ReGrid: Photovoltaïque

Transcription

1 # ReGrid: Photovoltaïque 1

2 Table des matières 1 OBJECTIFS DE LA FORMATION LE SOLEIL, RESSOURCE DE L'EXPLOITATION PHOTOVOLTAÏQUE APPLICATIONS POTENTIELS ET PRODUCTION ENVISAGEABLE EVOLUTION DE SON UTILISATION ASPECTS PHYSIQUES RAYONNEMENT SOLAIRE (DIRECT / DIFFUS / GLOBAL / ALBEDO / MASSE D'AIR - AM) RAYONNEMENT SOLAIRE QUOTIDIEN / MENSUEL / ANNUEL ORIENTATION DES MODULES ET SON INFLUENCE SUR LA PRODUCTION SOURCES POUR LA RECHERCHE DE DONNEES DANS LE DOMAINE DU RAYONNEMENT SOLAIRE CONFIGURATION DU SYSTEME :MODE DE FONCTIONNEMENT D'UNE INSTALLATION PV INSTALLATION PV RACCORDEE AU RESEAU INSTALLATION PV AUTONOME COMPOSANTS D'UNE INSTALLATION PV CELLULE SOLAIRE MODULE SOLAIRE ONDULEUR DIVERS: REGULATEURS DE CHARGE, ACCUMULATEURS, CONCEPTION D'UNE INSTALLATION: PRINCIPAUX FACTEURS A PRENDRE EN COMPTE EMPLACEMENT DEFINITION DU TYPE ET DE LA TAILLE DE L'INSTALLATION MODULES : SELECTION DES BONS MODULES ET DU BON CABLAGE INCORPORATION DE L'ONDULEUR OMBRAGE RENDEMENT ENERGETIQUE DONNÉES MÉTÉOROLOGIQUES COEFFICIENT DE PERFORMANCE D'UNE INSTALLATION SOLAIRE PV CONCLUSION POUR EN SAVOIR PLUS INDEX DES MOTS-CLES

3 1 Objectifs de la formation Ce chapitre permettra au lecteur de se familiariser avec les notions de base sur l'énergie solaire photovoltaïque. Cette technologie, qui a fait l'objet d'un immense développement ces dernières années, représentera une part importante de notre futur mix énergétique. Il est donc essentiel de comprendre son potentiel et son mécanisme de conversion de l'énergie. Pour commencer, ce chapitre présente le rayonnement de l'énergie solaire et ses différents composants. La partie suivante expose brièvement les différentes technologies photovoltaïques disponibles sur le marché. Ce chapitre abordera ensuite les différences entre les systèmes raccordés au réseau et les systèmes autonomes, ainsi que la vaste gamme d'applications de l'énergie solaire photovoltaïque. Enfin, les principaux paramètres nécessaires à la conception d'une installation photovoltaïque seront présentés au lecteur. 2 Le soleil, ressource de l'exploitation photovoltaïque Environ 80% de notre énergie provient des sources d'énergie non renouvelables, telles que les énergies fossiles. Ces dernières ont été produites par la biomasse emmagasinée sous la surface de la Terre il y a plus de 200 millions d'années. Ces sources d'énergie fossile génèrent de la pollution et du gaz à effet de serre, lorsqu'elles sont converties en électricité ou en chaleur. Cela a donc des effets néfastes sur l'atmosphère et accroît le réchauffement climatique. Heureusement, ces ressources étant limitées, notre dépendance des sources d'énergie fossiles arrive à sa fin. Le soleil fournit une formidable quantité d'énergie à la terre, ce qui affecte notre vie de plusieurs manières. Le rayonnement solaire incident génère les vents, les courants océaniques, l'évaporation, la condensation (pluies), et régule la température de la Terre. L'énergie résiduelle se dissipe et est donc perdue. L'exemple suivant illustre l'immense quantité d'énergie fournie par le soleil : La quantité d'énergie consommée chaque année par les êtres humains dépasse 4,6 x joules, ce qui correspond à la quantité d'énergie reçue par la Terre en une heure. L'énergie photovoltaïque permet de convertir l'énergie solaire en électricité. Cette conversion ne génère aucune émission puisqu'aucun produit secondaire n'est émis lors de la production d'énergie. 3

4 2.1 Applications Il existe deux principaux types d'applications PV : les systèmes raccordés au réseau et les systèmes autonomes. Les systèmes PV raccordés au réseau alimentent ce dernier avec leur production énergétique. Les systèmes PV autonomes ne sont pas raccordés au réseau. Dans ce cas, l'énergie produite est consommée localement. Les domaines d'application des systèmes PV autonomes peuvent être les suivants : Pompage de l'eau pour l'irrigation ou la consommation humaine. Systèmes solaires domestiques : Foyer en zones rurales ou pays en développement. Antennes de communication et stations téléphoniques. Cliniques et hôpitaux. Commerce rural. Tourisme : Petits bateaux et voitures solaires. Les domaines d'application des systèmes raccordés au réseau peuvent être les suivants : Production énergétique à grande échelle avec installations électriques PV. Alimentation énergétique industrielle ou domestique 2.2 Potentiels et production envisageable Cependant, quelle quantité d'énergie peut être produite par une installation électrique PV? La production d'une installation PV est généralement calculée en kwh/kwc*an. L'unité kilowattcrête (kwc) est la quantité d'électricité produite par un module photovoltaïque en conditions de test standard. Les installations PV sont évaluées selon leur taille en kwc, unité indiquant la quantité d'énergie (en kwh) produite chaque année par un kwc installé. Selon la technologie choisie, un kwc représente une zone recouverte par des modules PV sur 6 à 20 m 2. Cette valeur dépend fortement du mode d'installation du système et du niveau de rayonnement. Le niveau de rayonnement des installations PV des pays du nord, tels que l'allemagne, n'étant pas très élevé, ces dernières ne produisent qu'entre 700 et 1100 kwh / kwc*an. En revanche, les installations PV situées dans des pays plus ensoleillés produisent entre 1400 et 1800 kwh/kwc*an. Actuellement, les plus grands producteurs sont l'inde, l'afrique du Sud et quelques régions du Moyen-Orient, qui dépassent les 2000 kwh/kwc*an. 4

5 2.3 Evolution de son utilisation Au cours de la dernière décennie, l'énergie solaire PV a montré son énorme potentiel. La quantité de puissance PV installée a rapidement augmenté. Actuellement, la puissance PV installée à l'échelle mondiale est d'environ 100 GW. La figure 1 montre la puissance PV installée cumulée. MWp Cumulative installed PV power 2012 in MW Total Europe America China ROW Figure 1: Puissance PV installée cumulée de 2000 à Source: EPIA (2013) Grâce à d'importantes subventions en Allemagne, Espagne et Italie, la capacité du marché s'est accrue de manière exponentielle. Ainsi, les 15 GW installés en UE en font de loin le plus vaste marché mondial. La tendance du marché est un déplacement vers de nouveaux marchés étendus, tels que les USA, l'inde et la Chine. Ces pays joueront un rôle important dans le proche avenir du PV. La figure 2 montre la nouvelle capacité PV installée. L'augmentation de la capacité annuelle installée est liée à une forte baisse du prix des composants. Depuis 2006, le coût d'un système PV a baissé de plus de 50%. Ainsi, le prix final standard en 2006 était autour de 5500 à 6000 / kwc pour un système résidentiel, tandis qu'il était de 2400 à 2700 / kwc en 2011.L'industrie ayant toujours la capacité de réduire les marges, on s'attend à de nouvelles réductions du prix des systèmes PV. La parité réseau, autrement dit, le moment à partir duquel le prix du PV sera le même que celui des sources d'énergie conventionnelles, sera atteinte ces prochaines années. 5

6 MWp Total Europe America China ROW Figure 2: Nouvelle capacité PV installée de 2000 à Source: EPIA (2013) 3 Aspects physiques Cette section présente les notions de base du rayonnement solaire et ses principaux paramètres. La production électrique du champ PV est proportionnelle au rayonnement solaire. Il est donc important de comprendre certains paramètres, afin de prévoir la production du champ. 3.1 Rayonnement solaire (direct / diffus / global / albédo / masse d'air - AM) Le soleil rayonne dans toutes les régions du spectre, des ondes audio aux rayons gamma. Nos yeux sont sensibles aux longueurs d'ondes d'environ 400 à 750 nm. Dans ce spectre étroit, appelé spectre visible, le soleil émet environ 45 % de l'énergie totale rayonnée. La constante solaire, définie comme la densité de flux énergétique du rayonnement solaire hors atmosphère est égale à 1360 Wm -2. La constante solaire de surface est définie comme la densité 6

7 de flux énergétique du rayonnement solaire reçue par une surface au niveau de la mer exposée au soleil vertical, par temps clair. Cette constante solaire de surface est égale à 1000 W m -2. La masse d'air ou masse d'air optique (AM pour "airmass") définit le parcours d'un rayon de lumière solaire à travers l'atmosphère (perpendiculaire). Lorsque le soleil est à une hauteur 90º (à midi, lors de l'équinoxe de printemps ou d'automne), la valeur AM est égale à 1. Sinon, la valeur AM augmente lorsque la hauteur du soleil diminue. Figure 3: Vue schématique des différents types de rayonnements. Source: RENAC La figure 3 montre les différents types de rayonnements présents à la surface de la Terre. Le rayonnement direct est celui d'un temps clair et ensoleillé. Cependant, par temps nuageux, on a généralement un faible rayonnement direct ou un rayonnement diffus. L'intensité du rayonnement varie de quelques centaines de Wm -2 (temps nuageux) à 1000 W.m -2 (temps clair). Les modules solaires PV sont capables d'absorber les rayonnements directs et diffus. Cependant, les technologies basées sur les cristaux sont plus sensibles au rayonnement direct qu'au rayonnement diffus. Les technologies à couches fines (ou à film fin) montrent de meilleures perfor- 7

8 mances avec le rayonnement diffus que celles à cristaux, mais leur rendement général reste plus faible. L'albédo représente la quantité de lumière réfléchie dans l'environnement du système PV. Des valeurs d'albédo élevées impliquent des valeurs de réflexion plus élevées et un rayonnement diffus important. L'albédo varie de 0 (absence de réflexion) pour les corps noirs à 0,8 0,9 pour la neige fraîche. 3.2 Rayonnement solaire quotidien / mensuel / annuel La position du soleil par rapport à une position est donnée par l'angle zénith (γ s ) et l'azimut (α s ).L'angle zénith est l'angle entre la verticale locale et la ligne qui relie l'observateur au soleil. L'azimut du soleil est la déviation de la position du soleil par rapport au sud. L'azimut du module PV par rapport au Sud est noté (α), et l'inclinaison est notée (β). Figure 4: Explication des angles. Source: RENAC Le zénith et l'azimut dépendent de l'heure locale du jour (t), du jour de l'année (d) et de la latitude de l'observateur (λ). L'angle horaire (h) en degrés est défini ainsi : 8

9 360 h ( t 12) (2.1) 24 Chaque jour est défini par l'angle d'inclinaison (δ), qui représente la latitude du soleil. L'angle de déclinaison en degrés est défini ainsi : d sin 360 (2.2) Les angles zénith et azimut sont obtenus grâce aux équations suivantes : cos S sin sin cos cos cosh (2.3) sinh tan S (2.4) sin cosh cos tan 3.3 Orientation des modules et son influence sur la production L'orientation et l'inclinaison des modules PV déterminent en grande partie la quantité de rayonnement reçue par la surface. Elles influent sur la quantité d'énergie produite au final et il est très important de les prendre en compte. Si les modules ne sont pas montés sur un trackeur (ou suiveur) solaire, qui suit la position du soleil, afin d'obtenir un rayonnement élevé, ils doivent alors faire face au Sud (dans l'hémisphère nord) et au Nord (dans l'hémisphère sud).cela permet de garantir le niveau de rayonnement maximum d'un champ pendant l'année. Dans les régions proches de l'équateur, l'orientation n'est pas importante, mais un minimum de 10 d'inclinaison est nécessaire pour évacuer l'eau de pluie. L'angle d'inclinaison optimal des modules dépend beaucoup de leur emplacement. En règle générale, l'inclinaison des angles doit être égale à la latitude, moins 10º. Cependant, les systèmes sur toit intègrent des modules positionnés parallèlement au toit et utilisent la pente de ce dernier comme angle d'inclinaison. La correction de l'angle d'inclinaison n'offrirait aucun avantage, car les coûts supplémentaires générés ne compenseront certainement pas l'accroissement d'énergie. La figure 5 montre différentes orientations et angles d'inclinaison, ainsi que le pourcentage de rayonnement perdu par rapport à un panneau positionné selon un angle d'inclinaison et une orientation optimum. Actuellement, le prix des modules ayant rapidement baissé et la face nord 9

10 étant parfois la seule disponible, certaines installations sont même orientées au Nord (!) dans l'hémisphère nord. Figure 5: Différentes orientations et inclinaisons, et quantité de rayonnement solaire reçu sur chaque surface par rapport à un optimum de 30 et une orientation plein Sud. Source: RENAC 3.4 Sources pour la recherche de données dans le domaine du rayonnement solaire Les données de nombreux pays et villes du monde sont généralement intégrées dans les bases de données météorologiques des outils de simulation et de conception PV, tels que PVSyst ou PV*SOL.Cependant, il existe de nombreuses données en accès libre : PVGIS ( NASA ( De plus, certains logiciels de données sur le rayonnement disponibles dans le commerce (tels que Meteonorm) permettent de calculer et de consulter les données météorologiques de n'importe quel point du monde. Ce logiciel permet d'exporter les données météorologiques vers des outils de simulation PV standard, afin de faire des simulations de production à un emplacement précis souhaité. 10

11 4 Configuration du système :mode de fonctionnement d'une installation PV Ce chapitre décrit le principe de fonctionnement des installations PV autonomes et raccordées au réseau, illustrant ainsi le processus de la conversion énergétique du rayonnement solaire en alimentation électrique dans le réseau. 4.1 Installation PV raccordée au réseau Le principe de fonctionnement d'une installation PV est simple :les cellules photovoltaïques sont raccordées en série ou en parallèle, afin d'obtenir le courant et la tension souhaités pour le module PV. Les modules sont également raccordés en série ou en parallèle, afin d'accroître leur courant ou tension de sortie respective. Le champ PV est équipé de quelques protections électriques contre les courts-circuits, les travaux de maintenance ou en cas (peu probable) d'éclairs. Les modules sont assemblés sur des structures (généralement en aluminium anodisé) les fixant sur un toit ou au sol. Les systèmes au sol suivent généralement l'angle d'inclinaison des modules, afin d'optimiser le rayonnement incident pendant l'année.certains systèmes au sol utilisent des suiveurs (à un ou deux axes), permettant de suivre la trajectoire du soleil et d'augmenter la quantité de rayonnement solaire reçue à la surface des modules. Les systèmes sur toit fixent généralement les modules parallèlement au toit, si la pente est suffisante pour obtenir de bons niveaux de rayonnement. Il existe également des systèmes inclinés pour toits plats. Les modules sont interconnectés à l'aide de câbles électriques en cuivre standard. La section transversale des câbles dépend de la puissance du champ PV. Les protections parasurtension et parafoudre doivent être installées au plus tard à ce moment-là. Le champ PV est ensuite raccordé à l'onduleur, qui convertit le courant continu (CC) en courant alternatif (CA). L'onduleur incorpore des MPPT (Maximum Power Point Trackers suiveurs de points de puissance maximale) permettant de suivre le courant / la tension de sortie du champ, qui change constamment. Le courant / la tension de sortie change principalement en raison des conditions, telles que l'éclairement et la température. La sortie de l'onduleur est ensuite raccordée à un compteur qui enregistre la quantité d'énergie ayant alimenté le réseau. Il existe deux modes de raccordement au réseau :"Full feed-in" ou "net metering". Le premier est couramment utilisé en Allemagne, et le second principalement aux USA, bien qu'il soit désormais également autorisé en Allemagne. "Full feed-in" signifie que la production totale du champ PV alimente le réseau, sans possibilité de consommation personnelle. Un compteur sert à mesurer l'énergie vendue et un autre mesure la consommation énergétique.le "net metering" en revanche n'utilise qu'un seul compteur pour la consommation et la production.l'énergie produite est d'abord consommée sur site. En cas d'excédent, elle alimente le réseau ; si la quantité d'énergie requise localement excède la production du champ PV, l'énergie supplémentaire est fournie par le réseau. Le schéma de la figure 6 montre les différences entre ces deux méthodes. 11

12 Figure 6: Vue d'ensemble. Source: RENAC 4.2 Installation PV autonome Le principe de fonctionnement d'une installation PV autonome (non raccordée au réseau) diffère complètement des systèmes PV raccordés. Dans ce cas, l'énergie n'alimente pas un réseau, mais est soit emmagasinée dans des batteries, soit localement consommée immédiatement. Le champ PV diffère légèrement des systèmes raccordés et sa taille est généralement beaucoup plus petite, particulièrement pour les petites applications autonomes, telles que les SHS (Solar Home System). Les modules PV sont interconnectés par des câbles en cuivre et assemblés sur des structures en acier inoxydable, tout comme pour les systèmes raccordés au réseau. Les protections parasurtension, fusibles et éventuelles protections parafoudre doivent être installées en CC et CA, le cas échéant. La sortie du champ PV est ensuite raccordée à un contrôleur qui régule la charge et la 12

13 décharge des batteries, la température, l'état de charge et la vitesse de décharge. Les batteries sont donc raccordées à un onduleur qui convertit le courant continu entrant en courant alternatif. Cet onduleur n'est nécessaire qu'en cas d'utilisation de charges en CA. La figure 7 représente un système autonome schématiquement. Figure 7: Vue schématique d'un système autonome.les modules solaires (1) sont raccordés à un contrôleur de charge (2) régulant la charge et la décharge des batteries (3).L'onduleur (4) convertit le CC en CA, alimentant les charges en CA (5). Source: RENAC Il existe un grand nombre de systèmes autonomes qui peuvent n'intégrer que quelques-uns des composants susmentionnés. Ainsi, des pompes à eau alimentées en courant PV n'incluent généralement ni batteries, ni onduleurs, mais uniquement un contrôleur et une pompe à eau en CC.D'autre part, les systèmes autonomes peuvent devenir extrêmement complexes et servir, par exemple, de systèmes de secours pour des mini-réseaux. Le contrôle automatique de ces mini-réseaux, qui comprennent habituellement des générateurs Diesel et d'autres sources d'énergie renouvelables, telles que des petits aérogénérateurs, est généralement complexe, mais le marché propose de bonnes solutions techniques. 13

14 5 Composants d'une installation PV Une cellule solaire photovoltaïque (ou photo-galvanique) permet de convertir la lumière du soleil en électricité, grâce à l'effet photoélectrique. Les cellules solaires connectées en série constituent des modules, lesquels sont soit raccordés à une charge en CC, soit à des onduleurs qui convertiront le courant continu (CC) en courant alternatif (CA). La sortie des onduleurs alimente donc le réseau pour la consommation.cette section détaille les principaux composants d'un système PV. 5.1 Cellule solaire (configuration, fonction effet photovoltaïque -, types (film fin, poly, mono)) Lorsque des matériaux semiconducteurs sont exposés à la lumière du soleil, les électrons excités passent de la bande de valence à la bande de conduction, générant des particules chargées nommées trous. En dopant le silicone, c'est-à-dire en ajoutant de minuscules quantités d'autres matériaux (tels que du bore ou du phosphore) à la structure cristalline, on forme des semiconducteurs de type p ou n, respectivement.l'association de ces derniers en une jonction p-n génère un champ électrique dans le semi-conducteur, qui est capable de séparer les électrons et les trous et de créer un courant continu (CC) sortant des cellules solaires par les contacts. La figure 8 illustre ce processus. Figure 8: Principe de fonctionnement d'une cellule solaire cristalline.la lumière solaire touche les cellules solaires.une partie de la lumière est réfléchie à la surface et une autre partie traverse la cellule solaire sans être affectée.le reste est absorbé en générant des paires d'électrons-trous, séparés par un champ électrique et amenés vers les contacts.certaines paires d'électrons-trous se recombinent avant d'arriver sur les contacts et chauffent la cellule solaire. Source: RENAC 14

15 Le marché du photovoltaïque est largement dominé par les cellules solaires au silicium cristallin (c-si). Presque 80% des cellules du marché sont des cellules c-si, soit monocristallines, soit polycristallines. Il existe cependant de nombreuses autres technologies déjà disponibles ou faisant l'objet de recherches. La part des cellules solaires à film fin sur le marché du photovoltaïque augmente, grâce à la baisse drastique des coûts de fabrication et a une certaine facilité de production. La figure 9 montre une vue schématique des différentes technologies de cellules disponibles. Figure 9: Vue schématique des différents types de cellules solaires. Source: RENAC Les cellules c-si (mono- et polycristallines) sont à base de couches fines dont l'épaisseur peut varier entre 150 et 250 μm, et la taille de 4 à 6. Ces couches sont obtenues à partir d une silicone fondue selon différentes méthodes, condensées en blocs et coupées au fil-scie. En raison de leur très grande pureté, une grande quantité d'énergie est consommée pendant le processus de fabrication et de hautes températures sont nécessaires pour supprimer les défauts.les cellules solaires monocristallines ont un meilleur rendement que les polycristallines. Cependant les coûts de fabrication des cellules polycristallines sont moins élevés, compensant ainsi leur moins 15

16 Figure 10: A gauche, présentation d'une cellule solaire monocristalline.a droite, une cellule solaire polycristalline.noter les différences de tons entre les deux cellules.la structure monocristalline produit une couleur homogène, tandis que la cellule polycristalline montre différentes couleurs correspondant à l'orientation de chaque cristal. Source : RENAC bon rendement. Les contacts des parties avant et arrière sont déposés par impression. Puis, les bandes métalliques relient la partie avant de la cellule à la partie arrière de la cellule suivante, afin de constituer une chaîne de cellules en série. Un module se compose donc de plusieurs chaînes de cellules interconnectées en série ou en parallèle, afin d'obtenir le courant et la tension souhaités. Les cellules solaires au silicium cristallin possèdent une couche antiréflectrice de nitrure de silicium leur donnant une couleur bleue caractéristique. La figure 10 montre des photographies de cellules solaires SiC. Les cellules à film fin (Si amorphe, tellurure de cadmium CdTe, cuivre / indium / gallium / sélénium CIGS) sont généralement déposées sur un morceau de verre. La surface est ensuite préparée avec un laser et les contacts électriques sont déposés. L'énergie consommée pour la fabrication du film fin est beaucoup moins importante que pour les cellules solaires c-si, car le processus de dépôt se fait à basse température. De plus, le processus de fabrication est beaucoup plus rapide que pour les cellules c-si. 5.2 Module solaire (configuration, courbe courant tension, données de spécification, comparaison du rendement) Les modules solaires se composent de cellules solaires regroupées en série et en parallèle, afin d'obtenir la puissance finale souhaitée, déterminée par le courant et la tension du module. La quantité de cellules solaires dans les modules cristallins varie entre 36 et 72.Les cellules solaires sont incorporées dans un châssis en aluminium selon un encapsulage verre film EVA - cellule solaire feuille de Tedlar, pour les protéger des conditions météorologiques. Des diodes by-pass 16

17 sont placées sur la face arrière du module, afin de minimiser les pertes de puissance provoquées par l'ombrage. Les cellules (et modules) solaires se distinguent par leurs caractéristiques électriques. Les cellules (et modules) solaires se comportent de la même manière que les diodes et leurs caractéristiques électriques sont donc représentées à l'aide de courbes courant - tension (courbe I-V). La figure 11 illustre la courbe I-V d'une cellule solaire et montre le comportement électrique des différentes plages de courant - tension.i sc représente le courant de court-circuit, autrement dit la valeur pour laquelle le courant est au maximum et la tension est égale à zéro.v oc représente la tension du circuit ouvert, autrement dit la valeur pour laquelle la tension est à son maximum et le courant est égal à zéro. La ligne verte représente la courbe de puissance résultante (puissance = courant x tension). Le point maximal de puissance MPP (pour "maximum power point") correspond à la valeur de courant et de tension pour laquelle la puissance de la cellule solaire est à son maximum.le maximum de la ligne verte donne la valeur de courant du MPP (I mpp ) qui permet d'obtenir la valeur de tension du MPP (V mpp ), à partir de la courbe I-V. Figure 11: Courbe I-V et de puissance d'une cellule solaire.la ligne bleue représente la courbe I-V de la cellule solaire (MPP = point de puissance max.). Source: RENAC 17

18 La courbe I-V d'un module dépend considérablement du rayonnement incident.le courant de sortie d'une cellule solaire est directement lié au rayonnement incident :plus le rayonnement est important, plus la production de paires électrons trous est élevée, et plus le courant augmente.d'autre part, la tension varie légèrement avec les variations de rayonnement. La figure 12 montre les courbes I-V d'un module solaire selon différents niveaux de rayonnement. Figure 12: Relation entre la courbe I-V et le niveau de rayonnement. Source: RENAC Les fiches techniques des modules contiennent généralement une courbe I-V semblable pour l'intégralité du module, ainsi que les principaux paramètres nécessaires au dimensionnement du système d'un module. La figure 13 montre une fiche technique de module. Elle contient les paramètres électriques (V OC, V MPP, I SC, I MPP, la tension maximale du système et les coefficients de température). La puissance de crête mesurée en watt crête (Wc), représente la puissance nominale du module. Elle comprend également les dimensions et le poids des modules, ainsi que leurs propriétés mécaniques. Les fiches techniques mentionnent également les certificats de conformité correspondants. 18

19 Figure 13: Fiche technique d'un module avec paramètres et spécifications. Source: Q-Cells Les performances des cellules solaires varient selon la température.lorsque ces dernières chauffent, le courant et la tension varient, entraînant une diminution de la production élec- 19

20 trique de la cellule. C'est la raison pour laquelle on donne les coefficients de température du courant, de la tension et de la puissance. Ces paramètres permettent de simuler le comportement réel du module sur site.les magasines pour experts du photovoltaïque, tels que Photon ou Photovoltaic préparent un rapport annuel très complet avec tous les modules proposés sur le marché. Il existe actuellement plus de 2000 modules différents et technologies différentes.le tableau 1 compare les principales technologies photovoltaïques, leur rendement et la surface nécessaire à l'installation de 1 kwc. Matériau Rendement du module Si monocristallin % 7,5 à 5,5 m 2 Si polycristallin % 6 à 9 m 2 Cadmium Telluride (CdTe) Cuivre indium gallium sélénium (CIGS) Si amorphe (a-si, a- Si / μc-si) 9-12 % 10 à 11 m % 8 à 10 m % 11 à 20 m 2 Surface nécessaire pour 1 kwc Tableau 1: Comparaison des différentes technologies, rendement standard du module et surface nécessaire pour 1 kwc. 5.3 Onduleur (fonction, types, rendement, raccordé au réseau par rapport à autonome, données techniques) L'onduleur convertit un courant continu (CC) en courant alternatif (CA), et régule tension et fréquence. Il existe deux principaux types d'onduleurs :les onduleurs monophasés et les onduleurs triphasés.les onduleurs monophasés envoient le CA sur une phase d'une ligne de transmission de puissance, tandis que les onduleurs triphasés envoient le CA aux trois phases d'une ligne de transmission de puissance. Les petits systèmes, généralement inférieurs à 5 kwc, utilisent généralement des onduleurs monophasés car une ligne suffit à absorber le Figure 14: Principle scheme of single- and threephase inverters. Source: RENAC 20

21 Figure 15: Principle of single- and three-phase inverters each feeding into one phase. Source: RENAC courant fourni par un système PV. Les plus grands systèmes utilisent généralement des onduleurs triphasés (l'électricité fournie par le système PV est alors partagée en trois parties, chacune alimentant l'une des trois phases), laissant plus de liberté en termes de dimensionnement du système. Il est également possible de raccorder plusieurs onduleurs monophasés, afin de constituer un système triphasé.dans ce cas, la différence de puissance entre les phases ne doit pas dépasser 5 kw, comme spécifié par l'exploitant du réseau. Il est nécessaire de connaître le MPP car la puissance maximale est requise. Or, le MPP du champ PV changeant en permanence en fonction du rayonnement, les onduleurs ont besoin d'appareils électroniques capables de suivre les variations de courant et de tension.les onduleurs intègrent donc généralement des MPPT (MPPT - Maximum Power Point Trackers) leur permettant de suivre le MPP. La vitesse de réponse face aux variations de rayonnement, ainsi que la précision et le rendement des MPPT sont déterminants pour le rendement de l'onduleur. Certains onduleurs intègrent également des transformateurs. Ces derniers permettent de faire correspondre la tension du réseau et la séparation galvanique dans le cas de systèmes à film fin. Non seulement le rendement des transformateurs n'est généralement que de 90 à 95 %, mais de plus, ils génèrent des coûts supplémentaires. On étudie donc de très près les onduleurs sans transformateurs et quelques sociétés proposent des onduleurs sans transformateurs ayant les mêmes fonctionnalités que des onduleurs avec transformateurs intégrés. Cependant, les exploitants réseau de certains pays n'acceptent pas d'onduleurs sans transformateurs. Le rendement d'un onduleur est défini de la manière suivante : POUT, AC (2.5) P IN, DC L'équation 2.5 comprend les pertes dues au transformateur (le cas échéant), au MPPT, ainsi que toutes les autres pertes dues à la conversion du courant. Les onduleurs peuvent également être classés selon leurs principes de fonctionnement. Les onduleurs commutés via le réseau utilisent la tension du réseau pour déterminer les impulsions on / off des appareils électroniques internes. La conséquence de cette technique est une mauvaise qualité du signal de fréquence sortant, dont la forme n'est pas complètement sinusoïdale. 21

22 L'intégration d'appareils électroniques permet d'améliorer la qualité de ce signal. Les onduleurs auto-commutés ont une structure interne plus complexe, permettant la formation d'un meilleur signal sinusoïdal. Ils sont généralement utilisés pour des systèmes autonomes, mais peuvent également l'être pour des systèmes raccordés au réseau. Pour dimensionner un système, de nombreux paramètres doivent être pris en compte. Les paramètres généralement utilisés pour la configuration d'un système sont la puissance nominale, la gamme de MPPT, la tension d'entrée maximale et le courant CC maximal. De plus, il faut tenir compte du fait que les modules à film fin requièrent des transformateurs pour assurer la séparation galvanique des modules d'avec le réseau. 5.4 Divers: Régulateurs de charge, accumulateurs, compteurs d'alimentation, technologies de raccordement Les régulateurs (ou contrôleurs) de charge sont utilisés dans des systèmes autonomes pour réguler le système. La tension de sortie du champ PV doit correspondre à celle de la batterie, qui est généralement de 12 V, 24 V, ou 48 V. Or, cette tension subissant de continuelles variations en raison des conditions météorologiques, le régulateur de charge joue un rôle important en synchronisant les deux tensions. Ce dernier intègre généralement un MPPT, afin d'optimiser la production du champ. Les régulateurs protègent également les batteries des surcharges ou décharges complètes, susceptibles d'endommager ces dernières de manière irréversible. Les batteries jouent un rôle très important dans les systèmes autonomes où le stockage est nécessaire dans la plupart des applications. Les batteries plomb - acide sont les plus utilisées en raison de leur prix modéré par rapport aux autres technologies. De plus, ces batteries sont adaptées aux faibles courants, fréquents sur les systèmes PV. Il existe cependant un grand choix d'autres batteries rechargeables, telles que les Li-Ion ou les Ni-Cd. Une installation raccordée au réseau requiert un compteur d'alimentation ("feed-in") pour déterminer l'énergie fournie au réseau. Ce compteur est généralement installé près du compteur de consommation (le cas échéant). Sinon, l'exploitant réseau doit d'abord installer un compteur sur le point d'alimentation. En cas de "net-metering", des compteurs intelligents sont nécessaires. Ces compteurs permettent de mesurer simultanément l'énergie consommée et l'énergie fournie par le réseau. 22

23 6 Conception d'une installation: principaux facteurs à prendre en compte La conception d'une installation PV est un processus complexe pour lequel l'optimisation joue un rôle majeur. L'emplacement du champ et l'ombrage sont déterminants pour la production électrique.il est donc indispensable de prendre conscience de leur influence, afin de sélectionner les composants appropriés à chaque site. Cette section expose les paramètres à prendre en compte lors de la conception d'un champ PV : emplacement, ombrage et composants. 6.1 Emplacement L'emplacement d'une installation solaire doit être recherché avec soin pendant le dimensionnement et avant l'installation. Un emplacement mal choisi peut avoir un fort impact sur la production et les performances du système. Il est donc fortement recommandé d'effectuer une visite sur site de l'emplacement potentiel. En premier, il est important de déterminer si le bâtiment ou le terrain est adaptés à une installation PV. C'est pourquoi il faut obtenir autant d'informations que possible sur les paramètres suivants : Description de l'emplacement et plan du site. Prendre des photographies, pour une meilleure compréhension et analyse de l'ombrage. Planification des dimensions du système, de la technologie et de l'installation. Orientation au compas et inclinaison. Accès futur et ouverture des toits. Qualité et type de sol. Type de toiture. Possibilités de montage de la structure. Espace, toit ou façade utilisables. Objets d'ombrage, tels que les maisons environnantes, les arbres et la végétation qui pousse, les cheminées, fenêtres, câbles aériens (téléphone et électricité), Longueur des câbles, chemins et mode de câblage. Existence d'une protection de terre et parafoudre? Rechercher le futur emplacement du point d'alimentation et savoir s'il y a suffisamment de place pour les onduleurs, les boîtes de jonction, les compteurs, Avantages particuliers liés à l'emplacement (terrain agricole, ancien terrain militaire). Dessiner un plan avec cotes et distances. Analyse de l'ombre avec un équipement spécial. 23

24 6.2 Définition du type et de la taille de l'installation Le type et la taille d'un système PV dépendent de plusieurs facteurs : client, situation économique, viabilité technique et matérielle, emplacement, caractéristiques de rayonnement et de nombreuses autres caractéristiques. En général, ces paramètres sont soigneusement étudiés et plusieurs configurations sont préparées.on sélectionne la meilleure configuration, après simulation et étude de faisabilité commerciale. Lors du dimensionnement d'un système, il est recommandé de tenir compte des différentes technologies. Certaines technologies sont mieux adaptées selon les conditions météorologiques. Les modules à film fin, par exemple, ont de meilleures performances que les modules c- Si avec une lumière diffuse ou des températures élevées. A l'inverse, les modules c-si ont de meilleures performances avec des niveaux de rayonnement élevés. De même que pour les conditions météorologiques, l'influence négative de l'ombre joue un rôle moins important pour certaines technologies de modules. Par exemple, si l'ombrage influe sur la production des modules c-si, il affecte moins les modules à film fin. Concernant les systèmes au sol, il faut respecter une distance minimum de deux mètres par rapport aux routes ou autres voies de passage, afin d'éviter la formation de poussière. Si le projet est économiquement viable, mettre des clôtures de protection contre les cambriolages et laisser suffisamment d'espace pour éviter l'ombrage. Pour des systèmes sur toit, laisser une distance suffisante (> 10 cm) par rapport à n'importe quel coin du toit, afin d'éviter les excès de charge dus au vent sur le champ PV. Tenir compte, lors du dimensionnement du système, que les modules assemblés ont un espace interstitiel d'au moins 1 à 2 cm, dû aux attaches de fixation. 6.3 Modules : sélection des bons modules et du bon câblage La sélection des modules appropriés pour une installation est un processus délicat. En général, une société a des contrats avec des fournisseurs, de sorte que le choix est déjà limité. Le client peut avoir un budget limité et / ou une surface d'installation limitée. La quantité et le type de modules sont donc limités. Ainsi, des systèmes sur toit utilisent des modules c-si, plutôt que des modules à film fin car la surface est limitée et le client veut installer le plus d'électricité possible. Pour les systèmes au sol, l'emploi de modules à film fin augmente à mesure que le prix du module (élément le plus onéreux d'une installation) baisse. L'utilisation de modules PV semitransparents est intéressante pour les systèmes PV intégrés à des bâtiments comme élément architectural. Lorsque deux modules sont raccordés en série, la puissance et la tension sont additionnées, tandis que le courant reste le même. Mais dans le cas de deux modules raccordés en parallèle, la puissance et le courant sont additionnés, tandis que la tension reste la même. En interconnectant plusieurs modules en série (également nommé "chaîne") et en parallèle, on obtient le champ PV final. 24

25 L'augmentation de la tension d'une chaîne permet de réduire les pertes dues au câblage. Cependant, en raison des limites physiques des onduleurs et des modules, la tension d'un système est généralement limitée à 1000 V.La tension des modules à film fin est beaucoup plus élevée que celle des modules c-si, en raison de leur composition. C'est pourquoi la quantité de modules par chaîne est limitée. Avant l'installation, il faut tenir compte des conditions météorologiques. Si le rayonnement direct est moins important, les modules à film fin sont recommandés pour leurs meilleures performances sous un rayonnement diffus, mais si le rayonnement direct est important, les modules c-si sont préconisés. Le câblage des modules est divisé en deux : le côté en CC et le côté en CA. La configuration du câblage suit certaines règles générales. Habituellement, les pertes dues aux câbles en CC ne doivent pas dépasser 1 %.Côté CA (en aval de l'onduleur), les pertes ne doivent pas dépasser 3 %. 6.4 Incorporation de l'onduleur (onduleur de module, onduleur centralisé, onduleur de chaîne, conception ) Les onduleurs doivent être classés en fonction de leur raccordement aux modules. Il existe trois principaux types d'onduleurs :les onduleurs de modules, de chaînes et centralisés. Chaque concept de raccordement présente des avantages et des inconvénients. Le choix d'un concept dépend de plusieurs paramètres et doit être optimisé pendant le dimensionnement. La 16 présente schématiquement les différentes configurations d'onduleurs. Figure 16: Différentes configurations d'onduleurs: onduleurs centralisés, de chaîne et de modules. Source: RENAC 25

26 Les onduleurs de modules sont de petits onduleurs situés à l'arrière des modules. L'avantage de ces onduleurs est qu'ils transforment rapidement le CC en CA, permettant ainsi de supprimer les câbles en CC et les pertes. Du fait qu'il n'y ait qu'un module PV par onduleur, le MPPT fonctionne de manière très précise. Cependant, les coûts d'installation sont actuellement beaucoup plus élevés que pour des onduleurs externes. Leur utilisation est encore marginale et seules quelques sociétés offrent cette possibilité. Les onduleurs de chaînes sont généralement utilisés dans les installations de petite et moyenne dimension, telles que les installations domestiques ou les petites installations au sol. Du fait qu'ils soient faciles à installer, de nombreux installateurs les préfèrent, même pour des installations plus vastes. Les onduleurs centralisés gèrent quelques chaînes de modules et ont généralement un MPPT. Les onduleurs de chaînes sont préparés à la fois pour des installations en intérieur et en extérieur. Leurs dimensions varient en fonction de la puissance nominale, mais ils sont généralement inférieurs à 50 x 50 x 30 cm. En général, les onduleurs de chaînes vont de moins de 1 kwc à kwc. L'avantage de ce concept est qu'ils sont proches du champ PV, réduisant ainsi le câblage en CC, et donc les coûts de câblage ainsi que les pertes. De plus, en cas de panne, le système continue à fonctionner : seule une petite partie s'arrête. Cela n'est pas le cas des onduleurs centralisés qui entraînent l'arrêt de tout le système en cas de panne d'onduleur. Les onduleurs centralisés raccordent plusieurs chaînes de modules. Ils possèdent habituellement plusieurs MPPT, afin d'optimiser la production électrique de chaque chaîne et convertissent directement en triphasé. La puissance nominale d'un onduleur centralisé varie de kwc à plus de 2,5-5 MWc. Ses dimensions varient de 0,5 à 1 m 3, à la dimension d'un conteneur (avec installation par grue). Les onduleurs centralisés intègrent généralement des transformateurs. Leur utilisation est recommandée pour de très vastes installations, car le rapport prix / watt diminue avec l'augmentation de la taille. Cependant, les coûts de câblage augmentent avec l'éloignement des chaînes par rapport à l'onduleur. Les onduleurs centralisés sont généralement installés au centre des installations PV au sol, afin de réduire les coûts de câblage. Ils sont le plus fréquemment en extérieur et sont préparés pour de mauvaises conditions météorologiques avec un niveau de protection IP 65. Le dimensionnement d'un onduleur est une tâche délicate. Les valeurs de tension et de courant de chaque chaîne sortant du champ PV doivent correspondre aux limites de l'onduleur. Les gros onduleurs (centralisés + quelques onduleurs de chaînes) sont capables d'interconnecter plusieurs chaînes, ce qui devient compliqué. La procédure de dimensionnement commence par le choix d'un type de module et d'onduleur et de la puissance de crête souhaitée. Puis, il faut tenir compte des différentes valeurs limites de courant et de tension de l'onduleur, et faire en sorte que les différentes combinaisons de chaînes correspondent aux spécifications de l'onduleur. Les valeurs de courant et de tension doivent être rectifiées en fonction des coefficients de température à la température ambiante maximale et minimale, car la température influe énormément sur le dimensionnement PV. La configuration finale, autrement dit, la quantité de modules et d'onduleurs, est choisie en fonction de la taille et du budget du projet. 26

27 6.5 Ombrage Il faut éviter l'ombrage des modules PV dans la mesure du possible. Ce dernier est souvent sous-estimé et entraîne de fortes baisses de production du champ PV. Si la cellule solaire d'un module est à l'ombre, elle génèrera moins de courant que les cellules voisines. La cellule solaire inverse sa polarisation, reçoit du courant des autres cellules et dissipe l'électricité sous forme de chaleur. Si aucune diode by-pass n'est installée sur le module, cet effet peut provoquer des dommages irréversibles sur la cellule et le module. L'ombrage est parfois inévitable. Il est donc nécessaire d'effectuer une analyse correcte de l'ombrage, afin d'éviter une trop grande diminution de la production d'électricité. L'utilisation d'un analyseur d'ombre basé sur une caméra professionnelle (tel que HORI catcher ou Solar Pathfinder) est fortement recommandée. De tels systèmes basés sur la photographie sont utile à la recherche d'ombre. Les analyseurs d'ombre professionnels intègrent des logiciels spéciaux permettant le reconnaisse d ombre et l'estimation des pertes pour chaque jour et heure. L'influence de l'ombrage sur la production et les performances du champ PV doit systématiquement être recherchée à l'aide de logiciels de simulation de systèmes PV, tels que PV*Sol ou PVSyst. Ces logiciels intègrent des outils de simulation d'ombrage 3D basés sur AutoCAD et permettant l'évaluation des pertes dues à l'ombrage. Il existe plusieurs types d'ombrage. En voici la liste : 1. Ombrage direct : Ce cas particulier d'ombrage provoque de fortes pertes de production du système PV. Dans ce cas, un objet d'ombrage se trouve près des modules et fait de l'ombre en permanence au champ PV. Plus l'objet d'ombrage est proche du champ, plus l'ombre est importante, moins la lumière diffuse atteint la surface du module et plus la situation devient problématique. 2. Ombrage temporaire : Ce dernier est causé par les conditions naturelles, telles que la neige, les feuilles, l'encrassement, etc. Cet effet est particulièrement important sur les systèmes au sol en zones rurales, pour lesquels le champ PV est plus facilement en contact avec la poussière. L'angle d'inclinaison du champ doit être supérieur à 10, afin de lui permettre de s'auto-nettoyer et d'évacuer l'eau après la pluie. Dans les régions enneigées, la partie inférieure du module est généralement recouverte pendant une longue période. Il est donc recommandé de disposer les modules à l'horizontale, afin de minimiser les pertes. Ainsi, la neige ne recouvre qu'une chaîne de modules et les diodes by-pass évitent les pertes d'ombrage élevées. 3. Auto-ombrage : Une mauvaise conception du système peut provoquer l'ombrage de modules placés derrière d'autres modules. En règle générale, les modules d'une ligne doivent être séparés des autres d'environ 4 à 6 fois la hauteur du module incliné. Cela permet d'éviter l'ombrage mutuel. La figure 17 montre la séparation minimale entre les lignes de modules. 27

28 Figure 17: Séparation entre les lignes de modules permettant d'éviter l'ombrage mutuel. Source: RENAC Enfin et surtout, l'ombrage des autres composants, tels que les onduleurs et les câbles est souhaité. En diminuant les températures de service, l'ombrage prolonge la durée de vie et améliore les performances des composants. 28

29 7 Rendement énergétique La faisabilité économique des installations PV dépend étroitement du rendement électrique, soumis à la fois aux conditions météorologiques et aux performances de l'installation PV ellemême. La production énergétique des systèmes solaires PV dépendant en grande partie de l'éclairement des modules PV, il est d'une importance capitale d'avoir tout d'abord une profonde connaissance des conditions climatiques du site concerné. Ensuite, c'est la qualité des composants utilisés dans l'installation, la disposition de l'installation elle-même et le niveau de professionnalisme de l'ingénierie qui affecteront les performances de l'installation et donc son rendement énergétique. Cette section se propose d'analyser en détail, à la fois les données climatiques et les performances de l'installation, et leur impact sur le rendement énergétique de cette dernière. 7.1 Données météorologiques Les principales données météorologiques à prendre en compte pour le rendement d'une installation solaire PV sont le rayonnement solaire, la température et la vitesse du vent. Cette section se concentrera sur le facteur le plus important : le rayonnement solaire. Le rayonnement solaire n'étant pas le même tous les ans, les mesures doivent donc être faites sur de longues périodes. Les données climatiques fournies par des prestataires de services tiers ont généralement été enregistrées à l'aide d'un instrument monté à l'horizontale, de manière à avoir une vision globale du ciel. Si nous nous référons à la figure 3, cela signifie que le type de rayonnement enregistré est un rayonnement global, avec les composantes directe et diffuse. Le rayonnement global capté par une surface horizontale sur Terre (également appelé éclairement global) E global,hor correspond donc à la somme de l'éclairement direct E dir,hor et de l'éclairement diffus E diff,hor sur cette surface horizontale : E global, hor Edir, hor Ediff, hor Les instruments montés horizontalement n'enregistrent pas le rayonnement réfléchi (albédo). Les données climatiques sont fournies sous forme d'année météorologique type (TMY = "typical meteorological year"). L'année TMY d'un ensemble de données de paramètres climatologiques (ex. rayonnement global) doit être suffisamment représentative de cet ensemble de données pour pouvoir restituer le scénario le plus vraisemblable de ce paramètre ou groupe de paramètres. L'échelle de temps est généralement horaire, et l'orientation du plan est horizontale. Pour effectuer une estimation de rendement à partir des données TMY, il est recommandé d'utiliser des moyennes à long terme (de 10 à 20 ans). Comme mentionné dans les sections précédentes, le rendement énergétique d'une installation PV est optimisé par le réglage de l'orientation et de l'inclinaison des panneaux. L'orientation optimale est vers l'équateur (ainsi, dans l'hémisphère nord, par exemple, l'orientation optimale est vers le Sud). En ce qui concerne l'inclinaison, il faut généralement choisir un angle d'inclinaison proche de la latitude pour optimiser la production énergétique annuelle. Les légères variations sont dues aux conditions météorologiques locales. Par conséquent, le rayonnement à 29

30 prendre en compte pour l'estimation du rendement énergétique ne sera pas le rayonnement horizontal, mais celui d'un plan incliné. L'éclairement global d'une surface inclinée se compose de l'éclairement diffus du ciel et de la réflexion du sol (élément inexistant pour les surfaces horizontales) : E global, tilt Edir, tilt Ediff, tilt Erefl, tilt E global,tilt représentant l'éclairement global sur une surface inclinée, E dir,tilt l'éclairement direct sur une surface inclinée, E diff,tilt l'éclairement diffus du ciel sur une surface inclinée et E refl,tilt la réflexion du sol sur une surface inclinée. Les différentes composantes du rayonnement global sur une surface inclinée doivent ensuite être déduites des composantes du rayonnement global sur le plan horizontal, E dir,hor et E diff,hor,, étant les données de fournisseurs de données météorologiques tiers. Le calcul du rayonnement direct est simple et fondé sur des relations trigonométriques. Le calcul des composantes de diffusion et de réflexion au niveau du panneau PV requiert un modèle. Un modèle isotrope suppose que l'intensité du rayonnement diffus du ciel est uniforme pour tout le ciel. Par conséquent, le rayonnement diffus incident sur une surface inclinée dépend de la portion de ciel vers laquelle elle s'oriente. De plus, le rayonnement réfléchi incident sur une surface inclinée dépend également de la portion de ciel vers laquelle elle s'oriente. Un modèle isotrope n'est pas le modèle le plus précis, mais il suffit amplement pour obtenir une précision suffisante. Si l'on utilise ce modèle, on obtiendra le rayonnement global sur un plan incliné, grâce à la formule suivante : θ symbolisant l'angle d'incidence de l'éclairement direct du panneau, γ s l'angle de hauteur du soleil, β l'angle d'inclinaison du panneau PV et ρ l'albédo du sol (réflectance). 7.2 Coefficient de performance d'une installation solaire PV Le coefficient de performance (COP) est un paramètre décrivant la performance et la qualité des systèmes PV. Il est indépendant de l'éclairement et de la taille du système, ainsi que de la période de temps choisie. De faibles valeurs de COP sont le signe pertes totales importantes pouvant être dues à une température de module élevée, à une utilisation incomplète de l'éclairement par réflexion de la surface avant du module, à un encrassement, à des composants défaillants, etc. Le coefficient de performance est calculé à partir du coefficient énergétique alimentant la charge par jour et kwc (rendement final Yf) et de l'énergie théoriquement disponible (rendement de référence Yr). PR = Y f / Y r Y f représentant l'énergie alimentant le réseau par an et kwc (ex. : Yf = 1200 kwh / an*kwc [h/an]) et Y r représentant l'énergie théoriquement disponible, soit l'éclairement global sur le 30 E E cos E sin 1 cos 1 cos Eglobal, 2 2 global, tilt dir, hor diff, hor hor s

31 plan incliné, divisé par l'éclairement de référence G (1 kw/m2) (ex. : Yr = 2100 kwh /m2*an/1 kw/m2 = 2100 [h/an]). Y r définit la ressource de rayonnement solaire du système PV. Cette valeur, qui dépend de l'emplacement, de l'orientation des panneaux PV et des variations climatiques, donne le nombre d'heures équivalent plein soleil 1 (PSH = Peak Sun Hours ) pendant l'année. Plus la valeur du COP déterminée pour une installation PV est proche de 100 %, plus cette installation PV fonctionne efficacement. En résumé, le coefficient de performance représente la part d'énergie actuellement prête à être exportée vers le réseau, après déduction des pertes d'énergie. Le schéma ci-dessous montre une installation solaire PV et les sources de pertes d'énergie ayant une influence sur la valeur de COP. Figure 18: Pertes affectant le COP et le rendement des systèmes solaires PV. Source: RENAC Nous allons ensuite brièvement exposer les différents facteurs d'influence, autrement dit, les sources de pertes d'énergie. Pertes dues à l'ombrage Comme nous l'avons expliqué à la section 6.5, l'ombrage peut être à l'origine d'importantes pertes de performance pour les systèmes solaires, et en particulier les systèmes photovoltaïques. Les facteurs de perte par ombrage doivent être pris en compte pour les cas où les modules PV sont ombragés par des bâtiments, objets ou autres modules et panneaux solaires, situés à proximité. Figure 19: Analyse de l'ombrage à l'aide d'un indicateur de course solaire. Source: RENAC 1 PSH correspond à la valeur d'ensoleillement à un endroit précis, avec un soleil atteignant sa valeur maximum de 1kW/m2 pendant un certain nombre d'heures. 31

32 Des instruments très simples permettent d'estimer facilement les angles d'azimut et la hauteur des obstacles. Ce type d'instrument peut être basé sur un diagramme de position solaire composé d'un axe de hauteur trigonométriquement subdivisé et d'un axe d'azimut de 180 standard. Ce diagramme doit être copié sur du papier calque, plié en forme de demi-cercle. L'observateur n'a plus qu'à regarder les objets à travers le diagramme pour lire directement les angles de hauteur et d'azimut. Le résultat obtenu est une approximation polygonale de la silhouette du secteur qui apparaît dans le diagramme de position solaire. Il est également possible d'utiliser des instruments plus sophistiqués et donc plus onéreux, tels que ceux présentés à la section 6.5. Dans les panneaux solaires composés de plusieurs rangées de modules PV, le facteur de pertes par ombrage est dû au fait qu'une rangée fait de l'ombre à une rangée adjacente. La séparation de chaque rangée doit être un compromis entre l'optimisation de l'espace et les pertes par ombrage mutuel. C'est le concepteur de l'installation qui définit l'espace entre chaque rangée de modules. On peut utiliser la formule suivante : d représentant la séparation entre chaque rangée de module (en m), L la hauteur du champ PV (en m), β l'inclinaison des modules (en º), l'inclinaison par rapport au sol (º) et α la hauteur du soleil (º) au plus mauvais jour d'irradiation. La séparation d obtenue entre les rangées de modules garantit que, même au pire jour d'irradiation (jour où le soleil au zénith est le moins haut), il n'y aura pas d'ombrage mutuel entre ces dernières. En outre, le quotient L/D équivaut au taux de couverture du sol (GCR = Ground Cover Ratio), défini comme la surface du panneau solaire par rapport à la surface totale du sol. Cette valeur permet de prévoir les rendements par surface au sol. Les valeurs GCR dépendent de l'emplacement géographique, du type de système (fixe, suivi monoaxial ou biaxial) et du facteur de perte par ombrage. Elles varient généralement entre 60% et 20% pour cent (pour les installations solaires à suivi biaxial). Pertes dues à la température La température a une influence négative sur la performance des modules PV. Pour déterminer la variation de P mpp en fonction des températures, on utilise la formule suivante 32 P mpp (T) = P mpp (STC)* (1+ΔT x T k ) P mpp (STC) étant la puissance nominale du module en conditions de test standard (STC = Standard Test Conditions), soit une température ambiante de 25 C et un rayonnement de 1000W/m 2 sur le module, P mpp (T) étant la puissance du module en d'autres conditions et T k étant le coefficient de température correspondant. La température T à intégrer dans la formule

33 n'est pas la température ambiante, mais celle du module. La température des cellules du module peut être estimée à l'aide de la formule : T cell = T amb + (NOCT-20)*G/800 NOCT ("Nominal Operating Cell Temperature") étant la température nominale d'utilisation des cellules exprimée en C (généralement spécifiée dans les fiches techniques du fabricant du module), et G étant l'éclairement en W/m 2. Si la valeur de NOCT est inconnue, une valeur raisonnable de 48 C est recommandée pour représenter la plupart des modules PV habituels. Pertes dues à l'onduleur La conversion par les onduleurs du courant continu (CC), produit par les générateurs PV, en courant alternatif (CA), envoyé dans le réseau, entraîne des pertes. Il faut donc prendre en compte le rendement de l'onduleur, mais pas uniquement en puissance nominale. Les onduleurs ne fonctionnent à leur puissance nominale que pendant très peu d'heures dans l'année. En raison de la variabilité de l'éclairement solaire, les onduleurs fonctionnent généralement en charge partielle. Il est donc extrêmement important que les onduleurs photovoltaïques aient de hauts rendements, même dans des conditions de charge partielle. Figure 20: Valeurs de rendement d'un onduleur sous différentes conditions de charge. Source: RENAC On a ainsi défini des valeurs pondérées de rendement pour différentes régions géographiques, tenant compte du rendement des onduleurs sous différentes conditions de charge. Les plus connues sont le rendement européen et celui de la commission californienne de l'énergie, CEC (Californian Energy Commission) 33

34 Un autre facteur contribuant aux pertes de conversion CC / CA est le rapport de dimensionnement entre l'onduleur et le panneau solaire. Un onduleur trop sous-dimensionné ne peut traiter toute la puissance fournie par le générateur dans des conditions de charge crête, entraînant une surchauffe. La température diminue, ce qui signifie que l'onduleur réduit sa puissance afin de protéger les composants contre la surchauffe. A l'inverse, il n'est pas recommandé de surdimensionner les onduleurs, car les pertes dues à un fonctionnement permanent en charge partielle peuvent être élevées. La figure 21 montre un exemple de rendement énergétique relatif, comparé au maximum disponible, selon que l'onduleur est adapté au rapport de dimensionnement du panneau solaire, qui s'applique aux conditions de l'europe continentale. La bonne adaptation de l'onduleur au rapport de dimensionnement du panneau solaire dépend des conditions météorologiques locales. Figure 21: Impact du dimensionnement de l'onduleur sur le rendement du système. Source: RENAC Les autres sources de pertes sont les pertes dues au câblage, à l'encrassement, etc. La figure cidessous montre deux représentations, une liste et un graphique, obtenues à l'aide du logiciel PVSYST, de facteurs influençant le coefficient de performance d'une installation solaire PV, et de leur impact, indiqué par le facteur de pertes. 34

35 Figure 22: Représentations des facteurs d'influence du coefficient de performance. Source: PVSYST Les valeurs types de coefficient de performance d'un système solaire PV vont de 60% à 80%, selon les dimensions et les performances de l'installation. Y f étant, dans la formule suivante, l'énergie fournie au réseau par an et en kwc PR = Y f / Y r on peut obtenir de bonnes estimations de rendement énergétique pour l'installation. Prenons un petit exemple. Supposons qu'un système PV de puissance nominale 4 kw c et dont le COP est de 0,75 à un emplacement bénéficiant de 2100 heures équivalent plein soleil par an, le rendement énergétique attendu sera le suivant : Rendement = 0.75 * 2,100 * 4.0 = 6,300 kwh par an Un logiciel de simulation permet d'obtenir un calcul plus détaillé du rendement attendu pour une installation solaire PV. Les données sont généralement des données climatiques en heures (rayonnement, température, etc.). Le rendement est ensuite calculé pour toutes les heures d'une année type, à partir des données climatiques définies et de l'algorithme du logiciel, puis résumé pour fournir un rendement énergétique spécifique par an. 35

36 8 Conclusion Pour résumer, le photovoltaïque est une source d'énergie sans émission qui jouera très prochainement un rôle important dans le parc énergétique. Dans quelques années, l'augmentation des prix de l'électricité provenant des sources d'énergies conventionnelles et la baisse drastique du prix des composants PV fera qu'il sera plus rentable de produire de l'énergie PV que d'acheter l'énergie des exploitants réseau. Ce chapitre a présenté les notions de base du rayonnement solaire et de la conversion de l'énergie photovoltaïque. Il a également exposé les principales technologies PV disponibles sur le marché, avec leurs avantages et leurs inconvénients. Ce chapitre a aussi montré les différents principes de fonctionnement des installations PV raccordées au réseau et des installations PV autonomes. Enfin, il a présenté les principaux paramètres à prendre en compte lors de la conception d'une installation PV et a montré comment les gérer. 36

37 Pour en savoir plus Liens Internet PV raccordé au réseau Solar Energy International; Photovoltaics:Design & Installation Manual; ISBN-10: ; 2004 DGS/earthscan; Planning and Installing Photovoltaic Systems; ISBN: ; 2008 PV autonome Hankins, Marc; Solar Electric Systems for Africa; ISBN-10: ; 1995 Ecofys; Stand-Alone Photovoltaic Applications; ISBN: ; 1999 Index des mots-clés Accumulateur Appareil permettant d'emmagasiner l'énergie. Albédoou coefficient / facteur de réflexion ou réflectance Réflexion diffuse ou puissance réfléchissante d'une surface.il est défini comme le rapport entre un rayonnement incident et le rayonnement réfléchi par la surface. Alternateur Un dispositif électromécanique qui convertit l énergie mécanique en énergie électrique sous la forme de courant alternatif. Anémomètre Dispositif attaché à un mât afin de mesurer la vitesse du vent sur un site donné. Les mâts anémométriques sont généralement des structures élancées fixées au sol par des haubans. Angle d'inclinaison Angle d'inclinaison d'un capteur solaire mesuré par rapport à l'horizontale. Angle zénith Angle entre la verticale directe et la ligne coupant le soleil.(90 - zénith) est l'angle d'élévation du soleil au-dessus de l'horizon. 37

38 Batterie Appareil convertissant directement l'énergie chimique contenue dans ses composants actifs en énergie électrique, par réaction électrochimique d'oxydo-réduction (redox). Bus Un conducteur qui peut être une barre solide ou un tuyau, fabriqué normalement en aluminium ou en cuivre, utilisé pour raccorder un ou plusieurs circuits à une interface commune. Un exemple serait le bus utilisé pour raccorder un transformateur de sous-station aux circuits sortant. Cadrage Identification des facteurs à analyser au cours d une étude d impact environnemental précise. Capacitance 1) Le rapport d une charge marquée sur un conducteur vers le changement correspondant de potentiel. 2) Le rapport de la charge sur soit un conducteur ou un condensateur et de la différence potentielle entre les conducteurs. 3) La propriété d être capable de collecter une charge. Champ Groupe de modules photovoltaïques (PV) raccordés électriquement. Charge 1) La quantité de puissance électrique requise par l équipement électrique raccordé. Charge Quantité d'électricité utilisée par un appareil ou dispositif électrique à un moment donné. Classe de puissance éolienne Système destiné à évaluer la qualité des ressources éoliennes d une zone géographique. Coefficient de performance C P Une valeur sans dimension exprimant le coefficient de la puissance capturée par l éolienne et introduite dans le réseau. Il permet de mesurer l efficacité de l éolienne. Collecteur Un appareil qui collecte le rayonnement solaire et le convertit en chaleur. Compensateur adaptatif de puissance réactive statique Un dispositif qui fournit ou consomme la puissance réactive indépendamment de l équipement statique. Il est raccordé par shunt aux lignes de transmission pour fournir une compensation de puissance réactive. Compensateur statique synchrone (STATCOM) Un dispositif de régulation utilisé sur les réseaux de transmission de courant alternatif. Il se base sur un convertisseur de source de tension électronique et peut agir soit comme une source ou comme un bain de puissance CA réactive d un réseau électrique. Si raccordé à une source d alimentation, il peut fournir une puissance CA active. C est un membre de la famille de dispositifs FACTS. Compteur d'alimentation ("feed-in") Installation raccordée au réseau nécessaire pour déterminer l'énergie fournie au réseau. Condensateur Un dispositif électrique avec capacitance. Contrôle à calage variable de pale Limitation de la puissance grâce au pivotement de la pale sur son axe horizontale. Les rotors à contrôle à calage variable de pale fonctionnent généralement à vitesses variables. 38

39 Courant (Ampères, A) Flux de charge électrique circulant dans un conducteur, entre deux points ayant une différence de potentiel (tension). Courant alternatif (CA) Un courant électrique qui change de direction à des intervalles réguliers, avec une magnitude qui varie en permanence de manière sinusoïdale. Courant alternatif (CA) Courant électrique inversant son sens périodiquement Courant continu (CC) Courant électrique ne circulant que dans un sens. Courant de charge (A) Courant requis par l'appareil électrique. Courant de court-circuit (Isc) Courant produit par une cellule, un module ou un champ PV exposé à la lumière lorsque ses bornes de sortie sont shuntées. Courant direct (CD) Courant électrique dans une seule direction. Courant Vitesse à laquelle l électricité traverse un conducteur ; mesuré en ampères (A). Courbe de puissance Graphique représentant la puissance de sortie d une éolienne en fonction de la vitesse du vent. Il s agit d un des principaux critères permettant de déterminer l éolienne convenant de façon optimale aux conditions de vent spécifiques d un site sélectionné. Courbe I-V Courbe des caractéristiques de courant par rapport à celles de la tension d'une cellule, d'un module ou d'un champ photovoltaïque.les trois points importants de la courbe I-V sont la tension en circuit ouvert, le courant de court-circuit et le point de service de la puissance de crête. Cycle de Rankine Un cycle convertissant la chaleur en travail Décibel (db ou db(a)) Mesure d un son, échelle permettant d exprimer les niveaux de puissance et de pression acoustiques. Lors de la mesure du bruit ambiant, un réseau de pondération filtrant la fréquence sonore est utilisée et le résultat est exprimé en db(a). Un «décibel pondéré A» est une mesure du niveau de bruit total des sons sur la plage de fréquences audibles (20Hz- 20kHz) avec une pondération fréquentielle A (ou «pondération A») pour compenser les variations de sensibilité de l oreille humaine aux sons présentant différentes fréquences. L échelle des décibels est une échelle logarithmique. Déclaration d impact environnemental (DIE) Le rapport résultant de l étude d impact environnemental. Il vise à anticiper tous les impacts environnementaux importants liés à un projet proposé avant sa mise en œuvre ou le début des constructions et spécifie les mesures devant être appliquées afin que ces impacts soient éliminés ou réduits à un niveau acceptable. Délestage de charge L acte ou le processus de déconnexion du courant électrique sur certaines lignes quand la demande devient supérieure à l approvisionnement. Diamètre du rotor Il s agit du diamètre du cercle balayé par le rotor. En règle générale, doubler le diamètre du rotor permet de multiplier par quatre la puissance de sortie nominale d une éolienne. 39

40 Diode Composant électronique n'autorisant qu'un seul sens de circulation du courant.voir diode de blocage & diode by-pass Diodeby-pass (ou diode en antiparallèle) Diode raccordée parallèlement à un module PV pour fournir un autre circuit électrique en cas d'ombrage ou de panne du module. Échangeur de chaleur Transfère de la chaleur d un fluide à un autre sans qu un mélange des deux fluides se produise. Les échangeurs de chaleur sont nécessaires sur les chauffe-eau solaires au Texas, parce qu il est peu pratique d envoyer de l eau potable à travers le panneau solaire. Cette méthode protège le système contre l entartrage ; elle empêche également l eau de geler dans le panneau et de faire éclater les canalisations. Eclairement ou irradiance Incidence de l'énergie solaire sur une surface.généralement exprimé en kilowatts par mètre carré.l'éclairement multiplié par l'heure est égal à l'ensoleillement ou insolation. Effet stroboscopique Effet intermittent provoqué par la projection d ombres lorsque les pales de l éolienne traversent la lumière du soleil. Sa manifestation dépend de la position géographique et du moment de la journée. Enroulement Un matériel (comme un câble) enroulé ou laminé autour d un objet (comme une armature) ; aussi un simple tour du matériel enroulé. Étude d impact environnemental (EIE) Étude destinée à apprécier les impacts environnementaux d une implantation/d un projet proposé(e) avant sa réalisation. EVA (ETHYLENE VINYL ACETATE) Encapsulage utilisé entre la couche de verre et les cellules solaires des modules PV.Il est durable, transparent, résistant à la corrosion, et retardateur de flamme. Facteur de capacité Mesure de la productivité d une éolienne prenant en compte la production maximum théorique d énergie. Facteur de disponibilité Le pourcentage de la durée pendant laquelle l éolienne est à même de fonctionner et n est pas hors service pour cause de maintenance ou de réparation. Il est également possible de calculer la disponibilité par rapport à la quantité totale d énergie pouvant théoriquement être générée. Facteur puissance Le rapport de l énergie consommée (watts) contre le produit de la tension d entrée (volts) fois le courant d entrée (ampères). En d autres termes, le facteur puissance est le pourcentage de l énergie utilisée comparée à l énergie passant dans les câbles. Flexible Alternating Current Transmission System (FACTS) (système de contrôle d'accès flexible) Un système composé de l équipement statique utilisé pour la transmission CA de l énergie électrique. Il est prévu pour améliorer la possibilité de contrôle et augmenter la capacité de transfert de capacité du réseau. C est généralement un système qui se base sur l électronique de puissance. 40

41 Fréquence Dans les systèmes CA, le taux auquel le courant change de direction, exprimé en hertz (cycles par seconde) ; une mesure du nombre de cycles complet d une forme d onde par unité de temps. Fréquence Nombre de répétitions par unité de temps d'une forme d'onde complète, exprimée en Hertz (Hz). Hauteur du moyeu Hauteur d une tour d éolienne à partir du sol jusqu à l axe médian du rotor. Hertz (Hz) Unité de fréquence d un son en cycles par seconde. La fréquence détermine par exemple la hauteur d un son. Impédance 1) La force opposée totale au flux de courant dans un circuit CA. Invertisseur Un dispositif qui convertit l électricité CD en électricité CA multiphasée ou monophasée. Joule (J) Unité d'énergie égale à 1 / 3600 kilowatt - heure. Kilowatt (kw) Mille watts.unité de puissance. Kilowatt heure (kwh) Mille watts par heure.unité d'énergie.la puissance multipliée par l'heure est égale à l'énergie. KWh (kilowattheure) Unité d énergie mesurant la quantité de puissance produite ou utilisée sur un intervalle d une heure. Limitation de puissance La limitation de puissance permet d empêcher toute accélération de l éolienne au-delà de la vitesse prévue lors de sa conception. Masse d'air ou masse d'air optique (AM Airmass) définit le parcours d'un rayon de lumière solaire à travers l'atmosphère (perpendiculaire).lorsque le soleil est à une hauteur 90º (à midi, lors de l'équinoxe de printemps ou d'automne), la valeur AM est égale à 1. Sinon, la valeur AM augmente lorsque la hauteur du soleil diminue. Module PV à film fin Module PV fabriqué à partir de couches successives de matériaux semiconducteurs à film fin. MPP (Maximum Power Point) Le point de puissance maximale d'une courbe I-V représente le rectangle le plus grand pouvant être dessiné sous la courbe.l'exploitation d'un champ PV à cette tension produit une puissance maximale. MPPT (Maximum Power Point Tracking) L'exploitation du champ au point de puissance de crête de la courbe I-V permet d'obtenir la puissance maximale. Multicristallin Matériau solidifié de manière à former plusieurs petits cristaux (cristallites).les atomes à l'intérieur d'une seule cristallite sont ordonnés de manière symétrique, tandis que les cristallites sont mélangées les unes aux autres.ces nombreux bords de grains réduisent le rendement de l'appareil.matériau composé de plusieurs petits cristaux individuels orientés différemment.(parfois appelé "polycristallin" ou "semicristallin). 41

42 Multiplicateur Dispositif permettant d adapter la vitesse du rotor à celle de la génératrice. Des engrenages cylindriques ou planétaires permettent d atteindre différents étages. Nacelle Enveloppe abritant toute la machinerie de l éolienne. Elle est montée au sommet du mât. Niveau de bruit résiduel Mesure de l intensité sonore déjà présente sur le site en l absence de production d énergie éolienne. Niveau de pression acoustique Mesure du niveau de bruit à un récepteur (riverains des parcs éoliens, microphone). L unité de mesure du son est le décibel (db) et (db(a)). Niveau de puissance acoustique Évaluation de la capacité d une source à produire un bruit (intensité de la source). La norme CEI réglemente la mesure du bruit des éoliennes. L unité de mesure du son est le décibel (db). Normes CEI Directives définies par la Commission électrotechnique internationale (CEI) portant sur l homologation Onduleur Dans un système PV, un onduleur convertit le courant continu du champ / de la batterie PV en courant alternatif compatible avec le réseau publique et les charges en CA. Opérateur de système de transmission (TSO) Une entité chargée du transport de l énergie sous la forme de gaz naturel et/ou de puissance électrique à un niveau régional et national, utilisant une infrastructure fixe. Point de puissance maximale Le point sur une courbe I-V qui représente la zone rectangle la plus large qui peut être dessinée sous la courbe. Faire fonctionner un rayon PV à cette tension produira une puissance maximale. Production d énergie annuelle Énergie totale produite par une éolienne au cours d une année. Puissance active Un terme utilisé pour la puissance quand il faut faire la distinction entre la puissance apparente, la puissance complexe et ses composants et la puissance active et réactive. Puissance apparente (voltampères) Le produit de la tension et du courant appliqué dans un circuit CA. La puissance apparente, ou voltampères, n est pas la puissance réelle du circuit car le facteur puissance n est pas pris en compte dans le calcul. Puissance de sortie Quantité de puissance produite par l éolienne à une certaine vitesse. Puissance nominale du vent La vitesse du vent à laquelle l éolienne délivre sa puissance nominale. Puissance nominale Puissance d une éolienne à une vitesse nominale du vent. Puissance réactive Un composant de puissance apparente (volt-amps) qui ne produit aucune puissance réelle (watts). Il est mesuré en Var (voltampères réactif). 42

43 Pulse Width Modulation (Modulation de largeur d impulsion) (PWM) Une technique communément utilisée pour contrôler la puissance des dispositifs électriques à inertie, rendue pratique par les commutateurs électroniques modernes. Rayonnement diffus Lumière solaire indirecte qui est éparpillée par les molécules d air, la poussière et la vapeur d eau. Rayonnement diffus Rayonnement solaire après réflexion et dispersion par l'atmosphère et le sol. Rayonnement direct Rayonnement solaire qui provient directement du soleil, projetant des ombres par temps dégagé. Rayonnement solaire (énergie solaire) Rayonnement électromagnétique émis par le soleil. Rayonnement, irradiation ou énergie incidente Incidence du rayonnement solaire sur une surface dans le temps.généralement exprimé en kilowatt - heure par mètre carré. Réactance L opposition de l inductance et de la capacitance au courant alternatif égale au produit du sinus de la différence de phase angulaire entre le courant et la tension. Réflecteur linéaire de Fresnel compact (CLFR) Un type de réflecteur linéaire de Fresnel (LFR) employant une technologie spéciale Réflecteurs linéaires de Fresnel utilisent des tronçons de miroir longs, en vue de concentrer la lumière du soleil sur un absorbeur fixe situé au point focal commun des réflecteurs. Ces miroirs ont la capacité de concentrer l énergie solaire jusqu à environ 30 fois son intensité normale.[1] Régulateur de charge (ou contrôleur de charge) Appareil électrique régulant la tension appliquée par le champ PV au système de batteries.essentiel pour garantir un état de charge maximum et une durée de vie prolongée des batteries. Régulation de l orientation Dispositif permettant à la nacelle de changer de direction pour faire face au vent. Régulation par décrochage aérodynamique Limitation de la puissance grâce au décollement des filets d air de la surface de la pale. Les rotors à régulation par décrochage aérodynamique fonctionnent généralement à deux vitesses. Rendement Le rapport entre la puissance (ou énergie) de sortie et la puissance (ou énergie) d entrée. Il est exprimé en pourcentage. Rendement de référence Énergie produite pour une vitesse moyenne du vent de 5,5 m/s à 30 mètres de hauteur et une distribution de Rayleigh des vitesses du vent avec un facteur de forme k = 2 et une longueur de rugosité Z 0 = 0,1 m. Rendement Rapport entre la puissance (ou énergie) de sortie et d'entrée.exprimé en pourcentage. Réseau Un terme utilisé pour décrire un réseau de distribution électrique public. 43

44 Réseau européen des gestionnaires de transport de l électricité (ENTSO-E) Association des opérateurs de systèmes de transmission (TSO) européen pour l électricité. C est le successeur d ETSO, l association des opérateurs de système de transmission européen fondée en 1999 pour répondre à l émergence du marché interne de l électricité au sein de l Union européenne. Réseau Terme utilisé pour décrire un réseau de distribution électrique. Résistance L opposition au flux de courant, exprimé en ohms. SCADA Système de télésurveillance et d acquisition des données (Supervision Control and Data Acquisition) chargé de surveiller, collecter, emmagasiner et analyser des données d exploitation. Sel fondu Un sel qui se trouve en phase liquide, mais est normalement un solide dans des conditions normales de température et de pression Semi-conducteur Matériau ayant une capacité limitée à conduire de l'électricité.le silicium utilisé pour fabriquer les cellules PV est un semi-conducteur. Shunt Un dispositif qui permet au courant électrique de passer vers un autre point du circuit. Le terme est également largement utilisé dans le photovoltaïque pour décrire un court-circuit indésirable entre les contacts de surface avant et arrière d une cellule solaire, généralement provoqué par un dommage aux plaquettes. Silicium cristallin Type de cellule PV fait d'une seule ou de plusieurs couches cristallines de silicium. Sites Natura 2000 Ensemble des sites européens appartenant au réseau Natura Celui-ci regroupe des sites abritant des habitats et espèces protégés à travers l UE. Il peut s agir de Zones de protection spéciale ou de Zones spéciales de conservation. Système autonome Système fonctionnant de manière auto-suffisante sans dépendre d'un ou plusieurs exploitants de réseaux publics. Système de transmission Normalement, le réseau de tension la plus élevée d un système électrique public. C est la portion du système qui transporte la haute puissance sur les plus longues distances. Fonctionnant typiquement à des tensions excédant 100 kv et plus généralement à 200 kv et plus. Système photovoltaïque Installation de modules et autres composants PV conçue pour produire de l'électricité à partir de la lumière solaire et répondre à la demande en électricité d'une charge désignée. Système PV autonome Système photovoltaïque indépendant du réseau public. Système PV raccordé au réseau Système PV dans lequel le champ PV agit comme un générateur central, fournissant de l'électricité au réseau. Tension en circuit ouvert Tension maximale produite par une cellule, un module ou un champ photovoltaïque exposés à la lumière, sans charge raccordée.cette valeur augmente lorsque la température des équipements PV diminue. 44

45 Tension nominale Une tension nominale attribuée à un circuit ou un système en vue de désigner de manière pratique sa classe de tension. Tension Mesure de la différence de potentiel électrique entre deux points ; elle est généralement exprimée en volts (V). Thyristor Un semi-conducteur à l état solide avec quatre couches de matériel alternatif de type N et P. Elles agissent comme des commutateurs bistables, conduisant quand leur extrémité reçoit une impulsion de courant et continuant à conduire quand elles sont polarisées dans le sens de l écoulement (c'est-à-dire quand la tension traversant le dispositif n est pas inversée). Transformateur Un dispositif électromagnétique utilisé pour changer la tension dans un courant alternatif. Transformateur Appareil transférant l'énergie électrique d'un circuit vers un autre, via des conducteurs couplés magnétiquement. Triphasé Le triphasé se réfère à un circuit composé de trois conducteurs où le courant et la tension dans chaque conducteur (phase) est 120 hors de phase par rapport à la phase de l'autre. Turbine à gaz Un type de moteur à combustion interne dans lequel la combustion d un carburant (normalement, un carburant fossile) a lieu au moyen d un oxydant (habituellement l air), dans une chambre de combustion. Vitesse de coupure Vitesse du vent à laquelle l éolienne interrompt automatiquement la rotation des pales et se place perpendiculairement au vent afin d éviter d être endommagée. Vitesse de démarrage Vitesse du vent nécessaire pour la mise en mouvement des pales de l éolienne et la production de l électricité. Volt (V) Unité de force électromotrice qui force un courant d'un ampère à travers une résistance d'un ohm. Watt crête Quantité d'électricité produite par un module photovoltaïque en conditions de test standard (normalement 1000 w / m2 pour une température de cellule de 25 ). Zone d impact visuel (ZIV) Il s agit d une représentation visuelle, généralement une carte portant inscriptions et dégradés de couleurs, de la zone dans laquelle un site et/ou une implantation proposée est susceptible d être visible. Zone de protection spéciale (ZPS) Zone protégée par la Directive Oiseaux (79/409/CEE), abritant des espèces d oiseaux listées dans l Annexe I de la Directive, notamment des concentrations internationalement importantes d oiseaux migrateurs et d oiseaux d eau. La désignation prend particulièrement en compte l habitat de ces espèces. Zone de visibilité théorique (ZVT) Les cartes réalisées ont une valeur purement théorique car elles évaluent l exposition du projet en se référant uniquement aux données de relief mais sans prendre en compte le masquage intermittent dû à la végétation ou aux constructions. Les cartes ZVT évaluent la visibilité de l implantation proposée dans son environnement et non son «impact visuel». 45

46 Zone spéciale de conservation (ZSC) Zone protégée par la Directive Habitat (92/43/CEE), abritant des habitats ou des espèces rares, vulnérables ou en voie de disparition listés (par ex. plantes, mammifères ou poissons), dans les Annexes I et II de la Directive Habitat. 46

47 Renewables Academy (RENAC) AG Schönhauser Allee Berlin (Germany) Tel: +49 (0) Fax: +49 (0) Sept