Modules photovoltaïques
Des champs photovoltaïques peuvent être créés, chacun avec un onduleur et plusieurs modules connectés en série et en parallèle. Chaque champ photovoltaïque a une orientation et une inclinaison uniformes, ainsi qu’un système de montage uniforme.
Plusieurs champs photovoltaïques peuvent être définis dans une variante afin de pouvoir combiner différents alignements et onduleurs. Après avoir sélectionné un module, il est également possible d’activer un assistant via le bouton Assistant, qui propose une présélection d’onduleurs adaptés..
Paramètres des Modules photovoltaïques
Le paramètre le plus important pour définir un champ photovoltaïque est la sélection d’un module solaire dans la base de données des modules solaires ou sa définition par vous-même, ainsi que la spécification du nombre de modules. En option, la puissance nominale en courant continu ou la surface du module solaire peuvent également être spécifiées ; Polysun calcule automatiquement le nombre de modules à partir de ces données.
En outre, l’orientation du module (sud est 0°, est +90°, ouest -90°) et son inclinaison (sol est 0°, façade est 90°) sont définis.
Avec Polysun, il est également possible de calculer le rendement des systèmes à chenilles (à un ou deux axes). On suppose que le système est suivi en fonction de la position du soleil (et non en fonction du point le plus lumineux) et que le suiveur suit toute la course du soleil et pas seulement un angle limité. Une représentation imagée de ce principe se trouve au chapitre Tracking.
Paramètres Valeur de référence pour la surface
La puissance du générateur photovoltaïque peut être déterminée par le nombre de modules, la puissance nominale totale ou la surface brute totale.
Le nombre de modules correspond à la quantité de modules PV du type de module sélectionné. La puissance nominale totale décrit la puissance en kW des modules PV sans les pertes de câble et d’onduleur. La surface brute totale décrit la surface du champ photovoltaïque en m2.
Effet de la température et cVentilation postérieure
La puissance des modules solaires dépend à la fois de l’irradiation et de la température du module. La puissance augmente de manière approximativement linéaire avec l’irradiation. L’influence de la température est plus faible et dépend de la technologie des cellules. Une augmentation de la température de 10°C entraîne une diminution du rendement d’environ 4 à 5% pour les cellules cristallines. Les cellules amorphes ne dépendent pratiquement pas de la température.
En raison de la dépendance des modules à la température, une bonne ventilation postérieure permet d’obtenir un meilleur rendement. Les différents types de ventilation postérieure peuvent être définis comme des paramètres :
- Mauvais : par exemple, un système intégré au toit avec très peu de ventilation arrière. Avec un rayonnement de 1000 W/m2, la température du module est supérieure de 40°C à celle de l’air.
- Moyenne : par exemple, un système de toit avec une ventilation arrière d’environ 10 à 20 cm. Pour une irradiation de 1000 W/m2, la température du module est supérieure de 30°C à celle de l’air.
- Bon : système autonome avec une garde au sol de plus de 20 cm. Pour une irradiation de 1000 W/m2, la température du module est supérieure de 20°C à celle de l’air.
Dégradation et Saleté
La dégradation et la saleté peuvent être attribuées au champ photovoltaïque. Des études ont montré que la pollution des modules solaires augmente rapidement dans les premières semaines après l’installation ou le nettoyage et reste ensuite relativement stable à un niveau de 2 à 6% (Source : H. Becker, W. Vassen, W. Hermann : « Reduced Output of Solar Generators due to Pollution ». Proc. 14th EU PV Conf., Barcelone, 1997). Le taux de pollution correspond au pourcentage de réduction du débit de courant continu du système.
La dégradation des modules solaires et de l’ensemble du système est supposée être un processus linéaire. En moyenne, la réduction du rendement due à la dégradation est de 0,2%/an (Source : Guidelines for Photovoltaic Systems ; Deutsche Gesellschaft für Sonnenenergie, Landesverband Berlin Brandenburg e.V. ; DGS Berlin 2005.).
Résultats
Le débit du système solaire est calculé avec le modèle de H.G. Beyer.
(Source: Beyer, H.G., Betcke, J., Drews, A., Heinemann, D., Lorenz, E., Heilscher, G., Bofinger, S., 19th European Photovolatic Solar Energy Conference & Exhibition, Paris 7.6.-11.6.2004. Identification of a General Model for the MPP Performance of PV-Modules for the Application in a Procedure for the Performance Check of Grid Connected Systems). Ce modèle est basé sur les données d’entrée suivantes :
- 3 Rendement du module à différentes irradiations
- 3 Rendements de l’onduleur avec différentes charges
- Puissance installée
- Coefficient de température des modules
Une courbe d’efficacité pour les modules et l’onduleur est ajustée à partir des données du réseau. Ces courbes permettent de calculer la puissance installée et le coefficient de température, le rendement en fonction de l’irradiation et de la température du module.
La température du module est calculée à partir de la température extérieure, du rayonnement et du paramètre gamma pour la situation de ventilation postérieure :
Température du module = température extérieure + gamma x rayonnement/1000 W/m2
Les facteurs suivants sont déduits du revenu qui en résulte:
- Saleté (valeur par défaut 2 %, peut être définie dans le champ PV) : la saleté en pourcentage décrit la perte de puissance annuelle du champ du générateur PV due à la saleté à la surface du panneau.
- Dégradation (valeur par défaut 0,5%, peut être définie dans le champ PV) : la dégradation décrit la perte de puissance naturelle des cellules due à divers processus de vieillissement.
- Pertes de câble : La perte de câble peut être calculée par un pourcentage de perte de la puissance totale du système ou avec l’option « coupe de câble ». Dans l’assistant, il est possible de définir différentes sections et différents types de câbles. Cela permet à Polysun de simuler les pertes de câble plus proches de la réalité.
Tracking
Le rendement thermique solaire peut être optimisé par le suivi des capteurs. Selon l’application et le site, le suivi des collecteurs est plus ou moins utile. Plus on se rapproche de l’équateur et plus le système est grand, plus il est intéressant de suivre les collecteurs. En effet, ces zones ont des rendements de rayonnement annuels plus élevés et les coûts initiaux du suivi sont plus faibles.
Dans la fenêtre de dialogue permettant de définir les propriétés du collecteur, trois types de suivi différents peuvent être sélectionnés.
- Poursuite sur un seul axe après orientation
Le collecteur est orienté par rapport vers le soleil à l’axe vertical.
- Poursuite sur un seul axe en fonction de l’inclinaison
Der KLe collecteur est orienté par rapport vers l’axe horizontal du soleil.
- Poursuite sur deux axes
Le collecteur est orienté par rapport vers l’axe horizontal et vertical du soleil.
Pour les simulations avec un capteur, des facteurs IAM coûteux en calcul sont calculés. Cela se fait au détriment du temps de simulation, qui peut être très long.