Cinq facteurs clés pour optimiser les centrales photovoltaïques double face
La conception et la construction d'une centrale photovoltaïque bifaciale n'est pas beaucoup plus difficile que la construction d'une centrale électrique monofaciale. L'optimisation d'une centrale solaire bifaciale est cependant beaucoup plus complexe. Les gains d'énergie bifaciaux sont sensibles à de nombreuses variables qui n'ont pas d'impact sur les plantes monofaciales, telles que le rapport hauteur / largeur du tracker et les obstructions sous le module, pour n'en nommer que quelques-unes. Bien sûr, l' albédo est le paramètre le plus critique qui a un impact unique sur les rendements énergétiques bifaciaux supplémentaires. Ces facteurs expliquent pourquoi il y aura toujours des différences de gain bifacial entre les sites.
1. Réflectance du sol: l'albédo en constante évolution
L'albédo est une qualité sans dimension qui décrit le rapport ou le pourcentage de lumière réfléchie en surface par rapport à l'irradiance incidente d'origine. Une partie du défi de la prise en compte de la réflectivité de la surface du sol dans les applications bifaciales est que l'albédo n'est pas une valeur unique. Non seulement l'ampleur de l'albédo change en fonction de l'heure de la journée ou de l'année, mais aussi le spectre des changements d'albédo en fonction de la couverture du sol. Le spectre de l'albédo est différent pour l'herbe, les roches et la neige. Comme il est impossible pour les développeurs d'augmenter artificiellement l'albédo dans les applications en champ libre, l'objectif d'optimisation du projet pertinent est de caractériser avec précision les valeurs d'albédo moyennes ou mensuelles spécifiques au site.
2. Ombrage arrière: gains d'impact sur les obstacles
La conception et l'orientation du tracker ont également un impact significatif sur les gains bifaciaux. Ces facteurs comprennent:
Forme du tube de couple
Distance du tube de torsion à l'arrière du module
Orientation des poteaux et des roulements
Rapport hauteur / largeur du tracker
Espacement de ligne à ligne
Afficher le facteur
Les obstacles situés entre les modules et le sol auront un impact sur les gains bifaciaux. Ces obstructions peuvent inclure des composants d'équilibre du système, tels que des chemins de câbles, des fils PV, des boîtiers de combinaison, etc. La structure de support elle-même contribue également à l'ombrage de la face arrière. Contrairement à l'albédo, les ingénieurs de conception de projet peuvent influencer l'ombrage arrière via des décisions stratégiques en matière de produits et de conception.
3. Inadéquation des modules: la pertinence des niveaux d'irradiance
Sur le terrain, des chaînes de modules PV sont câblées en série afin que le même courant électrique traverse chaque module. Dans un système de 1 500 volts, des chaînes de 28 modules sont typiques. Malheureusement, le courant de sortie optimal pour atteindre la puissance de sortie maximale peut être légèrement différent pour chaque module PV. Le niveau du courant de sortie optimal est influencé par plusieurs facteurs, notamment les variations de fabrication, la dégradation et l'irradiance. La dégradation non uniforme des modules PV mono- ou bifaciaux peut être causée par une dégradation induite par le potentiel (PID), une dégradation induite par la lumière et une température élevée (LeTID), le jaunissement de l'encapsulant et d'autres facteurs.
Pour la technologie de module PV bifacial, le niveau d'irradiance pertinent pour déterminer l'inadéquation des modules est la combinaison de l'irradiance avant et arrière . En l'absence d'ombrage d'objets à proximité, tels que des arbres ou des rangées de modules adjacentes, le niveau d'irradiance de la face avant est généralement cohérent entre les modules. Cependant, l'irradiance à l'arrière du module est impactée par des obstructions entre l'arrière du module et le sol. La minimisation de ces obstructions réduira les pertes de discordance.
4. Cordage électrique: source potentielle de discordance
Dans les conceptions 2P-tracker, le cordage électrique est également une source potentielle de discordance de module. Plus précisément, il n'est pas optimal d'avoir des modules d'une rangée supérieure dans la même chaîne électrique que des modules d'une rangée inférieure. Dans ce scénario, l'intensité de la lumière du soleil réfléchie à l'arrière des modules varie entre les rangées en fonction de la distance au sol. Cette non-uniformité de l'irradiance augmentera les effets de non-correspondance. De même, l'orientation portrait par rapport à l'orientation paysage pourrait avoir un impact sur la non-correspondance en fonction du fait que l'irradiance arrière non uniforme est perpendiculaire ou en parallèle avec les chaînes de cellules et les diodes de dérivation.
5. Qualification du produit: le bon module
Le module photovoltaïque ionique est l'un des aspects les plus dynamiques et les plus critiques du développement d'un projet solaire. La technologie des modules évolue rapidement de plusieurs manières:
Les facteurs de forme et les puissances nominales augmentent.
De nombreux fabricants augmentent la taille des plaquettes; d'autres utilisent des cellules à moitié ou même à troisième coupe.
Les méthodes de câblage du circuit interne diffèrent.
Les modules bifaciaux peuvent avoir des conceptions de verre-verre ou de feuille de fond en verre.
Les détails de la nomenclature (BOM) varient en fonction du fabricant, de l'usine ou même du lot.
Les modules bifaciaux peuvent présenter des dégradations différentes à l'avant et à l'arrière, ce qui aura un impact sur les gains d'énergie bifaciaux au fil du temps.
Le bon produit pour un projet donné dépendra toujours des conditions environnementales spécifiques au site ainsi que des exigences de financement spécifiques au projet. Les programmes de qualification des produits (PQP) de PVEL sont axés sur l'évaluation de la qualité des modules PV, des onduleurs et des systèmes de stockage d'énergie à travers un ensemble complet de tests de fiabilité et de performance.
