Une nouvelle méthode pour éviter les surtensions dans le PV vertical relié au réseau basse tension

D’après pv magazine International

Des chercheurs de l’Université de Turku en Finlande ont mis au point un nouveau flux de travail méthodologique pour améliorer le rendement électrique des systèmes PV bifaciaux verticaux qui sont connectés à des réseaux basse tension (BT) situés à des latitudes élevées et dont les panneaux présentent différents emplacements, orientations et technologies.

Leur nouvelle approche vise à éviter les hausses de tension sur le réseau, lesquelles surviennent lorsque la production de PV est supérieure à la demande et sont alors susceptibles d’endommager le réseau lui-même ainsi que les appareils électriques qui y sont connectés. « Ainsi, il convient de maintenir la tension en dessous d’un certain seuil, soit en identifiant la capacité PV maximale autorisée par le réseau de distribution, soit en fixant une limite à la production PV maximale autorisée et en effaçant la production excédentaire », expliquent-ils.

Cette nouvelle méthodologie consiste en cinq grandes étapes : la collecte des données, la modélisation de la décomposition, la modélisation de la transposition, la modélisation électrique et thermique et l’analyse du réseau BT. Les deuxième et troisième étapes fournissent le calcul d’un profil d’irradiance globale inclinée pour l’emplacement, le moment et l’orientation PV voulus, lequel est ensuite converti en production d’électricité photovoltaïque en fonction des données météorologiques et des propriétés du système PV. L’analyse du réseau BT évite de surdimensionner le système PV et donc les surtensions.

Les scientifiques ont appliqué ce flux de travail à différents cas de projets monofaciaux et de systèmes PV verticaux bifaciaux. Ils ont analysé le profil de production PV, le profil de charge électrique et la combinaison de variables pour la capacité d’accueil PV, qui, d’après eux, constitue le facteur décisif pour éviter les épisodes de surtension.

Grâce à leur analyse, les universitaires ont établi que la capacité maximum autorisée de PV est généralement limitée par de courtes périodes temporelles d’une durée comprise entre 1 et 30 minutes. Ces phases sont caractérisées par une forte production de PV et de brusques variations dans la charge électrique et la production PV. « Cela prouve que la gestion de ces périodes par le biais de différents appareils de régulation de la tension ou l’autorisation d’événements de surtension ou de sous-tension sur de courtes durées peuvent permettre d’augmenter de manière significative la capacité d’accueil du PV », affirment-ils.

D’après leurs conclusions, le PV vertical bifacial pourrait présenter un rendement énergétique supérieur de 46 % à son équivalent monofacial classique dans les pays nordiques, tout en affichant une meilleure adéquation temporelle entre la production et la consommation d’électricité photovoltaïque.

Cette nouvelle méthode est détaillée dans l’article « A comprehensive methodological workflow to maximize solar energy in low-voltage grids: A case study of vertical bifacial panels in Nordic conditions », publié dans Solar Energy.

« D’autres travaux sont nécessaires pour inclure dans la méthodologie des modèles de charge électrique ainsi que des analyses économiques plus réalistes, conclut l’équipe finlandaise. De plus, étant donné que le réseau de test utilisé ne couvrait qu’une surface géographique très limitée, avec pour résultat des pertes faibles au niveau des lignes électriques, il est probable que les valeurs absolues de la production de PV maximale aient été surestimées par rapport à la plupart des réseaux de distribution réels, même si cela a permis de comparer les valeurs relatives de différents cas. »

Traduction assurée par Christelle Taureau.