Conversion photovoltaïque€: de la cellule aux systèmes

DOSSIER
Techniques de l’Ingénieur
l’expertise technique et scientifique de référence
d3936
Conversion photovoltaïque : de la cellule
aux systèmes
Date de publication : 10/05/2008
Par :
Stéphan ASTIER
Professeur à l'Institut national polytechnique de Toulouse, École nationale d'électrotechnique, électronique,
informatique, hydraulique, télécommunications de Toulouse,, Chercheur dans le Groupe Énergie Électrique &
Systémique du LAPLACE (Laboratoire plasmas et conversion de l'énergie)
Ce dossier fait partie de la base documentaire
Systèmes électriques pour énergies renouvelables
dans le thème Convertisseurs et machines électriques
et dans l’univers Énergies
Document délivré le 24/02/2013
Pour le compte
7200092269 - cerist // 193.194.76.5
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Conversion photovoltaïque :
de la cellule aux systèmes
par
Stéphan ASTIER
Professeur à l’Institut national polytechnique de Toulouse, École nationale d’électrotechnique, électronique, informatique, hydraulique, télécommunications de Toulouse,
Chercheur dans le Groupe Énergie Électrique & Systémique du LAPLACE (Laboratoire
plasmas et conversion de l’énergie)
1.
1.1
1.2
1.3
1.4
De la cellule au générateur photovoltaïque : modularité .............
Associations de cellules photovoltaïques..................................................
Fonctionnement optimal d’un panneau photovoltaïque ..........................
Ingénierie du générateur photovoltaïque : MPPT et modularité .............
Modèles, simulateurs, émulateurs .............................................................
2.
2.1
2.2
2.3
2.4
2.5
2.6
Systèmes photovoltaïques ....................................................................
Problématique des systèmes exploitant l’électricité photovoltaïque......
Systèmes photovoltaïques intégrés à l’habitat raccordés au réseau ......
Systèmes autonomes non raccordés au réseau .......................................
Systèmes de pompage de l’eau au fil du soleil.........................................
Véhicules solaires autonomes : Sunracers................................................
Production d’hydrogène par électrolyse solaire .......................................
–
–
–
–
–
–
–
8
8
10
11
13
15
18
3.
Conclusion : quel avenir pour l’électricité solaire ? ......................
–
20
Pour en savoir plus ...........................................................................................
D 3 936 –
–
–
–
–
2
2
4
6
7
Doc. D 3 936
’électricité photovoltaïque implique les contextes géophysique et énergétique, les propriétés physiques du rayonnement solaire, les propriétés
technologiques des dispositifs de conversion photovoltaïque et finalement
celles des systèmes et des applications qui exploitent efficacement cette énergie. Les éléments principaux de cette problématique globale font l’objet de
deux dossiers complémentaires [D 3 935] et [D 3 936].
Le premier dossier [D 3 935] traite des contextes géophysique et énergétique et
de la conversion photovoltaïque proprement dite, depuis les principes physiques
jusqu’au matériaux et aux technologies utilisés dans les cellules photovoltaïques.
En particulier, les propriétés principales des cellules photovoltaïques à jonction
PN y sont introduites, décrites et modélisées au plan électrique.
Dans la continuité, ce dossier [D 3 936] traite de l’exploitation de la conversion photovoltaïque, depuis la mise en œuvre pratique des cellules
photovoltaïques pour constituer des générateurs électriques de puissance
jusqu’aux systèmes photovoltaïques qui exploitent cette énergie. Après une
analyse de la problématique de ces systèmes en termes d’architecture et de
gestion de l’énergie, plusieurs exemples sont décrits afin d’illustrer la variété
des applications et des fonctionnements.
Le lecteur trouvera par ailleurs des développements différemment ciblés sur
le photovoltaïque dans la collection des Éditions techniques de l’Ingénieur,
auxquels ce dossier se réfère lorsque nécessaire, particulièrement :
– « Consommation d’énergie et ressources énergétiques » [D 3 900] ;
– « Modules photovoltaïques. Filières technologiques » [D 3 940] ;
– « Les cellules photovoltaïques organiques » [RE 25] ;
– « Graphes de liens causaux pour systèmes à énergie renouvelable »
[D 3 970] et [D 3 971].
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D 3 936
5 - 2008
L
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D 3 936 – 1
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CONVERSION PHOTOVOLTAÏQUE : DE LA CELLULE AUX SYSTÈMES ___________________________________________________________________________
1. De la cellule au générateur
photovoltaïque :
modularité
Courant
Caractéristique
d'une cellule
Caractéristique
résultante
Iscc = Icc
Le rendement typique des cellules au silicium monocristallin est
aujourd’hui de 17 %. La surface unitaire typique des cellules
commerciales est de 10 × 10 cm2. Cette cellule délivre donc une
puissance crête de 1,7 W, soit typiquement un courant de 2,6 A
sous 0,6 V : il s’agit donc d’un générateur élémentaire à très basse
tension et de très faible puissance au regard des besoins de la plupart des applications domestiques ou industrielles. Les générateurs
photovoltaïques PV sont par conséquent réalisés par association
d’un grand nombre de cellules élémentaires en exploitant judicieusement leurs propriétés de modularité. Les cellules sont ainsi souvent commercialisées sous la forme de modules photovoltaïques
associant, généralement en série pour élever la tension, un certain
nombre de cellules élémentaires de technologie et de caractéristiques identiques. Suivant les besoins de l’utilisation, ces modules
sont ensuite associés en réseau série-parallèle de façon à obtenir la
tension et le courant désirés. Cette association doit être réalisée en
respectant des critères précis en raison des déséquilibres apparaissant dans un réseau de photopiles en fonctionnement.
I
Vsco = ns Vco
Ip
1/R1
CF
A
Contrainte
thermique
1/R3
VCF
VoF
On obtient ainsi pour la caractéristique globale :
Iscc = Icc et Vsco = nsVco
Cellule CF
Iphf
+
CF V
CF
–
–
Vof + VoF
Vp
Vp
Vof
Cellule CF
Iphf
Ip
Cf V
Cf
Iphf – Iphf
+
La figure 1 montre la caractéristique résultante (Ip, Vp) obtenue
dans des conditions idéales en associant en série ns cellules de
caractéristiques identiques, toutes à la même température sous un
éclairement uniforme. Cette caractéristique résultante est obtenue
en appliquant simplement, à la caractéristique cellulaire élémentaire commune, une affinité de rapport ns sur les tensions.
1/R2
B
Cf
VB
Dans un groupement de cellules connectées en série les cellules
sont traversées par le même courant et la caractéristique résultante du groupement série est obtenue par addition des tensions à
courant donné.
Tension
Figure 1 – Caractéristique électrique résultante d’une association
en série de ns cellules photovoltaïques identiques
VCf
1.1.1 Mise en série de cellules photovoltaïques,
modules photovoltaïques
Iphf
R
Figure 2 – Caractéristique résultante du groupement associant
deux cellules photovoltaïques aux caractéristiques différentes
et illustration du phénomène de limitation du courant commun
par la cellule faible
Vsco, Iscc, respectivement tension de circuit ouvert et
courant de court-circuit du groupement série.
série (par exemple soumise à un ombrage) peut être soumise à la
tension cumulée des (ns − 1) autres cellules appliquée en inverse.
De ce fait, elle fonctionne en récepteur en dissipant une puissance
importante qui peut la détruire si la contrainte thermique est trop
forte ou si la tension d’avalanche est dépassée.
En revanche en cas de déséquilibre, tel n’est plus le cas. Si nous
considérons maintenant deux cellules CF et Cf (F = Forte, f = faible)
connectées en série mais présentant des caractéristiques différentes, par exemple en raison d’éclairements différents (ombrage sur
Cf par exemple), la caractéristique résultante de ce groupement,
construite en sommant les tensions à courant donné est donnée
sur la figure 2. Les deux cellules étant parcourues par le même
courant, la cellule la plus faible Cf peut fonctionner en récepteur
par application d’une tension négative pour certaines valeurs du
courant proches du court-circuit, ce qui arrive lorsque le groupement alimente une charge de faible résistance. Le cas le plus défavorable apparaît lorsque le groupement est mis en court-circuit.
De plus, la valeur du courant commun du groupement série est
alors limitée par celle du courant de court-circuit de la cellule
« faible ». Avec le modèle de la cellule idéale, la figure 2 montre
simplement en quoi cela résulte directement de la nature « source
de courant » des cellules photovoltaïques, le courant Iphf plus faible que IphF étant celui que voit la charge utile R. Dans un groupement série, le courant est donc « nivelé par le bas » à la valeur
imposée par la cellule au moins bon rendement effectif. Le masquage d’une seule cellule peut donc effondrer totalement la production de tout le groupement série : c’est une expérience facile à
réaliser et spectaculaire, sans risque pour les cellules, à condition
de respecter les critères de câblage donnés ci-après !
avec
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Vco
0
1.1 Associations de cellules
photovoltaïques
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ns V
V
Vco, Icc,
respectivement tension de circuit ouvert et
courant de court-circuit de chaque cellule,
Dans ce cas :
VCf + VCF = 0 donc VCf = − VCF
La cellule Cf est donc fortement polarisée en inverse.
Alors, avec ns cellules connectées en série, dans certaines conditions combinant un éclairement non uniforme et un fonctionnement proche du court-circuit, une cellule « faible » du groupement
D 3 936 – 2
En effet, pour remédier à ce problème, il faut disposer une diode
Dp connectée en parallèle, appelée « diode bypass », aux bornes
d’un groupement élémentaire de 30 à 40 cellules au silicium au
maximum. La figure 3 illustre ce principe : l’amorçage spontané de
cette diode parallèle Dp, dès apparition d’une tension en inverse
aux bornes du groupement, limite cette dernière à la valeur Vd de
la tension directe de conduction de la diode choisie. Le module
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____________________________________________________________________________ CONVERSION PHOTOVOLTAÏQUE : DE LA CELLULE AUX SYSTÈMES
Courant
Ip
1/R1
Icc
Cf
Caractéristique
résultante
Ipcc = npIcc
CF
MFopt
MF
Mfopt
1/R2
Mf
M Fopt + fopt
V0
– 0,8 V + 0,8 V
np I
Caractéristique
d'une cellule
Vp
Icc
I
+
Vp
DpF
CF v
CF
–
Ip
R
0
V
Ipco = Vco
Tension
Figure 4 – Caractéristique électrique résultante d’une association
en parallèle de np cellules photovoltaïques identiques
–
Cf
vCf
Dpf
+
Figure 3 – Modules connectés en série et protégés par des diodes
« bypass ». Caractéristique résultante
« faible » est ainsi « bypassé » et, dans la zone des basses tensions, la caractéristique résultante se confond avec celle du
module « fort ». Des modules commercialisés incluent maintenant
ces diodes parallèles de protection contre les tensions inverses.
Sinon, on doit les prévoir dans le câblage. Au sein d’un module
ainsi « bypassé », constitué de 40 cellules en série par exemple, la
contrainte de tension inverse subie par une cellule « faible » reste
donc limitée à celle de 39 cellules au maximum, ce qui évite sa
destruction. De plus, ces diodes « bypass » évitent la chute du courant dans le reste des modules sains connectés en série dans un
même panneau photovoltaïque, ce qui est primordial pour l’efficacité énergétique globale.
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1.1.2 Mise en parallèle de cellules
photovoltaïques
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Les propriétés du groupement parallèle des cellules sont duales
de celles du groupement série. Ainsi, dans un groupement de cellules connectées en parallèle, les cellules sont soumises à la même
tension et la caractéristique résultante du groupement est obtenue
par addition des courants à tension donnée. La figure 4 montre la
caractéristique résultante (Ip, Vp) obtenue en associant en série np
cellules identiques. Cette caractéristique est obtenue en appliquant
une affinité de rapport np sur les courants à la caractéristique élémentaire commune.
On obtient :
Ipcc = npIcc et Vpco = npVco
avec
Vco, Icc,
déjà définis,
Vpco, Ipcc, respectivement tension de circuit ouvert et
courant de court-circuit du groupement parallèle.
Considérons alors deux cellules CF et Cf présentant des caractéristiques différentes connectées en parallèle. Les deux cellules
étant soumises à la même tension, la cellule la plus faible Cf peut
fonctionner en récepteur en étant parcourue par un courant
inverse pour certaines valeurs de la tension, donc de la charge. Le
cas le plus défavorable apparaît lorsque le groupement est en circuit ouvert : alors ICf = − ICF. Considérons maintenant un groupement de np − 1 cellules de type CF en parallèle avec Cf. Dans le cas
le plus défavorable du générateur en circuit ouvert, la cellule Cf est
parcourue par le courant (np − 1) ICF en inverse sous une tension
proche de Vco ! Cette cellule « faible » peut donc dissiper une puissance importante et être détruite. Pour éviter cet effet, il suffit et il
est indispensable de disposer une diode connectée en série qui
interdit tout courant inverse dans un groupement élémentaire de
cellules connectées en série et constituant une branche d’un groupement parallèle. Cette diode anti-retour protège également le
groupement série des courants inverses pouvant provenir du circuit électrique extérieur auquel il est connecté (batterie d’accumulateurs ou moteur électrique, par exemple).
1.1.3 Groupement série-parallèle :
panneau photovoltaïque
Le générateur photovoltaïque est constitué d’un réseau sérieparallèle de nombreux modules photovoltaïques, regroupés en
panneaux photovoltaïques constitués de modules identiques uniformément exposés et protégés par les diodes bypass. La figure 5
donne un schéma type de câblage d’un panneau PV et montre les
photographies d’un module commercialisé et de panneaux installés. La caractéristique électrique globale courant - tension du générateur photovoltaïque se déduit donc théoriquement de la
combinaison des caractéristiques des nsnp cellules élémentaires
supposées identiques qui le composent par deux affinités de rapport ns parallèlement à l’axe des tensions et de rapport np parallèlement à l’axe des courants, ainsi que l’illustre la figure 6, ns et np
étant respectivement les nombres totaux de cellules en série et en
parallèle. On obtient donc par modularité l’équivalent d’une
macrocellule dont le comportement est donné par des relations de
similitude linéaires sans effet d’échelle.
En pratique, cette caractéristique combine les caractéristiques
disparates de modules soumis à des éclairements et températures
différents car non uniformes sur l’ensemble d’un générateur de
plusieurs mètres carrés regroupant plusieurs panneaux, mais conserve l’allure fondamentale classique de celle d’une cellule élémentaire avec des valeurs de tension et de courant plus élevées
tant que les déséquilibres inévitables restent assez faibles pour
que les diodes de protection n’agissent pas. Les influences de
l’éclairement et de la température sur les courants et tensions
caractéristiques, notamment Icc et Vco, restent donc les mêmes
que pour une cellule élémentaire.
En revanche dès que des déséquilibres importants apparaissent,
les conductions de certaines diodes de protections séries et/ou
parallèles modifient notablement cette allure classique, faisant
apparaître sur la caractéristique globale des irrégularités typiques
ainsi qu’illustré par la figure 7. Sur cet exemple réel, les
déséquilibres sont dus à un groupe de modules devenus faibles
avec le vieillissement, combiné avec un dépôt de poussière important sur un générateur installé depuis 10 ans en site sahélien.
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CONVERSION PHOTOVOLTAÏQUE : DE LA CELLULE AUX SYSTÈMES ___________________________________________________________________________
+
Ip (A)
5
2,5
0
0
a
–
150
Vp (V)
caractéristiques électriques pour différents éclairements
d'un générateur dans lequel certains modules « faibles »
masqués par la poussière sont « bypassés » par les diodes
de protection associées.
a câblage typique
b module et panneaux installés sur le site de l'antenne
de Bretagne de l'ENS Cachan à Kerr Lann
b
Figure 5 – Panneau photovoltaïque constitué de modules connectés
en série et en parallèle avec diodes de protection bypass et série.
Courant
Puissance
Caractéristique du générateur
lorsque les cellules sont identiques
sans effet des diodes de protection
Icc = Σ Icci
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np
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Caractéristique du générateur
lorsque les diodes de protection
isolent un module faible
Icci
0
Vco = Σ Vcoi
Tension
np
Figure 6 – Caractéristiques électriques résultantes d’un générateur
associant np cellules en parallèle et ns cellules en série (identiques
ou éventuellement disparates) et courbes de puissances associées
Finalement, bien que choisies théoriquement identiques, les
nombreuses cellules qui constituent les panneaux présentent
des caractéristiques différentes en raison des dispersions de
construction inévitables, mais aussi d’un éclairement et d’une
D 3 936 – 4
Figure 7 – Déséquilibres observés sur un générateur installé depuis
10 ans en zone sahélienne
température non uniformes sur l’ensemble du réseau de
grande surface en fonctionnement. La mise en place de
dispositifs de protection efficaces contre les effets négatifs de
ces déséquilibres sur le comportement et la fiabilité doit être
prévue. Mais la plupart du temps, sur un générateur bien
entretenu, les dispersions restent faibles et les protections ne
sont pas actives. Lorsque ces conditions sont efficacement
réalisées, les concepteurs de systèmes bénéficient avec les
générateurs photovoltaïques d’une propriété remarquable de
modularité sans effet d’échelle, très appréciable pour dimensionner une installation ainsi que pour la faire évoluer en
fonction des besoins et/ou des moyens.
1.2 Fonctionnement optimal
d’un panneau photovoltaïque
1.2.1 Problématique
Caractéristique
d'un module
Vcoi
photographie
De ce qui précède, il résulte que la caractéristique électrique
Ip (Vp) d’un panneau photovoltaïque constitué de nsnp cellules
conserve la forme de celle d’une cellule élémentaire « en plus
grand », avec des valeurs de tension multipliées par ns et de courant multipliées par np beaucoup plus élevées. Le comportement
global reste semblable à celui de la cellule élémentaire relativement aux conditions d’éclairement et de température, tant que les
déséquilibres internes restent assez faibles pour que les diodes de
protection ne modifient pas cette forme : nous considérons cette
hypothèse satisfaite pour la suite. On obtient donc un réseau de
caractéristiques tel que celui de la figure 8 dont nous rappelons le
comportement relativement aux conditions d’éclairement et de
température.
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Courant (A)
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15
12
Hyperboles
d'isopuissance
Région optimale
dans laquelle se situent
les points optimaux
1 000 W/m2
Pc
800
Lieu des points
optimaux définissant
une caractéristique
optimale
1/Ropt
Icc
600
Iopt
6
3
Point optimal (Vopt, Iopt)
400
pour E = 600 W/m2
200
Lorsque les conditions d’éclairement et de température varient
au cours de la journée, on va donc chercher un fonctionnement
qui satisfait constamment ce critère de performance afin de maximiser la productivité énergétique du générateur installé. Cela
implique d’une part que le consommateur soit capable à chaque
instant de consommer la puissance électrique produite. Il s’agit
donc d’un mode de fonctionnement inhabituel dans la mesure où
c’est le générateur - producteur qui impose la consommation, mais
cette dernière peut naturellement comporter un système de stockage si nécessaire. Cela implique d’autre part que la charge varie
constamment pour prendre la valeur Ropt (E, T) qui dépend des
conditions d’éclairement et de température (E, T) variables.
Comme dans le cas général, le consommateur est une charge électrique quelconque, éventuellement à courant alternatif, son impédance statique n’a pas la valeur Ropt requise : pour être optimale,
elle doit donc être adaptée en temps réel.
Exemple : sur la figure 8 le point optimal est indiqué pour un éclairement de 600 W/m2 sur la caractéristique correspondante, et le lieu
dessiné par le point optimal pour les différentes caractéristiques
considérées est représenté.
1.2.2 Maximum Power Point Tracking MPPT
0
100 Vopt
Vco
200
Tension (V)
Figure 8 – Exemple de réseau de caractéristiques électriques
d’un panneau photovoltaïque pour différents éclairements E
de 200 à 1 000 W/m2 avec indication du lieu des points
de fonctionnement optimaux
À température donnée, lorsque l’éclairement E varie, la tension à
vide Vco varie très peu et le courant de court-circuit Icc varie proportionnellement à l’éclairement E.
Pour un éclairement uniforme des cellules du panneau, lorsque
la température croît :
– le courant de court-circuit Icc croît :
(dIcc/Icc)/dT = 0,04 %/K
– la tension Vco décroît :
(dVco/Vco)/dT = − 0,4 %/K
– le rendement chute :
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(dη/η)/dT = − 0,4 %/K
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On définit, comme effectué en [D 3 945, § 3.4.4] pour une cellule
élémentaire, la puissance crête Pc du panneau photovoltaïque, correspondant à la puissance maximale qu’il peut délivrer sous un
éclairement de spectre AM 1,5 de 1 000 W/m2 pour une température de jonction Tj = 298 ˚K.
Pour des conditions (E, T) d’éclairement et de température quelconques données, le point de fonctionnement statique du panneau
est déterminé par l’intersection de sa caractéristique Ip (Vp) relative
à ces conditions (E, T) avec celle de sa charge électrique. Tous les
points de fonctionnement (Vp, Ip) de cette caractéristique sont
accessibles avec une charge électrique résistive R variant de zéro à
l’infini, depuis (0, Icc) pour R = 0 jusqu’à (Vco, 0) pour R infinie.
On note Ropt (E, T), la valeur particulière de la charge électrique
qui positionne le panneau au point de fonctionnement où il délivre
une puissance maximale relative à (E, T), notée Popt (E, T). C’est en
effet en ce point de fonctionnement [Vopt (E, T), Iopt (E, T),] que
l’on maximise l’extraction d’énergie électrique du panneau relativement aux conditions d’éclairement et de température, (E, T) : il
s’agit donc d’un « fonctionnement optimal » pour exploiter au
mieux le gisement solaire local, donc pour amortir l’investissement financier du générateur (lié à la puissance crête installée), ce
qui justifie les notations (Vopt, Iopt, Popt). Et la valeur Ropt (E, T)
peut varier fortement avec E et T.
La mise en œuvre du fonctionnement optimal du panneau photovoltaïque défini ci-dessus est un problème de poursuite en
temps réel qui a conduit au développement de systèmes automatiques spécifiques. Le problème peut être formulé en termes de
fonctionnement à puissance maximale ou d’adaptation d’impédance, deux formulations équivalentes.
1.2.2.1 Fonctionnement à puissance maximale
Le point de fonctionnement optimal [Vopt (E, T), Iopt (E, T)], correspond à un extremum de puissance, il est donc notamment
défini géométriquement par la tangence de la caractéristique du
panneau Ip (Vp) aux hyperboles d’isopuissance comme indiqué sur
la figure 8 et déterminé par la relation :
⎛ dv ⎞
⎜⎝
⎟
V ⎠ i =i
opt
di
+ ⎛⎜ ⎞⎟
=0
⎝ I ⎠ v =v
opt
De cette relation, on déduit que l’impédance statique de la
charge électrique optimale Ropt à connecter au générateur est
reliée à l’impédance différentielle du générateur photovoltaïque
par :
Ropt ⎡⎣Vopt (T , E ) , Iopt (T , E ) ⎤⎦ =
À température et éclairement donnés, on peut distinguer trois
zones principales sur une caractéristique électrique statique de cellule ou de panneau photovoltaïque :
– une large zone de tension à partir de la tension nulle dans
laquelle ce générateur se comporte en générateur de courant à
très grande impédance interne ;
– une zone plus étroite de tension proche de la tension de circuit
ouvert dans laquelle il apparaît comme un générateur de tension
présentant cependant une résistance série non négligeable ;
– la zone intermédiaire dans laquelle se situe précisément le
point de fonctionnement optimal.
1.2.2.2 Adaptation d’impédance
Dans cette zone optimale, l’impédance différentielle du générateur varie donc particulièrement fortement (passage du comportement statique d’une source de tension imparfaite à celui d’une
bonne source de courant). Il en est donc de même a priori de la
valeur de charge optimale Ropt. Afin d’effectuer l’adaptation
d’impédance nécessaire, on insère entre le panneau photovoltaïque et la charge électrique un dispositif adaptateur d’impédance
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dV ⎞
V Vopt
=
= − ⎛⎜
⎝ dI ⎟⎠V , I
I
Iopt
opt opt
D 3 936 – 5
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CONVERSION PHOTOVOLTAÏQUE : DE LA CELLULE AUX SYSTÈMES ___________________________________________________________________________
Vp
Le premier système de puissance MPPT a été introduit en 1968
pour une application spatiale. Des systèmes MPPT nombreux et
variés ont par la suite été développés jusqu’à ce jour où le problème est bien maîtrisé même si des nouveaux systèmes continuent d’être proposés. Nous en donnons quelques exemples de
fonctionnement et de réalisation par la suite.
Is
Ip
Adaptateur
d'impédance
(convertisseur
statique)
Vs
Charge
Générateur
photovoltaïque
Commande
État du
convertisseur
Système de poursuite
du point de puissance
maximale
Soulignons à nouveau que cette fonction MPPT est caractéristique de la valorisation des énergies de flux, particulièrement solaire et éolienne : c’est grâce à elle que la
production énergétique d’une installation sur un site donné
est maximisée, ce qui détermine par conséquent son dimensionnement et minimise les temps de retour sur énergie et
d’amortissement financier de l’investissement. Ce mode de
fonctionnement est inhabituel dans la mesure où c’est le producteur qui impose la consommation, mais celle-ci peut comporter un système de stockage.
1.2.3 Consommateurs électriques optimaux
Figure 9 – Principe de l’adaptation d’impédance ou de la poursuite
du point optimal en temps réel par MPPT (Maximum Power Point
Tracking)
(convertisseur statique bien choisi, par exemple un hacheur pour
alimenter une charge en courant continu) ainsi qu’indiqué sur la
figure 9. La commande de cet adaptateur doit agir en temps réel
de manière à ce que le générateur « voit » à ses bornes une charge
virtuelle dont l’impédance est optimale, tandis que la charge réelle
doit naturellement accepter la puissance fournie Popt qui lui est
imposée par le générateur photovoltaïque : une problématique qui
diffère donc notablement de celle où la puissance est imposée par
le consommateur, plus commune !
Si l’on pose que l’adaptateur transforme la tension dans le rapport αv et n’introduit ni pertes ni stockage d’énergie, on obtient les
relations suivantes à partir de la figure 9.
Rch = Vs/Is, impédance statique réelle du consommateur
Rp = Vp/Ip, impédance que voit le générateur PV
VpIp = VsIs, conservation de puissance
Vp = αvVs, l’effet de transformation opéré par l’adaptateur
Du système précédent, on tire que Rp = α v2 Rch
Cette relation d’adaptation d’impédance classique montre simplement que l’on peut effectivement faire fonctionner le générateur
à son point optimal quelle que soit la charge réelle à la condition
que l’adaptateur permette de régler αv à la valeur telle que :
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αv =
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Ropt
Rch
qui assure donc que Rp = Ropt
Ce réglage, dévolu à l’électronique de commande doit s’effectuer en temps réel, mais on ne connaît pas en général la valeur de
consigne Ropt (E, T) qui dépend des conditions du moment.
Pour déterminer le réglage en temps réel, un autre point de vue
équivalent consiste à considérer que le système d’adaptation réalise
à chaque instant la poursuite du point de puissance maximale du
générateur. C’est ce qu’exprime l’acronyme MPPT consacré à ce type
de système temps réel conformément à la terminologie anglaise :
Maximum Power Point Tracking. Poursuivre le maximum de la puissance revient aussi à réguler sa dérivée à la valeur « zéro », ce qui
relève alors des techniques de la commande optimale.
Dans son principe, ainsi qu’indiqué figure 9, le système MPPT
est donc constitué de deux sous systèmes :
– un convertisseur électronique statique de puissance inséré
entre le générateur PV et le consommateur réel, qui assure l’adaptation d’impédance et le transit de la puissance avec le meilleur
rendement possible ;
– une électronique de commande pour la poursuite et la
commande du convertisseur qui assure la valeur αv opt.
D 3 936 – 6
On peut imaginer un consommateur électrique dont la caractéristique est « naturellement adaptée » au fonctionnement optimal
du générateur photovoltaïque, au moins approximativement.
En effet, un point de fonctionnement quelconque (Ip, Vp) du générateur est défini par l’intersection de sa caractéristique électrique
avec celle de la charge. Seule une charge dont la caractéristique
passe par le point (Iopt, Vopt) permet d’en extraire la puissance optimale disponible dans les conditions considérées. Lorsque l’éclairement et la température du générateur varient au cours de la journée
sous l’effet combiné de facteurs couplés et indépendants, les points
optimaux se situent dans une « région optimale », signalée en grisé
sur la figure 8. On peut considérer en première approximation que
la tension optimale Vopt varie assez peu au cours de la journée. En
première approximation seulement car, avec les variations de température, cette plage de variation représente facilement 30 % de la
tension Vco autour de Vopt moyen. Alors on peut considérer que le
fonctionnement optimal du générateur correspond sensiblement à
un fonctionnement à tension constante et les charges qui répondent
à ce critère sont donc bien adaptées à l’alimentation par générateur
photovoltaïque. Cette propriété est particulièrement mise à profit
dans les installations qui utilisent des accumulateurs électrochimiques pour stocker l’énergie électrique, ceux-ci constituant une
charge « naturellement » presque optimale.
Si on considère par exemple que la température ne varie pas, on
obtient un lieu des points optimaux dans le plan (Vp, Ip) qui définit
directement l’allure d’une « caractéristique statique théorique de
charge optimale ». Une allure générale de cette caractéristique de
charge optimale virtuelle s’inscrivant dans la zone optimale est
représentée sur la figure 8.
Plusieurs types de charges présentent des caractéristiques électriques dont l’allure convient approximativement, particulièrement :
les batteries, les entraînements électriques de charges centrifuges
(pompes, ventilateurs), les électrolyseurs. Cependant, il reste en
général préférable d’utiliser quand même un système MPPT car
l’adaptation directe demande la conception de charges très dédiées
et ne peut être qu’approximative. Choisir ce type de charges permet cependant au système MPPT d’opérer dans de meilleures
conditions plus favorables aux bons rendements avec de faibles
variations du rapport d’adaptation αv.
1.3 Ingénierie du générateur
photovoltaïque : MPPT et modularité
En pratique, le générateur PV combine les caractéristiques de
modules associés en un réseau série-parallèle muni de protections comme indiqué par la figure 10. L’assemblage en série de
cellules permet de constituer un module photovoltaïque produi-
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____________________________________________________________________________ CONVERSION PHOTOVOLTAÏQUE : DE LA CELLULE AUX SYSTÈMES
Les choix répondent à un compromis qui mêle rendement, complexité et coût. Nous montrons un exemple de générateur de forme
complexe monté sur un véhicule solaire au paragraphe 2.5. Et cet
aspect devra être particulièrement considéré pour assurer une intégration croissante du photovoltaïque à l’habitat existant, qui n’offre
pas forcément de grandes surfaces adaptées, planes, uniformément exposées et sans ombres, notamment en milieu urbain.
DC
DC
MPPT
Bus continu avec
accumulateurs
44 V – 54 V
Vbat
PPV
DC
DC
MPPT
Finalement, avec les éléments théoriques et pratiques donnés cidessus, tous ces problèmes sont aujourd’hui compris et maîtrisés,
même s’ils font encore l’objet de travaux de R&D. Cela permet une
standardisation et une évolution aisée de la puissance des installations avec peu d’effet d’échelle et confère donc déjà une modularité remarquable à la technologie photovoltaïque. Et l’on peut
imaginer disposer un jour de générateurs photovoltaïques élémentaires autonomes de petite surface intégrant la fonction MPPT qui
pourraient être directement interconnectés à la manière de pièces
de Légo™ pour obtenir la puissance voulue. Ce « rêve » de long
terme fait effectivement l’objet de travaux « d’intégration tout
silicium » menés par certains laboratoires comme le LAAS - CNRS
à Toulouse par exemple.
1.4 Modèles, simulateurs, émulateurs
Figure 10 – Schéma du générateur photovoltaïque de la figure 22
constitué de deux sections connectées par MPPT à une batterie
d’accumulateurs
sant un courant continu, le standard ayant en général une surface
de 0,3 à 1 m2 pour une puissance crête de 30 à 100 Wc sous une
tension aux bornes de l’ordre de 15 à 50 V pour des installations
les plus courantes utilisant des basses tensions de 12 V, 24 V, 36
ou 48 V. Mais les modules sont aussi certifiés jusqu’à 1 000 V
pour une intégration dans des installations délivrant plusieurs
centaines de volts, ce qui réduit les pertes par conduction et facilite la connexion au réseau 230 V/50 Hz.
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L’unité MWc, spécifique au domaine de l’énergie solaire, se
rapporte à la puissance électrique crête définie en [D 3 935,
§ 3.4.4].
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Ces modules sont soumis à des températures et des éclairements différents car non uniformes sur l’ensemble d’un générateur
de plusieurs mètres carrés regroupant plusieurs panneaux, et dès
que des déséquilibres importants apparaissent, l’action de certaines diodes de protections séries ou parallèles peut modifier notablement l’allure classique de la caractéristique globale du
générateur, laissant apparaître des irrégularités typiques décrites
plus haut. Ces phénomènes peuvent mettre en défaut le bon fonctionnement de certains dispositifs MPPT en introduisant plusieurs
maxima de puissance sur la caractéristique comme indiqué sur la
figure 6. En outre, même lorsque ces phénomènes ne se manifestent pas, un MPPT global assure un fonctionnement optimal
moyen du générateur, mais certaines parties du générateur différemment exposées ne sont pas forcément simultanément au point
optimal, ce qui peut dégrader le rendement global de conversion,
d’autant que nous avons montré que le courant utile est imposé
par le module de plus faible rendement effectif. C’est particulièrement le cas lors d’une intégration sur des formes complexes ou
en présence d’ombres portées sur une partie d’un générateur de
grande surface (passages nuageux).
Il faut alors prévoir un partitionnement du générateur en différentes sections regroupant des panneaux bénéficiant d’éclairements relativement homogènes. Chaque section est alors associée
séparément à un dispositif MPPT et constitue un générateur indépendant. Les différentes sections sont interconnectées au travers
des MPPT pour constituer le générateur complet suivant des architectures variées. La figure 10 en illustre un exemple typique. De
plus, ce partitionnement en sections favorise la sûreté de fonctionnement en permettant aisément la séparation d’une partie des sections pour la maintenance ou un fonctionnement en mode dégradé.
On sait que la pratique de la simulation numérique pour l’étude,
l’analyse et la conception de systèmes optimisés est devenue courante dans de nombreux domaines, et particulièrement en génie
électrique. Parallèlement, même si la fidélité des modèles et la puissance des simulateurs modernes permettent de parler d’expérimentation simulée et de prototypage virtuel, l’expérimentation des
systèmes reste indispensable notamment pour les caractérisations
permettant de caler les modèles. Or, l’expérimentation des systèmes photovoltaïques pose en elle-même un problème particulier
pour la simulation expérimentale de la source d’énergie « soleil
+ générateur PV » si l’on veut s’affranchir des aléas météorologiques peu compatibles avec des études systématiques de fonctionnement et de fiabilité des systèmes utilisant cette énergie. Ce besoin
peut conduire à la mise en œuvre de moyens lourds comme c’est le
cas dans les techniques spatiales pour tester les panneaux solaires
des satellites, mais des dispositifs plus légers « émulateurs photovoltaïques de puissance » ont également été développés.
1.4.1 Modèles
Nous avons présenté, en [D 3 935, § 3.4], des schémas équivalents de la cellule à jonction PN. Ces modèles peuvent être aisément implémentés dans les simulateurs de circuits usuels. Le
dossier [D 3 971] donne également le modèle équivalent en graphe
de liens (Bond Graph). Cependant, le grand nombre (plusieurs centaines) de cellules utilisées dans un générateur réel fait « exploser »
l’ordre de son modèle et pénalise le temps de calcul. Il est donc
judicieux et indispensable d’exploiter également les propriétés
naturelles de modularité des composants photovoltaïques pour les
modèles et la simulation. Une association série parallèle constituée
de nsnp cellules considérées comme identiques est assimilée à une
« macrocellule photovoltaïque » équivalente. La figure 11 fournit
un exemple de modèle de type « macrocellule ». Les caractéristiques restent similaires lorsque l’on change ns et/ou np, ce qui permet de développer des modèles à caractère fractal, représentant
aussi bien un module ou un panneau ou même une section
complète de grande taille (voir aussi dossier [D 3 971]).
1.4.2 Émulateurs de puissance
Il s’agit dans ce cas de réaliser un dispositif reproduisant le comportement physique d’un générateur photovoltaïque utilisable
pour alimenter le reste de l’installation afin de l’étudier, de la
régler ou de la tester. La solution la plus pratique et la plus souple,
compte tenu des moyens offerts par l’électronique de puissance
moderne, consiste à mettre en œuvre une alimentation à caractéristique de sortie programmable [12].
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D 3 936 – 7
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CONVERSION PHOTOVOLTAÏQUE : DE LA CELLULE AUX SYSTÈMES ___________________________________________________________________________
Ip = Iph = ID =
VD
Rsh
avec
Vp = VD – RpIs
et Vp = RIp
ID = np iD
VD = ns vD
Rs =
vD iD
npiph
+
Malgré les efforts consentis et les progrès importants réalisés, le
stockage de l’énergie électrique présente encore pas mal de
limitations : entretien et durée de vie des accumulateurs, gestion
du stockage, faibles autonomies massiques pour les usages mobiles ou nomades, coût élevé des nouveaux composants les plus
performants. Il est cependant incontournable pour les systèmes
photovoltaïques autonomes isolés d’un réseau.
Iph = np iph
(np – 1) iD
Rsh =
ns
r
np s
np
ns
rsh
Ip
Vp
R
(ns – 1) vD
Figure 11 – Modèle circuit de type macrocellule d’un panneau
photovoltaïque constitué de ns.np cellules PV connectées en série
et parallèle
Exemple : la figure 12a montre l’architecture d’un émulateur de ce
type basé sur une alimentation construite autour d’un hacheur dévolteur dont la commande réglant la tension de sortie est asservie au courant de sortie à travers une mémoire dans laquelle la caractéristique est
programmée sous forme numérisée. Il permet de simuler différents
couplages série (ns) ou parallèle (np) et les variations d’éclairement et
de température par réglages respectifs de Icc et Vco. Comme pour la
modélisation, on exploite ici la propriété d’autosimilarité ou fractale des
caractéristiques résultantes des groupements de cellules en série et/ou
en parallèle. Ce type d’émulateur, aisé à mettre en œuvre, offre ainsi
une très grande souplesse d’utilisation et permet d’émuler des formes
de caractéristiques aussi variées et complexes que nécessaire. La
figure 12b en donne un exemple enregistré sur un dispositif réel.
2. Systèmes photovoltaïques
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Les systèmes solaires photovoltaïques présentent une problématique spécifique en terme de gestion de l’énergie qui impacte
fortement les architectures et leur dimensionnement, ce qui est
analysé dans ce paragraphe. Après avoir indiqué les principaux
types d’applications exploitant cette énergie, raccordées au réseau
électrique général ou autonomes, nous traitons quelques
applications : les systèmes PV pour l’habitat, le pompage d’eau au
fil du soleil, les véhicules solaires Sunracers et la production
d’hydrogène par électrolyse solaire.
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2.1 Problématique des systèmes
exploitant l’électricité photovoltaïque
2.1.1 Gestion de l’énergie dans les systèmes
photovoltaïques
La valorisation des énergies renouvelables de flux à caractère
intermittent pose un problème de gestion de l’énergie pour assurer la continuité du service et donc de stockage de l’énergie. Tel
est le cas de l’énergie solaire disponible en tous lieux, mais avec
une densité peu élevée et une production variable journalière et
saisonnière. De plus, ainsi que nous l’avons vu, afin d’amortir efficacement un investissement coûteux, sa valorisation conduit à
maximiser la production électrique du générateur photovoltaïque
par MPPT, indépendamment du besoin instantané des consommateurs, sauf priorité de sécurité naturellement. Cela introduit une
problématique spécifique de gestion de l’énergie au sein d’architectures complexes couplant étroitement production, stockage et
consommation.
D 3 936 – 8
On peut éviter l’installation d’un stockage en mode connecté au
réseau d’électricité, celui-ci assurant la continuité énergétique. On
cherche dans la majorité des cas à couvrir au moins 40 % des
besoins en électricité, mais des politiques incitatives récemment
mises en place peuvent conduire à devenir surproducteur : c’est
ainsi que le très fort développement du solaire photovoltaïque se
fait actuellement par la voie décentralisée connectée au réseau,
particulièrement en Allemagne et au Japon. Rappelons cependant,
qu’au-delà d’un certain seuil de puissance cumulée de ces installations, il faudra se préoccuper de la stabilité du réseau électrique
général ainsi que nous l’avons développé en [D 3 935, § 1.2]. Cette
contrainte imposera sans doute à terme le développement de
moyens de stockage adaptés. Outre des stockages d’électricité
locaux distribués ou centralisés, connectés au réseau, on envisage
différentes voies qui consisteraient à produire, avec l’électricité
non consommée, des combustibles de synthèse tels que l’hydrogène obtenu par électrolyse d’eau. Réciproquement, de tels systèmes décentralisés de production et/ou stockage peuvent apporter
une réponse élégante au développement des besoins en énergie
électrique qui se heurte à une difficulté croissante pour installer de
nouvelles infrastructures de transport d’électricité sur de longues
distances (lignes HT). Nous consacrons donc ci-après un paragraphe spécifique à cette application qui devrait connaître un véritable
développement dans le futur.
2.1.2 Typologie des applications photovoltaïques
La production et l’exploitation de l’énergie solaire photovoltaïque peut revêtir plusieurs formes pour une utilisation immédiate
ou différée, stationnaire ou mobile, locale ou distante. Les applications sont donc extrêmement variées avec des puissances unitaires de quelques mW à plusieurs MW. En établir une typologie, en
termes d’applications ou d’architectures, reste arbitraire car on
observe aussi une forte continuité entre elles. On peut cependant
distinguer quelques grands types de systèmes photovoltaïques.
■ Les centrales électriques photovoltaïques connectées au réseau
électrique général
On compte en décembre 2006 plus de 150 centrales photovoltaïques de puissance supérieure à 750 kWc constituées de panneaux
fixes au sol ou montés sur des grandes toitures ou encore montés
sur des héliostats (cellules à concentration). On en compte plus de
80 en Allemagne, plus de 30 aux USA, 14 en Espagne et 5 au
Japon. La première de ce niveau en France a été inaugurée en
décembre 2006 à La Réunion : 1 MWc délivrés par 8 500 m2 de
modules montés en toiture. La plus puissante en service est celle
de « Solarpark Gut Erlasse » de 12 MW crête, constituée de
1 500 panneaux suiveurs solaires Solon portant chacun 9,3 kWc de
cellules SunPower. Celle de Moura prévue pour 2009 au Portugal,
avec 350 000 panneaux solaires installés sur 114 hectares pour une
puissance de 62 MW, sera la plus grande du monde. Ces centrales,
dont le nombre est en pleine croissance, sont connectées au
réseau électrique général et leur problématique rejoint celle des
grands producteurs d’énergie électrique ; nous ne la développons
pas directement ici.
■ Les systèmes connectés au réseau électrique de distribution
Ces systèmes peuvent inclure ou non un stockage. C’est notamment le cas des systèmes intégrés à l’habitat qui connaissent une
large diffusion et que nous traitons ci-après. Les exigences fortes
portent alors sur l’esthétique et sur le coût du kWh produit. La viabilité économique de ces installations dépend encore très fortement des conditions réglementaires de rachat de l’électricité
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Tension
continue
réglable E
Réglage de
l'adaptation
en tension
Ip
Mémoire
numérique
caractéristique
Vpn
Ipn
p
Vp
CR
Hacheur à MOSFET
Adresses
Charge
Données
CNA
Ip (A)
Vv
6
4
2
Gain en courant
(couplage parallèle)
CAN
200
Gi
Vp (V)
Réglage de l'éclairement
CR commande rapprochée
a
schéma de principe
b
exemples de caractéristiques
électriques obtenues en sortie
de l'émulateur photovoltaïque
Figure 12 – Émulateur photovoltaïque de puissance à caractéristique programmable architecturé autour d’un hacheur dévolteur
et d’une mémoire numérique
injectée sur le réseau électrique. Leur développement en grand
nombre participe au développement nouveau de la production
décentralisée d’électricité.
■ Les systèmes non connectés au réseau, isolés et autonomes
Ces systèmes sont très variés. Stationnaires ou mobiles pour
véhicules, terrestres ou spatiaux, ils incluent le plus souvent un stockage électrique local pour assurer la continuité du service en autonomie, mais ce n’est pas toujours une obligation. Ils peuvent se
réduire à alimenter un consommateur spécifique unique (pompe,
borne ou balise, calculette, ...). Certaines microcentrales de réseaux
îliens relèvent également de cette catégorie suivant leur taille.
Pour les applications spatiales à forte valeur ajoutée dans lesquelles cette énergie tient une place majeure, les exigences principales sont le rapport puissance/poids et la fiabilité.
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Pour l’électrification rurale et les applications isolées professionnelles, le coût doit être considéré en regard du service rendu et
des investissements évités avec d’autres solutions, par exemple un
réseau classique ou un groupe électrogène isolé.
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Pour les petites applications grand public (calculettes, torches, ...),
les exigences sont l’intégration fonctionnelle et le coût unitaire.
2.1.3 Dimensionnement des systèmes
photovoltaïques
Les installations photovoltaïques sont caractérisées par leur
puissance crête. Cependant, l’éclairement au sol n’atteint que rarement les 1 000 W/m2 et la puissance délivrée par le générateur PV
installé est très variable. La production énergétique d’une unité
photovoltaïque de puissance crête donnée est très fortement
dépendante de la qualité du gisement solaire local dont nous
avons montré la caractérisation en [D 3 935, § 2.2.3]. C’est en
considérant l’énergie produite sur une période donnée (jour,
semaine, mois ou année) que l’on dimensionne la puissance crête
du générateur, particulièrement pour un système autonome qui
doit couvrir tout le besoin énergétique. Naturellement, pour un
même besoin énergétique, il faut installer plus de Watt Crête en un
lieu moins ensoleillé. De même, le dimensionnement du stockage
dépend de l’énergie nécessaire à l’autonomie requise en fonction
des périodes journalières déficitaires. Compte tenu des coûts éle-
vés du générateur et du stockage, on s’efforce de dimensionner
ceux-ci le plus justement au regard des besoins, en prenant en
compte les caractéristiques météorologiques du site ; nous l’illustrons par la suite.
2.1.4 Impact environnemental, cycle de vie
Un aspect qui doit être considéré est aussi celui de l’impact environnemental des installations photovoltaïques : en effet, le caractère renouvelable de la source primaire exploitée ne suffit pas à
conférer un caractère durable à une installation ou à une filière.
Cet aspect est naturellement étudié avec attention aujourd’hui par
différentes analyses de cycles de vie. Nous ne traitons ici que de la
composante purement photovoltaïque de l’installation.
Un premier aspect à évaluer est justement le bilan énergétique
car on sait que les procédés de fabrication des technologies les
plus utilisées à ce jour sont gourmands en énergie. Si ces bilans
sont particuliers à chaque produit, on peut donner quelques ordres
de grandeurs actuels. Pour le photovoltaïque au silicium cristallin
massif, on investit une énergie de l’ordre 5 MWh d’électricité par
kWc, dont 60 % pour le lingot de silicium, 20 % pour l’élaboration
des cellules et 20 % pour celle du module. Le temps de retour de
cette énergie dépend naturellement du site : installé en France, il
est inférieur à 3 années pour une installation connectée au réseau
et du double pour une installation isolée dont la productivité
énergétique est moindre. Comme la durée de vie des modules
atteint 30 ans, avec une garantie supérieure à 15 ans, le bénéfice
énergétique est très largement positif. Et les technologies en couches minces utilisant moins de matériaux, abaisseront ce temps de
retour énergétique à moins d’une année. Et remarquons que,
comme nous le montreront les exemples qui suivent, la connexion
au réseau assure une productivité énergétique des modules
meilleure que celle des installations isolées ce qui divise quasiment par deux le temps de retour énergétique.
Un autre aspect est que la fabrication des matériaux et le fonctionnement des installations à énergies renouvelables sont indirectement
émetteurs de CO2 en mobilisant différentes formes d’énergies. On
évalue que la filière photovoltaïque émet entre 50 g et 150 g de CO2
par kWh d’électricité produite. À titre de comparaison ce chiffre est
inférieur à 20 g pour l’éolien et supérieur à 800 g pour le gaz et le
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pétrole. Ainsi, pour une production énergétique donnée, la baisse
d’émissions de gaz à effet de serre (GES) est très importante. De plus,
il faut souligner que ce chiffre principalement lié à la fabrication est
de fait pénalisé par la composition du bouquet énergétique global
actuel, largement dominé par les hydrocarbures fossiles. Il baissera
donc lorsque la part de renouvelable augmentera dans ce bouquet. À
terme on pourra en effet fabriquer ces dispositifs en recourrant presque exclusivement aux énergies renouvelables : si le chemin est
encore long, certaines usines l’affichent déjà.
Ajoutons, à l’unisson de l’ADEME et d’autres agences de l’énergie, que « rien ne sert de produire de l’électricité photovoltaïque
en investissant dans des équipements onéreux si un effort n’est
pas consenti parallèlement pour réduire sa consommation
énergétique ».
2.2 Systèmes photovoltaïques intégrés
à l’habitat raccordés au réseau
De nombreux pays développent de vastes programmes d’équipement de « toits solaires », non seulement sur les habitations
individuelles, mais aussi sur les bâtiments tertiaires (façades ou
couverture), dans le but de stimuler la demande et d’accélérer
ainsi la baisse des coûts de fabrication encore élevés. L’aspect
esthétique « high tech » et porteur de message pour la préservation de l’environnement doivent également y contribuer. Pour
l’Europe entière, le rapport EPIA/Greenpeace a estimé une surface
potentiellement disponible de 3 630 km2 pour une intégration aux
bâtiments (maisons, bureaux et industries) soit 10 m2 par habitant
avec un potentiel énergétique annuel moyen de 1 122 kWh/m2.
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Certaines de ces installations constituent de véritables
centrales : il en existe déjà plus de 50 de plus de 1 MWc connectées au réseau et intégrées à de grands bâtiments institutionnels
ou sièges d’entreprises [13]. Parmi les plus importantes, citons celles de l’usine Sharp de Kameyama de 5,21 MWc inaugurée en
2006, et celles de Bürstadt de 5 MWc ou la centrale Michelin Reifenwerke KGaA de 3,5 MWc à Homburg en Allemagne. Citons
aussi l’Académie du Mont Cenis située à Herne en Allemagne, très
innovante aux plans énergétique et environnemental. Son bâtiment de 12 000 m2 comprend une enveloppe microclimatique permettant de reproduire un climat méditerranéen doux sans
chauffage de l’intérieur de l’enveloppe constituée de verre et de
modules photovoltaïques semi-transparents en silicium polycristallin (925 kWc sur 10 000 m2). S’y ajoutent 75 kWc de modules installés en façade.
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Nous considérons par la suite les petites installations individuelles ou collectives de quelques kW [7]. Les architectures types de
principe de ces installations photovoltaïques connectées au réseau
pour l’habitat sont décrites par la figure 13. On peut y distinguer
les deux types de systèmes rencontrés :
– les systèmes à raccordement simple directement raccordés au
réseau ;
– les systèmes raccordés avec stockage d’énergie dans une batterie d’accumulateurs électrochimiques.
Si la consommation locale est supérieure à la production de la
centrale, l’appoint est fourni par le réseau. Dans le cas contraire,
l’énergie est fournie au réseau public et sert à alimenter les consommateurs voisins. À cet égard, le comptage réversible paraît une
solution logique et déjà pratiquée (centrales Phébus). Mais on peut
noter que, sur la figure 13, la consommation locale de l’électricité
photovoltaïque est optionnelle. Ainsi, les systèmes à plusieurs
compteurs permettent d’appliquer une tarification distincte (incitative ou pénalisante) prenant en compte les qualités spécifiques des
kWh en fonction de leur origine et de leur impact environnemental
(émissions de GES par exemple) : un degré de liberté technique au
service d’une politique énergétique.
Ces systèmes photovoltaïques peuvent être installés n’importe
où, y compris en centre ville, permettant d’économiser d’autant les
D 3 936 – 10
Générateur
photovoltaïque
Raccordement
au réseau électrique
~
=
Batterie
(optionnel)
Figure 13 – Architectures types des installations photovoltaïques
raccordées au réseau électrique général
besoins de fourniture par le réseau des bâtiments équipés. Pour des
raisons de sécurité, ils doivent intégrer un dispositif de découplage
automatique du générateur par manque de tension lorsque le
réseau est mis hors tension par les systèmes de protection (disjoncteurs-sectionneurs) pour interventions ou suite à un défaut. On
trouve des tuiles solaires de quelques watts à 50 W intégrant principalement du silicium polycristallin. On trouve aussi des modules
transparents utilisant du silicium amorphe microperforé ou même
polycristallin avec du Tedlar au dos ainsi que des supports en plexiglass ou en makrolon pour des modules flexibles. Ces installations
sont évolutives et permettent un investissement progressif.
2.2.1 Systèmes à raccordement simple
Les systèmes à raccordement simple au réseau permettent de
faire l’économie de tout système de stockage, ce qui simplifie
notablement l’installation et la gestion d’énergie. Le générateur
photovoltaïque est directement connecté au réseau par un onduleur qui assure simultanément la fonction MPPT et injecte toute la
puissance solaire convertie dans le réseau « au fil du soleil ».
Ce type d’installation minimise le coût d’un investissement qui
peut être progressif en exploitant la modularité ; il assure actuellement la croissance principale du secteur photovoltaïque.
Exemple traité avec l’aide du logiciel CALSOL disponible sur le
site internet de l’INES (Institut national d’énergie solaire) : la ville de
Toulouse bénéficie d’un ensoleillement annuel moyen de 1 982 h
et d’un éclairement annuel moyen sur un plan horizontal
Gref = 1 372 kWh/m2. Mais les valeurs moyennes journalières varient
de 1,03 kWh/m2 en décembre à 6,37 kWh/m2 en juin pour une valeur
moyenne annuelle de 3,76 kWh/m2. En outre, avec un albedo de 0,2
en ville, l’irradiation annuelle passe à 1 486 kWh/m2 pour un plan à
l’inclinaison optimale de 28˚ orienté au sud. L’énergie électrique produite avec une installation à 80 % de rendement est alors de
1 200 kWh annuel par kWc installé, c’est-à-dire avec 7 m2 de capteurs
à 14 % de rendement par exemple. Ainsi, un générateur de 3 kWc soit
21 m2 à 14 %, permet de couvrir le besoin électrique moyen d’un
ménage évalué à 3 500 kWh/an. Mais la production de 9,9 kWh par
jour en moyenne, varie de 3,4 kWh par jour en décembre à 14,2 kWh
en juin ! Ce dimensionnement moyen vaut donc seulement pour une
installation connectée au réseau qui joue un rôle tampon pour les
périodes excédentaires comme déficitaires. Dans ces conditions, la
productivité énergétique de 1 188 kWh par kW crête installé permet
un temps de retour énergétique évalué à 2,5 ans pour des modules
polycristallins dont la durée de vie est supérieure à 20 ans.
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Consommation
locale
(optionnel)
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____________________________________________________________________________ CONVERSION PHOTOVOLTAÏQUE : DE LA CELLULE AUX SYSTÈMES
2.2.2 Systèmes raccordés avec stockage local
ou sécurisés
Le deuxième type d’installation, avec stockage local, est aussi
qualifié de « sécurisé » car il permet un fonctionnement autonome
temporairement déconnecté du réseau pendant une durée limitée,
à l’instar des groupes de secours et des alimentations sans interruptions. Il est aussi qualifié de fonctionnement ilôté. En outre, il
peut permettre de répondre au problème précédent de stabilité du
réseau. Ce système est beaucoup plus coûteux en investissement
en raison du stockage qui nécessite un local technique adapté. Le
stockage en batteries au plomb-acide est le plus répandu car bien
connu. Le dimensionnement du stockage, a priori inférieur à celui
d’un système isolé, dépend de la durée d’autonomie souhaitée en
mode ilôté.
Ainsi, pour reprendre l’exemple précédent, trois jours d’autonomie
de consommation moyenne à 10 kWh par jour sont couverts par un
stockage de 1 000 kg d’accumulateurs au plomb-acide à 30 Wh/kg.
De nouvelles technologies pourraient percer, notamment les
supercondensateurs bénéficiant d’une cyclabilité très supérieure
(100 000 cycles) et dont la faible énergie massique (5 Wh/kg) ne
constitue pas un handicap en applications stationnaires.
Comme indiqué sur la figure 13, on trouve des onduleurs - régulateurs « à trois sources » qui assurent la gestion complète du système dans ses différentes configurations connecté et ilôté, avec
MPPT et surveillance de l’état de charge de la batterie (SMA).
Une variante de l’architecture de ce système comporte deux
chaînes aux fonctions séparées, l’une pour un raccordement direct
par onduleur, l’autre pour le stockage, ce qui exploite une solution
éprouvée pour les systèmes isolés et décrite ci-après.
2.3 Systèmes autonomes non raccordés
au réseau
2.3.1 Architectures et gestion de l’énergie
Les systèmes photovoltaïques autonomes, c’est-à-dire non raccordés au réseau, mettent particulièrement en évidence les traits
les plus spécifiques des systèmes photovoltaïques : puissance
finie, MPPT, fonctionnements au fil du soleil ou avec stockage.
Le schéma de la figure 14 donne les architectures générales des
systèmes autonomes aussi appelés isolés. Cette figure traduit de
manière très générale différentes possibilités offertes au concepteur que nous détaillons dans la suite : couplage direct à une
charge adaptée ou couplage avec MPPT, fonctionnement au fil du
soleil ou avec stockage d’énergie électrique. Les problèmes
d’architecture et de gestion de l’énergie sont étroitement couplés
et impactent directement le dimensionnement, particulièrement
pour ce qui concerne l’éventuel stockage. On peut en donner une
analyse générale avant de traiter d’applications spécifiques.
Un problème fondamental est naturellement le choix d’un fonctionnement au fil du soleil ou de l’utilisation d’un stockage de
l’énergie électrique, qui se fait le plus souvent sous forme électrochimique en batteries d’accumulateurs. Dans la pratique, ce type
de stockage, malgré les progrès importants réalisés, présente plusieurs inconvénients déjà soulignés. Aussi, chaque fois que l’application le permet, on privilégie le fonctionnement au fil du soleil.
D’autant que certains usages offrent une forme de stockage
adaptée : on stockera par exemple de l’eau ou du froid dans les
applications de pompage ou de réfrigération. Il faut ajouter, pour
certaines applications et certains sites, la possibilité d’utiliser
d’autres sources d’énergie électrique décentralisées et complémentaires telles que les énergies éolienne ou issues du biogaz.
Pour le futur, d’autres formes de stockage sont envisageables,
particulièrement la production synthétique de nouveaux combustibles par électrolyse, d’autant que les électrolyseurs constituent par
la forme de leur caractéristique, des charges bien adaptées : nous
consacrons ci-après un paragraphe spécifique à cette voie.
Par ailleurs, les convertisseurs statiques MPPT étant aujourd’hui
bien maîtrisés, on les utilise assez systématiquement plutôt qu’un
couplage direct, même avec des charges approximativement optimales. La présence de batteries permet de découpler le fonctionnement de la charge de celui du générateur, totalement au plan de
l’adaptation d’impédance mais seulement partiellement au plan
énergétique en fonction du dimensionnement de celles-ci. Il y a
alors lieu d’optimiser la conversion photovoltaïque par une bonne
adaptation générateur - batterie. Les batteries d’accumulateurs
électrochimiques permettent une consommation des charges
régulière ou à la demande. L’énergie qui transite par la batterie est
cependant affectée par le rendement de stockage - déstockage, la
gestion d’énergie a donc intérêt à minimiser ces transferts.
Contrôle du
stockage
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Fonctionnements
avec stockage
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Direct
Stockage
électrochimique
Convertisseur
continu/continu
ou
continu/alternatif
Fixe
Adaptation
MPPT
Couplage direct
Générateur
photovoltaïque
Fonctionnements au fil du soleil
Couplage direct
avec adaptation
Orientable
Avec ou sans
concentration
Adaptation
MPPT
Convertisseur
continu/continu
ou
continu/alternatif
Charge
continue
ou
alternative
Charge
continue
optimale
Charge
continue
ou
alternative
Figure 14 – Architectures des installations photovoltaïques autonomes, isolées du réseau électrique général
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D 3 936 – 11
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CONVERSION PHOTOVOLTAÏQUE : DE LA CELLULE AUX SYSTÈMES ___________________________________________________________________________
Dans tous les cas, hors situations de sécurité, l’ensemble des
consommateurs et des stockages éventuels doit être capable
d’absorber à chaque instant la puissance optimale disponible au
niveau du générateur, donc la puissance maximale, une partie de
l’énergie étant éventuellement stockée. Cette particularité d’une
production qui s’impose à la consommation, typique des sources
d’énergies renouvelables, a été soulignée. De plus, du juste dimensionnement, il découle un caractère « source de puissance finie »
du générateur relativement au système global contrairement à une
alimentation classique sur un réseau dont la puissance est souvent
très supérieure au besoin local. Il en résulte une interaction
énergétique forte entre générateur et consommateurs qui font du
« système photovoltaïque » un système électrique complexe au
sens systémique.
2.3.2 Couplage direct à un consommateur :
fonctionnement « au fil du soleil »
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En l’absence de batteries, l’analyse d’un réseau de caractéristiques photovoltaïques permet de définir, ainsi qu’étudié au
paragraphe 1.2, une caractéristique de charge consommatrice optimale qui se situe dans la zone de fonctionnement optimal. Celle-ci
se caractérise par une tension Vopt dépendant surtout de la température, variant dans une plage de l’ordre de 30 % autour de Vopt
moyen. Quelques charges typiques à courant continu, et non des
moindres pour les applications photovoltaïques, satisfont ce critère. C’est le cas des électrolyseurs. C’est aussi le cas des charges
centrifuges entraînées par un moteur électrique. Cette propriété
permet aux convertisseurs MPPT de réaliser l’adaptation dans une
plage de tension réduite à environ 30 % de variation, ce qui permet
de très bons rendements du convertisseur statique, souvent supérieurs à 95 %. Dans un tel fonctionnement sans stockage, dit « au
fil du soleil », la ou les charges connectées au générateur doivent
consommer à chaque instant toute la puissance produite par le
générateur piloté en MPPT (sauf situation de sécurité). Ils fonctionnent donc à puissance variable en fonction des aléas météorologiques. Réciproquement, l’extraction de la puissance solaire dépend
de l’impédance présentée par ce consommateur, qui doit être optimale au sens défini au paragraphe 1.2.
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Si nous considérons une installation avec un seul consommateur électrique utile connecté au générateur PV (par exemple une
pompe couplée à un réservoir ou à un réfrigérateur avec stockage
de froid), son fonctionnement dépend de la puissance disponible
sur le site, qui varie au cours de la journée. La condition de MPPT
étant satisfaite, le consommateur doit fonctionner également à son
meilleur rendement. On est donc en présence d’un couplage fort
entre le générateur et sa charge, qui peut nécessiter plusieurs
degrés de liberté énergétiques pour satisfaire simultanément les
fonctionnements optimaux respectifs du générateur PV et du
consommateur. Ces degrés de liberté sont offerts par les variables
de réglage des convertisseurs - adaptateurs assurant la liaison en
le générateur PV et les charges électriques [14].
Le principe de cette stratégie, général pour les systèmes photovoltaïques à couplage direct [14] est illustré par la figure 15. En
globalisant les pertes et en les affectant au consommateur, le point
de fonctionnement Vcopt, Icopt, optimal pour le consommateur à la
puissance imposée, est transformé en un point Vpopt, Ipopt, optimal
pour le générateur. Cette transformation s’opère bien par adaptation d’impédance le long d’une hyperbole d’isopuissance P = Popt.
Dans le cas général, le convertisseur statique d’adaptation doit
pouvoir fonctionner en modes « dévolteur » ou « survolteur » ainsi
que représenté sur la figure 15, avec :
– fonctionnement en dévolteur pour Vcopt < Vpopt ;
– fonctionnement en survolteur pour Vcopt > Vpopt.
Ce convertisseur statique peut en outre réaliser une conversion
continu – continu (hacheur) ou continu – alternatif (onduleur) suivant la nature de la charge électrique et offrir plusieurs variables
de réglages (SMA).
D 3 936 – 12
Ip
Hyperboles
d'isopuissance
Emax
Adaptation
(survolteur)
Point optimal
charge
(Vc , Ic)
Ipopt
Icopt
Popt
Emin
Exemple de caractéristique
optimale pour la charge
Caractéristique de charge
optimale du générateur
Vpopt
Vcopt
Vp
Figure 15 – Stratégie de fonctionnement MPPT optimisant simultanément la conversion PV et le fonctionnement de la charge
2.3.3 Applications autonomes avec stockage,
stationnaires ou mobiles
Compte tenu de la disponibilité de l’énergie solaire quasiment
en tous lieux, c’est tout naturellement dans les zones isolées et/ou
pour les applications non raccordées au réseau que l’électricité
photovoltaïque a connu ses premiers développements les plus
marquants, d’autant plus compte tenu du coût du kWh beaucoup
plus élevé que celui du réseau.
C’est d’abord un élément clé du développement des systèmes
spatiaux depuis 50 ans pour les missions de longues durées pour
lesquelles l’emport de sources d’énergies consommables depuis la
Terre serait très pénalisant et ne permettrait pas de grandes autonomies, sauf recours au nucléaire pour les sondes s’éloignant du
soleil. De très nombreux systèmes spatiaux sont alimentés à partir
de générateurs photovoltaïques déployés dans l’espace et l’énergie solaire photovoltaïque contribue donc de façon majeure au
développement des segments spatiaux des réseaux de communication. Ils bénéficient des technologies aux meilleurs rendements,
couramment supérieurs à 22 %, uniquement rentables pour ces
applications aux budgets élevés et à forte valeur ajoutée. Ils
embarquent aussi d’indispensables batteries, d’autant que certains
systèmes en orbite basse subissent de longues éclipses périodiques sur leur orbite terrestre. Les puissances atteignent plusieurs
kW et chaque système spatial est spécifique.
Exemple : le Space Telescope Solar Array (STSA), générateur PV
du télescope spatial Hubble (HST), constitue l’un des plus grands
générateurs déployés. Remplacé en 1993 puis en 2002, il est constitué de 48 760 cellules à réflecteur arrière et conçu pour délivrer une
puissance minimale 4 400 W à 34 V après 5 ans en orbite basse
(30 000 cycles thermiques). Il est associé à des batteries au nickel
hydrogène assurant une autonomie de cinq orbites.
Celui prévu pour la station spatiale internationale (IST) est
gigantesque : constitué de 8 grands panneaux orientables d’environ
34 × 11 m2, il fournira une puissance de 110 kW sous 160 V distribuée sous 120 V dans la station.
À partir des années 1980, après les chocs pétroliers, plusieurs
gammes d’applications terrestres isolées du réseau se sont également développées. Les relais de télécommunications utilisent couramment des systèmes photovoltaïques secourus par batteries. Le
photovoltaïque est aussi une source privilégiée pour les balises, bornes et relais autonomes en tous genres, notamment pour la télémesure (météorologie, sismologie, ...) et les systèmes d’alarmes.
Toutes ces installations isolées, très nombreuses et dont la sûreté de
fonctionnement constitue un aspect critique, ont permis d’améliorer
la fiabilité des dispositifs photovoltaïques autonomes aujourd’hui
parfaitement éprouvée et démontrée. Le développement de ces
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Point optimal
générateur
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applications se poursuit mais il ne suffit pas, en raison de la puissance cumulée encore modeste et d’une compétitivité justement très
spécifique, à générer la baisse des coûts attendus qui passe plutôt
par le développement des installations raccordées au réseau.
Hauteur
nette Hn
Courbes d'isorendement η
η = 0,7
η = 0,6
η = 0,5
η = 0,4
Dans ce type de systèmes, on trouve également les alimentations
de besoins domestiques tels que l’éclairage et l’audiovisuel ainsi
que les réfrigérateurs et pompes solaires pour lesquelles le potentiel de développement est énorme car la consommation potentielle
des deux milliards d’habitants non connectés à un réseau est estimée à plus de 300 TWh annuels. On trouve donc de plus en plus de
produits standardisés et modulaires en catalogues spécialisés.
Ainsi que nous l’avons vu ci-dessus, on peut retrouver également une partie de ces architectures autonomes au sein de systèmes raccordés au réseau et sécurisés ou dans les systèmes
insulaires pour lesquels on reconstitue localement un réseau autonome au standard 230 V/50 Hz. Il y a donc finalement une forte
continuité entre les différentes architectures et une gestion de
l’énergie spécifique aux différentes applications et situations.
Dans ces conditions et compte tenu de cette très grande variété
des systèmes, nous développons dans les paragraphes suivants les
exemples des systèmes de pompage et des véhicules électriques
solaires permettant d’illustrer particulièrement quelques propriétés
spécifiques de la problématique des systèmes photovoltaïques isolés fonctionnant respectivement au fil du soleil ou avec stockage.
2.4 Systèmes de pompage de l’eau au fil
du soleil
2.4.1 Architecture, gestion de l’énergie
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Nous considérons ici une application de pompage d’eau autonome dont la pompe constitue la seule charge utile du générateur
photovoltaïque, une application très classique, notamment dans
les zones isolées dépourvues de réseau électrique. La problématique générale de ce type d’installation PV autonome fonctionnant
au fil du soleil sans stockage a été analysée précédemment. Nous
n’abordons ici que la spécificité du pompage qui en constitue une
application typique [12] [14].
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Selon l’usage, il faut distinguer le pompage de surface pour les
groupes flottants sur bassin et les hauteurs inférieures à 10 m, du
pompage en nappes profondes qui utilise nécessairement un
groupe motopompe immergé. Ce dernier se glisse alors directement dans le tuyau du forage d’un diamètre standard de quatre
pouces. Si les machines à collecteurs sont encore utilisées pour les
applications de surface, les motopompes modernes immergées et/
ou de puissance élevées (plusieurs kW) utilisent principalement des
machines triphasées asynchrones à rotor massif alimentées par
onduleur à modulation de largeur d’impulsion à MOSFET (Metal
Oxide Semiconductor Effect) ou IGBT (Insulated Gate Bipolar Transistor). Des dispositifs utilisant des machines synchrones triphasées
à aimants permanents présentant théoriquement de meilleurs rendements ont également été étudiés, mais ne se sont pas imposés à
ce jour pour des raisons économiques. Au niveau des pompes, on
distingue les pompes centrifuges et volumétriques.
Concernant les MOSFET et IGBT, le lecteur se reportera utilement au dossier [D 3 233]
MOSFET et IGBT : circuits de commande.
Une pompe centrifuge fonctionnant en similitude se caractérise
par quatre coefficients invariants, les coefficients de Rateau [15],
respectivement relatifs aux variables : débit, hauteur, puissance et
rendement. Alors, dans le plan hydraulique donnant la différence
de pression entre entrée et sortie de la pompe, appelée hauteur
nette (Hn = Δp) en fonction du débit (Q), le point de fonctionnement de la pompe peut suivre approximativement la ligne de crête
de son rendement maximal qui atteint 70 % comme indiqué
figure 16. Dans ces conditions de similitude, le débit Q est proportionnel à la vitesse Ω (Q = K1Ω), la hauteur nette Hn au carré de la
vitesse (Hn = K2Ω2) et la puissance P à son cube (P = KΩ3). Lorsque
Ω1 < Ω 2 < Ω3
Débit Q
Figure 16 – Allure des caractéristiques hydrauliques et des lignes
d’isorendement d’une pompe centrifuge fonctionnant à vitesse
variable en similitude
la pompe est immergée dans un puits, elle ne débite que pour une
hauteur nette suffisante, supérieure à la hauteur géométrique Hg
du puits ainsi que l’indique la figure 17 donnant la hauteur
manométrique totale incluant les pertes de charges. Tant que la
hauteur nette est inférieure à la hauteur géométrique Hg, le débit
est nul et il y a « barbotage ». Le couple C, directement lié à la hauteur nette, varie également comme le carré de la vitesse ou du
débit. Il en résulte que dans un fonctionnement « au fil du soleil »
qui exploite directement la puissance du rayonnement solaire
variable au cours de la journée, la vitesse Ω d’une pompe centrifuge est forcément variable elle aussi, suivant la racine cubique de
la puissance fournie par l’alimentation solaire P = KΩ3.
Une pompe volumétrique se comporte un peu différemment car
le couple peut être considéré comme sensiblement constant : dans
un fonctionnement « au fil du soleil », la vitesse varie donc de
façon proportionnelle à la puissance P = KΩ. Par leur encombrement, ces pompes sont moins adaptées à l’immersion en forage
standard de quatre pouces.
La vitesse Ω d’un groupe de pompage alimenté au fil du soleil
est donc nécessairement variable.
Comme ce fonctionnement à vitesse variable peut dégrader le
rendement électro-hydraulique du groupe motopompe, on peut
envisager de disposer un stockage intermédiaire d’énergie dans
des batteries. Cette hybridation permettrait de découpler la puissance utile, donc la vitesse et le débit de la pompe, de la puissance
disponible ; et d’élaborer une gestion de l’énergie qui maximise la
quantité d’eau pompée totale en fin de journée, par exemple en
faisant fonctionner la chaîne de conversion à vitesse constante en
son point de meilleur rendement. Mais d’une part le choix se porterait sur une batterie d’accumulateurs au plomb-acide dont le rendement de stockage/restitution dépasse difficilement 85 % ; d’autre
part, les caractéristiques de la pompe assurent un bon rendement
sur une large plage de vitesse utile aux forts débits pour un fonctionnement en similitude. De plus, le stockage électrochimique
augmente notablement le coût et affecte la sûreté de fonctionnement tandis que l’eau se stocke très facilement. Le stockage électrochimique ne se justifie donc pas du tout dans cette application.
Nous considérons donc une installation pompage isolée, sans
stockage d’énergie électrique, dont l’architecture est indiquée
figure 17. Avec un réservoir d’eau supposé infini nous retrouvons
la problématique générale analysée au paragraphe précédent,
appliquée ici au pompage. L’installation de pompage isolée exploitant seule le générateur photovoltaïque prévu à cet effet, il s’agit
de répondre aux besoins en eau avec une installation à coût minimal. Pour mener une étude technique générale du fonctionnement
permettant de dimensionner l’installation, on peut reformuler le
problème en considérant l’objectif équivalent qui consiste à tirer
un volume maximal d’eau pompée à partir d’un générateur photo-
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D 3 936 – 13
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CONVERSION PHOTOVOLTAÏQUE : DE LA CELLULE AUX SYSTÈMES ___________________________________________________________________________
La fïgure 18 illustre le cas d’une commande à flux constant. La
tension développée par la machine croît rapidement avec la puissance délivrée par le générateur PV (en racine cubique de P) sous
l’effet combiné de l’augmentation de la vitesse et de celle du courant (caractéristique (1) de la motopompe), tandis que la tension
optimale Vopt de fonctionnement du générateur PV varie assez peu
(lieu (2) des points optimaux du générateur PV).
Énergie
solaire
Hn
GPV
Afin de réaliser la fonction MPPT, l’onduleur inséré entre le
générateur et la machine doit donc maintenir sensiblement constante la tension du générateur du côté continu.
Les onduleurs MLI (modulation de largeur d’impulsion) à source
de tension permettent de régler la tension (valeur efficace) du côté
alternatif jusqu’à une valeur maximale Vmax suivant la relation :
Onduleur
Hg
Valt = αVmax avec α 艋 1 ,
Q
Eau
Motopompe
immergée
Q
Figure 17 – Architecture de la chaîne de pompage et exemple de
caractéristique hydraulique de pompe immergée à la profondeur Hg
voltaïque de puissance crête donnée. Dans ces conditions,
« maximiser le volume d’eau pompée » est équivalent à
« maximiser le débit instantané » de la pompe fonctionnant au fil
du soleil. Son fonctionnement dépend donc de la puissance disponible sur le site, qui varie au cours de la journée avec les aléas de
la météorologie, mais aussi des caractéristiques présentées par la
motopompe connectée au générateur. Réciproquement, l’extraction de la puissance solaire dépend de l’impédance présentée par
la motopompe, qui doit être optimale au sens défini au chapitre 4.
La commande doit donc assurer simultanément la fonction MPPT
et faire fonctionner la pompe à son meilleur rendement pour la
puissance Popt imposée qui impose le débit. Il s’agit aussi d’optimiser la conversion électromécanique intermédiaire, donc de minimiser les pertes dans l’ensemble onduleur - machine électrique.
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On est donc en présence d’un couplage fort entre le générateur
et sa charge, qui nécessite en toute rigueur trois degrés de liberté
énergétiques pour satisfaire simultanément les fonctionnements
optimaux de trois composants :
– le générateur photovoltaïque ;
– l’ensemble convertisseur machine ;
– la pompe.
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En pratique, on utilise deux degrés de liberté, afin d’assurer d’une
part le bon fonctionnement du groupe motopompe à puissance
imposée et d’autre part la MPPT pour le générateur [14]. Le critère de
performance global du système est aisé à formuler : « maximiser le
débit instantané », que l’on peut considérer dans des conditions de
fonctionnement en similitude de la pompe centrifuge comme équivalent en pratique au critère : « maximiser la vitesse de rotation » du
groupe de pompage. Cette stratégie déjà décrite au plan général au
paragraphe 2.3.2 est illustrée plus précisément ci-après.
α représentant la profondeur de modulation.
En ce sens, ils sont dévolteurs.
Lorsque la profondeur de modulation α est utilisée pour réaliser
la fonction MPPT, on a :
Valt = αVopt soit Vopt = Valt / α
Vopt variant peu, afin de réaliser la fonction MPPT, l’onduleur
doit donc opérer, du continu vers l’alternatif, un « dévoltage
moindre » lorsque la puissance augmente. Et, si petite que soit la
tension machine Valt, ce qui se produit en début et en fin de journée aux faibles éclairements (faibles vitesses car faibles puissances solaires), on peut donc théoriquement toujours obtenir la
valeur Vopt requise avec α suffisamment petit.
Plus précisément, pour bénéficier pleinement de cette propriété
toute la journée, il faut choisir une adaptation générateur - groupe
motopompe telle que, au point de vitesse maximale, donc pour la
puissance maximale délivrée par le générateur sur le site, on ait α
proche de 1 ainsi qu’indiqué sur la figure 18. Cette « bonne adaptation en tension » est obtenue par le choix judicieux du nombre
de spires du bobinage de la machine électrique et/ou du nombre
total de cellules PV en série. Alors, pour réaliser l’optimisation par
MPPT qui revient à maintenir Vp = Vopt pratiquement constant en
première approximation, il suffit de diminuer α à mesure que la
vitesse diminue avec la puissance fournie par le soleil. La dynamique de réglage est donc bornée pour les puissances les plus élevées, aisées à déterminer par avance et s’étend jusqu’aux
puissances les plus faibles en réglant α. La seule limitation vient
de la résolution du découpage aux faibles valeurs de α, mais la
profondeur du puits et les pertes rendent inutiles l’exploitation des
trop faibles puissances.
Ip
Emax
Icc
max
2.4.2 Réalisation pratique avec motopompe
asynchrone et dimensionnement
Ainsi que nous l’avons précisé, les motopompes modernes utilisent principalement des machines à courant alternatif triphasées
asynchrones alimentées par onduleur à modulation de largeur
d’impulsion à IGBT ou MOSFET de puissance. Ces ensembles convertisseurs - machines offrent deux degrés de liberté que l’on peut
exploiter avec une commande scalaire associée à une loi tension fréquence ou une commande vectorielle, plus performante, permettant un réglage découplé du flux magnétisant et du couple. Le fonctionnement est déjà très satisfaisant avec une machine asynchrone
et une loi de commande tension - fréquence fixant le flux magnétisant mais il est intéressant de raisonner en commande vectorielle.
D 3 936 – 14
Icc
E2
Adaptation
par onduleur MLI
dévolteur pour MPPT
2
Icc
E1
1
Vco
Vp
Figure 18 – Stratégie de fonctionnement MPPT avec une motopompe alimentée par onduleur MLI : transformation de la caractéristique optimale de la motopompe en caractéristique optimale
du générateur PV par dévoltage
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(1) Caractéristique
de la motopompe
à flux constant
(2) Lieu des points
de fonctionnement
optimaux du générateur
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Les onduleurs MLI classiques, dévolteurs par principe, sont donc
très bien adaptés à cette application. En commande vectorielle,
c’est la chaîne de commande du couple qui règle α. Et aux faibles
puissances demandant moins de couple, on peut aussi réduire le
flux magnétisant pour minimiser les pertes Joule globales.
Le lecteur pourra se reporter au dossier [E 3 967] Modulations MLI et MPI.
Exemple exploitant le logiciel CALSOL disponible sur le site
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Pour puiser 20 m3 d’eau par jour à 30 m de profondeur dans la
région de Toulon avec une motopompe à 56 % de rendement (électronique 95 %, moteur 85 %, pompe 70 %), il faut installer 1 kWc
sans stockage. Mais la production atteint alors 52 m3 en juillet et
13 000 m3 sur l’année au lieu des 7 300 m3 requis. Avec un réservoir,
600 Wc suffisent pour assurer une production moyenne de 21,4 m3
par jour soit 7 800 m3 sur l’année couvrant le besoin. On mesure là
tout l’intérêt du stockage de l’eau qui apporte une économie de 40 %
en puissance crête installée.
2.5 Véhicules solaires autonomes :
Sunracers
a Helios
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2.5.1 Énergie solaire et mobilité
tiwekacontentpdf_d3936
En dehors des engins spatiaux opérationnels qui peuvent
déployer de grands panneaux solaires dans l’espace et les orienter
face au soleil pour s’alimenter, mais dont la mobilité n’est pas vraiment tirée de l’énergie solaire, la plupart des autres engins solaires
mobiles n’ont été développés à ce jour que comme prototypes à
usage essentiellement expérimental et/ou promotionnel. La faible
densité de l’énergie solaire, combinée à la surface limitée et non
plane des véhicules, ne permet en effet d’assurer une mobilité
autonome que dans des conditions très particulières d’usage. C’est
le cas des avions, des bateaux ou des voitures solaires.
Indiquons d’abord la première traversée de l’Atlantique effectuée
en 63 jours, escales comprises, par le catamaran suisse Sun 21 parti
de Bâle le 16 octobre 2006 pour rejoindre Séville, puis arrivé en Martinique le 2 février 1987, parcourant par temps calme 150 km par
jour grâce à ses 10 kWc de panneaux sur 65 m2. De petits bateaux
électriques solaires fluviaux ou lacustres sont commercialisés.
Concernant les avions, après la traversée de la Manche le 12 juin
1979 par Bryan Allen pilotant le Gossamer Albatross à propulsion
musculaire conçu par Paul MacCready, une équipe de la société
Aerovironment construisit, toujours sous la direction de Paul MacCready, un premier avion solaire, le Gossamer Penguin, puis le
Solar Challenger qui traversa la Manche en 1981. Par la suite, cette
société a développé plusieurs avions solaires en collaboration avec
la NASA, particulièrement les drones solaires de haute altitude
Pathfinder, Centurion, Centurion Plus et Helios dont la figure 19
présente quelques photographies. Hélios, aile volante d’une envergure de 75 m pour 186 m2 de surface, était équipé d’un générateur
PV de 30 kWc constitué de plus de 60 000 cellules bifaces Sunpower à 22,5 % de rendement. Propulsé par 14 hélices entraînées
par autant de moteurs Brushless de 1,5 kW, Helios établit le record
absolu d’altitude pour un avion non fusée à 30 000 m le 13 août
2001 : sa propulsion électrosolaire ne requiert pas d’oxygène. Il
devait par la suite être équipé de piles à combustibles réversibles
pour un vol permanent, de jour comme de nuit, mais fut détruit
par un accident de vol en août 2002. Plusieurs motoplaneurs solaires ont également été construits. Le premier véritable est Icare 2
de l’Université de Stuttgart avec 3,6 kWc de cellules sur 20 m2 qui
fit son premier vol le 7 juillet 1996. Citons pour finir le projet Solar
Impulse à l’initiative de Bertrand Piccard qui vise à faire décoller et
voler de façon autonome, de jour comme de nuit, un avion exclusivement propulsé à l’énergie solaire pour effectuer le tour du
monde en 2011 [16].
Mais ce sont les automobiles solaires qui ont donné lieu aux
développements les plus nombreux avec les Sunracers, engagés
dans la World Solar Challenge (WSC) [17]. Ces véhicules électriques tirent leur énergie du seul soleil au moyen de capteurs photo-
b
Pathfinder Plus
Figure 19 – Drones solaires Pathfinder Plus et Helios développés
et testés par la NASA et la société Aerovironment
voltaïques disposés sur leur carrosserie. Depuis la première édition
de la Word Solar Challenge (WSC) en 1987, consistant à traverser
l’Australie du Nord au Sud sur 3 000 km, plus de 300 de ces Sunracers ont été réalisés dans le monde et engagés dans cette compétition, tant par des universités que par des industriels, et lors de la
huitième édition en octobre 2005 la barre des 100 km/h de vitesse
moyenne a été franchie. Traits d’union symboliques entre énergie
solaire et transports et bien qu’exotiques en tant qu’application
proprement dite, la conception, l’ingénierie et la gestion énergétique de ces vitrines technologiques aux performances extrêmes
s’avèrent très riches d’enseignements sur l’exploitation optimale
des systèmes à énergie solaire photovoltaïque, ce qui en justifie
une description. Pour mieux illustrer le propos général, nous nous
appuyons sur les données du véhicule solaire Solelhada, conçu et
réalisé à l’INP de Toulouse pour participer au WSC’2001 [18].
On trouvera par ailleurs dans le dossier [D 3 971] Graphes de liens causaux pour systèmes à énergie renouvelable (partie 2) une description assez complète de ses
composants et de leur modélisation en Bond Graph.
En premier lieu, il est nécessaire de présenter la WSC et les
points de son règlement les plus significatifs.
2.5.2 World Solar Challenge :
règlement et déroulement
En 1983, Hans Tholstrup effectue en compagnie de Larry Perkins
la traversée de l’Australie de Perth à Sydney soit 4 129 km en
20 jours à la moyenne de 23 km/h avec un véhicule électrique réalisé en 1981, équipé de cellules solaires « The Quiet Achiever ».
Puis, afin de promouvoir l’énergie solaire, il imagine et organise la
World Solar Challenge, compétition internationale de véhicules
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D 3 936 – 15
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CONVERSION PHOTOVOLTAÏQUE : DE LA CELLULE AUX SYSTÈMES ___________________________________________________________________________
Sunraycer
Année
1987
Rang
Voiture
Équipe
Pays
Vitesse
(km/h)
1
Sunraycer
General Motor Corporation
USA
66,90
2
Subchase
Ford Australia
Australie
44,48
3
Spirit of Biel
Eng College of Biel
Suisse
42,93
1
Spirit of Biel
Eng College of Biel
Suisse
65,18
2
Dream
Honda Corporation
japon
54,67
3
Sunrunner
Michigan University
USA
52,52
1
Dream
Honda Corporation
Japon
84,96
2
Spirit of Biel
Eng College of Biel
Suisse
78,27
3
Son of Sun
Kyocera Corporation
Japon
70,76
1
Dream
Honda Corporation
Japon
94,21
2
Schooler
Eng College of Biel
Suisse
86
3
Aisol III
Aisin Seiki Co
Japon
80,7
1999
1
Aurora
Aurora
Australie
72,96
2001
1
Nuna I
Alapha Centauri
Hollande
91,81
2
Aurora
Aurora
Australie
90,26
1
Nuna II
Nuon Solar team
Hollande
97,02
2
Aurora
Aurora
Australie
91,90
1
Nuna III
Nuon Solar team
Hollande
102,75
2
Aurora
Aurora
Australie
Spirit of Biel - Bienne
1990
1993
Dream
1996
Aurora
Nuna III
2003
2005
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Figure 20 – Quelques Sunracers réputés et leurs performances à la WSC depuis 1987
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solaires dont le règlement de base est simple : les véhicules ne doivent extraire l’énergie de propulsion que du soleil pour traverser
l’Australie du nord au sud par la Stuart Highway de Darwin à Adélaide, soit 3 010 km. La première édition a lieu en novembre 1987
avec 23 participants. Une équipe de la société Aerovironment coordonnée par Paul MacCready réalise pour General Motors GM avec
la collaboration de Hughes Aircraft un véhicule révolutionnaire baptisé Sunraycer. Équipé de cellules Si et AsGa, de batteries AgZn, et
du premier moteur Brushless à aimants Magnequench au néodyme-fer-bore introduits en 1986 par GM, il remporte la compétition, effectuant la traversée en 6 jours à la vitesse moyenne Vmoy
= 67 km/h. En presque vingt ans, les performances ont constamment progressé et l’édition de la WSC 2005 a vu le véhicule Nuon,
réalisé par l’université hollandaise de Delft, établir un nouveau
record à 102 km/h de vitesse moyenne sur 3 000 km. Le tableau de
la figure 20 donne les performances accomplies depuis 1987 par
les meilleurs véhicules Sunracers et leurs photographies.
L’énergie solaire est captée et convertie en électricité par des
générateurs photovoltaïques embarqués sur le véhicule dont les
dimensions sont limitées à 8 m2 en projection verticale pour les
monoplaces (12 m2 pour les biplaces). Les dimensions maximales
du véhicule sont 6 m de long, 2 m de large et 1,6 m de haut. Les
pilotes sont tous lestés à 80 kg. Parti chaque jour à 8 h du matin,
chaque véhicule doit s’arrêter à 17 h où il se trouve le long de la
Stuart Highway ; il en repart le lendemain à 8 h. Pour gagner, il faut
D 3 936 – 16
parcourir le maximum de distance dans la journée avec l’énergie
solaire captée dans cette période, c’est-à-dire être le plus rapide en
vitesse moyenne pour être le plus avancé chaque soir et ainsi arriver premier à Adélaïde : c’est donc bien une compétition de sobriété
et de gestion énergétique, non pas une course de vitesse pure.
La circulation sur route ouverte impose de découpler la consommation de la production aléatoire du générateur, au moyen d’un
stockage, généralement en batteries d’accumulateurs électrochimiques d’abord pour raison de sécurité. La capacité des batteries est
strictement limitée à 5 kWh, ce qui représente environ la moitié de
l’énergie fournie par le générateur photovoltaïque en une journée
de course. Ces batteries permettent le démarrage des dispositifs
électroniques, le fonctionnement des auxiliaires et subviennent aux
besoins d’énergie et de puissance pour la propulsion du véhicule
lors de passages nuageux, pour dépasser un concurrent ou franchir
une pente. Le profil de la route est relativement plat et rectiligne,
culminant à 850 m, avec une pente de 4 % pendant 2 km et 6 % sur
1 km. Ce stockage est aussi l’équivalent énergétique de 500 g
d’essence, donc un stockage bien modeste comparé aux réservoirs
de nos automobiles ! Pourtant ce stockage constitue également un
élément majeur de la gestion d’énergie car il est possible de recharger les batteries, non seulement pendant la course entre 8 h et 17 h
lorsque la puissance solaire dépasse le besoin de roulage mais
aussi à l’arrêt, entre 6 h et 8 h et entre 17 h et 19 h, toujours au
moyen du seul générateur solaire embarqué sur le véhicule. Ces
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____________________________________________________________________________ CONVERSION PHOTOVOLTAÏQUE : DE LA CELLULE AUX SYSTÈMES
Générateur
photovoltaïque
Batterie
Groupe
motopropulseur
Dynamique
véhicule
Figure 21 – Architecture générale du véhicule solaire Solelhada
différentes phases apparaissent sur la figure 24, analysée plus loin.
Toute l’énergie du véhicule provient donc du soleil seul, mais sa
gestion grâce au stockage dans les batteries est déterminante pour
les performances.
2.5.3 Architecture des voitures solaires
Les véhicules solaires présentent très généralement l’architecture décrite par la figure 21. C’est particulièrement celle du véhicule solaire Solelhada conçu et réalisé à l’INP (Institut national
polytechnique) de Toulouse par une équipe d’enseignants - chercheurs et chercheurs au CNRS, pour participer au WSC’2001. Cette
architecture très générique est aussi celle des véhicules hybrides
série, le générateur solaire tenant la place du groupe électrogène
embarqué. À l’instar de nombreux systèmes photovoltaïques autonomes, un bus à courant continu interconnecte trois éléments
principaux : le générateur PV embarqué, le stockage et le groupe
motopropulseur lui-même associé à la dynamique du véhicule. La
tension de ce bus est fixée par la batterie et dépend donc de son
état de charge sauf si on intercale un convertisseur de liaison entre
le bus et le stockage. Sur Solelhada, la tension du bus directement
relié à une batterie au plomb - acide peut varier de 120 V à 170 V,
suivant les conditions et l’état de charge de la batterie.
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2.5.4 Ingénierie du générateur PV embarqué
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La surface totale du générateur est limitée à 8 m2 par le
règlement. Les cellules photovoltaïques collées sur la coque du
véhicule doivent épouser fidèlement la forme non plane de la
coque sans dégrader ses performances aérodynamiques, ce qui
nécessite une encapsulation souple spéciale bien visible sur les
photographies de la figure 22 et aussi de [D 3 935, figure 24]. Mais
ces courbures impliquent une exposition solaire non uniforme sur
le générateur, ce qui impose de le partager en sections indépendantes afin de réduire les déséquilibres et de maximiser le rendement global. Chacune des sections est reliée directement et
indépendamment au bus commun par un convertisseur MPPT
pour assurer son fonctionnement optimal ainsi que nous l’avons
justifié au § 1.3. La détermination de cette partition doit prendre en
compte de nombreuses contraintes structurelles et de fonctionnement telles que formes et surfaces disponibles, tailles et type des
cellules, tensions minimales et maximales des sections avec prise
en compte de la température et de la position du soleil. Seul un
modèle global permet de trancher. Le générateur de Solelhada est
décrit par la figure 22 : les 760 cellules au silicium de 10 ∞ 10 cm2,
de rendement crête 16,5 % sont regroupées en modules de
35 cellules au centre et 30 cellules sur les côtés. Il est divisé en
quatre zones : centrale, arrière et latérales. La figure 23 montre la
comparaison de deux solutions candidates : l’une à quatre sections, l’autre à six sections, les deux zones latérales fortement
vrillées (voir figure 22) étant divisées en deux sections. La simulation globale du système sur une journée en considérant un trajet
orienté Nord - Sud par temps clair montre que l’on recueille
7,1 kWh avec 4 sections contre 7,5 kWh avec 6 sections, ce qui privilégie ce dernier choix conduisant à l’ingénierie présentée sur la
figure 22. Les sections centrale et arrière comportent six modules
en série et les sections latérales seulement trois modules de
30 cellules. La puissance crête du générateur est de 1 200 Wc. Ce
générateur a délivré une puissance maximale de 1 300 W dans le
désert australien et de 1 400 W dans les Pyrénées en conditions
plus fraîches !
2.5.5 Gestion de l’énergie et performances
La figure 24 montre la puissance délivrée par le générateur de
Solelhada au cours de la journée du 20 novembre 2001. On distingue les productions du matin et du soir stockées dans la batterie
du véhicule à l’arrêt et la production durant le roulage en journée.
On distingue aussi durant un arrêt entre 11 h 15 et 11 h 45 l’augmentation de puissance consécutive au refroidissement du générateur par une brumisation manuelle visible sur la photographie.
La figure 25 montre les bilans kilométriques et énergétiques réalisés par Solelhada à Solar Odyssey 2001 (édition 2001 de la WSC).
Les 3 000 km ont été effectués en 50 h de roulage, donc à 60 km/h de
moyenne, en consommant 47 kWh, soit l’équivalent énergétique de
6 litres d’essence environ au total. On observe en effet que le générateur produit au maximum 9 kWh les meilleurs jours, ce qui est peu
pour parcourir des centaines de km. La consommation énergétique
du véhicule s’établit à 20 Wh/km soit l’équivalent énergétique de
0,2 litre d’essence pour parcourir 100 km. Cette sobriété remarquable, qualité première des Sunracers est obtenue par de très faibles
pertes dans tous les domaines. Ainsi Solelhada est caractérisé par
une masse de 180 kg sans la batterie (coque en fibres de verre et carbone), une aérodynamique au S.Cx évalué à 0,17 m2, des pneumatiques spéciaux à très faible résistance au roulement (Crr = 0,055). Il
est équipé d’un moteur-roue Brushless à haut rendement, à aimants
permanents et à commutation électronique, permettant le fonctionnement en récupération d’énergie au freinage.
Les transferts d’énergie journaliers dans la batterie indiqués
figure 25 montrent leur faible valeur relative pour une contribution
pourtant déterminante à une gestion d’énergie efficace : une propriété fondamentale de l’hybridation que l’on exploite de plus en
plus dans des systèmes hybrides très variés. Compte tenu des pertes aérodynamiques proportionnelles au cube de la vitesse, il est
ainsi très judicieux de stocker de l’énergie autour de midi pour
l’utiliser le soir et le matin afin d’améliorer la vitesse moyenne,
l’idéal se rapprochant d’une vitesse constante... naturellement
inconnue a priori !
On trouvera dans le dossier [D 3 971] et dans [17] une étude comparative de
« stratégies d’école » étudiées sur un modèle global du véhicule.
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D 3 936 – 17
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CONVERSION PHOTOVOLTAÏQUE : DE LA CELLULE AUX SYSTÈMES ___________________________________________________________________________
GR
DF
C
R
GF
DR
MPPT
MPPT
MPPT
MPPT
MPPT
MPPT
Bus
Batterie
GR
Continu 150 V
Moteur roue
Véhicule
DF
C
GF
GF
DR
C
GR
DF
DR
R
R
Figure 22 – Générateur photovoltaïque de Solelhada partitionné en 6 sections et architecture énergétique avec indication des flux d’énergie
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Nuna III, le meilleur véhicule actuel, réalisé par l’université hollandaise de Delft, a effectué la traversée à 102 km/h de moyenne
au cours du WSC 2005. Il embarque des technologies d’avantgarde : cellules triple couche à base d’AsGa à 30 % de rendement
et batteries au lithium polymère à 150 Wh/kg. La puissance du
générateur atteint 2 200 Wc. La barre des 100 km/h de vitesse
moyenne sur 3 000 km a donc été franchie à l’issue de progrès
constants accomplis en 20 ans, ce qui suscite déjà une évolution
du règlement visant à réduire la vitesse et à réaliser des véhicules
un peu moins « exotiques » avec des panneaux solaires limités à
6 m2, un pilote mieux assis et une sécurité accrue.
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Les véhicules solaires Sunracers sont donc des véhicules aux
performances extrêmes en termes de sobriété énergétique. Vitrines technologiques et traits d’union symboliques entre énergie
solaire et transports, ils illustrent à leur manière tout le potentiel et
les limites des technologies solaires pour un usage quotidien normal, et particulièrement l’importance du stockage de l’énergie
électrique et de l’hybridation. En effet, la surface d’un véhicule
standard ne permettant de capter qu’une énergie équivalente à un
demi-litre d’essence par une bonne journée, elle est utilisable pour
l’alimentation d’auxiliaires mais ne peut assurer la mobilité
moyenne du citoyen dans le contexte actuel. L’énergie solaire pour
les transports doit donc être produite en centrales stationnaires de
surfaces suffisantes et stockée dans des vecteurs adaptés (batteries, hydrogène, ...) pour un usage déporté et différé. La réalisation
de voiturettes citadines solaires, également rechargeables sur le
réseau, est cependant tout à fait envisageable pour un contexte
futur et déjà proposée par de petits constructeurs [19] en tirant
profit des enseignements tirés des Sunracers.
Énergie
(Wh)
7,518 kWh
7 000
7,083 kWh
6 000
5 000
Six sections
4 000
3 000
2 000
Quatre
sections
1 000
0
0
10 000
20 000
30 000
40 000
Temps (s)
Figure 23 – Comparaison par simulation globale, des performances
obtenues sur une journée de course Nord - Sud par temps clair, de
deux partitions candidates, à 4 ou à 6 sections, pour le générateur
PV de Solelhada
bures fossiles, mais on peut aussi l’obtenir en décomposant l’eau,
soit par des voies thermiques et catalytiques, soit directement par
électrolyse suivant la réaction :
(1) Électrolyse (Électrolyseur)
2.6 Production d’hydrogène
par électrolyse solaire
Eau + Électricité + Chaleur
Hydrogène + Oxygène
(2) Combustion (moteur, pile à combustible)
Même si cette application est encore très peu développée, nous
lui consacrons ce petit paragraphe indépendant pour souligner son
importance potentielle pour le futur, par exemple pour les transports dans la continuité du paragraphe précédent, mais aussi par
exemple pour lisser la production d’électricité renouvelable injectée sur le réseau. On sait en effet que l’hydrogène est considéré
comme un candidat très prometteur pour devenir un vecteur
énergétique majeur du futur. Non disponible à l’état naturel sur
Terre, on le synthétise couramment par reformage des hydrocar-
D 3 936 – 18
Cette réaction, illustrée figure 26, étant réversible et pouvant présenter un bon rendement dans les deux sens, supérieur à 60 %
avec des procédés adaptés, concrétise la très forte complémentarité de l’électricité, vecteur de flux, avec l’hydrogène – énergie, vecteur de stock. On peut ainsi envisager de stocker une énergie
électrique fournie par une source renouvelable, notamment solaire,
en produisant de l’hydrogène par électrolyse (réaction 1) stocké et
transporté en réservoirs pour une utilisation différée et/ou distante.
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Puissance (W)
____________________________________________________________________________ CONVERSION PHOTOVOLTAÏQUE : DE LA CELLULE AUX SYSTÈMES
1 200
1 200
800
600
400
200
0
4
6
8
10
12
14
16
18
20
Heure
Figure 24 – Puissance électrique délivrée par le générateur de Solelhada le 20/11/2001, le matin, durant le roulage et le soir à l’arrêt
Il se trouve de plus que les électrolyseurs présentent une caractéristique électrique dont l’allure correspond assez bien à celle de
la charge optimale théorique des générateurs photovoltaïques. En
effet, la réaction d’électrolyse s’écrivant :
1
O2
2
le potentiel théorique de décomposition réversible est donnée
par la loi de Nernst :
H2O → H2 +
1
Erev
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avec
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pH pO2 2
RT
= E0 +
ln 2
aH2O
2F
E0
R
T
F
potentiel standard (= 1,23 V à 25 ˚C sous 1 bar),
constante molaire des gaz (= 8,31 J/(mol · K)),
température,
constante de Faraday (= 96 500 C),
pH2
et
pO2
aH2O
pressions partielles d’H2 et de O2,
activité de H2O.
Pour un fonctionnement isotherme adiabatique de l’électrolyseur, le potentiel thermoneutre vaut :
Eth = 1,48 V à 298 K
Compte tenu des surtensions liées aux différentes pertes, la
caractéristique électrique suit finalement une relation de la forme :
V = Erev + ηa + ηc + rI
ηa et ηc surtensions cathodique et anodique liées aux
avec
cinétiques des réactions,
r
résistance modélisant les pertes par conductions
électronique et ionique,
I
intensité du courant d’électrolyse.
Il en résulte que pour une cellule élémentaire d’électrolyse
d’eau, la caractéristique présente l’allure donnée par la figure 27.
Le courant s’établit lorsque la tension dépasse 1,5 V et il grimpe
alors rapidement. Compte tenu des densités de courants généralement admissibles en pratique, on ne dépasse guère 2 V de tension
en charge. Pour obtenir une bonne adaptation lors d’une alimentation photovoltaïque, il faut donc disposer quatre à cinq fois plus de
cellules photovoltaïques en série que de cellules d’électrolyse en
série. Avec cinq cellules photovoltaïques en série par cellule
d’électrolyse, assurant une tension optimale supérieure à deux
volts en toutes situations, un hacheur dévolteur (Buck) permet
donc de réaliser une MPPT dans de bonnes conditions de rendement avec un rapport cyclique proche de l’unité.
Remarquons qu’en outre, un apport convenable de chaleur à la
réaction (1) (électrolyse à haute température) réduit de 20 % l’électricité consommée pour produire une quantité d’hydrogène donnée. Cela peut être effectué en exploitant des dispositifs à
concentration solaire avec récupération de chaleur. Et soulignons
que cette voie intéresse aussi fortement les filières nucléaires pour
valoriser la chaleur du réacteur et mettre à disposition l’énergie
nucléaire hors réseau électrique, par exemple pour les véhicules
ou systèmes de transports autonomes : des projets de réacteurs
nucléaires de génération IV à haute température intègrent cette
production massive d’hydrogène [20].
« L’hydrogène - énergie » ainsi produit par des voies très variées,
peut être exploité, soit par combustion, soit pour refaire directement
de l’électricité avec une pile à combustible (réaction 2) sans émissions
autre que de l’eau et une chaleur éventuellement valorisable,
particulièrement avec les piles à hautes température (cogénération).
Le PCI (pouvoir calorifique inférieur) de l’hydrogène valant 30 kWh/kg,
on dispose là d’un moyen de stockage très hautement énergétique en
masse (trois fois l’énergie massique de l’essence) qui permettrait de
pallier élégamment au caractère intermittent et dispersé de l’électricité renouvelable. Son énergie volumique est en revanche beaucoup
moins avantageuse et différents types de réservoirs ou de précurseurs chimiques moins encombrants sont étudiés.
Dans une vision systémique, en considérant l’ensemble
« électrolyseur + réservoir + pile à combustible », ce mode de stockage est de type électrochimique. Mais comparé aux accumulateurs électrochimiques classiques, il apporte le découplage des
dimensionnements en énergie (taille des réservoirs) et en puissance (électrolyseur et/ou pile à combustible), ce qui est très intéressant. Comme pour les piles à combustible, différentes
technologies d’électrolyseurs sont étudiées pour cette application,
particulièrement à électrolyte solide à membrane polymère (PEM)
ou à oxydes solides (SO) pour les hautes températures. Les dispositifs réversibles permettant les deux modes de fonctionnement
(électrolyseur ou pile) font aussi l’objet de travaux de recherche.
Citons particulièrement les études conduites par la NASA et la
société Aerovironment sur les drones solaires à vol permanent
embarquant des piles à combustible réversibles (§ 2.5).
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D 3 936 – 19
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600
3 500
500
400
300
1 750
Distance cumulée (km)
Distance journalière (km)
CONVERSION PHOTOVOLTAÏQUE : DE LA CELLULE AUX SYSTÈMES ___________________________________________________________________________
200
100
0
0
Énergie solaire (Wh)
18/11
19/11
20/11
21/11
22/11
23/11
24/11
Date
9 000
8 000
7 000
6 000
5 000
4 000
3 000
2 000
1 000
0
18/11
19/11
20/11
Énergie batterie (Wh)
Matin
21/11
Journée
22/11
23/11
24/11
Date
Soir
3 000
2 000
1 000
0
– 1 000
– 2 000
18/11
19/11
20/11
Matin
21/11
Journée
22/11
23/11
24/11
Date
Soir
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Figure 25 – Bilans énergétiques et kilométriques du véhicule Solelhada lors de Solar Odyssey 2001 du 18 au 24/11/2001
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En France, signalons la plate-forme solaire de Vignola prés
d’Ajaccio, labellisée en février 2007 comme projet structurant du
pôle de compétitivité Capenergies. Elle associera 3,5 MWc de panneaux solaires et des piles à combustible pour produire en continu
l’énergie nécessaire à 3 500 habitants. Une partie du générateur
solaire (0,6 MWc) servira à fabriquer de l’hydrogène par électrolyse, qui sera stocké puis utilisé au gré des besoins dans les piles à
combustible. L’investissement est évalué à 32 millions d’euros. La
réalisation d’un démonstrateur est prévue avant 2015 [21].
3. Conclusion : quel avenir
pour l’électricité solaire ?
Le secteur de l’énergie connaît une vulnérabilité croissante car
son système actuel est source de tensions multiples et compromet
l’équilibre des écosystèmes de la Terre. Il contribue pour plus de
50 % dans l’empreinte écologique totale de l’humanité ; son
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impact en terme de développement durable est donc majeur.
D’importants efforts sont maintenant consentis pour remédier à
cette situation par exemple en réduisant les émissions de gaz à
effet de serre ou en séquestrant le dioxyde de carbone tout en prolongeant l’exploitation des filières actuelles, nécessairement dominantes pour plusieurs lustres encore. Mais les progrès sont
difficiles et lents même si l’urgence se fait sentir. À long terme,
peut-être pourrons-nous un jour émuler ici bas l’équivalent de
petits soleils artificiels prodiguant d’immenses quantités d’énergie
ainsi que le promet la fusion thermonucléaire contrôlée, mais
l’aboutissement reste encore lointain, sinon incertain car il faudra
attendre 2050 pour savoir si ce rêve était ou non une utopie.
Dans ce contexte, nous avons rappelé que la Terre bénéficie
d’un apport extérieur d’énergie considérable en provenance du
Soleil, apport extérieur justement indispensable à la complexification d’un système, celle-ci ne pouvant être durable si le système
n’exploite que ses ressources internes. Ce formidable réacteur
thermonucléaire naturel est la source première de presque toutes
les énergies renouvelables exploitables qui permettraient de couvrir de larges « besoins » de l’humanité pendant longtemps. Cel-
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____________________________________________________________________________ CONVERSION PHOTOVOLTAÏQUE : DE LA CELLULE AUX SYSTÈMES
I (A)
Électrolyseur
Énergie
électrique
(solaire, ...)
Hydrogèneénergie
0,5
1
Vecteur de flux
1,5
2
V (volt)
Vecteur de stock
Pile
à combustible
I (A)
Figure 26 – Transformation réversible d’électricité en « hydrogène
énergie », deux vecteurs énergétiques aux propriétés complémentaires
Cellule
d'électrolyse
I (A)
4
Adaptation MPPT
par un hacheur
dévolteur
Icc
4 ou 5
cellules PV
1 cellule PV
0,5
1
1,5
2
2,5
3
V (V)
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Figure 27 – Caractéristiques électriques d’une cellule d’électrolyse
et du groupement de cellules photovoltaïques permettant
une alimentation au fil du soleil par couplage direct ou par hacheur
dévolteur (buck) et MPPT
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les-ci font donc l’objet d’un renouveau d’intérêt, d’autant qu’elles
bénéficient maintenant de technologies avancées et éprouvées.
Pourtant, malgré une croissance soutenue, la part des énergies
renouvelables dans le bouquet énergétique global est encore bien
marginale et le demeure dans nombre de prospectives ! En partie
certainement parce que les énergies renouvelables, par leur caractère « dispersé » et « intermittent », introduisent une problématique de valorisation qui impose un nouveau modèle, fait de
sources réparties judicieusement mutualisées avec du stockage,
différent du modèle dominant fortement centralisé. Dans ce nouveau modèle, l’électricité, par ses qualités intrinsèques reconnues,
est appelée à jouer un rôle de premier plan. Sa production à partir
de sources renouvelables, dont elle constitue le prolongement fréquent, sera géographiquement plus proche de sa consommation,
conduisant à une plus grande décentralisation du système électrique. Mais comme vecteur de flux elle hérite des mêmes limitations
que les sources intermittentes renouvelables : il s’agit donc de
développer parallèlement de nouveaux vecteurs chimiques artificiels de stock, pour assurer une disponibilité à la demande, par
exemple avec de l’hydrogène – énergie.
Dans un tel scénario, le rayonnement solaire lui-même représente un formidable potentiel énergétique et il est fort probable que
la production d’électricité photovoltaïque par de petites unités dispersées et raccordées au réseau de distribution aura un rôle important à jouer, sinon majeur. En effet, produire sur site la modeste
quantité d’électricité nécessaire au besoin local par conversion
d’une faible part de l’énergie solaire reçue grâce à des capteurs
simples et fiables fixés sur un toit ou une façade paraît rationnel et
raisonnable. C’est autant d’énergie en moins à acheminer et par
conséquent de lignes de transport à installer et de pertes associées.
Lorsque l’installation est reliée au réseau, celui-ci absorbe le surplus d’énergie fournie ou apporte le complément. Et il est toujours
possible et aisé d’augmenter la production en ajoutant de nouveaux panneaux solaires en exploitant la modularité naturelle du
photovoltaïque. En outre, pour des populations isolées, c’est aussi
un précieux moyen d’accéder au confort du développement. À ces
petites installations, isolées ou connectées au réseau, s’ajouteront
très vraisemblablement des centrales électriques plus lourdes, ainsi
que des unités de production de nouveaux combustibles de
synthèse renouvelables se substituant aux fossiles, polluants et
épuisables. La problématique du photovoltaïque est aujourd’hui circonscrite, ainsi que avons pu l’illustrer dans ce dossier. Ainsi,
sachant pleinement satisfaire les besoins d’électrification rurale
décentralisée, le photovoltaïque poursuit son essor en investissant
de plus en plus le domaine des applications reliées au réseau électrique, notamment au sein des pays de l’Union européenne, et
l’intérêt croissant des grands groupes de l’énergie pour cette filière
participe à sa dynamique. Et la France s’est enfin dotée en 2006
d’un cadre tarifaire incitatif et durable qui devrait permettre un véritable décollage de cette filière dans notre pays à l’instar de certains
voisins européens qui font de l’Europe un leader du domaine.
La figure 28, produite par l’EPIA (European Photovoltaic Industry Association), montre l’évolution estimée de l’électricité photovoltaïque pour les 30 ans à venir aux plans des marchés par
régions et applications, des emplois et de la compétitivité économique. On observe que sur les lieux les mieux ensoleillés, la
compétitivité serait déjà acquise aux heures de pointes. Plus de
deux milliards d’humains sans réseau électrique dans les pays en
développement pourraient accéder à ce vecteur de développement
grâce au photovoltaïque concrétisant une solidarité Nord-Sud. Et
l’étude effectuée par l’AIE (Agence internationale de l’énergie)
pour les pays industrialisés montre que l’équipement de toitures et
façades existantes permettrait de couvrir 20 à 60 % de la production d’électricité suivant les pays : USA 58 %, Australie 48 %,
Canada 35 %, Espagne 48 %, Italie 45 %, Allemagne 30 %, mais pas
de chiffre pour la France hors groupe de travail ! Ainsi, en Europe,
l’installation de 10 m2 de capteurs photovoltaïques pour chaque
nouvelle naissance couvrirait pour vingt ans le besoin en électricité
de ce nouveau citoyen : symbolique et efficace !
Plus largement, l’exploitation directe du rayonnement solaire par
différentes voies complémentaires affiche des qualités prouvées
avec des technologies éprouvées, même si de très importants
efforts restent à accomplir en R&D&T pour faire baisser les coûts et
mettre en place les différentes filières. On peut donc être optimiste
quant au fait de la voir apporter une contribution déterminante
pour constituer un jour, vers le milieu du XXIe siècle, une source
énergétique véritablement majeure. Si ce rêve reste ambitieux et
futuriste, sa faisabilité n’est plus guère contestable compte tenu de
la maturité technique des dispositifs solaires déjà observée : elle ne
relève donc plus de l’utopie. Et les sources d’informations techniques sur le domaine sont aujourd’hui nombreuses et riches, notamment sur la toile internet, par exemple [13] [22] et site de l’INES.
Ajoutons une recommandation forte des agences de l’énergie,
notamment de l’ADEME (Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie) qui, dans son guide du photovoltaïque, indique :
« l’installation d’une unité photovoltaïque présuppose que l’intéressé fasse une réelle démarche de maîtrise de l’énergie : rien ne
sert de produire de l’électricité photovoltaïque en investissant dans
des équipements onéreux si parallèlement un effort n’est pas
consenti pour réduire sa consommation énergétique ».
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D 3 936 – 21
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CONVERSION PHOTOVOLTAÏQUE : DE LA CELLULE AUX SYSTÈMES ___________________________________________________________________________
Toutes ces évolutions supposent un vrai changement de paradigme dans le secteur de l’énergie, un domaine clé du développement durable. L’étude et l’ingénierie d’une installation énergétique
bien intégrée, notamment photovoltaïque, doit résolument s’insEstimation de la compétivité économique
( /kWh)
Photovoltaïque
Pointes réseau
Base réseau
1
crire aujourd’hui dans ce contexte d’éco-conception multidimensionnel, non seulement technique et économique, mais aussi
sociétal.
Estimation du marché mondial par application
70 000
900 h/an :
0,60 /kWh
50 000
0,6
1 800 h/a :
0,30 /kWh
40 000
3 500 000
Connecté réseau
Industriel isolé
Rural isolé
Petites applications
60 000
0,8
Estimation du marché des emplois PV
(MWcrête)
Emplois en production
Emplois en installation
Emplois en maintenance
3 000 000
2 500 000
2 000 000
30 000
1 500 000
0,4
20 000
1 000 000
10 000
500 000
0,2
1990
2000
2010
2020
2030
2040
2005
2010
2015
Estimation du marché mondial par région
Amérique latine
4%
OECD
Pacifique
21 %
2010
OECD
Amérique
du Nord
12 %
Asie de l'Est
4%
Asie
du Sud
4%
Chine 4 %
MoyenOrient
1%
Afrique
3%
ROW 0 %
2020
2025
2005
2010
Estimation du marché mondial par région
Amérique latine
18 %
OECD Pacifique 6 %
OECD Amérique
du Nord
15 %
OECD
Europe
8%
Asie
de l'Est
5%
2025
Asie
du Sud
8%
ROW 2 %
Afrique
9%
OECD Europe
47 %
Moyen-Orient 6 %
Chine 23 %
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Figure 28 – Évolutions estimées du photovoltaïque (Source EPIA Greenpeace)
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Conversion photovoltaïque
par
Stéphan ASTIER
Professeur à l’Institut national polytechnique de Toulouse (INPT/ENSEEIHT)
Chercheur dans le Groupe Énergie Électrique & Systémique du LAPLACE (Laboratoire des
plasmas et conversion de l’énergie)
Sources de documentation
À lire également dans nos bases
MULTON (B.) et GERGAUD (O.). – Consommation
d’énergie et ressources énergétiques. [D 3 900]
Convertisseurs et machines électriques, 11/2003.
RICAUD (A.). – Modules photovoltaïques. Filières
technologiques. [D 3 940] Convertisseurs et
machines électriques, 05/2005.
RICAUD (A.). – Modules photovoltaïques. Aspects
technico-économiques. [D 3 941] Convertisseurs et machines électriques, 05/2005.
ges techniques de consultation à destination
du maître d’ouvrage. ADEME Editions. 2004.
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MULLER (J.C.) et SIFFERT (P.). – Photopiles
solaires. Encyclopedia Universalis.
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ORGERET. – Les piles solaires. Le composant
et ses applications. Masson. 1985.
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LINCOT (D.). – La conversion photovoltaïque de
l’énergie solaire. Découverte n˚ 344-345, 2007.
[11]
PV status report 2005. Research, Solar Cell
Production and Market. Institut for Environment and Sustainability IES, European community, Implementation of Photovoltaics.
Rapport EUR 21836 EN.
DESTRUEL (P.) et SEGUY (I.). – Les cellules photovoltaïques organiques. [RE 25] Convertisseurs
et machines électriques, 11/2004.
ROBOAM (X.) et ASTIER (S.). – Graphes de liens
causaux pour systèmes à énergie. [D 3 970] et
[D 3 971] Convertisseurs et machines électriques, 08/2006.
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FERRIERE (A.). – Centrales solaires thermodynamiques. [BE 8 903] Génie énergétique, 04/2008.
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Solar cells perspective energy source for the
new millenium.
http://www.pvresources.com/en/home.php
[14]
DAKYO (B.). – Étude et réalisation de dispositifs à commande numérique pour l’alimentation d’une machine synchrone à aimants
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Thèse de doctorat de l’Université du Havre,
soutenue le 23 mars 1988.
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Doc. D 3 936
5 - 2008
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Graph appliqué aux piles à combustible, accumulateurs Li-Ion et véhicule solaire. Thèse
de doctorat de l’Institut National Polytechnique de Toulouse, soutenue le 2 avril 2004.
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Venturi Concept Hybride
http://www.venturi.fr/vehicules-astrolabconcept.html
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Monographie DEN CEA Éditions Le Moniteur, 2006.
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06484114032007_Projet_VIGNOLA_v2.pdf
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HONSBERG (C.) et BOWDEN (S.). – Photovoltaics. CDROM
http://www.udel.edu/igert/pvcdrom/
Ouvrages
SORENSEN (B.). – Renewable energy. Its physics,
engineering, environmental impacts, economics and planning. Second edition Academic
Press, 2000.
LASNIER (F.) et ANG (T.G.). – Photovoltaic engineering handbook. Adam Hilger, 1990.
WINTER (C.J.), SIZMANN (R.L.) et VANT HULL
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IMAMURA (M.S.), HELM (P.) et PALZ (W.). – Photovoltaic system technology. A European Handbook. Commission of the European Community, H.S. Stephens and Associates, 1992.
Revues nationales et internationales
Systèmes solaires
http://www.energies-renouvelables.org
IEEE transactions on energy conversion
http://www.ieee.org
IEEE transactions on power systems
http://www.ieee.org
International Journal of Sustainable Energy (ex. International Journal of Solar Energy)
Journal of Solar Energy Engineering
Évènements
Conférences internationales
PVSEC Photovoltaic Science and Engineering Conference
ISES International Solar Energy Society Conference
EPVSEC European Photovoltaic Solar Energy Conference and Exhibition
IEEE Photovoltaic specialist conference
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CONVERSION PHOTOVOLTAÏQUE ______________________________________________________________________________________________________
Annuaire
Organismes, agences, sociétés savantes et laboratoires
International Solar Energy Society ISES
http://www.ises.org
European Renewable Energy Center. BE-1040. EUREC Agency
http://www.eurec.be
Institute for Environment and Sustainability IES de la Commission
Européenne
http://ies.jrc.cec.eu.int/
Solar cells perspective energy source for the new millenium
http://www.pvresources.com/en/home.php
Systèmes Solaires. Observateur des énergies renouvelables
http://www.energies-renouvelables.org
Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie ADEME
http://www.ademe.fr
National Renewable Energy Laboratory NREL
http://www.nrel.gov/ncpv
European Renewable Energy Council EREC
http://www.erec-renewables.org
Comité de liaison des énergies renouvelables CLER
http://www.cler.org
University of South Wales Australie UNSW. Photovoltaic Special Research
Center. Annual reports
http://www.pv.unsw.edu.au
World Solar Challenge WSC
http://www.wsc.org.au
EPIA European Photovoltaic Industry Association
http://www.epia.org/
Constructeurs
Photowatt International S.A.
http://www.photowatt.com/index_fr.php
Tenesol
http://www.tenesol.com/fr/
Apex BP Solar
http://www.bpsolar.fr/solaire/index.php
Kyocera
http://www.kyocerasolar.com/products/ksimodule.html
Sanyo Energy Corporation
http://www.sanyo.co.jp/clean/solar/hit_e/index_e.html
Sharp
http://sharp-world.com/solar/
RWE SCHOTT Solar Gmbh
http://www.schott.com/photovoltaic/english/
Ersol Solar Energy AG
http://www.ersol.de/
Q-Cells AG
http://www.qcells.de/cmadmin_2_491_0.html
SMA
http://www.sma-france.com/
Emcore photovoltaics
http://www.bpsolar.fr/solaire/index.php
Spectrolab
http://www.spectrolab.com/
Astro Power Inc.
http://www.gepower.com/prod_serv/products/solar/en/index.htm
Sun Power
http://www.sunpowercorp.com/
Et beaucoup d’autres à voir par exemple dans l’annuaire des constructeurs pour le Monde aux adresses :
http://energy.sourceguides.com/index.shtml/
http://energy.sourceguides.com/businesses/byP/solar/pvC/byB/mfg/byGeo/
byC/byC.shtml
Outils
CALSOL
http://www.ines-solaire.com/
PV-SYST
http://www.pvsyst.com/
Photovoltaic Geographical Information System PVGIS
http://re.jrc.cec.eu.int/pvgis
HOMER
https://analysis.nrel.gov/homer/
Doc. D 3 936 – 2
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