Master Energétique et Environnement : TP Energie Solaire

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Master Energétique et Environnement : Travaux
Pratiques
TP Energie Solaire
UPMC
Université Pierre et Marie Curie
Master Science de l’Ingénieur
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Table des matières
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A.
Introduction ......................................................................................................................... 4
1.
Contexte. Energie renouvelable et énergie solaire. ........................................................ 4
2.
Eléments du rayonnement solaire .................................................................................. 5
B.
a)
Spectre du rayonnement solaire. Constante solaire et « valeur du Soleil » ............... 6
b)
Variation diurne et annuelle........................................................................................ 8
c)
Irradiance disponible sur la surface de la terre ........................................................... 8
d)
Angle permettant de projeter le flux incident sur la surface du capteur.................... 9
Principe des capteurs solaires ........................................................................................... 12
1.
Principe de fonctionnement .......................................................................................... 12
a)
Composition d’une cellule PV.................................................................................... 13
b)
Récupération des électrons trous ............................................................................. 13
c)
Technologies de cellules solaires............................................................................... 14
d)
Caractéristique U/I de la cellule solaire..................................................................... 16
e)
Montage électrique équivalent. Modélisation électrique d’une cellule
photovoltaïque. ............................................................................................................................. 18
2.
Fonctionnement aux conditions optimales. Concept du contrôleur MPPT .................. 20
a)
Concept du contrôleur .............................................................................................. 20
b)
Connexion directe sans MPPT ................................................................................... 21
c)
Connexion avec adaptation MPPT ............................................................................ 22
3.
Architecture d’un générateur photovoltaique .............................................................. 23
a)
Association en série ................................................................................................... 23
b)
Association en parallèle............................................................................................. 23
c)
Aménagement du montage final. Ombrage et effet de Hot Spot ............................. 24
4.
Rendements associés à la chaîne de conversion........................................................... 25
d)
Définition des besoins électriques ............................................................................ 26
e)
Exemple de choix d’équipements ............................................................................. 26
5.
C.
Elément d'une installation solaire: ................................................................................ 28
a)
Accumulateurs ........................................................................................................... 28
b)
Régulateur de charge ................................................................................................ 28
c)
Onduleur .................................................................................................................... 29
TP : Dimensionnement d'une installation ......................................................................... 30
1.
Pré étude et choix des éléments ................................................................................... 30
a)
Etude des caractéristiques des panneaux ................................................................. 30
b)
Etude du rayonnement solaire .................................................................................. 33
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c)
Etude de différents aménagement de capteurs PV .................................................. 35
d)
Phénomène d’ombrage. Comportement des modules PV en fonction de leurs
connexions 37
2.
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Exemple d'application ................................................................................................... 39
a)
Calcul de l'énergie nécessaire pour satisfaire aux besoins d'une famille ................. 39
b)
Calcul du nombre de module et de la surface de pose ............................................. 39
c)
Correction en tenant compte des différentes pertes (électriques, ombrage,
salissures) 41
d)
Limite de tension ....................................................................................................... 42
e)
Régulateur de charge ................................................................................................ 42
f)
Montage Onduleur .................................................................................................... 43
g)
Calcul de la capacité batterie .................................................................................... 44
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TP Energie solaire
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A. Introduction
1. Contexte. Energie renouvelable et énergie solaire.
Les sources d’énergie conventionnelles telles que le nucléaire ou les combustibles fossiles
(charbon, pétrole et gaz) sont issues de stocks limités de matières extraites du sous-sol de la terre.
Chacune d’elles provoquent dans leurs utilisations des conséquences à long terme plus ou moins
importantes sur l’environnement et qui tendent à être mieux maitrisées: pollution atmosphérique,
changement
climatique,
contamination
radioactive.... A l’opposé, les sources d’énergie
renouvelables ont recours à des flux naturels
qui traversent de façon plus ou moins
permanente la Biosphère. Dans le cas d’une
utilisation d’une infime partie de ces flux, alors
ces énergies resteront inoffensives pour
l’environnement naturel aussi bien localement
que globalement. Toutes les énergies
renouvelables sont issues directement ou
indirectement du soleil. Son rayonnement
direct peut être utilisé de deux manières :
• sa chaleur peut être concentrée pour
chauffer de l’eau sanitaire, des immeubles,
des séchoirs, ou bien un liquide en circulation
afin de produire de l’électricité par
l’intermédiaire d’un alternateur ou d’une
dynamo. C’est le solaire thermique.
• sa lumière peut être transformée
directement en courant électrique grâce à
l’effet photovoltaïque
Figure 1 : Bertrand Piccard prépare un tour du monde à bord d’un avion futuriste alimenté seulement par
de l’énergie solaire, avec un défi technique : emmagasiner suffisamment d’énergie de jour pour voler de nuit.
L’énergie solaire qui touche la terre représente en tout environ 1 540 1015 kWh/an (1 540 péta
kWh/an). C’est 15 000 fois plus que la consommation d’électricité mondiale. Il faut évidement
prendre en compte l’ensoillement local, enlever les surfaces des mers ainsi qu’intégrer les
performences des systèmes de conversion de l’énergie solaire par panneau photo voltaique (PV).
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Figure 2 : Besoin énergétique et énergie disponibles issues de différentes ressources. Source Eco Solar
Equipment Ltd
L’étude qui vous est proposée a pour objectif de mettre en évidence les performances de
l’ensemble des éléments constituants une chaine de production d’électricité basée sur des capteurs
photovoltaïques puis de les monter pour simuler une installation complète (exemple celle d’une
maison de vacances qui comporte différents besoins électriques).
Figure 3 : Schéma de principe d’un système PV
2. Eléments du rayonnement solaire
Il faut noter que la cellule photovoltaïque (PV), n’est pas une pile, mais un convertisseur
instantané d’énergie, qui ne pourra fournir une énergie sous forme électrique que si elle reçoit une
énergie sous forme de rayonnement. La cellule solaire ne peut être assimilée à aucun autre
générateur classique d'énergie électrique de type continu. Ceci est dû au fait qu'elle n'est ni une
source de tension constante ni une source de courant constant.
Actuellement, le rendement de conversion d'énergie solaire en énergie électrique est encore
faible (souvent inférieur à 12 %) mais de très nombreuses recherches rendent prometteuses les
évolutions du rendement.
Sous un ensoleillement nominal de 1000 W/m2, il faut environ 9 m2 de panneaux PV pour
fournir 1 kWc, ce qui induit un coût élevé du watt crête.
Ce rendement faible ainsi que le coût élevé de la source photovoltaïque ont incité les
utilisateurs à exploiter le maximum de puissance électrique disponible au niveau du générateur PV.
Ce maximum est généralement obtenu en assurant une bonne adaptation entre le générateur PV et
le récepteur associé. Cette adaptation est effectuée à l'aide de convertisseurs statiques basés sur
différents modes de fonctionnement.
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a) Spectre du rayonnement solaire. Constante solaire et « valeur du Soleil »
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La production d'électricité photovoltaïque dépend de l'ensoleillement du lieu et de la
température, donc de sa localisation géographique, de la saison et de l'heure de la journée
La température à la surface du soleil avoisine les 5800 K. Le spectre du rayonnement solaire
s’avère donc similaire à celui d’un corps noir de 5800 K.
On appelle constante solaire l’éclairement énergétique du Soleil sur l’atmosphère extérieure
lorsque le Soleil et la Terre se trouvent distants d’une UA – une UA (unité astronomique) est la
distance séparant la Terre du soleil, soit 149 597 890 km. Les valeurs actuellement admises sont
proches de 1360 W/m-2. La constante solaire désigne l’éclairement intégré total sur la totalité du
spectre (Figure 4).
Figure 4: Spectre de rayonnement à l’extérieur de l’atmosphère terrestre comparé au spectre d’un corps
noir à 5800 K (newport).
L’éclairement qui traverse l’atmosphère terrestre varie chaque année d’environ 6,6 % en
raison de la variation de distance entre la Terre et le Soleil. Les variations de l’activité solaire
provoquent des modifications de l’éclairement pouvant aller jusqu’à 1 %.
Le spectre du rayonnement solaire à la surface de la Terre est constitué de différents
éléments. Le rayonnement direct provient directement du soleil, tandis que le rayonnement diffus
est diffusé par le ciel et le milieu extérieur. Un autre rayonnement encore est réfléchi par le milieu
extérieur (la terre ou la mer) en fonction de l’albédo local (albédo = rapport de l'énergie solaire
réfléchie par unité de surface sur l'énergie solaire incidente). Le rayonnement terrestre total est
appelé rayonnement global. Il convient en ce qui concerne l’éclairement global de définir la direction
de la surface cible.
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Figure 5: Rayonnement global total au niveau du sol et ses composantes directes, diffuses et réflectives.
L’intégralité du rayonnement qui atteint le sol traverse l’atmosphère, ce qui modifie le spectre
en raison des phénomènes d’absorption et de diffusion. L’oxygène et l’azote atomiques et
moléculaires absorbent le rayonnement de très courte longueur d’onde, faisant effectivement
obstacle au rayonnement aux longueurs d’onde de <190 nm. L’absorption par l’oxygène moléculaire
contenu dans l’atmosphère du rayonnement ultraviolet de courte longueur d’ondes entraîne un
phénomène de photodissociation (de l’oxygène) qui engendre à son tour une production d’ozone.
L’ozone absorbe fortement les ultraviolets de longueurs d’ondes plus élevées entre 200 et 300 nm
(bande de Hartley), mais absorbe peu le rayonnement visible. La vapeur d’eau, le dioxyde de carbone
et, dans une moindre mesure, l’oxygène, absorbent de manière sélective dans l’infrarouge proche. La
diffusion (de particules) de Rayleigh dépendante de la longueur d’onde et la diffusion par les aérosols
et autres particules en suspension dans l’air, dont notamment les gouttelettes d’eau, modifient
également le spectre du rayonnement qui atteint le sol (c’est à ces deux phénomènes que le ciel doit
sa couleur bleue).
Figure 6: Spectre au niveau du sol
Dans une atmosphère estivale sans nuage typique et avec un angle zénithal de 0°, les
1367W/m-2 qui atteignent l’atmosphère extérieure sont réduits à un rayonnement du faisceau
direct de 1050 W/m-2 environ et à un rayonnement global d’environ 1120 W/m-2 sur une surface
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horizontale au niveau du sol. La convention AM (air mass) définie la façon dont le spectre solaire est
mesuré.
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Figure 7: Normes de mesures du spectre d’énergie lumineuse émis par le soleil, notion de la convention
AM.
b) Variation diurne et annuelle
Les figures suivantes montrent les variations diurnes et annuelles typiques du flux radiatif
solaire global. La demi-largeur réelle et la position maximale de la courbe dépendent de la latitude et
de la saison. L’impact des nuages est pris en compte. Enfin, la figure de droite présente l’éclairement
solaire global au soleil de midi mesuré dans l’Arizona, montrant la variation annuelle.
Figure 10 : Variations diurnes du flux radiatif solaire global un jour nuageux et annuellement
(newport)
c) Irradiance disponible sur la surface de la terre
Au delà de la constante solaire de l'ordre de 1360W/m2 qui ne tient pas compte de la
traversée de l'atmosphère, l'énergie disponible à la surface terrestre est moindre et dépend de
l'exposition dans le temps et la localisation. En effet, l’ensoleillement d’une surface est plus
important quand cette surface fait directement face au Soleil. Lorsque l’angle augmente entre la
direction normale à la surface et celle des rayons du Soleil, l’ensoleillement est réduit
proportionnellement au cosinus de l’angle. Cela explique la répartition de l’ensoleillement et donc du
potentiel solaire sur la Terre visible sur la figure suivante.
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Figure 8: Distribution spatiale du rayonnement solaire annuel sur la Terre et en France
d) Angle permettant de projeter le flux incident sur la surface du capteur
Les figures suivantes illustrent les angles qui rentrent en jeu dans le calcul de l’irradiance
disponible à un moment de la journée, pour une localisation spatiale et un montage spécifique
angulaire du capteur.
Déclinaison : δ
La déclinaison est l'angle situé entre l'équateur et la distance du centre de la Terre au centre
du Soleil. Comme l'axe de la Terre est incliné à 23,45°, la déclinaison varie au cours d'une année de
±23,45°. En été et en hiver, la déclinaison atteint son maximum. En revanche, au printemps et à
l'automne, elle s'élève à 0°C.
Azimut : α
L’azimut solaire est l’angle que fait le plan vertical du soleil avec le plan méridien du lieu. On le
mesure à partir du Sud, vers l’Est ou vers l’Ouest (0° pour le Sud, 180° pour le Nord). Les lignes
verticales du diagramme figurent les angles azimutaux de 10° en 10°
Elévation du soleil ou hauteur : γ
La hauteur du soleil est l ‘angle que fait la direction du soleil avec le plan horizontal. Les lignes
horizontales du diagramme figurent les hauteurs angulaires de 10° en 10° au-dessus de l’horizon (0°
pour le plan horizontal et 90° pour le zénith).
γ max= 90 − Φ + δ
cesse.
Comme le Soleil se « déplace » dans le ciel pendant la journée, son élévation se modifie sans
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Plan du capteur PV
Rayons
solaires
γ
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δ: Déclinaison
Φ
δ
Φ: latitude
γ: Elévation
α: Azimuth
Figure 9 : Schéma de principe de la terre et des angles rentrant dans le calcul de l’irradiance. Vue locale
de l’utilisateur avec azimut et élévation.
Figure 10 : Courbe bleu clair (G*) : Energie solaire qui arrive sur le capteur. Courbe I* + D* (vert clair) :
cas d’un capteur solaire motorisé. En moyenne suivant la courbe G*, il est récupéré 14,2% de Esol sur l'année et
28,6% sur la journée. (ESol : rayonnement solaire, I*: rayonnement solaire direct, D* : rayonnement solaire
diffus, G* : rayonnement solaire global, S* rayonnement solaire direct sur le capteur.
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Figure 11 : Elévation en fonction de l’azimut (heure de la journée) et de la période de l’année (latitude
43°)
Angle du capteur : θ
Lorsque le rayonnement touche une surface horizontale, l'angle d'incidence du capteur doit
être pris en compte. On introduit alors un rendement d’utilisation en comparant la surface d'un plan
horizontal avec un plan incliné perpendiculaire au Soleil et pour la même puissance de rayonnement.
Figure 12 : Représentation des angles projetés terre-soleil et capteur-horizon
Rayonnement quotidien moyen, Temps d'éclairement équivalent
Un module se caractérise avant tout par sa puissance-crête Pc (W), puissance dans les
conditions STC (standard test conditions). Le module exposé dans les conditions STC va produire à un
instant donné une puissance électrique égale à cette puissance crête, et si cela dure N heures, il aura
produit une énergie électrique Eelec égale au produit de la puissance crête par le temps écoulé :
Eelec = N * Pc
Cependant, le rayonnement n’est pas constant pendant une journée d’ensoleillement, donc on
ne peut pas appliquer strictement cette loi. Afin de calculer ce que produit un module
photovoltaïque pendant une journée d’ensoleillement qui a un certain profil et une énergie solaire
intégrée en Wh/m², on va assimiler cette énergie solaire au produit du rayonnement instantané 1000
W/m² par un certain nombre d’heures que l’on appelle «nombre d’heures équivalentes».
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Grâce à la valeur de 1000 de ce rayonnement de référence, le nombre d’heures équivalentes
se retrouve exactement égal à l’énergie solaire intégrée si on l’exprime en kWh/m² /jour faisant
référence au tableau 1.
Le tableau suivant indique le rayonnement quotidien moyen sur une surface horizontale en
kWh/m²/jour pour différentes localisations. La valeur fournie indique qu’il s’agit du nombre d’heure
équivalent à un rayonnement de référence de 1000W/m2.
Site / Mois Jan Fév Mar Avr Mai Juin Juil Août Sep Oct Nov Déc
Paris 1.04 1,73 2,78 3,95 5.05 5.39 5.36 4.79 3.39 2.04 1.20 0.83
Berlin 0,61 1,14 2,44 3,49 4,77 5,44 5,26 4,58 3,05 1,59 0,76 0,46
Perpignan 1.52 2.36 3.56 4.35 5.31 5.88 6.16 5.48 4.24 2.6 1.63 1.29
Tableau 1: Rayonnement quotidien moyen
B. Principe des capteurs solaires
1. Principe de fonctionnement
La conversion photovoltaïque aujourd’hui largement utilisée peut être simplement définie
comme la transformation de l’énergie des photons en énergie électrique grâce au processus
d’absorption de la lumière par la matière.
Lorsqu’un photon est absorbé par le matériau, il passe une partie de son énergie par collision à
un électron l’arrachant littéralement de la matière. Ce dernier étant précédemment à un niveau
d’énergie inférieur où il était dans un état stable passe alors vers un niveau d’énergie supérieur,
créant un déséquilibre électrique au sein de la matière se traduisant par une paire électron-trou, de
même énergie électrique.
Généralement, la paire électron-trou revient rapidement à l’équilibre en transformant son
énergie électrique en énergie thermique.
Même si le phénomène électrique est secondaire devant le phénomène thermique (incluant la
chauffe du matériau par les rayons solaires), récupérer tout ou partie de l’énergie électrique est le
premier objectif des capteurs photovoltaïques sous forme de cellules ou de générateurs.
Cela est possible grâce par exemple à des cellules solaires réalisées en associant un matériau
semi-conducteur dopé N à un autre semi-conducteur dopé P.
L’énergie produite par l’absorption d’un photon dans un matériau se traduit du point de vue
électrique par la création d’une paire électron-trou. Cette réaction entraine une différence de
répartition des charges créant ainsi une différence de potentiel électrique, c’est l’effet
photovoltaïque.
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Figure 13 : Schéma de principe du montage d’une cellule PV
a) Composition d’une cellule PV
Couche semi-conductrice de type p
Le matériau semi-conducteur contient des atomes externes qui possèdent une quantité
inférieure d'électrons libres. On obtient ainsi un excédent positif de porteurs de charge (trous
d'électrons) dans le matériau semi-conducteur. Ces couches sont appelées des couches semiconductrices à conduction de type p.
Couche semi-conductrice de type n
Le matériau semi-conducteur contient des atomes externes qui possèdent une quantité
supérieure d'électrons libres. On obtient ainsi un excédent négatif de porteurs de charge (électrons)
dans le matériau semi-conducteur. Ces couches sont appelées des couches semi-conductrices à
conduction de type n.
Doigts de contact et contact métallique de la face arrière
Avec le contact métallique arrière, les doigts de contact constituent les connexions permettant
de brancher par exemple un consommateur.
Couche antiréflexion
La couche antiréflexion a pour but de protéger la cellule PV et de réduire les pertes de
réflexion à la surface de la cellule.
b) Récupération des électrons trous
En règle générale, les cellules solaires sont fabriquées en silicium, deuxième élément le plus
fréquent de la croûte terrestre. Un atome de silicium possède quatre électrons de valence. Dans un
cristal de silicium, deux électrons d'atomes adjacents forment une paire d'électrons. Dans cet état, le
cristal de silicium n'est pas un conducteur électrique, car il ne dispose d'aucun électron libre pour
transporter la charge.
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Figure 14 : Schéma de la matière cas sans et avec dopage.
Un champ électrique permet de séparer les électrons des trous. Dans les semi-conducteurs,
l'apport d'atomes perturbateurs permet de générer un champ électrique.
À cet effet, des atomes à cinq électrons sont placés dans une région. Cette région est un semiconducteur n ou dopé n, car, comparée au réseau de cristal de silicium pur, elle présente une charge
légèrement négative.
Des atomes à trois électrons sont placés dans une autre région. Cette région est un semiconducteur p ou dopé p, car, comparée au réseau de cristal de silicium pur, elle présente une charge
légèrement positive. Si les semi-conducteurs n et p sont adjacents, il se forme à leur limite la jonction
p-n, dont provient un champ électrique.
On obtient une jonction p-n en associant des couches semi-conductrices p et n. À la limite
entre les deux couches, les électrons se déplacent de la couche n vers la couche p et s'y recombine
avec les trous.
c) Technologies de cellules solaires
Les cellules solaires peuvent être réparties en trois groupes, selon le matériau de base utilisé :
• cellules monocristallines
• cellules poly cristallines
• cellules à couches minces
Le groupe des cellules à couche mince compte les cellules amorphes au silicium et les cellules
formées à partir d'autres matériaux, comme le tellurure de cadmium (CdTe), le diséléniure de cuivre
et d'indium (CIS) ou l'arséniure de gallium (GaAs). Dans la pratique, les cellules en silicium ont fini par
s'imposer.
Cellules solaires monocristallines
Des blocs de silicium sont formés à partir de fonte de silicium ultra-pure. Dans un monocristal,
le réseau cristallin complet est agencé de manière uniforme. Le bloc de silicium est découpé en
rondelles de 200 à 300μm d'épaisseur, appelées galettes. Pour permettre un usage optimal de la
surface du module solaire, les cellules rondes sont découpées en éléments carrés. D'habitude, les
cellules présentent une longueur d'arête de 152 mm. La fabrication est conclue par le dopage,
l'application des surfaces de contact et de la couche anti réflexion.
Possédant un rendement variant entre 15 et 18 %, les cellules monocristallines fabriquées
industriellement sont les cellules ayant actuellement le rendement le plus élevé. Cependant, leur
fabrication requiert plus d'énergie et de temps que celle des cellules poly cristallines.
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Figure 15 : Cellules solaires monocristallines, poly cristallines, amorphes
Cellules solaires poly cristallines
Le matériau de base est du silicium ultra-pur qui est porté à fusion. Mais pour la fabrication de
cellules solaires poly cristallines, on ne cultive pas de monocristaux, mais la fonte de silicium est
refroidie de façon contrôlée dans un moule carré. Pendant le refroidissement, les cristaux s'orientent
de manière irrégulière et forment la surface miroitante typique pour les cellules solaires poly
cristallines. Les blocs de silicium carrés sont découpés en galettes de 200 à 300μm d'épaisseur. La
fabrication est conclue par le dopage, l'application des surfaces de contact et de la couche anti
réflexion. La couche anti réflexion offre à la cellule solaire sa surface bleue typique, car le bleu
réfléchit le moins de lumière et en absorbe la plus grosse quantité. Les cellules solaires poly
cristallines présentent un rendement entre 13 et 16 %.
Cellules solaires amorphes
Le terme amorphe vient du grec (a : sans, morphé: forme) et signifie qui n'a pas de forme. En
physique, on appelle amorphes les éléments dont les atomes présentent des formes irrégulières. Si
les atomes ont une structure ordonnée, on les appelle des cristaux.
Pour la fabrication de cellules solaires amorphes, on applique le silicium sur un matériau
support, comme par ex. le verre. L'épaisseur du silicium s'élève alors à env. 0,5 à μm.
2
Ainsi, non
seulement la quantité de silicium requise est-elle assez faible, mais le découpage fastidieux des blocs
de silicium n'est plus nécessaire. Le degré de rendement des cellules solaires amorphes se situe
seulement à 6-8 %.
Matériau de base
Cellule monocristalline
Cellule poly-cristalline
Cellule amorphe
Cellule au diséléniure de cuivre
et d'indium
Rendement en %
15-18
13-16
6-8
10-12
Surface en m2
7-9
8-9
13-20
9-11
Figure 16 : Rendement des différentes technologies
Les cellules multi-jonctions à haut rendement.
Aujourd'hui, la plupart des cellules photovoltaïques inorganiques sont constituées d’une
simple jonction PN. Dans cette jonction, seuls les photons dont l'énergie est égale ou supérieure à la
transition énergétique d’un électronique (cad la bande interdite du matériau notée Eg en eV) sont
capables de créer des paires électron-trou. En d'autres termes, la réponse photovoltaïque d’une
cellule simple jonction est limitée à l’énergie du photon. Seule la proportion du spectre solaire dont
l’énergie des photons est supérieure au gap d’absorption du matériau est utile, l’énergie des photons
plus faible n’est donc pas utilisable.
D’autre part, même si l’énergie des photons est suffisante, la probabilité de rencontrer un
électron est faible. Ainsi, la plupart des photons traversent le matériau sans avoir transférer leur
énergie. Une première réponse pour limiter les pertes est connue de longue date du point de vue
technologique. Il suffit d’utiliser des systèmes à plusieurs niveaux, en empilant des jonctions
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possédant des gaps décroissants (Figure 2-12). Ainsi il est possible d’exploiter le spectre solaire dans
sa quasi-totalité avec des rendements de conversion très importants.
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Figure 17 : Principe de la cellule à hétérojonction.
d) Caractéristique U/I de la cellule solaire
Pour le spécialiste, la caractéristique d'une cellule ou d'un module est un critère d'appréciation
très important. L'illustration montre la courbe U/I typique d'une cellule PV pour différentes intensités
de rayonnement ainsi que pour différents types de matériaux.
Figure 18 : Courbes caractéristiques courant tension d’une cellule pour différents éclairements et pour
différentes technologies.
La figure suivante montre l’allure très caractéristique de la puissance. La puissance maximum
qui se trouve être atteinte pour une plage restreinte du couple (U,I) devra être recherchée à tout
instant quelque soit l’état d’éclairement.
Figure 19 : Caractéristiques majeures d’une cellule PV
Effet de la température
De même, toute l’énergie des photons n’arrivant pas à se transformer en électricité est
absorbée par le matériau sous forme thermique. Le matériau constituant les capteurs PV a alors sa
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température interne qui augmente proportionnellement à l’énergie solaire reçue. Le taux de
conversion photon-électron est faible car un certain nombre de conditions doivent être réuni pour
que ce phénomène se produise. L’effet thermique est donc majoritaire sur la plupart des capteurs,
détériorant d’autant plus les performances de ces derniers.
C'est pourquoi la température d'une cellule est toujours plus élevée que la température
ambiante.
Pour estimer la température de cellule Tc à partir de la température ambiante Ta, on peut
utiliser la formule de correction suivante :
Es
Tc =
Ta +
( TUC − 20 )
800
TUC est la température nominale de fonctionnement de la cellule solaire, Ta est la température
ambiante, Es est l'énergie d'ensoleillement.
Figure 20 : Evolution de la puissance fournie par une cellule PV lorsque sa température de
fonctionnement augmente.
Un des éléments clés dans ces recherches est la capacité d’optimiser la conversion
photovoltaïque et donc l’obtention de rendements très élevés. Ces recherches s’appuient sur
l’analyse théorique de la conversion photon-électron adaptée à l’ensemble du spectre solaire. Cellesci montrent que le rendement maximum théorique serait alors d’environ 85%. On est loin de ces
rendements. La figure suivante montre l’évolution des rendements record des principales filières
photovoltaïques actuelles. On y retrouve les différentes cellules au silicium monocristallin et polycristallin, les cellules au silicium amorphe, les cellules en alliage de Diséléniure de Cuivre Indium
Galium (notéCIGS), au tellurure de cadmium (CdTe), mais aussi les cellules à base de composés III-V
qui appartiennent à la catégorie des cellules multi-jonctions.
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Figure 21 : Rendements record de cellules photovoltaïques obtenus en laboratoire.
e) Montage électrique
photovoltaïque.
équivalent.
Modélisation
électrique
d’une
cellule
Lorsqu’une jonction PN réalisée à partir de matériaux sensibles à la lumière est éclairée, elle
présente la particularité de pouvoir fonctionner en générateur d’énergie. Ce comportement en
statique peut être décrit par l’équation électrique définissant le comportement d’une diode classique
dit modèle à une diode le plus cité dans la littérature.
Le module photovoltaïque est caractérisé par son schéma électrique équivalent qui se
compose d’une source de courant qui modélise la conversion du flux lumineux en énergie électrique,
une résistance shunt (court circuit) Rsh qui est une conséquence de l’état le long de la périphérie de la
surface de la cellule, une résistance série Rs représentant les diverses résistances de contact et de
connexion, une diode en parallèle qui modélise jonction PN.
Figure 22 : Montage électrique équivalent
Le courant généré par le module est donné par la loi de Kirchhoff :
I = Ip − Id − Ish
Avec I le courant délivré par le module, Ip le photo courant, Id le courant de diode et Ish Le
courant shunt. Le courant Ip est directement dépendant des rayonnements solaire Es et de la
température de
la cellule Tc ,
il
est donné
par la relation suivante:
Ip =P1Es 1+P2 (Es -E ref )+P3 (Tc -Tcref ) 
P1
P2
0.0036
0.0001
P3
P4
-0.0005
70.874
Rs
Rsh
0.614
151.16
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Tableau 2: Exemple de valeurs des paramètres
La température de la cellule peut être calculée à partir de la température ambiante et celle
d’irradiation comme suit :
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Es
Tc =
Ta +
( TUC − 20 )
800
Le courant de la diode est donné par:
=
Id Isat (exp
e0 (V + RI)
An s kTc
− 1)
Avec Isat est le courant de saturation. Il est fortement dépendant de la température et est
donné par:
Eg
−
kTc
3
Isat = P4 Tc exp
Le courant de la résistance shunt est calculé par :
Ish =
V + RsI
R sh
En regroupant l'ensemble des équations, on obtient:
I=I p (Es , Tj ) − Id (V, I, Tj ) − Ish (V)
e0 (V + RI)
Eg
−
V + RsI
kTc
3
P1Es 1+P2 (Es -E ref )+P3 (Tc -Tcref )  − P4 Tj exp
(exp An s kTc − 1) −
R sh
Il est alors proposé le schéma électrique équivalent de la cellule PV en un schéma bloc
comportant quatre variables.
Figure 23: Schéma bloc du Générateur Photovoltaïque
Eref
Tref
ns
e0
K
Eg
Ta
TUC
Irradiation de référence
Température de référence
nombre de cellule en série dans un module
La charge d’électron
Constant de Boltzmann
1000 W/m²
25°C
72
1,6.10-19C
1,38.10-23
J/K
1.12 ev
Energie de gap pour le silicium cristalline
Température ambiante
Condition de température nominale de fonctionnement
45°C
de la cellule qui est donnée par le constructeur
Le modèle du générateur photovoltaïque à 1 diode a été utilisé pour simuler les
caractéristiques P(V) et I(V) pour une large plage de variation de la puissance de l’éclairement reçu
par le panneau photovoltaïque (entre 150 à 850 W/m²) et de température (de 20°C à 38°C).Une
comparaison des caractéristiques obtenues par simulation numérique avec celles obtenus
pratiquement durant une journée ensoleillée. Les résultats pratiques et de simulation du modèle à
une diode sont représentés sur les figures suivantes. Nous remarquons un très bon accord entre les
caractéristiques expérimentales et celles simulées où l’erreur commise sur la puissance maximale et
de l’ordre de 1.53% pour le modèle à une diode.
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Figure 24: Caractéristiques I=f(V) et P=f(V) pratique et simulation dupanneau PV -Modèle une diode.
[O.AMRANI, D. REKIOU rapport interne]
Facteur de forme FF =
Pmax
Icc * Vco
Un paramètre important est souvent utilisé à partir de la caractéristique I(V) pour qualifier la
qualité d’une cellule ou d’un générateur PV : c’est le facteur de remplissage ou fill factor (FF). Il est
illustré sur la Figure 2-7. Ce coefficient représente le rapport entre la puissance maximale que peut
délivrer la cellule notée Pmax et la puissance formée par le rectangle Icc*Voc. Plus la valeur de ce
facteur sera grande, plus la puissance exploitable le sera également. Les meilleures cellules auront
donc fait l’objet de compromis technologiques pour atteindre le plus possible les caractéristiques
idéales.
Figure 25 : Notion de facteur de forme FF pour une cellule photoélectrique.
2. Fonctionnement aux conditions optimales. Concept du contrôleur
MPPT
a) Concept du contrôleur
D'un point de vue expérimental, les cellules photovoltaïques (PV) présentent de grandes
variances de leur puissance électrique en fonction des conditions météorologiques. De plus, quand
elles sont connectées à une charge, certains problèmes apparaissent, et la puissance transférée à la
charge correspond rarement à la puissance maximale délivrée par le générateur PV. On remarque
des problèmes similaires dans le cas de l’éolien. Quand une source d'énergie est connectée à une
charge, le point de fonctionnement est déterminé en prenant l'intersection de la caractéristique
électrique I-V avec celle de la charge. Ce point de fonctionnement varie du fait que la source
d'énergie où la charge varie à tout moment. Souvent, on n'opère pas à la puissance maximale de la
cellule PV, ce qui entraine que la puissance fournie à la charge est inférieure à la puissance maximale
que l'on pourrait fournir.
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Pour avoir la meilleure connexion entre une source non linéaire et une charge arbitraire et
produire la meilleure puissance, il a été conçu un système basé sur l’adaptation à la puissance
maximale (Maximum Power Point Tracking MPPT). Ce contrôleur, particulièrement adapté pour
piloter une source non linéaire, forcent le générateur à travailler à sa puissance maximale, induisant
une amélioration globale du rendement du système de conversion électrique.
Il existe différents types de contrôleurs MPPT. Généralement, chacun de ces contrôleurs a été
réalisé pour une application spécifique. La précision et la robustesse de ces contrôleurs dépendent
d'un certain nombre de paramètres :
• Le rendement global du système désiré par le constructeur
• Le type de convertisseur de puissance permettant l'adaptation et la connexion à une
charge (DC-DC, DC-AC), ou à un réseau électrique.
• L'application souhaitée (systèmes autonomes, connectés au réseau, spatiaux.)
Le principe de chercher le maximum est facile à réaliser si l'éclairement reste constant mais
devient moins accessible lorsque l'éclairement intervient. En effet, lorsque l'intensité de
l'éclairement varie (voir Figure 26), on passe à une valeur E2<E1, la caractéristique P-V change. Le
point X, qui était jusqu'à présent le MPP, se retrouve être un mauvais point de fonctionnement dans
les nouvelles conditions, comme le montre la figure suivante. On voit apparaître un nouveau point de
fonctionnement ici appelé X'.
Figure 26 : Principe de réglage de la puissance maximale
b) Connexion directe sans MPPT
Dans l’exemple proposé (Figure 28 : Relevé des caractéristiques I=f(U) et P=f(U)), la puissance
transmise est la puissance relevée au niveau de la batterie.
Figure 27 : Montage en connexion directe. Données: tension batterie 12V, TPV=75°C,
2
Es=1000W/m f=1
Lorsqu’Ubatt est compris entre 10 et 13.3V, la puissance transmise augmente jusqu´à
l´obtention d´une puissance transmise maximale. Lorsque Ubatt=13.3v, la puissance transmise est
maximale et vaut 66.125W. Lorsque Ubatt est compris entre 13.3 et 15V, la puissance transmise
diminue. Il y a des pertes puisque le point de fonctionnement se situe à 13.3 V.
Calcul des pertes (12 V,75°C,1000W/m²) = (66.12 - 63.35)/ 63.35 = 4.37%
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Figure 28 : Relevé des caractéristiques I=f(U) et P=f(U)
c) Connexion avec adaptation MPPT
Cette fois, un gain est adapté pour se trouver toujours à la puissance maximum (variation du
gain en fonction de la température du capteur PV ou bien de l'éclairement). La charge de la batterie
est constante Ucharge=Ubatt=12V.
Figure 29 : a) Montage en connexion avec MPPT. Données: tension batterie 12V, TPV=75°C,
Es=1000W/m2 f=variable. b) Relevé des caractéristiques I=f(U) et P=f(U) avec MPPT
Il est possible de trouver un gain max ceci grâce à la possibilité de faire varier f. A chaque
instant, le MPPT se règle pour forcer le système à fonctionner à sa puissance maximale.
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3. Architecture d’un générateur photovoltaique
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Dans des conditions d’ensoleillement standard (1000W/m² ; 25°C ; AM1.5), la puissance
maximale délivrée par une cellule silicium de 150 cm² est d'environ 2.3 Wc sous une tension de 0.5V.
Une cellule photovoltaïque élémentaire constitue donc un générateur électrique de faible puissance
insuffisante en tant que telle pour la plupart des applications domestiques ou industrielles.
Les générateurs photovoltaïques sont, de ce fait réalisés par association, en série et/ou en
parallèle, d'un grand nombre de cellules élémentaires.
a) Association en série
Une association de nS cellules en série permet d’augmenter la tension du générateur
photovoltaïque (GPV). Les cellules sont alors traversées par le même courant et la caractéristique
résultant du groupement série est obtenue par addition des tensions élémentaires de chaque cellule.
Figure 30 : Caractéristiques résultantes d’un groupement de ns cellules en série.
Ce système d’association est généralement le plus communément utilisé pour les modules
photovoltaïques du commerce. Comme la surface des cellules devient de plus en plus importante, le
courant produit par une seule cellule augmente régulièrement au fur et à mesure de l’évolution
technologique alors que sa tension reste toujours très faible. L’association série permet ainsi
d’augmenter la tension de l’ensemble et donc d’accroître la puissance de l’ensemble. Les panneaux
commerciaux constitués de cellules de première génération sont habituellement réalisés en
associant 36 cellules en série (Vcons=0.6V*36=21.6V) afin d’obtenir une tension optimale du panneau
Vopt proche de celle d’une tension de batterie de 12V (à puissance maximale).
Les modules en série sont souvent appelés des strings. Malheureusement, les cellules ou
modules ne sont pas tous absolument identiques. Le courant total s'oriente alors à la cellule ou au
module le plus faible. Ce phénomène est appelé mismatching.
b) Association en parallèle
D’autre part, une association parallèle de nP cellules est possible et permet d’accroître le
courant de sortie du générateur ainsi créé. Dans un groupement de cellules identiques connectées
en parallèle, les cellules sont soumises à la même tension et la caractéristique résultant du
groupement est obtenue par addition des courants.
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Figure 31: Caractéristiques résultant d’un groupement de np cellules en parallèle.
La caractéristique I(V) d’un générateur solaire peut être considérée comme le fruit d’une
association d’un réseau de ns*np cellules en série/parallèle.
Le montage en parallèle de cellules/modules permet d'obtenir des courants plus importants.
Dans ce cas, les différents courants s'additionnent. Seuls ont le droit d'être montés en parallèle des
cellules ou des modules de même type. Si les modules sont différents, des courants compensateurs
risquent de détruire les modules
c) Aménagement du montage final. Ombrage et effet de Hot Spot
La caractéristique globale peut, en outre, varier en fonction de l’éclairement, la température,
du vieillissement des cellules et les effets d’ombrage ou d’inhomogénéité de l’éclairement. De plus,
il suffit d’une occultation ou d’une dégradation d’une des cellules mises en série pour provoquer une
forte diminution du courant solaire produit par le module photovoltaïque. Un ombrage uniforme de
toute la surface d'un module PV réduit uniquement la puissance du module, mais ne lui nuit pas. Il
n'en est pas de même en cas d'ombrage partiel, par exemple lorsqu'une seule cellule PV du module
est ombragée.
Lorsque le courant débité est supérieur au courant produit par la cellule faiblement éclairée, la
tension de celle-ci devient négative et devient un élément récepteur.
Si plusieurs cellules PV sont montées en série, ce qui est généralement le cas, la diode de la
cellule PV ombragée se trouve dans le sens de blocage. Par conséquent, toute la tension du module
peut chuter via la diode. Si cette tension dépassait la tension de blocage de la diode, elle détruirait
cette dernière. Si la tension est inférieure à la tension de blocage, la diode forme une puissance
dissipée qui a pour conséquence de réchauffer la cellule, risquant ainsi d'endommager le module.
C'est le phénomène dit de hot spot ou « point chaud ».Pour remédier à ce phénomène, on
équipe donc les panneaux photovoltaïques de diodes by-pass qui ont pour rôle de protéger les
cellules qui deviennent passives
Figure 32 : Ombrage et effet de hot spot. Diode by-pass
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Montées antiparallèlement à la cellule PV, les diodes appelées by-pass protègent contre les
hot-spots. Si une cellule PV d'un string est désactivée, elle ne fournit certes plus de tension et la
tension totale du string diminue, mais le flux électrique est conservé grâce à la diode by-pass.
Comme aucune puissance n'est plus non plus produite dans la cellule PV, celle-ci ne se
réchauffe pas et ne risque pas d'être endommagée.
L'application pratique de cette protection dans les modules est toutefois un peu différente.
Dans ce cas, une diode by-pass n'est plus montée en parallèle dans chaque cellule PV, mais dans
plusieurs cellules PV à la fois, voire dans des strings complets. L'inconvénient, c'est qu'en cas de
désactivation d'une cellule, plusieurs cellules PV ou même tout un string ne fonctionnent plus. Il
faudra donc en tenir compte lors de la conception.
On associe couramment les panneaux solaires photovoltaïques en série pour obtenir des
tensions multiples de 12 Volts (24V, 48V) et en parallèle pour augmenter le courant solaire. La seule
précaution à prendre est d’utiliser des diodes spécifiques.
Les associations élémentaires des panneaux photovoltaïques se réalisent directement dans les
boîtes de jonction des modules solaires (Diodes by-pass (contournement) ou diodes séries (blocage)).
4. Rendements associés à la chaîne de conversion
Nous rappelons les définitions des différents rendements et des conditions de mesures de ces
derniers. Ainsi, le rendement global de la chaîne de conversion qui en résulte reflète bien l’ensemble
des sources de pertes réparties sur l’ensemble de la chaîne PV.
G : L’irradiance G (W/m²) est définie comme la quantité d'énergie électromagnétique solaire
incidente sur une surface par unité de temps et de surface.
La puissance reçue par un panneau de surface A (m²) est donc égale à G*Aeff.
Aeff : La surface Aeff représente la surface du panneau correspondant à la partie active et
susceptible de pouvoir effectuer la conversion photovoltaïque et non la surface totale occupée par le
panneau solaire.
Nous prendrons comme définition du rendement traduisant la capacité maximale d’un GPV
ainsi que sa qualité de la conversion photons-électrons d’un panneau solaire noté ηpv, le rendement
défini selon l’équation :
où PMAX est le maximum de puissance potentiellement disponible à la sortie du GPV dépendant
du matériau photovoltaïque, de l’instant et de l’endroit des mesures, des conditions
météorologiques et de la température.
La puissance délivrée par le GPV notée PPV est plus ou moins éloignée du potentiel
productible noté PMAX en fonction de l’étage d’adaptation utilisé pour réaliser la conversion et le
transfert énergétique (onduleur, convertisseur DC-DC, connexion directe…).
La définition d’un nouveau rendement traduisant les pertes énergétiques est alors nécessaire.
Il correspond à la capacité de l’étage d’adaptation à exploiter sa puissance maximale (PMAX)
disponible aux bornes du panneau photovoltaïque. Il est obtenu en divisant la puissance disponible
aux bornes du GPV par la puissance maximale potentiellement délivrable par ce même GPV.
Pour être précis, ce rendement est le fruit de mesures des puissances effectuées sur un
intervalle de temps très court (<1s). Il sera donc représentatif d’un instant donné, de conditions
météorologiques précises et de modes de fonctionnement donnés.
Pour transférer la puissance électrique produite, le mode de transfert utilisé peut présenter
plus ou moins un taux de pertes lié à sa constitution. Nous définissons pour qualifier ces étages de
conversion électrique-électrique et de transfert, le rendement de conversion d’un étage
d’adaptation. Là aussi, ce type de rendement dépend du temps et des conditions de fonctionnement.
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Le rendement global de la chaîne de conversion photovoltaïque peut donc être défini comme
le produit des trois rendements précédemment définis sur le même intervalle de temps.
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d) Définition des besoins électriques
Il est nécessaire de connaître ses besoins en énergie, afin d’obtenir un système bien adapté. Il
faut remarquer que toute exigence supplémentaire entraînera une augmentation de la puissance à
mettre en œuvre, soit plus de panneaux, plus de batterie.
Pour calculer le besoin journalier en énergie d’une application, on utilise la formule suivante :
Bi = Pi t i (Puissance du récepteur i, temps d’utilisation)
Il faut bien comprendre la différence entre la puissance et l’énergie. La puissance est une
donnée instantanée (exemple : le panneau produit 90W en ce moment précis), et l’énergie est une
donnée intégrée sur une période de temps (exemple : ces 3 panneaux ont générés 180Wh pendant la
journée d’hier).
Pour calculer la consommation totale d’une application, on calcule le besoin énergétique
journalier de chaque appareil ou chaque fonction électrique et on les additionne. Le besoin
énergétique journalier, Ei, ou consommation journalière, est l’énergie électrique consommée en 24h
par l’application.
=
Bi ∑ Pi t i
On aura donc=
:B ∑
i
mAh.
i
La consommation journalière peut se chiffrer de 2 manières différentes : soit en Wh, soit en
e) Exemple de choix d’équipements
Usage : Eclairage
Equipement
Puissance Classe
(W)
Nbre
Jour/
Durée
semaine (h)
Bloc éclairage sécurité
8
Standard
12
Lampe à incandescence 25 W
25
Standard
1
Lampe à incandescence 75 W
75
Déconseillé
3
Lampe à incandescence 150 W
150
Déconseillé
2
Lampe Fluo-compacte 13 W
13
Recommandé
3
Lampe Fluo-compacte 30 W
30
Recommandé
3
Lampe Halogène 20 W
20
Recommandé
2
Lampe Halogène 100 W
100
Standard
2
Lampe Halogène 500 W
500
Déconseillé
2
Réglette fluo 30 W
30
Recommandé
3
Réglette fluo 72 W
72
Standard
3
Usage : Réfrigération
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Equipement
Puissance Classe
(W)
Nbre
Jour/
Durée
semaine (h)
Arm. 155 l + conservateur 45 l
77
Recommandé
10
Armoire 140 litres Classe A
77
Recommandé
9
Armoire 200 litres
100
Standard
11
Usage: Electro menager
Equipement
Puissance Classe
(W)
Nbre
Jour/
Durée
semaine (h)
Aspirateur
1000
Standard
0.2
Aspirateur 24V
210
Standard
1
Bouilloire
1000
Standard
0.2
Cafetière 24V
360
Standard
0.1
Cafetière expresso
1350
Déconseillé
0.1
Climatiseur 2,5 kW froid
910
Déconseillé
6
Chauffage électrique
1000
Déconseillé
5
Fer à repasser
800
Standard
1
Four électrique sur gazinière
2200
Déconseillé
1
Four micro-ondes
800
Recommandé
0.3
Lave-linge 54 litres 24V
250
Recommandé
1
Lave-linge 5kg (complet)
3500
Déconseillé
1
Lave-vaisselle (complet)
2500
Déconseillé
1
Lave-vaisselle (sans chauff.)
300
Recommandé
1
Mini-four 25 litres
1000
Standard
0.5
Petit appareillage
200
Standard
0.5
Plaque cuisson 3 feux
2300
Déconseillé
1
Rasoir
5
Standard
0.2
Sèche-cheveux
500
Standard
0.2
Sèche-cheveux 24V
1000
Standard
0.1
Ventilateur extracteur 3 m3/h
40
Standard
3
Ventilateur extracteur 7 m3/h
130
Déconseillé
3
Ventilateur plafonnier (brasseur)
40
Recommandé
4
Usage : Audio Visuel
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Equipement
Puissance Classe
(W)
Nbre
Jour/
Durée
semaine (h)
Chaîne stéréo+CD 2x50 W
50
Standard
3
Chargeur téléphone
5
Standard
2
Chargeur PC
150
Standard
2
Radio-Réveil
5
Standard
24
Récepteur TV satellite
60
Standard
3
Téléviseur couleur 42cm
50
Standard
3
Téléviseur LCD 81 cm
80/0.3
veille
Standard
3
Tableau 3: consommation et durée d'utilisation moyenne de quelques équipements
5. Elément d'une installation solaire:
a) Accumulateurs
L'énergie peut être emmagasinée de différentes manières. La figure suivante illustre les
différentes technologies représentées selon l'état physique d'accumulation de l'énergie.
Il existe plusieurs types de stockage dans le système PV, les puissances rencontrées sont
inférieures au MW, le seul stockage d’énergie électrique possible est le stockage électrochimique.
La batterie au plomb acide est la forme de stockage de l’énergie électrique la plus courante, en
raison de son coût qui est relativement faible et d’une large disponibilité. Par contre, les batteries
nickel-cadmium sont plus chères, elles sont utilisées dans les applications ou la fiabilité est vitale.
Une batterie stocke de l'énergie et elle s'exprime en Watt-heure. Cependant les fabricants
indiquent souvent la capacité des batteries en Ampère-heure, pour obtenir une équivalence avec le
besoin que vous avez calculé en Watt-heure, il faut multiplier la capacité par la tension aux bornes de
la batterie :
E(Wh) = C(Ah)xU(V)
b) Régulateur de charge
Le régulateur de charge/décharge est l’électronique entièrement automatique à laquelle sont
reliés le panneau photovoltaïque, la batterie, ainsi que les équipements destinataires de l’électricité
solaire. Sa fonction principale est de contrôler l’état de la batterie. Il autorise la charge complète de
celle ci en éliminant tout risque de surcharge et interrompt l’alimentation des destinataires si l’état
de charge de la batterie devient inférieur au seuil de déclenchement de la sécurité anti décharge
profonde. Prolongeant ainsi la durée de vie de la batterie qui est le seul composant fragile du
générateur photovoltaïque.
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Figure 33: Montage intégrant le régulateur de charge
Dans leurs versions les plus simples, les régulateurs de charge disposent de fonctions de
protection de la batterie (anti-surcharge et anti-décharge profonde), de sécurités internes
d’autoprotection et de protection du système photovoltaïque, d’une sonde de température intégrée
et d’une diode série anti-courants inverses. Ils n’utilisent plus de relais mécaniques. On trouve
généralement sur leur face avant deux diodes électroluminescentes (LED) qui renseignent l’une sur
l’état de charge de la batterie et l’autre sur l’état de fonctionnement de tout le générateur et leur
propre consommation d’énergie est réduite (faible auto consommation). La catégorie supérieure de
régulateurs de charge modernes gèrent différents processus de recharge (y compris de régénération
périodiques), disposent de la technique de la modulation de largeur d’impulsion (MLI ou PWM). Leur
fonctionnement est contrôlé par logiciel.
Modulation de Largeur d’Impulsion (MLI ou PWM)
La modulation de Largeur d’Impulsion (PWM) est une méthode très rapide et efficace qui
permet d’atteindre l’état de pleine charge d’une batterie solaire. Contrairement aux contrôleurs plus
anciens qui n’agissaient sur le courant de charge que par ON ou OFF (ce qui est suffisant pour
restaurer l’état de charge d’une batterie à environ 70%), le régulateur à technique PWM vérifie
constamment l’état de charge de la batterie pour ajuster la durée et la fréquence des impulsions de
courants à lui délivrer. Si la batterie est déchargée, les impulsions de courant sont longues et presque
ininterrompues. Quand la batterie est presque entièrement chargée, les impulsions deviennent de
plus en plus brèves et espacées. Par sa nature même, cette technique achève la dernière portion du
processus de la recharge (la plus complexe) et diminue la sulfatation des plaques car le courant de
charge de la batterie est pulsé à haute fréquence.
Figure 34: Principe de la charge en fonction de l'état de recharge
c) Onduleur
Un convertisseur d’énergie est un équipement que l’on dispose généralement soit entre le
champ PV et la charge (sans stockage avec charge en continu, il portera le nom de convertisseur
continu continue), soit entre la batterie et la charge (il sera alors appelé onduleur ou convertisseur
continu alternatif). A l’onduleur est généralement associé un redresseur qui réalise la transformation
du courant alternatif en courant continu et dont le rôle sera de charger les batteries et d’alimenter le
circuit en continu de l’installation en cas de longue période sans soleil.
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C. TP : Dimensionnement d'une installation
1. Pré étude et choix des éléments
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a) Etude des caractéristiques des panneaux
Tension à vide d'une cellule PV
La tension à vide UOC est la plus grande tension pouvant apparaître aux connexions d'une
cellule PV. Elle est importante pour le dimensionnement des circuits montés en aval (par ex.
l'onduleur). Pour la mesurer, il n'est pas nécessaire de brancher un consommateur à la cellule PV.
Figure 35: Caractéristique de la tension à vide en fonction de l'éclairement
Pour régler les différentes intensités de rayonnement au cours des mesures suivantes, vous
devez diviser le parcours de déplacement du variateur par quatre. Vous obtenez ainsi cinq positions
pour le régulateur coulissant. L'intensité de rayonnement la plus faible se situe en position 0/4 et la
plus forte en position 4/4.
Remarques : Les mesures déterminant le rapport entre la tension à vide et l'angle de
rayonnement de la lumière montrent que la tension à vide est maximale lorsque la lumière incidente
est perpendiculaire. La tension à vide d'une cellule PV possède un coefficient de température négatif,
c'est-à-dire que si la cellule ou le module PV se réchauffent (par ex. sous l'effet de la lumière
incidente), la tension à vide diminue au fur et à mesure que la température monte. L'une des
conséquences de ce phénomène est que la tension à vide maximale apparaît à des températures
basses (en hiver).
Position
Variateur
Eteint
0/4
1/4
2/4
3/4
4/4
Intensité de
rayonnement (αW/m2)
0
100
170
240
310
380
Tension à vide
0
Tableau 4: Tableau de la tension à vide en fonction de l'éclairement
1- Réglez les intensités de rayonnement conformément au tableau suivant, mesurez la tension
à vide correspondante du module solaire et notez la valeur dans le tableau. Tracer l'évolution
de la tension à vide en fonction de l'intensité de rayonnement
2- Que pouvez-vous conclure de l'allure trouvée.
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Courant de court-circuit
Le courant de court-circuit IK est le plus fort courant que peut fournir une cellule PV. Il est
mesuré avec un ampèremètre à très faible résistance intérieure, branché directement à la cellule PV.
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Figure 36: Caractéristique du courant de court circuit en fonction de l'éclairement
Le courant de court-circuit dépend
• de l'intensité de rayonnement
• de l'angle de rayonnement
• de la température
Position
Variateur
Intensité de
rayonnement (αW/m2)
Eteint
0/4
1/4
2/4
3/4
4/4
0
100
170
240
310
380
Courant de
court-circuit
(mA)
0
Tableau 5: Tableau de l'intensité de court circuit en fonction de l'éclairement
1- Réglez les intensités de rayonnement conformément au tableau, mesurez le courant de court
circuit et notez la valeur dans le tableau.
2- Après avoir réalisé toutes les mesures, tracer l’évolution du courant de court circuit en
fonction de l’intensité de rayonnement.
3- Comment se comporte le courant de court circuit à différentes intensités de rayonnement
4- Quelle est sa valeur maximale
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Caractéristique U/I de la cellule
Des points de fonctionnement supplémentaires avec différents courants peuvent être mesurés
entre les deux points « vide » et « court-circuit ». La caractéristique U/I est formée par tous les points
de mesure. Pour déterminer la caractéristique, le courant et la tension du module solaire doivent
être mesurés en même temps. Pour obtenir plusieurs points de mesure, on branche une résistance
de charge variable (potentiomètre).
Figure 37: Caractéristique du U/I en fonction d'une charge variable
1- Relever la caractéristique pour 5 intensités de rayonnement (sur 5 valeurs).
o Réglez le potentiomètre sur 0 Ω (court-circuit).
o Démarrez le relevé de la caractéristique U/I.
o Tournez lentement le potentiomètre jusqu'à la valeur de résistance maximale.
2- Tracer le relevé de la caractéristique U/I et conclure.
Contrairement à la théorie, les caractéristiques ne toucheront pas les axes du diagramme. Ce
phénomène s'explique d'une part par la technique de mesure appliquée et d'autre part par la mesure
simultanée de la tension et du courant. La mesure du courant via un shunt a pour effet que, en cas
de court-circuit, une petite tension existe via le shunt, ainsi en cas de court-circuit de la cellule ou du
module solaires, la tension n'est pas exactement nulle
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b) Etude du rayonnement solaire
Angle du capteur
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Angle du soleil
Angle d’élévation au zénith
Figure 38: Montage simulant l'évolution de l'éclairement en fonction du temps
Relevé de la courbe annuelle
1- Relevez la courbe annuelle de l'intensité de rayonnement pour le site de Paris et Barcelone.
Vous allez déterminer la valeur de mesure le 22 de chaque mois, à 12 h heure solaire (azimut à
180°). Cette valeur sera représentative pour l'ensemble du mois. Cette procédure n'est pas conforme
à la pratique, elle sert à simplifier le relevé de la caractéristique.
2- Après avoir réalisé toutes les mesures, tracer l’évolution du courant de court circuit en
fonction du mois de l’année.
Latitude
Date au 22 de
chaque mois
22/01/2012
22/02/2012
22/03/2012
22/04/2012
22/05/2012
22/06/2012
22/07/2012
22/08/2012
22/09/2012
22/10/2012
22/11/2012
22/12/2012
Paris
48° 48'N
Elévation
21.83
30.97
41.99
53.62
62
65.04
61.48
52.41
40.62
29.41
20.9
18.17
Courant de
court circuit
Barcelone
41° 23’N
Elévation
29.03
38.17
49.19
60.82
69.2
72.24
68.68
59.61
47.82
36.61
28.1
25.37
Courant de
court circuit
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Relevé de la courbe journalière
1- Relevez la courbe journalière de l'intensité de rayonnement pour le site de Paris et pour deux
dates de l’année. Celle du 22/06/2012 et celle du 22/12/2012.
On règle « Panel Angle », à un angle de 0° (angle du capteur solaire).
Choisissez « Sun Angle » et « Elevation Angle » en fonction des valeurs proposées dans le
tableau suivant. Mesurez le courant de court-circuit.
2- Après avoir réalisé toutes les mesures, tracer l’évolution du courant de court circuit en
fonction de l’heure de la journée pour les deux journées
Latitude
Date
Elévation
Lever soleil
Coucher
48° 48'N
22/06/2012
65.04
4 :03
19 :56
Heure de la
journée
Azimut
Elévatio Sun
n
angle
48° 48'N
22/12/2012
18.17
7 :56
16 :03
Courant
de court
circuit
Azimut
Elévatio Sun
n
angle
5h
63.51
8.04
75
6h
73.94
17.3
75
7h
84.4
27
60
8h
95.6
37
45
127.38
9h
108.8
46.7
30
139.11
10h
125
55
30
151.8
11h
149.22 62.35
15
165.63
12h
180
65.04
0
180
13h
210.7
62.35
15
194.37
14h
234.26 55.59
30
208.13
15h
251.18 46.73
30
220.89
16h
264.32 37
45
232.62
17h
275.58 27.07
60
18h
286
17.3
75
19h
296.49 8.04
75
3- Reproduire les mesures pour un angle de panneau PV de 30°
4- Qu'obtient-on en orientant le générateur solaire au Soleil ?
0.41
7.67
13.31
16.92
18.17
16.92
13.31
7.67
0.41
Courant
de court
circuit
90
60
45
15
0
15
45
60
90
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5- Quelle est l'influence de la latitude à l'orientation du générateur solaire ?
c) Etude de différents aménagement de capteurs PV
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Montage série
1- Au cours de cette expérience, nous allons étudier le montage en série des modules solaires.
Pour cela, vous relèverez plusieurs caractéristiques U/I de modules solaires montés en série
en faisant varier la charge. Ces caractéristiques vous permettront de déduire le
comportement du courant et de la tension dans le circuit en série.
2- Au cours de l'expérience suivante, vous allez étudier la puissance des modules solaires
montés en série
Figure 39: Montage électrique de deux simulateurs de cellule PV montée en série
3- Dans le cas d'un montage en série de modules solaires, comment les courants et les tensions
évoluent-elles ?
Montage parallèle
1- Au cours de cette expérience, nous allons étudier le montage en parallèle des modules
solaires. Pour cela, vous relèverez plusieurs caractéristiques U/I de modules solaires montés
en parallèle. Ces caractéristiques vous permettront de déduire le comportement du courant
et de la tension dans le circuit en parallèle.
2- Au cours de l'expérience suivante, vous allez étudier la puissance des modules solaires
montés en parallèle
Figure 40: Montage électrique de deux simulateurs de cellule PV montée en parallèle
3- Dans le cas d'un montage en parallèlede modules solaires, comment les courants et les
tensions évoluent-elles ?
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Etude de la puissance produite par un capteur PV
1- Pour étudier la puissance des modules en série ou en parallèle, relevez d'abord la
caractéristique du module G1. Ensuite, reprenez les deux montages précédents soit en série
ou en parallèle.
2- Relevé de la caractéristique de puissance de deux modules solaires montés en série.
Enregistrez la caractéristique du montage en série.
3- Relevé de la caractéristique de puissance de deux modules solaires montés en parallèle.
Enregistrez la caractéristique du montage en parallèle.
4- Dans le cas d'un montage en série et en parallèle de deux modules solaires, comment évolue
le MPP
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d) Phénomène d’ombrage. Comportement des modules PV en fonction de leurs
connexions
Au cours de l'expérience suivante, vous allez étudier le comportement d'un module solaire en
cas d'ombrage. Le module est monté en série avec deux autres.
Ombrage montage en série sans diodes by pass
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Figure 41: Montage électrique en série sans diodes by pass
1- Allumez le multimètre analogique/numérique et sélectionnez l'affichage de tension et de
courant. Réglez sur les trois modules solaires une intensité de rayonnement de 1000 W/m².
Réglez le potentiomètre à env. 50Ω. Cette valeur est gard
ée pour toutes les mesures de
cette expérience. Modifiez l'intensité de rayonnement d'un module solaire et observez
l'affichage de tension et de courant du multimètre analogique/numérique et les affichages
analogiques des modules.
2- Qu'observez-vous lorsque vous faites de l'ombre sur l'un des modules solaires (valeur de la
tension et de l'intensité)
Au cours de l'expérience suivante, vous allez étudier plus en détail le comportement de
modules solaires ombragés sur un montage en série. Pour cela, vous relèverez et analyserez les
caractéristiques de courant/tension et de puissance.
1- Relevez les caractéristiques de puissance et U/I des modules solaires montés en série.
Pour relever la caractéristique, procédez de la manière suivante :
Réglez le potentiomètre sur 0 Ω (court-circuit).
Commencez le relevé des caractéristiques U/I.
Tournez lentement le potentiomètre jusqu'à la valeur de résistance maximale.
2- Réduisez l'intensité de rayonnement du deuxième module solaire de 1000 à 200 W/m², puis
relevez à nouveau les caractéristiques
Ombrage montage en série avec diodes by pass
Branchez les diodes by-pass des modules solaires. Réglez sur les modules solaires une intensité
de rayonnement de 1000 W/m²
1- Relevez les caractéristiques des modules solaires dotés des diodes by-pass.
2- Réduisez l'intensité de rayonnement du deuxième module solaire de 1000 à 200 W/m², puis
relevez à nouveau les caractéristiques.
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Figure 42: Montage électrique en série avec diodes by pass
3- Quelle est la conséquence sur la puissance, le courant de l'ombrage d'un module solaire
lorsque est utilisé la diode by pass
Ombrage montage en parallèle sans et avec diodes by pass
Refaire les expériences précédentes suivant le nouveaux montages suivants :
Figure 43: Montage électrique en parallèle sans et avec diodes by pass
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2. Exemple d'application
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L'objectif est de disposer d'une source d’énergie électrique 12V et 230V–50Hz dans le cadre
d'une habitation secondaire située à Perpignan, afin d’alimenter un certain nombre d’équipement
(arbitraire pris comme exemple, voir le tableau 2) dont voici la liste :
• Une télévision (80W sur 3h),
• Un téléphone portable (5W sur 2h),
• Un ordinateur portable (150W sur 2h),
• Deux lampes halogènes (30W sur 3h l'été et 6h l'hiver),
• Un réfrigérateur (77W sur 8h)
• Un chauffage d'appoint l'hiver (1000W sur 5h)
• Une climatisation (910W sur 6 h)
On veut obtenir une autonomie de 3 jours (afin de palier à des conditions climatiques non
conformes à celles de la saison considérée). Il faut définir ainsi chaque élément, panneau solaire
(type, nombre, inclinaison), le régulateur, la batterie et l’onduleur. On se concentrera ici sur les
panneaux solaires et la batterie. On calculera approximativement de coût total d'une telle
installation ainsi que le coût par W produit.
a) Calcul de l'énergie nécessaire pour satisfaire aux besoins d'une famille
Définir l'énergie nécessaire en Wh/jour et en Ah/jour sous 24V sachant que le rendement de
l'onduleur 12V-230V est pris égal à 0.85 pour les deux saisons.
Equipement
Puissance
Classe
Nbre
(W)
Durée
Durée
Hiver (h)
Eté (h)
Lampe Fluo-compacte 30 W
30 Recommandé
2
6
3
Armoire 140 litres Classe A
77 Recommandé
Téléviseur LCD 81 cm
80 Standard
1
1
8
3
8
3
Chargeur téléphone
5 Standard
1
2
2
1
2
2
1
0
3
1
4
0
Chargeur PC
150 Standard
Climatiseur 2,5 kW froid
910 Déconseillé
Chauffage électrique
1000 Déconseillé
Référence tableau 2 dans le texte
b) Calcul du nombre de module et de la surface de pose
Grace au tableau 1, On déterminera le nombre de panneau monocristallin (HP12-100) de
marque VICTRO pour une puissance crête de Pc=100W, tension nominale de 17.7V (dimension
1200x527, prix de 350€) pour le mois le plus défavorable, le plus intéressant et pour une
irradiance.
Calculer la surface occupée par les panneaux,
Faire le schéma de l'installation des capteurs photovoltaïque en tenant compte de la tension
nominale (montage string série, et parallèle).
Site / Mois Jan
Fév
Mar
Avr
Mai
Juin
Juil
Août
Sep
Paris 1.04 1,73 2,78 3,95 5.05 5.39 5.36
4.79
3.39 2.04 1.20 0.83
Berlin 0,61 1,14 2,44 3,49 4,77 5,44 5,26
4,58 3,05 1,59 0,76 0,46
Perpignan 1.52 2.36 3.56 4.35 5.31 5.88 6.16 5.48
Référence tableau 1 dans le texte
4.24
Oct
2.6
Nov
Déc
1.63 1.29
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Caractéristique du capteur PV, exemple marque VICTRON SPM100-12 PRIX=350€:
- Panneau photovoltaïque 100 watts crête - 12 Volts destiné aux installations en site
isolé (maison, piscine, camping-car, pompes solaires...).
- Coefficient tension-température favorable pour une utilisation à des températures
élevées.
- Performances exceptionnelles en faible irradiation et sensibilité élevée à tout le
spectre solaire.
- 25 ans de garantie limitée de performance et de puissance.
- 2 ans de garantie limitée sur matériaux et ouvrage.
- Boîte de raccordement multifonctionnelle scellée étanche pour un niveau de sécurité
élevé.
- Diodes de dérivation haute-performance pour une meilleure protection contre les
effets de point chaud en cas d'occultation partielle.
- Procédé d'encapsulation avancé EVA (Ethylène-acétate de vinyle) avec face inférieure
tri-couche répondant aux exigences les plus sévères de sécurité haute-tension.
- Cadre robuste en aluminium anodisé pour assemblage facile, compatible avec une
grande diversité de structures de montage du marché. Face supérieure en verre
trempé à haute transmissibilité pour une rigidité accrue et une excellente résistance
aux impacts. Système de câblage rapide avec connecteurs MC4 (PV-ST01).
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c) Correction en tenant compte des différentes pertes (électriques, ombrage,
salissures)
Les modules doivent fournir toute l’énergie consommée, même celle qui est perdue. Le calcul de la
puissance à installer doit donc intégrer l’ensemble des pertes.
1. Perte par salissure du panneau, la neige, le sable (la tension n’étant pas affectée).
2. Chutes de tension entre la sortie du panneau, et l’entrée de la batterieaux bornes des diodes
série, aux bornes du régulateur série, aux bornes des câbles, selon leur longueur, leur section
et l’ampérage transporté.
3. La baisse de la tension lorsque la température s’élève, la puissance crête étant, elle, donnée
à 25°C. Dans le cas présent, on a -0.48%/°C.
4. L’efficacité énergétique de la batterie : rapport entre l’énergie restituée, et l’énergie fournie.
5. Le régulateur, quant à lui, peut engendrer une perte par désaccord de tension, dans un
système avec un régulateur classique (et non de type MPPT), la tension est imposée par la
batterie donc le module photovoltaïque ne travaille pas à son point de puissance maximum.
6. Le calcul présenté suppose que la puissance du panneau est proportionnelle à l’éclairement
et c’est en fait le courant qui l’est, il faut considérer la perte des débuts et fin de journée
quand l’éclairement est faible et la tension insuffisante pour charger la batterie. Les
panneaux au silicium amorphe réagissent mieux aux faibles éclairements que ceux au silicium
cristallin. Leur tension varie également beaucoup moins avec la température.
Chiffrage des pertes électriques
• Prendre les précautions nécessaires pour limiter les chutes de tension : câblage adéquat,
régulateur série réservé à des systèmes 24 ou 48 VDC, bonne ventilation. Evaluer la chute de
tension restante entre les panneaux et la batterie : par exemple 0,8V dans les diodes série
+0,5V dans les câbles +1,5V de perte d’échauffement à la température moyenne du site.
• Choisir des modules dont la tension à la puissance crête est supérieure ou égale à la tension
maximale de la batterie + la perte de tension
• Calculer enfin le champ photovoltaïque d’après les courants à cette puissance maximale (A),
et en capacité pour la batterie, en ne tenant plus compte des tensions, mais seulement des
pertes affectant le courant.
On simplifiera l’ensemble en disant que pour les modules photovoltaïques devant alimenter un
système 12V nominal, il faudra avoir une tension au point de puissance maximal au moins égale à 1718V pour l’utilisation en pays chauds, et 15-16V en pays tempérés.
Les pertes en courant inévitables sont introduites dans les calculs énergétiques sous forme
d’un coefficient Cp appelé ici : coefficient de pertes en courant.
Evaluation de Cp
Pour les salissures, on prendra généralement Cp compris entre 0,9 et 0,95. Cela va dépendre si les
panneaux sont nettoyés régulièrement, placés à l’horizontale, derrière un vitrage…
Globalement, la valeur peut être prise à 0.8.
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Pour les batteries de plomb utilisées en photovoltaïque, on va prendre une efficacité en Ah comprise
entre 0,8 et 0,9 selon leurs caractéristiques.
Pertes de montage
Elles comportent les pertes par ombrage et d'inclinaison du panneau photovoltaïque.
L'orientation des panneaux se fait sud à 30°. On doit appliquer un rendement de 0.95 par rapport à
un panneau perpendiculaire au rayon du soleil.
Dans une seconde étape, on tiendra compte des contraintes de pertes électriques et
conditions de fonctionnement. Reprenez le calcul précédent.
d) Limite de tension
Pour la suite de la planification, il est nécessaire de déterminer avec précision les limites de
tension, donc les tensions minimum et maximum du module solaire. Les tensions maximales
apparaissent lorsque les modules sont froids, les tensions minimales lorsque les modules sont
chauds. Dans notre exemple, la température minimum s'est établie à -10 °C et la température
maximum à +70 °C. En règle générale, la fiche de données n'indique pas de valeurs pour ces
températures, mais il est facile de les calculer.
Les indications de la fiche de données ont été définies dans des conditions d'essai standard à
25 °C. Pour calculer les limites de tension, déterminez d'abord la différence de température
ΔT) (
entre les limites de température inférieure / supérieure et les 25 °C des conditions d'essai standard.
À -10 °C, la différence de température s'élèverait à -35 °K. Multipliez la différence de température
par le coefficient de température et soustrayez cette valeur de la tension MPP.
Relevez dans la fiche de données les indications sur la tension dans le point de puissance
maximum UMPP et le coefficient de température de la tension à vide.
UMPP = .... V
Coefficient de température = .... mV/C°
Calculez la tension à vide à -10 °C et la tension MPP à -10 °C et +70 °C.
UOC -10°C =... V
UMPP -10°C = ... V
UMPP 70°C = ... V
Entre ces deux tensions se situe la plage de tension dans laquelle fonctionne le module solaire.
e) Régulateur de charge
Il s’agit d’un régulateur solaire de charge de batteries 40 ampères pour un système
photovoltaique en tension 12 ou 24 Volts-40A. Le modèle permet la détection automatique de la
tension des batteries 12V ou 24V (par sonde interne), il s'installe facilement entre le panneau
photovoltaique et la batterie solaire et protège efficacement les batteries solaires contre décharge
profonde, surcharge et court-circuit
Plusieurs régimes de charge possibles (régulés électroniquement) : bulk, absorption, float
Protection électronique contre le retour de charge, mauvaise polarité du panneau ou de la
batterie, surintensité ...
Garantie : 2 ans modèle VICTRON 289€
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Figure 44 : Contrôleur de charge Victronenergy Blue Solarhttp://www.ecologie-shop.com
f) Montage Onduleur
Dans la pratique, les modules solaires sont montés en série et câblés à l'entrée de l'onduleur.
La tension des modules solaires montés en série doit se situer dans la plage de tension d'entrée MPP
de l'onduleur. Vous pouvez définir ainsi les quantités minimum et maximum des modules solaires
pouvant être reliés à un string. La quantité maximale résulte de la limite supérieure de la plage de
tension d'entrée MPP divisée par la tension MPP à -10 °C
Dans la fiche de données de l'onduleur, lisez la plage de tension d'entrée MPP et calculez les
quantités minimum et maximum de modules solaires pour un string.
nmax = ...
nmin = ....
La tension à vide à -10 °C est la tension maximale pouvant intervenir pendant le
fonctionnement de l'installation. Corrigez la quantité maximale de modules solaires par string de
manière à ce que la tension d'entrée maximale de l'onduleur ne puisse pas être dépassée.
nmax=...
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g) Calcul de la capacité batterie
La capacité dépend de la consommation d'énergie, de jours d'autonomie de l'installation PV et
de la capacité pouvant être prélevée sur l'accumulateur. Plus le nombre de jours d'autonomie est
élevé, plus la capacité requise de l'accumulateur est importante. La capacité utile de l'accumulateur
est toujours inférieure (généralement 50 %) à la capacité indiquée, aussi faut-il prévoir un
accumulateur (deux fois) plus grand. Les accumulateurs solaires utilisés présentent une tension
nominale de Unom=12 V. Par l'emploi d'accumulateurs haut de gamme, vous pouvez utiliser PD=62,5%
(profondeur de décharge) de leur capacité.
La capacité nominale pour un fonctionnement de Nja jours (autonomie) et un besoin
=
B ∑
=
Bi ∑ Pi t i est de :
électrique journalier
i
i
N B
CA(Ah) = Ja
U nom
Pour calculer le courant nominal en fonction de cette capacité souhaitée, on doit tenir compte
de la température et/ou de la profondeur de décharge autorisée.
Profondeur de décharge
Une batterie ne doit pas être déchargée en dessous d’un certain seuil sinon on risque de
l’endommager.
Une batterie pleine à 70% est à une profondeur de décharge de 30% (PD = 0,3).
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En pratique, en absence de problème de basses températures, et pour un usage normal, on
appliquera un coefficient PD = 0.7 à 0.8 selon les modèles de batteries : plutôt 0.7 pour les batteries
qui supportent un faible nombre de cycles et plutôt 0.8 pour les batteries à fort nombre de cycles. Si
la batterie doit cycler davantage, on pourra diminuer PD pour disposer d’une durée de vie
supérieure. Au contraire, si la batterie a très peu de probabilité de se décharger on pourra prendre
PD = 0.9 et même 1.
CA(Ah) =
N Ja B
U nom PD
Effet de la température
Si l’application est amenée à fonctionner à basse température, ce sera la principale cause de
réduction de capacité, car les réactions de charge et de décharge de l’accumulateur sont ralenties
par le froid.
Pour déterminer la réduction de capacité qui en résulte, on aura besoin de courbes de
décharge à différentes températures fournies par le constructeur de la batterie. En fonction de la
température minimale que le système peut accepter, on va déterminer sur ces courbes le coefficient
réducteur de capacité par la température RT.Pour tenir compte à la fois des phénomènes de
température et de profondeur de décharge maximale, on calcule la capacité nominale comme suit :
CA(Ah) =
N Ja B
U nom PD.RT
Soit : capacité nominale (Ah) = nombre de jours d’autonomie sans apport solaire (jours) *
besoin journalier (Ah/jour) / profondeur de décharge maximale autorisée / coefficient réducteur de
la température.
Faire le choix du nombre de batterie et des caractéristiques de chacune.
Au cours de la première étape, il s'agit d'évaluer la taille approximative de l'installation. Vous
tiendrez compte de la surface de toit disponible et, le cas échéant, du cadre financier prévu par le
client. Dans la suite du problème, on fait un choix technique d'un capteur PV mais il pourra être
choisi d’autres technologies moins chères, ou bien plus adaptée aux besoins.
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