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 Pour toute question : Service Relation Clientèle • Éditions Techniques de l’Ingénieur • 249, rue de Crimée 75019 Paris – France par mail : [email protected] ou au téléphone : 00 33 (0)1 53 35 20 20 Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Editions T.I. Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 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]. Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 D 3 936 5 - 2008 L tiwekacontentpdf_d3936 Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. – © Editions T.I. Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 D 3 936 – 1 Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 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 Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 Vco 0 1.1 Associations de cellules photovoltaïques tiwekacontentpdf_d3936 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 Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. – © Editions T.I. Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 ____________________________________________________________________________ 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. Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 1.1.2 Mise en parallèle de cellules photovoltaïques tiwekacontentpdf_d3936 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. Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. – © Editions T.I. Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 D 3 936 – 3 Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 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 Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 np tiwekacontentpdf_d3936 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. Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. – © Editions T.I. Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 Courant (A) ____________________________________________________________________________ CONVERSION PHOTOVOLTAÏQUE : DE LA CELLULE AUX SYSTÈMES 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 : Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 (dη/η)/dT = − 0,4 %/K tiwekacontentpdf_d3936 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 Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. – © Editions T.I. Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 dV ⎞ V Vopt = = − ⎛⎜ ⎝ dI ⎟⎠V , I I Iopt opt opt D 3 936 – 5 Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 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 : Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 αv = tiwekacontentpdf_d3936 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- Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. – © Editions T.I. Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 ____________________________________________________________________________ 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. Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 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]. tiwekacontentpdf_d3936 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]. Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. – © Editions T.I. Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 D 3 936 – 7 Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 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 Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 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. tiwekacontentpdf_d3936 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 Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. – © Editions T.I. Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 ____________________________________________________________________________ CONVERSION PHOTOVOLTAÏQUE : DE LA CELLULE AUX SYSTÈMES 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. Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 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. tiwekacontentpdf_d3936 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 Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. – © Editions T.I. Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 D 3 936 – 9 Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 CONVERSION PHOTOVOLTAÏQUE : DE LA CELLULE AUX SYSTÈMES ___________________________________________________________________________ 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. Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 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. tiwekacontentpdf_d3936 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. Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. – © Editions T.I. Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 Consommation locale (optionnel) Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 ____________________________________________________________________________ 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 Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 Fonctionnements avec stockage tiwekacontentpdf_d3936 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 Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. – © Editions T.I. Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 D 3 936 – 11 Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 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 » Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 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. tiwekacontentpdf_d3936 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 Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. – © Editions T.I. Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 Point optimal générateur Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 ____________________________________________________________________________ CONVERSION PHOTOVOLTAÏQUE : DE LA CELLULE AUX SYSTÈMES 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 Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 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]. tiwekacontentpdf_d3936 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- Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. – © Editions T.I. Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 D 3 936 – 13 Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 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. Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 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. tiwekacontentpdf_d3936 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 Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. – © Editions T.I. Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 (1) Caractéristique de la motopompe à flux constant (2) Lieu des points de fonctionnement optimaux du générateur Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 ____________________________________________________________________________ CONVERSION PHOTOVOLTAÏQUE : DE LA CELLULE AUX SYSTÈMES 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 Internet de l’INES 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 Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 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 Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. – © Editions T.I. Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 D 3 936 – 15 Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 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 Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 Figure 20 – Quelques Sunracers réputés et leurs performances à la WSC depuis 1987 tiwekacontentpdf_d3936 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 Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. – © Editions T.I. Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 ____________________________________________________________________________ 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. Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 2.5.4 Ingénierie du générateur PV embarqué tiwekacontentpdf_d3936 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. Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. – © Editions T.I. Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 D 3 936 – 17 Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 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 Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 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. tiwekacontentpdf_d3936 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. Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. – © Editions T.I. Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 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 Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 avec tiwekacontentpdf_d3936 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). Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. – © Editions T.I. Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 D 3 936 – 19 Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 600 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 Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 Figure 25 – Bilans énergétiques et kilométriques du véhicule Solelhada lors de Solar Odyssey 2001 du 18 au 24/11/2001 tiwekacontentpdf_d3936 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 D 3 936 – 20 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- Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. – © Editions T.I. Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 ____________________________________________________________________________ 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) Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 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 tiwekacontentpdf_d3936 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 ». Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. – © Editions T.I. Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 D 3 936 – 21 Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 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 % Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 Figure 28 – Évolutions estimées du photovoltaïque (Source EPIA Greenpeace) tiwekacontentpdf_d3936 D 3 936 – 22 2015 Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. – © Editions T.I. Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 2020 2025 Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 P O U R 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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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 Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. – © Editions T.I. Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 Doc. D 3 936 – 1 E N S A V O I R P L U S Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 P O U R E N S A V O I R Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5 P L U S tiwekacontentpdf_d3936 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 Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. – © Editions T.I. Ce document a été délivré pour le compte de 7200092269 - cerist // 193.194.76.5