王立舒，李欣然，房俊龍，董宇擎，李 闖

（東北農(nóng)業(yè)大學電氣與信息學院，哈爾濱 150030）

0 引 言

光伏發(fā)電是太陽能資源的主要利用形式[1]，農(nóng)業(yè)生產(chǎn)中已廣泛應用這種清潔能源[2]。光伏電池發(fā)電過程中只有約三分之一的太陽能被利用，剩余能量會以熱能形式消散，造成光伏電池溫度升高，導致光電轉(zhuǎn)換效率下降[3]。光伏電池的溫升被認為是嚴重影響光伏使用壽命的因素之一[4]。光伏-熱電耦合系統(tǒng)能夠利用太陽能全光譜能量[5]，光伏電池將太陽光譜的紫外區(qū)域與可見光區(qū)域轉(zhuǎn)換為電能，溫差電池利用紅外區(qū)域產(chǎn)生電能。光伏發(fā)電過程中無法利用的輻射熱可被溫差電池利用，產(chǎn)生額外的能量，從而提高太陽能的利用率[6]。

光伏-熱電耦合系統(tǒng)具有代表性的兩種結(jié)構，一種是通過波長分離器將光伏電池可吸收波長以外的太陽能分離于溫差電池[7]；另一種是將光伏電池與溫差電池貼合，通過熱電轉(zhuǎn)換原理將光伏電池余熱轉(zhuǎn)換為電能，許多學者針對這種光伏-熱電系統(tǒng)進行了研究[8]，大部分研究結(jié)果表明光伏-熱電耦合系統(tǒng)可以有效提高發(fā)電效率。Park等[9]發(fā)現(xiàn)將溫差電池連接到光伏電池能夠有效提高光伏電池的轉(zhuǎn)換效率與輸出功率。Chavez-Urbiola 等[10]發(fā)現(xiàn)溫差電池可以維持光伏-熱電耦合系統(tǒng)的穩(wěn)定性，彌補溫升導致光伏電池下降的效率。2011 年Sark[11]開發(fā)了評估光伏-熱電耦合系統(tǒng)性能的模型，模型中光伏效率被看作溫度的線性函數(shù)，溫差電池效率通過光伏電池及環(huán)境的溫度計算。2018 年Motiei 等[12]建立了非穩(wěn)態(tài)二維數(shù)值模型，通過求解耦合能量與電勢方程研究光伏-熱電耦合系統(tǒng)熱性能與電性能。2019 年Sahin 等[13]綜述了光伏-熱電耦合系統(tǒng)性能增強的試驗和數(shù)值研究，認為光伏電池與溫差電池的集成引入了復雜的耦合關系，使得系統(tǒng)優(yōu)化非常關鍵，管理光伏電池與溫差電池的溫度分布可以提高總體效率。2018 年Yin 等[14]提出了光伏-熱電耦合系統(tǒng)裝置的選擇方法，通過迭代計算得出使聚光光伏-熱電耦合系統(tǒng)效率大于聚光光伏效率的溫差電池最小熱電優(yōu)值系數(shù)。但目前光伏-熱電系統(tǒng)理論模型多是基于能量守恒原理建立的一維傳熱模型[15]，忽略了光伏電池表面與環(huán)境間的自然對流與自然輻射換熱影響[16]。對于表面能流密度較低的光伏-熱電耦合系統(tǒng)，特別是非聚光光伏-熱電耦合系統(tǒng)來說，光伏電池表面的換熱影響不可忽略[17]。光伏-熱電耦合系統(tǒng)發(fā)電過程受到多因素耦合影響，需要更精密的模型來探究系統(tǒng)的耦合關系與動態(tài)性能。

本文通過ANSYS 建立多物理場非聚光光伏-熱電耦合模型，考慮系統(tǒng)表面自然對流及自然輻射換熱影響，分析系統(tǒng)在不同輻照度下運行過程中系統(tǒng)表面換熱對系統(tǒng)能量的影響。研究不同光伏電池的光伏-熱電耦合系統(tǒng)熱通量隨輻照度變化規(guī)律及不同冷卻方式對系統(tǒng)能量傳遞過程與發(fā)電效率的影響規(guī)律。

1 光伏-熱電耦合能量傳遞

1.1 光伏-熱電耦合系統(tǒng)結(jié)構

非聚光光伏-熱電耦合系統(tǒng)結(jié)構如圖1 所示。

系統(tǒng)主要由光伏電池、溫差電池及冷卻裝置組成，溫差電池放置于光伏電池背板與冷卻裝置之間。入射太陽光照射光伏電池表面，光伏電池背板熱量作為溫差電池熱端熱源，供其進行熱電轉(zhuǎn)換。溫差電池冷端通過冷卻裝置進行冷卻，增加熱電轉(zhuǎn)換效率。

1.2 光伏電池能量轉(zhuǎn)換

光伏電池表面接收的太陽輻照能量一部分轉(zhuǎn)換為電能，其余部分轉(zhuǎn)換為熱量。因為光伏電池溫度與環(huán)境溫度不同，光伏電池通過自然對流與自然輻射形式與外界環(huán)境進行熱量交換。在光伏-熱電耦合系統(tǒng)中大部分入射的輻射能被光伏電池吸收并轉(zhuǎn)化為熱能，光伏電池的熱量通過背板熱傳導至溫差電池的熱端。

光伏電池的能量平衡關系為

式中ηref為光伏電池標況轉(zhuǎn)換效率，%；βref為光伏電池效率的溫度系數(shù)，K-1；TPV為光伏電池實際溫度，K，Tref為電池標況溫度，300 K。

1.3 溫差電池能量轉(zhuǎn)換

溫差電池熱電轉(zhuǎn)換效率ηTE主要由熱電優(yōu)值系數(shù)ZT決定[21]。

理想情況下除系統(tǒng)與外界環(huán)境熱輻射及熱對流換熱外，剩余熱量熱傳導至溫差電池熱端，在實際使用中應考慮光伏電池表面能量損耗[22]。

溫差電池的熱電轉(zhuǎn)換過程是溫度場與電場的耦合效應，在無外加磁場的情況下遵循能量守恒與電荷守恒原理[23]。溫差電池的熱電耦合控制方程如式（13）及式（14）所示[24]

式中?為哈密頓算子；K為熱導率，W/(m·K)；ρ為電阻率，Ω·m；J為電流密度，A/m2；T為溫度，K；φ為電勢，V。

2 光伏-熱電耦合模型

2.1 光伏電池參數(shù)

光伏電池根據(jù)發(fā)展階段可分為三代[25]。一代是基于硅片的光伏電池，包括單晶硅（c-Si）與多晶硅（p-Si）。二代是基于薄膜技術的光伏電池，包括非晶硅（a-Si），碲化鎘（CdTe）與銅銦鎵硒（CIGS）等材料[26]。三代是新概念光伏電池[25]，包括有機光伏電池、染料敏化電池與III-V 族化合物半導體電池等。砷化鎵（GaAs）是III-V族化合物半導體電池中應用最廣泛的一種[27]。

本文對單晶硅（c-Si）、銅銦鎵硒（CIGS）和砷化鎵（GaAs）三種光伏電池與溫差電池組合的非聚光光伏-熱電耦合系統(tǒng)特性進行仿真分析。因為CIGS 電池結(jié)構中鈉鈣玻璃襯底厚度遠大于其薄膜與Mo 層總厚度，二者對CIGS 電池熱導率的影響可忽略[28]。鈉鈣玻璃的熱導率在1.30～1.37 W/（m·K）范圍內(nèi)[28]，本文取值1.37 W/（m·K）。光伏電池模型參數(shù)如表1 所示[27,29-31]。

表1 光伏電池模型參數(shù)Table 1 Parameters of the photovoltaic cell model

不同的光伏電池具有不同的溫度特性。通常光電轉(zhuǎn)換效率隨光伏電池溫度上升而下降，光伏電池效率溫度系數(shù)能夠反映溫度對光電轉(zhuǎn)換效率的影響。非聚光條件下當電池溫度在300～500 K 范圍內(nèi)，c-Si 光伏電池效率溫度系數(shù)為–0.458%；CIGS 光伏電池效率溫度系數(shù)為–0.380%；GaAs 光伏電池效率溫度系數(shù)為–0.236%[18]。環(huán)境溫度為300 K 時非聚光模式下光伏電池效率參數(shù)如表2所示[18]。

表2 光伏電池效率參數(shù)Table 2 Parameters of photovoltaic cell efficiency

2.2 溫差電池參數(shù)

非聚光模式光伏-熱電耦合系統(tǒng)溫度較低，發(fā)電部分處于300～600 K 溫度區(qū)間，此區(qū)間Bi2Te3材質(zhì)的ZT 值高于其他熱電材料，也意味著其效率最高[17]。本研究采用的Bi2Te3溫差電池內(nèi)部參數(shù)如表3 所示[23,30]，該溫差電池相鄰電偶臂間距為1.2 mm。

表3 溫差電池內(nèi)部參數(shù)Table 3 Internal parameters of thermoelectric cell

3 光伏-熱電耦合系統(tǒng)仿真分析

3.1 模型建立

本研究通過ANSYS2020 R2 對光伏-熱電耦合系統(tǒng)進行仿真分析。為降低仿真運算量，光伏-熱電耦合系統(tǒng)模中的溫差電池選取8 對PN 結(jié)部分與光伏電池及冷卻系統(tǒng)進行等面積組合。仿真過程中設置光伏電池與溫差電池側(cè)面絕熱，分別對自然風冷、強迫風冷及水冷模式的三種不同材質(zhì)的光伏-熱電耦合系統(tǒng)進行建模，系統(tǒng)仿真參數(shù)如表4 所示[18-19,30]。

表4 系統(tǒng)仿真參數(shù)Table 4 Parameters of system simulation

模型中光伏電池根據(jù)表1 光伏電池模型參數(shù)進行建模，溫差電池根據(jù)表3 參數(shù)進行建模，冷卻系統(tǒng)參數(shù)根據(jù)表4 進行設置。

三種采用不同光伏電池的光伏-熱電耦合系統(tǒng)風冷模型如圖2 所示，通過光伏-熱電耦合系統(tǒng)風冷模型分別對自然風冷與強迫風冷兩種風冷模式進行仿真分析。水冷模型如圖3 所示，模型中光伏電池結(jié)構明顯不同。

如圖2 與圖3 所示，光伏-熱電耦合系統(tǒng)風冷模型及水冷模型的冷卻裝置明顯不同，自然風冷與強迫風冷通過散熱翅片進行散熱，因此采用同一模型。自然風冷模式以Z 軸負方向為重力方向，環(huán)境溫度為300 K，環(huán)境風速為2.0 m/s。強迫風冷設置風向為Y 軸正方向，沿散熱翅片縱吹，風速為2.0 m/s。水冷模型選取與光伏電池等面積的水冷板，以Z 軸負方向為重力方向，以Y 軸負方向為水流方向，水流溫度為293 K，水流速度為0.1 m/s。

3.2 光伏背板熱通量影響分析

本文首先研究系統(tǒng)表面對流與輻射換熱對光伏-熱電耦合系統(tǒng)能量傳遞的影響。將仿真得出的光伏電池溫度代入式（6）計算輻照度轉(zhuǎn)換的熱量，通過反復迭代得出光伏電池溫度與系統(tǒng)表面接收的熱量。對 600 ～1 400 W/m2輻照度范圍內(nèi)考慮系統(tǒng)表面對流及輻射換熱影響與不考慮系統(tǒng)表面對流及輻射換熱影響的系統(tǒng)光伏背板熱通量進行仿真分析，仿真結(jié)果如圖4 所示。

根據(jù)仿真結(jié)果可知非聚光模式下的光伏-熱電耦合系統(tǒng)若考慮系統(tǒng)表面對流及輻射影響，與忽略對流及輻射系統(tǒng)相比，光伏背板熱通量多數(shù)情況下都會降低，背板熱通量差值隨著輻照度上升而增大。自然風冷模式下的c-Si 熱電-耦合系統(tǒng)表面換熱對背板熱通量影響最大，與忽略表面換熱系統(tǒng)相比，600 W/m2輻照度時系統(tǒng)光伏背板熱通量減少83.14 W/m2，1 400 W/m2輻照度時背板熱通量減少157.9 W/m2。強迫風冷模式下c-Si 熱電-耦合系統(tǒng)600 W/m2輻照度時背板熱通量減少58.55，1 400 W/m2輻照度時背板熱通量減少133.1 W/ m2。水冷模式下c-Si熱電-耦合系統(tǒng)600 W/m2輻照度時背板熱通量減少2.43 W/m2，1 400 W/m2輻照度時減少76.2 W/m2。

CIGS 光伏-熱電耦合系統(tǒng)自然風冷模式下系統(tǒng)表面換熱對背板熱通量影響最大，與忽略表面換熱系統(tǒng)相比，600 W/m2輻照度時系統(tǒng)光伏背板熱通量減少73.54，1 400 W/m2輻照度時背板熱通量減少103.6 W/m2。強迫風冷模式下的CIGS 系統(tǒng)600 W/m2輻照度時背板熱通量減少 25.4，1 400 W/m2輻照度時背板熱通量減少55.1 W/m2。水冷模式下CIGS 熱電-耦合系統(tǒng)600 W/m2輻照度時背板熱通量增加16.69，1 400 W/m2輻照度時背板熱通量減少12.6 W/m2。

GaAs 光伏-熱電耦合系統(tǒng)自然風冷模式下系統(tǒng)表面換熱對背板熱通量影響最大，與忽略表面換熱系統(tǒng)相比，600 W/m2輻照度時系統(tǒng)光伏背板熱通量減少111.35，1 400 W/m2輻照度時背板熱通量減少144.5 W/m2。強迫風冷模式下的GaAs 系統(tǒng)600 W/m2輻照度時背板熱通量減少 28.09，1 400 W/m2輻照度時背板熱通量減少60.9 W/m2。水冷模式下GaAs 熱電-耦合系統(tǒng)600 W/m2輻照度時背板熱通量增加34.98，1 400 W/m2輻照度時背板熱通量增加2.8 W/m2。

本文對600～1 400 W/m2輻照度的三種光伏-熱電耦合系統(tǒng)考慮系統(tǒng)表面換熱影響后的系統(tǒng)光伏背板熱通量進行分析，其減少量如圖5 所示。

由圖5 可知，考慮系統(tǒng)表面換熱對自然風冷模式的系統(tǒng)影響最大。自然風冷模式下光伏背板熱通量與忽略表面換熱系統(tǒng)相比，c-Si 系統(tǒng)光伏背板熱通量最多減少16.53%，最低減少13.39%；CIGS 系統(tǒng)光伏背板熱通量最多減少15.32%，最低減少9.21%；GaAs 系統(tǒng)光伏背板熱通量最多減少22.60%，最低減少12.54%。強迫風冷模式下光伏-熱電耦合系統(tǒng)熱通量減少量較穩(wěn)定，600～1 400 W/m2輻照度范圍內(nèi)c-Si 系統(tǒng)光伏背板熱通量減少量從11.67%降至11.31%；CIGS 系統(tǒng)光伏背板熱通量減少量從5.33%降至4.94%；GaAs 系統(tǒng)光伏背板熱通量減少量從5.73%降至5.31%。水冷模式下光伏-熱電耦合系統(tǒng)表面對流及輻射換熱影響較小，600～1 400 W/m2輻照度范圍內(nèi)c-Si 系統(tǒng)光伏背板熱通量減少量從0.49%升至6.52%；CIGS 系統(tǒng)光伏背板熱通量減少量從–3.53%升至1.14%；GaAs 系統(tǒng)光伏背板熱通量減少量從–7.17%升至–0.25%。

根據(jù)仿真數(shù)據(jù)分析，光伏-熱電耦合系統(tǒng)表面換熱對系統(tǒng)光伏背板熱通量的影響主要與光伏電池溫度及環(huán)境溫度有關。600～1 400 W/m2輻照度范圍內(nèi)光伏-熱電耦合系統(tǒng)光伏電池溫度如圖6 所示。

自然風冷模式下的光伏-熱電耦合系統(tǒng)光伏電池溫度最高。隨著輻照度從600 升至1 400 W/m2，c-Si 系統(tǒng)光伏電池溫度從306.73 升至311.52 K；CIGS 系統(tǒng)光伏電池溫度從311.37 升至315.48 K；GaAs 系統(tǒng)光伏電池溫度從311.66 升至315.09 K。強迫風冷冷卻效果優(yōu)于自然風冷，該模式下的光伏-熱電耦合系統(tǒng)光伏溫度略高于環(huán)境溫度。輻照度從600 升至1 400 W/m2，c-Si 系統(tǒng)光伏電池溫度從303.96 升至308.75 K；CIGS 系統(tǒng)光伏電池溫度從303.6 升至307.68 K；GaAs 系統(tǒng)光伏電池溫度從302.94升至306.35 K。水冷模式下光伏-熱電耦合系統(tǒng)在低輻照度時光伏電池溫度低于環(huán)境溫度，此時系統(tǒng)表面的對流及輻射會對光伏電池升溫。輻照度從 600 升至1 400 W/m2，c-Si 系統(tǒng)光伏電池溫度從 297.66 升至302.42 K；CIGS 系統(tǒng)光伏電池溫度從 296.8 升至300.86 K；GaAs 系統(tǒng)光伏電池溫度從296.3 升至299.7 K。由圖5 與圖6 分析可知，光伏電池與環(huán)境溫度越接近，系統(tǒng)表面對流及輻射換熱對系統(tǒng)熱通量的影響越低。

3.3 光伏-熱電耦合系統(tǒng)效率分析

考慮系統(tǒng)表面對流及輻射換熱影響后對光伏-熱電耦合系統(tǒng)發(fā)電效率進行仿真分析，仿真結(jié)果如圖7 所示。

隨著輻照度從600 升至1 400 W/m2，自然風冷模式c-Si 光伏-熱電耦合系統(tǒng)效率從16.20%降至15.87%，降低了0.33%；強迫風冷模式c-Si 光伏-熱電耦合系統(tǒng)效率從16.41%降至16.09%，降低了0.32%；水冷模式c-Si 光伏-熱電耦合系統(tǒng)效率從16.90%降至16.58%，降低了0.32%。自然風冷模式CIGS 光伏-熱電耦合系統(tǒng)效率從19.93%降至19.65%，降低了0.28%；強迫風冷模式CIGS 光伏-熱電耦合系統(tǒng)效率從20.55%降至20.27%，降低了0.28%；水冷模式CIGS 光伏-熱電耦合系統(tǒng)效率從21.09%降至20.81%，降低了0.28%。自然風冷模式GaAs 光伏-熱電耦合系統(tǒng)效率從20.05%降至19.94%，降低了0.11%；強迫風冷模式GaAs 光伏-熱電耦合系統(tǒng)效率從20.49%降至20.37%，降低了0.12%；水冷模式GaAs 光伏-熱電耦合系統(tǒng)效率從20.82%降至20.70%，降低了0.12%。三種不同光伏電池組成的光伏-熱電耦合系統(tǒng)都是冷卻效果越好發(fā)電效率越高，水冷模式發(fā)電效率最高，自然風冷模式發(fā)電效率最低。

系統(tǒng)溫度隨著輻照度上升而持續(xù)升高，因為非聚光模式的光伏-熱電耦合系統(tǒng)發(fā)電效率主要由光伏電池提供，系統(tǒng)發(fā)電效率隨輻照度上升而下降，光伏電池溫度系數(shù)影響下降數(shù)值。GaAs 光伏-熱電耦合系統(tǒng)發(fā)電效率受輻照度影響最小。

4 仿真模型正確性驗證試驗

通過仿真分析可知光伏-熱電耦合系統(tǒng)自然風冷模式下考慮系統(tǒng)表面對流及輻射換熱的模型與傳統(tǒng)模型熱通量相差最大。因此為驗證仿真模型正確性，2021年10 月21 日－10 月28 日于黑龍江省哈爾濱市對自然風冷模式c-Si、CIGS 與GaAs 光伏-熱電耦合系統(tǒng)進行測量試驗。

試驗過程中分別選用4 片84 mm×39 mm 尺寸c-Si光伏電池與8 片40 mm×40 mm 尺寸Bi2Te3溫差電池進行組合；1 片85 mm×294 mm 尺寸CIGS 光伏電池與14片40 mm×40 mm 尺寸Bi2Te3溫差電池進行組合；1 片10 mm×10 mm 尺寸GaAs 光伏電池與1 片40 mm×40 mm 尺寸Bi2Te3溫差電池進行組合，測量試驗如圖8所示。

測量試驗在輻照度300～1 000 W/m2范圍內(nèi)進行，采用JXBS-3001-ZFS 太陽輻射傳感器測量太陽輻照度，RA310風速儀測量環(huán)境風速，基本準確度為±（3.0%+0.1DGT）。YT320D 熱電偶溫度計測量環(huán)境溫度，分辨率0.1℃。選用PZEM-031 直流多功能表測量光伏電池功率，計量精度1.0 級，負載為阻值100 Ω 電位器。通過MAS830L 萬用表測量溫差電池電流與電壓得出溫差電池功率，該萬用表直流電流準確度為±（1.0%+5DGT），直流電壓準確度為±（0.5%+5DGT）。

經(jīng)測量，試驗選用的商用c-Si 光伏電池標況轉(zhuǎn)換效率為7.30%，CIGS 光伏電池標況轉(zhuǎn)換效率為9.70%，GaAs光伏電池標況轉(zhuǎn)換效率為11.50%。將測量的光伏電池與溫差電池功率數(shù)據(jù)代入式（12）計算系統(tǒng)效率。多次測量后在300～1 000 W/m2輻照度范圍內(nèi)每間隔100 W/m2輻照度選取1 組測量數(shù)據(jù)，共7 組測量數(shù)據(jù)。根據(jù)測試試驗光伏電池與溫差電池尺寸對仿真模型進行調(diào)整，將測量的輻照度數(shù)值、環(huán)境溫度與環(huán)境風速數(shù)值代入本文建立的考慮系統(tǒng)表面對流及輻射換熱的光伏-熱電耦合系統(tǒng)模型進行仿真，對測量效率與仿真效率進行對比分析。為驗證仿真模型正確性，通過仿真數(shù)據(jù)與測量數(shù)據(jù)做差求得絕對誤差，通過絕對誤差比測量數(shù)據(jù)求解仿真數(shù)據(jù)的相對誤差，三種光伏-熱電耦合系統(tǒng)數(shù)據(jù)分析結(jié)果如表5～表7 所示。

表5 c-Si 光伏-熱電耦合系統(tǒng)測量數(shù)據(jù)與仿真數(shù)據(jù)分析Table 5 Measurement data and simulation data analysis of c-Si photovoltaic-thermoelectric coupling system

表6 CIGS 光伏-熱電耦合系統(tǒng)測量數(shù)據(jù)與仿真數(shù)據(jù)分析Table 6 Measurement data and simulation data analysis of CIGS photovoltaic-thermoelectric coupling system

表7 GaAs 光伏-熱電耦合系統(tǒng)測量數(shù)據(jù)與仿真數(shù)據(jù)分析Table 7 Measurement data and simulation data analysis of GaAs photovoltaic-thermoelectric coupling system

c-Si 光伏-熱電耦合系統(tǒng)仿真效率最大絕對誤差為0.212 2%，最大相對誤差為2.993 5%，仿真效率最小絕對誤差為0.031 3%，最小相對誤差為0.429 5%。CIGS 光伏-熱電耦合系統(tǒng)仿真效率最大絕對誤差為-0.299 5%，最大相對誤差為–3.032 0%，仿真效率最小絕對誤差為0.002 6%，最小相對誤差為0.026 8%。GaAs 光伏-熱電耦合系統(tǒng)仿真效率最大絕對誤差為0.277 4%，最大相對誤差為2.487 6%，仿真效率最小絕對誤差為0.015 0%，最小相對誤差為0.130 4%。

通過誤差分析可知三種光伏-熱電耦合系統(tǒng)中相對誤差最大為–3.032 0%，驗證了本文建立的仿真模型正確性。在非聚光光伏-熱電耦合系統(tǒng)中采用考慮系統(tǒng)表面對流及輻射換熱的模型進行仿真，數(shù)據(jù)與測量值較為接近，有助于分析非聚光光伏-熱電耦合系統(tǒng)性質(zhì)。

5 結(jié) 論

本文通過ANSYS 軟件對非聚光模式c-Si、CIGS 與GaAs 光伏-熱電耦合系統(tǒng)特性進行研究，分析了三種冷卻模式系統(tǒng)光伏背板熱通量受表面對流及輻射換熱的影響，再對考慮系統(tǒng)表面換熱影響后的光伏溫度與發(fā)電效率進行分析，最后通過試驗對該理論模型正確性進行驗證。本文得出以下結(jié)論：

1）忽略系統(tǒng)表面對流及輻射換熱影響對自然風冷模式的光伏-熱電耦合系統(tǒng)能量分析影響最大，600～1 400 W/m2輻照度條件下是否考慮系統(tǒng)表面換熱會導致光伏背板熱通量數(shù)值至少相差9.21%，最多相差22.60%。系統(tǒng)表面換熱影響主要與光伏電池溫度及環(huán)境溫度有關，當光伏電池溫度高于環(huán)境溫度，系統(tǒng)通過表面對流及輻射進行散熱。當光伏溫度低于環(huán)境溫度時，周圍環(huán)境通過表面換熱升高光伏溫度。光伏溫度越接近環(huán)境溫度，系統(tǒng)表面對流及輻射換熱影響越低。

2）光伏-熱電耦合系統(tǒng)水冷模式的發(fā)電效率最高，自然風冷模式效率最低，CIGS 光伏-熱電耦合系統(tǒng)水冷模式發(fā)電效率最高達到21.09%。GaAs 電池溫度系數(shù)最低，效率受輻照度影響最小，600～1 400 W/m2輻照度范圍內(nèi)效率最多減少0.12%，在三種光伏電池中最適合光伏-熱電耦合系統(tǒng)。

3）通過試驗驗證，本研究建立的考慮系統(tǒng)表面對流及輻射換熱的仿真模型具有正確性，與試驗測量值相比，仿真最小相對誤差為0.026 8%，仿真最大相對誤差為–3.032 0%。