Dimensionnement du système photovoltaïque (étude de cas)

Dimensionnement du système photovoltaïque (étude de cas)

Les couches minces

Le principal frein au développement du photovoltaïque à très grande échelle reste encore aujourd’hui, malgré la baisse de ces dernières années, le prix trop élevé du kWc. Le kilo watt crête (kWc) est l’unité qui définit la puissance d’un générateur PV aux Conditions de Test Standard (STC) (1000 w.m-2 et 25 °C). La majorité du prix d’un générateur photovoltaïque provient du silicium et du procédé de purification. Plusieurs types de cellules photovoltaïques, visant à diminuer la quantité de matière nécessaire à leur fabrication sont aujourd’hui développés et commencent à être industrialisés. Ces technologies appelées couches minces font appel à des procédés de fabrication (dépôt sur ruban) visant la diminution de l’épaisseur des cellules [14]. La technologie à couche mince dont la plus mure est le silicium amorphe (Sia) représentait en 2008 plus de 7% du marché mondial. L’avantage de cette technique est l’utilisation de substrats à bas coût. Le silicium est déposé à basse température sur un substrat en verre. De plus, il est possible de déposer ces cellules sur des substrats souples (Figure II-6) et ainsi de fabriquer des cellules souples.

Son prix est plus faible que les cellules cristallines ; en revanche, le rendement d’une cellule en Sia est inférieur à celui des cellules cristallines, il est d’environ 7%. L’utilisation de ce type de cellules nécessite l’utilisation d’une isolation galvanique entre les modules et le réseau. Sans cette isolation galvanique les cellules amorphes se dégradent très rapidement. La raison physique de ce phénomène reste encore obscure. Les cellules amorphes captent très bien le rayonnement diffus et sont donc moins sensibles aux variations de rayonnement direct. Ces cellules sont donc une très bonne alternative aux cellules cristallines sur des sites soumis à des ombrages sévères. D’autres matériaux sont également utilisés dans les filières à couches minces comme le Tellure de Cadmium (CdTe), le diséléniure de cuivre et d’indium (CIS) et de gallium (CIGS). Ces technologies possèdent de bons rendements, pouvant aller jusqu’à 19%. Malgré les potentialités de ces trois technologies, les problèmes de toxicité sur l’environnement et d’approvisionnement en matières premières qu’elles soulèvent les cloisonneront au laboratoire ou à des applications très spécifiques [14].

Cellules organiques et plastiques Observé depuis 30 ans dans les matériaux semi-conducteurs organiques, l’effet photovoltaïque a connu cette dernière décennie un grand essor. Initialement donnant des valeurs très faibles de rendement de conversion, cette application particulière des semi-conducteurs organiques commence à attirer l’attention en 1986 lorsque l’équipe de Tang montre que les rendements proches du pourcent sont atteignables, conformément aux prédictions de Merritt en 1978. La cellule, composée alors d’une bicouche de molécules évaporées sous vide, atteint 0,95% de rendement de conversion .Ces cellules comprennent deux voies la voie des cellules « humides » et la voie des cellules polymères organiques dites aussi cellules « plastiques ».Les progrès de ces technologies sont très rapides, des records de rendement sont très fréquemment battus (actuellement près de 6%). Le principal frein à ces technologies est actuellement la stabilité de leurs performances ainsi que leur durée de vie (actuellement environ 1000 heures)[14]. L’intérêt de ces cellules vient aussi du fait que, contrairement aux cellules à base de matériaux inorganiques, elles offrent l’avantage de pouvoir être déposé en grande surface, à grande vitesse, par des techniques d’impression classiques. Elles ouvrent également la voie aux applications légères, nomades et souples. Enfin, grâce à des coûts de fabrication et de matériaux plus faibles, ces cellules devraient dans l’ensemble revenir beaucoup moins chères que leurs concurrentes [15].

Mise en parallèle

D’autre part, une association parallèle de Np cellules est possible et permet d’accroître le courant de sortie du générateur ainsi créé. Dans un groupement de cellules identiques connectées en parallèle, les cellules sont soumises à la même tension et la caractéristique résultant du groupement est obtenue par addition des courants, Figure II-16. L’équation (II- 3) résume à son tour les caractéristiques électriques d’une association parallèle de Npcellules. Icc le courant de court-circuit Si l’on désire avoir un générateur PV ayant un courant de sortie plus intense, on peut soit faire appel à des cellules PV de plus grande surface et de meilleur rendement, soit associer en parallèle plusieurs modules PV de caractéristiques similaires. Pour qu’un générateur PV ainsi constitué puisse fonctionner de façon optimale, il faut que les (Ns. Np) cellules se comportent toutes de façon identique. Elles doivent pour cela être issues de la même technologie, du même lot de fabrication et qu’elles soient soumises aux mêmes conditions de fonctionnement (éclairement, température, vieillissement et inclinaison). La puissance du générateur PV sera optimale si chaque cellule fonctionne à sa puissance maximale notée Pmax. Cette puissance est le maximum d’une caractéristique P(V) du générateur, et correspond au produit d’une tension optimale notée Vop et d’un courant optimal noté Iop. Pour réduire les disfonctionnements, les fabricants ont choisi de ne pas commercialiser des cellules PV seules. Ainsi, les générateurs PV se trouvent souvent sous forme de modules pré-câblés, constitués de plusieurs cellules, aussi appelés par abus de langage panneaux PV. Chaque référence de module a ses propres caractéristiques électriques garanties à ±10 % selon le lot de fabrication [14]. Le passage d’un module à un panneau se fait par l’ajout de diodes de protection, une en série pour éviter les courants inverses et une en parallèle, dite diode by-pass, qui n’intervient qu’en cas de déséquilibre d’un ensemble de cellules pour limiter la tension inverse aux bornes de cet ensemble et minimiser la perte de production associée .

Méthode de perturbation et d’observation

La méthode de perturbation et observation (P&O) est une approche largement répandue dans la recherche de MPPT, parce qu’elle est simple et exige seulement des mesures de tension et de courant du VPV et IPV respectivement, elle peut dépister le point maximum de puissance même lors des variations de l’éclairement et la température. Le principe de cet algorithme est d’effectuer une perturbation sur la tension et le courant du panneau PV, ensuite calculé la puissance fournie par ce panneau PV à l’instant k Ppv (k), puis la compare à la précédente instant Ppv (k-1) . En va avoir par suivant le figure (II.3) [18]. Figure II.7 Courbe p=f(v) d’un panneau solaire [18] Si la puissance de sortie augmente, Vpv est ajustée dans la même direction que dans l’instant précédent. Si la puissance de sortie diminue, Vpv est ajustée dans la direction opposée que dans le cycle précédent. Lorsque le point de puissance maximale est atteint, Vpv oscille autour de la valeur optimale Vop. Ceci cause une perte de puissance qui augmente avec le pas de l’incrémentation de la perturbation. On cas le pas d’incrémentation est grande, l’algorithme du MPPT répond rapidement aux changements soudains des conditions de fonctionnement. D’un autre côté si le pas est petit, les pertes lors des conditions de changements atmosphériques lents ou stables, seront inférieures mais le système ne pourra pas répondre rapidement aux changements rapides de la température ou de l’éclairement.

Le pas idéal est déterminé expérimentalement en fonction des besoins. Figure II.8 Organigramme de la méthode P&O [18] Si une augmentation de l’ensoleillement, on aura donc une augmentation à la puissance du panneau. L’algorithme précédent réagit comme si cette augmentation est produite par l’effet de perturbation précédente, alors il continu dans la même direction qui est une mauvaise direction, ce que l’éloigne du vrai point de puissance maximale. Ceci cause un retard de réponse lors des changements soudains de fonctionnement et des pertes de puissance. Pour remédier à l’inconvénient majeur de la déviation de cette méthode lors de la recherche du MPP durant l’augmentation rapide des niveaux d’insolation, une version améliorée de cet algorithme est proposée, où on introduit une nouvelle condition dans la branche « Oui » de condition ΔP(k)>0 dans la structure de l’organigramme de l’algorithme de P&O [19].

Table des matières

Dédicaces
Dédicaces
Remerciements
Nomenclature
Glossaire
Introduction générale
CHAPITRE I GISEMENT SOLAIRE
I.1 Introduction
I.2 Rayonnement solaire
I.2.1 Le rayonnement extraterrestre
I.2.1.1 Constante solaire
I.2.2 Le rayonnement solaire au sol
I.2.2.1 Rayonnement direct
I.2.2.2 Rayonnement diffus
I.2.2.3 Rayonnement réfléchi (albédo du sol
I.2.2.4 Rayonnement global
I.3 Coordonnées astronomique
I.3.1 Coordonnées terrestres
I.3.1.1 Longitude
I.3.1.2 La latitude
I.3.1.3 L’altitude
I.3.2 Les coordonnées solaires
I.3.2.1 Les coordonnées équatoriales
I.3.2.1.1 Déclinaison solaire
I.3.2.1.2 Angle horaire du soleil H
I.3.2.2 Coordonnées horizontales
I.3.2.2.1 La hauteur du soleil (h)
I.3.2.2.2 Azimut du soleil (a)
I.3.3 Le mouvement de la terre et le mouvement du soleil et ses coordonnées
I.3.3.1 Mouvement de rotation
I.3.3.2 Mouvement de translation
I.3.3.3 La variation annuelle du rayonnement direct extraterrestre
I.4 Gisement solaire en Algérie
I.5 Energie solaire
I.5.1 L’éclairement
I.5.2 Irradiation
I.5.3 Exploitation de l’énergie solaire
I.6 Cellule photovoltaïque
I.6.1 Historique
I.6.2 Principe de fonctionnement d’une cellule
I.6.2.1 Les matériaux semi-conducteurs
I.6.2.1.1 Les semi-conducteurs intrinsèques
I.6.2.1.2 Les semi-conducteurs extrinsèques
I.6.2.2 La jonction PN
I.6.2.3 L’effet photovoltaïque
I.6.3 Les filières technologiques
I.6.3.1 Le silicium
I.6.3.2 Silicium monocristallin
I.6.3.3 Le silicium multi cristallin (Poly cristallin)
I.6.4 Les couches minces
I.6.5 Cellules organiques et plastiques
I.7 Générateur photovoltaïque
I.7.1 La constitution d’un module photovoltaïque
I.7.1.1 Mise en série
I.7.1.2 Mise en parallèle
I.7.2 Paramètres photovoltaïque
I.7.2.1 Paramètre de court-circuit ICC
I.7.2.2 Tension de circuit ouvert (Vco)
I.7.2.3 Facteur de forme, FF
I.7.2.4 Le rendement
I.7.2.5 Le rendement quantique, EQE
I.8 Avantages et inconvénients de l’énergie solaire photovoltaïque
I.9 Conclusion
CHAPITRE II Modélisation du système photovoltaïque
II.1 Introduction
II.2 Modélisation de la cellule photovoltaïque
II.2.1 Modèle d’une cellule idéale
II.2.2 Modèle d’une cellule réelle
II.3 Influence de la température et de l’éclairement
II.3.1 Influence de l’éclairement
II.3.2 Influence de la température
II.4 MPPT
II.4.1 Méthode de perturbation et d’observation
II.4.2 Méthode d’incrémentation de la conductance
II.5 Les convertisseurs
II.5.1 Les hacheurs
II.5.1.1 Type d’hacheur
II.5.1.1.1 Hacheur abaisseur
a) Fonctionnement
b) Modèle mathématique équivalent
II.5.1.1.2 . Hacheur élévateur
a) Fonctionnement
b) Modèle mathématique équivalent
II.5.1.1.3 Hacheur abaisseur-élévateur
a) Fonctionnement
b) Modèle mathématique équivalent
II.5.2 Les onduleurs
II.5.2.1 Classification des onduleurs
II.5.2.1.1 Selon la nature de l’alimentation
a) Onduleur de tension
b) Onduleur de courant
II.5.2.1.2 Selon la réversibilité
a) Onduleur autonome
b) Onduleur non autonome
II.5.2.1.3 Selon la nature de charge
a) Onduleur monophasé
II.5.3 Commande de l’onduleur monophasée
II.5.3.1 Commande à rapport cyclique fixe
II.6 Stockage
II.6.1 Caractéristique de la batterie
II.6.1.1 La résistance interne de l’accumulateur
II.6.1.2 La tension à vide
II.6.1.3 La tension nominale
II.6.1.4 La tension de fin décharge
II.6.1.5 La capacité
II.6.1.6 Le taux de décharge et charge
II.6.1.7 Profondeur de décharge
II.6.1.8 Influence des paramètres extérieurs
II.6.1.9 Durée de vie de jour d’autonomie
II.6.1.10 Energie
II.6.1.11 Etat de charge de l’accumulateur
II.6.2 Etude de l’art des différents accumulateurs existants
II.6.3 Type de batteries existantes
II.6.3.1 Accumulateur Pb
II.6.3.2 Accumulateur NI-Cd
II.6.3.3 Accumulateur NiMh
II.6.3.4 Accumulateur Li-ion
II.7 La charge
II.7.1 Types de charge
II.7.1.1 Charge à puissance constante
II.7.1.2 Charge à puissance variable
II.7.2 Choix de la tension du système
II.7.3 Distribution de l’énergie
II.8 Conclusion
CHAPITRE III Dimensionnement du système photovoltaïque (étude de cas)
III.1 Introduction
III.2 Choix du site
III.2.1 Situation du site
III.2.2 Le site choisi « zone rurale a Tamantit »
III.3 Dimensionnement du système PV
III.3.1 Dimensionnement de la charge
a) Architecture de l’habitat
III.3.1.1 Dimensionnement du module photovoltaïque
III.3.1.2 Calcul de l’énergie produite pour l’alimentation électrique
III.3.1.3 Calcul de la puissance crête (Pc) requise par l’installation
III.3.1.4 Calcul du nombre de panneau
III.3.1.5 Calcule de la surface occupée par les panneaux
III.3.1.6 Dimensionnement des Batteries
a) Autonomie
b) Profondeur de décharge
III.3.1.7 Calcul de la capacité de stockage
III.3.1.8 Calcul du nombre de la batterie
III.4 Etude Economique
III.4.1 Etude d’électrification de l’habitat par voie classique (énergie conventionnelle)
III.4.2 Etude d’électrification de l’habitat par voie photovoltaïque
III.4.2.1 Critères De Dimensionnement
III.4.2.2 Comparaison entre l’électrification par voie conventionnel et par voie photovoltaïque
A) Comparaison Technique
B) Comparaison économique
III.4.3 Comparaison technico-économique
III.5 CONCLUSION
CHAPITRE IV Simulations et résultats
IV.1 Simulation
IV.1.1 Simulation du panneau photovoltaïque
IV.1.2 simulation du hacheur boost
IV.1.3 Simulation de l’onduleur
IV.1.4 Simulation de l’hacheur buck-boost
IV.2 Résultat de simulation
IV.3 Conclusion
Conclusion générale
Bibliographie
Annexe A
Annexe B
Annexe C

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