DE112013001784T5

DE112013001784T5 - Photovoltaische thermische hybride Systeme und Verfahren für einen Betrieb derselben

Info

Publication number: DE112013001784T5
Application number: DE112013001784.9T
Authority: DE
Inventors: c/o IBM Research GmbH IBM Resear Escher Werner; c/o IBM Research GmbH IBM Resear Ghannam Rami; c/o IBM Research GmbH IBM Researc Michel Bruno; c/o IBM Research GmbH IBM Resea Paredes Stephan
Original assignee: Egypt Nanotechnology Center EGNC; International Business Machines Corp
Current assignee: Egypt Nanotechnology Center EGNC; International Business Machines Corp
Priority date: 2012-03-30
Filing date: 2013-03-08
Publication date: 2015-02-26
Also published as: GB2500706A; CN104221279B; WO2013144749A3; US20130255753A1; GB201205736D0; WO2013144749A2; US20160322933A1; CN104221279A; US9437766B2; US10320328B2

Abstract

Die Erfindung zielt insbesondere auf Verfahren zum Betreiben von photovoltaischen thermischen hybriden Systemen (10) ab. Ein derartiges System (10) weist auf: einen hybriden Solarempfänger (20) mit einem photovoltaischen Modul (21), das mit dem System operativ gekoppelt ist, um eine elektrische Ausgangsleistung (Po) für einen Nutzer von Leistung zu liefern; sowie einen thermischen Kollektor (22), der von dem photovoltaischen Modul getrennt ist. Das photovoltaische Modul und/oder der thermische Kollektor sind verschiebbar in dem System angebracht. Das System weist des Weiteren einen thermischen Speicher (42) eines Kollektors, der mit dem thermischen Kollektor thermisch verbunden ist, um Wärme zu speichern, die an dem thermischen Kollektor eingefangen wird; sowie positionierende Mittel (30) auf, die dafür geeignet sind, das photovoltaische Modul und/oder den thermischen Kollektor zu verschieben. Das Verfahren weist ein Anweisen (S30) der positionierenden Mittel auf, das photovoltaische Modul und/oder den thermischen Kollektor zu verschieben, um ein Verhältnis einer Strahlungsintensität, die an dem photovoltaischen Modul empfangen wird (S10), zu einer Strahlungsintensität zu ändern, die an dem thermischen Kollektor empfangen wird (S10).

Description

Gebiet der Erfindung
Die vorliegende Erfindung bezieht sich allgemein auf photovoltaische solarthermische hybride Systeme sowie auf Verfahren für einen Betrieb derselben.
Hintergrund der Erfindung
Es sind einige Definitionen notwendig:

– Photovoltaik (PV) erzeugt elektrische Leistung, indem Solarstrahlung durch Halbleiter, die den photovoltaischen Effekt aufweisen, in Gleichstrom-Elektrizität umgewandelt wird;
– eine photovoltaische Zelle (oder PV-Zelle, auch ”Solarzelle” oder ”photoelektrische Zelle”) ist eine Halbleiter-Einheit, die aufgrund des photovoltaischen Effektes Lichtenergie direkt in Elektrizität umwandelt;
– ein photovoltaisches Modul (auch ”Solar-Modul”, ”Solarpanel” oder ”photovoltaisches Panel”) ist eine Anordnung von verbundenen photovoltaischen Zellen;
– ein photovoltaisches System beinhaltet typischerweise ein Feld von photovoltaischen Modulen, einen Inverter sowie eine Zwischenverbindungsverdrahtung;
– ein thermischer Kollektor (auch ”solarthermischer Kollektor”) fängt Wärme auf, indem er Strahlungen absorbiert, typischerweise diejenige des Sonnenlichts;
– ein Wärmetauscher ist eine Einheit/ein Gerät, um Wärme effizient von einem Medium zu einem anderen zu transferieren;
– in elektronischen Systemen ist eine Wärmesenke eine Komponente, um eine Einheit mittels Abführens von Wärme in ein umgebendes Medium hinein zu kühlen;
– solarthermische Energie (STE) betrifft Technologien, um Solarenergie für thermische Energie (Wärme) nutzbar zu machen. STE unterscheidet sich von der Photovoltaik, und es ist anerkannt, dass sie viel effizienter als die Photovoltaik ist, die Solarenergie direkt in Elektrizität umwandelt;
– gebündelte Solarenergie-Systeme (auch ”bündelnde Solarenergie-Systeme” oder CSP-Systeme) verwenden Spiegel oder Linsen, die eine große Fläche von solarthermischer Energie auf eine kleine Fläche derart bündeln, dass elektrische Leistung (auch ”Leistung”) erzeugt werden kann, wenn gebündeltes Licht in Wärme umgewandelt wird, die eine Wärmekraftmaschine (z. B. eine Dampfturbine) antreibt, die mit einem Stromgenerator verbunden ist. Übliche Formen einer Bündelung sind: eine Parabolrinne, Dish-Sterlings, ein bündelnder linearer Fresnel-Reflektor sowie ein Solarenergie-Turm;
– gebündelte photovoltaische (CPV-)Systeme verwenden eine Optik (z. B. Linsen), um eine große Menge an Sonnenlicht auf eine kleine Fläche aus solaren photovoltaischen Materialien zu bündeln, um Elektrizität zu erzeugen. Eine Bündelung ermöglicht eine Herstellung von kleineren Flächen von Solarzellen.
– CPV sollte nicht mit CSP verwechselt werden: bei CSP wird gebündeltes Sonnenlicht in Wärme umgewandelt, und die Wärme wird im Anschluss in Elektrizität umgewandelt, während bei CPV gebündeltes Sonnenlicht unter Verwendung des photovoltaischen Effektes direkt in Elektrizität umgewandelt wird;
– Photovoltaische solarthermische hybride Kollektoren (auch ”hybride PV/T-Systeme” oder PVT) sind Systeme, die Solarstrahlung in thermische und elektrische Energie umwandeln. Derartige Systeme kombinieren eine photovoltaische Zelle, die Photonen in Elektrizität umwandelt, mit einem solarthermischen Kollektor, der die verbleibende Energie einfängt und Abwärme aus dem PV-Modul abführt. Zwei Kategorien von PVT-Kollektoren sind allgemein bekannt:
– ein PV/T-Fluid-Kollektor (Luft oder Flüssigkeit). In Flüssigkeits-Kollektoren verwendet eine typische mit Wasser gekühlte Konstruktion Rohrleitungen oder Platten aus einem leitfähigen Metall, die an der Rückseite eines PV-Moduls angebracht sind. Das Arbeits-Fluid ist typischerweise Wasser oder Glycol. Die Wärme von den PV-Zellen wird durch das Metall geleitet und von dem Arbeits-Fluid absorbiert, wobei angenommen wird, dass das Arbeits-Fluid kühler als die Betriebstemperatur der Zellen ist. In geschlossenen Systemen wird diese Wärme entweder abgelassen (um sie abzukühlen) oder an einem Wärmetauscher transferiert, wo sie zu ihrer Nutzung strömt. In offenen Systemen wird diese Wärme verwendet oder abgelassen, bevor das Fluid zu den PV-Zellen zurückkehrt;
– ein PV/T-Konzentrator (CPVT), bei dem ein bündelndes System bereitgestellt wird, um die Menge an notwendigen Solarzellen zu verringern. Ein CPVT kann eine sehr gute solarthermische Leistungsfähigkeit im Vergleich zu flachen PV/T-Kollektoren erreichen. Haupthindernisse für den CPVT bestehen jedoch darin, eine gute Kühlung der Solarzellen sowie ein beständiges Nachführ-System bereitzustellen.

Ein Nachteil von PV-Systemen im Vergleich zu anderen Energiequellen besteht in der unvorhersagbaren Natur der direkten Solarstrahlung. Dies führt zu einer Leistungszufuhr mit Unterbrechungen, die einen viel geringeren Wert als eine Leistung nach Bedarf hat, und führt zu Netzinstabilitäten. Eine Speicherung von elektrischer Energie z. B. in Batterien ist ungeheuer kostenintensiv, so dass die Kosten für eine Speichereinheit für eine komplette Tagesproduktion viel höher als diejenigen des Solarkraftwerks sind. Gebündelte Solarkraftwerksysteme (CSP), welche die eingefangene Wärme speichern können, können Elektrizität bei Bedarf erzeugen, bis die gespeicherte Wärme dissipiert ist. Gebündelte photovoltaische (CPV) Kraftwerke weisen höhere Wirkungsgrade als PV und CSP auf, leiden jedoch weiterhin an einer Leistungserzeugung mit Unterbrechungen. Gebündelte photovoltaische thermische (CPVT) Systeme weisen aufgrund der verbesserten Kühlung eine höhere Systemeffizienz auf, weisen die Wärme jedoch in die Umgebung ab oder erzeugen eine geringgradige Wärme mit einer begrenzten Nutzbarkeit.
Kurzdarstellung der Erfindung
Gemäß einem ersten Aspekt ist die vorliegende Erfindung als ein Verfahren zum Betreiben eines photovoltaischen thermischen hybriden Systems ausgeführt, wobei das letztere aufweist:
einen hybriden Solarempfänger mit
einem photovoltaischen Modul, das operativ mit dem System gekoppelt ist, um eine elektrische Ausgangsleistung für einen Nutzer von Leistung zu liefern, und
einem thermischen Kollektor, der von dem photovoltaischen Modul getrennt ist,
wobei das photovoltaische Modul und/oder der thermische Kollektor verschiebbar in dem System angebracht sind; und
einen thermischen Speicher des Kollektors, der mit dem thermischen Kollektor thermisch verbunden ist, um Wärme zu speichern, die bei dem thermischen Kollektor eingefangen wird; und
positionierende Mittel, die dafür geeignet sind, das photovoltaische Modul und/oder den thermischen Kollektor zu verschieben; und
wobei das Verfahren aufweist: Anweisen der positionierenden Mittel, das photovoltaische Modul und/oder den thermischen Kollektor zu verschieben, um ein Verhältnis einer Strahlungsintensität, die an dem photovoltaischen Modul empfangen wird, zu einer Strahlungsintensität zu ändern, die an dem thermischen Kollektor empfangen wird.
Ausführungsformen der Erfindung können eines oder mehrere der folgenden Merkmale aufweisen:

– das Verfahren weist des Weiteren ein Empfangen von Daten auf, die auf einen Bedarf an elektrischer Leistung hinweisen; und ein Anweisen der positionierenden Mittel wird auf der Grundlage eines Vergleichs der Ausgangsleistung mit dem Bedarf an Leistung ausgeführt;
– das Anweisen der positionierenden Mittel weist ein Anweisen der positionierenden Mittel auf, das photovoltaische Modul und/oder den thermischen Kollektor zu verschieben, um das Verhältnis zu verringern, wenn der Vergleich darauf hinweist, dass die Ausgangsleistung höher als der Bedarf an Leistung ist;
– das Verfahren weist des Weiteren ein Anweisen auf, eine Ausgangsleistung, die von dem photovoltaischen Modul erzeugt wird, an einen Nutzer der Leistung zu liefern, um dem Bedarf nach Leistung zu begegnen, wenn die Ausgangsleistung mit dem Bedarf nach Leistung übereinstimmt;
– das System weist des Weiteren eine Wärmekraftmaschine auf, die mit dem thermischen Speicher des Kollektors thermisch verbunden ist, wobei das Verfahren des Weiteren ein Anweisen der Wärmekraftmaschine aufweist, einen Prozess einer Umwandlung von thermisch in elektrisch von Wärme zu starten, die in dem thermischen Speicher des Kollektors gespeichert ist, wenn eine Ausgangsleistung, die von der photovoltaischen Einheit erzeugt wird, geringer als der Bedarf an Leistung ist;
– das Verfahren weist des Weiteren auf: ein Anweisen, einen Entsalzungsprozess und/oder einen Adsorptions-Kühlprozess auszulösen, um Wärme von dem thermischen Speicher des Kollektors zu dissipieren;
– das System weist des Weiteren auf:
– einen ersten Wärme-Kreislauf, der das photovoltaische Modul mit einem photovoltaischen thermischen Speicher verbindet, der von dem thermischen Speicher des Kollektors getrennt ist, um das photovoltaische Modul zu kühlen; und
– einen zweiten Wärme-Kreislauf, der von dem ersten Wärme-Kreislauf getrennt ist und der den thermischen Speicher des Kollektors mit dem thermischen Kollektor verbindet;
– das System weist des Weiteren einen Wärmetauscher auf, der mit dem photovoltaischen thermischen Speicher thermisch verbunden ist, und das Verfahren weist des Weiteren ein Anweisen auf, einem thermischen Nutzer über den Wärmetauscher Wärme zuzuführen, die in dem photovoltaischen thermischen Speicher gespeichert ist;
– in dem System ist der Wärmetauscher des Weiteren mit dem thermischen Speicher des Kollektors thermisch verbunden, wobei das Verfahren des Weiteren ein Anweisen aufweist, dem Wärmetauscher zusätzliche Wärme zuzuführen, die in dem thermischen Speicher des Kollektors gespeichert ist, während dem thermischen Nutzer über den Wärmetauscher Wärme zugeführt wird, die in dem photovoltaischen thermischen Speicher gespeichert ist;
– das System weist des Weiteren einen zusätzlichen Wärmetauscher auf, der mit der Wärmekraftmaschine und einem angegebenen thermischen Nutzer thermisch verbunden ist, wobei der angegebene thermische Nutzer des Weiteren über den Wärmetauscher mit dem photovoltaischen thermischen Speicher oder sowohl dem photovoltaischen thermischen Speicher als auch mit dem thermischen Speicher des Kollektors thermisch verbunden ist, und das Verfahren weist des Weiteren ein Anweisen der Wärmekraftmaschine auf, einen Prozess einer Umwandlung von thermisch in elektrisch der Wärme zu starten, die in dem thermischen Speicher des Kollektors gespeichert ist, wobei der angegebene thermische Nutzer als ein Pool mit niedriger Temperatur verwendet wird;
– in dem System ist eine Temperatur in dem thermischen Speicher des Kollektors wesentlich höher als eine Temperatur in dem photovoltaischen thermischen Speicher, vorzugsweise um mehr als 30°C, bevorzugter um mehr als 50°C;
– in dem System ist der photovoltaische solarthermische hybride Empfänger verschiebbar in dem System derart angebracht, dass die positionierenden Mittel den photovoltaischen solarthermischen hybriden Empfänger als ein Ganzes verschieben können,
– in dem System erstreckt sich der thermische Kollektor in einer ersten Ebene und weist eine Apertur auf; und das photovoltaische Modul weist eine photoaktive Fläche innerhalb einer Fläche des photovoltaischen Moduls auf, die sich in einer zweiten Ebene in einem Abstand zu der Apertur erstreckt, wobei sich die photoaktive Fläche gegenüber der Apertur befindet, wobei eine Projektion der Apertur senkrecht zu der zweiten Ebene im Wesentlichen der photoaktiven Fläche entspricht, und der thermische Kollektor weist des Weiteren vorzugsweise eine oder beide der folgenden Komponenten auf:
– ein oder mehrere Spiegelelemente, die in einem Zwischenabschnitt zwischen der ersten Ebene und der zweiten Ebene bereitgestellt sind, wobei die Spiegelelemente vorzugsweise mittels eines gleichen Wärme-Kreislaufs, der den thermischen Kollektor mit dem thermischen Speicher des Kollektors verbindet, mit dem thermischen Speicher des Kollektors thermisch verbunden sind; und
– ein Bandpassfilter, das auf der Ebene der Apertur angeordnet ist;
– das System weist des Weiteren einen Konzentrator auf, der so angeordnet ist, dass er Strahlung in Richtung eines optischen Fokus desselben bündelt, und die positionierenden Mittel sind so angepasst, dass sie das photovoltaische Modul in den optischen Fokus hinein oder aus diesem heraus verschieben.

Gemäß einem weiteren Aspekt ist die Erfindung als ein photovoltaisches thermisches hybrides System ausgeführt, das aufweist: (i) einen hybriden Solarempfänger, der ein photovoltaisches Modul, das für eine Lieferung einer elektrischen Ausgangsleistung ausgelegt ist, sowie einen thermischen Kollektor aufweist, der getrennt von dem photovoltaischen Modul ist, wobei das photovoltaische Modul und/oder der thermische Kollektor verschiebbar in dem System angebracht sind; (ii) einen thermischen Speicher eines Kollektors, der mit dem thermischen Kollektor thermisch verbunden ist, um Wärme zu speichern, die an dem thermischen Kollektor eingefangen wird; und (iii) positionierende Mittel, die dafür geeignet sind, das photovoltaische Modul und/oder den thermischen Kollektor zu verschieben; und das des Weiteren (iv) eine Steuereinheit aufweist, die so konfiguriert ist, dass sie die positionierenden Mittel anweist, das photovoltaische Modul und/oder den Kollektor zu verschieben, um ein Verhältnis einer Strahlungsintensität, die an dem photovoltaischen Modul empfangen wird, zu einer Strahlungsintensität zu ändern, die an dem thermischen Kollektor empfangen wird, z. B. auf der Grundlage eines Vergleichs der Ausgangsleistung mit einem Bedarf an Leistung, wie an der Steuereinheit empfangen.
Nunmehr werden Einheiten, Systeme, Verfahren zum Betreiben derartiger Einheiten und Systeme ebenso wie Computerprogrammfunktionen, die Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung teilweise implementieren, mittels nicht beschränkender Beispiele und in Bezug auf die begleitenden Zeichnungen beschrieben.
Kurzbeschreibung der Zeichnungen
1 zeigt eine 3D-Explosionsansicht einer mehrschichtigen Kühleinheit für eine photovoltaische Einheit;
2 konzentriert sich auf ein Muster für einen spezifischen Kanalanteil, das für eine gegebene Schicht der Einheit von 1 ausgelegt ist;
3 stellt eine 3D-Baumstruktur anschaulich dar, die eine Anordnung von Öffnungen und Kanalanteilen einer Kühleinheit repräsentiert;
4 zeigt eine Seitenansicht einer photovoltaischen Einheit, die auf einer Kühleinheit angebracht ist;
5 ist eine 3D-Ansicht einer derartigen photovoltaischen Einheit, die auf einer Kühleinheit angebracht ist;
6 ist eine 3D-Ansicht eines thermischen Kollektors für eine photovoltaische Einheit;
7 ist eine Teilansicht von 6, die einen Querschnitt des thermischen Kollektors zeigt;
8 ist eine Querschnittansicht eines photovoltaischen solarthermischen hybriden Empfängers;
9 ist eine Querschnittansicht eines weiteren photovoltaischen solarthermischen hybriden Empfängers;
10 ist eine Seitenansicht eines photovoltaischen solarthermischen hybriden Systems;
11 ist ein Ablaufplan von Schritten, die in Verfahren zum Betrieb eines photovoltaischen solarthermischen hybriden Systems ausgeführt werden, wie beispielsweise in 10 anschaulich dargestellt;
12 bis 13 sind vereinfachte Darstellungen von photovoltaischen solarthermischen hybriden Systemen;
14 bis 15 sind Blockschaubild-Darstellungen von weiteren Systemen auf der Grundlage von photovoltaischen solarthermischen hybriden Einheiten;
16 ist eine graphische Darstellung, welche die Verteilung der Strahlungsintensität auf der Ebene einer Eingangsebene eines hybriden Empfängers zeigt, während der hybride Empfänger entlang der optischen Achse des Systems verschoben wird;
17 ist eine graphische Darstellung, welche die gesamte Strahlungsintensität zeigt, die von einem thermischen Kollektor und einem PV-Chip eines hybriden Empfängers eingefangen wird, während der hybride Empfänger entlang der optischen Achse des Systems verschoben wird;
18 ist eine graphische Darstellung, welche die gesendete Lieferung von elektrischer Leistung mittels verschiedener CPVT-Systeme vergleicht;
19 ist eine vereinfachte Darstellung eines Systems für eine kurzfristige lokale Wettervorhersage, das Informationen von Solarsensoren einer Nachführeinrichtung verwendet; und
20 stellt schematisch ein Beispiel für ein Steuersystem dar – eine computerisierte Einheit, die für ein Ausführen von Schritten von Verfahren zum Betrieb von Systemen geeignet ist, wie beispielsweise in den 10, 12 bis 15 und 19 dargestellt.
Detaillierte Beschreibung der Erfindung
Die vorliegende Erfindung bildet einen Teil von umfassenden CPVT-Lösungen. Derartige Lösungen drehen sich um neuartige photovoltaische thermische hybride Empfänger. Aspekte dieser Lösungen betreffen derartige Empfänger, Kühleinheiten für derartige Empfänger, photovoltaische thermische hybride Systeme sowie Betriebsverfahren.
Als erstes werden allgemeine Aspekte der Erfindung zusammen mit einigen hochrangigen Varianten derselben erörtert (Abschnitt 1 nachstehend). Im Anschluss werden in Abschnitt 2 verschiedene Ausführungsformen beschrieben.
1. Allgemeine Ausführungsformen der Erfindung
Die vorliegende Erfindung schlägt neuartige Systeme und Verfahren zum Betreiben eines photovoltaischen thermischen hybriden Systems vor. Derartige Systeme und Verfahren beruhen auf einem hybriden Solarempfänger, der mit einem photovoltaischen (oder PV) Modul, das in der Lage ist, eine elektrische Ausgangsleistung zu liefern, und einem thermischen Kollektor ausgestattet ist, der von dem PV-Modul getrennt ist. Das PV-Modul und/oder der thermische Kollektor sind verschiebbar in dem System angebracht. Des Weiteren ist ein thermischer Speicher eines Kollektors (thermisch) mit dem thermischen Kollektor verbunden, um Wärme zu speichern, die an dem letzteren eingefangen wird. Darüber hinaus sind positionierende Mittel bereitgestellt, die dafür geeignet sind, das PV-Modul und/oder den thermischen Kollektor zu verschieben. Dann resultiert ein Anweisen der positionierenden Mittel, das PV-Modul und/oder den thermischen Kollektor zu verschieben, in einem Ändern des Verhältnisses der Strahlungsintensität, die an dem PV-Modul empfangen wird, zu der Intensität, die an dem thermischen Kollektor empfangen wird. Somit kann eine überschüssige Strahlung, die an dem PV-Modul empfangen wird (d. h. größer als notwendig, um einem Bedarf an Leistung zu begegnen), vorteilhaft dazu verwendet werden, den thermischen Kreislauf aufzuwärmen und Wärme an dem thermischen Speicher zu speichern.
Die begleitenden Zeichnungen sind gegliedert, wie folgt:

– Kühleinheiten 25, wie in den 1 bis 4 anschaulich dargestellt, können vorteilhaft dazu verwendet werden, PV-Empfänger zu kühlen, wie in den 4 und 5 gezeigt.
– PV-Empfänger 21 können vorteilhaft durch thermische Kollektoren 22 ergänzt werden, wie beispielsweise in den 6, 7 anschaulich dargestellt.
– Dies resultiert in hybriden Empfängern, wie beispielsweise in den 8, 9 anschaulich dargestellt.
– Die hybriden Empfänger können wiederum in Systemen 10 verwendet werden, wie beispielsweise in den 10, 12 bis 15 anschaulich dargestellt.
– Die Systeme 10 können ergänzt werden, um eine kurzfristige Wettervorhersage zu ermöglichen, 19.
– Die vorstehenden Systeme 10 können gemäß einem Verfahren betrieben werden, wie beispielsweise in dem Ablaufplan von 11 erfasst ist.
– Ein Steuersystem zur Ausführung eines derartigen Verfahrens ist in 20 anschaulich dargestellt.

2. Spezifische Ausführungsformen
Der vorliegende Abschnitt zerfällt in Unterabschnitte 2.1 bis 2.3, wobei:

– Unterabschnitt 2.1 neuartige Kühleinheiten beschreibt, die spezifisch für photovoltaische Empfänger ausgelegt sind;
– sich Unterabschnitt 2.2 mit neuartigen photovoltaischen solarthermischen hybriden Empfängern befasst; und
– sich Unterabschnitt 2.3 auf Systeme und Verfahren für einen Betrieb von photovoltaischen solarthermischen hybriden Empfängern und Systemen richtet.

2.1. Kühleinheiten für photovoltaische Empfänger
In Unterabschnitt 2.1.1 werden Hauptaspekte (und Varianten) der Kühleinheiten erörtert. Unterabschnitt 2.1.2 betrifft Details der Ausführung.
2.1.1. Hauptaspekte der Kühleinheiten und Varianten
In den 1 bis 5 werden die folgenden Bezeichnungen verwendet:

– L_l bezeichnet die l-te Ebene aus L gesamten Ebenen;
– auf Ebene 1:
– O_ih bezeichnet die h-te Öffnung des Einlass-Kreislaufs (O_oh ist dessen Gegenstück für den Auslass-Kreislauf);
– in ähnlicher Weise repräsentiert CP_ih den h-ten Kanalanteil des Einlass-Kreislaufs (CP_oh betrifft den Auslass-Kreislauf). Zum Beispiel bezeichnet CP_i1 den ersten Kanalanteil des Einlass-Kreislaufs auf der Ebene 1;
– auf Ebene 2:
– O_ihk repräsentiert die k-te Öffnung, die von CP_ih herrührt;
– CP_ihk bezeichnet den entsprechenden Kanalanteil;
– auf Ebene 3:
– O_ihkl repräsentiert die l-te Öffnung, die von CP_ihk herrührt,
– CP_ihkl bezeichnet den entsprechenden Kanalanteil;
– etc.

Die Anzahl der Indizes hkl ..., die dazu verwendet werden, eine spezielle Öffnung oder einen speziellen Kanalanteil zu kennzeichnen, entspricht der Ebene, zu der die Öffnung oder der Kanal gehören. Zum Beispiel gehört O_ihk zu der Ebene 2, während O_ihkl zu der Ebene 3 gehört.
Bezugnehmend auf die 1 bis 5 im Allgemeinen und im Besonderen auf die 1 und 3, weist eine Kühleinheit für Chip-Module (oder ein Kühler) 25, wie in Ausführungsformen enthalten, zwei Fluid-Kreisläufe auf: einen Einlass-Fluid-Kreislauf i und einen Auslass-Fluid-Kreislauf o. Jeder Kreislauf weist eine Anordnung von Öffnungen O_i, O_o und Kanalanteilen CP_i, CP_o auf. Die Öffnungen werden an einigen Stellen nachstehend auch als Düsen bezeichnet: Ihnen können in der Tat verschiedene geeignete Formen gegebenen werden, wie beispielsweise Injektionsdüsen. Diese Anordnung kann so betrachtet werden, dass sie eine Baumstruktur bildet (oder reflektiert). Ein Beispiel für eine derartige Baumstruktur ist in 3 anschaulich dargestellt, wobei:

– Zweige die Öffnungen O_i, O_o repräsentieren und
– Knoten die Kanalanteile CP_i, CP_o repräsentieren.

Wie bei Baumstrukturen allgemein bekannt, verbindet ein Zweig einen Knoten lediglich mit einem Kind-Knoten; Knoten, welche sich einen gleichen Eltern-Knoten teilen, werden als Geschwister oder Geschwister-Knoten bezeichnet. Somit können Kanalanteile, die Geschwister-Knoten entsprechen, als Geschwister-Kanalanteile bezeichnet werden.
Jeder Fluid-Kreislauf erstreckt sich durch L Ebenen (d. h. L₁ bis L₃ in 1) der Baumstruktur hindurch. Das Konzept, das den vorliegenden Kühleinheiten zu Grunde liegt, erfordert wenigstens L ≥ 3 Ebenen. L kann größer sein, siehe zum Beispiel 3. In 1 kann die Ebene L₄ als eine weitere Ebene der Baumstruktur angesehen werden. L₄ weist jedoch eine modifizierte Öffnungsstruktur auf; sie weist des Weiteren Kanalanteile eines Wärmetauschers auf, die später beschrieben werden.
Die Kreisläufe sind über Kanalanteile, die Blatt-Knoten der Baumstruktur entsprechen, auf (oder nach) einer letzten Ebene (d. h. einer untersten Ebene der Baumstruktur) miteinander verbunden. Die Verbindung der Fluid-Kreisläufe kann direkt über die letzten ”Blatt”-Kanalanteile realisiert werden oder nicht. Die Verbindung kann zum Beispiel weitere Öffnungen oder irgendeine Art einer verbindenden Struktur (Kanäle, Spalte etc.) ”nach” den Blatt-Kanalanteilen in der Baumstruktur beinhalten. Nachstehend sind Beispiele angegeben. Die weiteren Mittel brauchen sich in der vorstehenden Baumstruktur nicht widerspiegeln. Eine Fluid-Verbindung von dem Einlass- zu dem Auslass-Fluid-Kreislauf wird nichtsdestoweniger über eine unterste Ebene des Baums ermöglicht.
Nunmehr müssen die Kanalanteile, die Geschwister-Knoten entsprechen, für jeden der zwei Fluid-Kreisläufe zwei Bedingungen erfüllen:

– Erstens sind sie parallel zueinander, d. h. die Hauptausdehnungsrichtungen (oder Linien) von Geschwister-Kanalanteilen sind parallel zueinander. Parallel ist hier gemäß der Definition von Euclid für den Parallelismus zu verstehen, d. h. es bedeutet streng parallel und bezieht sich auf zwei parallele verschiedene Kanalanteile. Aus dem Beispiel von 1 ist ersichtlich, dass Geschwister-Kanalanteile parallel sind; dies ist zum Beispiel der Fall:
– auf der Ebene 2 (L₂): für die Kanalanteile CP_i11, CP_i12, und CP_i13 für den Einlass-Kreislauf i. Dasselbe tritt für die entsprechenden Auslass-Kanalanteile CP_o11, CP_o12, und CP_o13 auf; oder
– auf der Ebene 3 (L₃): für die Kanalanteile CP_o131, CP_o132, etc.;
– es ist anzumerken, dass auf der Ebene 1 (L₁) lediglich ein Kanalanteil (CP_i1 oder CP_o1) pro Kreislauf (i oder o) vorliegt, der lediglich einen Kanal bildet.
– Zweitens erstrecken sich Kanalanteile, die Geschwister-Knoten entsprechen, entlang jeweiliger Richtungen, von denen keine parallel zu der Ausdehnungsrichtung des Kanalanteils ist, der dem Eltern-Knoten entspricht (vergleiche z. B. die L₃-Kanalanteile mit L₂-Kanalanteilen oder L₂-Kanalanteile mit L₁-Kanalanteilen).
– Unter der Voraussetzung, dass sich die Richtungen beide nicht schneiden (was die Kompaktheit in fine verbessert), folgt daraus, dass sich jeder der Kanalanteile, der Geschwister-Knoten entspricht, entlang einer Richtung erstreckt, die zusammen mit einer Ausdehnungsrichtung von deren Eltern-Knoten ein Paar von schrägen Linien bildet. Diese Bedingung kann auf einer gegebenen Ebene, vorzugsweise mehreren, der Baumstruktur und für jeden der zwei Fluid-Kreisläufe erfüllt werden;
– besser können Geschwister eine Ebene parallel zu dem Eltern-Knoten der Geschwister-Knoten aufspannen;
– Geschwister können somit als ”gedreht”, vorzugsweise um 90° (wie es in 1 oder 3 der Fall ist), in Bezug auf ihren Eltern-Kanalanteil beschrieben werden. Das Ausmaß der Rotation ist von dem Muster abhängig, das von den Öffnungen gezeichnet wird, wie nachstehend im Detail zu erläutern ist.

Kanalanteile können vorteilhafterweise die zusätzlichen nachstehenden Bedingungen erfüllen:

– Drittens sind die Kanalanteile, die Geschwister-Knoten entsprechen, vorzugsweise streng parallel zu Kanalanteilen, die einem Großeltern-Knoten der Geschwisterknoten entsprechen, wenn irgendwelche vorhanden. Dies ist in 1 insbesondere für sämtliche L₃-Kanalanteile (CP_o131, CP_o132, etc.) der Fall, die parallel zu CP_o1 oder CP_i1 der Ebene 1 sind. Es ist erkennbar, dass diese dritte Bedingung eine verbesserte Kompaktheit ermöglicht, die Auslegung vereinfacht und somit die Herstellung der Einheit erleichtert, um so mehr, wenn L > 3.
– Dies ist jedoch keine strenge Bedingung (insbesondere, wenn L = 3). Zum Beispiel können sich L₃-Kanalanteile nicht parallel zu ihren L₁-Großeltern-Kanalanteilen erstrecken, ohne wesentliche Eigenschaften der Einheit entscheidend zu beeinflussen.
– Dies kann zum Beispiel der Fall sein, wenn andere Beschränkungen (Komponenten, Herstellung) erzwingen, Großeltern-Kanalanteile von ihrer idealen Ausdehnungsrichtung zu verschieben.
– Viertens spannen Kanalanteile, die Geschwister-Knoten entsprechen, vorzugsweise eine Ebene parallel zu Kanalanteilen auf, die einem Eltern-Knoten entsprechen. Dies kann abermals die Kompaktheit verbessern und/oder die Auslegung und die Herstellung vereinfachen. Diese vierte Bedingung ist jedoch nicht streng, da sich die Eltern-Kanalanteile in einer gleichen Ebene wie die Geschwister-Kanalanteile erstrecken können (wenngleich in Bezug auf die letzteren gedreht). Im Besonderen ist aus 1 ersichtlich, dass:
– die Kanalanteile CP_i11, CP_i12, und CP_i13 auf einer oberen Ebene einer Komponente 211 offen sind, wobei die obere Ebene (streng) parallel zu der Hauptausdehnungsrichtung des Kanalanteils CP_i1 ist (des Eltern-Knotens von CP_i11, CP_i12, und CP_i13);
– die Hauptausdehnungsrichtung von CP_i1 nahe bei der mittleren Ebene liegt, die von den Hauptausdehnungsrichtungen von CP_i11, CP_i12, und CP_i13 aufgespannt wird, oder sogar in dieser enthalten ist. Da lediglich ein Einlasskanal und ein Auslasskanal auf der Ebene 1 vorliegen, kann der letztere nichtsdestoweniger ohne weiteres in einem gleichen Block 251 einer Einheit wie ihre Kind-Kanalanteile integriert sein;
– jedoch Kanalanteile der Ebene 3 aufgrund der Schichtstruktur, die in dem Beispiel von 1 eingeführt wurde, nicht zu der gleichen Schicht wie die Kanalanteile der Ebene 2 gehören. Kanalanteile, die Geschwister-Knoten der Ebene 3 entsprechen, spannen nunmehr eine Ebene auf, die streng parallel zu Kanalanteilen ist, die einem Eltern-Knoten entsprechen;
– somit verständlich ist, dass Geschwister-Kanalanteile vorteilhafterweise eine Ebene aufspannen können, die parallel zu ihren Eltern ist, die anderen Beschränkungen unterworfen sind.

Schließlich sind Kanalanteile des Einlass-Kreislaufs (zum Beispiel CP_i11, CP_i12, und CP_i13) parallel zu und verflochten mit Kanalanteilen des Auslass-Kreislaufs (zum Beispiel CP_o11, CP_o12 und CP_o13). Eine Verflechtung bedeutet eine Kopplung, die hervorruft, dass sich Finger von zwei Händen verhaken, wie in 1 oder 3 dargestellt. Infolge der Bedingungen, welche die Einheit bereits erfüllt, beinhaltet eine Verflechtung Kanalanteile, die einer gleichen Ebene der Baumstruktur entsprechen.
Eine ähnliche Anordnung ist in 3 gezeigt. Was 3 genau genommen anschaulich darstellt, ist eine 3D-Baumstruktur, d. h. eine Baum-Abstraktion, die eine Anordnung von Öffnungen und Kanalanteilen repräsentiert. Es ist jedoch zu bemerken, dass eine Kühleinheit mit einer Geometrie von Kanälen ausgeführt werden kann, wie in 3 anschaulich dargestellt. In 3 erfüllen Kanalanteile, die Geschwister-Knoten entsprechen, für jeden der Einlass-/Auslass-Fluid-Kreisläufe (i, o) die gleichen Bedingungen, wie zuvor beschrieben. Und zwar:

– Erstens sind Geschwister parallel zueinander, wie es zum Beispiel der Fall ist für:
– Kanalanteile CP_i11 und Geschwister; dasselbe tritt für deren Auslass-Gegenstücke auf (Kanalanteile sind der Klarheit halber nicht alle bezeichnet); oder
– Kanalanteile CP_i111 und parallele Geschwister; und
– wiederum gibt es auf der Ebene 1 lediglich einen Kanalanteil CP_i1 für den Einlass-Kreislauf (und in ähnlicher Weise für den Auslass-Kreislauf).
– Zweitens sind sie nicht parallel zu Kanalanteilen, die einem Eltern-Knoten der Geschwister-Knoten entsprechen (vergleiche z. B. CP_i111 bis CP_i11). Sie sind stattdessen um 90° gedreht.
– Drittens sind Geschwister des Weiteren parallel zu Kanalanteilen, die einem Großeltern-Knoten der Geschwister-Knoten entsprechen. Dies ist insbesondere der Fall für sämtliche Kanalanteile der Ebene 3 (CP_i111 und Geschwister, Einlass-Kreislauf), die parallel zu ihrem einzigen Großeltern-Kanal sind (CP_i1, Ebene 1, Einlass-Kreislauf); und
– viertens spannen Kanalanteile, die Geschwister-Knoten entsprechen (z. B. CP_i11 und Geschwister, Einlass-Kreislauf) eine Ebene auf, die in der Ausführungsform von 3 streng parallel zu Kanalanteilen ist, die einem Eltern-Knoten entsprechen (z. B. CP_i1, Einlass-Kreislauf).

Eine Struktur, wie beispielsweise vorstehend beschrieben, ermöglicht ein Erzielen einer dichten und homogenen Anordnung von Kanälen auf der Ebene des Wärmetauschers, d. h. ”nach” der Blatt-Ebene. In einigen Fällen verbessert wenigstens die dritte Bedingung vorstehend die letztendliche Kompaktheit. Die vierte Bedingung kann in Abhängigkeit von der Anzahl der Großeltern weggelassen werden. Die Verflechtung resultiert in einer homogenen Verteilung von Kanälen und ermöglicht eine Minimierung der Trajektorie des Fluides. Das fraktal-ähnliche Muster, das aus Kanal-Unterteilungen und Drehungen resultiert, macht es insbesondere möglich, den Wärmeaustausch zu optimieren. Darüber hinaus ermöglichen spezielle Ausführungen ein Minimieren der erforderlichen Pumpleistung für den Kühlmittel-Fluss. Detaillierte Beispiele sind nachstehend angegeben.
Darüber hinaus sind eine derartige Struktur und der Grundgedanke für deren Aufbau leicht skalierbar, was z. B. für photovoltaische Zellen mit mehreren Chips vorteilhaft ist, da die Abmessungen der letzteren typische integrierte Schaltkreis(IC)-Chips wesentlich übersteigen können.
Tests, die von den vorliegenden Erfindern durchgeführt wurden, haben gezeigt, dass übliche Kühleinheiten für Chips (bei denen Fluid-Kreisläufe so angesehen werden können, dass sie in eine einzelne Ebene von mehreren Düsen/Kanälen unterteilen können) erfolgreich dazu verwendet werden können, klassische IC-Chips ohne eine unangemessene Pumpleistung herunter zu kühlen. Die Skalierbarkeit ist daher kein Aspekt für ein Kühlen klassischer IC-Chips. Nun sind Kühleinheiten für klassische IC-Chips für photovoltaische Zellen mit mehreren Chips nicht geeignet dimensioniert. Sollte jemand nichtsdestoweniger wünschen, klassische Kühleinheiten für (größere) photovoltaische Einheiten mit mehreren Chips zu verwenden, ist man zuerst versucht, derartige klassische Kühleinheiten infolge der Abmessungen der photovoltaischen Einheiten mit mehreren Chips im Vergleich zu üblichen IC-Chips zu parallelisieren. Experimente haben jedoch gezeigt, dass dies ungeeignet ist, da einige Bereiche der photovoltaischen Einheiten mit mehreren Chips aufgrund des inhomogenen Kühlens, das durch die parallelen Kühleinheiten erhalten wird, nicht zufriedenstellend gekühlt werden. Sollte als nächstes jemand wünschen, eine klassische Kühleinheit für IC-Chips auf typische Abmessungen einer photovoltaischen Einheit mit mehreren Chips zu skalieren (wobei Abmessungen wahrscheinlich um einen Faktor > 5 im Vergleich zu einem typischen IC-Chip multipliziert werden), ergibt sich ein weiterer Aspekt. In jenem Fall haben die vorliegenden Erfinder erkannt, dass skalierte Kühleinheiten eine (zu) hohe Pumpleistung erfordern.
Im Gegensatz dazu ist eine Kühleinheit, die eine verflochtene Anordnung von Öffnungen/Kanalanteilen mit mehreren Ebenen aufweist, wie zuvor beschrieben, mittels des Aufbaus skalierbar.
Ein derartiger Grundgedanke für einen Aufbau ermöglicht des Weiteren aufgrund der sukzessiven Drehungen von Kanalanteilen ein Erreichen einer dichten Anordnung von Kanalanteilen auf der Blatt-Ebene. Abmessungen von Querschnitten von sowohl den Kanälen als auch den Düsen nehmen ähnlich von einer Ebene zu der anderen ab, wenn die Anzahl von Kanalanteilen und Düsen von einer Ebene zu der anderen zunimmt. Es ist erkennbar, dass die Höhe der Kanäle nicht so kritisch ist: Zum Beispiel kann sich die Höhe der Kanäle in Ausführungsformen senkrecht zu der Dicke einer Schicht erstrecken, in welcher der Kanal bereitgestellt wird. Die Breite der Kanalanteile (in dem Querschnitt senkrecht zu der Flussrichtung in dem Kanal) nimmt jedoch typischerweise ab. Mit anderen Worten sind die Kanalabschnitte, wenn die Dichte der Kanäle auf einer Ebene n maximal ist, auf einer Ebene n – 1 ähnlich größer als auf der Ebene n. Eine Struktur, wie vorstehend beschrieben, ermöglicht ein Verringern des Flusspfades zu der Wärmetransferstruktur hin und innerhalb derselben; sie ermöglicht des Weiteren eine Skalierbarkeit, während sie eine moderate Pumpleistung behält.
Typischerweise weist jeder der zwei Fluid-Kreisläufe auf jeder Ebene L_l (1 ≤ l ≤ L – 1) auf:

– N_l Öffnungen (oder Düsen), die jeweils zu einem jeweiligen Kanalanteil führen. Eine Öffnung verzweigt sich typischerweise in der Mitte des jeweiligen Kanalanteils, ausgenommen an Rändern der Einheit. Weitere Verzweigungs-Geometrien können ins Auge gefasst werden, von denen jedoch angenommen wird, dass sie weniger effizient sind; und
– N_l parallele Kanalanteile. Jeder der N_l Kanalanteile ermöglicht wiederum eine Fluid-Verteilung zu B_l+1 Öffnungen der nächsten Ebene L_l+1, wobei B_l+1 ein Verzweigungs-Faktor ist, der durchB_l+1 = N_l+1/N_l definiert ist. Sukzessive Unterteilungen der Kanal-Kreisläufe erfordern B₂ ≥ 2 und B₃ ≥ 2; es kann angenommen werden, dass B₁ gleich 1 ist. In 3 zum Beispiel:
– führt O_i1 zu CP_i1 (Ebene 1, B₁ = 1);
– unterteilt CP_i1 O_i12 und O_i13 über O_i11 in jeweilige Kanalanteile (CP_i11 und Geschwister, Ebene 2, B₂ = 3);
– führt jeder der L₂-Kanalanteile (CP_i11 und Geschwister) zu vier Kanalanteilen. Zum Beispiel führt CP_i11 zu CP_i111 (über O_i111) ebenso wie über jeweilige Öffnungen zu drei weiteren parallelen Kanalanteilen (Geschwistern); CP_i12 führt zu CP_i121 ebenso wie zu drei weiteren parallelen Kanalanteilen (Geschwistern) etc. Somit auf der Ebene 2: Jeder Kanalanteil des Einlass-Kreislaufs ermöglicht eine Fluid-Verteilung zu B₃ = 4 Einlass-Öffnungen (z. B. O_i11k, k = 1, 2, 3, 4) der nächsten Ebene L₃. Das gleiche gilt für Kanalanteile des Auslass-Fluid-Kreislaufs.

Mit anderen Worten ist die Baumstruktur, die jedem Fluid-Kreislauf zu Grunde liegt, typischerweise ausgewogen, wie in 3 dargestellt, d. h. der Verzweigungs-Faktor B_m+1 ist auf einer gegebenen Ebene L_m für jeden Kanalanteil vorzugsweise derselbe, wodurch sowohl der Entwurf als auch die Herstellung der Einheit leichter gemacht werden.
Als nächstes kann die Anordnung von Öffnungen/Kanalanteilen derart ausgelegt werden, dass jeder Kreislauf exakt die gleiche Geometrie aufweist, was die Herstellung und die Montage der Einheit vereinfacht. Währenddessen kann die Anordnung derart ausgelegt werden, dass die Fluid-Verteilung auf einer Blatt-Ebene optimiert wird, d. h. in der Nähe des Wärmetauschers. Eine Möglichkeit besteht darin, dass die Positionen von Öffnungen von einem Fluid-Kreislauf auf einer gegebenen Ebene L_m (2 ≤ m ≤ L) einem ersten Satz von diskreten Punkten eines ersten finiten Feldes entsprechen. In Analogie zur 2D-Kristallographie kann dieses erste Feld so betrachtet werden, dass es von einem Satz von diskreten Translationen R erzeugt wird, d. h. definiert durch R = n₁a₁ + n₂a₂, wobei n₁ und n₂ ganze Zahlen sind und a₁ und a₂ linear unabhängige Vektoren sind (wie in der linearen Algebra definiert). Kanalanteile auf der Ebene L_m-1 erstrecken sich entlang oder parallel zu a₁, und Kanalanteile auf den Ebenen L_m erstrecken sich entlang oder parallel zu a₂. Schließlich können die Positionen von Öffnungen des anderen Fluid-Kreislaufs einem zweiten Satz von diskreten Punkten eines zweiten finiten Feldes entsprechen, das in Bezug auf das erste Feld durch eine Translation r versetzt ist, die durch r = x₁a₁ + x₂a₂ definiert ist, wobei 0 < x₁ < 1 und 0 ≤ x₂ < 1. Vorzugsweise wird x₁ = x₂ = 1/2 gewählt, was die Homogenität der Fluid-Verteilung auf der Ebene des Wärmetauschers optimiert. Ein Wählen von x₁ oder x₂ ≠ 1/2 würde stattdessen eine Heterogenität in den Satz von Trajektorien überall in der Fluid-Struktur einführen und würde damit eine heterogene Fluid-Verteilung innerhalb des Wärmetauschers verursachen, was zu einem heterogenen Kühlen führt. Es ist anzumerken, dass für m ≤ L – 1 0 < x₁ < 1 und 0 < x₂ < 1 gilt, während für m = L 0 ≤ x₁ < 1 und 0 < x₂ < 1 oder 0 < x₁ < 1 und 0 ≤ x₂ < 1 gilt. Außerdem sind als eine Konsequenz der vorstehenden Anordnung die N_l Kanalanteile auf der Ebene L_l in Bezug auf Kanalanteile der nächsten/vorherigen Ebene gedreht, typischerweise um einen Winkel α = π/2 für ein rechtwinkliges Gitter, wie in 3 dargestellt.
Sollte sich die Basiseinheit des Gitters unterscheiden (z. B. ein schiefes Gitter), sind die Kanalanteile, die Kind-Knoten eines gegebenen Eltern-Knotens entsprechen, dann um einen Winkel α in Bezug auf die Eltern-Kanalanteile gedreht, und Enkel-Kanalanteile sind vorzugsweise um einen Winkel π – α gedreht, um in Phase mit den Eltern zu sein.
In 3 werden zum Beispiel auf der Ebene L₃ die Positionen von {O_i111, O_i121, O_i112, ...} auf ein erstes Feld abgebildet, erzeugt von Translationen R = n₁a₁ + n₂a₂. Kanalanteile auf der Ebene L₂ (z. B. CP_i11 und Geschwister) erstrecken sich entlang oder parallel zu a₁, und Kanalanteile auf Ebenen L₃ erstrecken sich entlang oder parallel zu a₂. Schließlich entsprechen die Positionen von Öffnungen des anderen Fluid-Kreislaufs (der Klarheit halber ist nicht darauf hingewiesen) einem zweiten Satz von diskreten Punkten eines zweiten Feldes auf jeglicher Ebene. Auslass-Öffnungen von L₁ bis L₃ sind in Bezug auf das erste Feld um r = (a₁ + a₂)/2 versetzt. Als nächstes werden L₃-Kanalanteile modifiziert, um Kanteneffekte zu berücksichtigen: Die am weitesten links gelegenen Einlass-Kanalanteile werden verringert (vergleiche CP_i111 bis CP_i121), und die entsprechenden Öffnungen verzweigen sich an einem Ende davon; die Auslass-Struktur ist einfach in Bezug auf den Einlass-Kreislauf gedreht (π-Rotation um O_i1 herum) und ist weiterhin versetzt. Als ein Ergebnis sind L₄-Auslass-Öffnungen von dem ersten Feld lediglich um r = a₁/2 versetzt, konsistent mit der Tatsache, dass für m = L die Bedingung für x₁ und x₂ 0 ≤ x₁ < 1 und 0 < x₂ < 1 oder 0 < x₁ < 1 und 0 ≤ x₂ < 1 wird, wie vorstehend angemerkt. Eine derartige Anordnung weist mehrere Vorteile auf: (i) Sie macht es möglich, dass der Einlass- und der Auslass-Kreislauf exakt die gleiche Struktur aufweisen (der Auslass-Kreislauf ist einfach in Bezug auf den Einlass-Kreislauf gedreht); (ii) sie egalisiert des Weiteren die Fluid-Trajektorien von einem Kreislauf zu dem anderen auf der Ebene 4 (die Länge des Fluid-Pfades zwischen einer Einlass-Öffnung zu der nächst gelegenen Auslass-Öffnung beträgt |a₁|/2); und (iii) die zwei Kreisläufe weisen die gleiche Grundfläche auf (quadratisches Gitter).
Als nächstes können sich in Abhängigkeit von der Anordnung der Öffnungen Sub-Sätze von Kanalanteilen mit Zug-Kanalleitungen auf einer gegebenen Ebene (z. B. bilden CP_i111, CP_i121 und CP_i131 einen derartigen Sub-Satz auf der Ebene 3 in 3) oder auf mehreren Ebenen vereinigen. Typischerweise sind zwei benachbarte Kanalanteile in jeglichem derartigem Sub-Satz Cousins (z. B. CP_i111 und CP_i121). Demgemäß kann gefolgert werden, dass in diesem Beispiel jegliche zwei Kanalanteile auf jeglicher Ebene entweder streng parallel sind (wie die Geschwister CP_i111 und CP_i112) oder sich entlang einer gleichen Linie erstrecken (wie die Cousins CP_i111 und CP_i121). In jener Hinsicht sind, da eine Linie durch einen Punkt und einen Richtungsvektor definiert werden kann und zwei Linien als parallel definiert werden können, wenn ihre Richtungsvektoren dies sind, zwei identische Linien gemäß dieser Definition parallel, selbst wenn sie es gemäß der Definition nach Euclid nicht sind (bei der zwei parallele unterschiedliche Linien als streng parallel bezeichnet werden). Somit sind jegliche zwei Kanalanteile auf jeglicher Ebene wenigstens nicht streng parallel.
Es ist anzumerken, dass eine Entwurfsoption, wie beispielsweise in dem vorherigen Paragraph erörtert, durch die Positionen der Öffnungen impliziert sein kann, im Besonderen, wenn die letzteren auf ein Feld abgebildet sind, wie vorstehend erörtert. In sämtlichen Fällen vereinfacht diese Entwurfsoption die Geometrie und die Herstellung der Kühleinheit wesentlich, da sich Sub-Sätze der Kanalanteile entlang einer gleichen Richtung erstrecken. Eine gegebene Kanalleitung weist Kanalanteile auf, die linear angeordnet sind, wobei eine Fluid-Verbindung von einem Kanalanteil zu einem anderen gegebenenfalls möglich ist. Ob tatsächlich so zu verfahren ist, ist genau genommen von verschiedenen Parametern, Flussraten, Kanalabschnitten etc. abhängig. Zum Beispiel kann jeder der Fluid-Kreisläufe i, o (wenigstens in einer Ebene L_l derselben) aufweisen: N_l Kanalanteile, die Nc_l streng parallele Kanalleitungen C_i, C_o bilden, wobei jede der Nc_l Kanalleitungen Kanalanteile aufweist, die linear angeordnet sind. In Wirklichkeit sind Geschwister-Kanalanteile auf einer gegebenen Ebene streng parallel (z. B. 3, CP_i111 und CP_i112, Ebene 3), aber einige der Kanalanteile, die verschiedene Eltern aufweisen (z. B. CP_i111, CP_i121 und CP_i131) können linear angeordnet sein, was in Nc_l parallelen Kanälen resultiert (Nc₃ = 4 auf der Ebene 3 in dem Beispiel von 3). Die Kanalanteile, die linear angeordnet sind, befinden sich nicht notwendigerweise in einer Fluid-Verbindung: Einer kann zum Beispiel Wände zwischen den Kanalanteilen, die linear angeordnet sind, oder den Kanalanteilen aufweisen. Es ist anzumerken, dass aus den vorstehenden Definitionen notwendigerweise B_l ≤ Nc_l ≤ N_l gilt.
Ein besonders einfacher Entwurf wird erhalten, indem Nc_l = B_l gesetzt wird, wodurch Nc_l parallele Kanalleitungen Nc_l parallelen Leitungen von Öffnungen entsprechen, wie in 3, Ebene 3 dargestellt. Demgemäß kann jeder der Fluid-Kreisläufe N_l Kanalanteile aufweisen, die B_l streng parallele Kanalleitungen bilden. In jenem Fall weist jede Kanalleitung B_l-1 Kanalanteile auf, die linear angeordnet sind (und dies gegebenenfalls auf jeder Ebene L,). Wiederum können Kanalanteile in einer gegebenen Kanalleitung verbunden sein, um eine Fluid-Verbindung von einem Kanalanteil zu einem anderen zu ermöglichen. Nun kann eine Kanalleitung einen einzigen Kanalanteil aufweisen. Zum Beispiel ist auf der Ebene 1 C_i1 = CP_i1, unter der Annahme, dass in jenem Fall B₀ = 1 ist; auf der Ebene 2 ist C_i11 = CP_i11, etc., da B₁ = 1. Auf der Ebene 3 liegen jedoch Nc₃ = B₃ = 4 parallele Kanalleitungen vor (für jeden Fluid-Kreislauf), wobei diese Leitungen jeweiligen parallelen Leitungen von Öffnungen entsprechen und jeweils 3 Öffnungen und 3 jeweilige Kanalanteile aufweisen (B₂ = 3).
Darüber hinaus ist es erwünscht, die Kompaktheit der Anordnung weiter zu verbessern, um die Fluid-Trajektorien zu minimieren. Zu diesem Zweck können Nc_l streng parallele Kanalleitungen C_i des Einlass-Fluid-Kreislaufs vorteilhafterweise mit Nc_l streng parallelen Kanalleitungen C_o des Auslass-Fluid-Kreislaufs auf einer gegebenen Ebene L_m (1 ≤ m ≤ L) verflochten werden. Demgemäß resultiert, dass auf jener Ebene L_m jede Kanalleitung des Einlass-Fluid-Kreislaufs parallel zu jeder Kanalleitung des Auslass-Fluid-Kreislaufs ist. Eine Verflechtung von Kanalleitungen kann genau genommen auf mehreren Ebenen bereitgestellt werden, und bevorzugter auf jeder Ebene, auf der Kanalanteile Kanalleitungen bilden können, um die Kompaktheit zu erhöhen. In jener Hinsicht sollte im Gedächtnis behalten werden, dass die 1 und 3 einfache Beispiele anschaulich darstellen, dass jedoch genau genommen weitere Ebenen (und Schichten) von Kanalanteilen ins Auge gefasst werden können.
Als nächstes wird ein spezifisches Muster von Kanalanteilen in Bezug auf 1 (vergrößerte Fläche ”B”) und 2 erörtert (wobei der Fokus auf dem spezifischen Muster liegt, der in der vergrößerten Fläche ”B” gezeigt ist, das für eine Sub-Schicht sL₃₂ der Einheit von 1 ausgelegt ist). Und zwar können auf einer gegebenen Ebene L_m und für jeden der Fluid-Kreisläufe wenigstens einige der N_m Kanalanteile so ausgelegt werden, dass sie einen nicht konstanten Querschnitt aufweisen. Wie aus 2 ersichtlich, können Einlass- und Auslass-Kanalanteile geeignet verschoben (d. h. verflochten) werden, um eine kompakte Anordnung beizubehalten (vergleiche z. B. CP_i124 mit CP_o124). Im Einzelnen können die Kanalanteile jeweils eine vergrößerte Fläche im Vergleich zu einer jeweiligen der N_m Öffnungen aufweisen, um die Fluid-Verteilung von/zu Öffnungen der jeweiligen Kanalanteile (auf einer gegebenen Ebene L_m) zu verbessern.
Es können weitere Auslegungs-Optionen ins Auge gefasst werden, die Kanteneffekte berücksichtigen. Zum Beispiel werden auf einer gegebenen Ebene L_m (z. B. L₃ in 1) zwei Sätze von Öffnungen (z. B. O_i11k und O_o13k, k = 1, 2, ...), die jeweils B_m Öffnungen aufweisen, in einer Beziehung zu jeweiligen äußersten Kanälen (CP_i11 und CP_o13) einer vorherigen Ebene L_m-1 angeordnet. Im Anschluss kann jede der B_m Öffnungen der zwei Sätze und/oder jeder ihrer jeweiligen Kanalanteile entlang einer speziellen Ausdehnungsrichtung der Kanäle auf der Ebene L_m (d. h. einer Richtung x in 1) verringerte Abmessungen aufweisen.
Die Kühleinheit kann des Weiteren eine Wärmetransferstruktur 24 zusätzlich zu einem Verteilersystem aufweisen, um der Wärmetransferstruktur eine Flüssigkeit zuzuführen oder aus dieser abzuleiten, wie in 1 und 4 dargestellt. In Varianten kann die Wärmetransferstruktur 24 zuerst mit einem photovoltaischen Modul kombiniert werden und später mit der Kühleinheit verbunden werden. In sämtlichen Fällen kann die Wärmetransferstruktur 24 so konfiguriert werden, dass sie einen der Fluid-Kreisläufe mit dem anderen verbindet. Die Wärmetransferstruktur weist vorzugsweise Silicium auf und besteht aus Gründen, die später erörtert werden, bevorzugter insgesamt aus Silicium.
Die Wärmetransferstruktur kann zum Beispiel Wärmetransfer-Kanalanteile aufweisen (z. B. CP_t1311, CP_t1312 in 1, vergrößerte Fläche ”D”). Jeder der Transfer-Kanalanteile verbindet wenigstens einen Kanalanteil (z. B. CP_i131 in 1), der einem Blatt-Knoten des Einlass-Fluid-Kreislaufs entspricht, mit einem Kanalanteil (z. B. CP_o131 in 1), der einem Blatt-Knoten des Auslass-Fluid-Kreislaufs entspricht.
Jeder Wärmetransfer-Kanalanteil erstreckt sich vorzugsweise entlang einer Richtung, die in Bezug auf eine Ausdehnungsrichtung der Kanalanteile gedreht ist, die er verbindet, dem gleichen Grundgedanken folgend, wie bereits in Bezug auf die als Baum strukturierten Kanalanteile der Kühleinheit erörtert.
In ähnlicher Weise können Wärmetransfer-Kanalanteile über Spalte (z. B. S_i131 und S_o131 in 1) Kanalanteile der untersten Ebene verbinden, dem gleichen Grundgedanken folgend, wie bis jetzt für Öffnungsdüsen erörtert, mit der Ausnahme, dass die Abmessungen, die auf der Ebene der Wärmetransferstruktur typischerweise involviert sind, es aus Gründen der Herstellbarkeit wünschenswert machen, dass ein Spalt anstelle einer dichten linearen Anordnung von Öffnungen vorliegt. Jedoch kann ein Spalt als die asymptotische Grenze einer derartigen Anordnung angesehen werden. In diesem Sinne kann die Wärmetransferstruktur so betrachtet werden, dass sie eine weitere Ebene der Baumstruktur bildet oder vervollständigt, die jedem Fluid-Kreislauf zu Grunde liegt, z. B. die Ebene 4 in 3.
Als nächstes wird die kumulierte Breite sämtlicher Öffnungen (in Querschnittsflächen) von einer der Ebenen vorzugsweise im Wesentlichen gleich (z. B. auf ±15%) der kumulierten Breite in einer Querschnittsfläche von sämtlichen Öffnungen einer anderen gehalten, z. B. einer benachbarten Ebene (und vorzugsweise von sämtlichen der anderen Ebenen), um die Pumpleistung zu begrenzen.
In einem Beispiel ist auf einer gegebenen Ebene L_m:

– die Länge eines Kanalanteils (nicht an einer Kante) L_m = (L₁ – W_min)/B_m-1; und
– die Breite eines Kanalanteils W_m = L_m-1/B_m/2 – W_min,

_m

_min

_m

Die Höhe der Kanäle kann zum Beispiel von einer Ebene zu jeder weiteren eigenständig sein. Unter der Annahme, dass sämtliche Ebenen die gleiche Grundfläche aufweisen sollten, ist die Beziehung zwischen den lateralen Abmessungen der Kanäle von einer Ebene zu der nächsten insbesondere abhängig von dem Verzweigungs-Faktor.
In Bezug auf die Herstellbarkeit kann es vorteilhaft sein, dass eine oder mehrere Ebenen jeweils als übereinander gelegte Sub-Schichten ausgeführt sind (z. B. sL₃₁ und sL₃₂ für die Ebene 3 in 1). In 1: Eine erste Sub-Schicht sL₃₁ weist Öffnungen auf, während die zweite Sub-Schicht sL₃₂ Kanalanteile aufweist. Sowohl die Öffnungen als auch die Kanalanteile können in ihren jeweiligen Sub-Schichten als Durchgangsöffnungen maschinell hergestellt werden, was den Herstellungsprozess einfacher macht. Übereinander gelegte Schichten können, wenn notwendig, aus unterschiedlichen Materialien hergestellt werden, da die unterschiedlichen Abmessungen und Formen der Kanalanteile im Vergleich zu den Öffnungen bei Verwenden unterschiedlicher Materialien leichter bearbeitet werden können.
Eine Kühleinheit, wie beispielsweise vorstehend beschrieben, wird vorteilhaft zusammen mit einem photovoltaischen Empfänger 20 verwendet, wie beispielsweise in den 8 oder 9 anschaulich dargestellt. Dieser Empfänger kann ein photovoltaisches Modul 21 aufweisen, wie beispielsweise in den 4 oder 5 anschaulich dargestellt. Der Empfänger weist des Weiteren einen Wärme-Kreislauf-Anteil 71a auf (8, 9), der mit dem photovoltaischen Modul und der Kühleinheit 25 verbunden ist, wobei die letztere einen Teil des Wärme-Kreislauf-Anteils 71a bildet.
Die vorstehende Kühleinheit wird vorzugsweise zusammen mit einem photovoltaischen solarthermischen hybriden Empfänger 20 verwendet, wie beispielsweise in den 8 oder 9 dargestellt. Der letztere weist des Weiteren einen thermischen Kollektor 22 auf, der von dem photovoltaischen Modul 21 des Empfängers verschieden ist. In jenem Fall ist der Wärme-Kreislauf-Anteil 71a ein erster Wärme-Kreislauf-Anteil 71a, der von einem zweiten Wärme-Kreislauf-Anteil 72a verschieden ist, der mit dem thermischen Kollektor verbunden ist.
Ein derartiger photovoltaischer solarthermischer hybrider Empfänger 20 wird in Abschnitt 2.2 im Detail beschrieben.
2.1.2. Kühleinheiten: spezifische Ausführungs-Details
Die Kühleinheit ist vorzugsweise so ausgelegt, dass sie ein Kühlen der Zellen-Packung mit erhöhten Temperaturen des Kühlmittels erlaubt, während die Zelle bei einer moderaten Temperatur (< 100°C) gehalten wird. Auf diese Weise ist die eingefangene thermische Energie aufgrund ihres erhöhten Temperaturniveaus von einem hohen Wert.
Zu diesem Zweck ist die Kühleinheit vorzugsweise so ausgelegt, dass sie einen minimalen thermischen Widerstand zwischen den PV-Zellen und dem Kühlfluid aufweist. Eine Kühleinheit, wie beispielsweise vorstehend beschrieben, kann einen thermischen Widerstand von weniger als 0,11 cm²K/W bereitstellen. Unter der Annahme, dass die PV-Zelle mittels einer Lötmittel-Grenzfläche mit der Kühleinheit verbunden ist, beträgt der gesamte thermische Widerstand von der Oberfläche der PV-Zelle zu dem flüssigen Kühlmittel etwa 0,17 cm²K/W.
Dies erlaubt ein Kühlen für Wärme-Fluss-Dichten von mehr als 400 W/cm², während die Zelle bei weniger als 100°C gehalten wird (unter der Annahme, dass die Fluid-Einlass-Temperatur 30°C beträgt).
Die Kühlvorrichtung kann optimiert werden, um bei geringen Pumpleistungen zu arbeiten, wodurch die Energie verringert wird, die zum Betreiben des Systems notwendig ist.
Vorstehende Lösungen ermöglichen eine homogene Kühlleistung über eine ausgedehnte Fläche hinweg (ΔT < ±0,2 K), die ohne weiteres skaliert werden kann.
Die Zuverlässigkeit der Packung kann ebenfalls betrachtet werden. Eine Lösung unter Verwendung von Silicium als einem Substratmaterial ermöglicht eine gute Übereinstimmung des thermischen Ausdehnungskoeffizienten zwischen den PV-Zellen (typischerweise Germanium) und der Kühlvorrichtung, was eine mechanische Beanspruchung an den Zellen verringert. Eine Verwendung von Silicium ermöglicht des Weiteren eine Verwendung von MEMS-Prozessen, um die Oberfläche der Kühlvorrichtung zu strukturieren und Messfühler in der Kühlvorrichtung zu implementieren (Temperatur, Strahlung, Druck ...).
Ein Minimieren der Pumpleistung, während die Homogenität der Temperatur über die Oberfläche der Kühlvorrichtung hinweg maximiert wird, können beide mit einem effizienten Verteiler erreicht werden, wie beispielsweise vorstehend beschrieben, d. h. einem hierarchischen Fluid-Verteilungs-/Sammel-System mit zwei Hauptpfaden (Fluid-Einlass und -Auslass).
Eine schichtweise Ausführung von Verteilungskanälen (Verteiler) und Injektionsöffnungen (Düsen) ermöglicht:

– ein Verwenden unterschiedlicher Materialien und Herstellungsverfahren, um den breiten Bereich von Strukturabmessungen abzudecken (z. B. von 20 um bis 20 mm oder mehr);
– ein Verwenden unterschiedlicher Materialien, was wiederum ein Erreichen einer geringen thermo-mechanischen Spannung in der Kühlschicht ermöglicht, was die Lebensdauer der Packung erhöht; und
– Skalierbarkeit.

Die Kühlvorrichtungs-Packung wird vorzugsweise unter Verwendung einer MEMS-Technologie hergestellt, welche die Definition und das Bearbeiten von Mikrostrukturen, Batch-Prozessabläufe, Bond-Techniken, eine Integration von Messfühlern etc. ausnutzt.
In Bezug auf die 1, 4 oder 5 weist diese Packung typischerweise auf:

– eine Schicht 21 auf der Oberseite, die aufweist:
– PV-Zellen 211, die ein Modul 212 mit mehreren Chips bilden, wobei die PV-Zellen mittels elektrischer Zwischenverbindungen verbunden sind (siehe nachstehend);
– Bypass-Elektroden 213; und
– eine elektrische Schicht (214), welche die unteren Elektroden der PV-Zellen verbindet.
– Schicht 21 kann des Weiteren enthalten:
– eine Sensorschicht mit einem Netzwerk von resistiven Temperatur-Einheiten, um die Temperatur über die gesamte Packung hinweg genau am Boden der PV-Zelle aufzuzeichnen (nicht gezeigt);
– eine Isolationsschicht, um die Sensorschicht von der elektrischen Schicht zu isolieren (nicht gezeigt);

Diese Schichten werden typischerweise unter Verwendung von Dünnschicht-Abscheidungstechniken ebenso wie von galvanischen Prozessen bearbeitet. Lötmittel können ebenfalls mittels eines galvanischen Prozesses oder irgendeines herkömmlichen Prozesses angebracht werden, wie Siebdrucken.
In den Sub-Kühlschichten können mittels DRIE Mikrokanäle hergestellt werden, um eine Wärmeabführung zu verbessern. Diese Kanäle können auch unter Verwendung mehrfach zerteilender Sägen hergestellt werden. In einer Sub-Öffnungsschicht (z. B. sL₃₁ in 1): Öffnungen können mittels DRIE hergestellt werden. Druckgießen und weitere Massen-Herstellungsprozesse können ebenfalls dazu verwendet werden, eine derartige Sub-Schicht herzustellen.
Eine Modulpackung mit mehreren Chips, die eine Kühleinheit beinhaltet, wie vorstehend beschrieben, weist vorzugsweise auf:

– Solarzellen mit Dreifach-Übergang mit einer hohen Leistungsfähigkeit (oder ”3JPV”, kommerziell erhältlich), die mit einem minimalen Abstand zueinander auf ein Substrat gelötet sind;
– eine Kühlvorrichtungs-Packung (oder Wärmesenke), die aufweist:
– einen mikro-maschinell hergestellten Silicium-Wafer 24, d. h. einen Wärmetauscher und Träger eines elektrischen Netzwerks, mit
– einer mikro-maschinell hergestellten Wärmetransfer-Struktur auf der Unterseite, die Kanäle aufweist (wie beispielsweise CPt_t1311 in 1 oder 4);
– integrierte Temperatursensoren;
– ein elektrisches Netzwerk, das aus elektrisch leitfähigen Pads (214) besteht, die mit der unteren Elektrode einer PV-Zelle verbunden sind.
– Ein Verteilersystem für eine Fluid-Verteilung und -Sammlung mit:
– einem Substrat, das eine Sub-Öffnungsschicht sL₄₁ und eine Sub-Verteilerschicht sL₃₂ kombiniert; und
– einem Substrat mit einer Sub-Öffnungsschicht sL₃₁. Mit einer derartigen (spezifischen) Auslegung können zwei Sub-Schichten in einem einzigen Substrat kombiniert werden, um den spezifischen Prozess eines doppelseitigen DRIE auszunutzen. Wird dies so ausgeführt, kann die Anzahl von Komponenten und Grenzflächen verringert werden. Im Allgemeinen werden Schichten kombiniert, wenn es der Prozess und die Auslegung erlauben, um die Herstellungskosten zu verringern.
– Elektrische Zwischenverbindungen (die das leitfähige Pad 214, eine Verbindung 216 etc. beinhalten), die im Fall einer parallelen Verbindung eine obere Elektrode einer Zelle mit einer oberen Elektrode einer anderen Zelle verbinden oder die im Fall einer seriellen Verbindung (siehe nachstehend, Draht-Bond mit 300 μm, gelötetes oder geschweißtes Cu-Band oder Leitungsrahmen) eine obere Elektrode einer Zelle mit einem elektrisch leitfähigen Pad 214 verbinden, das wiederum mit der unteren Elektrode einer anderen Zelle verbunden ist.
– Einen Träger 251 für eine mechanische Auflage und Grenzfläche zu einem größeren System mit einer:
– Schicht eines Verteilers (die beide Ebenen L₁ und L₂ enthält), die aus einem Polymer, einem Metall, aus Komposit-Materialien etc. besteht.

In Bezug auf 5 weist eine Empfänger-Packung mit einem Modul mit mehreren Chips typischerweise zusätzlich zu Komponenten, die zuvor beschrieben wurden, eine Abschirmung 215 auf, um Komponenten zu schützen, die keiner Strahlung ausgesetzt werden sollen. Darüber hinaus verkapselt die Abschirmung die Packung der PV-Zelle, um sie gegen Staub, Feuchtigkeit etc. zu schützen. Die Abschirmung weist des Weiteren ein Abdeckungs-Fenster 215a auf, das dazu verwendet werden kann, bei Bedarf Strahlung zu filtern, siehe Abschnitt 2.2. Abschirmungs-Wände 215b können als sekundäre Reflektoren verwendet werden, um eintretende Strahlung zu homogenisieren. Die Abschirmung weist ein Wärmerückgewinnungssystem auf, das in Serie mit der Kühlschleife oder mit einem separaten Wärme-Kreislauf gekoppelt sein kann, wie in dem nächsten Abschnitt 2.2 detailliert beschrieben.
2.2. Photovoltaische solarthermische hybride Empfänger
Im Unterabschnitt 2.2.1 werden Hauptaspekte (und Varianten) der hybriden Empfänger erörtert. Unterabschnitt 2.2.2 betrifft Details der Ausführung, Anwendungen, Betriebsverfahren etc.
2.2.1. Hauptaspekte und Varianten
In Bezug auf die 6 bis 10 werden nunmehr neuartige photovoltaische solarthermische hybride Solar-Empfänger 20 beschrieben. In jedem Fall weisen die hybriden Empfänger als erstes einen thermischen Kollektor 22 auf. Der letztere erstreckt sich in einer ersten Ebene 220, wobei diese Ebene typischerweise eine Hauptausdehnungsebene des thermischen Kollektors ist, d. h. die Ebene, auf der die Strahlung empfangen und eingefangen werden kann. Der Ort der ersten Ebene ist vorzugsweise auf der Ebene der mittleren Ebene des thermischen Sammel-Panels des Kollektors, wie in den 8 oder 9 anschaulich dargestellt. Diese thermische Ebene kann daher auch als eine 'Abschirmung' bezeichnet werden, wie es an einigen Stellen nachstehend getan wird. Darüber hinaus weist der thermische Kollektor eine Apertur 68 auf.
Die Empfänger 20 weisen des Weiteren ein photovoltaisches Modul 21 auf. Ein derartiges Modul ist dafür ausgelegt, im Betrieb eine elektrische Ausgangsleistung P_o zu liefern, wie per se bekannt. Das Modul weist insbesondere eine photoaktive Fläche 212 auf, die sich in einer zweiten Ebene 210 erstreckt. Die letztere ist typischerweise eine Hauptausdehnungsebene der Fläche 212, z. B. die mittlere Ebene der photoaktiven Ebene des Moduls. Sie ist des Weiteren vorzugsweise parallel zu der ersten Ebene, sowohl aus Gründen der Einfachheit als auch aus Gründen der Effizienz, wenngleich Parallelität durchaus nicht eine Anforderung ist. In sämtlichen Fallen befindet sich die zweite Ebene 210 in einem Abstand 232 (siehe 8 oder 9) zu der ersten Ebene 220, und die Fläche 212 befindet sich gegenüber der Apertur 68. Die Projektion der Apertur, d. h. senkrecht zu der zweiten Ebene 210, entspricht der photoaktiven Fläche (oder entspricht ihr im Wesentlichen). Hierbei bedeutet 'im Wesentlichen', dass die photoaktive Fläche 80 bis 100% der projizierten Fläche der Apertur repräsentieren kann.
Der vorstehende Entwurf, bei dem die Ebene 210 entfernt von der Ebene 220 ist und die Fläche 212 gegenüber der Apertur 68 festgelegt ist, ermöglicht ein problemloses Variieren eines Verhältnisses der Strahlenexposition des photovoltaischen Moduls 21 zu dem thermischen Kollektor 22, z. B. mittels einfachen Verschiebens der Einheit senkrecht zu der Ebene 210 in Bezug auf einen Brennpunkt oder eine Brennebene der Strahlung. Diese Einheit macht es demgemäß möglich, rasch von einer Lieferung von PV-Leistung zu einer Speicherung von thermischer Leistung ”umzuschalten”.
Ein weiterer Vorteil besteht darin, dass: wenn der Lichtstrahl defokussiert ist, die elektrische PV-Abgabe kleiner wird, die thermische Abgabe auf dem vorderen Zielbereich jedoch größer ist. Es kann sich daher sogar mit einer fehlerhaften Ausrichtung ein Vorteil anschließen. Somit kann eine weniger präzise Nachführvorrichtung und eine höhere maximale optische Konzentration mit einem kostengünstigeren Spiegel erreicht werden.
Darüber hinaus können der thermische Kollektor und das photovoltaische Modul so konfiguriert sein, dass sie periphere Bereiche des photovoltaischen Moduls vor Strahlung schützen, die den thermischen Kollektor trifft. Und zwar kann der thermische Kollektor so entworfen werden, dass er periphere Bereiche der Hauptebene des photovoltaischen Moduls schützt und wenigstens teilweise Strahlung abschirmt, die von einer Lichtquelle an dem photovoltaischen Modul empfangen wird, z. B. um passive Dioden oder passive Komponenten in dem photovoltaischen Modul zu schützen.
Ein hybrider Empfänger weist des Weiteren vorzugsweise einen ersten Wärme-Kreislauf-Anteil (Bezugszeichen 71a in den 8 oder 9), der mit dem photovoltaischen Modul (an der Rückseite desselben) thermisch verbunden ist, sowie einen zweiten Wärme-Kreislauf-Anteil (72a) auf, der mit dem thermischen Kollektor thermisch verbunden ist. Die Kreislauf-Anteile können mit jeweiligen Wärme-Kreislauf-Anteilen verbunden sein, typischerweise geschlossen, wie nachstehend zu erörtern ist. Die Kreislauf-Anteile 71a und 72b können bei Bedarf thermisch voneinander isoliert sein. Der Anteil 71a oder 72a oder beide Anteile 71a und 72a können zum Beispiel als eine Kühleinheit ausgeführt sein, wie beispielsweise zuvor in Abschnitt 2.1 beschrieben, siehe z. B. Bezugszeichen 25 in den 1 oder 4.
Typischerweise ist der erste Kreislauf-Anteil 71a in einen ersten Wärme-Kreislauf 71 eingefügt, der so konfiguriert ist, dass er den PV-Empfänger kühlt, und der zweite Kreislauf-Anteil 72a ist in einen zweiten Kreislauf 72 eingefügt, der unabhängig von dem ersten Kreislauf ist und seinerseits mit einem thermischen Speicher verbunden ist, um einem Zweck zu dienen, der in dem nächsten Abschnitt beschrieben wird. In Varianten können der erste Anteil 71a und der zweite Anteil 72a in einem gleichen Wärme-Kreislauf thermisch in Serie verbunden sein, der weiteren Beschränkungen unterworfen ist, die später zu erörtern sind. Der Vollständigkeit halber zeigen die 8, 9 Einlass-/Auslass-Kreislauf-Abschnitte 71i, 71o, 72i, 72o von jeweiligen Kreisläufen 71, 72.
Der Abstand 232 ebenso wie der Abstand 231 zwischen der Fläche 212 und einem unteren Ende 68a der Apertur 68 sind beide von einer Anzahl von Entwurfs- und System-Optionen abhängig, die später detailliert erörtert werden (gewünschte Isolation, Abmessungen der Kreislaufführung, Vorhandensein eines Homogenisators, ein Filter, ein Konzentrator und Eigenschaften desselben, Verschiebungsgeschwindigkeit und gewünschte Reaktivität des Systems etc.).
Das Ende 68a der Apertur 68, das der photoaktiven Fläche 212 am nächsten liegt, wird zum Beispiel vorzugsweise in einem (kleinen) Abstand von dieser Fläche 212 gehalten, wie in 8 dargestellt, um eine thermische Isolation sicherzustellen. Typischerweise befindet sich dieses Ende der Apertur 68 in einem Abstand, der größer als oder gleich 0,2 mm ist, was bereits ausreichen kann, um den thermischen Kollektor von dem PV-Empfänger zu isolieren, wie Tests gezeigt haben (als isolierendes Medium kann Luft verwendet werden). In Abhängigkeit von der Abmessung des PV-Moduls und der verwendeten Temperatur des Kühlkreislaufs ist es jedoch möglich, dass dieser Abstand größer als oder gleich 0,5 mm sein muss und/oder dass ein anderes isolierendes Material verwendet werden kann. Auf der anderen Seite ist dieser Abstand vorzugsweise kleiner als oder gleich 3,0 mm. Allerdings ist zu erkennen, dass diese Lücke klein genug sein muss, so dass Licht nicht ”entkommen” kann. Und zwar weist Licht, das aus der Apertur austritt, einen definierten Winkel auf, der vorstehende Abstand ist daher klein genug ausgelegt, so dass austretende Strahlen die Peripherie der aktiven Fläche nicht treffen. In Abhängigkeit von weiteren Spezifikationen der Einheit kann dieser Abstand bevorzugter kleiner als oder gleich 2,0 mm sein, und noch bevorzugter 1,0 mm. Die begleitenden Figuren sind ersichtlich nicht maßstabsgetreu, wenigstens nicht in Bezug auf jedes gezeigte Element.
Nunmehr ist erkennbar, dass, da (i) minimale thermische Kreislauf-Abschnitte typischerweise einen Durchmesser von 5 mm aufweisen und sich (ii) das Ende 68a in einem Abstand befindet, der größer als 0,2 mm ist, der minimale Abstand 232 dann größer als 2,7 mm sein muss. Wird stattdessen ein Kreislauf-Durchmesser von 6 mm verwendet, würde das diesen Wert auf 3,2 mm bringen. Dieser minimale Abstand wird erhöht, wenn darüber hinaus ein Zwischen-Homogenisator verwendet wird (z. B. wenigstens 10 mm, optimalerweise 60 mm lang für eine Apertur von ungefähr 35 × 35 mm und einen Einfallswinkel des Lichts von 53°, dem Außenzonenwinkel der Parabolschüssel). Allgemeiner ist der minimale Abstand 232, 8, wenn kein Homogenisator bereitgestellt wird, durch die Abmessungen des thermischen Kollektors festgelegt (der den thermischen Kreislauf 72a, Panele etc. beinhaltet).
Es ist anzumerken, dass der thermische Kollektor 22 in Abweichung zu den 8 oder 9 einen sich verjüngenden Apertur-Abschnitt aufweisen kann, d. h. mit einem nicht konstanten Querschnitt. In jenem Fall entspricht das Ende 68a der Apertur 68 einer kleinsten Querschnittsfläche des nicht konstanten Querschnitts.
Wie zuvor hervorgehoben kann der thermische Kollektor des Weiteren ein oder mehrere Spiegelelemente 74 (siehe die 6, 7 oder 9), zum Beispiel einen Licht-Homogenisator oder allgemeiner eine Optik, d. h. eine Sekundär-Optik (über einen Konzentrator hinaus), in einem Zwischenabschnitt 75 zwischen der ersten Ebene 220 und der zweiten Ebene 210 aufweisen. Derartige Spiegelelemente können so konfiguriert sein, dass sie eintretendes Licht 90a bis c in spezifischer Weise reflektieren und das reflektierte Licht 90b bis c auf die photoaktive Fläche 212 verteilen, wie in 9 dargestellt. Spiegelelemente können zum Beispiel so konfiguriert sein, dass sie die reflektierte Strahlung 90b bis c homogenisieren und/oder weiter auf die Fläche 212 bündeln. Zu diesem Zweck bestehen einfache Möglichkeiten darin, dass wenigstens drei oder vier Spiegelelemente 74 vorliegen, die einen geschlossenen hohlen Abschnitt 75 bilden, wie in den 6, 7 oder 9 anschaulich dargestellt. Es kann aber ein einzelner röhrenförmiger Spiegel verwendet werden.
Das eine oder die mehreren Spiegelelemente 74 sind vorteilhafterweise mit dem zweiten Wärme-Kreislauf-Anteil 72a thermisch verbunden, um so beispielsweise einem entsprechenden Wärme-Kreislauf Nutzen zu bringen. In jenem Fall werden optimale Resultate erhalten, wenn wenigstens ein Teil des Kreislauf-Anteils 72a um die Spiegelelemente herum gewickelt ist, wie in den 9 oder 10 gezeigt. Die benötigte Kreislaufführung kann zum Beispiel geeignet gegossen oder in einem isolierenden Körper angeordnet sein, wie aus 7 besser ersichtlich, in der Abschnitte 72a1 bis 7 des zweiten Wärme-Kreislauf-Anteils sichtbar sind.
Interessanterweise weist der thermische Kollektor des Weiteren ein Bandpassfilter 76 auf (siehe die 7 oder 9), z. B. auf der Ebene eines oberen Endes der Apertur 68 und in die Apertur eingepasst, um spezifisch eine Bandbreite auszuwählen, bei welcher der Umwandlungswirkungsgrad der PV-Zellen optimal ist. Ein Durchlassbereich, der für Zwecke optimal ist, die später beschrieben werden, beträgt 350 bis 1.500 nm, d. h. er entspricht dem Spektrum, in dem bevorzugte PV-Zellen einen Umwandlungswirkungsgrad von mehr als 80% aufweisen. Bevorzugte PV-Zellen sind typischerweise Solarzellen mit mehreren Übergängen, z. B. unter anderen von Boing Spectrolab, Emcore, Azur Space.
Vorteilhafterweise kann das Filter so ausgelegt werden, dass es Strahlungs-Wellenlängen außerhalb des Durchlassbereichs thermisch absorbiert, d. h. dass es wiederum einem Wärme-Kreislauf, vorzugsweise dem zweiten Wärme-Kreislauf 72, in Form einer thermischen Energie höheren Grades Nutzen bringt.
In dieser Hinsicht kann das Filter einen ausgesparten Hohlraum, der mit einem Kühlfluid 77 gefüllt ist (siehe 7), in Fluid-Verbindung mit einem Wärme-Kreislauf aufweisen, z. B. dem Kreislauf 72. Weitere Optionen werden später erörtert.
Als nächstes können hybride Empfänger 20, wie beispielsweise vorstehend beschrieben, vorteilhaft in einer Vorrichtung 10 verwendet werden, wie beispielsweise in 10 (oder schematischer in den 12 oder 13) anschaulich dargestellt. Eine derartige Vorrichtung weist des Weiteren einen Konzentrator 27 auf. Der letztere ist so ausgelegt und konfigurierbar, dass er Strahlung in Richtung eines optischen Fokus 80 bündelt, wie per se bekannt. Der optische Fokus 80 ist ein Bereich einer maximalen Intensität von gebündeltem Licht, der z. B. sich in Abhängigkeit von jeweiligen Ausführungen im Wesentlichen in einem kleinen Volumen befindet oder auf die Nähe zu einer Ebene beschränkt ist, z. B. eine Ebene 80.
Die Vorrichtung (oder die Konzentrator-Einheit selbst) weist des Weiteren positionierende Mittel 27a, 27b, 30 auf, die verschiedene Aufgaben haben können. In dieser Hinsicht kann der Empfänger und/oder der Konzentrator über die positionierenden Mittel verschiebbar in der Vorrichtung angebracht sein.
Die positionierenden Mittel können zum Beispiel so konfiguriert sein, dass sie ein Verhältnis der Intensität einer Strahlung 90b, c, die an dem photovoltaischen Modul empfangen wird, zu der Intensität einer Strahlung 90a ändert, die an dem thermischen Kollektor empfangen wird. Aufgrund ihrer relativen Abmessungen ist es wahrscheinlich einfacher, über die positionierenden Mittel 30 eher den hybriden Empfänger als den Konzentrator verschiebbar in der Vorrichtung 10 anzubringen. Der Empfänger kann des Weiteren in Bezug auf den optischen Fokus 80 verschiebbar sein. Demgemäß sind der Empfänger und/oder der Konzentrator mittels der positionierenden Mittel von einer Position, in der sich das photovoltaische Modul 21 in dem optischen Fokus 80 befindet, in eine Position verschiebbar (z. B. entlang einer bi-direktionalen Achse 84), in der sich der thermische Kollektor 22 in dem optischen Fokus befindet.
Ein Ändern des vorstehend gerade hervorgehobenen Intensitätsverhältnisses wird demgemäß sehr problemlos erzielt, z. B. über eine einfache Verschiebung des Empfängers und/oder des Konzentrators. In dieser Hinsicht können die positionierenden Mittel in einfacher Weise ausgeführt werden als eines von: einem linearen Aktuator, wie beispielsweise einem Zahnstangenritzel; oder einem Gefährt, wie beispielsweise einem Gefährt mit Rädern, einem Gefährt mit Ketten oder einem Gefährt auf Schienen, die zum Beispiel allgemeiner einen Rollwagen, einen Waggon etc. aufweisen, wobei die positionierenden Mittel 30 vorzugsweise eine bidirektionale Bewegung entlang einer Achse 84 senkrecht zu der zweiten Ebene 210 ermöglichen. Die Mittel 30 sind spezifisch vorzugsweise der Aufgabe, das vorstehende Verhältnis zu ändern, und möglicherweise lediglich jener Aufgabe gewidmet. Übliche Nachführsysteme ermöglichen während des Betriebs keine geeignete bidirektionale Bewegung entlang der Achse 84. In der Tat wird in früheren Systemen die Position des Empfängers während eines Setups verfeinert, ist dann jedoch für übliche Systeme während der Lebensdauer des Systems (definitiv) fest.
Nun kann der Konzentrator 27 oder eines oder mehrere der Elemente 271 desselben des Weiteren über weitere positionierende Mittel 27a, 27b, wie in den 10, 12 und 13 schematisch dargestellt, verschiebbar in der Vorrichtung angebracht sein.
Die 12 bis 13, die vereinfachte Darstellungen von zwei hybriden Systemen sind, stellen die Variation der Spot-Geometrie an dem Empfänger dar. In jedem Fall repräsentiert die obere Zeichnung eine Konfiguration, für die der Spot auf der Ebene des Empfängers fokussiert ist, während der Spot in der unteren Zeichnung defokussiert ist. Darüber hinaus wird in 12 ein klassischer parabolischer Konzentrator (Spiegel) 27 verwendet, während der Konzentrator in 13 eine Vielzahl von Spiegeln 271 aufweist, die mittels der jeweiligen positionierenden Mittel 27b angesteuert werden können, um die Spot-Geometrie auf der Ebene des Empfängers zu ändern (210 oder 220 in den 8 bis 9).
Wie schematisch dargestellt, kann die Spot-Geometrie auf einer Ebene des Empfängers geändert werden durch:

– 12: Verschiebung des Empfängers entlang der optischen Achse 84, z. B. in einem rotationssymmetrischen parabolischen Konzentrator, ob ein Homogenisator involviert ist oder nicht; und/oder
– 13: Ändern der Form des primären Konzentrators zum Beispiel mittels Kippen von einem oder mehreren (flachen) Elementen 271 eines Spiegels mit Facetten.

Darüber hinaus kann der Spot durch Ändern der Krümmung des Hauptspiegels oder derjenigen der sekundären Optik in einer gefalteten Strahlanordnung defokussiert werden.
Wie vorstehend angedeutet, kann der Empfänger auf einer verschiebbaren Plattform angebracht sein, um das Empfängermodul 20 aus dem Fokus heraus zu verschieben. Die Plattform kann mittels einer Achse und eines Schrittmotors betätigt werden, die ihrerseits in einer festen Position in Bezug auf die Brennebene des Konzentratorsystems angebracht sind. Diese einstellbare Einheit zum Positionieren des Empfängers stellt ein Steuerelement 30 dar, das in 10 symbolisch durch das Bezugszeichen 30 repräsentiert ist. Alternativ kann die Plattform mit dem Empfänger unter Verwendung eines hydraulisch oder pneumatisch betätigten Kolbens verschoben werden.
16 zeigt typische Querschnitte der Intensitätsverteilung (normierte Intensität) auf der Ebene des PV-Empfängermoduls (Bezugszeichen 220 in den 8 bis 9), wenn ein rotationssymmetrischer primärer parabolischer Konzentrator verwendet wird, für ein Empfängermodul, das entlang der optischen Achse des Systems verschoben wird. Die x-Achse repräsentiert einen Abstand r (mm) entlang eines Abschnitts, der durch die Apertur hindurch verläuft, wobei r = 0 einer Mitte der Apertur entspricht (typischerweise ein Symmetriemittelpunkt). Das dunklere graue Kästchen entspricht der Apertur, während die helleren grauen Kästchen die Abschirmung bezeichnen, d. h. das thermische Panel des Kollektors 22, das sich parallel 220 zu der Ebene 220 des PV-Empfänger-Moduls erstreckt. Wie durch die verschiedenen Kurven angezeigt, die in 16 dargestellt sind, kann ein Lichtstrahl derart fokussiert werden, dass sich die Strahlungsintensität hauptsächlich oder im Wesentlichen innerhalb einer Zone verteilt, die der Apertur entspricht (diese Intensität wird demgemäß dank der PV-Zellen in elektrische Leistung umgewandelt). Ein Defokussieren des Spots (oder ein Ändern der Spiegelform/der Spiegelelemente) resultiert in einer Verbreiterung des Intensitätsprofils derart, dass Strahlung im Wesentlichen an der Abschirmung eingefangen wird.
In jener Hinsicht wird die Abschirmung 22a (6 bis 9) vorzugsweise beträchtlich größer als die Apertur 68 gemacht. Typischerweise spiegeln die Abmessungen der Apertur (z. B. zwischen 10 × 10 und 30 × 30 mm) jene des PV-MCM wider, während die Gesamtabmessung der Abschirmung 200 × 200 mm oder mehr erreichen kann (z. B. 500 × 500 mm).
17 zeigt die Gesamtstrahlungsintensität (normierte Leistung), die von dem thermischen Kollektor (gestrichelte Linie) und dem PV-Empfänger (durchgezogene Linie) eingefangen wird, während das Element entlang der optischen Achse (Abstand d (mm) auf der Abszisse) in Richtung des primären Konzentrators verschoben wird. Typischerweise können ~30% der Solarstrahlung, die den PVT-Empfänger erreicht, in elektrische Energie umgewandelt werden, während die verbleibenden 70% als Wärme eingefangen werden können, was zusammen mit der Strahlungsintensität, die von dem thermischen Kollektor eingefangen wird, zu einem Speichersystem beiträgt. Der Entwurfspunkt des Systems wird vorzugsweise auf zwischen 90 bis 20% der Last auf dem PVT-Empfänger gesetzt.
2.2.2. Weitere Varianten, spezifische Ausführungsdetails und Anwendungen
Es kann eine Anzahl von konzeptionellen Varianten ins Auge gefasst werden. Zum Beispiel:

– Der thermische Kollektor kann eine konische Form aufweisen;
– der thermische Kollektor und der Homogenisator können ein und dasselbe Element sein, das mit einer geeigneten Form bereitgestellt wird, um sowohl Solarstrahlung einzufangen als auch reflektiertes Licht nach Eignung auf den PV-Empfänger zu verteilen/zu bündeln;
– bei Verwenden eines flachen Spiegelkonzentrators mit Facetten (wie in 13) können einige der Facetten feststehend sein, andere können verschoben werden;
– Facetten des Primärspiegels können geneigt sein, um Licht zurück auf die Peripherie des Empfängers 20 zurück zu leiten, wo das thermische Empfängerpanel angeordnet ist.

Weitere Varianten können beinhalten:

– Lichtkegel, die mit Kühlung (hohe Temperatur) direkt auf den PV-Chips aufsetzen, die inaktive Oberflächen auf dem 3JPV-Chipfeld beseitigen. Derartige Kegel sind derart angeordnet, dass sie jenes Licht, das ansonsten Kontakt-Pads der Solarzellen und die Lücke zwischen diesen treffen würde, zurückleiten. Licht wird auf die photoaktive Fläche zurückgeleitet, wodurch die elektrische Effizienz des Systems erhöht wird;
– ein vorderes Elektrodengitter mit reflektierenden Oberflächen, um ein Abschatten der sensitiven PV-Oberfläche zu verhindern;
– Antireflexoberflächen, die z. B. Mottenaugenmuster kombiniert mit einem vorderen Elektrodengitter verwenden, was zu der Wellenlängenfilterfunktion beiträgt, indem UV-Lichtblaues Licht zu dem Homogenisator zurück reflektiert wird, um den allgemeineren Funktionen einer Steigerung der Adsorption und einer Filterung zu dienen, wie zuvor angedeutet;
– schaltbare Absorber in Abhängigkeit von der Feuchtigkeit (eine hohe Feuchtigkeit und früher Morgen/später Abend vergrößern eine Rotverschiebung und unterlasten eine blaue Diode);
– zusätzliche Rot-Absorber etc.

Die verschiedenen Elemente, die vorstehend in Bezug auf hybride Empfänger angeführt wurden, können auf verschiedene Weisen vorteilhaft kombiniert werden. Zum Beispiel kann eine exergetische Rückgewinnung optimiert werden, wenn eine separate Kühlschleife 71 für das Kühlen 25 des Empfängers mit mehreren Chips und für das Kühlen 72 des Homogenisators und der Abschirmung vorliegt. Wie erläutert, kann eine elektrische Abgabe gesteuert werden, in dem der Aufbau entlang der optischen Achse dichter zu dem Spiegel hin und von der Brennebene weg verschoben wird. Eine Exergie-Optimierung kann des Weiteren ein wellenlängenselektives reflektierendes Filter verwenden, um eine Belichtung der PV-Chips, z. B. Multichip-Modul(oder MCM)-Triple-Junction-Chips, mit Licht zu vermeiden, das sie nicht umwandeln können (UV und fernes IR). Die inaktive Fläche zwischen den Chips wird vorteilhafterweise verringert, wenn dreieckige Reflektoren vorliegen, die auf den vorderen Elektroden und dem Verbindungsgitter angeordnet sind (der Klarheit halber nicht gezeigt).
Ein Szenario für eine gesendete Lieferung von elektrischer Leistung mittels eines CPVT-Systems, wie es hierin ins Auge gefasst wird, kann zum Beispiel unter Bezugnahme auf 18 kurz beschrieben werden. 18 zeigt drei Kurven, die darstellen:

– durchgezogene Linie: der Peak des Leistungsbedarfs am Morgen und der Peak des Bedarfs am Abend;
– gepunktet (Gauss-artige Kurve): eine typische PV-Entwurfsleistung für 2 Stunden mit einem Maximum um 13:00 herum;
– kurz gestrichelt: eine typische CPV-Entwurfsleistung für 6 Stunden; und
– gestrichelt: Entwurfsleistung für 8 bis 9 Stunden, wie sie dank Ausführungsformen der Erfindung erreicht werden kann.

Eine Entwurfsleistung für 8 bis 9 Stunden kann tatsächlich erreicht werden, d. h. eine Ausgangsleistung kann nunmehr über 8 bis 9 Stunden anstatt nur über 2 Stunden wie für flache PV aufrechterhalten werden. Im Besonderen kann der hybride Empfänger aus der Brennebene heraus verschoben werden, um die optische Intensität zu verringern, wie zuvor erläutert. Eine Rückkopplungsschleife kann den Empfänger zurück in die Brennebene verschieben, um einen temporären Strahlungsverlust (z. B. leichte Bewölkung) zu kompensieren oder um einem höheren Leistungsabgabebedarf zu begegnen, wie im nächsten Abschnitt detaillierter zu erläutern ist. Die überschüssige Energie wird dank des thermischen Kollektors und des zugehörigen Kreislaufs als Wärme gewonnen und dazu verwendet, den Peak-Bedarf am Morgen und am Abend zu überbrücken, z. B. unter Verwendung einer Rankine-Maschine mit gespeichertem heißem (und unter Druck gesetztem) Wasser (z. B. 150°C). In Abhängigkeit von der tatsächlichen Abmessung des thermischen Kollektors kann diese Temperatur nicht zu hoch sein, ansonsten würde dies zu Strahlungsverlusten von dem thermischen Kollektor mit großer Fläche führen.
Mehr Details hinsichtlich Betriebsverfahren und Systembeschreibung werden im nächsten Abschnitt angegeben.
2.3. Photovoltaische thermische hybride Systeme und Verfahren zum Betrieb derselben
Hauptaspekte (und Varianten) der hybriden Systeme und Betriebsverfahren werden im Unterabschnitt 2.3.1 erörtert. Der Unterabschnitt 2.3.2 betrifft spezifische Ausführungsdetails.
2.3.1. Hauptaspekte und Varianten
Der vorliegende Abschnitt ist auf Verfahren fokussiert, um photovoltaische thermische hybride Systeme zu betreiben. Ein Beispiel für ein hybrides System 10 ist in 10 gezeigt. Einige Komponenten oder Varianten dieses Systems sind in den 1 bis 9, 12 bis 15 sowie 19 bis 20 anschaulich dargestellt.
Bezugnehmend auf die 1 bis 20 im Allgemeinen und im Besonderen auf 11, beziehen sich die Verfahren allgemein auf ein System 10, das aufweist:

– einen hybriden Solar-Empfänger 20, wie beispielsweise in Abschnitt 2.2 beschrieben, d. h. bei dem der Empfänger ein photovoltaisches Modul 21 aufweist, das mit dem System 10 funktionell gekoppelt ist, um eine elektrische Ausgangsleistung Po zu liefern, z. B. für einen Nutzer von Leistung; und
– einen thermischen Kollektor 22, wie beispielsweise ebenfalls in Abschnitt 2.2 beschrieben. Für den Zweck des Ausführens von Verfahren, wie hierin beschrieben, ist es von Bedeutung, dass der Kollektor von dem photovoltaischen Modul getrennt (z. B. thermisch isoliert) sein muss. Darüber hinaus sind/ist das photovoltaische Modul und/oder der thermische Kollektor in dem System verschiebbar angebracht (z. B. auf einer Plattform).

Das System weist des Weiteren einen thermischen Speicher 42 des Kollektors auf. Wie ebenfalls zuvor erörtert, ist der letztere typischerweise über einen geschlossenen Wärmekreislauf 72 mit dem thermischen Kollektor 22 thermisch derart verbunden, dass Wärme, die an dem thermischen Kollektor eingefangen wird, in dem Speicher 42 gespeichert werden kann. In dieser Anmeldung bedeutet zwei Komponenten, die ”thermisch verbunden” sind, das gleiche wie zwei Komponenten, die ”thermisch gekoppelt” sind, d. h. Wärme kann von einer Komponente zu der anderen ausgetauscht werden.
Schließlich weist das System 10 positionierende Mittel 30 auf, die dafür geeignet sind, das photovoltaische Modul und/oder den thermischen Kollektor zu verschieben.
Als nächstes weisen die Betriebsverfahren einen Schritt auf (11, Schritt S30), die positionierenden Mittel 30 anzuweisen, das photovoltaische Modul 21 und/oder den thermischen Kollektor 22 zu verschieben, um ein Strahlungsintensitätsverhältnis zu ändern. Das Verhältnis vergleicht die Intensität der an dem PV-Modul 21 empfangenen Strahlung (11, Schritt S10) mit der an dem Kollektor 22 empfangenen Intensität (S10).
Es ist verständlich, dass derartige Verfahren einen Vorteil aus Einheiten ziehen können, wie beispielsweise in Abschnitt 2.2 beschrieben.
Ob die positionierenden Mittel 30 anzuweisen sind, das photovoltaische Modul 21 und/oder den thermischen Kollektor 22 zu verschieben, wird typischerweise bei einem Steuersystem/einer Steuereinheit 100 entschieden, wie beispielsweise in 20 anschaulich dargestellt. Dieses Steuersystem/diese Steuereinheit werden im nächsten Abschnitt detailliert beschrieben.
Es ist anzumerken, dass die Entscheidung S30 auf einem Bedarf an Leistung, wie berechnet, vorhergesagt etc., beruhen kann, jedoch auch auf einem thermischen Bedarf beruhen kann (wenigstens teilweise). Ein Leistungsbedarf ist die Leistung, die von dem Netz zu einem bestimmten Zeitpunkt benötigt wird, z. B. ein Peak am Nachmittag oder ein Peak am Abend.
Zum Beispiel im Besonderen bezugnehmend auf 11 können Daten, die auf einen elektrischen Leistungsbedarf P_D hinweisen, in einem Schritt S80 empfangen werden. Die Entscheidung S30 kann dann auf der Grundlage eines Vergleichs (Schritt S20, S22) der PV-Ausgangsleistung P_o (z. B. wie von dem PV-Modul geliefert) mit dem Leistungsbedarf ausgeführt werden.
Es ist anzumerken, dass der Leistungsbedarf in typischen Anwendungen AC ist, während die Ausgangsleistung DC ist. Somit weist das System 10 typischerweise einen Inverter 28 auf, siehe 10, durch den die Leistung vor einer Lieferung an den Nutzer der Leistung bearbeitet wird. In diesem Fall kann in Abhängigkeit von einer Logik des Systems 100 ein indirekter Vergleich notwendig sein (AC zu DC). Im Allgemein ist P_D stets eine AC-Leistung. Da ein DC/AC-Umwandlungsverhältnis oder eine Kalibrierungskurve üblicherweise bekannt sind, kann diese(s) ohne weiteres in die Rückkopplungsschleife integriert werden. Eine Umwandlung kann sich mit der Last (z. B. 98% bei 100% Last und 96% bei 50% Last) ändern, eine exakte Kalibrierungskurve steht jedoch üblicherweise zur Verfügung.
Im Besonderen kann die Entscheidung S30 getroffen werden, um das PV-Modul und/oder den Kollektor geeignet zu verschieben, um das Strahlungsintensitätsverhältnis zu verringern, wenn der Vergleich S20 darauf hinweist, dass die Ausgangsleistung P_o größer als der Leistungsbedarf P_D ist. Wenn tatsächlich P_o größer als P_D ist, ist erkennbar, dass ein unverändertes Belassen der Konfiguration des PV-Moduls im Vergleich zu dem Kollektor suboptimal ist. Im Gegensatz dazu kann die Konfiguration des Empfängers 20 mit einem Empfänger 20, wie beispielsweise vorstehend beschrieben, verändert werden, um ein thermisches Sammeln anstelle einer Umwandlung von elektrischer Leistung zu bevorzugen.
Nunmehr kann angewiesen werden (Schritt S24), die Ausgangsleistung P_o, die von dem PV-Modul 21 erzeugt wird, einem Nutzer der Leistung zuzuführen, um dem Leistungsbedarf P_D zu entsprechen, wenn P_o auf der Grundlage des Vergleichs, der in den Schritten S20, S22 durchgeführt wird, zu dem Leistungsbedarf P_D passt. In 11 bezeichnet P_d die tatsächlich gesendete Leistung (Schritt S24, S57 oder S52). Eine vollständige Beschreibung von 11 wird später angegeben.
Typischerweise sind derartige Vergleiche S20, S22 einer Toleranz unterworfen, die von der Kapazität, der Reaktivität etc. des Systems abhängig sind. Diese Toleranz kann empirisch eingestellt werden, z. B. auf der Grundlage eines Versuch-und-Irrtum-Prozesses. Außerdem werden hierin wiederum konsistente Leistungswerte verglichen (z. B. AC mit AC).
In dem System 10 können zusätzliche Komponenten bereitgestellt werden, um es weiter zu optimieren. Zum Beispiel kann das System 10 des Weiteren eine Wärmekraftmaschine 62 aufweisen, wie in den 14 bis 15 anschaulich dargestellt. Die Wärmekraftmaschine 62 ist mit dem thermischen Speicher 42 des Kollektors thermisch verbunden.
In jenem Fall weisen vorliegende Verfahren des Weiteren Schritte auf, welche die Wärmekraftmaschine 62 anweisen (11, Schritte S50, S56), einen Prozess einer Umwandlung von thermisch in elektrisch zu beginnen, um Wärme umzuwandeln, die in dem thermischen Speicher 42 des Kollektors gespeichert ist. Ob dies so durchzuführen ist, wird typischerweise auf der Grundlage der Vergleiche S20, S22 entschieden, d. h. wenn es sich herausstellt, dass P_o niedriger als der Leistungsbedarf P_D ist.
Es ist anzumerken, dass die Wärmekraftmaschine 62 irgendeine Art von Wandler von thermisch in elektrisch sein kann, der für die vorliegenden Zwecke geeignet ist, z. B. um einen Rankine-Zyklus zu durchlaufen, vorzugsweise einen organischen Rankine-Zyklus (ORC), der ein organisches Fluid, wie beispielsweise n-Pentan oder Toluol, anstelle von Wasser oder Dampf verwendet. Dies ermöglicht eine Verwendung von Wärmequellen mit einer niedrigeren Temperatur, die typischerweise bei etwa 70°C bis 90°C arbeiten, die jedoch noch besser bei höheren Temperaturen arbeiten, wie beispielsweise 120°C bis 150°C, wie gegenwärtig ins Auge gefasst. Geeignete Fluide können unter Hydrofluorchlorkohlenwasserstoffen (HCFC), Fluorchlorkohlenwasserstoffen (CFC), Perfluorkohlenwasserstoffen (PFC), Siloxanen, Alkoholen, Aldehyden, Ethern, Hydrofluorethern (HFE), Aminen, Fluidgemischen (zeotropen und azeotropen), anorganischen Fluiden ausgewählt werden. Beispiele sind: R245fa, R123, n-Butan, n-Pentan und R1234yf, Solkatherm, R134a, R600, Kohlenstoffdioxid, R152a, R600a, R290 etc. Ein Vergleich der kritischen Temperaturen der Fluide im Vergleich zu optimalen Betriebsbedingungen von Systemen, wie sie hierin ins Auge gefasst werden, ermöglicht ein Verfeinern der Wahl. Im Besonderen haben Experimente, die im Zusammenhang mit der vorliegenden Erfindung durchgeführt wurden, gezeigt, dass die Fluide R134a, gefolgt von R152a, R600, R600a und R290 die geeignetsten Fluide für Niedertemperaturanwendungen sind, die von einer Temperatur der Wärmequelle von unter 90°C betrieben werden. In Varianten wird auf einen thermoelektrischen Generator vertraut, der ohne Arbeitsfluid und bewegliche Teile Wärme in elektrische Leistung umwandelt. Gegenwärtig weisen thermoelektrische Generatoren jedoch für Konverter in der Größenordnung von kW bis MW einen geringeren Wirkungsgrad auf.
Ein Steuersystem (20, Bezugszeichen 100) mit Rückkopplungsschleife wird dazu verwendet, die elektrische Leistungsabgabe an den tatsächlichen erforderten Bedarf anzupassen, z. B. mittels einer Netzsteuerstation. 11 zeigt ein Beispiel für einen Hauptsteuerprozess für einen Leistungsverteilungsmodus. In diesem Beispiel ist die erzeugte elektrische Leistung die Hauptsteuerungsvariable und wird unter Verwendung des Systems, das den Empfänger positioniert, an den Bedarf angepasst. Die Positionierantwort liegt im Bereich von Sekunden, während der Beginn eines Rankine-Zyklus vorhergesagt und daher mit der gleichen Antwortzeit gehalten werden kann.
Noch wertvoller als die gesendete Leistung ist die Funktion von Netz-Serviceleistungen. Eine photovoltaische Einheit mit motorisierten Empfängern kann diese Funktion wahrnehmen, wenn eine Rückkopplungsschleife zwischen dem Phasenwinkel Φ in dem Netz (der auf die Lastsituation hinweist) und der Position des Empfängers geschlossen ist.
Je kleiner der Winkel Φ ist, desto mehr ist der Empfänger aus dem Fokus heraus verschoben; je größer der Winkel Φ ist, desto dichter ist der Empfänger zu dem Empfänger hin verschoben. Am wertvollsten sind Netz-Serviceleistungen, die sehr schnell reagieren können, d. h. innerhalb von Sekunden, eine Sache, die dank Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung erreicht werden kann.
In dieser Hinsicht kann ein Inverter einen Eingangsstrom in Millisekundenschnelle abschalten, z. B. in einer Situation, in der das Netz ausfällt (Blitzschlag oder physische Schädigung). In dieser Situation können die Empfänger 20 innerhalb von ein paar Sekunden in die Position mit minimaler Leistung verschoben werden; die Leistung kann somit in einem Leerlaufspannungs-Modus dissipiert werden. Die erzeugten Ladungen fließen zurück in die PV-Dioden, wobei der Mikrokanal-Kühleinheit eine thermische Last zugeführt wird. Demgemäß wird keine Schädigung an dem System induziert.
Als nächstes kann eine zusätzliche Optimierung an dem System 10 erreicht werden, wenn die Verfahren und Systeme zusätzliche Prozesse des Kunden integrieren. Zum Beispiel kann das Verfahren des Weiteren Schritte aufweisen, die eine Anweisung beinhalten (11, Schritt S42, S60), zusätzliche Prozesse auszulösen, um Wärme von dem thermischen Speicher des Kollektors zu dissipieren. Dies wird vorzugsweise in dem Schritt S42 entschieden, wenn ein Wärmespeicherschwellenwert des thermischen Speichers 42 des Kollektors erreicht wird.
Die zusätzlichen Prozesse sind vorzugsweise ein Entsalzungsprozess und/oder ein Adsorptions-Kühlprozess. Allgemeiner kann eine Vielfalt von Prozessen von Kunden integriert werden, z. B. ein Prozess des freien Kühlens oder ein Prozess, um Wärme für eine chemische Anwendung und/oder einen Prozess zu liefern, etc. Es ist jedoch erkennbar, dass ein Kombinieren von vorliegenden Systemen/Verfahren mit einem Entsalzungsprozess oder einem Adsorptions-Kühlprozess (z. B. Adsorption von Wasser) im Zusammenhang einen höheren Wert aufweist, wie beispielsweise in vorliegenden Ausführungsformen ins Auge gefasst wird, d. h. je höher die Niveaus der Solarstrahlung sind, desto höher ist der Wert der Arbeitsleistung eines Entsalzungs- oder Kühlprozesses.
Darüber hinaus kann das System 10, wie in 10 anschaulich dargestellt, des Weiteren einen ersten Wärme-Kreislauf 71 (typischerweise geschlossen) aufweisen, der das PV-Modul mit einem thermischen PV-Speicher 41 verbindet, wobei der letztere getrennt von dem thermischen Speicher 42 des Kollektors ist. Der thermische PV-Speicher 41 und der Kreislauf 71 werden dazu verwendet, das PV-Modul zu kühlen (es kann zum Beispiel eine Kühleinheit 25 genutzt werden, wie beispielsweise in Abschnitt 2.1 beschrieben). Es wird außerdem ein zweiter Wärme-Kreislauf 72 bereitgestellt (typischerweise ebenfalls geschlossen), der von dem ersten Wärme-Kreislauf 71 getrennt ist, der den thermischen Speicher 41 des Kollektors mit dem thermischen Kollektor 22 verbindet. Die Komponenten 41, 42 tauchen auch in den 14 und 15 auf.
Es ist anzumerken, dass das System in Varianten einen Wärme-Kreislauf aufweisen kann, der sowohl das PV-Modul als auch den thermischen Kollektor seriell mit einem thermischen Speicher derart verbindet, dass ein Fluid in einem einzelnen Wärme-Kreislauf zuerst das photovoltaische Modul erreicht, um es herunter zu kühlen, und im Anschluss den thermischen Kollektor erreicht.
Jeglicher der Wärme-Kreisläufe, die hierin ins Auge gefasst werden (ein einzelner Wärme-Kreislauf, wenn lediglich ein Kreislauf verwendet wird oder einer oder beide Kreisläufe, wenn getrennte Wärme-Kreisläufe verwendet werden) kann außerdem dazu verwendet werden, irgendeine Komponente in dem System zu kühlen. Demgemäß können ein Teil oder sämtliche der Komponenten, die Wärme dissipieren in der Schleife enthalten sein, wie beispielsweise um zu dem Energie-Wirkungsgrad des Systems beizutragen.
Als nächstes kann das System des Weiteren einen Wärmetauscher 61 aufweisen, wie in 14 gezeigt. Der Wärmetauscher 61 ist mit dem PV-Speicher 41 thermisch verbunden. Demgemäß kann er angewiesen werden, einem thermischen Nutzer 64 über den Wärmetauscher 61 Wärme zuzuführen, die in dem PV-Speicher 41 gespeichert ist.
Vorteilhafterweise ist der Wärmetauscher 61 des Weiteren mit dem thermischen Speicher 42 des Kollektors thermisch verbunden. In jenem Fall kann er angewiesen werden, dem Wärmetauscher 61 zusätzliche Wärme zuzuführen, die in dem thermischen Speicher 42 des Kollektors gespeichert ist, während dem thermischen Nutzer 64 über den Austauscher 61 Wärme zugeführt wird, die in dem PV-Speicher 41 gespeichert ist.
Der Wärmetauscher 61 kann in Wirklichkeit zwei Wärmetauscher in Serie aufweisen: Ein erster hebt die Temperatur an und ein zweiter transferiert Wärme zu dem Nutzer. Der zweite Wärmetauscher kann ein integraler Teil des thermischen Nutzers 64 sein.
Wie in 14 dargestellt, kann das System 10 des Weiteren einen weiteren Wärmetauscher 63 beinhalten, der mit der Wärmekraftmaschine 62 und dem thermischen Nutzer 64 thermisch verbunden ist. Vorteilhafterweise ist der thermische Nutzer 64 (Entsalzung, Adsorptions-Wärmepumpe) des Weiteren mit dem thermischen PV-Speicher 41 thermisch verbunden. Er kann des Weiteren über den Wärmetauscher 61 mit dem thermischen Speicher 42 des Kollektors verbunden sein. Dann kann das Verfahren außerdem einen Schritt aufweisen, der eine Anweisung beinhaltet (11, S60), dass die Wärmekraftmaschine einen Prozess einer Umwandlung thermisch in elektrisch von Wärme startet, die in dem thermischen Speicher 42 des Kollektors gespeichert ist, wobei der Wärmetauscher 63 als Pool mit niedriger Temperatur verwendet wird.
Der zusätzliche Wärmetauscher 63 kann mit der Wärmekraftmaschine 62 und dem thermischen Nutzer 64 verbunden sein, um für den Rankine-Zyklus einen Pool mit niedriger Temperatur bereitzustellen. Zum Beispiel:

– eine salzhaltige Beschickung kann direkt bei dem Nutzer 64 eingegeben werden (Schritt S64, 14), wobei in diesem Fall der Rankine-Zyklus Luft als einen Pool mit niedriger Temperatur verwenden kann; oder
– die salzhaltige Beschickung kann den Wärmetauscher 63 durchlaufen (bevorzugte Option, Schritt S63, 14) und dient somit als der Pool mit niedriger Temperatur, um einen Unterschied der Temperatur für den Rankine-Zyklus zu erhöhen.

Im Augenblick wird eine vollständige Beschreibung des Verfahrens von 11 angegeben. 11 entspricht einer speziellen Ausführungsform, die viele Aspekte der vorstehend erörterten Verfahren kombiniert:

– Schritt S10: auf dem thermischen Kollektor und/oder dem PV-Modul wird Solarstrahlung empfangen;
– Schritt S10: die tatsächliche P_o wird mit dem Leistungsbedarf P_D dank Daten verglichen, die sich auf den Leistungsbedarf beziehen, wie bei Schritt S80 empfangen (z. B. kann der Leistungsbedarf rasch variieren; ein entsprechender Datenfluss kann empfangen und bei der Einheit 100 verarbeitet werden, 20). Im Besonderen rückt der Prozess zu S30 vor, wenn es sich ergibt, dass P_o > P_D. Wie angegeben, ist dieser Vergleich vorzugsweise einer Had-Hoc-Toleranz und möglicherweise einem Timer unterworfen, um zu häufige Aktivierungen zu vermeiden. Wenn diese Bedingung nicht erfüllt ist (P_o ist nicht größer als P_D), rückt der Prozess zu S22 vor;
– Schritt S30: da P_o > P_D, werden positionierende Mittel angewiesen, das photovoltaische Modul und/oder den thermischen Kollektor zu verschieben, um das Strahlungsintensitätsverhältnis zu verringern und dadurch Strahlung zu bevorzugen, die an dem thermischen Kollektor eingefangen wird;
– Schritt S22: die Einheit 100 prüft, ob P_o = P_D, wobei in diesem Fall P_o gesendet werden kann, Schritt S24, um dem momentanen Leistungsbedarf nachzukommen (P_o = P_d). Wenn nicht, rückt der Prozess zu S50 vor;
– Schritt S50: die Einheit 100 überprüft, ob Wärme, die in dem Speicher 42 gespeichert ist, ausreicht, um eine Umwandlung von thermisch in elektrisch zu starten und dadurch dem Leistungsbedarf P_D nachzukommen;
– Schritt S56: wenn ja, wird der Umwandlungsprozess von thermisch in elektrisch gestartet; entsprechend erzeugte elektrische Leistung kann dann gesendet werden, Schritt S57, um dem momentanen Leistungsbedarf nachzukommen. Wenn notwendig, kann die elektrische Leistung, die durch die Umwandlung von thermisch in elektrisch erhalten wird, zu der zur Verfügung stehenden PV-Leistung P_o ”hinzugefügt” werden, um dem Bedarf nachzukommen. Bisher liegt die ”Abmessung” des thermoelektrischen Konverters typischerweise bei 10 bis 20% der maximalen Leistung, die das CPVT-System liefern kann. Dies ist in der Praxis ausreichend, um dem Bedarf während der Nacht nachzukommen, jedoch nicht während des Tages.
– Schritt S52: Wenn nicht (d. h., wenn die Wärme, die in dem Speicher 42 gespeichert ist, nicht ausreichend ist, um eine Umwandlung von thermisch in elektrisch zu starten), dann scheitert der Prozess dabei, dem Bedarf nachzukommen. Die zur Verfügung stehende PV-Leistung kann jedoch nichtsdestoweniger geliefert werden;
– Schritt S40: Da bei Schritt S30 die positionierenden Mittel das photovoltaische Modul und/oder den thermischen Kollektor verschoben haben können, um Strahlung zu bevorzugen, die an dem thermischen Kollektor eingefangen wird, kann Wärme in geeigneter Weise gespeichert werden (Schritt S40). Das momentane Niveau der Wärme, wie bei S40 gespeichert, wird als Eingabe für S50 verwendet;
– Schritt S42: Wenn sich auf der anderen Seite herausstellt, dass die Speicherkapazität erreicht ist (wie bei S42 überprüft), kann die Einheit 100 eine Anweisung erteilen, einen weiteren Prozess eines Kunden zu starten (z. B. freies Kühlen, Entsalzung, Adsorptions-Kühlen etc.): Der Prozess rückt zu S60 vor. Wenn nun die Speicherkapazität noch nicht erreicht ist, kann zusätzliche Wärme gespeichert werden, Schritt S40.

Diesem Grundgedanken folgend, wird nunmehr ein besonders wirksames Szenario beschrieben, wobei insbesondere auf 14 Bezug genommen wird. Von der Mikrokanal-Kühleinheit (1 bis 5, Bezugszeichen 25) wird mittels des Wärme-Kreislaufs 71 (71i, 71o) Wärme in einen geringgradigen Wärmebehälter 41 (14) eingefangen. Wärme wird des Weiteren dank des Kreislaufs 72 (72i, 72o) von dem Homogenisator 74 (9) und dem thermischen Kollektor 22 (9) in einen hochgradigen Wärmebehälter 42 (14) eingefangen. Der geringgradige Wärmebehälter versorgt direkt einen Leistungsnutzer, und zwar ein Entsalzungssystem (Destillation mit einer Membran) 64. Ein zusätzlicher Wärmetauscher 61 kann die Temperatur unter Verwendung von Wärme von dem hochgradigen Behälter anheben, wenn der geringgradige Wärmebehälter teilweise oder vollständig entleert ist. Der hochgradige Wärmebehälter versorgt einen Rankine-Prozess 62, um mit einer Effizienz von 20 bis 30% Wärme in elektrische Leistung umzuwandeln. Der Pool mit der niedrigen Temperatur rührt von dem eintretenden Salzwasser S63 oder von einer Kühleinheit mit Luft S64 her (14).
15 zeigt eine weitere mögliche Konfiguration für das System 10, deren zu Grunde liegendes Schema ein Verwalten der Zufuhr sowohl von elektrischer Leistung als auch von Wasser bei Bedarf ermöglicht. 15 zeigt:

– die gleichen Komponenten 20, 41, 42, 62 und 64 wie in 14, mit der Ausnahme, dass das Entsalzungssystem 64, 64a und 65 aufweist. Das Bezugszeichen 64 entspricht nun dem Entsalzungsprozess, 64a ist die entsprechende Beschickung des Prozesses 64, und 65 bezieht sich auf einen Wasserspeicher der Entsalzung. Der Wasserspeicher 65 der Entsalzung ist mit dem Entsalzungsprozess 64 verbunden, um bei Bedarf Wasser 66 bereitzustellen;
– einen Wärmetauscher 63a, der mit der Beschickung 64a des Entsalzungssystems und mit dem Rankine-Prozess 62 verbunden ist, selbst mit beiden Speichern 41 und 42 verbunden ist, wie zuvor. Es ist anzumerken, dass der Wärmetauscher 63a in 15 eine ähnliche Rolle wie der Wärmetauscher 63 in 14 spielt;
– der erste Wärme-Kreislauf 71 ist mit dem ersten Speicher 41 verbunden, wie zuvor. Der Kreislauf verzweigt sich nunmehr zu dem Entsalzungsprozess 64 (über einen Kreislaufanteil 71b), der andererseits von dem Speicher 41 unterstützt wird (über einen Kreislaufanteil 71c). Der Kreislaufanteil 71c kann einen Wärmetauscher beinhalten, wenn notwendig.

Das vorstehende System ermöglicht bei Bedarf eine Bereitstellung von sowohl elektrischer Leistung 10a als auch einer Wasserzufuhr 66, wobei der hochgradige und der geringgradige Wärmebehälter optimal genutzt werden.
Verfahren, wie hierin vorstehend beschrieben, sind sämtlich effizienter, wenn die Temperatur in dem thermischen Speicher 42 des Kollektors wesentlich höher als die Temperatur in dem thermischen PV-Speicher 41 ist, d. h. mehr als 20°C. Eine Temperaturdifferenz von mehr als 30°C verbessert die Leistungsfähigkeiten der Systeme jedoch wesentlich. Idealerweise unterscheiden sich die Temperaturen um mehr als 50°C, eine Sache, die in Ausführungsformen erreicht werden kann, wie hierin beschrieben.
Der hybride Empfänger 20 ist vorzugsweise verschiebbar in dem System 10 derart angebracht, dass die positionierenden Mittel 30 den Empfänger 20 mittels einer einfachen Translation entlang der optischen Achse als ein Ganzes verschieben können (z. B. sind das photovoltaische Modul und der thermische Kollektor durch die positionierenden Mittel nicht unabhängig voneinander verschiebbar), wie in Abschnitt 2.2 beschrieben. Dies vereinfacht die Auslegung des Systems wesentlich. Darüber hinaus ermöglicht dies integrierte Lösungen, die Wärme effizient sammeln können, die von den verschiedenen Komponenten des Empfängers 20 dissipiert werden, z. B. über den Kreislauf 72. Die Temperaturdifferenz zwischen den zwei Kreisläufen 71, 72 kann ihrerseits optimiert werden.
In Varianten kann lediglich das thermische Kollektorpanel 22a verschoben werden (das PV-Modul 21 ist feststehend). Zum Beispiel: Das thermische Kollektorpanel kann im Wesentlichen aus einer 2D-Anordnung von thermischen Kreisläufen bestehen, die mit einem Feld von Linsen vermischt sind, wobei der Kollektor mehr oder weniger dicht zu dem feststehenden PV-Modul hin verschoben werden kann. Darüber hinaus kann unter der Annahme einer homogenen Verteilung der Strahlung auf dem photovoltaischen Empfänger dieser letztere relativ zu dem thermischen Empfänger (oder umgekehrt) in einer transversalen Richtung zu der eintretenden Strahlung verschoben werden, um einen Abschnitt des photovoltaischen Empfängers abzudecken und demgemäß die Energie zu variieren, die in dem thermischen Kreislauf im Vergleich zu dem PV-Kreislauf eingefangen wird. Demgemäß gibt es verschiedene mögliche Weisen der Ausführung eines photovoltaischen Moduls und/oder eines thermischen Kollektors, die verschiebbar in dem System angebracht sind.
2.3.2. Wettervorhersagen, vorhergesagte Elektrizität und Wasser bei Bedarf
Die Aufgabe von einigen der Verfahren, die in § 2.3.1 beschrieben sind, besteht darin, an einem sonnigen Ort auf der Grundlage von mittelgradiger/hochgradiger Wärme, die von dem CPVT-Solarempfänger geliefert wird, bei Bedarf Elektrizität bereitzustellen und zur gleichen Zeit weitere Kernanforderungen zu erfüllen: z. B. entsalztes Wasser und Kühlung. Eine Entsalzung und/oder eine Kühlung können direkt oder aus gespeicherter Wärme betrieben werden. Dank der vorstehenden Verfahren kann ein ausreichendes Temperaturniveau für eine Entsalzung und eine Kühlung erreicht werden. Während einer hohen Einstrahlung, d. h. die den Bedarf an Elektrizität übersteigt, kann heißes Wasser gespeichert werden. Das Kühlmittel von der PV-Kühleinheit wird in dem Warmwasserbehälter 41 für eine spätere Verwendung bei Nutzern 64 von Leistung gespeichert (Entsalzung und Kühlung). Wenn mehr elektrische Energie notwendig ist, als von dem PV-Empfänger zur Verfügung steht, wird ein organischer Niederdruck-Rankine-Prozess 62 aktiviert. Ein Mikrokanal-Wärmetauscher 25, der von der gespeicherten Wärme gesteuert wird, erzeugt Dampf, der eine Turbine antreibt und elektrische Leistung erzeugt.
Kurven für einen elektrischen Bedarf zeigen an den meisten Orten einen Peak während des Mittags und zwei kleinere Peaks am Morgen und am Abend. Der Bedarf während der Nacht ist typischerweise 10 Mal kleiner. Mit einer organischen Rankine-Einrichtung, die 10 Mal kleiner als die photovoltaische Abgabe des Peaks ist, können der Bedarf der Nachtzeit und zusammen mit der anteiligen Solarleistung die Peaks des Morgens und des Abends abgedeckt werden.
Um die Nacht zu überbrücken, werden etwa 30% der thermischen Eingabe des Tages auf einem hohen Temperaturniveau eingefangen und mittels eines organischen Niedertemperatur-Rankine-Zyklus mit hoher Effizienz in elektrische Leistung umgewandelt. Während des Tages wird Wärme in einem Heißwasserbehälter gespeichert, zusammen mit der niedrigeren Umgebungstemperatur bei Nacht kann der Rankine-Zyklus die Wärme mit einer ziemlich guten Effizienz in elektrische Leistung umwandeln. Die Effizienz der Umwandlung von thermisch in elektrisch wird durch die Verwendung der Solarkonzentratoren verbessert, um bei Temperaturen von niedrigen oder negativen Grad Celsius thermische Energie in den Raum abzustrahlen. Da die thermische Entsalzung einen relativen Wert bereitstellt, der höher als 30% der elektrischen Abgabe ist, ist erkennbar, dass dies der ideale Kandidat für eine Station mit gesteuerter Abgabe von Leistung ist. Thermische Entsalzungsprozesse können ohne weiteres mit einem Faktor von vier geregelt werden, und eine Lieferung von entsalztem Wasser kann bei Bedarf erfolgen, wenn ein Wasserspeichertank mit einer hohen Abgabe verwendet wird.
Um ein gebündeltes photovoltaisches thermisches System zu ermöglichen, um Energie für eine Woche für die Entsalzung und die Erzeugung elektrischer Energie bei annehmbaren Preisen zu speichern, sind zwei separate Speicherbehälter notwendig: (I) ein Warmwassser-Speicherpool mit atmosphärischem Druck von ~5.000 m³ pro MW und ein unter Druck stehender Heißwasser-Speicherbehälter von ~1.000 m³. Der Warmwasser-Pool speichert das auf 90°C erwärmte Kühlmittel von den PV-Mikrokanal-Kühleinheiten, während der Heißwasser-Behälter das Kühlmittel mit 150°C von dem thermischen Kollektor (Panel + Homogenisator) speichert. In Varianten ist ein einzelner Niederdruck-Behälter mit einem Volumen von ~5.000 m³ für ein sequentielles Kühlsystem notwendig (Kreisläufe 71 und 72 in Serie), das bei ~120°C und 2 Bar arbeitet. Die Speicherung des heißen Wassers kann dazu verwendet werden, eine organische Niederdruck-Rankine-Maschine anzutreiben, während der Speicherbehälter für warmes Wasser dazu verwendet wird, die Membran-Entsalzungs- oder Adsorptions-Kühlprozesse zu steuern (14). Es wird ein Wärmetauscher entwickelt, um die Kapazität des Warmwasser-Behälters und die Entsalzungs-Kapazität um einen Faktor von zwei zu erweitern, im Fall, dass der elektrische Bedarf gering ist. Beide Behälter verwenden eine Vorgehensweise mit einem geschichteten Speicher, um Temperaturabfälle in teilweise gefüllten Behältern zu verhindern.
Problematischer sind Perioden von schlechtem (regnerischem) Wetter, bei dem die direkte Solarstrahlung sehr gering ist. Glücklicherweise ist der Bedarf nach entsalztem Wasser oder Kühlung während dieser Perioden vernachlässigbar. Dies bedeutet, dass die gesamte thermische Speichermenge unter Verwendung der organischen Rankine-Anlage in Elektrizität umgewandelt werden kann. Mit einer verbesserten Computer-Modellierung wurde eine Wettervorhersage über einen Zeitraum von fünf Tagen präzise, d. h. einen Zeitraum, für die eine thermische Speicherung erreicht werden kann.
Die Effizienz der Umwandlung von thermisch in elektrisch wird durch die Verwendung von Solar-Konzentratoren verbessert, um bei einer Temperatur von niedrigen oder negativen Grad Celsius thermische Energie in den Raum abzustrahlen.
Bezugnehmend auf die 19 und 20: Für Gebiete mit mehreren Solarkraftwerken können die Kraftwerke, die der Windrichtung entgegenstehen, als Strahlungs-Prädiktoren für die nachfolgenden Kraftwerke dienen. Dies ermöglicht ein präziseres kurzfristiges Senden der elektrischen Leistung. Für Situationen mit aufziehenden größeren Wolken wird die Entsalzungs-Produktion zugunsten einer thermischen Speicherung verringert, um eine ausreichende Kapazität für die Rankine-Leistungserzeugung zu haben. Die Steuerungsanlage 100 zum Durchführen derartiger Funktionen kann automatisiert werden. Die Geschwindigkeit der Bewegung und die Richtung von Wolken kann gemessen werden, indem die Bedeckungsgeschwindigkeit und die Richtung auf den unterschiedlichen Empfängern für eine aufziehende Wolke ermittelt wird. Die Messung wird z. B. mittels des Quadranten-Detektors durchgeführt, der bereits ein Teil von den Nachführeinheiten mit zwei Achsen ist. Derartige Eingaben werden dann in das Steuersystem 100 eingespeist, um die Trajektorie der Wolke zu ermitteln und um zu ermitteln, ob und wann ein benachbartes Kraftwerk beeinflusst wird. Diese Überwachung kann kontinuierlich durchgeführt werden. Außerhalb der Hauptproduktionszone 300 sind verstreute ”Metrologie”-Empfängerfelder 301 bis 303 angeordnet, die einzelne Häuser oder kleine Ortschaften versorgen können, die jedoch hauptsächlich als ”Frühwarn”-Stationen für die geeignete Sende-Strategie der Hauptkraftwerke dienen. Diese Felder müssen ausreichend groß sein, um in der Lage zu sein, die Geschwindigkeit und die Richtung der Wolken zu ermitteln.
Als nächstes kann das Steuersystem 100 so ausgelegt werden, dass es die gepufferte Energie entsprechend Wettervorhersagen abstimmt. Die Ressourcenplanung des Kraftwerks ist nun mit der Wettervorhersage gekoppelt. Vor einem vorhergesagten Niederschlag kann die Entsalzung verringert werden, um Wärme für die Erzeugung von Elektrizität zu akkumulieren, um das Fehlen von direkter Solarstrahlung während der Zeitspanne des Niederschlags zu überbrücken. Dies wird aufgrund des geringeren Bedarfs nach Wasser während regnerischer Zeitspannen leicht kompensiert. Eine Akkumulation von Wärme und eine Erweiterung des thermischen Speichers werden erreicht, indem das Kühlmittel heißer durch die CPVT läuft, um die elektrische Ausbeute zu opfern.
2.3.3. Spezifische Ausführungsdetails
Es können viele optionale Elemente ins Auge gefasst werden, von denen einige bereits in den Abschnitten 2.1 und 2.3 hervorgehoben wurden.
Um damit zu beginnen, können der thermische Kollektor 22 und das PV-Modul 21 ausgeführt werden, wie beispielsweise in Abschnitt 2.2 beschrieben. In ähnlicher Weise kann der Empfänger des Weiteren Spiegelelemente 74 aufweisen, wie beispielsweise in den 6 bis 7 anschaulich dargestellt. Die letzteren werden in einem Zwischenabschnitt 75 (9) bereitgestellt und vorzugsweise mit dem thermischen Speicher 42 des Kollektors mittels eines gleichen Kreislaufs 72 thermisch verbunden, der den thermischen Kollektor 22 mit dem thermischen Speicher 42 des Kollektors verbindet.
Der Empfänger kann außerdem aufweisen:

– ein Bandpassfilter 76, wie in Abschnitt 2.2 beschrieben;
– einen Konzentrator (10, 27, 27a, 27b, 271), der irgendeines der in Abschnitt 2.2 beschriebenen Elemente aufweist.

Betriebsverfahren betreffend: Der Feedback-Algorithmus kann auch auf einem thermischen Bedarf beruhen, um Wasser, Kühlung zu erzeugen oder einen weiteren thermischen Prozess zu speisen, und nicht nur auf dem Bedarf nach Leistung. Darüber hinaus kann eine Rankine-Maschine vorwärts und rückwärts laufen, um dabei zu helfen, die gespeicherte Wärme herauf zu ”pumpen”. Eine reversible Rankine-Maschine kann zu Netz-Serviceleistungen beitragen, was es ermöglicht, die Investition in die Rankine-Maschine länger und mit besserem Nutzen zu verwenden.
3. Weitere technische Ausführungsdetails
Schließlich stellt 20 eine exemplarische Ausführungsform einer computerisierten Einheit dar, die zum Ausführen von Aspekten der vorliegenden Erfindung geeignet ist. Es ist erkennbar, dass die hierin beschriebenen Verfahren in hohem Maße nicht-interaktiv und automatisiert sind. In exemplarischen Ausführungsformen können die hierin beschriebenen Verfahren entweder in einem interaktiven, einem teilweise interaktiven oder einem nicht-interaktiven System ausgeführt werden. Die vorstehend beschriebenen Verfahren können teilweise in Software (z. B. Firmware), Hardware oder einer Kombination derselben ausgeführt werden. In exemplarischen Ausführungsformen werden die hierin beschriebenen Verfahren als ein ausführbares Programm in Software ausgeführt, und es wird mittels eines digitalen Spezialcomputers oder mittels eines digitalen Universalcomputers ausgeführt, wie beispielsweise eines Personalcomputers, einer Workstation, eines Minicomputers oder eines Großcomputers. Das System 100 beinhaltet daher einen Universalcomputer 101.
In exemplarischen Ausführungsformen beinhaltet der Computer 101 in Bezug auf die Hardware-Architektur, wie in 20 gezeigt, einen Prozessor 105, einen Speicher 110, der mit einer Speicher-Steuereinheit 115 gekoppelt ist, sowie eine oder mehrere Eingabe- und/oder Ausgabe(E/A)-Einheiten 140, 145 (oder Peripheriegeräte), die über eine lokale Eingabe-/Ausgabe-Steuereinheit 135 kommunikativ gekoppelt sind. Die Eingabe-/Ausgabe-Steuereinheit 135 kann ein oder mehrere Busse oder andere verdrahtete oder drahtlose Verbindungen sein, wie auf dem Fachgebiet bekannt ist, ist jedoch nicht darauf beschränkt. Die Eingabe-/Ausgabe-Steuereinheit 135 kann weitere Elemente aufweisen, die der Einfachheit halber weggelassen sind, wie beispielsweise Steuereinheiten, Pufferspeicher (Cache-Speicher), Treiber, Repeater und Empfänger, um Kommunikationen zu ermöglichen. Des Weiteren kann die lokale Schnittstelle Adressen-, Steuer- und/oder Datenverbindungen beinhalten, um geeignete Kommunikationen unter den vorstehend erwähnten Komponenten zu ermöglichen. Wie hierin beschrieben, können die E/A-Einheiten 140, 145 irgendeine generalisierte kryptographische Karte oder eine Smartcard sein, die auf dem Fachgebiet bekannt sind.
Der Prozessor 105 ist eine Hardware-Einheit zum Ausführen einer Software, im Besonderen jener, die in dem Speicher 110 gespeichert ist. Der Prozessor 105 kann irgendein nach Angaben des Kunden gefertigter oder kommerziell erhältlicher Prozessor, eine Zentraleinheit (CPU), ein Nebenprozessor unter mehreren Prozessoren, die mit dem Computer 101 assoziiert sind, ein Mikroprozessor auf der Grundlage von Halbleitern (in der Form eines Mikrochips oder eines Chip-Sets), ein Makroprozessor oder allgemein irgendeine Einheit zum Ausführen von Software-Anweisungen sein.
Der Speicher 110 kann irgendein oder eine Kombination von flüchtigen Speicherelementen (z. B. ein Speicher mit wahlfreiem Zugriff, RAM, wie beispielsweise ein DRAM, SRAM, SDRAM etc.) und nichtflüchtigen Speicherelementen (z. B. ein ROM, löschbarer programmierbarer Festwertspeicher (EPROM), ein elektronisch löschbarer programmierbarer Festwertspeicher (EEPROM), ein programmierbarer Festwertspeicher (PROM), ein Band, ein Compact-Disc-Festwertspeicher (CD-ROM), eine Disk, eine Diskette, ein Steckmodul, eine Kassette oder dergleichen, etc.) beinhalten. Darüber hinaus kann der Speicher 110 elektronische, magnetische, optische und/oder weitere Typen von Speichermedien beinhalten. Es ist anzumerken, dass der Speicher 110 eine verteilte Architektur aufweisen kann, bei der sich verschiedene Komponenten entfernt voneinander befinden, auf die jedoch von dem Prozessor 105 zugegriffen werden kann.
Die Software in dem Speicher 110 kann ein oder mehrere separate Programme beinhalten, von denen jedes eine geordnete Auflistung von ausführbaren Anweisungen aufweist, um logische Funktionen auszuführen. In dem Beispiel von 20 beinhaltet die Software in dem Speicher 110 hierin beschriebene Verfahren gemäß exemplarischen Ausführungsformen sowie ein geeignetes Betriebssystem (OS) 111. Das OS 111 steuert im Wesentlichen die Ausführung von weiteren Computerprogrammen, wie beispielsweise der Verfahren, wie hierin beschrieben, und stellt eine Terminierung, eine Eingabe-Ausgabe-Steuerung, ein Verwalten von Dateien und Daten, eine Speicherverwaltung sowie eine Kommunikationssteuerung und in Beziehung stehende Dienste bereit.
Die hierin beschriebenen Verfahren können in der Form eines Source-Programms, eines ausführbaren Programms (Objektcode), eines Skripts oder irgendeiner anderen Entität vorliegen, die einen Satz von Anweisungen aufweist, die durchzuführen sind. Wenn in Form eines Source-Programms, dann muss das Programm über einen Compiler, einen Assembler, einen Interpreter oder dergleichen übersetzt werden, die in dem Speicher 110 enthalten sein können oder nicht, um so in Verbindung mit dem OS 111 ordnungsgemäß zu arbeiten.
Des Weiteren können die Verfahren als eine objektorientierte Programmiersprache, die Klassen von Daten und Verfahren aufweist, oder als eine prozedurale Programmiersprache geschrieben sein, die Routinen, Subroutinen und/oder Funktionen aufweist.
In exemplarischen Ausführungsformen können eine herkömmliche Tastatur 150 und Maus 155 mit der Eingabe-/Ausgabe-Steuereinheit 135 gekoppelt sein. Weitere Ausgabe-Einheiten, wie beispielsweise die E/A-Einheiten 140, 145, können Eingabe-Einheiten beinhalten, zum Beispiel einen Drucker, einen Scanner, ein Mikrophon und dergleichen, sind jedoch nicht darauf beschränkt. Schließlich können die E/A-Einheiten 140, 145 des Weiteren Einheiten beinhalten, die sowohl mit Eingaben als auch mit Ausgaben kommunizieren, zum Beispiel eine Network-Interface-Card (NIC) oder einen Modulator/Demodulator (um auf weitere Dateien, Einheiten, Systeme oder ein Netzwerk zuzugreifen), einen Hochfrequenz(HF)- oder einen anderen Transceiver, eine telefonische Schnittstelle, eine Bridge, einen Router und dergleichen, sind jedoch nicht darauf beschränkt. Wie hierin beschrieben, können die E/A-Einheiten 140, 145 irgendeine generalisierte kryptographische Karte oder eine Smartcard sein, die auf dem Fachgebiet bekannt sind. Das System 100 kann des Weiteren eine Display-Steuereinheit 125 beinhalten, die mit einem Display 130 gekoppelt ist. In exemplarischen Ausführungsformen kann das System 100 des Weiteren ein Netzwerk-Interface 160 für eine Kopplung mit einem Netzwerk 165 beinhalten. Das Netzwerk 165 kann ein Netzwerk auf IP-Basis für eine Kommunikation zwischen dem Computer 101 und externen Servern oder Kunden und dergleichen über eine Breitband-Verbindung sein. Das Netzwerk 165 überträgt und empfängt Daten zwischen dem Computer 101 und externen Systemen 300, 301, 302, 303. In exemplarischen Ausführungsformen kann das Netzwerk 165 ein gemanagtes IP-Netzwerk sein, das von einem Dienstanbieter administriert wird. Das Netzwerk 165 kann in einer drahtlosen Weise ausgeführt sein, z. B. unter Verwendung von drahtlosen Protokollen und Technologien, wie beispielsweise WiFi, WiMax etc. Das Netzwerk 165 kann auch ein paketvermitteltes Netzwerk sein, wie beispielsweise ein lokales Netzwerk, ein Weitverkehrsnetzwerk, ein Internet-Netzwerk oder ein anderer Typ von Netzwerkumgebung. Das Netzwerk 165 kann ein festes drahtloses Netzwerk, ein drahtloses lokales Netzwerk (LAN), ein drahtloses Weitverkehrsnetzwerk (WAN), ein personenbezogenes Netzwerk (PAN), ein virtuelles privates Netzwerk (VPN), Intranet oder ein anderes geeignetes Netzwerk-System sein und beinhaltet eine Vorrichtung zum Empfangen und Senden von Signalen.
Wenn der Computer 101 ein PC, eine Workstation, eine intelligente Einheit oder dergleichen ist, kann die Software in dem Speicher 110 des Weiteren ein grundlegendes Eingabe-Ausgabe-System (BIOS) beinhalten (der Einfachheit halber weggelassen). Das BIOS ist in einem ROM gespeichert, so dass das BIOS ausgeführt werden kann, wenn der Computer 101 aktiviert wird.
Wenn der Computer 101 in Betrieb ist, ist der Prozessor 105 so konfiguriert, dass er eine Software ausführt, die innerhalb des Speichers 110 gespeichert ist, um Daten zu und von dem Speicher 110 zu übermitteln und um allgemein Operationen des Computers 101 übereinstimmend mit der Software zu steuern. Die hierin beschriebenen Verfahren und das OS 111 werden insgesamt oder teilweise von dem Prozessor 105 gelesen, möglicherweise innerhalb des Prozessors 105 zwischengespeichert, und im Anschluss ausgeführt.
Wenn Aspekte der Systeme und Verfahren, die hierin beschrieben sind, in einer Software ausgeführt werden, wie in 11 gezeigt ist, können die Verfahren auf irgendeinem computerlesbaren Medium, wie beispielsweise dem Speicher 120, zur Verwendung durch oder in Verbindung mit irgendeinem computerbezogenen System oder Verfahren gespeichert werden.
Wie für einen Fachmann erkennbar ist, können Aspekte der vorliegenden Erfindung als ein System, ein Verfahren oder ein Computerprogrammprodukt ausgeführt werden. Demgemäß können die Aspekte die Form einer reinen Hardware-Ausführungsform, einer reinen Software-Ausführungsform (die Firmware, residente Software, einen Mikrocode etc. beinhaltet) oder einer Ausführungsform annehmen, die Software- und Hardware-Aspekte kombiniert, die sämtlich allgemein hierin als ein ”Schaltkreis”, ein ”Modul” oder ein ”System” bezeichnet werden können. Des Weiteren können Aspekte der vorliegenden Erfindung die Form eines Computerprogrammprodukts annehmen, das in einem oder mehreren computerlesbaren Medium (Medien) ausgeführt ist, das (die) einen darauf ausgeführten computerlesbaren Programmcode aufweist (aufweisen).
Es kann jegliche Kombination von einem oder mehreren computerlesbaren Medien verwendet werden. Das computerlesbare Medium kann ein computerlesbares Signalmedium oder ein computerlesbares Speichermedium sein. Ein computerlesbares Speichermedium kann zum Beispiel ein elektronisches, ein magnetisches, ein optisches, ein elektromagnetisches, ein infrarotes oder ein Halbleitersystem, eine derartige Vorrichtung oder Einheit oder irgendeine geeignete Kombination der vorstehenden sein, ist jedoch nicht darauf beschränkt. Spezifischere Beispiele (eine nicht erschöpfende Auflistung) des computerlesbaren Speichermediums beinhaltet die folgenden: eine elektrische Verbindung mit einem oder mehreren Drähten, eine tragbare Computerdiskette, eine Festplatte, ein Speicher mit wahlfreiem Zugriff (RAM), ein Festwertspeicher (ROM), ein löschbarer programmierbarer Festwertspeicher (EPROM oder Flash-Speicher), ein Lichtwellenleiter, ein tragbarer Compact-Disc-Festwertspeicher (CD-ROM), eine optische Speichereinheit, eine magnetische Speichereinheit oder irgendeine geeignete Kombination der vorstehenden. Im Zusammenhang mit diesem Dokument kann ein computerlesbares Speichermedium irgendein konkretes Medium sein, das ein Programm zur Verwendung durch ein/eine oder in Verbindung mit einem System, einer Vorrichtung oder einer Einheit zur Ausführung von Anweisungen enthalten oder speichern kann.
Ein computerlesbares Signalmedium kann ein ausgebreitetes Datensignal mit einem darin ausgeführten computerlesbaren Programmcode beinhalten, zum Beispiel im Basisband oder als Teil einer Trägerwelle. Ein derartiges ausgebreitetes Signal kann irgendeine einer Vielfalt von Formen annehmen, die eine elektromagnetische, eine optische oder irgendeine geeignete Kombination derselben beinhalten, jedoch nicht darauf beschränkt sind. Ein computerlesbares Signalmedium kann irgendein computerlesbares Medium sein, das kein computerlesbares Speichermedium ist und das ein Programm zur Verwendung durch ein (eine) oder in Verbindung mit einem System, einer Vorrichtung oder einer Einheit zur Ausführung von Anweisungen übermitteln, propagieren oder transportieren kann.
Ein Programmcode, der auf einem computerlesbaren Medium ausgeführt ist, kann unter Verwendung irgendeines geeigneten Mediums übertragen werden, das drahtlos, drahtgebunden, ein Lichtwellenleiterkabel, HF etc. oder irgendeine geeignete Kombination der vorstehenden beinhaltet, jedoch nicht darauf beschränkt ist.
Ein Computerprogrammcode zum Ausführen von Operationen für Aspekte der vorliegenden Erfindung kann in irgendeiner Kombination von einer oder mehreren Programmiersprachen geschrieben sein, die eine objektorientierte Programmiersprache, wie beispielsweise Java, Smalltalk, C++ oder dergleichen, und herkömmliche verfahrensorientierte Programmiersprachen beinhalten, wie beispielsweise die Programmiersprache ”C” oder ähnliche Programmiersprachen. Der Programmcode kann komplett auf dem Computer des Nutzers, teilweise auf dem Computer des Nutzers, als eine eigenständige Software-Packung, teilweise auf dem Computer des Nutzers und teilweise auf einem entfernt liegenden Computer oder komplett auf dem entfernt liegenden Computer oder Server ausgeführt werden. In dem letzteren Szenario kann der entfernt liegende Computer durch irgendeine Art von Netzwerk, das ein lokales Netzwerk (LAN) oder ein Weitverkehrsnetzwerk (WAN) beinhaltet, mit dem Computer des Nutzers verbunden sein, oder die Verbindung kann zu einem externen Computer hergestellt werden (zum Beispiel durch das Internet unter Verwendung eines Internet-Diensteanbieters).
Vorstehend werden Aspekte der vorliegenden Erfindung unter Bezugnahme auf Ablaufplan-Darstellungen und/oder Blockschaubilder von Verfahren, Vorrichtungen (Systemen) und Computerprogrammprodukten gemäß Ausführungsformen der Erfindung beschrieben. Es versteht sich, dass jeder Block der Ablaufplan-Darstellungen und/oder der Blockschaubilder mittels Anweisungen eines Computerprogramms ausgeführt werden können. Diese Anweisungen eines Computerprogramms können einem Prozessor eines Universalcomputers, eines Spezialcomputers oder einer anderen programmierbaren Datenverarbeitungsvorrichtung zugeführt werden, um eine Maschine derart zu erzeugen, dass die Anweisungen, die über den Prozessor des Computers oder der anderen programmierbaren Datenverarbeitungsvorrichtung ausgeführt werden, Mittel zum Ausführen der Funktionen/Handlungen erzeugen, die in dem Block oder den Blöcken des Ablaufplans und/oder des Blockschaubilds spezifiziert sind.
Die Anweisungen des Computerprogramms können auch auf einen Computer, eine andere programmierbare Datenverarbeitungsvorrichtung oder weitere Einheiten geladen werden, um eine Serie von Operationsschritten auszulösen, die auf dem Computer, einer anderen programmierbaren Vorrichtung oder weiteren Einheiten durchzuführen sind, um einen von einem Computer ausgeführten Prozess derart zu erzeugen, dass die Anweisungen, die auf dem Computer oder der anderen programmierbaren Vorrichtung ausgeführt werden, Prozesse zum Ausführen der Funktionen/Handlungen bereitstellen, die in dem Block oder den Blöcken des Ablaufplans und/oder des Blockschaubilds spezifiziert sind.
Der Ablaufplan/die Blockschaubilder in den 11, 14 und 15 stellen die Architektur, die Funktionalität und den Betrieb von möglichen Ausführungen von Systemen dar, die Verfahren und Computerprogrammprodukte gemäß Ausführungsformen beinhalten. in dieser Hinsicht kann jeder Block in dem Ablaufplan oder den Blockschaubildern ein Modul, ein Segment oder einen Anteil eines Codes repräsentieren, der eine oder mehrere ausführbare Anweisungen zum Ausführen der spezifizierten logischen Funktion(en) aufweist. Es ist außerdem anzumerken, dass die Funktionen, die in den Blöcken vermerkt sind, in einigen alternativen Ausführungen nicht in der Reihenfolge auftreten, die in den Figuren vermerkt ist. Zum Beispiel können in Abhängigkeit von der Funktionalität, die involviert ist, zwei Blöcke, die in Aufeinanderfolge gezeigt sind, tatsächlich im Wesentlichen gleichzeitig ausgeführt werden, oder die Blöcke können manchmal in der umgekehrten Reihenfolge ausgeführt werden. Es ist außerdem anzumerken, dass jeder Block der Blockschaubilder und/oder der Ablaufplan-Darstellung sowie Kombinationen von Blöcken in den Blockschaubildern und/oder der Ablaufplan-Darstellung durch Spezialsysteme auf der Grundlage von Hardware, die die angegebenen Funktionen oder Handlungen ausführen, oder durch Kombinationen von Spezial-Hardware und Computerbefehlen implementiert werden können.
Wenngleich die vorliegende Erfindung unter Bezugnahme auf bestimmte Ausführungsformen beschrieben wurde, versteht es sich für den Fachmann, dass verschiedene Änderungen durchgeführt werden können und Äquivalente substituiert werden können, ohne von dem Umfang der vorliegenden Erfindung abzuweichen. Darüber hinaus können viele Modifikationen durchgeführt werden, um eine spezielle Situation an die Lehren der vorliegenden Erfindung anzupassen, ohne von ihrem Umfang abzuweichen. Daher soll die vorliegende Erfindung nicht auf die spezielle Ausführungsform beschränkt sein, die offenbart ist, sondern die vorliegende Erfindung soll sämtliche Ausführungsformen beinhalten, die in den Umfang der beigefügten Ansprüche fallen. Zum Beispiel:

– für die Kühleinheiten kann auf verschiedene weitere Auslegungen/Abmessungen/Materialien für Verteilerschichten gebaut werden;
– für die thermischen Panele der thermischen Kollektoren können verschiedene weitere Formen/Abmessungen ins Auge gefasst werden;
– weitere Komponenten (über die Komponenten hinaus, die in der vorliegenden Beschreibung erwähnt sind) können in die Systeme der 10, 14 und 15 eingefügt werden;
– um der Prägnanz willen wurden viele übliche Komponenten in der Beschreibung der Einheiten und Systeme der 1 bis 10, 12 bis 15 sowie 19 bis 20 weggelassen.

Schließlich folgen nicht vollständige Auflistungen von Bezugszeichen.
Bezugszeichenliste
1. Auflistung von Bezugszeichen für Vorrichtungen und Systeme auf der Grundlage von solarthermischen photovoltaischen hybriden Empfängern, Fig. 6 bis Fig. 10

10: Vorrichtung oder System auf der Grundlage eines photovoltaischen solarthermischen hybriden Empfängers
20: photovoltaischer solarthermischer hybrider Empfänger
21: photovoltaisches Modul
210: Erweiterungsebene der photoaktiven Fläche
212: photoaktive Fläche
22: thermischer Kollektor
220: Ebene des thermischen Kollektors
231: minimaler Abstand zwischen der Fläche 212 und dem unteren Ende der Apertur
232: Abstand zwischen der Ebene 210 und der Ebene 220
27: Konzentrator
271: Spiegelelemente des Konzentrators
27a/27b: positionierende Mittel des Konzentrators
28: Inverter
30: positionierende Mittel des hybriden PV-Empfängers
68: Apertur des thermischen Kollektors
68a: unteres Ende der Apertur des thermischen Kollektors
71/71a: erster Wärme-Kreislauf/erster Wärme-Kreislaufanteil (des photovoltaischen Moduls)
72/72a: zweiter Wärme-Kreislauf/zweiter Wärme-Kreislaufanteil (des thermischen Kollektors)
74: Spiegelelemente (sekundäre Optik)
75: Zwischenabschnitt zwischen den Ebenen 210 und 220 (geschlossener hohler Abschnitt)
76: Bandpassfilter
77: ausgesparter Hohlraum des Filters (oder von dessen Kühlfluid)
80: optischer Fokus des Konzentrators
P_o: elektrische Ausgangsleistung des photovoltaischen Moduls

41: photovoltaischer thermischer Speicher
42: thermischer Speicher des Kollektors
61: Wärmetauscher des Systems
62: Wärmekraftmaschine (Rankine-Prozess),
63: weiterer Wärmetauscher des Systems
63a: Wärmetauscher
64: Nutzer der Leistung (Adsorption, Kühlen, Entsalzung etc.)
64a: Beschickung des Entsalzungssystems
65: Wasserspeicher der Entsalzung
100: Steuersystem (Steuereinheit/computerisiertes System)
300: CPVT-Hauptkraftwerk
301 bis 303: kleine CPVT-Kraftwerke
P_D: Bedarf an Leistung
P_d: gesendete Leistung
P_o: elektrische Ausgangsleistung des photovoltaischen Moduls

24: Wärmetransfer-Struktur
25: Kühleinheit
B_l+1: Verzweigungsfaktor auf der Ebene l
Ci/Co: Einlass-/Auslass-Kanalleitung
CP_i/CP_o: Einlass-/Auslass-Kanalanteile
CP_ihk: Kanalanteil, welcher der k-ten Öffnung des CP_ihk des h-ten Einlass-Kreislaufs entspricht
CP_t: Wärmetransfer-Kanalanteil
i/o: Einlass-/Auslass-Fluid-Kreislauf
L: Gesamtanzahl von Ebenen des Baums
L_l: l-te Ebene der Baumstruktur,
O_i/O_o: Einlass-/Auslass-Öffnung
O_ihk: k-te Öffnung, die von dem Kanalanteil CP_ih des h-ten Einlass-Kreislaufs herrührt
sL: Subschicht

Claims

Verfahren zum Betreiben eines photovoltaischen thermischen hybriden Systems (10), wobei das letztere aufweist: – einen hybriden Solarempfänger (20) mit • einem photovoltaischen Modul (21), das mit dem System operativ gekoppelt ist, um eine elektrische Ausgangsleistung (P_o) für einen Nutzer von Leistung zu liefern; und • einem thermischen Kollektor (22), der von dem photovoltaischen Modul getrennt ist, wobei das photovoltaische Modul und/oder der thermische Kollektor verschiebbar in dem System angebracht sind; und • einen thermischen Speicher (42) eines Kollektors, der mit dem thermischen Kollektor thermisch verbunden ist, um Wärme zu speichern, die an dem thermischen Kollektor eingefangen wird; und – positionierende Mittel (30), die dafür geeignet sind, das photovoltaische Modul und/oder den thermischen Kollektor zu verschieben; wobei das Verfahren aufweist: – Anweisen (S30) der positionierenden Mittel, das photovoltaische Modul und/oder den thermischen Kollektor zu verschieben, um ein Verhältnis einer Strahlungsintensität, die an dem photovoltaischen Modul empfangen wird (S10) zu einer Strahlungsintensität zu ändern, die an dem thermischen Kollektor empfangen wird (S10).
Verfahren nach Anspruch 1, das des Weiteren aufweist – Empfangen (S80) von Daten, die auf einen Bedarf an elektrischer Leistung (P_D) hinweisen; und wobei das Anweisen (S30) der positionierenden Mittel auf der Grundlage eines Vergleichs (S20, S22) der Ausgangsleistung (P_o) mit dem Bedarf an Leistung (P_D) ausgeführt wird.
Verfahren nach Anspruch 2, wobei das Anweisen (S30) der positionierenden Mittel ein Anweisen (S30) der positionierenden Mittel aufweist, um das photovoltaische Modul und/oder den thermischen Kollektor zu verschieben, um das Verhältnis zu verringern, wenn der Vergleich (S20) darauf hinweist, dass die Ausgangsleistung (P_o) höher als der Bedarf an Leistung (P_D) ist.
Verfahren nach Anspruch 2 oder 3, das des Weiteren aufweist: – Anweisen (S24), eine Ausgangsleistung (P_o), die von dem photovoltaischen Modul (21) erzeugt wird, an einen Nutzer von Leistung zu liefern, um dem Bedarf an Leistung (P_D) zu begegnen, wenn die Ausgangsleistung (P_o) mit dem Bedarf an Leistung (P_D) übereinstimmt (S20, S22).
Verfahren nach einem der Ansprüche 2 bis 4, wobei das System des Weiteren eine Wärmekraftmaschine (62) aufweist, die mit dem thermischen Speicher des Kollektors thermisch verbunden ist, wobei das Verfahren des Weiteren aufweist: – Anweisen (S50, S56) der Wärmekraftmaschine, einen Prozess einer Umwandlung von thermisch in elektrisch von Wärme zu starten, die in dem thermischen Speicher des Kollektors gespeichert ist, wenn eine Ausgangsleistung (P_o), die von der photovoltaischen Einheit erzeugt wird, niedriger (S20, S22) als der Bedarf an Leistung (P_D) ist.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 5, das des Weiteren aufweist: – Anweisen (S42, S60), einen Entsalzungsprozess und/oder einen Adsorptions-Kühlprozess auszulösen, um Wärme von dem thermischen Speicher des Kollektors zu dissipieren.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 6, wobei das System des Weiteren aufweist: – einen ersten Wärme-Kreislauf (71), der das photovoltaische Modul mit einem photovoltaischen thermischen Speicher (41) verbindet, der von dem thermischen Speicher des Kollektors getrennt ist, um das photovoltaische Modul zu kühlen; und – einen zweiten Wärme-Kreislauf (72), der von dem ersten Wärme-Kreislauf (41) getrennt ist und den thermischen Speicher (42) des Kollektors mit dem thermischen Kollektor (22) verbindet.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 7, wobei das System des Weiteren aufweist: einen Wärmetauscher (61), der mit dem photovoltaischen thermischen Speicher (41) thermisch verbunden ist, wobei das Verfahren des Weiteren aufweist: – Anweisen, einem thermischen Nutzer (64) über den Wärmetauscher (61) Wärme zuzuführen, die in dem photovoltaischen thermischen Speicher (41) gespeichert ist.
Verfahren nach Anspruch 8, wobei der Wärmetauscher (61) in dem System des Weiteren mit dem thermischen Speicher (42) des Kollektors thermisch verbunden ist, wobei das Verfahren des Weiteren aufweist: – Anweisen, dem Wärmetauscher (61) zusätzliche Wärme zuzuführen, die in dem thermischen Speicher (42) des Kollektors gespeichert ist, während dem thermischen Nutzer (64) über den Wärmetauscher (61) Wärme zugeführt wird, die in dem photovoltaischen thermischen Speicher (41) gespeichert ist.
Verfahren nach einem der Ansprüche 8 bis 9, wobei das System des Weiteren einen zusätzlichen Wärmetauscher (63) aufweist, der mit der Wärmekraftmaschine (62) und einem angegebenen thermischen Nutzer (64) thermisch verbunden ist, wobei der angegebene thermische Nutzer des Weiteren mit dem photovoltaischen thermischen Speicher (41) oder sowohl mit dem photovoltaischen thermischen Speicher (41) als auch dem thermischen Speicher (42) des Kollektors über den Wärmetauscher (61) thermisch verbunden ist, und wobei das Verfahren des Weiteren aufweist: – Anweisen (S60) der Wärmekraftmaschine, einen Prozess einer Umwandlung von thermisch in elektrisch von Wärme zu starten, die in dem thermischen Speicher des Kollektors gespeichert ist, wobei der angegebene thermische Nutzer als ein Pool mit niedriger Temperatur verwendet wird.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 9, wobei eine Temperatur in dem thermischen Speicher (42) des Kollektors in dem System wesentlich höher als eine Temperatur in dem photovoltaischen thermischen Speicher (41) ist, vorzugsweise um mehr als 30°C, bevorzugter um mehr als 50°C.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 11, wobei der photovoltaische solarthermische hybride Empfänger in dem System verschiebbar in dem System derart angebracht wird, dass die positionierenden Mittel (30) den photovoltaischen solarthermischen hybriden Empfänger als ein Ganzes verschieben können.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 12, wobei in dem System: – sich der thermische Kollektor (22) in einer ersten Ebene (220) erstreckt und eine Apertur (68) aufweist; und – das photovoltaische Modul (21) eine photoaktive Fläche (212) innerhalb einer Fläche des photovoltaischen Moduls aufweist, die sich in einer zweiten Ebene (210) in einem Abstand (230) zu der Apertur erstreckt, wobei sich die photoaktive Fläche gegenüber der Apertur befindet, wobei eine Projektion der Apertur senkrecht zu der zweiten Ebene im Wesentlichen der photoaktiven Fläche entspricht, und wobei der thermische Kollektor des Weiteren vorzugsweise eine oder beide der folgenden Komponenten aufweist: • ein oder mehrere Spiegelelemente (74), die in einem Zwischenabschnitt zwischen der ersten Ebene und der zweiten Ebene bereitgestellt sind, wobei die Spiegelelemente vorzugsweise mittels eines gleichen Wärme-Kreislaufs (72), der den thermischen Kollektor mit dem thermischen Speicher (42) des Kollektors verbindet, mit dem thermischen Speicher (42) thermisch verbunden sind; und • ein Bandpassfilter (76), das auf der Ebene der Apertur (68) angeordnet ist.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 13, wobei das System des Weiteren einen Konzentrator (27, 27a, 27b, 271) aufweist, der so angeordnet ist, dass er Strahlung in Richtung eines optischen Fokus (80) desselben bündelt, und wobei die positionierenden Mittel (30) dafür geeignet sind, das photovoltaische Modul in den optischen Fokus hinein oder aus diesem heraus zu verschieben.
Photovoltaisches thermisches hybrides System (10), das aufweist: – einen hybriden Solarempfänger (20) mit – einem photovoltaischen Modul (21), das für eine Lieferung einer elektrischen Ausgangsleistung (P_o) ausgelegt ist; und – einem thermischen Kollektor (22), der von dem photovoltaischen Modul getrennt ist, wobei das photovoltaische Modul und/oder der thermische Kollektor verschiebbar in dem System angebracht sind; – einen thermischen Speicher (42) eines Kollektors, der mit dem thermischen Kollektor thermisch verbunden ist, um Wärme zu speichern, die an dem thermischen Kollektor eingefangen wird; und – positionierende Mittel (30), die dafür geeignet sind, das photovoltaische Modul und/oder den thermischen Kollektor zu verschieben; und das des Weiteren aufweist: – eine Steuereinheit (100), die so konfiguriert ist, dass sie die positionierenden Mittel anweist (S30), das photovoltaische Modul und/oder den Kollektor zu verschieben, um ein Verhältnis einer Strahlungsintensität, die an dem photovoltaischen Modul empfangen wird, zu einer Strahlungsintensität zu ändern, die an dem thermischen Kollektor empfangen wird.