引言目前，光伏组件的太阳能单位面积能源转化率（电能与热能）低于20%，而太阳能平板集热器不超过70%。光伏组件未利用的超过80%的能源基本以热的形式散失。如何在有效提升光伏发电单位效率的前提下汲取剩余热能进行热与电的综合利用是新能源领域产品研发的重要方向。光伏光热(Photovoltaic Thermal Collector, PVT)一体化组件（简称PVT组件）结合光伏电池与太阳能集热器，将光伏组件未利用的多余热量转移到传热流体中，同时进行电与热的综合利用。PVT组件的整体能源转换效率高于单独的太阳能光伏或单独的太阳能集热器。现阶段国内外对PVT组件的研究处于探索研发和小规模生产阶段，其技术不断升级。国外的科研人员使用普通光伏电池，结合传统平板集热器技术，可以获得20~30 ℃低品质热水，还需要二次利用热泵系统进行加热使用，整体系统控制复杂且成本很高。国内也有个别企业尝试研发类似的产品，但同样只能获得低温热水，需要二次升温，能源的综合转换效率很低，在冬季难以使用[1-7]。因此，研究开发新型PVT组件，通过选用特性耐高温晶体硅光伏电池、太阳能专用吸热涂料和石墨烯导热材料，将PVT组件的工作温度控制在60 ℃，从而获得50 ℃以上的高品质热水。1PVT组件设计1.1发电吸热导热层为了便于加工及市场化推广，采用2 m2的传统平板集热器外框，进行新型PVT组件的集成改造。传统的太阳能平板集热器通常采用喷涂黑铬或蓝膜的铝基换热层，厚度仅0.3~0.6 mm[8-9]。考虑封装的强度，研究采用1 mm厚的金属铝板，对准备封装光伏电池片的金属铝板板面进行拉毛工艺处理，喷涂太阳能专用吸热涂料RLHY-2337，彻底干燥后与选用的光伏电池片阵列进行一体化封装，封装采用耐高温的乙烯-醋酸乙烯共聚物(EVA)材料，其导热率为0.5~2.0 W/(m·K)[10-12]。通过计算机模拟，PVT组件发电吸热导热层分层如图1所示。在2 m2范围内对158 mm×158 mm光伏电池片阵列进行满铺，最多可以平铺72片。研究考虑采用60片平铺串联方式，使光伏电池片阵列四周留有较大空间，在保证光伏发电的基础上，PVT组件的发电吸热导热层可以吸收更多的太阳能，依据设计要求经过封装的PVT组件表面空晒温度由普通光伏组件的最高80 ℃，提高到110 ℃以上。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.06.006.F001图1PVT组件发电吸热导热层分层目前，市场上光伏电池的工艺各有不同。传统硅基光伏电池只能将太阳光谱中3/4的能量转换为电能，而不能将红外光谱转化为电能，只有黑硅等新型硅基光伏电池[13-16]能够将红外光谱转化为电能。因此，PVT组件采用黑硅电池，满足全光谱发电的特性，红外光谱区产生的额外电力以及由此产生的额外热能可以进一步增大PVT组件的能量转换效率。根据最新的研究成果对黑硅电池进行二次退火，其温度系数会大幅降低，但发电效率不会因温度提升而明显衰减[17]。不同硅基光伏电池的光衰、机械载荷特性及成本如表1所示。多晶黑硅电池具有其他传统硅基光伏电池所没有的一些特性，且具有较低光致衰减率等优势，可以全光谱发电。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.06.006.T001表1不同硅基光伏电池的光衰、机械载荷特性及成本技术类型光致衰减率隐裂率机械载荷衰减率单片电池成本PERC单晶单面高高高高PERC单晶双面高高高高N型单晶双面无低低高多晶黑硅低低低低1.2管板传热层针对传统工艺加工的平板集热器，导热金属铝板与紫铜热管焊接面采用宽度不足1 mm的线性焊缝连接，焊接工艺不佳时会出现虚焊漏焊现象，严重影响传热效率。在此基础上，研究增加一道特殊工艺，在已层压成一体的铝基光伏电池背面与紫铜热管焊缝连接处，人工填涂一层石墨烯填缝料，以增大导热面积。1.3整体结构设计PVT组件采用传统太阳能平板集热器结构外形，方便加工生产。栅型紫铜热管芯由9根Φ10 mm支管和2根Φ20 mm集管构成，有4个进出水口，与传统的平板集热器结构一致，方便进行串并联组合连接。整体PVT组件边框使用塑钢材质，背板采用镀锌薄钢板。PVT组件采光面尺寸为1 945 mm×995 mm，采光面积1.94 m2；总面积尺寸为1 950 mm×1 000 mm，总面积1.95 m2。PVT组件传热工质为乙二醇混合液(-30~200 ℃)，发电额定功率为280 Wp。PVT组件正常工作环境温度为-20~80 ℃，最佳运行温度为55~60 ℃2系统测试2.1测试系统架构PVT组件验证测试系统包含两套PVT组件、两组12V200AH的蓄电池、1 000 W市电互补逆变器、24 V充放电控制单元以及智能温度传感控制和管路控制系统。系统主要由6部分组成：PVT组件两套、智能控制系统、超温保护系统、100 L二次换热水箱、输出侧检测单元（光伏发电和热水）、环境气象采集系统单元。2.2测试系统运行条件验证测试系统可以并联两套PVT组件同时运行，还可独立运行一套PVT组件，在循环泵、出水管道保温抗冻措施完善的前提下，保障系统全天候运行。除特殊天气情况外，验证系统90%以上的自耗电力来自PVT组件。PVT组件工作最高温度为60 ℃，超过60 ℃系统会自动采取保护措施，避免过高温导致PVT组件损坏。PVT组件验证测试系统结构如图2所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.06.006.F002图2PVT组件验证测试系统结构注：S为手动阀门，D为电动阀，T为温度探头，P为循环泵。控制节点流程：（1）当T1或T360 ℃，D1、D2接通A、C管路；当T1或T3≥55 ℃，启动P1；当T1或T345 ℃，关闭P1。55 ℃T1和T3≥45 ℃时，启动P1。（2）当T1或T3≥60 ℃，D1、D2接通A、B管路，P1启动进入小循环；当T1或T3≤45 ℃，D1、D2接通A、C管路，关闭P1。60 ℃T1和T345 ℃时，启动P1。2.3系统实际测试方式根据ISO 9806∶2013太阳能集热器国际标准试验方法进行热功率Q˙th建模[18-20]。有空气层的液体介质集热器的稳态试验方法下：Q˙th=AGGη0,hem-a1θm-θa/G-a2Gθm-θa/G2 (1)无空气层的液体介质集热器的稳态试验方法下：Q˙th=G''η0,hem1-buu-b1+b2uθm-θa/G'' (2)G''=G+ε/αEL-σTa (3)式中：Q˙th——热功率输出，W；AG——集热器总面积，m2；G——半球太阳辐射值，W/m2；η0,hem——基于半球辐射Ghem的集热器峰值效率；θm——传热流体的平均温度，℃；θa——实测环境空气温度，℃；a1——热损失系数；a2——温度影响的热损失系数；G''——净辐射值，W/m2；u——周围风速，m/s；b1——在θm-θa=0时的热损失系数；b2——风速影响的热损失系数；bu——集热器效率系数（受风影响）；ε——半球发射率；α——太阳吸收率；EL——长波辐照度（波长λ3 μm），W/m2；σ——斯特凡-玻尔兹曼常数；Ta——环境温度，℃。根据研究建立的模型，在太阳辐射不间断时，热能的测量值和计算值之间具有较好的一致性。其中，热能测量值可能略低于计算值，原因可能是未考虑入射角变化，特别是在早上和晚上。PVT系统测试的θa为20~35 ℃，θm为35~60 ℃，因此，在晴天应用模型可能高估太阳产热量。当太阳辐射G在白天变化时，日能量产生量的测量值与计算值之间的相关差异更明显。从2021年1月开始进行不间断测试，验证测试系统正面实景如图3所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.06.006.F003图3验证测试系统正面实景为了保证二次换热后的水温达到设计要求，根据测试现场气候环境的实际情况决定PVT组件的运行工作模式。在冬季，环境温度低于0且为晴天时，为了保证水温质量，采用两套PVT组件并联运行的工作模式；在夏季，环境温度在20 ℃以上时，只开启1套PVT组件单独运行。在冬季阴天或其他季节太阳辐照度不佳时，如太阳辐照值连续低于300 W/m2，系统停止运行。大多数情况下（监测天数的80%），热能产量测量值低于计算值（最低58%）；但部分情况下（监测天数的20%）热能产量测量值高于计算值（最高130%）。产生变化的原因可能是未考虑PVT系统的热惯性。因此，根据θm在一天中的变化情况、环境条件和操作条件，PVT组件的热功率Q˙th测量值可能相对低于或高于计算值。评价结果表明，日均热能产量计算值比测量值高出11%。虽然不稳定条件的存在增加了误差，但模型依然可以较好地预测中长期内的PVT组件热效率，或用于具有每日稳定环境条件的装置。2.4系统测试结果搭建验证测试系统的目的是检测PVT组件的运行状况以及不同季节PVT组件的电与热转换效率是否达到设计要求[21]。经测试，在冬季，环境温度为-10 ℃的晴朗天气下，注入10 ℃左右的自来水，两套PVT组件并联运行，经6 h日晒，水箱温度为44~49 ℃；在夏季晴天，环境温度达20 ℃以上，注入15 ℃左右的自来水，仅使用单个PVT组件运行，经过6 h，水箱温度一般为53~58 ℃。稳态效率实验中，在PVT组件工作范围内选取4个间隔均匀的工质进口温度，每个瞬时效率点的检测时间间隔不低于3 min，4种工况下的PVT组件的综合效率测试结果如表2所示。通过一系列测试，运行在高温条件下的光伏光热PVT一体化组件电热综合转换效率大于67%，基本满足设计要求。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.06.006.T002表24种工况下PVT组件的综合效率测试结果项目工况1工况2工况3工况4辐照度/(W/m2)1 0091 0191 0171 003环境温度/℃25.624.223.322.2进口温度/℃22.034.545.760.6出口温度/℃25.639.149.061.5得热量/W1 039.17763.58526.82130.42集热效率/%53.0838.6426.706.70发电电压/V24.3423.9823.5623.30发电电流/A8.998.918.868.79发电功率/W218.77213.57208.67204.86发电效率/%14.1713.7013.4113.35集热效率+发电效率/%67.2552.3440.1120.05基于采光面积Ag和集热器进口温度ti的瞬时效率曲线如图4所示。PVT单个组件实测光伏数据如表3所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.06.006.F004图4基于采光面积Ag和集热器进口温度ti的瞬时效率曲线10.3969/j.issn.1004-7948.2023.06.006.T003表3PVT单个组件实测光伏数据项目测量值（样件）标准值（STC）对比值（CEEGS ST250-60M）Pmax/W261.44252.93250.13Voc/V36.0038.1237.29Isc/A10.189.578.77Vm/V27.5028.4130.10Im/A9.518.908.31辐照度/(W/m2)1 0601 0001 000电池板温度/℃33.425.025.0FF/%71.0069.3276.49alpha_Isc0.039beta_Voe-0.26联数数1串联数1倾斜角/°30环境温度/℃27.5注：数据于2021年8月27日11：34测量。集热器样件的瞬时效率ηa为：ηa=0.498-11.033Ti* (4)Ti*=(Ti-Ta)/G (5)式中：Ti*——基于进口温度的归一化温差，(m2·K)/W；Ti——工质进口温度，℃；Ta——环境温度，℃；G——样件集热器采光面总日射辐照度，W/m2。3结语经过两年半的设计、加工和测试，对运行在高温条件下的光伏光热PVT一体化组件进行测试后评价，其结论如下：PVT组件的发电吸热导热层所用封装材料对其综合电、热输出效率具有较大影响，采用性价比高、吸热特性好的吸热导热材料，有助于提升其整体转换效能。PVT组件选用的光伏电池很重要。光伏电池最好选择可全光谱运行的硅基光伏电池，如黑硅PERC电池。优选的光伏电池片具有较好的温度特性。增加热传导管板之间的接触面积，可以提高热的传导效率。国内外科研人员通过改进材料、创新加工工艺、改变传热结构等研究改进这一问题。PVT组件兼具光伏发电和光热利用的优势，在同等场景下，其单位面积下的光电光热综合转换效率较高，未来发展潜质巨大。