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Défaut dans le générateur PV
Aujourd’hui, la plupart des modules PV industrialisés sont garantis pour 25 ans, mais il n’existe pas de protocoles de test pour valider cette durée de vie. La figure I- 18 montre le tracé du taux de dégradation d’un module PV par an.Il est dit dans l’étude menée par [WOHLGEMUTH et al.], que le taux de dégradation annuel moyen est de 0.8 % comme le montre la figure I-19. Il est alors important d’évaluer les différents défauts éventuels liés aux cellules PV, aux modules PV, mais aussi aux champs PV.
Défaut aux niveaux de la cellule PV
Il existe des défauts permanents et évolutifs avecle temps. La diminution graduelle de la performance d’une cellule peut être causée par :
• Une augmentation de la valeur de la résistance série. Plusieurs causes ont été identifiées comme une diminution de l’adhérence descontacts ou une oxydation des connectiques. L’augmentation de la résistance sérieréduit la tension de sortie et par conséquent le facteur de forme de la caractéristique courant-tension du module [VAN DYK et al.]. Aujourd’hui, il n’existe pas de test de vieillissement sur la résistance série afin de quantifier réellement le pourcentage d’augmentation de cette résistance au fil du temps ;
• Une diminution de la résistance parallèle. La migration du métal dans la jonction P-N peut causer une diminution de la tension de circuit ouvert et par la même occasion une diminution de la puissance maximale. Un comparatif a été mené avec plusieurs valeurs de résistance parallèle et il est montré que pour neu faible valeur de résistance (<6Ω), il y a une perte assez nette de la puissance maximale [MEYER et al.] ;
• Une détérioration du traitement de surface (coucheanti-reflet);
Des courts-circuits peuvent se manifester au niveau des interconnections. Ce type de défaut est beaucoup plus fréquent dans les cellules en couche mince car les électrodes supérieures et inférieures sont beaucoup plus rapprochées et ont lusp de chances de se retrouver court-circuitées par du matériel corrodé ou endommagé.
Le défaut des cellules en circuit ouvert est commun. Elles sont généralement connectées par deux rubans traversant les électrodes. Mais celles-ci peuvent se briser pour diverses raisons :
• Contraintes thermiques ;
• Grosse grêle ;
• Fissures invisibles au moment de l’assemblage ;
Défaut aux niveaux des modules PV
Les problèmes liés aux modules peuvent eux aussi causer une réduction graduelle de la puissance de sortie d’un module PV au fil du temps ou bien engendrer une baisse de cette puissance par une ou plusieurs cellules en défaut. Le problème des circuits ouverts se présentent également au niveau des modules soit dans la boîte de jonction ou dans les câblages internes.
Il peut s’avérer que des courts circuits peuvent aparaître aussi liés aux processus de fabrication. Ces courts circuits trouvent leurs origines dans la dégradation de l’isolation électrique due à l’exposition aux effets climatiques qui induisent des délaminations, fissures ou oxydation. Des cellules ombragées ou fissurées euventp donner naissance à un phénomène qui surchauffe localement le module entraînant sa perdition. Ce phénomène s’appelle « Hot spot ». En effet, si une ou plusieurs cellules sont occultées, le module voit sa caractéristique I-V modifiée. Les autres cellules du groupement lui imposent un courant très supérieur à son courant de court-circuit. Du coup, les cellules occultées passent en polarisation inverse (tension négative) et dissipent une puissance importante qui provoque un échauffement amenant à sa destruction comme le montre la figure I-20. Pour éviter ce problème, des diodes by-pass ont été intégrées dans les modules comme pliquéex et montré dans la section I.2.
L’étude menée par [GUO etal.] examine le comportement de la caractéristique I-V de la cellule dans son fonctionnement inverse c’est à dire lorsque la cellule est occultée. De plus, cette étude montre que ces phénomènes d’échauffement peuvent avoir des conséquences directes sur la baisse de puissance de sortie d’un module PV.
Dans l’étude menée par [ALONSO-GARCIA etal.], un module PV a été étudié afin de mesurer la caractéristique I-V de chaque cellule. Ainsi, le comportement des cellules sur cette caractéristique est établi lorsque celles-ci sont mbragéeso partiellement. La déformation de cette caractéristique augmente selon le nombre de cellules ombragées, et fait apparaître deux points potentiels de puissance maximal avec l’utilisation de diode by-pass.
Il peut s’avérer qu’aux niveaux des diodes by-passutilisés pour ces défauts d’ombrages, des problèmes de surchauffe ou de sous dimensionnement peuvent apparaître.
Autres problèmes du générateur PV
D’autres défauts peuvent apparaître au niveau du générateur PV comme :
• Des défauts physiques concernant par exemple le câblage ou les connecteurs des systèmes PV peuvent apparaître notamment sur la corrosion des contacts ;
• Des défauts au niveau de la diode anti-retour connecté en série sur chaque string. Son rôle est d’éviter tout retour de courant inverse. Lorsque chaque string est connecté en parallèle, le string avec la tension la plus faible évite d’absorber ce courant inverse provenant des autres strings par le biais de ces diodes anti-retours. Ces dernières comme pour les diodes by-pass peuvent être cause dedéfaut ;
• Des défauts aux niveaux de l’encapsulation. Les absorbeurs d’UV et autres stabilisants utilisés dans les matériaux d’encapsulation garantissent une durée de vie accrue des matériaux d’encapsulation des modules. Les quantités de ces adjuvants peuvent diminuer avec le temps par des phénomènes de diffusion et engendre une dégradation accélérée du module. Cette conséquence entraîne unediminution progressive de la puissance de sortie du module jusqu’à sa défaillance totale ;
• Des défauts de courants de fuites peuvent être créés du fait des caractéristiques capacitives des panneaux et peuvent devenir dangereux en cas de contact avec le fil de terre. Des disjoncteurs différentiels sont utilisésdans ce cas pour la protection des personnes ;
Défaut des systèmes PV sur le réseau de distribution
Le raccordement des systèmes PV sur le réseau de distribution peut avoir des conséquences sur son comportement. Inversement, le réseau de distribution peut aussi influencer le comportement normal des systèmes PV qui peuvent provenir des caractéristiques intrinsèques de distribution. Par exemple, les creux de tensions peuvent être l’une des principales causes de déclenchement des systèmes PV et donc peuvent perturber le fonctionnement des onduleurs. De plus, le fonctionnement des onduleurs sans transformateur peut être affecté en présence d’harmoniques.
Dans l’étude menée par [ITO etal.], un nouveau contrôle des systèmes PV a été présenté afin de réduire ces harmoniques. Dans cet article troisméthodes de contrôle ont été développées :
• Le contrôle de la puissance ;
• Le contrôle pour la réduction des courants harmoniques ;
• La stabilisation de la tension du réseau en contrôlant la puissance réactive optimale ; Les causes de ces courants harmoniques dans le système sont liées aux distorsions des tensions du réseau. Pour cela deux méthodes de contrôle, afin de réduire ces courants, ont été crées et testées sur une installation de 400kW :
• Le contrôle courant en boucle fermée ;
• Le contrôle pour compenser les perturbations ;
L’avantage de la nouvelle méthode est la faible interférence avec le contrôle de courant. Le nouveau contrôle de compensation de perturbations p ermettra ainsi d’éliminer les faibles courants harmoniques du système.
Outils et méthodes de détection de défauts
Il existe 3 outils et méthodes de détection de défauts industrialisés sur un système PV.
Analyse des pertes de puissance d’une installation PV
Il existe sur le marché des systèmes de monitoringqui sont essentiellement intégrés dans l’onduleur. La solution dépendante de l’onduleur est la plus répandue. En effet, certains systèmes intégrés dans l’onduleur dépendent du protocole de communication de ces convertisseurs. L’inconvénient est que chaque fabriquant d’onduleur possède ses propres boîtiers d’acquisition de données. Des solutions « universelles » ont vu le jour regroupant tous les protocoles de communication des principaux onduleurs sur le marché. Cependant, ces solutions restent coûteuses et ne sont pas compatibles avec certains modèles d’onduleurs. Les données mesurées restent, la plupart du tempsesl mêmes :
• Le courant issu du générateur PV ;
• La tension issue du générateur PV ;
Les paramètres environnementaux peuvent être aussi mesurés comme la température ambiante et l’ensoleillement.
Ces mesures font partie de la mesure du côté DC. L’énergie injectée sur le réseau peut être relevé du coté AC en mesurant pour cela :
• Le courant AC ;
• La tension AC ;
• La fréquence et le déphasage ;
La comparaison de la puissance maximale actuelle mesurée à celle simulée peut apporter plus d’informations sur le comportement du système PV. L’idée principale proposée dans l’étude de [CHOUDER et al.] consiste à identifier le type de défaut présentsur une installation PV et plus particulièrement sur le générateur PV. Ces défauts sont regroupés en 4 familles :
• Modules défaillant dans un string ;
• Fausse alarme ;
• String défectueux ;
• Ombrage, vieillissement, erreur MPPT ;
Pour cela, il est nécessaire de quantifier les différents indicateurs (Y, Y , Y et R ), f r a perf répondant à la norme IEC 61724. Dès lors, une comparaison journalière entres les indicateurs simulés et mesurés est élaborée, afin de procéderuneà détection de fautes, si une déviation entres ces deux courbes apparaît. Ainsi, un outil de détection de défaut est élaboré afin d’alerter l’installateur d’un défaut existant sur’installation PV. Pour affiner et isoler le défaut et ainsi déterminer sa nature, deux indicateurs supplémentaires sont rajoutés dans l’algorithme :
• La comparaison du courant DC mesuré et simulé ;
• La comparaison de la tension DC mesurée et simulée;
Suivant les valeurs issues de ces comparaisons, le système est capable d’identifier à quelle famille appartient le défaut.
Analyse de la caractéristique I-V
L’analyse de la caractéristique I-V dans des conditions anormales permet d’extraire des informations concernant la nature du défaut. C’estune technique complémentaire par rapport à la technique de l’analyse des pertes de puissance du générateur PV.
Une acquisition de la caractéristique I-V d’un string est effectuée sous faible ensoleillement. Chaque courbe I-V est divisée en deux zones, une zone de tension et une zone de courant [HIRATA et al.].
La première zone de courant est obtenue lors de la charge du condensateur connecté en parallèle des panneaux en série. Une fois le condensateur chargé, un interrupteur commute vers la charge variable en série avec le condensateur. Ainsi, la seconde zone de tension est obtenue. Si un défaut est détecté, une déviation secrée dans la zone de tension. Avec cette méthode de détection, trois paramètres de la caractéristique peuvent être identifié comme la résistance série, la résistance shunt, le facteur’idéalité de la diode.
De nombreuses modélisations ont été élaborées afinde travailler sur la caractéristique I-V et montrer le comportement de cette caractéristique face aux différents défauts présentés dans le chapitre 3. Il est important d’analyser automatiquement la dégradation des modules PV. La caractéristique I-V en fonctionnement normal est nécessaire pour faire une comparaison avec celle en fonctionnement anormal. La dérivée du courant par rapport à la tension permet de détecter un défaut d’ombrage [MISHINA etal.].
Méthode de thermographie Infrarouge
La méthode de thermographie ou d’imagerie d’infrarouge permet de localiser et identifier le défaut à la cellule près à l’aide d’une caméra thermique. Cette dernière peut également localiser des éventuels problèmes au niveau de la onnectique des systèmes tant côté courant continu que courant alternatif.
Il est possible d’identifier différents types de défauts comme :
• Des cellules endommagées lors d’un échauffement ;
• Des connectiques défectueuses au niveau de la boîtede jonction ;
• Des apparitions de point chaud ;
• Des diodes by-pass défectueuses ;
• Des craquements de cellules ;
Dès lors, l’examen des panneaux installés ou des connectiques est possible au cours de leur fonctionnement normal et ne nécessite pas l’arrêtudsystème.
Des inspections périodiques avec une caméra thermique ont permis d’identifier différents défauts au niveau du bus continu [SPAGNOLO etal.].
Pour obtenir des images thermiques correctes et pertinentes, il faut que certaines conditions soient réunies comme l’utilisation d’une caméra thermique appropriée, dotée d’accessoires nécessaires. L’utilisation de cette méthode et de ettec caméra doit se faire lorsque la puissance de l’installation est à sa puissance optimale pour voir les effets de la température. L’angle d’observation doit être dans un intervalle favorable (entres 5° et 60°).
Système de monitoring appliqué à des études énergétiques de systèmes photovoltaïques raccordésau réseau électrique
Introduction
Le programme de recherche PRIMERGI a pour objectif de fournir un environnement de supervision et de contrôle des installations solair es photovoltaïques. Le chapitre 1 a présenté la nécessité de concevoir un système qui permet demesurer les données électriques d’une installation PV. Le système a pour objectif une détection de défauts grâce à un suivi permanent de la production PV. Dans une première partie, nous allons présenter lesdifférentes installations PV de deux laboratoires, celles du PROMES-CNRS à Perpignan et celles du LAAS-CNRS à Toulouse. Pour répondre à l’un des objectifs du programme de recherche, nous allons traiter toutes les étapes de la réalisation du système d’acquisitionusqu’àj sa mise en fonctionnement sur l’une des installations PV du laboratoire PROMES-CNRS. Un suivi permanent de l’installation est alors effectué par la mise en forme graphique des données mesurées.
Pour évaluer la qualité des installations, il est ssentiel de présenter dans une deuxième partie, une analyse énergétique des installations étudiéesPour. cela, nous allons présenter les différents outils et techniques pour évaluer les performances de ces installations. Ce moyen permet d’évaluer les pertes occasionnées lors du fonctionnement de l’installation PV.
Présentation des deux systèmes photovoltaïques étudiés
Description des installations PV du laboratoire CNRS-PROMES
PROMES est une Unité Propre du CNRS (UPR 8521) ratachée à l’Institut des Sciences de l’Ingénierie et des Systèmes (INSIS) conventionnée avec l’université de Perpignan via Domitia (UPVD). Le laboratoire est localisé sur trois sites: Odeillo-Font Romeu (Four solaire de 1 MW du CNRS), Targasonne (Thémis, centrale à tour de 5 MW, site du Conseil général des PO) et Perpignan, Tecnosud .
Le site du laboratoire PROMES-CNRS (PROcédés, Matériaux et Energie Solaire), situé à Perpignan, a été construit en 2001. Le bâtiment posède une installation photovoltaïque constituée de trois champs photovoltaïques de natures différentes : un premier champ dit « Brise Soleil », un deuxième nommé « Mur rideau » et el dernier nommé « Shed » d’architectures électriques totalement différentes et raccordés auréseau. Le champ 1 et le champ 3 possèdent deux sous-structures. Cinq onduleurs connectent les différents champs PV (« Brise soleil », « Mur rideau », « Shed ») du laboratoire PROMES-CNRS, comme le montre le schéma électrique simplifié des installations photovoltaïques sur la figure II-1.
Système de monitoring d’une installation PV
Pour répondre aux objectifs et au programme de recherche PRIMERGI, nous avons réalisé un boîtier de mesures dont le cahier des charges est décrit plus précisément dans cette partie. Nous allons présenter le système de mesures déclinéen deux parties:
• Une partie permettant la mesure de tension et du courant côté DC ;
• Une partie permettant la mesure de tension et du courant côté AC ;
Mesures tension et courant côté DC
Des développements de systèmes de monitoring ont ét réalisés dans diverses études [MUKARO et al.], [KOUTROULIS et al.], [FORERO et al.]. Pour notre étude, afin d’effectuer les mesures de tension et de courant cô té DC, le choix des capteurs s’est porté sur des éléments qui sont non-intrusifs etplug and play, afin de faciliter la mise en place du boîtier sur une installation PV. La liaison entre le boîtier et l’installation à superviser se fait via des connectiques spécifiques aux installations solaires photovoltaïques (connectiques MC4).
Ainsi, lors d’un défaut éventuel sur le boitier, iln’y aura aucun effet sur la production d’énergie de l’installation photovoltaïque.
Pour le suivi permanent de la production PV, un serveur web [EZ-WEB] est embarqué dans le boîtier pour la collecte des données, mises par la suite sous forme graphique. La figure I-13 représente de façon schématique les différentes mesures effectuées sur une installation PV, ainsi que la collecte des données pour la mise en forme graphique.
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Table des matières
Introduction générale
Chapitre I : Contexte économique et environnemental
I.1. Contexte énergétique et contexte de l’étude
I.1.1. Contexte énergétique mondiale
I.1.1.1. Consommation énergétique dans les bâtiments
I.1.1.2. Intérêt du photovoltaïque dans les bâtiments
I.1.1.3. Productivité et performances des systèmes photovoltaïques
I.1.2. Contexte de l’étude: Projet PRIMERGI
I.1.3. Objectif de la thèse
I.2. Structure d’un système photovoltaïque
I.2.1. Description d’un système photovoltaïque
I.2.2. Générateur photovoltaïque
I.2.2.1. Cellule PV
I.2.2.2. Module photovoltaïque
I.2.2.3. Champ PV
I.2.3. Les convertisseurs
I.2.3.1. Convertisseur DC/DC et MPPT
I.2.3.2. Convertisseur DC/AC
I.2.4. Les topologies des systèmes PV
I.2.4.1. Onduleur central
I.2.4.2. Onduleur string
I.2.4.3. Onduleur multi-string
I.2.4.4. Synthèse des différentes architectures
I.3. Introduction aux différents défauts des systèmes PV
I.3.1. Défaut dans le générateur PV
I.3.1.1. Défaut aux niveaux de la cellule PV
I.3.1.2. Défaut aux niveaux des modules PV
I.3.1.3. Autres problèmes du générateur PV
I.3.2. Défaut des systèmes PV sur le réseau de distribution
I.4. Outils et méthodes de détection de défauts
I.4.1. Analyse des pertes de puissance d’une installation PV
I.4.2. Analyse de la caractéristique I-V
I.4.3. Méthode de thermographie Infrarouge
I.4.4. Méthode de réflectométrie électrique
I.5. Conclusion
Chapitre II : Système de monitoring appliqué à des études énergétiques de systèmes photovoltaïques raccordés au réseau électrique
II.1. Introduction
II.2. Présentation des deux systèmes photovoltaïques étudiés
II.2.1. Description des installations PV du laboratoire CNRS-PROMES
II.2.2. Description des installations PV du laboratoire LAAS-CNRS
II.2.3. Système de monitoring d’une installation PV
II.2.3.1. Mesures tension et courant côté DC
II.2.3.2. Mesures tension et courant AC
II.2.4. Mesures de données environnementales
II.2.4.1. Modèle d’ensoleillement global incliné
II.2.4.2. Méthodologie de calcul d’ensoleillement global incliné
II.2.4.3. Comparaison modèle et données expérimentales
II.2.5. Installation du système de monitoring
II.2.6. Ensoleillement global incliné et mesures électriques de l’installation PV de PROMES-CNRS
II.3. Analyse énergétique des deux systèmes PV
II.3.1. Comparaison du modèle de puissance maximale et des mesures de puissance DC en fonction des données environnementales
II.3.2. Analyse énergétique du système PV de PROMES-CNRS
II.3.3. Logiciel libre d’analyse de performance d’un système PV
II.3.4. Analyse énergétique de la toiture « R+2 » d’ADREAM
II.4. Conclusion
Chapitre III : Modélisation du système champ PV en fonctionnement normal et défaillant
III.1. Introduction
III.2. Fonctionnement d’une cellule PV
III.2.1. Caractéristique électrique d’une cellule PV
III.2.2. Modèle d’une cellule PV
III.2.2.1. Photo-courant
III.2.2.2. Courant de saturation inverse de la diode
III.2.2.3. Résistance série et résistance parallèle
III.2.3. Résolution de l’équation électrique de la cellule
III.3. Modélisation d’un générateur PV en fonctionnement défaillant
III.3.1. Défaut d’ombrage
III.3.1.1. Détermination de la caractéristique I-V d’une cellule sous conditions d’ombrage
III.3.1.2. Détermination de la caractéristique I-V d’un module sous conditions d’ombrage
III.3.1.3. Détermination de la caractéristique I-V d’un string sous conditions d’ombrage
III.3.1.4. Plusieurs scénarios de défaut d’ombrage
III.3.2. Défaut sur la résistance série Rs
III.3.3. Défaut sur la résistance parallèle Rp
III.3.4. Défaut sur la température Tc
III.3.5. Erreur par rapport au fonctionnement normal
III.4. Validation expérimentale du modèle.
III.4.1. Influence de la salissure sur les modules PV du bâtiment ADREAM
III.4.1.1. Caractéristique I-V du module TE2200
III.4.1.2. Puissance produite par le module TE2200
III.4.1.3. Corrélation des mesures avec le modèle
III.4.2. Défaut de « snail trail » sur module BP585
III.5. Conclusion
Chapitre IV : Détection et localisation de défauts d’une installation photovoltaïque
IV.1. Introduction
IV.2. Etablissement d’une base de connaissances sur les différents défauts d’une installation photovoltaïque
IV.3. Méthodologie de détection et de localisation de défaut
IV.3.1. Détection de défaut d’ombrage
IV.3.1.1. Méthodologie de détection d’ombrage par l’analyse de la puissance maximale en fonction du temps
IV.3.1.2. Méthodologie de détection d’ombrage par l’analyse de la caractéristique I-V
IV.3.1.3. Etude de la dérivée première et de la dérivée seconde sur la caractéristique I-V (diodes by-pass présentes)
IV.3.1.4. Etude de la dérivée première et de la dérivée seconde sur la caractéristique I-V (diodes by-pass absentes)
IV.3.1.5. Méthodologie de détection du nombre de diode by-pass active
IV.3.2. Méthodologie de détection de défaut du système d’acquisition
IV.3.3. Méthodologie de détection de défaut au niveau du de l’onduleur
IV.3.4. Méthodologie de détection et de localisation de défaut complet
Conclusion générale et perspectives
Chapitre V : Bibliographie
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