伏组件是否能满足国家标准、行业标准，在实际应用环境中是否达到25年使用寿命和满足衰减率的要求等受到用户的质疑［1］。光伏组件制造企业、用户不但要追求产品产量、规模、性能和可靠性要求，而且要保证组件温度损失控制和余热综合利用的要求。
光伏背板产品不但要保证功能、性能、环境适应性和可靠性要求，还要保证将电池组件运行过程中积聚的热量充分利用或散失。本文综合了光伏发电、能源管理、工程热力学、流体力学、材料学、机电和市政工程的基本知识，结合了光伏、光热使用和户外实证等的实践经验，为光伏组件温度损失控制和余热利用提供了方法和依据。
1.1控 制光伏组件温度损失
太阳能电池从太阳辐射中获取能量，投射的一部分辐射能量被组件反射，一部分通过光伏电池光电转换为电能，而剩余的能量被转换为热能。光伏电池辐射原理图见图1。
图1 光伏电池辐射原理图
光伏组件发热的主要原因是吸收光发热和电池内阻运行发热，尤其在夏季天气炎热时，热量的长时间积聚使光伏电池的温度不断上升，降低了光伏发电效率，降低了组件实际使用寿命，且存在潜在的火灾安全隐患。
光伏组件的温度系数由开路电压、短路电流和峰值功率决定，而其峰值温度系数约为(-0.38%～0.44%)/℃。对于标准的光伏面板，温衰特性（即单位温度内光伏发电最大输出功率衰降的百分数）可达(0.4%～0.5%)/℃；
而现场实证涉及较多因素，组件温衰特性可达0.65%/℃。因此，控制好组件温度系数，有利于提高光伏发电效率。背板材料的导热系数是由材料组分系数、材料的定向性和方向性、温度和压力等决定［2］，一般为0.14 W/(m·℃)，尽量选用导热系数强、抗燃、不易脱落和稳定性好的背板。
控制组件温度损失的常见措施包括：
1）优化组件的选型，采用同一档次和温度系数绝对值低的电池，提升组件的整体强度。
2）降低光伏组件电池热阻，提高组件光电转换效率。
3）选择新型散热光伏组件背板，适当提高背板的导热系数。
4）消除组件的热斑效应缺陷：
（1）消除电池隐裂、断栅、虚焊。
（2）在每串电池组件的两端并联一个旁路二极管。
（3）定期清除组件表面局部遮挡、积灰和鸟粪等脏污物。小型光伏电站可采用柔软的抹布、拖把或橡胶刮条进行清洗；
而大中型光伏电站可采用光伏清洗机器人、清洗仪等进行清洗。
（4）设定好组件清洗时间。
（5）搬运组件时，避免碰撞组件。
5）保障适宜的组件安装环境，设置好光伏组件通风腔。
6）优化和控制好安装倾角和前后间距，设计好支架离地面的高度。
7）避免投射到光伏电池板组件的光线被遮挡，保证太阳能电池组件附近无杂草和异物等。
8）线缆连接必须牢靠，特别在大风、大雨、暴晒等极端天气过后，必须进行接线检查。
1.2光 伏组件余热综合利用
太阳能电池板工作时，既从投射的阳光和周边环境中吸收能量，又通过光伏效应进行发电，并通过热传递过程(包括热传导、对流和辐射)释放能量。在每日天气晴朗的12:00-14:00时，光照强度最大，此时组件温度可高达70℃。太阳能电池板热传递系统图见图2。
图2 太阳能电池板热传递系统图
笔者对光伏组件余热综合利用改造技术进行研究，可采用如下应用模式：
1）采用有效传热系数和发射率的纳米结构直冷背板［3］，或采用正面氟材料层、电气绝缘层、背面氟材料层、黏接层［4］，以提高非辐射型热力学特性（热导率），而对通过辐射改良来实现降温效果有限，可在适度范围内有效降低电池组件温度。
2）采用基于背板余热回收的吸收式热泵的复合能量利用系统［5］，在光伏电池背面敷设以水为介质的换热装置，保证了光伏发电系统和热泵机组的独立和联合运行，既提高了光电转换效率和充分利用了余热，又降低了电池组件的温度。
3）采用基于薄膜光伏组件背板余热利用的光伏发电系统与热泵机组耦合系统［6］，实行热电联产模式，既提高了光电转换效率和发电效率，又可提供热水。
4）采用基于建筑围护结构的光伏幕墙和余热热泵利用系统，利用光伏幕墙与建筑外层形成的空气隔层，各隔层形成连续的空气通道，再通过空气源热泵进行加热，既节省了加热所需的电能，又充分利用了余热。
5）采用空调排风和新风的光伏组件背板余热利用系统［7］，利用光伏组件和组件安装的建筑构配件围成的通风通道，充分利用空调排风进行排热，并对空调制冷新风进行加热，既降低了电池组件的温度，又利用了余热。
6）采用新型光伏余热利用装置，在背板内侧连有梳式热能采集器（可选用铜铝复合式吸热板或全铜式吸热板等），或采用微热管阵列平板热管，避免电池受潮短路、冬季易结冰；
热水通过单向导热阀门连接到热交换器上，以保证热能被充分利用。
7）推行光热和光电（含BIPV/T等）相结合的模式［8］，或采用光热电模式，包括：集热系统、热传输系统、热交换与蓄热、发电系统，可利用光伏发电驱动热泵补充供热，可提供洗浴和生活热水，又可为空气加热器、电加热器等采暖设施提供适量的电能。
8）采用油田余热利用和光伏余热利用一体化，可采用“一次换热器→热泵→二次换热器→冷凝的形式，既保证了采油污水废热利用，又充分利用了光伏余热，同时提高光伏发电量，且提高了光电转化效率。余热利用对比见表1。
表1 余热利用对比
2.1塔 式熔盐储能型光热、发电耦合运行项目
某塔式熔盐储能光热电站包括集热镜场、储热系统和常规岛共3个部分，见图3。其基本原理为利用定日镜将太阳光聚焦在中心吸热塔顶部的吸热器上，加热吸收工质使其直接产生蒸汽或换热后产生蒸汽，再推动汽轮机做功发电，反复进行强制热力循环，从而保证热量被充分转化利用。该项目采用聚光场光学仿真技术进行研发和模型搭建，总投资为12.22亿元，项目总占地面积2.13 km2，项目运行期为25 a，项目装机量为50 MW，运行期年平均设计发电量1.569亿kWh，年均DNI资源1 900 kWh/m2，年利用小时数3 138 h，储热时长7.07 h。该项目采用近30 000面20 m2定日镜（采光面积为600 320 m2），吸热器温度达650℃、中心标高210 m，选用二元熔盐作为传储热介质，设计温度参数为290/565℃，设计点光热转换效率达56.6%；
汽轮机选用超高压、一次再热、双缸双转速、直接空冷凝汽式汽轮机，汽轮机主蒸汽压力为13.21 MPa，主蒸汽温度为540℃，光电转换效率达24.2%，热电效率达43.7%。
图3 塔式熔盐储能型光热、发电耦合项目系统图
该光热电项目通过试运行、运转调试、预验收、正式验收、运行后，实际运行参数均达到了规范和设计技术质量要求，光电转换效率达24.2%，热电效率达到43.7%，节能（含热能利用）效果显著。
2.2油 田余热和光伏余热综合利用项目
某油田和光伏发电余热利用项目布置在南方阳光富足、少阴雨区，且光照强度、气温和气候（特别是南方冬季无霜冻、降雪和结冰等）等条件良好。该项目的原理是使用采油污水余热作为低温热源，以热泵提升温度（取缔原有的原油和清水加热炉），同时以光伏发电项目补充热泵耗电，通过“油田余热→一次换热器→热泵→二次换热器→冷凝器→热水”的热传递应用模式，以满足国家节能环保要求，实现余热利用资源最大化，积极推动绿色低碳发展。
该项目安装3台热泵、3套换热机组，铺设油和水管线共1 560 m。该光伏发电项目利用联合站建筑物屋顶和站内其它可利用区域进行施工建设，日照时数可达2 450 h/a，日均达6.7 h，光伏发电设计功率为1.3 MW，并可用于补充该余热利用项目热泵的全部用电。油田和光伏发电余热利用系统图见图4。
图4 油田和光伏发电余热利用系统图
该项目实施后，采出水温达40℃以上，采出水处理量为1.3万m3/d，采出的水经过处理后可直接注入地下；
采油废水余热利用率可达30%，光伏余热利用可降低空气源热泵10%～15%的热耗，光电转换效率平均可达20%，可节约天然气160万m3/a（折合1 942 tce/a），降低排放量3 497 tCO2/a，提高节能率达64%。
同时，通过将余热利用系统布置在南方与东北进行理论估算对比：南方夏季发电量的增加额可提高2～3倍，南方夏季余热利用的增加额可提高3～4倍，扣除部分设备安装费、维护费和运行费后，该系统布置在南方可实现大幅度盈利。
更重要的是，光伏电站余热利用（或光热等）项目既可提供大量低品位热能，提高了光电转换和发电效率，大幅提高电池组件的实际使用寿命，又可极大降低火灾安全事故发生的风险等级，从而保证高质量、稳定地输出电能，同时生产过程中无废气、废液和废渣产生，因此，进行余热利用系统改造是非常必要的。
通过对光伏组件温度损失控制和余热利用的研究，总结如下：
1）提出控制组件温度损失的措施，保证了光伏发电稳定运行和提高发电效率，大幅提高了光伏电池组件实际使用寿命。
2）光伏发电余热综合利用系统，可提高光电转换和发电效率，提高热能利用率，保证光伏发电系统安全、稳定地输出电能等。
3）通过对塔式熔盐储能光热发电项目、油田和光伏发电余热综合利用项目的研究，可实现“零污染、零排放”，较大幅度地提高了光电转换效率和节能（含热能利用）率。
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