DE112006002868T5 - Verbesserte Solare Photovoltaische Ausgangsleistung bei bewölkten Bedingungen mit einem Sonnennachführungssystem - Google Patents
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Abstract
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-Elektrolysesystem 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 gesindwandt. Eine andere feste Konfiguration, die als die insgesamt beste feste Konfigu ration 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.
- Die Erfindung stellt ein Verfahren zum Betrieb eines PV-Moduls unter veränderlichen atmosphärischen Bedingungen bereit, wobei das Modul kontinuierlich positioniert wird, um einen guten Gebrauch von Sonnenlicht sowohl bei wolkenlosen als auch bei bewölkten Bedingungen zu machen.
- ZUSAMMENFASSUNG DER ERFINDUNG
- 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 Zweiach sennachführung 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, warm von der Zwei achsennachführung 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 schiech testen 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 von1 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 in1 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 0,46 A 0,28 A 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 über geht, 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 Ein fallsfläche (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 vorbe stimmten 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 Hemisphä re) (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.
- Zusammenfassung
- Ein Array aus mit Sonnenlicht beaufschlagten Photovoltaikmodulen wird optimal orientiert und betrieben, um mehr elektrische Energie für Ver-Wendungen, wie etwa die Beaufschlagung eines Elektrolysevorrichtungssystems zur Wasserstoffproduktion bereitzustellen. Das Array wird mit seiner Licht aufnehmenden Fläche unter einem optimalen Winkel, bevorzugt einem sich ständig ändernden Winkel, der durch eine Zweiachsen-Sonnennachführung bestimmt wird, wenn ständig gemessene Sonnenbe strahlung geeignetes Sonnenlicht angibt, und in einer horizontalen Position positioniert, wenn gemessene Sonnenbestrahlung übermäßige atmosphärische Bewölkung angibt.
- ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG
- Diese Liste der vom Anmelder aufgeführten Dokumente wurde automatisiert erzeugt und ist ausschließlich zur besseren Information des Lesers aufgenommen. Die Liste ist nicht Bestandteil der deutschen Patent- bzw. Gebrauchsmusteranmeldung. Das DPMA übernimmt keinerlei Haftung für etwaige Fehler oder Auslassungen.
- Zitierte Nicht-Patentliteratur
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- - (http://rredc.nrel.gov/solar/pubs/redbook/) [0016]
- - (http://www.met.utah.edu/jhorel/html/wx/climate/cldy.html) [0017]
- - (http://www.met.utah.edu/jhorel/html/wx/climate/cldy.html) [0018]
- - (http://rredc.nrel.gov/solar/pubs/redbook/) [0022]
- - (Wattsun, Internetseite www.wattsun.com) [0023]
- - http://aa.usno.navy.mil [0026]
- - Internetseite www.yces.com [0034]
Claims (7)
- 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.
- Verfahren zum Positionieren einer Licht aufnehmenden Fläche eines Moduls aus mit Sonnenlicht beaufschlagten Photovoltaikzellen nach Anspruch 1, bei dem das Modul mit einer elektrischen Last als die Quelle der elektrischen Energie für die elektrische Last verbunden ist, und elektrische Energie aus dem Modul zu der Last, ungeachtet dessen gezogen wird, ob sich das Modul in seiner Sonnennachführungsposition oder seiner horizontalen Position befindet.
- 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.
- 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.
- Verfahren zum Positionieren einer Licht aufnehmenden Fläche eines Moduls aus mit Sonnenlicht beaufschlagten Photovoltaikzellen, das zur Abgabe elektrischer Energie an eine Wasserstoff produzierende Elektrolysevorrichtung verwendet wird, wobei das Modul auf der terrestrischen Oberfläche zum Betrieb bei einem bekannten Breitengrad angeordnet ist, wobei das Verfahren umfasst, dass: zumindest ein Strahlungsdetektionssensor in der Nähe des Moduls verwendet wird, um die für die Licht aufnehmende Fläche des Moduls verfügbare Sonnenbestrahlung ständig zu messen; der gemessene Sonnenbestrahlungswert ständig mit einem Vergleichswert für eine atmosphärische 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 Bedingungen einer atmosphärischen Wolkendecke übersteigt; die Licht aufnehmende Fläche des Moduls horizontal, nach oben weisend positioniert wird, wenn die gemessene Sonnenbestrahlung den Vergleichswert nicht übersteigt; und elektrische Energie aus dem Modul zu der Wasserstoff produzierende Elektrolysevorrichtung ungeachtet dessen gezogen wird, ob sich das Modul in seiner Sonnennachführungsposition oder seiner horizontalen Position befindet.
- Verfahren zum Positionieren einer Licht aufnehmenden Fläche eines Moduls aus mit Sonnenlicht beaufschlagten Photovoltaikzellen nach Anspruch 5, das ferner umfasst, dass: Sonnenbestrahlung unter einem Winkel in Richtung der Sonne für die Licht aufnehmende Fläche des Moduls mit einem ersten Sensor und an einer horizontalen Position der Licht aufnehmende 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.
- Verfahren zum Positionieren einer Licht aufnehmenden Fläche eines Moduls aus mit Sonnenlicht beaufschlagten Photovoltaikzellen nach Anspruch 5, das ferner umfasst, dass: diffuse Sonnenbestrahlung für die Licht aufnehmende Fläche des Moduls mit einem ersten horizontalen Sensor, der gegenüber di rekter 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.
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