Généralités sur la simulation des performances électriques annuelles des panneaux

Pour estimer la rentabilité économique d’un système de panneaux photovoltaïques, on doit pouvoir évaluer sa production d’énergie électrique annuelle en nombre de kilowatt-heure générés par kilowatt- crête installé (kWh/kW). Pour cela, on peut utiliser des logiciels comme PVsyst® _{[68] qui permettent en}

plus d’évaluer les paramètres optimums d’installation des modules d’un champ PV (angle d’orientation et espacement entre les rangées de modules typiquement). Généralement, un module monoface est orienté vers l’équateur à un angle proche de celui de la latitude du lieu pour maximiser sa production électrique. Ce type de logiciel est basé sur la simulation du rayonnement incident grâce à des données météorologiques, et sur des modèles des modules et des composants systèmes associés prenant en compte les pertes. Les pertes sont dues aux ombrages, à la chauffe des modules, aux limitations de l’onduleur, aux réflexions aux interfaces air-verre, aux salissures, au comportement en faible éclairement, au câblage, aux disparités entre les modules, au vieillissement des modules, à la LID… La simulation du rayonnement incident est un domaine très vaste [69], décrit de manière simplifiée dans [6]. Le rayonnement global sur un plan d’inclinaison quelconque i et d’orientation quelconque o est la somme du rayonnement direct I (issu du disque solaire d’angle solide 6,8.10-5_{sr) et du rayonnement}

diffus D (irradiances en W/m²). L’équation (1.16) permet de calculer I en fonction de la position du soleil (hauteur h et azimut az) et du rayonnement direct normal incident In (incident sur une surface

orthogonale au rayonnement et mesuré par un système de suivi appelé « tracker »). L’équation (1.17) montre les différentes contributions qui interviennent dans le rayonnement diffus D. Le terme de diffus hors albédo D* est détaillé dans le cas le plus simplifié d’un ciel isotrope (Dh étant le rayonnement diffus

incident sur une surface horizontale). Le terme d’albédo A est détaillé dans le cas couramment supposé d’une réflexion lambertienne d’un sol infini (Gh étant le rayonnement global incident sur une surface

horizontale, et (1-cos i)/2 étant le « ground-view factor »).

𝑰 = 𝑰_𝒏· [𝒔𝒊𝒏 𝒉 · 𝒄𝒐𝒔 𝒊 + 𝒄𝒐𝒔 𝒉 · 𝒄𝒐𝒔(𝒐 − 𝒂𝒛) · 𝒔𝒊𝒏 𝒊] (1.16)

𝑫 = 𝑫∗_{+ 𝑨 =}𝟏 + 𝒄𝒐𝒔 𝒊 𝟐 · 𝑫𝒉+

𝟏 − 𝒄𝒐𝒔 𝒊

𝟐 · 𝜶𝒔𝒐𝒍· 𝑮𝒉 (1.17)

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décrit par le modèle de Pérez qui prend en compte trois contributions en fonction de données empiriques décrivant le type de ciel : une part isotrope issue de la voute céleste (hémisphère), une part correspondant au halo de lumière autour du soleil (diffusion par les aérosols dans la région circumsolaire) et une part correspondant au rayonnement proche de l’horizon (diffusion Rayleigh) [70]. Le terme A apporte une contribution d’autant plus forte que l’albédo du sol αsol est élevé (forte réflectivité du sol dans toute les

directions), que i tend vers 90° (module vertical), et que Gh est élevé (plus important par ciel clair et à

plus haute altitude par exemple). L’albédo αsol est typiquement de 0,2 pour les sols cultivés, de 0,3 - 0,4

pour le sable (plus ou moins sec), et de 0,6 - 0,8 pour la neige (plus ou moins fraiche). Dans les logiciels de prédiction de performance PV, αsol est souvent défini à 0,2 et ne concerne que les espaces entre les

rangées de modules.

La précision des simulations dépend fortement des données météorologiques utilisées. A défaut de valeurs horaires mesurées, les données d’irradiance dans le logiciel PVsyst® _{sont générées}

artificiellement à partir de valeurs mensuelles moyennes. Ces valeurs-là sont basées sur des mesures des années précédentes issues de la base de données Meteonorm [71]. Nous utiliserons dans notre étude à la fois ce type de données et des données mesurées sur le site de l’INES. En effet, la fraction de diffus f sur une surface d’orientation quelconque (définie par l’équation (1.18)) qui varie d’une ville à l’autre peut avoir de l’importance surtout dans les applications bifaces.

𝒇 = 𝑫

𝑫 + 𝑰= 𝑫

𝑮 (1.18)

La précision des simulations dépend aussi de la bonne définition des ombrages pouvant survenir sur le champ PV (arbre, montagne, etc.). Ils sont définis usuellement par le masque d’un lieu, qui couvre des régions angulaires de l’hémisphère (exemple pour le site de l’INES qui se trouve entre deux chaînes de montagnes - Figure 1.13 à droite). Les objets sont définis par leur hauteur angulaire et azimut de telle sorte que la contribution du rayonnement direct est annulée dès que le soleil passe en dessous de la hauteur de l’objet pour un azimut donné. En revanche les contributions diffuses ne sont généralement pas corrigées alors qu’elles peuvent être influencées par l’ombrage si ce dernier est proche du système. Cela devient problématique pour des simulations d’installations PV intégrées au bâtiment (« Building Integrated PhotoVoltaics », BIPV) dans la mesure où les bâtiments environnants peuvent rajouter une contribution diffuse non prise en compte dans cette approche de par l’albédo de leurs façades [44]. C’est pour cette raison que Sprenger intègre du tracé de rayons avec le programme Radiance® _{[72] dans sa}

méthodologie de simulation des performances électriques de systèmes BIPV. Bien que ce type d’approche soit utilisé dans les logiciels de simulation d’éclairage naturel dans le bâtiment comme Radiance®_{, aucun programme commercial de simulation de performance des systèmes PV ne les utilise.}

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Figure 1.13 – (gauche) Schéma du modèle de ciel anisotrope de Pérez avec la position du soleil repérée par les angles h et az. (droite) Masque sur le site de l’INES : élévation h en fonction de l’azimut az + 180 (nord = 0°, sud = 180°, est = 90°, ouest = 270°) (calcul réalisé par Ha [73]).

Dans le cas des modules bifaces, il est aussi nécessaire de prendre en compte l’albédo des surfaces environnantes pour évaluer les performances additionnelles dues au rayonnement incident sur la face arrière. Cet albédo est souvent non-uniforme sur la surface du module (de par les ombres portées des modules sur le sol ou celles du support des modules sur la face arrière) et induit donc des limitations de puissance par certaines zones du module. L’albédo est un rayonnement diffus ce qui implique que la réponse angulaire du module doit être prise en compte sur les deux faces. Le seul moyen de simuler la face arrière d’un module biface dans PVsyst® _{serait de rajouter un module vertical orienté nord juste}

derrière le module incliné vers le sud [28]. En effet il n’est pas possible de positionner un module orienté vers le sol et l’albédo sous les modules est considéré nul. D’où la nécessité de développer des méthodes d’évaluation des performances des modules bifaces et d’optimisation de leurs applications.

1.3.2. Etudes passées sur les applications bifaces montées au sol