張長興，徐航，魯佳輝，劉玉峰，彭冬根

（1. 山東科技大學(xué) 山東省土木工程防災(zāi)減災(zāi)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，青島 266590；2. 南昌大學(xué)建筑工程學(xué)院，南昌 330031）

0 引 言

傳統(tǒng)化石燃料的消耗和日趨嚴(yán)重的環(huán)境問題增強(qiáng)了人們對太陽能和地?zé)崮艿瓤稍偕茉吹年P(guān)注。光伏（Photovoltaic，PV）系統(tǒng)收集太陽能轉(zhuǎn)化成電能，其運(yùn)行性能在很大程度上受到環(huán)境溫度和太陽輻射的影響[1]。當(dāng)光伏電池板的溫度為25 ℃時(shí)，溫度每升高1 ℃，會(huì)導(dǎo)致晶體硅光伏電池的光伏發(fā)電效率降低0.45%[2]。光伏/光熱（Photovoltaic/Thermal，PV/T）系統(tǒng)是一種結(jié)合了光伏和光熱的混合能源轉(zhuǎn)換技術(shù)，系統(tǒng)吸收太陽能，同時(shí)產(chǎn)生電能和熱量，通過工作流體冷卻光伏電池板，在提高產(chǎn)電效率的同時(shí)，可實(shí)現(xiàn)太陽能熱能的有效利用[3]。PV/T系統(tǒng)是一種具有前景的新型太陽能系統(tǒng)，可為建筑提供電和熱，較PV系統(tǒng)可以有效縮短投資周期[4]。

土壤源熱泵系統(tǒng)（Ground-Coupled Heat Pump systems，GCHPs）以土壤為冷/熱源，由于土壤溫度全年波動(dòng)小，且相對于大氣溫度的滯后性，使其性能系數(shù)（Coefficient of Performance，COP）較傳統(tǒng)空氣源熱泵系統(tǒng)高。中國GCHPs的應(yīng)用研究雖然起步比較晚，但發(fā)展速度快，且技術(shù)應(yīng)用日臻成熟[5-6]。在中國北方嚴(yán)寒和寒冷氣候區(qū)，建筑物空調(diào)冷、熱負(fù)荷不均衡，致使土壤出現(xiàn)冷堆積的現(xiàn)象，影響GCHPs的長期可靠運(yùn)行[7-9]。GCHPs通過耦合PV/T集熱器，地埋管換熱器（Borehole Heat Exchanger，BHE）作為PV/T集熱器的冷卻裝置，在提高PV/T集熱器產(chǎn)電效率的同時(shí)，實(shí)現(xiàn)地埋管換熱器的補(bǔ)熱，緩解土壤的冷堆積，增強(qiáng)太陽能和地?zé)崮艿幕パa(bǔ)優(yōu)勢，確保了太陽能PV/T集熱器耦合土壤源熱泵復(fù)合系統(tǒng)（Photovoltaic/Thermal Collector-Ground-coupled Heat Pump systems，PV/T-GCHPs）的長期穩(wěn)定運(yùn)行[10-11]。

近年來，學(xué)者們對PV/T-GCHPs進(jìn)行了深入的研究[12-17]。Entchev等將PV/T-GCHPs與利用鍋爐和冷水機(jī)組的傳統(tǒng)系統(tǒng)進(jìn)行了能耗比較，PV/T-GCHPs節(jié)能率達(dá)到了58%[18]。徐鵬等提出一種新型太陽能光伏—熱泵復(fù)合建筑供能系統(tǒng)，并對PV/T系統(tǒng)與雙熱源熱泵聯(lián)合運(yùn)行模式進(jìn)行了試驗(yàn)研究與性能分析，PV/T集熱器全天平均集熱效率為22.3%，PV/T系統(tǒng)全天平均綜合效率為34%，實(shí)現(xiàn)了太陽能的高效利用[19]。Abu-Rumman等提出一種PV/T-GCHPs模型，以解決約旦供熱建筑電力短缺和電力消耗高的問題，其利用TRNSYS軟件的模擬結(jié)果表明，該復(fù)合系統(tǒng)可使光伏電池板溫度降低20 ℃以上，發(fā)電效率提高9.5%[20]。Nelson等提出一種PV/T-GCHPs模型，全壽命周期（20 a）的模擬結(jié)果表明，PV/T-GCHPs較相同建筑負(fù)荷對應(yīng)的GCHPs系統(tǒng)BHE總長度減少了18%[21]。

中國太陽能資源豐富，全年日照時(shí)數(shù)大于2 000 h的地區(qū)，約占全國總面積的2/3以上，北方嚴(yán)寒和寒冷地區(qū)，室外溫度較低，供暖期長，日照良好。PV/T-GCHPs能夠強(qiáng)化太陽能PV/T集熱器與BHE的協(xié)同優(yōu)勢，在利用BHE冷卻集熱器的同時(shí)，實(shí)現(xiàn)對土壤的補(bǔ)熱。目前學(xué)者們針對PV/T-GCHPs應(yīng)用特性的研究，主要集中于分析系統(tǒng)組件PV/T集熱器和土壤源熱泵的性能和效率，研究結(jié)果嚴(yán)謹(jǐn)且具有指導(dǎo)性，但對于PV/T-GCHPs在中國氣候環(huán)境下的系統(tǒng)性能和綜合節(jié)能率分析較少，對于復(fù)合系統(tǒng)較PV系統(tǒng)、GCHPs長期的綜合節(jié)能優(yōu)勢需要結(jié)合其特性進(jìn)行深入分析。本文以濟(jì)南地區(qū)某6層員工公寓為供能對象，結(jié)合建筑負(fù)荷特性，研究其全壽命周期內(nèi)（20 a）的動(dòng)態(tài)性能，通過與應(yīng)用PV系統(tǒng)和GCHPs運(yùn)行特性的比較，定量分析了PV/T-GCHPs的節(jié)能優(yōu)勢和經(jīng)濟(jì)性，驗(yàn)證了雙熱源互補(bǔ)功能的有效性。

1 典型建筑及負(fù)荷狀況

1.1 建筑概況

本文選取濟(jì)南市1棟建筑面積為1 152 m2的6層員工公寓為研究對象，建筑的內(nèi)熱源和房間溫度嚴(yán)格按照中國2015年修訂的《公共建筑節(jié)能設(shè)計(jì)標(biāo)準(zhǔn)》（GB 50189—2005）進(jìn)行設(shè)置[22]。該公寓建筑的室內(nèi)末端為風(fēng)機(jī)盤管加新風(fēng)系統(tǒng)，冬季房間設(shè)定的供暖溫度為20 ℃，夏季房間設(shè)定的制冷溫度為26 ℃。供暖季為11月16日—下一年3月15日，濟(jì)南地處寒冷地區(qū)，該公寓建筑24 h全天供暖；供冷季為6月16日—9月15日，供冷季每天0:00—8:00和18:00—24:00開啟制冷；其他時(shí)間為過渡季。建筑內(nèi)人員活動(dòng)的時(shí)間設(shè)置為每天的0:00—8:00和18:00—24:00?？紤]到人員的作息制度，供暖季建筑內(nèi)無人員活動(dòng)時(shí)，供熱系統(tǒng)低溫運(yùn)行；有人員活動(dòng)時(shí)系統(tǒng)滿負(fù)荷工作。

1.2 建筑逐時(shí)負(fù)荷

本文采用DeST軟件對該公寓全年的逐時(shí)負(fù)荷進(jìn)行模擬計(jì)算，圖1為濟(jì)南地區(qū)全年逐時(shí)干球溫度和對應(yīng)的逐時(shí)動(dòng)態(tài)負(fù)荷圖。如圖1a所示，制熱期間最低氣溫為-12.1 ℃；制冷期間最高氣溫為38.8 ℃。如圖1b所示，該公寓建筑最大熱負(fù)荷為63.16 kW，出現(xiàn)在1月14日，全年累積熱負(fù)荷為99 483.77 kW·h；最大冷負(fù)荷為51.50 kW，出現(xiàn)在6月20日，全年累積冷負(fù)荷為29 648.85 kW·h，建筑的累計(jì)熱/冷負(fù)荷比為3.56。

2 PV/T-GCHPs模型的建立

2.1 PV/T-GCHPs系統(tǒng)的組成

PV/T-GCHPs主要由PV/T系統(tǒng)、GCHPs和控制系統(tǒng)組成，如圖2所示。PV/T系統(tǒng)包括PV/T集熱器、逆變器、蓄電池、循環(huán)水泵、儲(chǔ)熱水箱等，管道內(nèi)的循環(huán)工質(zhì)為乙二醇防凍液；GCHPs包括熱泵、地埋管換熱器、用戶末端、源側(cè)水泵、負(fù)荷側(cè)水泵、第一電動(dòng)三通閥、第二電動(dòng)三通閥等，源側(cè)循環(huán)工質(zhì)為乙二醇防凍液；控制系統(tǒng)包括PT100溫度傳感器、溫差控制器和總控制器。

2.2 系統(tǒng)各組件模型

1）PV/T模型

PV/T集熱器的結(jié)構(gòu)如圖3所示。PV/T集熱器通過表面的光伏電池板發(fā)電，利用位于吸收板下流道管降溫，保證光伏電池板在穩(wěn)定低溫下高效發(fā)電。

Pang等[23]基于異質(zhì)結(jié)電池，分別測試了有無玻璃蓋板的PV/T系統(tǒng)，結(jié)果表明，無玻璃蓋板PV/T系統(tǒng)的光伏效率為12.19%，高于有玻璃蓋板PV/T系統(tǒng)的11.68%。為了取得更高的光伏效率，本文系統(tǒng)模型選取無玻璃蓋板PV/T集熱器模型Type560。根據(jù)文獻(xiàn)[24]，光伏組件布置在建筑屋面時(shí)，應(yīng)保障屋面排水通暢，且單個(gè)光伏方陣面積不宜大于50 m2，最小邊不宜大于3 m。該員工建筑南側(cè)屋面可供安裝光伏組件的區(qū)域?yàn)?6 m×4 m，據(jù)此確定集熱器長為16 m，寬為3 m，總面積為48 m2。PV/T集熱器模塊的主要參數(shù)設(shè)置如表1所示。

表1 PV/T集熱器的主要參數(shù)Table 1 Main parameters of the PV/T collector

PV/T模型中光伏效率與光伏電池板溫度、入射太陽輻射線性相關(guān)。忽略沿光伏電池板表面的能量傳導(dǎo)，建立光伏板表面任意一點(diǎn)的能量平衡關(guān)系，表達(dá)式為

式中S為凈吸收太陽輻射量（總吸收太陽輻射量-用于光伏發(fā)電量），W/m2；hout為從光伏電池板表面與環(huán)境的對流換熱系數(shù)，取為13.3 W/(m2·℃)；hrad為光伏電池板表面到天空的輻射換熱系數(shù)，W/(m2·℃)；Tpv為光伏電池板的溫度，℃；Tamb為環(huán)境溫度，℃；Tsky為用于長波輻射計(jì)算的天空溫度，℃；Tabs為吸收板的溫度，℃；TR為光伏電池板和吸收板之間的材料熱阻，取0.036 (m2·℃)/W。

式（1）中凈吸收太陽輻射量S，在PV/T模型中定義為

式中（τα）n為在法向入射下直射的有效透射吸收積，取為0.85；IAM為入射角修正系數(shù)，取為0.1；TG為太陽輻射總量，W/m2；ηpv為光伏效率，%。

式（1）中光伏電池板表面到天空的輻射換熱系數(shù)hrad，在PV/T模型中定義為

式中ε為光伏電池板的表面輻射系數(shù)，取為0.9；σ為斯蒂芬—玻爾茲曼常數(shù)，取為5.67×10-8W/(m2·℃4)

光伏效率與光伏電池板的溫度相關(guān)，在PV/T模型中定義為

式中η為光伏組件在標(biāo)準(zhǔn)測試條件（Standard Test Conditions，STC）下的光伏效率；β為光伏效率的溫度系數(shù)；Tref為STC下的基準(zhǔn)溫度（25 ℃）。太陽能光伏組件的STC被“歐洲委員會(huì)”定義為101號標(biāo)準(zhǔn)，其中電池溫度為25 ℃，光譜為AM1.5，光譜輻照度為1 000 W/m2。

2）DST模型

本文選用DST（Dust Storage system，DST）模型對地埋管換熱器進(jìn)行模擬計(jì)算。DST模型由Hellstorm提出，適用于豎直地埋管換熱器鉆孔群的計(jì)算研究[25]。DST模型是關(guān)于中心對稱豎直的有限長柱熱源模型，假定鉆孔在蓄熱體中均勻布置，鉆孔內(nèi)為對流換熱，鉆孔外與土壤之間為導(dǎo)熱，鉆孔周圍的土壤的溫度由三部分表示，總體換熱溫度、局部換熱溫度、穩(wěn)定流動(dòng)溫度。土壤內(nèi)部某一點(diǎn)的溫度可以由以上三部分疊加求解得到。DST模型中蓄熱體的體積定義為

式中V為蓄熱體的體積，m3；N為鉆孔數(shù)量，個(gè)；H為鉆孔深度，m；B為孔間距，m。

根據(jù)濟(jì)南典型氣象年的小時(shí)逐時(shí)氣象資料，確定濟(jì)南的年平均氣溫為13.8 ℃，土壤表面的初始溫度為15 ℃。參照參考文獻(xiàn)[26]，確定土壤的導(dǎo)熱系數(shù)為1.53 W/(m·℃)，熱容量為2 000 kJ/(m3·℃)。根據(jù)2009年修訂的《地源熱泵系統(tǒng)工程技術(shù)規(guī)范》（GB50366—2005）要求，確定單個(gè)鉆孔的深度、鉆孔的孔徑和孔間距、埋管的形式為雙U形等[27]。土壤的熱物性參數(shù)和地埋管的具體參數(shù)設(shè)置如表2所示。

表2 地埋管換熱器模型的計(jì)算參數(shù)Table 2 Calculated parameters of the BHEs

3）熱泵模型

熱泵機(jī)組是PV/T-GCHPs中的重要組件，其運(yùn)行特性影響系統(tǒng)的性能和運(yùn)行能耗。本文選用文獻(xiàn)[28]建立的水—水熱泵機(jī)組模型，該模型在建立機(jī)組的半經(jīng)驗(yàn)公式的基礎(chǔ)上，結(jié)合機(jī)組實(shí)際運(yùn)行的樣本數(shù)據(jù)進(jìn)行回歸分析，求解半經(jīng)驗(yàn)公式中的各項(xiàng)系數(shù)，最終得到熱泵機(jī)組的數(shù)學(xué)模型。機(jī)組的額定制熱量為63.7 kW，額定制冷量為53.6 kW，機(jī)組制熱工況下額定性能系數(shù)為5.4，制冷工況下的額定性能系數(shù)為6.23。機(jī)組的制熱、制冷工況的切換通過0/1控制，當(dāng)控制信號為“0”時(shí)，機(jī)組按照制熱工況運(yùn)行，機(jī)組制熱性能系數(shù)和源側(cè)取熱量的求解公式見式（6）；當(dāng)控制信號為“1”時(shí)，機(jī)組按照制冷工況運(yùn)行，機(jī)組制冷性能系數(shù)的和源側(cè)放熱量的求解公式見式（7）。

式中 COPh為機(jī)組的制熱性能系數(shù)； CAPh為熱泵實(shí)時(shí)制熱量，kW；Ph為熱泵實(shí)時(shí)制熱功率，kW；Qgh為機(jī)組源側(cè)實(shí)時(shí)取熱量，kW。

式中 COPc為機(jī)組的制冷性能系數(shù)；CAPc為熱泵實(shí)時(shí)制冷量，kW；cP為熱泵實(shí)時(shí)制冷功率，kW；Qgc為機(jī)組源側(cè)實(shí)時(shí)放熱量，kW。

4）水泵模型

PV/T-GCHPs中的水泵模型，包括循環(huán)水泵、源側(cè)水泵、負(fù)荷側(cè)水泵。水泵模型為定流量水泵，水泵的啟停通過0/1控制，當(dāng)控制信號為“1”時(shí)，水泵按照設(shè)置好的參數(shù)穩(wěn)定運(yùn)行，當(dāng)控制信號為“0”時(shí)，水泵停止運(yùn)行。根據(jù)文獻(xiàn)[27]，雙U形埋管內(nèi)推薦流速不宜小于0.4 m/s，因此孔內(nèi)流速取0.45 m/s，對應(yīng)源側(cè)水泵流量為13.76 m3/h，源側(cè)水泵揚(yáng)程為26 m，根據(jù)建筑冬季設(shè)計(jì)熱負(fù)荷，確定負(fù)荷側(cè)水泵的流量為9.21 m3/h，負(fù)荷側(cè)水泵揚(yáng)程為32 m。

根據(jù)式（8）確定循環(huán)水泵的流量為2.88 m3/h，循環(huán)水泵的揚(yáng)程為5 m。

式中sG為太陽能集熱系統(tǒng)的設(shè)計(jì)流量，m3/h；g為太陽能集熱器的單位面積設(shè)計(jì)流量，m3/(h·m2)；A為集熱器的采光面積，m2。其中，g根據(jù)《太陽能供熱采暖工程技術(shù)規(guī)范》（GB 50495—2009）選取0.06 m3/(h·m2)[29]。

2.3 系統(tǒng)的控制策略

PV/T-GCHPs工作時(shí)，太陽能集熱泵冬季白天全天開啟。PT100溫度傳感器將收集到的溫度信息傳遞給溫差控制器，溫差控制器適于設(shè)定好的上下限溫度生成信號傳遞給總控制器，總控制器將信號結(jié)合時(shí)間進(jìn)行控制處理，輸出處理后的信號控制電動(dòng)三通閥的切換、水泵的開啟和熱泵的運(yùn)行，實(shí)現(xiàn)了PV/T-GCHPs在全年3種不同工作模式下的轉(zhuǎn)換，可以滿足夏季的晚上供冷、冬季的全天供暖、光伏發(fā)電和太陽能土壤補(bǔ)能。該復(fù)合供能系統(tǒng)充分利用了太陽能和地?zé)崮?，?shí)現(xiàn)了可再生能源的互補(bǔ)利用。

PV/T-GCHPs的3種運(yùn)行模式通過控制兩個(gè)電動(dòng)三通閥來實(shí)現(xiàn)切換。如圖2所示，“a”設(shè)置為三通閥換向口，“b”設(shè)置為三通閥出口。當(dāng)控制信號為“0”時(shí)，工質(zhì)經(jīng)“b”流出閥門；當(dāng)控制信號為“1”時(shí)，工質(zhì)經(jīng)“a”流出閥門。系統(tǒng)具體運(yùn)行的模式和功能見表3。

表3 系統(tǒng)運(yùn)行模式和功能Table 3 System operation modes and function

2.4 系統(tǒng)的合理性論證

本文利用Trnsys平臺(tái)建立了PV/T-GCHPs系統(tǒng)模型，主要的核心組件包括PV/T模型、水—水熱泵機(jī)組模型、DST計(jì)算模型。文獻(xiàn)[1]基于Trnsys軟件建立了一種太陽能光伏耦合地埋管換熱器系統(tǒng)，驗(yàn)證了PV/T模型可以用于模擬PV/T集熱器光伏發(fā)電和光熱在不同太陽輻射下的變化。文獻(xiàn)[28]利用DOE-2模型和多元多項(xiàng)式回歸模型開發(fā)的水—水熱泵機(jī)組模型，模型的預(yù)測值接近于樣本值，能夠準(zhǔn)確的的反應(yīng)各種工況下機(jī)組性能的變化規(guī)律。文獻(xiàn)[1]通過熱響應(yīng)試驗(yàn)數(shù)據(jù)驗(yàn)證了Trnsys軟件中DST計(jì)算模型的可靠性，測試試驗(yàn)10 h后，土壤平均溫度模擬值和實(shí)測值的相對誤差值為0.9%，DST模型的模擬工況與實(shí)際運(yùn)行工況一致，可以用于BHE管群的實(shí)際換熱模擬研究。綜合各方研究結(jié)果，PV/T模型、水—水熱泵機(jī)組模型、DST計(jì)算模型組件可靠性強(qiáng)，本文建立的系統(tǒng)模型可用于預(yù)測PV/T-GCHPs系統(tǒng)的運(yùn)行特性。

3 地埋管換熱器設(shè)計(jì)

地埋管換熱器的設(shè)計(jì)過程中，土壤源熱泵源側(cè)的進(jìn)水溫度是影響系統(tǒng)可靠性的重要因素。根據(jù)文獻(xiàn)[30]制熱時(shí)熱泵源側(cè)溫度進(jìn)水溫度應(yīng)該控制在-5～25 ℃，制冷時(shí)應(yīng)該控制在10～40 ℃。本系統(tǒng)為建筑熱負(fù)荷占優(yōu)的熱泵系統(tǒng)，且BHE內(nèi)的循環(huán)工質(zhì)為乙二醇防凍液，故機(jī)組源側(cè)進(jìn)水溫度的下限值Tmin設(shè)定為4 ℃。采用先按經(jīng)驗(yàn)值估算，后進(jìn)行系統(tǒng)模擬優(yōu)化的方法來確定埋管總長度[31]。GCHPs的土壤初始溫度、土壤熱物性參數(shù)、U型管和鉆孔的參數(shù)與PV/T-GCHPs相同，見表2。圖4為20 a內(nèi)PV/T-GCHPs和GCHPs的機(jī)組源側(cè)進(jìn)水溫度變化，20 a內(nèi)熱泵源側(cè)的最低進(jìn)水溫度Tmin=4 ℃，最終確定PV/T-GCHPs鉆孔數(shù)量為16個(gè)，GCHPs的鉆孔數(shù)量為22個(gè)?？梢?，應(yīng)用PV/T-GCHPs較GCHPs對應(yīng)的BHE總長度降低了27.3%，與文獻(xiàn)[21]的研究結(jié)果一致，驗(yàn)證了本文結(jié)果的可靠性。

4 運(yùn)行特性分析

本文對PV/T-GCHPs全壽命周期（20 a）的運(yùn)行特性進(jìn)行了模擬研究，在計(jì)算系統(tǒng)發(fā)電量和PV系統(tǒng)對應(yīng)值的基礎(chǔ)上，對比了PV/T-GCHPs和PV系統(tǒng)的光伏發(fā)電效率；通過計(jì)算PV/T-GCHPs和GCHPs的COP，分析了PV/T-GCHPs的綜合節(jié)能優(yōu)勢及其經(jīng)濟(jì)性。

4.1 PV/T-GCHPs的光伏發(fā)電效率

1）典型日光伏發(fā)電效率

本文選取第1年的4月2日為一個(gè)典型日，PV/T-GCHPs處于工作模式2，圖5為0:00—24:00時(shí)PV系統(tǒng)與PV/T-GCHPs光伏電池板表面溫度和光伏效率的對比圖?？梢钥闯觯?:00—6:00和20:00—24:00時(shí)段，由于沒有太陽輻射，PV系統(tǒng)與PV/T-GCHPs的光伏效率為0；在7:00—9:00時(shí)段，隨著太陽輻射逐漸增強(qiáng)，PV系統(tǒng)與PV/T-GCHPs光伏板的溫度從初始的3.47 ℃升高到22.35 ℃，對應(yīng)的光伏效率從初始的17.76%下降到16.60%；在10:00—16:00時(shí)段，太陽輻射先增強(qiáng)后減弱，PV系統(tǒng)光伏板的溫度也呈相同趨勢變化，在12:00時(shí)達(dá)到峰值46.79 ℃，PV/T-GCHPs對應(yīng)的光伏效率先下降后上升，在12:00時(shí)降至谷值15.02%，PV/T-GCHPs光伏板的溫度在22.72～26.64 ℃的范圍內(nèi)平穩(wěn)變化，系統(tǒng)12:00時(shí)的光伏板溫度為25.88 ℃，較同時(shí)刻的PV系統(tǒng)低44.69%，系統(tǒng)的光伏效率穩(wěn)定在16.56%～16.84%的范圍內(nèi)，12:00時(shí)的光伏效率為16.84%，較同時(shí)刻的PV系統(tǒng)高12.12%；17:00—19:00時(shí)段，PV系統(tǒng)與PV/T-GCHPs光伏板的初始溫度為25.12 ℃，對應(yīng)的光伏效率為16.28%，隨著太陽輻射的逐漸減弱，光伏板的溫度降低到11.65 ℃，由于光伏板溫度的降低，對應(yīng)的光伏效率升高到17.07%。在太陽輻射最強(qiáng)的10:00—16:00時(shí)段，光伏電池板的溫度高，對應(yīng)時(shí)段的PV系統(tǒng)由于沒有液體的冷卻降溫導(dǎo)致光伏板的溫度顯著升高，光伏效率明顯降低，PV/T-GCHPs通過耦合BHE管群，實(shí)現(xiàn)對PV/T集熱器的冷卻，降低了光伏板的溫度，有效提升了光伏效率。

2）年光伏發(fā)電效率

通過模擬PV/T-GCHPs和PV系統(tǒng)運(yùn)行特性得出，在PV/T-GCHPs全壽命周期內(nèi)，PV/T-GCHPs運(yùn)行20 a的總發(fā)電量為186 748 kW·h，較PV系統(tǒng)發(fā)電量增加20 322 kW·h。第1年P(guān)V系統(tǒng)與PV/T-GCHPs月發(fā)電量和月平均光伏效率對比如表4所示。由表4可以看出，隨著太陽輻射量的增大，PV/T-GCHPs和PV系統(tǒng)的月發(fā)電量逐步增加，在5月均達(dá)到最大值，該月PV/T-GCHPs月發(fā)電量較PV系統(tǒng)高13.73%。太陽輻射量在12月降至全年最小值，此時(shí)PV/T-GCHPs和PV系統(tǒng)的月發(fā)電量均降至最低值，該月的PV/T-GCHPs月發(fā)電量較PV系統(tǒng)高8.67%。

表4 PV/T-GCHPs和PV系統(tǒng)月發(fā)電量和月平均光伏效率的比較Table 4 Comparison of PV/T-GCHPs and PV system monthly electricity yield and monthly average PV efficiency

如表4所示，PV/T-GCHPs和PV系統(tǒng)在6～7月份 的月平均光伏效率為16.23%～16.45%和15.54%～15.69%，文獻(xiàn)[20]中該月份的PV/T-GCHPs和PV系統(tǒng)光伏效率范圍分別為18.3%～15.6%和18%～14.1%，驗(yàn)證了本文研究結(jié)論的可靠性。

除了太陽輻射量，光伏發(fā)電與室外干球溫度密切相關(guān)。全年干球溫度先升高后降低，在7月達(dá)到最大值26.1 ℃，PV/T-GCHPs和PV系統(tǒng)的月平均光伏效率呈相反的趨勢，且均降至最低值，該月PV/T-GCHPs的月平均光伏效率較PV系統(tǒng)高4.47%。冬季（1月—2月、12月）較低的室外溫度可以更好的冷卻光伏電池板，兩種系統(tǒng)冬季各月的月平均光伏效率均高于其他月份。

4.2 PV/T-GCHPs的土壤平均溫度

為了對比分析PV/T-GCHPs與GCHPs的土壤溫度變化，分別計(jì)算了PV/T-GCHPs和PV系統(tǒng)20 a的土壤平均溫度，圖6為PV/T-GCHPs與GCHPs土壤平均溫度Tavg的對比圖?？梢钥闯?，隨著系統(tǒng)運(yùn)行，PV/T-GCHPs與GCHPs的Tavg呈現(xiàn)出相同的波動(dòng)下降趨勢，到第20年止PV/T-GCHPs的Tavg由初始的15 ℃下降到175 200 h的11.80 ℃，GCHPs的對應(yīng)值由15 ℃下降到9.3 ℃，PV/T-GCHPs第175 200 h的Tavg較GCHPs 升高2.5 ℃。兩個(gè)系統(tǒng)土壤溫度年最小值的差值逐年加大，在第20年，溫差達(dá)到2.22 ℃。PV/T-GCHPs通過結(jié)合PV/T集熱器，集熱器吸收太陽輻射后實(shí)現(xiàn)了太陽能對土壤的熱量補(bǔ)充，土壤升溫明顯，在緩解了建筑冷熱負(fù)荷不平衡導(dǎo)致的土壤溫度下降的同時(shí)，較相同建筑負(fù)荷GCHPs對應(yīng)的BHE總長度縮減了600 m。

4.3 PV/T-GCHPs的節(jié)能效益與經(jīng)濟(jì)效益

1）節(jié)能效益

在綜合考慮PV/T-GCHPs發(fā)電量的基礎(chǔ)上，通過計(jì)算PV/T-GCHPs和GCHPs的逐年COP值，本文分析了PV/T-GCHPs相對于GCHPs的綜合節(jié)能效益。結(jié)合PV/T-GCHPs的特點(diǎn)，兩個(gè)系統(tǒng)的年COP采用下式計(jì)算

式中COP為系統(tǒng)的年性能系數(shù)；Q為建筑的全年負(fù)荷需求，kW·h；對于GCHPs，W為系統(tǒng)年運(yùn)行能耗，kW·h；對于PV/T-GCHPs，W為系統(tǒng)年運(yùn)行能耗減去系統(tǒng)年發(fā)電量，kW·h。

PV/T-GCHPs和GCHPs的20 a的COP平均值COPmean采用下式計(jì)算

式中對于GCHPs，iW為第i年的系統(tǒng)年運(yùn)行能耗，kW·h；對于PV/T-GCHPs，iW為第i年的系統(tǒng)年運(yùn)行能耗減去系統(tǒng)年發(fā)電量，kW·h。

圖7 為兩個(gè)系統(tǒng)在第1年和第20年的年COP對比圖， COP1st為系統(tǒng)第1年的年COP， COP20th為系統(tǒng)第20 年的年COP?？梢钥闯觯珿CHPs年COP由第1年的3.92增加到第20年的3.95，系統(tǒng)的 COPmean為3.94；PV/T-GCHPs年COP由第1年的5.20增加到第20年的5.22，C OPmean為5.21；PV/T-GCHPs的 COP1st和 COP20th較GCHPs分別高32.65%、32.15%，系統(tǒng)的 COPmean與GCHPs相比增大32.23%。

2）經(jīng)濟(jì)效益

PV/T-GCHPs與GCHPs的熱泵選型相同，全壽命周期內(nèi)PV/T-GCHPs相較于GCHPs增加的初投資為48 m2PV/T集熱器、一個(gè)4.8 m3的儲(chǔ)熱水箱、一臺(tái)3 m3/h的水泵和一套控制設(shè)備，但相應(yīng)減少了6個(gè)BHE的初投資。PV/T-GCHPs較GCHPs增加的初投資為

式中IPV/T為集熱器的費(fèi)用，72 000元；Itank為儲(chǔ)熱水箱的費(fèi)用，3 840元；Ipump為水泵的費(fèi)用，2 000元；Icu為控制設(shè)備的費(fèi)用，5 000元；Idill為單米鉆孔的鉆孔費(fèi)用，100元/m；Ipipe為地埋管選用的管材費(fèi)用，5元/m[26]。

全壽命周期20 a內(nèi)，PV/T-GCHPs較GCHPs通過光伏發(fā)電減少的運(yùn)行費(fèi)用為

式中Mele為電價(jià)，0.55元/(kW·h)；Wpv為PV/T-GCHPs運(yùn)行20 a的總發(fā)電量，為186 748 kW·h；Whp為GCHPs運(yùn)行20 a的總能耗，653 493 kW·h；Wre為PV/T-GCHPs運(yùn)行20 a的總能耗，680 182 kW·h。

根據(jù)式（11）和（12），全壽命周期內(nèi)PV/T-GCHPs較GCHPs增加的初投資為10 840元，PV/T-GCHPs較GCHPs減少的運(yùn)行費(fèi)用為88 032.45元。因此，全壽命周期內(nèi)PV/T-GCHPs較GCHPs節(jié)省的總費(fèi)用為77 192.45元。

5 結(jié) 論

本文以濟(jì)南某6層員工公寓樓為供能對象，建立PV/T-GCHPs模型對其性能進(jìn)行模擬研究，并與PV系統(tǒng)和GCHPs進(jìn)行了性能對比。得出以下結(jié)論：

1）PV/T-GCHPs通過耦合BHEs管群，有效冷卻了光伏電池板，典型日（4月2日）12:00時(shí)的光伏電池板溫度較PV系統(tǒng)降低44.69%，對應(yīng)的光伏效率比同時(shí)刻的PV系統(tǒng)高12.12%；

2）PV/T-GCHPs運(yùn)行20 a的總發(fā)電量較PV系統(tǒng)增加20 322 kW·h。在系統(tǒng)運(yùn)行的第1年，PV/T-GCHPs與PV系統(tǒng)相比，月發(fā)電量的最大值提高13.73%，月發(fā)電量最小值增加8.67%；系統(tǒng)月平均光伏效率的最小值為16.23%，較PV系統(tǒng)高4.47%；

3）PV/T-GCHPs全壽命周期內(nèi)（20 a）通過太陽能給土壤補(bǔ)能，第175 200 h對應(yīng)的Tavg較GCHPs升高2.5 ℃，改善了建筑冷熱負(fù)荷不平衡導(dǎo)致的土壤溫度下降現(xiàn)象的同時(shí)，較相同建筑負(fù)荷的GCHPs對應(yīng)的BHE總長度縮減了600 m。PV/T-GCHPs全壽命周期內(nèi)（20 a）的 COPmean為5.21，較GCHPs高32.23%。PV/T-GCHPs的全壽命周期成本較GCHPs低77 192.45元。