Principe et technologie photovoltaïque
L’effet photovoltaïque
Il s'agit de la capacité à transformer l’énergie solaire en électricité. Ceci est possible grâce à l’utilisation de cellules photovoltaïques -PV-.
Une cellule PV (cf. Fig. P3) est capable de générer une tension comprise entre 0,5 V et 2 V suivant les matériaux utilisés et un courant directement dépendant de la surface (cellule de 5 ou 6 pouces).
Ses caractéristiques s’expriment suivant une courbe courant - tension comme présentée sur la Figure P4.
L'effet photovoltaïque est fonction de deux grandeurs physiques (voir Fig. P5) : l'éclairement et la température :
- Lorsque l'éclairement E (W / m²) augmente, il en va de même pour le courant et la puissance produits par la cellule,
- lorsque la température T (°C) de la cellule augmente, la tension de sortie diminue de manière significative, le courant augmente légèrement, de sorte que globalement la puissance de sortie diminue.
Afin de pouvoir comparer la performance des cellules photovoltaïques entre elles, il a été défini des Conditions Standard de Test (STC) correspondant à un éclairement de 1000W/m² et à une température ambiante de 25°C.
Pour exploiter plus facilement l’énergie générée par des cellules photovoltaïques, les fabricants proposent des associations série et/ou parallèle rassemblées dans des panneaux ou modules.
Les modules photovoltaïques
Ces associations de cellules (cf. Fig. P6) permettent d’élever la tension et le courant. Pour optimiser les caractéristiques des modules, ils sont constitués de cellules ayant des caractéristiques électriques proches.
Chaque module qui délivre une tension de quelques dizaines de volts, est caractérisé par sa puissance ayant pour unité le watt crête (Wc) ou watt peak (Wp) en anglais. Elle correspond à la puissance produite par une surface de un m² soumise à un éclairement de 1000 W / m² sous 25°C. Mais des modules identiques peuvent être de puissances différentes. Il est donc utile de comparer leur rendement qui est égal à leur puissance (W / m²) divisé par 1000 W/m².
Par exemple, un module de 160 Wc et de superficie 1,338 m²[1] a une puissance crête de 160 / 1,338, soit 120 Wc / m².
D’où un rendement pour ce module de : 120 / 1000 = 12%
Habituellement, la tolérance des puissances indiquées est de ± 3% (cf. tableau de la Figure P7). Le module de puissance typique 160 Wc regroupe l’ensemble des modules dont la puissance se situe entre 155 Wc (160 - 3%) et 165 Wc (160 + 3%).
Note: Les fabricants peuvent proposer d'autres tolérances en fonction de normes ou habitudes locales; c'est pourquoi il est recommandé de toujours contrôler les caractéristiques du produit (voir exemple en fig. P7).
| Taille de cellule | 156 x 156 mm | ||
|---|---|---|---|
| Nombre de cellules | 60 | ||
| Tension | 24 V | ||
| Puissance | 250 | 255 | 260 |
| Tolérance sur la puissance | 0/+5 | 0/+5 | 0/+5 |
| Tension en fonction de la puissance | 30.1 V | 30.2 V | 30.4 V |
| Courant en fonction de la puissance | 8.3 A | 8.4 A | 8.6 A |
| Courant de court-circuit | 8.9 A | 9.0 A | 9.1 A |
| Tension en circuit ouvert | 37.2 | 37.4 | 37.5 |
| Tension maximale | 1 000 V CC | ||
| Coefficient de température |
Isc = +0,065%/°C | ||
| Conditions | Conditions Standard de Test (STC) : éclairement de 1000 W/m2, spectre AM 1,5 et temperature des cellules de 25°C | ||
Cependant, l’association série de cellules photovoltaïques peut engendrer un phénomène destructeur, lorsque l’une d’entre elles est partiellement ombrée, appelé "Hot Spot". Celle-ci va fonctionner en récepteur et le courant qui va la traverser peut alors la détruire. Afin de supprimer ce risque, les fabricants intègrent des diodes ByPass qui court-circuitent les cellules endommagées. Les diodes Bypass sont habituellement fixées dans le boîtier de raccordement situé à l’arrière du module et permettent de court-circuiter 18 ou 22 cellules selon les fabricants.
Ces modules sont ensuite associés en série pour atteindre le niveau de tension désiré : ils forment aussi des chaînes de modules ou "strings". Puis les chaînes sont groupées en parallèle pour obtenir la puissance souhaitée et forment alors un groupe photovoltaïque -groupe PV- (PV array en anglais).
Au sein d'une chaîne, un module défectueux doit être remplacé par un module strictement identique, d'où l'importance de la pérennité des fournisseurs choisis.
Enfin, le choix d’un matériel impose une sérieuse réflexion car il existe de plus en plus de fabricants de modules photovoltaïques à travers le monde, aussi l’installateur doit- il :
- s’assurer de la compatibilité des caractéristiques électriques avec le reste de l’installation (tension d’entrée de l’onduleur),
- contrôler la conformité du matériel aux normes,
- mais aussi sélectionner ses fournisseurs pour leur pérennité afin de pouvoir assurer le remplacement d’un module défectueux qui devra être strictement identique à ceux déjà installés.
Ce dernier point est important puisque l’installateur est responsable de la garantie donnée à son client.
Différentes technologies sont actuellement exploitées pour la réalisation des générateurs photovoltaïques, elles se répartissent en deux familles : les modules cristallins et les modules en couches minces ou films .
Modules cristallins
Il existe 2 grandes familles de modules cristallins: Le module monocristallin et le module multicristallin.
Le module monocristallin est à ce jour le plus performant avec des rendements autour de 16 à 18%. Il reste aussi le plus cher.
Le module multicristallin a un rendement entre 12 et 14%. C’est le plus courant. Il est très utilisé dans les secteurs résidentiel et tertiaire.
Ces modules ont une durée de vie supérieure à 20 ans. Avec le temps il perdent une partie de leur puissance (< 1% / an) mais continuent à produire de l’électricité. Suivant l’esthétique recherchée, il existe des modules Bi-verre avec deux plaques de verre qui rendent le module semi-transparent, ou bien des modules Verre Tedlar ou Teflon qui sont moins coûteux mais complètement opaques.
Modules couches minces
Ces modules -Thin film en anglais- font l’objet de nombreux travaux de recherche actuellement.
Les rendements actuels de l’ordre de 6 à 8% devraient augmenter dans les années à venir. Ils sont peu chers et adaptés quand de grandes superficies sont disponibles dans l’installation.
Cette dénomination de couches minces désigne de nombreuses technologies dont les 3 principales sont :
- a-Si le silicium en couche mince ou silicium amorphe,
- CdTe (Tellure de Cadmium),
- CIS (Séléniure de Cuivre Indium).
Il faut noter qu'à ce jour, nous n’avons pas de retour d’expérience à 20 ans pour ce type de technologie, et le vieillissement de ces modules reste encore une question.
Les fabricants sérieux indiquent, dans leurs spécifications techniques, des valeurs initiales et des valeurs stabilisées.
Le tableau de la Figure P8 fait une synthèse comparative de toutes ces technologies.
| Technologies | sc-Si
monocristallin |
mc-Si
multicristallin |
a-Si
couches minces |
CdTe
couches minces |
CIS
couches minces |
|---|---|---|---|---|---|
| Rendement module STC | |||||
| Maximal | 20.4% | 16% | 10% | 14.4% | 15.5% |
| Moyen | 16% | 15% | 6% | 11% | 11% |
| Coût relatif ($/Wc) | 0.8 à 1 | 0.8 à 1 | 0.75 | 0.65 | 0.85 |
| Coef. température à la puissance-crête (%/°C) | -0,3 / -0,5 | -0,3 / -0,5 | -0,2 | -0,2 | -0,3 |
Les onduleurs
De tels appareils qui fournissent du courant alternatif à partir du courant continu sont des onduleurs spécifiques à l’alimentation photovoltaïque (cf. Fig.P9). Il existe différents types d’onduleurs photovoltaïques ou "onduleurs PV". Ils remplissent trois fonctions principales :
Fonction onduleur
Elle transforme du courant continu en courant alternatif de forme adaptée au besoin (sinusoïdale, carrée, …) .
Fonction MPPT
Cette fonction calcule en permanence, pour la surface -ou champ- photovoltaïque, le point de fonctionnement en tension et en courant qui produit le plus de puissance. Elle est aussi appelée "Maximum Power Point Tracker" (Recherche de Point de Puissance Maximum): voir la Figure P10.
Fonction déconnexion automatique du réseau
Elle commande automatiquement l’arrêt de l’onduleur et la déconnexion du réseau en absence de tension sur le réseau électrique. C’est une protection pour l’onduleur et aussi pour les agents d’intervention qui peuvent travailler sur le réseau.
La grande majorité des onduleurs sont conformes à la norme DIN VDE0126, c'est-à-dire qu'ils intègrent une protection de découplage interne.
En cas de coupure du réseau, l’onduleur ne fournit donc plus d’énergie au réseau et il y a perte de l’énergie produite par les modules photovoltaïques. Il existe des systèmes "Grid interactive" qui permettent d’assurer un fonctionnement en secours ou "back-up". Ils nécessitent l’installation de batteries ainsi que d’une armoire de distribution complémentaire pour assurer la déconnexion certaine du réseau avant de produire sa propre énergie.
Variantes
Certains onduleurs "multi-MPPT" ont une fonction double MPPT (ou triple ou quadruple...). Cette fonction permet d’optimiser la production PV lorsque le champ est constitué de chaines avec différentes orientations. Elle présente le risque de perte de production totale dès qu’un onduleur est en défaut.
Il reste cependant possible de mettre plusieurs onduleurs de plus petite puissance, un par chaîne, solution plus chère, mais qui augmente la fiabilité globale de l’installation.
Il existe aussi des "onduleurs multi-strings". Cette appellation ne signifie pas forcément multi-MPPT comme décrit ci-dessus, elle indique simplement que plusieurs chaînes peuvent être raccordées à l’onduleur, leur mise en parallèle étant effectuée dans l’onduleur.
Le rendement européen
Pour pouvoir comparer les différents appareils, un rendement basé sur différents points de fonctionnement qui simule le fonctionnement moyen et journalier d’un onduleur a été défini. Dénommé "rendement européen", il est donné par la formule :
[math]\displaystyle{ 0.03\ \times\ (\eta\ 5\%)\ +\ 0.06\ \times\ (\eta\ 10\%)\ + \ 0.13\ \times\ (\eta\ 20\%)\ +\ 0.1\ \times\ (\eta\ 30\%)\ +\; 0.48\ \times\ (\eta\ 50\%)\ +\ 0.2\ \times\ (\eta \ 100\%) }[/math]
Où :
- [math]\displaystyle{ (\eta\; 5\%),\;(\eta\; 10\%) }[/math] ... représentent les rendements à 5%, 10%... de la puissance maximale,
- [math]\displaystyle{ 0.03\ \ 0.06 }[/math] ... sont des facteurs de pondération utilisés pour calculer ce "rendement européen" global, et ont été calculés selon les données climatiques annuelles (données relatives au nord-ouest de l'Allemagne).
Remarque : un autre calcul de rendement similaire a été défini par la California Energy Commission, utilisant une formule similaire mais avec des facteurs de pondération et des points de fonctionnement différents.
IP et température de fonctionnement
Il est fortement déconseillé d'installer un onduleur sur un emplacement exposé au soleil sous peine de voir son espérance de vie considérablement réduite.
Les critères d’étanchéité et de température sont importants dans le choix d’un onduleur.
Les fabricants d’onduleurs proposent presque tous des onduleurs IP65 pour être installés dehors. Ce n’est pas pour autant qu’il faut les installer en plein soleil, car la plupart des onduleurs sont déclassés dès 40°C (50°C pour les onduleurs Xantrex de Schneider Electric) et, dans ce cas, la puissance de sortie est diminuée.
L’installation extérieure en plein soleil présente un autre risque, celui du vieillissement prématuré de certains composants de l’onduleur tels que les condensateurs chimiques. L’espérance de vie de l’onduleur est alors considérablement réduite et peut passer de 10 ans à 5 ans !
Les connexions
Une installation photovoltaïque nécessite l’emploi de câbles et de connecteurs spécifiques. En effet, les modules sont installés en extérieur, leurs raccordements sont donc soumis aux contraintes climatiques associées à des tensions élevées dues à la mise en série des modules.
Outre le besoin d’étanchéité, le matériel utilisé doit par conséquent être résistant aux rayons ultra-violets et à l’ozone. Il doit aussi posséder une bonne tenue mécanique et à une bonne résistance aux variations de températures extrêmes.
Câbles
Les câbles doivent être homologués IEC 60228 classe 5 ou 6.
Les règles de dimensionnement de la section des conducteurs sont les mêmes que pour les câbles standards NF C 15-100.
La chute de tension entre le champ PV et l’onduleur doit être calculée pour ne pas dépasser 3% pour le courant nominal (recommandation UTE : 1%).
Les câbles CC doivent être mono conducteur à double isolation, ces câbles ne sont pas normalisés il faut donc choisir des câbles spécifiés PV par leurs fabricants.
Connecteurs
La dangerosité d'intervenir sur les câbles de liaison des modules impose une déconnexion préalable ou l'ouverture d'un sectionneur sur le circuit courant continu.
Généralement, les modules photovoltaïques sont fournis avec deux câbles équipés de connecteurs, un mâle et un femelle. Ces câbles permettent de raccorder deux modules posés côte à côte afin de les mettre en série sans erreur possible : le connecteur mâle se raccorde au connecteur femelle du module suivant et ainsi de suite jusqu’à atteindre la tension continue désirée.
Ces connecteurs spécifiques tels MC3, ou MC4 verrouillable de Multi-Contact assurent aussi une protection au toucher lorsqu’ils ne sont pas raccordés. Protection nécessaire car dès qu’un module photovoltaïque est soumis à un éclairement, il fournit une tension. Intervenir (pour modification ou extension) sur des câbles de liaison des modules impose une déconnexion préalable ou l’ouverture du sectionneur CC du circuit courant continu obligatoire à l’arrivée du coffret de raccordement.
Il est aussi possible d’utiliser différents connecteurs du commerce. Une attention particulière doit alors être apportée à leur choix pour la qualité de leur contact et de leur accouplement mâle-femelle afin d’éviter tout mauvais contact susceptible d’échauffement et de destruction.
Notes
- ^ Les dimensions de ces modules (L x l x P) du modules sont en mm : 1237 x 1082 x 38
