Modèle de prédiction des performances thermique et électrique de capteurs solaires photovoltaïques intégrés au bâtiment Ya Brigitte Assoa 1, Benjamin Boillot 1, Leon Gaillard 2, Christophe Ménézo 2, Thierry Guiot 3, Yann Tanguy 4 1 LEB / DTS / CEA - INES RDI : Bâtiment LYNX 1 50, avenue du Lac Léman 73377 LE BOURGET DU LAC ya-brigitte.assoa@cea.fr; benjamin.boillot@cea.fr 2 Centre de Thermique de Lyon UMR 5008/INSA/UCB Lyon 1 Chaire INSA de Lyon /EDF «Habitats et Innovations Energétiques» / LOCIE CNRS UMR 5271 Polytech'Savoie, Campus Scientifique, 3 CSTB / Pôle Energies Renouvelables / Innovation Photovoltaïque 4 Transenergie SA 3D, allée Claude Debussy 69130 ECULLY RÉSUMÉ. Ce travail concerne l étude numérique de capteurs solaires photovoltaïques intégrables à la toiture en tuiles d un bâtiment. Un modèle numérique thermique et électrique a été développé en régime dynamique en vue de prédire les performances de ces systèmes intégrés en conditions réelles sous le logiciel TRNSYS 17. La validation du modèle a été effectuée expérimentalement à partir des résultats issus de la campagne de mesures menée sur six bancs d essais. En perspectives, des études paramétriques sont menées afin d évaluer l impact de certains paramètres sur la production électrique du composant. ABSTRACT. This work concerns the numerical study of solar PV collectors integrated into building tile roof. A dynamic numerical thermal and electrical model has been developed to predict the performance of these integrated systems in real conditions in the TRNSYS 17 software environment. The validation of the model has been realized experimentally from the results obtained during a measurement campaign on six test benches. As further step, parametric studies are realized in order to evaluate the impact of some parameters such on the electrical production of the integrated solar component. MOTS-CLÉS : BIPV, modules PV, intégration en toiture, modélisation, expérimentation KEY WORDS: BIPV, PV modules, roof integration, modelling, experiment.
XXX e Rencontres AUGC-IBPSA Chambéry, Savoie, 6 au 8 juin 2012 2 1. Introduction Diverses études sont menées en vue de l'amélioration des performances électriques des panneaux photovoltaïques et de l'exploitation de la surface disponible sur les bâtiments afin de rendre leur enveloppe multifonctionnelle. Des composants photovoltaïques sont donc intégrés à la façade ou à la toiture notamment des bâtiments, leur donnant, en plus de leurs fonctions habituelles d'étanchéité ou de couvert, celle de production d'énergie électrique. Cette configuration d'intégration, par rapport à celle d'un système non intégré, peut entraîner un échauffement plus important des modules photovoltaïques. C'est ainsi que des recherches sont menées en vue d'optimiser le refroidissement des modules PV par extraction des pertes thermiques qu'ils dissipent par ventilation naturelle ou éventuellement par ventilation forcée. Ces composants intégrés au bâtiment sont, par là constitués de modules photovoltaïques comportant en sous- face un dispositif de récupération de chaleur, à savoir une lame d'air isolée. L'objectif principal de cette ventilation est de maintenir le rendement des modules PV intégrés au bâti à un niveau équivalent à celui des systèmes non intégrés. En 2006, Tiwari et al [TIW 06] présentent l étude théorique et expérimentale d un capteur solaire PV/T à air. Ce composant est constitué de deux modules PV connectés en série et montés sur une couche isolante non-corrosive de Tedlar. Une lame d air isolée à l aide d une couche de bois permet la ventilation naturelle ou forcée des modules PV en sous- face. En 1998, J.C. Hollick [HOL 98] présente l étude expérimentale d un capteur solaire PV à air composé d un bardage métallique nervuré et perforé sur lequel sont collés des modules PV. Le projet ANR Habisol Performance BIPV dont les partenaires sont le CSTB, le CEA, le CNRS, Transénergie et Cythelia, vise à proposer un modèle thermique et électrique de prédiction du productible de systèmes photovoltaïques intégrés au bâtiment et plus précisément en toiture. 2. Description de la configuration de capteurs solaires PV étudiée 2.1. Analyse de la configuration étudiée Les composants étudiés dans ce travail sont des capteurs solaires photovoltaïques en silicium polycristallin opaques intégrés à une toiture en tuiles inclinée et isolée. Les modules PV et la couche d isolation sont séparés par une lame d air ventilée naturellement (cf. figure 1). Une modélisation de ces systèmes a été menée en régime dynamique en développant de manière distincte des modèles thermique et électrique et en les couplant sous le logiciel TRNSYS 17.
Modèle de prédiction des performances thermique et électrique de capteurs solaires photovoltaïques intégrés au bâtiment 3 Au niveau du modèle thermique, une méthode nodale en bidimensionnel a été appliquée à partir de certaines hypothèses. Les divers phénomènes thermiques (conduction, convection et rayonnement) et aérauliques ont été pris en compte. L isolant en sous- face de la lame d air est supposé adiabatique dans un premier temps. Seule une portion de toiture le long du rampant est modélisée. En amont et en aval des modules PV, les tuiles sont représentées. La lame d air est discrétisée le long du rampant en volumes finis i de largeur unitaire. Afin de pallier les difficultés de convergence du bilan thermique, la capacité thermique au nœud de température d air dans la lame est supposée négligeable. Le sens de circulation de l air dans la lame est pris en compte en réalisant un bilan thermique en fonction du signe du débit massique d air. Les modules PV sont représentés par un nœud de température unique par volume fini. Le modèle électrique se base sur le modèle électrique de De Soto adapté à la technologie étudiée. Il est issu d une adaptation du type 94 de TRNSYS 17 à la configuration étudiée. Il représente des modules PV le long du rampant et le long du faîtage disposés en série. Les variations de température et d ensoleillement sont considérées uniquement le long du rampant. Le champ PV est supposé être raccordé au réseau public par l'intermédiaire d un onduleur dédié. Couche de verre Silicium T mo,i Tedlar T fl,i-1 T fl,i Lame d air ventilée naturellement T fd,i Isolant Figure 1. Schéma de positionnement des nœuds de température sur une section transversale de la toiture BIPV 2.2. Modélisation thermique Par volume fini, un bilan thermique est réalisé aux nœuds de température des modules PV (T mo,i ), de l air dans la lame (T fl,i ) et de la surface de l isolant en sousface (T fd,i ) (cf. figure 1).
XXX e Rencontres AUGC-IBPSA Chambéry, Savoie, 6 au 8 juin 2012 4 Le bilan au nœud central T mo,i des modules PV du volume fini i est donné par l équation [1] : [1] Avec K j,l, la conductance entre les nœuds j et l (W/K), T i est la température au nœud i ( C), L, la longueur du volume fini i et q la densité de flux thermique absorbée par les modules PV. T a est la température d air ambiant, T c est la température du ciel et T s la température du sol. Le bilan au nœud d air est donné par l équation suivante [2] : [2] Avec Avec m le débit massique d air en sortie de lame, Cp la chaleur massique de l air. 2.3. Modèle électrique Les mesures obtenues par flash-test ont été utilisées pour l'évaluation des caractéristiques électriques des modules photovoltaïques, ainsi que pour l'identification du modèle électrique le plus adapté parmi les trois modèles tensioncourant à une diode recensés et modifiés. Le modèle tension-courant se compose d un circuit électrique simplifié à une diode (comprenant des résistances série et parallèle), décrit par l équation [3]. Le modèle est ainsi défini par cinq paramètres : I L, I 0, γ, Rs, et Rsh. [3]
Modèle de prédiction des performances thermique et électrique de capteurs solaires photovoltaïques intégrés au bâtiment 5 Pour un ensoleillement et une température données, ces paramètres sont calculés, en prenant des corrélations dépendant de leurs valeurs dans les conditions de référence (STC : 1000W/m² et T a = 25 C) et évaluées par l intermédiaire des points de court-circuit, en circuit ouvert, et de puissance maximale. Les équations suivantes [4] [5] [6] [7] [8] [9] sont utilisées pour la modification des paramètres en fonction de l ensoleillement et de la température module PV: [4] [5] [6] [7] [8] [9] Avec T C et T CR représentant ici respectivement, la température T mo,i des modules PV et la température des modules PV dans les conditions de référence (STC). I L, I 0, γ, Rs, et Rsh sont respectivement le photocourant, la courant de saturation de la diode, le facteur d idéalité de la jonction, la résistance série et la résistance shunt. Pour des conditions environnementales homogènes et des modules identiques, la production électrique d un champ PV est égale à la somme de celle de chaque module. Afin de prendre en compte les éventuels écarts de température entre modules dans un champ BIPV, un modèle électrique à une dimension a été developpé. Ce module permet, pour un champ de N modules identiques en série, l evaluation des tensions de chaque module et de l intensité de courant commun, pour une tension totale donnée. Le champ est défini par les N-1 interconnections électriques et par la somme des tensions individuelles. Ce vecteur est résolu par une itération Newton-Raphson à une dimension. L équation [3] a été transformée en équation explicite, suivant l approche developpée par Piccault et al [PIC10].
XXX e Rencontres AUGC-IBPSA Chambéry, Savoie, 6 au 8 juin 2012 6 3. Validation expérimentale 3.1. Dispositif expérimental En vue de la validation des modèles numériques développés, six bancs d'essai comportant des modules PV intégrés à des maquettes de toiture en tuiles Imerys 10 et ventilés naturellement, ont été montés et instrumentés sur le site de l INES à Le Bourget du Lac (cf. figure 2). Les six bancs sont constitués d une structure support métallique composée d un plateau de 7x5 m² monté sur un pied de 3,70 m de haut. Le plateau est inclinable de 0 à 50. Afin d avoir une certaine maîtrise du niveau de précision des résultats obtenus tout au long du projet et de vérifier la stabilisation de leurs performances électriques, une partie des modules PV a été soumise, avant intégration, à des tests de vieillissement suivis de flash-tests. Ces flash-tests ont été effectués pour trois différentes irradiations afin d observer le comportement des modules PV sous une faible, une moyenne et une forte irradiation. De même, un test de validation des onduleurs auxquels sont connectés chacun des bancs d essais a été mené afin de déterminer leurs caractéristiques électriques. Une campagne de mesures en cours depuis une année environ permet la constitution d'une base de données thermique et électrique avec un pas de temps d'une minute. Les mesures ne sont prélevées que de 3h à 20h sur une journée. Les mesures thermiques sont prélevées à l aide de thermocouples de type T en sous- face des modules PV et en surface de la couche d isolation ou de l écran de sous-toiture. Des mesures de tension, intensité de courant et puissance électriques sont prises à l aide de capteurs SOLEA. L acquisition se fait à distance à partir de modules Ewon. Figure 2. Vue des bancs BIPV 7 à 10
Modèle de prédiction des performances thermique et électrique de capteurs solaires photovoltaïques intégrés au bâtiment 7 3.2. Confrontation expérimentale La base de données en cours de réalisation a permis la validation des modèles thermiques et électriques développés sous TRNSYS17. Cette étape a été effectuée sur quatre jours consécutifs de 3h à 20h au mois de mai 2010. 3.2.1. Validation du modèle thermique Figure 3. Comparaison des températures moyennes de modules PV du banc d essais BIPV5 calculées et mesurées Figure 4. Comparaison des températures moyennes de modules PV du banc d essais BIPV9 calculées et mesurées
XXX e Rencontres AUGC-IBPSA Chambéry, Savoie, 6 au 8 juin 2012 8 Les courbes issues de la simulation suivent bien l évolution des courbes issues des mesures. Les écarts relatifs sont compris entre 0,7% et 2,4% pour le banc BIPV 5 et entre 0 et 2% sur le banc BIPV9. Ainsi, sur ces deux bancs, le modèle thermique semble décrire de manière relativement satisfaisante le comportement thermique des systèmes BIPV. Les différences sont dues entre autres, aux difficultés d évaluation du débit massique en ventilation naturelle en sous- face des modules PV le long de la lame d air. 3.2.2. Validation du modèle électrique Figure 5. Comparaison des puissances électriques DC fournies par les modules PV du banc d essais BIPV5 calculées et mesurées Figure 6. Comparaison des puissances électriques DC fournies par les modules PV du banc d essais BIPV9 calculées et mesurées
Modèle de prédiction des performances thermique et électrique de capteurs solaires photovoltaïques intégrés au bâtiment 9 Pour le banc BIPV5 (figure 5), l écart relatif moyen sur Pdc est de 4% pour le mois de mai 2011. Pour le banc BIPV9 (figure 6), une bonne cohérence existe entre le modèle et les données en termes de Pdc. Les différences plus ou moins importantes observées sont influencées par les écarts liés au calcul de la température des modules PV. De plus, ces écarts sont dus en particulier à la précision des capteurs de mesures électriques. Le modèle surestime la production électrique. 3.3. Influence des conditions sur les performances électriques Des études paramétriques sont menées en vue de définir l impact des conditions climatiques et de paramètres tels que l épaisseur ou l inclinaison de la lame d air sur la production électrique des systèmes BIPV. Figure 7. Répartition de la production électrique calculée en fonction de la température moyenne des modules PV et de l irradiation La figure 7 présente la répartition de la production électrique Pdc calculée pour un banc BIPV pour le mois de mai 2011, en fonction de la température moyenne mesurée du champ, et trié par rayonnement solaire incident. L analyse de ce graphe montre que la production électrique croît en fonction de l irradiation, comme attendu. La production maximale est obtenue pour des températures comprises entre 35 C et 70 C et pour des irradiations comprises entre 800 et 1200W/m². Pour des irradiations inférieures à 600W/m², la production électrique est inférieure à environ 0,6W/Wc.
XXX e Rencontres AUGC-IBPSA Chambéry, Savoie, 6 au 8 juin 2012 10 4. Conclusion Les modèles numériques thermiques et électriques développés ont été présentés. Les campagnes de mesures réalisées en parallèle sur six bancs d essais comportant des systèmes PV intégrés en toiture sont décrites et ont permis de valider les modèles au niveau thermique et au niveau électrique. Un écart relatif maximal de 2% a été observé au niveau du modèle thermique et de 4% environ sur la puissance électrique, entre les mesures et les simulations. Des études paramétriques réalisées ont permis de montrer l impact de la température des modules PV et de l irradiation sur leur production électrique. Ainsi, la production maximale est obtenue pour des températures supérieures à 35 C et des irradiations comprises entre 800 et 1200W/m². En perspectives, ces études paramétriques seront approfondies en faisant varier des paramètres tels que l épaisseur et l inclinaison de la lame d air. 5. Bibliographie [HOL 98] Hollick J.C., «Solar congeneration panels», Renewable Energy, 1998, p. 195-200, [TIW 06] A. Tiwari M. S., Sodha A. Chandra, et al., Performance evaluation of photovoltaic / thermal solar air collector for composite climate of India, Solar Energy Materials and Solar Cells, 2006, 175-189. [PIC 10] Picault D., Raison B., Bacha S., de la Casa J., Aguilera J., Forecasting photovoltaic array power production subject to mismatch losses, Solar Energy, vol. 84, 2010, p. 1301 1309