夏热冬冷地区太阳能光伏/光热−地源热泵联合供热系统运行性能模拟

刘仙萍，雷豫豪，田东，郝小礼，廖胜明

(1.湖南科技大学土木工程学院，湖南湘潭，411201；2.湖南省智慧建造装配式被动房工程技术研究中心，湖南湘潭，411201；3.中南大学能源与科学工程学院，湖南长沙，410083）

化石能源的消耗引起全球CO2总排放量在过去50 多年年均增长率为2.14%[1]，CO2排放引发的负面环境问题已引起人们的关注。在建筑中有效利用太阳能和地热能等能源，是降低化石能源需求以及与之相关的CO2排放的有效途径，其中太阳能光伏/光热一体化应用引起人们越来越多的关注[2−5]。由于晶体硅光伏电池吸收的太阳能接近80%转化为热能，从而引起电池温度升高，电池温度每升高1 ℃，光电转换效率降低0.4%～0.5%。采用循环流体降低光伏/光热组件(PV/T 组件)的温度，可以使其发电效率高于普通光伏组件的发电效率[6]。同时，PV/T 组件产生的低温热水作为补充热源，可以缓解传统地源热泵(GSHP)供热系统运行所造成的土壤热不平衡问题。光伏/光热组件与地源热泵(PV/T-GSHP)联合的系统能提高光伏组件发电效率和地源热泵机组性能。BAKKER等[7]用TRNSYS软件模拟PV/T-GSHP 家用系统，得出该系统能完全满足1 个典型荷兰家庭的全部热水需求和用电需求，并且能维持土壤累年平均温度稳定。CANELLI 等[8]采用那不勒斯地区的气候进行模拟研究，得出PV/T-GSHP 系统相对于传统锅炉方式可以节约53.1%的一次能源。ENTCHEV 等[9]对比PV/T-GSHP系统和锅炉+冷水机组的传统系统，得出一次能源节约率为58%。XIA等[10]对PV/T-GSHP系统性能进行了预测和优化分析，得出在优化设计条件下，20年生命周期内的经济性可以提高20.1%。ABU-RUMMAN 等[11]基于TRNSYS 软件模拟约旦地区气候下的PV/T-GSHP 供热系统，得出PV/T组件降温大于20 ℃，热泵机组季节能效比为4.6～6.2。XIA 等[12]对家用PV/T-GSHP 系统进行了模拟，得出该系统性能与PV/T组件面积密切相关。SOMMERFELDT等[13]对比模拟了瑞典住宅的PV/TGSHP 供热系统与传统的GSHP 供热系统，得出前者相对于后者能减少18%的地埋管长度，或者减少50%地埋管占地面积。GURLER 等[14]通过实验研究了英国科顿地区的PV/T-GSHP 系统，得出热泵的供热季节能效比为2.30～2.43，PV/T 组件的发电量与热泵机组能耗相当。徐国英等[15]对平板型光伏光热−热泵热水系统在南京夏季工况下进行了实验研究，得出热电联供运行模式下能保证光电输出稳定，并且发电量相对无冷却的PV 系统提高35%。CAI等[16]对中国大连的1栋示范建筑的PV/TGSHP 系统进行了实测，发现PV/T 组件的温度相对于PV 组件温度约降低10 ℃，光电效率提高25%，热泵季节能效比接近3。目前人们对PV/T组件与地埋管设计的耦合关系的研究较少，为此，本文作者模拟研究我国夏热冬冷地区住宅光伏/光热−地源热泵(PV/T-GSHP)联合供热系统的运行性能，分析PV/T 组件面积与地埋管设计对联合供热系统运行性能的影响，以便为PV/T-GSHP 联合供热系统在我国夏热冬冷地区的住宅集中供热提供理论支持。

1 系统模型

光伏/光热−地源热泵(PV/T-GSHP)联合供热系统的原理图如图1所示。由图1可见：PV/T组件通过循环流体给光伏电池降温，发电量抵扣水泵和地源热泵机组的耗电，多余电量接入电网；PV/T组件产生的热量通过地埋管换热器释放到土壤中。PV/T 组件与地源热泵机组并联，地埋管换热器的出水分成2 部分：一部分经过PV/T 组件，另一部分经过地源热泵机组的蒸发器。当PV/T 组件或地源热泵机组处于不工作状态时，关闭相应的环路截止阀。PV/T组件采用温差控制，当PV/T组件的出水温度与地埋管出水温度之差超过5 ℃时，循环水经过PV/T 组件；当温差小于2 ℃时，则循环水不经过PV/T组件。

图1 PV/T-GSHP联合供热系统示意图Fig.1 Schematic diagram of PV/T-GSHP hybrid heating system

典型居住建筑的基底面积设为900 m2，朝向正南，东西向面宽60 m，南北向面宽15 m，建筑楼层数为33层，层高3 m。通常居住建筑的高度均不超过100 m，因此，居住建筑100 m 高度内最大楼层数为33 层。若PV/T-GSHP 联合供热系统适用于33 层居住建筑，则该系统适应于其他层数更少的居住建筑。需要供热的建筑面积占总建筑面积的80%，其中，走廊、电梯间等公共空间不供热。通过比较夏热冬冷地区的7个典型城市(上海、杭州、南京、南昌、武行、合肥和长沙)的气象参数(年总太阳辐射、供热室外计算空气温度和地层原始温度)，长沙的供热室外计算空气温度和地层原始温度都位于7个城市的中等水平，而年总太阳辐射量处于最低水平，因此，本文选择长沙作为代表性城市进行分析，室外气象参数采用长沙地区的典型年气象参数[17]。表1所示为室内供热设计温度、建筑围护结构热工参数和供暖期等设计参数，均按照夏热冬冷地区居住建筑节能设计标准[18]的要求设置。

表1 长沙地区居住建筑参数设置Table 1 Parameters for residential buildings in Changsha

采用动态能耗模拟软件TRNSYS 的负荷计算模块Type56 计算得到建筑峰值热负荷为560 kW，全年累计供热量为536 MW·h。根据建筑热负荷特性，热泵机组选取某品牌型号为RSLB830的机组，额定工况和设计工况下的性能参数如表2所示。地埋管换热器根据地源热泵系统工程技术规范进行设计[19]，地埋管设计参数如表3所示。取地埋管间距为5 m，则满足建筑热负荷需要深度为100 m 的钻孔140 个。采用TRNSYS 模拟PV/T-GSHP 联合供热系统的运行性能。图2所示为TRNSYS模块以及对应的模拟信息流程图。

表2 热泵机组性能参数Table 2 Performance parameters of heat pump unit

表3 地埋管设计参数Table 3 Design parameters of ground pipes

图2 PV/T-GSHP联合供热系统TRNSYS模拟信息流程图Fig.2 TRNSYS simulation flow chart for PV/T-GSHP Hybrid heating system

PV/T 组件布置在建筑屋面，组件总面积为900 m2，保证组件有一定的倾角并且后部距屋面的距离在合理的高度内(限高不超过3 m)，PV/T组件的安装倾角取11°。表4所示为PV/T组件结构和性能参数。

表4 PV/T组件的结构和性能参数Table 4 Structure and specifications of PV/T module

2 评价指标

PV/T-GSHP 联合供热系统的土壤保持热平衡状态是确保系统正常运行的关键。衡量土壤热平衡状态的主要指标为土壤温度，尽管土壤温度会在1年内发生上下波动，若每年年末的土壤温度与初始温度一致，则表明土壤处于完全热平衡状态。若土壤温度与初始温度相比呈升高趋势，则有利于提高热泵运行效率，但会降低PV/T 组件的光伏发电效率，因此，需要对PV/T-GSHP 联合供热系统整体运行性能进行评价。采用季节能效比SCOP,HP评价地源热泵机组的效率：

式中：SCOP,HP为热泵机组的季节能效比；Qtotal,load为建筑全年累计供热量，kW·h；WHP为供热季热泵机组耗电量，kW·h。

PV/T组件的全年平均光伏发电效率定义为

式中：ηPVT,el为全年平均光伏发电效率；WPVT,el为PV/T组件全年发电量，kW·h；It为PV/T组件的全年入射太阳辐照量，kW·h。

采用太阳能保证率SF评价PV/T-GSHP 联合供热系统的整体运行性能：

式中：Wpump为联合系统循环水泵全年耗电量，kW·h。

若系统的太阳能保证率大于100%，则该系统每年的光伏发电量大于热泵和水泵的耗电量之和，表明该系统可以近似实现100%可再生能源供暖。

3 结果与讨论

3.1 PV/T-GSHP联合供热系统的运行性能

选择1 个供热期的典型日(1月22日，接近大寒日)为例说明PV/T-GSHP联合供热系统中主要部件的进出水温度的变化趋势。联合供热系统运行第2年的1月22日的PV/T组件出水温度、PV电池温度、地埋管进出水温度、热泵出水温度和空气温度的变化曲线如图3所示。由图3可知：夜间或白天太阳辐射强度不足以满足PV/T 组件工作条件时，PV/T 组件没有循环流体通过，此时相当于GSHP系统独立工作，则地埋管进出水温度以及热泵出水温度将会逐渐降低；循环流体通过PV/T 组件时，PV/T出水温度比PV电池温度低0.5～2.0 ℃，PV电池温度最高接近28 ℃。

图3 系统运行第2年1月22日的温度变化曲线Fig.3 Temperature curves on Jan 22 of the next year

系统运行第1年时每月的热泵机组蒸发器吸热量、地埋管换热量和PV/T 组件集热量对比如图4所示，其中负值表示从土壤中吸热。由图4可见：在供热季的3个月(1月份、2月份和12月份)内，蒸发器吸热量明显高于PV/T 组件集热量，并且蒸发器吸热量与地埋管换热量之间的差值基本等于PV/T 组件集热量；在不同的月份，PV/T 组件集热量分别仅为蒸发器吸热量的4.1%(1月份)、4.6%(2月份)和8.7%(12月份)，从全年看，PV/T组件集热量比蒸发器吸热量大8.0%(第1年)。上述结果表明：在供热季中，仅仅依靠PV/T 组件收集的太阳能很难保证土壤处于热平衡状态。但PV/T-GSHP 联合供热系统的优势在于当热泵不需要供热运行时，PV/T 组件的集热量仍可以通过地埋管换热器释放到土壤中。

图4 系统运行第1年每月的PV/T集热量、地埋管换热量和热泵机组蒸发器吸热量的对比Fig.4 Comparison of monthly PV/T heat collection,ground pipe heat exchange and evaporator heat absorption in the first year

图5所示为PV/T-GSHP 联合供热系统与传统地源热泵(GSHP)系统在供热运行工况下的土壤温度对比。由图5可见：由于土壤的吸热量(即PV/T集热量)稍大于释热量(即蒸发器吸热量)，因此，PV/T-GSHP 联合供热系统的土壤温度也呈逐年缓慢上升趋势，第20年末的土壤温度仅为21.6 ℃，与初始地温相比仅上升了0.8 ℃，表明长沙地区33层居住建筑通过在屋面全部安装PV/T 组件可以确保PV/T-GSHP 联合供热系统的土壤处于热平衡状态。由图5还可见：传统GSHP系统的土壤温度呈现明显的逐年下降趋势，第20年末的土壤温度降低至5.9 ℃，与初始温度相比下降14.9 ℃，表明PV/T-GSHP联合供热系统相对于传统GSHP系统在保持土壤热平衡方面有明显优势，有利于提高热泵机组的季节能效比。PV/T-GSHP 联合供热系统与传统GSHP系统的热泵机组季节能效比如图6所示。从图6可见：PV/T-GSHP联合供热系统的热泵机组季节能效比逐年小幅度上升，而传统GSHP系统的热泵机组季节能效比随着运行时间的增长显著下降，在第20年，前者比后者高43.8%。

图5 PV/T-GSHP联合供热系统与传统GSHP系统的土壤温度变化曲线Fig.5 Soil temperature curves of PV/T-GSHP hybrid heating system and traditional GSHP system

图6 PV/T-GSHP联合供热系统与传统GSHP系统的热泵机组季节能效比Fig.6 SCOP,HP curves of PV/T-GSHP hybrid heating system and traditional GSHP system

假设独立光伏(PV)系统的电池性能与PV/T 组件的相同，PV/T-GSHP联合供热系统与独立PV系统每年的光伏电池最高温度如图7所示。由图7可见：PV/T-GSHP 联合供热系统光伏电池对应的最高温度与独立PV系统对应的最高温度相比显著下降，降幅约为35 ℃。文献[11，16，20]都得出在不同的气候参数下，PV/T组件相对于独立PV组件能够实现不同程度温降。

图7 PV/T-GSHP联合供热系统与独立PV系统每年光伏电池最高温度Fig.7 Annual peak temperature of PV cells between PV/T-GSHP hybrid heating and traditional PV system

3.2 PV/T面积对联合供热系统性能的影响

土壤温度的变化直接影响地源热泵机组进出水温度，为了防止水温过低引起地源热泵机组结冰，应使热泵机组蒸发器出水温度大于4 ℃，否则应在循环水中添加防冻剂以降低冰点。当PV/T 组件的面积分别取300，600，900，1 200，1 500 和1 800 m2时，地源热泵机组最低出水温度的逐年变化趋势如图8所示。由图8可知：当PV/T组件面积大于600 m2时，地源热泵机组最低出水温度大于5 ℃；而当PV/T 组件面积为300 m2时，系统运行的第5年热泵机组最低出水温度降到4 ℃以下。上述结果表明当33 层居住建筑采用PV/T-GSHP 联合供热系统时，PV/T 组件的安装面积应大于屋面面积的2/3。

图8 不同PV/T组件面积下热泵最低出水温度的逐年变化趋势Fig.8 Annual trend of the lowest outlet water temperature for HP in different PV/T module areas

由于PV/T 组件发电的时段并不与热泵机组和水泵耗电的时段相对应，因此，假定PV/T 组件产生并输入电网的电量可以抵扣其他时段系统需要从电网获取的电量。基于此假定，不同PV/T 组件面积下PV/T-GSHP 联合供热系统的太阳能保证率如图9所示。由图9可见：当PV/T 组件面积为900 m2时，太阳能保证率略低于100%，达97.0%～98.7%，这表明在33 层居住建筑的屋面全部安装PV/T 组件时，PV/T-GSHP 联合供热系统可以基本上实现冬季供热零能耗。

图9 不同PV/T组件面积下的太阳能保证率Fig.9 Solar fraction in different PV/T module areas

3.3 地埋管长度对联合供热系统性能的影响

地埋管长度受钻井数和单个钻井深度这2个参数的影响。当钻井深度为100 m，埋管间距为5 m时，PV/T-GSHP 联合供热系统运行20 a 时，热泵机组的平均季节能效比如图10所示。由图10可见：在不同的PV/T 组件面积下，热泵机组季节能效比均随地埋管长度增加呈小幅度上升趋势，但增幅并不显著，地埋管长度增幅为75%(从11 200 m增加到19 600 m)的过程中，对应的热泵机组季节能效比增幅均约为11%；当埋管长度为14 000 m时，PV/T 组件面积为900 m2所对应的热泵机组季节能效比大于5，加大地埋管长度将增加土壤蓄热体积，从而提高土壤温度和季节能效比。由图10可得出：在合理范围内，减少地埋管长度对土壤温度和联合供热系统性能的影响并不显著，从而使PV/T-GSHP 联合供热系统具有减少地埋管长度的优势。

图10 地埋管长度对热泵机组季节能效比的影响Fig.10 Effects of ground pipes length on SCOP,HP

3.4 地埋管间距对联合供热系统性能的影响

不同PV/T 组件面积下地源热泵机组季节能效比与地埋管间距之间的关系如图11所示，其中，热泵机组季节能效比为系统运行20 a 时热泵机组的平均季节能效比。由图11可见：地源热泵机组季节能效比随地埋管间距的变化趋势与PV/T 面积有关，当PV/T 组件面积较小时，热泵机组季节能效比随地埋管间距的增加而小幅度增大；而随PV/T 组件面积增加，热泵机组季节能效比呈下降趋势；当PV/T 组件面积为900 m2，地埋管间距从3 m 增加到7 m 时，热泵机组能效比降幅为1.4%。导致上述变化趋势的原因在于：当PV/T 组件面积较小时，PV/T 组件的集热量不足以补偿热泵蒸发器从土壤吸收的热量，此时，增大地埋管间距将导致土壤蓄热能力增加，有利于提高土壤温度；而当PV/T组件面积较大时，PV/T组件集热量将大于热泵蒸发器从土壤吸收的热量，因此，较小地埋管间距对应的土壤温度提升幅度将大于地埋管间距较大时的提升幅度，导致热泵的季节能效比随地埋管间距增加而下降。

图11 地埋管间距对热泵机组季节能效比的影响Fig.11 Effect of ground pipe gaps on SCOP,HP

PV/T 组件20 a 期间平均光伏发电效率与地埋管间距的关系如图12所示。由图12可见：当地埋管间距从3 m增加到7 m时，平均发电效率与PV/T组件的面积有关，但变化幅度均小于0.002，表明地埋管间距对PV/T 组件光伏发电效率的影响几乎可以忽略。地埋管间距对系统太阳能保证率的影响如图13所示。由图13可见：地埋管间距对系统太阳能保证率的影响与对热泵季节能效比的影响趋势相同，但影响程度较小；当地埋管间距从3 m增加到7 m，PV/T组件面积为300 m2时，太阳能保证率仅上升6.5%；当PV/T组件面积为1 800 m2时，太阳能保证率仅下降7.6%；当PV/T 组件面积为900 m2时，太阳能保证率几乎不随地埋管间距的变化而变化。

图12 地埋管间距对PV/T组件平均光伏发电效率的影响Fig.12 Effect of ground pipe gaps on average electrical efficiency of PV/T module

图13 地埋管间距对太阳能保证率的影响Fig.13 Effect of ground pipe gaps on solar fraction

通过分析地埋管间距对PV/T-GSHP 联合供热系统运行性能的影响可知：当采用PV/T-GSHP 联合供热系统时，减少地埋管间距并不会对系统运行性能产生太大影响，甚至当PV/T 面积较大时有利于提高系统运行性能，同时，减少地埋管间距还会显著减小地埋管换热器的占地面积，因而该系统适用于高密度建筑小区中。

4 结论

1)PV/T-GSHP 联合供热系统在夏热冬冷地区具有较好的运行性能，能有效保证土壤热平衡，系统运行20 a时土壤温度仅增加0.8 ℃，热泵机组能效比相对于传统的GSHP系统提高43.8%。PV/TGSHP联合供热系统光伏电池对应的最高温度与独立PV系统相比显著下降，降幅接近35 ℃。

2)随PV/T 组件面积增加，热泵出水温度变化趋势从逐年下降转变为逐年上升。当PV/T 组件面积增加至屋顶面积的2/3 时，热泵出水温度大于5 ℃。太阳能保证率随PV/T组件面积增大而增大；当PV/T 组件满屋顶安装时，太阳能保证率接近100%，近似实现100%可再生能源供暖。

3)不同的PV/T 组件面积下，热泵机组季节能效比均随地埋管长度增加而小幅度上升，但增幅并不显著；地埋管间距对PV/T 组件光伏发电效率影响非常小，当地埋管间距从3 m 增加到7 m 时，PV/T组件光伏发电效率的变化幅度小于0.002。

4)当PV/T 面积较大时，减少地埋管间距有利于提高系统运行性能；当PV/T 组件满屋顶安装时，地埋管间距对太阳能保证率的影响可以忽略，该联合供热系统应用在高密度建筑小区中能减少用地。