DE112006002868B4 - Verfahren zum Positionieren eines Photovoltaikmoduls - Google Patents

Verfahren zum Positionieren eines Photovoltaikmoduls Download PDF

Info

Publication number
DE112006002868B4
DE112006002868B4 DE112006002868T DE112006002868T DE112006002868B4 DE 112006002868 B4 DE112006002868 B4 DE 112006002868B4 DE 112006002868 T DE112006002868 T DE 112006002868T DE 112006002868 T DE112006002868 T DE 112006002868T DE 112006002868 B4 DE112006002868 B4 DE 112006002868B4
Authority
DE
Germany
Prior art keywords
module
sun
light
measured
receiving surface
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Expired - Fee Related
Application number
DE112006002868T
Other languages
English (en)
Other versions
DE112006002868T5 (de
Inventor
Nelson A. Sterling Heights Kelly
Thomas L. Utica Gibson
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
GM Global Technology Operations LLC
Original Assignee
GM Global Technology Operations LLC
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by GM Global Technology Operations LLC filed Critical GM Global Technology Operations LLC
Publication of DE112006002868T5 publication Critical patent/DE112006002868T5/de
Application granted granted Critical
Publication of DE112006002868B4 publication Critical patent/DE112006002868B4/de
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02S—GENERATION OF ELECTRIC POWER BY CONVERSION OF INFRARED RADIATION, VISIBLE LIGHT OR ULTRAVIOLET LIGHT, e.g. USING PHOTOVOLTAIC [PV] MODULES
    • H02S50/00—Monitoring or testing of PV systems, e.g. load balancing or fault identification
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02S—GENERATION OF ELECTRIC POWER BY CONVERSION OF INFRARED RADIATION, VISIBLE LIGHT OR ULTRAVIOLET LIGHT, e.g. USING PHOTOVOLTAIC [PV] MODULES
    • H02S20/00—Supporting structures for PV modules
    • H02S20/30—Supporting structures being movable or adjustable, e.g. for angle adjustment
    • H02S20/32—Supporting structures being movable or adjustable, e.g. for angle adjustment specially adapted for solar tracking
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F24—HEATING; RANGES; VENTILATING
    • F24S—SOLAR HEAT COLLECTORS; SOLAR HEAT SYSTEMS
    • F24S50/00—Arrangements for controlling solar heat collectors
    • F24S50/20—Arrangements for controlling solar heat collectors for tracking
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01S—RADIO DIRECTION-FINDING; RADIO NAVIGATION; DETERMINING DISTANCE OR VELOCITY BY USE OF RADIO WAVES; LOCATING OR PRESENCE-DETECTING BY USE OF THE REFLECTION OR RERADIATION OF RADIO WAVES; ANALOGOUS ARRANGEMENTS USING OTHER WAVES
    • G01S3/00—Direction-finders for determining the direction from which infrasonic, sonic, ultrasonic, or electromagnetic waves, or particle emission, not having a directional significance, are being received
    • G01S3/78—Direction-finders for determining the direction from which infrasonic, sonic, ultrasonic, or electromagnetic waves, or particle emission, not having a directional significance, are being received using electromagnetic waves other than radio waves
    • G01S3/782—Systems for determining direction or deviation from predetermined direction
    • G01S3/785—Systems for determining direction or deviation from predetermined direction using adjustment of orientation of directivity characteristics of a detector or detector system to give a desired condition of signal derived from that detector or detector system
    • G01S3/786—Systems for determining direction or deviation from predetermined direction using adjustment of orientation of directivity characteristics of a detector or detector system to give a desired condition of signal derived from that detector or detector system the desired condition being maintained automatically
    • G01S3/7861—Solar tracking systems
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/40—Solar thermal energy, e.g. solar towers
    • Y02E10/47—Mountings or tracking
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Electromagnetism (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Radar, Positioning & Navigation (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Photovoltaic Devices (AREA)

Abstract

Verfahren zum Positionieren einer Licht aufnehmenden Fläche eines Moduls oder von Modulen aus mit Sonnenlicht beaufschlagten Photovoltaikzellen während Tageslichtstunden, wobei das Modul auf der terrestrischen Oberfläche angeordnet und auf einem bekannten Breitengrad betrieben wird, wobei das Verfahren umfasst, dass:
zumindest ein Strahlungsdetektionssensor in der Nähe des Moduls verwendet wird, um die Sonnenbestrahlung, die für die Sonnenstrahlung, die für die Licht aufnehmende Fläche des Moduls verfügbar ist, repräsentativ ist, ständig zu messen;
der gemessene Sonnenbestrahlungswert ständig mit einem Vergleichswert für Bedingungen einer atmosphärischen Wolkendecke verglichen wird;
die Licht aufnehmende Fläche des Moduls in Richtung der Sonne gemäß einer Zweiachsen-Sonnennachführung positioniert wird, wenn die gemessene Sonnenbestrahlung den Vergleichswert für die atmosphärische Wolkendecke übersteigt; und
die Licht aufnehmende Fläche des Moduls horizontal, nach oben weisend positioniert wird, wenn die gemessene Sonnenbestrahlung den Vergleichswert nicht übersteigt.

Description

  • TECHNISCHES GEBIET
  • Diese Erfindung betrifft die terrestrische Positionierung von Modulen aus Photovoltaikzellen in Bezug auf die Sonne. Die Erfindung befasst sich im Besonderen mit effizienten Investitionen in Photovoltaikmodule und der optimierten Verwendung derartiger Module, um elektrische Leistung bereitzustellen, wie etwa jene für die elektrolytische Produktion von Wasserstoff aus Wasser.
  • HINTERGRUND DER ERFINDUNG
  • Photovoltaikzellen (PV-Zellen) sind bekannte Halbleitereinrichtungen, die Licht in elektrische Energie umwandeln (d. h. durch Photonen, die auf einen pn-Übergang auftreffen). Natürlich kann Sonnenlicht als die Energiequelle verwendet werden. Amorphes Silizium, kristallines Silizium und Selen sind Beispiele von Materialien, die für derartige Zellen in Betracht gezogen werden. Die von einer einzelnen Zelle gelieferte Spannung kann relativ klein sein, aber es können viele derartige Zellen als Module in elektrischen Reihen- und/oder Parallelschaltungen kombiniert werden, um elektrische Leistung mit Spannungs- und Strompegeln zu erzeugen, die für viele Anwendungen geeignet sind. Die Module sind häufig mit flachen Oberflächen aufgebaut, um das einfallende Licht aufzunehmen.
  • Eine solare Wasserstofferzeugung durch Photovoltaik-Elektrolysesysteme (PV-Elektrolysesysteme) ist eine potentiell bedeutende, erneuerbare und, in Bezug auf die Umwelt gesehen, vorteilhafte Energiequelle für mit Wasserstoffkraftstoff beaufschlagte Einrichtungen, wie Brennstoffzellen. Plane Module aus Gruppen von Photovoltaikzellen können derart eingerichtet werden, dass sie Gleichspannungs- und Gleichstrompegel für ein System von Elektrolysezellen zur Produktion von Wasserstoff und Sauerstoff aus Wasser erzeugen. Mit anderen Worten kann ein Elektrolysesystem erdacht werden, das Wasserstoffgas mit einer erforderlichen oder Entwurfsrate liefert. Ein Photovoltaiksystem kann auch entworfen werden, um elektrische Leistung für das spezifizierte Elektrolysesystem zu liefern. Jedoch gibt es eine Herausforderung bei dem Entwurf und Betrieb eines Photovoltaiksystems infolge großen Schwankung der Flussdichte der Sonnenstrahlung (Bestrahlung) an praktisch jedem Ort auf der Erdoberfläche.
  • Das plane Modul oder die plane Gruppe aus Modulen, das bzw. die ein Array genannt wird, stellt relativ hohe Investitionskosten pro Einheit erforderlicher Leistung dar, und sie erfordern beträchtliche Landfläche, auf der Sonnenlicht aufzunehmen ist. Wenn die PV-Elektrolysesysteme in bewohnten Gebieten angeordnet sein sollen, ist deren Größe eine entscheidende Konstruktionserwägung. Sie müssen daher derart betrieben werden, dass sie guten Gebrauch von dem verfügbaren Sonnenlicht machen.
  • Photovoltaikmodule werden typischerweise als Arrays von Modulen mit einer festen Orientierung abhängig von den örtlichen Gegebenheiten und Kostenrandbedingungen installiert. Eine Orientierung, die auf Flachdächern verwendet wird, ist die so genannte horizontale Konfiguration, in der die Module gerade nach oben in Richtung des Himmels gewandt. Eine andere feste Konfiguration, die als die insgesamt beste feste Konfiguration für PV-Installationen in Nordamerika angesehen wird, ist eine, in der die Module nach Süden gewandt sind und in Bezug auf den Boden unter einem Winkel gleich dem Breitengrad des Orts geneigt sind. Beispielsweise wären für Detroit mit einem Breitengrad von etwa 42 Grad nördlich des Äquators die Module unter einem Winkel von 42 Grad in Bezug auf den Boden geneigt. Der Winkel zwischen der Position der Sonne und der Oberfläche der Erde wird Sonnenstandswinkel genannt. Manche Druckschriften empfehlen die Verwendung eines Modulneigungswinkels gleich 90% des Breitengrads, z. B. eine Neigung von 38 Grad für Detroit, da dies eine höhere PV-Ausgangsenergie im Sommer ergibt, wenn mehr Sonnenenergie verfügbar ist. Diese Konfiguration würde jedoch im Winter weniger Sonnenenergie ergeben, so dass sie abhängig von dem saisonalen Energiebedarf des Benutzers besser oder schlechter sein kann.
  • An sonnigen Tagen erzeugt die so genannte Zweiachsen-Sonnennachführung – die die Solarmodule während jedes Tages des Jahres ständig senkrecht zu den Strahlen der Sonne orientiert – die maximale Energie. Dies ist der Fall, weil das Ansprechen eines Solarmoduls auf einen Lichtstrahl proportional vom Kosinus des Winkels zwischen einer Linie senkrecht zu der Moduloberfläche und dem auf die Oberfläche einfallenden Sonnenstrahl ist. Wenn die Sonnenstrahlung senkrecht zu der Oberfläche erfolgt, wird die maximale Leistung für einen gegebenen solaren Fluss erhalten (Kosinus 0° = 1). Für eine Sonnenstrahlung, die unter 90 Grad aus der Normalen auftrifft, wird keine Leistung erzeugt (Kosinus 90° = 0). Während eine Zweiachsen-Sonnennachführung das plane Modul der Sonne zugewandt hält, berücksichtigt sie nicht die Schwankung der Sonnenbestrahlung aufgrund atmosphärischer Wolkendecke und einer Schwankung der Wolkenabdeckung.
  • In der DE 10 2005 013 334 A1 ist ein Verfahren zum Positionieren eines Photovoltaikmoduls beschrieben, bei dem eine kontinuierliche Nachführung nicht nur basierend auf Messwerten eines Strahlungsleistungssensors, sondern auch bei bedecktem Himmel mittels vorprogrammierter Sonnenstände erfolgt, um Ertragseinbußen infolge einer Fehlausrichtung zu vermeiden. Ferner sieht das Verfahren vor, das Photovoltaikmodul unter bestimmten ungünstigen Witterungsbedingungen aus seiner optimalen Ausrichtung zu verschwenken, um Schäden an dem Modul zu vermeiden.
  • Es ist die Aufgabe der Erfindung, ein Verfahren zum Betrieb eines PV-Moduls unter veränderlichen atmosphärischen Bedingungen zu schaffen, bei dem die kontinuierliche Positionierung des Moduls sowohl bei wolkenlosen als auch bei bewölkten Bedingungen verbessert wird.
  • ZUSAMMENFASSUNG DER ERFINDUNG
  • Diese Aufgabe wird gelöst durch ein Verfahren mit den Merkmalen des Anspruchs 1.
  • Die Erfindung stellt ein PV-Richtungssteuerverfahren bereit, das auf Module aus mehreren mit Sonnenlicht beaufschlagten Photovoltaikzellen anwendbar ist, insbesondere auf Module mit planen Licht aufnehmenden Flächen. Das Verfahren ist allgemein nutzbar, um den Energieausgang von mit Sonnenlicht beaufschlagten PV-Zellen zu maximieren, und ist besonders nützlich, wenn das Modul/die Module dazu verwendet wird/werden, um ein Elektrolysesystem zur Produktion von Wasserstoff und Sauerstoff aus Wasser wegen der anfänglichen Kosten und der Betriebskosten der PV-Systeme mit Leistung zu beaufschlagen. Das Verfahren ist darauf gerichtet, eine optimale Verwendung des Moduls/der Module zu machen und die Größe und Kosten des PV-Leistungssystems sowie den physikalischen Raum, der für deren Platzierung und Betrieb erforderlich ist, zu vermindern. Dementsprechend wird das Verfahren dieser Erfindung bevorzugt bei der Konstruktion des Moduls für eine besondere geografische Lage in Betracht gezogen.
  • Bei den meisten geografischen Lagen gibt es viele Tageslichtstunden, zu denen die Sonne durch eine atmosphärische Wolkendecke verdeckt ist. Selbst bei Lagen, die für reichlich Sonnenschein bekannt sind, gibt es Zeiten, zu denen die für PV-Zellen verfügbare Sonnenstrahlung durch dazwischen gelangende Wolken beträchtlich reduziert ist. Ein PV-Modul arbeitet bei wolkenlosem Sonnenlicht unter Verwendung einer Zweiachsennachführung gut. Aber das PV-Modulsteuerverfahren dieser Erfindung beruht auf der unerwarteten Feststellung, dass ein PV-Modul mehr Sonnenenergie in einer horizontalen Position (nach oben gewandt) aufnimmt, wenn es eine merkliche Wolkendecke gibt. Wie es nachstehend in dieser Beschreibung ausführlicher beschrieben wird, nimmt ein planes PV-Modul mehr Sonnenlicht in einer horizontalen Position auf, wenn die Gesamtsonnenbestrahlung aufgrund einer starken Wolkendecke relativ niedrig ist. Die Anwendung dieses Faktors erlaubt eine effizientere Verwendung des PV-Moduls unter derartigen Betriebsbedingungen. Dies ermöglicht es, dass ein Modul mit einer gegebenen Entwurfskapazität vollständiger ausgenutzt werden kann, wobei sowohl die anfänglichen Kosten des PV-Systems als auch der erforderliche Raum zum Beaufschlagen einer elektrischen Last, wie etwa einer Wasserstoff produzierenden Elektrolysevorrichtung mit Leistung, vermindert werden.
  • Dementsprechend ist jedes PV-Modul derart gelagert, dass es über einen Bereich von geneigten Positionen bewegbar ist, wobei es der Sonne folgt und dieser zugewandt ist (Zweiachsen-Sonnennachführung). Zusätzlich zu dem Sonnennachführungs-Betriebsmodus ist aber das Modul auch in einer horizontalen Position, wobei es nach oben weist, bewegbar. Es ist auch ein Steuerverfahren vorgesehen, um festzustellen, welche PV-Modulposition zu jedem Moment des Tageslichtbetriebs die meiste Sonnenenergie sammelt.
  • Bei dem Steuerverfahren wird, verallgemeinert ausgesagt, die Bestrahlung der Sonne kontinuierlich in beispielsweise Watt pro Quadratmeter Einfallsfläche (W/m2) gemessen. Beispielsweise kann die Spitzensonnenbestrahlung auf der Erdoberfläche Spitzenwerte von 1000 W/m2 erreichen, und diese Strahlungsflussdichte wird manchmal in dieser Beschreibung als ”eine Sonne” bezeichnet. Der Betrieb des Moduls wird gemäß dem Wert der gemessenen Bestrahlung gesteuert. Jedes Mal dann, wenn die gemessene Sonnenbestrahlung unter einem vorbestimmten Wert relativ zu dem Wert bei klarem Himmel ist, wird das Modul in eine horizontale Position bewegt. Die Sonnenstrahlungsmessungen bei derart niedrigen Niveaus werden aufgrund einer weitläufigen Wolkendecke des Himmels auftreten. Jedes Mal dann, wenn die gemessene Sonnenbestrahlung den vorbestimmten Minimalwert für die Lage übersteigt, wird das Modul gemäß der Zweiachsen-Sonnennachführung für die Lage, den Tag des Jahres und die Tageszeit positioniert.
  • Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform der Erfindung würde ein vorgeschlagenes PV-Steuerverfahren ein herkömmliches Zweiachsen-Nachführungssystem mit den folgenden Zusätzen verwenden: 1) es würde eine kleine Sonnenstrahlung messende Zelle besitzen, die horizontal (H) befestigt ist, und eine weitere, die mit einer nach Süden gewandten Breitengradneigung (L) befestigt ist. Zu Zeiten, wenn es direkten Sonnenschein gibt, würde der L-Sensor einen größeren Ausgang als der H-Sensor haben, und das Nachführungssystem würde die Solarpanels mit der Sonne unter Verwendung allgemein bekannter Technologien und Algorithmen für eine maximale Ausgangsleistung ausrichten. Wenn H > L, etwa H > 1,3 × L, würde ein Signal erzeugt werden, das (durch einen Algorithmus) bewirken würde, dass die Sonnennachführungseinrichtung die Solarmodule derart positioniert, dass sie nach oben in Richtung des Himmels gewandt (horizontal) sind. Dies würde voraussichtlich zu Zeiten erfolgen, wenn es eine nahezu vollständige Wolkendecke gibt. Es wird geschätzt, dass dies unter bedeckten Bedingungen 30–80% mehr Sonnenenergie als das der Sonne Nachführen oder das Vorsehen einer Breitengradneigung liefern würde.
  • In einer anderen Ausführungsform der Erfindung werden globale, direkte und diffuse Strahlung dazu verwendet, festzustellen, wann von der Zweiachsennachführung in den horizontalen Modus umzuschalten ist. Beispielsweise sind zwei Sonnenstrahlungssensoren horizontal montiert. Ein Sensor (Sensor 1) ist gegenüber direkter Strahlung von der Sonne (Sonnenscheibe) abgeschattet und misst die diffuse Strahlung. Dies kann mit einem Schattenband bewerkstelligt werden, das den Sensor von direktem Sonnenschein abschattet, wenn sich die Sonne über den Himmel bewegt, oder mit einer kleinen Abschattungsscheibe, die an einer kleinen Zweiachsen-Nachführungseinrichtung angebracht ist. Der andere Sensor (Sensor 2) ist nicht abgeschattet und misst die globale horizontale Strahlung. Die Differenz zwischen den beiden Sensoren ist die direkte Strahlung von der Sonne. Wenn der Himmel stark bedeckt ist, beträgt die direkte Komponente der Sonnenstrahlung nahezu Null. Für solche Zeiten würde ein Array aus Solarmodulen horizontal orientiert werden, um unter stark bedeckten Bedingungen die meiste Sonnenenergie aufzufangen. Wenn die direkte Komponente beträchtlich ist, würde die reguläre Zweiachsennachführung der Sonne durch das Array aus Solarmodulen erfolgen, um unter sonnigen oder teilweise bewölkten Bedingungen die meiste Sonnenenergie aufzufangen.
  • Während der Energieausgang eines PV-Systems während Zeiträumen ausgiebigen Sonnenscheins durch eine Zweiachsenbewegung des Moduls optimiert ist, liefert die praktische Ausführung dieser Erfindung noch Vorteile, wenn das Modul abhängig von der relativen Sonnenbestrahlung einfach zwischen einem Zweiachsen-Nachführungsmodus und einem Horizontalpositionsmodus bewegt wird.
  • Weitere Ziele und Vorteile der Erfindung werden aus einer ausführlichen Beschreibung der bevorzugten Ausführungsformen deutlich werden.
  • KURZBESCHREIBUNG DER ZEICHNUNGEN
  • 1 ist ein Graph des Verhältnisses von Sonnenbestrahlung, die durch ein PV-System für eine Zweiachsennachführung mit dem Modul realisiert wird, über eine feste Breitengradneigung des Moduls. Das Verhältnis ist als Spitzensonnenstunden PSH ausgedrückt, wobei PSH gleich der Anzahl pro Tagesstunden mit einer Sonnenbestrahlung von 1000 W/m2 ist. Die Daten stammen von der Sonnenstrahlungsdaten-Internetseite (http://rredc.nrel.gov/solar/pubs/redbook/) des National Renewable Energy Laboratory (NREL). Die Verhältnisse sind als durchschnittliche monatliche Daten über ein Jahr für Detroit und Phoenix dargestellt.
  • 2 ist ein Graph des Bruchteils von bewölkten oder teilweise bewölkten Tagen in Phoenix (Datenpunkte als gefüllte Rauten) und Detroit (Datenpunkte als gefüllte Quadrate) für jeden Monat über einem Zeitraum von zwölf Monaten. Die Daten stammen von der Meteorologie-Internetseite der University of Utah (http://www.met.utah.edu/jhorel/html/wx/climate/cldy.html).
  • 3 ist ein Graph des Bruchteils von bewölkten Tagen in Phoenix (Datenpunkte als gefüllte Rauten) und Detroit (Datenpunkte als gefüllte Quadrate) für jeden Monat über einen Zeitraum von zwölf Monaten. Die Daten stammen von der Meteorologie-Internetseite der University of Utah (http://www.met.utah.edu/jhorel/html/wx/climate/cldy.html).
  • BESCHREIBUNG DER BEVORZUGTEN AUSFÜHRUNGSFORMEN
  • Erwartete PV-Verbesserung mit einem Zweiachsen-Nachführungssystem.
  • Die Lage der Sonne am Himmel relativ zur Lage auf der Oberfläche der Erde kann durch zwei Winkel spezifiziert werden: 1) der Sonnenazimutwinkel und der Sonnenzenitwinkel. Der Sonnenazimutwinkel ist die Lage der Sonne am Himmel relativ zu einer Linie, die gen Norden verläuft. Ein Azimutwinkel von 180 Grad tritt auf, wenn die Sonne gen Süden geht und definiert einen Sonnenmittag an der betreffenden Lage. An einem sonnigen Tag wird dies die Zeit maximaler Sonneneinstrahlung sein, vorausgesetzt, es gibt keine Wolken. Beispielsweise wird die Sonneneinstrahlung an einer nördlichen Lage in den US, Detroit, Michigan, und einer südlichen Lage, Phoenix, Arizona, betrachtet und verglichen.
  • Für Detroit, Michigan, bei der Wintersonnenwende, geht die Sonne am östlichen Himmel um 8 h unter einem Azimutwinkel von 120 Grad auf und geht am westlichen Himmel um 17 h bei einem Azimutwinkel von 238 Grad unter, wobei sie sich nur 118 Grad über den südlichen Horizont bewegt. Bei der Sommersonnenwende in Detroit geht die Sonne um 6 h (Sommerzeit) unter einem Azimutwinkel von 57 Grad auf und geht um 21:10 h unter einem Azimutwinkel von 303 Grad unter, wobei sie sich über 246 Grad über den südlichen Horizont bewegt. Der Sonnenzenitwinkel ist der Winkel zwischen der Position der Sonne und der für eine Linie senkrecht zur Erdoberfläche. Dieser ist das Komplement zu dem Sonnenstandswinkel, d. h. der Sonnenzenitwinkel = 90° – der Sonnenstandswinkel. Bei dem solaren Mittag beträgt der Zenitwinkel 71 Grad in Detroit für die Wintersonnenwende und 24 Grad für die Sommersonnenwende. Ein Zweiachsen-Nachführungssystem bewegt PV-Module derart, dass sie senkrecht zu den direkten Strahlen der Sonne bleiben, wenn die Sonne ihre tägliche Bewegung über dem Himmel vollführt (Ost-West-Nachführung), und nimmt auch Einstellungen für die langsame Änderung in dieser Bewegung mit sich ändernden Jahreszeiten vor (Nord-Süd-Nachführung).
  • Ein Zweiachsen-Nachführungssystem ist bei der Verbesserung des PV-Leistungsvermögens am wirksamsten, wenn es keine Wolken zwischen der Sonne und den PV-Modulen gibt. Die Sonnenenergie, die auf die Erdoberfläche auftrifft, die globale Sonnenenergie genannt wird, besteht aus zwei Hauptkomponenten: eine Komponente direkt von der Sonnenscheibe (direkt) und eine Himmelslichtkomponente aus gestreuter Strahlung (diffus). Eine dritte Komponente, Reflexion von dem Boden (Albedo) ist im Allgemeinen gering, es sei denn, es ist Schnee vorhanden, und wird somit bei dieser Diskussion vernachlässigt. Bei wolkenfreien Tagen kommen 85–90% der Sonnenenergie von der direkten Komponente, während die anderen 10–15% diffuse Strahlung von dem Himmel sind (zum größten Teil von atmosphärischem Aerosol gestreut). An wolkigen Tagen kommt nahezu die gesamte Sonnenenergie von der diffusen Komponente. Da die diffuse Sonnenstrahlung nicht auf parallele Weise wie eine direkte Strahlung ausgerichtet ist, erhöht ein der Sonne Nachführen die Sonnenenergie von einem PV-System an bewölkten Tagen nicht (und kann, wie es nachstehend in diesem Text gezeigt wird, tatsächlich abnehmen).
  • Das National Renewable Energy Laboratory (NREL) hat eine Datenbank für Sonnenenergie an 239 U. S.-Orten über einen 30 Jahreszeitraum von 1961 bis 1990 erstellt (http://rredc.nrel.gov/solar/pubs/redbook/). Diese Datenbank wird als das ”Sonnenstrahlungsdatenhandbuch für ebene und konzentrierende Kollektoren” (”Solar Radiation Data Manual for Flat Plate and Concentrating Collectors”) bezeichnet. 1 wurde unter Verwendung dieser Datenbank erstellt und zeigt die Zunahme der Sonnenenergie, wie durch die Anzahl von Spitzensonnenstunden gemessen (gleich der Anzahl von Stunden pro Tagen mit einer Sonnenbestrahlung von 1000 W/m2, als PSH abgekürzt), unter Verwendung eines Zweiachsen-Nachführungssystems über jene für eine feste Breitengradneigung (die beste feste Gesamtneigung) für Detroit, MI, und Phoenix, AZ.
  • Die Zweiachsennachführung zeigt eine Gesamtzunahme der Sonnenenergie von 30% in Detroit und 38% in Phoenix gegenüber dem gleichen PV-System ohne Sonnennachführung. Dieser Zunahmebereich stimmt mit den Angaben eines Herstellers von Zweiachsen-Nachführsystemen überein (Wattsun, Internetseite www.wattsun.com). Somit kann eine Zweiachsennachführung ungefähr ein Drittel mehr Energie von den PV-Modulen mit gleicher Fläche gegenüber der optimalen festen Modulneigung (Breitengradneigung) liefern. Wie es in 1 gezeigt ist, liefert die Zweiachsennachführung die größte Verbesserung relativ zu einem System mit fester Breitengradneigung für die Monate mit dem stärksten Sonnenschein, d. h. von April bis September, mit einer Spitze im Juni und zwar sowohl in Detroit als auch in Phoenix.
  • Der Effekt der Sonnennachführung an bewölkten Tagen
  • 1 zeigt, dass das Zweiachsen-Nachführungs-PV-System eine drastische Zunahme der von einem PV-System produzierten Sonnenenergie erzeugen kann. Diese Verbesserung ist am deutlichsten im Juni in Phoenix ersichtlich, wo sie 60% erreicht, und am wenigsten in Detroit im Dezember, wenn sie weniger als 20% ist. Es ist jedoch festzustellen, dass ein Nachführungssystem am besten an sonnigen Tagen und am schlechtesten an bewölkten Tagen funktioniert. Dies ist eine wichtige Erwägung, da sie die Größe und Kosten eines PV-Systems, das benötigt wird, um eine Elektrolysevorrichtung zum Produzieren von Wasserstoff für ein Brennstoffzellenfahrzeug (FCV) anzutreiben, beeinflussen wird. Das PV-System muss zusätzlich zu einem effizienten Betrieb in einer Vielfalt von geometrischen Lagen im Stande sein, mit Wasserstoffbrennstoffzellen beaufschlagte Fahrzeuge, die zwischen derartigen Lagen fahren, zu bedienen. Um die Kosten dieses Systems zu verringern, wäre es sehr vorteilhaft, die solare Ausgangsleistung an bewölkten Tagen zu verstärken. Leider kann dies nicht durch die Verwendung von Sonnenkonzentrationseinrichtungen vorgenommen werden, da sie nur direkte (parallele) Strahlen von der Sonne fokussieren können.
  • Wir haben jedoch herausgefunden, dass das Ausrichten der Module senkrecht nach oben in Richtung des Himmels (horizontale, H-Bedingung) während bedeckter Bedingungen zu einer beträchtlich stärkeren Sonnenbestrahlung führt, als die Module in Richtung der verdeckten Sonne geneigt zu haben (direkt in Richtung der Sonne, DTS-Bedingung (DTS von directly towards the sky)). Außerdem wäre es eine einfache Angelegenheit, einem herkömmlichen Zweiachsen-Nachführungssystem etwas Hardware und Software hinzuzufügen, so dass es die maximale Energie aus Solarmodulen ziehen kann, indem die Sonne an sonnigen Tagen verfolgt wird, aber die Module an bewölkten Tagen oder während kurzer bewölkter Zeiträume horizontal orientiert werden. Wir stellten dies zuerst fest, während wir die Ausgangsleistung eines Solarmoduls an bewölkten Tagen im Herbst 2004 in Warren, MI, testeten und unsere Ergebnisse im Frühling 2005 bestätigten. Tabelle 1 unten zeigt die Messergebnisse von zwei großen Solarmodulen (Sharp NT185U1 und Sanyo HIP-G751BA2), einer Photodiode, die von UDT Sensors, Inc. hergestellt wurde (UDT PIN-10DP/SB), zwei kleinen Solarmodulen (Connecticut Solar 125 mm × 227 mm und Powerfilm MPT3.6-75i) und einem Pyranometer, das von Eppley Laboratories (Eppley Laboratories Black and White Pyranometer, Modell 8-48) an vier bedeckten Tagen im Herbst 2004 und Frühling 2005 in Detroit. Die UDT-Photodiode wurde von der NREL kalibriert und dazu verwendet, die Sonnenbestrahlung zu berechnen (die als die Anzahl von Sonnen aufgetragen ist, wobei eine Sonne = 1000 W/m2). Die UDT-Photodiode wurde auch über einen Bereich von Bedingungen durch Vergleich mit dem Eppley Pyranometer, das ebenfalls von der NREL kalibriert wurde, validiert; Eppley Pyranometer werden weitläufig dazu verwendet, die Gesamtsonnenbestrahlung an der Erdoberfläche zu messen.
  • Wie es in Tabelle 1 für 20 Messungen an bewölkten Tagen gezeigt ist, erhöht das horizontale Orientieren der Solarsensoren (H) deren Ausgangsleistung um einen Faktor von 1,31 bis 1,82 (mittleres Verhältnis = 1,48 ± 0,16) im Vergleich mit der direkt zur Sonne gerichteten Orientierung (DTS). Diese 48-prozentige durchschnittliche Zunahme der Energie mit der H-Konfiguration gegenüber der DTS-Konfiguration steht in merklichem Kontrast mit den Ergebnissen in 1, die zeigen, dass die Solarnachführung (DTS) die PV-Solarausgangsleistung um 30% erhöht, gegenüber der besten Konfiguration mit fester Neigung (Breitengradneigung) in Detroit über den Verlauf des gesamten Jahres. Das Überprüfen der gleichen NREL-Datenbank, die zur Erstellung von 1 verwendet wurde, deckte auf, dass über den Verlauf eines Jahres eine feste Breitengradneigung 10–15% mehr Sonnenenergie von einem PV-Modul als eine feste horizontale Neigung (H-Konfiguration) sowohl für Detroit als auch Phoenix liefert, so dass die H-Konfiguration über einen langen Zeitraum keine optimale Neigung ist. Die Ergebnisse in 1 werden durch sonnige oder teilweise sonnige Bedingungen dominiert, wohingegen die Ergebnisse in Tabelle 1 unter stark bedeckten Bedingungen mit einer Sonnenbestrahlung von 0,07 bis 0,25 Sonnen (eine Sonnenbestrahlung von 1000 W/m2 wird als eine Sonne bezeichnet) erhalten wurden. Man nimmt an, dass die Zunahme mit der H-Bedingung in Tabelle 1 aufgrund dessen erfolgt, dass der Sensor oder das Modul Sonnenenergie von dem gesamten mit Wolken bedeckten (hellen) Himmel sammelt, während für die DTS-Bedingung das Panel teilweise durch reflektierte Sonnenenergie von dem Himmel und teilweise durch reflektierte Sonnenergie von dem ”dunklen” Boden bestrahlt wird. Die reflektierte Strahlung von dem dunkleren Boden ist bekanntlich wesentlich geringer als die von dem Himmel. Tabelle 1. Messungen der solaren Ausgangsleistung von sechs Sonnenbestrahlungssensoren für H- und DTS-Konfigurationen bei bedeckten Tagen in Warren, MI.
    Datum Zeit Sonnensensora Sonnenb Horizontal (H) Direkt in Richtung Sonne (DTS) H/DTS-Verhältnis Zenitwinkelc (Grad)
    26.10.04 16:30 UDT 0,13 2,71 mA 1,49 mA 1,82 55
    26.10.04 16:30 Sharp 0,46A 0,28A 1,64
    03.11.04 13:40 UDT 0,14 2,86 mA 1,81 mA 1,58 58
    03.11.04 13:40 Eppley 1,1 mV 0,8 mV 1,38
    11.11.04 13:05 UDT 0,19 4,06 mA 2,3 mA 1,77 60
    11.11.04 13:05 Eppley 1,5 mV 1,0 mV 1,50
    11.11.04 13:05 Sharp 0,75 A 0,46 A 1,63
    11.11.04 13:05 Sanyo 0,50 A 0,32 A 1,67
    07.04.05 10:40 UDT 0,07 1,45 mA 1,02 mA 1,42 52
    07.04.05 11:10 UDT 0,25 5,34 mA 3,86 mA 1,38 43
    07.04.05 11:25 UDT 0,17 3,55 mA 2,58 mA 1,38 45
    07.04.05 13:00 UDT 0,07 1,49 mA 1,07 mA 1,39 54
    07.04.05 13:00 Conn, Solar 50,2 mA 38,2 mA 1,31
    07.04.05 13:00 Power Film 50,2 mA 38,2 mA 1,31
    07.04.05 13:50 UDT 0,06 1,28 mA 0,98 mA 1,31 55
    07.04.05 13:50 Conn, Solar 49,2 mA 37,5 mA 1,31
    07.04.05 13:50 Power Film 3,15 mA 2,20 mA 1,43
    07.04.05 15:20 UDT 0,12 2,57 mA 1,76 mA 1,46 48
    07.04.05 15:20 Conn, Solar 104,0 mA 75,7 mA 1,37
    07.04.05 15:20 Power Film 6,84 mA 4,53 mA 1,51
    a UDT = United Detector Technologies PIN 10DP/SB Photodiode (auf c-Si-Basis); Sharp = Modell NT185U1-Modul (auf c-Si-Basis); Sanyo = Modell HIP-G751BA2-Modul (Kombination aus c-Si- und a-Si-Materialien); Eppley = Modell 8-48 Schwarz- und Weiß-Pyranometer; Conn. Solar = Connecticut Solar 125 mm × 227 mm-Modul (auf c-Si-Basis); Power Film = Modell MPT3.6-75-Modul (auf a-Si-Basis).
    b Sonnen = in (W/m2/(1000 W/m2) gemessen
    c Zenitwinkel, von der Internetseite des U. S. Naval Observatory, http://aa.usno.navy.mil beschafft
  • Es ist eine Aufgabe dieser Erfindung, die Verwendung von PV-Energie zum Antreiben der Elektrolyse von Wasser zur Herstellung von Wasserstoff in einem häuslichen Nachbetankungssystem für mit Wasserstoffbrennstoffzellen beaufschlagte Fahrzeuge zu ermöglichen. Es ist wichtig, die von einem PV-System an bewölkten Tagen verfügbare Sonnenenergie zu erhöhen, da das System so bemessen sein muss, dass es genug Wasserstoff zum Betanken eines Brennstoffzellenfahrzeugs an den Tagen mit dem geringsten Sonnenschein (bewölkten Tagen) produziert, oder die Zweckmäßigkeit eines derartigen Systems für den Kunden könnte verloren gehen. Die Positionierung der Panels mit einer H-Konfiguration kann an bewölkten Tagen 30–80% mehr Energie liefern als das Neigen der Panels in Richtung der Sonne – was eine starke Verbesserung ist. Andererseits ist es zwingend, dass das System an sonnigen Tagen und teilweise sonnigen Tagen die meiste Energie produziert, so dass ein Zweiachsen-Nachführungssystem benötigt wird. Deshalb verwendet das Steuerverfahren ein Zweiachsen-Nachführungssystem, das die Sonne an Tagen, wenn direkter Sonnenschein verfügbar ist, verfolgt, aber in eine H-Konfiguration übergeht, wenn es bedeckt ist. Das Feststellen der Zunahme der Gesamtenergie, die an bedeckten Tagen unter Verwendung der H-Konfiguration gewonnen werden kann, wird erfordern, dass zusätzliche Daten über eine große Zahl von Tagen und meteorologischen Bedingungen gesammelt werden. Jedoch ist auf der Basis der Daten in Tabelle 1 ersichtlich, dass, wenn es bedeckt ist und die Sonnenbestrahlung geringer als 250 W/m2 (< 0,25 Sonnen) ist, die H-Konfiguration der DTS-Konfiguration überlegen ist.
  • 2 zeigt, dass es einen wesentlichen Prozentsatz von bewölkten oder teilweise bewölkten Tagen in Detroit (79%) und auch in Phoenix (42%) gibt. 3 berücksichtigt nur bewölkte Tage für die zwei Städte; 50% der Tage in Detroit waren bewölkt und 19% der Tage in Phoenix waren bewölkt. Daher werden die Vorteile einer H-Paneleinstellung für bewölkte Tage oder bewölkte Zeiträume für einen beträchtlichen Prozentsatz der Zeit nutzbar sein, selbst an Orten wie Phoenix, die als sonnig erachtet werden. Die Erfindung wird am wahrscheinlichsten die größte Zunahme der Sonnenenergiesammlung an stark bedeckten Tagen ergeben, die ein unbekannter Bruchteil der bewölkten Tage sind.
  • Ermittlung der Positionierung der PV-Module
  • Die praktische Ausführung der Erfindung erfordert die Verwendung von einem oder mehreren Sonnenstrahlungssensoren, um festzustellen, wann Photovoltaikmodule gemäß der Zweiachsen-Sonnennachführung für eine optimale Absorption der Sonnenbestrahlung geneigt werden sollten, oder wann die Module horizontal positioniert werden sollten.
  • In einer praktischen Ausführungsform der Erfindung wird die Bestrahlung der Sonne kontinuierlich in beispielsweise Watt pro Quadratmeter Einfallsfläche (W/m2) unter Verwendung eines einzigen Sensors gemessen. Wie es oben festgestellt wurde, kann die Spitzensonnenbestrahlung an der Erdoberfläche 1000 W/m2 (”eine Sonne”) erreichen. Der Betrieb des Moduls wird gemäß dem Wert der gemessenen Bestrahlung gemanagt. Jedes Mal dann, wenn die gemessene Sonnenbestrahlung unter einem vorbestimmten Wert relativ zu einem Wert bei klarem Himmel ist, wird das Modul in eine horizontale Position bewegt. Die Sonnenbestrahlungsmessungen bei derart niedrigen Niveaus werden aufgrund einer weit verbreiteten Wolkendecke des Himmels auftreten. Jedes Mal dann, wenn die gemessene Sonnenbestrahlung den vorbestimmten minimalen Wert für die Lage übersteigt, wird das Modul gemäß der Zweiachsen-Sonnennachführung für die Lage, den Tag des Jahres oder die Tageszeit positioniert.
  • Einfache Algorithmen für den Vergleich von gemessenen Werten der Sonnenbestrahlung mit Referenzdaten oder mit Werten, die durch andere Sensoren erhalten werden, sind verfügbar oder können leicht erdacht werden.
  • In einer anderen Ausführungsform, einer bevorzugten Ausführungsform, verwendet ein Steuerverfahren für Photovoltaikzellen ein herkömmliches Zweiachsen-Nachführungssystem (wie etwa eines von denen, die von Wattsun Solar Trackers, Albuquerque, NM hergestellt werden) mit den folgenden Zusätzen: 1) es würde eine kleine Solarzelle (UDT-Typ) besitzen, die horizontal befestigt ist (H), und eine weitere, die mit einer nach Süden gewandten Breitengradneigung befestigt ist (in der nördlichen Hemisphäre) (L). Zu Zeiten, wenn es direkten Sonnenschein gibt, würde der L-Sensor eine größere Ausgangsleistung als der H-Sensor haben, und das Nachführungssystem würde die Solarpanels mit der Sonne unter Verwendung allgemeiner bekannter Technologien und Algorithmen für maximale Ausgangsleistung ausrichten. Wenn H > L, etwa H > 1,3 × L, würde ein Signal erzeugt werden, das (durch einen Algorithmus) bewirken würde, dass die Sonnennachführungseinrichtung die Solarmodule derart positioniert, dass sie in Richtung des Himmels nach oben gewandt (horizontal) sind. Es ist anzunehmen, dass dies zu Zeiten der Fall wäre, wenn es eine nahezu vollständige Wolkendecke gibt. Es ist abzuschätzen, dass dies 30–80% mehr Sonnenenergie unter bedeckten Bedingungen liefern würde, als das der Sonne Nachführen oder eine Breitengradneigung zu haben. Im Winter in Detroit sind über 80% der Tage bewölkt oder teilweise bewölkt (2) und ungefähr zwei Drittel der Tage sind bewölkt (3). Im Winter sind viele der bewölkten Tage stark bedeckt (die Arten der Tage, die in Tabelle 1 untersucht wurden). Die durchschnittliche Zunahme im H/DTS-Verhältnis in Tabelle 1 beträgt für stark bedeckte Bedingungen annähernd 50%. Wenn die Hälfte der bewölkten Wintertage von der stark bedeckten Art ist, würde das vorliegende Nachführungssystem die gesammelte Sonnenenergie um ungefähr 50% gegenüber einem regulären Zweiachsen-Nachführungssystem für das eine Drittel der Tage mit der niedrigsten Sonneneinstrahlung erhöhen. Diese Winterzeitzunahme der Sonnenenergiesammlung in Detroit tritt auf, wenn zusätzliche Energie aufgrund der kürzeren Tageslichtzeiträume im Winter am stärksten benötigt wird. Wenn das Solararray Energie zur Produktion von Wasserstoff aus Wasserelektrolyse liefert, und wenn der Wasserstoff dazu verwendet wird, den meisten oder den gesamten Wasserstoff zum Nachtanken eines Brennstoffzellenfahrzeugs zu liefern, dann könnte das PV-System mit weniger PV-Fläche bemessen werden und an bewölkten Tagen im Winter dennoch genug Wasserstoff liefern (an sonnigen Tagen im Sommer oder Winter könnte die überschüssige, von dem PV-System erzeugte Energie dazu verwendet werden, den elektrischen Bedarf im Haus des Systembesitzers zu befriedigen oder dem Energieversorger weiterverkauft werden). Um ein System mit minimalem Wasserstoffspeicher und reduzierten Kosten zu besitzen, ist es wichtig, die Ausgangsleistung des Solarwasserstoffsystems an bewölkten Tagen, wenn weniger Sonnenenergie verfügbar ist, zu verbessern. Dieses Nachführungssystem und dieser Nachführungsalgorithmus werden den Bau eines derartigen Systems zulassen.
  • Bei einer nochmals anderen praktischen Ausführungsform der Erfindung werden zwei Sonnenstrahlungssensoren, die horizontal montiert sind, dazu verwendet, festzustellen, wann von der Zweiachsen-Sonnennachführung in den horizontalen Modus umzuschalten ist. Dieses Verfahren verwendet für diese Bestimmung Messungen von globaler, direkter und diffuser Strahlung. Ein Sensor (Sensor 1) ist gegenüber direkter Strahlung von der Sonnenscheibe abgeschattet und misst die diffuse Strahlung. Dies kann mit einem Schattenband bewerkstelligt werden, das den Sensor 1 gegenüber direktem Sonnenschein abschattet, wenn sich die Sonne über den Himmel bewegt, oder mit einer kleinen Abschattungsscheibe, die an einer kleinen Zweiachsen-Nachführungsvorrichtung angebracht ist. Der andere Sensor (Sensor 2) ist nicht abgeschattet und misst die globale horizontale Strahlung. Die Differenz zwischen den beiden Sensoren ist die direkte Strahlung von der Sonne. Ein kommerziell verfügbares Produkt, das Messungen der globalen, direkten und diffusen solaren Komponenten unter Verwendung eines einzigen Detektors vornimmt, ist von Yankee Environmental Systems, Inc. (Internetseite www.yces.com) erhältlich und wird Single Detector Rotating Shadow Band Radiometer (SDR-1) genannt. Wenn der Himmel stark bedeckt ist, beträgt die direkte Komponente der Sonnenstrahlung nahezu Null. Für solche Zeiten würde ein Array aus Solarmodulen horizontal orientiert werden, um unter stark bedeckten Bedingungen die meiste Sonnenenergie aufzufangen. Wenn die direkte Komponente beträchtlich ist, würde die reguläre Zweiachsennachführung der Sonne durch das Array aus Solarmodulen erfolgen, um unter sonnigen oder teilweise bewölkten Bedingungen die meiste Sonnenenergie aufzufangen.
  • Die Erfindung ist anhand bestimmter bevorzugter Ausführungsformen beschrieben worden, sie ist aber nicht auf die dargestellten Verfahren beschränkt.

Claims (4)

  1. Verfahren zum Positionieren einer Licht aufnehmenden Fläche eines Moduls oder von Modulen aus mit Sonnenlicht beaufschlagten Photovoltaikzellen während Tageslichtstunden, wobei das Modul auf der terrestrischen Oberfläche angeordnet und auf einem bekannten Breitengrad betrieben wird, wobei das Verfahren umfasst, dass: zumindest ein Strahlungsdetektionssensor in der Nähe des Moduls verwendet wird, um die Sonnenbestrahlung, die für die Sonnenstrahlung, die für die Licht aufnehmende Fläche des Moduls verfügbar ist, repräsentativ ist, ständig zu messen; der gemessene Sonnenbestrahlungswert ständig mit einem Vergleichswert für Bedingungen einer atmosphärischen Wolkendecke verglichen wird; die Licht aufnehmende Fläche des Moduls in Richtung der Sonne gemäß einer Zweiachsen-Sonnennachführung positioniert wird, wenn die gemessene Sonnenbestrahlung den Vergleichswert für die atmosphärische Wolkendecke übersteigt; und die Licht aufnehmende Fläche des Moduls horizontal, nach oben weisend positioniert wird, wenn die gemessene Sonnenbestrahlung den Vergleichswert nicht übersteigt.
  2. Verfahren zum Positionieren einer Licht aufnehmenden Fläche eines Moduls aus mit Sonnenlicht beaufschlagten Photovoltaikzellen nach Anspruch 1, das ferner umfasst, dass: eine Sonnenbestrahlung unter einem Winkel in Richtung der Sonne für die Licht aufnehmende Fläche des Moduls mit einem ersten Sensor und in einer horizontalen Position der Licht aufnehmenden Fläche mit einem zweiten Sensor ständig gemessen wird; die Licht aufnehmende Fläche des Moduls in Richtung der Sonne gemäß einer Zweiachsen-Sonnennachführung positioniert wird, wenn die gemessene Sonnenbestrahlung an dem ersten Sensor die gemessene Sonnenbestrahlung an dem zweiten Sensor um einen vorbestimmten Wert übersteigt; und die Licht aufnehmende Fläche des Moduls horizontal, nach oben weisend positioniert wird, wenn die gemessene Sonnenbestrahlung an dem zweiten Sensor die gemessene Sonnenbestrahlung an dem ersten Sensor um einen vorbestimmten Wert übersteigt.
  3. Verfahren zum Positionieren einer Licht aufnehmenden Fläche eines Moduls aus mit Sonnenlicht beaufschlagten Photovoltaikzellen nach Anspruch 1, das ferner umfasst, dass: diffuse Sonnenbestrahlung für die Licht aufnehmende Fläche des Moduls mit einem ersten horizontalen Sensor, der gegenüber direkter Strahlung von der Sonne abgeschattet ist, ständig gemessen wird; direkte plus diffuse Sonnenbestrahlung mit einem zweiten horizontalen Sensor ständig gemessen wird; die Licht aufnehmende Fläche des Moduls in Richtung der Sonne gemäß einer Zweiachsen-Sonnennachführung positioniert wird, wenn die gemessene Sonnenbestrahlung an dem zweiten horizontalen Sensor die gemessene Sonnenbestrahlung an dem ersten horizontalen Sensor um einen ersten vorbestimmten Wert übersteigt; und die Licht aufnehmende Fläche des Moduls horizontal, nach oben weisend positioniert wird, wenn die Differenz zwischen gemessenen Sonnenbestrahlungswerten des zweiten horizontalen Sensors und des ersten horizontalen Sensors kleiner als ein zweiter vorbestimmter Wert ist.
  4. Verwendung eines Moduls aus mit Sonnenlicht beaufschlagten Photovoltaikzellen, das mit dem Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 3 positioniert wird, zur Abgabe elektrischer Energie an eine Wasserstoff produzierende Elektrolysevorrichtung.
DE112006002868T 2005-10-18 2006-09-25 Verfahren zum Positionieren eines Photovoltaikmoduls Expired - Fee Related DE112006002868B4 (de)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US11/253,069 2005-10-18
US11/253,069 US8101848B2 (en) 2005-10-18 2005-10-18 Solar photovoltaic output for cloudy conditions with a solar tracking system
PCT/US2006/037619 WO2007047048A2 (en) 2005-10-18 2006-09-25 Improved solar photovoltaic output for cloudy conditions with a solar tracking system

Publications (2)

Publication Number Publication Date
DE112006002868T5 DE112006002868T5 (de) 2008-10-02
DE112006002868B4 true DE112006002868B4 (de) 2011-05-12

Family

ID=37947046

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
DE112006002868T Expired - Fee Related DE112006002868B4 (de) 2005-10-18 2006-09-25 Verfahren zum Positionieren eines Photovoltaikmoduls

Country Status (5)

Country Link
US (1) US8101848B2 (de)
KR (1) KR100995356B1 (de)
CN (1) CN101292361B (de)
DE (1) DE112006002868B4 (de)
WO (1) WO2007047048A2 (de)

Families Citing this family (61)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20110094503A1 (en) * 2005-03-25 2011-04-28 Jones Dale G Method and apparatus for solar panel tracking
US8127758B2 (en) * 2008-03-28 2012-03-06 The Boeing Company Solar-thermal fluid heating for aerospace platforms
WO2011031889A1 (en) * 2009-09-11 2011-03-17 Wattminder, Inc System for and method of monitoring and diagnosing the performance of photovoltaic or other renewable power plants
US9347692B2 (en) * 2009-11-24 2016-05-24 Guy A. Pizzarello Low profile solar tracking systems and methods
US20110224839A1 (en) * 2010-03-11 2011-09-15 Christopher Thompson Power Point Tracking
US9574352B2 (en) * 2010-04-26 2017-02-21 Guardian Industries Corp. Multifunctional static or semi-static photovoltaic skylight and/or methods of making the same
US9686122B2 (en) * 2010-05-10 2017-06-20 Locus Energy, Inc. Methods for orientation and tilt identification of photovoltaic systems and solar irradiance sensors
US8612075B2 (en) * 2010-06-04 2013-12-17 GM Global Technology Operations LLC Optimizing use of solar photovoltaic-generated electricity in electric or hybrid vehicles
US10797639B1 (en) 2011-07-25 2020-10-06 Clean Power Research, L.L.C. System and method for performing power utility remote consumer energy auditing with the aid of a digital computer
US11068563B2 (en) 2011-07-25 2021-07-20 Clean Power Research, L.L.C. System and method for normalized ratio-based forecasting of photovoltaic power generation system degradation with the aid of a digital computer
US8682585B1 (en) * 2011-07-25 2014-03-25 Clean Power Research, L.L.C. Computer-implemented system and method for inferring operational specifications of a photovoltaic power generation system
US9880230B1 (en) 2011-07-25 2018-01-30 Clean Power Research, L.L.C. System and method for inferring operational specifications of a photovoltaic power generation system using net load with the aid of a digital computer
US10599747B1 (en) 2011-07-25 2020-03-24 Clean Power Research, L.L.C. System and method for forecasting photovoltaic power generation system degradation
US8165811B2 (en) * 2011-07-25 2012-04-24 Clean Power Research, L.L.C. Computer-implemented system and method for determining point-to-point correlation of sky clearness for photovoltaic power generation fleet output estimation
US9645180B1 (en) * 2011-07-25 2017-05-09 Clean Power Research, L.L.C. System and method for estimating photovoltaic energy generation for use in photovoltaic fleet operation with the aid of a digital computer
US9411073B1 (en) 2011-07-25 2016-08-09 Clean Power Research, L.L.C. Computer-implemented system and method for correlating satellite imagery for use in photovoltaic fleet output estimation
US9638831B1 (en) 2011-07-25 2017-05-02 Clean Power Research, L.L.C. Computer-implemented system and method for generating a risk-adjusted probabilistic forecast of renewable power production for a fleet
US8165813B2 (en) * 2011-07-25 2012-04-24 Clean Power Research, L.L.C. Computer-implemented system and method for efficiently performing area-to-point conversion of satellite imagery for photovoltaic power generation fleet output estimation
US10663500B2 (en) 2011-07-25 2020-05-26 Clean Power Research, L.L.C. System and method for estimating photovoltaic energy generation through linearly interpolated irradiance observations with the aid of a digital computer
US10140401B1 (en) 2011-07-25 2018-11-27 Clean Power Research, L.L.C. System and method for inferring a photovoltaic system configuration specification with the aid of a digital computer
US8165812B2 (en) 2011-07-25 2012-04-24 Clean Power Research, L.L.C. Computer-implemented system and method for estimating power data for a photovoltaic power generation fleet
US20130048048A1 (en) * 2011-08-22 2013-02-28 Kent Flanery System and methods for controlling solar module trackers
DE102011114898A1 (de) 2011-10-05 2013-04-11 Rainer Schmidt Anordnung zur Lichtumlenkung
US8796604B2 (en) 2011-11-21 2014-08-05 General Electric Company Apparatus having a controllable filter matrix to selectively acquire different components of solar irradiance
US8923567B2 (en) * 2011-12-19 2014-12-30 General Electric Company Apparatus and method for predicting solar irradiance variation
DE102012011058A1 (de) 2012-06-04 2013-12-05 Rainer Schmidt Steuerbare Lichtlenkung und Lichtleitung
US10409925B1 (en) 2012-10-17 2019-09-10 Clean Power Research, L.L.C. Method for tuning photovoltaic power generation plant forecasting with the aid of a digital computer
US9134458B2 (en) 2013-06-25 2015-09-15 General Electric Company Prediction of solar obscuration events based on detection of spectral distribution shifts caused by approaching clouds
US9286646B1 (en) 2013-07-05 2016-03-15 Clean Power Research, L.L.C. Method for managing centralized power generation with the aid of a digital computer
US10133245B2 (en) 2013-11-11 2018-11-20 Tmeic Corporation Method for predicting and mitigating power fluctuations at a photovoltaic power plant due to cloud cover
US10719789B1 (en) 2014-02-03 2020-07-21 Clean Power Research, L.L.C. Computer-implemented method for interactively evaluating personal energy-related investments
US10789396B1 (en) 2014-02-03 2020-09-29 Clean Power Research, L.L.C. Computer-implemented system and method for facilitating implementation of holistic zero net energy consumption
US10747914B1 (en) 2014-02-03 2020-08-18 Clean Power Research, L.L.C. Computer-implemented system and method for estimating electric baseload consumption using net load data
US10719636B1 (en) 2014-02-03 2020-07-21 Clean Power Research, L.L.C. Computer-implemented system and method for estimating gross energy load of a building
AU2015360309B2 (en) * 2014-12-12 2021-06-17 Nevados Engineering, Inc. Articulating joint solar panel array
US10203674B1 (en) 2015-02-25 2019-02-12 Clean Power Research, L.L.C. System and method for providing constraint-based heating, ventilation and air-conditioning (HVAC) system optimization with the aid of a digital computer
US10339232B1 (en) 2015-02-25 2019-07-02 Clean Power Research, L.L.C. Computer-implemented system and method for modeling building heating energy consumption
US11921478B2 (en) * 2015-02-25 2024-03-05 Clean Power Research, L.L.C. System and method for estimating periodic fuel consumption for cooling of a building with the aid of a digital computer
US10156554B1 (en) 2015-02-25 2018-12-18 Clean Power Research, L.L.C. System and method for determining infiltration of a building through empirical testing using a CO2 concentration monitoring device
US10332021B1 (en) 2015-02-25 2019-06-25 Clean Power Research, L.L.C. System and method for estimating indoor temperature time series data of a building with the aid of a digital computer
FR3037133B1 (fr) 2015-06-03 2017-06-23 Optimum Tracker Procede de pilotage predictif de l’orientation d’un suiveur solaire
WO2016210102A1 (en) * 2015-06-23 2016-12-29 Qatar Foundation For Education, Science And Community Development Method of forecasting for solar-based power systems
FR3038397B1 (fr) 2015-07-02 2019-06-07 Nextracker Inc. Procede de pilotage de l’orientation d’un suiveur solaire base sur des modeles cartographiques
CN105353777B (zh) * 2015-10-20 2017-12-15 同济大学 一种提高光伏阵列总辐照度的改进太阳能跟踪方法
US10365309B2 (en) * 2015-12-17 2019-07-30 Enphase Energy, Inc. Method and apparatus for using module-level power electronics data for validating distributed energy resource system parameters
FR3046510B1 (fr) * 2016-01-04 2018-02-16 Nextracker Inc. Procede de pilotage de l’orientation d’un module solaire avec deux faces photo-actives
US10007999B2 (en) * 2016-08-10 2018-06-26 International Business Machines Corporation Method of solar power prediction
US10359206B1 (en) 2016-11-03 2019-07-23 Clean Power Research, L.L.C. System and method for forecasting seasonal fuel consumption for indoor thermal conditioning with the aid of a digital computer
US11847617B2 (en) 2017-02-07 2023-12-19 Johnson Controls Tyco IP Holdings LLP Model predictive maintenance system with financial analysis functionality
US10040660B1 (en) 2017-07-17 2018-08-07 Gpcp Ip Holdings Llc Power device for a product dispenser
US11009389B2 (en) 2018-07-09 2021-05-18 International Business Machines Corporation Operating re-configurable solar energy generators for increasing yield during non-ideal weather conditions
US11423199B1 (en) 2018-07-11 2022-08-23 Clean Power Research, L.L.C. System and method for determining post-modification building balance point temperature with the aid of a digital computer
US11296539B2 (en) * 2018-12-31 2022-04-05 Itron, Inc. Solar hybrid battery for powering network devices over extended time intervals
FR3079372B1 (fr) * 2019-03-21 2020-11-20 Nextracker Inc Procédé de pilotage de l'orientation d'un suiveur solaire basé sur des modèles cartographiques
US11500397B2 (en) * 2019-10-02 2022-11-15 Array Technologies, Inc. Solar tracking during persistent cloudy conditions
US11532943B1 (en) 2019-10-27 2022-12-20 Thomas Zauli Energy storage device manger, management system, and methods of use
CN111082749B (zh) * 2020-01-09 2023-08-04 远景智能国际私人投资有限公司 光伏组串运行状态的识别方法、装置及存储介质
CN111488669B (zh) * 2020-02-24 2023-12-22 宿迁学院 一种确定固定式太阳能装置最佳倾角的计算方法
EP3913796A3 (de) 2020-05-20 2022-01-12 Soltec Innovations, S.L. Verfahren zur verbesserung der energieproduktion in doppelseitigen solarpaneelmodulen
EP3913795A1 (de) 2020-05-20 2021-11-24 Soltec Innovations S.L. Verfahren zur verbesserung der energieproduktion in doppelseitigen solarpanelmodulen
CN113485458A (zh) * 2021-06-07 2021-10-08 包头市艾派克自动化科技有限公司 一种太阳跟踪监测装置

Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE102005013334A1 (de) * 2005-03-23 2006-09-28 Krüger Elektrotechnik GmbH Verfahren und Vorrichtung zum automatischen Ausrichten einer Kollektorfläche eines Solargenerators

Family Cites Families (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4167178A (en) * 1977-06-27 1979-09-11 Solar Energy Systems, Inc. Stationary type solar energy collector apparatus
US4549078A (en) * 1978-10-02 1985-10-22 Monahan Daniel E Automatic tracking system with infrared and ultraviolet detection
US4355896A (en) * 1980-06-27 1982-10-26 Nasa Cloud cover sensor
US4522193A (en) * 1982-04-06 1985-06-11 Bates Kenneth N Solar collector device
NO156505C (no) * 1985-01-31 1987-09-30 Johannes Gunnarshaug Varmesystem for bygninger, med en plateformet solfanger.
US4933020A (en) * 1987-06-06 1990-06-12 Joachim Wenzel Solar installation
US4999059A (en) * 1989-08-11 1991-03-12 Bagno Robert G Universal solar concentrator panel
WO1993013396A1 (en) * 1991-12-31 1993-07-08 Wattsun Corporation Method and apparatus for tracker control
US5851309A (en) * 1996-04-26 1998-12-22 Kousa; Paavo Directing and concentrating solar energy collectors
GB9719614D0 (en) * 1997-09-10 1997-11-19 Wood John Solar radiation sensor
US6498290B1 (en) * 2001-05-29 2002-12-24 The Sun Trust, L.L.C. Conversion of solar energy
US7079944B2 (en) * 2003-08-18 2006-07-18 Textron Systems Corporation System and method for determining orientation based on solar positioning
US7459065B2 (en) * 2004-02-18 2008-12-02 General Motors Corporation Hydrogen generator photovoltaic electrolysis reactor system

Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE102005013334A1 (de) * 2005-03-23 2006-09-28 Krüger Elektrotechnik GmbH Verfahren und Vorrichtung zum automatischen Ausrichten einer Kollektorfläche eines Solargenerators

Non-Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
(http://rredc.nrel.gov/solar/pubs/redbook/)
(http://www.met.utah.edu/jhorel/html/wx/climate/cldy.html)
(Wattsun, Internetseite www.wattsun.com)
http://aa.usno.navy.mil
Internetseite www.yces.com

Also Published As

Publication number Publication date
US8101848B2 (en) 2012-01-24
CN101292361A (zh) 2008-10-22
WO2007047048A3 (en) 2007-07-05
CN101292361B (zh) 2010-05-19
KR100995356B1 (ko) 2010-11-19
WO2007047048A2 (en) 2007-04-26
KR20080068864A (ko) 2008-07-24
DE112006002868T5 (de) 2008-10-02
US20070084502A1 (en) 2007-04-19

Similar Documents

Publication Publication Date Title
DE112006002868B4 (de) Verfahren zum Positionieren eines Photovoltaikmoduls
Kacira et al. Determining optimum tilt angles and orientations of photovoltaic panels in Sanliurfa, Turkey
DE112006001229T5 (de) Stationäres Photovoltaikmodul mit niedrigem Solarstrahlungs-Konzentrationsverhältnis
DE202009014653U1 (de) System zum Verfolgen von Sonnenstrahlung
Njoku Upper-limit solar photovoltaic power generation: Estimates for 2-axis tracking collectors in Nigeria
CH702230B1 (de) Solaranlage.
EP2218980A2 (de) Unterstützungsvorrichtung, Steuereinrichtung und Verfahren zum Unterstützen einer Energiegewinnung aus Sonnenlicht
DE102010035000A1 (de) Himmelsrichtungsverdrehter Freiflächenphotovoltaikgenerator
AT506839A1 (de) Sonnenkollektorsystem zur gleichzeitigen gewinnung elektrischer und thermischer energie aus sonnenstrahlung
Muthu et al. Experimental investigation of 4E performance studies of a vertical bifacial solar module during summer and winter
Al-Najjar Study of Energy Gains by Orientation of Solar Collectors in Baghdad City
Naeimi et al. Calculation of the optimal installation angle for seasonal adjusting of PV panels based on solar radiation prediction
Vidanapathirana et al. Performance evaluation of a hybrid dual-axis solar tracking system
Som et al. Effect of solar tilt angles on photovoltaic module performance: A behavioral optimization approach
DE10328321A1 (de) Multifunktionaler Prismenstumpfkeil (PSK) zur solaren Strahlungskonzentration
Shi et al. Optimization of 1-Axis Tracking with NS Rotating-Axis Orientation
Alyami et al. Semi-seasonally optimized tilt angles for design of utility-scale photovoltaic generation station
Nemeş et al. Enhancement of annual energy production based on optimal adjustment of PV panels orientation
DE102018215657B4 (de) Spiegelpanel für ein Solarkraftwerk sowie Solarkraftwerk
Araki et al. Analysis of impact to optical environment of the land by CPV
Yoshioka et al. Improved design of a three‐dimensional, static concentrator lens using meteorological data
Mohammed et al. Mathematical Model to the Optimal Setting of Solar Panels Achieve the Maximum Solar Energy
Abdel-Hadi et al. V-Trough Optimization for a Multipurpose Integrated Solar Energy Project in Helwan of Egypt
Araki et al. Analysis of shadow by HCPV panels for agriculture applications
EP4212790A1 (de) Ausrichtbares fotovoltaikmodul, fotovoltaikmodulanordnung und fahrzeug-ladestation

Legal Events

Date Code Title Description
OP8 Request for examination as to paragraph 44 patent law
8180 Miscellaneous part 1

Free format text: PFANDRECHT

8180 Miscellaneous part 1

Free format text: PFANDRECHT AUFGEHOBEN

8180 Miscellaneous part 1

Free format text: PFANDRECHT

8327 Change in the person/name/address of the patent owner

Owner name: GM GLOBAL TECHNOLOGY OPERATIONS LLC , ( N. D. , US

R081 Change of applicant/patentee

Owner name: GM GLOBAL TECHNOLOGY OPERATIONS LLC (N. D. GES, US

Free format text: FORMER OWNER: GM GLOBAL TECHNOLOGY OPERATIONS, INC., DETROIT, US

Effective date: 20110323

Owner name: GM GLOBAL TECHNOLOGY OPERATIONS LLC (N. D. GES, US

Free format text: FORMER OWNER: GM GLOBAL TECHNOLOGY OPERATIONS, INC., DETROIT, MICH., US

Effective date: 20110323

R020 Patent grant now final

Effective date: 20110813

R119 Application deemed withdrawn, or ip right lapsed, due to non-payment of renewal fee

Effective date: 20130403