DE112006003417T5

DE112006003417T5 - Optimierung des Wirkungsgrades einer Fotovoltaik-Elektrolysevorrichtung

Info

Publication number: DE112006003417T5
Application number: DE112006003417T
Authority: DE
Inventors: Thomas L. Utica Gibson; Nelson A. Sterling Heigts Kelly
Original assignee: GM Global Technology Operations LLC
Current assignee: GM Global Technology Operations LLC
Priority date: 2005-12-15
Filing date: 2006-12-06
Publication date: 2008-10-09
Also published as: WO2007142693A2; CN101374978B; WO2007142693A3; CN101374978A

Abstract

Verfahren zum Betrieb einer Wasserstoff produzierenden Elektrolysevorrichtung, die durch zwei oder mehr verfügbare, durch Sonnenlicht bestrahlte Fotovoltaikmodule, nämlich ein Array aus Modulen, beaufschlagt wird, wobei die Elektrolysevorrichtung zwei oder mehr Elektrolysezellen und einen Betriebsgleichstrom und eine Betriebsspannung aufweist, wobei ein oder mehrere Fotovoltaikmodule in einer Parallel- oder Reihenschaltungsanordnung zusammenschaltbar sind, um unterschiedliche Arrays aus einem Modul/aus Modulen zur Abgabe von Gleichstromleistung an die Elektrolysezellen zu bilden, wobei ein gegebenes Array aus einem Modul/aus Modulen weniger als die Gesamtzahl von verfügbaren Modulen umfassen kann, wobei das Verfahren umfasst, dass:
Maximalleistungspunkt-Betriebsspannungen für repräsentative Arrays aus einem Modul/aus Modulen vorbestimmt werden;
ein Betriebsstrom und eine Betriebsspannung für die Elektrolysevorrichtung für eine gewünschte Wasserstoffproduktionsrate bestimmt werden; und
ein Fotovoltaikarray aus einem Modul/aus Modulen als ein gegenwärtig arbeitendes Array ausgewählt und angewandt wird, um mit seiner Maximalleistungspunkt-Spannung zur Abgabe des bestimmten Betriebsstromes und der bestimmten Betriebsspannung an die Elektrolysevorrichtung zu arbeiten.

Description

TECHNISCHES GEBIET
Diese Erfindung betrifft die Wasserstoffproduktion durch elektrolytische Zerlegung von Wasser. Genauer betrifft diese Erfindung die optimierte Verwendung von Fotovoltaikmodulen, um Leistung für die elektrolytische Produktion von Wasserstoff aus Wasser zuzuführen.
HINTERGRUND DER ERFINDUNG
Wie in der oben genannten Stammanmeldung offenbart, ist die solare Wasserstofferzeugung durch Fotovoltaik-Elektrolysevorrichtungssysteme (PV-Elektrolysevorrichtungssysteme, PV von engl. "photovoltaic") eine erneuerbare und für die Umwelt vorteilhafte Energiequelle für Brennstoffzellenfahrzeuge und andere Anwendungen, die Wasserstoff als Brennstoff benutzen. Das Fotovoltaiksystem und die Wasserstoff produzierende Elektrolysevorrichtung sind jedoch getrennte und unterschiedlich arbeitende Vorrichtungen, deren Verwendung und Arbeitsabläufe koordiniert werden müssen, um geeignete Betriebswirkungsgrade für jede zu erreichen, wenn sie in Kombination verwendet werden.
Ein Fotovoltaiksystem umfasst typischerweise eine Gruppe aus einzelnen planaren Solarzellen, die in Zeilen und Spalten in einem flachen, Modul genannten Panel angeordnet sind. Jede Zelle in einem Modul ist typischerweise aus dem gleichen chemischen Material hergestellt, das die Eigenschaft besitzt, einfallende Sonnenstrahlung in ein elektrisches Potenzi al umzuwandeln. Materialien für derartige Fotovoltaikzellen umfassen beispielsweise kristallines Silizium, amorphes Silizium, Kupfer-Indium-Selen (CuInSe₂) oder Cadmium-Tellur (CdTe). Eine repräsentative Zellenmembran könnte beispielsweise im Leerlauf ein elektrisches Gleichstrompotenzial von 0,6 V bei einer Zellenmembrantemperatur von 25°C produzieren, wenn es eine Sonnenstrahlung von 100 mW/cm² (eine Bestrahlung von einer Sonne) empfängt. Die mehreren Zellen in einem planaren Modul können eingerichtet und elektrisch angeschlossen sein, um eine festgelegte Betriebsspannung und einen festgelegten Gleichstrom bei einer festgelegten Temperatur und unter festgelegten Sonnenbestrahlungs- und Betriebslastbedingungen zu produzieren. Zwei oder mehr Module können in einer elektrischen Reihen- oder Parallelschaltung zu einer Gruppe von Modulen, die Array genannt wird, zusammengeschaltet sein.
Es gibt auch bekannte Elektrolysevorrichtungssysteme für die elektrolytische Dissoziation von Wasser zu Wasserstoff und Sauerstoff. Beispiele umfassen alkalische Elektrolysevorrichtungen, Protonenaustauschmembranelektrolysevorrichtungen (PEM-Elektrolysevorrichtungen), Dampfelektrolysevorrichtungen und Hochdruckelektrolysevorrichtungen. Für viele Anwendungen kann eine alkalische Elektrolysevorrichtung bevorzugt sein. Die Elektrolysevorrichtung besteht typischerweise aus einer Gruppe einzelner Zellen, die elektrisch zusammengeschaltet sind, um eine gewünschte Wasserstoffproduktionsrate unter Verwendung festgelegter elektrischer Leistungsparameter zu erhalten. Die einzelne alkalische Wasserelektrolysevorrichtung kann beispielsweise einen Elektrolyten aus wässrigem Kaliumhydroxid (5 M KOH), eine Platin- oder Nickelkathode (für Wasserstoff) und eine geeignet mit einem Katalysator versehene Anode zur Sauerstofferzeugung umfassen.
Bei dem Entwurf einer festgelegten Wasserstofferzeugung wird der Betrieb der Elektrolysevorrichtung für eine gewünschte Wasserstoffproduktionsrate entworfen und festgelegt. Der Elektrolysevorrichtungsentwurf wird eine festgelegte Anzahl von Elektrolysezellen mit einer DC-Spannung/Zelle von etwa 1,6 Volt und eine elektrische Leistungsanforderung für die geplante Wasserstoffproduktionsrate und den Betriebstemperaturbereich des Systems aufweisen. Die mehreren elektrolytischen Zellen können in einer elektrischen Reihen- oder Parallelschaltung angeordnet sein. Dann ist ein Fotovoltaiksystem mit der Fähigkeit, elektrische Leistung effizient an die Elektrolysevorrichtung zu liefern, vorgesehen.
Es ist erkannt worden, dass ein gegebenes PV-System aus Zellen und Modulen eine Maximalleistungspunkt-Spannung für das System aufweist, die aus einer vorbestimmten Beziehung zwischen einer Ist-Spannung und einem Ist-Strom unter Last zu finden ist. Es ist erkannt worden, dass verbesserte Wirkungsgrade erlangt werden, indem die Anzahl von Elektrolysevorrichtungszellen derart modifiziert wird, dass ein PV-System bei seiner Maximalleistungspunkt-Spannung betrieben werden kann. Im Gegensatz dazu kann die Anzahl von Modulen in dem PV-System derart verändert werden, dass die von der Elektrolysevorrichtung erforderliche Last zu dem überarbeiteten und unkonfigurierten PV-System passt. Jedoch kann der Betrieb des PV-Systems und des Elektrolysevorrichtungssystems variieren. Beispielsweise ist der Betrieb des PV-Systems besonders gegenüber einer Schwankung der Umgebungstemperatur und der Sonnenbestrahlung empfänglich. Bei diesem Beispiel gibt es einen fortdauernden Bedarf, die sich verändernden Betriebseigenschaften des PV-Systems zu erkennen und den Gesamtbetrieb der PV-Elektrolysevorrichtungen an derartige Änderungen anzupassen, um die Betriebswirkungsgrade der kombinierten Systeme aufrecht zu erhalten.
Dementsprechend verbleibt ein Bedarf für Praktiken zum Optimieren des Betriebs einer Gruppe von Fotovoltaikmodulen (Arrays) in Kombination mit einer Elektrolysevorrichtung mit einer Gruppe Zellen für die Elektrolyse von Wasser zu Wasserstoff und Sauerstoff.
ZUSAMMENFASSUNG DER ERFINDUNG
Es werden Verfahren für den Entwurf und/oder den Betrieb eines solar beaufschlagten Fotovoltaik-Elektrolysevorrichtungssystems für eine effiziente Produktion von Wasserstoff aus Wasser bereitgestellt. Die Verfahren sind allgemein auf Elektrolysevorrichtungssysteme und Fotovoltaiksysteme anwendbar. Das Ziel der Verfahren ist, es jedem separaten System, nämlich fotovoltaisch und Elektrolysevorrichtung, zu ermöglichen, in deren Kombination effizient zu arbeiten.
Die Elektrolysevorrichtung wird auf der Basis einer Entwurfsrate der Wasserstoffproduktion bemessen. Die Wasserstoffproduktionsrate wird eine Berechnung eines Betriebsgleichstromes (I_oper) und eine Festlegung einer Anzahl von in Reihe geschalteten elektrolytischen Zellen zulassen. Einige Elektrolysevorrichtungszellen können auch in einer elektrischen Parallelschaltung angeordnet sein. Die Betriebsspannung (V_oper) wird aus der Anzahl von Zellen in einer elektrischen Reihenschaltung geschätzt. Das Testen des Systems wird eine genaue Bestätigung der Betriebsstrom- und Betriebsspannungswerte für die Elektrolysevorrichtung und eine geeignete Betriebstemperatur oder einen geeigneten Betriebstemperaturbereich für den effizientesten Betrieb der Elektrolysevorrichtung liefern. Ein Ziel der Praxis dieser Erfindung ist es, ein Fotovoltaiksystem (PV-System) zum Beaufschlagen der festgelegten Elektrolysevorrichtung bereitzustellen, sodass das PV-System in der Lage ist, mit einem effizientesten Spannungs pegel bei der Abgabe von Gleichstromleistung an die Elektrolysevorrichtung zu arbeiten.
Ein PV-System ist derart organisiert, dass es ein Array aus einzelnen Modulen umfasst, die in elektrischen Reihen- oder Parallelschaltungen angeordnet sein können. Beispielsweise kann ein Array aus PV-Modulen mit einigen in Reihe geschalteten Modulen, um eine geeignete Betriebsspannung für die Elektrolysevorrichtung bereitzustellen, und einigen parallel geschalteten organisiert sein, um einen geeigneten Betriebsstrom für die erforderliche Wasserstoffproduktionsrate bereitzustellen. Der Maximalleistungspunkt für jedes Modul wird bestimmt und aufgezeichnet, und dessen Betriebsschwankung mit der Temperatur wird ermittelt und aufgezeichnet.
Spannungs- und Stromsensoren sind angeschlossen, um die Betriebsspannung und den Betriebsstrom des Fotovoltaik-Elektrolysevorrichtungssystems zu messen, und Temperatursensoren sind eingebaut, um die Betriebstemperatur der Fotovoltaikmodule zu messen. Ferner kann ein Steuersystem, das logische Systeme, Steueralgorithmen, elektronische Controller und Schalter (Solenoid oder andere) aufweist, an die Spannungs-, Strom- und Temperatursensoren angeschlossen sein, um den Betrieb und den Wirkungsgrad des Fotovoltaik-Elektrolysevorrichtungssystems auf der Basis der Sensormesswerte zu steuern. Das Steuersystem fungiert, um den Systembetrieb und den Systemwirkungsgrad ständig unter Verwendung von Signalen von den Sensoren zu optimieren, um die Anzahl von Solarzellen oder -modulen, die in Reihen- und Parallelschaltungen in dem Fotovoltaiksystem angeordnet sind, umzuordnen, wie es als notwendig erachtet wird, um die optimale Ausgangsspannung des PV-Systems, die gleich der gewünschten Betriebsspannung der Elektrolysevorrichtung ist, aufrecht zu erhalten. Unterschiedliche Arrays aus den Modulen werden gebildet, um einen effizienten Systembetrieb aufrecht zu erhalten.
Alternativ kann der Systembetrieb und der Systemwirkungsgrad unter Verwendung von Signalen von dem Steuersystem ständig optimiert werden, um die Anzahl von Elektrolysezellen, die in Reihen- und Parallelschaltungen in der Elektrolysevorrichtung geschaltet sind, zu steuern und somit die optimale Systembetriebsspannung aufrecht zu erhalten. Alternativ können der Systembetrieb und der Systemwirkungsgrad ständig unter Verwendung von Signalen von dem Steuersystem optimiert werden, um die Ausgangsspannung eines DC/DC-Wandlers oder eines Ladecontrollers zu steuern und somit die optimale Systembetriebsspannung aufrecht zu erhalten. Eines oder eine Kombination aus den alternativen Steuerszenarien kann/können dazu verwendet werden, den Betrieb der PV-Elektrolysevorrichtung zu steuern.
Häufig nimmt die Betriebstemperatur von Fotovoltaikmodulen während des Betriebs zu und reduziert deren elektrische Ausgangsleistung. Das Kühlen der Module (durch Aufsprühen einer Kühlflüssigkeit oder dergleichen) kann dazu verwendet werden, deren Betrieb auf dem gewünschten Maximalleistungspunkt zu halten.
Ziele und Vorteile der Erfindung werden aus einer ausführlichen Beschreibung der bevorzugten Praktiken und Ausführungsformen, die folgen, verstanden werden.
KURZBESCHREIBUNG DER ZEICHNUNGEN
1 ist eine schematische Darstellung eines PV-Elektrolysevorrichtungssystems mit einer direkten Verbin dung zwischen den PV-Modulen und der Elektrolysevorrichtung.
2 ist eine schematische Darstellung einer PV-Elektrolysevorrichtung mit einem DC/DC-Wandler, der zwischen den PV-Modulen und der Elektrolysevorrichtung angeordnet ist.
3 ist ein Graph von Strom (A) oder Leistung (W) für ein typisches Fotovoltaikmodul, der den Maximalleistungspunkt (MLP) zeigt. MLP ist der Punkt an dem Graphen des PV-Stromausgangs über der Spannung, an dem der Leistungsausgang maximal ist. Die entsprechende Kurve der Leistung (P = V × I) über die Spannung ist ebenfalls gezeigt.
4 ist ein Graph des geschätzten Wirkungsgrades der Elektrolysevorrichtung für eine PEM-Elektrolysevorrichtung mit 20 Zellen, die direkt mit den PV-Modulen verbunden ist, mit einem Bereich von MLP-Spannungen.
5 ist ein Graph, der die Wirkungen von Strom und Temperatur auf den Wirkungsgrad einer PEM-Elektrolysevorrichtung darstellt. Der Wirkungsgrad der Elektrolysevorrichtung in Prozent wurde über den Betriebsstrom bei Temperaturen von 22°C und 39°C aufgetragen.
6 ist ein vereinfachtes Schema einer Testvorrichtung mit variabler Last mit einem internen Voltmeter und Amperemeter (unter Verwendung eines Electronic Load Model 6060A von Hewlett Packard) –, die zum Abtasten von Strom-Spannungs-Kurven von Fotovoltaikmodulen verwendet werden, um den solarelektrischen Wirkungsgrad zu messen und den Maximalleistungspunkt zu ermitteln. Unter Verwendung eines Temperatursensors (Thermoelement), kann die Vorrichtung auch die Wirkung der Modultemperatur auf den solarelektrischen Wirkungsgrad messen (Temperaturkoeffizienten des Stromes, der Spannung und der Leistung).
7 ist ein Graph einer Abtastung von Leistungs- und Stromausgang über Strom für ein Sanyo HIP-190 PV-Modul (ein geschichtetes kristallines und amorphes Siliziummaterial) bei 41°C.
8 ist ein Graph, der die Wirkung der Temperatur auf den Wirkungsgrad des Sanyo PV-Moduls HIP-190 veranschaulicht, wobei eine Datenanpassung der Ergebnisse des gemessenen Wirkungsgrades an eine gerade Linie vorgenommen worden ist (linearer Temperaturkoeffizient von –0,3%/°C).
9A ist eine schematische Darstellung eines Echtzeitsystems für einen ständigen Betrieb und eine ständige Steuerung eines Dreimodul-PV-Systems in einer Parallelschaltung zur Abgabe von Gleichstromleistung mit einem vorbestimmten Betriebspegel von 50 V an eine Elektrolysevorrichtung. In dieser Ausführungsform werden Betriebsspannungsschalter angewandt, um zwischen direkten Verbindungen der PV-Module mit der Elektrolysevorrichtung und dem Einsetzen eines DC/DC-Wandlers für eine bessere Anpassung zwischen dem Betrieb bei dem Maximalleistungspunkt des PV-Modul-Arrays und der Elektrolysevorrichtung umzuschalten. Spannungs-, Strom- und Temperaturmesswerte werden von einem programmierten Computer verwendet, um den Betrieb der Schalter bei der Verwendung des Wandlers zu steuern.
9B ist eine schematische Darstellung eines Echtzeitsystems unter Verwendung von computergesteuerten elektrischen Schaltern zum Erzeugen unterschiedlicher Arrays aus einer Gruppe von PV-Modulen, um den Betrieb bei dem Maximalleistungspunkt der Module bei der Abgabe von Leistung an eine Wasserstoff produzierende Elektrolysevorrichtung aufrecht zu erhalten. Das System steuert die Anzahl von PV-Modulen, die in Reihe und parallel geschaltet sind, um den Wirkungsgrad der PV-Elektrolysevorrichtung zu optimieren.
9C ist eine schematische Darstellung eines Echtzeitsystems unter Verwendung von computergesteuerten elektrischen Schaltern zum Steuern einer parallelen/Reihen-Anordnung von Elektrolysezellen in einer Elektrolysevorrichtung für einen effizienten gemeinsamen Betrieb von Arrays aus PV-Modulen und der Elektrolysevorrichtung und um den Wirkungsgrad der PV-Elektrolysevorrichtung zu optimieren.
10 ist ein normierter Ausdruck des Wirkungsgrades des PV-Moduls und anderer Variablen, der dazu verwendet wird, den PV-Wirkungsgrad bei V_oper vorherzusagen.
11 ist ein normierter Ausdruck auf der Basis eines Computermodels für eine einfache Berechnung des PV-Wirkungsgrades durch Interpolieren neuer Werte von V_oper/V_mlp.
12 ist ein Graph, der einen Vergleich der elektrischen Wirkungsgrade jeder Art von PV-Zelle bei ihrer V_mlp und bei 32 Volt, der gewöhnlichen V_oper des Elektrolysevorrichtungssystems, zeigt.
13 ist ein Graph des prozentualen Wirkungsgrades über den Leistungseingang (W) für DC/DC-Wandler, die in den PV-E-Systemen verwendet werden.
14 ist ein Graph des solaren Wasserstoffwirkungsgrades (%) über V_mlp (Volt) von PV-Systemen, wobei ein gemessener Wirkungsgrad und ein vorhergesagter Wirkungsgrad für eine solare Wasserstofferzeugung durch direkt verbundene PV-Elektrolysevorrichtungssysteme verglichen werden.
15 ist ein Graph des solaren Wasserstoffwirkungsgrades (%) über V_mlp (Volt) von PV-Systemen, wobei der ge messene Wirkungsgrad und der vorhergesagte Wirkungsgrad für eine solare Wasserstofferzeugung mit PV-Elektrolysevorrichtungssystemen unter Verwendung von DC/DC-Wandlern verglichen werden.
BESCHREIBUNG VON BEVORZUGTEN AUSFÜHRUNGSFORMEN
Bei der praktischen Ausführung dieser Erfindung werden zwei Verfahren einer elektrischen Zusammenschaltung von Fotovoltaikmodulen (PV) mit einer Elektrolysevorrichtung für die Produktion von Wasserstoff verwendet. Bei einem dieser Verfahren ist das PV-System direkt in Reihe mit dem Elektrolysesystem verdrahtet (1). Bei dem zweiten Verfahren ist ein DC/DC-Wandler in dem Schaltkreis in Reihe zwischen dem PV-System und der Elektrolysevorrichtung verdrahtet (2), ein Prozess, der auch Nachführung des Maximalleistungspunktes genannt wird.
In der schematischen Darstellung von 1 ist ein Mehrmodul-Fotovoltaiksystem (Kasten, der mit optimales PV-System markiert ist) direkt mit einer Mehrzellenelektrolysevorrichtung für die elektrolytische Zerlegung von Wasser in Wasserstoff und Sauerstoff unter Verwendung einer Protonenaustauschmembran (Kasten, der mit PEM-Elektrolysevorrichtung markiert ist) verbunden. Ein Amperemeter (Kasten A) und ein Voltmeter (Kasten V) werden verwendet, um das elektrische Gleichstrompotenzial und den Stromfluss von dem PV-System zu der Elektrolysevorrichtung ständig zu überwachen. Sauerstoff (O₂) wird an den Kathoden der Elektrolysevorrichtungszellen produziert, und die separaten Ströme werden gesammelt und aus der Elektrolysevorrichtung für die erwünschte Verwendung herausgeleitet. Wasserstoff (H₂) wird an den Elektrolysevorrichtungsanoden produziert. Die Entwicklung von Wasserstoff ist heftig und reißt Flüssigkeit mit sich. In dieser Ausführungsform werden die Wasser stoffströme aus den mehreren Zellen zu einem gemeinsamen Strom gesammelt, der mit deionisiertem Wasser gewaschen wird. Das Wasser wird von dem Wasserstoffprodukt in einem Gas/Flüssigkeits-Separator oder -abscheider getrennt und zurück in die PEM-Elektrolysevorrichtung gepumpt.
Bevorzugt werden die Betriebstemperaturen des optimalen PV-Systems und der PEM-Elektrolysevorrichtung durch Thermoelemente oder dergleichen, die in 1 nicht dargestellt sind, ständig gemessen.
In dieser Ausführungsform der Erfindung ist das PV-System direkt mit der Elektrolysevorrichtung verbunden. Das PV-System wird ständig für einen effizienten gemeinsamen Betrieb mit der Elektrolysevorrichtung ohne die Verwendung eines dazwischen geschalteten DC/DC-Wandlers optimiert. Das PV-System wird ständig elektrisch konfiguriert, sodass seine Maximalleistungspunkt-Spannung nahe bei der Betriebsspannung der Elektrolysevorrichtung liegt.
In der schematischen Darstellung von 2 ist ein DC/DC-Wandler in der elektrischen Verbindung zwischen einem nicht optimalen PV-System und der PEM-Elektrolysevorrichtung angeordnet. Die anderen Elemente der arbeitenden PV-Elektrolysevorrichtung sind wie anhand von 1 beschrieben. In dieser Ausführungsform der Erfindung wird der DC/DC-Wandler dazu verwendet, Unterschiede zwischen der Maximalleistungspunkt-Spannung des nicht optimalen PV-Systems und der Betriebsspannung der Elektrolysevorrichtung auszugleichen.
Bei der praktischen Ausführung dieser Erfindung wird ein Vorhersagemodell verwendet, um den Wirkungsgrad jedes PV-Elektrolysevorrichtungssystems auf der Basis der elektrischen Eigenschaften der Schaltkreisele mente zu bestimmen und die optimalen elektrischen Spezifikationen für die PV-Module, die Elektrolysevorrichtung und den DC/DC-Wandler (falls vorhanden) für die Verwendung beim Entwurf eines Systems für eine optimale Wasserstoffproduktion auszuwählen. Das Vorhersagemodell wird verwendet, um eine praktisch durchführbare, schrittweise Prozedur für die optimierte Konstruktion und den optimierten Betrieb eines PV-Elektrolysevorrichtungssystems auszudenken. Die Modelle und die Optimierungsprozedur können verwendet werden, um jedes PV-Elektrolysesystem, einschließlich jene mit PEM, Alkali, Dampf, Hochdruck und andere Arten von Elektrolysevorrichtungen zu optimieren, und optimale Entwurfsspezifikationen zur Verfügung zu stellen, um PV-Solarwasserstoffsysteme aufzubauen.
Eine PV-beaufschlagte PEM-Elektrolysevorrichtung ist ein effizienteres Mittel zur Wasserstofferzeugung, wenn die zwei Einheiten integriert sind, um deren kombinierten Wirkungsgrad zu optimieren. Vornehmlich muss der Maximalleistungspunkt (MLP) des PV-Systems zu der charakteristischen Betriebsspannung der Elektrolysevorrichtung passen, um den Wirkungsgrad des PV-Elektrolysevorrichtungssystems zu maximieren. Wenn das PV-System eine MLP-Spannung (V_mlp) aufweist, die unterschiedlich gegenüber der Betriebsspannung (V_oper) der Elektrolysevorrichtung ist, werden die PV-Module, die bei einer nicht optimalen Spannung arbeiten, weniger Leistung für den Elektrolyseprozess produzieren und deren Betriebswirkungsgrad (deren elektrischer Energieausgang dividiert durch deren Sonnenbestrahlungseingang) wird herabgesetzt sein. Je weiter V_mlp von V_oper längs der Kennlinie IV der besonderen in dem System verwendeten PV-Module weg liegt, desto niedriger wird der prozentuale Wirkungsgrad der Sonnenenergieumwandlung in Wasserstoffenergie sein.
V_mlp ist die Spannung bei MLP. 3 ist ein Graph des Stromes (A) oder Leistung (W) für ein typisches Fotovoltaikmodul, der den Maximalleistungspunkt (MLP) zeigt. MLP ist der Punkt an dem Graphen von PV-Stromausgang über Spannung, wo der Leistungsausgang maximal ist. Die entsprechende Leistungskurve (P = V × I) ist ebenfalls gezeigt.
V_oper ist eine charakteristische Spannung, bei der die Elektrolysevorrichtung aufgrund ihrer Elektroden- und Membranmaterialien, ihrer Katalysatorbeschichtungen und ihres Elektrolyten (in einer PEM-Elektrolysevorrichtung wirkt die mit Wasser geflutete Membran zwischen den Elektroden als der Elektrolyt) arbeitet. V_oper der Elektrolysevorrichtung ist die Summe aus der normalen Wasserspaltungsspannung plus die Überspannung der Elektrolysevorrichtung multipliziert mit N, der Anzahl von Elektrolysezellen in Reihe innerhalb des Elektrolysevorrichtungsschaltkreises, (Gleichung 1). Alle Werte sind in Gleichstrom (DC).
Gleichung 1:

Voper = N × (1,23 Volt/Zelle + Überspannung/Zelle)

Die Überspannung in einer PEM-Elektrolysevorrichtung mit 20 Zellen, die bei mehreren Tests verwendet wurde, betrug 0,4 Volt/Zelle, sodass V_oper 32–33 Volt betrug.
Der Gesamtwirkungsgrad des PV-Elektrolysevorrichtungssystems kann direkt gemessen werden, wie es bei dieser Untersuchung vorgenommen wurde, indem die Sonnenbestrahlung und die Fläche der PV-Solarzellen gemessen werden, um die Eingangsenergie zu erhalten, und der durch die Elektrolysevorrichtung fließende Strom unter Verwendung eines Amperemeters mit niedriger Spannung in dem Schaltkreis gemessen wird, was dann mit der Standardspannung zur Wasserelektrolyse multipliziert wird, um die Energie des erzeugten Wasserstoffes zu ermitteln. Die Wasserstoffenergieproduktion wurde auch aus dem Wasserstoffvolumen, das mit einem kalibrierten Durchfluss- oder Strömungsmesser gemessen wurde, als eine Prüfung der Ergebnisse berechnet. All diese Verfahren gaben den gleichen Systemwirkungsgrad (den solaren Wasserstoffproduktionswirkungsgrad) innerhalb ±4% an. Die Verfahren des Berechnens des Systemwirkungsgrades aus dem Betriebsstrom und dem Wasserstoffdurchfluss oder der Wasserstoffströmung sind in Gleichung 2 und Gleichung 3 gezeigt. Gleichung 2:
Gleichung 3:
wobei H₂-Strömung = die gemessene Strömungs- oder Durchflussrate in L/h bei einer Atmosphäre und 298 K ist, H₂LHV = H₂ unterer Brennwert = 33,35 kWh/kg, H₂-Dichtefaktor = 0,002 kg/24,45 L bei 298 K und 1 Atmosphäre, und Sonnenbestrahlung = Sonnenenergie in W/m² × aktive Zellenfläche eines PV-Moduls in m².
Das Verständnis des Wirkungsgrades und der Optimierung der PV-Elektrolyse wird jedoch dadurch erschwert, dass zumindest zwei Einheiten, ein PV-System (die Leistungsquelle) und eine Elektrolysevorrichtung (die Betriebslast) integriert sein müssen, um Wasserstoff herzustellen. Jede Ein heit besitzt ihren eigenen Wirkungsgrad, und anstatt ein einziges unabhängiges Wirkungsgradniveau zu besitzen, stehen die beiden Einheiten in Wechselwirkung, sodass das PV-System den Wirkungsgrad der Elektrolysevorrichtung beeinflusst und die Elektrolysevorrichtung den Wirkungsgrad des PV-Systems beeinflusst. Die Ergebnisse der Modellierung des PV-Wirkungsgrades der Elektrolysevorrichtung in einem System mit direkter Verbindung sind in Tabelle 1 gezeigt, die für jedes getestete PV-System die Spannung bei der die MLP unter Standardtestbedingungen (STC von Standard Test Conditions, 25°C), die Daten, die dazu verwendet werden, den Wirkungsgrad jedes PV-Systems bei V_oper zu berechnen, den Wirkungsgrad der Elektrolysevorrichtung und den resultierenden Systemwirkungsgrad unter den Betriebsbedingungen, einschließlich Effekte der PV-Temperatur (die oft weit über STC ansteigt) und der Betriebsspannung der Elektrolysevorrichtung (Last), die das PV-System zwingen können, über oder unter der MLP-Spannung zu arbeiten, angibt. Gleichung 4 ist die Basis für das Modell einer PV-Elektrolysevorrichtung mit direkter Verbindung in Tabelle 1: der Systemwirkungsgrad ist das Produkt des PV-Wirkungsgrades, der auf Temperatureffekte korrigiert ist, mal dem Wirkungsgrad der Elektrolysevorrichtung.
Gleichung 4:

Systemwirkungsgrad = (elektrischer PV-Wirkungsgrad bei Voper – PV-Temperaturkorrektur) × Wirkungsgrad der Elektrolysevorrichtung bei Voper

Wenn die DC/DC-Wandler-PV-Elektrolyse verwendet wird, gibt es in dem Modell einen zusätzlichen Term (Gleichung 5).
Gleichung 5:

Wirkungsgrad des Systems = (elektrischer PV-Wirkungsgrad bei Voper – PV-Temperaturkorrektur) × Wirkungsgrad der Elektrolysevorrichtung bei Voper × Wirkungsgrad des DC/DC-Wandlers

In beiden Modellen (Gleichungen 4 und 5) wird angenommen, dass Leitungsverluste aufgrund des Widerstandes in der Verdrahtung, die die Schaltkreiselemente verbindet, durch die Verwendung eines ausreichend dicken Drahtes für den Transport des erwarteten Betriebsstromes minimiert sind, gemäß Standardregeln, die für elektrische Gleichstromsysteme verwendet werden. Da Widerstandsverluste in der Verdrahtung und den Verbindungen niedrig sind (< 1%), ist in diesen Modellen kein Term für diese Verluste enthalten.
Der Wirkungsgrad der Elektrolysevorrichtung (4) kann aus dem gemessenen Wert von V_oper unter den Ist-Bedingungen berechnet werden, die während des Betriebs des PV-Elektrolysevorrichtungssystems vorhanden sind (Gleichung 6).
Um den Wirkungsgrad der Elektrolysevorrichtung zu ermitteln, verwendeten wir die theoretische Standardelektrolysespannung (1,23 Volt/Zelle) dividiert durch die gemessene V_oper der Elektrolysevorrichtung mit N Elektrolysezellen in Reihe.
Gleichung 6:
Falls es erwünscht ist, kann der Wirkungsgrad der Elektrolysevorrichtung im Voraus in einem Bereich von Betriebsströmen und Betriebstemperaturen gemessen werden (5). Der Wirkungsgrad der Elektrolysevorrichtung kann dann aus der gemessenen Temperatur und den Wirkungsgradkurven in 5 vorhergesagt werden. Die Werte des Wirkungsgrades der Elektrolysevorrichtung, die aus der gemessenen V_oper (Spalte G in Tabelle 1) berechnet werden, wurden in dem Modell verwendet, da sie leicht verfügbar und genauer waren, als jegliche vorhergesagten Werte.
Die PEM-Elektrolysevorrichtung mit 20 Zellen (auf die oben verwiesen wurde), die eine Betriebsspannung von 32–33 Volt aufwies, wurde unter Verwendung einer Anzahl von unterschiedlichen kommerziellen Fotovoltaikmodulen betrieben, die mit einer Nummer (z. B. #3) in Spalte A von Tabelle 1 identifiziert sind. Die V_mlp bei 25°C des jeweiligen Moduls oder der jeweiligen Kombination aus Modulen, die in einer elektrischen Reihen- oder Parallelschaltung angeordnet sind, ist in Spalte B der Tabelle angeführt. Verschiedene Betriebseigenschaften und Wirkungsgrade, die unter Verwendung der obigen Gleichungen ermittelt wurden, des PV-Moduls/der PV-Module und der Elektrolysevorrichtung sind in mehreren Spalten von Tabelle 1 dargestellt. Es ist zu sehen, dass einige Module keine ausreichende Spannung erzeugen, um die spezifische Elektrolysevorrichtung zu betreiben.
Der vorhergehende Abschnitt dieser Beschreibung hat beschrieben, wie die Betriebswirkungsgrade eines Mehrmodul-PV-Systems und einer Mehrzellenelektrolysevorrichtung für eine Optimierung von Praktiken dieser Erfindung ermittelt werden können. Nun wird die Aufmerksamkeit auf den Optimierungsprozess gerichtet.
Prozedur der schrittweisen Optimierung
Es wird eine Reihe von neun Schritten verwendet, um den Wirkungsgrad einer solarbeaufschlagten PV-Elektrolyse zu messen und zu optimieren. Die vollständige Prozedur der schrittweisen Optimierung, die mit den Beispielfällen 2–4 veranschaulicht ist, ist nachstehend angegeben.
Die schrittweise Prozedur beginnt, indem die Elektrolysevorrichtung charakterisiert wird. Der erste Schritt erfordert, dass die Elektrolysevorrichtung mit der gewünschten Wasserstofferzeugungsrate betrieben wird, bis die Elektrolysevorrichtung eine stationäre Temperatur erreicht, und anschließend der Betriebsstrom, die Betriebsspannung und die Betriebstemperatur gemessen werden:
Schritt 1 –
Der Elektrolysestrom (I_oper), der für die gewünschte Wasserstofferzeugungsrate erforderlich ist, wird unter Verwendung des Faradayschen Gesetzes berechnet (Gleichung 7). Gleichung 7:
wobei 26806 Ampere pro kg pro Stunde gleich der Faradaykonstante ist (96500 Coulomb/g Wasserstoff) und N die Anzahl von Elektrolysezellen in Reihe innerhalb des Elektrolysevorrichtungsschaltkreises ist.
Die Elektrolysevorrichtung ist an eine variable DC-Leistungsversorgung angeschlossen, und der Leistungsausgang wird erhöht, bis der Stromfluss (I_oper) gleich der erwünschten Wasserstofferzeugungsrate ist, die unter Verwendung des Faradayschen Gesetzes bestimmt wird. Es ist eine konstante Betriebstemperatur notwendig, da eine Zunahme der Temperatur in dem zulässigen Temperaturbereich der Elektrolysevorrichtung deren Wirkungsgrad und Wasserstofferzeugungsrate erhöht. Die Temperatur erreicht einen stationären Zustand (eine konstante Temperatur), die von dem Leistungseingang und der Kühlwasserdurchfluss- oder -strömungsrate und der Kühlwassertemperatur abhängt. In der Praxis wird die Temperatur des stationären Zustandes ermittelt, indem die Temperatur des Elektrolysevorrichtungsstapels unter Verwendung eines an den Stapelplatten und den Elektrolysezellen angebrachten Temperatursensors (Thermoelement oder Thermometer) gemessen wird. Wenn ein stationärer Zustand hergestellt ist (die Temperatur sich nicht länger ändert), wird der Betriebsstrom in dem Elektrolysekreis unter Verwendung eines Amperemeters in Reihe mit der Elektrolysevorrichtung gemessen, und die Betriebsspannung wird unter Verwendung eines Voltmeters, das parallel zu der Elektrolysevorrichtung geschaltet ist, gemessen (wie es in den 1 und 2 dargestellt ist). Eine Prozedur, die das Aufzeichnen und Auftragen der Betriebsspannung, des Betriebsstromes und der Betriebstemperatur umfasst, bis die Elektrolysevorrichtung einen stationären Zustand bei der gewünschten Zielwasserstofferzeugungsrate erreicht, kann helfen, den Strom und die Temperatur des stationären Zustands zu ermitteln.
Beispiel Fall 1 –
In einem hypothetischen Beispiel einer Optimierung eines PV-Elektrolysevorrichtungssystems benötigen wir 0,5 kg Wasserstoff pro Tag, um ein einzelnes Brennstoffzellenfahrzeug zu betreiben, und das PV-Elektrolysevorrichtungssystem arbeitet während 6 Stunden bei Tageslicht. Die Wasserstofferzeugungsrate wird betragen
0,5 kg/6 Stunden = 0,083 kg/Stunde.
Aus Gleichung 7: der Strom im stationären Zustand in einer Elektrolysevorrichtung mit 20 Zellen wird 0,083 kg/Stunde × 26806 Ampere/kg/Stunde/20 = 111 Ampere betragen.
Der Strom im stationären Zustand nach dem Aufwärmen wird bei 21°C gehalten. Die gemessene Betriebsspannung beträgt 40 Volt.
Fall 2 – Kontrollbeispiel (nicht zu optimieren):
Alle Bedingungen waren wie in Fall 1.
Wir werden bis zu vier Fälle mit unterschiedlichen Abwandlungen bei dem Entwurf eines PV-Elektrolysevorrichtungssystems betrachten, wobei in jedem Fall die gleiche Folge von Berechnungen ausgeführt wird, um die Auswirkung der Modifikationen auf den Wirkungsgrad der PV-Elektrolysevorrichtungssysteme zu ermitteln.
Schritt 2 –
Der Wirkungsgrad der Elektrolysevorrichtung unter stationären Bedingungen (konstante Temperatur, Spannung und Strom bei der gewünschten Wasserstoffströmungsrate oder -durchflussmenge) wird unter Ver wendung von Gleichung 6 berechnet, d. h. Wirkungsgrad = 1,23 Volt × 1/(Betriebsspannung pro Elektrolysezelle).
In Beispiel Fall 1
Aus Gleichung 6 beträgt der Wirkungsgrad der Elektrolysevorrichtung Wirkungsgrad = 100% × 20 × 1,23 Volt/40 Volt = 62%
Fall 2 – Kontrollbeispiel (nicht zu optimieren):
Alle Bedingungen waren gleich wie in Fall 1.
Die gemessenen Wirkungsgrade der Elektrolysevorrichtung für 17 Beispiele von PV-Elektrolysevorrichtungssystemen sind in 4 aufgetragen. Wenn V_mlp des PV-Systems kleiner als 30 Volt war, fehlte der PEM-Elektrolysevorrichtung ausreichend Energie, um die chemischen Bindungen des Wassers aufzuspalten, es floss kein Strom und der Wirkungsgrad betrug Null. Bei einer V_mlp von 30 Volt begann der Strom zu fließen, aber sowohl der Strom als auch das Volumen an produziertem Wasserstoff zeigen an, dass der Wirkungsgrad der solaren Wasserstofferzeugung nur 6,8% beträgt, und daher beträgt, aus Gleichung 4, der Wirkungsgrad der Elektrolysevorrichtung nur 56% (0,56). Wenn die V_mlp 33 Volt erreichte, lieferte die Elektrolysevorrichtung ihren maximalen Wirkungsgrad (78%) und hielt einen annähernd konstanten Wirkungsgrad bei diesem Niveau (76–79%) in den anderen PV-Elektrolysetests aufrecht, bei denen die Umgebungstemperatur (20–23°C) gehalten wurde.
Die Verwendung eines Gasdurchfluss- oder -strömungsmessers, der mit dem Wasserstoffauslass der Elektrolysevorrichtung verbunden ist, ist ein alternatives oder ergänzendes Mittel zum Messen der Wasserstofferzeu gungsrate. Der Wirkungsgrad der Elektrolysevorrichtung kann aus der Wasserstoffströmungsrate unter Verwendung von Gleichung 8 berechnet werden.
Gleichung 8:
In Beispiel Fall 1: die gemessene Wasserstofferzeugungsrate beträgt 0,0833 kg/Stunde:
Aus Gleichung 8: Wirkungsgrad = 100% × 0,083 × 33,3/(111 × 40/1000) = 62%
Fall 2 – Kontrollbeispiel (nicht zu optimieren):

Wirkungsgrad = 100% × 0,083 × 33,3/(111 × 40/1000) = 62% (gleich)

Schritt 3 –
In manchen Fällen kann der Betriebswirkungsgrad der Elektrolysevorrichtung während der Wasserstofferzeugung als Teil einer Prozedur zum Optimieren einer solarbeaufschlagten Wasserstoffproduktion erhöht werden. Dies ist ein optionaler Schritt, der betrachtet werden sollte.
Unter den Umständen #1, wenn die vorliegende Wasserstofferzeugungsrate größer als notwendig ist, um den geforderten Wasserstoff für Brennstoff oder andere gewünschte Zwecke herzustellen, Wählen einer alternativen, niedrigeren Zielwasserstofferzeugungsrate, indem der Betriebsstrom der Elektrolysevorrichtung vermindert wird. Wie es in 5 gezeigt ist, verbessert das Verringern des Betriebsstromes den Wirkungsgrad. Die geschätzte Verbesserung des Wirkungsgrades Δ_TWG (%) = 0,17%/Ampere × I_oper.
Unter den Umständen #2, wenn die Betriebstemperatur der Elektrolysevorrichtung unter der maximalen Betriebstemperatur liegt, die wegen der Haltbarkeit und Sicherheitsanforderungen der Elektrolysevorrichtung zulässig ist, Erhöhen der Betriebstemperatur im stationären Zustand, indem die Strömungsrate oder die Durchflussmenge des zirkulierenden Wassers verringert wird, oder indem ein künstliches Mittel zur Erwärmung der Elektrolysevorrichtung verwendet wird (wie etwa das Erwärmen des zirkulierenden Wassers). Wie es in 5 gezeigt ist, verbessert ein Erhöhen der Betriebstemperatur der Elektrolysevorrichtung den Wirkungsgrad. Die Zunahme des Wirkungsgrades beträgt Δ_TWG (%) = 0,13%/Grad C × ΔT. [Anmerkung: Wasser oder ein Elektrolytgemisch, wie etwa Wasser und KOH, wird im Kreislauf durch die Elektrolysezellen von Elektrolysevorrichtungen geführt, um Wasser zur Umwandlung in Wasserstoff und Sauerstoff zuzuführen. Das zirkulierende Wasser gelangt auch durch eine Kühleinrichtung, wie einen Kühler, und dient dazu, die Elektrolysevorrichtung zu kühlen, die sich während des Betriebs aufgrund der Überspannung, die angelegt werden muss, erwärmt.]
Das Reduzieren des Betriebsstromes, um den Wirkungsgrad zu verbessern, verringert auch die Wasserstofferzeugungsrate des PV-Elektrolysevorrichtungssystems. Es gibt einen Kompromiss zwischen der niedrigeren Wasserstoffproduktion (und höheren Kosten pro kg Wasserstoff) gegenüber einem verbesserten Wirkungsgrad. Wenn die Abnahme der Wasserstoffproduktion nicht annehmbar ist, kann N, die Anzahl von Elektrolyse zellen in Reihe, erhöht werden, um den Verlust auszugleichen. Die Wasserstoffproduktionsrate aus Gleichung 7 beträgt: Wasserstoffrate = Ioper/(N × 26806 Ampere/kg/Stunde).
Die Anzahl von Zellen kann bis zu 50% oder mehr erhöht werden, um die praktischen Entwurfsgrenzen von Elektrolysevorrichtungen zu überschreiten.
In Beispiel Fall 1:
Wir erhöhen den Wirkungsgrad der Elektrolysevorrichtung, indem die Temperatur von 21°C auf 50°C erhöht wird und der Strom von 111 Ampere auf 89 Ampere verringert wird. Nach diesen Änderungen: ΔTWG (%) = 0,13%/Grad C × ΔT = 0,13 × 29 = 3,8% ΔIWG (%) = 0,17%/Amp × Ioper = 0,17 × 22 = 3,7%
Der neue Wirkungsgrad wird betragen: Wirkungsgrad der Elektrolysevorrichtung = 62% + 3,8% + 3,7% = 70%
Die neue Wasserstofferzeugungsrate wird (aus Gleichung 7) betragen: Wasserstoffrate = Ioper/(N × 26806 Ampere/kg/Stunde) = 89 × 20/26806 = 0,066 kg/Stunde
Obwohl der Wirkungsgrad der Elektrolysevorrichtung erhöht wurde, indem der Strom abgesenkt wurde, kann es sein, dass die Gesamtwasserstoffproduktion zu gering wird: 0,066 kg/Stunde produziert nur 0,4 kg Wasserstoff in 6 Stunden vollen Sonnenlichtes (1000 W/m² Bestrahlung) pro Tag.
Der Wasserstoffausgang kann zurück auf 0,100 kg/Stunde (0,6 kg/6 Stunden Sonnenlicht) gebracht werden, indem N, die Anzahl von Elektrolysezellen in Reihe von 20 auf 30 erhöht wird. Wieder aus Gleichung 7, Wasserstoffrate = 89 × 30/26806 = 0,100 kg/Stunde.
In unserem Beispiel, Fall 1, (aus Gleichung 6) wird die Betriebsspannung der Elektrolysevorrichtung auch aufgrund der Zunahme der Anzahl von Elektrolysezellen von 20 auf 30 erhöht:
Fall 2 – Kontrollbeispiel (nicht zu optimieren):

Wasserstoffrate = 111 × 20/26806 = 0,083 kg/Stunde.
Elektrolysevorrichtungswirkungsgrad = 62%

In Tests (5), bei denen ein viel höherer Strom (bis zu 70 Ampere) an die Elektrolysevorrichtung von großen DC-Leistungsversorgungen angelegt wurde, nahm der Wirkungsgrad der Elektrolysevorrichtung allmählich auf etwa 72% ab, während der Betriebsstrom erhöht wurde. Der Wirkungsgrad der Elektrolysevorrichtung nahm jedoch mit zunehmender Tempera tur zu. Diese Daten (5) können verwendet werden, um den Wirkungsgrad der Elektrolysevorrichtung vorherzusagen.
Die Sonnenleistung zum Betreiben der Elektrolysevorrichtung zur Herstellung von Wasserstoffbrennstoff wird durch Fotovoltaikmodule (PV-Module) bereitgestellt, die Sonnenstrahlung in elektrische Leistung umwandeln. Der Wirkungsgrad eines PV-Systems, das verwendet wird, um eine Last (eine Elektrolysevorrichtung oder irgendein elektrisches Gerät) zu beaufschlagen, hängt von der Betriebsspannung der Last und der Betriebstemperatur der PV-Module ab. Ein Erhöhen der Betriebstemperatur eines PV-Moduls bewirkt eine Abnahme seines elektrischen Wirkungsgrades. Die Änderungen der Spannung, des Stromes, der Leistung und des Wirkungsgrades pro Grad Temperaturzunahme in einem PV-Modul werden als Temperaturkoeffizienten ausgedrückt.
Zunächst werden die PV-Module durch Tests charakterisiert, um deren Maximalleistungspunkt in den folgenden Schritten der Optimierungsprozedur zu ermitteln. Alternativ können die Spannung, der Strom, die Leistung, der Maximalleistungspunkt, der Wirkungsgrad und die Temperaturkoeffizienten aus den Spezifikationen des Herstellers und Produktliteratur für die zu prüfenden PV-Module geschätzt werden, die für den Aufbau der PV-Elektrolysevorrichtung verwendet werden könnten. Wenn die verfügbaren PV-Spezifikationen nicht die Koeffizienten für die temperaturinduzierten Änderungen in Spannung, Strom und Leistung enthalten, können Durchschnittswerte für das PV-Halbleitermaterial verwendet werden. Kristallines Silizium ist der dominierende, heutzutage verwendete PV-Halbleiter. Die Betriebstemperatur der PV-Module kann ständig gemessen werden, indem ein Temperatursensor verwendet wird, der an der Rückseite des Moduls befestigt ist (das einfachste Verfahren). Die Betriebstemperatur könnte auch vorhergesagt werden, da sie eine Funktion der Umge bungstemperatur, der Windgeschwindigkeit und der Sonnenbestrahlung (W/m²) ist.
Schritt 4 –
Eine elektronisch verstellbare Lastvorrichtung (mit einem Voltmeter und einem Amperemeter) ist an das PV-Modul angeschlossen und wird verwendet, um die Spannung, den Strom, den Maximalleistungspunkt, den Wirkungsgrad und die Temperaturkoeffizienten des PV-Moduls zu messen. Die Schaltung für eine variable Last ist in 6 schematisch gezeigt.
Das Modul (oder die Gruppe von zusammengeschalteten Modulen) aus solarbeaufschlagten Fotovoltaikzellen ist an eine variable Last als Teil einer Prozedur zum Optimieren einer solarbeaufschlagten Wasserstoffproduktion angeschlossen. Eine Temperaturmessvorrichtung ist an den Modulen angebracht, um die Betriebstemperatur ständig zu messen, und die Module sind mit direkt in Richtung der Sonne weisenden Lichtaufnahmeflächen positioniert. Die Temperatur wird ständig gemessen, bis die Module eine stationäre Betriebstemperatur erreichen. Die Sonnenbestrahlung (W/m²) wird ständig mit einem kalibrierten Sonnenbestrahlungssensor gemessen.
Eine variable Last (wie etwa das Electronic Load Model 6060A von Hewlett Packard) ist in Reihe zu dem Modul oder den Modulen geschaltet. Die Vorrichtung für eine variable Last ist eine elektronische Vorrichtung, die als ein variabler Widerstand, ein Amperemeter mit niedrigem Widerstand in Reihe mit dem elektrischen Schaltkreis, um den Eingangsstrom zu messen, und ein Voltmeter parallel zu dem elektrischen Schaltkreis, um die Eingangsspannung zu messen, fungiert (6). Zusätzlich zum Messen des Stroms und der Spannung misst die Vorrichtung für eine variable Last auch die Leistung. Unter Verwendung des Testsystems mit einer variablen Last wird die auf das Modul oder die Module aufgebrachte Last über den Strombereich des PV-Systems von Null bis zum Kurzschlussstrom (I_sc) verändert, während die Bediener den Strom, die Spannung, die Leistung und die Temperatur unter den erwarteten Betriebsbedingungen während der geplanten solarbeaufschlagten Wasserstofferzeugung (gewöhnlich die stationären Betriebsbedingungen) messen.
Es ist hilfreich, als nächstes die Leistung über die Spannung aufzutragen, wobei die Leistung als Spannung × Strom definiert ist, um die maximale Leistung (P_max) zu messen (siehe 3). Das Auftragen von Strom und Leistung über Spannung macht es möglich, den Maximalleistungspunkt der Leistungskurve und den Punkt auf dem IV-Ausdruck zu beobachten, bei dem die Spannung die Maximalleistungs-Spannung (V_mlp) ist und der Strom der maximale Leistungsstrom (I_mlp) ist, was der maximalen Leistung (P_max = V_mlp × I_mlp) entspricht.
7 zeigt die Ergebnisse der Abtastung und des Auftragens der Spannung, des Stroms und der Leistung von einem hocheffizienten PV-Modul, um den Maximalleistungspunkt zu finden und P_max, V_mlp, I_mlp, den maximalen PV-Wirkungsgrad unter Verwendung eines Systems für eine variable Last zu messen (getestet unter hellem, natürlichem Sonnenlicht in Warren, Michigan).
Die Auswirkungen der PV-Modultemperatur auf die Spannung, den Strom und die maximale Leistung und den maximalen Wirkungsgrad können auch unter Verwendung des Systems für eine variable Last gemessen werden, und die Ergebnisse können verwendet werden, um die Temperaturkoeffizienten des Moduls zu ermitteln. In 8 wurde die Auswirkung von Betriebstemperaturänderungen auf den elektrischen Wirkungsgrad eines PV-Moduls beim Maximalleistungspunkt (ihre optimale Betriebsspannung) ermittelt, indem ein PV-Modul sechsmal mit einem Bereich von Betriebstemperaturen abgetastet wurde. Die Änderung von 0,06 Wirkungsgradprozent pro Grad C entspricht einem Temperaturkoeffizienten von –0,3%/Grad C, d. h. der Wirkungsgrad von 18,8% Bei STC (25 Grad C) fällt um –0,3% × 18,8% = –0,06% für jedes Grad C Zunahme der Temperatur aufgrund einer solaren Erwärmung. Wenn die Temperatur 40 Grad C erreicht, wird der Wirkungsgrad auf 18,0% fallen. Der Temperaturkoeffizient für den PV-Leistungsausgang hat die gleiche Größe wie der für den Wirkungsgrad (–0,3%/Grad C), da Wirkungsgrad = Leistungsausgang/P_max, wobei P_max eine Konstante (die maximale Leistung unter STC) ist.
Beispiel Optimierung Fall 1:
Für das PV-Modul (Sanyo HIP-190), das unter Verwendung des Systems mit einer elektronischen variablen Last getestet wurde, wie es in den 7 und 8 gezeigt ist, fanden wir die folgenden Messergebnisse:
Spannung bei dem MLP (V_mlp) = 52 Volt bei 41°C [aus 7]
[die V_mlp bei STC, 25°C, betrug 54,8 Volt gemäß den Herstellerspezifikationen]
Leistung bei MLP (P_max) = 180 Watt 41°C [aus 7]
[die P_max bei STC betrug 190 W gemäß den Herstellerspezifikationen]
Der Maximalleistungs-Strom (I_mlp) von jedem PV-Modul wird 180 Watt/52 Volt = 3,46 Ampere bei 41°C betragen.
Der Temperaturkoeffizient von P_max (% von Gesamt-P/°C) = –0,30% [aus 8]
[der Koeffizient betrug ebenfalls –0,30% % der Gesamt-P/°C gemäß den Herstellerspezifikationen]
Temperaturkoeffizient von V_mlp (Volt/°C) ≈ 0,3% × 180 VA/3,46 A = 0,16 Volt/°C.
Fall 2 – Kontrollbeispiel (nicht zu optimieren):
Alle PV-Modulparameter waren gleich wie im Fall 1.
Schritt 5 –
Als Nächstes wird die Auswirkung der Betriebsspannung der Elektrolysevorrichtung auf den Wirkungsgrad von solarbeaufschlagten Fotovoltaik-Elektrolysevorrichtungssystemen zum Erzeugen von Wasserstoff durch die folgende Prozedur optimiert.
Das Verfahren in den Schritten 1 und 2 wird verwendet, um die Betriebsspannung und den Wirkungsgrad der Elektrolysevorrichtung unter stationären Bedingungen zu messen, die erforderlich sind, um die Zielströmungs- oder -durchflussrate der Wasserstoffproduktion zu erzeugen. Anschließend wird das Verfahren von Schritt 4 verwendet, um die Maximalleistungspunkt-Spannung (V_mlp) und den Wirkungsgrad von mehreren Probefotovoltaikmodulen oder Gruppen von zusammengeschalteten Modulen unter den erwarteten Betriebsbedingungen während der geplanten solarbeaufschlagten Wasserstofferzeugung zu messen. Das geeignetste Modul oder die geeigneteste Gruppen von verbundenen Modulen wird/werden gewählt, die eine V_mlp gleich der Betriebsspannung der Elektrolysevor richtung aufweisen, um den maximalen Wirkungsgrad von dem Fotovoltaiksystem zu erhalten. Diese Auswahl des geeignetesten Moduls oder der geeignetsten Module wird vorgenommen, indem die Fotovoltaikmodulleistung und der Wirkungsgrad der Fotovoltaikmodule über V_oper/V_mlp für die Module unter den erwarteten Betriebsbedingungen zur Wasserstofferzeugung aufgetragen werden, oder alternativ ein Modul oder eine Gruppe von zusammengeschalteten Modulen mit einer Leistungs- oder Wirkungsgradkurve, die über V_oper/V_mlp aufgetragen ist, ausgewählt wird, welche angibt, dass das solarbeaufschlagte Fotovoltaiksystem einen gewünschten Prozentsatz des maximalen Wirkungsgrades bei der stationären Betriebsspannung (V_oper) der Elektrolysevorrichtung aufrecht erhält.
Bei unserer Optimierung Fall 1:
Das PV-Modul (Sanyo HIP-190), das wir in Schritt 4 charakterisierten, erzeugt eine Ausgangsspannung von 54,8 Volt (die V_mlp) bei ihrem maximalen Leistungsausgang bei 25°C (der MLP unter Standardbetriebsbedingungen von 25°C). Da die in Schritt 3 optimierte Elektrolysevorrichtung 53 Volt benötigt (die Betriebsspannung V_oper), kann die PV-Ausgangsspannung als gute Wahl zur Verwendung in dem PV-Elektrolysevorrichtungssystem angesehen werden. Damit die PV-Module 53 Volt zum Betreiben der Elektrolysevorrichtung mit hohem Wirkungsgrad liefern, müssen die Module entweder derart entworfen werden, dass sie einen V_mlp von 53 Volt bei der stationären Betriebstemperatur besitzen, oder die stationäre Betriebstemperatur der PV-Module muss in der Nähe von 25°C gehalten werden (siehe Schritt 7 unten). Der geringe Überschuss von PV-Ausgangsspannung gegenüber der Betriebsspannung, 54,8 Volt – 53 Volt = 1,8 Volt (3% Überschuss) ist hilfreich, da die Ausgangsspannung abfallen wird, wenn die Betriebstemperatur über 25°C ansteigt, und es aufgrund des Widerstandes in Verdrahtung geringe "Kupfer"-Verluste geben kann, die die Spannung vermindern.
Die PV-Module werden alle parallel konfiguriert sein, d. h. positiv an positiv und negativ an negativ zusammengeschaltet sein, und werden direkt mit der Elektrolysevorrichtung verbunden sein. Die Anzahl von PV-Modulen wird betragen:
Anzahl von Modulen = 89 Ampere/3,46 Ampere/Modul = 26.
Gesamtleistung bei MLP (P_max) = 26 × 180 Watt = 4680 Watt bei 41°C
[Leistung, die aus dem in 7 ermittelten Maximalleistungspunkt berechnet wird]
Fall 2 = Kontrollbeispiel (nicht zu optimieren):
Die PV-Module werden alle parallel konfiguriert sein, d. h. positiv an positiv und negativ an negativ zusammengeschaltet sein und werden direkt mit der Elektrolysevorrichtung verbunden sein. Die Anzahl von PV-Modulen wird betragen:
V_oper = 40 Volt
Aus 7:
PV-Leistung bei V_oper = 150 Watt pro Modul
Strom (I_oper) bei V_oper = 150 Watt/40 Volt = 3,75 Ampere
Anzahl von Modulen = 111 Ampere/3,75 Ampere/Modul = 30
Gesamtleistung = 30 × 150 Watt = 4500 Watt
Unter diesen nicht optimierten Bedingungen werden mehr PV-Module verwendet, die aber weniger Leistung ergeben als Fall 1.
Schritt 6 –
Es kann ein alternatives Verfahren zum Schätzen der Maximalleistungspunkt-Spannung und des Wirkungsgrades eines Moduls oder von Modulen von solarbeaufschlagten Fotovoltaikzellen, die mit einer variablen Last verbunden sind, als Teil eines Verfahrens zum Optimieren solarbeaufschlagter Wasserstoffproduktion verwendet werden, indem die in der Produktliteratur von dem Hersteller angegebenen Spezifikationen der Fotovoltaikmodule für die Maximalleistungspunkt-Spannung und die maximale Leistung bei 25°C (Standardtestbedingungen) verwendet werden, und eine Temperaturmessvorrichtung verwendet wird, die an dem Modul oder den Modulen angebracht ist, um die stationäre Betriebstemperatur durch das Verfahren von Schritt 4 zu messen. Die von dem Hersteller angegebenen Temperaturkoeffizienten (oder durchschnittliche Temperaturkoeffizienten für den Halbleiter und den Typ von Fotovoltaikmaterial), die aus dieser Literatur beschafft werden, können verwendet werden, um die Maximalleistungspunkt-Spannung und die maximale Leistung bei der Betriebstemperatur zu schätzen (indem die Temperaturkoeffizienten und die Betriebstemperatur verwendet werden, um die Maximalleistungspunkt-Spannung und die maximale Leistung bei 25°C zu korrigieren).
Schritt 7 –
Als Nächstes kann die folgende Prozedur zum Erhöhen des Wirkungsgrades eines Fotovoltaikmoduls oder von Fotovoltaikmodulen als Teil einer Prozedur zum Optimieren einer solarbeaufschlagten Wasserstoffproduktion verwendet werden. Zunächst wird eine größere oder kleinere Anzahl von Modulen in Reihe geschaltet, um die Ausgangsspannung des gesamten Fotovoltaiksystems zu modifizieren, um sie gleich der stationären Be triebsspannung der Elektrolysevorrichtung durch das Verfahren einer direkten Verbindung zu machen (siehe Schritt 5). Als Zweites kann während der Prozedur von Schritt 5 eine Strömung von Kühlwasser oder einem anderen Fluid, Gas oder Flüssigkeit, die auf das Modul oder die Module auftrifft, verwendet werden, um die stationäre Modulbetriebstemperatur zu verringern. Alternativ werden Fluide, die in Kühlschleifen, Flügeln oder Belüftungen, die die Module berühren oder an diesen gebracht sind, transportiert werden, verwendet, um die stationäre Betriebstemperatur zu verringern. Wir haben die Wirkung des periodischen Aufsprühens von kaltem Wasser (21,4°C) auf ein PV-Modul getestet und herausgefunden, dass die Modultemperatur effektiv vermindert wurde. Das Vermindern der Betriebstemperatur während des Schrittes 5 erhöht die P_max und den Wirkungsgrad des PV-Moduls.
Zusätzlich gibt es Umstände, unter denen das einzig verfügbare PV-System keine Ausgangsspannung nahe genug bei der Betriebsspannung der Elektrode für einen effizienten Betrieb der PV-Elektrolysevorrichtung durch das Verfahren der direkten Verbindung besitzt (siehe Schritt 5). Unter diesen Umständen werden DC/DC-Wandler oder Ladecontroller in Reihe zwischen die Module und die Elektrolysevorrichtung geschaltet, um die Ausgangsspannung des gesamten Fotovoltaiksystems zu modifizieren, um sie gleich der stationären Betriebsspannung der Elektrolysevorrichtung zu machen. Da DC/DC-Wandler den Widerstand des Schaltkreises erhöhen, ist der maximale Wirkungsgrad mit DC/DC-Wandlern geringer als der maximale Wirkungsgrad einer PV-Elektrolyse mit direkter Verbindung, obwohl beide Verfahren verwendet werden können, um eine Spannung gleich der Betriebsspannung zuzuführen. Daher werden DC/DC-Wandler nicht verwendet, wenn das Verfahren in Schritt 5 benutzt werden kann, um die Ausgangsspannung des PV-Systems derart einzurichten, dass sie zu der Betriebsspannung der Elektrolysevorrichtung passt.
Bei der Optimierung Fall 1:
Die stationäre Betriebstemperatur der PV-Module während eines kühlen windigen Zeitraums beträgt 35°C Luft.
In den nachfolgenden Wochen, wenn die Umgebungstemperatur zunimmt, wird eine Kühlflüssigkeit oder Kühlgas verwendet, um die PV-Betriebstemperatur von 35°C immer dann aufrecht zu erhalten, wenn die Umgebungsbedingungen einer Sonnenbestrahlung und Windgeschwindigkeit das Modul über diese Temperatur hinaus erwärmen. Das Halten der PV-Module 10 Grad über der Standardtemperatur von 25°C wird die V_mlp bei 53 Volt halten, dem optimalen Niveau, das gleich der V_oper der Elektrolysevorrichtung ist. Wenn kein Kühlsystem verwendet wird, wird die Sonnenbestrahlung die Module an kalten sonnigen Tagen auf über 40°C und an warmen sonnigen Tagen auf mehr als 50°C erwärmen, was einen Abfall der Spannung und einen verringerten Wirkungsgrad bewirkt. Vmlp bei 35°C = Vmlp bei 25°C + (Temperaturkoeffizient × ΔT) = 54,8 Volt + (–0,16 Volt/°C × 10°C) = 53,2 Volt
Fall 2 – Kontrollbeispiel (nicht zu optimieren):
Es wird nichts vorgenommen, um die Spannung, den Stromausgang oder die Temperatur des PV-Systems zu verändern.
Bei der Optimierung Fall 3:
Die stationäre Betriebstemperatur in einem anderen kühlen sonnigen Zeitraum beträgt 41°C. Alle Elektrolysevorrichtungsparameter sind gleich wie in Fall 1, außer dass die umkonstruierte Elektrolysevorrichtung in diesem Fall (Fall 2) 25 Elektrolysezellen aufweist, die in Reihe geschaltet sind, was einen V_oper von 45 Volt ergibt.
Das PV-Modul wurde umkonstruiert, sodass es 83 Solarzellen in Reihe aufweist, um eine V_mlp von 45 Volt bei 41°C zu produzieren. [Das ursprüngliche PV-Modul in Fall 1 wies 96 Solarzellen auf, die in Reihe geschaltet sind, um 52 Volt bei 41°C zu ergeben.]
Bei der Optimierung Fall 4:
Alle Elektrolysevorrichtungsparameter sind wie in Fall 1 beschrieben.
Bei der PV-Betriebstemperatur weisen die einzigen PV-Module, die zur Verwendung verfügbar sind, eine V_mlp von 36 Volt auf.
Die PV-Module sind an einen DC/DC-Wandler oder an ein Ladecontrollersystem mit einem Eingangsspannungsbereich angeschlossen, der 36 Volt (beispielsweise 30–40 Volt) umfasst, und er verstärkt die Spannung auf eine Ausgangsspannung von 53 Volt bei der erwarteten PV-Betriebstemperatur.
Der DC/DC-Wandler besitzt einen Wirkungsgrad von 90% und bewirkt einen Wirkungsgradverlust von 10% in Fall 3 im Vergleich mit dem System mit direkter Verbindung in Fall 1.
Schritt 8 –
Die Optimierungsprozedur in den Schritten 1–5 kann verwendet werden, um einen optimalen Entwurf zum Aufbau eines optimierten solarbeauf schlagten Fotovoltaik-Elektrolysevorrichtungssystem zur Erzeugung von Wasserstoff zu produzieren. Die optimalen Entwurfsparameter werden unter Verwendung des Verfahrens von Schritt 1, um die stationäre Betriebsspannung der Elektrolysevorrichtung zu messen, und unter Verwendung des Verfahrens von den Schritten 2 und 3, um den Betriebswirkungsgrad der Elektrolysevorrichtung in dem Bereich von zulässigem Betriebsstrom und zulässiger Betriebstemperatur zu messen, berechnet. Als Nächstes wird das Verfahren von Schritt 3 verwendet, um, falls möglich, den Betriebswirkungsgrad der Elektrolysevorrichtung zu verbessern, und es werden der gewünschte Betriebsstrom (und die resultierende Wasserstofferzeugungsrate und der entsprechende Wirkungsgrad der Elektrolysevorrichtung) gewählt. Als Nächstes werden die Schritte 4–6 verwendet, um den Wirkungsgrad des PV-Systems zu optimieren.
Es gibt einen Kompromiss zwischen hoher Wasserstofferzeugung und hohem Wirkungsgrad. Es ist anzumerken, dass das Erhöhen der Wasserstofferzeugungsrate durch Erhöhen des Betriebsstromes I_oper zu einem verringerten Wirkungsgrad führt.
In Fall 1:
Der Wirkungsgrad der Elektrolysevorrichtung beträgt 70%.
Der Wirkungsgrad des PV-Systems beträgt 18,2%.
Der Gesamtwirkungsgrad der Umwandlung von Sonnenenergie in Wasserstoff beträgt 12,7%.
Die Wasserstoffproduktionsrate beträgt 0,10 kg/Stunde.
Die PV-Zellenfläche beträgt 26 × 1,027 m² = 26,7 m². (gemessene Fläche der PV-Zellen, die gewöhnlich vom Hersteller erhältlich ist)
In Fall 2 – Kontrollbeispiel (nicht zu optimieren):
Der Wirkungsgrad der Elektrolysevorrichtung beträgt 62%.
Der Wirkungsgrad des PV-Systems = 150 Watt/190 Watt × 19% = 15%
Der Gesamtwirkungsgrad der Umwandlung von Sonnenenergie in Wasserstoff beträgt 9% Wasserstoffrate = Ioper/(N × 26806 Ampere/kg/Stunde) = 111 × 20/26806 = 0,083 kg/Stunde
Die PV-Zellenfläche beträgt 30 × 1,027 m² = 30,8 m².
Da die Elektrolysevorrichtung und das PV-System beide nicht optimiert sind, erfordert Fall 2 eine größere Anzahl, Fläche und Kosten von PV-Modulen, produziert aber weniger Wasserstoff pro Stunde.
In Fall 3:
Der Wirkungsgrad der Elektrolysevorrichtung beträgt 70%.
Der Wirkungsgrad des PV-Systems beträgt 18,2%.
Der Gesamtwirkungsgrad der Umwandlung von Sonnenenergie in Wasserstoff beträgt 12,7%
Die Wasserstoffproduktionsrate beträgt 0,10 kg/Stunde.
Die PV-Zellenfläche beträgt 26 × 1,027 m² = 26,7 m².
In Fall 4:
Der Wirkungsgrad der Elektrolysevorrichtung beträgt 70%.
Der Wirkungsgrad des PV-Systems beträgt 18,2%.
Der Wirkungsgrad des DC/DC-Wandlers beträgt 90%.
Der Gesamtwirkungsgrad der Umwandlung von Sonnenenergie in Wasserstoff beträgt 11,4%
Die Wasserstoffproduktionsrate beträgt 0,09 kg/Stunde.
Die PV-Zellenfläche beträgt 26 × 1,027 m² 26,7 m².
Schritt 9 –
Es kann auch ein Verfahren auf der Basis der Schritte 1–5 verwendet werden, um das solarbeaufschlagte Fotovoltaik-Elektrolysevorrichtungssystem zur Erzeugung von Wasserstoff zu optimieren und zu betreiben. Spannungs- und Stromsensoren sind angeschlossen, um die Betriebsspannung und den Betriebsstrom des Fotovoltaik-Elektrolysevorrichtungssystems zu messen, und Temperatursensoren sind eingebaut, um die Betriebstemperatur der Fotovoltaikmodule zu messen. Anschließend ist ein Steuersystem, das logische Systeme, Steueralgorithmen, elektronische Controller und Schalter (Solenoid oder andere) umfasst, an die Spannungs-, Strom- und Temperatursensoren angeschlossen, um den Betrieb und den Wirkungsgrad des Fotovoltaik-Elektrolysevorrichtungssystems auf der Basis der Sensormesswerte zu steuern. Das Steuersystem fungiert, um den Systembetrieb und den Systemwirkungsgrad ständig zu optimieren, indem Signale von den Sensoren verwendet werden, um die Anzahl von Solarzellen, die in Reihen- und Parallelschaltungen in den Fotovoltaikmodulen geschaltet sind, zu steuern, um die optimale Ausgangsspannung des PV-Systems gleich der gewünschten Betriebsspannung der Elektrolysevorrichtung zu halten.
Alternativ können der Systembetrieb und der Systemwirkungsgrad ständig optimiert werden, indem Signale von dem Steuersystem verwendet werden, um die Anzahl von Elektrolysezellen, die in Reihen- und Parallelschaltungen in der Elektrolysevorrichtung geschaltet sind, zu steuern, um die optimale Systembetriebsspannung aufrecht zu erhalten. Alternativ können der Systembetrieb und der Systemwirkungsgrad ständig optimiert werden, indem Signale von dem Steuersystem verwendet werden, um die Ausgangsspannung eines DC/DC-Wandlers oder Ladecontrollers zu steuern, um die optimale Systembetriebsspannung aufrecht zu erhalten. Eines oder eine Kombination der alternativen Steuerszenarien kann/können verwendet werden, um den Betrieb der PV-Elektrolysevorrichtung zu steuern.
Ein System von Steuerschaltungen und Algorithmen, das zur Systemsteuerung verwendet wird, ist in 9A schematisch gezeigt. Dieses Steuersystem ist entworfen, um zwischen zwei Modi eines PV-Elektrolysevorrichtungsbetriebes umzuschalten: (a) ein Betrieb mit direkter Verbindung in Zeiträumen hoher Sonnenbestrahlung (ergibt einen hohen Strom und eine hohe Spannung) und (b) ein DC/DC-Wandlerbetrieb, um die Betriebsspannung in Zeiträumen teilweiser Bewölkung zu verstärken, wenn die PV-Ausgangsspannung zu niedrig für einen effizienten Betrieb durch direkte Verbindung ist. Der Modus mit direkter Verbindung ergibt gewöhnlich einen PV-Elektrolysevorrichtungsbetrieb mit höherer Leistung und höherem Wirkungsgrad, da das Hinzufügen eines DC/DC-Wandlers zu dem Schaltkreis den Widerstand erhöht. Die Zunahme des Widerstandes, wenn der Modus mit DC/DC-Wandler verwendet wird, bewirkt eine Abnahme der maximalen Leistung, die an die Elektrolysevorrichtung abgegeben wird, und eine Abnahme von 5%–10% des produzierten Wasserstoffes.
In 9A wird die Elektrolysevorrichtung bei 50 Volt (V_oper = 50 V) betrieben. Drei Fotovoltaikmodule, die jeweils bei ihren Maximalleistungspunkten V_mlp = 50 V arbeiten, sind in einer Parallelschaltung angeordnet, um einen ausreichenden Betriebsstrom an die Elektrolysevorrichtung für die erforderliche Wasserstoffproduktion abzugeben. Das System wird von einem vorprogrammierten Controller (Controller-Algorithmen) betrieben. Der Controller kann aus einem Computer oder einem anderen elektronischen Steuersystem mit ausreichend Speicher bestehen. Die Algorithmen, die den Controller regeln und entscheiden, wann der Controller Schalter aktivieren wird, um eine direkte Verbindung von dem PV-Array zu der Elektrolysevorrichtung herzustellen, oder das PV-Array stattdessen mit dem DC/DC-Wandler zu verwenden, werden aus einer Datenbank des Leistungsvermögens oder einen Wirkungsgradmodell für die Elektrolysevorrichtung und den mehreren PV-Modulen abgeleitet. Der Modus mit direkter Verbindung des PV-Elektrolysevorrichtungssystems kann als der Standardmodus angesehen werden. In dem Modus mit direkter Verbindung ist die V_oper des Systems gleich der Ausgangsspannung des PV-Arrays (V_PV). Der Algorithmus erfordert, dass, wenn die Betriebsspannung (V_oper und V_PV) der PV-Elektrolysevorrichtung in dem Modus mit direkter Verbindung unter die untere Grenze des optimalen Spannungsbereiches des PV-Arrays (V_opt) abfällt, der Controller die Verbindungen des PV-Arrays mit dem DC/DC-Wandler (der Modus mit DC/DC-Wandler) und von dem Modus mit direkter Verbindung (Standard) weg umschalten wird.
Ein Voltmeter und ein Amperemeter überwachen das Leistungsvermögen des PV-Systems, und ihre jeweiligen Daten werden von dem Controller-System überwacht. Das Voltmeter überwacht, wann V_oper unter den voreingestellten Wert von V_opt abfällt, der ein charakteristischer Wert für das besondere in der PV-Elektrolysevorrichtung verwendete PV-Array ist. Die Datenbank für das Leistungsvermögen und das Wirkungsgradmodell für die Elektrolysevorrichtung und die mehreren PV-Module werden verwendet, um V_opt, V_mlp oder V_PV des PV-Arrays oder V_oper der Elektrolysevorrichtung unter jeglichen Temperaturbedingungen oder Strombedingungen zur Verwendung von der Controller-Logik zu setzen. Elektrische Schalter, die von den Controller-Algorithmen gesteuert werden, erlauben ein automatisches Verändern aus dem Modus mit direkter Verbindung in den Modus mit DC-DC-Wandler. Wenn die V_PV, die von dem Controller in 9A ü berwacht wird, wieder auf V_opt ansteigt, wird der Controller automatisch zurück in den Modus mit direkter Verbindung (Standard) schalten. In diesem Beispiel kann ein DC/DC-Wandler in dem Fall in das PV-Leistungsabgabesystem geschaltet werden, dass die Spannung (V_mlp), die von den drei PV-Modulen abgegeben wird, unter die Betriebsspannung der Elektrolysevorrichtung fällt, und abhängig von dem Strompegel aus der Sonnenbestrahlung wieder aus dem Schaltkreis herausgenommen werden.
9B veranschaulicht eine zweite Ausführungsform, in der eine Elektrolysevorrichtung eine vorbestimmte V_oper und einen vorbestimmten I_oper zur Produktion von Wasserstoff aufweist. Die optimalen Werte von V_oper und I_oper werden durch das mathematische Modell zur Optimierung der PV-Elektrolyse vorbestimmt (siehe Tabelle 1). Es ist ein PV-Array vorgesehen, um Gleichstromleistung für den Betrieb der Elektrolysevorrichtung zu liefern. Spannungs-, Strom- und Temperatursensoren sind eingebaut, um den Betrieb des Arrays aus Fotovoltaikzellen zu überwachen. Das PV-Array ist mit elektrischen Schaltern verbunden, um Kombinationen von elektrischen Reihen- und/oder Parallelschaltungen zwischen den jeweiligen Modulen zu erhalten. Das mathematische Modell zur Optimierung der PV-Elektrolyse (siehe Tabelle 1) beruht auf Daten, die mit einer Anzahl von PV-Modulen, DC/DC-Wandlern und Elektrolysevorrichtungsbedingungen erhalten werden. Die Kennlinie des Leistungsvermögens jedes Arrays aus PV-Modulen wird somit vorbestimmt und in der Datenbank eines programmierten Controllers gespeichert (der Controller kann aus einem Computer oder einem anderen elektronischen Steuersystem mit ausreichendem Speicher bestehen). Eine anfängliche Anordnung von einigen oder allen Modulen wird durch die Steuerung der Schalter eingerichtet, um Leistung (I_oper und V_oper) an die Elektrolysevorrichtung abzugeben, wobei das Array aus Modulen bei deren V_mlp arbeitet. Sollte sich die Sonnenbestrahlung ändern oder sich die Temperatur des PV-Arrays ändern, oder sich die Betriebstemperatur oder der Betriebsstrom der Elektrolysevorrichtung ändern, oder dergleichen, kann der Controller eine unterschiedliche Schaltanordnung für ein neues Array aus PV-Modulen befehlen, wobei dennoch bei der V_mlp des neuen Arrays gearbeitet wird. Der Controller-Algorithmus des Systems in 9B steuert die Verbindungen der PV-Module und -Zellen in dem PV-Array, sodass die V_mlp des PV-Arrays gleich V_oper, die Betriebsspannung der Elektrolysevorrichtung, sein wird. Diese Bedingung ergibt den maximalen Wirkungsgrad und die maximale Wasserstoffproduktion.
9C veranschaulicht eine andere Ausführungsform der Erfindung. In dieser Ausführungsform ist es die Anzahl von Elektrolysevorrichtungszellen, die in einer Reihen- und/oder Parallelschaltung angeordnet sind, welche für eine gewünschte Änderung in der Wasserstoffproduktionsrate oder zum Ausgleich mit dem PV-Array verändert werden kann. Diese Figur ist ähnlich wie die von 9B mit der Ausnahme, dass, wie es schematisch veranschaulicht ist, die Änderung bei der Organisation der Elektrolysevorrichtungszellen vorgenommen wird. Der steuernde Controller-Algorithmus in dieser Ausführungsform erfordert es, dass die V_oper der Elektrolysevorrichtungszellen gleich der V_mlp des PV-Arrays ist, die durch das Wirkungsgradmodell, wie es in den Tabellen 1 und 4 gezeigt ist, unter den Betriebsbedingungen bestimmt wird.
FOTOVOLTAISCHE KÜHLEXPERIMENTE
Es wurden Tests bezüglich der Effektivität der Kühlung von PV-Modulen an einem sonnigen Tag im Oktober durchgeführt. Kühles Leitungswasser (21,4°C) wurde für Zeiträume von 3–5 Minuten auf die Oberfläche der PV-Module unter Verwendung eines Schlauchs und einer feinen Sprühdüse aufgebracht. Ein an der Rückseite jedes Moduls angebrachter Sensor wurde verwendet, um die Temperatur zu überwachen. Die Strom-Spannung-Leistung-Kurven der Module wurden vor und nach dem Kühlprozess abgetastet. Die Ergebnisse der Tests sind in Tabelle 2 zusammengefasst. Tabelle 2. Fotovoltaische Kühlexperimente

PV-Modul Anfangstemperatur (°C) Endtemperatur (°C) Anfangsleistung (W) Endleistung (W) Zunahme in P_max (%)

Sanyo HIP-190 41 24 181 191 5,5

SunPower 36 23 81 88 8,6
OPTIMIERUNGSMODELL
Ein Gesamtmodell des Wirkungsgrades einer PV-Elektrolysevorrichtung wurde aufgebaut und durch Vergleich mit dem gemessenen Wirkungsgrad der Wasserstoffproduktion in unserer Datenbank getestet. Dieses Wirkungsgradmodell war auch die Basis zum Aufbau der schrittweisen Prozedur zum Optimieren des Wirkungsgrades der PV-Elektrolyse. Die Schritte der Prozedur wurden gewählt, indem die zum Modellieren des Wirkungsgrades verwendeten Terme analysiert wurden. Zum Schätzen des Wirkungsgrades jedes PV-Systems bei V_oper wurde ein typischer IV-Ausdruck für ein PV-Modul aus kristallinem Silizium (Sharp Solar NT-185U1) normiert, um einen relativen Wirkungsgrad von 1,0 bis einer V_mlp von 1,0 zu zeigen, das heißt das PV-Modul würde die volle Leistung bei einer Bestrahlung von 1000 W/m² liefern, wenn ihre V_mlp exakt gleich V_oper für die elektrische Last ist (10). Der Bruchteil der V_mlp, der durch die V_oper dargestellt ist, wurde für jedes PV-Modul ermittelt, und indem eine vertikale Linie von dem V_oper/V_mlp-Wert auf der X-Achse zu der Wirkungsgradkurve gezogen wurde, war es möglich, den Bruchteil des vollen bei V_oper verfügbaren, elektrischen PV-Wirkungsgrades zu schätzen. Wenn beispielsweise V_mlp 64 Volt für das Modul A ist und V_oper 32 Volt beträgt, beträgt der Bruchteil V_oper/V_mlp 0,5. Unter Verwendung des Graphen entspricht ein Wert von 0,5 (V_oper/V_mlp) auf der X-Achse einem Wirkungsgrad von 0,58 auf der Y-Achse. Dann würde ein Multiplizieren des Zellenwirkungsgrades mit 0,58 (bei dem MLP) des Moduls A (etwa 14%) einen geschätzten elektrischen Wirkungsgrad von 0,58 × 14% = 8,1% bei V_oper ergeben.

Ein mathematisches Modell zur Vorhersage des Wirkungsgrades von PV-Modulen wurde entwickelt, indem eine Kurve an unsere experimentellen Daten, die in Tabelle 1 und 10 gezeigt sind, unter Verwendung eines Regressionsmodells mit 8 Variablen angepasst wurde, welches unter Verwendung einer SAS-Software entwickelt wurde (11). Um den vorhergesagten Wirkungsgrad unter Verwendung dieses mathematischen Modells leichter zu schätzen, wurde ein "anklickbares" Microsoft Excel^TM-Modell (auf der Basis des SAS-Regressionsmodells) für eine Interpolation von neuen V_oper/V_mlp-Werten in diese Datei als Tabelle 3 eingeschlossen. Zum Interpolieren jedes gewünschten Wertes von V_oper/V_mlp und zum Herausfinden des entsprechenden Wirkungsgrades des PV-Systems: Doppelklicken mit dem in der Tabelle positionierten Cursor, anschließend Einfügen einer Zeile, Eingeben des V_oper/V_mlp-Wertes und Drücken der Tab-Taste, um den durch das Modell vorhergesagten Wirkungsgrad auszulesen.

V_oper/V_mlp		Wirkungsgradmodell (SAS)
0		0,00
0,050		0,06
0,100		0,12
0,150		0,17
0,200		0,22
0,250		0,27
0,300		0,33
0,350		0,39
0,400		0,45
0,450		0,51
0,500		0,56
0,550		0,61
0,600		0,66
0,650		0,71
0,700		0,76
0,750		0,82
0,800		0,88
0,850		0,93
0,900		0,97
0,950		1,00
1,000		0,99
1,050		0,96
1,075		0,94
1,100		0,92
1,120		0,89
1,140		0,86
1,160		0,81
1,180		0,73
1,200		0,61
1,220		0,41
1,240		0,07
1,245		–0,04

Tabelle 3. Anklickbares Microsoft Excel-Modell (auf der Basis eines Regressionsmodells mit 8 Variablen) zur Interpolation von neuen V_oper/V_mlp-Werten. Zum Interpolieren: Doppelklicken mit dem in der Tabelle positionierten Cursor, dann Einfügen einer Zeile, Eingeben eines neuen V_oper/V_mlp-Wertes und Drücken der Tab-Taste, um den modellierten vorhergesagten Wirkungsgrad auszulesen.

Der Wirkungsgrad jedes PV-Systems bei seiner V_mlp und V_oper ist in 12 aufgetragen. In 12 fallen die PV-Wirkungsgradkurven für V_mlp und V_oper in dem Bereich zusammen, in dem V_mlp des PV-Moduls 33 bis 36,2 Volt beträgt, da dieser Bereich ungefähr der V_oper (32 Volt) der Elektrolysevorrichtung ist. Dies ist der Bereich, in dem der Wirkungsgrad der PV-Module optimiert ist, und daher der Bereich, in dem am meisten Wasserstoff produziert wird und der Systemwirkungsgrad am höchsten ist. Der optimale V_mlp-Bereich (33 bis 36,2 Volt) ist in 12 mit fetten Klammern markiert.
Sonnenstrahlung erwärmt die PV-Module während Tageslichtbeleuchtung, wenn sie heißer arbeiten als die Umgebungstemperatur, und dies verringert ihren Leistungsausgang und elektrischen Wirkungsgrad. Während die V_mlp und andere Spezifikationen der PV-Module unter den Standardtestbedingungen (STC) gemessen werden, die bei einer spektralen Verteilung von AM1,5 (globale spektrale Bestrahlung) und Zellentemperatur (PV T) von 25°C 1 kW/m² beträgt, arbeiten die PV-Module häufig bei heißeren Bedingungen wie die nominale Betriebszellentemperatur (NOCT von Nominal Operating Cell Temperature), die ~47°C beträgt, welche unter Standardbetriebsbedingungen (Umgebungstemperatur von 20°C, Sonnenbestrahlung von 0,8 kW/m² und Windgeschwindigkeit von 1 m/s) auftritt. Unter heißen sonnigen Bedingungen steigen die Temperaturen noch höher als 47°C. Somit ist es notwendig, den vorhergesagten Wirkungsgrad zu korrigieren, indem ein Temperaturkoeffizient (0,45% pro °C) mal der Anzahl von Graden Temperaturzunahme subtrahiert wird, um den temperaturkorrigierten Wert für den vorhergesagten Wirkungsgrad zu erhalten (Gleichung 9).
Gleichung 9:

korrigierter Wirkungsgrad = nicht korrigierter Wirkungsgrad – (PV T °C – 25) × 0,45%/°C

Der Temperaturkoeffizient, der für sechs PV-Module angegeben wird (Solarex, Shell Solar, Astropower, Siemens, BP Solar und Sanyo) liegt im Bereich von 0,33%/°C bis 0,52%/°C, wobei die meisten Materialien einen Koeffizienten in der Nähe des Durchschnittswertes von 0,45%/°C aufweisen. Bei dem Vorhersagemodell wurde der durchschnittliche PV-Koeffizient von 0,45%/°C verwendet (Tabelle 1).
Bei dem Modell der PV-Elektrolyse mit einem DC/DC-Wandler zur Optimierung, das in Tabelle 4 gezeigt ist, muss ein zusätzlicher Term hinzugefügt werden, um den Wirkungsgradverlust aufgrund des Widerstandes zu berücksichtigen, der dem Schaltkreis durch den DC/DC-Wandler hinzugefügt wird. Der vorhergesagte Wirkungsgrad der PV-Elektrolysevorrichtung muss mit dem gemessenen Wirkungsgrad des DC/DC-Wandlers multipliziert werden, um den korrigierten vorhergesagten Wirkungsgrad des Gesamtsystems aus DC/DC-Wandler und PV-Elektrolysevorrichtung zu erhalten (Gleichung 5). Die gemessenen Wirkungsgrade von DC/DC-Wandlern, d. h. die Ausgangsleistung des Wandlers (I_out × V_out) dividiert durch den Leistungseingang (I_in × V_in), für zwei Typen von DC/DC-Wandlern, ein Solar Converters Ltd. Modell 48-10 Linear Current Booster (LCB) und ein Solar Converters Ltd. Charge Controller Modell 48-20, sind in 13 gezeigt. Die Werte des Wirkungsgrades der DC/DC-Wandler, die in Tabelle 3 verwendet wurden, wurden aus 13 geschätzt: für den LCB 95,2%; für den Ladecontroller 97,2%.
14 zeigt die Modellwirkungsgrade der solaren Wasserstofferzeugung von 15 PV-Elektrolysevorrichtungstests, die aus dem Vorhersagemodell für PV-Elektrolysevorrichtungen mit direkter Verbindung geschätzt wurden (Tabelle 1) und auf der Basis des Wirkungsgrades der Elektrolysevorrichtung und des PV-Wirkungsgrades bei V_oper, einschließlich der Effekte von Wechselwirkungen zwischen den beiden Systemen und den PV- Temperatureffekten. Die zwei Kurven sind im Allgemeinen recht nahe. Der größte Unterschied zwischen den beiden Wertesätzen ist ein Wirkungsgrad von nur 0,1%. 15 vergleicht die vorhergesagten und gemessenen Wirkungsgrade von Systemen aus DC/DC-Wandler und PV-Elektrolysevorrichtung, wie sie in 4 modelliert sind. Die 14 und 15 demonstrieren, dass die Modelle die Systemwirkungsgrade mit einer durchschnittlichen Genauigkeit von < ±0,1% für eine direkte Verbindung und ±0,4% für PV-Elektrolysevorrichtungen mit DC/DC-Wandler vorhersagen können.
Die Praktiken der Erfindung sind durch Beispiele veranschaulicht worden. Diese Beispiele sollen für die Erfindung veranschaulichend sein und deren Schutzumfang nicht einschränken.
Zusammenfassung
Ein Array aus einem Fotovoltaik-(PV)-Modul/Modulen ist in einer elektrischen Reihen- und/oder Parallelschaltung angeordnet, um elektrische Gleichstromleistung an eine Elektrolysevorrichtung zur Produktion von Wasserstoff abzugeben. Die elektrische Leistung wird durch das Array bei seinem Maximalleistungspunkt (V_mlp) abgegeben, um einen I_oper bei V_oper für die Elektrolysevorrichtung abzugeben. Die Anordnung der PV-Module in dem Array, oder die Anordnung von Zellen in der Elektrolysevorrichtung, wird durch ein automatisches Controllersystem ständig überwacht und gesteuert, um die PV- und Elektrolysevorrichtungssysteme bei oder in der Nähe ihrer jeweiligen maximalen Wirkungsgrade zu betreiben. Es kann ein DC/DC-Wandler verwendet werden, um die V_mlp auf die Betriebsspannung der Elektrolysevorrichtung einzustellen.

Claims

Verfahren zum Betrieb einer Wasserstoff produzierenden Elektrolysevorrichtung, die durch zwei oder mehr verfügbare, durch Sonnenlicht bestrahlte Fotovoltaikmodule, nämlich ein Array aus Modulen, beaufschlagt wird, wobei die Elektrolysevorrichtung zwei oder mehr Elektrolysezellen und einen Betriebsgleichstrom und eine Betriebsspannung aufweist, wobei ein oder mehrere Fotovoltaikmodule in einer Parallel- oder Reihenschaltungsanordnung zusammenschaltbar sind, um unterschiedliche Arrays aus einem Modul/aus Modulen zur Abgabe von Gleichstromleistung an die Elektrolysezellen zu bilden, wobei ein gegebenes Array aus einem Modul/aus Modulen weniger als die Gesamtzahl von verfügbaren Modulen umfassen kann, wobei das Verfahren umfasst, dass: Maximalleistungspunkt-Betriebsspannungen für repräsentative Arrays aus einem Modul/aus Modulen vorbestimmt werden; ein Betriebsstrom und eine Betriebsspannung für die Elektrolysevorrichtung für eine gewünschte Wasserstoffproduktionsrate bestimmt werden; und ein Fotovoltaikarray aus einem Modul/aus Modulen als ein gegenwärtig arbeitendes Array ausgewählt und angewandt wird, um mit seiner Maximalleistungspunkt-Spannung zur Abgabe des bestimmten Betriebsstromes und der bestimmten Betriebsspannung an die Elektrolysevorrichtung zu arbeiten.
Verfahren zum Betrieb einer Wasserstoff produzierenden Elektrolysevorrichtung nach Anspruch 1, wobei das Verfahren ferner umfasst, dass: die Betriebsspannung des gegenwärtig arbeitenden Fotovoltaikarrays aus Modulen ständig überwacht wird; und ein neues Array aus Modulen ausgewählt und angewandt wird, um bei seiner Maximalleistungspunkt-Spannung zur Abgabe des bestimmten Betriebsstromes und der bestimmten Betriebsspannung an die Elektrolysevorrichtung zu arbeiten, wenn das gegenwärtig arbeitende Array aus Modulen nicht bei seiner Maximalleistungspunkt-Spannung arbeitet.
Verfahren zum Betrieb einer Wasserstoff produzierenden Elektrolysevorrichtung nach Anspruch 2, bei dem ein gegenwärtig arbeitendes Array aus Modulen durch das Umschalten elektrischer Verbindung zwischen zwei oder mehr Modulen in ein neues Array aus Modulen umgewandelt wird.
Verfahren zum Betrieb einer Wasserstoff produzierenden Elektrolysevorrichtung nach Anspruch 2, bei dem ein gegenwärtig arbeitendes Array aus Modulen durch den Ersatz von einem oder mehreren unterschiedlichen Modulen in ein neues Array aus Modulen umgewandelt wird.
Verfahren zum Betrieb einer Wasserstoff produzierenden Elektrolysevorrichtung nach Anspruch 1, wobei das Verfahren ferner umfasst, dass: ein DC/DC-Wandler zwischen ein gegenwärtig arbeitendes Array aus einem Modul/aus Modulen und die Elektrolysevorrichtung geschaltet wird, um die Anpassung zwischen der Maximalleistungs punkt-Spannung des gegenwärtig arbeitenden Arrays und der Betriebsspannung der Elektrolysevorrichtung zu verbessern.
Verfahren zum Betrieb einer Wasserstoff produzierenden Elektrolysevorrichtung nach Anspruch 1, wobei das Verfahren ferner umfasst, dass: die Betriebstemperatur des Moduls/der Module in den gegenwärtig arbeitenden Array ständig gemessen wird, und die Module in dem gegenwärtig arbeitenden Array gekühlt werden, wenn die Betriebstemperatur zunimmt und die Maximalleistungspunkt-Spannung des Arrays absinkt.
Verfahren zum Betrieb einer Wasserstoff produzierenden Elektrolysevorrichtung nach Anspruch 6, das umfasst, dass eine Strömung eines Kühlfluids auf das Modul oder die Module verwendet wird, um die stationäre Modulbetriebstemperatur zu verringern.
Verfahren zum Betrieb einer Wasserstoff produzierenden Elektrolysevorrichtung nach Anspruch 2, bei dem das neue Array aus Modulen mehr Module in Reihenschaltung als das vorhergehende Array aus Modulen umfasst.
Verfahren zum Betrieb einer Wasserstoff produzierenden Elektrolysevorrichtung, die durch ein Array auf Fotovoltaikmodulen, das durch Sonnenlicht bestrahlt wird, beaufschlagt wird, wobei die Elektrolysevorrichtung mehrere Elektrolysezellen aufweist, die in eine Parallel- oder Reihenanordnung schaltbar sind und einen Betriebsgleichstrom und eine Betriebsspannung aufweisen, wobei die Fotovoltaikmodule in eine Parallel- oder Reihenanordnung schaltbar sind, um unterschiedliche Arrays zur Abgabe von Gleichstromleistung an die Elektrolysevorrichtung zu bilden, wobei das Verfahren umfasst, dass: Maximalleistungspunkt-Betriebsspannungen für repräsentative Arrays aus den Modulen vorbestimmt werden; ein erster Betriebsstrom und eine erste Betriebsspannung für die Elektrolysevorrichtung für eine gewünschte Wasserstoffproduktionsrate bestimmt werden; ein erstes Array aus den Fotovoltaikmodulen ausgewählt wird, um bei seiner Maximalleistungspunkt-Spannung zur Abgabe des bestimmten Betriebsstromes und der bestimmten Betriebsspannung an die Elektrolysevorrichtung zu arbeiten; und danach die Wasserstoffproduktionsrate der Elektrolysevorrichtung durch Verändern ihres Betriebes zu einem zweiten Betriebsstrom und zu einer zweiten Betriebsspannung geändert wird; und ein zweites Array aus den Fotovoltaikmodulen ausgewählt wird, um bei einer zweiten Maximalleistungspunkt-Spannung des Arrays zur Abgabe des zweiten Betriebsstromes und der zweiten Betriebsspannung an die Elektrolysevorrichtung zu arbeiten.
Verfahren zum ständigen Optimieren des Betriebes eines solarbeaufschlagten Fotovoltaik-Elektrolysevorrichtungssystems zum Erzeugen von Wasserstoff, wobei die Elektrolysevorrichtung durch eine Gruppe aus zwei oder mehr verfügbaren Fotovoltaikmodulen, die durch Sonnenlicht bestrahlt werden, beaufschlagt wird, wobei die Elektrolysevorrichtung zwei oder mehr Elektrolysezellen aufweist, die in Reihen- oder Parallelschaltungen mit variablen Betriebsgleichstromwerten und variablen Betriebsspannungswerten schaltbar sind, wobei das Fotovoltaiksystem ein oder mehrere Fotovoltaikmodule umfasst, die in einer Parallel- oder Reihenschaltungsan ordnung schaltbar sind, um unterschiedliche Arrays aus einem Modul/aus Modulen zur Abgabe von Gleichstromleistung an die Elektrolysezellen zu bilden, wobei ein gegebenes Array weniger als die Gesamtzahl von verfügbaren Modulen umfassen kann; wobei das Verfahren umfasst, dass: die Betriebsspannung und der Betriebsstrom des Fotovoltaik-Elektrolysevorrichtungssystems ständig gemessen werden; die Betriebstemperatur der Fotovoltaikmodule ständig gemessen wird; und ein vorprogrammiertes Computersteuersystem verwendet wird, das einen Hauptrechner oder Mikroprozessor und zugehörige Schaltkreise, Schalter und Verdrahtung umfasst, um ständig gegenwärtige Werte eines Systembetriebsstromes und einer Systembetriebsspannung und eine Fotovoltaikmodultemperatur zu empfangen, und die Werte dazu zu verwenden, ein gegenwärtiges Fotovoltaikarray aus einem Modul/aus Modulen mit einem Maximalleistungspunkt nahe bei der gegenwärtigen Betriebsspannung der Elektrolysevorrichtungssystems auszuwählen und anzuwenden, wobei der Computer eine Datenbank mit Maximalleistungspunkt-Werten aufweist, die mit Betriebstemperaturen für verfügbare Fotovoltaikarrays aus einem Modul/aus Modulen in Beziehung stehen.
Verfahren zum ständigen Optimieren des Betriebs eines solarbeaufschlagten Fotovoltaik-Elektrolysevorrichtungssystems nach Anspruch 10, bei dem das vorprogrammierte Computersteuersystem, das einen Hauptrechner oder Mikroprozessor und zugehörige Schaltkreise, Schalter und Verdrahtung umfasst, die Anzahl von Fotovoltaikmodulen, die in Reihen- und in Parallelschaltungen geschaltet sind, steuert, um die optimale Betriebsspannung aufrecht zu erhalten.
Verfahren zum ständigen Optimieren des Betriebs eines solarbeaufschlagten Fotovoltaik-Elektrolysevorrichtungssystems nach Anspruch 11, bei dem der vorprogrammierte Computer, der einen Hauptrechner oder Mikroprozessor und zugehörige Schaltkreise, Schalter und Verdrahtung umfasst, den Ersatz eines gegenwärtigen Arrays aus Modulen durch ein neues Fotovoltaikarray aus Modulen durch das Umschalten elektrischer Verbindungen zwischen einem oder mehreren Modulen anweist.
Verfahren zum ständigen Optimieren des Betriebs eines solarbeaufschlagten Fotovoltaik-Elektrolysevorrichtungssystems nach Anspruch 11, bei dem der vorprogrammierte Computer, der einen Hauptrechner oder Mikroprozessor und zugehörige Schaltkreise, Schalter und Verdrahtung umfasst, den Ersatz eines gegenwärtigen Arrays aus Modulen durch ein neues Fotovoltaikarray aus Modulen durch den Ersatz von einem oder mehreren unterschiedlichen Modulen anweist.
Verfahren zum ständigen Optimieren des Betriebs eines solarbeaufschlagten Fotovoltaik-Elektrolysevorrichtungssystems nach Anspruch 10, bei dem das vorprogrammierte Computersteuersystem, das einen Hauptrechner oder Mikroprozessor und zugehörige Schaltkreise, Schalter und Verdrahtung umfasst, die Ausgangsspannung eines DC/DC-Wandlers steuert, um die Maximalleistungspunkt-Spannung des gegenwärtig arbeitenden Arrays aus Modulen näher auf die Betriebsspannung der Elektrolysevorrichtung einzustellen.
Verfahren zum ständigen Optimieren des Betriebs eines solarbeaufschlagten Fotovoltaik-Elektrolysevorrichtungssystems nach An spruch 10, bei dem das vorprogrammierte Computersteuersystem, das einen Hauptrechner oder Mikroprozessor und zugehörige Schaltkreise, Schalter und Verdrahtung umfasst, die Anzahl von Elektrolysezellen, die in Reihen- und Parallelschaltungen in der Elektrolysevorrichtung geschaltet sind, steuert, um die optimale Systembetriebsspannung aufrecht zu erhalten.