Pesquisadores na Espanha fizeram uma análise comparativa da produção anual de hidrogênio alimentado por energia fotovoltaica para configurações diretas e indiretas e descobriram que os sistemas indiretos não apenas produzem mais hidrogênio, mas também apresentam maior resiliência às perdas de energia do módulo.
Esquemas da configuração de acoplamento direto (a) e da configuração de acoplamento indireto (b)
Imagem: Universidade Politécnica de Madrid, Conversão e Gestão de Energia, CC BY 4.0
Cientistas da Universidade Técnica de Madri, na Espanha, conduziram um estudo comparativo de configurações de acoplamento direto e indireto para PV e eletrolisadores na produção de hidrogênio verde (H2). O estudo foi baseado em simulações numéricas realizadas no software MATLAB, com condições climáticas baseadas em um ano meteorológico típico em Madri.
Os sistemas de hidrogênio alimentados por energia fotovoltaica nos quais a entrada do eletrolisador é conectada à saída elétrica do gerador fotovoltaico sem um estágio de potência intermediário são frequentemente chamados de tendo uma configuração de acoplamento direto. Os sistemas com configuração indireta, por outro lado, incorporam componentes eletrônicos para polarizar o gerador fotovoltaico em sua potência máxima e usam o rastreamento do ponto de potência máxima (MPPT), garantindo a maximização da geração de energia fotovoltaica conforme as condições meteorológicas variam, com um conversor CC-CC combinando a potência de saída fornecida pelo MPPT com a potência de entrada do eletrolisador.
“A configuração indireta envolve um estágio de potência (PS) com um rastreador de ponto de potência máxima e um conversor DC-DC, mantendo uma transferência de potência ótima do PV para os eletrolisadores, mas incorre em perdas no PS. A configuração direta evita essas perdas, mas requer um design específico do gerador PV para atingir alta transferência elétrica”, disseram os cientistas, referindo-se às principais vantagens e desvantagens de cada configuração.
“Em defesa do acoplamento direto, vários autores afirmam que essa configuração pode ser suficientemente boa para ter o eletrolisador trabalhando próximo ao MPP se o conjunto fotovoltaico e o eletrolisador forem corretamente projetados; outros declaram que a configuração de acoplamento direto é economicamente vantajosa, uma vez que os custos dos sistemas de acoplamento eletrônico são totalmente evitados.”
O grupo de pesquisa conduziu uma série de simulações em uma configuração experimental consistindo de um módulo solar de 100 W e um eletrolisador de membrana de troca de prótons (PEM) com uma densidade de corrente máxima de 4 A-cm2. No caso do sistema indireto, a eficiência do conversor DC-DC é assumida como 95%, enquanto no caso do sistema direto, o número de células solares conectadas em série e a área da célula foram otimizados, preservando a potência do módulo PV para uma comparação justa.
“A presença do MPPT faz com que o módulo fotovoltaico opere em seu MPPT para todas as condições meteorológicas, ao contrário da configuração de acoplamento direto, que só funciona próximo ao MPPT para uma faixa escassa de irradiação global e temperatura, mesmo quando seu número de células foi otimizado”, explicou o grupo.
“Essa maior potência fotovoltaica também se traduz em uma maior quantidade de energia elétrica transferida para o eletrolisador e, portanto, em uma maior produção de H2.”
Por meio dessa análise, os cientistas descobriram que, graças ao PS, a configuração de acoplamento indireto pode injetar 223 kWh por ano de energia elétrica, o que é 39.4% a mais do que a configuração direta, no eletrolisador. Isso seria suficiente para produzir 5.79 kg de H2 em um ano, o que seria 37.5% a mais do que a quantidade produzida no sistema de acoplamento direto.
O sistema direto também atingiu uma eficiência energética de 5%, enquanto o indireto apresentou uma eficiência de 6.9%.
Além disso, os cientistas também avaliaram qual sistema é mais resiliente a perdas de energia do módulo. Se ele tivesse perdido uma das 20 células no módulo PV, o sistema direto perderia 18.3% de sua produção de H2, enquanto o indireto perderia apenas 5%. Com uma perda de sete células, o sistema direto deixará de produzir qualquer H2, enquanto o indireto ainda o produzirá, embora com uma capacidade 37% menor.
Além disso, os acadêmicos descobriram que somente quando a eficiência do conversor DC-DC cai para menos de 73% ele produzirá menos H2 do que o sistema de acoplamento direto. “Para que um projeto de conversor DC-DC seja considerado válido, sua eficiência deve exceder 90%, então um cenário com eficiências e produção de H2 tão baixas quanto no acoplamento direto é improvável de ocorrer”, enfatizaram os pesquisadores.
As suas conclusões podem ser encontradas no estudo “Optimizing Hydrogen Production: A comparative study of direct and indirect coupling between photovoltaics and electrolyzer”, publicado em Conversão e gestão de energia.
Este conteúdo é protegido por direitos autorais e não pode ser reutilizado. Se você deseja cooperar conosco e gostaria de reutilizar algum de nosso conteúdo, entre em contato com: editors@pv-magazine.com.
Retirado de revista pv
Isenção de responsabilidade: as informações estabelecidas acima são fornecidas por pv-magazine.com independentemente do Chovm.com. Chovm.com não faz nenhuma representação e garantia quanto à qualidade e confiabilidade do vendedor e dos produtos. Chovm.com isenta-se expressamente de qualquer responsabilidade por violações relativas aos direitos autorais do conteúdo.
