РАСЧЁТНАЯ ОЦЕНКА ТЕПЛОВЫХ И ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ ГИБРИДНОЙ СОЛНЕЧНОЙ УСТАНОВКИ С НИЗКОКОНЦЕНТРИРУЮЩИМ ОТРАЖАТЕЛЕМ ПРИ ЖИДКОСТНОМ ОХЛАЖДЕНИИ

COMPUTATIONAL EVALUATION OF THE THERMAL AND ELECTRICAL PERFORMANCE OF A HYBRID SOLAR POWER PLANT WITH A LOW-CONCENTRATION REFLECTOR UNDER LIQUID COOLING

Ключевые слова: гибридная солнечная установка, PV/Т, фотоэлектрический модуль, низкоконцентрирующий отражатель, жидкостное охлаждение, температура модуля, расчётная оценка.

Keywords: hybrid solar system, PV/T, photovoltaic module, low-concentration reflector, liquid cooling, module temperature, computational evaluation.

Введение

Солнечная энергетика остаётся одним из наиболее активно развивающихся направлений возобновляемой энергетики [1–3]. Фотоэлектрические (PV) системы широко применяются для прямого преобразования солнечного излучения в электрическую энергию, однако в реальных условиях их рабочие характеристики могут заметно отличаться от значений, полученных при стандартных испытаниях.

На работу фотоэлектрического модуля в первую очередь влияют интенсивность солнечной радиации, температура воздуха и климатические условия [4]. Угол падения лучей на поверхность панели изменяется в течение дня и по сезонам, поэтому плотность потока и мощность модуля зависят от времени суток и периода года.

Ещё один фактор — температура фотоэлементов [5]. Нагрев приводит прежде всего к снижению выходного напряжения и, соответственно, мощности модуля, поэтому расчёта только по паспортному КПД и величине поступающей радиации недостаточно для оценки режима работы.

Отвод тепла от модуля в гибридной PV/T-системе позволяет одновременно ограничить рост температуры фотоэлементов и получить тепловую энергию [6, 7]. Выработку можно дополнительно повысить низкоконцентрирующим отражателем [7], однако при этом нагрев усиливается: эффективность преобразования снижается, а старение элементов ускоряется. Далее обычный модуль без концентратора обозначен как PV, модуль с низкоконцентрирующим отражателем без отвода тепла — как LCPV, а с жидкостным охлаждением и отводом тепла — как LCPV/T.

Для такой установки необходимо рассматривать температурный режим модуля, электрическую выработку и полезную тепловую энергию во взаимосвязи.

Цель данной работы — расчётная оценка влияния жидкостного охлаждения на тепловой и электрический режимы гибридной солнечной установки с фотоэлектрическими модулями, низкоконцентрирующим отражателем и тепловым коллектором. Для этого определена температура тыльной поверхности модуля по формуле (1); выполнено расчётное сравнение режимов PV, LCPV и LCPV/T по температуре и суточной выработке электрической и тепловой энергии; определён диапазон расхода теплоносителя. Конструкция установки и полевые термограммы экспериментального прототипа рассмотрены в.

Объект расчёта

Установка (рис. 1) предназначена для одновременного получения электрической и тепловой энергии из солнечного излучения: электрическая энергия вырабатывается двумя фотоэлектрическими модулями, а тепловая — за счёт отвода тепла системой жидкостного охлаждения [8, 9]. Модули размером 38,7 × 34,3 см (суммарная площадь 0,266 м²) расположены параллельно друг другу. Между ними организован контур жидкостного охлаждения: медная трубка диаметром 6 мм, уложенная в тепловом контакте с тыльной поверхностью панели через термопасту. Нагретый теплоноситель поступает в накопительный бак.

Излучение направляется на модули низкоконцентрирующим отражателем, состоящим из двух параболических отражающих поверхностей. Степень концентрации разработанного отражателя СК = 2,1. В расчёт включены оптические потери, возникающие из-за различного угла падения отражённых лучей на поверхность панели и неполного отражения света материалом концентратора; для алюминия коэффициент отражения принят равным k_отр = 0,89 [10, 11]. Влияние концентратора в расчётной модели учитывается увеличением величины солнечной радиации на соответствующий коэффициент [9]; эффективная концентрация в расчёте составляет 1,96.

Расчёт температуры модуля

Применение концентратора повышает плотность солнечного потока на поверхности панели, но одновременно усиливает ее нагрев. Это необходимо учитывать, поскольку эффективность фотоэлектрических элементов снижается с ростом температуры. Для многих модулей верхняя граница рабочего температурного диапазона находится в пределах +70…+90 °С [13].

Температуру тыльной поверхности панели можно оценить по формуле (1). В расчет входят температура окружающего воздуха, интенсивность солнечной радиации, скорость ветра и способ установки модуля.

где – температура окружающей среды; – приходящая солнечная радиация; – скорость ветра; а, b – коэффициенты, зависящие от конфигурации солнечного модуля и типа установки.

В используемой зависимости температура окружающего воздуха характеризует внешние тепловые условия; величина солнечной радиации определяет поступающий энергетический поток; скорость ветра учитывает интенсивность конвективного охлаждения. Коэффициенты (a) и (b) определяются способом установки и конструкцией фотоэлектрического модуля.

Расчётное сравнение выполнено для трёх режимов: PV — обычный модуль без концентратора; LCPV — модуль с низкоконцентрирующим отражателем без отвода тепла; LCPV/T — модуль с отражателем и жидкостным охлаждением, при котором тепло передаётся теплоносителю и накапливается в баке. Расчёт выполнен для ясного летнего дня с 8 до 17 ч солнечного времени.

В ясную летнюю погоду поверхность обычной фотоэлектрической панели может нагреваться до 60–70 °С. При использовании концентратора нагрев усиливается. Такой режим неблагоприятен как для эффективности преобразования энергии, так и для срока службы элементов.

Длительная работа при высокой температуре приводит к снижению электрической мощности и ускоряет старение материалов. При значительном перегреве возможны повреждения отдельных элементов панели. Поэтому применение концентратора требует эффективной системы охлаждения.

Результаты расчёта и их обсуждение

Расчёт показал, что низкоконцентрирующий отражатель без активного охлаждения приводит к значительному перегреву фотоэлектрического модуля: пиковая температура в режиме LCPV достигает 87,6 °C, тогда как у обычного модуля (режим PV) максимум составляет около 60 °C (рис. 2). Температура в режиме LCPV превышает принятый в расчёте предел управления 70 °C, что ускоряет деградацию элементов.

Включение жидкостного охлаждения (режим LCPV/T) снижает максимальную температуру до 49,6 °C и повышает электрическую энергию за день до 0,485 кВт·ч по сравнению с 0,237 кВт·ч у обычного PV и 0,417 кВт·ч у LCPV без теплоотвода (рис. 3). При этом полезный тепловой выход составляет 1,610 кВт·ч, а суммарная эффективность достигает 67,3 % (рис. 4). Охлаждение решает одновременно электрическую, тепловую и ресурсную задачи, снижая температуру примерно на 38 °C относительно неохлаждаемого режима (рис. 2).

Оптимальный расход теплоносителя определён в диапазоне 1,5–2,1 л/мин, поскольку дальнейшее увеличение расхода даёт незначительный выигрыш в мощности, но повышает затраты на насос и снижает температурный напор. Полевые термограммы экспериментального прототипа качественно согласуются с расчётом: при работе жидкостного контура температура нагретого модуля снижается. Количественное сопоставление измеренных и расчётных температур в настоящей работе не выполнялось.

Все количественные результаты получены для ясного летнего дня, суммарной площади модулей 0,266 м² и эффективной концентрации 1,96. Другие сезоны, Облачность и ошибка ориентации установки на Солнце в расчёте не рассматривались.

Заключение

Совместное использование фотоэлектрического модуля, теплового коллектора и низкоконцентрирующего отражателя позволяет повысить степень использования поступающей солнечной энергии и получать одновременно электрическую и тепловую составляющие. Вместе с тем увеличение плотности излучения за счет концентратора сопровождается дополнительным нагревом фотоэлектрического модуля. При недостаточном отводе тепла это приводит к перегреву элементов и может ускорять их деградацию.

Результаты расчёта показали, что для такой схемы необходимо активное жидкостное охлаждение. Без него температура модуля при работе с концентратором достигает 87,6 °C. После включения жидкостного контура она снижается до 49,6 °C. При этом суточная выработка электрической энергии возрастает до 0,485 кВт·ч, тогда как для модуля с концентратором без теплоотвода она составляет 0,417 кВт·ч, а для обычного фотоэлектрического модуля — 0,237 кВт·ч. Полезный тепловой выход достигает 1,610 кВт·ч, а общая эффективность гибридной системы составляет 67,3 %.

Для рассматриваемой установки оптимальный расход теплоносителя находится в пределах 1,5–2,1 л/мин. Полевые термограммы экспериментального прототипа качественно согласуются с расчётом. Результаты получены для ясного летнего дня; для оценки работы установки в другие сезоны и при иных климатических и эксплуатационных условиях необходимы дополнительные расчёты и измерения.

Список литературы

1. International Renewable Energy Agency. Renewable capacity statistics 2026. – Abu Dhabi: International Renewable Energy Agency, 2026.
2. International Energy Agency. Renewables 2025: Analysis and forecasts to 2030. – Paris: International Energy Agency, 2025.
3. International Energy Agency Photovoltaic Power Systems Programme. Trends in photovoltaic applications 2025. IEA PVPS, 2025. Report IEA-PVPS T1-48:2025.
4. Bamisile O., Acen C., Cai D., Huang Q., Staffell I. The environmental factors affecting solar photovoltaic output. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 2025, Vol. 208, 115073. DOI: 10.1016/j.rser.2024.115073.
5. Bilen K., Erdoğan İ. Effects of cooling on performance of photovoltaic/thermal (PV/T) solar panels: a comprehensive review. Solar Energy, 2023, Vol. 262, 111829. DOI: 10.1016/j.solener.2023.111829.
6. Herez A., Jaber H., Ramadan M., Lemenand T., El Hage H., Khaled M., Salameh T., Hamid A.-K., Hussein M. Recent advances in hybrid photovoltaic/thermal (PVT) systems: a comprehensive review of performance, configurations, and emerging technologies. Energy Conversion and Management: X, 2025, Vol. 28, 101235. DOI: 10.1016/j.ecmx.2025.101235.
7. Mortadi M., El Fadar A., Achkari O.B. Concentrating and non-concentrating photovoltaic thermal collectors: technologies, applications, exhaustive assessment and challenges. Solar Energy Materials and Solar Cells, 2024, Vol. 271, 112858. DOI: 10.1016/j.solmat.2024.112858.
8. Okhorzina A., Yurchenko A., Bernhard N. The photovoltaic solar concentrator system cooled by a heat sink // Proceedings of IFOST. – 2016. – P. 319⁠–⁠321.
9. Hsieh J.S. Solar Energy Engineering. Prentice Hall College Div. – 1985.
10. Duffie J.A., Beckman W.A. Solar Engineering of Thermal Processes. 3rd ed. Hoboken, N. – J.: John Wiley & Sons, 2006.
11. Gow J.A., Manning C.D. Development of a photovoltaic array model for use in power-electronics simulation studies. IEE Proceedings – Electric Power Applications, 1999, Vol. 146, No. 2, P. 193⁠–⁠200.
12. Охорзина А.В., Бикбулатов А.С. Управление автономной гибридной солнечной энергетической установкой. Измерение, контроль, информатизация: материалы XVII Международной научно-технической конференции. 2016. С. 172⁠–⁠175.