Les principes de l’énergie solaire photovoltaïques1.e-monsite.com/2009/05/18/18933483ppe-fonct-pv-pdf.pdf · du bâtiment, l’isolation, la protection solaire, la climatisation,

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ConstructionTechniques de construction

Les principes de l’énergie solaire photovoltaïque

L’énergie solaire photovoltaïque est un thème au centre de l’actualité depuis la présentation du plan d’action du Grenelle de l’Environnement. Dans le cadre de sa stratégie de développement durable, le gouvernement français s’est engagé à améliorer la performance énergétique des bâtiments neufs ou existants en favorisant les énergies renouvelables et en particulier l’énergiesolaire photovoltaïque. Grâce aux programmes nationaux offrant des incitations financières (telles que l’obligation pour EDF deracheter l’électricité des particuliers à un tarif attractif), le marché français de la filière du photovoltaïque a connu une progression estimée à 122 % entre 2005 et 2006.

Dans le domaine du bâtiment, de plus en plus d’architectes choisissent le photovoltaïque dans leur démarche HQE®. Cette tendance s’amplifiera probablement avec les progrès accomplis en architecture globale des systèmes photovoltaïques, à savoir l’intégration des systèmes dans les produits du bâtiment (1).

L’énergie solaire photovoltaïque ne doit pas être confondue avec l’énergie solaire thermique (qui produit de la chaleur à partirdu rayonnement solaire infrarouge afin de chauffer de l’eau ou de l’air). L’énergie photovoltaïque convertit directement l’éner-gie lumineuse en énergie électrique par le biais de modules photovoltaïques composés de cellules solaires (photopiles). Selon les besoins, l’électricité produite peut être utilisée pour l’alimentation d’un site isolé ou revendue en tout ou partie au réseau de distribution.

Le présent document vise à donner une information pratique et complète des aspects techniques du fonctionnement du photovol-taïque afin de maîtriser la rentabilité d’une installation. La première partie explique les mécanismes de conversion de la lumièreen électricité. La seconde partie aborde les notions de conception de projet photovoltaïque en soulignant les principaux paramètresà prendre en compte lors de la mise en œuvre de systèmes photovoltaïques.

1 Principe

1.1 GénéralitésLes cellules photovoltaïques sont composées de matériaux semi-conducteurs qui produisent un courant électrique sous l’effet de photons lumineux. Les cellules photovoltaïques sont raccordées entre elles pour former des modules photovoltaïques pouvant convertir en électricité environ 15 % de l’énergie solaire reçue. Un panneau de 1 m2 fournit une puissance de 100 W et produit de 80 à 150 kWh/an.

Son impact sur l’environnement est minime, avec un temps de retour énergétique faible : suivant la technologie utilisée, un cap-teur photovoltaïque met entre 1,5 à 3 ans pour produire l’énergie nécessaire à sa fabrication, ce qui est négligeable par rapport à sa durée de vie (2).

(1) Tuiles, ardoises ou couvertures « solaires », fenêtres de toit ou de façade semi-transparentes, et même des composants multifonctionnels assurant simultanément une ou plusieurs fonctions telles que la rigidité mécanique du bâtiment, l’isolation, la protection solaire, la climatisation, la commu-nication, la captation de l’énergie thermique et la production d’électricité photovoltaïque.(2) Estimée entre 25 et 35 ans selon les fabricants.

Sylvain BRIGANDIngénieur de formation. Directeur du pôle Recherche et Développement du bureau d’études GAEA Groupe, spécialisé dans le domaine de l’environnement et notamment de l’énergie renouvelable.

> Sommaire

1 • Principe

2 • Mise en œuvre d’un système photovoltaïque

3 • Liste des sigles et abréviations

4 • Liste des symboles

5 • Bibliographie

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de conversion est faible (de 5 à 10 %) et les cellules ont ten-dance à se dégrader plus rapidement sous la lumière.

L’avantage de cette technique est la possibilité d’empiler différents types de couches de divers matériaux pour former des structures multijonctions de type Cellule tandem (couchemince de silicium amorphe sur silicium cristallin). Ces derniè-res augmentent davantage la tension de la cellule et diminuent les effets de la stabilisation.

Il existe d’autres technologies qui commencent à être com-mercialisées et semblent être une alternative à la technologie cristalline : il s’agit de la technique de la couche mince pour d’autres matériaux que le silicium amorphe tels que le tellure de cadmium (CdTe) et les alliages à base de cuivre, d’indium et de sélénium (CIS ou CIGS).

1.1.2 Application photovoltaïque

Il existe deux types de mise en œuvre d’une installation photovol-taïque selon qu’elle fonctionne de manière autonome ou qu’elle est raccordée à un réseau public de distribution d’électricité.

■ Installation photovoltaïque autonome

L’installation photovoltaïque autonome (fig. 1) produit de l’électricité pour un bâtiment ou un autre consommateur qui n’est pas relié au réseau. La plupart de ces installations alimen-tent des sites éloignés de tout réseau public (habitat difficile d’accès en montagne ou sur une île par exemple) ou des instru-ments isolés (comme des relais de télécommunication, bouées de signalisation maritime, signalisations autoroutières, etc.).

Pour une utilisation en courant continu, un régulateur électronique assure la charge d’une batterie d’accumulateurs (généralement en 12 V pour les petites installations). Il permet d’arrêter la charge des batteries lorsque celles-ci sont complètement chargées et de couper le courant dans le circuit de consommation avant que les batteries ne soient complètement déchargées.

Fig. 1. Installation photovoltaïque autonome.

Les batteries stockent l’énergie produite par le champ photo-voltaïque pour la restituer à la demande. Les batteries les plus

Le courant continu fourni par les modules photovoltaïques est transformé en courant alternatif par un onduleur et transféré sur les réseaux du bâtiment et/ou du distributeur, ou alimente une batterie (à des fins de stockage d’énergie). La quantité d’énergie produite par l’installation photovoltaïque dépend de sa surface, de l’orientation et de l’inclinaison des panneaux, et de l’intensité du rayonnement solaire.

1.1.1 Technologie utilisée

Plusieurs technologies sont actuellement développées pour réaliser des cellules photovoltaïques dont les degrés de matu-rité, de performance et de durée de vie sont très différents.

Les principales technologies industrialisées en série à ce jour sont le silicium mono- ou polycristallin et le silicium en couche mince.

Le silicium est actuellement le matériau le plus utilisé pour fabriquer les cellules photovoltaïques. Pour le rendre opéra-tionnel, il doit subir au préalable une série de traitements : – un procédé de raffinage permettant la réduction du silicium, procédé dit métallurgique pour le rendre pur à 99 % ;– suivi d’une seconde purification chimique pour lui donner toutes les qualités électroniques nécessaires.

■ Silicium polycristallin

Il est constitué de plusieurs monocristaux juxtaposés dans dif-férentes orientations donnant à la cellule un aspect mosaïque.

Le silicium polycristallin est la technologie la plus répandue sur le marché mondial en raison de son bon rendement (13 %) pour des coûts de fabrication maîtrisés. Il offre actuellement un bon rapport qualité/prix.

■ Silicium monocristallin

Il est constitué d’un seul cristal offrant à la cellule un arrange-ment parfait des atomes. Il présente un rendement légèrement supérieur au silicium polycristallin (15 %) ; néanmoins, il reste assez onéreux en raison de son exigence de grande pureté et de l’importante quantité d’énergie nécessaire à sa fabrication.

■ Silicium amorphe en couche mince

Le silicium est déposé en couche mince (spray) sur une plaque de verre ou un autre support ; ce support peut être souple. L’organisation irrégulière de ses atomes lui confère, en partie, une mauvaise semi-conduction.

Les cellules amorphes sont utilisées partout où une solution économique est recherchée ou lorsque très peu d’électricité est nécessaire, par exemple pour l’alimentation des montres, calculatrices, luminaires de secours. Elles se caractérisent par un fort coefficient d’absorption, ce qui autorise de très faibles épaisseurs, de l’ordre du micron ; a contrario, son rendement



utilisées sont au plomb, en raison de leur faible coût et de la simplicité de leur mise en œuvre.

Si les appareils électriques utilisés sont prévus pour fonction-ner avec du courant alternatif, un onduleur est nécessaire.

■ Installation photovoltaïque raccordée au réseau

Les panneaux solaires photovoltaïques peuvent être raccordés au réseau de distribution électrique (fig. 2). Ce raccordement ne peut se faire qu’après transformation, à l’aide d’un ondu-leur, du courant continu de tension variable fourni par les panneaux en courant alternatif adapté aux caractéristiques du réseau. Ce système est actuellement soutenu par les pouvoirs publics.

Les installations photovoltaïques raccordées au réseau et inté-grées au bâti produisent de l’électricité sur le lieu de consom-mation. L’électricité produite peut être vendue en totalité ou en partie à EDF. L’obligation d’achat est un dispositif intro-duit par l’article 10 de la loi du 10 février 2000 (3) révisé par l’article 36 de la loi de programme du 13 juillet 2005 (4) fixant les orientations de la politique énergétique, qui oblige EDF et les entreprises locales de distribution à acheter, sous certaines conditions, l’électricité produite par certaines filières de pro-duction. Le droit d’obligation d’achat concerne les installa-tions photovoltaïques, sous réserve que la puissance installée ne dépasse pas 12 MW. L’arrêté du 10 juillet 2006 (5) fixant les conditions d’achat de l’électricité produite par les installations utilisant l’énergie radiative du soleil fixe de nouveaux tarifs

(3) Loi n° 2000-108 du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l’électricité, JO du 11 février 2000.

(4) Loi n° 2005-781 du 13 juillet 2005 de programme fixant les orientations de la politique énergétique, JO du 14 juillet 2005.

(5) Arrêté du 10 juillet 2006 fixant les conditions d’achat de l’électricité produite par les installations utilisant l’énergie radiative du soleil telles que visées au 3° de l’article 2 du décret n° 2000-1196 du 6 décembre 2000, JO du 26 juillet 2006.

d’achat de l’électricité et instaure, en outre, une prime à l’in-tégration au bâti. Cette prime vise à faciliter le développement de composants standard de la construction neuve intégrant la fonction de production d’électricité photovoltaïque.

En métropole, l’énergie produite par ces installations est factu-rée à EDF sur la base du tarif de 30 c€ HT/kWh, avec une pro-duction plafonnée à 1 500 h de production à puissance crête ; au-delà, l’énergie produite est rémunérée à 5 c€ HT/kWh.

Il existe également une prime d’intégration pour les équi-pements intégrés au bâtiment respectant les prescriptions de l’annexe du 10 juillet 2006 (6) fixée à 25 c€ HT/kWh, soit un tarif de rachat de 55 c€ HT/kWh.

1.2 Conversion photovoltaïqueLe photovoltaïque convertit directement l’énergie lumineuse en énergie électrique. Son principe de fonctionnement repose sur l’effet photovoltaïque.

Dès que la lumière percute un matériau comme le silicium, la conversion d’énergie fait intervenir trois phénomènes physiques intimement liés et simultanés :– l’absorption de la lumière dans le matériau ;– le transfert d’énergie des photons aux champs électriques ;– la collecte des charges.

Le silicium constitue un matériau photovoltaïque performant : il présente des propriétés optiques et électriques spécifiques pour assurer la conversion photovoltaïque.

(6) Cf. réf. en note 5.

Fig. 2. Installation photovoltaïque raccordée au réseau.



une propriété de réflexion adaptée (comme l’aluminium) qui piège la lumière dans le matériau par diffusion de la lumière réfléchie sur l’aluminium.

■ Réfl exion

La réduction de la réflexion de la lumière se fait en jouant sur les indices de réfraction des matériaux traversés, indices directement dépendants du taux de réflexion des matériaux (fig. 4).

Fig. 4. Taux de réflexion.

Plus la différence des indices de réfraction est élevée de part et d’autre d’une surface, plus elle est réfléchissante.

Par exemple, le silicium brut, d’un indice de réfraction de 3,75, au contact direct avec l’air (d’un indice de réfraction de 1) réfléchit 33 % de la lumière incidente, pourcentage trop élevé pour assurer un rendement acceptable de la conversion photovoltaïque.

Le moyen de réduire ce taux de réflexion est d’intercaler entre le silicium et l’air un empilement optique constitué de matériaux à indice de réfraction différente afin de diminuer le différentiel de réfraction entre l’air et le silicium (fig. 5).

Fig. 5. Exemple d’un empilement optique d’une cellule cristalline.

L’autre moyen de réduire le taux de réflexion est d’ajouter en surface un film antireflet qui diminue le renvoi de rayons lumi-neux vers l’atmosphère, et donc d’absorber une plus grande partie du flux lumineux. Selon ce principe, un laboratoire

1.2.1 Propriétés optiques

Un rayon lumineux formé de photons entrant en contact sur un matériau solide subit trois manifestations optiques simultanées (fig. 3) :– l’absorption ;– la réflexion ;– la transmission.

Fig. 3. Les trois évènements optiques d’un rayon lumineux.

Pour augmenter le rendement de la conversion photovoltaïque, il faut optimiser l’absorption du flux solaire tout en réduisant les pertes optiques par réflexion ou par transmission.

■ Absorption

Seule la lumière absorbée est restituée sous forme d’énergie électrique. Le matériau photovoltaïque utilise différemment toutes les longueurs d’ondes du spectre solaire : il se carac-térise par sa réponse spectrale, c’est-à-dire l’efficacité avec laquelle il transforme l’énergie d’un rayonnement d’une lon-gueur d’onde en énergie électrique. Cette efficacité dépend essentiellement des caractéristiques du matériau. Ainsi, la courbe d’absorption d’une cellule photovoltaïque au silicium ne concerne qu’une partie du rayonnement : celle comprise entre 0,35 et 1,1 μm, à savoir une partie du rayonnement ultraviolet (0,35 à 0,40 μm), l’essentiel du rayonnement visi-ble (0,40 à 0,70 μm) et une partie du rayonnement infrarouge (0,70 à 1,10 μm).

■ Transmission

Selon l’épaisseur du matériau, la transmission de la lumière est plus ou moins importante : les cellules au silicium cristal-lin à forte épaisseur (0,2 μm) ne transmettent pas de lumière, contrairement aux dispositifs en couche mince de type silicium amorphe (épaisseur < 1 μm) à travers lesquels la transmission n’est pas négligeable.

Pour diminuer cette transmission, il est possible d’appliquer, à l’arrière d’un matériau « rugueux », une électrode présentant



d’Osaka traite la surface des cellules pour obtenir des micro-cavités destinées à piéger la lumière. Plus récemment, un fabri-cant de revêtements spéciaux (STI) a développé une solution de dioxyde de titane qui, lorsqu’elle est appliquée sur le subs-trat de verre des cellules photovoltaïques, réduit la réflexion du substrat et génère de nouveaux petits faisceaux à l’intérieur du revêtement, augmentant ainsi le taux de conversion solaire de 3 à 5 %.

1.2.2 Propriétés électriques

■ Photoconductivité

Caractérisée par la présence de quatre électrons sur sa couche périphérique (fig. 6), le silicium présente toutes les propriétés électriques d’un semi-conducteur permettant de convertir la lumière absorbée en électricité.

Ce transfert d’énergie des photons aux charges électriques s’appelle la photoconductivité : il s’explique par la propriété que présente le silicium à contenir quatre électrons relative-ment mobiles dotés d’une faible énergie de liaison.

Dans l’obscurité, les électrons sont peu mobiles ; à la lumière, les photons absorbés par le silicium apportent une telle éner-gie que la mobilité des électrons du matériau s’en trouve fortement accrue, ce qui se traduit par une augmentation de la conductivité du matériau.

Le principe de ce photocourant est le suivant : les électrons tournent autour du noyau sous l’effet de la lumière ; les

électrons de la couche périphérique des atomes sont « arra-chés » sous l’action du choc d’un photon. Les électrons « décrochés » des atomes créent ainsi un courant continu directement utilisable aux bornes de la cellule photovoltaïque, sous une tension électrique continue (fig. 7).

Pour arracher un électron, il faut que le photon ait suffisam-ment d’énergie. Le photon possède une énergie cinétique (E) qu’il est possible de déterminé comme suit :

Fig. 7. Représentation d’une photopile en silicium.

L’atome qui a perdu un électron devient un ion positif : le trou ainsi formé peut participer à la formation d’un courant électrique en se déplaçant.

Fig. 6. Représentation d’un atome de silicium et ses quatre élec-trons de valence sur la couche périphérique.



Fig. 8. Spectre solaire AM0 (9) pour le silicium.

Il existe deux types de dopage :– le dopage de type n (négatif) consiste à introduire dans la matrice de silicium des atomes d’impuretés pentavalentes tels que le phosphore P, qui ont la propriété de donner chacun un électron excédentaire (charge négative) libre de se mouvoir dans le cristal. Le matériau est donc potentiellement « don-neur » d’électron disponible pour la conduction : le silicium est appelé silicium de type n ;– le dopage de type p (positif) utilise des atomes d’impuretés trivalentes tel que le bore B, dont l’insertion dans la structure cristalline du silicium donne un excédent de trous (charge positive). À l’inverse du précédent, le matériau est « accep-teur » d’électron : le silicium est appelé silicium de type p.

Dès que les deux semi-conducteurs sont en contact, une jonction p-n se crée, au voisinage de laquelle apparaît un champ électrique interne provoqué par le déséquilibre des charges. Ce champ électri-que va ainsi contribuer à collecter les électrons détachés par l’éner-gie des photons. La collecte du courant se fait par des contacts métalliques en forme de grilles sur chaque face. Si les électrodes sont reliées à un circuit extérieur, un courant peut circuler.

(9) « La désignation AM0 correspond à une masse d’air nulle pour la lumière arrivant au-dessus de notre atmosphère à incidence normale. Le titre AM1 correspond lui à une même lumière arrivant à la surface terrestre. L’appellation AM1,5 désigne la masse d’air rencontrée pour la lumière arrivant à 48.2° sur la surface de la Terre, soit une lumière plus faible du fait que l’épaisseur de la couche atmosphérique traversée est plus grande. De manière générale, l’indice m associée à la masse d’air (AMm) est calculé comme suit : m ≈ 1/sin(A), A étant l’angle entre l’incidence des rayons lumineux et l’horizontale à la Terre. » extrait de B. Brousse, Réalisation et caractérisation de cellules photovoltaïques organiques obtenues par dépôt physique, thèse, université de Limoges, faculté des Sciences et Techniques, École doctorale sciences technologie santé, Unité de microélectronique et optoélectronique des polymères, 2004.

E = h.ν avec ν = C/λ ;

avec : − E : énergie cinétique (eV – électron-volt) ;− h : constante de Planck (6,626.10-34 J.s) ;− ν : fréquence du rayonnement liée à la longueur d’onde (Hz) ; ;− C : célérité de la lumière dans le vide (3.108 m/s) ;– λ : longueur d’onde de la lumière (μm).

Donc :

E =

L’énergie cinétique (E) nécessaire à l’arrachage des électrons est donc inversement proportionnelle à la longueur d’onde du photon (λ).

Ainsi, pour qu’un électron lié à son atome (bande de valence (7))soit arraché pour participer à la conduction du courant, il faut lui fournir une énergie minimale (seuil d’énergie) afin qu’il puisse atteindre les niveaux énergétiques supérieurs (la bande de conduction) : c’est l’énergie du gap optique ou largeur de bande interdite E

g, exprimée en eV.

Cette valeur seuil est propre à chaque matériau en raison de la structure électronique différente de chaque type d’atomes. Elle est de 1,1 eV pour le silicium cristallin et de 1,7 eV pour le silicium amorphe.

Dans le cas du silicium, l’énergie minimale nécessaire cor-respond à l’énergie des photons ayant une longueur d’onde inférieure à 1,1 μm (fig. 8).

RemarqueLe photon ne cède sous forme électrique qu’une fraction de son énergie cinétique, à savoir l’énergie nécessaire à la libération d’un électron, le reste étant dissipé sous forme de chaleur. Ainsi, une part importante de l’énergie des photons de courte longueur est perdue en chaleur dans la cellule photovoltaïque. En quelque sorte, quelle que soit l’énergie du photon, pourvu qu’elle soit supérieure à E

g, chaque photon absorbé ne

crée qu’une seule paire d’électron-trou (8) d’énergie Eg (fi g. 7).

■ Collecte des charges

Une fois les charges électriques libérées (électrons chargés négativement et trous chargés positivement), il faut les séparer et les extraire hors du matériau semi-conducteur (silicium) dans le circuit électrique.

La méthode utilisée pour créer ce champ électrique est celle du « dopage » au moyen d’impuretés ; le dopage d’un matériau pur permet d’amener des charges électriques excédentaires qui améliorent sa conductivité.

(7) On appelle bande de valence la bande la plus élevée en énergie occupée par les électrons et la plus éloignée du noyau.

(8) Un électron-trou (ou trou d’électron ou simplement trou) est l’absence d’un électron dans la bande de valence.



Ce dispositif devient générateur électrique sous l’effet de la lumière. La jonction p-n a donc les caractéristiques électriques d’une diode au silicium classique avec, sous illumination, l’apparition d’un photocourant indépendant quel que soit la tension, proportionnel au flux lumineux et à la surface de la cellule (fig. 9).

■ Courbe caractéristique électrique

Une cellule photovoltaïque est définie par sa courbe caracté-ristique électrique (courant-tension). Elle indique la variation du courant qu’elle produit en fonction de la tension aux bornes de la cellule depuis le court-circuit jusqu’au circuit ouvert (fig. 10).

Fig. 10. Courbe électrique courant-tension spécifique à chaque type de cellule.

D’après les caractéristiques courant-tension, il est possible de déduire d’autres paramètres électriques spécifiques à chaque matériau :– le courant de court circuit (I

cc) correspondant au courant

débité par la cellule quand la tension à ses bornes est nulle (en pratique, ce courant est très proche du photocourant I

ph). ;

– la tension du circuit (Vco

) correspondant à la tension qui apparaît aux bornes de la cellule quand le courant débité est nul.

Entre ces deux valeurs, il existe un optimum donnant la plus grande puissance P

m ou puissance crête caractérisant la perfor-

mance de la cellule.

Le facteur de forme FF indique le degré d’idéalité de la carac-téristique correspondant au rapport suivant :

FF =

Fig. 9. Schéma de principe du champ électrique interne.

L’énergie des photons lumineux captés par les électrons périphériques (couche n) leur permet de franchir la barrière de potentiel et d’engendrer un courant électrique continu. Pour effectuer la collecte de ce courant, des électrodes sont déposées sur les deux couches de semi-conducteurs.



L’énergie électrique disponible aux bornes d’une cellule photovoltaïque dépend des caractéristiques du type de rayon-nement : répartition spectrale (réponse spectrale), quantité d’énergie, température, surface, surface de la cellule et de ses caractéristiques dimensionnelles, forme de la cellule et condi-tions ambiantes de fonctionnement de la cellule (température extérieure, vitesse du vent, etc.).

Le rendement d’une cellule photovoltaïque est généralement assez faible (10 à 20 %). De meilleurs rendements peuvent être obtenus à l’aide de nouveaux matériaux (arséniure de gallium donne des rendements supérieurs à 25 % en laboratoire) ou de techniques expérimentales (technologies multicouches) sou-vent difficiles et coûteuses à mettre en œuvre.

Cependant, le matériau photovoltaïque le plus utilisé est le sili-cium qui représente une solution économique : son rendement énergétique ne dépasse pas les 15 %.

Le tableau 1 indique le coefficient de performance des trois types de cellules les plus utilisées.

Ces faibles rendements sont dus :– aux pertes (réflexion, pertes Joules, etc.) ;– et au fait que la sensibilité de la cellule ne couvre pas la totalité du spectre du rayonnement solaire.

L’un des moyens d’améliorer le rendement consiste à opti-miser le couplage entre la lumière incidente et les matériaux photovoltaïques constituant la cellule. Il existe deux voies possibles :– la première consiste à minimiser la réflexion à l’interface air-cellule à l’aide de traitement antireflet (couches minces ou surfaces structurées) ;– la seconde repose sur l’ingénierie du champ électromagné-tique : il s’agit de contrôler la répartition de l’épaisseur de la cellule du champ électromagnétique créé par la lumière afin d’optimiser l’énergie dans la zone où a lieu la génération des excitons (11).

Le rendement d’une cellule dépend également de l’éclairement et de la température.

(11) Pseudoparticule constituée par l’appariement d’un électron et d’un trou (zone où un électron est manquant et se comportant comme une particule de charge positive).

avec :− FF : facteur de forme qui indique le degré d’idéalité de la caractéristique ;− P

m : puissance maximale mesurée dans les conditions de

référence (STC : Standard Test Condition), c’est-à-dire sous l’ensoleillement de 1 000 W/m2, à la température de 25° C sous un spectre AM 1,5 (10).− V

co : tension du circuit correspondant à la tension qui appa-

raît aux bornes de la cellule quand le courant débité est nul (V).− I

cc : courant de court circuit correspondant au courant débité

par la cellule quand la tension à ses bornes est nulle (en prati-que, ce courant est très proche du photocourant I

ph) (A) ;

Cette courbe (fig. 10) est établie dans des conditions de fonctionnement données (ensoleillement, température à la surface de la cellule, etc.) et varie selon le type de cellule. Par exemple, une cellule en silicium amorphe a une tension plus élevée qu’une cellule en silicium cristallin mais son courant est nettement plus faible, en raison de sa moins bonne collecte et de sa faible épaisseur.

1.3 Rendement photovoltaïque

1.3.1 Cellule photovoltaïque

Le rendement énergétique (η) d’une cellule est défini par le rapport entre la puissance maximale (P

m) et la puissance du

rayonnement solaire qui arrive sur la cellule photovoltaïque :

η =

avec :– η : rendement énergétique ;− E : éclairement (W/m2) ;− S : surface active de la cellule (m2) ;− P

m : puissance maximale mesurée dans les conditions de

référence (STC : Standard Test Condition), c’est-à-dire sous l’ensoleillement de 1 000 W/m2, à la température de 25° C sous un spectre AM 1,5 .

(10) Voir note 6.

Tab. 1. Rendement énergétique des trois principales technologies.

Type de celluleCellule à base de silicium

monocristallinCellule à base de silicium

polycristallinCellule à base de silicium

amorphe

Coefficient de performance de la cellule (%)

15 − 18 13 − 15 5 − 8



1.3.2 Influence de l’éclairement

L’énergie électrique produite par une cellule dépend de l’éclai-rement qu’elle reçoit sur sa surface.

La figure 11 représente la caractéristique courant-tension d’une cellule en fonction de l’éclairement, à une température et une vitesse de circulation de l’air ambiant constantes : le courant est directement proportionnel au rayonnement, contrairement à la tension qui ne varie que très peu en fonction de l’éclairement (fig. 11).

Fig. 11. Caractéristique courant-tension d’une cellule en fonction de l’éclairement.

RecommandationPour augmenter l’éclairage des cellules, il est conseillé de les orienter de sorte que les rayons solaires frappent perpendiculairement la surface de la cellule : il est possible d’utiliser des panneaux à orientation et incli-naison fi xes, ou des panneaux à inclinaison variable présentant un ren-dement bien meilleur.

RemarqueIl arrive qu’une cellule soit occultée (présence d’une feuille morte, ombre, etc.) : dans ces conditions, elle ne peut délivrer qu’un courant limité. Elle fonctionne donc inversement aux autres cellules non occul-tées du module qui délivrent un courant supérieur à ce courant limité. En fonctionnant ainsi, un échauffement de la cellule (appelé hot spot)se produit : il peut provoquer des dégâts irréversibles (détérioration des contacts, de la couche antirefl et, etc.) visibles à l’œil nu (appa-rition d’une couleur brune au niveau de la cellule).

Pour remédier à ce phénomène, il suffi t de placer une diode by-pass (12)

par série de 18 cellules dans la boîte de jonction en sortie du panneau.

(12) Circuit électronique antiretour.

1.3.3 Influence de la température

L’influence de la température est important et a des consé-quences pour la conception des panneaux et des systèmes photovoltaïques.

La température est un paramètre essentiel puisque les cellules sont exposées aux rayonnements solaires, susceptibles de les échauffer. De plus, une partie du rayonnement absorbé n’est pas convertie en énergie électrique : elle se dissipe sous forme de chaleur ; c’est pourquoi la température de la cellule (T

c) est

toujours plus élevée que la température ambiante (Ta).

Tc = Ta + (TUC – 20)

avec :– T

c : température de la cellule (°C) ;

– Ta : température ambiante (°C) ;

− Em : éclairement moyen (W/m2) ;

− TUC : température d’utilisation de la cellule (°C).

Le graphe de la figure 12 montre que la tension d’une cellule baisse fortement avec la température. Plus la température augmente et moins la cellule est performante. En revanche, le courant augmente légèrement en intensité : cette augmentation reste néanmoins négligeable au point de puissance maximale.

Fig. 12. Caractéristique courant-tension d’une cellule en fonction de la température.

Le comportement global de la cellule en température est une perte de 0,4 à 0,5 %/° C.

RecommandationAfi n de limiter cette baisse de production, une ventilation adaptée des modules par l’arrière doit être prévue pour éviter l’augmentation de la température durant les mois les plus ensoleillés et souvent les plus chauds. Sur des systèmes intégrés, le maintien de la ventilation devient plus délicate.



Pour un module de petite puissance (inférieure à 75 Wc), la

tension d’usage est comprise entre 12 et 15 volts. Des modules d’une puissance plus importante sont obtenus par l’augmenta-tion du nombre de cellules en série et l’augmentation du nom-bre de branches de cellules en parallèle. La tension d’usage peut être de 24 volts ou plus selon la configuration du système à alimenter.

Plusieurs modules interconnectés constituent un panneau, et plusieurs panneaux assemblés correspondent à un champ photovoltaïque.

L’assemblage des modules en série et/ou en parallèle permet de fixer différentes tensions et puissances.

2 Mise en œuvre d’un système photovoltaïque

Quel que soit le mode d’utilisation de l’énergie photovoltaïque étudié (installations autonomes ou connectées au réseau), les critères de dimensionnement à respecter sont sensiblement identiques. Seule la réflexion diffère : – pour une installation autonome, il faut trouver le meilleur compromis entre les besoins en électricité et le coût d’inves-tissement ;– pour une installation raccordée au réseau du type centrale destinée à la revente, le dimensionnement consiste à pro-duire le plus d’énergie possible en fonction de la surface disponible et de la capacité d’investissement du maître de l’ouvrage.

D’une manière générale, le dimensionnement d’une instal-lation a pour objectif de fixer les modalités de construction, en fonction de critères techniques (choix de la technologie, disposition détaillée du champ de capteurs, mode de montage, etc.), administratifs (contrats de raccordement, d’achat, etc.) et financiers (investissement, demande de subventions, coût du kWh résultant, etc.). Seules les études techniques sont traitées dans ce chapitre : elles se limitent à la conception et à l’ins-tallation des générateurs solaires (c’est-à-dire les panneaux photovoltaïques). N’est pas étudié le dimensionnement des composants électriques constituant le système photovoltaïque tels que les batteries, les régulateurs, les onduleurs, la connec-tique et le câblage.

Les outils d’aide au dimensionnement sont souvent des logi-ciels de simulation de systèmes photovoltaïques. Ils fournis-sent une estimation de l’énergie produite et de sa distribution et quantifient les effets perturbateurs de manière à identifier les points faibles du site et optimiser l’ensemble du système photovoltaïque.

Ces logiciels calculent notamment le comportement du sys-tème et l’ensemble des perturbations pour chaque heure de

Lors du calcul d’une installation solaire, il faut garder à l’esprit que l’éclairement et la température varient simultanément et en permanence. Ce point est très souvent négligé lors du dimensionnement de l’installation : il est donc recommandé de bien connaître les conditions et la variation climatique du site choisi dès la conception du projet photovoltaïque.

1.3.4 Association des cellules photovoltaïques

Dans les conditions standard (essai STC), la puissance maxi-male pour une cellule au silicium de 10 cm2 serait de l’ordre de 1,25 W. La cellule photovoltaïque élémentaire constitue donc un générateur électrique de très faible puissance, insuffisante pour la plupart des applications domestiques ou industrielles.

Les générateurs photovoltaïques sont en fait réalisés par asso-ciation, en série et/ou parallèle, d’un grand nombre de cellules élémentaires : ces groupements sont appelés modules.

Les connexions en série de plusieurs cellules augmentent la tension pour un même courant, tandis que la mise en parallèle accroît le courant pour la même tension. Ainsi, pour atteindre une tension désirée, il suffit de connecter en série plusieurs cellules de même courant : c’est la notion d’appairage. L’appairage est très délicat à réaliser, en raison des caractéristi-ques différentes des cellules, du fait de la dispersion inévitable des constructions mais aussi d’un éclairement et d’une tempé-rature non uniformes sur l’ensemble du réseau.

Pour un module au silicium cristallin utilisé pour une applica-tion en 12 V, il faut assembler en série 36 cellules (en 4 rangés de 9), valeur extrêmement courante concernant les panneaux commercialisés.

Les cellules assemblées sont ensuite protégées sous un condi-tionnement conférant à l’ensemble une bonne résistance méca-nique et une protection efficace aux agressions extérieures. Il s’agit de l’encapsulation :– en face avant : revêtement en verre ou en résine (matériaux pouvant supporter de grandes chaleurs et garantir des coeffi-cients de transmission élevés) ;– en face arrière : revêtement en verre ou en plastique de type PVF (Tedlar).

L’ensemble des cellules est noyé dans un matériau organique transparent, en général de la résine EVA (éthylène de vinyle d’acétate). Un joint latéral en silicone assure l’étanchéité de l’ensemble et les deux extrémités du module sont ramenées vers une boîte de connexion nécessaire au raccordement vers l’utilisation, le tout étant souvent serti d’un cadre de fixation.

En pratique, un module photovoltaïque se caractérise simple-ment par sa puissance nominale (exprimée en watt crête W

c,

selon les conditions de fonctionnement standard), qui dépend de sa surface et de l’ensoleillement incident.

La tension délivrée par le module dépend du nombre de cellu-les connectées en série.



fonctionnement, à partir des données d’entrée précises (don-nées météorologiques, environnementales, etc.) (13).

2.1 Facteurs déterminantsLe dimensionnement des générateurs solaires exige une analyse précise et rigoureuse de différents facteurs pouvant influencer le rendement du système photovoltaïque : données météorologiques, environnementales et théoriques (besoin électrique, estimation de l’énergie produite, etc.).

Pour un projet, cette analyse doit définir les diverses variantes de chaque groupe de paramètres, indispensables pour exécuter la simulation de toute combinaison désirée.

2.1.1 Données météorologiques

■ Gisement solaire

Le principal facteur climatique à étudier est l’énergie inci-dente, très dépendante des caractéristiques géographiques du site (latitude, longitude, altitude, fuseau horaire). Elle fait intervenir de nombreux paramètres tels que :– le type de système : fixe, suiveur un ou deux axes ou avec ajustement saisonnier ;– l’orientation du système (inclinaison et azimut) ;– le coefficient d’albédo (14) ;– la hauteur d’horizon, pour les ombrages lointains.

La connaissance des ressources solaires du site d’implantation est indispensable pour évaluer le potentiel d’électricité solaire du projet photovoltaïque. Les données d’ensoleillement sont disponibles auprès des stations météorologiques qui possèdent de nombreuses statistiques de rayonnement solaire telles que les valeurs moyennes sur plusieurs années du rayonnement solaire global et diffus, par temps clair ou en moyenne sur l’ensemble des journées (pour différentes orientations et incli-naisons). L’accès à ces informations fournies par les stations est payant. Cependant, il existe des logiciels gratuits contenant

(13) Logiciel de simulation :– RETScreen (canadien) : logiciel téléchargeable gratuit sur les données solaires, simulation de systèmes photovoltaïques ;– PV Sol (allemand) : logiciel de simulation d’installations photovoltaï-ques ;– PV SYST (suisse) : logiciel de l’Université de Genève, programme de simulation de systèmes photovoltaïques ;– Site de Tecsol (français) : propose un logiciel de calculs des systèmes photovoltaïque raccordé au réseau (www.tecsol.fr) ;– PVF-CHART (USA) : logiciel téléchargeable de simulation de systèmes photovoltaïques ;– Archelios (français) : programme de calculs d’irradiation solaire et de simulation de systèmes photovoltaïques.

(14) L’albédo est la fraction du rayonnement solaire directement renvoyé vers l’espace (réflexion ou diffusion) par la surface terrestre ou par l’atmos-phère. Une valeur d’albédo de 1,0 signifie que 100 % sont réfléchis et une valeur de zéro signifie que la réflexion est nulle.

une bibliothèque de données météorologiques visualisables sous forme de tables statistiques et graphiques diverses (par exemple la carte d’ensoleillement annuel de la France qui indiquent la quantité d’énergie solaire directe moyenne poten-tiellement convertible en électricité) (15).

L’irridiance permet l’évaluation des installations solaires ; elle correspondant au flux d’énergie incidente sur une surface don-née par unité de temps et de surface, exprimée en W/m2. Son intégration sur une durée déterminée est appelée irradiation, exprimée en kWh/m2.

D’une manière générale, le dimensionnent est fondé sur les moyennes mensuelles de l’énergie solaire journalière du site, appelée rayonnement global journalier. Il correspond à l’inté-grale du rayonnement global (direct + diffus) sur une journée, soit le cumul de rayonnement en Wh/m2 et par jour.

Ne sont retenues lors du dimensionnement que les 12 valeurs de rayonnement solaire, valeurs moyennes de l’énergie solaire jour-nalière, pour chaque mois de l’année, dans le plan des capteurs (même inclinaison et même orientation).

Le rayonnement global journalier n’est pas constant au cours d’une journée d’ensoleillement : il varie au passage d’un nuage, selon les heures de la journée (fig. 13).

Fig. 13. Variation journalière du rayonnement global et diffus sous un ciel sans nuage.

Il est utile de connaître la production du système heure par heure dès que le site est en présence d’obstacles au voisinage des panneaux, susceptibles de provoquer des ombres pendant plusieurs heures à certaines périodes de l’année.

L’exploitation des données horaires permet ainsi de quantifier les pertes dues à ces ombrages.

(15) Sites proposant une carte d’ensoleillement :– http://www.ademe.fr/midi-pyrenees/a_2_04.html ;– http://iamest.jrc.it/pvgis/apps/pvreg.php?lang=fr&map=europe ;– http://www.tecsol.fr.



le dimensionnement repose sur le choix de l’orientation et de l’inclinaison des panneaux pour une latitude donnée.

L’orientation idéale des panneaux photovoltaïques est plein Sud dans l’hémisphère Nord. Un écart de 15° à l’Est ou l’Ouest peut être accepté puisque le rendement du système diminue très sensiblement. En revanche, sont exclues toutes les orientations Nord, Nord-Est et Nord-Ouest, trop défavora-bles. Le tableau 2 indique le rendement d’un système photo-voltaïque en fonction de l’orientation et de l’inclinaison dans la région Midi-Pyrénées.

Tab. 2. Facteur de correction à appliquer à la production attendue du système photovoltaïque en fonction de son orienta-tion et de son inclinaison (sous une latitude donnée).

OrientationRendement/Inclinaison

0° 30° 60° 90°

Est

0,93

0,90 0,78 0,55

Sud-est 0,96 0,88 0,66

Sud 1,00 0,91 0,68

Sud-ouest 0,96 0,88 0,66

Ouest 0,90 0,78 0,55

L’inclinaison des panneaux dépend de la latitude et de la pério-dicité de l’utilisation de l’énergie photovoltaïque :– pour une application autonome consommant une énergie presque constante tout au long de l’année, l’inclinaison opti-male pour maximiser l’énergie annuelle produite est égale à la latitude du lieu à laquelle on ajoute 10° (pour une orientation au Sud). En France, elle correspond à une inclinaison à 60° par rapport à l’horizontale (tab. 3) ;– pour une application estivale (centrale photovoltaïque connectée au réseau public), l’inclinaison optimale se situe entre 20 et 30°, toujours sous nos latitudes et pour une orien-tation au Sud ;– pour une utilisation hivernale (cas des sites montagneux et recevant beaucoup de neige), les panneaux sont davantage inclinés. Cette forte inclinaison sert également à faciliter le glissement de la neige.

L’optimum annuel est peu marqué et laisse, pour les capteurs, une large marge d’inclinaisons (15 à 45°) et d’orientations (Sud ± 30°) sans pertes notoires. Les panneaux installés en façade sont évidemment moins favorables et ne conservent qu’une efficacité relative de 65 % au sud, se dégradant rapide-ment de part et d’autre de ce point cardinal.

■ Variations du rayonnement global

L’intensité du rayonnement est directement liée à la latitude qui elle-même influe sur la répartition saisonnière du rayon-nement.

L’ensoleillement diminue quand la latitude s’éloigne de l’équa-teur. Il chute assez rapidement au-delà du 45° parallèle (aux latitudes supérieures à 45° Nord).

ExempleLe rayonnement global journalier, au mois de janvier (pour une orien-tation Sud et une inclinaison de 60° par rapport à l’horizontale) est de 300 Wh/m2.j à Bergen (Norvège) situé sous une latitude de 60,2 Nord, alors qu’il est de 3 540 Wh/m2.j à Nice sous une latitude de 43,7 Nord.

La latitude influence également la répartition saisonnière du rayonnement : sous de faibles latitudes (entre 15° Sud et 15° Nord), l’ensoleillement varie très peu au cours de l’année ; en revanche, le contraste été/hiver s’accentue avec l’augmenta-tion des latitudes (fig. 14).

Fig. 14. Influence de la latitude sur l’ensoleillement.

Ainsi, en France, le dimensionnement pour une utilisation annuelle tient compte de cette irrégularité d’ensoleillement entre l’été et l’hiver, en choisissant comme base de calcul la valeur la plus faible de la période de fonctionnement, à savoir celle du mois de décembre. Il est possible d’atténuer ce désé-quilibre été-hiver en faisant varier l’orientation et l’inclinaison des panneaux.

En partant du principe que l’énergie disponible à la surface des panneaux dépend de l’angle d’incidence des rayons solaires (plus les rayons sont proches de la perpendiculaire au plan du capteur, plus la quantité d’énergie disponible est importante),



Tab. 3. Relation entre la latitude et l’inclinaison des panneaux pour une utilisation annuelle.

Latitude ϕ (°) Inclinaison α (°)

ϕ < 10° α = 10°

10° < ϕ < 30° α = ϕ

30° < ϕ < 40° α = ϕ + 10°

ϕ > 40° α = ϕ + 15°

■ Réverbération du sol

La réflectivité du sol, caractérisée par le coefficient d’albédo (16),doit être également pris en compte lors de la conception, sur-tout pour des panneaux inclinés, a fortiori verticaux. À chaque type d’environnement qui entoure les panneaux photovoltaï-ques (ville, herbe, neige, etc.) correspond un type d’albédo. Son coefficient, qui varie selon la nature du sol, influe d’une manière importante sur le rendement solaire.

ExempleEn présence de neige fraîche, le système photovoltaïque d’un site monta-gneux voit son rendement énergétique augmenter signifi cativement sous l’effet de l’albédo de la neige.

■ Autres facteurs

Lors du dimensionnement, il est recommandé de réaliser une analyse statistique de la température extérieure du site d’im-plantation, nécessaire pour optimiser le système de ventilation des panneaux. Une augmentation de la température extérieure peut diminuer la performance des panneaux photovoltaïques et une diminution de la température peut l’augmenter. Il n’est pas rare de constater que le record de puissance d’un système photovoltaïque soit atteint durant les mois d’hiver, par une belle journée ensoleillée.

Les autres facteurs non maîtrisables et difficilement quanti-fiables sont les aléas climatiques (vent, précipitation, brume, orage). Par exemple, la nébulosité influe sur l’intensité du rayonnement : plus la couverture nuageuse est épaisse, plus le rendement diminue. En général, la nébulosité a tendance à diminuer avec l’altitude.

2.1.2 Données environnementales

Une étude environnementale du lieu d’implantation est indis-pensable afin de définir les différents éléments du système en fonction de l’architecture du bâtiment, des impératifs du courant continu basse tension, du type d’application, de la

(16) Voir note 14.

détermination de l’orientation, de l’inclinaison optimale, de la bonne exposition solaire.

En complément de cette étude environnementale, le concep-teur doit réaliser une étude de masque afin de mesurer avec précision les pertes de rendement liées aux ombrages. Même partielle, une ombre affecte significativement la production d’un système photovoltaïque (lorsqu’une seule cellule est ombrée, c’est le courant de toute la chaîne de cellules en série qui est limité).

Il existe deux types d’ombrage à considérer lors de cette étude :• l’ombrage lointain, appelé effet d’horizon : il correspond à la disparition du soleil derrière la ligne d’horizon. L’effet de ce type d’ombre fonctionne selon la loi du « tout ou rien », c’est-à-dire qu’à un instant t, l’ensemble du système photovoltaïque est dans l’ombre. Le traitement des ombrages lointains est simple à réaliser : il suffit d’annuler la contribution du rayon-nement direct dès que le soleil passe sous l’horizon, tout en conservant celle du diffus et de l’albédo ;• l’ombrage proche : il correspond aux ombres projetées par les obstacles environnants entre la course du soleil et le plan d’inclinaison des capteurs. L’étude doit recenser l’ensemble des ombres potentielles sur la durée de vie du système photo-voltaïque :– la végétation ;– le relief montagneux ;– l’ombre portée des immeubles adjacents, cheminées, mats, câbles du réseau électrique, etc. ;– l’ombre portée des rangées de modules adjacents, appelée également ombrage mutuel de sheds.

Le traitement des ombrages proches est délicat puisqu’il est quasi impossible d’appréhender intuitivement ces pertes de rendement. Il nécessite de reconstruire la géométrie exacte du système et son environnement, en trois dimensions, afin de définir le facteur d’ombrage à évaluer à tout instant de l’année, heure par heure. Ce traitement de données devient rapidement fastidieux et nécessite l’utilisation de logiciels spé-cifiques effectuant de nombreuses simulations. Ils permettent en particulier de visualiser le masque des ombres à partir d’un diagramme hauteur/azimut (course solaire) (fig. 15).

L’étude de masque permet de localiser, sur l’ensemble du système photovoltaïque, les zones d’ombres effectives pour lesquelles la productivité de la partie ombrée est considérée comme nulle. Le concepteur prend en compte la configuration de la géométrie des ombres lors de l’appairage des modules photovoltaïques.

Dans le cas particulier des sheds des centrales photovoltaïques en terrasse ou champ libre, l’inclinaison des modules et la distance entre les rangées doivent être calculées de manière à limiter l’effet des ombres portées des rangées de modules adjacents. La figure 16 illustre la relation entre l’angle limite d’ombrage et la surface occupée par l’ombre.



■ Calcul du besoin en énergie

Il est indispensable de connaître précisément le besoin en énergie d’une installation autonome afin de concevoir un système photovoltaïque adapté. Au vu du coût encore élevé du watt solaire, il est souhaitable d’éviter de surdimensionner le système photovoltaïque.

La puissance photovoltaïque du générateur à installer est déduite du calcul de la consommation de l’application. Il prend en compte la puissance, la tension des appareils ainsi que les durées d’utilisation.

Tous les consommateurs disponibles (lampes, radio, télévi-seurs, réfrigérateur, ordinateur, etc.) sont listés en précisant leur tension, leur puissance et leur durée d’utilisation par jour.

La consommation journalière (Wh/j) est définie, pour chaque consommateur, à partir de la puissance (W) et de la durée d’utilisation (h/j), afin d’en déduire la consommation totale journalière et mensuelle. Cette dernière est ensuite réajustée en fonction du taux d’occupation de l’habitat au cour d’une année (week-end, vacances, etc.).

À partir de cette valeur, il est possible de calculer la puissance photovoltaïque (pour en déduire le nombre de panneaux à installer) et de dimensionner le stockage (calcul de la capacité de la batterie et de la profondeur de décharge), le régulateur et le câblage.

Dans ses calculs de production, le concepteur prend en compte les pertes de rendement liées à ces effets d’ombrage survenant par soleil rasant (fig. 16).

Fig. 16. Relation entre angle limite d’ombrage et surface de l’image de l’ombre.

2.1.3 Données théoriques

La puissance photovoltaïque requise est la puissance que doit fournir l’ensemble des panneaux photovoltaïques pour cou-vrir le besoin en énergie électrique de l’application, quelles que soient les conditions. Elle est calculée sur la base de la consommation électrique totale, de l’ensoleillement journalier et de l’efficacité des composants du système (batterie, panneau PV, onduleur, câblage, etc.).

Fig. 15. Diagramme de masque d’ombre.



■ Calcul de la puissance des modules photovoltaïques

Le calcul de la puissance des modules photovoltaïques néces-site la maîtrise des principaux paramètres suivants : nombre d’heures équivalentes, période d’ensoleillement, pertes élec-triques, technologie des modules.

■ Notion du nombre d’heures équivalentes

Le module photovoltaïque est caractérisé par sa puissance crête (P

c) dans des conditions STC spécifiques (sous l’enso-

leillement de 1 000 W/m2, à la température de 25° C sous un spectre AM 1,5) : le module exposé à un ensoleillement maxi-mal produit une énergie (W

h) égale à la puissance crête durant

un certain temps.

Or, dans les conditions réelles de fonctionnement, cet enso-leillement maximal ne se produit que durant quelques heures de la journée, en raison de la fluctuation journalière du rayon-nement solaire. Ces heures optimales sont appelées heures équivalentes.

Ainsi, l’illumination solaire reçu (Esol

) équivaut au produit du rayonnement de 1 000 W/m2 par le nombre d’heures équiva-lentes (N

e) :

Esol

= Ne.1 000

avec :– E

sol : illumination solaire reçu (Wh/m2/j) ;

– Ne : nombre d’heures équivalentes (h/j).

■ Période d’ensoleillement

Compte tenu de l’irrégularité de l’ensoleillement entre l’été et l’hiver, le choix de la période d’ensoleillement utilisée lors du calcul de la puissance dépend du mode d’utilisation de l’éner-gie photovoltaïque.

Dans le cadre du dimensionnement d’une installation autonome et pour une utilisation domestique, il est recommandé de choisir les conditions d’ensoleillement les plus défavorables pour être certain que la puissance de l’installation soit suffisante en toute saison : sous nos latitudes, l’énergie solaire journalière du mois de décembre est souvent choisie pour le dimensionnement.

■ Pertes électriques

Les pertes sont inhérentes à tout processus de conver-sion d’énergie. Les systèmes photovoltaïques doivent fournir l’énergie nécessaire et compenser les pertes prévisibles.

Ces pertes ont plusieurs origines et affectent certains paramè-tres du système. Le calcul de la puissance à installer doit donc intégrer l’ensemble des pertes.

On distingue les types de pertes suivants :• pertes en courant :– perte par salissure : la présence de salissures, de neige, de sable ou de particules issues de la pollution urbaine sur les

panneaux qui entraîne une modification non négligeable du courant, la tension restant constante,– perte liée au rendement de charge de la batterie (rapport entre l’énergie restituée et l’énergie fournie) ;• pertes en tension :– pertes liées aux caractéristiques des divers composants élec-triques constituant le générateur photovoltaïque : il existe des pertes en tension aux bornes des diodes série, des régulateurs, des onduleurs, etc.,– pertes ohmiques liées aux caractéristiques du câblage (lon-gueur, section, ampérage véhiculé) ; ces pertes, qui se produi-sent lors du fonctionnement dans un conducteur reliant deux composants, sont égales au produit de la résistance du conduc-teur par le courant au carré traversant le conducteur :

Ppertes

= R.I2 où R = ρ.LS

avec :− ρ : résistivité du matériau conducteur (μΩ.m soit 10-6Ω.m) ;− L : longueur du conducteur (m) ;− S : section du conducteur (mm2) ;− R : résitance (Ω) ;− I : intensité (A).

Il importe de bien choisir et de dimensionner correctement la section des conducteurs électriques, de manière à limiter la baisse de tension entre les différents composants à moins de 5 % ;– perte thermique : sous l’effet de l’absorption du rayonnement solaire, il se produit un échauffement des cellules se traduisant par une diminution du rendement énergétique (- 0,5 %/°C),– pertes de dispersion des caractéristiques des panneaux (par mauvais appairage) ;• autres pertes :– perte de réflexion (perte par incidence) : en général, elle est incluse dans l’efficacité du panneau ; elle a tendance à aug-menter dès que les rayons lumineux s’inclinent.

Généralement, pour remédier à l’ensemble des pertes en ten-sion, il est recommandé de choisir des panneaux de tension plus élevée que celle demandée par l’application.

ExemplePour une tension demandée de 12 V, les modules photovoltaïques doivent avoir une tension au point de puissance maximale égale à 16 V, soit une réserve en tension de 4 V. Pour une tension de 24 V, la réserve admise est de 8 V.

Concernant les pertes en courant, le concepteur les assimile à un coefficient de perte lors du calcul de la puissance photo-voltaïque : – ainsi, le coefficient de perte lié à la salissure varie en général de 0,9 (pour des panneaux à l’horizontale et non nettoyés) à 0,95 (pour des panneaux régulièrement nettoyés) ; – le coefficient de perte lié à l’efficacité de la batterie varie de 0,8 à 0,9 selon ses caractéristiques.



Pour connaître la puissance en Wh, il suffit de la multiplier par

la valeur de la tension de l’application.

À partir de l’énergie énergétique consommée journellement par l’application (Q

cons- Ah/j), il est possible de déterminer le

courant à la puissance maximale dans les conditions STC du module afin de calculer le nombre de panneaux à installer.

Im =

Le dimensionnement du champ photovoltaïque s’accompagne d’une parfaite adéquation avec les caractéristiques des compo-sants électriques annexes tels que l’onduleur, le régulateur, la batterie, etc. Sans cette compatibilité, le rendement du généra-teur photovoltaïque diminue, même si le champ photovoltaïque est bien dimensionné.

2.2 Pose des modules photovoltaïques

Les modules photovoltaïques (laminés ou encadrés) sont conçus pour être placés à l’extérieur, sans protection, de sorte qu’il suffit de leur fournir un support qui résiste à toutes les conditions météorologiques.

Les facteurs à prendre en considération, au moment du mon-tage du champ photovoltaïque, sont :

– l’orientation des panneaux,

– les exigences de sécurité,

– la fiabilité des supports,

– les normes et prescriptions applicables relatives au montage et à l’utilisation des panneaux photovoltaïques.

Un montage inapproprié peut non seulement être à l’origine de l’endommagement ou de la destruction du panneau photovol-taïque, mais également causer des dommages corporels.

2.2.1 Types de support

Les fabricants proposent une grande variété de supports auto-risant pratiquement toutes les variantes de montage, de la tuile solaire sur toit en pente jusqu’au montage sur toit plat sans percer la toiture.

Les supports des modules photovoltaïques doivent respecter certaines caractéristiques :

– avoir une longévité importante, grâce à l’utilisation de matériaux de haute qualité (comme l’aluminium et l’acier inoxydable) ;

– être d’un montage simple et rapide ;

– avoir une résistance adaptée aux charges statiques (poids des modules et surcharge de neige) et dynamiques (forces du vent) en cas de surimposition pour toiture-terrasse ou au sol ;

– faire office de couverture et être étanche en cas d’intégration au bâti.

■ Technologie des modules

Le choix de la technologie des modules dépend de la puissance à fournir mais également du contexte d’ensoleillement du site, du coût d’investissement. La technologie doit s’adapter à l’ap-plication du système.

Les modules en silicium amorphe présentent un rendement optimal pour des installations de faible puissance (inférieure à 10 Wc), alors que les modules en silicium cristallin ont un ren-dement optimal pour des installations de grande puissance.

Selon le contexte d’ensoleillement, une technologie présentant un faible rendement solaire peut être choisie au détriment d’une autre présentant un rendement plus élevé. Par exemple, en présence d’un site sujet à de fréquents ombrages partiels, la technologie choisie est de type amorphe en raison de leur performance aux faibles ensoleillements, et ce malgré un rendement solaire plus faible que celui de type cristallin (7 % contre 13 %).

Une fois la technologie déterminée, il faut choisir le panneau en fonction de ses caractéristiques, à savoir :– puissance maximale ou crête ;– tension maximale ;– courant maximal ;– température NOCT (17) ;– coefficient de température : certaines fiches mentionnent le coefficient de température (αPm) qui indique la perte de puissance du panneau en fonction de l’augmentation de la température (valeur moyenne : - 0,50 %/°C par cellule) ;– garantie et certification : très souvent, les panneaux vendus ont une garantie minimale de 20 ans ; il accuse une réduction de leur puissance maximale de sortie de 10 % sur 20 ans ; la certification du panneau (normes CEI 12-15, IEEE-4262, 503-CEC-JRC) garantit sa qualité.

■ Exemple de calcul de l’énergie produite par une installation au cours d’une journée en prenant en compte les paramètres précités

Soit :Q

prod = E

sol.I

m.C

p ;

− Qprod

: énergie produite dans la journée (Ah/j) ;− E

sol : énergie solaire journalière (kWh/m2.j) avec E

sol = N

e . 1 000 ;

− Cp : coefficient de perte en courant ;

− Im : courant de la puissance maximale STC du module.

(17)Certaines fiches techniques indiquent la température de fonctionnement de la cellule, la NOCT (Nominal Operating Cell Temperature) ou tempéra-ture qu’atteint la cellule à l’intérieur du panneau en circuit ouvert sous une puissance solaire de 800 W/m2, une température ambiante de 25° C et un vent de 1 m/s. Une NOCT trop élevée diminue l’efficacité du panneau. Les valeurs standard sont comprises entre 40 et 50° C. Au-delà de ces valeurs, la cellule PV perd de son rendement. Afin d’éviter cette perte de rendement, il est recommandé de maintenir une bonne ventilation et d’apposer une couleur claire en arrière du panneau.



Les modules doivent être montés de manière à bénéficier d’un ensoleillement maximal. Les supports peuvent être fixes ou mobiles.

■ Supports fi xes

Les supports fixes sont installés au sol, en façade ou en toiture, intégrés ou non.

L’angle d’inclinaison des modules intégrés au bâtiment dépend de la forme de la structure du bâtiment sur laquelle sont fixés les supports : l’inclinaison de panneaux fixés sur une toiture inclinée est en général de 30°, celle d’une façade est de 90°.

Dans d’autres configurations (au sol ou en toiture-terrasse), l’angle d’inclinaison est défini par l’angle du plan de fixation des modules au châssis. Cet angle est fixe (angle droit avec le soleil du midi) ou peut être réglé manuellement à chaque saison en fonction de l’inclinaison du soleil.

■ Supports mobiles ou suiveurs du soleil

Le support mobile sur lequel est fixé le panneau suit automa-tiquement le soleil tout au long de la journée. Suivre le soleil permet d’augmenter considérablement la production d’énergie-ment. L’augmentation des performances des panneaux mobiles comparées à celles des panneaux fixes est de l’ordre de 40 %, principal avantage des installations photovoltaïques mobiles.

Ce système est proposé pour de grandes centrales photovoltaï-ques (au sol ou en toiture-terrasse). Il s’applique en majorité dans le cadre de la revente d’électricité au réseau. Il optimise la production d’énergie solaire et l’amortissement de l’instal-lation photovoltaïque.

■ Types d’équipements

On distingue deux grands types d’équipements :– les modules dits « surimposés », concernant les panneaux posés sur la toiture ou installés au sol sur des châssis ;– les modules dits « intégrés au bâti », qui font partie de l’habitat.

■ Équipement en surimposition

Ce mode de pose est le plus courant et le plus simple : les modules sont placés par dessus une couverture existante. Ce ne sont pas des éléments de l’enveloppe du bâtiment.

• Installations au sol. Les modules sont fixés par groupe de 4 à 8 sur des cadres ou des profilés eux-mêmes fixés sur des châssis assurant la fixation et la bonne orientation des modu-les. Les châssis sont fixés au sol sur une dalle de béton ou à l’aide de plots en béton.

Les modules muni d’un cadre sont généralement fixés par boulonnage ; ceux sans cadre sont fixés par des profils ad hoc ou collés ou fixés par boulons traversant.

• Installations rapportées sur toiture-terrasse. Les modules doivent souvent être protégés contre les effets du vent qui risque de les emporter, sans pour autant que l’étanchéité de la toiture soit modifiée. Les modules sont solidement fixés à l’aide de supports en aluminium ou en plastique, lestés de plaques de béton, avec du gravier ou des supports rigides en béton. Ce type de support ne peut être utilisé que si la structure du toit peut supporter le poids de l’installation.

RemarqueCertains fabricants proposent des systèmes applicables sur des terrasses ne pouvant pas supporter de charge importante (terrasse de type indus-triel) (fi g. 17).

Fig. 17. Installation sur châssis pour toiture plate ou terrain.

• Installations surimposées à un bâtiment. Les modules sont fixés sur une couverture existante au moyen de supports lais-sant un espace entre les modules et la couverture, favorisant ainsi une ventilation naturelle. Ces réalisations en surimposi-tion ne participent pas aux fonctions clos et couvert (fig. 18).

Les différentes possibilités de surimposition sont :– sur toiture inclinée couverte en éléments discontinus ;– fixation sur un mur isolé ou non isolé par l’extérieur ;– fixation sur une façade légère ;– sous la forme de visière de balcon ou brise-soleil ;– sous la forme de garde-corps de balcon.

■ Équipement en intégration

Les modules intégrés au bâtiment viennent en lieu et place de la toiture ou de la façade. Selon l’annexe du 10 juillet 2006, l’équipement photovoltaïque intégré doit produire de l’électri-cité et assurer une fonction technique ou architecturale essen-tielle à l’acte de construction. Il doit remplir au moins l’une de ces fonctions lorsqu’il participe à :– la tenue mécanique ;

– la protection ou la régulation thermique ;



4 Liste des symboles

λ longueur d’onde de la lumière

μm

η rendement énergétique %

ν fréquence du rayonnement liée à la longueur d’onde

Hz

Ccélérité de la lumière dans le vide

3.108 m/s

Cpcoefficient de perte en courant

su

E énergie cinétiqueeV – électron-volt

E éclairement W/m2

Em éclairement moyen W/m2

Esol énergie solaire journalière kWh/m2.j

FFfacteur de forme qui indique le degré d’idéalité de la caractéristique

su

H constante de Planck 6,626.10-34 J.sI intensité A

Icccourant de court circuit débité par la cellule quand la tension à ses bornes est nulle

A

Imcourant de la puissance maximale STC du module

A

L longueur du conducteur m

Ρ résistivité du matériau conducteur

μΩ.m

Qprodénergie produite dans la journée

Ah/j

R résitance Ω

Fig. 18. Installation surimposée sur toiture inclinée.

– la protection physique des biens ou des personnes ;– la recherche d’une esthétique architecturale particulière.

L’intégration au bâtiment impose ventilation arrière adéquate, pour éviter une surchauffe et une diminution du rendement des modules. Pour remédier à ce risque d’échauffement, il est préconisé de réaliser des sorties d’air chaud au sommet de la toiture ou de la façade et des entrées d’air froid en bas des modules, afin de créer une circulation d’air à l’arrière de l’équipement photovoltaïque (fig. 19).

Les possibilités d’intégration au bâtiment sont très variées :– élément de paroi dans toute l’épaisseur d’une partie de façade ;– élément de bardage devant un mur en béton ;– élément verrier extérieur d’un vitrage isolant ;– élément d’une partie ou de la totalité de la toiture.

Depuis la mise en place de la prime à l’intégration au bâti, les installations intégrées deviennent les applications de plus en plus fréquentes du photovoltaïque en France. Tandis que les solutions en toiture plate restent encore financièrement les plus avantageuses, les recherches se poursuivent dans le but de réduire le prix de revient des solutions qui s’intègrent dans le bâtiment. Puisqu’il existe désormais une série de systèmes de montage pour le bâtiment, les efforts se portent de plus en plus sur le module solaire lui-même.

3 Liste des sigles et abréviations

EDF Électricité de France

CdTe Tellure de cadmium

AM Air Mass

PVF Polyvinyl-fluoride

EVA Éthylène de vinyle d’acétate

NOCT Nominal Operating Cell Temperature

Fig. 19. Équipement intégré à la toiture.



S surface active de la cellule m2

Tc température de la cellule °CTa température ambiante °C

TUCtempérature d’utilisation de la cellule

°C

Vco

tension du circuit qui apparaît aux bornes de la cellule quand le courant débité est nul

V

5 Bibliographie

– Arrêté du 10 juillet 2006 fixant les conditions d’achat de l’électricité produite par les installations utilisant l’énergie radiative du soleil telles que visées au 3° de l’article 2 du décret n° 2000-1196 du 6 décembre 2000, JO du 26 juillet 2006.

– DGEMP, Dideme, Critères d’éligibilité des équipements de production d’électricité photovoltaïque pour le bénéfice de la prime d’intégration au bâti, Ministère de l’économie, des finances et de l’industrie, version du 17 avril 2007.

– Ademe, Fabrice Juquois, Guide de rédaction du cahier des charges techniques des générateurs photovoltaïques connectés au réseau.

En savoir plus– Anne Labouret, Michel Villoz, Énergie solaire photovoltaïque, 3e édi-tion, Éditions du Moniteur – Dunod, 2006.– Falk Antony, Christian Dürschner, Karl Heinz Remmers, Le photo-voltaïque pour tous : Conception et réalisation, Éditions du Moniteur, 2006.• Guide Bonhomme de la maîtrise des projets de bâtiment :– dossier V.101 : Caractéristiques thermiques des bâtiments neufs ;– dossier V.101 : dispositions applicables aux bâtiments existants ;– dossier V.103 : Calcul des consommations conventionnelles d’énergie (coeffi cients C et C

réf)

• Guide Veritas des technique de la construction, fi che 65.1i : Installa-tions solaires• Entretien, rénovation, réhabilitation des bâtiment, fi che 20.171 : Arrêté du 15 septembre 2006 (JO du 28-9-2006) - Méthodes et pro-cédures applicables au diagnostic de performance énergétique pour les bâtiments existants.

www.editionsdumoniteur.com

Documents

Les principes de l’énergie solaire photovoltaïques1.e-monsite.com/2009/05/18/18933483ppe-fonct-pv-pdf.pdf · du bâtiment, l’isolation, la protection solaire, la climatisation,