Baptiste Amiot^1, ⋆, Martin Ferrand², Rémi Le-Berre³, Stéphanie Giroux–Julien^4
⋆ : baptiste.amiot@edf.fr
¹ EDF R&D, CETHIL
² EDF R&D, CEREA
³ EDF R&D
⁴ CETHIL, UCBL
Mots clés : Photovoltaïque, Micro-relief, Régimes convectifs, Renouvelables
Résumé :

Dans le contexte de la transition énergétique, les installations solaires photovoltaïques de plusieurs hectares bénéficient d’une viabilité économique accrue du fait des gains d’échelle réalisables. Malgré la bonne fiabilité des modèles de production électrique à l’échelle locale (module photovoltaïque), l’hétérogénéité des conditions météorologiques à l’échelle de la centrale photovoltaïque entraîne une incertitude sur le productible réel. L’hétérogénéité de l’irradiation est ainsi de plus en plus étudiée numériquement et expérimentalement, et permet de pondérer le flux solaire reçu par les modules, notamment lorsque le ciel est partiellement nuageux. Cette technique permet de réguler le productible initialement estimé via des mesures localisées et ponctuelles. La modification du champ de vent à l’intérieur des parcs solaires est une seconde hétérogénéité qui amène une incertitude sur le mode de transfert convectif qui s’établit à l’échelle du module. Sachant que le rendement électrique des cellules en silicium est négativement corrélée à la température d’opération des jonctions, la détermination des modes convectifs au sein des centrales permet de mieux définir la température d’opération de chaque module et prédire plus précisément le productible électrique. La question de l’hétérogénéité induite par les effets aérauliques est cependant complexe à appréhender que ce soit expérimentalement et numériquement (nombre de mesures, positionnement des sondes, modélisation de la turbulence, de la dynamique et des flux thermiques turbulents). Dans ce travail, deux expériences numériques réalisées à l’aide du code de calcul CFD code saturne sont présentées. Dans un premier temps, un module unitaire est modélisé suivant une coupe 2-D. Celui-ci est soumis à un champ de vitesse de vent transversal et des conditions de périodicité permettent de simuler l’agencement d’une infinité de modules, en situation de centrale solaire. Une comparaison avec les champs de vent obtenus dans une configuration similaire en soufflerie est produite et une importante disparité des caractéristiques du vent sous les modules photovoltaïques est démontrée. Cette étude apporte une solution simple pour réduire le coût de calcul nécessaire pour simuler le comportement dynamique et thermique des grandes centrales. Dans la seconde expérience numérique, la soufflerie existante est entièrement modélisée suivant une coupe 2-D. Le nombre de module photovoltaïque est cependant porté à 40, comparativement aux 10 modules présents dans la soufflerie réelle. L’objectif de la simulation est de déterminer si les champs de vitesse du vent obtenus lors de l’expérience réelle sont établis et statistiquement homogènes. Avant la 10ème rangée de module, le modèle de soufflerie est en concordance avec la dynamique de l’écoulement obtenu expérimentalement. Une évolution du régime de vent est constatée après la 10ème rangée et l’adéquation du profil moyen avec le cas périodique est obtenu autour de la 40ème rangée, variant en fonction du modèle de turbulence adopté. A partir de ces résultats, une modification des modes convectifs à considérer dans le cas des centrales solaires est proposée en fonction des caractéristiques du vent incident.

doi : https://doi.org/10.25855/SFT2022-047

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