自然风冷与预喷淋冷却对光伏组件的冷却效果

何锁盈，刘天天，张 齐，苗佳雨，张志远，高 明

(1.山东大学 能源与动力工程学院/高效节能及储能技术与装备山东省工程实验室，山东 济南 250061；2.国能寿光发电有限责任公司，山东 寿光 262714)

0 引 言

随着“碳达峰、碳中和”目标的持续推进，国家能源结构的逐渐转型，太阳能、风能、生物质能等可再生能源将成为未来主要的能源载体。其中太阳能资源最为丰富、分布最广，利用价值最高[1]。目前，太阳能发电利用呈指数式增长。2021年,太阳能发电装机容量达到3 066 GW，同比增长20.9%[2]。太阳能发电主要分为光伏发电和光热发电。光伏发电技术投资成本低、发电装置简单、研究技术成熟，是目前太阳能发电利用的主力产业[3-5]。光伏发电技术是利用光生伏特效应，通过太阳能电池板将太阳的辐射能转化为电能。但在光电转化过程中，只有不足20%的太阳辐射能转化为电能，其余的能量转化为热能，导致光伏组件的工作温度升高，光电转换效率下降，同时缩短其使用寿命[6]。因此，解决光伏组件的散热问题已经成为推动光伏产业蓬勃发展的关键之一。开发一种高效、低碳的光伏组件冷却技术对光伏产业的发展具有重要意义。

目前，光伏组件冷却技术已成为国内外学者的研究热点。光伏组件冷却技术主要分为空冷、水冷以及一些新型冷却技术，其中空冷、水冷的研究较为成熟，热管冷却、相变材料等新型冷却技术仍处于理论探索阶段[7]。

空冷技术主要是利用空气与光伏组件之间存在温差而产生换热，实现冷却的目的；主要的技术手段有增加通风道、安装肋片以及引入风机等，进而增大空冷换热系数或换热面积促进光伏组件冷却。季杰等分别建立了有通风流道和无风流道的光伏墙体的实验台和数理模型，对2种结构进行理论和实验对比分析[8]。结果表明，采用通风流道的光伏墙体温度最多可降低4.24 ℃，但光伏墙体发电效率的提升并不显著。TONUI等通过加装金属片和肋片对通风流道进行改进，理论分析和实验研究发现，加装金属片和肋片后光伏系统的发电效率分别提高了1%和6%[9]。郭玮等在风道内安装导流板优化空冷结构，模拟研究发现：在光伏组件侧安装2块导流板为最佳空冷结构；与优化前相比，光伏组件输出功率提升了4.3%以上[10]。侯娜娜等模拟研究了加装肋片以及肋片和风道组合的冷却结构对光伏组件的冷却效果。结果表明，加装肋片可使光伏组件温度降低3 ℃，但肋片和风道组合结构并无明显冷却效果[11]。TEO等利用风机对光伏组件进行强制通风冷却。实验研究表明，经风机冷却的光伏组件工作温度稳定在38 ℃，光电转换效率保持在12.5%[12]。

水冷技术主要采用水膜冷却，以水作为冷却介质，利用喷嘴或滴水管等装置将水直接喷洒在光伏组件表面，依靠光伏组件与水直接接触进行热交换。KRAUTER在光伏组件前面安装喷嘴，并在其表面形成流动的水膜，利用水的热交换及其蒸发冷却作用降低光伏组件的工作温度[13]。实验研究发现，利用水膜冷却可使电池板工作温度降低22 ℃，单日发电量提高10.3%，同时可保持光伏组件表面清洁。梁宁文等建立了光伏组件的数值传热模型，模拟研究环境温度、水流量等因素对水膜冷却光伏组件工作性能的影响[14]。发现与自然对流相比，采用水膜冷却的光伏组件发电效率提高了9.6%～12.9%；综合考虑光伏系统的能耗和发电效率等因素，水流量为0.2 kg/s时，水膜冷却的效果最佳[14]。GOMAA等在相同环境条件下，对比研究水冷、空冷以及无冷却等3种模式下光伏组件的工作性能[15]。结果发现，2种冷却技术均可降低光伏组件的工作温度，但水冷冷却效果更佳。

对于各种冷却技术的不断研发与创新，选择合适的冷却技术对提升光伏组件的工作性能尤为重要。空冷技术因其投资成本低、结构简单等优点广泛应用于光伏建筑当中。但空冷技术冷却效果有限，对于机械通风的空冷技术，还存在风机能耗与光电转换效率提升之间的平衡问题。与空冷技术相比，水冷技术的冷却效果更好，还可对光伏组件起到清洁效果，但水冷过程不可避免地造成水损失，并对光伏组件造成一定腐蚀[16]。本文在自然风冷系统的基础上引入了蒸发预喷淋冷却，研究蒸发预喷淋技术在光伏组件自然风冷技术中的可行性；对比研究预喷淋冷却技术和传统自然风冷技术的冷却效果，为蒸发预喷淋技术的推广应用奠定基础。

1 预喷淋冷却系统

基于自然风冷系统，提出一种浮力驱动的光伏组件预喷淋冷却系统。在导流段的进风位置安装喷嘴，可连续喷淋或间歇性喷淋，预冷进口空气，强化自然风冷效果；喷淋后的冷却水被导流段下部的集水池收集，循环利用，降低水损失。具体结构如图1所示。

2 预喷淋冷却系统的数学模型

2.1 几何模型与网格划分

建立了光伏组件预喷淋冷却系统的三维数值模型，如图2所示。

图 2 几何模型Fig.2 Geometry model

图2中，光伏组件长1 360.0 mm，宽680.0mm。光伏组件下方设有进风室，由导流板、支撑板及壁面组成，导流板长588.9 mm，支撑板高680.0 mm。光伏组件背部的通风流道宽140.0 mm，与导流板之间呈30°放置。在进风口的中心位置布置一个喷嘴，距导流板及周围壁面均为340.0 mm。光伏组件预喷淋冷却系统可分为导流段和再热段。导流段循环水由喷嘴向进气室内水平喷出，液滴与空气直接接触，液滴蒸发吸热，预冷进口空气；被冷却的空气进入再热段，被光伏组件加热，温度升高、密度减小，形成浮升力，最后从出口流出系统。

本文主要进行探索性研究，为了节省计算时间、简化计算，选用1个空心锥型喷嘴进行数值模拟。喷嘴的喷射角度为60°，喷嘴具体参数见表1。

表1 喷嘴参数Tab.1 Nozzle parameters

网格划分质量极大影响模拟结果，本模型采用六面体结构化网格。为了更准确的模拟冷却系统中流体间的传热传质过程，对模型的整个流动边界进行网格加密处理，使网格加密符合标准壁面函数处理方法。图3为模型网格划分示意图。

图 3 网格划分Fig.3 Grid division

2.2 控制方程

由于离散相颗粒占据的体积分数远低于10%，因此，采用DPM(discrete phase model)方法仿真喷淋蒸发过程。该方法基于欧拉-拉格朗日模型，其中离散相为液滴，连续相包括干空气(由77%的氮气和23%的氧气组成)和水蒸气。冷却系统内的气-液流动为空气与液滴间的双向耦合。换热过程主要包括导流段内空气和液滴的相变换热，再热段内光伏组件与空气之间的对流换热以及与周围环境的辐射换热。系统内气-液两相的流动和传热状态取决于两相之间的质量、动量及能量交换，从而实现气-液双向耦合计算。

对于连续相，其质量、动量、能量方程均可由下式表示：

∇(ρuiφ-Γφ∇φ)=Sφ

(1)

式中：ρ为空气密度，kg/m3；ui为风速，m/s；φ为通用变量；Г为通用扩散系数；Sφ为通用源项，这些源项可以表达为

(2)

(3)

(4)

式中：Sm、Smo、Se分别为质量、动量和能量源项，单位分别为kg/(m3·s)、kg/(m2·s2)、 W/m3；Mp为液滴的质量，kg；Vc为控制体的体积，m3；Vd为液滴的速度，m/s；Ed为液滴的总能量，J。

对于离散相，液滴的轨迹方程为

(5)

(6)

式中：u为空气的速度，m/s；up为液滴的瞬时速度，m/s；FD为单个液滴所受的空气阻力，N；g为重力加速度，9.81 m/s2;CD=a1+a2/Re+a3/Re2，a1、a2和a3是取决于雷诺数Re大小的常数。ρp为液滴密度，kg/m3；Dp为液滴直径，m;Fx为其他受力，本文为浮力。

液滴的蒸发速率为

(7)

式中：Ap为液滴的表面积，m2；Mw为液滴的摩尔质量，kg/mol；Cs为处于液滴表面的水蒸气摩尔浓度，mol/L；C∞为空气中水蒸气摩尔浓度，mol/L；hm为质扩散系数，kg/(m2·s)，由如下公式确定：

(8)

式中：Sh为舍伍德数；Df为蒸汽质量扩散系数，m2/s;Sc施密特数。液滴的能量方程为

(9)

式中：cp为液滴的定压比热容，J/(kg·K);Tp为液滴的温度，K；hfg为蒸发潜热，J/kg；Tadb为处于液滴附近的空气干球温度，K；h为对流换热系数，W/(m2·K)，由如下公式确定：

(10)

式中：Nu为努塞尔数；λa为水的导热系数，W/(m·K);Pr为普朗特数。

液滴的初始喷射速度为

(11)

式中：U0为液滴的初始喷射速度，m/s；Cv为喷嘴的速度系数，取值为0.9[17]；Δp为喷嘴压力，Pa。

2.3 边界条件及求解方法

光伏组件预喷淋冷却系统以浮升力作为驱动力，该驱动力由系统内外的压差所产生。进气口处的液滴蒸发引起空气温度和密度的变化，进而对浮升力造成影响，同时浮升力对液滴蒸发也有影响，两者之间存在复杂的气-液流动与热质传递耦合作用。由于浮升力的存在，且空气流速未知，进气口选择压力入口边界条件，出气口为压力出口。光伏组件的换热过程受到辐射强度、温度以及导热系数等多种因素的影响。综合考虑光伏组件的换热情况，将光伏组件设定为混合对流边界条件，并输入相关环境参数，通过求解器计算出光伏组件的相关工作参数。支撑板、导流板及斜板等结构均为绝热标准壁面，无滑移速度。喷嘴喷出的液滴一部分吸热蒸发，一部分被收集到水池内，其余部分则附着在壁面继续蒸发。附着在壁面的液滴，其换热对整个系统的换热效果影响不大。模拟计算过程中，设定液滴接触壁面为“escape”，即不对这部分液滴进行模拟计算，忽略其换热过程对整个冷却过程的影响。此外，为了简化计算过程，还做了如下假设：①各部分环境参数恒定；②通风流道内的空气为理想气体；③仅考虑通风流道和光伏组件的换热，忽略流道的侧面换热；④液滴为粒径一致的球形，具有单一的温度。基于以上假设，采用Fluent2020R2进行模拟计算。利用双向耦合方法研究液滴和空气之间的相互作用，对于空气中的湍流效应选择标准k-ε模型。基于压力求解器进行稳态求解，压力和速度的耦合用Coupled算法，压力的离散格式采用“PRESTO！”，其余设置均为二阶迎风格式。对湍流项的残差监控设置为10-5，其余均为10-6。

2.4 网格独立性验证

由于浮力会对湍流产生影响，因此以考虑浮力对湍流的影响为前提，本模型依次采用12.5 mm、10 mm、8 mm、7 mm的网格尺寸，进行网格独立性验证。分别计算不同网格数目下光伏组件的平均温度、最小温度及最大温度，结果如表2所示。

表2 网格独立性验证Tab.2 Grid independence verification

从表2可见在网格数830 416和1 557 370时网格已经基本独立。综合考虑计算精度及计算效率等因素，最终确定网格数目为1 557 370的模型进行下一步研究。

2.5 模型验证

首先对导流段的预喷淋冷却系统进行模型验证。基于文献[18]的喷淋冷却风洞实验，建立与该文献一样的喷淋冷却数值仿真模型，将预喷淋冷却模型的模拟结果与实验结果对比进行模型验证。由于光伏组件预喷淋冷却系统采用喷嘴与空气顺流的形式进行预冷，故选喷嘴与空气顺流为对比工况；因为喷淋预冷是在高温时段辅助冷却，故选取干热工况(环境温度39.2 ℃，相对湿度11.55%)进行对比；喷嘴水压3×105Pa，入口风速3 m/s，喷嘴直径4 mm。选取文献[18]中与上述工况一致的实验结果进行对比，结果如表3所示。表3中，测点1为文献[18]表2中最高行左侧点；测点2为最高行右侧点。表3中实测值和模拟值为距离喷嘴1.9 m出口截面2个测点对应的数值。可见，干球温度与湿球温度的实测值与模拟值之间的误差均在10%以内，证明本文模型可靠，可用于后续计算。

表3 喷淋出口截面的实验和模拟数据对比Tab.3 Comparison between experiment andsimulation data

然后,对再热段的光伏组件与斜板组成的气流通道部分进行模型验证。如图4所示，再热段部分与导流板呈30°放置; 距通风流道入口、出口50 mm的位置分别取5个温度测点，测点距斜板分别为0 mm、35 mm、70 mm、105 mm、140 mm。选取环境温度303.37 K，光伏组件工作温度313.83 K，斜板温度305.12 K为对比工况，将温度测点的模拟结果与文献[19]的矩形通风流道的自然对流实验数据进行对比，结果如表4、5所示。从表4、5可以看出，入口温度、出口温度的实验值与模拟值之间的误差均在0.3%以内，证明模型可靠。

图 4 再热段模型验证测点(单位：mm)Fig.4 Test points of reheat section model verification(mm)

表4 再热段入口50 mm的实验和模拟数据对比

表5 再热段出口50 mm的实验和模拟数据对比Tab.5 Comparison of test points data at 50 mmfrom the reheat section outlet

基于导流段和再热段的模型验证，将导流段和再热段进行耦合，即可用于后续光伏组件预喷淋冷却系统的数值仿真。

3 结果与讨论

环境温度、风速及太阳辐射量是影响光伏组件散热的重要因素。相对而言，低温、低辐射以及高风速条件下更有利于光伏组件的冷却。对于预喷淋冷却系统而言，环境湿度也是影响液滴蒸发的主要原因之一。为了进一步研究预喷淋系统的可行性以及预喷淋冷却系统和自然风冷系统对光伏组件的冷却效果，选取高温干旱地区的典型环境条件：环境温度为35 ℃，辐射量为1 000 W/m2，风速为0 m/s，环境湿度为45%，气压为标准大气压。基于已建立的预喷淋冷却系统结构进行数值模拟，获得冷却系统的温度场、湿度场及速度场的分布情况，并与自然风冷系统进行对比分析。

3.1 温度场

图5为光伏组件自然风冷和预喷淋冷却系统的温度分布。由于预喷淋系统的布置，空气和液滴之间存在热质交换，可以冷却进口空气。

由图5可知，相比于自然风冷系统，预喷淋冷却系统的进风室内空气温度有不同程度的下降。自然风冷系统中空气的最低温度为308.2 K，预喷淋冷却系统的最低温度为301.9 K，最大温差可达6.3 K，证明预喷淋系统对进口空气具有明显的预冷效果。

图6给出了2种冷却系统中光伏组件的温度分布。从图6可以看出，光伏组件均呈现下半部分(即图6中左侧部分)温度低，上半部分(即图6中右侧部分)温度高的现象。这是由于空气最先接触光伏组件的下方，空气和光伏组件之间温差较大，换热能力强；随着气流的逐渐上升，空气与光伏组件之间不断进行换热，温差逐渐缩小，换热能力减弱。由于预喷淋冷却系统中的空气温度更低，换热能力更强，光伏组件下半部分的温降更明显。

(a) 自然风冷 (b) 预喷淋冷却图 5 自然风冷和预喷淋冷却系统的温度场分布Fig.5 Temperature field distribution of natural draft cooling and pre-spray cooling systems

(a) 自然风冷 (b) 预喷淋冷却图 6 自然风冷和预喷淋冷却系统中光伏组件的温度分布Fig.6 Temperature distribution of photovoltaic modules in natural draft cooling and pre-spray cooling systems

为了更直观地比较自然风冷和预喷淋冷却对光伏组件的冷却效果，对比分析2种冷却系统相关参数。自然风冷系统光伏组件的最小、最大及平均温度分别为332.1 K、363.8 K、360.6 K；预喷淋冷却系统的最小、最大及平均温度分别为323.4 K、362.8 K、353.6 K。加装预喷淋系统后，光伏组件的最小、最大、平均温度分别降低了8.7 K、1 K及7 K。光伏组件的工作温度是影响光电转换的重要因素。其工作温度越低，光电转换效率越高，光伏组件的输出功率越高。光电转换效率的估算公式[20]为

η=ηref[1-βref(T-Tref)]

(12)

式中：ηref为参考温度下的光电效率，取15%；βref为温度系数，取值0.004 1 K-1；T为光伏组件工作温度(本文取光伏组件的平均温度)，K；Tref为参考温度，取298.15 K[20]。

根据式(12)计算可得，自然风冷系统中光伏组件的平均温度为360.6 K，光电转换效率为11.16%；预喷淋冷却系统中光伏组件的平均温度为353.6 K，光电转换效率为11.59%。可见，预喷淋冷却后的光伏组件光电转换效率比自然风冷高0.43%，即预喷淋冷却系统比自然风冷系统的冷却效果更好。

3.2 湿度场

光伏组件的预喷淋冷却系统极易受到环境温度和湿度的影响。蒸发冷却依靠水蒸发吸收空气的热量，转变为汽化潜热，即“干空气能”进行冷却。环境相对湿度越小，空气的不饱和性越大，热质交换的驱动力越大，则蒸发冷却效果越好。因此，分析冷却系统内的湿度场分布规律，将为预喷淋冷却系统的进一步优化研究奠定基础。图7(a)和(b)分别为自然风冷系统和预喷淋冷却系统的相对湿度场分布。自然风冷系统中再热段的相对湿度变化幅度较小，为更清晰地呈现再热段的湿度场分布，选择图7(a)的相对湿度标条范围比图7(b)小。由图7(a)可知，自然风冷系统进风室内的相对湿度为环境湿度且基本不变。主要是因为进风室仅具有导流的作用，不存在任何热质交换。当空气进入再热段的通风流道内，空气和光伏组件之间进行换热，靠近光伏组件一侧的空气被加热，空气相对湿度减小。预喷淋冷却系统中，位于进风室内的喷嘴喷淋产生液滴。由于液滴的蒸发作用，冷却系统内的空气相对湿度增大，因此，预喷淋冷却系统的相对湿度高于自然风冷系统。从图7(b)可以看出，导流段下半部分区域的相对湿度高于上部分。主要是由于液滴受重力影响，向下运动，从而汇集到下半部分区域，且此处气流速度小，液滴蒸发相对更为充分，所以空气的相对湿度更大。喷嘴喷出的液滴撞击到支撑板时，会有一部分液滴向上运动进入到再热段内，造成再热段入口区域的相对湿度有一定增大；再热段内随着流道的升高，空气和光伏组件之间的不断换热，空气的相对湿度逐渐减小；随着再热段内气流继续流动，空气和光伏组件之间的换热较为充分，空气湿度逐渐趋于稳定。

(a) 自然风冷 (b) 预喷淋冷却图 7 自然风冷和预喷淋冷却系统的湿度场Fig.7 Humidity field of natural draft cooling and pre-spray cooling systems

3.3 速度场

图8(a)、(b)分别给出了光伏组件自然风冷和预喷淋冷却系统的速度场分布。如图8(a)所示，位于进风室内的空气基本不存在换热，流速较小。进入再热段内的空气被光伏组件加热，密度降低，与进风室内的冷空气形成密度差，形成浮升力驱动冷空气的流动，流道内空气的流速增大，进而自然风冷光伏组件。由于浮升力的作用以及流动阻力的影响，在再热段气流通道里靠近斜板的一侧形成一定的无风区域。随着气流的流动，在再热段气流通道里靠近光伏组件一侧的空气不断被加热，在流道出口附近温度达到最高，此时气流速度最大，为0.54 m/s。

预喷淋装置安装在系统的进气口处，液滴的流动对系统内气流的流动造成一定影响。如图8(b)所示，由于进气口处喷嘴的存在，液滴的喷射带动周围空气的流动，导致预喷淋冷却系统中空气的流速明显高于自然风冷系统，其中喷嘴周围的空气流速最高。预喷淋冷却系统的导流板较短，液滴不能充分发展进而撞击支撑板，气流随之被分为两股：一股气流向下流动，在进风室下方形成不同程度的涡流；一股向上流动，由于气流距再热段较近，大部分预冷空气在浮升力的驱动下进入到再热段气流通道中。再热段流道出口处的最大流速为0.73 m/s，比自然风冷系统的出口最大流速高0.19 m/s，因而换热系数更大，换热效果更好。

(a) 自然风冷 (b) 预喷淋冷却图 8 自然风冷和预喷淋冷却系统的速度场Fig.8 Velocity field of natural draft cooling and pre-spray cooling systems

4 结 论

1) 自然风冷和预喷淋冷却系统在再热段流道出口处空气流速最大，分别为0.54 m/s、0.73 m/s；预喷淋冷却系统比自然风冷系统的出口最大风速高0.19 m/s。

2) 预喷淋冷却后光伏组件的最大温度、最小温度、平均温度比自然风冷分别低8.7 K、1 K、7 K，平均光电转换效率比自然风冷高0.43%。预喷淋冷却系统与自然风冷系统相比，对光伏组件具有更好的冷却效果。