Module solaire photovoltaïque - Définition

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Production et pertes

Les principales sources de pertes énergétiques sont :

Pertes par ombrage partiel : l’environnement d’un module photovoltaïque peut inclure des arbres, montagnes, murs, bâtiments, etc. Il peut provoquer des ombrages sur le module ce qui affecte directement l’énergie collectée.
Pertes par ombrage total ( poussière ou saletés ) : leur dépôt occasionne une réduction du courant et de la tension produite par le générateur photovoltaïque.(~3-6%)
Pertes par dispersion de puissance nominale : les modules photovoltaïques issus du processus de fabrication industrielle ne sont pas tous identiques. Les fabricants garantissent des déviations inférieures de 3% à 10% autour de la puissance nominale.
Pertes de connexions : La connexion entre modules de puissance légèrement différentes occasionne un fonctionnement à puissance légèrement réduite. Elles augmentent avec le nombre de modules en série et en parallèle.(~3%)
Pertes angulaires ou spectrales : Les modules photovoltaïques sont spectralement sélectifs, la variation du spectre solaire affecte le courant généré par ceux-ci. Les pertes angulaires augmentent avec l’angle d’incidence des rayons et le degré de saleté de la surface.
Pertes par chutes ohmiques : Les chutes ohmiques se caractérisent par les chutes de tensions dues au passage du courant dans un conducteur de matériau et de section donnés. Ces pertes peuvent être minimisées avec un dimensionnement correct de ces paramètres.
Pertes par température : En général, les modules perdent 0,4 % par degré supérieur à sa température standard (25 °C en conditions standard de mesures STC). La température d’opération des modules dépend de l’irradiation incidente, la température ambiante et la vitesse du vent (5 % à 14 %).
Pertes par rendement DC/AC de l'onduleur : l'onduleur peut se caractériser par une courbe de rendement en fonction de la puissance d’opération.(~6 %)
Pertes par suivi du point de puissance maximum : l'onduleur dispose d’un dispositif électronique qui calcule en temps réel le point de fonctionnement de puissance maximum (3 %).

L’analyse de 172 installations du programme pionnier en Europe « 1000 toits allemands » a montré des productions de 0,43 kWh/Wc/an à 0,875 kWh/Wc/an avec une moyenne de 0,68 kWh/Wc/an. Une autre analyse de l’Agence Internationale de l’Energie (IEA) montre des valeurs typiques variant entre 0,7 kWh/Wc/an en Allemagne et en Hollande, 0,83 kWh/Wc en Suisse avec une dispersion considérable de 0,4-0,95 kWh/Wc (Allemagne) et 0,5-1,4 kWh/Wc (Suisse).. En outre, des installations avec des caractéristiques similaires installées dans des endroits très proches l’un de l’autre peuvent conduire à des productions très éloignées.

En conclusion, les valeurs moyennes du coefficient de performance PR oscillent entre 0,7 et 0,75. L’analyse de l’Agence Internationale pour l’énergie montre que les PR varient considérablement de 0,25 à 0,9 avec une valeur moyenne de 0,72.

Les Kwh/Wc produits par un dispositif photovoltaïque peuvent alors s’exprimer comme le produit de trois facteurs indépendants :

$\frac{E_{AC}}{P^*}=\left(\frac{G_{deff}}{G^*}\right) \times FO \times PR$

P* : Puissance nominale produite en conditions STC (W).

G d e f f

: Irradiation annuelle effective incidente sur le module (kWh/m2).

G* : Irradiance STC (1000 W/m2).

FO : Facteur prenant en compte les pertes par ombrage.

A partir de là, il est possible d’estimer une productivité électrique annuelle. Les valeurs qui suivent sont indicatives et approximatives, car ce type de mesure est très sensible aux conditions et conventions adoptées : avec ou sans héliostat, avec ou sans les pertes de l’onduleur, en moyenne sur une région ou sur un lieu-dit particulièrement propice, etc. en kWh/Wc/an ; ici le coefficient de performance PR (Performance Ratio) adopté est de 0,75 et pour une surface inclinée optimalement.