Modélisation photovoltaïque bifaciale

Introduction

Les modules bifaciaux sont de plus en plus adoptés dans les systèmes photovoltaïques commerciaux et utilitaires en raison de leur rendement énergétique et économique plus élevé. Contrairement aux modules photovoltaïques monofaciaux qui captent la lumière uniquement sur la face avant, les modules photovoltaïques bifaciaux peuvent capter la lumière à la fois sur la face avant et sur la face arrière. Les modules photovoltaïques bifaciaux peuvent réaliser des gains énergétiques significatifs par rapport aux panneaux photovoltaïques monofaciaux. Une étude de validation menée par le NREL a montré que le rendement énergétique d'un système photovoltaïque bifacial peut dépasser de 6 à 9 % celui d'un système monofacial standard. Les facteurs qui influencent la production de modules bifaciaux comprennent l'albédo de la surface spécifique au site et la hauteur des rangées du système PV, le taux de couverture du sol (GCR), etc.

Méthodologie

Les simulations PV bifaciales sont prises en charge par l'API de SolarAnywhere et sont accessibles pour des plages de temps historiques, en temps réel et prévisionnelles. En outre, SolarAnywhere prend en charge la modélisation de systèmes photovoltaïques purement bifaciaux, ainsi que de systèmes photovoltaïques composés de modules monofaciaux et bifaciaux sur le site énergétique, à condition qu'un onduleur spécifique du système photovoltaïque soit connecté à des panneaux photovoltaïques monofaciaux ou à des panneaux photovoltaïques bifaciaux.

Le POAI de la face avant est calculé à l'aide du modèle de transposition de Perez, de la même manière que les estimations du POAI sont générées pour les modules PV monofaciaux dans l'API de SolarAnywhere. Le modèle Infinite Sheds n'est utilisé que pour le calcul du POAI de la face arrière. En outre, le modèle isotrope est utilisé comme modèle de transposition de l'irradiance par défaut dans Infinite Sheds.

Le POAI total pour les modules PV bifaciaux est calculé à l'aide de l'équation suivante :

• Irradiation totale dans le plan du rayon (POAI) = POAI côté avant + POAI côté arrière * Facteur de bifacialité (1+facteur d'ombrage) (1+facteur de transmission)

Les simulations PV bifaciales de SolarAnywhere utilisent le modèle Infinite sheds de la pvlib pour calculer l'irradiance de la face arrière. Le modèle des sheds infinis est un modèle bidimensionnel de l'irradiance sur les surfaces avant et arrière d'un réseau PV. Le modèle suppose que le système PV est composé de rangées parallèles et régulièrement espacées sur une surface plane et horizontale. Les rangées peuvent être sur des supports fixes ou sur des suiveurs à axe unique. Le modèle calcule l'irradiance à un endroit éloigné des extrémités des rangées, en supposant que les rangées (hangars) sont infiniment longues. Le modèle suppose implicitement que l'irradiation diffuse provenant du ciel est isotrope et que les surfaces des modules ne permettent pas à l'irradiation de se transmettre à travers le module jusqu'au sol par les interstices entre les cellules.

Le modèle des hangars infinis tient compte des effets suivants :

• Vue limitée sur le ciel depuis la surface des rangées en raison de l'obstruction par les rangées voisines.
• Réduction de l'irradiation atteignant le sol en raison des ombres projetées par les rangées et de l'obstruction du ciel par les rangées voisines.

Le modèle fonctionne selon les étapes suivantes :

1. Trouvez la fraction du sol non ombragé entre les rangées où l'irradiation directe et diffuse est reçue. Le modèle suppose qu'il n'y a pas de rayonnement direct dans la fraction ombragée.
2. Calculer le facteur de vue du sol vers le ciel en tenant compte des parties du ciel qui sont bloquées par les rangées du réseau. Le facteur de vue est multiplié par l'irradiance diffuse du ciel pour calculer l'irradiance diffuse atteignant le sol. L'irradiance diffuse du ciel est donc supposée isotrope.
3. Calculer le facteur de visibilité entre la surface des rangs et le sol pour déterminer la fraction de l'irradiation réfléchie par le sol qui atteint la surface des rangs.
4. Trouvez la fraction de la surface de la rangée qui est ombragée par l'irradiation directe. Seul le rayonnement réfléchi par le ciel et le sol atteint la fraction ombragée de la surface de la rangée.
5. Pour les surfaces avant et arrière, appliquez le modificateur d'angle d'incidence à l'éclairement énergétique direct. Ensuite, calculez l'éclairement énergétique du plan du réseau (POA) en additionnant l'éclairement diffus du ciel, l'éclairement diffus du sol et l'éclairement direct de chaque surface.
6. Appliquer le facteur de bifacialité, le facteur d'ombrage et le facteur de transmission à l'éclairement énergétique de la surface arrière. Ajouter ensuite le résultat à l'éclairement énergétique de la POA de la surface avant pour calculer l'éclairement énergétique total de la POA sur la rangée.
7. Les pertes dues à la neige et à l'encrassement ne s'appliquent qu'au rendement énergétique de la face avant.

À moins que le module PV ne soit monté verticalement, le rayonnement réfléchi par le sol reçu par la face arrière est considérablement plus important que le faisceau et le rayonnement diffus du ciel reçus. Le rayonnement réfléchi est difficile à déterminer car le rayonnement reçu par le sol est réduit par les ombres du réseau et une vue restreinte du ciel. En outre, la structure de support de la matrice PV peut empêcher le rayonnement réfléchi par le sol d'atteindre la face arrière du module PV.

Options de simulation photovoltaïque bifaciale

Lors de la simulation de systèmes PV bifaciaux dans SolarAnywhere, les utilisateurs ont la possibilité d'accéder à l'irradiance du plan du réseau (POAI) avant et arrière, en plus de l'irradiance totale.

La production d'énergie des systèmes bifaciaux peut varier en fonction de facteurs tels que l'albédo de la surface du sol, la hauteur des rangées, le facteur de bifacialité, le type de montage, le taux de couverture du sol (GCR), etc. Pour rendre les estimations PV bifaciales plus spécifiques au site, les utilisateurs de SolarAnywhere peuvent spécifier des paramètres d'entrée supplémentaires pour la modélisation du système bifacial.

Le facteur de bifacialité est défini comme le rapport entre l'efficacité de conversion des surfaces avant et arrière et se calcule comme suit :

Cette information peut être fournie par les fabricants de modules photovoltaïques et les valeurs courantes de ce paramètre sont comprises entre 0,6 et 0,9. Le facteur de bifacialité est toujours inférieur à 1 car la face avant est plus efficace que la face arrière.

Le facteur d'ombrage est la fraction de l'irradiation de la surface arrière qui est bloquée par les structures de montage du réseau, telles que les tubes de torsion. Le facteur de transmission représente les pertes dues à l'ombrage des structures mécaniques et à la transmission autour et à travers le module.

La géométrie du réseau est définie par les paramètres de configuration suivants :

• L'espacement relatif entre les rangs, qui est l'inverse du taux de couverture du sol (GCR). Ce dernier est défini comme le rapport entre la hauteur d'inclinaison des rangs et l'espacement entre les rangs (pas).
• Hauteur de la rangée, qui est la hauteur du centre de la rangée au-dessus du sol
• le pas, qui est la distance entre deux rangées de modules photovoltaïques
• Inclinaison de la rangée par rapport à l'horizontale
• Azimut du vecteur normal de la ligne

Le tableau suivant énumère l'ensemble des paramètres d'entrée optionnels qui peuvent être spécifiés pour rendre les systèmes photovoltaïques bifaciaux plus spécifiques au site.

En outre, le rendement des systèmes photovoltaïques bifaciaux est très sensible à l'albédo. Pour rendre les estimations de performance des systèmes PV bifaciales plus spécifiques au site et basées sur des données, SolarAnywhere utilise des données d'albédo de séries temporelles de pointe pour les simulations énergétiques avec des versions de modèle de données v3.5 et plus, et pour des plages temporelles historiques et en temps réel. Les simulations de sites énergétiques pour la période de prévision utilisent la valeur statique par défaut de 0,17 pour l'albédo. L'utilisateur a la possibilité d'ignorer le comportement par défaut en spécifiant une valeur d'albédo statique dans la spécification du site énergétique.

Le tableau suivant énumère les valeurs par défaut de l'albédo pour différentes versions de données, modèles de puissance et périodes de simulation.

Analyse de sensibilité

Pour comprendre comment la production d'énergie d'un système bifacial est affectée par différents paramètres d'entrée, une analyse de sensibilité a été réalisée pour un système photovoltaïque arbitraire à inclinaison fixe. La figure 1 montre la sensibilité de l'énergie simulée aux différents paramètres d'entrée. Le facteur de bifacialité, le facteur de transmission et le facteur d'ombrage sont appliqués directement au POAI, ce qui conduit à une sensibilité linéaire à ces paramètres. Comme prévu, l'effet de l'albédo de la surface sur la production d'énergie est beaucoup plus prononcé pour un système bifacial que pour un système monofacial.

Figure 1 : Sensibilité de l'énergie simulée à la biface, aux facteurs de transmission et d'ombrage et à l'albédo de la surface

Similarly, Figure 2 shows that as relative row spacing increases, energy production for a bifacial system increases at a faster rate than that of a monofacial system. Row height and pitch were found to have very little impact on annual energy production (<0.5%).

Figure 2 : Sensibilité de l'énergie simulée à la configuration du panneau photovoltaïque

Les meilleures méthodes de modélisation bifaciale continuent d'évoluer. Par exemple, les Sandia National Laboratories facilitent le projet PV bifacial au sein du PV Performance Modeling Collaborative. Un résumé des recherches relatives à la modélisation bifaciale est disponible sur le site web du projet.

Références

¹ Mikofski M, Darawali R, Hamer M, Neuber, A, Newmiller J. 2019. Modélisation des performances bifaciales dans les grands réseaux. 46th IEEE Photovoltaic Specialists Conference (PVSC), 16 - 21 juin 2019. DOI: 10.1109/PVSC40753.2019.8980572. Lien