not logged in | [Login]
Ce module calcule le potentiel d'approvisionnement en énergie et les coûts associés pour les systèmes solaires thermiques et photovoltaïques installés sur les toits dans une zone définie. Les entrées du module sont des fichiers matriciels de l'empreinte du bâtiment et de l'irradiation solaire, des coûts et de l'efficacité des systèmes solaires thermiques et photovoltaïques de référence et des fractions de la surface de toit utilisable où les systèmes solaires thermiques et photovoltaïques sont installés.
Le module de calcul vise à calculer le potentiel solaire thermique et photovoltaïque et la faisabilité financière d'une zone sélectionnée en considérant:
Les paramètres d'entrée et les couches, ainsi que les couches et paramètres de sortie, sont les suivants.
Les couches et paramètres d'entrée sont:
Les couches et paramètres de sortie sont:
À partir de la surface disponible et du type de technologie PV, le module calcule la production d'énergie PV selon les hypothèses suivantes:
Ces hypothèses ont été faites afin d'envisager une phase de planification pour une région et non la conception d'un système PV spécifique.
La production annuelle d'énergie est calculée en considérant la distribution spatiale du rayonnement solaire annuel sur l'empreinte du bâtiment. La production d'énergie PV est calculée pour une seule usine représentative. La puissance de crête installée la plus représentative pour un système PV est une entrée du module. Par conséquent, la surface couverte par une seule plante et le nombre total de plantes sont calculés.
Enfin, la surface la plus appropriée est calculée en considérant les toitures à plus forte production d'énergie. La production d'énergie de chaque pixel considère ne couvrir qu'une fraction des toits égale à f_roof. L'intégrale de la production d'énergie de la zone la plus appropriée est égale à la production totale d'énergie de la zone sélectionnée.
Pour donner un exemple pratique, la logique / méthodologie CM est appliquée à une zone prédéfinie. Par défaut, la zone d'entrée que nous utilisons est l'empreinte des bâtiments. Ainsi par exemple, la ville de Bolzano (Italie), puisqu'une grande partie de la ville est le centre historique (où il n'est pas possible d'installer des panneaux solaires) on peut estimer que seul 1 toit tous les 5 peut être utilisé pour collecter l'énergie solaire (~ 20%). Au lieu de cela, si vous fournissez une zone disponible pour implémenter un champ solaire, vous pouvez définir que 100% de la zone peut être utilisée pour le système solaire.
Quelle zone des 20% des toits de Bolzano peut être couverte par des panneaux photovoltaïques? Couvrir tout le toit n'est pas réaliste, car une partie du toit n'a pas une orientation appropriée. Le bâtiment ayant généralement 4 côtés, on peut imaginer qu'environ 25% de la toiture ont une bonne orientation (au moins à Bolzano, où la plupart des toitures ne sont pas planes et ont 2 ou 4 toits en pente). Néanmoins, nous avons des effets d'ombrage des arbres, des bâtiments, des montagnes environnants, etc., et généralement, nous laissons un peu d'espace près de la bordure des toits alors imaginons que 50% du toit bien orienté puisse être utilisé par PV (25 % * 50% = 12,5%), la valeur par défaut est un peu plus optimiste (15%).
Dans le cas d'un champ solaire en général, la chaîne PV occupe environ 40 à 50% de la zone pour éviter l'effet d'ombre entre les chaînes PV.
À titre d'exemple, nous expliquons la méthodologie pour un seul pixel (superficie de 1 hectare). Le CM applique la même logique pour chaque pixel de la zone sélectionnée par l'utilisateur. Le calque par défaut (l'empreinte du bâtiment) a une dimension de pixel de 100x100m, donc nous avons une surface disponible de 10000 m². Pour cet exemple imaginons que seuls 3000 m² de toitures sont disponibles dans le pixel, l'autre partie manquante de la surface est la surface dédiée aux voies, espaces verts, rivière, etc. La logique mise en œuvre par le CM est:
available_surface = 3000 [m²] * 20% = 600 [m²]
available_pv_surface = 600 [m²] * 12.5% = 75 [m²]
single_pv_surface = 3 [kWp] / 0.15 = 20 [m²]
n_pv_plants = 75 [m²] // 20 [m²] = 3 et donc nous aurons 3 usines de 3 KWc installées sur le pixel de 100 par 100 m (donc 9 kWc), puis nous multiplions cette valeur par l'énergie produite par 1 kWc et multiplions par le rendement des systèmes PV (onduleur et transmission, par défaut: 0,85) pour obtenir l'énergie totale produite par le pixel: pv_energy = solar_radiation [kWh/kWp/year] * 9 [kWp] * 0.85
Nous avons maintenant un pixel de 100x100m disponible pour un système de champ PV:
available_surface = (100 x 100) [m²] * 100% = 10000 [m²]
available_pv_surface = 10000 m² * 50% = 5000 m²
single_pv_surface = 3 [kWp] / 0.15 = 20 [m²]
n_pv_plants = 5000 // 20 = 250 et donc on aura 250 plantes de 3 KWc installées sur le pixel de 100 par 100 m (donc 750 kWc), puis on multiplie cette valeur par l'énergie horaire produite par 1 kWc et on multiplie par le rendement des systèmes PV (onduleur et transmission, par défaut: 0,85) pour obtenir l'énergie totale produite par le pixel: pv_energy = solar_radiation [kWh/kWp/year] * 750 kWp * 0.85
La surface du bâtiment qui peut être utilisée est une ressource limitée. Par conséquent, il n'est pas possible d'utiliser la même surface pour collecter l'énergie solaire avec un système PV et en même temps, utiliser un système solaire thermique. Donc en rappelant l'exemple précédent, nous avons déjà 75 m² de surface dédiée au PV, nous avons estimé que la toiture bien orientée représente 25% de la surface totale et donc, nous avons encore 75 [m²] disponibles. Nous ne pouvons utiliser qu'une fraction, disons que 7,5%. Cela signifie que si avant nous considérons un 25% du toit avec une bonne exposition, nous considérons que le 12,5% est dédié au PV et 7,5 est dédié à ST, et par conséquent, nous utilisons 20% des 25%.
Donc, pour donner un exemple pratique:
available_surface = 3000 [m²] * 20% = 600 [m²]
available_st_surface = 600 [m²] * 7.5% = 45 [m²] notez que 75 + 45 = 120 [m²] qu'il est plus petit que le surface estimée qui pourrait avoir une bonne exposition ( available_surface * 25% = 150 [m²] ).n_st_plants = 45 [m²] // 5 [m²] = 9
solar_radiation [kWh/m²] * 45 [m²] * 0.85
Ici, vous obtenez le développement de pointe pour ce module de calcul.
Ici, le module de calcul est exécuté pour la région de Lombardie en Italie (NUTS2).
Fig.1: Sélectionnez une régionSuivez les étapes indiquées dans la figure ci-dessous:
Maintenant, le «Potentiel solaire PV» s'ouvre et est prêt à fonctionner.
Les valeurs d'entrée par défaut considèrent la possibilité d'installer des panneaux photovoltaïques montés sur le toit sur les bâtiments. Ces valeurs se réfèrent à une installation de 3 kWc. Vous devrez peut-être définir des valeurs inférieures ou supérieures aux valeurs par défaut en tenant compte des considérations et des coûts locaux supplémentaires. Par conséquent, l'utilisateur doit modifier ces valeurs pour trouver la meilleure combinaison de seuils pour son étude de cas.
Pour exécuter le module de calcul, suivez les étapes suivantes:
En fonction de votre expérience et de vos connaissances locales, vous pouvez augmenter ou diminuer les valeurs d'entrée pour obtenir de meilleurs résultats. Vous pouvez décider d'augmenter la surface du bâtiment adaptée aux installations photovoltaïques.
Attribuez un nom à la session d'exécution (facultatif - ici, nous avons choisi "Test Run 2") et définissez les paramètres d'entrée Pourcentage de bâtiments avec des panneaux solaires égal à 50. Cela signifie que nous couvrons 50% des toits de bâtiments disponibles. Notez que puisque chaque pixel peut représenter plus d'un bâtiment et que nous ne couvrons pas tout le toit avec des panneaux photovoltaïques, l'utilisateur peut également définir le facteur d'utilisation efficace du toit du bâtiment. La valeur par défaut est fixée à 0,15. Cela signifie que seulement 15% de la surface du toit d'un pixel est couverte par des panneaux photovoltaïques.
Attendez que le processus soit terminé.
En sortie, des indicateurs et des diagrammes sont affichés dans la fenêtre "RESULTATS". Les indicateurs montrent:
Giulia Garegnani, dans Hotmaps-Wiki, CM-Solar-PV-potential (avril 2019)
Cette page a été écrite par Giulia Garegnani ( EURAC ).
☑ Cette page a été révisée par Mostafa Fallahnejad ( EEG - TU Wien ).
Copyright © 2016-2020: Giulia Garegnani
Licence internationale Creative Commons Attribution 4.0
Ce travail est concédé sous une licence internationale Creative Commons CC BY 4.0.
Identificateur de licence SPDX: CC-BY-4.0
Texte de la licence: https://spdx.org/licenses/CC-BY-4.0.html
Nous souhaitons exprimer notre profonde gratitude au projet Horizon 2020 Hotmaps (accord de subvention n ° 723677), qui a fourni le financement nécessaire pour mener à bien la présente enquête.
This page was automatically translated. View in another language:
English (original) Bulgarian* Czech* Danish* German* Greek* Spanish* Estonian* Finnish* Irish* Croatian* Hungarian* Italian* Lithuanian* Latvian* Maltese* Dutch* Polish* Portuguese (Portugal, Brazil)* Romanian* Slovak* Slovenian* Swedish*
* machine translated