Un nouvel algorithme calcule le point de puissance maximum global pour les systèmes PV partiellement ombragés - PV SOLAIRE ÉNERGIE

Un nouvel algorithme calcule le point de puissance maximum global pour les systèmes PV partiellement ombragés

Mise au point par des scientifiques en Inde, la technique du point de puissance maximum global (global maximum power point – GMPP) se fonde sur la tension et le courant des strings d’une installation PV. Le groupe de chercheurs a effectué des essais à l’aide de simulations par ordinateur et d’un dispositif expérimental.D’après pv magazine International
Des scientifiques de l’Institut indien de technologie de Guwahati et de l’Université Shiv Nadar, en Inde, ont mis au point un nouvel algorithme capable de calculer le point de puissance maximum global (MPP global) d’une installation PV partiellement ombragée.
« Cet algorithme est conçu pour s’adapter à n’importe quel scénario obtenu en réglant certains paramètres du modèle généralisé d’installation PV série parallèle, explique Shashank Kumar, auteur principal de l’étude, à pv magazine. Notons toutefois qu’il ne peut pas s’appliquer directement aux configurations non convertibles à ce modèle généralisé. »
Le GMPP désigne la capacité d’un onduleur à passer en revue la courbe I-V d’un système PV pour repérer le niveau de tension auquel survient le point de puissance maximum global. Lorsqu’un système PV fonctionne dans des conditions partiellement ombragées, sa courbe courant-tension caractéristique génère de multiples pics au niveau local. Dans ces conditions, les méthodes classiques de MPPT peuvent échouer à maximiser la puissance de sortie, car elles cherchent le point de puissance maximum local (MPP) et non le MPP global (GMPP).
Dans leur article « A novel GMPP estimation technique for series parallel connected partially shaded PV array », paru dans Solar Compass, les chercheurs expliquent qu’il est plus difficile de réaliser une estimation précise du GMPP d’un générateur d’électricité solaire dans des conditions partiellement ombragées que dans des conditions d’irradiation uniforme, en raison des multiples pics ou points de puissance maximum locaux (LMPP) qui apparaissant sur la courbe courant-tension.
La méthode qu’ils proposent se fonde sur certains paramètres du module PV tels que des câbles de raccordement et des diodes, ainsi que l’irradiation et la température comme données d’entrée.
Elle a également recours à une série d’équations pour déterminer et trier tous les points zéro pertinents du dispositif PV. « On peut partir du principe que les points zéro se rapprochent des points où la courbe P-V ou I-V du dispositif change de forme en raison des conditions d’ombre partielle », expliquent les scientifiques.
Leur nouvelle approche fournit en outre une formule mathématique pour déterminer la tension itérative sur la base des propriétés des LMPP généralement observées.
Pour tester cette nouvelle technique, les chercheurs ont simulé 2 000 cas de fonctionnement partiellement ombragé générés de manière aléatoire par leur modèle généralisé. Il s’agissait pour moitié d’un dispositif PV 3 x 2 utilisant des modules de 252 W et pour l’autre moitié d’un dispositif PV 4 x 2 équipé des mêmes modules.
« Pour le système PV 3 x 2, l’irradiation des 6 modules a été générée de manière aléatoire sur une fourchette allant de 100 à 1 100 𝑊 ∕ 𝑚 2 pour chacun des 1 000 cas simulés. L’ensemble des diodes et modules du dispositif PV 3 x 2 atteignaient une température de 25 °C, ajoutent les universitaires. Les paramètres des diodes et de température du dispositif 4 x 2 sont tous différents, mais l’irradiation des 8 modules est générée de manière aléatoire sur une fourchette comprise entre 100 et 1 100 𝑊 ∕ 𝑚 2 pour chacune des 1 000 simulations. »
Le dispositif expérimental. Image : Indian Institute of Technology Guwahati, Solar Compass, Creative Commons License CC BY 4.0

Les universitaires ont observé que, sur l’ensemble des 2 000 simulations, l’erreur maximale et l’écart type étaient inférieurs à 1 %. Pour le système 3 x 2, le temps de calcul moyen pour chaque simulation était de 0,3398 seconde. Pour les dispositifs 4 x 2, ce temps de calcul était de 1,23 seconde.
Pour valider leurs résultats, les chercheurs ont également conçu un dispositif expérimental puis ont comparé leurs observations aux résultats obtenus par l’algorithme auquel ils ont fourni les mêmes données. « On observe que l’erreur pour le GMPP obtenu à l’aide de la méthode proposée est de 2,5706 % par rapport au GMPP calculé avec le dispositif expérimental, ce qui est compris dans la limite tolérée », concluent-ils.
« Nous prévoyons déjà d’apporter des améliorations à la méthode d’estimation du GMPP. Mon objectif est de développer une formule plus concise pour le GMPP, et spécialement adaptée à ce modèle généralisé », affirme Shashank Kumar.
Traduction assurée par Christelle Taureau

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