FR3148322A1

FR3148322A1 - Système de production d’électricité à partir du rayonnement solaire.

Info

Publication number: FR3148322A1
Application number: FR2304311A
Authority: FR
Inventors: Imad EL HANA
Original assignee: Cap Energy
Current assignee: Cap Energy
Priority date: 2023-04-28
Filing date: 2023-04-28
Publication date: 2024-11-01
Also published as: WO2024224028A1

Abstract

La présente invention concerne un système (1) de production d’électricité à partir du rayonnement solaire comprenant une structure de support (2) et une pluralité de modules photovoltaïques (11a, 11b, 12a, 12b, 13a, 13c) supportées par ladite structure de support (2), caractérisé en ce que lesdits modules photovoltaïques (11a, 11b, 12a, 12b, 13a, 13c) sont disposés à une pluralité de niveaux (21, 22, 23) de ladite structure de support (2) de sorte à être empilés de manière substantiellement verticale, la distance entre deux niveaux consécutifs de ladite pluralité de niveaux (21, 22, 23) étant telle que le ou les modules photovoltaïques (11a, 11b, 12a, 12b, 13a, 13c) d’un niveau (21, 22, 23) ne sont jamais à l’ombre du ou des modules (11a, 11b, 12a, 12b, 13a, 13c) du niveau immédiatement supérieur (21, 22, 23). Fig. 1

Description

Système de production d’électricité à partir du rayonnement solaire.

DOMAINE TECHNIQUE GÉNÉRAL

La présente invention se rapporte au domaine de l’énergie photovoltaïque. Plus précisément, elle concerne un système de production d’électricité à partir du rayonnement solaire.

ETAT DE L’ART

On appelle systèmes solaires photovoltaïques des installations de production d'électricité renouvelable par des modules solaires photovoltaïques, couramment appelés « panneaux photovoltaïques », reliés entre eux (en série et/ou en parallèle) et raccordé au réseau électrique par des onduleurs.

La cellule photovoltaïque, composant électronique de base d’un module, utilise l'effet photoélectrique pour convertir en électricité les ondes électromagnétiques émises par le Soleil, i.e. le rayonnement solaire.

Aujourd’hui, on atteint un taux de conversion maximal de l’ordre de 20% (exprimé comme le ratio entre la production électrique et l’irradiation solaire moyennes sur une unité de surface). Outre une amélioration pure de la technologie photovoltaïque, diverses approches ont été proposées pour améliorer le rendement global :

Afin de maximiser l'intensité du rayonnement entrant, les panneaux solaires peuvent être orientés face aux rayons du soleil grâce à des systèmes de bras mobiles, capables de suivre le soleil dans son orbite quotidienne à travers le ciel.
En outre, on peut utiliser des dispositifs optiques de concentration de la lumière (lentilles ou miroirs) pour focaliser le rayonnement solaire sur des cellules photovoltaïques adaptées.

On peut atteindre ainsi des taux de conversion de 30 à 40%.

L’invention vient encore améliorer la situation

PRÉSENTATION DE L’INVENTION

La présente invention se rapporte donc selon un premier aspect à un système de production d’électricité à partir du rayonnement solaire comprenant une structure de support et une pluralité de modules photovoltaïques supportés par ladite structure de support, caractérisé en ce que lesdits modules photovoltaïques sont disposés à une pluralité de niveaux de ladite structure de support de sorte à être empilés de manière substantiellement verticale, la distance entre deux niveaux consécutifs de ladite pluralité de niveaux étant telle que le ou les modules photovoltaïques d’un niveau ne sont jamais à l’ombre du ou des modules du niveau immédiatement supérieur.

Selon des caractéristiques avantageuses et non limitatives :

Chaque module photovoltaïque est soit mobile en rotation par rapport à la structure de support selon un axe horizontal, soit fixe par rapport à la structure de support et incliné par rapport au plan horizontal d’un angle α<60°.

La structure de support est mobile en rotation selon un axe vertical de sorte à présenter lesdits modules photovoltaïques face au soleil.

Le système présente une configuration identique de modules photovoltaïques à chaque niveau.

Le système comprend en outre à au moins un desdits niveaux un bras s’étendant latéralement depuis la structure de support pour la fixation d’au moins un desdits modules photovoltaïques à l’extérieur de ladite structure de support.

Le système comprend à chaque niveau au moins un bras s’étendant latéralement depuis la structure de support pour la fixation de deux desdits modules photovoltaïques de part et d’autre de ladite structure de support.

Le ou les bras et/ou la structure sont mobiles de sorte à présenter lesdits modules photovoltaïques orthogonalement aux rayons solaires.

A au moins un desdits niveaux, au moins un desdits modules photovoltaïques est disposé de manière fixe à l’intérieur de ladite structure de support.

Le système présente entre trois et huit niveaux de modules photovoltaïques.

La distance entre deux niveaux consécutifs de ladite pluralité de niveaux est supérieure à une distance optimale calculée géométriquement en fonction d’au moins l’angle d’élévation maximal du soleil et les dimensions desdits modules photovoltaïques.

Ladite distance optimale exprimée par la formule d_opt=l*sin(α)+tan(θ)*(l*cos(α)) dans le cas de modules photovoltaïques fixes, ou par la formule d_opt= l/cos(θ) dans le cas de modules photovoltaïques mobiles en rotation, avec θ l’angle d’élévation maximal du soleil et l la largeur desdits modules photovoltaïques.

La distance entre deux niveaux consécutifs de ladite pluralité de niveaux est comprise entre 1 et (1+ε) fois ladite distance optimale, où ε un coefficient de sécurité inférieur à 1, en particulier inférieur à 10%.

PRÉSENTATION DES FIGURES

D’autres caractéristiques et avantages de la présente invention apparaîtront à la lecture de la description qui va suivre d’un mode de réalisation préférentiel. Cette description sera donnée en référence aux dessins annexés dans lesquels :

la est un schéma général d’un mode de réalisation du système selon l’invention ;

la représente géométriquement l’architecture d’un premier mode de réalisation du système selon l’invention ;

la représente géométriquement l’architecture d’un deuxième mode de réalisation du système selon l’invention.

DESCRIPTION DÉTAILLÉE

Architecture générale

La présente invention concerne un système 1 de production d’électricité à partir du rayonnement solaire tel que représenté sur la ,on verra divers modes de réalisation possibles qui seront décrits plus en détails plus loin.

Le présent système 1 comprenant une structure de support 2 et une pluralité de modules photovoltaïques 11a, 11b, 12a, 12b, 13a, 13c supportées par ladite structure de support 2.

Même si l’on verra plus loin des modes de réalisation préférés, lesdits modules photovoltaïques 11a, 11b, 12a, 12b, 13a, 13c peuvent être de toute technologie connue et de toute dimensions souhaitées, et constituent typiquement des « panneaux solaires » en particulier de technologie silicium. De manière préférée, lesdits modules photovoltaïques 11a, 11b, 12a, 12b, 13a, 13c sont équipés de dispositifs optiques de concentration de la lumière.

De manière classique, le système 1 peut en outre comprendre un bloc électronique 4 pour le pilotage des modules photovoltaïques 11a, 11b, 12a, 12b, 13a, 13c afin de produire d’un courant électrique alternatif stabilisé, le dispositif électronique 4 est typiquement un onduleur ou « convertisseur solaire », préférentiellement de type MPPT (Maximum power point tracker). Comme l’on verra le bloc électronique peut en outre avoir une fonction de contrôle de l’orientation de la structure 2 et/ou des modules photovoltaïques 11a, 11b, 12a, 12b, 13a, 13c.

Par structure de support on entend une construction typiquement métallique (mais possiblement maçonnée, en bois, en une combinaison de ces matériaux, etc.) s’étendant selon une direction sensiblement verticale et destinée à supporter lesdits modules photovoltaïques 11a, 11b, 12a, 12b, 13a, 13c. On comprend que ladite structure n’est fixée (par exemple au sol ou au toit d’un immeuble) qu’à sa base et pas par exemple à son sommet ou ses flancs.

Ladite structure de support 2 est spécifique en ce qu’elle présente une pluralité de niveaux 21, 22, 23 de modules photovoltaïques 11a, 11b, 12a, 12b, 13a, 13c empilés de manière substantiellement verticale, au moins deux, avantageusement au moins trois, encore plus avantageusement entre trois et huit, et préférentiellement trois à cinq, ce qui correspond typiquement à des hauteurs de quelques mètres, voir plus loin. A noter qu’on ne sera pas limité en nombre de niveaux 21, 22, 23, autrement qu’en termes de résistance physique de la structure 2. Ladite structure de support 2 est par conséquent avantageusement de type « pylône » ou « tour ». Lesdits modules photovoltaïques 11a, 11b, 12a, 12b, 13a, 13c sont donc disposés à une pluralité des niveaux 21, 22, 23 de ladite structure de support 2. En d’autres termes, lesdits niveaux 21, 22, 23 constituent des étages de modules photovoltaïques 11a, 11b, 12a, 12b, 13a, 13c de ladite structure de support 2, ou pour reformuler encore, à chaque niveau 21, 22, 23 est associé un sous-ensemble non vide de l’ensemble des modules photovoltaïques 11a, 11b, 12a, 12b, 13a, 13c.

Par modules photovoltaïques 11a, 11b, 12a, 12b, 13a, 13c disposés « de sorte à être empilés de manière substantiellement verticale », on entend qu’en parcourant le système du haut vers le bas on rencontre successivement la surface active des différents modules. Les modules photovoltaïques 11a, 11b, 12a, 12b, 13a, 13c ne sont pas disposés côte à côte comme on le voit traditionnellement sur des toitures ou des auvents, mais bien les uns au-dessus des autres. A noter qu’on comprendra que des modules disposés verticalement (par exemple sur une façade) ne sont pas empilés de manière substantiellement verticale au sens de l’invention (puisqu’en parcourant le système du haut vers le bas on ne rencontre aucune des surfaces actives des différents modules, qui sont ici en pratique encore disposés côte à côte). Lesdits modules photovoltaïques 11a, 11b, 12a, 12b, 13a, 13c peuvent être en pratique disposés à l’intérieur de la structure 2, en particulier si elle est ajourée (c’est le cas du mode de réalisation de la qui sera décrite plus loin), et/ou à l’extérieur de la structure 2, notamment au moyens de bras 31, 32, 33 s’étendant latéralement respectivement depuis les niveaux 21, 22, 23 de la structure, les bras 31, 32, 33 étant soit fixes, soit rotatifs et le cas échéant contrôlés en rotation notamment par une unité de traitement intégrée au bloc électronique 4 (c’est le cas du mode de réalisation de la , ainsi de de la qui sera décrite plus loin). On note qu’on peut tout à fait combiner diverses configurations : on peut par exemple avoir à tout ou partie des niveaux 21, 22, 23 un module photovoltaïque fixe à l’intérieur de la structure 2 et une paire de modules mobiles en rotation à l’extérieur de la structure 2, i.e. combiner les architectures des figures 2 et 3. En outre, dans le mode de réalisation de la , on a un seul bras traversant supportant deux modules photovoltaïques 11a, 11b, 12a, 12b, 13a, 13c, mais on peut avoir un ou plusieurs bras à chaque niveau supportant un ou plusieurs modules photovoltaïques 11a, 11b, 12a, 12b, 13a, 13c.

Comme on expliquera plus loin, la structure 2 peut être fixe et typiquement orientée face au Sud, ou bien mobile en rotation selon un axe vertical de sorte à présenter lesdits modules photovoltaïques 11a, 11b, 12a, 12b, 13a, 13c face au soleil, en particulier en rotation grâce à une plateforme 3, on parle alors de structure tournante. A noter que la structure 2 peut alternativement rester fixe mais avoir des bras 31, 32, 33 articulés permettant également l’orientation des modules selon l’axe vertical. Un système combinant orientation automatique des modules face au soleil selon 2 axes est qualifié de « tracker »

La présente disposition des modules les uns au-dessus des autres peut apparaître surprenante, mais comme l’on verra on peut facilement choisir une distance optimale entre deux niveaux 21, 22, 23 consécutifs avec laquelle les modules ne se font pas d’ombre les uns les autres. En ayant n niveaux 21, 22, 23 on peut ainsi utiliser n fois l’empreinte au sol du système 1, avoir à chaque niveau des modules photovoltaïques fonctionnant nominalement, et n’être limité que par les contraintes mécaniques sur la structure 2. Ainsi, on peut virtuellement dépasser un taux de conversion de 100%, ce qui peut sembler impossible mais paradoxalement permis grâce au fait d’avoir plusieurs m² de modules photovoltaïques 11a, 11b, 12a, 12b, 13a, 13c sur un seul m² de sol.

A la on a représenté un trièdre XYZ définissant une orientation du système 1 :

Le vecteur X désigne un axe longitudinal, il est typiquement orienté vers le Sud pour une structure 2 fixe, et rotatif pour une structure 2 tournante sur une plateforme 3 ;
Le vecteur Y désigne un axe transversal orthogonal au vecteur X, en pratique l’axe selon lequel s’étendent les bras 31, 32, 33 et l’éventuel axe de rotation des modules photovoltaïques 11a, 11b, 12a, 12b, 13a, 13c ;
Le vecteur Z désigne un axe vertical orthogonal aux vecteurs X et Y, c’est l’axe selon lequel s’étend la structure 2 et l’axe selon lequel les modules photovoltaïques 11a, 11b, 12a, 12b, 13a, 13c sont empilés, et l’éventuel axe de rotation de toute la structure 2 ;

Les modules photovoltaïques 11a, 11b, 12a, 12b, 13a, 13c sont disposés à chaque niveau 21, 22, 23 soit de façon horizontale (dans le plan XY), soit avec un léger angle α fixe par rapport à l’horizontale (dans un plan X’Y, avec l’angle α entre les vecteurs X et X’, voir la ), typiquement choisi en fonction de la latitude pour maximiser la production électrique, étant entendu que α=0° correspond à l’horizontale. De manière générale, on a α<60°, préférentiellement α<45°, et on pourra utiliser la formule α=|L|-10° avec L la latitude, c’est-à-dire par exemple 30-35° en France. Selon un mode de réalisation préféré qui sera décrit plus loin (cas de la ), l’angle α n’est pas fixe, c’est-à-dire que les modules sont orientables.

On comprend qu’on a au moins deux modules photovoltaïques 11a, 11b, 12a, 12b, 13a, 13c a des niveaux 21, 22, 23 différents, et préférentiellement on a au moins un module photovoltaïque 11a, 11b, 12a, 12b, 13a, 13c par niveau 21, 22, 23. Pour reformuler encore, lesdits modules photovoltaïques 11a, 11b, 12a, 12b, 13a, 13c sont alors répartis entre les niveaux 21, 22, 23 de ladite structure de support 2.

On peut tout à fait prévoir des configurations de modules photovoltaïques 11a, 11b, 12a, 12b, 13a, 13c différentes entre les niveaux 21, 22, 23, ou bien la même configuration de modules à tous les niveaux 21, 22, 23.

Dans toutes les figures, on a trois niveaux 21, 22, 23 avec une configuration identique à un ou deux modules :

Dans la , on a l’unique module 11a au premier niveau 21, l’unique module 12a au deuxième niveau 22 et l’unique module 13a au troisième niveau 23, tous les modules étant dans la structure 2.
Dans les figures 1 et 3, on a les deux modules 11a, 11b au premier niveau 21, les deux modules 12a, 12b au deuxième niveau 22 et les deux modules 13a, 13b au troisième niveau 23, tous les modules étant fixés à l’extérieur de la structure 2 grâce aux bras 31, 32, 33.

Distance inter-niveaux

Comme expliqué, la distance entre deux niveaux consécutifs de ladite pluralité de niveaux 21, 22, 23 est telle que le ou les modules photovoltaïques 11a, 11b, 12a, 12b, 13a, 13c d’un niveau 21, 22, 23 (n_i) ne sont jamais à l’ombre du ou des modules 11a, 11b, 12a, 12b, 13a, 13c du niveau immédiatement supérieur 21, 22, 23 (n_i+1), et de façon générale d’aucun des modules 11a, 11b, 12a, 12b, 13a, 13c des niveaux supérieurs 21, 22, 23 par transitivité. Dans nos exemples, les modules 11a, 11b du premier niveau 21 ne sont pas à l’ombre des modules 12a, 12b du deuxième niveau 22, et les modules 12a, 12b du deuxième niveau 22 ne sont pas à l’ombre des modules 13a, 13b du deuxième niveau 23, et de manière générale, si l’on a n niveaux (selon l’axe vertical, i.e. de la base vers le sommet de la structure 2) pour tout i entre 1 et n-1 les modules du i-ème niveau ne sont pas à l’ombre des modules du i+1-ème niveau (ainsi que du i+2-ème niveau… n-ième niveau).

De manière avantageuse on a une même distance d entre deux niveaux consécutifs, i.e. la distance entre le i-ième et le i+1-ième niveau est toujours égale d, et en supposant que le premier niveau 11 est à une hauteur d₀(qui peut être faible voire nulle), la hauteur totale de la structure 2 est égale à h=d₀+(n-1)*d+h_module, où h_moduleest l’extension verticale d’un module photovoltaïque au-delà du dernier niveau.

On comprend que la distance d est au minimum égale à une distance d_optcalculée géométriquement, et on a typiquement d_opt≤d≤(1+ε)d_opt, avec ε un coefficient de sécurité le plus faible possible pour que la hauteur de la structure 2 soit minimale, par exemple 5% ou 10%, de sorte à empiler le plus grand nombre de niveaux 21, 22, 23, i.e. h≤d₀+(n-1)*(1+ε)d_opt+h_module.

La distance d_optse calcule facilement selon la configuration des modules à chaque niveau 21, 22, 23, et l’angle d’élévation maximal θ du soleil, typiquement atteint au solstice et alors égal à la colatitude C (C=90°-L). On prendra l’exemple de modules photovoltaïques 11a, 11b, 12a, 12b, 13a, 13c orientés face au sud, d’une longueur L (selon l’axe Y) et d’une largeur l (selon l’axe X’, ce qui correspond à une « profondeur » du module).

De façon générale, suivant les latitudes on constate des distances d_optde l’ordre de 1.5 à 2m par m de largeur de module, on va présenter quelques exemples numériques.

Commercialement, on peut avoir un système 1 avec des modules orientables latéraux de 4m*3m, soit, avec une structure 2 de quatre niveaux espacés de 4m à 6,5m selon la latitude et deux modules a et b par niveau, 92m² de surface photovoltaïque pour une surface au sol d’une vingtaine de m² (en supposant que la structure 2 est un pylône d’environ 1m de diamètre et donc que le système couvre une zone de 7m par 3m) pour une hauteur totale de 15 à 25m, résultant en une production électrique annuelle moyenne de 40 à 75 MWh, soit la consommation électrique d’un immeuble d’une centaine d’occupants.

Cas de modules fixes orientés d’un angle α

En référence à la , l’empreinte du sol de la structure est de L par l*cos(α). Géométriquement, on obtient une distance optimale d_optentre deux niveaux 21, 22, 23 exprimée par la formule d_opt=l*sin(α)+tan(θ)*(l*cos(α)).

Ainsi :

Dans le cas d’un module solaire situé en France, on a typiquement α=35° et θ=45°, ce qui donne
- Pour une empreinte au sol de 1m*1m, on a l=1.22m ;
- d_opt=1.70m ;
- En supposant une structure de 10m de haut, on peut empiler six niveaux de modules photovoltaïque (en prenant d₀=0, un ε de 5% et h_module=l*sin(α), h=9.63m), ce qui donne une surface photovoltaïque de 7.32m² pour un seul m² d’empreinte au sol ;
- L’irradiation annuelle moyenne est de 1400 kWh/m² et la production électrique annuelle moyenne d’un module solaire « ordinaire » (taux de conversion unitaire de 20%) est de 280 kWh/m². On atteint avec le système 1 une production électrique annuelle moyenne totale de 2050 kWh/m², soit un taux de conversion virtuel de 146%.
Dans le cas d’un module solaire situé au Maroc, on a typiquement α=20° et θ=60°, ce qui donne
- Pour une empreinte au sol de 1m*1m, on a l=1.06m ;
- d_opt=2.10m ;
- En supposant une structure de 10m de haut, on peut empiler cinq niveaux de modules photovoltaïque (en prenant d₀=0, un ε de 5% et h_module=l*sin(α), h=9.18m), ce qui donne une surface photovoltaïque de 5.3m² pour un seul m² d’empreinte au sol ;
- L’irradiation annuelle moyenne est de 2750 kWh/m² et la production électrique annuelle moyenne d’un module solaire « ordinaire » (taux de conversion unitaire de 20%) est de 550 kWh/m². On atteint avec le système 1 une production électrique annuelle moyenne totale de 2915 kWh/m², soit un taux de conversion virtuel de 106%.

Un tel système se distingue par un coût minimal et malgré tout une excellente production, en particulier sur des hauteurs modestes.

Cas de modules orientables

En référence à la , l’empreinte du sol de la structure est de L par l*cos(θ). Géométriquement, on suppose que les modules 11a, 11b, 12a, 12b, 13a, 13c sont toujours orthogonaux aux rayons solaires, i.e. α=90°-θ et obtient une distance optimale d_optentre deux niveaux 21, 22, 23 exprimée par la formule d_opt=l*sin(90-θ)+tan(θ)*(l*cos(90-θ))=l*(cos(θ)+sin²(θ)/cos(θ))=l/cos(θ)

Ainsi :

Dans le cas d’un module solaire situé en France, on a typiquement θ=45°, ce qui donne
- Pour une empreinte au sol de 1m*1m, on a l=1.41m ;
- d_opt=2m ;
- En supposant une structure de 10m de haut, on peut empiler cinq niveaux de modules photovoltaïque (en prenant d₀+h_module= l et un ε de 5%, h=9.81m), ce qui donne une surface photovoltaïque de 7,05m² pour un seul m² d’empreinte au sol ;
- L’irradiation annuelle moyenne est de 1400 kWh/m² et la production électrique annuelle moyenne d’un module solaire « tracker » (gain de 50% soit taux de conversion unitaire de 30%) est de 420 kWh/m². On atteint avec le système 1 une production électrique annuelle moyenne totale de 2961 kWh/m², soit un taux de conversion virtuel de 212%.
Dans le cas d’un module solaire situé au Maroc, on a typiquement θ=60°, ce qui donne
- Pour une empreinte au sol de 1m*1m, on a l=1.15m ;
- d_opt=2,31m ;
- En supposant une structure de 10m de haut, on peut empiler quatre niveaux de modules photovoltaïques (en prenant d₀+h_module= l et un ε de 5%, h=8.43m), ce qui donne une surface photovoltaïque de 4.6m² pour un seul m² d’empreinte au sol ;
- L’irradiation annuelle moyenne est de 2750 kWh/m² et la production électrique annuelle moyenne d’un module solaire « tracker » (gain de 50% soit taux de conversion unitaire de 30%) est de 825 kWh/m². On atteint avec le système 1 une production électrique annuelle moyenne totale de 3795 kWh/m², soit un taux de conversion virtuel de 138%.

Un tel système se distingue par un rendement optimal, malgré un coût plus élevé.

Claims

Système (1) de production d’électricité à partir du rayonnement solaire comprenant une structure de support (2) et une pluralité de modules photovoltaïques (11a, 11b, 12a, 12b, 13a, 13c) supportés par ladite structure de support (2), caractérisé en ce que lesdits modules photovoltaïques (11a, 11b, 12a, 12b, 13a, 13c) sont disposés à une pluralité de niveaux (21, 22, 23) de ladite structure de support (2) de sorte à être empilés de manière substantiellement verticale, la distance entre deux niveaux consécutifs de ladite pluralité de niveaux (21, 22, 23) étant telle que le ou les modules photovoltaïques (11a, 11b, 12a, 12b, 13a, 13c) d’un niveau (21, 22, 23) ne sont jamais à l’ombre du ou des modules (11a, 11b, 12a, 12b, 13a, 13c) du niveau immédiatement supérieur (21, 22, 23).
Système selon la revendication 1, dans lequel chaque module photovoltaïque (11a, 11b, 12a, 12b, 13a, 13c) est soit mobile en rotation par rapport à la structure de support (2) selon un axe horizontal, soit fixe par rapport à la structure de support (2) et incliné par rapport au plan horizontal d’un angle α<60°.
Système selon la revendications 1 et 2, dans lequel la structure de support (2) est mobile en rotation selon un axe vertical de sorte à présenter lesdits modules photovoltaïques (11a, 11b, 12a, 12b, 13a, 13c) face au soleil.
Système selon l’une des revendications 1 à 3, présentant une configuration identique de modules photovoltaïques (11a, 11b, 12a, 12b, 13a, 13c) à chaque niveau (21, 22, 23).
Système selon l’une des revendications 1 à 4, comprenant en outre à au moins un desdits niveaux (21, 22, 23) un bras (31, 32, 33) s’étendant latéralement depuis la structure de support (2) pour la fixation d’au moins un desdits modules photovoltaïques (11a, 11b, 12a, 12b, 13a, 13c) à l’extérieur de ladite structure de support (2).
Système selon la revendication 5, comprenant à chaque niveau (21, 22, 23) un bras (31, 32, 33) s’étendant latéralement depuis la structure de support (2) pour la fixation de deux desdits modules photovoltaïques (11a, 11b, 12a, 12b, 13a, 13c) de part et d’autre de ladite structure de support (2).
Système selon l’une des revendications 4 et 5, dans lequel le ou les bras (31, 32, 33) et/ou la structure (2) sont mobiles de sorte à présenter lesdits modules photovoltaïques (11a, 11b, 12a, 12b, 13a, 13c) orthogonaux aux rayons solaires.
Système selon l’une des revendications 1 à 7, dans lequel à au moins un desdits niveaux (21, 22, 23), au moins un desdits modules photovoltaïques (11a, 11b, 12a, 12b, 13a, 13c) est disposé de manière fixe à l’intérieur de ladite structure de support (2).
Système selon l’une des revendications 1 à 8, présentant entre trois et huit niveaux (31, 32, 33) de modules photovoltaïques (11a, 11b, 12a, 12b, 13a, 13c).
Système selon l’une des revendications 1 à 9, dans lequel la distance entre deux niveaux consécutifs de ladite pluralité de niveaux (21, 22, 23) est supérieure à une distance optimale calculée géométriquement en fonction d’au moins l’angle d’élévation maximal du soleil et les dimensions desdits modules photovoltaïques (11a, 11b, 12a, 12b, 13a, 13c).
Système selon les revendications 2 et 10 en combinaison, dans lequel ladite distance optimale exprimée par la formule d_opt=l*sin(α)+tan(θ)*(l*cos(α)) dans le cas de modules photovoltaïques (11a, 11b, 12a, 12b, 13a, 13c) fixes, ou par la formule d_opt= l/cos(θ) dans le cas de modules photovoltaïques (11a, 11b, 12a, 12b, 13a, 13c) mobiles en rotation, avec θ l’angle d’élévation maximal du soleil et l la largeur desdits modules photovoltaïques (11a, 11b, 12a, 12b, 13a, 13c).
Système selon l’une des revendications 10 et 11, dans lequel la distance entre deux niveaux consécutifs de ladite pluralité de niveaux (21, 22, 23) est comprise entre 1 et (1+ε) fois ladite distance optimale, où ε un coefficient de sécurité inférieur à 1, en particulier inférieur à 10%.