« Les matériels photovoltaïques spécifiques » : différence entre les versions
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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. | 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. | 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. | 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. | ||
Version du 21 juin 2017 à 13:43
Les modules
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.
En effet, les rendements actuels de l’ordre de 6 à 8% devraient augmenter dans les années à venir. Ils sont peu chers et adaptés à de grandes superficies si la surface n’est pas un élément valorisable 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).
A noter, à ce jour, que 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 P6 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 | 19% | 15% | 8.5% | 11% | 11% |
| Moyen | 14% | 13% | 6% | 8% | 8% |
| Coût relatif ($/Wc) | 3 | 3 | 2 | 1 | 1 |
| Coef. température à la puissance-crête (%/°C) | -0,3 / -0,5 | 0,3 / -0,5 | -0,2 | -0,2 | -0,3 |
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.
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.P7a). 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 d’une forme adaptée au besoin (sinusoïdale, carrée, …) .
Fonction MPPT
Elle calcule le point de fonctionnement en tension et en courant de la surface -ou champ- photovoltaïque qui produit le plus de puissance, aussi appelé le Maximum Power Point Tracker (Recherche de Point de Puissance Maximum), voir la Figure P7b.
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.
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.
Ces 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 chargeurs de batteries
En site isolé, l’objectif est de charger des batteries pour avoir de l’énergie après le coucher du soleil. Il existe deux types de chargeurs :
un chargeur en courant
La tension du champ PV doit correspondre à la tension de charge de la batterie et la régulation se fait en courant.
un chargeur MPPT
Le chargeur fonctionne au point maximal de puissance, il gère la charge de la batterie avec limitation en courant et en tension et il contrôle le floating. Ce type de chargeur est plus cher que le type précédemment cité, mais il permet d’optimiser le nombre de modules PV nécessaire à l’installation et d’avoir une installation au global moins chère.
