Des chercheurs de l'Université de technologie King Mongkut de North Bangkok, en Thaïlande, ont proposé une nouvelle méthodologie pour mener des évaluations technico-économiques des systèmes photovoltaïques distribués en tenant compte des réductions induites par les surtensions.
Les scientifiques ont souligné que, contrairement aux méthodes précédentes de dimensionnement des systèmes photovoltaïques, la nouvelle approche n'a pas pour objectif d'identifier la taille optimale d'un panneau solaire sur la base de politiques de maximisation des profits et d'autoconsommation. Ils ont plutôt suggéré d'éviter le surdimensionnement et une « rentabilité exagérée », mais ont déclaré que ce choix conduisait à un coût actualisé de l'énergie (LCOE) considérablement amélioré, en particulier dans les scénarios où les réductions devraient augmenter, en raison d'une pénétration plus élevée des ressources énergétiques renouvelables.
Le groupe de recherche a mené une analyse de sensibilité pour évaluer les impacts de différents seuils de tension de réduction de production induite par des surtensions sur les performances technico-économiques des systèmes photovoltaïques distribués, sur la base des tarifs d'électricité fixés par la Metropolitan Electricity Authority (MEA) en Thaïlande.
Les universitaires ont surveillé la charge pendant une année entière en 2018 et ont constaté que les charges maximales étaient de 21.00, la consommation étant la plus élevée en avril. "En conséquence, les charges de refroidissement par air ont considérablement augmenté", ont-ils expliqué. "La charge avait tendance à diminuer lorsque la saison passait de l'été (mars à mai) à l'hiver (novembre à février). La charge la plus faible a été identifiée en décembre car la température était généralement agréable, réduisant considérablement les charges de refroidissement de l'air."
Les prix de l'électricité dans la zone analysée variaient entre {{0}} 0,176 $/kWh à 0,057 $/kWh et une stratégie de réduction de la chute du volt-watt était supposée être mise en œuvre. Cette méthode nécessite le déploiement d'un contrôleur supplémentaire au point de couplage commun (PCC) et est généralement utilisée pour la réduction locale de la puissance photovoltaïque.. "Cette stratégie réduit la production photovoltaïque lorsque la tension atteint le seuil de 1,06 pu, selon les normes ANSI C84.1-2016, IEEE 1547-2018 et IEC 60038-2009", ont précisé les chercheurs.
Leur analyse a pris en compte des paramètres technico-économiques, tels que le taux d'autoconsommation (SCR), le taux d'autosuffisance (SSR), la valeur actuelle nette (VAN) et le LCOE.
Ils ont également adopté l'approche d'optimisation du dimensionnement du système PV dite Jiménez-Castillo, qui vise à maximiser les valeurs NPV, et ont envisagé quatre scénarios différents : le scénario 0, dans lequel les surtensions et les réductions sont négligées ; Scénario 1, où la réduction de la production induite par les surtensions et l'emplacement de l'installation photovoltaïque sont pris en compte et où les systèmes photovoltaïques sont installés à chaque nœud de chaque zone ; Scénario 2, où des systèmes photovoltaïques sont installés à chaque nœud dans deux zones ; et le scénario 3, dans lequel des systèmes photovoltaïques sont installés à chaque nœud de chaque zone du réseau d'alimentation.
Grâce à cette évaluation, les scientifiques ont découvert que, pour éviter les réductions et les surtensions, le dimensionnement des systèmes photovoltaïques pouvait être réduit jusqu'à 58,33 %, en fonction du nombre de systèmes photovoltaïques et de leur emplacement. Cela entraînerait une réduction de la VAN de 21,34% mais également une augmentation du LCOE de 22,96%.
« De plus, les résultats indiquent que le SCR a légèrement augmenté jusqu'à 11 %, mais que le SSR a légèrement diminué jusqu'à 4 % lors de la mise en œuvre d'une réduction de la production induite par une surtension », ont-ils ajouté. « Enfin, l'analyse de sensibilité a révélé que la capacité photovoltaïque optimale restait inchangée même si différents seuils de tension étaient appliqués. Cependant, la VAN a diminué de manière significative jusqu'à 25 %, et le LCOE a augmenté jusqu'à 20,72 % lorsque le seuil de tension a diminué jusqu'à 1,01. pu Le SCR a eu tendance à augmenter d'environ 10 %, alors que le SSR est resté inchangé."
Leurs conclusions sont disponibles dans l'étude "Évaluation technico-économique des systèmes photovoltaïques résidentiels connectés au réseau en tenant compte de la réduction de la production induite par les surtensions", récemment publié dansRapports énergétiques.
