Forscher in Spanien haben eine vergleichende Analyse der jährlichen Wasserstoffproduktion durch Photovoltaik für direkte und indirekte Konfigurationen durchgeführt und festgestellt, dass indirekte Systeme nicht nur mehr Wasserstoff produzieren, sondern auch eine höhere Widerstandsfähigkeit gegenüber Leistungsausfällen der Module aufweisen.
Schematische Darstellung der direkten Kopplungskonfiguration (a) und der indirekten Kopplungskonfiguration (b)
Bild: Universidad Politécnica de Madrid, Energieumwandlung und -management, CC BY 4.0
Wissenschaftler der spanischen Technischen Universität Madrid haben eine vergleichende Studie zu direkten und indirekten Kopplungskonfigurationen für Photovoltaik und Elektrolyseure bei der Produktion von grünem Wasserstoff (H2) durchgeführt. Die Studie basierte auf numerischen Simulationen, die mit der Software MATLAB durchgeführt wurden, wobei die Wetterbedingungen auf einem typischen Wetterjahr in Madrid basierten.
PV-betriebene Wasserstoffsysteme, bei denen der Elektrolyseureingang ohne Zwischenstufe mit dem elektrischen Ausgang des PV-Generators verbunden ist, werden oft als Direktkopplungssysteme bezeichnet.. Systeme mit indirekter Konfiguration hingegen enthalten Elektronik, um den PV-Generator auf seine maximale Leistung einzustellen und nutzen Maximum Power Point Tracking (MPPT), um eine Maximierung der PV-Stromerzeugung bei unterschiedlichen Wetterbedingungen sicherzustellen. Dabei passt ein DC-DC-Wandler die vom MPPT bereitgestellte Ausgangsleistung an die Eingangsleistung des Elektrolyseurs an.
„Die indirekte Konfiguration umfasst eine Leistungsstufe (PS) mit einem Maximum Power Point Tracker und einem DC-DC-Wandler, wodurch eine optimale Leistungsübertragung von der Photovoltaik zu den Elektrolyseuren gewährleistet wird, es jedoch zu Verlusten an der PS kommt. Die direkte Konfiguration vermeidet diese Verluste, erfordert jedoch ein spezielles Design des Photovoltaikgenerators, um eine hohe elektrische Übertragung zu erreichen“, sagten die Wissenschaftler und verwiesen auf die wichtigsten Vor- und Nachteile jeder Konfiguration.
„Zur Verteidigung der Direktkopplung geben mehrere Autoren an, dass diese Konfiguration gut genug sein könnte, um den Elektrolyseur nahe dem MPP arbeiten zu lassen, wenn das PV-Array und der Elektrolyseur richtig ausgelegt sind; andere erklären, dass die Direktkopplungskonfiguration wirtschaftlich vorteilhaft ist, da die Kosten für elektronische Kopplungssysteme vollständig vermieden werden.“
Die Forschungsgruppe führte eine Reihe von Simulationen an einem Versuchsaufbau durch, der aus einem 100-W-Solarmodul und einem Protonenaustauschmembran-Elektrolyseur (PEM) mit einer maximalen Stromdichte von 4 A-cm2 bestand. Beim indirekten System wird ein Wirkungsgrad des DC-DC-Wandlers von 95 % angenommen, während beim direkten System die Anzahl der in Reihe geschalteten Solarzellen und die Zellfläche optimiert wurden, während die Leistung des PV-Moduls für einen fairen Vergleich erhalten blieb.
„Durch das Vorhandensein des MPPT arbeitet das PV-Modul bei allen Wetterbedingungen bei seinem MPPT, im Gegensatz zur Direktkopplungskonfiguration, die nur in der Nähe des MPPT für einen engen Bereich globaler Einstrahlung und Temperatur funktioniert., selbst wenn die Anzahl der Zellen optimiert wurde“, erklärt die Gruppe.
„Diese höhere PV-Leistung führt auch dazu, dass mehr elektrische Energie an den Elektrolyseur übertragen wird und damit auch zu einer größeren H2-Produktion.“
Durch diese Analyse fanden die Wissenschaftler heraus, dass die indirekte Kopplungskonfiguration dank des PS 223 kWh elektrische Energie pro Jahr in den Elektrolyseur einspeisen kann, also 39.4 % mehr als die direkte Konfiguration. Dies würde ausreichen, um 5.79 kg H2 pro Jahr zu produzieren, also 37.5 % mehr als die im direkten Kopplungssystem produzierte Menge.
Außerdem wurde festgestellt, dass das direkte System eine Energieeffizienz von 5 % erreichte, während das indirekte System eine Effizienz von 6.9 % aufwies.
Darüber hinaus untersuchten die Wissenschaftler, welches System widerstandsfähiger gegen Leistungsverluste der Module ist. Bei einem Ausfall einer der 20 Zellen im PV-Modul würde das direkte System 18.3 Prozent seiner H2-Produktion einbüßen, während das indirekte System nur 5 Prozent einbüßen würde. Bei einem Verlust von sieben Zellen würde das direkte System keinen H2 mehr produzieren, während das indirekte System noch H37 produzieren würde, wenn auch mit XNUMX Prozent geringerer Kapazität.
Darüber hinaus stellten die Wissenschaftler fest, dass nur dann weniger H73 produziert wird, wenn der Wirkungsgrad des DC-DC-Wandlers unter 2 % fällt, als bei einem direkt gekoppelten System. „Damit ein DC-DC-Wandlerdesign als gültig angesehen werden kann, muss sein Wirkungsgrad über 90 % liegen. Daher ist ein Szenario mit so niedrigen Wirkungsgraden und H2-Produktion wie bei der Direktkopplung unwahrscheinlich“, betonten die Forscher.
Ihre Ergebnisse sind in der Studie „Optimizing hydrogen Production: A comparative study of direct and indirect coupling between photovoltaics and electrolyzer“ zu finden, die im Energieumwandlung und -management.
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