双V型槽式低倍聚光光伏系统实验研究

王金平 孙利国 徐 寅 张耀明

(东南大学能源与环境学院，南京210096)

聚光光伏系统利用聚光器将太阳光汇聚在光伏电池上，使得单位产能所需的电池面积得到减少，其目的是通过使用较便宜的聚光部件来代替昂贵的光伏电池，降低光伏系统发电成本.采用高倍率聚光需要精密的太阳跟踪系统以及设计制作能在高倍率聚光下工作的光伏组件.同时，光伏组件的能量输出是温度的负效应，因此常采用较复杂的冷却系统［1-4］.对常规太阳电池进行低倍聚光，其对冷却系统和太阳跟踪精度要求相对较低，是近年来研究的热点.文献［5-7］利用抛物槽式反射聚光器实现5 倍以内的聚光比，对常规光伏电池组件采用低倍聚光，使电池组件每年多发电20%～25%.文献［8］利用八面体聚光器对硅光电池进行数倍聚光，提高了发电功率.文献［9-10］设计了理论几何聚光比为2 倍的单V 型槽式聚光器，对常规单晶硅电池组件进行聚光实验，在不跟踪太阳的情况下，比固定倾角安装的平板电池组件发电功率提高约40%［10］.

本研究设计了一种双V 型槽式聚光器，对普通单晶硅电池进行低倍聚光，在电池背面加装简单的散热片进行被动式冷却，对聚光组件进行跟踪太阳实验.

1 V 型槽聚光原理

V 型槽聚光器原理如图1所示，利用平面镜反射将太阳光反射汇聚在太阳电池组件上，以增加单位面积电池的输出功率，从而可以提高太阳能利用率，降低光伏发电成本.V 型槽角ψ 和几何聚光比C 是决定V 型槽聚光器工作特性的2 个重要参数.几何聚光比C 可按下式［10－11］计算:

式中，A 为聚光器的宽度;a 为电池组件的宽度.

为了避免反射镜的能量损失和太阳能电池组件的热斑效应，电池组件表面的太阳能光照必须均匀分布在电池表面.当太阳光以小于或等于最大入射角σu到达反射镜面时，能保证太阳能电池组件接受均匀的辐照.理想条件下，V 型槽聚光器完全对准太阳接受单一的太阳光(见图1光线1)，C 满足

当太阳光以小于或等于最大入射角σi到达反射镜面时，聚光器能保证太阳能电池组件接受均匀的辐照(见图1光线2).

图1 V 型槽式聚光原理

通常只有选较宽的聚光器才能保证电池组件获得均匀光照，即需满足［12］:

在计算V 型槽聚光器的理论几何聚光比时，需要引入反射镜的反射系数ρ［13］，即

理想情况下ρ=1，则V 型槽聚光比为

此时，反射镜长度H 和电池组件宽度a 有如下关系［14］:

若反射次数为n，则V 型槽聚光比的计算式为［14］

当太阳光线直射时，σu=0，式(5)和式(7)相等.

光伏组件聚光后如果没有良好的冷却措施，太阳电池在相对高温的条件下工作，效率损失会非常明显，因此，本文在电池组件下设计了散热片进行散热冷却.

2 系统模型及实验过程

2.1 双V 型槽式聚光电池组件模型

本文设计的双V 型槽式聚光器采用四面平面镜作为反射镜(见图2).电池组件采用上海某公司生产的单晶硅电池.在25 ℃时，太阳辐照强度为1 kW/m2，AM1.5 条件下测得电池特性参数为:开路电压Voc=17 V，最大功率点的电压Vm=13.5 V，短路电流Isc=1.2 A，最大功率点的电流Im=0.9 A，最大功率Pm=12 W.V 型槽口采光面积为90 cm ×90 cm，电池组件面积为44 cm ×44 cm.V 型槽口按ρ=0.85，C =3.4 设计.

图2 双V 型槽聚光器结构图

V 型槽聚光组件采用单立柱双轴太阳跟踪装置，选取天文与光电混合跟踪模式，实现对太阳的高度角和方位角精确跟踪，跟踪精度在±1.5°以内.

2.2 实验过程

采用双V 型聚光器对单晶硅电池组件进行低倍聚光实验，测量电池组件的特性参数，实验系统如图3所示.相关实验测量仪表为: ①太阳能光伏电池特性参数测量采用PVPM 1 000C 40装置，该装置可以对光伏电池最大功率、最大功率点电流、开路电压、短路电流等电池特性参数进行测量，测量精度为±1%.②太阳辐照强度测量采用SOC－03 型辐照仪，可以对太阳辐照和电池组件的全辐照进行测量.③电池组件表面和环境温度测量采用Agilent 34970A 数据采集仪(温度采集模块34901 配K 型热电偶)，测量精度为±0.1 ℃.

图3 双V 型槽式聚光器光伏实验系统图

实验在2011年11月13日9: 00—15: 00 进行，实验地点位于江苏省南京市江宁区，纬度31°55′03″，经度118°47′22″.

聚光组件跟踪太阳运行后，用PVPM 记录V型槽在不同聚光反射镜条件下电池特性参数.四面聚光后，分别记录不加装散热片和加装散热片的电池表面温度以及环境温度，每5 min 采集1 次.记录中午12:00—13:00温度最高时的实测值(1 h 的实测值见图4).

根据实验测量的短路电流Isc、开路电压Voc和最大功率Pm计算聚光前后电池组件的串联电阻Rs、填充因子FF 和电池组件效率η.Rs计算式为［15］

式中，Isat为电池单元的二极管方向电流.填充因子FF 和效率η 计算式为

图4 电池表面和环境温度实验曲线

式中，Pin为光伏组件接受的太阳辐照功率.

3 结果与讨论

表1为双V 型槽式聚光器在不同反射镜条件下由式(8)～(10)计算和测量得到的电池组件特性参数.可以看出，采用四面反射镜聚光后，电池组件的最大功率Pm比不聚光时增加了27%，Isc比不聚光时增加了25%，Voc变化不大，Rs和电池板温度均有所提高.

表1 聚光器在不同条件下电池特性参数实验数据

图5是电池组件在不聚光条件下的I－V 和P－V曲线.在聚光辐照712 W/m2条件下，测得的组件Voc=16.5 V，Isc=1.01 A，最大功率Pm=11.2 W，Tc=17.5 ℃.图6为双V 型槽式聚光器在各种条件下电池组件的I－V 和P－V 曲线.图6(a)为一面反射镜和聚光辐照708 W/m2条件下的I－V 和P－V曲线，测得Pm=16.5 W，比不聚光的条件下增加了47.3%; Isc=1.43 A，比不聚光的条件下增加41.6%;Tc=22.4 ℃.图6(b)是二面反射镜和聚光辐照为730 W/m2条件下的I－V 和P－V 曲线，测得Pm=17.9 W，比图6(a)条件下增加了8.5%; Isc=1.6 A，比图6(a)条件下增加了11.89%; Tc=31.6 ℃.图6(c)是三面反射镜和聚光辐照为735 W/m2条件下的I－V 和P－V 曲线，测得Pm=19.8 W，比图6(b)条件下增加了10.6%，Isc=1.79 A，比图6(b)条件下增加了11.9 %，Tc=37.7 ℃; 图6(d)是四面反射镜和聚光辐照为724 W/m2条件下I－V 和P－V 曲线，测得Pm=22.6 W，比图6(c)条件下增加了14.14%，Isc=1.98 A，比图6(c)条件下增加了10.6%，Tc=44.8 ℃.

图5 不聚光条件下电池组件的I-V 和P-V 曲线

由表1可见，聚光后电池组件的效率从10.2%提高到13.88%.提高太阳电池的转换效率，可以从提高短路电流、开路电压和填充因子3个方面进行考虑，表1中的开路电压、填充因子变化不大，而短路电流从0.72 A 提高到1.62 A.这是因为引入聚光器，可以提高入射到太阳电池单位面积上的太阳辐射能流密度.太阳能流密度增加，其短路电流密度Jsc等于光生电流密度Jl，正比于单位时间内入射的能量大于禁带宽度的光子数Nph和入射光强Φ，即

所以，采用双V 型槽对光伏组件低倍聚光后，其短路电流显著提高.

由电池温度变化的实验数据(见图4)可知，聚光后光强增加，电池工作温度升高，电池表面最热点温度为44.8 ℃，但没有超过50 ℃，符合光伏电池允许的工作条件.而不加装散热片的电池表面最高温度为52.48 ℃，随着光强的增加光电池结温随之升高，开路电压随温度变化的关系为［16］

式中，Eg为禁带宽度; q 为电子电荷.对于硅太阳电池，温度每增加1 ℃，Voc下降25 ℃时的0.4%，效率也会降低.若硅太阳电池在20 ℃时效率为20%，当温度升到120 ℃时，效率仅为12%.因此，在引入聚光器提高入射光强的同时，需考虑降低电池组件的工作温度.为此，本文设计在电池组件下面加装散热片，结果表明电池表面温度比不加装散热片时下降10 ℃左右，说明本文设计的散热器能在一定程度上降低聚光后引起的温度升高问题.从图6的I－V 和P－V 曲线分析可知，采用双V 型槽式低倍聚光后，电池组件的短路电流和最大功率显著增加，开路电压变化不大，说明聚光后引起的电池温度增加并没有对Voc产生较大影响.从实验曲线来看，虽然聚光反射镜数目的改变，但电池组件的I－V 和P－V 曲线变化规律仍然相似，说明聚光器的反射镜对太阳能流聚集后在电池表面能够均匀地分布.

图6 不同聚光条件下电池组件的I-V 和P-V 曲线

影响短路电流和开路电压的因素还有光电池的串联和并联电阻，从表1可以看出，聚光后串联电阻增加了1.4 Ω，所以当光强较强时应考虑串联电阻的影响.

4 结语

采用双V 型槽式低倍聚光光伏系统，增大了电池组件表面辐照度，电池组件的最大功率和短路电流比不聚光条件下别提高了27%和25%，电池的效率也显著增加.常规单晶硅太阳能电池在低倍聚光条件下使用，电池组件表面温度有所增加，电池背面加装了散热器虽能一定程度减少温升，但在光强和环境温度进一步提高时的冷却问题需要进一步研究.由于增加了太阳跟踪系统，如何提高跟踪的可靠性和降低整个光伏系统的成本有待继续研究.

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