Ombrage entre les rangs

Glint ground calcule l'ombrage entre les rangs. L'ombrage entre les rangs se produit lorsqu'un rang affecte l'irradiation du rang suivant. Cette perte remplacera la perte « d'ombrage » manuelle antérieure. L'ombrage entre les rangs comprend deux pertes différentes :

1. Pertes de rayonnement dues à l'ombrage entre les rangs
2. Pertes électriques dues à l'ombrage entre les rangs

Pertes de rayonnement dues à l'ombrage entre les rangs

Le premier type (la perte de rayonnement) est le plus intuitif. Il s'agit de la perte d'irradiation due à l'ombrage mutuel des rangées. Toutes les composantes de l'irradiation (diffuse, faisceau et réfléchie par le sol) subissent des pertes dues à l'ombrage.

Dans le cas des suiveurs, les suiveurs sont configurés avec un backtracking. Ce dernier est configuré de manière à éliminer tout ombrage du faisceau. Cependant, les systèmes de poursuite continueront à subir des pertes d'ombrage dues à l'irradiation diffuse et à la réflexion sur le sol.

Différents packages de PVlib [1] et pvfactors [2] sont utilisés pour calculer les pertes d'irradiation dues à l'ombrage entre les rangées.

Les paramètres importants qui affectent les pertes d'irradiation dues à l'ombrage sont le GCR, l'inclinaison et la latitude.

Pertes électriques dues à l'ombrage entre les rangées

Les pertes électriques dues à l'ombrage entre les rangées sont dues au fait que l'ombrage affecte le courant global dans le sous-module. Ces pertes dépendent du module et de sa disposition. Comme le montre la figure 1 ci-dessous, l'ombrage d'une seule petite partie d'un panneau bloque le courant dans le sous-module. Comme le montre la figure 1, les demi-cellules sont bénéfiques dans ce sens, car une plus petite partie du panneau est affectée.

Figure 1 : Comment l'ombrage affecte le courant électrique dans les panneaux. Source : https://voltaconsolar.com/blog/2020/11/28/advantages-of-half-cut-cells-photovoltaic-solar-panels/

Les pertes électriques suivent la méthodologie et les algorithmes donnés par [3]. Notamment, les pertes électriques ne prennent en compte que l'ombrage entre les rangs dû à l'irradiation directe (faisceau). Par conséquent, l'ombrage lointain n'est pas inclus dans ces pertes électriques.

Paramètres affectant l'ombrage électrique

Facteur d'ombrage : Plus la surface du panneau est ombragée (c'est-à-dire par le rayonnement direct), plus l'ombrage électrique est élevé.

Orientation : L'orientation du portrait augmente l'ombrage électrique. Cela s'explique par la figure 1 : si le bas d'un panneau complet en orientation portrait est ombragé, l'ensemble du panneau subira des effets d'ombrage. En revanche, si le panneau est placé en mode paysage, seul 1/3 du panneau subira des effets d'ombrage.

Nombre de lignes dans la hauteur de la ligne : En ayant plusieurs rangées dans la hauteur de la rangée, la probabilité d'ombrage des rangées supérieures est réduite. On s'attend donc à ce que les effets d'ombrage électrique soient moindres avec un nombre plus élevé de rangées dans la hauteur de la rangée (en supposant des diodes de dérivation).

Hypothèses :

• Tous les panneaux de plus de 100 cellules sont supposés être des demi-cellules
• Tous les panneaux sont supposés avoir 3 diodes de dérivation
• Le terrain est supposé être plat - les terrains en pente n'affectent pas les pertes d'ombrage
• Les effets de bord sont négligés. En réalité, la première rangée et les panneaux latéraux (et entre les tables) ne sont pas ombragés. Cependant, Glint suppose que l'ombrage est le même sur toute la rangée.

Validation des pertes d'ombrage

Afin de valider les pertes d'ombrage, des comparaisons avec PVsyst ont été effectuées. La comparaison a été effectuée sur trois sites différents, avec trois configurations techniques différentes.

Tableau 1 : Comparaison entre PVsyst et Glint Ground. Les chiffres correspondent à la différence en points de pourcentage entre PVsyst et Glint Ground pour la valeur spécifique du sinistre.

Principaux enseignements tirés des comparaisons :

• Pertes d'irradiation : Le logiciel Glint donne plus ou moins des résultats comparables à ceux de PVsyst. Les différences les plus importantes se situent dans le cas des trackers - la raison en est que les angles de suivi sont légèrement différents aux heures du matin et du soir.
• Pertes électriques : Comme le montre le tableau 1, le logiciel Glint et PVsyst donnent des résultats différents en ce qui concerne les pertes électriques. Glint donne des résultats inférieurs dans la configuration fixe de type 1 en raison de la disposition du montage. La configuration fixe de type 1 comporte deux rangées dans la hauteur de la rangée, et la méthodologie utilisée par Glint et PVsyst traite cette situation différemment. La méthodologie utilisée par Glint calcule une perte plus faible pour la rangée supérieure qui ne subit pas d'ombrage, par rapport à PVsyst. Dans le cas du type fixe 2, la largeur de la rangée est égale - un panneau dans la largeur de la rangée. Dans ce cas, Glint calcule une perte plus importante que PVsyst. Ceci est dû à des différences dans le modèle mathématique.

Décisions et simplifications :

• La méthode d'ombrage de PVsyst « Disposition des modules » est choisie
• Afin de comparer avec PVsyst, une source de données d'irradiation commune est nécessaire. Le logiciel Glint a donc été exécuté avec les valeurs horaires de PVGIS 2.0 de 2015.

Sources

[1]: https://pvlib-python.readthedocs.io/en/stable/

[2]: https://sunpower.github.io/pvfactors/

[3]: A simplified model of uniform shading in large photovoltaic arrays, Deline et al (2013): https://www.sciencedirect.com/science/article/abs/pii/S0038092X13002739