ReGrid: Photovoltaïque

# ReGrid: Photovoltaïque 1

Table des matières 1 OBJECTIFS DE LA FORMATION... 3 2 LE SOLEIL, RESSOURCE DE L'EXPLOITATION PHOTOVOLTAÏQUE... 3 2.1 APPLICATIONS... 4 2.2 POTENTIELS ET PRODUCTION ENVISAGEABLE... 4 2.3 EVOLUTION DE SON UTILISATION... 5 3 ASPECTS PHYSIQUES... 6 3.1 RAYONNEMENT SOLAIRE (DIRECT / DIFFUS / GLOBAL / ALBEDO / MASSE D'AIR - AM)... 6 3.2 RAYONNEMENT SOLAIRE QUOTIDIEN / MENSUEL / ANNUEL... 8 3.3 ORIENTATION DES MODULES ET SON INFLUENCE SUR LA PRODUCTION... 9 3.4 SOURCES POUR LA RECHERCHE DE DONNEES DANS LE DOMAINE DU RAYONNEMENT SOLAIRE... 10 4 CONFIGURATION DU SYSTEME :MODE DE FONCTIONNEMENT D'UNE INSTALLATION PV... 11 4.1 INSTALLATION PV RACCORDEE AU RESEAU... 11 4.2 INSTALLATION PV AUTONOME... 12 5 COMPOSANTS D'UNE INSTALLATION PV... 14 5.1 CELLULE SOLAIRE... 14 5.2 MODULE SOLAIRE... 16 5.3 ONDULEUR... 20 5.4 DIVERS: REGULATEURS DE CHARGE, ACCUMULATEURS,... 22 6 CONCEPTION D'UNE INSTALLATION: PRINCIPAUX FACTEURS A PRENDRE EN COMPTE... 23 6.1 EMPLACEMENT... 23 6.2 DEFINITION DU TYPE ET DE LA TAILLE DE L'INSTALLATION... 24 6.3 MODULES : SELECTION DES BONS MODULES ET DU BON CABLAGE... 24 6.4 INCORPORATION DE L'ONDULEUR... 25 6.5 OMBRAGE... 27 7 RENDEMENT ENERGETIQUE... 29 7.1 DONNÉES MÉTÉOROLOGIQUES... 29 7.2 COEFFICIENT DE PERFORMANCE D'UNE INSTALLATION SOLAIRE PV... 30 8 CONCLUSION... 36 POUR EN SAVOIR PLUS... 37 INDEX DES MOTS-CLES... 37 2

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 10 20 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

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

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 100000 100000 80000 69684 60000 40020 40000 23210 20000 15773 1425 1753 2220 2798 3911 5341 6915 9443 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Cumulative installed PV power 2012 in MW Total 1425 1753 2220 2798 3911 5341 6915 9443 15773 23210 40020 69684 100000 Europe 154 248 389 590 1297 2299 3285 5257 10554 16357 29777 51716 68716 America 146 177 222 287 379 496 645 856 1205 1744 2820 5053 8253 China 19 30 45 55 64 68 80 100 145 373 893 3093 7093 ROW 1106 1298 1564 1866 2171 2478 2905 3230 3869 4736 6530 9822 15938 Figure 1: Puissance PV installée cumulée de 2000 à 2012. 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

MWp 35000 30000 29665 30000 25000 20000 16817 15000 10000 6330 7437 5000 278 328 469 578 1114 1539 1575 2529 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Total 278 328 469 578 1114 1539 1575 2529 6330 7437 16817 29665 30000 Europe 53 94 142 201 708 1002 987 1972 5297 5803 13367 21939 17000 America 23 31 46 65 92 227 149 212 349 539 983 2234 3200 China 0 11 15 10 9 4 12 20 45 228 520 2200 4000 ROW 202 192 266 302 305 306 427 325 639 867 1947 3292 5800 Figure 2: Nouvelle capacité PV installée de 2000 à 2012. 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

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

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

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 80 23.44 sin 360 (2.2) 365.25 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

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 (http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/index.htm) NASA (http://eosweb.larc.nasa.gov/sse/) 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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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 14-20 % 7,5 à 5,5 m 2 Si polycristallin 11-16 % 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 2 10-13 % 8 à 10 m 2 5-9 % 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

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