Dimensionnement du câble PV pt. 2 : Réduisez en toute sécurité la taille des câbles pour maximiser les retours sur projet

Par Billy Ludt | 6 avril 2023

Par Joe Jancauskas, ingénieur électricien principal chez Castillo Engineering

Bien que le surdimensionnement modéré des câbles de vos panneaux solaires puisse garantir la sécurité incendie et vous aider à respecter vos critères de chute de tension, le surdimensionnement considérable de vos câbles et le strict respect d'un mandat de chute de tension pourraient réduire inutilement la rentabilité à long terme de vos projets solaires.

Dans cette deuxième partie de notre série sur le dimensionnement des câbles PV, nous examinons pourquoi exactement les câbles PV sont si surdimensionnés et comment vous pouvez mieux calculer les tailles de câbles pour assurer la sécurité tout en maximisant les rendements du projet.

Pourquoi les câbles PV sont-ils si surdimensionnés ?

Crédit : Castillo Ingénierie

Pour comprendre pourquoi les câbles sont si surdimensionnés, vous devez savoir que le câblage d'entrée de courant continu (CC) vers l'onduleur est généralement divisé en deux termes par le National Electrical Code (NEC) : le câblage de la branche PV est appelé « source photovoltaïque ». circuits », tandis que le câblage de sortie des boîtiers de combinaison est appelé « circuit de sortie photovoltaïque ». Si un recombineur est utilisé, son câblage de sortie est appelé "circuit d'entrée de l'onduleur".

Premièrement, une partie de la raison pour laquelle les câbles PV sont si surdimensionnés est que le NEC suppose que le PV est une charge continue. Il s'agit souvent d'une hypothèse prudente car une source d'alimentation variable comme le soleil n'est pas souvent à pleine puissance pendant plus de trois heures, selon la définition NEC de charge continue. De nombreux projets solaires utilisent beaucoup plus de cuivre que nécessaire pour maintenir la sécurité, ce qui entraîne des coûts inutiles et une baisse des rendements du projet.

Deuxièmement, en plus du facteur de dimensionnement normal de 125 % pour les charges continues, un facteur de dimensionnement supplémentaire de 125 % est ajouté pour tenir compte du fait que la sortie PV est parfois supérieure à la plaque signalétique pour les rares combinaisons d'éclairement et de température qui sont meilleures que les conditions de test standard, pour un facteur de dimensionnement résultant de 156 % appliqué au courant de pleine charge des circuits de sortie photovoltaïques.

Une autre raison pour laquelle les câbles PV sont considérablement surdimensionnés est que les valeurs nominales des modules solaires sont basées sur 1 000 W/m2 d'irradiance solaire, qui n'est dépassée qu'en de rares occasions dans les environnements terrestres. En conséquence, beaucoup pensent souvent que cet incident peu fréquent doit être planifié comme une ingénierie de conception dans le pire des cas, mais est-ce vraiment toujours nécessaire ? De nombreux problèmes de conception proviennent d'une fixation sur les cotes d'équipement « plaque signalétique », même si ces cotes ne sont pas pertinentes dans les scénarios du monde réel.

Afin de calculer une plaque signalétique pour un équipement électrique, vous devez établir un ensemble spécifique de conditions, telles qu'une charge de 100 % pendant 40 ans à une température ambiante de 30 °C (86 °F). Cette combinaison de conditions, cependant, ne se produit presque jamais, c'est pourquoi de nombreux transformateurs de services publics et systèmes de câbles sont encore en service longtemps après leurs 40 premières années de durée de vie nominale.

Les valeurs nominales en temps réel de la plaque signalétique ne sont pas des valeurs fixes mais fluctuent avec les changements des conditions ambiantes et de charge. Pour les transformateurs et les câbles, la principale préoccupation concernant le vieillissement et la fin de vie est la dégradation de leurs matériaux d'isolation à base organique. Examinons quelques-unes des conditions de notation pour les principaux éléments du projet PV que sont les transformateurs, les câbles, les lignes de transmission et les modules PV.

Valeurs nominales du transformateur

Les transformateurs PV sans stockage d'énergie par batterie (BESS) ne peuvent pas toujours être chargés, mais les surcharges mineures de courte durée ne devraient pas être un problème. Même la norme IEEE C57.91-20 reconnaît que des surcharges à court terme allant jusqu'à 200 % de la valeur nominale de la plaque signalétique peuvent être possibles dans certaines conditions sans perte de vie significative. Des cotes de surcharge d'urgence de quatre heures de 200% par rapport aux cotes de la plaque signalétique ont été adoptées par certains grands services publics, car le coût en capital pour fournir le double de la cote de l'équipement, qui serait rarement utilisé, est prohibitif.

De nombreuses conceptions PV ne profitent pas de l'utilisation d'un ensemble de ventilateurs de refroidissement pour acheter un transformateur de puissance inférieure et économiser les coûts d'investissement. Par exemple, lorsque Florida Power & Light conçoit un système de 85 MVA (75 MW de PV et 10 MVAr de condensateurs), elle achète un transformateur de 51 MVA. La première étape de ventilateurs ajoutés porte la cote à 68 MVA et la deuxième série de ventilateurs porte la cote à 85 MVA.

Les ventilateurs sont moins chers que l'achat d'un autre transformateur de 34 MVA, et chaque étage de ventilateurs vous donne un coup de pouce d'environ 33 %. Le transformateur doit être situé à l'intérieur d'une clôture pour éviter que le public ne soit exposé aux pales de ventilateur en mouvement, qui ne sont généralement pas équipées de protections "protégées pour les doigts".

Lors du dimensionnement des câbles pour une charge continue, le NEC exige qu'un facteur de 125 % soit appliqué à la cote, à une exception près. Selon NEC, si le chargeur ne fournit que des transformateurs, les câbles doivent être dimensionnés pour "la somme des valeurs nominales de la plaque signalétique", en supposant que la taille du transformateur intègre déjà le facteur de 125 % de toutes les charges pour lesquelles ils ont été dimensionnés. servir .

Caractéristiques du câble

De nombreux systèmes photovoltaïques ont un facteur de charge réel d'environ 40 %. Une façon de réduire la taille d'un câble consiste à utiliser un tableau spécifique fourni par l'IEEE, qui fournit des tableaux volumineux pour les facteurs de charge de 100 % et 75 % ; avec le facteur de charge de 75 % option donnant généralement une réduction de la taille des câbles à partir des tables de 100 % qui correspondent étroitement aux tables du NEC.

L'utilisation d'un système de fil messager, comme celui de CAB System, vous permet d'utiliser un courant admissible de câble plus élevé, mais cette valeur plus élevée peut être annulée si les câbles doivent passer sous terre sur une distance significative.

Les grandes lignes de transmission de services publics ont adopté des « évaluations dynamiques » basées sur les conditions ambiantes et de charge réelles mesurées par des capteurs placés autour des conducteurs de ligne eux-mêmes. Les services publics appliquent la technologie pour économiser de l'argent et augmenter les notes. Pourquoi les propriétaires de PV ne devraient-ils pas faire de même ?

Valeurs nominales du module PV

La classification des panneaux PV est basée sur une température de fonctionnement de 25 °C (77 °F) à un éclairement énergétique de 1 000 W/m2. Il est important de noter qu'à mesure que la température augmente, les modules PV produisent moins d'énergie. La production PV la plus élevée se produit souvent les jours frais et venteux à la fin du printemps, lorsque les conditions de température seront bien inférieures aux températures élevées intégrées dans les hypothèses de la plaque signalétique des autres équipements électriques, tels que les transformateurs et les câbles.

La norme internationale d'évaluation des modules PV offre une bonne cohérence pour comparer les évaluations des modules, avec un seul inconvénient : selon l'emplacement géographique, les conditions qui définissent le STC ne se produisent presque jamais dans le monde réel. L'une des raisons pour lesquelles le STC se produit si rarement est que le paramètre de température est une température de fonctionnement de la cellule de 25°C. Il s'agit de la température de fonctionnement de chaque cellule solaire derrière la façade en verre du module, et non de la température ambiante.

Pour qu'une cellule individuelle fonctionne à 77 °F, cela signifie que la température ambiante devrait probablement être plus proche de 32 °F. Cela dépend de variables telles que la proximité du toit du module et le débit d'air de refroidissement. le module reçoit.

Il y a plusieurs années, nous avons travaillé avec un collège communautaire de l'Ohio et avons obtenu des données d'éclairement d'une minute pour une année entière. Les "conditions de test standard" sur lesquelles les modules sont évalués n'étaient présentes que pendant environ 12 minutes sur toute l'année, donc dans ce cas, cela va à l'encontre de cette hypothèse générale de "cote STC".

Quelques points de données ont presque atteint la valeur extrêmement élevée de 1 400 W/m2, probablement à cause de la "lentille nuageuse", où les nuages ​​réfractent la lumière du soleil plus brillante que d'habitude, mais ce n'était que pendant une minute. Plus important encore, nous n'avons trouvé aucun intervalle supérieur à 1 000 W/m2 présent pendant plus de six minutes, ce qui était inférieur à une période NEC de trois heures pour des charges continues. De plus, un bon pourcentage de minutes d'éclairement élevé se situent à des températures supérieures à 85 ° F, ce qui signifie que la réduction de puissance due à une température élevée signifie que vous devez ensuite vous attendre à une sortie maximale pour ces minutes.

Pour chaque module PV, il existe trois facteurs d'ajustement de la température indiqués sur leurs fiches techniques : la puissance en fonction de la température, la tension en fonction de la température et le courant de court-circuit en fonction de la température. Les deux premiers sont des facteurs négatifs et le courant de court-circuit augmente avec la température.

Alors, jetons un coup d'œil indépendant sur l'origine de ce facteur supplémentaire de 125 %. Pour commencer, à mesure que la température augmente, le courant de court-circuit augmente. En supposant un facteur prudent de 0,6 %/°C, le passage des conditions nominales de 25 °C (77 °F) à 50 °C (122 °F) donne une augmentation insignifiante de 1,5 %. Le reste des 23,5% proviendrait principalement de l'irradiance, mais cela reste une estimation prudente.

Cela n'est pas corrélé aux conditions météorologiques réelles, ce qui a conduit de nombreux fournisseurs de modules solaires à publier les cotes alternatives des conditions de fonctionnement nominales (NOC) en plus des cotes STC. Les conditions NOC sont définies comme une irradiance de 800 W/m2, des conditions ambiantes de 20 °Celsius (68 °F) et une masse d'air de 1,5. Cela donne une indication plus faible et plus réaliste de la puissance de sortie attendue.

Un examen des données d'éclairement des collèges communautaires montre cependant que le NOC s'est produit pendant un total de 1 306 minutes ou seulement 0,5 % de la durée totale de la lumière du jour au cours de l'année. Il s'agit d'une amélioration par rapport aux 12 minutes à STC, mais ce n'est toujours pas un pourcentage significatif du temps de fonctionnement réel.

Chutes de tension

Les critères de conception de la chute de tension varient d'un projet à l'autre, avec un critère commun de 2 %. Nous avons vu des critères aussi bas que 0,5 % pour le courant continu, ce qui conduit la conception à non. 8 fils de chaîne en cuivre et grands conducteurs de sortie de boîte de combinaison en cuivre.

Crédit : Castillo Ingénierie

Pour les onduleurs de chaîne dotés de plusieurs entrées de chaîne, les critères de chute de tension standard et les calculs de perte qui en résultent sont réalistes. Lorsque les boîtiers de combinaison fournissent une seule entrée à un onduleur de chaîne doté d'un seul MPPT ou à un onduleur central avec un recombineur, ce n'est pas si réaliste. Chaque boîtier de combinaison est un nœud électrique unique et ne peut avoir qu'une seule tension - ces chaînes variables les tensions doivent être moyennes à une seule tension car électriquement, elles n'ont pas le choix. Pour les propriétaires de PV qui ont des critères de chute de tension rigides, une chute de tension de chaîne dans le pire des cas peut entraîner une augmentation de la taille du câble de conception lorsqu'il s'agit d'un critère de tension qui n'existe pas.

Dans de nombreux cas, les exigences du NEC prennent des précautions supplémentaires pour prévenir les incendies. Ces précautions supplémentaires coûtent plus cher à mettre en œuvre, mais il y a eu un changement dans le NEC 2017 qui permet à l'analyse technique de déterminer le courant maximal de trois heures pour les baies de plus de 100 kW. Nous l'avons appliqué à plusieurs de nos clients, et cela leur a permis d'économiser au moins une taille de câble pour certaines parties du réseau.

Cette méthode de réduction du facteur 1,56 n'est pas utilisée fréquemment, car un AHJ n'a pas adopté le code NEC 2017. Ensuite, il existe le facteur "besoin maintenant" pour de nombreux projets, ce qui exclut le temps supplémentaire pour l'analyse technique, et la réalisation d'une conception NEC traditionnelle peut être réalisée dans les délais impartis.

Lorsque les prix du cuivre étaient bas, cela n'avait pas beaucoup d'importance financière pour le projet, mais c'est une autre histoire aujourd'hui. Un système de plus de 100 kW doit éviter le facteur 1,56 dans la mesure du possible.

En fonction du rapport CC/CA d'un générateur photovoltaïque et de son emplacement géographique, la sortie de pointe de l'onduleur peut ne pas être présente pendant trois heures consécutives, ou avec un rapport CC/CA élevé sur des trackers à axe unique avec des modules bifaciaux et des optimiseurs de chaîne, elle peut être présente pendant 10 heures ou plus.

L'essentiel est que vous devez comprendre les variations anticipées du comportement de votre système PV tout au long de l'année et tirer parti des réductions de coûts d'ingénierie autorisées partout où vous le pouvez ; et ne doublez pas les pires facteurs qui ne se produiront pas simultanément. Si vous avez des questions sur le dimensionnement des câbles PV, les chutes de tension ou autres, contactez l'un de nos experts en ingénierie dès aujourd'hui. Restez également à l'écoute pour la troisième partie de notre série sur le dimensionnement des câbles PV, où nous inclurons plus d'informations sur la réduction des coûts des câbles.