Quelle méthode d'inspection préférez-vous ? (1/3) Courbes I-V
Il existe diverses méthodes d'inspection pouvant être effectuées sur un actif solaire. Selon la dimension et le but, vous pouvez choisir le type d'inspection qui vous convient le mieux.
En effet, il est nécessaire et important de connaître l'état du système solaire photovoltaïque, tant pendant la construction que pendant la phase O&M.
Nous allons donc aborder 3 méthodes d'inspection différentes pour les parcs solaires, leurs avantages et leurs limites, à savoir : les courbes I-V, la thermographie et l'électroluminescence.
Dans cet article de blog, nous parlerons des courbes I-V.
Méthode d'inspection : Qu'est-ce que la courbe I-V et comment fonctionne-t-elle ?
La courbe I-V est la courbe qui représente la puissance en fonction du courant (I) et de la tension (V), produite par le module ou la chaîne photovoltaïque (selon ce que vous testez – dorénavant, nous nous référerons toujours à une chaîne). L'équipement de mesure enregistre la relation entre le courant et la tension, en faisant varier la charge, depuis la tension en circuit ouvert jusqu'au courant de court-circuit. Le graphique ci-dessous montre la courbe I-V typique et la courbe de puissance respective.
Sur le terrain, il est nécessaire d'enregistrer le niveau d'éclairement, en s'assurant que l'éclairement est mesuré à la même inclinaison et orientation que la chaîne à tester, ainsi que la température de la cellule. Il est également nécessaire de définir la chaîne (nombre et type de panneaux solaires) et la longueur et le calibre du fil entre les modules PV et l'analyseur PV. Selon l'équipement de test, ces informations peuvent être saisies avant ou après les mesures. Voici une liste de quelques fabricants d'équipements de mesure de courbes I-V :
Qu'en est-il des résultats de cette méthode d'inspection ?
Lorsque la courbe I-V présente une déviation par rapport à la courbe standard, cela signifie l'une des deux choses suivantes : soit la chaîne a un problème, soit le test s'est mal déroulé en raison de mauvaises connexions, d'une configuration d'équipement incorrecte ou de faibles niveaux d'éclairement. Outre le fait que vous devez connecter l'équipement en conséquence (peut varier selon l'équipement de test), la norme IEC 61829:2015 Photovoltaïque (PV) – Mesure sur site des caractéristiques courant-tension indique que le niveau minimal d'éclairement doit être, au moins, de 700 W/m2.
Certains problèmes, tels que les microfissures, les points chauds, les défauts de fabrication ou le PID, peuvent affecter différemment les modules individuels au sein d'une chaîne. En effectuant des mesures de courbes I-V au niveau des modules, vous pouvez détecter ces problèmes spécifiques aux modules qui pourraient ne pas être apparents lors de l'évaluation de l'ensemble de la chaîne. D'autre part, effectuer des inspections et des mesures de courbes I-V au niveau des modules peut être plus chronophage, en particulier dans les grandes installations solaires. Par conséquent, une approche réfléchie et stratégique de l'échantillonnage est cruciale pour concilier le besoin de précision et la praticité.
Chaque mesure vous donne des informations sur le PR et le FF, où :
PR – Facteur de Performance – est l'information la plus importante que l'équipement puisse vous donner sur les performances de la chaîne. Les valeurs varient entre 0 % et 100 % et une chaîne en bon état et performante a des valeurs de PR supérieures à 90 %.
Facteur de Performance (FP, %) = 100 * (Pmax mesurée / Pmax prédite)
FF – Facteur de Remplissage – C'est le carré défini par le quotient des trois points importants de la courbe I-V. Le Isc, le Voc et le Pmáx (Imp, Vmp).
En fait, c'est la façon, selon cette méthode d'inspection, de classer l'efficacité de chaque module et technologie PV. La plage de FF est de 0 à 1 et elle est sans dimension.
Il est important de noter que le facteur de remplissage réel peut varier en fonction de facteurs tels que le type de technologie solaire (par exemple, monocristallin, polycristallin, couches minces), la qualité de fabrication, les conditions de fonctionnement (température, intensité lumineuse) et l'âge de la cellule ou du module solaire. Bien que le facteur de remplissage idéal varie selon la technologie et l'application, il est généralement souhaitable de maximiser le FF pour atteindre l'efficacité de conversion d'énergie la plus élevée possible.
Un facteur de remplissage de 0,5 est considéré comme la limite inférieure d'acceptabilité. Cela signifie que seulement la moitié de l'énergie disponible provenant de la lumière du soleil est efficacement convertie en électricité, ce qui indique des pertes d'énergie importantes au sein de l'appareil. Les cellules ou modules solaires avec un facteur de remplissage inférieur à ce seuil sont généralement considérés comme inefficaces ou peuvent présenter des problèmes de performance. Un facteur de remplissage de 0,85 représente une efficacité élevée. Dans de tels cas, 85 % de l'énergie solaire disponible est efficacement convertie en énergie électrique. Les cellules ou modules solaires avec un facteur de remplissage dans cette plage sont considérés comme très efficaces et sont souhaitables pour une production d'énergie optimale.
Comment "lire" la courbe ?
La courbe est influencée par 3 facteurs essentiels : la température du module solaire, l'éclairement et l'état de conservation.
Lorsque les valeurs de température sont plus élevées, les valeurs de l'axe YY (courant) sont légèrement plus élevées. En revanche, avec l'augmentation de la température, la tension de sortie diminue significativement, tout comme la puissance de sortie.
À son tour, l'augmentation des niveaux d'éclairement augmente significativement le courant de sortie et n'a pas d'effet notable sur la tension. Par conséquent, la puissance de sortie augmente avec l'accroissement des niveaux d'éclairement.
Ces deux premiers facteurs ne changent que la position de la courbe dans les axes, avec les variations de Isc et Voc. Cependant, la courbe pourrait avoir des formes différentes, et c'est un indicateur de l'existence de défauts.
Plusieurs défauts peuvent être identifiés par l'analyse de la courbe I-V, tels que la discordance de l'Isc des modules, les ombres effilées ou les barrages de saleté, l'existence de chemins de shunt dans les cellules PV, l'effet d'ombrage ou de cellule endommagée, l'effet de la résistance série, l'effet de la dégradation ou de l'encrassement des modules, etc.
Le graphique ci-dessous montre 3 exemples de défauts possibles :
Conclusions
C'est une bonne méthode d'inspection pour savoir si les performances de la chaîne ou du module sont conformes aux attentes. Elle peut être rapidement analysée par le PF (qui devrait être compris entre 90 % et 100 %).
Cependant, ce n'est pas une méthode expéditive, et l'évaluation de toutes les chaînes du système photovoltaïque peut prendre un certain temps. De plus, avec l'utilisation croissante d'onduleurs de chaîne capables de fournir les données de sortie des chaînes en temps réel via une application, cette méthode d'inspection pourrait être utilisée uniquement pour découvrir des modules spécifiques d'une chaîne préalablement identifiés par les analyses de chaînes du logiciel de l'onduleur.
Bien à vous,
L'équipe Solarud