Premier déplacement solaire vers un milieu

First Solar opère un changement fondamental dans l'architecture des grandes centrales solaires qu'elle construit et exploite.

Le PDG Jim Hughes a fait des déclarations répétées sur les réductions de coûts chez le principal fournisseur d'énergie solaire intégrée, déclarant : "Nous avons une feuille de route technologique - d'ici 2017, nous serons à moins de 1,00 $ par watt entièrement installé sur un tracker dans l'ouest des États-Unis. "

First Solar CTO Raffi Garabedian a récemment décrit certaines des voies que l'entreprise suit pour atteindre ce faible nombre, notamment l'amélioration de l'efficacité des cellules, de nouveaux facteurs de forme de module, des trackers à un axe et une nouvelle architecture solaire qui marque un changement dans la manière big solar pourrait câbler et exploiter ses centrales.

C'est le courant continu moyenne tension (MVDC) - et Garabedian a détaillé la nouvelle approche lors de la récente journée des analystes de First Solar.

Garabedian a appelé MVDC "une architecture de centrale électrique solaire complètement nouvelle et radicalement révolutionnaire".

"Si vous regardez une architecture conventionnelle, vous avez des modules sur le terrain qui sont connectés dans ce qu'on appelle des chaînes. Plusieurs chaînes de modules sont combinées dans des boîtiers de combinaison où toute cette énergie est agrégée en parallèle et protégée par des fusibles, et puis envoyé via des lignes d'alimentation vers des stations de conversion d'énergie. Cette transmission d'énergie se fait aujourd'hui à 1 500 volts avec notre système d'onduleur de 1 500 volts. Plus communément, elle se fait à 800 ou 1 000 volts dans l'industrie », a-t-il déclaré.

"Chaque station de conversion de puissance est une combinaison d'un onduleur et d'un transformateur qui augmente la tension d'environ 35 kilovolts, qui va à un commutateur de combinateur PV, puis à la sous-station et à la connexion au réseau. C'est ainsi que les centrales électriques sont construites aujourd'hui. ", a poursuivi Garabedian.

"Nous envisageons de modifier le nombre d'éléments dans cette centrale électrique, de réduire le nombre de pièces et d'améliorer le facteur de capacité de la production d'énergie de la centrale. La façon dont nous allons procéder est ce qu'on appelle le courant continu moyenne tension. En remplaçant ici les boîtiers de combinaison par des convertisseurs CC-CC qui augmentent la tension des chaînes à environ 10 fois la tension de chaîne de 1 500 volts, nous pouvons considérablement améliorer le coût du câblage et les pertes résistives dans le câblage, et en en utilisant un convertisseur CC-CA à très grande échelle, qui est couramment disponible dans l'industrie des services publics (utilisé pour les liaisons au réseau dans le monde entier), et en tirant parti de cette technologie préexistante, nous pouvons obtenir une très bonne structure de coûts à partir du point MVDC. à la connexion au réseau », a-t-il déclaré.

"Nous apportons également des fonctions de contrôle et de support du réseau qui sont déjà disponibles dans ces convertisseurs DC-AC à grande échelle, qui ne sont pas disponibles dans les systèmes d'onduleurs PV standard. Le système repose sur un nouveau composant, et le nouveau composant est conçu et développé par First Solar avec des partenaires. Ce sera un produit de marque First Solar, que nous mettrons sur le marché. Ce convertisseur DC-DC "ressemble un peu à un transformateur que vous pourriez voir dans votre quartier, et il exécute cette fonction de conversion de tension et de suivi du point de puissance qui était auparavant effectuée dans l'onduleur PV. Il prend également en charge la même fonctionnalité car le combinateur boxe et répartit une partie de la conversion de puissance sur le terrain », a ajouté Garabedian.

"Quels sont les avantages ? Nous pouvons réduire le nombre de composants sur le terrain. Nous pouvons réduire la quantité de travail sur le terrain et nous pouvons réduire les pertes d'énergie dans les systèmes de conversion de puissance.

"Pour mettre cela en contexte, parlons des stations de conversion de puissance, des onduleurs et des transformateurs. Avec un système de 1 000 volts, une centrale électrique typique de 100 mégawatts aurait 100 stations de conversion de puissance qui doivent être mises sur le terrain, installées, [Avec] un système de 4 MVA comme notre architecture de 1 500 volts, ce nombre est de 25 stations de conversion de puissance.

"Avec MVDC, il y a une station de conversion de puissance - une seule station de conversion de puissance centralisée qui est intégrée dans la sous-station. Moins de transformateurs signifie moins de perte d'obscurité, donc moins de perte d'énergie, un meilleur facteur de capacité pour l'usine. Avec la tension d'agrégation de puissance MVDC, nous pouvons réduire notre quantité globale de fils sur le terrain d'environ 75 % et réduire de près de moitié la quantité de tranchées utilisée pour enfouir tout ce fil dans le sol. Un énorme impact sur les économies, une meilleure performance énergétique et une meilleure rentabilité pour nos clients."

Selon Garabedian, "Cela ne s'arrête pas là. Il y a un autre avantage. Ce système est prêt pour le stockage. Cela signifie que nous concevons le système pour accepter l'intégration des systèmes de stockage de batterie dans le côté CC de l'usine."

"Pourquoi faisons-nous cela ? L'intégration du stockage dans l'usine CC, selon nous, offre finalement le coût global de stockage plus solaire le plus bas du marché. Nous pensons que cette architecture sera en mesure de surpasser considérablement, du point de vue des coûts, les performances séparées le stockage et le PV, qui sont très bien interconnectés », a-t-il déclaré.

"Nous prévoyons ou espérons réaliser un projet pilote commercial en 2017 et une disponibilité commerciale générale pour certains clients partenaires en 2018. Rassembler ces technologies et quelques autres choses sur lesquelles nous travaillons, comme notre tracker de nouvelle génération et des améliorations à notre technologies de câblage et de gestion des câbles, nous nous attendons à une courbe de réduction des coûts continue très spectaculaire au niveau du système jusqu'en 2020 », a déclaré Garabedian.

MJ Shiao, directeur de la recherche solaire chez GTM, résume l'approche MVDC comme un modèle "super-centralisé" avec un très grand convertisseur DC-AC moyenne tension créant "une station de conversion d'énergie de 100 mégawatts".

Shiao identifie tous les avantages de l'augmentation des tensions CC : "Moins de câblage, moins de tranchées, élimination des boîtiers de combinaison (bien que vous les remplaciez par l'optimiseur CC/CC), sortie de tension fixe qui réduit la complexité de la conversion CC-CA, pertes CC réduites, réduction nivellement du site/travaux civils, etc."

Mais il a également quelques inquiétudes : "MVDC signifie un tout nouveau jeu de balle pour la construction et l'exploitation et la maintenance. Il n'y a pas beaucoup d'équipements spécifiques à l'énergie solaire au-delà des optimiseurs DC/DC dans ce cas, mais tout ce qui n'est pas prêt à l'emploi doit être certifié. par UL, etc., et cela pourrait prendre un certain temps."

"Cela pourrait également affecter l'O&M (exigences pour qui peut entretenir le système, quand et comment) et la disponibilité - c'est un point de défaillance unique massif dans le convertisseur de puissance", a déclaré Shiao. Garabedian note : "Les grands onduleurs centraux dont nous parlons sont largement déployés sur les réseaux de distribution avec un historique de service solide et bien compris. Nous avons déjà de longues données historiques sur la disponibilité, le MTBF, les coûts de service, les modes de défaillance, etc. Ces choses existent depuis 50 ans et ont été conçus avec des facteurs de déclassement et des niveaux de redondance interne appropriés. C'est un gros avantage d'utiliser une gamme de produits établie pour cette partie du système.

Shiao poursuit : « Une partie de la raison pour laquelle nous ne voyons pas d'architectures moyenne tension incrémentielles est que l'augmentation du coût de la construction, car vous considérez plus de sécurité, etc., l'emporte probablement sur les économies. Cependant, si vous êtes en mesure de sauter si massivement afin d'amortir tous ces coûts sur une seule unité de 100 mégawatts, alors oui, je pourrais voir des économies nettes importantes. Le facteur clé sera le coût réel de ces unités de conversion CC/CC.

Shiao souligne que l'architecture n'est pas totalement nouvelle. Alençon, avec le financement du DOE et le soutien de Stephens Capital Partners, a travaillé sur ce type d'architecture, mais avec un bus de 2 500 VDC. Shiao suggère que SunPower travaille sur quelque chose dans ce sens (basé sur l'acquisition de DragonFly), tandis qu'Ampt a également poussé l'optimisation DC au niveau de la chaîne dans l'espace des services publics au cours des dernières années.

Shiao conclut : "De la même manière que 1 500 volts obtiendront des tonnes de traction cette année, quiconque envisage l'avenir des réductions de coûts électriques PV BOS doit se pencher sur l'optimisation DC-DC."

Scott Moskowitz, analyste solaire de GTM Research, note : « C'est exponentiellement plus ambitieux que [le passage à] 1 500 volts », avec « des obstacles bien plus importants ». Le passage à 1 500 volts n'a nécessité que de petits changements dans les chaînes d'approvisionnement, un peu de R&D pour reconfigurer et tester les produits, des modifications progressives des normes pour les composants PV, et il y avait un précédent depuis l'évolution précédente vers 1 000 volts. Le courant continu à moyenne tension nécessiterait beaucoup plus de développement technologique et nécessiterait d'emprunter des technologies de conversion à d'autres industries énergétiques."

L'année dernière, le PDG de First Solar, Jim Hughes, a déclaré : "Les grands panneaux qui sont construits aujourd'hui sont essentiellement un système de toit à grande échelle - parce que c'est ce que les autorités du code dans les années anciennes [comprenaient]. Si vous construisiez un panneau à grande échelle à partir de zéro sur une feuille de papier propre sans contamination préalable, ce que vous construiriez serait différent de ce que nous construisons aujourd'hui."

"Je pense qu'au cours des cinq prochaines années, vous verrez la transition de l'industrie vers une architecture fondamentalement différente avec une plus grande utilisation du bus CC [et] l'utilisation de la conversion CA à des tensions plus élevées avec moins d'onduleurs. [...] Je pense aussi que nous besoin d'une intégration plus étroite avec [la façon dont nous] utilisons l'électricité." Il a dit qu'il y avait aussi une opportunité de faire des choses du côté de DC. "Si vous pouvez colocaliser ou vous situer à une distance raisonnable, vous pouvez mettre le DC directement dans le centre de données", ce qui entraîne "une économie de 15% en évitant tout le côté conversion AC de l'équation", a déclaré Hughes.