TP Energie Solaire

Master Energétique et Environnement : TP Energie Solaire

UPMC | Contact : [email protected] Exemplaire provisoire

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TP Energie solaire

A. Introduction 1. Contexte. Energie renouvelable et énergie solaire.

Les sources d’énergie conventionnelles telles que le nucléaire ou les combustibles fossiles (charbon, pétrole et gaz) sont issues de stocks limités de matières extraites du sous-sol de la terre. Chacune d’elles provoque dans leurs utilisations des conséquences à long terme plus ou moins importantes sur l’environnement et qui tendent à être mieux maitrisées: pollution atmosphérique,

changement climatique, contamination radioactive.... A l’opposé, les sources d’énergie renouvelables ont recours à des flux naturels qui traversent de façon plus ou moins permanente la Biosphère. Si il est utilisé qu’une infime partie de ces flux, alors ces énergies resteront inoffensives pour l’environnement naturel aussi bien localement que globalement. Toutes les énergies renouvelables sont issues directement ou indirectement du soleil. Son rayonnement direct peut être utilisé de deux manières :

• sa chaleur peut être concentrée pour chauffer de l’eau sanitaire, des immeubles, des séchoirs, ou bien un liquide en circulation afin de produire de l’électricité par l’intermédiaire d’un alternateur ou d’une dynamo. C’est le solaire thermique.

• sa lumière peut être transformée directement en courant électrique grâce à l’effet photovoltaïque

L’énergie solaire qui touche la terre représente en tout environ 1 540 1015 kWh/an (1 540 péta

kWh/an). C’est 15 000 fois plus que la consommation d’électricité mondiale.Il faut évidement prendre en compte l’ensoillement local ainsi que les performences des systèmes de conversion de l’énergie solaire par panneau photo voltaique (PV).

Figure 1 : Besoin énergétique et énergie disponibles issues de différentes ressources



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L’étude qui vous est proposéea pour objectif de mettre en évidence les performances de l’ensemble des éléments constituants une chaine de production d’électricité basée sur des capteurs photovoltaïques puis de les monter pour simuler une installation complète par exemple celle d’un pavillon de vacances qui comporte différents besoins électriques.

Figure 2 : Schéma d’un système PV

2. Eléments du rayonnement solaire Il faut noter que la cellule photovoltaïque (PV), n’est pas une pile, mais un convertisseur

instantané d’énergie, qui ne pourra fournir une énergie sous forme électrique que s'il reçoit une énergie sous forme de rayonnement. La cellule solaire ne peut être assimilée à aucun autre générateur classique d'énergie électrique de type continu. Ceci est dû au fait qu'elle n'est ni une source de tension constante ni une source de courant constant.

Actuellement, le rendement de conversion d'énergie solaire en énergie électrique est encore faible (souvent inférieur à 12 %).

Sous un ensoleillement nominal de 1000 W/m2, il faut environ 9 m 2 de panneaux PV sont nécessaires pour fournir 1 kWc, ce qui induit un coût élevé du watt crête.

Ce rendement faible ainsi que le coût élevé de la source photovoltaïque ont incité les utilisateurs à exploiter le maximum de puissance électrique disponible au niveau du générateur PV. Ce maximum est généralement obtenu en assurant une bonne adaptation entre le générateur PV et le récepteur associé. Cette adaptation est effectuée à l'aide de convertisseurs statiques basés sur différents modes de fonctionnement.

a) Spectre du rayonnement solaire. Constante solaire et « valeur du Soleil »

La production d'électricité photovoltaïque dépend de l'ensoleillement du lieu et de la température, donc de sa localisation géographique, de la saison et de l'heure de la journée

Le rayonnement solaire permet la vie sur Terre et détermine le climat. Du fait du flux d’énergie existant à l’intérieur du Soleil, la température à la surface avoisine les 5800 K. Le spectre du rayonnement solaire s’avère donc similaire à celui d’un corps noir de 5800 K.

On appelle constante solaire l’éclairement énergétique du Soleil sur l’atmosphère extérieure lorsque le Soleil et la Terre se trouvent distants d’une UA – une UA (unité astronomique) est la distance séparant la Terre du soleil, soit 149 597 890 km. Les valeurs actuellement admises sont proches de 1360 W/m-2. La constante solaire désigne l’éclairement intégré total sur la totalité du spectre (Figure 3).



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Figure 3: Spectre de rayonnement à l’extérieur de l’atmosphère terrestre comparé au spectre d’un corps noir à 5800 K.

L’éclairement qui traverse l’atmosphère terrestre varie chaque année d’environ 6,6 % en raison de la variation de distance entre la Terre et le Soleil. Les variations de l’activité solaire provoquent des modifications de l’éclairement pouvant aller jusqu’à 1 %.

Le spectre du rayonnement solaire à la surface de la Terre est constitué de différents éléments (Erreur ! Source du renvoi introuvable.). Le rayonnement direct provient directement du Soleil, tandis que le rayonnement diffus est diffusé par le ciel et le milieu extérieur. Un autre rayonnement encore est réfléchi par le milieu extérieur (la terre ou la mer) en fonction de l’albédo local (rapport de l'énergie solaire réfléchie par une surface à l'énergie solaire incidente). Le rayonnement terrestre total est appelé rayonnement global. Il convient en ce qui concerne l’éclairement global de définir la direction de la surface cible.

Figure 4: Rayonnement global total au niveau du sol et ses composantes directes, diffuses et réflectives.

L’intégralité du rayonnement qui atteint le sol traverse l’atmosphère, ce qui modifie le spectre en raison des phénomènes d’absorption et de diffusion. L’oxygène et l’azote atomiques et moléculaires absorbent le rayonnement de très courte longueur d’onde, faisant effectivement obstacle au rayonnement aux longueurs d’onde de <190 nm. L’absorption par l’oxygène moléculaire contenu dans l’atmosphère du rayonnement ultraviolet de courte longueur d’ondes entraîne un phénomène de photodissociation (de l’oxygène) qui engendre à son tour une production d’ozone.



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L’ozone absorbe fortement les ultraviolets de longueurs d’ondes plus élevées entre 200 et 300 nm (bande Hartley), mais absorbe peu le rayonnement visible. La vapeur d’eau, le dioxyde de carbone et, dans une moindre mesure, l’oxygène, absorbent de manière sélective dans l’infrarouge proche (comme le montre laFigure 6). La diffusion de Rayleigh dépendante de la longueur d’onde et la diffusion par les aérosols et autres particules en suspension dans l’air, dont notamment les gouttelettes d’eau, modifient également le spectre du rayonnement qui atteint le sol (c’est à ces deux phénomènes que le ciel doit sa couleur bleue).

Dans une atmosphère estivale sans nuage typique et avec un angle zénithal de 0°, les 1367W/m-2 qui atteignent l’atmosphère extérieure sont réduits à un rayonnement du faisceau direct de 1050 W/m-2 environ et à un rayonnement global d’environ 1120 W/m-2 sur une surface horizontale au niveau du sol. La convention AM (air mass) définie la façon dont le spectre solaire est mesuré.

Figure 5: Normes de mesures du spectre d’énergie lumineuse émis par le soleil, notion de la convention AM.

Figure 6: Spectre au niveau du sol

b) Variation diurne et annuelle

Les figures suivantes montrent les variations diurnes et annuelles typiques du flux radiatif solaire global. La demi-largeur réelle et la position maximale de la courbe dépendent de la latitude et de la saison. L’impact des nuages est pris en compte. Enfin, la figure de droite présente l’éclairement solaire global au soleil de midi mesuré dans l’Arizona, montrant la variation annuelle.



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Figure 10 : Variations diurnes du flux radiatif solaire global un jour nuageux et annuellement

c) Irradiance disponible sur la surface de la terre

Au delà de la constante solaire de l'ordre de 1360W/m2 qui ne tient pas compte de la traversée de l'atmosphère, l'énergie disponible à la surface terrestre est moindre et dépend de l'exposition dans le temps et la localisation. En effet, l’ensoleillement d’unesurface est plus important quand cette surface fait directement face au Soleil. Lorsquel’angle augmente entre la direction normale à la surface et celle des rayons du Soleil, l’ensoleillementest réduit proportionnellement au cosinus de l’angle. Cela explique la répartitionde l’ensoleillement et donc du potentiel solaire sur la Terre visible sur la figure suivante.

Figure 7: Distribution spatiale du rayonnement solaire annuel sur la Terre et en France

d) Angle permettant de projeter le flux incident sur la surface du capteur

Les figures suivantes illustrent les angles qui rentrent en jeu dans le calcul de l’irradiance disponible à un moment de la journée, pour une localisation spatiale et un montage spécifique angulaire du capteur.

Déclinaison : δ La déclinaison est l'angle situé entre l'équateur et la distance du centre de la Terre au centre

du Soleil. Comme l'axe de la Terre est incliné à 23,45°, la déclinaison varie au cours d'une année de ±23,45°. En été et en hiver, la déclinaison atteint son maximum. En revanche, au printemps et à l'automne, elle s'élève à 0°C.

Azimut : α



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L’azimut solaire est l’angle que fait le plan vertical du soleil avec le plan méridien du lieu. On le mesure à partir du Sud, vers l’Est ou vers l’Ouest (0° pour le Sud, 180° pour le Nord). Les lignes verticales du diagramme figurent les angles azimutaux de 10° en 10°

Elévation du soleil ou hauteur : γ La hauteur du soleil est l ‘angle que fait la direction du soleil avec le plan horizontal. Les lignes

horizontales du diagramme figurent les hauteurs angulaires de 10° en 10° au-dessus de l’horizon (0° pour le plan horizontal et 90° pour le zénith).

max 90γ = − Φ + δ Comme le Soleil se « déplace » dans le ciel pendant la journée, son élévation se modifie sans

cesse.

Figure 8 : Schéma de principe de la terre et des angles rentrant dans le calcul de l’irradiance. Vue locale

de l’utilisateur avec azimut et élévation.

Figure 9 : L'énergie solaire qui arrive sur le capteur est représenté par la courbe bleu clair (G*), avec un

capteur solaire motorisé, la courbe G* serait égale à la courbe I* + D* (vert clair) soit, pour l'exemple ci-dessus, 14,2% sur l'année et 28,6% sur la journée. (ESol : rayonnement solaire,I*: rayonnement solaire direct,D* : rayonnement solaire diffus, G* : rayonnement solaire global, S* rayonnement solaire direct sur le capteur.

Φ: latitude

δ: Déclinaison

Plan du capteur PV

Rayons solaires

γ

γ: Elévation

α: Azimuth

Φ δ



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Figure 10 : Elévation en fonction de l’azimut (heure de la journée) et de la période de l’année (latitude

43°)

Angle du capteur : θ Lorsque le rayonnement touche une surface horizontale, l'angle d'incidence du capteur doit

être pris en compte. On introduit alors un rendement d’utilisation en comparant la surface d'un plan horizontal avec un plan incliné perpendiculaire au Soleil et pour la même puissance de rayonnement.

Figure 11 : Représentation des angles projetés terre-soleil et capteur-horizon

Rayonnement quotidien moyen, Temps d'éclairement équivalent Un module se caractérise avant tout par sa puissance-crête Pc (W), puissance dans les

conditions STC (standard test conditions). Le module exposé dans les conditions STC va produire à un instant donné une puissance électrique égale à cette puissance crête, et si cela dure N heures, il aura produit une énergie électrique Eelec égale au produit de la puissance crête par le temps écoulé :

Eelec = N * Pc Soit : énergie électrique produite (Wh) = Nombre d’heures d’exposition aux conditions STC (h)*

Puissance crête (W). Cependant, le rayonnement n’est pas constant pendant une journée d’ensoleillement, donc on

ne peut pas appliquer strictement cette loi.



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Afin de calculer ce que produit un module photovoltaïque pendant une journée d’ensoleillement qui a un certain profil et une énergie solaire intégrée en Wh/m², on va assimiler cette énergie solaire au produit du rayonnement instantané 1000 W/m² par un certain nombre d’heures que l’on appelle « nombre d’heures équivalentes ».

Grâce à la valeur de 1000 de ce rayonnement de référence, le nombre d’heures équivalentes se retrouve exactement égal à l’énergie solaire intégrée si on l’exprime en kWh/m² /jour faisant référence au tableau 1. Au cours de la première étape, il s'agit d'évaluer la taille approximative de l'installation. Vous tiendrez compte de la surface de toit disponible et, le cas échéant, du cadre financier prévu par le client. Dans la suite du problème, on fait un choix technique d'un capteur PV mais il pourra être choisi d’autres technologies moins chères, ou bien plus adaptée aux besoins.

Le tableau suivant indique le rayonnement quotidien moyensur une surface horizontale en

kWh/m²/jour pour différentes localisations. La valeur fournie indique qu’il s’agit du nombre d’heure équivalent à un rayonnement de référence de 1000W/m2.

Site / Mois Jan Fév Mar Avr Mai Juin Juil Août Sep Oct Nov Déc Paris 1.04 1,73 2,78 3,95 5.05 5.39 5.36 4.79 3.39 2.04 1.20 0.83

Berlin 0,61 1,14 2,44 3,49 4,77 5,44 5,26 4,58 3,05 1,59 0,76 0,46 Perpignan 1.52 2.36 3.56 4.35 5.31 5.88 6.16 5.48 4.24 2.6 1.63 1.29

Tableau 1: Rayonnement quotidien moyen

B. Principe des capteurs solaires 1. Principe de fonctionnement

La conversion photovoltaïque aujourd’hui largement utilisée peut être simplement définie comme la transformation de l’énergie des photons en énergie électrique grâce au processus d’absorption de la lumière par la matière.

Lorsqu’un photon est absorbé par le matériau, il passe une partie de son énergie par collision à un électron l’arrachant littéralement de la matière. Ce dernier étant précédemment à un niveau d’énergie inférieur où il était dans un état stable passe alors vers un niveau d’énergie supérieur, créant un déséquilibre électrique au sein de la matière se traduisant par une paire électron-trou, de même énergie électrique.

Généralement, la paire électron-trou revient rapidement à l’équilibre en transformant son énergie électrique en énergie thermique.

Même si le phénomène électrique est secondaire devant le phénomène thermique (incluant la chauffe du matériau par les rayons solaires), récupérer tout ou partie de l’énergie électrique est le premier objectif des capteurs photovoltaïques sous forme de cellules ou de générateurs.

Cela est possible grâce par exempleà des cellules solaires réalisées en associant un matériau semi-conducteur dopé Nà un autresemi-conducteur dopé P.

L’énergie produite par l’absorption d’un photon dans unmatériau se traduit du point de vue électrique par la création d’une paire électron-trou. Cetteréaction entraine une différence de répartition des charges créant ainsi une différence depotentiel électrique, c’est l’effet photovoltaïque.



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Figure 12 : Schéma de principe du montage d’une cellule PV

Couche semi-conductrice de type p Le matériau semi-conducteur contient des atomes externes qui possèdent unequantité

inférieure d'électrons libres. On obtient ainsi un excédent positif deporteurs de charge (trous d'électrons) dans le matériau semi-conducteur. Cescouches sont appelées des couches semi-conductrices à conduction de type p.

Couche semi-conductrice de type n Le matériau semi-conducteur contient des atomes externes qui possèdent unequantité

supérieure d'électrons libres. On obtient ainsi un excédent négatif deporteurs de charge (électrons) dans le matériau semi-conducteur. Ces couchessont appelées des couches semi-conductrices à conduction de type n.

Doigts de contact et contact métallique de la face arrière Avec le contact métallique arrière, les doigts de contact constituent les connexionspermettant

de brancher par exemple un consommateur. Couche antiréflexion La couche antiréflexion a pour but de protéger la cellule PV et de réduire les pertesde réflexion

à la surface de la cellule. Récupération des électrons trous En règle générale, les cellules solaires sont fabriquées en silicium, deuxième élément leplus

fréquent de la croûte terrestre. Un atome de silicium possède quatre électrons devalence. Dans un cristal de silicium, deux électrons d'atomes adjacents forment une paired'électrons. Dans cet état, le cristal de silicium n'est pas un conducteur électrique, car ilne dispose d'aucun électron libre pour transporter la charge.



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Figure 13 : Schéma de la matière cas sans et avec dopage.

Un champ électrique permet de séparer les électrons des trous. Dans les semi-conducteurs,l'apport d'atomes perturbateurs permet de générer un champ électrique.

Àcet effet, des atomes à cinq électrons sont placés dans une région. Cette région est unsemi-conducteur n ou dopé n, car, comparée au réseau de cristal de silicium pur, elleprésente une charge légèrement négative.

Des atomes à trois électrons sont placés dans une autre région. Cette région est un semi-conducteur p ou dopé p, car, comparée au réseau de cristal de silicium pur, elle présente une charge légèrement positive. Si les semi-conducteurs n et p sont adjacents, il se forme à leur limite la jonction p-n, dont provient un champ électrique.

On obtient une jonction p-n en associant des couches semi-conductrices p et n. À lalimite entre les deux couches, les électrons se déplacent de la couche n vers la couche pet s'y recombine avec les trous.

a) Technologies de cellules solaires

Les cellules solaires peuvent être réparties en trois groupes, selon le matériau de baseutilisé : • cellules monocristallines • cellules poly cristallines • cellules à couches minces

Le groupe des cellules à couche mince compte les cellules amorphes au silicium et lescellules formées à partir d'autres matériaux, comme le tellurure de cadmium (CdTe), lediséléniure de cuivre et d'indium (CIS) ou l'arséniure de gallium (GaAs). Dans la pratique,les cellules en silicium ont fini par s'imposer.

Cellules solaires monocristallines Des blocs de silicium sont formés à partir de fonte de silicium ultra-pure. Dans unmonocristal,

le réseau cristallin complet est agencé de manière uniforme. Le bloc desilicium est découpé en rondelles de 200 à 300 μm d'épaisseur, appelées galettes.Pour permettre un usage optimal de la surface du module solaire, les cellules rondes sontdécoupées en éléments carrés. D'habitude, les cellules présentent une longueur d'arêtede 152 mm. La fabrication est conclue par le dopage, l'application des surfaces decontact et de la couche anti réflexion.

Possédant un rendement variant entre 15 et 18 %, les cellules monocristallinesfabriquées industriellement sont les cellules ayant actuellement le rendement le plusélevé. Cependant, leur fabrication requiert plus d'énergie et de temps que celle descellules poly cristallines.



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Figure 14 : Cellules solaires monocristallines, poly cristallines, amorphes

Cellules solaires poly cristallines Le matériau de base est du silicium ultra-pur qui est porté à fusion. Mais pour lafabrication de

cellules solaires poly cristallines, on ne cultive pas de monocristaux, mais lafonte de silicium est refroidie de façon contrôlée dans un moule carré. Pendant lerefroidissement, les cristaux s'orientent de manière irrégulière et forment la surfacemiroitante typique pour les cellules solaires poly cristallines. Les blocs de silicium carréssont découpés en galettes de 200 à 300 μm d'épaisseur. La fabrication est conclue parle dopage, l'application des surfaces de contact et de la couche anti réflexion. La coucheanti réflexion offre à la cellule solaire sa surface bleue typique, car le bleu réfléchit lemoins de lumière et en absorbe la plus grosse quantité. Les cellules solairespoly cristallines présentent un rendement entre 13 et 16 %.

Cellules solaires amorphes Le terme amorphe vient du grec (a : sans, morphé: forme) et signifie qui n'a pas deforme. En

physique, on appelle amorphes les éléments dont les atomes présentent desformes irrégulières. Si les atomes ont une structure ordonnée, on les appelle descristaux.

Pour la fabrication de cellules solaires amorphes, on applique le silicium sur un matériausupport, comme par ex. le verre. L'épaisseur du silicium s'élève alors à env. 0,5 à 2 μm.Ainsi, non seulement la quantité de silicium requise est-elle assez faible, mais ledécoupage fastidieux des blocs de silicium n'est-il pas nécessaire. Le degré derendement des cellules solaires amorphes se situe seulement à 6-8 %.

Matériau de base Rendement en % Surface en m2 Cellulemonocristalline 15-18 7-9 Cellule poly cristalline 13-16 8-9 Cellule amorphe 6-8 13-20 Cellule audiséléniure de cuivre et d'indium

10-12 9-11

Figure 15 : Rendement des différentes technologies

Les cellules multi-jonctions à haut rendement. Aujourd'hui, la plupart des cellules photovoltaïques inorganiques sont constituéesd’une simple

jonction PN. Dans cette jonction, seuls les photons dont l'énergie est égale ousupérieure à la bande interdite du matériau (notée Eg en eV) sont capables de créer des pairesélectron-trou. En d'autres termes, la réponse photovoltaïque d’une cellule simple jonction estlimitée à l’énergie du photon. Seule la proportion du spectre solaire dont l’énergie des photons est supérieure au gapd’absorption du matériau est utile, l’énergie des photons plus faible n’est donc pas utilisable.

D’autre part, même si l’énergie des photons est suffisante, la probabilité de rencontrer unélectron est faible. Ainsi, la plupart des photons traversent le matériau sans avoir transférerleur énergie. Une première réponse pour limiter les pertes est connue de longue date du pointde vue technologique, il suffit d’utiliser des systèmes à plusieurs niveaux, en empilant desjonctions possédant des gaps décroissants, (Figure 2-12). Ainsi il est possible d’exploiter lespectre solaire dans sa quasi-totalité avec des rendements de conversion très importants.



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Figure 16 : Principe de la cellule à hétérojonction.

b) Caractéristique U/I de la cellule solaire

Pour le spécialiste, la caractéristique d'une cellule ou d'un module est un critèred'appréciation très important.L'illustration montre la courbe U/I typique d'une cellule PV pour différentes intensités derayonnement ainsi que pour différents types de matériaux.

Figure 17 : Courbe caractéristique courant tension d’une cellule pour différents éclairements et pour

différentes technologies.

La figure suivante montre l’allure très caractéristique de la puissance. La puissance maximum qui se trouve être atteinte pour une plage restreinte de valeur devra être recherchée à tout instant quelque soit l’état d’éclairement.

Figure 18 : Caractéristiques majeures d’une cellule PV

Effet de la température De même, toute l’énergie des photons n’arrivant pas à se transformer en électricité est

absorbée par le matériau sous forme thermique. Le matériau constituant les capteurs PV a alors sa température interne qui augmente proportionnellement à l’énergie solaire reçue. Le taux de conversion photon-électron est faible car un certain nombre de conditions doivent être réuni pour



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que ce phénomène se produise. L’effet thermique est donc majoritaire sur la plupart des capteurs,détériorant d’autant plus les performances de ces derniers.

La température est un paramètre important puisque les cellules sont exposées au rayonnement solaire, susceptible de les échauffer. De plus, une partie du rayonnement absorbé n'est pas convertie en énergie électrique : elle se dissipe sous forme de chaleur. C'est pourquoi la température d'une cellule est toujours plus élevée que la température ambiante.

Pour estimer la température de cellule Tc à partir de la température ambiante Ta, on peut utiliser la formule de correction suivante :

( )j aEsT T TUC 20

800= + −

TUC est la température nominale de fonctionnement de la cellule solaire. Ta est la température ambiante, Es est l'énergie d'ensoleillement.

Figure 19 : Evolution de la puissance fournie par une cellule PV lorsque sa température de

fonctionnement augmente.

Un élément clé dans ces recherches est la capacité de conversion photovoltaïque, il nous faut

donc parler du « graal » des recherches dans le domaine du photovoltaïque qui est l’obtention de rendements très élevés. Ces recherches s’appuient sur l’analyse théorique de la conversion photon-électron adaptée à l’ensemble du spectre solaire. Celles-ci montrent que le rendement maximum théorique serait alors d’environ 85%. On est loin de ces rendements. La Figure suivante montre l’évolution des rendements record des principales filières photovoltaïques actuelles. On y retrouveles différentes cellules au silicium monocristallin et poly-cristallin, les cellules ausilicium amorphe, les cellules en alliage de diSéléniure de Cuivre Indium Galium (notéCIGS), au tellurure de cadmium (CdTe), mais aussi les cellules à base de composés III-V quiappartiennent à la catégorie des cellules multi-jonctions.



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Figure 20 : Rendements record de cellules photovoltaïques obtenus en laboratoire.

c) Montage électrique équivalent. Modélisation électrique d’une cellule photovoltaïque.

Lorsqu’une jonction PN réalisée à partir de matériaux sensibles à la lumière est éclairée, elle présente la particularité de pouvoir fonctionner en générateur d’énergie. Ce comportement en statique peut être décrit par l’équation électrique définissant le comportement d’une diode classique dit modèle à une diode le plus cité dans la littérature.

Le module photovoltaïque est caractérisé par son schéma électrique équivalent qui se compose d’une source de courant qui modélise la conversion du flux lumineux en énergie électrique, une résistance shunt (court circuit) Rshqui est une conséquence de l’état le long de la périphérie de la surface de la cellule, une résistance série Rs représentant les diverses résistances de contact et de connexion, une diode en parallèle qui modélise jonction PN.

Figure 21 : Montage électrique équivalent

Le courant généré par le module est donné par laloi de Kirchhoff :

p d shI I I I= − −

Avec I le courant délivré par le module, pI le photo courant, dI lecourant de diode et shI Le

courant shunt.Le courant pI est directement dépendant des rayonnements solaire sE et de la

température de la cellule jT , il est donné par la relation suivante: p 1 s 2 s ref 3 j jrefI =P E 1+P (E -E )+P (T -T )

P1 0.0036 P3 -0.0005 Rs 0.614 P2 0.0001 P4 70.874 Rsh 151.16



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Tableau 2: Exemple de valeurs des paramètres

La température de la cellule peut être calculée à partir de la température ambiante et celle d’irradiation comme suit :

( )j aEsT T TUC 20

800= + −

Le courant de la diode est donné par: 0

s j

e (V RI)An kT

d satI I (exp 1)+

= − Avec Isat est le courant de saturation. Il est fortement dépendant de la température et est

donné par:

j

EgkT3

sat 4 jI P T exp−

=

Le courant de la résistance shunt est calculé par :

ssh

sh

V R IIR+

=

En regroupant l'ensemble des équations, on obtient:

0

j s j

p s j d j sh

e (V RI)EgkT An kT3 s

1 s 2 s ref 3 j jref 4 jsh

I=I (E ,T ) I (V, I,T ) I (V)

V R IP E 1+P (E -E )+P (T -T ) P T exp (exp 1)R

+−

− −

+ = − − −

Il est alors proposé le schéma électrique équivalent de la cellule PVen un schéma bloccomportant quatrevariables.

Figure 22: Schéma bloc du Générateur Photovoltaïque

Le modèle dugénérateur photovoltaïque à 1 diode a été utilisé pour simuler lescaractéristiques P(V) et I(V) pour une large plage devariation de la puissance de l’éclairement reçu par lepanneau photovoltaïque (entre 150 à 850 W/m²)et detempérature (de 20°C à 38°C).Une comparaison des caractéristiques obtenues parsimulation numérique avec celles obtenuspratiquement durant une journée ensoleillée. Les résultats pratiques et de simulation du modèle àune diode sont représentés sur les figures suivantes. Nousremarquons un très bon accord entre lescaractéristiques

Eref Irradiation de référence 1000 W/m² Tref Température de référence 25°C ns nombre de cellule en série dans un module 72 e0 La charge d’électron 1,6.10-19C k Constant de Boltzmann 1,38.10-23

J/K Eg Energie de gap pour le silicium cristalline 1.12 ev Ta Température ambiante TUC Condition de température nominale de fonctionnement

de la cellule qui est donnée par le constructeur 45°C



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expérimentales et celles simulées oùl’erreur commise sur la puissance maximale et del’ordre de 1.53% pour le modèle à une diode.

Figure 23: Caractéristiques I=f(V) et P=f(V) pratique et simulation dupanneau PV -Modèle une diode. [O.AMRANI, D. REKIOU rapport interne]

Facteur de forme Un paramètre important est souvent utilisé à partir de la caractéristique I(V) pourqualifier la

qualité d’une cellule ou d’un générateur PV : c’est le facteur de remplissage ou fillfactor (FF). Il est illustré sur la Figure 2-7. Ce coefficient représente le rapport entre lapuissance maximale que peut délivrer la cellule notée Pmax et la puissance formée par lerectangle Icc*Voc. Plus la valeur de ce facteur sera grande, plus la puissance exploitable le seraégalement. Les meilleures cellules auront donc fait l’objet de compromis technologiques pouratteindre le plus possible les caractéristiques idéales.

Figure 24 : Notion de facteur de forme FF pour une cellule photoélectrique.

2. Recherche d'un point de fonctionnement optimal. Concept du contrôleur MPPT

a) Concept

D'un point de vue expérimental, les cellules photovoltaïques (PV) présentent de grandes variances de leur puissance électrique en fonction des conditions météorologiques. De plus, quand elles sont connectées à une charge, certains problèmes apparaissent, et la puissance transférée à la charge correspond rarement à la puissance maximale délivrée par le générateur PV. On remarque des problèmes similaires dans le cas de l’éolien.

Pour avoir la meilleure connexion entre une source non linéaire et une charge arbitraire et produire la meilleure puissance, le Maximum Power Point Tracking (MPPT) a été développé depuis

max

cc co

PFFI *V

=



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1968. Ces genres de contrôleurs, particulièrement adaptés pour piloter une source non linéaire, forcent le générateur à travailler à sa puissance maximale, induisant une amélioration globale du rendement du système de conversion électrique.

Quand une source d'énergie est connectée à une charge, le point de fonctionnement est déterminé en prenant l'intersection de la caractéristique électrique I-V avec celle de la charge. Ce point de fonctionnement varie du fait que la source d'énergie ou la charge varie à tout moment. C'est pourquoi, souvent, on n'opère pas au MPP, et la puissance fournie à la charge est inférieure à la puissance maximale que l'on pourrait fournir.

Il existe différents types de contrôleurs MPPT. Généralement, chacun de ces contrôleurs a été réalisé pour une application spécifique. La précision et la robustesse de ces contrôleurs dépendent d'un certain nombre de paramètres :

• Le rendement global du système désiré par le constructeur • Le type de convertisseur de puissance permettant l'adaptation et la connexion à une

charge (DC-DC, DC-AC), ou à un réseau électrique. • L'application souhaitée (systèmes autonomes, connectés au réseau, spatiaux.)

Le principe de chercher le maximum est facile à réaliser si l'éclairement reste constant mais devient moins accessible lorsque l'éclairement intervient. En effet, lorsque l'intensité de l'éclairement varie (voir Figure 25), on passe à une valeur E2<E1, la caractéristique P-V change. Le point X, qui était jusqu'à présent le MPP, se retrouve être un mauvais point de fonctionnement dans les nouvelles conditions, comme le montre la figure suivante. On voit apparaître un nouveau point de fonctionnement ici appelé X'.

Figure 25 : Principe de réglage de la puissance maximale

b) Connexion directe avec et sans MPPT

Dans l’exemple proposé, la puissance transmise est la puissance relevée au niveau de la batterie. On obtient par mesure sur le relevé de puissance une valeur de 63.34Wsans MPPT. Il y a une perte de 4.4% si on considère que la puissance à atteindre est de 66.125W.

Figure 26 : Montage en connexion directe. Données: tension batterie 12V, TPV=75°C,

Es=1000W/m2 f=1

LorsqueUbatt est compris entre 10 et 13.3V, la puissance transmise augmente jusqu´à l´obtention d´une puissance transmise maximale. Lorsque Ubatt=13.3v, la puissance transmise est maximale et vaut 66.125W. LorsqueUbatt est compris entre 13.3 et 15V,la puissance transmise



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diminue. Il y a des pertes puisque le point de fonctionnement se situe à 13.3 V.Remarques: Calcul des pertes (12 V,75°C,1000W/m²) = (66.12 - 63.35)/ 63.35 = 4.37%

Figure 27 : Relevé des caractéristiques I=f(U) et P=f(U)

c) Connexion avec adaptation MPPT

Cette fois, un gain est adapté pour se trouver toujours à la puissance maximum (variation du gain en fonction de la température du capteur PV ou bien de l'éclairement). La charge de la batterie est constante Ucharge=Ubatt=12V.

Figure 28 : Montage en connexion avec MPPT. Données: tension batterie 12V, TPV=75°C, Es=1000W/m2 f=variable

Figure 29 : Relevé des caractéristiques I=f(U) et P=f(U) avec MPPT

Il est possible de trouver un gain max ceci grâce à la possibilité de faire varier f. A chaque instant, le MPPT se règle pour forcer le système à fonctionner à sa puissance maximale.



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3. Architecture d’un générateur photovoltaique Dans des conditions d’ensoleillement standard (1000W/m² ; 25°C ; AM1.5), la puissance

maximale délivrée par une cellule silicium de 150 cm² est d'environ 2.3 Wc sous une tension de 0.5V. Une cellule photovoltaïque élémentaire constitue donc un générateur électrique de faible puissance insuffisante en tant que telle pour la plupart des applications domestiques ou industrielles.

Les générateurs photovoltaïques sont, de ce fait réalisés par association, en série et/ou en parallèle, d'un grand nombre de cellules élémentaires.

a) Association en série

Une association de nS cellules en série permet d’augmenter la tension du générateurphotovoltaïque (GPV). Les cellules sont alors traversées par le même courant et lacaractéristique résultant du groupement série est obtenue par addition des tensionsélémentaires de chaque cellule.

Figure 30 : Caractéristiques résultantes d’un groupement de ns cellules en série.

Ce système d’association est généralement le plus communément utilisé pour lesmodules photovoltaïques du commerce. Comme la surface des cellules devient de plus en plusimportante, le courant produit par une seule cellule augmente régulièrement au fur et à mesurede l’évolution technologique alors que sa tension reste toujours très faible. L’association sériepermet ainsi d’augmenter la tension de l’ensemble et donc d’accroître la puissance del’ensemble. Les panneaux commerciaux constitués de cellules de première génération sonthabituellement réalisés en associant 36 cellules en série (Vcons=0.6V*36=21.6V) afind’obtenir une tension optimale du panneau Vopt proche de celle d’une tension de batterie de12V (à puissance maximale).

Les modules en série sont souvent appelés des strings. Malheureusement, les cellules ou modules ne sont pas tous absolument identiques. Le courant total s'oriente alors à la cellule ou au module le plus faible. Ce phénomène est appelé mismatching.

b) Association en parallèle

D’autre part, une association parallèle de nP cellules est possible et permet d’accroîtrele courant de sortie du générateur ainsi créé. Dans un groupement de cellules identiquesconnectées en parallèle, les cellules sont soumises à la même tension et la caractéristiquerésultant du groupement est obtenue par addition des courants.



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Figure 31: Caractéristiques résultant d’un groupement de npcellules en parallèle.

La caractéristique I(V) d’un générateur solaire peut être considérée comme le fruitd’une association d’un réseau de ns*np cellules en série/parallèle.

Le montage en parallèle de cellules/modules permet d'obtenir des courants plus importants. Dans ce cas, les différents courants s'additionnent.Seuls ont le droit d'être montés en parallèle des cellules ou des modules de même type. Si les modules sont différents, des courants compensateurs risquent de détruire les modules

c) Aménagement du montage final. Ombrage et effet de Hot Spot

La caractéristique globalepeut, en outre, varier en fonction de l’éclairement, la température, du vieillissement descellules et les effets d’ombrage ou d’inhomogénéité de l’éclairement. De plus, il suffit d’uneoccultation ou d’une dégradation d’une des cellules mises en série pour provoquer une fortediminution du courant solaire produit par le module photovoltaïque. Un ombrage uniforme de toute la surface d'un module PV réduit uniquement la puissance du module, mais ne lui nuit pas. Il n'en est pas de même en cas d'ombrage partiel, par exemple lorsqu'une seule cellule PV du module est ombragée.

Lorsque le courant débitéest supérieur au courant produit par la cellule faiblement éclairée, la tension de celle-cidevient négative et devient un élément récepteur.

Si plusieurs cellules PV sont montées en série, ce qui est généralement le cas, la diode de la cellule PV ombragée se trouve dans le sens de blocage. Par conséquent, toute la tension du module peut chuter via la diode. Si cette tension dépassait la tension de blocage de la diode, elle détruirait cette dernière. Si la tension est inférieure à la tension de blocage, la diode forme une puissance dissipée qui a pour conséquence de réchauffer la cellule, risquant ainsi d'endommager le module.

C'est le phénomène dit de hot spot ou « point chaud ».Pour remédier à ce phénomène, on équipe donc les panneaux photovoltaïques dediodes by-pass qui ont pour rôle de protéger les cellules qui deviennent passives

Figure 32 : Ombrage et effet de hot spot. Diode by pass



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Montées antiparallèlement à la cellule PV, les diodes appelées by-pass protègent contre les hot-spots. Si une cellule PV d'un string est désactivée, elle ne fournit certes plus de tension et la tension totale du string diminue, mais le flux électrique est conservé grâce à la diode by-pass.

Comme aucune puissance n'est plus non plus produite dans la cellule PV, celle-ci ne se réchauffe pas et ne risque pas d'être endommagée.

L'application pratique de cette protection dans les modules est toutefois un peu différente. Dans ce cas, une diode by-pass n'est plus montée en parallèle dans chaque cellule PV, mais dans plusieurs cellules PV à la fois, voire dans des strings complets. L'inconvénient, c'est qu'en cas de désactivation d'une cellule, plusieurs cellules PV ou même tout un string ne fonctionnent plus. Il faudra donc en tenir compte lors de la conception.

On associe couramment les panneaux solaires photovoltaïques en série pour obtenir des tensions multiples de 12 Volts (24V, 48V) et en parallèle pour augmenter le courant solaire. La seule précaution à prendre est d’utiliser des diodes spécifiques.

Les associations élémentaires des panneaux photovoltaïques se réalisent directement dans les boîtes de jonction des modules solaires(Diodes by-pass (contournement) ou diodes séries (blocage)).

Figure 33 : Montage série ou parallèle

4. Rendements associés à la chaîne de conversion Nous rappelons les définitions des différents rendements et des conditions de mesures de ces

derniers. Ainsi, le rendement global de la chaîne de conversion qui en résulte reflète bien l’ensemble des sources de pertes réparties sur l’ensemble de la chaîne PV.

G : L’irradiance G (W/m²) est définie comme la quantité d'énergie électromagnétique solaire incidente sur une surface par unité de temps et de surface.

La puissance reçue par un panneau de surface A (m²) est donc égale à G*Aeff. Aeff : La surface Aeff représente la surface du panneau correspondant à la partie active et

susceptible de pouvoir effectuer la conversion photovoltaïque et non la surface totale occupée par le panneau solaire.

Nous prendrons comme définition durendement traduisant la capacité maximale d’un GPV ainsi que sa qualité de la conversionphotons-électrons d’un panneau solaire noté ηpv, le rendement défini selon l’équation :

où PMAX est le maximum de puissance potentiellement disponible à la sortie du GPVdépendant

du matériau photovoltaïque, de l’instant et de l’endroit des mesures, des conditionsmétéorologiques et de la température.

La puissance délivrée par le GPV notée PPV est plus ou moins éloignée du potentielproductible noté PMAX en fonction de l’étage d’adaptation utilisé pour réaliser la conversion etle transfert énergétique (onduleur, convertisseur DC-DC, connexion directe…).

La définitiond’un nouveau rendement traduisant les pertes énergétiques est alors nécessaire. Il correspond à lacapacité de l’étage d’adaptation à exploiter sa puissance maximale (PMAX) disponible auxbornes du panneau photovoltaïque. Il est obtenu en divisant la puissancedisponible aux bornes du GPV par la puissance maximale potentiellement délivrable par cemême GPV.



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Pour être précis, ce rendement est le fruit de mesures des puissances effectuéessur un intervalle de temps très court (<1s). Il sera donc représentatif d’un instant donné, deconditions météorologiques précises et de modes de fonctionnement donnés.

Pour transférer la puissance électrique produite, le mode de transfert utilisé peutprésenter

plus ou moins un taux de pertes lié à sa constitution. Nous définissons pour qualifierces étages de conversion électrique-électrique et de transfert, le rendement de conversion d’unétage d’adaptation. Là aussi, ce type de rendementdépend du temps et des conditions de fonctionnement.

Le rendement global de la chaîne de conversion photovoltaïque peut doncêtre défini comme le

produit des trois rendements précédemment définis sur le mêmeintervalle de temps.

d) Définition des besoins électriques

Il est nécessaire de connaître ses besoins en énergie, afin d’obtenir un système bien adapté. Il faut remarquer que toute exigence supplémentaire entraînera une augmentation de la puissance à mettre en œuvre, soit plus de panneaux, plus de batterie.

Pour calculer le besoin journalier en énergie d’une application, on utilise la formule suivante :

i i iB P t= Il faut bien comprendre la différence entre la puissance et l’énergie. La puissance est une

donnée instantanée (exemple : le panneau produit 90W en ce moment précis), et l’énergie est une donnée intégrée sur une période de temps (exemple : ces 3 panneaux ont générés 180Wh pendant la journée d’hier).

Pour calculer la consommation totale d’une application, on calcule le besoin énergétique journalier de chaque appareil ou chaque fonction électrique et on les additionne. Le besoin énergétique journalier, Ei, ou consommation journalière, est l’énergie électrique consommée en 24h par l’application.

On aura donc : i i ii i

B B P t= =∑ ∑

La consommation journalière peut se chiffrer de 2 manières différentes : soit en Wh, soit en mAh.

e) Exemple de choix d’équipements

Usage : Eclairage

Equipement Puissance (W)

Classe Nbre Jour/ semaine

Durée (h)

Bloc éclairage sécurité 8 Standard 12

Lampe à incandescence 25 W 25 Standard 1

Lampe à incandescence 75 W 75 Déconseillé 3



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Lampe à incandescence 150 W 150 Déconseillé 2

Lampe Fluo-compacte 13 W 13 Recommandé 3

Lampe Fluo-compacte 30 W 30 Recommandé 3

Lampe Halogène 20 W 20 Recommandé 2

Lampe Halogène 100 W 100 Standard 2

Lampe Halogène 500 W 500 Déconseillé 2

Réglette fluo 30 W 30 Recommandé 3

Réglette fluo 72 W 72 Standard 3

Usage : Réfrigération



Durée (h)

Arm. 155 l + conservateur 45 l 77 Recommandé 10

Armoire 140 litres Classe A 77 Recommandé 9

Armoire 200 litres 100 Standard 11

Usage: Electro menager



Durée (h)

Aspirateur 1000 Standard 0.2

Aspirateur 24V 210 Standard 1

Bouilloire 1000 Standard 0.2

Cafetière 24V 360 Standard 0.1

Cafetière expresso 1350 Déconseillé 0.1

Climatiseur 2,5 kW froid 910 Déconseillé 6

Chauffage électrique 1000 Déconseillé 5

Fer à repasser 800 Standard 1

Four électrique sur gazinière 2200 Déconseillé 1

Four micro-ondes 800 Recommandé 0.3

Lave-linge 54 litres 24V 250 Recommandé 1

Lave-linge 5kg (complet) 3500 Déconseillé 1

Lave-vaisselle (complet) 2500 Déconseillé 1

Lave-vaisselle (sans chauff.) 300 Recommandé 1

Mini-four 25 litres 1000 Standard 0.5



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Petit appareillage 200 Standard 0.5

Plaque cuisson 3 feux 2300 Déconseillé 1

Rasoir 5 Standard 0.2

Sèche-cheveux 500 Standard 0.2

Sèche-cheveux 24V 1000 Standard 0.1

Ventilateur extracteur 3 m3/h 40 Standard 3

Ventilateur extracteur 7 m3/h 130 Déconseillé 3

Ventilateur plafonnier (brasseur) 40 Recommandé 4

Usage : Audio Visuel



Durée (h)

Chaîne stéréo+CD 2x50 W 50 Standard 3

Chargeur téléphone 5 Standard 2

Chargeur PC 150 Standard 2

Radio-Réveil 5 Standard 24

Récepteur TV satellite 60 Standard 3

Téléviseur couleur 42cm 50 Standard 3

Téléviseur LCD 81 cm 80/0.3 veille Standard 3

Tableau 3: consommation et durée d'utilisation moyenne de quelques équipements

5. Elément d'une installation solaire: a) Accumulateurs

L'énergie peut être emmagasinée de différentes manières. La figure suivante illustre lesdifférentes technologies représentées selon l'état physique d'accumulation de l'énergie.

Il existe plusieurs types de stockage dans le système PV, les puissances rencontrées

sontinférieures au MW, le seul stockage d’énergie électrique possible est le stockageélectrochimique.



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La batterie au plomb acide est la forme de stockage de l’énergie électrique la pluscourante, en raison de son coût qui est relativement faible et d’une large disponibilité. Parcontre, lesbatteries nickel-cadmium sont plus chères, elles sont utilisées dans lesapplications ou la fiabilité est vitale.

Composition d'une batterie solaire plomb- Acide [14] : Ces batteries sont composées de plusieurs plaques de plomb dans une solution

d'acidesulfurique. La plaque consiste en une grille d'alliage de Plomb avec une pâte d'oxyde deplomb marquetée sur la grille. La solution acide sulfurique et l’eau est appelée électrolyte.

Figure 34: Construction d'une batterie monobloc

Les plaques sont alternées dans la batterie, avec des séparateurs entre elles, qui sontfabriqués d'un matériel poreux qui permet le flux de l'électrolyte. Ils sont électriquementnon conducteurs, ils peuvent être des mélanges de silice et de matières plastiques ougommes.

Un groupe de plaques positives et négatives, avec des séparateurs, constituent un"élément". Un élément dans un container plongé dans un électrolyte constitue une "cellule"de batterie.

Indépendamment de la taille des plaques, une cellule fournira une tension variant entre 1,7et 2 volts suivant l’état de charge en conductions nominales de fonctionnement, et unrendement énergétique de l’ordre de 70% à 85%(pour plomb- Acide).Une batterie est constituée par plusieurs cellules ou des éléments reliés en série, interneou externe, pour augmenter le voltage à des valeurs normales aux applications électriques.

Principe de fonctionnement : Une réaction chimique intervient lorsque la batterie alimente une charge connectée à cesdeux

électrodes. Pendant la décharge, il y a une oxydation à la plaque négative qui setraduit par une perte d'électrons et réduction à la plaque positive ou gain d'électrons.L'électrolyte en présence dans la batterie facilite le déplacement des chargesélectrochimiques sous forme d'ions. Le processus inverse se produit quand la batterie serecharge on voit apparaître immédiatement une force électromotrice entre les deuxélectrodes. Les équations des réactions suivantes décrivent la réaction principale:

Electrode Positive:

Déch argeb 2 3 4 b 4 2Ch arge

P O 3H O HSO 2e P SO 5H O+ − − →+ + + +←

dioxyde de plomb + acide sulfurique + 3 ions hydrogène + 2 électrons = sulfate de plomb + 2eau

Electrode négative: Déch arge

b 4 2 b 4 3Ch argeP HSO +H O P SO H O +2e− + −→+ +←

plomb + acide sulfurique = sulfate de plomb + 2 électrons + ion hydrogène Equation bilan:

Déch argeb b 2 2 4 b 4 2Ch arge

P P O 2 HSO 2P SO 2 HO→+ + +← L'équation bilan de l'élément traduit une consommation d'acide sulfuriqueet une production

d'eau lors de la décharge d'un élément.



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Capacité de la batterie Une batterie stocke de l'énergie et elle s'exprime en Watt-heure. Cependantles fabricants

indiquent souvent la capacité des batteries en Ampère-heure, pour obtenir une équivalence avec le besoin que vous avez calculé en Watt-heure, il faut multiplier la capacité par la tension aux bornes de la batterie :

E(Wh) C(Ah)xU(V)=

b) Régulateurde charge

Le régulateur de charge/décharge est l’électronique entièrement automatique à laquelle sont reliés le panneau photovoltaïque, la batterie, ainsi que les équipements destinataires de l’électricité solaire.Sa fonction principale est de contrôler l’état de la batterie. Il autorise la charge complète de celle ci en éliminant tout risque de surcharge et interrompt l’alimentation des destinataires si l’état de charge de la batterie devient inférieur au seuil de déclenchement de la sécurité anti décharge profonde. Prolongeant ainsi la durée de vie de la batterie qui est le seul composant fragile du générateur photovoltaïque.

Figure 35: Montage intégrant le régulateur de charge

Dans leurs versions les plus simples, les régulateurs de charge disposent de fonctions de protection de la batterie (anti-surcharge et anti-décharge profonde), de sécurités internes d’autoprotection et de protection du système photovoltaïque, d’une sonde de température intégrée et d’un diode série anti-courants inverses. Ils n’utilisent plus de relais mécaniques. On trouve généralement sur leur face avant deux diodes électroluminescentes (LED) qui renseignent l’une sur l’état de charge de la batterie et l’autre sur l’état de fonctionnement de tout le générateur et leur propre consommation d’énergie est réduite (faible auto consommation). La catégorie supérieure de régulateurs de charge modernes gèrent différents processus de recharge (y compris de régénération périodiques), disposent de la technique de la modulation de largeur d’impulsion (MLI ou PWM). Leur fonctionnement est contrôlé par logiciel.

Modulation de Largeur d’Impulsion (MLI ou PWM) La modulation de Largeur d’Impulsion (PWM) est une méthode très rapide et efficace qui

permet d’atteindre l’état de pleine charge d’une batterie solaire. Contrairement aux contrôleurs plus anciens qui n’agissaient sur le courant de charge que par ON ou OFF (ce qui est suffisant pour



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restaurer l’état de charge d’une batterie à environ 70%), le régulateur à technique PWM vérifie constamment l’état de charge de la batterie pour ajuster la durée et la fréquence des impulsions de courants à lui délivrer. Si la batterie est déchargée, les impulsions de courant sont longues et presque ininterrompues. Quand la batterie est presque entièrement chargée, les impulsions deviennent de plus en plus brèves et espacées. Par sa nature même, cette technique achève la dernière portion du processus de la recharge (la plus complexe) et diminue la sulfatation des plaques car le courant de charge de la batterie est pulsé à haute fréquence.

Figure 36: Principe de la charge en fonction de l'état de recharge

1] - Cas d’une batterie déchargée Tant que le courant solaire est disponible, le régulateur d’un système photovoltaïque délivre à

une batterie présentant un état de charge initial (SOC) inférieur à 50% d’abord tout le courant disponible jusqu’à ce que la tension de la batterie atteigne, sans la dépasser, la valeur de tension de fin de charge d’égalisation. Ensuite le courant est modulé pour que la tension de la batterie ne dépasse pas la valeur de tension de fin de charge normale et enfin le courant est encore plus modulé et réduit pour que la tension de la batterie ne dépasse

2] - Cas d’une batterie moyennement déchargée . Tant que le courant solaire est disponible, le régulateur d’un système photovoltaïque délivre à

une batterie présentant un état de charge initial (SOC) compris entre 50% et 70% d’abord un courant modulé jusqu’à ce que la tension de la batterie atteigne sans la dépasser la valeur de tension de fin de charge normale, puis le courant est encore plus réduit et modulé pour que la tension de la batterie ne dépasse pas la valeur de tension de fin de charge de finition.

3] - Cas d’une batterie peu déchargée. Tant que le courant solaire est disponible, le régulateur d’un système photovoltaïque délivre à

une batterie présentant un état de charge initial (SOC) supérieur à 70% un courant suffisamment réduit et modulé pour que la tension de la batterie ne dépasse pas la valeur de tension de fin de charge de finition.

Charge de régénération. Une charge d’égalisation (régénération) est une surcharge contrôlée qui maintient la

cohérence parmi les cellules individuelles de la batterie, brasse l’électrolyte et réduit la sulfatation des plaques. Elle consiste à délivrer périodiquement et pendant une courte durée (quelques heures) à une batterie à électrolyte liquide un courant suffisamment important à une tension finale légèrement inférieure à la tension de gazéification et supérieure à la tension de fin de la charge normale.

Régulateur de charge solaire avev option Mppt (Maximum Power Point Tracking) Régulateur solaire de charge de batterie Mppt (Maximum Power Point Tracking)

Ce type de régulateur optimise l'énergie produite par les panneaux photovoltaïqueset peut fournir 30% de plus de puissance par rapport à un régulateur classique.

Un régulateur solaire classique, connecté entre les panneaux photovoltaïques et les batteries, ne transforme pas l'énergie produite par les panneaux.

Par exemple : un panneau de 75Wc délivre avec un bon ensoleillement un courant de 17 Volts avec une intensité de 4,4 Ampères (Puissance (Wc) = Volts x Ampères).Avec un régulateur traditionnel, la batterie n'est pas capable d'absorber toute cette énergie produite.



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Bien que le panneau solaire ait une tension de sortie de 17 volts, la résistance interne de la batterie va "rabaisser" le voltage du panneau solaire au niveau de sa propre tension (une batterie a une résistance interne qui augmente plus celle-ci est déchargée - exemple : 10,5 volts pour une batterie très déchargée).

Donc en appliquant le principe "Puissance (Wc) = Volts x Ampères", le panneau solaire de 75 watts ne délivrera plus que 46,2 watts soit : 10,5 volts x 4.4 ampères = 46.2 Watts, il y a donc presque 29 watts de perdus.

Le régulateur Mppt fonctionne lui comme un "convertisseur de puissance", qui va adapter la tension (17 volts) de sortie du panneau solaire au voltage de la batterie sur laquelle il est branché, tout en augmentant l'intensité de ce courant.

c) Onduleur

Un convertisseur d’énergie est un équipement que l’on dispose généralement soit entre le champ PV et la charge (sans stockage avec charge en continu, il portera le nom de convertisseur continu continue), soit entre la batterie et la charge (il sera alors appelé onduleur ou convertisseur continu alternatif). A l’onduleur est généralement associé un redresseur qui réalise la transformation du courant alternatif en courant continu et dont le rôle sera de charger les batteries et d’alimenter le circuit en continu de l’installation en cas de longue période sans soleil.



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C. TP : Dimensionnement d'une installation 1. Pré étude et choix des éléments

a) Etude des caractéristiques des panneaux

Tension à vide d'une cellule PV La tension à vide UOC est la plus grande tension pouvant apparaître aux connexions d'une

cellule PV. Elle est importante pour le dimensionnement des circuits montés en aval (par ex. l'onduleur). Pour la mesurer, il n'est pas nécessaire de brancher un consommateur à la cellule PV.

Figure 37: Caractéristique de la tension à vide en fonction de l'éclairement

Pour régler les différentes intensités de rayonnement au cours des mesures suivantes, vous devez diviser le parcours de déplacement du variateur par quatre. Vous obtenez ainsi cinq positions pour le régulateur coulissant. L'intensité de rayonnement la plus faible se situe en position 0/4 et la plus forte en position 4/4.

Remarques : Les mesures déterminant le rapport entre la tension à vide et l'angle de rayonnement de la lumière montrent que la tension à vide est maximale lorsque la lumière incidente est perpendiculaire. La tension à vide d'une cellule PV possède un coefficient de température négatif, c'est-à-dire que si la cellule ou le module PV se réchauffent (par ex. sous l'effet de la lumière incidente), la tension à vide diminue au fur et à mesure que la température monte. L'une des conséquences de ce phénomène est que la tension à vide maximale apparaît à des températures basses (en hiver).

Position Variateur

Intensité de rayonnement (αW/m2)

Tension à vide

Eteint 0 0 0/4 100 1/4 170 2/4 240 3/4 310 4/4 380

Tableau 4: Tableau de la tension à vide en fonction de l'éclairement

1- Réglez les intensités de rayonnement conformément au tableau suivant, mesurez la tension à vide correspondante du module solaire et notez la valeur dans le tableau. Tracer l'évolution de la tension à vide en fonction de l'intensité de rayonnement

2- Que pouvez-vous conclure de l'allure trouvée.



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Courant de court-circuit Le courant de court-circuit IK est le plus fort courant que peut fournir une cellule PV. Il est

mesuré avec un ampèremètre à très faible résistance intérieure, branché directement à la cellule PV.

Figure 38: Caractéristique du courant de court circuit en fonction de l'éclairement

Le courant de court-circuit dépend • de l'intensité de rayonnement • de l'angle de rayonnement • de la température

Position Variateur

Intensité de rayonnement (αW/m2)

Courant de court-circuit (mA)

Eteint 0 0 0/4 100 1/4 170 2/4 240 3/4 310 4/4 380

Tableau 5: Tableau de l'intensité de court circuit en fonction de l'éclairement

1- Réglez les intensités de rayonnement conformément au tableau, mesurez le courant de court circuit et notez la valeur dans le tableau.

2- Après avoir réalisé toutes les mesures, tracer l’évolution du courant de court circuit en fonction de l’intensité de rayonnement.

3- Comment se comporte le courant de court circuit à différentes intensités de rayonnement 4- Quelle est sa valeur maximale



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Caractéristique U/I de la cellule Des points de fonctionnement supplémentaires avec différents courants peuvent être mesurés

entre les deux points « vide » et « court-circuit ». La caractéristique U/I est formée par tous les points de mesure. Pour déterminer la caractéristique, le courant et la tension du module solaire doivent être mesurés en même temps. Pour obtenir plusieurs points de mesure, on branche une résistance de charge variable (potentiomètre).

Figure 39: Caractéristique du U/I en fonction d'une charge variable

1- Relever la caractéristique pour 5 intensités de rayonnement (sur 5 valeurs). o Réglez le potentiomètre sur 0 Ω (court-circuit). o Démarrez le relevé de la caractéristique U/I. o Tournez lentement le potentiomètre jusqu'à la valeur de résistance maximale.

2- Tracer le relevé de la caractéristique U/I et conclure.

Contrairement à la théorie, les caractéristiques ne toucheront pas les axes du diagramme. Ce phénomène s'explique d'une part par la technique de mesure appliquée et d'autre part par la mesure simultanée de la tension et du courant. La mesure du courant via un shunt a pour effet que, en cas de court-circuit, une petite tension chute via le shunt, dont il n'est pas tenu compte lors de la mesure de la tension. Ainsi, en cas de court-circuit de la cellule ou du module solaires, la tension n'est-elle pas exactement nulle



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b) Etude du rayonnement solaire

Figure 40: Montage simulant l'évolution de l'éclairement en fonction du temps

Relevé de la courbe annuelle 1- Relevez la courbe annuelle de l'intensité de rayonnement pour le site de Paris et Barcelone.

Vous allez déterminer la valeur de mesure le 22 de chaque mois, à 12 h heure solaire (azimut à 180°). Cette valeur sera représentative pour l'ensemble du mois. Cette procédure n'est pas conforme à la pratique, elle sert à simplifier le relevé de la caractéristique.

2- Après avoir réalisé toutes les mesures, tracer l’évolution du courant de court circuit en fonction du mois de l’année.

Paris Barcelone Latitude 48° 48'N 41° 23’N Date au 22 de chaque mois

Elévation Courant de court circuit

Elévation Courant de court circuit

22/01/2012 21.83 29.03 22/02/2012 30.97 38.17 22/03/2012 41.99 49.19 22/04/2012 53.62 60.82 22/05/2012 62 69.2 22/06/2012 65.04 72.24 22/07/2012 61.48 68.68 22/08/2012 52.41 59.61 22/09/2012 40.62 47.82 22/10/2012 29.41 36.61 22/11/2012 20.9 28.1 22/12/2012 18.17 25.37

Angle du capteur

Angle du soleil

Angle d’élévation au zénith



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Relevé de la courbe journalière 1- Relevez la courbe journalière de l'intensité de rayonnement pour le site de Paris et pour deux

dates de l’année. Celle du 22/06/2012 et celle du 22/12/2012. On règle « Panel Angle », à un angle de 0° (angle du capteur solaire). Choisissez « Sun Angle » et « Elevation Angle » en fonction des valeurs proposées dans le

tableau suivant. Mesurez le courant de court-circuit. 2- Après avoir réalisé toutes les mesures, tracer l’évolution du courant de court circuit en

fonction de l’heure de la journée pour les deux journées

Latitude Date Elévation Lever soleil Coucher

48° 48'N 22/06/2012 65.04 4 :03 19 :56

48° 48'N 22/12/2012 18.17 7 :56 16 :03

Heure de la journée

Azimut Elévation

Sun angle

Courant de court circuit

Azimut Elévation

Sun angle

Courant de court circuit

5h 63.51 8.04 75 6h 73.94 17.3 75 7h 84.4 27 60 8h 95.6 37 45 127.38 0.41 90 9h 108.8 46.7 30 139.11 7.67 60 10h 125 55 30 151.8 13.31 45 11h 149.22 62.35 15 165.63 16.92 15 12h 180 65.04 0 180 18.17 0 13h 210.7 62.35 15 194.37 16.92 15 14h 234.26 55.59 30 208.13 13.31 45 15h 251.18 46.73 30 220.89 7.67 60 16h 264.32 37 45 232.62 0.41 90 17h 275.58 27.07 60 18h 286 17.3 75 19h 296.49 8.04 75

3- Reproduire les mesures pour un angle de panneau PV de 30° 4- Qu'obtient-on en orientant le générateur solaire au Soleil ? 5- Quelle est l'influence de la latitude à l'orientation du générateur solaire ?



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c) Etude de différents aménagement de capteurs PV

Montage série 1- Au cours de cette expérience, nous allons étudier le montage en série des modules solaires.

Pour cela, vous relèverez plusieurs caractéristiques U/I de modules solaires montés en série en faisant varier la charge. Ces caractéristiques vous permettront de déduire le comportement du courant et de la tension dans le circuit en série.

2- Au cours de l'expérience suivante, vous allez étudier la puissance des modules solaires montés en série

Figure 41: Montage électrique de deux simulateurs de cellule PV montée en série

3- Dans le cas d'un montage en série de modules solaires, comment les courants et les tensions évoluent-elles ?

Montage parallèle 1- Au cours de cette expérience, nous allons étudier le montage en parallèle des modules

solaires. Pour cela, vous relèverez plusieurs caractéristiques U/I de modules solaires montés en parallèle. Ces caractéristiques vous permettront de déduire le comportement du courant et de la tension dans le circuit en parallèle.

2- Au cours de l'expérience suivante, vous allez étudier la puissance des modules solaires montés en parallèle

Figure 42: Montage électrique de deux simulateurs de cellule PV montée en parallèle

3- Dans le cas d'un montage en parallèlede modules solaires, comment les courants et les tensions évoluent-elles ?



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Etude de la puissance produite par un capteur PV 1- Pour étudier la puissance des modules en série ou en parallèle, relevez d'abord la

caractéristique du module G1. Ensuite, reprenez les deux montages précédents soit en série ou en parallèle.

2- Relevé de la caractéristique de puissance de deux modules solaires montés en série. Enregistrez la caractéristique du montage en série.

3- Relevé de la caractéristique de puissance de deux modules solaires montés en parallèle. Enregistrez la caractéristique du montage en parallèle.

4- Dans le cas d'un montage en série et en parallèle de deux modules solaires, comment évolue le MPP



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d) Phénomène d’ombrage. Comportement des modules PV en fonction de leurs connexions

Au cours de l'expérience suivante, vous allez étudier le comportement d'un module solaire en cas d'ombrage. Le module est monté en série avec deux autres.

Ombrage montage en série sans diodes by pass

Figure 43: Montage électrique en série sans diodes by pass

1- Allumez le multimètre analogique/numérique et sélectionnez l'affichage de tension et de courant. Réglez sur les trois modules solaires une intensité de rayonnement de 1000 W/m². Réglez le potentiomètre à env. 50 Ω. Cette valeur est gardée pour toutes les mesures de cette expérience.Modifiez l'intensité de rayonnement d'un module solaire et observez l'affichage de tension et de courant du multimètre analogique/numérique et les affichages analogiques des modules.

2- Qu'observez-vous lorsque vous faites de l'ombre sur l'un des modules solaires (valeur de la tension et de l'intensité)

Au cours de l'expérience suivante, vous allez étudier plus en détail le comportement de

modules solaires ombragés sur un montage en série. Pour cela, vous relèverez et analyserez les caractéristiques de courant/tension et de puissance.

1- Relevez les caractéristiques de puissance et U/I des modules solaires montés en série. Pour relever la caractéristique, procédez de la manière suivante : Réglez le potentiomètre sur 0 Ω (court-circuit). Commencez le relevé des caractéristiques U/I. Tournez lentement le potentiomètre jusqu'à la valeur de résistance maximale.

2- Réduisez l'intensité de rayonnement du deuxième module solaire de 1000 à 200 W/m², puis relevez à nouveau les caractéristiques

Ombrage montage en série avec diodes by pass Branchez les diodes by-pass des modules solaires. Réglez sur les modules solaires une intensité

de rayonnement de 1000 W/m² 1- Relevez les caractéristiques des modules solaires dotés des diodes by-pass. 2- Réduisez l'intensité de rayonnement du deuxième module solaire de 1000 à 200 W/m², puis

relevez à nouveau les caractéristiques.



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Figure 44: Montage électrique en série avec diodes by pass

3- Quelle est la conséquence sur la puissance, le courant de l'ombrage d'un module solaire lorsque est utilisé la diode by pass

Ombrage montage en parallèle sans et avec diodes by pass Refaire les expériences précédentes suivant le nouveaux montages suivants :

Figure 45: Montage électrique en parallèle sans et avec diodes by pass



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2. Exemple d'application L'objectif est de disposer d'une source d’énergie électrique 12V et 230V–50Hz dans le cadre

d'une habitation secondaire située à Perpignan, afin d’alimenter un certain nombre d’équipement (arbitraire pris comme exemple, voir le tableau 2) dont voici la liste :

• Une télévision (80W sur 3h), • Un téléphone portable (5W sur 2h), • Un ordinateur portable (150W sur 2h), • Deux lampes halogènes (30W sur 3h l'été et 6h l'hiver), • Un réfrigérateur (77W sur 8h) • Un chauffage d'appoint l'hiver (1000W sur 5h) • Une climatisation (910W sur 6 h)

On veut obtenir une autonomie de 3 jours (afin de palier à des conditions climatiques non conformes à celles de la saison considérée).Il faut définir ainsi chaque élément, panneau solaire (type, nombre, inclinaison), le régulateur, la batterie et l’onduleur. On se concentrera ici sur les panneaux solaires et la batterie.On calculera approximativement de coût total d'une telle installation ainsi que le coût par W produit.

a) Calcul de l'énergie nécessaire pour satisfaire aux besoins d'une famille

Définir l'énergie nécessaire en Wh/jour et en Ah/jour sous 24V sachant que le rendement de l'onduleur 12V-230V est pris égal à 0.85 pour les deux saisons.

Equipement Puissance Classe Nbre Durée Durée

(W) Hiver (h) Eté (h)

Lampe Fluo-compacte 30 W 30 Recommandé 2 6 3

Armoire 140 litres Classe A 77 Recommandé 1 8 8

Téléviseur LCD 81 cm 80 Standard 1 3 3

Chargeur téléphone 5 Standard 1 2 2

Chargeur PC 150 Standard 1 2 2

Climatiseur 2,5 kW froid 910 Déconseillé 1 0 3

Chauffage électrique 1000 Déconseillé 1 4 0

Référence tableau 2 dans le texte

b) Calcul du nombre de module et de la surface de pose

Grace au tableau 1, On déterminera le nombre de panneau monocristallin (HP12-100) de marque VICTRO pour une puissance crête de Pc=100W, tension nominale de 17.7V (dimension 1200x527, prix de 350€) pour le mois le plus défavorable, le plus intéressant et pour une irradiance.

Calculer la surface occupée par les panneaux, Faire le schéma de l'installation des capteurs photovoltaïque en tenant compte de la tension

nominale (montage string série, et parallèle).

Site / Mois Jan Fév Mar Avr Mai Juin Juil Août Sep Oct Nov Déc Paris 1.04 1,73 2,78 3,95 5.05 5.39 5.36 4.79 3.39 2.04 1.20 0.83

Berlin 0,61 1,14 2,44 3,49 4,77 5,44 5,26 4,58 3,05 1,59 0,76 0,46 Perpignan 1.52 2.36 3.56 4.35 5.31 5.88 6.16 5.48 4.24 2.6 1.63 1.29



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Référence tableau 1 dans le texte

Caractéristique du capteur PV, exemple marque VICTRON SPM100-12 PRIX=350€: Panneau photovoltaïque 100 watts crête - 12 Volts destiné aux

installations en site isolé (maison, piscine, camping-car, pompes solaires...). Coefficient tension-température favorable pour une utilisation

à des températures élevées. Performances exceptionnelles en faible irradiation et

sensibilité élevée à tout le spectre solaire. 25 ans de garantie limitée de performance et de puissance. 2 ans de garantie limitée sur matériaux et ouvrage. Boîte de raccordement multifonctionnelle scellée étanche

pour un niveau de sécurité élevé. Diodes de dérivation haute-performance pour une meilleure

protection contre les effets de pointchaud en cas d'occultation partielle. Procédé d'encapsulation avancé EVA (Ethylène-acétate de

vinyle) avec face inférieure tri-coucherépondant aux exigences les plus sévères de sécurité haute-tension. Cadre robuste en aluminium anodisé pour assemblage facile,

compatible avec une grande diversité de structures de montage du marché. Face supérieure en verre trempé à haute transmissibilité pour une rigidité accrue et une excellente résistance aux impacts. Système de câblage rapide avec connecteurs MC4 (PV-ST01)



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c) Correction en tenant compte des différentes pertes (électriques, ombrage, salissures)

Les modules doivent fournir toute l’énergie consommée, même celle qui est perdue. Le calcul de la puissance à installer doit donc intégrer l’ensemble des pertes.

1. Perte par salissure du panneau, la neige, le sable (la tension n’étant pas affectée). 2. Chutes de tension entre la sortie du panneau, et l’entrée de la batterieaux bornes des diodes

série, aux bornes du régulateur série, aux bornes des câbles, selon leur longueur, leur section et l’ampérage transporté.

3. La baisse de la tension lorsque la température s’élève, la puissance crête étant, elle, donnée à 25°C. Dans le cas présent, on a -0.48%/°C.

4. L’efficacité énergétique de la batterie : rapport entre l’énergie restituée, et l’énergie fournie. 5. Le régulateur, quant à lui, peut engendrer une perte par désaccord de tension, dans un

système avec un régulateur classique (et non de type MPPT), la tension est imposée par la batterie donc le module photovoltaïque ne travaille pas à son point de puissance maximum.

6. Le calcul présenté suppose que la puissance du panneau est proportionnelle à l’éclairement et c’est en fait le courant qui l’est, il fautconsidérer la perte des débuts et fin de journée quand l’éclairement est faible et la tension insuffisante pour charger la batterie.Les panneaux au silicium amorphe réagissent mieux aux faibles éclairements que ceux au silicium cristallin. Leur tension varie également beaucoup moins avec la température.

Chiffrage des pertes électriques

• Prendre les précautions nécessaires pour limiter les chutes de tension : câblage adéquat, régulateur série réservé à des systèmes 24 ou 48 VDC, bonne ventilation. Evaluer la chute de tension restante entre les panneaux et la batterie : par exemple 0,8V dans les diodes série +0,5V dans les câbles +1,5V de perte d’échauffement à la température moyenne du site.

• Choisir des modules dont la tension à la puissance crête est supérieure ou égale à la tension maximale de la batterie + la perte de tension

• Calculer enfin le champ photovoltaïque d’après les courants à cette puissance maximale (A), et en capacité pour la batterie, en ne tenant plus compte des tensions, mais seulement des pertes affectant le courant.

On simplifiera l’ensemble en disant que pour les modules photovoltaïques devant alimenter un système 12V nominal, il faudra avoir une tension au point de puissance maximal au moins égale à 17-18V pour l’utilisation en pays chauds, et 15-16V en pays tempérés.

Les pertes en courant inévitables sont introduites dans les calculs énergétiques sous forme d’un coefficient Cp appelé ici : coefficient de pertes en courant.

Evaluation de Cp Pour les salissures, on prendra généralement Cp compris entre 0,9 et 0,95. Cela va dépendre si les panneaux sont nettoyés régulièrement, placés à l’horizontale, derrière un vitrage… Globalement, la valeur peut être prise à 0.8. Pour les batteries de plomb utilisées en photovoltaïque, on va prendre une efficacité en Ah comprise entre 0,8 et 0,9 selon leurs caractéristiques.

Pertes de montage Elles comportent les pertes par ombrage et d'inclinaison du panneau photovoltaïque. L'orientation des panneaux se fait sud à 30°. On doit appliquer un rendement de 0.95 par rapport à un panneau perpendiculaire au rayon du soleil.



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Dans une seconde étape, on tiendra compte des contraintes de pertes électriques et conditions de fonctionnement. Reprenez le calcul précédent.

d) Limite de tension

Pour la suite de la planification, il est nécessaire de déterminer avec précision les limites de tension, donc les tensions minimum et maximum du module solaire. Les tensions maximales apparaissent lorsque les modules sont froids, les tensions minimales lorsque les modules sont chauds. Dans notre exemple, la température minimum s'est établie à -10 °C et la température maximum à +70 °C. En règle générale, la fiche de données n'indique pas de valeurs pour ces températures, mais il est facile de les calculer.

Les indications de la fiche de données ont été définies dans des conditions d'essai standard à

25 °C. Pour calculer les limites de tension, déterminez d'abord la différence de température (ΔT) entre les limites de température inférieure / supérieure et les 25 °C des conditions d'essai standard. À -10 °C, la différence de température s'élèverait à -35 °K. Multipliez la différence de température par le coefficient de température et soustrayez cette valeur de la tension MPP.

Relevez dans la fiche de données les indications sur la tension dans le point de puissance

maximum UMPP et le coefficient de température de la tension à vide. UMPP = .... V Coefficient de température = .... mV/C° Calculez la tension à vide à -10 °C et la tension MPP à -10 °C et +70 °C. UOC -10°C =... V UMPP -10°C = ... V UMPP 70°C = ... V Entre ces deux tensions se situe la plage de tension dans laquelle fonctionne le module solaire.

e) Régulateur de charge

Il s’agit d’un régulateur solaire de charge de batteries 40 ampères pour un système photovoltaique en tension 12 ou 24 Volts-40A. Le modèle permet la détection automatique de la tension des batteries 12V ou 24V (par sonde interne), il s'installe facilement entre le panneau photovoltaique et la batterie solaire et protège efficacement les batteries solaires contre décharge profonde, surcharge et court-circuit

Plusieurs régimes de charge possibles (régulés électroniquement) : bulk, absorption, float Protection électronique contre le retour de charge, mauvaise polarité du panneau ou de la

batterie, surintensité ... Garantie : 2 ans modèle VICTRON 289€



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Figure 46 : Contrôleur de charge Victronenergy Blue Solarhttp://www.ecologie-shop.com

f) Montage Onduleur

Dans la pratique, les modules solaires sont montés en série et câblés à l'entrée de l'onduleur. La tension des modules solaires montés en série doit se situer dans la plage de tension d'entrée MPP de l'onduleur. Vous pouvez définir ainsi les quantités minimum et maximum des modules solaires pouvant être reliés à un string. La quantité maximale résulte de la limite supérieure de la plage de tension d'entrée MPP divisée par la tension MPP à -10 °C

Dans la fiche de données de l'onduleur, lisez la plage de tension d'entrée MPP et calculez les quantités minimum et maximum de modules solaires pour un string.

nmax = ... nmin = .... La tension à vide à -10 °C est la tension maximale pouvant intervenir pendant le

fonctionnement de l'installation. Corrigez la quantité maximale de modules solaires par string de manière à ce que la tension d'entrée maximale de l'onduleur ne puisse pas être dépassée.

nmax=...

http://www.ecologie-shop.com/�



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g) Calcul de la capacité batterie

La capacité dépend de la consommation d'énergie, de jours d'autonomie de l'installation PV et de la capacité pouvant être prélevée sur l'accumulateur. Plus le nombre de jours d'autonomie est élevé, plus la capacité requise de l'accumulateur est importante. La capacité utile de l'accumulateur est toujours inférieure (généralement 50 %) à la capacité indiquée, aussi faut-il prévoir un accumulateur (deux fois) plus grand. Les accumulateurs solaires utilisés présentent une tension nominale de Unom=12 V. Par l'emploi d'accumulateurs haut de gamme, vous pouvez utiliser PD=62,5% (profondeur de décharge) de leur capacité.

La capacité nominale pour un fonctionnement de Nja jours (autonomie) et un besoin électrique journalier i i i

i iB B P t= =∑ ∑ est de :

Ja

nom

N BCA(Ah)U

=

Pour calculer le courant nominal en fonction de cette capacité souhaitée, on doit tenir compte de la température et/ou de la profondeur de décharge autorisée.

Profondeur de décharge Une batterie ne doit pas être déchargée en dessous d’un certain seuil sinon on risque de

l’endommager. Une batterie pleine à 70% est à une profondeur de décharge de 30% (PD = 0,3).



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En pratique, en absence de problème de basses températures, et pour un usage normal, on appliquera un coefficient PD = 0.7 à 0.8 selon les modèles de batteries : plutôt 0.7 pour les batteries qui supportent un faible nombre de cycles et plutôt 0.8 pour les batteries à fort nombre de cycles. Si la batterie doit cycler davantage, on pourra diminuer PD pour disposer d’une durée de vie supérieure. Au contraire, si la batterie a très peu de probabilité de se décharger on pourra prendre PD = 0.9 et même 1.

Ja

nom

N BCA(Ah)U PD

=

Effet de la température Si l’application est amenée à fonctionner à basse température, ce sera la principale cause de

réduction de capacité, car les réactions de charge et de décharge de l’accumulateur sont ralenties par le froid.

Pour déterminer la réduction de capacité qui en résulte, on aura besoin de courbes de décharge à différentes températures fournies par le constructeur de la batterie. En fonction de la température minimale que le système peut accepter, on va déterminer sur ces courbes le coefficient réducteur de capacité par la température RT.Pour tenir compte à la fois des phénomènes de température et de profondeur de décharge maximale, on calcule la capacité nominale comme suit :

Ja

nom

N BCA(Ah)U PD.RT

=

Soit : capacité nominale (Ah) = nombre de jours d’autonomie sans apport solaire (jours) * besoin journalier (Ah/jour) / profondeur de décharge maximale autorisée / coefficient réducteur de la température.

Faire le choix du nombre de batterie et des caractéristiques de chacune.



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