Onduleurs
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111 Know-How Systèmes PV Niveau de développement actuel et tendances de l'électrification décentralisée Know-How Auteurs : Prof. Dr.-Ing. Werner Kleinkauf de l'IEE-EVS (Institut de technologie des énergies électriques), Universität Kassel Wilhelmshöher Allee 73 34121 Kassel, Germany E-mail: [email protected] Günther Cramer SMA Technologie AG Hannoversche Strasse 1-5 34266 Niestetal, Germany E-mail : [email protected] Dr. Mohamed Ibrahim SMA Technologie AG Hannoversche Strasse 1-5 34266 Niestetal, Germany E-mail: [email protected] 112 Les problèmes d'approvisionnement en énergie rencontrés à l'échelle mondiale ne sont pas uniquement dus à la destruction de l'environnement et aux changements climatiques qui en découlent mais bien aussi à une croissance de la consommation et à la rarification des ressources fossiles. Une consommation mondiale en hausse, en particulier en ce qui concerne l'énergie électrique, et une tendance à la libéralisation sont à l’origine de changements considérables, tant dans le domaine des réseaux d'alimentation que pour le remplacement du parc des centrales électriques. Les conséquences, pour le moins préoccupantes, se répercutent sur la disponibilité et la qualité de l'énergie. C'est pourquoi les solutions recherchées doivent être réalisables techniquement parlant tout en satisfaisant aux exigences en matière de durabilité. Le recours aux énergies renouvelables au cours de cette dernière décennie a montré que ces dernières pouvaient contribuer dans une grande mesure à trouver une solution aux problèmes évoqués ci-dessus, non seulement au regard de critères écologiques, mais aussi en raison de leur structure décentralisée. En s'appuyant sur l'exemple de l'ingénierie des systèmes photovoltaïques, cet article montre les possibilités d'intégration dans des systèmes d'alimentation existants ou encore non existants, convenant aussi à l'électrification de régions reculées. 1. Le photovoltaïque dans les systèmes énergétiques décentralisés - concept A l'heure actuelle, les consommateurs électriques sont surtout alimentés par des centrales électriques situées à de grandes distances. Ceci nécessite de longues lignes de transmission et réseaux de distribution. Ces réseaux d'alimentation fournissent au consommateur final un courant alternatif présentant une fréquence et une tension pratiquement constantes (p. ex. 230 / 400 V pour 50 Hz). Il est concevable de compléter ces infrastructures par des systèmes décentralisés de génération de chaleur et d'électricité. Cette alimentation en énergie décentralisée se caractérise par des unités d'alimentation relativement petites et situées à proximité immédiate du consommateur. Ceci permet de faire une exploitation plus intense de l'électricité et de la chaleur ainsi que d'améliorer l'utilisation de sources d'énergie sur le terrain (en particulier les énergies renouvelables d'origine solaire, éolienne ou hydraulique ou encore celle issue de la biomasse). De plus, les pertes d'éner- gie résultant de la transformation de tension, de la longueur des lignes de transmission et des pertes dans les lignes s’en trouvent réduites. En résumé, on peut parler d'une augmentation de l'efficacité globale allant de pair avec une amélioration de la situation économique qui répond aux critères de durabilité. Cette structure décentralisée de l'alimentation en énergie correspond au caractère décentralisé des énergies renouvelables. En fonction des conditions régionales, le concept peut être mis en application soit par le raccordement d'une installation photovoltaïque (domaine du kW voire MW) au réseau public, soit par le montage d'un système autonome ou en îlotage servant à alimenter les consommateurs éloignés non raccordés à un réseau d'alimentation. Ainsi, on peut opérer la classification suivante des configurations de systèmes photovoltaïques décentralisés pour l'alimentation en courant alternatif : 1. Photovoltaïque dans les réseaux d'alimentation • Photovoltaïque seul • Photovoltaïque avec accumulateurs électriques 2. Photovoltaïque dans des applications éloignées du réseau • Systèmes photovoltaïque-batterie • Systèmes hybrides photovoltaïques Les configurations d'alimentation représentées à la figure 1 ont une structure modulaire. La structure couplée au réseau (à droite de la figure 1) est l'application photovoltaïque qui prédomine actuellement dans les nations industrialisées que sont l'Europe, le Japon et les Etats-Unis. Si l'on intègre à l'installation PV un accumulateur (généralement une batterie) doté " d’une unité de production d'énergie " correspondante intégrée, la sécurité de l'alimentation électrique dans les Consommateur ou réseau en îlotage Bus énergétique: mono ou triphasé, 230/400 V~, 50Hz = Réseau triphasé a Gen. = Know-How Bus pour la communication SM = ~ PV avec Sunny Boy Batteries Éolienne Générateur Pile à combustible Fig. 1 : Représentation de l'ingénierie des systèmes hybrides, modulaires et à compatibilité AC avec panneaux standardisés et capables tant d'alimenter des consommateurs individuels que de former des réseaux en îlotage et d'alimenter le réseau public. 113 Know-How réseaux faibles s'en voit augmentée (fonction de soutien). Dans les applications photovoltaïques servant à la réalisation de solutions en îlotage pour l'alimentation de consommateurs éloignés non raccordés à un réseau public, l'installation PV est équipée de batteries afin d'augmenter la disponibilité de l'alimentation. Avec les applications relevant d'un domaine de puissance plus important, l'installation PV peut être combinée à d'autres convertisseurs d'énergie (par ex. convertisseurs éoliens, générateurs diesel) ou à des unités de stockage pour former un système hybride (voir fig. 1). Actuellement, les différents modèles de batteries au plomb sont le moyen d'accumulation qui prédomine dans les applications PV en îlotage. En raison des coûts élevés (100 euros/kWh), on n'a recours à une batterie que pour l'accumulation d'énergie à court et moyen terme. En guise de soutien, on intègre des générateurs supplémentaires, par ex. diesel ou micro turbines. Ils ont une fonction de soutien et ont pour rôle d'augmenter la disponibilité de l'alimentation de ces systèmes photovoltaïques autonomes. A l'avenir, les piles à combustibles vont gagner en importance en tant qu'unités de soutien. 2. Technologies des onduleurs pour les systèmes couplés au réseau A l'heure actuelle, les installations PV d'alimentation du réseau sont l'exploitation de la photovoltaïque la plus importante. Il existe pour ces installations des approches différentes au niveau de leur conception. Elles ont cependant toutes en commun de disposer d'un générateur PV directement relié au réseau par le biais d'un onduleur que le générateur alimente en énergie solaire. C'est pourquoi les onduleurs jouent un rôle clé au regard de l'efficacité énergétique et de la fiabilité. Leur rôle ne se limite pas à transformer le courant continu (DC) généré par le panneau PV en courant alternatif (AC) de tension et de fréquence souhaitées (par ex. 230 V et 50 Hz), mais consiste également à exploiter le champ PV à son point de puissance maximal (Maximum Power Point MPP). De plus, les onduleurs doivent assurer une surveillance fiable du réseau pour le protéger contre les défaillances et interrompre l'alimentation en cas d'erreurs du réseau. A l'heure actuelle, il existe principalement trois topologies d'onduleurs et configurations d'installation qui fournissent différentes solutions techniques valables, à choisir en fonction des conditions locales : Onduleurs Centraux La majorité des panneaux PV d'une installation importante (> 10 kW) est montée en série pour former des Strings, eux-mêmes montées en parallèle au moyen de diodes string. Le générateur PV ainsi structuré est relié du côté DC à un seul onduleur central (à ce propos, voir la fig. 2a). Les onduleurs centraux présentent une grande efficacité à des coûts spécifiques faibles. Un panneau mal adapté ou encore un ombrage partiel por- 114 tent cependant préjudice à une exploitation optimale de chaque string PV, entraînant une baisse du rendement énergétique possible. De plus, la fiabilité de l'installation est limitée en ceci qu'elle dépend d'un seul onduleur. Une panne de l'onduleur central entraîne l'immobilisation de toute l'installation. Onduleur string De même que pour l'onduleur central, le champ PV est, ici aussi, sous divisé en strings. Chaque rangée est toutefois reliée à son propre onduleur string (à ce propos, voir la fig. 2b). Ainsi, chaque string est exploité à son point de puissance maximal (Maximum Power Point, MPP). La technique string minimise le risque de problèmes d'adaptation, réduit les pertes dues aux ombrages et contourne celles occasionnées par les diodes de string et par un câblage très long du côté du générateur DC. Ces propriétés techniques supérieures entraînent une réduction des coûts du système et améliorent le rendement énergétique et la fiabilité de l'installation. Les onduleurs string de type " Sunny Boy " ont été les premiers à établir de nouveaux standards dans l'ingénierie des systèmes PV pour les installations couplées au réseau. Onduleurs Multi-String L'onduleur Multi-String permet le raccordement et le fonctionnement au MPP de plusieurs strings raccordées à une unité de puissance commune par l’intermédiaire d’un convertisseur DC/DC. Il offre ainsi une solution compacte et économique tout en jouissant de tous les avantages de la technique string. Un rendement opti- mal peut ainsi être obtenu avec des installations PV, constituées de strings avec des orientations géographiques différentes (sud, ouest, est) fournissant ainsi des puissances en décalage. On a recours aux onduleurs multi-strings dans les installations PV d'une plage de puissance allant de 3 à 10 kW. Onduleurs intégrés aux panneaux Dans ce cas de figure, chaque panneau dispose de son propre onduleur (voir fig. 2c), de sorte que toute perte due à l'adaptation est écartée. Au demeurant, le rendement des onduleurs intégrés aux panneaux reste en deçà de celui de l'onduleur string. Les onduleurs intégrés aux panneaux conduisent à des coûts de câblage supplémentaires du côté AC, car chaque panneau de l'installation doit être relié au réseau 230 V. Le nombre, Tous les concepts d'onduleurs ici présentés sont actuellement disponibles sur le marché. Le choix de l'onduleur approprié doit être motivé par les conditions d'utilisation imposées par le milieu et la situation. Panneaux PV Strings PV Know-How Strings PV nettement supérieur d’onduleurs intégrés aux panneaux à installer entraîne un travail de montage nettement plus important. Ce concept ne s'applique donc principalement qu'aux installations PV d'une puissance allant de 50 à 400 W. Onduleur module Onduleur String Onduleur central Bus AC Bus AC Bus AC Fig. 2 : Représentation schématique d'une installation PV selon différents concepts : a) Onduleur central b) Onduleur string c) Onduleurs intégrés aux panneaux 115 Evolution du coût des onduleurs couplés au réseau En plus du coût des panneaux, le coût et la fiabilité des onduleurs sont les aspects centraux de la rentabilité économique des énergies renouvelables. L'onduleur représente de 10 % à 15 % de l'investissement total d'une installation PV. La figure 3 représente l'évolution du coût spécifique des onduleurs (euros/WAC) dans les plages de puissance petite et moyenne (1 à 10 kW). Il ressort clairement de ce graphique qu'au cours de la dernière décennie, le coût des onduleurs a baissé de plus de 50 % pour cette plage de puissance. C'est là le résultat de chiffres de production en hausse, mais aussi de l'introduction de nouvelles technologies (par ex. les onduleurs string). Onduleur PV (1...10 kW) Prix spécifique [ €/WAC ] 1.00 Know-How Pour la décennie à venir, on prévoit une division de la moitié du prix spécifique, qui tombera au-dessous des 0,3 euro/Wac en 2010. Cette évolution n'est toutefois pensable qu'à l'issue d'innovations techniques et d'une augmentation en conséquence du nombre d’unités vendues. Prix spé cifiq 200 ue 0.50 100 0.00 1990 ite rodu p ntité Qua Année 1995 2000 2005 2010 Fig. 3 : Evolution et pronostic en l'espace de deux décennies des coûts spécifiques et des quantités produites des onduleurs PV d'une puissance nominale située entre 1 et 10 kW (les traits correspondent au prix spécifique des produits sur le marché). 116 Quantité produite [ 1000/a ] 3. Alimentation en énergie des régions éloignées de tout réseau Dans les régions privées de tout raccordement à un réseau électrique public, les installations PV sont dans bien des cas la solution la plus économique permettant d'assurer une électrification de base. On peut opérer une classification de ces installations PV en fonction de leur tension (DC ou AC). Vous trouverez ci-après une récapitulation des différents concepts de systèmes : 1. Systèmes solaires maison (Solar-Home-Systems, SHS) Tous les consommateurs et les générateurs sont exclusivement couplés sur le côté DC (à ce propos, voir la fig. 4). A ce jour, plusieurs centaines de milliers de SHS ont été installés dans le monde entier, d'une plage de puissance allant jusqu'à 200 W env., principalement dans les régions rurales d'Asie, d'Afrique et d'Amérique Module PV du sud. Secondé par un petit onduleur supplémentaire, l'utilisateur peut aussi recourir au système DC pour l’alimentation de consommateurs AC. 2. Petit réseau local AC avec composants couplés du côté DC Cette technologie est née du besoin de coupler des consommateurs AC (plage de puissance moyenne) avec des générateurs DC et, de plus, de charger la batterie du côté DC par le biais d'un groupe électrogène (à ce propos, voir la fig. 5). Ces configurations d'installation servent à l'alimentation de consommateurs éloignés ayant un besoin en énergie supérieur à celui des SHS (par ex. petites entreprises ou fermes). La plage de puissance globale est située entre 1 et 5 kW, la tension DC allant de 12 à 48 V. Batterie Consommateurs DC Contrôle de la charge 12 V En option Consommateurs AC 120/230 V 50/60Hz Onduleur Fig. 4 : Système solaire maison capable de générer une puissance AC. 3. Systèmes modulaires couplés du côté AC Un couplage de tous les consommateurs et de tous les générateurs du côté AC (voir fig. 6) permet désormais pour la première fois de réaliser des systèmes flexibles constitués de composants modulaires. En fonction de l'application et des sources d'énergie disponibles, il est possible d'intégrer différentes sources énergétiques, aussi bien renouvelables que conventionnelles. Un raccordement au réseau public est possible si les convertisseurs de puissance et les générateurs montés le permettent. Le système peut en outre être élargi en toute simplicité par ajout de composants ou de générateurs électriques pour répondre à des besoins en énergie croissants. Ces structures peuvent être utilisées pour l'alimentation de tous les consommateurs électriques, y compris dans les régions rurales des pays en voie de développement et des pays nouvellement industrialisés dans lesquels l'électricité, l'approvisionnement en eau et la purification de l'eau potable sont des besoins vitaux. L'ingénierie des systèmes modulaires avec couplage du côté AC a été développée pour la première fois par l'Institut national de l'énergie solaire (ISET e.V., Université de Kassel) et par l'entreprise SMA Technologie AG et présente un vaste potentiel dans tous les pays auxquels un réseau électrique public fait défaut dans les régions rurales. La plage de puissance de ces systèmes en îlotage, peut varier de 3 à 100 kW, monophasés ou triphasés. Comme il a été décrit plus haut, le système modulaire présente une série d'avantages au regard de la planification de l'installation et du montage (concept, installation, extensibilité et compatibilité) tout en réduisant les coûts spécifiques du système. 117 Know-How 4. Panneaux PV En option Eolienne Batterie (12, 24 ou 48 V) Générateur En plus des convertisseurs de puissance qui sont indispensables, la structure d'un tel système d'approvisionnement nécessite une unité de contrôle et de surveillance chargée de l'introduction d'un système de contrôle qui vérifie la disponibilité du réseau et des composants du système. Dans les plages de puissance petite et moyenne (3 à 30 kW), cette unité de contrôle est souvent intégrée dans le composant clé qu'est l'onduleur bidirectionnel à batteries. Le fonctionnement du système s'en trouve simplifié et les investissements réduits. La figure 8 représente un modèle de système hybride, réalisé selon le concept modulaire. On reconnaît le montage en parallèle, monophasé voire triphasé, de plusieurs onduleurs pour batteries constitutifs du réseau (Sunny Island). En option Générateur Cont.de la charge entrée Cont. de DC la charge onduleur bidirectionnel Consommateurs AC 120/230 V 50/60Hz sortie AC entrée AC Fig. 5 : Petits systèmes de puissance AC avec composants couplés du côté DC La figure 7 représente une stratégie d'électrification basée sur un système PV modulaire couplé du côté AC. Vous trouverez ci-après un résumé des étapes et des stratégies d'élargissement nécessaires : 1. Situation de départ (aucun approvisionnement électrique) Know-How 2. Petits systèmes PV avec batteries (couplage AC) Système hybride Éoliennes Batterie Panneaux PV Générateur Pile à combustible SM Gen. Energies renouvelables Réserve (d'énergie) Bus AC 230/400 V~ 3. Système PV avec batteries élargi (couplage AC) Gen. Gen. 4. Système hybride par intégration d'un groupe de combustion 5. Intégration d'autres systèmes PV décentralisés et par exemple d'une turbine éolienne (tous couplés du côté AC) Panneaux Panneaux PV PV Batterie Éoliennes Batterie en option en option Consommateur AC ASM 6. Raccordement d'un autre village et élargissement du réseau Réseau public (extension) Fig. 6 : Installation hybride extensible, à structure modulaire, avec composants couplés du côté AC 118 1 2 SWR 3000 Bertieb O peration Erdschul ss EarthF ault Sˆt rung Failure oto PPhho tovo voltaik3000 -Stringw ltaicst echselrich ringinve rter ter Betrieb O peration Erdschul Ea rthFausslt S ng Fˆtailurure otovolta PPhho tovoltaicik-Stringwe stringinvechselrichte rter r SWR SWR oto PPhho voltaik3000 tovo -Stringwe ltaicst ringinvechselrich rter ter B etrieb O peration E schlu arthFauss Erd lt S ng Ftˆailurure 3 4 SWR Photovo 3000 Photovoltltaik-String echselrich aic stringw inve rter ter SWR Betrieb O peration Erdschluss EarthFault Stˆrung Failure Photovo 3000 Photovoltltaik-String aic stringw inevechrtse erlrichet r SWR 3000 etrieb B O peration Erdschluss EarthFault Stˆ rung Fa ilure oto tovo voltaik3000 PPhho -Stringw ltaicst ringinve echselrich rter ter erie t B O perabtion Erdschlu EarthFass ult tˆ rung FSa ilure otovolta PPhho tovoltaicik-Stringwe stringinvechselrichte rter r PPhhotovolta 3000 otovoltaiikc-Stringwe i invechselrichte strng rter r PPhotovolta 3000 hotovoltaikic-Stringw stringinevechserlicht rter er 5 SWR 3000 Pho lta -Stringwe Photov tovo oltaik cstrin i ginv chselrich erter ter 3000 PPhho -Stringw oto tovo voltlta aikicst ringinevechselrich rter ter t B erie O perabtion Erdschul EarthFauss lt t rung FSˆa ilure 6 Betrieb O per atio n rdsch EEar thlauFssltu örung FSt ail ure Betrieb Opera tion Erdsch luss EarthFaul t Störung Failu re SWR 3000 Phoo Photov aki-Stri tovolltta ngwec icstring hselrich inve rter ter SWR 3000 Phoov t oltaik-S Photov tringwe oltaicstring chselr inve rterichter B ertieb O peration Erdschulss EarthFault St rung Fˆa ilure Betrieb O peraiton r Edsch EarthFulass ult trung FSˆa ilure SWR SWR 3000 PPhotovolta hotovo ik-Stringw ltai cstringinechs verteerlricther Betrieb Op eration Er lus Eadrtsch s hFau lt Stö g Failrun ure Betrieb Operatio n Erds lu ss EarthchFau lt Störung Failu re SWR 3000 Phootvolta Phot -String ovoltaik wechs icstri ngin verteerlrichter SWR 3000 ho voltaikPPho ttoovo ltaicsStrtring echselrichte ingw inver ter r Bertieb O peration Erdschulss EarthFault Strung Fˆa ilure SWR SWR SWR Be ieb Optrer ation Erdschluss EarthFau lt Stör ung Failu re Be O ptreieb ration Erdschluss Ea rthFault törun g FSa ilure SWR 3000 tovo aik-String PPhho oto vo lltta wech icstringinv ertseel rrichter Betrieb O peration sch luss EErd ar thFa ult törung FSa ilure Du point de vue économique, dans une plage de puissance du kW, les petits systèmes en îlotage / les systèmes off-grid (avec accumulateur électriques) sont nettement plus avantageux que les installations alimentées exclusivement par des générateurs diesel. Même les systèmes hybrides de taille importante (5 à 30 kW), dans lesquels un générateur diesel ne sert qu'à éviter une accumulation prolongée dans les batteries, peuvent être exploités à des coûts de revient inférieurs à ceux des stations alimentées exclusivement par des groupes électrogènes diesel. Ces coûts de revient sont dus au travail de maintenance important, à la piètre longévité et au mauvais rendement pour une utilisation à charge partielle des généra- teurs diesel. A titre de comparaison : dans des régions reculées, il n'est pas rare que le prix de revient d'1kWh soit situé entre 0,4 et 1,0 euro. 119 Know-How Fig. 7: Stratégie pour l’extension d’un système hybride couplé du côté AC 5. Ingénierie des systèmes PV - la nouvelle génération A l'avenir, dans les structures modernes décentralisées d'approvisionnement en énergie, différents générateurs d'énergie seront intégrés en fonctionnement parallèle à des réseaux de topologies différentes. Par l'intermédiaire de systèmes de communication, ils sont contrôlés et surveillés par un centre de commande du réseau et la coordination de leur fonctionnement est optimisée. La figure 9 représente l'évolution de systèmes électriques décentralisés contenant les composants suivants : • locaux (alimentant par ex. des charges individuelles par le biais d'un système autonome) • régionaux (alimentant par ex. institutions publiques, entreprises etc. par le biais de systèmes en îlotage) et • suprarégionaux (raccordement à des réseaux publics) une alimentation électrique durable, fournissent des solutions prometteuses pour les régions éloignées de tout réseau et les régions rurales. De plus, cette tendance vers des structures d'alimentation décentralisées (centrales électriques virtuelles) connaît également un essor important dans les pays industrialisées. La tendance va vers une réduction des prix d'acquisition d’autres composants électroniques tels que régulateurs de charge pour les petits systèmes PV, convertisseurs AC/AC et systèmes de contrôle et de surveillance de stations d'approvisionnement très isolées (voir fig. 3). En particulier, les installations PV modulaires couplées au réseau AC et les systèmes hybrides d'électrification décentralisée fournissent d'ores et déjà un approvisionnement électrique souvent plus économique que celui de structures d'alimentation basées exclusivement sur des générateurs conventionnels. Know-How Ces types de réseaux forment des structures d'alimentation pouvant être élargies progressivement en fonction des besoins en électricité. Une extension à grande échelle de l'électrification décentralisée appellerait automatiquement un raccordement des réseaux locaux pour former un réseau régional ou suprarégional. Dans ces structures décentralisées, la communication est un facteur décisif au regard de la sécurité et pour maintenir une surveillance et une télémaintenance économiques. En plus du couplage des différents composants du système, une nouvelle structure de communication pour le contrôle et la surveillance constitue un élément central de l'alimentation électrique décentralisée. Chaque structure doit être équipée de la technologie de communication adéquate indiquée sur la figure 9 par la ligne en pointillés. L'utilisation des technologies modernes de communication a ainsi également une influence sur la conception des composants d'alimentation et de l'ensemble des systèmes. Les structures d'alimentation décentralisées, tendance future pour obtenir Fig. 8 : Prototype d'un système hybride modulaire triphasé (PV/diesel/batteries) présenté au De-Mo-Tech-Zentrum de l'institut ISET e.V. de Kassel 120 Alimentation locale systèmes autonomes Alimentation régionale Réseau en îlotage Centrale électrique A B Transmission par satellite Centrale électrique Transmission de l'énergie et des signaux C Centre de commande Signal de commande Réseau d'interconnexion Fig. 9 : PV et autres sources énergétiques renouvelables, intégrées dans différentes structures d'alimentation en énergie et présentant des possibilités de communication et de surveillance à distance (lignes en pointillés): A) Système autonome B) Réseau en îlotage C) Réseau public Cet exposé se proposait de décrire les tendances actuelles des structures décentralisées d'approvisionnement en énergie constituées de composants modulaires. Nous avons en outre présenté le stade actuel de l'évolution de la technologie des onduleurs pour installations PV ainsi que leur caractéristiques respectives. Dans les divers domaines d'application et pour différentes configurations, les systèmes hybrides modulaires couplés au réseau AC se sont avérés être la solution la mieux adaptée pour la mise en place de structures d'approvisionnement en énergie extensibles et compatibles avec le réseau. Nous avons également évoqué la stratégie d'électrification et d'élargissement des systèmes hybrides décentralisés compatibles avec le réseau AC, en accordant une importance toute particulière à la technologie de communication assurant le contrôle, la surveillance et la télémaintenance. La forte croissance escomptée pour les pièces vendues dans les années à venir est prometteuse d'une réduction considérable du coût des composants des systèmes PV, due à des développements novateurs. [3] W. Kleinkauf, B. Bürger, G. Cramer et al.: “Stromversorgung mit erneuerbaren Energien - Dezentrale Strukturen und modulare Systemtechnik” - Forschungsverbund Sonnenenergie, 2000, Berlin, Germany, pp. 49-58. Bibliographies [4] W. Kleinkauf, G. Cramer, O. Haas, A4. Ibrahim, A4. Meinhardt: " Control and Communication for Decentralized Photovoltaic Hybrid Systems ". PV in Europe, From PV Technology to Energy Solutions, 7-11 Oct. 2002, Rome, Italy. [1] W. Kleinkauf, F. Raptis, O. Haas : " Electrification with Renewable Energies, Hybrid Plant Technology for Decentralized, Grid-Compatible Power Supply ", Excerpt from Themes 96/97 Solar Energy Association, Germany [2] G. Cramer : "Das Solarkraftwerk mit modularem Aufbau”, Elektronik, Heft 19/1999. WEKA Verlag, Poing 1999. ISBN 0013-5658. 121 Know-How Résumé La configuration idéale d'une installation PV Nous ne saurions vous présenter la configuration idéale d'une installation PV couplée au réseau que promet le titre car il s'agit là d'un idéal n'existant pas dans cette forme absolue. Cependant, certaines configurations permettent d'obtenir une augmentation du rendement énergétique ou une réduction de la durée d'amortissement. Nous vous proposons ci-après un inventaire des techniques de base, des tenants et des aboutissants devant être pris en compte pour une bonne configuration, rédigé dans le souci d'apporter au planificateur des directives et des règles indicatives visant à lui servir de base pour la planification d'une installation PV standard couplée au réseau. Pour chaque configuration, il est impératif de contrôler les conditions de service et les conditions environnementales du générateur PV et de l'onduleur pour s'assurer qu'elles correspondent aux conditions standard présupposées ici. En cas de divergence, les directives indiquées devront être modifiées en conséquence. STC: 1000 W/m², 25°C Tension en circuit ouvert Puissance MPP normée (PMPP/PMPP(25°C)) Know-How Auteur: Joachim Laschinski SMA Technologie AG Hannoversche Strasse 1-5 34266 Niestetal, Germany E-mail : [email protected] 1,0 +25°C +70°C 0,8 0,6 Points spécifiques 0,4 0,2 -10°C 0,0 0,0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 1,2 1,4 1,6 Tension MPP normée (VMPP/VMPP(25°C)) Fig. 1 : Points de travail d'un générateur PV au cours d'une année (Hanovre) et points recommandés pour la conception 122 Respecter les valeurs électriques limites de l'onduleur Outre la puissance (fonction de la somme des panneaux PV), la tension du générateur PV (dépendante du nombre de panneaux PV par string) doit elle aussi être adaptée à la plage de tension d'entrée de l'onduleur. Enfin, autant que faire se peut, le générateur PV doit toujours être exploité sur le point de travail de la puissance maximale (MPP), mais il doit être possible de le mettre à l'arrêt, c’est à dire au point mort, à tout moment. a) La tension d'entrée minimale de l'onduleur doit correspondre au maximum à UMPP (70 °C), la tension MPP pour 1000 W/m2 et à une température des cellules PV de +70 °C. Pour les Sunny Boys, la limite inférieure de la tension d'entrée est flexible. Pour pouvoir exploiter le MPP même en présence d'un ensoleillement très faible et de températures extrêmes des cellules, décalez cette valeur limite en fonction du niveau actuel de la tension du réseau. b) La tension d'entrée maximale de l'onduleur doit être supérieure ou égale à la tension à vide à 1000 W/m2 et à la température 2. de cellule minimale (valeur standard : -10 °C). Attention ! Une surtension, même si elle survient au niveau de l'onduleur au repos, est de nature à endommager ses composants voire de causer des dommages irréversibles sur l'appareil! Une telle situation doit donc à tout prix être évitée. c) La tension maximale du générateur, équivalant dans des conditions normales à la tension à vide à 1000 W/m2 et à une température de cellule de -10 °C, ne doit pas dépasser la tension maximale du système des panneaux utilisés. L'amélioration de la rentabilité ou du rendement: un choix à faire Pour une installation PV bien planifiée, la puissance de l'onduleur doit être adaptée à celle du générateur photovoltaïque raccordé. Pour ce faire, le rapport de puissance fait office de valeur de référence. Il définit l'interface des deux systèmes à partir du rapport entre la puissance d'entrée maximale de l'onduleur et la puissance de pointe du générateur PV. a) Si l'on vise un rendement maximal, la configuration doit avoir un rapport de puissance de 110 % environ. b) Si en revanche c'est une configuration à rentabilité optimisée que l'on recherche, on évite que l'onduleur soit surdimensionné. En effet, un rayonnement solaire élevé est rare en Europe centrale et il s'avère plus économique d'investir dans un onduleur de taille moindre plutôt que d'en tirer pleinement profit. Au demeurant, l'amélioration de la rentabilité ou la réduction de la durée d'amortissement dépendent aussi de l’ensoleillement, du rendement en fonctionnement à charge partielle de l'onduleur et du niveau des tarifs d'achat. En Allemagne, dans une installation PV bien orientée, la part de l'énergie PV utilisée doit être supérieure à 99,8 %, c'est-àdire que la puissance d'entrée des onduleurs doit correspondre à 90 % de la puissance PV de pointe. c) Si l'orientation du générateur PV diverge des valeurs idéales (par ex. sur une façade PV), il faut tenir compte de cette particularité en réduisant nettement le dimensionnement de l'onduleur. 123 Know-How 1. 3. Exploiter le meilleur rendement de l'onduleur Le rendement d'un onduleur n'est pas identique sur toute la plage de travail. Sur les Sunny Boys, le niveau de la tension d'entrée a une incidence décisive sur le rendement. La raison en est que la tension d'entrée doit nécessairement être adaptée à la tension de sortie de l'onduleur. En fonction de la commutation utilisée (transformateur à la fréquence du réseau, transformateur haute fréquence, éleveur de tension,...) le rendement de l'appareil baisse ou augmente avec la tension d'entrée. a) Pour obtenir un rendement élevé des onduleurs, les Sunny Boys équipés de transformateurs doivent être exploités avec une tension d'entrée minimale. b) Pour obtenir un rendement élevé des onduleurs, les Sunny Boys sans transformateur doivent être exploités avec une tension d'entrée correspondante • à l'amplitude de la tension du réseau (325 V env. pour 230 Veff) pour le SB2100TL • au double de l'amplitude de la tension du réseau (650 V env. pour 230 Veff) pour le Multi-String SB 4200TL et pour le Multi-String SB 5000TL. Know-How Rendement max. [%] 97 96 95 94 SB 3000 93 SB 2500 92 SWR 850 91 SWR 700 90 100 150 200 250 300 350 400 450 500 Tension d'entrée [V] Fig. 2 : Le rendement maximal en fonction de la tension d'entrée des Sunny Boys dotés d'un transformateur de réseau (SWR 700, SWR 850, SB 2500 et SB 3000). 124 550 600 Dans le souci de configurer l'installation avec le plus grand soin, la plupart des recommandations consistent à veiller à une bonne harmonisation de certaines caractéristiques des panneaux (p. ex. tension à vide à -10 °C) et des onduleurs (p. ex. tension d'entrée maximale). Certaines caractéristiques ne figurent néanmoins pas telles quelles dans les fiches techniques mais doivent être calculées à l'aide de formules. SMA a mis au point un outil pour faciliter la tâche du planificateur chargé de ce travail de routine : le dossier de travail Excel " GenAu.xls ". Ce fichier contient les données principales de tous les onduleurs SMA et celles des panneaux les plus répandus. Régulièrement mis à jour, il peut être téléchargé gratuitement sur le site SMA. Ce tableau est très simple à utiliser et fournit très rapidement des informations sur les états de service critiques de l'installation dont vous souhaitez vérifier la conception. Les règles indicatives ici décrites et les aides de travail sont autant d'outils sur lesquels le planificateur peut compter pour lui signaliser toute divergence par rapport à la configuration standard. Un avertissement de la sorte ne signifie pas nécessairement que la conception est entièrement erronée mais recommande un contrôle visant à élucider si cet état de service (par ex. tension du générateur trop faible) peut avoir des conséquences sur l'installation telle qu'elle se présente. C'est là tout l'art du planificateur d'installations : savoir évaluer l'incidence des paramètres principaux sur le rendement et sur les coûts d'investissement pour pouvoir offrir au client une installation taillée sur mesure. SB 4200TL Multi-String SB 2100TL 96 95 Know-How Rendement max. [%] 97 SB 5000TL Multi-String 94 93 92 91 90 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600 650 700 750 Tension d'entrée [V] Fig. 3 : Le rendement maximal en fonction de la tension d'entrée sur les Sunny Boys sans transformateur (SB 2100TL, SB 420011 Multi-String et SB 5000TL Multi-String). 125 Grid guard SMA L'interface réseau qui vous permet d'utiliser les Sunny Boys dans le monde entier Know-How Auteur: Joachim Laschinski SMA Technologie AG, Hannoversche Strasse 1-5, 34266 Niestetal, Germany E-mail: [email protected] Avec l’unité de déconnexion automatique qu'est le grid guard SMA, SMA a introduit un système de raccordement au réseau pour les onduleurs Sunny Boy qui permette aussi bien un fonctionnement sans problème en Allemagne que dans les réseaux d'in- terconnexion dans de nombreux autres pays du monde. Les exploitants d'installations en Allemagne profitent eux-aussi de cette interface du réseau, qui leur octroie les avantages de la nouvelle protection ENS, d'utilisation facile. Les réticences face à l'îlotage Les installations PV servant à l'alimentation décentralisée des réseaux d'interconnexion ont le vent en poupe au niveau planétaire. Au demeurant, on note de nettes différences en fonction des différents pays, en ce qui concerne aussi bien les tarifs d'achat que les conditions techniques d'alimentation. Ainsi, il n'existe à ce jour aucune norme ou directive technique appli126 cable à l'échelle mondiale définissant des conditions légales pour le couplage au réseau. Du moins existe-t-il concrètement des directives définissant des plages de tolérance pour la tension du réseau et la fréquence du réseau ainsi que des temps de réaction en cas de dépassement de ces plages de valeurs autorisées, et enfin des techniques de reconnaissance Toutes ces règles légales tendent vers un but commun : garantir la sécurité du personnel de maintenance lors d'interventions sur le réseau basse tension, l'exploitant doit être en mesure de déconnecter du réseau de façon fiable l'intégralité des générateurs (y compris les installations photovoltaïques couplées au réseau). L’unité de déconnexion nécessaire à cet effet peut par ex. prendre la forme d'un La nouvelle protection ENS Le débat avançant, les critères exigés pour les protections ENS ont été régulièrement complétés et améliorés. Ainsi, des mesures de protection des personnes firent leur apparition dans les règles légales aux côtés de la protection des générateurs solaires, établissant un niveau de sécurité élevé et harmonisé pour les installations PV, qu'elles soient dotées d'une séparation galvanique du réseau ou non. Par conséquent, une surveillance de l'interrupteur de protection contre les courants de court-circuit FI sensible à tous les courants fait bien évidemment partie intégrante de l'équipement de base d'un Sunny Boy sans transformateur et ne doit pas faire l'objet d'une installation supplémentaire. Toutes ces règles forment finalement la base de la norme E DIN VDE 0126, qui définit les critères exigés pour le montage et la fabrication d'une unité interrupteur à actionnement manuel accessible à tout moment. Si le nombre des générateurs croît, il devient nécessaire d'assigner automatiquement cette fonction à une unité de déconnexion automatique chargée de surveiller en permanence les paramètres fondamentaux du réseau et de déconnecter l'onduleur du réseau en cas de divergence par rapport aux valeurs spécifiées. En Allemagne, dans les années 90, avec le concours des corporations professionnelles et des entreprises d'approvisionnement en électricité, furent définies les conditions devant être remplies par une telle unité de déconnexion automatique. Celle-ci est constituée de deux protections ENS indépendantes montées en série (installation de surveillance du réseau avec l'organe de commutation multipolaire qui lui est rattaché). Un montage redondant ainsi qu'un test automatique précédant chaque raccordement au réseau garantissent un fonctionnement fiable qui dispense de tout contrôle manuel sur place. Des critères exigeants assurant une reconnaissance du réseau en îlotage en toute sécurité ont ainsi pu être conciliés avec un maniement simple et pratique. Depuis 1995, les Sunny Boys de SMA sont livrés équipés en série de cette unité de déconnexion automatique. Le tout premier Sunny Boy avait déjà exploité ces nouvelles possibilités et était équipé de cette unité de déconnexion automatique. de déconnexion automatique. La dernière version, datant d'avril 1999, s'est vue pour la première fois enrichie du fruit de l'expérience acquise qui amena à l'élaboration de critères de surveillance accordant plus d'importance à l'aspect pratique. Suite à cette période agitée qui connut des modifications constantes des conditions d'alimentation, la version actuelle de la norme est désormais stable et dans un proche avenir, d'autres modifications ne sont pas prévues. 150 ms / 40 ms. Les limites de surveillance ne doivent pas être modifiées. La mention " avec ENS " doit être apposée à la plaque signalétique de chaque appareil. En Allemagne, la " norme ENS " E DIN VDE 0126 fut un véritable tournant dans l'histoire du raccordement des générateurs décentralisés au réseau d'interconnexion, alliant sécurité à simplicité. La valeur absolue de l'impédance du réseau n'est plus une donnée pertinente. La déconnexion de l'onduleur est déclenchée par un saut de l'impédance d'au moins 0,5 ohm. Cette nouvelle règle présente l'avantage que l'onduleur ne se déconnecte pas mais maintient l'alimentation, même lorsque les conditions d'impédance ne sont pas idéales (par exemple en bout de ligne). La composante continue dans le courant d'alimentation ne doit pas dépasser 1 A. Avec les onduleurs sans séparation galvanique, si un courant de fuite de 60 mA / 150 mA est détecté, une séparation du réseau doit être effectuée dans un délai de Know-How des réseaux en îlotage. L'onduleur faisant office d'interface avec le réseau, il en découle que le type devant être retenu doit correspondre aux conditions d'alimentation en vigueur au niveau local. Il n'est donc pas possible de recourir à des composants standardisés. 127 Quelles sont les nouveautés du grid guard SMA ? En dépit du rôle précurseur de l'Allemagne, les différences dans les conditions d'alimentation spécifiques à chaque pays vont aller dans un avenir proche, en s'accentuant, d’une façon plus ou moins importante. C'est pour cette raison que SMA a mis au point une surveillance du réseau qu'il est possible de configurer aux conditions spécifiques d'un pays donné (UE, Amérique du Nord, Australie) au moyen de paramètres. L’unité de déconnexion automatique de type grid guard SMA est en outre constitué de modules ayant pour fonction de surveiller les paramètres de réseau et de déconnecter l'onduleur du réseau. Il est ainsi possible d'alimenter n'importe quel réseau d'interconnexion du monde avec un seul et même onduleur. Le grid guard SMA remplit les con- Organe de commutation n°2 Organe de commutation n°1 DC ditions exigées par la version actuelle de la norme E DIN VDE 0126 (version du 04/99) d'une protection ENS. Les deux schémas fonctionnels pour onduleurs avec et sans transformateur que vous trouverez ci-après présentent et mettent en évidence les modifications apportées à la norme actuelle, non présentes dans la version précédente. AC 50 Hz V Surveillance du réseau 1 Netzüberwachung Ordinateur de regulation 1 (SRR) du courant(SRR) Commutation relais K2 PE Surveillance du réseau 2 Netzüberwachung 1 Ordinateur de commande Stromregelungsrechner (SRR) (BFR) ...avec ENS. ENS 1 ENS 2 Know-How Fig. 1 : Grid guard SMA dans un Sunny Boy avec transformateur Organe de commutation n°2 Organe de commutation n°2 DC AC relais K1 V relais K2 30 mA 60 mA 150 mA RISO I Surveillancedu réseau 1 Ordinateur de régulation du courant(SSR) Commutation N Surveillancedu réseau 2 Netzüberwachung 1 Ordinateurde commande Stromregelungsrechner (SRR) (BFR) ...avec ENS. ENS 1 ENS 2 Fig. 2 : Grid guard SMA dans un Sunny Boy sans transformateur 128 PE Le Grid guard SMA dans la pratique Les onduleurs avec grid guard SMA présentent les nouveautés suivantes: • On reconnaît les appareils équipés d'un grid guard SMA à la mention " avec ENS VDE 0126 (04.99) " apposée à la plaque signalétique. • Maintenant que la limitation de l'impédance du réseau a été supprimée, un fonctionnement sans problème sera possible dans presque toutes les conditions du réseau. Une adaptation des valeurs limites de l'impédance est désormais superflue. • Il est interdit d'apposer la mention " avec ENS " à la plaque signalétique des appareils sur lesquels le grid guard SMA n'a pas été activé (par ex. sur les grandes installations ou sur les appareils destinés à l'exportation). L'activation de l'interface du réseau conformément aux conditions en vigueur dans les autres pays s'effectue par logiciel, par le biais de l’interface de données de l'onduleur. • Les installateurs autorisés peuvent modifier ou désactiver la surveillance du système, opérations protégées par un code d'accès personnel. Avant de se voir attribué le code d'accès, l'installateur doit s'engager à ne procéder à des modifications qu'en accord avec le responsable de l'exploitation du réseau et à indiquer ces modifications sur l'appareil. Pour être préparé à toutes les situations lors de l'installation, nous recommandons de vous y prendre à temps pour vous procurer un code d'accès personnel. Il suffit de remplir un bref formulaire de demande et de le renvoyer à SMA. Vous recevrez alors votre code d'accès personnel dans les plus brefs délais. Know-How Si vous avez d'autres questions, veuillez vous adresser à notre service d'assistance par téléphone. Fig. 3 : On reconnaît les appareils équipés d'un grid guard SMA à la plaque signalétique 129 Installations PV avec couplage direct au réseau Know-How Auteur : Joachim Laschinski SMA Technologie AG, Hannoversche Strasse 1–5, 34266 Niestetal, Germany E-mail: [email protected] 130 Les installations photovoltaïques (installations PV) d'alimentation du réseau connaissent actuellement un boom. La production annuelle pour 2004 de certains producteurs de panneaux solaires est ainsi épuisée et ces cerniers se trouvent en rupture de stock, en dépit d'une augmentation prévue de la production. Cet énorme augmentation de la demande a été déclenchée par la mise à jour des tarifs de rachat de l’éléctricité PV tels qu'ils sont définis dans la loi révisée, laquelle prévoit une priorité des énergies renouvelables sur les autres sources d'énergie (Loi allemande sur les énergies renouvelables EEG) [1]. Un fonctionnement rentable économiquement des installations PV est désormais possible avec une installation PV conçue intelligemment. Le devant de la scène est ainsi en particulier oc- cupé par le couplage direct des installations PV avec des onduleurs sans transformateur. En effet, ces derniers sont peu onéreux et offrent un rendement et un rapport énergétique inégalés. Et pourtant, cette technique achoppe toujours sur un certain scepticisme [2]. Ce sont ces réticences que nous voulons ici analyser pour montrer qu'elles n'ont pas de fondement. A cet effet, nous allons décrire la technique des onduleurs sans transformateur, fournir des informations sur le montage des installations PV avec couplage direct au réseau et enfin aborder des questions fréquemment posées et leur apporter des éléments de réponse. Concept technique des onduleurs PV Le concept de base des onduleurs est aisément compréhensible et il est indépendant de la technologie utilisée. La fonction principale de cet appareil est de créer une tension alternative (raccordement au réseau) à partir d'une tension continue (générateur PV). A cet effet, il doit être possible que la tension de sortie présente à certains instants une polarité inverse de celle de la tension d'entrée. C'est pourquoi la pièce centrale d'un onduleur est fréquemment constituée d'un pont à semiconducteurs (a) permettant de relier chacun des deux pôles d'entrée à chacun des deux pôles de sortie par le biais d'un interrupteur électronique (transistor). Néanmoins, il faut toujours veiller à ce que pas plus de deux interrupteurs situés à la diagonale l'un de l'autre ne soient fermés simultanément. Ce pont, qui commute selon la cadence de la fréquence du réseau, permettrait déjà d'alimenter le réseau en courant alternatif. Cependant, il s'agirait d'un courant rectangulaire dont l'intensité ne serait pas influençable. Pour pouvoir réguler le courant et ainsi fournir un courant sinusoïdal, on monte à la sortie une self avec un noyau de fer faisant office d'accumulateur de courant et on monte les ponts en discontinu. Sont ainsi formés des petits " paquets de courant " permettant un dosage constant du courant. La fréquence de la cadence du pont se situe autour des 20 kHz, si bien qu'il est possible de former un courant de 50 Hz avec une grande précision (b). Un composant important manque encore à l'appel, surtout pour les onduleurs photovoltaïques : le condensateur d'entrée (c). Il a la fonction d'un accumulateur d'énergie et assure un écoulement continu et homogène du courant du générateur vers le réseau en courant pulsé avec une puissance à la fréquence du réseau. Le générateur PV ne peut être réglé sur un point de travail stable qu'avec un condensateur d'entrée de taille suffisante. + a) L Know-How 1. N Pont + L - N b) Pont + L c) N Pont Fig. 1 : Le montage de base d'un onduleur photovoltaïque 131 Le schéma fonctionnel qui en résulte montre un onduleur en bon ordre de marche au niveau technique et pouvant être utilisé tel quel pour l'alimentation directe du réseau. Dans la pratique, l’utilisation de ce système est cependant limitée par les restrictions de la plage de tension d'entrée. Pour pouvoir alimenter le réseau, la tension d'entrée doit toujours dépasser la tension de crête de la tension du réseau. Pour une valeur effective de la 1. Eleveur de tension électronique servant à élever la tension d'entrée, + L - N Eleveur de tension 2. Transformateur haute fréquence avec redresseur servant à relever la tension d'entrée ou encore Pont + L - N Pont Know-How 3. Transformateur 50 Hz servant à réduire la tension du réseau. tension du réseau de 250 V, une source présentant une tension minimale de 354 V est ainsi nécessaire pour fournir un courant sinusoïdal. A la différence du montage de base standard, il existe un grand nombre de variantes pour l'adaptation ou l'extension de la plage de tension d'entrée. C'est ici que se distinguent les unes des autres les différentes topologies d'onduleurs les plus fréquemment utilisées. Les topologies abordées ne Redresseur Pont + L - N Pont Fig. 2 : Aperçu des topologies d'onduleurs les plus répandues se différencient pas seulement par la présence ou l'absence d'une séparation galvanique mais également par le rendement qu'elles peuvent atteindre et la dépendance de ce dernier à la tension. C'est pourquoi il n'existe pas de 132 formule universelle pour une conception énergétique optimale d'une installation PV. La conception doit tenir compte des propriétés individuelles de l'onduleur utilisé [3]. Fig. 3 : Sunny Boy 2100TL avec affichage Fig. 4: Sunny Boy 3000 sans affichage Rendement en fonction de la puissance produite 100 99 98 97 96 Rendement % 95 94 93 92 91 90 89 88 SB 2100TL SB 3000 87 86 85 0 10 20 30 40 50 60 Puissance produite normée pac/pac nom. 70 80 90 100 110 % Fig. 5 : Des frères jumeaux en apparence mais très différents au niveau du comportement : les Sunny Boys avec ou sans transformateur Installations PV sans séparation galvanique Les transformateurs convertissent l'énergie électrique en énergie magnétique et celle-ci en énergie électrique. Une séparation galvanique est ainsi obtenue entre l'entrée et la sortie et se fait au prix de pertes de conversion minimales de 1...2 %. Les onduleurs sans transformateur peuvent ainsi être exploités avec un rendement supérieur à celui des appareils dotés d'un transformateur. De plus, les coûts des matériaux et un poids faible sont des avantages importants de cette technique. Les onduleurs sans transformateur sont donc plus petits, plus légers et moins onéreux et par là même plus intéressants que les appareils dotés d'un transformateur. Bien qu'une séparation galvanique ne soit nécessaire ni au fonctionnement, ni à la sécurité d'une installation PV, il convient de tenir compte d'un certain nombre de détails lors de la planification d'installations directement couplées. Nous allons aborder ci-après plus en détail certains de ces aspects. 133 Know-How 2. 2.1 Courants de fuite liés au fonctionnement Lors du modelage à haute fréquence (20 kHz), décrit précédemment, du courant d'alimentation, se forment des tensions de commutation haute fréquence correspondant à la valeur crête de la tension du réseau. Ces tensions doivent être considérées comme des perturbations de l'onduleur qu'un filtre empêche de parvenir jusqu’à l'extérieur. Or, pour des raisons conceptuelles, l'interférence de la tension du ré- seau de 50 Hz avec le potentiel du générateur est inévitable. Et si les cellules solaires ou leur raccordement ont une tension alternative par rapport à leur environnement, un courant va circuler, allant de la capacité parasitaire au potentiel terre (environnement) du générateur PV : c'est le courant de décharge. Onduleur sans transformateur AC R.M.S. V V 0 S2 conduit S1 bloqué V V V V L t S1conduit S2 bloqué S2 S1 V N V PE S4 S3 Courant de fuite Fig. 6 : Tension vers la terre au niveau du générateur PV en fonctionnement pour le Sunny Boy 2100TL Onduleur sans transformateur AC R.M.S. V La valeur est dépendante de la puissance produite 0 Know-How S1 L V V S1 conduit S3 bloqué S1 bloqué S3 conduit V N t V S3 V PE Courant de fuite Fig. 7 : Tension vers la terre au niveau du générateur PV en fonctionnement pour le Sunny Boy 5000TL Multi-String A titre d'exemple, penchons-nous sur les deux onduleurs Sunny Boy 2100TL et Sunny Boy 5000TL Multi-String. Le fonctionnement de l'onduleur entraîne une évolution temporelle du potentiel du système électronique, et ainsi du générateur PV vers la terre, très différent pour les deux types d'onduleur. Le Sunny Boy 2100TL fonctionne avec un 134 pont H et présente une interférence du potentiel PV correspondant exactement à la moitié de la tension du réseau. L'onduleur Multi-String Sunny Boy 5000TL Multi-String en revanche fonctionne avec un demi pont capacitif dont le centre est directement relié au conducteur de la terre. Le potentiel qui en résulte vers la terre, représentant un faible pourcentage de la tension réseau, n'a qu'une infime part de 50 Hz, comparable à des traces de tension que même les topologies à transformateur entraînent à la terre [4]. Outre la hauteur de l'interférence de la tension du réseau, la hauteur du courant de décharge dépend de la capacité parasitaire du générateur PV, à savoir de la surface et de la distance des cellules par rapport au cadre du panneau. Le courant de décharge dépend donc du système de montage de l'onduleur et des panneaux PV. L'augmentation du courant de décharge est proportionnelle à la surface et inver- sement proportionnelle à la distance séparant la cellule du panneau. Les panneaux sans cadre présentant des cellules logées dans le verre ont un courant de décharge extrêmement faible tandis que les cellules amorphes montées sur une feuille en acier spécial génèrent un courant de décharge très élevé. De plus, des conditions extérieures exercent une influence sur le courant de décharge, si bien que des oscillations temporelles ne sont pas exclues. Le courant de décharge augmente par exemple lorsque le générateur est humide, suite à des précipitations ou à l'infiltration de liquide de nettoyage, et que le film d'humidité de cette substance conductrice se trouve à une petite distance de la cellule solaire. En résumé, on peut dire que le courant de décharge lié au fonctionnement, c'est-à-dire normal, d'un générateur PV dépend d'un grand nombre de conditions de service et ne peut pas être donné en tant que valeur fixe. Les valeurs typiques du courant de décharge d'un générateur utilisé sur un onduleur avec pont H (par ex. sur le Sunny Boy SB 2100TL) sont par ex. comprises dans une plage vaste allant de 1...30 mA/kWc. 2.2 Courants de fuite dans le générateur solaire Comme il a été décrit au paragraphe précédent, la tension PV résultant du fonctionnement d'un onduleur sans transformateur subit elle aussi les interférences d'une tension alternative synchrone au réseau. Au contact du panneau solaire, il se peut donc aussi qu'un courant de déplacement cir- cule vers la terre en tant que courant de fuite. Sur les panneaux protégés par isolation, ce courant est à peine perceptible. L'intensité du courant qui s'instaure augmente toutefois proportionnellement à la diminution de la distance à la cellule solaire (ici l'épaisseur de la vitre transparente en verre ou en plastique) et à la taille de la surface de contact. A titre d'exemple, un liquide de nettoyage, du reste conducteur électrique, appliqué sur les panneaux, agrandirait la surface électrique active et occasionnerait un courant de fuite perceptible. Un courant dangeureux pour la santé est toujours exclu mais l'effet du courant de fuite peut surprendre quand on ne s'y attend pas. Pour écarter tout risque d'accident pouvant éventuellement en découler (p. ex. chute d'une échelle), lors du couplage direct au réseau d'installations PV, il est nécessaire d’observer les précautions suivantes : 1. raccordez à la terre le châssis du générateur et les autres surfaces conductrices [6] et 2. éteignez l'onduleur pendant les travaux de maintenance ou de nettoyage intervenant sur le générateur PV. Ces mesures de sécurité assurent une protection des personnes tout à fait suffisante. De plus, les onduleurs modernes sans transformateur offrent une protection des personnes supplémentaire encore plus performante que les standards de sécurité des générateurs PV à séparation galvanique. Les proportions continu/alternatif du courant de décharge du générateur sont sous contrôle permanent et l'installation est automatiquement séparée du réseau en cas de mesure d’un courant de fuite (30 mA max.). Au demeurant, la détection d'un courant de fuite dans le courant de décharge d'une installation 135 Know-How Le générateur PV d'une installation directement couplée au réseau doit être constitué exclusivement de panneaux PV isolés [5]. Elle garantit que les cellules soient isolées, doublement ou de façon renforcée, du cadre et de la surface du panneau, en fonction de la tension maximale du système. Entrer en contact avec un tel panneau, même en service, ne présente donc aucun danger. Etant donné que les panneaux les plus vendus sont de la classe de protection II, cette condition ne réduit guère la palette de choix pour les panneaux. PV est une entreprise bien plus complexe que la simple surveillance de la hauteur du courant de décharge telle que l'effectue un RCD. Enfin, le courant de décharge lié au fonctionnement varie aussi en fonction des conditions environnantes de sorte que la valeur que l'on serait actuellement en droit d'attendre n'est pas connue avant la mise sous tension du réseau. Avant toute mise sous tension de l'onduleur, contrôler donc tout d'abord la résistance à l'iso- lation du générateur PV. Ne procéder à la mise sous tension que si cette résistance dépasse une valeur minimale (>1 Mohm) et qu'il est donc exclu qu'un courant de fuite ne circule à ce momentlà. Attendu qu'un courant de décharge est de plus sujet à des modifications subites, lorsque les conditions environnantes changent, par ex. s'il se met à pleuvoir, on reconnaît un courant de fuite non seulement à une augmentation du courant de décharge mais de plus à la rapidité de la modification du courant. Le fonctionnement de cette surveillance du courant de fuite sensible à tous courants doit être présent de façon redondante et être capable d'identifier automatiquement un dysfonctionnement. La protection supplémentaire des personnes ainsi assurée est largement supérieure à celle que fournit un RCD habituel, rarement soumis, voire jamais, à un test de fonctionnement manuel après la mise en service. 2.3 Alimentation du réseau en courant continu Know-How On associe souvent couplage direct au réseau à l'alimentation du réseau en courant continu. Une proportion de courant continu dans le courant du réseau génèrerait une proportion de tension continue dans la tension du réseau préjudiciable au fonctionnement des installations (transformateur du réseau local) mais aussi capable d'influencer les caractéristiques d'un RCD. De même, les transformateurs des consommateurs risqueraient d'être exploités dans une plage pour laquelle ils ne sont pas conçus (saturation du noyau). Bien que l'endommagement d'appareils tiers soit peu probable, le seul déclenchement d'un fusible est une bonne raison pour éviter, d'une façon générale, une proportion de courant continu dans un réseau de courant alternatif. C'est pourquoi une conception qui évite la composante continue (alimentation par transformateur 50 Hz ou par condensateur) ou une surveillance de la proportion continue dans le courant d'alimentation est nécessaire dans tout onduleur couplé au réseau. Il convient toutefois d´écarter une erreur : la capacité d'un onduleur à fournir du courant continu ne dépend pas uniquement de la présence ou de l'absence d'un transformateur ! En plus du condensateur, le transformateur n'est qu'un composant remplissant la 136 fonction de transmission de puissance avec séparation galvanique. Ce qui est décisif pour la possibilité de fournir un courant continu est bien plus la position de ces composants dans la commutation : s'ils font partie du pont de l'onduleur ou s'ils sont disposés du côté du réseau, seul un courant continu pourra être fourni (Sunny Boy 5000TL Multi-String; tous les Sunny Boys avec transformateur). En revanche, les onduleurs qui sont connectés directement au réseau avec un transformateur haute fréquence et un pont d'onduleur sont aussi capables d'alimenter le réseau en courant continu en dépit du transformateur ! Même en cas de défaillance du pont de l'onduleur, une alimentation durable du réseau en courant continu est exclue. En cas d'une telle défaillance, le montage en série de deux relais de réseau bipolaires tel qu'on le rencontre dans tous les Sunny Boys sans transformateur déconnecte l'onduleur du réseau en toute sécurité. En cas de défaillance du relais de réseau, un courtcircuit dans le pont de l'onduleur entraînerait aussi un court-circuit du réseau si bien que la protection (disjoncteur de ligne) assurerait la déconnexion du réseau. Résumé Les installations PV directement couplées au réseau conviennent parfaitement pour atteindre un rendement énergétique élevé. Elles n’ont rien à envier aux installations à séparation galvanique en ce qui concerne la sécurité technique. Bien au contraire, la surveillance multiple du courant de fuite sensible à tous les courants avec test automatique intégré assure une protection des personnes extrêmement moderne bien en avance sur la domotique actuelle. Lors de la planification, il convient de tenir compte des aspects suivants : 4. • Utilisation de panneaux PV et de câbles protégés par isolation (classe de protection II). • Raccordement à la terre du châssis du générateur ou du cadre de panneau. • Utilisation d'onduleurs sans transformateur avec surveillance intégrée du courant de fuite sensible à tous les courants. • Couplage au réseau par le biais de condensateurs ou surveillance de la proportion du courant continu dans le courant d'alimentation. • Mise à l'arrêt de l'onduleur pendant les travaux de maintenance effectués sur l'installation PV. • Si vous souhaitez équiper la ligne d'alimentation d'une surveillance du courant de fuite, tenez compte du courant de décharge lié au fonctionnement du générateur PV (par ex. seuil de déclenchement de 100 mA ou supérieur). Etant donné que l'amortissement d'une installation PV dépend principalement de l'énergie qu'elle fournit, le rendement aura plutôt tendance à gagner encore en importance dans l'avenir. Forts de leurs avantages conceptuels, les onduleurs sans transformateur sont en bonne posture pour augmenter leurs parts de marché. Références [1] Vous trouverez des informations relatives à la Loi allemande sur les énergies renouvelables sur le site www.solarserver.de [2] Andreas Wagner : " Berührungsängste - Sicherheitsaspekte bei Photovoltaik-Wechselrichtern im Netzbetrieb" ; Sonnenenergie 3/2002; p. 24-25. [3] Joachim Laschinski : " Die optimale Auslegung einer netzgekoppelten PVAnlage - Teil 9 "; Sunny Boy Info; SMA Technologie AG, Niestetal; Nr. 24, novembre 2003; p. 3. [4] Christian Bendel, Peter Funtan, Jörg Kirchhof, David Nestle : " Wechselrichterwechselwirkungen - Testergebnisse aus dem Forschungsprojekt SIDENA "; 19e Symposium sur la PV, Bad Staffelstein; 2004; p. 223-229. [5] Wolfgang Pohl : "Errichten von PV-Anlagen - Fehlerstromschutzeinrichtung (RCD), Differenz-, Ableit- und Berührungsströme"; 19e Symposium sur la PV, Bad Staffelstein; 2004; p. 206-211. [6] Joachim Laschinski : " Der trafolose Sunny Boy 1500 "; Sunny Boy Info; SMA Technologie AG, Niestetal;Nr. 7, février 1999; p. 3. Know-How 3. Vous trouverez de plus amples informations sur les thèmes abordés sur le site www.SMA.de! 137
