Partie III : Solaire photovoltaïque - Une technologie encore jeune
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Partie III : Solaire photovoltaïque
Une technologie encore jeune
L'effet photoélectrique
1839 : Découvert par Antoine César Becquerel et son fils
Edmond (Fr)
1886 : Étudié par Heinrich Rudolf Hertz (1857-1894, All)
1905 : Expliqué par Albert Einstein (1879-1955)
Les systèmes photovoltaïques
1954 : Première cellule réalisée aux États-Unis d'Amérique pour
les besoins spatiaux (laboratoires Bell) (Pearson, Chapin,
Fuller). Rendement : 6%
1958 : Premier satellite artificiel équipé de cellules solaires →
(Vanguard I)
1973 : Crise pétrolière. Développement des systèmes solaires
1985 : Université de Nouvelle-Galles du Sud (Australie) : Piles
de rendement 20%
1994 : NREL : pile de rendement 30%
Aujourd'hui
Gros travail de recherche partout dans le monde
Technologie qui commence approche de la viabilité
économique
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Partie III : Solaire photovoltaïque
1. Physique de la conversion photovoltaïque
2. Cellule photovoltaïque
3. Module photovoltaïque
4. Les différents types de cellules
5. Système photovoltaïque
6. Dimensionnement
7. Aspects environnementaux
8. Quelques applications
9. Marché et perspectives
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III.1 Physique de la conversion photovoltaïque
L'effet photoélectrique
Phénomène prédominant aux énergies élevées (10 keV < E < 100 keV, γ, X)
Un photon γ est absorbé par un atome, qui émet alors un électron.
Eγ : Énergie du photon incident
E e =E −E l El : Énergie de liaison
Ee : Énergie de l'électron émis
Impossible à observer avec de la lumière
visible sur un atome isolé.
Illustration : Ch. Dang Ngoc Chan
Effet photoélectrique dans un cristal
Pour 2 atomes pris isolément, leurs électrons ont des niveaux d’énergie
discrets. Lorsque ces deux atomes sont suffisamment rapprochés pour
interagir, il se produit une division et un recouvrement de leurs niveaux
d’énergie
Dans un matériau solide, ce phénomène s’amplifie :
Structures de bande continues, avec une alternance de bandes permises et
de bandes interdites.
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III.1 Physique de la conversion photovoltaïque
Effet photoélectrique dans un cristal
Les couches sont remplies en
partant du bas (plus faible
énergie)
Le dernier électron a une énergie
dite "de Fermi"
La répartition des bandes dépend
du matériaux et de la
température
Source : Bernard BOITTIAUX, Polytech-Lille
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III.1 Physique de la conversion photovoltaïque
Effet photoélectrique dans un cristal
L’interaction entre un photon du rayonnement solaire et un électron
du matériau solide dépend de cette structure de bande.
3 types de matériaux, selon leur structure de bandes d’énergie :
les conducteurs (métal)
les isolants
les semi-conducteurs
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III.1 Physique de la conversion photovoltaïque
Effet photoélectrique dans un cristal
Conducteurs : toutes les longueurs d’onde peuvent être absorbées
Bons conducteurs électriques et thermiques
Matériaux de couleur sombre ou réfléchissants (si polis)
Les photons absorbés sont transformés en chaleur
(phonons = vibration du cristal)
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III.1 Physique de la conversion photovoltaïque
Effet photoélectrique dans un cristal
Isolant : le photon n’interagit avec l’électron que s’il peut fournir à ce
dernier une énergie supérieure à la largeur de la bande interdite (ou gap)
Eg (λ < 0,25 μm, soit E > 5 eV (rayonnement UV))
Le rayonnement solaire se trouve à des énergies majoritairement inférieures.
pas d'absorption (< 3 eV)
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III.1 Physique de la conversion photovoltaïque
Effet photoélectrique dans un cristal
Semi-conducteur : largeur de bande interdite plus faible que pour les
isolants (entre 0,6 à 2 eV).
Possibilité de production électrons de conduction si le photon est suffisamment
énergétique
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III.1 Physique de la conversion photovoltaïque
Effet photoélectrique dans un semi-conducteur
Lorsque le photon incident présente une énergie suffisante (> Eg), un électron
de la bande de valence bascule dans la bande de conduction où il se comporte
comme un électron libre et peut se déplacer dans le cristal.
Il laisse un vide (« trou ») dans la bande de valence. Il est chargé positivement.
Lui aussi se déplace dans le cristal, à une vitesse différente de celle de l'électron.
On parle de paire "électron/trou".
Si un électron rencontre un trou, il peut y avoir recombinaison. L'électron libère
alors de énergie sous forme thermique.
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III.1 Physique de la conversion photovoltaïque
Zone utile du spectre solaire
Si Eph < Eg : pas d'effet photoélectrique (Zone I)
Si Eph > Eg : une partie seulement de l'énergie du photon libère un
électron (Zone III). Le reste est dissipé en chaleur (Zone II)
Ici, la zone utile (III)
représente 48% de
l'énergie solaire
incidente.
Ceci est la borne
maximale du
rendement de cette
cellule
photovoltaïque.
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10III.1 Physique de la conversion photovoltaïque
Les matériaux semi-conducteurs
La largeur de bande dépend fortement du réseau cristallin (nature et qualité).
Des impuretés, même en très faible concentration, font apparaître de
nombreuses bandes parasites qui rendent les cristaux conducteurs.
La qualité d'un semi-conducteur dépend de sa pureté.
Les principaux semi-conducteurs
Éléments purs: Germanium (32Ge), Silicium (14Si)
Éléments composés cristallins:
Composés de gallium (GaAs, GaN, GaSb, GaP), d'indium (InAs, InP, InSb), d'aluminium
(AlAs, AlP, AlSb)
CdTe, CuTe, CuS, ZnSe, ZnTe, MgS, CuBr, CuCl, CuI
Éléments non-cristallins :
Silicium amorphe, polymères semi-conducteurs, verres semi-conducteurs (GeS),
Chalcogénures (alliages d'antimoine, tellure ou sélénium), semi-conducteurs organiques
(anthracène C14H10, naphtalène C10H8, coronène C24H12)
Pour les applications solaires, le gap est compris entre 1 et 1,8 eV
Silicium cristallin (c-Si) : 1,12 eV
Arséniure de Gallium (GaAs) : 1,35 eV
Silicium amorphe (a-Si) : 1,7 eV
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11III.1 Physique de la conversion photovoltaïque
Rendement théorique maximal selon le matériau
Source : Techniques de l'ingénieur
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12III.2 Cellule photovoltaïque
Création d'un champ électrique dans une cellule
Le dopage des se mi-conducteurs
Il crée un champ électrique au sein du matériau.
Le phosphore possède 5 électrons de valence. Dans le réseau cristallin de
Si, l'un de ces 5 électrons est de trop. C'est le dopage N. Cet électron reste
libre dans la bande de conduction.
À température ambiante, le Si dopé au phosphore à 1 ppm présente 5x1016
électrons de conduction / cm3 >> nombre de porteurs intrinsèques (c-à-d. du
Si pur à T ambiante) (1,6x1010 électrons de conduction / cm3)
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13III.2 Cellule photovoltaïque
Création d'un champ électrique dans une cellule
Le dopage P
Le bore possède 3 électrons de valence. Dans le réseau cristallin de Si, l'une
des liaisons est déficitaire en électrons. Il s'agit d'un trou positif. C'est le dopage
P. Un électron de la bande de valence peut le combler, ce qui libère un autre
trou.
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14III.2 Cellule photovoltaïque
La jonction PN
On accole deux semi-conducteurs de même bande interdite Eg et de types N et P
Au point de contact, à l'équilibre, il y a recombinaison des paires électron-trou.
Alors, les porteurs ne peuvent plus se déplacer. Il y création d’une "barrière de
potentiel" au niveau de la zone de déplétion
Création d'une différence de potentiel électrostatique (champ électrique) :
Non mesurable avec un voltmètre car n'est pas créée par un courant.
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15III.2 Cellule photovoltaïque
Collecte des porteurs de charge
Lorsque la cellule est éclairée, des paires électron/trou sont créées. Le champ
électrostatique au niveau de la jonction, pousse les électrons vers la zone N et les
trous vers la zone P.
Une différence de potentiel apparaît alors.
En circuit ouvert, les électrons s'accumulent du côté N et les trous du côté P
jusqu'à compenser le champ électrique de la jonction. La tension aux bornes de la
jonction est alors maximale.
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16III.2 Cellule photovoltaïque
La cellule PV sous éclairement
En circuit fermé, les électrons produits sont drainés du côté N sous l’action du
champ électrique exercé par la jonction PN et les trous sont drainés du côté P.
Dès que les porteurs de charge se trouvent dans une zone de leur type, ils ne
risquent plus de se recombiner autrement que par les défauts du réseau ou de la
surface.
A la surface, les électrons sont collectés par une grille métallique.
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17III.2 Cellule photovoltaïque
Structure de la cellule PV à jonction PN
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18III.2 Cellule photovoltaïque
Caractéristique de la jonction PN (= diode)
Convention récepteur
I d U = I s⋅ exp
U
⋅V T [ ]
−1
Source : Techniques de l'ingénieur
Is : Courant (inverse) de saturation (A) (10-12 à 10-15 A)
VT : potentiel thermique (V) = kB.T/e (0,25 mV à 20 °C)
η : facteur d'idéalité, dépendant du matériau
(0 : diode idéale, 1 pour le Si ou le Ge)
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19III.2 Cellule photovoltaïque
et si on éclaire la jonction...
Courant de court-circuit (ou photocourant) IPH
Il est proportionnel au nombre de porteurs générés et drainés par unité de temps.
I PH =⋅G⋅S
Le coefficient α dépend faiblement de la température T, et est de l’ordre de 0,35
A/W pour le silicium cristallin.
Pour un rayonnement incident de 1000 W/m 2, et une cellule de 10 cm de diamètre, le
photocourant vaudra environ 2,8 A.
Caractéristique courant/tension
Convention récepteur
Modèle simple (généralement considéré) :
+
I p= I PH −I D
VP IP
_
I p V =⋅G⋅S −I s⋅ exp
V
⋅V T
−1
Quadrant III : photorésistance
Quadrant IV : générateur photovoltaïque
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Source : Techniques de l'ingénieur 20III.2 Cellule photovoltaïque
et si on éclaire la jonction...
Tension de circuit ouvert
I PH
V co =⋅V T⋅ln 1
Is
Cellule idéale
Source : Techniques de l'ingénieur
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21III.2 Cellule photovoltaïque
Caractéristique d'une cellule réelle
Source : Techniques de l'ingénieur
a : Générateur de courant
Rs : Résistance série due aux différents contacts b : générateur de tension
Rsh : Résistance de shunt due aux fuites de courant c : Zone de variation rapide de
l'impédance interne
I p V p =⋅G⋅S− I s⋅ exp
⋅V T
V p I p⋅R s
−1 −
V pI p⋅R s
R sh
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22III.2 Cellule photovoltaïque
Caractéristique d'une cellule réelle
Puissance de la cellule (optimale) P fournie= I opt⋅V opt
Facteur de forme FF ("fill factor")
Rapport entre la puissance optimale et le produit Icc x Vco
I opt⋅V opt
Pour les bonnes cellules, FF > 70 % FF =
Pour les cellules au Si cristallin : Icc = 3 A, Vco = 0,6 V I cc⋅V co
P fournie= FF⋅I cc⋅V co
Influence de Rs et Rsh
Rs joue sur le facteur de forme
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23III.2 Cellule photovoltaïque
Rendement de le cellule idéale
a : hors atmosphère
b : au sol
c : au sol avec pertes thermiques
Facteurs réduisant le rendement :
Recombinaison électron-trou (rendement de collecte)
Forme de la caractéristique réelle (non rectangulaire)
Résistances Rs et Rsh
Réflexions à la surface de la cellule
Caractéristique réelle
en fonction de l'éclairement
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24III.3 Module photovoltaïque
Groupement de cellules
Deux possibilités:
En série Source : B. Equer, 1993
Addition des tensions
Nécessité d'une protection
pour éviter qu'une pile
fonctionne en récepteur
(point chaud)
Diodes placées en parallèle
Source : Techniques de l'ingénieur
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25III.3 Module photovoltaïque
Groupement de cellules
En parallèle Source : B. Equer, 1993
Addition des courants
Nécessité d'une protection pour
éviter qu'une pile fonctionne en
récepteur
Diodes placées en série
Source : B. Equer, 1993
L'énergie solaire et ses applications - EPF - 2010 - S. Thiers Source : Techniques de l'ingénieur
26III.3 Module photovoltaïque
Effet d'ombrage
En raison de la structure des modules
(montage en série), un petit ombrage
peut réduire fortement la puissance
fournie.
À droite : réduction de la puissance par 2
Il faut éviter absolument les ombrages,
même minimes !
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27III.3 Module photovoltaïque
Effet de la température
Is, IPH et VT varient avec la température :
avec :
3
Is
I s , ref
=
T
T ref
E ⋅N
⋅V T
T
⋅exp g s⋅ 1− ref
Tref
Eg : largeur de la bande interdite
(gap)
Ns : nombre de cellules en série
G dans le module multiplié par le
I PH = ⋅ I PH ,ref I , cc⋅T −T ref nombre de modules en série
G ref
μi,cc : coeff. de variation du
k B⋅T dI cc courant de court-circuit avec la
VT= I ,cc = température (A/s)
e dT
Augmenter la température diminue la tension de
circuit ouvert Vco et accroît légèrement le courant
de court-circuit.
La puissance maximale diminue envion de 0,4 à
0,5 % par degré supplémentaire pour les cellules
en Si cristallin.
Une cellule à 50 °C fournira une puissance inférieure
de 10 % à sa puissance nominale.
Il faut éviter que les cellules ne chauffent !
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28III.3 Module photovoltaïque
Température de cellule
Peut se calculer en réalisant un bilan thermique à la surface de la cellule
P fournie= Pincidente − pertes c⋅G=⋅G−U L⋅T c −T amb
La température de cellule vaut :
G⋅ c
T c =T amb ⋅1−
UL
τα est souvent de l'ordre de 0,9. Le dernier facteur est donc assez proche de 1.
Température normale de fonctionnement de cellule
(NOCT : Normal Operating Cell Temperature)
Définie sous G = 800 W/m2, Tamb = 20 °C, vent :1 m/s et en condition de circuit ouvert
Permet d'en déduire τα /UL (supposé invariant)
T C −T amb
= NOCT NOCT
UL G NOCT
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29III.3 Module photovoltaïque
Rafraîchissement de modules
Ventilation naturelle (ou forcée) des cellules
Possibilité de récupérer cette chaleur :
Pour optimiser le rendement du
panneau solaire, certains
architectes pensent à la
cogénération !
En faisant circuler de l'air sous des
modules PV installés en toiture, on
rafraîchit les cellules ce qui
améliore leur rendement
électrique. La chaleur récupérée
peut servir pour le préchauffage du
bâtiment.
Office du tourisme d'Alès (30) →
Source : Revue « Plein soleil »
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30III.3 Module photovoltaïque
Quelques grandeurs caractéristiques des modules
Puissance crête (unité : watt-crête, Wc)
= puissance maximale produite par le module dans les conditions de
référence.
Les conditions de référence (STC : Standard Test Conditions)
(Norme CEN) :
Éclairement : G = 1000 W/m2
ref
Masse d'air optique : AM 1,5
Température de jonction : 25 °C
Rendement
P fournie I opt⋅V opt
module = =
P incidente G⋅S
Le rendement de référence est calculé... dans les conditions de référence.
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31III.3 Module photovoltaïque
Exemple de données techniques
Module Shell SQ80
36 cellules connectées en série
Dimensions : 1200 x 527 mm
4 x 9 cellules
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32III.3 Module photovoltaïque
Exemple de caractéristiques tension-courant
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33III.4 Les différentes technologies de cellules
Les technologies au silicium
Le silicium cristalin
90 % des cellules commercialisées
Rendement théorique limité à 30 %
Mono-cristallin
Généralement obtenu par tirage (procédé
Czochralski) puis sciage pour donner des wafers
Très pur et prix élevé (qualité électronique : Si-EG)
Rendement jusqu'à 20 % (25% en laboratoire)
Bleu sombre
Poly-cristallin
Produit à partir des chutes de Si mono-cristallin
Moins cher à produire
Rendement jusqu'à 15 %
Bleu irisé
"Cristalline Silicon on Glass" (CSG)
Développé par CSG Solar (All.)
Couche mince (1,5 μm) déposée sur une plaque
de verre, puis technique de l'imprimante à jet
d'encre
Rendement de 7 % (9 % en labo.)
Utilise 100 fois moins de Si qu'une cellule
classique →
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34III.4 Les différentes technologies de cellules
Les technologies au silicium Source : R. Swanson 2006
Hybride
Heterojunction with Intrinsic Thin layer (HIT) de Sanyo
Si-monocristallin entre deux couches minces de Si-amorphe
Rendement de cellule : 18,4%, se dégrade peu avec la
température
Si amorphe
Perd des parts de marché en raison de l'amélioration des
techniques de production du Si cristallin
Production simple à basse température
Rendement de conversion faible (environ 6 %)
Utilisé sur des applications de faible puissance : calculatrices,
etc.
Gris/Brun sombre
Si amorphe en couche mince
Production par dépôt de Si (SiH4) sur du verre.
Procédé simple et cellule bon marché.
Durée de vie des cellules limitée
Meilleur pouvoir d'absorption mais rendement de conversion
faible (jusqu'à 9 %)
Déposé sur un support plastique, la cellule devient flexible (p.
ex. membrane Evalon Solar) →
Représente l'avenir de la filière amorphe
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35III.4 Les différentes technologies de cellules
Autres technologies
Cellules CIS/CIGS
Cuivre Indium (Galium) Sélénium
Dépôt en couche mince sur une vitre.
Bon marché.
Rendement commercial 11% (19% en labo)
Noir
Flexible
Cellules multi-jonctions
Technologie spatiale
Superposition de matériaux de gaps différents
Triple jonction GaInP2/GaAs/Ge/Ge
(Société Spectrolab) →
Triple jonction Si-a/SiGe/SiGe
(Société United Solar Ovonic)
Rendement jusqu'à 28 %
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36III.4 Les différentes technologies de cellules
Autres technologies
Couche mince CdTe
En fort développement (First solar)
Jonction CdTe/CdS
Moins cher et meilleur rendement (10%) que Si
amorphe
Toxique par le cadmium : recyclage indispensable
Utilisable dans le secteur spatial car résistance aux
radiations de haute énergie →
Cellules organiques
Développé par la société Konarka →
Procédé type imprimerie
Rendements faibles (5%)
Cellules solaire à colorant (dite "de Grätzel" ou
Dye-Sensitized Solar Cell (DSSC) )
Principe de la photosynthèse (électrochimie) →
Composée de colorants organiques déposés sur une
couche de TiO2
Rendement jusqu'à 15 %, indépendant de la
température
Possibilité de réaliser des verres photovoltaïques
transparents ou colorés
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37III.4 Les différentes technologies de cellules
Évolution des rendements par technologie
Source : NREL
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38III.4 Les différentes technologies de cellules
Récapitulatif
Technologie Rendeme nt commercial Rendeme nt en laboratoire
Cellule s organiques 5,0% 5,7%
Si C ristallin couche mince (C SG) 7,0% 16,5%
Cellule de Graezel 8,4% 11,0%
Si amorphe 5-9 % 12,1%
CdTe 6-9 % 16,5%
CIS 9-11 % 19,9%
Si poly cristallin 11-15 % 20,3%
Si monocristallin 12-20 % 27,6%
Cellule multijonction 25-30 % 40,7%
Rendements théoriques maximaux :
Simple jonction : 37 %
Jonction multiple : 90 %
Banc de test au CEA/Cadarache →
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39III.5 Système photovoltaïque
1er cas : Génération isolée
Cas peu répandu (< 1% des surfaces)
Un ou plusieurs modules
Une batterie d'accumulateurs
Un régulateur de charge
et éventuellement
Un convertisseurs DC/AC (onduleur)
Un générateur d'appoint (groupe électrogène)
Structure DC Structure DC/AC
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40III.5 Système photovoltaïque
2ème cas : Génération raccordée au réseau
Un ou plusieurs modules
Un convertisseurs DC/AC (onduleur) avec fonction Maximal
Power Point Tracking
Un ou deux compteurs selon le montage utilisé
Pour un site sécurisé, on peut ajouter une batterie et un onduleur
spécifique
1 seul compteur 2 compteurs
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41III.5 Système photovoltaïque
Champ de modules
Exactement comme les cellules d'un module, les modules d'un
champ sont montés en série ou en parallèle avec diodes de
protection.
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42III.5 Système photovoltaïque
Maximal Power Point Tracking (MPPT)
Entre une source non linéaire et une charge arbitraire, le MPPT, sert à optimiser
la puissance délivrée
Principe de fonctionnement : recherche du coude de la caractéristique P-V par
tâtonnement successif
Limites : cas de caractéristiques avec plusieurs maximums (dû aux diodes de
protection), variations brutales de l'éclairement, oscillation de la production due à
la recherche (induit des pertes)
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43III.5 Système photovoltaïque
Batterie solaire
Fonctionne en charge et décharge
de manière régulière et fréquente Soc : état de charge
(tous les jours)
Batterie à décharge profonde (ou
stationnaire), à alliage de Pb ou
plus rarement NiCd (plus cher)
Longue durée de vie, faible
autodécharge, grande capacité,
faible résistance interne
Ne peuvent pas produire de
courants forts (contrairement aux
batteries d'automobiles)
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44III.5 Système photovoltaïque
Régulateur de charge
Il contrôle l'état de la batterie.
Fonctions anti-surcharge et anti-décharge
profonde.
Sur les régulateurs les plus haut de gamme,
gestion des processus de recharge, technique
de modulation de largeur d'impulsion
(Pulse Width Modulation, PWM)
Régulateur solaire
Optimisation de la charge d'une batterie par modulation de largeur d'impulsion
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45III.5 Système photovoltaïque
Onduleur
Transforme le courant continu de tension et
d'intensité variables en courant alternatif répondant
aux normes imposées par le responsable du réseau
ou les appareils consommateurs.
Assure la protection de découplage lors de coupures
de réseau.
Système de puissance minimale détectée pour éviter
de consommer en permanence (impulsion test
envoyée périodiquement)
Onduleur solaire Sunny Boy
Rendement = f(Pout)
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46III.5 Système photovoltaïque
Les appareils consommateurs
En raison du coût élevé des modules, il est
indispensable de limiter au maximum les
consommations électriques.
L'électricité solaire est à réserver aux usages
spécifiques (i.e. non thermiques)
On choisit des appareils indispensables.
On choisit des appareils à haut rendement.
• Lampe basse consommation
• Appareil classés A
On les utilise raisonnablement.
Étiquette énergie d'un lave-vaisselle
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47III.5 Système photovoltaïque
Rendement global du système
C'est le produit des rendements de tous les
intermédiaires
Rendement d'adaptation (point de fonctionnement optimal) : 80 %
Rendement des câbles du panneau PV à l'accumulateur : 97 %
Rendement du régulateur de charge : 98 %
Rendement de l'accumulateur (stockage/déstockage) : 90 %
Rendement des câbles entre l'accumulateur et les appareils : 97 %
Rendement de l'onduleur : 90 %
Pour un système isolé avec batteries : 66 %
Pour un système isolé avec batterie et onduleur : 60 %
Pour un système sur le réseau : 68 %
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48III.6 Dimensionnement
Connaissance de la ressource solaire
La durée d'ensoleillement et l'effet
cosinus sont importants.
Un système de suivi pour maintenir
un cosinus = 1 est idéal.
En pratique, suivi uniquement sur
centrales solaires.
Les modules intégrés au bâti sont fixes.
Orientation optimale pour favoriser
les mois les moins ensoleillés
Latitude Inclinaison
0 à 15 ° 15 °
15 à 22,5 ° Latitude + 5°
22,5 à 35° Latitude + 10°
35 à 50 ° Latitude + 15°
Au delà Latitude + 20°
En France, l'optimum est donc à 60°.
Système de suivi à deux axes
Source : Exosun
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49III.6 Dimensionnement
Évaluation du rayonnement capté
L'orientation et l'inclinaison optimales doivent être corrigés en fonction de
l'existence de masques.
Par rapport au rayonnement reçu sur plan horizontal, l'inclinaison choisie
amplifie le rayonnement reçu en hiver et réduit le rayonnement reçu en été .
On peut définir un coefficient d'amplification.
La valeur de ce coefficient dépend du jour de l'année et de la latitude.
Coefficient d'amplification selon l'inclinaison et la saison
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50III.6 Dimensionnement
La ressource sur notre planète
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51III.6 Dimensionnement
Méthode simplifiée de dimensionnement
Objectif (I = installation isolée, C = Connecté au réseau)
Équilibre entre la satisfaction de la demande d'électricité et la puissance
installée (panneaux et batteries) (I)
Production maximale (C)
Méthode
1. Quelle ressource ?
Statistiques d'ensoleillement direct moyen au point d'installation prévu sur 12
mois (en Wh/j/m2)
2. Quels besoins énergétiques ? (I)
Évaluation de la consommation journalière des différents appareils qui seront
alimentés par le module PV (y compris l'éventuel convertisseur).
3. Selon les tensions d'alimentation des appareils consommateurs, on
choisira la tension des modules la plus adaptée. (I)
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52III.6 Dimensionnement
Méthode simplifiée de dimensionnement
4. Calculs géométriques
Il permettent d'évaluer l'éclairement reçu à tout moment de l'année et de
déceler les masques existants, en fonction de la position et de l'orientation
retenue pour chaque panneau.
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53III.6 Dimensionnement
Méthode simplifiée de dimensionnement
5. Nombre d'heures équivalentes à 1000 W/m2
Wh/j/m2
Wh/j/m2
h/j
6. Evaluation de la production électrique quotidienne en multipliant la
puissance crête d'un panneau par n
7. Réduction cette production par un facteur de pertes de 20 % (ou plus ?)
(salissure des panneaux, pertes joules dans les câblages, rendement de
la batterie ou de l'onduleur)
8. Dimensionnement des panneaux (I)
Il est réalisé à partir du mois le plus défavorable (hiver). On choisit le nombre de
panneaux qui permet d'assurer la demande à ce moment-là.
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54III.6 Dimensionnement
Méthode simplifiée de dimensionnement
9. Dimensionnement de la batterie (I)
C : Capacité (Ah)
A⋅D A : Durée d'autonomie désirée (j)
C=
L⋅U D : demande journalière (Wh/j)
L : Limite de décharge profonde (entre 60 et 80 %)
U : tension nominale de la batterie (V)
10. Dimensionnement des onduleurs (C)
• On utilise un logiciel spécifique (p.ex.
Sunny Design)
• Généralement, on sous-dimensionne
un peu pour éviter de faire fonctionner
les onduleurs à mi-charge la plupart du
temps
• Le raccordement des modules est lié
au choix de l'onduleur et aux risques
de masques
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55III.7 Aspect environnemental
Données d'inventaire de modules PV
Module PV (Filière ‘silicium cristallin’)
Préparation du silicium
Production de silicium de qualité métallurgique (Si-MG) (pureté 98 %) par réduction du
quartz (silice) dans un four électrique à arc en présence de charbon, charbon de bois,
coke, pétrole. SiO 2 C Si2 CO
2
Si 3HCl SiHCl3 H2
SiHCl3 H2 Si 3HCl
Production de silicium de qualité électronique (Si-EG) (pureté 99,99999 %) par mélange
de poudre de Si-MG à de l'acide chlorhydrique.
Si3 HCl SiHCl 3H 2
Le trichlorosilane SiHCl 3 gazeux est distillé plusieurs fois pour éliminer les impuretés
métalliques.
Mélangé à de l'hydrogène et chauffé, le Si ultra-pur se dépose sur une surface chaude.
Production de silicium de qualité solaire (Si-SG) (pureté 99,999%) par un procédé
spécifique, moins coûteux et gourmand en énergie que le précédent pour des rendements
photoélectriques analogues. (sable fondu traité à l'acide chlorhydrique puis divers procédés
de purification)
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56III.7 Aspect environnemental
Données d'inventaire de modules PV
Moulage des lingots
Silicium monocristallin :
Tirage par procédé Czochralski
(lingots monocristallins de 30 cm de diamètre et 1 m de long)
Silicium polycristallin :
Silicium fondu dans des creusets parallélépipédiques, puis cristallisation
orientée.
Fabrication des cellules
Formation des plaquettes (sciage des lingots) (épaisseur entre 200 et 400 μm)
Nettoyage avec une base caustique (soude ou potasse)
Dopage des plaquettes par diffusion thermique (très énergivore)
Couche antireflet (TiO2), dépose d’une grille de collecte sur la face avant
Test des cellules
Fabrication des modules
Interconnexion, et encapsulation des cellules
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57III.7 Aspect environnemental
Analyse de cycle de vie de systèmes PV
Système étudié :
3 kWc raccordé au réseau, intégré au bâtiment (sans batterie)
(Source : Guiavarch & Peuportier, CEP/Ecole des Mines de Paris)
Etapes considérées
Préparation du silicium, fabrication des cellules et des modules PV
Montage et intégration au bâtiment
Fabrication de l’onduleur et de l’installation électrique
Phase d’utilisation et d’entretien
Dépose et gestion des déchets
Deux technologies de module : silicium polycristallin / monocristallin
Inventaire fonction du type d’intégration
Toiture terrasse (capteur fixé par des socles en béton)
Surimposition de façade, ou intégration en façade
Surimposition de toiture, ou intégration en toiture
Hypothèses :
- Énergie produite = 100 kWh/m2/an (moyenne en Île-de-France, rendement onduleur
inclus)
- Durée de vie des modules = 30 ans
- Puissance crête d’un m2 de module : 136 W (monocristallin) et 125 W (polycristallin)
- Énergie primaire correspondant à la production d’un kWh :
6,76 kWhEP / kWh électrique (valeur élevée pouvant être discutée)
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58III.7 Aspect environnemental
Analyse de cycle de vie de systèmes PV
Capteur placé en toiture-terrasse
Indicateurs d'impacts pour le capteur
Bilan énergétique du capteur
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59III.8 Quelques applications
Applications autonomes ou isolées
Plate-forme pétrolière Alimentation de satellite
Horodateur autonome (7,5 W)
Calculatrice solaire
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Véhicule solaire "Solelhada" des élèves de
l'ENSEEIHT (1,2 kWc, η = 15 %)
60III.8 Quelques applications
Applications connectées au réseau
Maison à énergie positive en Allemagne Centrale solaire (Portugal)
Logements sociaux (Toit bleu à Montreuil 22 kWc)
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61III.8 Quelques applications
Exemple d'intégration au bâtiment
Intégration en façade
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62III.8 Quelques applications
Exemple d'intégration au bâtiment
Intégration en toiture : tuile photovoltaïque
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63III.8 Quelques applications
Exemple d'intégration au bâtiment
Panneaux semi-transparents servant de protection solaire
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64III.9 Marché et perspectives
La situation actuelle
Développement très rapide du marché des panneaux PV
22 900 MWc cumulés dans le monde en 2009, dont 15 860 MWc en UE (69 %)
7 192 MWc installés dans le monde en 2009, dont 5 485 MWc en UE (76 %)
Dynamisme lié aux fortes incitations publiques, notamment en Allemagne et en
France.
En 2009, fort ralentissement en Espagne, fort démarrage en Italie, République
tchèque, et Belgique
Les objectifs européens (3 000 MWc) pour 2010 ont été atteints en... 2006 (!)
Fort développement des centrales photovoltaïques (Espagne, Allemagne)
99,2 % des installations sont connectées au réseau
Fin de la pénurie de modules
Pénurie de 2005 à 2008 dû à une non-anticipation du boom du PV (lié aux
subventions)
⇒ Les industriels ont rattrapé leur retard en 2009 (surproduction même !)
⇒ Forte baisse des prix du silicium (500 $/kg en 2008, 200 $/kg en 2009)
Consommation de 50 % (!) de tout le silicium produit par la filière PV
Prix des installations PV (en 2009)
4-5 € / Wc pour les systèmes connectés au réseau (en baisse)
10 € / Wc pour les systèmes isolés (intègre les batteries)
Prix très variables selon la taille du système (effet d'économie d'échelle)
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65III.9 Marché et perspectives
Puissance PV installée dans le monde
Source : EPIA
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66III.9 Marché et perspectives
Évolution du coût des panneaux
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Source : R. Swanson 2006
67III.9 Marché et perspectives
Coût de l'électricité photovoltaïque
Source : Ph. Malbranche, INES-CEA
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68III.9 Marché et perspectives
Les industriels
Principaux fabricants (prod. en MWc/ part de marché 2009)
First Solar (1110/9%) (États-Unis) (technologie du CdTe en couche mince)
Suntech Power (704/5,7%) (Chine)
Sharp (595/4,8%) (Japon)
Q-Cells (586/4,8%) (Allemagne)
Yingli Green Energy (525/4,2%) (Chine)
Tendance actuelle
Arrivée des fabricants chinois et taiwanais
Fort développement des couches minces
Internalisation de la production de Si-SG par la construction d'usines
Forte R&D pour améliorer les rendements des modules pour commercialisation
À venir : les cellules de Graetzel qui atteignent déjà 11 % de rendement en
laboratoire
Des centres de recherche dédiés (INES, Chambéry - CEA/CNRS)
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69III.9 Marché et perspectives
Centrales photovoltaïques
Beaucoup de constructions (très forte progression)
Les plus grandes sont en Espagne (60 MWc), Portugal et Allemagne
Parc photovoltaïque d'Olmedilla de Alarcon (Espagne) 60 MW
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Source : www.pvresources.com
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