太陽能耦合燃料電池聯供系統余熱回收的運行參數模擬研究

張 濤，韓吉田，于澤庭，劉 洋

太陽能耦合燃料電池聯供系統余熱回收的運行參數模擬研究

張 濤1,2，韓吉田1，于澤庭1，劉 洋1

（1. 山東大學能源與動力工程學院，濟南 250061；2. 山東省泰安市中心醫院，泰安 271000）

該文將太陽能與燃料電池相結合，構建太陽能耦合質子交換膜燃料電池的聯供系統（proton exchange membrane fuel cell，PEMFC）。試驗與仿真研究太陽能耦合質子交換膜燃料電池聯供系統余熱回收的運行參數。試驗結果表明：在低溫太陽能集熱器/空氣源熱泵熱水系統中，儲熱水箱平均溫度為45.55 ℃，熱泵運行溫度設定為40～45 ℃。仿真結果表明：增加PEMFC電堆單電池個數及氫氣燃料分壓力，可有效提高PEMFC電堆輸出電壓。提高PEMFC電堆的輸出電壓及電流的同時，電堆的運行溫度隨之降低，同時也相應的延長了PEMFC電堆的啟動時間。PEMFC電堆循環冷卻水進出口溫度為45～55 ℃，當PEMFC電堆循環冷卻水進出口溫度為50～55℃時，太陽能冷卻水進出口溫度為40～45 ℃，PEMFC電堆的運行溫度為80.47 ℃，氫氣反應速率為0.015 4 mol/s，板式換熱器熱效率的合理區間為0.5～0.9。試驗及仿真研究結果表明，40～45 ℃的低溫太陽能集熱器/空氣源熱泵熱水系統，可連續不斷地吸收PEMFC循環冷卻水熱量，確保聯供系統正常運行。

太陽能；熱泵；燃料電池；板式換熱器；太陽能冷卻水；仿真研究

0 引 言

太陽能、氫能和余熱資源被認為是當今社會主要的可再生能源，此3種能源不但能夠滿足社會能源載體的需求，而且能夠減少來自化石能源的二氧化碳排放量[1]。太陽能雖然具有分散性、間歇性及隨機性等不利因素，但同時具有普遍、巨大、長久及無害等優點[2]。充分利用太陽能對于節約常規能源、保護環境具有極其重大的意義[3]。燃料電池是一種清潔高效的能源技術，在經歷了一段時間的發展后，現已進入商業開發應用階段，現有的每一種燃料電池技術均有其特有的優點、缺點和應用領域[4]。PEMFC具有質量輕及能流密度相對較高的特點，其可在低溫環境下運行并獲得較高效率，現已成功應用于發動機行業[5]。起初，工業余熱資源未被回收利用，造成不必要的浪費，余熱回收不但能提供有效的能源途徑，而且能有效降低能源消耗[6-7]。由于可用太陽能受到諸多限制，將太陽能儲存于氫能并吸收燃料電池高溫余熱資源的太陽能耦合質子交換膜燃料電池聯供系統是解決這種問題的途徑之一[8-9]。

中國科學院工程熱物理研究所應用光譜選擇性納米流體技術，提出了一種光伏發電和太陽能合成氣燃料電池于一體的聚光太陽能發電系統[10]。研究表明，太陽光的紫外和紅外光譜帶通過熱化學反應被吸收并轉化為太陽合成氣，太陽能合成氣通過固體氧化物燃料電池轉化為電能；可見光和近紅外太陽光帶通過聚光器光伏陣列轉換成電能；在900 W/m2的太陽直接輻射下，太陽能發電效率有望達到31.5%。湖南科技學院應用能源梯級利用技術，提出了一種聚光太陽能集熱器耦合PEMFC冷熱電聯供系統[11-12]。研究表明，太陽能耦合PEMFC冷熱電聯供系統是可行的，降低運行溫度，提高燃料的相對濕度及進口壓力，可將系統（火用）效率提高至39.9%，全年減排溫室氣體1.82×107g。華中科技大學應用有機朗肯循環技術，提出了一種適用于家庭的太陽能耦合PEMFC聯供系統[13-14]。研究表明，電流密度、太陽能輻照強度及環境溫度是聯供系統的主要影響因素，由于該系統具有設備利用率高、效率高、穩定性好、噪聲低、排放低等優點，因此具有良好的應用前景。

法國學者應用PEMFC反應余氣以及燃燒室熱能，構建了一種小型冷熱電聯供系統[15]。研究表明，與傳統的分布式能源系統相比較，PEMFC微網系統節能效率有望達到35%，位于馬賽單戶住宅的最大節能率約為35%，位于雷恩單戶住宅的最低節能率約為32%。西班牙學者應用固態碳技術，發明了一種太陽能耦合燃料電池的集中熱發電系統，聚光太陽能分解甲烷生成碳和氫氣，碳和氫氣供給燃料電池生成直流電[16]。研究表明，這種太陽能耦合燃料電池的集中熱發電效率優于單一的聚光太陽能熱電廠效率。伊朗學者通過將儲氫技術應用于風力發電、光伏發電及PEMFC冷熱電的微網系統，提出了一種多目標螢火蟲算法，將不確定性參數混合整數非線性規劃問題轉化為隨機混合整數非線性規劃問題[17-18]。研究表明，通過多目標螢火蟲算法，可將電力市場價格、風速、太陽輻照度、PEMFC運行參數等不確定性，協調統一為最優調度狀態。

山東大學在低溫太陽能集熱器研究的基礎上[19-20]，結合燃料電池聯供系統的相關研究[21]，構建了太陽能耦合PEMFC的聯供系統[8]，通過太陽能試驗平臺，驗證了聯供系統的可行性[22]。本文根據太陽能試驗數據，仿真研究PEMFC靜態影響因素，PEMFC動態及太陽能循環冷卻水運行參數。

1 聯供系統及太陽能試驗

本節論述聯供系統的構成、太陽能試驗裝置及太陽能運行參數，試驗驗證太陽能余熱回收的可行性。

1.1 聯供系統構成

如圖1所示，太陽能耦合質子交換膜燃料電池（PEMFC）熱電聯供系統由太陽能氣象站、太陽能光電/PEMFC、低溫太陽能集熱器/空氣源熱泵熱水系統及PEMFC/板式換熱器構成。

太陽能電解水產生的氫氣和氧氣分別儲存在氫氣儲罐和氧氣儲罐中，氫氣和氧氣經過PEMFC發生電化學反應產生直流電能。空氣源熱泵控制溫度設定為40～45 ℃，維持儲熱水箱內溫度為40～45 ℃。太陽能熱水流經板式換熱器時，吸收熱量水溫上升后，儲存在水箱內部供給用戶使用。

圖1 太陽能耦合PEMFC熱電聯供系統簡圖

1.2 太陽能試驗裝置

根據熱電聯供系統中太陽能余熱回收的特點，搭建太陽能氣象站及低溫太陽能集熱器/空氣源熱泵熱水系統，試驗驗證太陽能余熱回收的可行性。

如圖2所示，太陽能氣象觀測站的室外儀器包括風速風向儀、溫度濕度儀、數據采集器、太陽輻射表、數據采集線、儀器支架等設備；太陽能氣象觀測站的室內儀器包括太陽能熱水系統測試儀、測試軟件、測試主機、數據采集線等設備。

如圖3所示，低溫太陽能集熱器/空氣源熱泵熱水系統主要分為3部分。第1部分為太陽能集熱器加熱系統，當日光充足時，生活用水經太陽能集熱器加熱溫度升高，試驗裝置為太陽能循環泵、橫雙排全玻璃真空管太陽能集熱器。第2部分為空氣源熱泵系統，當水箱內水溫低于設定值時，空氣源系統啟動，生活熱水吸收空氣熱能后溫度升高，試驗裝置為空氣源熱水機組、循環水泵等輔助設備。第3部分為儲熱水箱，所有生活熱水均儲存在水箱內部，儲熱和保溫是水箱的2個主要指標。

a. 室外設備

a. Outdoor equipment

b. 室內設備

b. Indoor equipment

1.太陽輻射表 2.數據采集器 3.風速風向儀 4.溫度濕度儀 5.數據采集線 6.支架 7.太陽能熱水系統測試儀 8.測試軟件 9.數據采集線 10.測試主機

1.Solar radiation meter 2.Data collector 3.Wind speed and direction meter 4.Temperature and humidity meter 5.Data collection line 6.Support 7.Test meter of solar hot water system 8.Test software 9.Data collection line 10.Test mainframe

圖2 太陽能氣象觀測站

Fig.2 Solar meteorological observe station

1.空氣源熱泵 2.熱水系統控制器 3.橫雙排全玻璃真空管太陽能集熱器 4.太陽能循環泵 5.太陽能出水管 6.儲熱水箱 7.自來水補水管 8.空氣源循環水泵

2 仿真模型

本節應用Matlab/Simulink仿真軟件，構建PEMFC輸出電壓靜態仿真模型和太陽能冷卻水動態仿真模型[22]，仿真研究質子交換膜燃料電池電堆的影響因素，確定太陽能余熱回收利用的運行參數。

2.1 PEMFC輸出電壓

PEMFC電堆的輸出電壓如式（1）所示，輸出電壓Matlab/Simulink仿真模型如圖4所示。PEMFC輸出電壓仿真模型包括8個輸入變量，即燃料電池溫度、氫氣分壓力、氧氣分壓力、電池電流、交換膜有效面積、質子交換膜的厚度、膜的等效接觸電阻、燃料電池工作狀態常數。7個變量，即4個活化過電壓經驗參數、質子交換膜的水含量、最大電流密度、燃料電池電堆電池個數。5個子系統，即熱力學電動勢、活化過電壓、歐姆電壓降、濃差過電壓、燃料電池電堆電壓。

式中為單電池的輸出電壓，V；為電池堆的輸出電壓，V；為電堆中單電池個數；為熱力學電動勢，V；為活化過電壓，V；為歐姆電壓降，V；為濃差過電壓，V。

2.2 太陽能冷卻水

PEMFC電堆能量方程如式（2）所示，太陽能冷卻水Matlab/Simulink仿真模型如圖5所示。太陽能冷卻水仿真模型包括12個輸入變量，即氫氣的摩爾反應速率、參加反應的氫氣的焓值、電堆的輸出電壓、電堆的熱容、電堆電流、電堆循環冷卻水入口溫度、電堆循環冷卻水出口溫度、電堆的導熱系數、電堆的對流換熱系數、板式換熱器冷卻水入口溫度、板式換熱器冷卻水出口溫度、板式換熱器效率。4個變量設定，即電堆循環冷卻水比熱容、板式換熱器冷卻水比熱容、電堆環境溫度、電堆熱阻。4個子系統，即電堆循環冷卻水熱功率系統、電堆對外輻射的熱功率系統、電堆循環冷卻水流量系統、板式換熱器冷卻水系統。4個仿真數據輸出端口，即電堆溫度輸出端口、電堆冷卻水熱功率輸出端口、電堆冷卻水流量輸出端口、板式換熱器冷卻水流量輸出端口。

式中為電堆的吸熱功率，J/s；為電堆熱容，J/℃；為進入電堆的總功率，J；為電堆輸出的電功率，W；為冷卻水帶走的熱功率，W；為電堆對外輻射的熱功率，W。

3 PEMFC輸出電壓

本節應用PEMFC輸出電壓靜態仿真模型，研究電堆電流、電堆溫度、燃料分壓力、燃料電池單體數量對PEMFC電堆輸出電壓的影響。

3.1 初始條件

假定PEMFC電堆處于穩定的連續運行狀態，仿真模型中的PEMFC電化學參數如表1所示。

3.2 電堆電流

PEMFC電堆輸出電壓、輸出功率數據變化如表2所示，電堆電流在0～20 A范圍內，隨著電堆電流的增加，PEMFC電堆輸出電壓由零迅速升高至最大值；電堆電流在20～200 A范圍內，隨著電堆電流升高，PEMFC電堆輸出電壓逐漸下降，但下降幅度僅為7.56 V，電堆輸出電壓趨向平穩。電堆電流在0～200 A范圍內，隨著電堆電流升高，PEMFC電堆輸出功率迅速升高，由零值升高至最大值6 824.20 W。

3.3 電堆溫度

PEMFC電堆溫度變化如圖6所示，PEMFC電堆溫度在293～373 K范圍內，隨著電堆溫度升高，PEMFC電堆輸出電壓直線下降，由最大值降至最小值，PEMFC電堆輸出電壓最大降幅為10.67 V。

表1 PEMFC電化學參數

表2 PEMFC電堆輸出電壓、輸出功率

圖6 電堆溫度變化

3.4 燃料分壓力對電堆電壓的影響

燃料分壓力影響如圖7所示，隨著PEMFC氫氣分壓力的增加，氫氣分壓力在1.0～5.0 atm范圍內，PEMFC電堆輸出電壓逐漸升高，最大增幅為0.83 V。隨著PEMFC氧氣分壓力的增加，氧氣分壓力在1.0～5.0 atm范圍內，PEMFC電堆輸出電壓逐漸降低，最大降幅為1.01 V。

圖7 燃料分壓力對電堆電壓的影響

3.5 單電池數量對電堆電壓的影響

單電池數量影響如圖8所示，隨著PEMFC單電池數量的增加，單電池數量在1～50個范圍內，PEMFC電堆輸出電壓直線升高，最大增值為51.11 V，增加串聯單電池數量可有效提高PEMFC電堆輸出電壓。

圖8 單電池數量對電堆電壓的影響

4 PEMFC電堆動態仿真

本節應用PEMFC電堆動態仿真模型，研究電堆溫度、電堆循環冷卻水的熱功率、電堆循環冷卻水流量、換熱器冷卻水流量的變化規律。研究氫氣的摩爾反應速率、電堆輸出電壓、電堆電流、電堆循環冷卻水進出口溫度變化對電堆溫度及啟動時間的影響。

4.1 初始條件

假定PEMFC電堆處于連續運行狀態，電堆動態仿真熱模型參數如表3所示。

表3 電堆動態仿真熱模型參數

4.2 動態仿真電堆溫度變化

動態仿真電堆溫度變化如圖9所示，在0～1 000 s范圍內，PEMFC電堆溫度的增幅最大。在1 000～4 000 s范圍內，PEMFC電堆溫度的增幅最小。在4 000～5 000 s范圍內，PEMFC電堆溫度沒有變化，此時PEMFC電堆溫度為80.07 ℃，PEMFC電堆溫度穩定時刻為3 686.90 s。

圖9 動態仿真電堆溫度變化

4.3 循環冷卻水熱功率

電堆循環冷卻水熱功率變化如圖10所示，在0～300 s范圍內，PEMFC電堆循環冷卻水熱功率為0。在300～400 s范圍內，電堆冷卻水熱功率由0增加至404.12 W，PEMFC電堆開始啟動。在400～2 600 s范圍內，電堆冷卻水熱功率逐漸增加。在2 600～5 000 s范圍內，電堆冷卻水熱功率趨于平穩，此時PEMFC電堆冷卻水熱功率為1 532.60 W。

圖10 電堆循環冷卻水熱功率變化

4.4 冷卻水流量

動態仿真冷卻水流量變化如圖11所示，PEMFC電堆循環冷卻水流量與板式換熱器冷卻水流量，均與電堆冷卻水熱功率相關，0～5 000 s動態仿真范圍內，冷卻水流量變化趨勢與循環冷卻水熱功率相同。在2 600～5 000 s范圍內，冷卻水流量趨于平穩，由于設定板式換熱器熱效率0.5的影響，板式換熱器冷卻水流量是電堆循環冷卻水流量的2倍。

圖11 動態仿真冷卻水流量變化

4.5 氫氣反應速率

隨著氫氣反應速率的增加，PEMFC電堆啟動時間呈下降趨勢，即電堆啟動工作時間越來越短。但在0.016～0.017 mol/s和0.018～0.019 mol/s范圍內，電堆啟動時間相同。

PEMFC電堆溫度隨氫氣反應速率的變化如圖12所示，隨著氫氣反應速率的增加，處于穩定狀態的PEMFC電堆溫度直線上升，即氫氣反應速率的變化對PEMFC電堆溫度的影響最為明顯，合理控制氫氣反應速率，可使PEMFC電堆處于最佳的工作狀態。

圖12 氫氣反應速率

4.6 電堆電壓

電堆溫度隨電堆電壓的變化如圖13所示，隨著電堆輸出電壓的增加，PEMFC電堆啟動時間呈上升趨勢，即電堆啟動工作時間越來越長。在21.00～22.75 V范圍內，電堆啟動時間的差值為90.92 s，在24.50～28.00 V范圍內，電堆啟動時間的差值為11.32 s。隨著電堆輸出電壓的增加，處于穩定狀態的PEMFC電堆溫度直線下降，在輸出電壓21.00～28.00 V范圍內，PEMFC電堆溫度的下降值為17.15 ℃。

圖13 電堆溫度隨電堆電壓的變化

4.7 電堆電流

PEMFC電堆溫度隨電堆電流的變化如圖14所示，隨著電堆輸出電流的增加，在69.60～92.80 A范圍內，電堆啟動時間的差值僅為5.71 s，沒有明顯變化。但在92.80～162.40 A范圍內，電堆啟動時間的差值為358.77 s，上升趨勢較為明顯。隨著電堆電流的增加，處于穩定狀態的PEMFC電堆溫度直線下降，在電堆電流69.60～162.40 A范圍內，PEMFC電堆溫度的下降值為49.88 ℃。

圖14 電堆溫度隨電堆電流的變化

4.8 電堆溫度隨循環冷卻水溫度的變化

PEMFC電堆溫度隨循環冷卻水的變化如圖15所示，隨著循環冷卻水進出口溫度的增加，在35/45℃范圍內，電堆啟動時間的下降值為18.74 s，即電堆能較早進入工作狀態。但循環冷卻水進出口溫度在45/55 ℃范圍內，電堆啟動時間的延后值為106.27 s。隨著循環冷卻水進出口溫度的增加，處于穩定狀態的PEMFC電堆溫度直線上升，當循環冷卻水進出口溫度為45/55 ℃時，PEMFC電堆溫度為88.23 ℃。

注：35/43為進口溫度/出口溫度，依此類推。

5 太陽能冷卻水

本節應用太陽能冷卻水動態仿真模型，匹配PEMFC電堆溫度、電堆循環冷卻水、太陽能冷卻水的運行參數，板式換熱器熱效率變化對PEMFC系統的影響。

5.1 運行參數

根據太陽能熱用戶需求熱水溫度的特點及太陽能集熱器/空氣源熱泵的試驗數據，設定太陽能熱水溫度的變化區間為37～45 ℃。根據PEMFC電堆循環冷卻水的出口溫度低于55 ℃的要求，設定PEMFC電堆循環冷卻水的變化區間為45～55 ℃。根據溫度區間的設定，研究PEMFC電堆/板式換熱器的運行參數。

電堆啟動時間隨循環冷卻水進出口溫度的變化如圖 16所示，當PEMFC電堆循環冷卻水進出口溫度為45/55 ℃及50/55 ℃時，PEMFC電堆的啟動時間最長，但2個區間的PEMFC電堆的啟動時間僅相差0.38 s。當PEMFC電堆循環冷卻水進出口溫度為45/50 ℃時，PEMFC電堆的啟動時間最短，比其他2個區間PEMFC電堆的啟動時間提前99.86 s。

注：45/55為進口溫度/出口溫度，依此類推。

PEMFC電堆/板式換熱器的運行參數如表4所示，當PEMFC電堆循環冷卻水進出口溫度分別為50、55 ℃時，PEMFC電堆的氫氣反應速率最小，此時匹配的太陽能冷卻水進出口溫度分別為40、45 ℃，PEMFC電堆的運行溫度為80.47 ℃，狀態3的數據均在合理區間。

表4 PEMFC電堆/板式換熱器的運行參數

5.2 換熱器熱效率

根據PEMFC電堆狀態3的運行參數，研究板式換熱器熱效率變化對太陽能冷卻水流量和PEMFC電堆參數的影響。

太陽能冷卻水流量隨換熱器熱效率變化如圖17所示，當板式換熱器的熱效率在0.1～0.5范圍內變化時，太陽能冷卻水流量的下降幅度為0.41 kg/s。當板式換熱器的熱效率在0.5～0.9范圍內變化時，太陽能冷卻水流量的下降幅度為0.04 kg/s。板式換熱器熱效率未對PEMFC電堆參數形成影響，板式換熱器熱效率的合理區間為0.5～0.9。

圖17 太陽能冷卻水流量隨換熱器熱效率變化

5.3 可行性驗證

根據太陽能余熱回收的要求，主要測定全玻璃真空管集熱管、集熱器、熱水系統儲熱水箱、空氣源熱泵出口的溫度變化。為確保太陽能參數的可靠性，試驗選擇太陽能環境最差的冬季晴天、陰天和雪天。如表5太陽能熱水系統試驗數據所示，在太陽能環境最差的冬季雪天測試時段內，儲熱水箱內部的平均溫度為45.55 ℃。由于晴天對熱水的使用量較大，循環水量也因此增加，導致晴天水箱的水溫較低。太陽能循環冷卻水的仿真區間為35～65 ℃，確定太陽能循環冷卻水進出口的最優參數為40～45 ℃，太陽能熱水系統試驗的溫度區間相吻合，試驗驗證了太陽能循環冷卻水的可行性[23]。

表5 太陽能熱水系統試驗數據

6 結 論

1）本文通過Matlab/simulink仿真模型，研究了太陽質子交換膜燃料電池（PEMFC）靜態影響因素，PEMFC動態及太陽能循環冷卻水運行參數。研究結果表明，增加PEMFC電堆單電池個數及氫氣燃料分壓力，可有效提高PEMFC電堆輸出電壓。PEMFC電堆循環冷卻水進口溫度為45 ℃，出口溫度為55 ℃，即PEMFC電堆循環冷卻水的出口溫度低于55 ℃。太陽能冷卻水進口溫度為40 ℃，出口溫度為45 ℃時，PEMFC電堆的運行溫度為80.47 ℃，氫氣反應速率為0.015 4 mol/s，板式換熱器熱效率的合理區間為0.5～0.9。太陽能冷卻水進出口仿真溫度與太陽能冬季低溫條件下儲熱水箱的溫度變化相同。

2）試驗及仿真研究結果表明，40～45 ℃的低溫太陽能集熱器/空氣源熱泵熱水系統，可連續不斷地吸收PEMFC循環冷卻水熱量，確保聯供系統正常運行。

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Simulation of operation parameters for waste heat recovery of solar coupled fuel cell cogeneration system

Zhang Tao1,2, Han Jitian1, Yu Zeting1, Liu Yang1

(1.,,250061,; 2.,271000,)

In this paper, the solar coupled proton exchange membrane fuel cell (PEMFC) cogeneration system was constructed by combining solar energy with fuel cell in order to realize multi-energy complementary utilization with storing solar energy in another energy source for user at night and cloudy day. The observation stations were set up to measure solar meteorological parameters day and night according to the test requirements of solar meteorological parameters in the heating and power cogeneration system. The test platform of low temperature solar collectors/air source heat pump hot water system was set up to study operation parameters of hot water system. The simulation models of proton exchange membrane fuel cell (PEMFC) and solar cooling water were established by using Matlab/Simulink simulation software. The simulation results showed that PEMFC stacks output voltage could be effectively raised by increasing the number of single cell and hydrogen partial pressure. PEMFC stacks operation temperature could be cut down by increasing the PEMFC stack output voltage and current but it also prolonged the PEMFC stack start-up time. The inlet and outlet temperature of circulation cooling water for PEMFC stacks was 45-55 ℃. When inlet and outlet temperature of circulation cooling water for PEMFC stacks was 50-55 ℃, the inlet and outlet temperature of solar cooling water was 40-45 ℃, the operation temperature for PEMFC stacks was 80.47 ℃, hydrogen reaction rate was 0.015 4 mol/s, and the reasonable range of heat efficiency in plate heat exchanger was 0.5-0.9. The experimental results showed that the average temperature of water tank was 45.55 ℃ and the operation temperature of the heat pump was 40 to 45 ℃ in low temperature solar collectors/air source heat pump hot water system. The variation interval of the total average temperature for the low temperature solar collectors/air source heat pump hot water system was 44.24 to 46.94 ℃ during the worst test period of solar energy environment in winter snow day. The feasibility of solar circulation cooling water was verified by experimental result that was accordance with circulation cooling water temperature interval of proton exchange membrane fuel cell. The study results of experiment and simulation showed that the low temperature solar collectors/air source heat pump hot water system which control temperature was 40-45 ℃,which can continuously absorb thermal energy of circulation cooling water in proton exchange membrane fuel cell and ensure the normal operation of cogeneration system.

solar energy; heat pump; fuel cell; plate heat exchanger; solar cooling water; simulation study

2018-11-07

2019-05-29

國家自然科學基金國際(地區)合作交流資助項目（41761144067）；泰安市2018年科學技術發展計劃（引導計劃）（2018GX0077）

張 濤，博士，主要從事太陽能耦合燃料電池冷熱電聯供系統的研究。Email：760662923@qq.com。

10.11975/j.issn.1002-6819.2019.12.029

TK519

A

1002-6819(2019)-12-0239-09

張 濤，韓吉田，于澤庭，劉 洋. 太陽能耦合燃料電池聯供系統余熱回收的運行參數模擬研究[J]. 農業工程學報，2019，35(12)：239－247. doi：10.11975/j.issn.1002-6819.2019.12.029 http://www.tcsae.org

Zhang Tao, Han Jitian, Yu Zeting, Liu Yang. Simulation of operation parameters for waste heat recovery of solar coupled fuel cell cogeneration system[J]. Transactions of the Chinese Society of Agricultural Engineering (Transactions of the CSAE), 2019, 35(12): 239－247. (in Chinese with English abstract) doi：10.11975/j.issn.1002-6819.2019.12.029 http://www.tcsae.org