CN101374978B - 优化光伏电解器效率 - Google Patents

优化光伏电解器效率 Download PDF

Info

Publication number
CN101374978B
CN101374978B CN2006800529019A CN200680052901A CN101374978B CN 101374978 B CN101374978 B CN 101374978B CN 2006800529019 A CN2006800529019 A CN 2006800529019A CN 200680052901 A CN200680052901 A CN 200680052901A CN 101374978 B CN101374978 B CN 101374978B
Authority
CN
China
Prior art keywords
electrolyzer
module
photovoltaic
array
modules
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Expired - Fee Related
Application number
CN2006800529019A
Other languages
English (en)
Other versions
CN101374978A (zh
Inventor
T·L·吉布森
N·A·凯利
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
GM Global Technology Operations LLC
Original Assignee
GM Global Technology Operations LLC
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by GM Global Technology Operations LLC filed Critical GM Global Technology Operations LLC
Publication of CN101374978A publication Critical patent/CN101374978A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN101374978B publication Critical patent/CN101374978B/zh
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C25—ELECTROLYTIC OR ELECTROPHORETIC PROCESSES; APPARATUS THEREFOR
    • C25B—ELECTROLYTIC OR ELECTROPHORETIC PROCESSES FOR THE PRODUCTION OF COMPOUNDS OR NON-METALS; APPARATUS THEREFOR
    • C25B15/00—Operating or servicing cells
    • C25B15/02—Process control or regulation
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/30—Hydrogen technology
    • Y02E60/36—Hydrogen production from non-carbon containing sources, e.g. by water electrolysis
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/10—Process efficiency
    • Y02P20/133—Renewable energy sources, e.g. sunlight

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Automation & Control Theory (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Electrochemistry (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Metallurgy (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Electrolytic Production Of Non-Metals, Compounds, Apparatuses Therefor (AREA)

Abstract

一个(或多个)光伏(PV)模块阵列以串联和/或并联电连接进行布置以便将直流电功率传送给电解器来产生氢气。电功率是由该阵列以其最大功率点(Vmpp)进行传送以便在电解器的Voper下传送Ioper。PV模块在阵列中的布置或者槽在电解器中的布置由自动控制器系统不断监测并控制从而以它们各自的最大效率或接近其最大效率操作PV和电解器系统。可以使用DC-DC转换器来将Vmpp调节到电解器的操作电压。

Description

优化光伏电解器效率 
技术领域
本发明涉及通过电解分解水制氢。更具体地，本发明涉及光伏模块的优化使用以为电解水制氢提供功率。 
背景技术
如题述的母案申请中所公开的，通过光伏(photovoltaic)电解器(PV电解器)系统的太阳能制氢对于燃料汽车以及其它将氢用作燃料的应用而言是一种可再生的且对环境有益的能源。但光伏系统和制氢电解器是分离的不同操作装置，它们的使用和操作必须经协调以便当它们组合使用时对每个而言都获得适当的操作效率。 
光伏系统一般包含一组单独的平面太阳能电池，其以称为模块的平板形式被布置成行和列。模块中的每个电池一般由相同的化学材料制成，所述化学材料具有将入射的太阳辐射转换成电位的性质。用于这种光伏电池的材料包括例如晶体硅、非晶硅、铜铟硒(CuInSe2)或者碲化镉(CdTe)。例如，在电池膜温度为25℃下，典型的电池膜当接收到100mW/cm2(一个太阳辐照度)的太阳辐射时可能产生0.6V的开路直流电位。平面模块中的若干电池可以被布置并电连接以便在指定的温度和指定的太阳辐照度及操作负载条件下产生指定的操作电压和直流电流。两个或更多个模块可以在称为阵列的一组模块中以串联或并联电连接的形式进行连接。 
还已知存在将水电离成氢和氧的几种电解器系统。示例包括碱性电解器、质子交换膜(PEM)电解器、蒸气电解器以及高压电解器。对于许多应用而言，可能优选碱性电解器。该电解器一般由一组单独的槽(cell)组成，这些槽被电互连从而利用指定的电功率参数获得期望的制氢速率。例如，单个碱性水电解器可能包含氢氧化钾溶液(5M KOH)电解液、铂或镍阴极(用于氢)以及用于氧生成的适当催化的阳极。 
在特定的氢生成的操作设计中，对电解器设计并指定期望的制氢速率。电解器的设计将会指定在每槽直流(DC)电压为1.6伏下的电解器的槽数、预定的制氢速率所需的电功率要求以及系统的操作温度范围。 这几个电解槽可以被布置成串联或并联的电连接。光伏系统然后具备将电功率有效传送到电解器的能力。 
已经认识到，给定电池及模块的PV系统具有根据负载下实际电压和实际电流之间的预定关系得到的系统的最大功率点电压。认识到，通过更改电解器的槽数来实现效率的提高使得PV系统可以在其最大功率点电压操作。相反，PV系统中模块的数量可以被改变使得电解器所要求的负载匹配修改后重新配置的PV系统。然而，PV系统和电解器系统的操作可以变化。例如，PV系统的操作尤其受环境温度和太阳辐照度的变化的影响。在这个示例中，还需要认识PV系统的变化操作特性并使PV-电解器的整体操作适应这种变化以便保持组合系统的操作效率。 
因而，对于电解水成氢和氧而言，仍然需要结合具有一组槽的电解器优化一组光伏模块(阵列)的操作的实践。 
发明内容
提供了设计和/或操作太阳能光伏电解器系统以便从水中有效制氢的方法。这些方法一般可应用于电解器系统和光伏系统。这些方法的目的在于使得每个单独系统(光伏系统和电解器系统)能够有效地组合操作。 
电解器的尺寸基于设计的制氢速率。制氢速率将容许对操作直流电流(Ioper)进行计算以及规定串联连接的电解槽的数量。某些电解槽也可能被布置成并联的电气连接。根据电串联连接的槽数估计操作电压(Voper)。对系统的测试将为电解器的最有效操作提供电解器的操作电流和电压值的精确确认以及适当的操作温度或温度范围。实行本发明的目标是要提供一种光伏(PV)系统，其用于给指定的电解器供电以使得PV系统能够在给电解器传送直流功率方面以最有效的电压电平进行操作。 
PV系统被组织成包括单独模块的阵列，这些模块可以用串联或并联的电连接进行布置。例如，PV模块阵列可以被组织成一些模块串联连接以便为电解器提供适当的操作电压而一些模块并联连接以便为所需的制氢速率提供适当的操作电流。确定并记录每个模块的最大功率点以及确定并记录其操作随其温度的变化。 
连接电压和电流传感器以测量光伏电解器系统的操作电压和电流， 并且安装温度传感器以测量光伏模块的操作温度。然后，包括逻辑系统、控制算法、电子控制器和开关(螺线管或其它)的控制系统被连接到电压、电流和温度传感器，以基于传感器测量来控制光伏电解器系统的操作和效率。控制系统的作用是连续优化系统操作和效率，这借助于利用来自传感器的信号(如发现这可能是必要的)来重新布置光伏系统中以串联和并联电路连接的太阳能电池或模块的数量从而保持最优的PV系统输出电压，即等于所希望的电解器操作电压的输出电压。形成不同的模块阵列以保持有效的系统操作。 
可选地，可以通过利用来自控制系统的信号控制电解器中以串联和并联电路连接的电解槽的数量从而保持最优的系统操作电压，连续优化系统操作和效率。可选地，可以通过利用来自控制系统的信号控制DC-DC转换器或充电控制器的输出电压从而保持最优的系统操作电压，连续优化系统操作和效率。可选的控制方案中之一或组合可以用来控制PV电解器的操作。 
通常，光伏模块的操作温度在操作期间升高并降低它们的电输出。对模块的冷却(通过喷洒冷却流体等)可以用来将它们的操作保持在希望的最大功率点。 
通过下面优选实践和实施例的详细描述，将进一步理解本发明的目标和优势。 
附图说明
图1是在PV模块和电解器之间具有直接连接的PV电解器系统的示意图。 
图2是具有插在PV模块和电解器之间的DC-DC转换器的PV电解器的示意图。 
图3是典型的光伏模块的电流(A)或功率(W)的曲线图，其示出了最大功率点(MPP)。MPP是PV电流输出对电压的曲线图上功率输出为最大的点。还示出了功率(P＝V×I)对电压的相应曲线。 
图4是直接连接到具有各种MPP电压的PV模块的20槽型PEM电解器的估计的电解器效率的曲线图。 
图5是示出电流和温度对PEM电解器效率的影响的曲线图。图示了在温度为22℃和39℃下相对于操作电流的百分比形式的电解器效率。 
图6是具有内部电压表和电流表(使用惠普电子负载型号6060A(Hewlett-Packard Electronic Load Model 6060A))的可变负载测试设备的简化示意图，其用来扫描光伏模块的电流-电压曲线以测量太阳能发电(solar-electric)效率并确定最大功率点。利用温度传感器(热电偶)，该设备还可以测量模块温度对太阳能发电效率的影响(电流、电压和功率的温度系数)。 
图7是41℃下Sanyo HIP-190PV模块(层状晶体和非晶硅材料)的功率和电压输出相对电流的扫描曲线图。 
图8是示出温度对Sanyo PV模块HIP-190的效率的影响的曲线图，其中所测量的效率结果被拟合成一条直线(线性温度系数为0.3％/度)。 
图9A是用于连续操作和控制并联连接的三模块PV系统以便将直流功率以50V的预定操作电平传送给电解器的实时系统的示意图。在这个实施例中，采用操作电压开关在以PV模块直接连接到电解器和插入DC-DC转换器之间进行切换，以达到PV模块阵列和电解器的最大功率点操作之间的较好匹配。电压、电流和温度测量由编程计算机用来控制在使用转换器时开关的操作。 
图9B是利用计算机控制的电气开关来产生一组PV模块的不同阵列以便在传送功率到制氢电解器时保持模块的最大功率点操作的实时系统的示意图。该系统控制串联和并联连接的PV模块的数量以优化PV电解器的效率。 
图9C是利用计算机控制的电气开关来控制电解器中电解槽的并联/串联布置以便PV模块阵列和电解器能够有效联合操作且优化PV电解器的效率的实时系统的示意图。 
图10是PV模块效率和用于预测在Voper下的PV效率的其它变量的归一化图示。 
图11是基于通过内插Voper/Vmpp的新值而便于计算PV效率的计算机模型的归一化图示。 
图12是示出每种PV电池在其Vmpp下和在32伏下的电效率的比较的曲线图，其中32伏为电解器系统的正常Voper。 
图13是PV-E系统中所用的DC-DC转换器的效率百分比对功率输入(W)的曲线图。 
图14是太阳能-氢效率(％)对PV系统的Vmpp(伏)的曲线图， 其比较了通过直接连接的PV电解器系统进行太阳能氢生成的测量的效率和预测的效率。 
图15是太阳能-氢效率(％)对PV系统的Vmpp(伏)的曲线图，其比较了通过使用DC-DC转换器的PV电解器系统进行太阳能氢生成的测量的效率和预测的效率。 
具体实施方式
在本发明的实践中使用两种电互连光伏模块(PV)和电解器的方法来生产氢。在这些方法之一中，PV系统直接用导线串联连接到电解器系统(图1)。在第二方法中，用导线将DC-DC转换器串联连接到PV系统和电解器之间的电路中(图2)，这个过程也称为最大功率点跟踪。 
在图1的示意图中，多模块光伏系统(标为最优PV系统的方框)直接连接到多槽型电解器(multi-cell electrolyzer)以便利用质子交换膜(标为PEM电解器的方框)将水电解分解成氢气和氧气。电流表(方框A)和电压表(方框V)用来连续监测DC电位和从PV系统流到电解器的电流。氧气(O2)在电解器槽的阴极产生并且单独流被收集并从电解器中导出以供所希望的使用。氢气(H2)在电解器阳极产生。氢气的析出(evolution)是剧烈的并带走液体。在这个实施例中，来自若干槽的氢气流被收集成公共流，用去离子水清洗该公共流。在气/液分离器中将水从氢气产物中分离并泵送回PEM电解器。 
优选地，最优PV系统和PEM电解器的操作温度由热电偶或等进行连续测量，这在图1中没有示出。 
在本发明的这个实施例中，PV系统直接与电解器连接。不断优化PV系统以便与电解器有效联合操作而不必使用插入的DC-DC转换器。不断地对PV系统进行电配置以使其最大功率点电压接近电解器的操作电压。 
在图2的示意图中，DC-DC转换器被插入非最优PV系统和PEM电解器之间的电连接中。PV电解器的其它元件操作如关于图1所描述的。在本发明的这个实施例中，DC-DC转换器用来平衡非最优PV系统的最大功率点电压和电解器的操作电压之间的差别。 
在本发明的实践中，预测模型用来根据电路元件的电特性确定任何PV电解器系统的效率并且用来选择在设计最优制氢的系统中使用的PV 模块、电解器和DC-DC转换器(如果有的话)的最优电气规范。该预测模型用来设计实际的逐步程序以便优化PV电解器系统的构造和操作。这些模型和优化程序可以用来优化任何PV电解系统(包括带有PEM、碱性、蒸气、高压以及其它类型的电解器的那些电解系统)并提供最优的设计规范以建造PV太阳能-氢(solar hydrogen)系统。 
如果集成PV和PEM电解器以优化它们的组合效率，则PV供电的PEM电解器是一种较有效的氢生成装置。主要地，PV系统的最大功率点(MPP)必须匹配电解器的特性操作电压(characteristic operatingvoltage)以最大化PV电解器系统的效率。如果PV系统具有与电解器的操作电压(Voper)不同的MPP电压(Vmpp)，则在非最优电压下工作的PV模块将给电解过程产生较少功率并且它们的操作效率(它们的电能输出除以它们的太阳能辐照度输入)将会降低。按照系统中所用的特定PV模块的特性IV曲线Vmpp与Voper相差越大，则太阳能转换成氢能的百分比效率会越低。 
Vmpp是在MPP时的电压。图3是典型的光伏模块的电流(A)或功率(W)的曲线图，其示出了最大功率点(MPP)。MPP是PV电流输出对电压的曲线图上功率输出为最大的点。还示出了相应的功率曲线(P＝V×I)。 
Voper是电解器由于其电极及膜材料、催化剂涂层以及其电解液(在PEM电解器中电极之间的水淹膜(water-flooded membrane)充当电解液)而在其操作的特性电压。电解器的Voper是标准水解电压(watersplitting voltage)与电解器的过电压之和乘以N，N即在电解器电路中串联的电解槽的数量(等式1)。所有值都是直流(DC)。 
等式1： 
Voper＝N×(1.23伏/槽+过电压/槽) 
若干测试中所用的20槽型PEM电解器的过电压是0.4伏/槽，这样Voper为32-33伏。 
PV电解器系统的总效率可以如本研究中所用的方法进行直接测量：通过测量太阳辐照度和PV太阳能电池的面积以获取输入能量以及在电路中使用低阻电流表测量流经电解器的电流，该电流然后乘以水电解的标准电压以确定所生成的氢能。氢能产量也可根据用校准的流量计所测量的氢气体积进行计算，作为对这些结果的检验。所有这些方法指示在±4％之内的相同的系统效率(太阳能制氢效率)。根据操作电流和氢气流量计算系统效率的方法示于等式2和等式3中。
等式2： 
Figure DEST_PATH_G200680052901901D00011
等式3： 
Figure DEST_PATH_G200680052901901D00012
其中氢气流量＝在一个大气压和298K下所测量的流速，单位L/h，氢气LHV＝氢气低热值＝33.35kWh/kg，氢气密度因子＝在一个大气压和298K下为0.002kg/24.45L，以及太阳辐照度＝太阳能(单位W/m2)×模块的PV有效电池面积(单位m2)。 
然而，要理解PV电解的效率和最优化变得更加困难，原因在于至少两个单元即PV系统(电源)和电解器(操作负载)必须被结合以生产氢气。每个单元都有其自己的效率，这两个单元不是具有单个独立的效率水平而是相互作用，这样PV系统影响电解器的效率而电解器一定会影响PV系统的效率。表1示出了对直接连接系统中的PV电解器效率建模的结果，其针对每个测试的PV系统给出了标准测试条件(STC，25℃)下在MPP时的电压、用以计算每个PV系统在Voper下的效率的数据、电解器的效率以及操作条件下最终得到的系统效率，包括PV温度(其常常高出STC很多)和电解器(负载)的操作电压的影响，它们可能迫使PV系统在MPP电压之上或之下操作。等式4是表1中直接连接PV电解器的模型的基础：系统效率是针对温度影响而修正的PV效率和电解器效率的乘积。 
等式4： 
系统效率＝(Voper下的PV电效率-PV温度修正)×Voper下的电解器效率 
如果使用DC-DC转换器PV电解，则模型(等式5)中还有附加项。 
等式5： 
系统效率＝(Voper下的PV电效率-PV温度修正)×Voper下的电解器效率×DC-DC转换器效率 
在两个模型(等式4和5)中，假设由于连接电路元件的接线中的电阻所导致的导线损耗是通过使用足够粗的导线以便根据DC电气系统所用的标准规则传送预期的操作电流而被最小化的。因为接线和连接中的电阻损耗很低(＜1％)，所以在这些模型中没有包括这些损耗项。 
电解器效率(图4)可以根据在PV电解器系统的操作期间存在的实际条件下所测量的Voper值进行计算(等式6)。 
为了确定电解器的效率，我们使用理论的标准电解电压(1.23伏/槽)除以具有N个串联电解槽的电解器的所测量的Voper。 
等式6： 
Figure G2006800529019D00081
如果需要，电解器效率可以预先在各种操作电流和温度下进行测量(图5)。然后可以根据图5中所测量的温度和效率曲线来预测电解器的效率。根据所测量的Voper计算的电解器效率的值(表1中列G)用于模型中，因为它们容易得到并且比任何预测值更加准确。 
具有32-33伏操作电压的20槽型PEM电解器(参考上面)用由表1的列A中的号码(例如，#3)标识的众多不同商用光伏模块进行操作。在25℃下各个模块或以电气串联或并联连接布置的模块的组合的Vmpp示于表的列B中。利用上面等式确定的PV模块和电解器的不同操作特性和效率显示在表1的若干列中。可见，一些模块产生的电压不足以操作特定的电解器。 
表1.直接连接PV电解器效率的模型 
  A   B   C   D   E  F   G   H   I   J
        PV模块     STC   (25℃)   下的  V<sub>mpp</sub>(伏    特)        V<sub>oper</sub>   /V<sub>mpp</sub>   根据   IV、P   曲线   V<sub>oper</sub>下   的分数   PV效   率     MPP   时的   PV电   池效率   (％)    D×E＝  V<sub>oper</sub>下  的PV电  池效率  (％)    电解   器效   率＝   N×   1.23/   V<sub>oper</sub>   F×G   ＝模   型未   修正   的效   率   (％)      PV   温度   减去   25℃   H-   (I×   0.45   ％)＝   温度修   正的模   型效率
  #3   17.0   1.88   0   13.3  0.0   0.000   0.0   10   0.0
  #8   20.0   1.60   0   13.4  0.0   0.000   0.0   10   0.0
  #8&#9     并联   20.0   1.60   0   13.4  0.0   0.000   0.0   10   0.0
  #8&#15
本说明书的前面部分已描述了如何可以为本发明的优化实践确定多模块PV系统和多槽型电解器的操作效率。现在把注意力转向优化过程。 
逐步优化程序
一系列的九个步骤用来测量并优化太阳能PV电解的效率。下面给出通过2-4个示例情况说明的整个逐步优化程序。 
该逐步程序开始于表征该电解器。第一步骤要求以期望的氢生成速率操作电解器直到电解器达到稳态温度，然后测量操作电流、电压和温度： 
步骤1- 
期望的氢生成速率所需的电解器电流(Ioper)通过利用法拉第定律进行计算(等式7)。 
等式7： 
Figure G2006800529019D00091
其中26,806A/(kg·h)等于法拉第常数(96500库仑/克氢气)而N是电解器电路中串联电解槽的数量。 
电解器被连接到可变DC电源，并且增加功率输出直到电流(Ioper)等于用法拉第定律确定的期望的氢生成速率。恒定的操作温度是必要的，因为在电解器的允许温度范围内增加温度会增加其效率和氢生成速率。该温度达到依赖于功率输入和冷却水流速率及温度的稳态(恒定温度)。实际上，稳态温度是通过用附着到堆极板(stack plate)或电解槽的温度传感器(热电偶或温度计)测量电解器堆(stack)温度而确定的。当稳态被建立(温度不再变化)时，用与电解器串联的电流表来测量电解电路中的操作电流，而操作电压是用与电解器并联的电压表测量的(如图1和2所示)。在电解器到达期望的目标氢生成速率的稳态之前包括记录并画出操作电压、电流和温度的程序可以有助于确定稳态电流和温度。 
示例情况1-在优化PV电解器系统的假设示例中，我们每天需要0.5kg的氢气来操作单个燃料电池车辆，而PV电解器系统白天期间操作6小时。氢生成速率将是0.5Kg/6小时＝0.083kg/h。 
根据等式7：20槽型电解器的稳态电流将是0.083kg/h×26806A/kg/h/20＝111A(安培) 
预热后的稳态电流保持在21℃。所测量的操作电压为40伏。 
情况2-对照示例(将不被优化)：
所有条件与情况1相同。 
我们将考虑多达四种情况，其中对PV电解器系统的设计进行不同的更改，在每种情况中将实施相同系列的计算以确定这些更改对PV电解器系统的效率的影响。 
步骤2- 
稳态条件(期望的氢流速时的恒定温度、电压和电流)下的电解器效率是用等式6计算的，即效率＝1.23伏×1/(每电解槽的操作电压)。 
在示例情况1中，
根据等式6，电解器效率为 
效率＝100％×20×1.23×伏/40伏＝62％ 
情况2-对照示例(将不被优化)：
所有条件与情况1相同。 
PV电解器系统的17个示例的所测量的电解器效率图示于图4中。当PV系统的Vmpp小于30伏时，PEM电解器缺乏足够的能量来分裂水的化学键，没有电流流动，效率为零。Vmpp达30伏时，电流开始流动，但电流和所产生的氢气体积指示太阳能氢生成效率仅为6.8％，因此根据等式4，电解器效率仅为56％(0.56)。当Vmpp达到33伏时，电解器给出其最大效率(78％)并且在其它PV电解测试中将几乎恒定的效率保持在这一水平(76-79％)，其中保持环境温度(20-23℃)。 
利用连接到电解器的氢气出口的气体流量计是一种用于测量氢生成速率的可替代或补充的手段。电解器效率可以根据氢气流速利用等式8来计算。 
等式8： 
Figure G2006800529019D00111
在示例情况1中：测量的氢生成速率是0.0833kg/h；
根据等式8： 
效率＝100％×0.083×33.3/(111×40/1000)＝62％ 
情况2-对照示例(将不被优化)：
效率＝100％×0.083×33.3/(111×40/1000)＝62％(相同) 
步骤3- 
在某些情况下，在氢生成期间作为优化太阳能制氢的部分程序可以提高电解器的操作效率。这是一个应当考虑的可选步骤。 
在情况#1中，当现行的氢生成速率大于为燃料或其它期望用途而所需产生的氢气时，通过降低电解器操作电流来选择可选的较低的目标氢生成速率。如图5所示，降低操作电流可提高效率。估计的效率提高为ΔT效率(％)＝0.17％/A×Ioper。 
在情况#2中，当电解器操作温度低于电解器耐久性和安全要求所容许的最大操作温度时，通过减小循环水的流速或通过利用加热电解器的人工手段(比如加热循环水)来提高稳态操作温度。如图5所示，提高电解器操作温度可提高效率。效率提高为ΔT效率(％)＝0.13％/℃×ΔT。[注意：水或比如水和KOH的电解液混合物被循环经过电解器的电解槽以提供水从而转换成氢气和氧气。循环水还经过比如散热器的冷却装置并且起到冷却电解器的作用，该电解器在操作期间由于必须施加过电压而被加热。] 
降低操作电流提高效率还降低了PV电解器系统的氢生成速率。在较低的制氢(每kg氢气的较高成本)和提高的效率之间存在折衷。如果制氢的降低是不可接受的，则可以增加串联电解槽的数量N来弥补该损失。根据等式7制氢速率为： 
等式7： 
氢气速率＝Ioper/(N×26,806A/kg/h)。 
在不超过实际电解器设计限制的前提下，槽的数量可以增加高达50％或更多。。 
在示例情况1：
我们通过把温度从21℃提高到50℃并把电流从111A降低到89A来提高电解器效率。经过这些变化之后： 
ΔT效率(％)＝0.13％/℃×ΔT＝0.13×29＝3.8％ 
ΔI效率(％)＝0.17％/A×Ioper＝0.17×22＝3.7％ 
新的效率将是： 
电解器效率＝62％+3.8％+3.7％＝70％ 
新的氢生成速率将是(根据等式7)： 
氢气速率＝Ioper/(N×26,806A/kg/h)＝89×20/26,806＝0.066kg/h。 
虽然电解器效率是通过降低电流提高的，但是制氢总量可能变得太少：按照每天全日照(1000W/m2辐照度)6小时计算，0.066kg/h只产生0.4kg的氢气。 
氢气输出可以通过将串联电解槽的数量N从20提高到30而恢复到0.100kg/h(0.6kg/日照6h)。再次根据等式7， 
氢气速率＝89×30/26,806＝0.100kg/h。 
在我们的示例情况1中，(根据等式6)电解器操作电压也将由于电解槽数量从20增加到30而被增大： 
Figure G2006800529019D00131
Figure G2006800529019D00132
情况2-对照示例(将不被优化)：
氢气速率＝111×20/26,806＝0.083kg/h。 
电解器效率＝62％ 
Figure G2006800529019D00133
Figure G2006800529019D00134
在测试(图5)中，从大DC电源施加高得多的电流(高达70A)到电解器上，电解器效率随着操作电流的增加而逐渐减小到约72％。然而，电解器效率随温度增加而增大。这些数据(图5)可以用来预测电解器效率。 
用于操作电解器以产生氢气燃料的太阳能由光伏(PV)模块提供，该光伏模块把太阳辐射转换成电能。用于对负载(电解器或任何电器)供电的PV系统的效率取决于负载的操作电压和PV模块的操作温度。提高PV模块的操作温度导致其电效率的降低。每增加一度温度的PV模块电压、电流、功率和效率的变化被表示为温度系数。 
首先，通过测试表征PV模块以便在优化程序的以下步骤中确定它们的最大功率点。可选地，电压、电流、功率、最大功率点、效率和温度系数可根据可以构造PV电解器的候选PV模块的厂商说明书和产品资料进行估计。如果可用的PV说明书没有包括用于温度所引起的电压、电流和功率的变化的系数，则可以使用PV半导体材料的平均值。晶体硅是当今所用的主要PV半导体。PV模块的操作温度可以利用固定在模块背面上的温度传感器进行连续测量(最简单方法)。操作温度也可以被预测，因为它是环境温度、风速和太阳辐照度(W/m2)的函数。 
步骤4- 
电子可变负载装置(带有电压表和电流表)被连接到PV模块并且用来测量PV电压、电流、最大功率点、效率和温度系数。可变负载电路示意性地示于图6中。 
太阳能光伏电池模块(或连接的模块组)被连接到可变负载上，作为优化太阳能制氢的部分程序。温度测量装置附着到模块上以连续测量操作温度，而该模块被定位成光接收表面直接面向太阳。连续测量温度直到模块达到稳态操作温度。太阳辐照度(W/m2)是用校准过的太阳辐射传感器连续测量的。 
可变负载(比如惠普电子负载型号6060A)被串联连接到一个或多个模块。可变负载装置是电子装置，其用作可变电阻、串联在电气电路中以测量输入电流的低电阻电流表以及与电气电路并联以测量输入电压的电压表(图6)。除了测量电流和电压，可变负载装置还测量功率。利用可变负载测试系统，施加到一个或多个模块上的负载在PV系统的电流从零到短路电流(Isc)的范围内进行变化，同时操作员在计划的太阳能氢生成期间测量预期操作条件(一般是稳态操作条件)下的电流、电压、功率和温度。 
有用的是接着画出功率对电压的曲线以测量最大功率(Pmax)(见图3)，其中功率被定义为电压×电流。画出电流和功率对电压的曲线使得可以看到功率曲线的最大功率点以及IV曲线上对应于最大功率(Pmax＝Vmpp×Impp)的点，在该点处电压为最大功率电压(Vmpp)而电流为最大功率电流(Impp)。 
图7示出了利用可变负载系统扫描并画出来自高效PV模块的电压、电流和功率以找到最大功率点并测量Pmax、Vmpp、Impp、最大PV效率的结果(在密歇根州Warren的晴朗自然日照下测试) 
PV模块温度对电压、电流和最大功率及效率的影响也可以利用可变负载系统进行测量，并且这些结果可以用来确定模块的温度系数。在图8中，操作温度变化对PV模块在最大功率点(其最优操作电压)下的电效率的影响是通过以一个范围的操作温度扫描PV模块六次而确定的。每度0.06效率百分比的变化对应于0.3％/℃的温度系数，即在STC(25℃)下，由于太阳能加热引起的温度每增加一度，18.8％的效率就降低-0.3％×18.8％＝-0.06％。当温度达到40℃时，效率会下降到18.0 ％。PV功率输出的温度系数具有与效率的温度系数(-0.3％/℃)相同的幅度，因为效率＝功率输出/Pmax，其中Pmax是常数(STC下的最大功率)。 
示例性优化情况1：
对于我们利用电子可变负载系统所测试的PV模块(Sanyo HIP-190PV)，如图7和8所示，我们发现所测量的： 
在41℃下MPP时的电压(Vmpp)＝52伏[根据图7] 
[根据厂商说明书，在STC 25℃下Vmpp为54.8伏] 
在41℃下MPP时的功率(Pmax)＝180瓦[根据图7] 
[根据厂商说明书，在STC下Pmax为190W] 
在41℃下来自每个PV模块的最大功率电流(Impp)为180瓦/52伏特＝3.46安培。 
Pmax的温度系数(每度总功率的百分比)＝-0.30％[根据图8] 
[根据厂商说明书，该系数也是-0.30％每度总功率的百分比] 
Vmpp的温度系数(伏/℃)≈0.3％×180VA/3.46A＝0.16伏/℃ 
情况2-对照示例(将不被优化)：
所有PV模块参数与情况1相同。 
步骤5- 
接下来，通过以下程序优化电解器操作电压对用于生成氢气的太阳能光伏电解器系统的效率的影响： 
步骤1或2中的方法用来测量在生成目标制氢流速所需的稳态条件下电解器的操作电压和效率。然后，步骤4的方法用来在计划的太阳能氢生成期间测量预期操作条件下最大功率点电压(Vmpp)和若干候选光伏模块或互连模块组的效率。选择最适当的模块或互连模块组，所述模块或互连模块组的Vmpp等于电解器操作电压以便从光伏系统获得最大效率。最适当的一个或多个模块的这种选择是通过以下方式完成的：构造在氢生成的预期操作条件下光伏模块功率及效率相对模块的Voper/Vmpp的曲线；或者可选地选择模块或互连模块组，其中所述模块或互连模块组的功率或效率曲线是相对Voper/Vmpp绘制的，其指示太阳能光伏系统将在稳态电解器操作电压(Voper)下保持所希望的最大效率百 分比。 
在我们的优化情况1中： 
我们在步骤4中所表征的PV模块(Sanyo HIP-190PV)在25℃下其最大功率输出(在25℃的标准操作条件下的MPP)时产生54.8伏的输出电压(Vmpp)。由于步骤3中优化的电解器要求53伏(操作电压Voper)，所以PV输出电压可被认为是用于PV电解器系统的不错选择。对于传送53伏以高效操作电解器的PV模块而言，或者这些模块必须被设计成在稳态操作温度下具有53伏的Vmpp，或者PV模块的稳态操作温度需要被保持在25℃附近(见下面步骤7)。PV输出电压略大于操作电压(54.8伏-53伏＝1.8伏(超过3％))是有益的，因为如果操作温度升高到25℃之上则输出电压会下降并且由于接线中的电阻可能存在少量的“铜”损耗从而减小电压。 
所有这些PV模块都将被并联配置，即正-正和负-负地连接到一起，并且被直接连接到电解器。PV模块的数量将是： 
模块的数量＝89A/3.46A/模块＝26。 
在41℃下MPP(Pmax)时的总功率＝26×180W＝4680W[根据图7中所确定的最大功率点计算的功率] 
情况2-对照示例(将不被优化)： 
所有这些PV模块都将被并联配置，即正-正和负-负地连接到一起，并且被直接连接到电解器。PV模块的数量将是： 
Voper＝40伏 
根据图7： 
Voper下的PV功率＝150W/模块 
Voper下的电流(Ioper)＝150W/40V＝3.75A 
模块的数量＝111A/3.75A/模块＝30 
总功率＝30×150W＝4500W 
在这些未优化的条件下，与情况1相比使用更多PV模块但提供更小的功率。 
步骤6- 
可替代的方法可以用来估计最大功率点电压并优化连接到可变负 载的太阳能光伏电池的一个或多个模块的效率，其作为优化太阳能制氢的部分程序，这借助于利用由光伏模块的厂商提供的产品资料说明来了解25℃(标准测试条件)下的最大功率点电压和最大功率以及利用附着到该一个或多个模块上的温度测量装置通过步骤4的方法测量稳态操作温度。由厂商提供的温度系数(或者从文献资料中获得的光伏材料类型和半导体的平均温度系数)可以用来估计操作温度下的最大功率点电压和最大功率(通过利用温度系数和操作温度来修正25℃下的最大功率点电压和最大功率)。 
步骤7- 
接着，可以使用以下程序来提高一个或多个光伏模块的效率，这是优化太阳能制氢的部分程序。首先，通过直接连接方法串联连接更多或更少数量的模块以更改整个光伏系统的输出电压(见步骤5)，使其等于电解器的稳态操作电压。其次，在步骤5的程序期间，冷却水的流动或者另一流体、气体或液体冲击到一个或多个模块上可以用来降低稳态模块操作温度。可选地，冷却盘管、叶片或通风孔所携带的流体接触或附着于这些模块上可用来降低稳态操作温度。我们测试了将凉水(21.4℃)周期性地喷洒到PV模块上的影响并且发现模块温度被有效地降低。在步骤5期间降低操作温度可提高PV模块Pmax和效率。 
另外，有些情况下唯一可用的PV系统的输出电压与电极的操作电压接近得不够而不能实现直接连接方法(见步骤5)的有效PV电解器操作。在这种情况下，DC-DC转换器或充电控制器被串联连接在模块和电解器之间以便更改整个光伏系统的输出电压，使其等于电解器的稳态操作电压。因为DC-DC转换器给电路增加了电阻，所以有DC-DC转换器时的最大效率小于直接连接PV电解的最大效率，不过这两种方法都可以用来提供等于操作电压的电压。因此，如果步骤5中的方法可以用来使PV系统的输出电压匹配电解器的操作电压，则不使用DC-DC转换器。 
在优化情况1中： 
在凉爽有风时期PV模块的稳态操作温度是大气35℃。 
在随后的几周内，随着环境温度增加，无论何时太阳辐射和风速的 环境条件使得模块加热到高于该温度，使用冷却液体或气体把PV操作温度保持在35℃。将PV模块保持在标准温度25℃之上10度将使Vmpp保持在53伏，即等于电解器的Voper的最优电平。如果不使用冷却系统，则在凉爽晴朗的日子太阳辐射将使模块加热到大约40℃而在炎热晴朗的日子会达到50℃以上，使得电压下降和效率降低。 
35℃下的Vmpp＝25℃下的Vmpp+(温度系数×ΔT) 
＝54.8伏+(-0.16伏/℃×10℃)＝53.2伏 
情况2-对照示例(将不被优化)： 
不对PV系统的电压、电流输出或温度进行任何变化。 
在优化情况3中： 
在另一凉爽晴朗时期稳态操作温度是41℃。所有电解器参数与情况1相同除了在这种情况下(情况2)重新设计的电解器具有25个串联连接的电解槽，提供45伏的Voper。 
PV模块被重新设计成具有83个串联的太阳能电池以便在41℃下产生45伏的Vmpp。[情况1中原始PV模块具有96个串联连接的太阳能电池以便在41℃下提供52伏。] 
在优化情况4中： 
所有电解器参数如情况1所述。 
在PV操作温度下，仅有的可用PV模块具有36伏的Vmpp。 
这些PV模块被连接到DC-DC转换器或充电控制器系统，其输入电压范围包括36伏(例如30-40伏)并且在期望的PV操作温度下将电压升高到53伏的输出电压。 
与情况1中的直接连接系统现比，在情况3中DC-DC转换器是90％有效并造成10％的效率损失。 
步骤8- 
步骤1-5中的优化程序可以用来产生用于建造优化的太阳能光伏电解器系统以生成氢气的最佳设计。最佳设计参数是通过以下方式计算的：利用步骤1的方法测量电解器的稳态操作电压，以及利用步骤2和 3的方法来测量电解器在容许操作电流和温度的范围内的操作效率。接着，如果可能的话，使用步骤3的方法来提高电解器操作效率，并且选择希望的操作电流(以及最终得到的氢生成速率和相应的电解器效率)。然后，使用步骤4-6来优化PV系统效率。 
在高氢生成和高效率之间存在折衷。要注意，通过提高操作电流Ioper来提高氢生成速率会导致效率的降低。 
在情况1中： 
电解器效率是70％ 
PV系统效率是18.2％ 
总太阳能到氢气转换效率是12.7％ 
制氢速率是0.10kg/h 
PV电池面积是26×1.027m2＝26.7m2(PV电池的测量面积，一般可从厂商获得) 
情况2-对照示例(将不被优化)： 
电解器效率是62％ 
PV系统效率＝150W/190W×19％＝15％ 
总太阳能到氢气转换效率是9％ 
氢气速率＝Ioper/(N×26,806A/kg/h)＝111×20/26,806＝0.083kg/h 
PV电池面积是30×1.027m2＝30.8m2
因为电解器和PV系统都没有被优化，所以情况2要求更大数量、面积和成本的PV模块而每小时产生的氢气更少。 
在情况3中： 
电解器效率是70％ 
PV系统效率是18.2％ 
总太阳能到氢气转换效率是12.7％ 
制氢速率是0.10kg/h 
PV电池面积是26×1.027m2＝26.7m2
在情况4中： 
电解器效率是70％ 
PV系统效率是18.2％ 
DC-DC转换器效率是90％ 
总太阳能到氢气转换效率是11.4％ 
制氢速率是0.09kg/h 
PV电池面积是26×1.027m2＝26.7m2
步骤9- 
基于步骤1-5的方法还可以用来连续优化并操作太阳能光伏电解器系统从而生成氢气。连接电压和电流传感器以测量光伏电解器系统的操作电压和电流，并且安装温度传感器以测量光伏模块的操作温度。然后，包括逻辑系统、控制算法、电子控制器和开关(螺线管或其它)的控制系统被连接到电压、电流和温度传感器，以便基于传感器测量来控制光伏电解器系统的操作和效率。控制系统的作用是连续优化系统操作和效率，这借助于利用来自传感器的信号控制光伏模块中以串联和并联电路连接的太阳能电池的数量从而保持最优的PV系统输出电压，该输出电压即等于所希望的电解器操作电压。 
可选地，可以通过利用来自控制系统的信号控制电解器中以串联和并联电路连接的电解槽的数量从而保持最优的系统操作电压，连续优化系统操作和效率。可选地，可以通过利用来自控制系统的信号来控制DC-DC转换器或充电控制器的输出电压从而保持最优的系统操作电压，连续优化系统操作和效率。可选的控制方案中之一或组合可以用来控制PV电解器操作。 
用于系统控制的控制开关和算法的一个系统示意性地示于图9A中。这个控制系统被设计成在PV电解器操作的两种模式之间切换：(a)在高太阳辐照度时期(产生高电流和电压)的直接连接操作；和(b)用以升高在部分多云时期的操作电压的DC-DC转换器操作，在部分多云时期通过直接连接的PV输出电压对于有效操作而言太低。直接连接模式通常以较大功率和效率提供PV电解器操作，因为向电路添加DC-DC转换器会增加电阻。当使用DC-DC转换器模式时电阻的增加导致向电解器传送的最大功率减小并且导致所生产的氢气减少5％-10％。 
在图9A中，电解器在50伏进行操作(Voper＝50V)。三个光伏模 块以并联连接布置，以便传送足够的操作电流到电解器用于所需的制氢，其中每个光伏模块操作在其最大功率点即Vmpp＝50V。系统是由预编程的控制器(控制器-算法)操作的。该控制器可能包括计算机或具有足够存储器的其它电子控制系统。这些算法来源于电解器和若干PV模块的效率模型或性能数据库，所述算法管理控制器并决定控制器何时将激活开关以实现从PV阵列到电解器的直接连接或者相反将PV阵列连接到DC-DC转换器。PV电解器系统的直接连接模式可以视为缺省模式。在直接连接模式中，系统的Voper等于PV阵列的输出电压(Vpv)。该算法要求如果在直接连接模式中PV电解器的操作电压(Voper和Vpv)低于PV阵列的最优电压范围的下限(Vopt)，则控制器将PV阵列的连接切换到DC-DC转换器(DC-DC转换器模式)并脱离直接连接(缺省)模式。 
电压表和电流表监测PV系统的性能并且它们各自的数据由控制器系统监测。电压表监测Voper何时低于Vopt的预设值，其是PV电解器中所用的特定PV阵列的特性值。电解器和若干PV模块的效率模型或性能数据库用来设定任意温度或电流条件下PV阵列的Vopt、Vmpp或Vpv或者电解器的Voper以供控制器逻辑使用。由控制器算法控制的电气开关容许从直接连接模式自动变化到DC-DC转换器模式。如果由图9A中的控制器所监测的Vpv又升高到Vopt，则控制器将自动切换回直接连接模式(缺省模式)。在这个示例中，DC-DC转换器可以在由三个PV模块所传送的电压(Vmpp)低于电解器的操作电压的情况下接入PV功率传送系统并且可以根据太阳辐射的电流水平再次从电路中断开。 
图9B示出了其中电解器具有用于制氢的预定Voper和Ioper的第二实施例。Voper和Ioper的最优值由用于优化PV电解的数学模型预先确定(见表1)。提供PV阵列以为电解器的操作提供直流功率。电压、安装电流和温度传感器以监测光伏电池阵列的操作。PV阵列用电气开关进行互连以便在相应模块之间获得串联和/或并联电连接的组合。用于优化PV电解的数学模型(见表1)基于利用众多PV模块、DC-DC转换器和电解器条件所获得的数据。因此，每个PV模块阵列的性能特性被预先确定且存储在编程的控制器(该控制器可能包括计算机或具有足够存储器的其它电子控制系统)的数据库中。一些或所有模块的初始排列是通过控制开关以利用操作在其Vmpp的模块阵列来向电解器传送功率(Ioper 和Voper)而布置的。如果太阳辐照度变化或者PV阵列的温度变化或者电解的操作温度或电流变化等等，则控制器可以命令不同的开关排列以实现新的PV模块阵列，使其仍然操作在新阵列的Vmpp。图9B中系统的控制器算法控制PV阵列中PV模块和电池的互连，这样PV阵列的Vmpp将等于电解器操作电压Voper。这一条件产生最大效率和制氢。 
图9C示出了本发明的另一实施例。在这个实施例中，可以改变以串联和/或并联连接布置的电解器槽的数量从而对制氢速率进行所需变化或者与PV阵列保持均衡。除了如示意性所示对电解器槽的组织做出变化之外，这个图类似于图9B。在这个实施例中该管理控制器算法要求电解器槽的Voper必须等于PV阵列的Vmpp，其在操作条件下由表1和4所示的效率模型确定。 
光伏冷却实验 
在十月晴朗的日子对冷却PV模块的有效性进行了测试。用软管和精细喷嘴将冷的自来水(21.4℃)施加到PV模块的表面长达3-5分钟。附着到每个模块的背面上的传感器用来监测温度。模块的电流-电压-功率曲线在冷却过程前后被扫描。这些测试的结果被汇总在表2中。 
表2.光伏冷却实验 
 PV模块   初始温度  (℃)   最终温度  (℃)   初始功率  (W)   最终功  率(W)   P<sub>max</sub>的增  加(％)
 Sanyo HIP-190   41   24   181   191   5.5
 SunPower   36   23   81   88   8.6
优化模型 
通过与我们数据库中所测量的制氢效率的比较，构造并测试PV电解器效率的总模型。这个效率模型也是建立用于优化PV电解效率的逐步程序的基础。该程序的步骤是通过分析用以对效率建模的项而加以选择的。为了估计每个PV系统在Voper下的效率，晶体硅PV模块(SharpSolar NT-185U1)的典型IV曲线被归一化以示出Vmpp为1.0时相对效率为1.0，即如果PV模块的Vmpp刚好等于电负载的Voper则PV模块会以1000W/m2的辐照度提供满功率(图10)。为每个PV模块确定由Voper 表示的Vmpp的那部分/几分之一(fraction)，并且通过从x轴上的Voper/Vmpp值到效率曲线绘制垂直线，可以估计在Voper时可用的总PV电效率的那部分(fraction)。例如，如果对于模块A而言Vmpp是64伏而Voper是32伏，则分数Voper/Vmpp为0.5。利用该图，x轴上0.5(Voper/Vmpp)的数值对应于Y轴上0.58的效率。然后，将0.58乘以(MPP时)模块A的电池效率(例如14％)将得到Voper时估计的电效率0.58×14％＝8.1％。 
预测PV模块的效率的数学模型是通过利用凭借SAS软件所开发的8变量回归模型对表1和图10中所示的实验数据进行曲线拟合而研制的(图11)。为了更容易使用这个数学模型来估计预测的效率，用于内插新的Voper/Vmpp值的“可单击”Microsoft ExcelTM模型(基于SAS回归模型)包含于如表3的这个文件中。为了内插任何所需的Voper/Vmpp值并找到相应的PV系统效率：用位于表上的鼠标双击，然后插入一行，输入新的Voper/Vmpp值，并按Tab键以读取模型预测效率。 
  Voper/Vmpp   效率模型  (SAS)
  0   0.00
  0.050   0.06
  0.100   0.12
  0.150   0.17
  0.200   0.22
  0.250   0.27
  0.300   0.33
  0.350   0.39
  0.400   0.45
  0.450   0.51
  0.500   0.56
  0.550   0.61
  0.600   0.66
  0.650   0.71
  0.700   0.76
  0.750   0.82
  0.800   0.88
  0.850   0.93
  0.900   0.97
  0.950   1.00
  1.000   0.99
[0228] 
  1.050   0.96
  1.075   0.94
  1.100   0.92
  1.120   0.89
  1.140   0.86
  1.160   0.81
  1.180   0.73
  1.200   0.61
  1.220   0.41
  1.240   0.07
  1.245   -0.04
表3.用于内插新的Voper/Vmpp值的可单击Microsoft Excel模型(基于SAS回归模型)。为了内插：用位于表上的鼠标双击，然后插入一行，输入新的Voper/Vmpp值，并按Tab键以读取模型预测效率。 
每个PV系统在其Vmpp和Voper时的效率绘制于图12中。在图12中，Vmpp和Voper的PV效率曲线在PV模块的Vmpp为33到36.2伏的范围上重合，因为这个范围近似为电解器的Voper(32伏)。这是PV模块的效率被优化的范围，因此是产生大多数氢气且系统效率最高的范围。在图12中最优Vmpp范围(33-36.2伏)标以大括号。 
太阳辐射在日光照明期间加热PV模块，此时它们比环境温度更热，而这减小了它们的功率输出和电效率。虽然PV模块的Vmpp和其它规范是在标准测试条件(STC)下测量的，在光谱分布为AM1.5(总光谱辐照度)和电池温度(PV T)为25℃下所述标准测试条件为1kW/m2，但是PV模块经常操作在如额定操作电池温度(NOCT)的更热条件，其在标准操作条件(环境温度20℃、太阳辐照度0.8kW/m2和风速1m/s)下为约47℃。在炎热晴朗的条件下温度甚至高于47℃。因此，必要的是通过减去温度系数(每度0.45％)乘以温度增加的度数以得到预测的效率的温度修正值来修正所预测的效率(等式9)。 
等式9： 
修正的效率＝未修正的效率-(PV T℃-25)×0.45％/℃ 
所报道的的六种PV模块(Solarex、Shell Solar、Astropower、Siemens、BP Solar和Sanyo)的温度系数从0.33％/℃到0.52％/℃的范围内变化，其中大多数材料的系数接近0.45％/℃的平均值。在预测模型中使用0.45％/℃的平均PV系数(表1)。 
在表4所示的带有用于最优化的DC-DC转换器的PV电解的模型中，必须增加额外项以解决由于因DC-DC转换器给电路所增加的电阻所致的效率损失。预测的PV电解器效率必须乘以所测量的DC-DC转换器效率从而得到整个DC-DC转换器PV电解器系统的正确预测效率(等式5)。图13示出了两种DC-DC转换器(Solar Converter Ltd.型号48-10线性电流放大器(LCB)和Solar Converter Ltd.充电控制器型号48-20)的所测量的DC-DC转换器效率，即转换器的输出功率(Iout×Vout)除以功率输入(Iin×Vin)。表3中所用的DC-DC转换器效率的值是从图13中估计的；对于LCB而言，效率值是95.2％；对于充电控制器而言，效率值是97.2％。 
图14示出了15次PV电解器测试的模型太阳能氢生成效率，其是根据直接连接PV电解器的预测模型(表1)估计的并且是基于在Voper下的电解器效率和PV效率，包括这两个系统之间相互作用的影响和PV温度影响。这两条曲线一般很接近。这两组值之间的最大差别仅为0.1％效率。图15比较了如在表4中所建模的DC-DC转换器PV电解器系统的预测效率和测量效率。图14和图15表明这些模型可以预测的系统效率的平均精度对于直接连接而言＜±0.1％而对于DC-DC转换器PV电解器而言，平均精度＜±0.4％。 
表4.具有DC-DC转换器的PV电解器系统的效率模型(MPP跟踪) 
     PV  号      辐照  度  kW/m2     DC-DC  转换器  电流输  入A    DC-DC  转换器  电压  输入     DC-DC  转换器  电流输  出A    DC-DC   转换器  电压  输出        Vmpp  VDC        VinpuV  Vmpp    在V<sub>输入</sub>   时的PV  效率   分数    在Vmpp   时的  PV效   率％    在V<sub>输入</sub>   时的  PV效   率％    DC-DC    转换器  效率％     电解器    效率％    预测的  PV-E   系统效   率％    PV温   度    -25℃   模型预  测的效   率(温   度修   正)％    所测量   的PV-E   效率％
  8   0.96   6.36   17.87   3.44   31.6   20.0   0.894   0.965   13.4   12.9   95.7   0.78   9.6   17   8.5   8.4
  8   0.96   6.38   17.86   3.43   31.65   20.0   0.893   0.96   13.4   12.9   95.3   0.78   9.5   17   8.4   8.4
  3   0.96   3.05   17.79   1.66   31.08   17.0   1.046   0.98   13.3   13.0   95.1   0.79   9.6   26   8.1   7.5
  3   0.96   3.06   17.78   1.67   31.12   17.0   1.046   0.98   13.3   13.0   95.5   0.79   9.8   26   8.1   7.6
  10   0.77   1.9   56.7   3.27   31.27   54.0   1.050   0.98   17.3   17.0   94.9   0.79   12.7   22   10.8   10.1
  10   0.77   2.01   56.7   3.58   31.2   54.0   1.050   0.98   17.3   17.0   92.5   0.79   12.4   22   10.5   10.4
  10   0.86   2.21   56.6   3.62   31.16   54.0   1.048   0.98   17.3   17.0   95.2   0.79   12.7   22   10.9   10.5
  12   0.95   2.43   35.34   2.7   31.13   33.0   1.071   0.95   11.5   10.9   97.9   0.79   8.4   41   6.2   5.7
  12   0.99   1.83   35.3   2.04   30.66   33.0   1.070   0.95   11.5   10.9   96.8   0.80   8.5   52   5.7   4.2
  13   0.99   3.7   35.39   4.01   31.68   36.2   0.978   1.00   17.5   17.5   97.0   0.78   13.2   50   8.8   9.4
  13   1.01   3.2   37.01   3.51   31.49   36.2   1.022   0.98   17.5   17.2   93.3   0.78   12.5   49   8.3   8.1
通过示例说明了本发明的实践。这些示例仅仅旨在对本发明进行说明而不是对其范围加以限制。 

Claims (15)

1.一种由受日光照射的两个或两个以上可用光伏模块即模块阵列供电的制氢电解器的操作方法，所述电解器具有两个或两个以上电解槽并具有操作直流电流和操作电压，一个或多个光伏模块可以并联或串联电路布置连接以形成一个或多个模块的不同阵列用于传送直流功率到所述电解器槽，其中一个或多个模块的给定阵列能包括小于总可用模块数的模块，所述方法包括：
预先确定一个或多个模块的代表性阵列的最大功率点操作电压；
针对所希望的制氢速率，确定所述电解器的操作电流和操作电压；和
选择并采用一个或多个模块的光伏阵列作为当前操作阵列，以在其最大功率点电压操作以便传送所确定的操作电流和操作电压到所述电解器。
2.根据权利要求1所述的制氢电解器的操作方法，所述方法进一步包括：
连续监测当前操作的光伏模块阵列的操作电压；和
在当前操作的模块阵列没有操作在其最大功率点电压时，选择并采用新的模块阵列以操作在其最大功率点电压以便传送所确定的操作电流和操作电压到所述电解器。
3.根据权利要求2所述的制氢电解器的操作方法，其中通过切换两个或两个以上模块之间的电连接将当前操作的模块阵列转换到新的模块阵列。
4.根据权利要求2所述的制氢电解器的操作方法，其中通过替代一个或多个不同模块将当前操作的模块阵列转换到新的模块阵列。
5.根据权利要求1所述的制氢电解器的操作方法，所述方法进一步包括：将DC-DC转换器互连在当前操作的模块阵列和所述电解器之间以改善当前操作阵列的最大功率点电压和所述电解器的操作电压之间的匹配。
6.根据权利要求1所述的制氢电解器的操作方法，所述方法进一步包括：
连续测量所述当前操作阵列中的一个或多个模块的操作温度，和
当该操作温度升高并使阵列的最大功率点电压降低时，冷却所述当前操作阵列中的这些模块。
7.根据权利要求6所述的制氢电解器的操作方法，包括利用冷却流体在该一个或多个模块上的流动来降低稳态模块操作温度。
8.根据权利要求2所述的制氢电解器的操作方法，其中所述新的模块阵列包括比先前模块阵列更多的串联连接的模块。
9.一种由受日光照射的光伏模块阵列供电的制氢电解器的操作方法，所述电解器具有可以并联或串联布置连接的多个电解槽并具有操作直流电流和操作电压，所述光伏模块可以并联或串联布置连接以形成不同阵列来传送直流功率到所述电解器，所述方法包括：
预先确定代表性模块阵列的最大功率点操作电压；
针对所希望的制氢速率，确定所述电解器的第一操作电流和操作电压；
选择第一光伏模块阵列以操作在其最大功率点电压来传送所确定的操作电流和操作电压到所述电解器；并且其后
通过将所述电解器的操作改变到第二操作电流和操作电压，改变所述电解器的制氢速率；和
选择第二光伏模块阵列以操作在第二阵列的最大功率点电压来传送所述第二操作电流和操作电压到所述电解器。
10.一种用于连续优化太阳能光伏电解器系统的操作以生成氢气的方法，所述电解器由一组受日光照射的两个或两个以上的可用光伏模块供电，所述电解器具有可以并联或串联电路连接的两个或两个以上电解槽并具有可变的操作直流电流值和操作电压值，该光伏系统包括一个或多个光伏模块，所述光伏模块可以并联或串联电路布置连接以形成一个或多个模块的不同阵列来传送直流功率到所述电解器槽，其中给定阵列可以包括小于总可用模块数的模块，所述方法包括：
连续测量光伏电解器系统的操作电压和电流；
连续测量光伏模块的操作温度；并利用预编程的计算机控制系统来连续接收系统操作电流和电压以及光伏模块温度的当前值并且用这些值来选择并采用一个或多个模块的当前光伏阵列，所述当前光伏阵列具有接近电解器系统的当前操作电压的最大功率点，所述计算机控制系统包括主机或微处理器以及相关电路、开关及接线，所述计算机具有与一个或多个模块的可用光伏阵列的操作温度有关的最大功率点值的数据库。
11.根据权利要求10所述的用于连续优化太阳能光伏电解器系统的操作的方法，其中所述预编程的计算机控制系统包括主机或微处理器以及相关电路、开关及接线，并控制以串联电路和并联电路连接的光伏模块的数量来保持最优的操作电压。
12.根据权利要求11所述的用于连续优化太阳能光伏电解器系统的操作的方法，其中所述预编程的计算机包括主机或微处理器以及相关电路、开关及接线，并通过切换一个或多个模块之间的电连接来管理用新的光伏模块阵列替代当前模块阵列。
13.根据权利要求11所述的用于连续优化太阳能光伏电解器系统的操作的方法，其中所述预编程的计算机包括主机或微处理器以及相关电路、开关及接线，并通过替代一个或多个不同模块来管理用新的光伏模块阵列替代当前模块阵列。
14.根据权利要求10所述的用于连续优化太阳能光伏电解器系统的操作的方法，其中所述预编程的计算机控制系统包括主机或微处理器以及相关电路、开关及接线，并控制DC-DC转换器的输出电压以调节当前操作模块阵列的最大功率点电压使其更接近电解器的操作电压。
15.根据权利要求10所述的用于连续优化太阳能光伏电解器系统的操作的方法，其中所述预编程的计算机控制系统包括主机或微处理器以及相关电路、开关及接线，并控制以串联电路和并联电路连接的电解槽的数量来保持最优的系统操作电压。
CN2006800529019A 2005-12-15 2006-12-06 优化光伏电解器效率 Expired - Fee Related CN101374978B (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US75069105P 2005-12-15 2005-12-15
US60/750,691 2005-12-15
PCT/US2006/061642 WO2007142693A2 (en) 2005-12-15 2006-12-06 Optimizing photovoltaic-electrolyzer efficiency

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN101374978A CN101374978A (zh) 2009-02-25
CN101374978B true CN101374978B (zh) 2010-12-08

Family

ID=38801939

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN2006800529019A Expired - Fee Related CN101374978B (zh) 2005-12-15 2006-12-06 优化光伏电解器效率

Country Status (3)

Country Link
CN (1) CN101374978B (zh)
DE (1) DE112006003417T5 (zh)
WO (1) WO2007142693A2 (zh)

Families Citing this family (89)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US11881814B2 (en) 2005-12-05 2024-01-23 Solaredge Technologies Ltd. Testing of a photovoltaic panel
US10693415B2 (en) 2007-12-05 2020-06-23 Solaredge Technologies Ltd. Testing of a photovoltaic panel
US8046867B2 (en) 2006-02-10 2011-11-01 Tennant Company Mobile surface cleaner having a sparging device
US7891046B2 (en) 2006-02-10 2011-02-22 Tennant Company Apparatus for generating sparged, electrochemically activated liquid
US8156608B2 (en) 2006-02-10 2012-04-17 Tennant Company Cleaning apparatus having a functional generator for producing electrochemically activated cleaning liquid
US8016996B2 (en) 2006-02-10 2011-09-13 Tennant Company Method of producing a sparged cleaning liquid onboard a mobile surface cleaner
US8007654B2 (en) 2006-02-10 2011-08-30 Tennant Company Electrochemically activated anolyte and catholyte liquid
US8012340B2 (en) 2006-02-10 2011-09-06 Tennant Company Method for generating electrochemically activated cleaning liquid
US8025786B2 (en) 2006-02-10 2011-09-27 Tennant Company Method of generating sparged, electrochemically activated liquid
US7836543B2 (en) 2006-02-10 2010-11-23 Tennant Company Method and apparatus for producing humanly-perceptable indicator of electrochemical properties of an output cleaning liquid
US8025787B2 (en) 2006-02-10 2011-09-27 Tennant Company Method and apparatus for generating, applying and neutralizing an electrochemically activated liquid
US8473250B2 (en) 2006-12-06 2013-06-25 Solaredge, Ltd. Monitoring of distributed power harvesting systems using DC power sources
US8013472B2 (en) 2006-12-06 2011-09-06 Solaredge, Ltd. Method for distributed power harvesting using DC power sources
US8816535B2 (en) 2007-10-10 2014-08-26 Solaredge Technologies, Ltd. System and method for protection during inverter shutdown in distributed power installations
US8963369B2 (en) 2007-12-04 2015-02-24 Solaredge Technologies Ltd. Distributed power harvesting systems using DC power sources
US11309832B2 (en) 2006-12-06 2022-04-19 Solaredge Technologies Ltd. Distributed power harvesting systems using DC power sources
US8947194B2 (en) 2009-05-26 2015-02-03 Solaredge Technologies Ltd. Theft detection and prevention in a power generation system
US8319471B2 (en) 2006-12-06 2012-11-27 Solaredge, Ltd. Battery power delivery module
US11855231B2 (en) 2006-12-06 2023-12-26 Solaredge Technologies Ltd. Distributed power harvesting systems using DC power sources
US9088178B2 (en) 2006-12-06 2015-07-21 Solaredge Technologies Ltd Distributed power harvesting systems using DC power sources
US11888387B2 (en) 2006-12-06 2024-01-30 Solaredge Technologies Ltd. Safety mechanisms, wake up and shutdown methods in distributed power installations
US8384243B2 (en) 2007-12-04 2013-02-26 Solaredge Technologies Ltd. Distributed power harvesting systems using DC power sources
US8618692B2 (en) 2007-12-04 2013-12-31 Solaredge Technologies Ltd. Distributed power system using direct current power sources
US8319483B2 (en) 2007-08-06 2012-11-27 Solaredge Technologies Ltd. Digital average input current control in power converter
US11735910B2 (en) 2006-12-06 2023-08-22 Solaredge Technologies Ltd. Distributed power system using direct current power sources
US11687112B2 (en) 2006-12-06 2023-06-27 Solaredge Technologies Ltd. Distributed power harvesting systems using DC power sources
US11728768B2 (en) 2006-12-06 2023-08-15 Solaredge Technologies Ltd. Pairing of components in a direct current distributed power generation system
US11569659B2 (en) 2006-12-06 2023-01-31 Solaredge Technologies Ltd. Distributed power harvesting systems using DC power sources
EP2207631A2 (en) 2007-10-04 2010-07-21 Tennant Company Method and apparatus for neutralizing electrochemically activated liquids
WO2009055474A1 (en) 2007-10-23 2009-04-30 And, Llc High reliability power systems and solar power converters
PL2212983T3 (pl) 2007-10-15 2021-10-25 Ampt, Llc Układy do wysoko wydajnej energii słonecznej
US11264947B2 (en) 2007-12-05 2022-03-01 Solaredge Technologies Ltd. Testing of a photovoltaic panel
WO2009072076A2 (en) 2007-12-05 2009-06-11 Solaredge Technologies Ltd. Current sensing on a mosfet
EP2232663B2 (en) 2007-12-05 2021-05-26 Solaredge Technologies Ltd. Safety mechanisms, wake up and shutdown methods in distributed power installations
EP3719949B1 (en) 2008-05-05 2024-08-21 Solaredge Technologies Ltd. Direct current power combiner
WO2009149327A2 (en) 2008-06-05 2009-12-10 Global Opportunities Investment Group, Llc Fuel combustion method and system
CA2728737C (en) 2008-06-19 2016-04-19 Tennant Company Tubular electrolysis cell comprising concentric electrodes and corresponding method
JP2011525219A (ja) 2008-06-19 2011-09-15 テナント カンパニー 種々のサイズ／形状をもつアパーチャを備える電極を有する電解セル
US8371315B2 (en) 2008-12-17 2013-02-12 Tennant Company Washing systems incorporating charged activated liquids
WO2010120315A1 (en) 2009-04-17 2010-10-21 Ampt, Llc Methods and apparatus for adaptive operation of solar power systems
US9466737B2 (en) 2009-10-19 2016-10-11 Ampt, Llc Solar panel string converter topology
US10230310B2 (en) 2016-04-05 2019-03-12 Solaredge Technologies Ltd Safety switch for photovoltaic systems
US10673222B2 (en) 2010-11-09 2020-06-02 Solaredge Technologies Ltd. Arc detection and prevention in a power generation system
GB2485527B (en) 2010-11-09 2012-12-19 Solaredge Technologies Ltd Arc detection and prevention in a power generation system
US10673229B2 (en) 2010-11-09 2020-06-02 Solaredge Technologies Ltd. Arc detection and prevention in a power generation system
GB2483317B (en) 2011-01-12 2012-08-22 Solaredge Technologies Ltd Serially connected inverters
US10140401B1 (en) 2011-07-25 2018-11-27 Clean Power Research, L.L.C. System and method for inferring a photovoltaic system configuration specification with the aid of a digital computer
US9411073B1 (en) 2011-07-25 2016-08-09 Clean Power Research, L.L.C. Computer-implemented system and method for correlating satellite imagery for use in photovoltaic fleet output estimation
US10663500B2 (en) 2011-07-25 2020-05-26 Clean Power Research, L.L.C. System and method for estimating photovoltaic energy generation through linearly interpolated irradiance observations with the aid of a digital computer
US11068563B2 (en) 2011-07-25 2021-07-20 Clean Power Research, L.L.C. System and method for normalized ratio-based forecasting of photovoltaic power generation system degradation with the aid of a digital computer
US10797639B1 (en) 2011-07-25 2020-10-06 Clean Power Research, L.L.C. System and method for performing power utility remote consumer energy auditing with the aid of a digital computer
CN102904474A (zh) * 2011-07-29 2013-01-30 上海亿福新能源技术有限公司 光伏逆变器最大功率点跟踪的自调节跟踪方法
US8570005B2 (en) 2011-09-12 2013-10-29 Solaredge Technologies Ltd. Direct current link circuit
GB2498365A (en) 2012-01-11 2013-07-17 Solaredge Technologies Ltd Photovoltaic module
US9853565B2 (en) 2012-01-30 2017-12-26 Solaredge Technologies Ltd. Maximized power in a photovoltaic distributed power system
GB2498790A (en) 2012-01-30 2013-07-31 Solaredge Technologies Ltd Maximising power in a photovoltaic distributed power system
GB2498791A (en) 2012-01-30 2013-07-31 Solaredge Technologies Ltd Photovoltaic panel circuitry
GB2499991A (en) 2012-03-05 2013-09-11 Solaredge Technologies Ltd DC link circuit for photovoltaic array
US9548619B2 (en) 2013-03-14 2017-01-17 Solaredge Technologies Ltd. Method and apparatus for storing and depleting energy
US9397497B2 (en) 2013-03-15 2016-07-19 Ampt, Llc High efficiency interleaved solar power supply system
US10747914B1 (en) 2014-02-03 2020-08-18 Clean Power Research, L.L.C. Computer-implemented system and method for estimating electric baseload consumption using net load data
US10719636B1 (en) 2014-02-03 2020-07-21 Clean Power Research, L.L.C. Computer-implemented system and method for estimating gross energy load of a building
US10719789B1 (en) 2014-02-03 2020-07-21 Clean Power Research, L.L.C. Computer-implemented method for interactively evaluating personal energy-related investments
US10789396B1 (en) 2014-02-03 2020-09-29 Clean Power Research, L.L.C. Computer-implemented system and method for facilitating implementation of holistic zero net energy consumption
US10339232B1 (en) 2015-02-25 2019-07-02 Clean Power Research, L.L.C. Computer-implemented system and method for modeling building heating energy consumption
US10156554B1 (en) 2015-02-25 2018-12-18 Clean Power Research, L.L.C. System and method for determining infiltration of a building through empirical testing using a CO2 concentration monitoring device
US10203674B1 (en) 2015-02-25 2019-02-12 Clean Power Research, L.L.C. System and method for providing constraint-based heating, ventilation and air-conditioning (HVAC) system optimization with the aid of a digital computer
US11921478B2 (en) 2015-02-25 2024-03-05 Clean Power Research, L.L.C. System and method for estimating periodic fuel consumption for cooling of a building with the aid of a digital computer
US12057807B2 (en) 2016-04-05 2024-08-06 Solaredge Technologies Ltd. Chain of power devices
US11018623B2 (en) 2016-04-05 2021-05-25 Solaredge Technologies Ltd. Safety switch for photovoltaic systems
US11177663B2 (en) 2016-04-05 2021-11-16 Solaredge Technologies Ltd. Chain of power devices
US10359206B1 (en) 2016-11-03 2019-07-23 Clean Power Research, L.L.C. System and method for forecasting seasonal fuel consumption for indoor thermal conditioning with the aid of a digital computer
EP3656893A4 (en) * 2017-06-02 2021-04-21 H2B2 Electrolysis Technologies, S.L. OPERATING PROCEDURE OF AN ELECTROLYZER INSTALLATION SUPPLIED BY RENEWABLE ENERGY
EP3533905A1 (en) 2018-03-01 2019-09-04 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method of configuring a water electrolysis system
US11423199B1 (en) 2018-07-11 2022-08-23 Clean Power Research, L.L.C. System and method for determining post-modification building balance point temperature with the aid of a digital computer
EP4074865A4 (en) * 2019-12-09 2022-11-23 Fujitsu Limited WATER ELECTROLYSIS SYSTEM AND WATER ELECTROLYSIS DEVICE
CN111826669B (zh) * 2020-03-31 2024-02-27 同济大学 具有宽功率波动适应性的大型电解水制氢系统及控制方法
AU2020479045A1 (en) * 2020-11-27 2023-06-22 Clean Power Hydrogen Group Limited Solar power installation
JP2022129264A (ja) * 2021-02-24 2022-09-05 株式会社日立製作所 エネルギー管理装置およびエネルギー管理方法
CN113235121B (zh) * 2021-05-07 2022-08-23 宝武清洁能源有限公司 一种混合式多槽制氢系统及其控制方法
CN114069661B (zh) * 2021-10-15 2023-07-28 国网浙江省电力有限公司嘉善县供电公司 一种适于波动性输入的电解水制氢系统性能优化方法
CN113880200A (zh) * 2021-10-29 2022-01-04 杭州回水科技股份有限公司 多反应槽组合的电絮凝设备
CN114561660B (zh) * 2022-03-31 2024-01-09 中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司 一种光伏电解制氢系统和方法
CN114990600B (zh) * 2022-04-29 2024-05-10 阳光氢能科技有限公司 一种新能源制氢系统及其控制方法
AU2023272272A1 (en) 2022-05-20 2024-10-24 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Methods and systems to provide electric power from solar energy equipment
CN115404492B (zh) * 2022-09-26 2024-07-23 云南电网有限责任公司电力科学研究院 风光电源制氢装置及其制氢方法
CN117051433A (zh) * 2023-09-11 2023-11-14 上海磐动电气科技有限公司 一种多堆pem电解水制氢系统及控制方法
CN117674375B (zh) * 2023-11-15 2024-06-07 燕山大学 一种新能源多能互补制氢系统能量管理方法
CN117833296B (zh) * 2024-01-12 2024-06-21 北京飔合科技有限公司 基于电力现货交易数据的储能装置性能优化系统和方法

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4341607A (en) * 1980-12-08 1982-07-27 E:F Technology, Inc. Solar power system requiring no active control device
US5658448A (en) * 1992-11-25 1997-08-19 Lasich; John Beavis Production of hydrogen from solar radiation at high efficiency
US6583523B1 (en) * 2000-08-09 2003-06-24 Inverters Unlimited, Inc. Parallel DC power sources with different characteristics

Family Cites Families (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
AU2001294855A1 (en) * 2000-09-28 2002-04-08 Proton Energy Systems, Inc. Regenerative electrochemical cell system and method for use thereof
JP4119081B2 (ja) * 2000-11-29 2008-07-16 本田技研工業株式会社 太陽電池を備えた電力供給システム
US20040219398A1 (en) * 2003-05-02 2004-11-04 Calhoon John C. Fuel cell control and data reporting
US7510640B2 (en) * 2004-02-18 2009-03-31 General Motors Corporation Method and apparatus for hydrogen generation

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4341607A (en) * 1980-12-08 1982-07-27 E:F Technology, Inc. Solar power system requiring no active control device
US5658448A (en) * 1992-11-25 1997-08-19 Lasich; John Beavis Production of hydrogen from solar radiation at high efficiency
US6583523B1 (en) * 2000-08-09 2003-06-24 Inverters Unlimited, Inc. Parallel DC power sources with different characteristics

Also Published As

Publication number Publication date
DE112006003417T5 (de) 2008-10-09
CN101374978A (zh) 2009-02-25
WO2007142693A3 (en) 2008-04-03
WO2007142693A2 (en) 2007-12-13

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN101374978B (zh) 优化光伏电解器效率
US7906007B2 (en) Optimizing photovoltaic-electrolyzer efficiency
Gibson et al. Predicting efficiency of solar powered hydrogen generation using photovoltaic-electrolysis devices
Alam et al. Modeling and analysis of a wind/PV/fuel cell hybrid power system in HOMER
Pearsall Introduction to photovoltaic system performance
CN101275236A (zh) 利用组合功率进行电解降低可再生氢燃料生产成本的设备
Long et al. Configuration optimization and analysis of a large scale PV/wind system
CN108039722B (zh) 一种适用于交直流混合的分布式可再生能源系统优化配置方法
Darbali-Zamora et al. Solar irradiance prediction model based on a statistical approach for microgrid applications
Azzolini et al. A control strategy for improved efficiency in direct-coupled photovoltaic systems through load management
Kumar et al. Performance analysis of solar energy harnessing system using homer energy software and PV syst software
Elbreki et al. A stand-alone Photovoltaic system design and sizing: A greenhouse application in Sabha city as a case study in Libya
Zheng et al. Optimal dispatch for reversible solid oxide cell-based hydrogen/electric vehicle aggregator via stimuli-responsive charging decision estimation
Aryal et al. Modeling and simulation of 115.2 kWp grid-connected solar PV system using PVSYST
Barsoum et al. Cost optimization of hybrid solar, micro-hydro and hydrogen fuel cell using homer software
Al-Quraan et al. Economic predictive control-based sizing and energy management for grid-connected hybrid renewable energy systems
Bahri et al. Optimal configuration and techno-economic analysis of hybrid photovoltaic/PEM fuel cell power system.
Mohamed et al. Techno-economic Analysis of Hybrid Renewable Energy Systems Considering Demand Side Management
Okundamiya et al. Optimisation models for hybrid energy systems–a review
Mutombo Development of neuro-fuzzy strategies for prediction and management of hybrid PV-PEMFC-battery systems.
Priya et al. Power-Management Strategies For A Grid-Connected PV-FC Hybrid Systems
Danlami et al. Simulation of a Hybrid Power Generation System (A Case Study of Oke Eda, Akure, Ondo State, Nigeria)
Dowell et al. The role of renewable energy sources on the smart grid and microgrid
Yudha et al. Design of 600 WP Solar Power Plant for Juice Vendors Through Off-Grid System
EL HAINI et al. Techno-economic Assessement of Hybrid Energy System for a Stand-Alone Load in Morocco

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
C14 Grant of patent or utility model
GR01 Patent grant
C17 Cessation of patent right
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee

Granted publication date: 20101208

Termination date: 20121206