Abstrait
L’inadéquation des modules est l’un des principaux goulots d’étranglement techniques qui limitent l’amélioration de l’efficacité de la production d’électricité du système photovoltaïque (PV). Son essence réside dans « l'effet seau » provoqué par des courants de sortie incohérents des modules photovoltaïques dans un circuit en série. Selon les statistiques du Programme des systèmes d'énergie photovoltaïque (PVPS) de l'Agence internationale de l'énergie (AIE), la perte moyenne mondiale de production d'électricité due à une inadéquation des centrales photovoltaïques varie de 5 à 15 %, et peut même dépasser 20 % dans les centrales au terrain complexe ou à un mauvais fonctionnement et entretien. Parmi eux, la différence d'angle d'inclinaison est la cause la plus importante de disparité dans les scénarios d'installation complexes tels que les zones montagneuses et les toits, représentant environ 40 à 60 % des pertes totales par discordance.
1.Principes de base et mécanismes physiques de l'inadéquation des modules photovoltaïques
1.1 Caractéristiques électriques des modules PV
Les caractéristiques de sortie d'un module PV sont déterminées par sa courbe de courant-tension (I-V) et sa courbe de puissance-tension (P-V). Dans des conditions de test standard (STC : irradiance 1 000 W/m², température de cellule 25 degrés, spectre AM1,5), un seul module possède un point de puissance maximale (MPP) unique.
Le courant de court-circuit (Isc) d'un module photovoltaïque est approximativement proportionnel à l'irradiation solaire incidente sur la surface de la cellule., qui constitue la base physique principale de l'inadéquation actuelle causée par les différences d'angle d'inclinaison. La formule s'exprime ainsi :
Isc ≈ Isc_STC ×(G/GSTC)
Où:
• Isc : courant de court-circuit-réel (A)
• Isc_STC : courant de court-circuit-dans des conditions de test standard (A)
• G : irradiance incidente réelle (W/m²)
• G_STC : Irradiance de test standard (1 000 W/m²)
Lorsque plusieurs modules sont connectés en série pour former une chaîne, selon la loi actuelle de Kirchhoff,tous les modules d'un circuit en série doivent fonctionner au même courant; tandis que la tension totale de la chaîne est égale à la somme des tensions de fonctionnement de chaque module. Cette caractéristique détermine que les systèmes en série sont extrêmement sensibles aux différences de courant.
1.2 Mécanisme de base du phénomène de mésappariement
L'"effet baril" (également connu sous le nom de "maillon le plus faible" ou "effet de goulot d'étranglement") est une analogie parfaite avec ce qui se passe dans les modules PV connectés en série-. Imaginez une série de barils reliés en chaîne, chacun ayant une capacité différente. La quantité d'eau pouvant circuler dans l'ensemble du système est limitée par le baril ayant la plus petite capacité-quelle que soit la taille des autres.
Dans une chaîne photovoltaïque, les modules sont connectés électriquement en série, ce qui signifie que le même courant doit les traverser tous. Le module recevant le moins d’irradiation (en raison d’un angle sous-optimal) générera le courant le plus faible. Cela force le courant de la chaîne entière à correspondre au module le moins performant, ce qui fait que les modules les plus performants -fonctionnent en dessous de leur potentiel. Les pertes de puissance peuvent être substantielles, dépassant largement la simple somme des réductions individuelles.
2. Principales causes de non-concordance des modules photovoltaïques
Les causes de l’inadéquation des modules sont complexes et diverses et peuvent être divisées en deux catégories : l’inadéquation congénitale et l’inadéquation acquise.
2.1 Inadéquation congénitale : différences entre les paramètres d'usine
Même les modules produits dans le même lot présentent de légères différences dans leurs paramètres de performances électriques en raison de facteurs tels que la pureté des matériaux semi-conducteurs et les fluctuations du processus de production. Les fabricants de modules effectuent généralement une classification de puissance (binning) sur les modules, mais les modules situés dans le même compartiment de puissance peuvent toujours présenter des différences de courant de ± 2,5 %.
La perte de désadaptation provoquée par de telles différences de paramètres d'usine est généralement de 2 à 3 %, ce qui constitue une perte de désadaptation de base qui ne peut être complètement évitée dans tous les systèmes photovoltaïques.
2.2 Inadéquation acquise : environnement d'exploitation et facteurs d'exploitation et de maintenance
C’est la raison principale pour laquelle la perte réelle de non-concordance du système est bien supérieure à la valeur de base, notamment :
• Angles d'inclinaison et angles d'azimut incohérents(sera analysé en profondeur ci-dessous)
• Inadéquation des ombres: Correction de l'ombrage des bâtiments environnants, des arbres, des montagnes, etc., et ombrage dynamique des nuages, des oiseaux, etc.
• Inadéquation des salissures et du vieillissement : Salissures inégales telles que poussière, neige, fientes d'oiseaux sur la surface du module et différences dans les taux de vieillissement après un fonctionnement à long terme-
• Inadéquation de température: Températures inégales causées par différentes conditions de dissipation thermique des modules
3. Mécanisme approfondi-et analyse quantitative des discordances causées par les différences d'angle d'inclinaison
L'inadéquation des angles d'inclinaison fait référence aux angles d'inclinaison d'installation incohérents (l'angle entre le plan du module et le plan horizontal) de différents modules de la même chaîne de série, ce qui entraîne des quantités différentes d'irradiation solaire reçue par chaque module, et donc des différences de courant de sortie. Il s’agit du type d’inadéquation le plus courant et le plus facilement négligé entre les systèmes photovoltaïques en montagne et les systèmes photovoltaïques distribués sur les toits.
3.1 Principales raisons pour lesquelles les différences d'angle d'installation exacerbent ce phénomène :
• Variation de l'irradiation: Un module incliné selon un angle différent capte moins la lumière directe du soleil, surtout aux heures de pointe. Par exemple, sur un toit en pente avec des pentes variables, les modules orientés vers le sud-avec une inclinaison optimale peuvent donner de bons résultats, tandis que d'autres avec des angles moins profonds ou plus raides donnent de moins bons résultats.
• Impact quotidien et saisonnier: Les angles affectent non seulement la puissance maximale, mais aussi les performances tout au long de la journée. Des inclinaisons non-uniformes conduisent à des courbes IV non adaptées (caractéristiques de tension du courant-), augmentant ainsi les pertes de désadaptation.
• Composition avec d'autres facteurs: Les différences d'angle peuvent aggraver les effets d'ombrage ou les gradients de température, car les modules mal inclinés peuvent chauffer différemment.
3.2 Corrélation quantitative entre la différence d'angle d'inclinaison et le courant de sortie du module
Nous pouvons quantifier la relation entre la différence d’angle d’inclinaison et la différence de courant en calculant avec précision l’irradiance totale du plan à différents angles d’inclinaison. Prendre leRégion de 30 degrés de latitude nord(le bassin du fleuve Yangtze en Chine), à titre d'exemple, le tableau suivant montre les différences annuelles d'irradiation totale et de courant de court-circuit -pour différents angles d'inclinaison d'installation par rapport à l'angle d'inclinaison optimal (environ 30 degrés) :
Angle d'inclinaison d'installation ( degré ) | Irradiation totale annuelle (kWh/m²) | Différence d'irradiance par rapport à l'angle d'inclinaison optimal (%) | Court-circuit-Différence de courant de court-circuit (%) |
| 10 | 1285 | -12.3 | -12.3 |
| 15 | 1352 | -7.7 | -7.7 |
| 20 | 1401 | -4.4 | -4.4 |
| 25 | 1432 | -2.3 | -2.3 |
| 30 (optimal) | 1466 | 0 | 0 |
| 35 | 1451 | -1.0 | -1.0 |
| 40 | 1420 | -3.1 | -3.1 |
| 45 | 1373 | -6.3 | -6.3 |
| 50 | 1312 | -10.5 | -10.5 |
Principales conclusions:
1. Dans la région de 30 degrés de latitude N, pour chaque écart de 5 degrés par rapport à l'angle d'inclinaison optimal, l'irradiance annuelle diminue d'environ 2 %-4 %, ce qui correspond à une diminution de 2 % à 4 % du courant de court-circuit.
2. Lorsque la différence d'angle d'inclinaison atteint 20 degrés (par exemple, 30 degrés contre 10 degrés), la différence de courant annuelle peut dépasser 12 %.
3. Les différences de courant instantanées sont bien plus importantes que les différences moyennes annuelles. Par exemple, à midi au solstice d'été, l'angle d'altitude solaire est d'environ 83,5 degrés, moment auquel l'irradiation directe reçue par un module avec un angle d'inclinaison de 10 degrés est d'environ 15 % supérieure à celle reçue par un module avec un angle d'inclinaison de 30 degrés ; tandis qu'à midi au solstice d'hiver, l'angle d'altitude solaire est d'environ 36,5 degrés et l'irradiance directe reçue par un module avec un angle d'inclinaison de 10 degrés est environ 25 % inférieure à celle reçue par un module avec un angle d'inclinaison de 30 degrés.
4. Comparaison des solutions traditionnelles pour l'inadéquation des modules
Visant le problème de non-concordance des modules, diverses solutions ont été développées dans l'industrie, dont l'idée principale est debriser la restriction selon laquelle "les courants en série doivent être cohérents"ouminimiser les différences actuelles.
4.1 Optimisation de conception spéciale pour les différences d'angle d'inclinaison
Il s'agit de la solution la plus basique et la moins coûteuse-, mais également de la mesure que tous les projets devraient adopter en premier :
1. Appliquer strictement le principe « même angle d'inclinaison, même corde »: C'est la règle d'or pour éviter les différences d'angle d'inclinaison. Les modules avec le même angle d'inclinaison et le même angle d'azimut doivent être connectés en série dans la même chaîne, et les modules avec des angles d'inclinaison/orientations différents ne doivent jamais être connectés en série ensemble.
2. Raccourcir raisonnablement la longueur de la corde: Dans les zones présentant de grandes différences d'angle d'inclinaison, un raccourcissement approprié de la longueur de la chaîne (de 22 à 24 modules à 18 à 20 modules) peut réduire la plage d'impact du décalage.
3. Optimiser la division des canaux MPPT de l'onduleur: Connectez les chaînes de différentes zones d'angle d'inclinaison à différents canaux MPPT, de sorte que chaque canal MPPT ne suive que le point de puissance maximale des chaînes ayant le même angle d'inclinaison.
4.2 Onduleur de chaîne : Onduleurs multi-MPPT
Les onduleurs centraux traditionnels n'ont généralement que 1 à 2 canaux MPPT, tandis que les onduleurs string modernes sont généralement équipés de plusieurs canaux MPPT indépendants (6-12 ou même plus). Chaque canal MPPT peut suivre indépendamment le point de puissance maximale de différentes chaînes, limitant ainsi l'impact de la disparité à un seul canal MPPT.
Effet sur l'inadéquation de l'angle d'inclinaison: Peut résoudre efficacement le problème d'inadéquation entre les différentes zones d'angle d'inclinaison, mais ne peut toujours pas résoudre les différences d'angle d'inclinaison au sein des chaînes dans la même zone.
4.3 Technologie d'électronique de puissance au niveau du module-(MLPE)
Il s’agit actuellement de la solution technique la plus efficace pour résoudre les inadéquations d’angle d’inclinaison, comprenant principalement des optimiseurs de puissance et des micro-onduleurs :
1. Optimiseur de puissance
Des optimiseurs de puissance sont installés à l'arrière de chaque module, correspondant-un à-avec les modules. Il peut ajuster indépendamment la tension et le courant de fonctionnement de chaque module, faisant fonctionner chaque module à son propre point de puissance maximale, puis émettre du courant continu vers le circuit série.
Effet sur l'inadéquation de l'angle d'inclinaison: Peut éliminer complètement l'inadéquation de courant causée par toute différence d'angle d'inclinaison au sein de la chaîne, permettant à chaque module de produire son courant maximum. Les données mesurées montrent que dans les centrales électriques montagneuses présentant de grandes différences d'angle d'inclinaison, l'utilisation d'optimiseurs de puissance peut augmenter la production d'électricité de 15 à 20 %.
2. Micro-onduleur
Des micro-onduleurs sont directement installés à l'arrière de chaque module, convertissant le courant continu produit par le module directement en courant alternatif, qui est ensuite connecté en parallèle au réseau. Chaque module est une unité de production d'énergie indépendante, totalement exempte de restrictions de courant en série.
Effet sur l'inadéquation de l'angle d'inclinaison: Résout complètement tous les problèmes de décalage d'angle d'inclinaison, et chaque module peut fonctionner indépendamment quelle que soit la différence d'angle d'inclinaison.
Notre entreprise peut fournir toutes les solutions et systèmes complets mentionnés ci-dessus. Si vous en avez besoin, contactez-nous !
7. Tendances de développement futures
Avec les progrès continus de la technologie photovoltaïque, les solutions au problème de non-concordance des modules sont également constamment innovées et développées :
1. Technologie MLPE plus efficace : L'efficacité de conversion des optimiseurs de puissance et des micro-onduleurs de nouvelle-génération a dépassé 99 %, avec une consommation propre-d'énergie encore réduite et des coûts en baisse continue.
2. Technologie de modules intelligents: Intégration d'optimiseurs de puissance ou de micro-onduleurs avec des modules pour former des modules intelligents, simplifiant le processus d'installation et améliorant la fiabilité du système.
3. Technologie de jumeau numérique: Utilisation de la technologie du jumeau numérique pour construire un modèle virtuel de la centrale photovoltaïque, simulant avec précision les pertes par désadaptation dans différentes conditions de travail et réalisant une alerte précoce et un contrôle optimal.
4. Nouvelle technologie de batterie : tels que les modules en bardeaux, les modules demi--coupés, les modules tranchés, etc., réduisent l'impact de l'ombrage et des disparités grâce à la segmentation des cellules et aux méthodes de connexion optimisées. Par exemple, les modules demi--coupés peuvent réduire d'environ 50 % la perte de puissance causée par l'ombrage.
L'inadéquation des modules est un phénomène inévitable dans les systèmes photovoltaïques,parmi lesquels la différence d'angle d'inclinaison est la principale cause d'inadéquation dans les scénarios d'installation complexes, et la perte de production d'électricité qui en résulte peut atteindre plus de 15 %. Les différences d'angle d'inclinaison conduisent directement à des courants de sortie incohérents des modules en affectant la quantité d'irradiation solaire reçue par les modules, puis limitent la production d'énergie de l'ensemble de la chaîne grâce à « l'effet seau » du circuit série.
Pour différents types de centrales photovoltaïques, la solution d'inadéquation la plus appropriée doit être sélectionnée en fonction de facteurs tels que les conditions du terrain, la taille de la différence d'angle d'inclinaison et le budget d'investissement. Les centrales électriques-montées au sol peuvent donner la priorité aux onduleurs string multi-MPPT ; pour les scénarios complexes tels que les zones montagneuses et les toits présentant de grandes différences d'angle d'inclinaison, la technologie électronique de puissance au niveau du module apportera des améliorations significatives en matière de production d'énergie et de retours sur investissement.
