7. Caractéristiques électriques des cellules et des panneaux photovoltaïques

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1 7. Caractéristiques électriques des cellules et des panneaux photovoltaïques Francis Domain, Hervé Boileau, Savoie Mont-Blanc, France Attendus de l enseignement À l issue de ce chapitre, le lecteur sera en mesure de : Sommaire - Comprendre les caractéristiques électriques d une cellule et d un panneau PV - Appliquer les équations pour calculer les principaux paramètres comme la tension, le courant et la puissance d une cellule ou d un panneau - Comprendre le concept de puissance de crête et la calculer - Comprendre le concept de fill factor, principal marque de qualité d une cellule 7.1 Caractéristiques électriques d une cellule photovoltaïque 7.2 Caractéristiques électriques d un module photovoltaïque 7.3 Influence de la température sur les caractéristiques électriques 7.4 Dégradation dans le temps des modules PV Silicium cristalin 7.5 Comparaison de production entre les différentes technologies 7.6 Avantages et inconvénients du solaire photovoltaïque 7.7 Bibliographie

2 7.1 Caractéristiques électriques d une cellule photovoltaïque Une cellule PV est en fait un composant électronique bien connu que l on appelle DIODE, composant qui laisse passer le courant électrique dans un sens (avec une chute de tension de l ordre de 0,6 volt) et qui bloque son passage dans l autre sens. Dans le cas de la cellule PV, on s arrange pour que la surface de la jonction soit la plus grand possible pour collecter le maximum d énergie solaire. Le schéma électrique simplifié de la cellule PV est le suivant : Fig.1 : schéma électrique d une cellule PV On reconnait le symbole de la diode (traversé par le courant Id), en parallèle se trouve le générateur de courant ICC qui correspond au flux d électrons généré par le flux de photons de la lumière (solaire ou autre) au sein de la jonction de la diode. En parallèle à la diode, se trouve la résistance Rsh (Résistance shunt) qui correspond aux pertes directes à travers la jonction et en série vers l utilisation Vp et Ip, se trouve la résistance Rs (Résistance série) correspondant entre autre aux pertes joules dans les conducteurs. Aux deux bornes de la photopile PV, l énergie électrique se récupère sous forme d une tension Vp et d un courant Ip. L équation entre Ip et Vp est la suivante : Ip. 1. Ou : ICC = courant généré variable suivant l irradiance lumineuse T = température en K K = 1, J/K (constante de Boltzmann) q = 1, C (charge de l électron) Is = quelques na (caractéristique propre à charge diode)

3 Le tracé de l équation Ip = f(vp) est de la forme suivante : Fig.2 : équation Ip = f(vp) Sur cette courbe, on peut reconnaître la courbe de la diode (vers le bas du fait du signe dans l équation) et décalé vers le haut de la valeur ICC du courant généré par l irradiance lumineuse. Points caractéristiques sur cette courbe pour une cellule en silicium cristallin : Tension à vide (Ip = 0 A) Voc = 0,6 V (puissance P = 0W) Courant de court-circuit (Vp=0V) = ICC (variable suivant l irradiance, puissance P=0W) Tension en charge Vpm = 0,5 V au point de fonctionnement ou la puissance est maximum Courant Ipm (variable suivant l irradiance) au point de fonctionnement ou la puissance est maximum Puissance maximum Pmax = Ipm. Vpm Noter que, en faisant varier Vpm de de 0 à Voc ( ou Ip de 0 à ICC), la puissance part de 0W pour monter à un maximum Pmax puis redescendre à 0W Le rendement de conversion de l énergie lumineuse en énergie électrique d une cellule photovoltaïque de surface S, de puissance Pmax sous une irradiance lumineuse Irrad est le suivant :!"" #$%& ' ( $) **%+ ' $² On défini aussi un facteur de forme (ou fill factor), noté FF, représentant la qualité d une cellule photovoltaïque : --./$./$.0!. Les facteurs de forme typiques pour différentes technologies photovoltaïques sont les suivant : Technologie silicium cristallin (m-si) : ff = 0,83 Technologie silicium amorphe a-si : ff = 0,7 Technologie Tellure de Cadmium (CdTe) : ff = 0,76 Technologie Cuivre Indium Sélénium (CIS) : ff = 0,78

4 Suivant les technologies de cellules photovoltaïques, le tracé de l équation Ip = f(vp) garde la même forme mais les valeurs de tension à vide sont légèrement différentes et surtout, pour une même surface, les courants de court-circuit sont différents pour la raison que les rendement sde conversion sont différents pour chaque technologie. (graphe source : INES RDI/CEA) Fig. 3 : Tracé de la courbe Ip = f(pv) pour différents types de cellules PV Voici le rendement de conversion typique pour différentes technologies photovoltaïques : Technologie silicium cristallin (m-si) : de 15 à 17 % Technologie silicium amorphe a-si : 6 à 8 % Technologie Tellure de Cadmium (CdTe) : 11 à 12 % Technologie Cuivre Indium Sélénium (CIS) : 12 à 13 % Technologie cellule organique (à l état de la recherche) : 5 % (record à 11 %) 7.2 Caractéristiques électriques d un module photovoltaïque La tension de 0,5 V délivrée par une cellule photovoltaïque est beaucoup trop faible pour la plupart des applications. Pour augmenter la tension, les modules photovoltaïques sont composés de cellules photovoltaïques montées en série pour augmenter la tension. Voici le symbole électrique d un module photovoltaïque : Historiquement, les premiers modules photovoltaïques comprenaient 36 cellules PV en série (0,5 V. 36 = 18 V).Ils étaient utilisés en sites isolés pour la charge des batteries plomb-acide de 12 volts, pour cela, ces modules sont dit de type 12V. La tension de 18 volts permet de charger

5 les batteries 12V jusqu à la fin de charge (Typiquement 14,8 volts), même avec une faible irradiation (ou la tension chute légèrement). Actuellement, il n y a plus cette contrainte de charge directe des batteries puisque la plupart des installations photovoltaïques dans le monde sont connecté au réseau électrique, le nombre des cellules en série peut être supérieur, en générale de 48, 54, 60, 72, 96 (standard à 60 cellules). En résumé, les cellules Photovoltaïques sont montées en série pour créer des modules photovoltaïques, puis les modules sont montés en série et en parallèle pour réaliser des champs photovoltaïques. Cellule PV Module PV Champ PV Les courbe caractéristiques d un module photovoltaïque (pour différentes irradiances ) de l intensité de sortie et de la puissance de sortie ( c'est-à-dire du produit Tension-Intensité) en fonction de la tension de sortie sont représentées ci après pour un module photovoltaïque de type 12V : Fig. 4 : courbe intensité potentiel pour une cellule PV s 12 V. Les caractéristiques électriques d un modules PV sont données en 1 point de fonctionnement décrit sous le terme de : conditions STC (pour Standards Tests Conditions), qui sont : - irradiation solaire de W/m²

6 - spectre solaire AM1,5 - température de 25 C A ce point de fonctionnement, les principales caractéristiques sont : - Tension à vide (Intensité = 0A), VOC en volt (21 volts sur la courbe) - Intensité de court-circuit ICC tension = 0V) en A (6A sur la courbe) - Tension typique d utilisation au point de puissance maximum Vtyp en volt ( 18 volts sur la courbe) - Intensité typique d utilisation au point de puissance maximum Ityp en A (5,6 A sur la courbe) - le point de puissance maximum, Pmaxi en W (102 W sur la courbe) Au point de fonction décrit dans les conditions STC (1 000 W/m², spectre AM1.5 et 25 C), la puissance maximum est la Puissance crête Pc du module photovoltaïque, cette puissance crête s exprime en Watt crête. Suivant les courbes ci-dessus tracées pour différentes irradiances (1 000, 750 et 400W/m² et une température de cellule de 25 C), on constate que le point de fonctionnement optimum en puissance est variable en puissance, en intensité et en tension, cela signifie que, pour que la charge branchée sur un module (ou sur un champ photovoltaïque) fonctionne à ce point optimum de puissance, celleci devra inclure un système électronique de recherche de ce point de puissance maximum, sytème noté MPPT (pour Maximum power point traking). Typiquement, ce sont les onduleurs qui incluent cette fonction. Relation entre la surface S (en m²), le rendement de conversion énergie lumineuse en énergie électrique (Rmod) et la puissance crête d un module photovoltaïque (en Wc). En partant de la formule du rendement de la cellule :!"" déjà vu ci avant et 8993: 5 2² en se rappelant que la puissance crête Pc est défini dans les conditions STC, on peut écrire : Pc (en Wc) ( ; $ ). $0+<" '/$² ou Pc (en kwc) ( ; $ ). $0+<". 1?'/$² Par exemple, un module de 2 m² de rendement 0,15 (ou 15 %), ça puissance crête est de

7 Pc (en Wc) = 2 m². 0, W/m² = 300 Wc Ou Pc (en kwc) = 2 m². 0,15. 1 kw/m² = 0,3 kwc Note : le rendement d un module photovoltaïque est en général légèrement inférieur au rendement des cellules qu il utilise car entre les cellules, des la surface est perdue et il faut aussi compter la surface du cadre. Par exemple, un module photovoltaïque de rendement module de 12% aura des cellules photovoltaïque de rendement cellule de 14%. (Source PHOTOWATT) Fig. 5 : Influence de l irradiance solaire sur les courbes intensité-potentiel. Exemple pour un module PHOTOWATT de référence PW6-110 L intensité est fonction linéaire de l irradiance (et de la surface des cellules), la tension est fonction logarithme de l irradiance (et du nombre de cellules en série) mais relativement proche de la valeur sous condition STC. De ce fait, en première approximation, on peut écrire que la puissance électrique est fonction linéaire de l irradiance, ce qui permet de calculer la puissance électrique (au point de puissance maximum) pour n importe quelle irradiance. Ou Puissance électrique : Pe (en W) = Pc (en Wc). Irrad (en kw/m²) Puissance électrique : Pe (en kw) = Pc (en kwc). Irrad (en kw/m²)

8 Ces formules ne parraissent pas homogènes mais il faut se rappeler que le watt crête n est pas une unité du systèmes international et qu il exprime la puissance électrique produite sous une irradiance lumineuse de 1 kw/m². Par exemple, un module PV de 300 Wc soumis à une irradiance de 600 W/m² produira une puissance électrique de Pe = 300 Wc. 0,6 kw/m² = 180 W (attention, c est en première approximation). (Source : INES RDI/CEA) Fig. 6 : Rendement normalisé à 1 au point de condition STC (donc une irradiance de W/m²) en fonction de l irradiance pour différentes technologies de modules photovoltaïques. Sur ces courbes, on constate que pour la technologie silicium amorphe (a-s, en rouge et en bleu), le rendement est légèrement supérieur au rendement normalisé pour la plupart des irradiances, mais proche de 1 sauf quand elle sont faibles ou le rendement chute. Pour les technologies cristallines ( C- Si et P-Si en vert et rose),, le rendement est légèrement inférieur au rendement normalisé pour la plupart des irradiances, mais proche de 1 sauf quand elle sont faibles ou le rendement chute.

9 Cela montre que la formule du calcul de la puissance électrique en fonction de l irradiance est bonne en première approximation pour des irradiances comprises entre 100 et W/m². 7.3 Influence de la température sur les caractéristiques électriques (Source PHOTOWATT) FIg 7 : Influence de la température. Exemple pour un module PHOTOWATT de référence PW6-110 De ces courbes, on constate que l intensité augmente légèrement en fonction de la température (de +2 ma par C, soit +0,028% par C) On constate que la tension décroit de façon significative en fonction de la température (de -79 mv par C, soit -0,47% par C Par conséquent, la Puissance au point de puissance maximum diminue de -0,43% par C. Par exemple, ce module photovoltaïque de 110 Wc, sous une irradiance de 800 W/m² et avec une température de cellule de 55 C produira une puissance électrique Pe de :

10 Pe = ,8. ( 1 (55-25). 0,0043) = 88. 0,871 = 76, 65 W Définir la température d un module photovoltaïque, on utilisé le TUC (Température d utilisation de cellule) ou le NOCT (Nominal Operating Cell Temperature ). Fig. 8 : Caractéristiques d un modules PHOTOWATT PW1650 : Le NOT de ce module est par exemple de 47,1 C Le TUC ou le NOCT représente la température atteinte par une cellule encapsulée dans un module en circuit ouvert, soumis à une irradiation de 800W/m², une température ambiante de 20 C,une inclinaison de 45 et un vent de 1 m/s. De cette donnée TUC ou NOCT, il est possible de calculer en première approximation la température attente par une cellule dans un module (Tcell) suivant l irradiance solaire (Irrad) et la température ambiante ; : EF 5 2² GHH 5/2² Par exemple, un module photovoltaïque de TUC = 47 C,s ous une irradiance de Irrad de W/m² et avec une température ambiante Ta = 30 C, la température de cellule va être de : Température de cellule Tcell = 30 + (47-20) x 1000/800 = 64 C

11 Note, letuc ou NOCT est donnée pour des condition en champ libre, pour une intégration au bâti, la monté en température sera plus importante et difficile à estimer, suivant le type d intégration. Fig. 9 : Influence de la technologie sur le coefficient de température sur la puissance Les ordres de grandeur des coefficients en température sur la puissance pour différentes technologies sont les suivants : Technologie silicium cristallin (c-si) : -0,45 %/ C Technologie Cuivre Indium Sélénium (CIS) : -0,35 %/ C Technologie silicium amorphe (a-si) : -0,2 %/ C Technologie Tellure de Cadmium (CdT) : -0,25%/ C (non représenté dans les graphes ci dessus) On constate que les technologies ayant de non bon rendement ont aussi de des coefficient en température en puissance plus faible, donc avec moins de perte du à la monté en température du module sous l effet de l irradiance solaire. Il y aura donc moins de perte pour une même puissance crête avec des technologies de faible rendement de conversion, mais en contrepartie, il faudra installer de plus grande surface, ce qui n est pas forcément un avantage. Autre point, malgré le plus faible coefficient de perte des technologies à faible rendement, à une température de 70 C, c est toujours la technologie silicium cristallin qui garde le meilleur rendement de conversion.

12 Dans cette étude du LEEE TISO faite en Suisse sur 288 modules ARCO Solar ASI m-si de 37Wc chacun installés le 13 mai 1982 dont voici les résultats : Fig.10 :effet du temps sur l évolution des performances d un module PV On constate que sur les 288 modules d origine 252 sont toujours fonctionnels, soit une perte de 12,5 % après 20 ans. D autre part, sur les 252 modules restants fonctionnels, la perte de production est de 0,2 % par an, ce qui est très faible. En première conclusion, ces modules fabriqués en 1983 étaient fiable. Suivant une étude faite par NREL aux états Unis, Outdoor PV degradation comparaison de juin 2010 dont on peut voir les résultats ci-dessous :

13 (Source : et ) Fig 11 : taux d incertitude en fonction du temps pour différentes technologies PV On constate que la perte de production en énergie photovoltaïque peut significative les premières années d utilisation, surtout pour la technologie silicium amorphe, mais que après quelques années, la perte annuelle sur la production photovoltaïque se stabilise à 0,2 % de production en moins par an, ce qui est très faible comme perte. A comparer au 20% maxi garantie de perte après 20 ans faire par la majorité des fabricants de modules PV, soit 1% par ans. Les modules PV sont fiables sur ce point. 7.4 Comparaison de production entre les différentes technologies Etude faite par l Université de Stuttgart sur la production en énergie de 13 sites en Allemagne et à Chypre utilisant différentes technologies ANNUAL ENERGY YIELD OF 13 PHOTOVOLTAIC TECHNOLOGIES IN GERMANY AND IN CYPRUS

14 Fig. 12 : Comparaison de différentes technologies sous différentes conditions météorologiques Fig. 13 : rendement énergétique de différentes technologies de cellules Du graphe ci-dessus, on constate qu aucune technologie n est franchement plus avantageuse qu une autre (on dit que le silicium amorphe est meilleur dans les pays à forte nébulosité mais cela ne se vérifie pas), et que la dispersion au sein d une même technologie semble plus grande que celle entre technologies. 7.5 Avantages et inconvénients du solaire photovoltaïque Avantages : - Ressource gratuite et énorme potentiel réparti sur la terre - Moyen décentralisé de production, autonomie - Grande fiabilité et peu d entretien (pas de pièces mobiles)

15 - Pas de pollution durant l utilisation - Grande souplesse de production, du milliwatt au Mégawatt Inconvénients : - Investissement élevé, nécessité d aides, dépendance aux décisions politiques - Disponibilité intermittente (réseau électrique ou stockage ou énergie d appoint) - Source diffuse, grande surface de capteur, difficulté d intégration bâti/paysagères - Technologie de fabrication poussée, énergivore, utilisation de produits chimiques Difficulté à recycler des composants qui doivent résister plus de 20 ans aux intempéries. 7.6 Bibliographie Stuart R. Wenham, Martin A. Green, Muriel E. Watt, Richard Corkish, applied photovoltaïcs, Routledge, 2013