Défis de performance des centrales photovoltaïques dans les zones vallonnées et les terrains complexes
UNEs la demande d'énergie renouvelable se propage aux États-Unis, installation solaire photovoltaïquela construction est en cours dans les régions où la topographie vallonnée et le quasi ombrage présentent des défis. Un projet PV plat et sans arbres est relativement simple à simuler dans un modèle de performance solaire, mais une topographie vallonnée et un ombrage proche mal calculé peuvent expliquer jusqu'à 5 à 10% de diminution de la performance énergétique annuelle. Les développeurs doivent maintenant traiter correctement le projet proche de l'ombrage et des pertes topographiques ou faire face à un risque accru de sous-performance du projet et de perte de revenus.
Fig 1: Exemple d'installation PV près des pertes d'ombrage montrant un court retrait de dégagement (en haut) et un recul de dégagement plus large (en bas). La hauteur des arbres est également importante à prendre en compte lors de la modélisation précise des impacts de près de l'ombrage sur les performances.
Les parcelles de terre dans les régions à couvert arboré important sont souvent ciblées pour le développement solaire en raison de leur coût inférieur et de leur accès plus facile au réseau électrique. L'ombrage associé à la végétation et au couvert arboré à proximité d'un projet PV peut réduire considérablement la production d'énergie au fil du temps. La figure 1 illustre l'impact conceptuel de l'ombrage proche des arbres sur un projet PV.
La distance de retrait de dégagement et la hauteur des arbres voisins déterminent la quantité de perte d'ombrage qu'un projet PV entraînera. L'augmentation de la distance de retrait de défrichement entre le bord du générateur photovoltaïque et la limite des arbres la plus proche réduira la quantité de perte d'ombrage, mais doit être mise en balance avec les coûts supplémentaires de défrichement et toute limitation environnementale (p. Ex., Restrictions de retrait des terres humides, considérations sur les espèces en voie de disparition, empreinte carbone analyse, etc.).
Fig. 2: Illustration des pertes d'ombrage proche (des arbres) d'un projet PV ombragé égal à l'est, à l'ouest et au sud avec différentes hauteurs d'arbres et des marges de défrichement de 10, 20, 30 et 50 m.
La figure 2 quantifie la perte d'ombrage proche prévue en fonction de la hauteur de l'arbre pour diverses considérations de retrait de défrichement pour un projet photovoltaïque hypothétique situé dans le sud-est des États-Unis.Les résultats présentés proviennent d'un projet photovoltaïque carré simplifié de 50 MWac avec des côtés est, ouest et sud égaux profils d'ombrage. La fraction diffuse de l'irradiance solaire (c'est-à-dire le rapport de l'irradiance diffuse à l'irradiance horizontale globale ou GHI) est de 0,4 à cet endroit. Les régions plus ensoleillées peuvent s'attendre à des pertes d'ombrage proches plus élevées, tandis que les régions plus nuageuses peuvent s'attendre à des pertes plus faibles.
Les hauteurs typiques des arbres sont de l'ordre de 20 à 30 mètres, ce qui peut avoir des pertes d'ombrage très variables en fonction de la distance de retrait de défrichement. Comme prévu, plus les arbres sont proches des modules PV, plus la perte d'ombrage des arbres a un impact avec l'augmentation de la hauteur des arbres. Les hauteurs d'arbres inexactes et les distances de retrait de dégagement se propagent rapidement dans les estimations de la production d'énergie en raison de leur impact continu pendant les périodes de la journée et de l'année où les limites de l'onduleur et du point d'interconnexion sont au minimum.
Les restrictions d'utilisation des terres et les exigences environnementales limitent les revers de défrichement des zones humides dans la plupart des localités. Avoir des hauteurs d'arbres et des distances de retrait précises dans la scène d'ombrage du site dans le modèle énergétique de base est essentiel pour aider à établir une estimation précise des performances pour le développeur.
Pertes topographiques
Fig. 3: Exemple de configurations de table de suivi standard SAT (en haut) et de retour arrière pour un profil solaire de fin d'après-midi. L'ombrage ligne sur ligne est éliminé avec le retour arrière SAT.
L'équilibre entre les besoins de nivellement civil du site et les impacts sur les performances devient de plus en plus difficile à mesure que le site s'aggrave de plus en plus. Le choix de limiter le nivellement à des limites de pente moins souhaitables peut entraîner des économies importantes associées aux travaux de génie civil sur le site, mais entraînera un coût pour la performance du projet. Quantifier correctement la perte de pente pour un projet PV aidera un développeur à optimiser les performances.
L'installation PV typique de suivi à un axe (SAT) utilisera des algorithmes de retour arrière pour éliminer tout ombrage ligne sur ligne qui pourrait se produire sur un site. Une illustration des configurations de suivi et de retour arrière standard SAT est présentée à la figure 3. L'algorithme de retour arrière SAT est piloté par la distance (pas) entre les lignes SAT et la largeur du collecteur SAT.
Figure 4: Une installation photovoltaïque illustrée a induit des pertes d'ombrage induites par la pente est / ouest pour un cas de base plat (en haut), un cas en pente avec un retour en arrière standard (au milieu) et un retour en arrière adaptatif (en bas).
Sur un site plat (en haut), la mise en œuvre du backtracking SAT est simple et facile à déployer. Cependant, l'algorithme de retour arrière SAT sur site plat tombe rapidement en panne lorsque le terrain devient inégal dans les directions est et ouest. La figure 4 (au milieu) montre comment l'ombrage ligne par ligne est induit sur une pente orientée vers l'est pendant l'après-midi si les changements d'élévations de la table SAT ne sont pas pris en compte dans l'algorithme de retour arrière.
Figure 5: Exemple de profils énergétiques diurnes d'une installation photovoltaïque à partir d'un cas de base plat (solide) et avec des impacts de perte appliqués sur les pentes est et ouest (ligne pointillée).
Une perte d'ombrage similaire se produirait également le matin sur les racks SAT inclinés orientés vers l'ouest, entraînant une perte d'énergie récurrente aux heures matinales et tardives de la journée (figure 5). Du point de vue de la performance du projet, une hypothèse de terre plate conduira toujours à une surestimation de l'énergie lorsque les pentes est et ouest sont présentes.
La bonne nouvelle est qu'il existe un moyen de réduire les pertes de pente est et ouest illustrées aux figures 4 (au milieu) et 5. Cela implique la mise en œuvre de ce que l'on appelle le retour en arrière adaptatif et est illustré à la figure 4 (en bas). En incorporant les détails d'élévation de la table SAT dans l'algorithme de retour arrière SAT, on peut réduire considérablement la quantité de perte de pente est et ouest due à l'ombrage ligne sur ligne. Bien que le résultat du retour en arrière adaptatif soit un angle d'incidence inférieur de l'orientation du module solaire, il se traduit toujours par une production d'énergie plus importante que lorsque l'ombrage rangée sur rangée se produit sur les pentes orientées est / ouest.
Presque tous les fabricants de rayonnages SAT proposent diverses formes de retour en arrière adaptatif qui peuvent être mises en œuvre pendant la construction et la mise en service du projet pour aider à atténuer une grande partie des pertes d'énergie induites par le versant est / ouest. Cette réduction de la perte de pente est / ouest varie entre environ 60 et 90 pour cent et dépend du choix de soutirage SAT, de l'ampleur et de la variabilité des pentes est / ouest présentes sur le site du projet.
Modélisation des défis
Les défis de l'ombrage proche et de la perte de pente est / ouest commencent par leur intégration dans le modèle énergétique de base du projet PV. L'industrie solaire s'appuie généralement sur un logiciel de modélisation des performances tel que PVsyst comme source du modèle énergétique de base d'un projet. Les impacts d'ombrage proche de la hauteur des arbres et les retraits de compensation peuvent être composés dans la scène d'ombrage 3D dans PVsyst. Bien que la mise en place dans PVsyst prenne du temps, une scène de quasi-ombrage modélisée avec précision portera ses fruits plus tard sous la forme d'estimations de performances améliorées.
L'analyse des impacts des pertes de pente dans PVsyst est une entreprise plus difficile. Dans PVsyst, des pentes orientées nord et sud simples et uniformes peuvent être modélisées, mais pas les pentes orientées est / ouest et leurs pertes respectives associées aux projets PV SAT. Les plans de projet proposés doivent être évalués pour les détails du versant est / ouest, puis sont généralement analysés à l'aide d'une combinaison d'exécutions de modèle PVsyst itératives et d'applications de post-traitement pour quantifier les pertes du versant est / ouest. Avec une modélisation compétente de la perte de pente, la récupération de perte est / ouest attendue que le retour en arrière adaptatif SAT peut apporter peut être appliquée de manière appropriée à la performance du projet.
Étude de cas
Figure 6: Disposition du projet PV dans l'est des États-Unis avec ombrage proche (arbre) et variance topographique sur le site.
La figure 6 montre un exemple de disposition d'un site photovoltaïque qui illustre l'impact d'un ombrage proche et d'un terrain complexe. Cette mise en page est basée sur une proposition de projet PV en cours d'évaluation pour le développement. Le site est sillonné de zones humides et les marges de défrichement des arbres varient considérablement sur l'ensemble du réseau. Divers permis et restrictions environnementales ont réduit la superficie constructible du projet, entraînant une baisse significative des performances attendues.
Le tableau 1 répertorie les résultats de l'analyse de la pente topographique du site. Le projet PV a à peu près les mêmes pourcentages moyens pondérés de pente est / ouest, mais a un rapport de 2: 1 de couverture de pente ouest-est. Les pentes du site nord et sud se compensent presque également. Le quasi-ombrage du site et les pertes de pente est / ouest sont indiqués dans le tableau 2.
Il y a une perte importante d'ombrage proche de -3,6 pour cent prévue sur ce site en fonction de la disposition actuelle du site et des marges de retrait. La perte de pente est / ouest devrait être de -2,6% avec une récupération de retour adaptatif SAT attendue de 80% ici, entraînant une perte nette de pente est / ouest de -0,5%.
Discussion
Les problèmes d'ombrage proche et de terrain complexe deviennent de plus en plus courants à mesure que les projets PV sont développés sur des sites moins attrayants. Ces deux considérations majeures remettent en question les outils de modélisation des performances photovoltaïques actuels et rendent encore plus difficile pour les développeurs solaires de définir les performances. L'essentiel est qu'il existe de plus en plus de projets solaires sous-performants. Cela est dû à la poussée de l'industrie à développer et à vendre des projets financièrement viables. Après avoir été construits, il y a peu de recours disponibles pour rectifier les projets photovoltaïques qui manquent leurs indicateurs de performance. Engager une firme d'ingénierie indépendante compétente pendant la phase de conception et de construction d'un projet photovoltaïque est le meilleur moyen d'atténuer les risques de performance supplémentaires associés à l'ombrage proche et à la perte de pente est / ouest.
