Comment obtenir le gain d'énergie supplémentaire promis par la technologie bifaciale

Le gain de production solaire dans le passage du monofacial au bifacial est actuellement d'environ 6 à 8 %, un pourcentage appelé gain bifacial, qui est conditionné par de multiples facteurs.

Javier Tamayo, ingénieur de conception STI Norland

Au cours des dernières années, il y a eu une tendance croissante à l'utilisation de panneaux solaires bifaciaux, une technologie déjà évaluée il y a quelques décennies, mais qui, en raison de son coût élevé, n'a pas réussi à se développer. C'est depuis peu que des procédés de fabrication optimisés ont permis aux panneaux bifaciaux de concurrencer les panneaux monofaciaux.

Le gain de production solaire dans le passage du monofacial au bifacial est actuellement d'environ 6 à 8 %, un pourcentage appelé gain bifacial, qui est conditionné par de multiples facteurs.

Plus précisément, il existe trois paramètres de base déterminant directement la bifacialité d'un projet photovoltaïque, à savoir les suivants (par ordre de pertinence) :

Quantité d'éclairement : Évidemment, plus il y a de lumière reçue, plus il est possible de générer de l'électricité à partir des ressources solaires. Il est important de mentionner que la plupart des irradiances captées se présentent sous la forme d'irradiances directes, qui sont réfléchies sur des zones de terrain non affectées par l'ombrage propre du panneau solaire au sol.

Albédo : Il fait référence à la proportion d'éclairement réellement réfléchi par le sol. Cela dépend du type de terrain utilisé dans chaque projet et varie tout au long de l'année. À titre de référence, un terrain sablonneux commun a une valeur moyenne d'albédo de 0,25.

Afficher le facteur : Elle est directement liée à la géométrie et à la position de la surface captant l'irradiance (panneaux), par rapport à la surface émettrice de l'irradiance (sol). Ainsi, l'analyse du choix du tracker est primordiale pour s'assurer de l'adéquation de la bifacialité. En d'autres termes, il est essentiel d'évaluer minutieusement l'amplitude avec laquelle les panneaux suiveurs captent l'irradiance réfléchie par le sol.

Comme mentionné ci-dessus, parmi ces trois facteurs clés, les deux premiers sont définis spécifiquement pour chaque projet :

L'irradiance est déterminée par l'emplacement géographique.

Quant à l'albédo et malgré la disponibilité de techniques pour améliorer ce paramètre, il n'est pas si clair à ce jour dans quelle mesure l'investissement et l'optimisation de l'albédo s'imposeront comme une application commune des projets bifaciaux. Cependant, le facteur de forme géométrique varie au sein d'un projet pour le même éclairement et albédo, selon le tracker solaire utilisé.

Selon une approche analytique, l'irradiance réfléchie et captée par un collecteur n'est pas liée à la taille du collecteur.

Tant que le capteur est installé à une distance proportionnelle à la surface qui réfléchit l'irradiance solaire, il doit en retour réfléchir la même irradiance.

La largeur de la surface émettrice croît proportionnellement à l'augmentation de la hauteur du collecteur, elle doit donc capter le même éclairement en retour.

C'est ce qu'on appelle la hauteur de suivi solaire normalisée. Dans l'industrie solaire, le concept 'rapport d'aspect' est également utilisé, un paramètre qui vient de l'ingénierie aérospatiale.

Figure 1. Concept de hauteur normalisée

Dans les grands collecteurs, un nombre croissant de cellules photovoltaïques est installé à une plus grande hauteur. La largeur du sol réfléchissant l'irradiance est également plus grande, ce qui signifie que le pourcentage de capture d'irradiance arrière est finalement le même, quelle que soit la taille du suiveur solaire.

Figure 2. Trackers équivalents de valeur de hauteur normalisée

Cependant, en raison d'aspects non liés à la bifacialité, tels qu'une hauteur d'installation solaire adéquate, le générateur 2P disponible sur le marché se situe à un pas de hauteur normalisé inférieur par rapport au générateur 1P.

Cela signifie que l'obliquité des rayons solaires impactant le collecteur 2P augmente, et cela implique une irradiance réfléchie moins intense captée par les cellules.

Figure 3. Différentes conditions géométriques sur les trackers solaires

La plus ou moins grande efficacité sur cette condition de suivi géométrique est directement liée au facteur de vue (VF) de celle-ci.

Outre le VF lui-même, il existe deux paramètres de base qui impliquent un ajustement ultérieur de l'éclairement capté :

Décalage. Le fait que les rayons réfléchis impactent les cellules photovoltaïques sous différents angles entraîne des différences d'irradiance captées. Cette différence ou inadéquation se traduit par une réduction de la production d'énergie par le panneau dans son ensemble. Pour la géométrie courante des suiveurs solaires et les valeurs d'albédo, le décalage varie entre 1 % et 3 %.

Facteur d'ombrage. Les ombres produites par la propre structure du tracker solaire impliquent également une réduction de la production d'énergie. À cet égard, le tube de torsion et les pannes sont les éléments intermédiaires responsables de la majeure partie de l'ombrage arrière. Sur le marché existant, et compte tenu des configurations de suiveurs solaires les plus courantes, 1P et 2P, nous nous référons respectivement au tube de torsion d'éléments carrés d'une largeur de 100 mm ou 150 mm installés, à seulement 200 mm de la surface de capture, qui est la rangée de panneaux photovoltaïques.

Quel que soit le tracker projeté, l'ombrage affecte principalement les cellules photovoltaïques centrales, qui se trouvent plus près du tube de torsion. Pour les valeurs courantes de géométrie et d'albédo du tracker, le facteur d'ombrage est compris entre 3 % et 6 %.

Non seulement le tube de torsion mais la panne elle-même sont également situés le long de la trajectoire des rayons réfléchis par le sol venant en diagonale vers le panneau PV. Plus la panne est grande, plus il y aura d'interférences. En ce sens, une panne 1P typique de 440 mm produit moins d'effet d'ombre qu'une panne 2P courante de 2350 mm. Cette exigence ou restriction de longueur provient directement des options de fixation des modules, où la fixation dans les deux moitiés de chaque module est nécessaire.

En entrant dans le détail de l'amplitude de l'ombrage du tube de torsion, nous voyons que la hauteur de la panne peut varier sa valeur. La panne est la partie suiveuse qui relie les modules photovoltaïques au tube de torsion et crée un espace entre eux.

Une analyse approfondie de la hauteur de la panne révèle qu'une augmentation de 10 mm implique une réduction de la valeur du facteur d'ombrage d'environ 0,1 % seulement.

D'autre part, des profils de panne plus élevés signifient un plus grand déséquilibre sur le tracker, car la masse des modules est située plus loin de l'axe de rotation.

Cela nécessite une demande structurelle plus élevée sur le tube de torsion et les résistances du moteur.

L'ombrage induit par le tube de torsion disparaît pratiquement dans la surface absorbante dans un ordre de grandeur similaire, quelle que soit la distance à la surface de capture, en considérant toujours une hauteur de panne réaliste de 40 à 80 mm.

L'ombre du tube de torsion peut être évaluée comme une somme des différentes nuances provenant de différents rayons, chacun d'eux avec une intensité d'irradiance solaire différente (la plus grande provenant évidemment de la zone d'ensoleillement du sol) :

Figure 4. Calcul différentiel de la teinte du tube de torsion

Afin d'éviter la majeure partie de l'ombre du tube de torsion et de produire une aide substantielle, la hauteur des pannes doit être d'environ 15 350 mm, un concept idéal qui ne peut pas être mis en œuvre dans de vrais projets.

Figure 5. Intensité de l'ombre du tube de torsion

En ce qui concerne la répartition de l'ombrage, on observe qu'au fur et à mesure que la distance entre l'élément générateur d'ombre et l'élément absorbant l'ombre augmente, l'ombrage se dissipe plus uniformément sur les cellules intermédiaires ou centrales, se propageant progressivement aux cellules adjacentes.

La hauteur inférieure de la panne produit un pic concentré plus élevé sur l'irradiance captée entre les différentes cellules du module.

Cette différence provoque éventuellement une inadéquation électrique qui produit une réduction de la production solaire. Comme première approche de l'ampleur de l'inadéquation, nous voyons une valeur naturelle en raison de l'effet de bord d'environ 1,4 % (ligne bleue dans le graphique ci-dessous) pour les valeurs d'albédo courantes. En ajoutant le tube de torsion comme élément de création d'ombre, cette valeur est augmentée à environ 2-3 % (ligne orange).

Figure 6. Inadéquation électrique par rapport à la hauteur de la panne

La conception existante de STI Norland comprend une panne à une hauteur de 60 mm, permettant ainsi aux panneaux bifaciaux courants avec un cadre de 30 mm d'avoir un espace libre de 90 mm entre le tube de torsion et la face arrière du panneau. La valeur de non-concordance est ici d'environ 2,8 %.

Comme on le voit dans la répartition, la réduction affecte non seulement les cellules intermédiaires 6 et 7, mais également les cellules adjacentes 4, 5, 8 et 9. Cela signifie que l'ombre du tube de torsion est répartie sur une grande partie de la face arrière de le module.

Laisser un espace entre les deux modules dans la configuration 2P n'évite pas cette nuance. En outre, cela implique de réduire le facteur de vue du tracker à mesure que la surface PV augmente en largeur mais pas en hauteur.

L'abat-jour du tube de torsion a un impact sur la face arrière du module, quel que soit l'espace entre les modules :

Figure 7 : Abat-jour du tube de torsion à l'arrière du module

Compte tenu des paramètres bifaciaux mentionnés ci-dessus, il est possible d'évaluer comment le gain bifacial augmente par rapport à la hauteur normalisée du tracker solaire, ou son rapport d'aspect, comme il est également connu sur le marché.

Pour un albédo commun de 0,25, on peut s'attendre à ce que le gain bifacial augmente de quelques dixièmes de pourcentage lorsque la hauteur normalisée augmente de 0,05. Autrement dit, la hauteur de notre tracker 1P doit être rehaussée de 100 mm pour un collecteur de 2 mètres.

Les deux étapes de bifacialité pour les deux configurations les plus courantes sur le marché (1P et 2P) sont présentées ci-dessous pour une position spécifique de 0º (qui génère le plus grand éclairement arrière en termes absolus de W/m2) :

Comme illustré, la bifacialité est plus bénéfique pour une hauteur de module de suivi solaire normalisée accrue. Cela suggère, si le coût le permet, que les trackers peuvent être installés plus haut par rapport au sol si des panneaux monofaciaux avec des supports plus grands sont utilisés.

Pour définir la hauteur optimale, il est nécessaire de considérer d'autres facteurs techniques qui compliquent l'analyse, tels que le type de sol et la charge de vent, en plus de la difficulté inhérente à l'installation de trackers à une hauteur accrue.

Dans tous les cas, les panneaux bifaciaux sont devenus de plus en plus populaires au cours des dernières années. Il s'agit maintenant de comprendre comment cette technologie prometteuse, qui présente des avantages clairs et solides, évoluera dans le futur.

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