août 2010 - Energie Plus Le Site

Rendement d’une installation solaire thermique

Rendement d'une installation solaire thermique

Rendement d’un capteur solaire

Le rendement d’un capteur est le rapport entre la chaleur utile (Q3) transmise au fluide et le rayonnement solaire incident (E0) :

n = Q₃ / E₀ [-]

Cette chaleur utile Q₃ est définie par le bilan des apports solaires utiles et des pertes thermiques :

Q₃ = E₀ – E₁ – Q₂ – Q₁ [MJ]

Les apports solaires utiles : E₀ – E₁ [MJ]

Ils représentent la part du rayonnement solaire réellement absorbée par le capteur. Ils dépendent des propriétés optiques du capteur (telles que l’absportivité de l’absorbeur et la transmissivité du vitrage).

Ils s’expriment selon la relation : E₀ * ατ

Avec :

α [-] : facteur d’absorption de l’absorbeur.
_τ [-] : facteur de transmission du vitrage.

Les pertes thermiques : Q_{1 +} Q2 [MJ]

Dépendant des propriétés d’isolation thermique du capteur, elles sont définies par la relation: Q_th= K* ∆T

Avec :

K [W/m²K] : coefficient de déperdition thermique du capteur.
∆T : T°capt – T°amb.

Le rendement d’un capteur : n = Q₃/E₀ [-]

n = ατ- (K*∆T / E₀) [-]

L’efficacité d’un capteur dépend donc de ses caractéristiques thermiques (diminution des pertes) et optiques (augmentation des apports solaires utiles).

Courbe de rendement normalisée

La norme européenne (EN 12975) définit le rendement d’un capteur sur base de trois paramètres permettant de qualifier le comportement thermique du capteur : Son rendement optique n₀ , et deux coefficients de déperdition thermique a₁ et a₂.

Rendement optique n₀

Le rendement optique n₀ représente le rendement maximum du capteur lorsque la température du fluide est à température ambiante (pas de pertes thermiques). Il s’agit donc de la partie maximale de l’énergie solaire qui peut être captée. Mesuré dans des conditions standardisées de test (spectre AM 1,5, 1 000 W/m², perpendiculaire au capteur), il dépend des propriétés du vitrage et de sélectivité de l’absorbeur. Cette relation est établie comme suit : n₀ = ατF

Avec :

α [-] : facteur d’ absorption de l’absorbeur, compris entre 0,9 et 0,96.
τ [-] : facteur de transmission du vitrage, compris entre 0,88 et 0,91.
F [-] : facteur de rendement du capteur, compris entre 0,92 et 0,97.

Exemple de rendement optique pour différents types de capteurs :

* 75-85 % capteur plan ;
* 90-95 % capteur non vitré ;
* 75-85 % tube sous vide à absorbeur sur cuivre ;
* 50-70 % tube sous vide à absorbeur sur verre.

À l’heure actuelle, les fabricants utilisent généralement des verres « anti-reflet » extra clairs. Pauvres en fer, ils présentent une meilleure transmission lumineuse.

Coefficients de déperdition thermique

Les coefficients de déperdition thermique dépendent de la qualité d’isolation des capteurs :

a₁ [W/m². K] : coefficient linéaire de transfert thermique, généralement compris entre 1,2 et 4.
a₂ [W/m². K²] : coefficient quadratique de transfert thermique, généralement compris entre 0,005 et 0,015.

Conformément à la norme, le rendement du capteur est alors donné par la formule suivante :

n = n₀ – (a₁*∆T / E₀) – (a₂* ∆T² / E₀) [-]

Avec :

E0 : 1 000 W/m².
∆T = T°capt – T°amb

Représentation de la courbe de rendement associée. (exemple avec un n₀=0.8 ; a₁= 4 [W/m². K]; a₂ = 0.015 [W/m². K²])

N.B. : Sur cette courbe apparaît la température de stagnation du capteur (dans l’exemple 133°) définie comme la différence de température à laquelle les gains solaires ne peuvent compenser les pertes thermiques. À ce moment, le rendement du capteur est nul.

Calculs

La page calcul comprend notamment ce tableur permettant le calcul de la courbe de rendement théorique en fonction de la température d’un capteur solair en fonction de ses propriétés optiques

Influence de la puissance du rayonnement solaire

Les différentes courbes de rendement sont conventionnellement établies pour une puissance de rayonnement de 1 000 W/m². Or, en réalité, l’ensoleillement varie considérablement au fil du temps (de 0 la nuit à 1 000 W maximum en plein soleil). La courbe de rendement en est modifiée de la sorte :

Influence sur la courbe de rendement d’une variation de l’intensité du rayonnement solaire.

Influence du delta de température

La différence de température entre l’absorbeur et l’extérieur génère des pertes thermiques. Plus cette différence de température est importante, plus les pertes le sont aussi. Pour une puissance de rayonnement et une inclinaison donnée, le point de fonctionnement du capteur se situera donc sur une courbe dont la pente et la courbure sont déterminées par ses coefficients de déperdition thermique.

Influence de l’angle d’incidence

L’inclinaison du capteur et la position du soleil influencent le rendement du capteur. Selon l’angle d’incidence, la transmission du rayonnement solaire au travers du vitrage sera modifiée. En effet, au moins les rayons sont perpendiculaires au capteur, au plus la composante réfléchie du rayonnement est importante. Le rendement en est donc diminué.

Cette diminution est décrite par un facteur d’angle Kθ ou IAM, en général donné par les fabricants. En pratique, on constate que ce facteur varie relativement peu pour des angles d’incidence inférieurs à 50°.

Influence sur la courbe de rendement d’une modification importante de l’angle d’incidence par rapport à une situation de départ où l’angle d’incidence est perpendiculaire au capteur.

Rendement instantané

En fonctionnement, le rendement du capteur se déplacera donc continuellement (on parle alors de rendement dynamique) sur une multitude de courbes résultantes des différents phénomènes cités ci-dessus. Le schéma suivant illustre ce comportement :

En conclusion, on retiendra qu’un capteur est d’autant plus performant :

qu’il fonctionne à une température proche de la température ambiante (delta T° faible).
==> Travail à basse température idéal ;
que l’irradiation est importante
==> Orientation et inclinaison adaptée.

Une étude allemande a montré qu’en fonctionnement, le rendement annuel des capteurs pour l’eau chaude sanitaire peut atteindre 50 %.

Rendement d’une installation

Le rendement de l’installation complète ne dépend évidemment pas du seul rendement des capteurs.

Des pertes thermiques se produiront lors du stockage de l’eau chaude, lors des transferts des fluides caloporteurs entre les capteurs et le ballon solaire, et entre le ballon et les différents points de puisage.

Ces différentes pertes sont considérablement influencées par différents paramètres comme la longueur et la section des tuyaux. On veillera donc à en limiter l’impact par des longueurs de tuyauteries minimisées et une isolation adéquate.
Différentes simulations dynamiques ont montré que le rendement moyen d’une installation bien conçue tourne autour de 30 – 40 %. Globalement, l’irradiation avoisinant en Belgique les 1000 kWh/m².an, on capte donc près de 300 à 400kWh/m².an soit l’équivalent énergétique de 30 à 40 litres de fuel par m² et par an. C’est notre puits de pétrole à nous!

L’influence de la fraction solaire

Le choix de la fraction solaire, fraction représentant la part de l’eau chaude sanitaire que l’on souhaite produire par le solaire, a une influence non négligeable sur le rendement global annuel de l’installation.

Le phénomène est le suivant :

Si l’on veut dimensionner une installation pour qu’elle puisse fournir de l’eau chaude les jours de luminosités réduites, les surfaces nécessaires peuvent être considérables. Parfois, principalement en hiver, la luminosité est même insuffisante pour permettre toute production. Dans ce cas, on n’a pas d’autre choix que le recours au système d’appoint utilisant une énergie conventionnelle.
Or, cette superficie nécessaire pour les jours de luminosité médiocre peut être superflue en été. En effet, une superficie plus importante permet d’atteindre plus vite la quantité d’eau à la température voulue. Mais que se passe-t-il une fois le ballon chargé ? Rien ! Le capteur ne fonctionne plus, il « chôme » ! Le temps de fonctionnement annuel des capteurs est alors réduit.
En résumé, plus la fraction solaire est élevée plus le taux d’utilisation, est lui, réduit.

Un taux d’utilisation réduit signifie aussi une production surfacique (kWh par m² de capteurs) réduite (pertes thermiques induites par le surdimensionnement par rapport aux besoins estivaux combiné, et un fonctionnement à haute température plus fréquent).

La relation entre la surface de capteurs et la productivité de l’installation n’est donc pas linéaire. La courbe qui suit illustre bien le phénomène : Les premiers kWh sont les plus faciles à produire alors qu’il sera presqu’impossible de rendre l’installation autonome (asymptote horizontale !).

Superficie de capteurs nécessaire en fonction de la fraction solaire et rendement correspondant.

En conséquence : au plus la fraction solaire voulue sera grande, au plus le rendement global de l’installation sera faible !
Cette conclusion ne doit cependant être prise telle quelle : il ne faut pas oublier que l’énergie solaire est une énergie gratuite, renouvelable et totalement non polluante !

Idée : On pourrait imaginer étendre la production estivale d’eau chaude à d’autres usages (piscine ou bassin extérieur,…) ou pour générer du froid (c’est l’idée des recherches actuelles sur la climatisation solaire). L’utilisation de ce surplus potentiel permettrait d’utiliser efficacement l’installation plutôt que de la laisser « chômer » !

Un autre moyen de valoriser ce surplus énergétique est le stockage intersaisonnier de l’énergie produite ! Actuellement, la recherche se tourne principalement vers des grands volumes de stockage (dans le sol par exemple) ou vers des matériaux à changement de phase.

Posted By : Sylvie 12 Août, 2010

Pluies

C’est le vent qui chasse la pluie contre la façade.
En Belgique, ce sont les façades dont l’orientation est comprise entre le SSO et le OSO qui sont le plus exposées aux pluies battantes^*.

^* Pluie battante : pluie qui dévie de sa trajectoire verticale (pesanteur) sous l’influence du vent.

Produit de l’intensité^** moyenne des pluies battantes par leur durée moyenne, au cours d’une année (1931 – 1960).

^** Intensité de pluie : quantité de pluie exprimée en mm qui est tombée pendant 1 heure.

Posted By : Sylvie 12 Août, 2010

Humidité relative et pression de vapeur extérieure

La pression de vapeur et l’humidité relative de l’air extérieur influencent directement la condensation interne et de surface ainsi que l’humidification et le séchage des matériaux mis en œuvre dans les bâtiments.
Par exemple, une humidité relative extérieure de 85 % va permettre le séchage d’un mur humide (humidité relative de 100 % puisqu’il contient de l’eau sous forme liquide).

Variation de la pression de vapeur et de l’humidité relative extérieure

Du point de vue climatique, la pression de vapeur et l’humidité relative de l’air extérieur varient durant la journée et durant l’année. Ainsi :
Au cours des variations de température d’une journée

la pression de vapeur (p_e) varie peu,
l’humidité relative (φ_e) varie fortement

Par contre, au cours des variations de température d’une année (de mois en mois), c’est le contraire :

la pression de vapeur moyenne varie fortement,
l’humidité relative moyenne varie peu.

	J	F	M	A	M	J	J	A	S	O	N	D
φ_e (%)	91	87	85	81	77	80	79	83	83	91	91	91
P_e(N/m²)	730	668	857	935	1072	1520	1445	1618	1352	1194	856	694
Pression de vapeur et humidité relative moyenne mensuelle.

Cette différence s’explique par la lenteur de l’évaporation de l’eau. En effet :

Une hausse de température au cours d’une journée ne suffit pas à évaporer l’eau. La pression de vapeur reste donc identique. Or, l’air pourrait contenir plus d’eau. Par conséquent, l’humidité relative diminue. Ainsi une augmentation de température peut entraîner des humidités relatives momentanément très basses.

Par contre, avec une hausse de température plus longue (à l’échelle du mois), l’évaporation a le temps de se produire. Par conséquent, la pression de vapeur augmente. L’humidité relative reste, quant à elle, constante.

Néanmoins, lors de précipitations, l’eau se présente sous forme optimale pour s’évaporer facilement (principe du vaporisateur). L’humidité relative augmente rapidement jusqu’à 100 % indépendamment de la température.
Ensuite, si la température baisse, le point de rosée de l’air peut être atteint, du brouillard se forme.

De même, dans une région boisée ou alluviale, l’air sera toujours plus humide que dans un site urbanisé (microclimats différents).

Posted By : Sylvie 9 Août, 2010

Electricité verte

Définition de l’électricité verte en Wallonie

Pour que l’électricité soit considérée comme « électricité verte », elle doit être produite à partir de sources d’énergie renouvelables (vent, eau, soleil, biomasse…) ou de cogénération de qualité.

La cogénération de qualité est une production simultanée de chaleur et d’électricité telle que l’ensemble de la filière de production (préparation du combustible et combustion éventuelle lors de la production d’électricité) permette de réduire de 10 % les émissions de CO₂ par rapport aux émissions résultant d’une filière de production classique (pour une même production en KWh et en tenant compte de la chaleur produite).

Mécanisme des certificats verts

Des certificats verts sont attribués aux producteurs d’électricité verte garantie par un contrôleur agréé. Les certificats verts sont attribués sur base de l’économie de CO₂ réalisée par la filière de production utilisée. Un certificat vert est attribué pour une économie de 456 kg de CO₂, ce qui correspond à l’émission de CO₂ de la centrale électrique de référence (une TVG) pour produire 1 MWh.

Les fournisseurs d’électricité peuvent, moyennant payement, acquérir ces certificats verts auprès des producteurs d’électricité verte. Les fournisseurs doivent fournir à la CWaPE un certain quota de certificats verts en fonction de leurs achats. Parallèlement au marché physique de l’électricité, un marché virtuel de certificats verts apparaît donc. Le quota était de 3 % en 2003 et augmente de 1 à 5 % par an atteignant ± 35 % en 2018. En 2021, le quota baissera pour remonter ensuite jusqu’à 2024.

Exemple : en 2018, un fournisseur qui vend 100 MWh à des clients finaux doit fournir ±35 certificats verts à la CWaPE, certificats qu’il achète à un producteur d’électricité verte ou à un intermédiaire.

Le schéma suivant résume le principe des certificats verts.

Schéma principe des certificats verts.

Le système met ainsi en place des incitants au développement des installations à énergie renouvelable et/ou de cogénération, tout en laissant jouer le marché. Le système se basant sur le gain en CO₂, indépendamment de la technologie utilisée, permettra l’émergence des technologies les plus performantes au moindre coût.

Pour plus d’info sur les certificats verts [PDF]

Acheter de l’électricité verte ?

Par le système mis en place, tout consommateur achète donc de l’électricité « verte », intégrée pour quelques pour cents dans le courant distribué. Mais il lui est aussi possible d’acheter directement son électricité à un fournisseur d’électricité verte, c.-à-d. à un fournisseur qui s’est engagé à ce que au minimum 50,1 % de son électricité soit verte (en pratique, ce ratio peut varier entre 50,1 et 100+ % de renouvelables : informez-vous auprès de votre fournisseur d’électricité). C’est la meilleure manière de soutenir le développement de ces techniques propres.

Posted By : Sylvie 9 Août, 2010

Rendement d’un onduleur

Comme toujours, le rendement est le rapport entre deux grandeurs. Dans le cas d’un onduleur, le rendement se mesure en comparant la puissance de sortie de l’onduleur par rapport à la puissance d’entrée.

La puissance fournie à l’onduleur dépendra des conditions météorologiques, de la surface de panneaux installés ainsi que de leurs puissances unitaires.

Comme le rendement varie en réalité en fonction d’un grand nombre de variables, une méthode de calcul simplifiée du rendement global (sur toute la plage de puissance de l’onduleur) permet de mieux tenir compte des conditions réelles, il s’agit du « rendement européen ». Ce dernier à ça de particulier qu’il caractérise l’efficacité à charge partielle de l’onduleur. Ce rendement sera plus faible que le rendement maximal (pic) mais plus proche des chiffres mesurés dans la pratique.

Les normes européennes définissent le rendement d’un onduleur comme étant une moyenne pondérée (en fonction de temps de fonctionnement estimé pour cette charge) de différentes mesures de rendements à charge partielle.

ηEuro = 0,03 * η5 % + 0,06 * η10 % + 0,13 * η20 % + 0,1 * η 30 % + 0,48 * η 50 % + 0,2 * η100.

Dans l’exemple de l’onduleur ci-dessous, le rendement maximum est de 95,4% et le rendement suivant la norme européenne est de :

0.003 * 84.9 + 0.06 * 90.8 + 0.13 * 93.8 + 0.1 * 94.8 + 0.48 * 95.4 + 0.2 * 95 = 94,46 %

En pratique, suivant le dimensionnement de l’onduleur (par rapport à l’installation et sa production), les temps de fonctionnement à charge partielle varient sensiblement.

Actuellement le rendement maximal (pic) des meilleurs onduleurs sur le marché atteint les 98%. Plus le rendement est élevé, plus la durée de vie de l’onduleur sera élevée (les onduleurs sont sensibles à la chaleur) et ses dimensions pourront être réduites (les systèmes de refroidissement ne seront plus nécessaires).

Posted By : Sylvie 9 Août, 2010

Rendement et puissance crête des cellules photovoltaïques

Le rendement d’une cellule ou d’un module photovoltaïque est le rapport entre l’énergie électrique produite par cette cellule ou module et l’énergie lumineuse reçue sur la surface correspondante :

n [%] = Pproduite[kW] / Pincidente[kW]

Le rendement réel varie donc continuellement, en fonction notamment de l’énergie solaire incidente.

Pour permettre une comparaison de l’efficacité de différentes cellules, on définit ces caractéristiques dans des conditions de test bien précises (STC = Standard Test Conditions). Ces conditions sont : émission lumineuse de 1 000 W/m², température de 25 °C, conditions spectrales Air Mass 1.5 (composition du spectre identique au spectre solaire lorsqu’il traverse une épaisseur et demie d’atmosphère, ce qui correspond à un angle d’incidence de 41.8° par rapport à l’horizontale).

La puissance crête est définie comme la puissance électrique produite par la cellule (ou un panneau) lorsqu’elle est soumise aux conditions STC. Cette valeur est utilisée comme référence pour comparer les panneaux photovoltaïques entre eux.

On obtient alors le rendement par la formule suivante :

Nstc [%] = Puissance crête [W/m²]* / Puissance du spectre STC [W/m²]

Avec :

Puissance du spectre STC = 1 000 [W/m²].

Influence de l’éclairement

La luminosité influence considérablement les performances des cellules.

Comme le montre ce graphique, le courant de court-circuit (Icc) croît proportionnellement avec l’éclairement, alors que la tension à vide (Vco) varie très peu (environ 0,5 V).

Ainsi, au plus la couverture nuageuse est importante, au plus l’intensité du courant généré est faible.

Influence de la température

La température a une influence considérable sur le comportement de la cellule et donc sur son rendement. Cette influence se traduit principalement par une diminution de la tension générée (et une très légère augmentation du courant).

Suivant les modèles, ce comportement induit, par degré, une perte de 0.5 % du rendement par rapport au rendement maximum de la cellule. On comprendra donc tout l’intérêt d’une ventilation correcte à l’arrière des panneaux !

La perte de tension d’un module ou d’une cellule peut être estimée par la formule suivante :

U(T°) = U(25°C) + (ΔT°*a)

Avec :

ΔT : augmentation de température par rapport aux conditions STC (25°C)
a : coefficient de température Voc [mV/K], valeur fournie par le fabriquant

Limite de Shockley-Queisser pour le silicium

La limite de Shockley-Queisser est une limite physique bornant à ≈ 30 % le rendement atteignable par les panneaux solaires photovoltaïques courants (composés de cellules en Silicium à jonction simple).
Ce plafond de verre provient de deux phénomènes :

Le panneau photovoltaïque ne valorise pas l’entièreté du spectre d’émission solaire (une partie du rayonnement est systématiquement perdue par transformation en chaleur).
La seconde loi de la thermodynamique qui limite le rendement des « machines thermiques » en fonction des températures de la source chaude (soleil) et de la source froide (la cellule).

Actuellement, en fonction des installations et des technologies utilisées, le rendement de cellules se situe en moyenne entre 10 % et 20 % (avec un record en Labo à 26,6 %).

Pour s’affranchir de cette limite, des cellules multi-jonctions voient le jour permettant d’atteindre des plafonds théoriques de l’ordre de 80 % de rendement. Ce type de cellule, en condition laboratoire a déjà dépassé le cap des 40 % de rendement !

Posted By : Sylvie 9 Août, 2010

Caractéristiques électriques des cellules et des modules photovoltaïques

Sous un éclairement donné, toute cellule photovoltaïque est caractérisée par une courbe courant-tension (I-V) représentant l’ensemble des configurations électriques que peut prendre la cellule. Trois grandeurs physiques définissent cette courbe:

Sa tension à vide : Vco. Cette valeur représenterait la tension générée par une cellule éclairée non raccordée.

Son courant court-circuit: Icc. Cette valeur représenterait le courant généré par une cellule éclairée raccordée à elle-même.

Son point de puissance maximal: MPP (en anglais : maximal power point) obtenu pour une tension et un courant optimaux : Vopt, Iopt (parfois appelés aussi Vmpp, Impp).

Rem : Pour permettre une comparaison de l’efficacité de différentes cellules, on définit ces caractéristiques dans des conditions de test bien précises (STC = Standard Test Conditions). Ces conditions sont : émission lumineuse de 1 000 W/m², température de 25 °C, conditions spectrales Air Mass 1.5 (composition du spectre identique au spectre solaire lorsqu’il traverse une épaisseur et demie d’atmosphère, ce qui correspond à un angle d’incidence de 41.8° par rapport à l’horizontale).

Actuellement, les cellules présentent des valeurs de l’ordre de 0.5V-3.5A-2.1 Wc.

Raccordement des cellules entre elles

Dans les conditions standardisées de test, la puissance maximale pour une cellule Si (silicium) de 100 cm² (10 sur 10) tourne aux alentours de 1,25 Watt. Cette cellule constitue donc un générateur de très faible puissance, insuffisant pour les applications électriques courantes. Les modules sont donc réalisés par association, en série et/ou en parallèle, de cellules élémentaires. La connexion en série augmente la tension pour un même courant alors que la connexion en parallèle augmente le courant pour une tension identique.
Pour que l’électricité générée soit utilisable pour nos applications électriques, il est donc nécessaire d’associer entre elles un grand nombre de cellules.

Les modules (généralement présentés sous forme de panneaux) sont constitués d’un certain nombre de cellules élémentaires placées en série afin de rendre la tension à la sortie utilisable.
Ces modules sont ensuite associés en réseau (série-parallèle) de façon à obtenir les tensions/courants désirés.

Association en série

Par association en série (appelée « String »), les cellules sont traversées par le même courant et la tension résultante correspond à la somme des tensions générées par chacune des cellules.

Association en parallèle

Par association en parallèle, les cellules sont soumises à la même tension et le courant résultant correspond à la somme des courants générés par chacune des cellules.

Les caractéristiques globales d’une installation se déduisent donc d’une combinaison des caractéristiques des constituants des ns*np.

Les diodes de by-pass

Il arrive fréquemment que les cellules élémentaires qui composent le module ne présentent pas toutes la même courbe caractéristique au même moment. Les raisons peuvent être multiples : variété inévitable de fabrication, défaillance, différence d’éclairement ou de température (dues par exemple à un ombrage non uniforme du module, un encrassement,…).

Sous certaines conditions, la cellule la plus faible peut alors se comporter comme une cellule réceptrice, dissipant la puissance générée par la cellule la plus forte. Celle-ci peut même être détruite si la contrainte ou la température devient trop importante.

Pour éviter ce phénomène, on place des diodes de by-pass (empêchant tout courant ou tension inverses). Celles-ci sont placées en série lorsque les cellules sont connectées en parallèle et en parallèle lorsque les cellules sont connectées en série.
Les modules aujourd’hui commercialisés comprennent généralement des diodes de protection situées en parallèle des différents strings qui le composent.

L’utilisation de ces by-pass induit néanmoins des perturbations de la courbe caractéristique, modifiant le point de puissance maximal du module :

Pour ne pas induire inutilement ces pertes, il est donc très important que ces diodes de by-pass soient utilisées et placées en cohérence avec les ombres générées par l’environnement du module.

Posted By : Sylvie 9 Août, 2010

Contacter le facilitateur photovoltaïque

Le Facilitateur E-SER est chargé par la Région wallonne de mener des actions d’information, d’accompagnement, de sensibilisation et de conseil pour aider au développement harmonieux de la filière photovoltaïque en Wallonie.
Concrètement, le Facilitateur a pour objectifs :

d’assurer une veille technologique, réglementaire et statistique ;
de veiller à la coordination de la filière photovoltaïque ;
d’informer et de conseiller les investisseurs potentiels concernant le photovoltaïque.

Le Facilitateur vise le secteur public et les entreprises. Sans que cela ne soit une étape obligée, tout auteur de projet peut s’adresser gratuitement au Facilitateur afin de réaliser une étude de pertinence. Celui-ci conseillera l’auteur de projet quant à la pertinence économique, juridique et administrative d’un projet photovoltaïque dans sa commune ou dans son entreprise. La mission de Facilitateur E-SER ne couvre pas les installations photovoltaïques domestiques, qui relèvent du plan Qualiwatt. Pour les particuliers, les Guichets de l’Énergie jouent ce rôle de Facilitateur.

> Plus d’infos sur :

https://energie.wallonie.be/fr/facilitateurs-energie.html?IDC=6267&IDD=11161

Posted By : Sylvie 9 Août, 2010

Choisir un label de qualité

RESCert

Outre le matériel qui doit respecter les exigences fixées dans les normes européennes et les tests correspondants, il existe aussi en Belgique un label de qualité pour les installateurs appelé RESCert.

La Région wallonne, la Région flamande et la Région de Bruxelles-Capitale ont mis sur pied un système harmonisé pour la formation et la certification d’installateurs fiables et de qualité. Les technologies visées sont les systèmes d’énergie résidentiels/de petite taille.

Quelle est la différence entre un certificat de compétence et un certificat de compétence au titre de candidat ?

Un certificat de compétence est destiné aux installateurs ayant plus de 3 ans d’expérience (voir ici) et ayant réussi un examen.

Un certificat de compétence au titre de candidat est destiné aux installateurs ayant moins de 3 ans d’expérience (voir ici) et ayant réussi un examen.

Remarque : Le certificat de compétence au titre de candidat ne peut pas être utilisé pour les primes, et les personnes ayant un certificat de compétence au titre de candidat ne figurent pas sur la liste des installateurs certifiés. Le certificat de compétence au titre de candidat peut être ‘upgraded’ gratuitement en certificat de compétence une fois que les 3 ans d’expérience sont atteints.

Plus d’info sur : https://rescert.be/fr

NRQUAL

NRQual : un label de qualité officiel pour les entreprises d’installation de systèmes d’énergie renouvelable en Wallonie

Afin de redonner confiance aux consommateurs et de leur garantir la qualité de leurs installations, la Wallonie a décidé de soutenir et de promouvoir les entreprises d’installation de systèmes renouvelables qui s’inscrivent dans un processus « qualité » en lançant le label wallon NRQual.

Pour les entreprises, se faire labelliser implique des garanties de qualité à plusieurs niveaux :

capacité de concevoir une installation : l’entreprise devra remettre au client un dossier reprenant les plans techniques de l’installation, les spécifications techniques des composants utilisés, les calculs de rendements énergétiques, les manuels destinés à l’utilisateur ;

capacité de placer un système renouvelable :
- l’entreprise devra compter des installateurs certifiés parmi ses équipes en charge de l’installation des systèmes ;
- un contrôle sera effectué via des audits aléatoires d’installations placées par l’entreprise labellisée ;
- l’entreprise labellisée rédigera une déclaration de conformité à l’attention du client confirmant la conformité de l’installation avec les exigences de qualité imposées par le label.

conditions liées à la vente :
- utilisation du contrat type publié sur le site de la DGO4 () ;
- suivi des plaintes ;
- l’entreprise devra disposer de tous les enregistrements, accès à la profession et assurances requis.

Trouver une entreprise labellisée NRQual :
http://www.questforquality.be/consommateurs/trouvez-un-installateur/

Solar PV

SOLAR PV est le label de qualité utilisé par les entreprises d’installation de systèmes photovoltaïques qui sont labellisés en Belgique par le BCCA sur base des référentiels développés par QUEST & CONSTRUCTION QUALITY. [questforquality.be]

QUEST et CONSTRUCTION QUALITY sont deux organismes indépendants aux missions distinctes. D’une part, QUEST est le garant de qualité des entreprises liées aux énergies renouvelables et, d’autre part, CONSTRUCTION QUALITY a pour mission de garantir les compétences professionnelles des entreprises actives dans la construction. Ces deux labels ont été réunis afin de créer le label SOLAR PV [energreen.be]

Vous pouvez retrouver ce logo sur des devis, des déclarations de conformité, des autocollants, etc.

Posted By : Sylvie 9 Août, 2010

Prévoir la maintenance et la durée de vie d’une installation

L’entretien nécessaire aux installations photovoltaïques est très limité. Un nettoyage occasionnel reste conseillé. Néanmoins, sa fréquence peut être influencée par de nombreux facteurs environnants : inclinaison, situation près de zone boisée, pollution,… Un des avantages de cette technique est que, via la présence de compteurs, la production est facilement comptabilisée. Cela permet de détecter rapidement un fonctionnement anormal de l’installation.

Un suiveur solaire nécessite par contre un entretien plus important (moteurs,…).

Un système photovoltaïque est un investissement à long terme puisque sa durée de vie est généralement supérieure à 25 ans et peut même atteindre 40 ans. Les fabricants, eux-mêmes, garantissent généralement qu’après 20-25 ans le module atteindra encore 80 % de sa puissance crête initiale. Un onduleur a par contre une durée de vie plus limitée (de 10 à 15 ans).

Posted By : Sylvie 9 Août, 2010

Considérer les aspects économiques d’une installation photovoltaïque

Les méthodes de production se sont considérablement améliorées et répandues ces dernières années. Les coûts de production et donc de vente des technologies photovoltaïques ne cessent de diminuer.

À l’heure actuelle, on considère des prix compris entre 0.8 à 2 € (HTVA) par Wc installés. Donc de 800 € à 2 000 € du kWc en fonction de la taille de l’installation.

Théories

La production électrique photovoltaïque est de plus récompensée par la certification verte.

Jusqu’au 30 juin 2018, en fonction de la puissance du champ de capteur installé, la production électrique donne droit à certains subsides. Les petites installations (< 10 kW) font l’objet de primes Qualiwatt. Les plus grandes installations (> 10 kW) donnent droit à un montant de certificats verts par MWh produit durant un certain nombre d’années. Ce contexte d’aide, ainsi que les conditions de raccordement, influencent considérablement la rentabilité et les temps de retour sur investissement.

Néanmoins, pas d’inquiétude pour l’après Qualiwatt : la démocratisation et l’amélioration des performances globales des systèmes photovoltaïques ont rendu l’investissement suffisamment rentable pour qu’il n’ait plus besoin de soutien.

Vous trouverez plus d’infos sur les subsides sur le site de la CWAPE : https://energie.wallonie.be/fr/facilitateur-energies-renouvelables-electriques-et-cogeneration.html?IDC=9546

Pour les petites installations (< 10kW), l’APERE a mis au point un simulateur financier. Il est disponible sur : http://sifpv.apere.org/

> Pour estimer la rentabilité d’une installation photovoltaïque raccordée au réseau. XLS

N’en oublions pas pour autant les démarches URE !
L’énergie la moins chère et la moins polluante reste celle que l’on ne consomme pas !

Posted By : Sylvie 9 Août, 2010

Définir le raccordement au réseau de distribution

Après avoir été transformé par l’onduleur en courant alternatif, le courant produit par une installation photovoltaïque alimente les différents circuits électriques de l’installation.
Si la production est inférieure à la consommation, l’ensemble de la production électrique photovoltaïque sera consommée sur place et le réseau fournira le complément nécessaire. Par contre, en cas de surproduction instantanée supérieure à la consommation, l’excédent pourra être injecté sur le réseau* de distribution et ainsi être utilisé par un autre consommateur.
Ce raccordement et la réinjection ne peuvent évidemment pas se faire n’importe comment ! Il faut donc avant toujours vérifier les conditions de raccordement au réseau dès les premières étapes du projet !

Différents types de raccordement sont en effet imposés suivant la puissance du champ de capteur. Ceux-ci se basent sur la notion de puissance nette développée (PND) définie comme étant le minimum entre la puissance crête du champ de capteur et la puissance maximale de sortie de l’onduleur (renseigné sur la fiche technique de l’onduleur). Elle est exprimée en kilovolt Ampère.

Voici en résumé les valeurs seuils et les exigences correspondantes :

De 0-10kVA :

La « compensation », le fameux compteur qui tourne à l’envers, est permis. Dans ce cas, un seul compteur établit le bilan annuel de consommation. Le producteur ne paiera annuellement que la consommation excédentaire. S’il produit plus qu’il ne consomme, son compteur est remis à 0. En quelque sorte, c’est comme si le producteur valorisait l’énergie produite au même prix que celle d’achat, tant qu’il reste dans ses plages de consommation. Aucune revente de l’électricité excédentaire n’est permise dans cette configuration.

Jusqu’à 5 kVA, le raccordement monophasé est permis. Au-delà, le triphasé est obligatoire. Un équilibrage entre phases est imposé.

Au-delà de 10 kVA :

La compensation n’est plus permise. Le placement d’un compteur supplémentaire, dissocié du compteur de consommation, est imposé. Celui-ci comptabilise l’énergie qui est alors réinjectée sur le réseau (autrement dit qui n’est pas instantanément consommée par le producteur). L’électricité est alors revendue au fournisseur (le prix de vente se situe entre 3.5 et 5.5 c€ du kWh produit). Une étude de faisabilité est alors imposée par le gestionnaire du Réseau de distribution (GRD) (coût entre 2 000 et 10 000 €).

Dans un cas comme dans l’autre, l’installation devra répondre aux exigences,

Du RGIE.
Aux prescriptions Synergrid.
Aux prescriptions du Gestionnaire du Réseau de Distribution.
Aux prescriptions de la CWAPE.
Ainsi qu’aux prescriptions urbanistiques du CWATUPE.

De plus, des démarches préalables et postérieures à l’installation doivent impérativement être effectuées ! On contactera donc la commune, le GRD et la CWAPE en temps utiles !
Sur le site du facilitateur P.V. :
> Plus d’infos sur les aspects électriques.
> Plus d’infos sur les exigences administratives relatives au photovoltaïque.
Sur le site de Synergrid :

Liste des questions les plus fréquentes concernant le raccordement réseau.

* Nous n’avons envisagé ici que les systèmes raccordés au réseau. Des systèmes autonomes fonctionnant sur batteries existent et constituent parfois la seule alternative pour des sites isolés.

Posted By : Sylvie 9 Août, 2010

Choisir un suiveur solaire

L’avantage d’un système de tracking est incontestablement l’augmentation des performances qui en découle. Il permet ainsi de mieux exploiter les cellules dont on dispose.

Cependant, cette augmentation de production est compensée par un surcout engendré par la structure et le moteur du suiveur et la dalle de béton nécessaire à la stabilité. Un permis d’urbanisme est de plus nécessaire pour installer ce type de système. En pratique, il est donc important de mettre en balance les avantages liés à une meilleure production et le prix par kWc plus important.

Réglementations

Plus d’infos sur la réglementation urbanistique (CWATUPE).

Au niveau de la production électrique, un suiveur à deux axes garantit une augmentation de la production électrique par rapport aux panneaux fixes d’au minimum 25 %. Des résultats de mesures sur cinq années ont par ailleurs permis au centre de recherche solaire allemand ZSW, d’estimer l’augmentation des performances par rapport à un système fixe pour Stuttgart (latitude de 48°, proche des 50° pour la Belgique) :

27 % pour un suiveur double axe
23 % pour un suiveur simple axe vertical
23 % pour un suiveur simple axe longitudinal
12 % pour un suiveur simple axe transversal

Source : New Energy (n° 3 de juin 2010 p 84-86).

Exemple : production d’électricité mensuelle d’1 kWc avec et sans traqueur installé au sud avec une inclinaison de 35° (Namur) sur une année moyenne.

(Pertes du système=14.0 %).

	Fixe	Traqueur 2 axes
	[kWh]	[kWh]
Moyenne mensuelle	70	88
Moyenne journalière	2.3	2.9
Production totale annuelle	845	1 050

> Gains dans le cas considéré : 24.2 %.

Source : PVGIS (Geographical Assessment of Solar Energy Resource and Photovoltaic Technology 2001-2007).

Remarquons que la différence de performance se marque donc plus en toute logique les mois les plus ensoleillés.

Pour évaluer les performances d’un système avec ou sans tracking dans un lieu précis : cliquez ici !

Pour évaluer la rentabilité d’un suiveur solaire : cliquez ici ! XLS
Une autre technique complémentaire à celle du traqueur qui permet d’améliorer les performances des cellules est l’utilisation d’un concentrateur. Le principe est le suivant : augmenter la surface de captation sans augmenter la taille des cellules. Cette méthode est séduisante, car elle permet d’utiliser peu de matière semi-conductrice. Le problème reste sa difficulté de mise en œuvre et l’augmentation considérable de température de la cellule qu’elle induit, provoquant une chute de rendement importante. Il devient donc nécessaire de refroidir la cellule. Certaines recherches tentent actuellement de coupler des cellules photovoltaïques avec une application thermique (cellule PVT). L’idée est de récupérer la chaleur émise en chauffant un fluide (de l’eau glycolée par exemple). Pour l’instant, ces applications à concentration restent principalement répandues pour les applications spatiales (où l’échauffement des cellules ne pose pas de problème).

Posted By : Sylvie 9 Août, 2010

Choisir et placer un onduleur

L’onduleur est un organe primordial de l’installation qu’il ne faut pas négliger. La détermination de ses caractéristiques se fera naturellement en fonction du champ de capteur pris en charge.

Chaque onduleur possède en effet des plages de fonctionnement précises qui devront impérativement correspondre aux caractéristiques du courant continu généré par les modules.

Le choix et le dimensionnement de l’onduleur tiendront compte :

De la puissance maximale possible générée par les modules (on utilise généralement la puissance crête (conditions STC) minorée de 5 à 15 %).

Des tensions minimales et maximales (on utilise généralement comme tension maximale la tension générée en circuit ouvert (Uoc) à -10°C et comme tension basse, la tension à 70°C).

L’intensité maximum du courant

Suivant la taille de l’installation, il peut être nécessaire de démultiplier le nombre d’onduleurs. En général, un deuxième onduleur peut être prévu à partir de 5 kWc. Cette limite découle également des prescriptions Synergrid [Prescriptions C10/11 synergrid]

Une hétérogénéité (orientation, inclinaison, ombrage, utilisation de plusieurs types de modules, grande tolérance de fabrication sur la puissance des modules…) de l’installation peut aussi amener à opter pour plusieurs onduleurs. Plus l’installation est hétérogène, plus on aura intérêt en terme de performance à démultiplier les onduleurs (onduleur modulaire ou onduleur string). A l’inverse, pour une installation tout à fait homogène, il sera plus intéressant de limiter le nombre d’onduleurs (onduleur central). Il faudra suivant la situation trouver le bon compromis. Les onduleurs multistring évitent également de démultiplier si on a une hétérogénéité dans l’installation.

Générateur.
Boitier de raccordement.
Onduleur.

Techniques

Plus d’infos sur les différentes configurations possibles.

Le choix entre deux onduleurs correspondant à la configuration de l’installation peut être guidé par :

Une comparaison des rendements européens.
La maintenance nécessaire.
La garantie de l’équipement.

L’emplacement de l’onduleur est aussi un facteur à prendre en compte lors de la conception d’un projet photovoltaïque.

Tout comme les cellules photovoltaïques, les composants électroniques internes de l’onduleur sont très sensibles aux hautes températures. Outre une chute de rendement, l’onduleur risque de se dégrader lors de fonctionnements continus à haute température. Certains onduleurs sont même équipés de refroidisseur actif (ventilateur). On comprendra donc ici tout l’intérêt de placer l’onduleur dans un local ventilé où la température est globalement contrôlée (attention aux combles sous toiture !).

Un onduleur fait aussi un certain bruit (généré soit par le transformateur et/ou par le ventilateur interne) qui peut parfois être gênant. Son poids (environ 10 kg/kW) peut aussi être un facteur déterminant pour le choix son emplacement.

Posted By : Sylvie 9 Août, 2010

Prédimensionner l’installation [photovoltaïque]

En Belgique, 1 kWc, non ombré, exposé plein sud et incliné à 35° produit en moyenne 950 kWh/an. La surface nécessaire pour atteindre cette puissance crête dépendra du type de cellules choisies.

En première approximation, on considère généralement qu’il faut environ 7 m²/kWc.

La production électrique annuelle d’une installation non ombrée peut donc être estimée de cette manière :

Électricité produite annuellement [kWh]= Nombre de kWc*950 kWh *α

Avec,

α = facteur de correction prenant en compte l’orientation et l’inclinaison des capteurs.

Le tableau suivant reprend les valeurs de ce facteur correctif pour différentes configurations (d’inclinaison et d’orientation).

Sources des valeurs : EF4, facilitateur photovoltaïque.

Cette production sera bien entendu répartie au fil de l’année. L’exemple suivant illustre cette répartition :

Production d’électricité mensuelle d’1kWc installée au sud avec une inclinaison de 35° (Namur) sur base d’une année moyenne :

(Pertes du système = 14.0 %).
Moyenne mensuelle : 77.4 kWh.
Moyenne journalière : 2.54 kWh.
Production totale annuelle 928 kWh.

Source PVGIS (Geographical Assessment of Solar Energy Resource and Photovoltaic Technology 2001-2012).

> Pour une estimation détaillée de la production électrique d’un système PV en un lieu donné : PVGIS.

On notera que ces formules simplificatrices ne prennent pas en compte l’influence des ombres très préjudiciables pour le fonctionnement des modules photovoltaïques. Le meilleur moyen pour prédire de manière plus précise la production électrique est d’utiliser des logiciels de simulation dynamiques.

Prédimensionnement

Dimensionner une installation revient à déterminer la puissance crête à installer.
Ce dimensionnement peut se faire selon de nombreux critères :

Budget maximal.
La surface disponible et sa configuration (orientation, inclinaison, ombrage).
Couverture d’une fraction des consommations (pour évaluer ses consommations électriques : cliquez ici !
La rentabilité de l’investissement.

Dans les trois premiers cas, la formule (Nombre de kWc*950 kWh *α) permettra déjà de se faire une bonne idée du dimensionnement nécessaire. Le nombre de modules nécessaire est alors donné par :

N = Puissance crête de l’installation [Wc] /Puissance crête d’un module choisi [Wc]

Ex : Un fabricant propose un panneau de 125 Wc. Pour une puissance installée de 10 kWc il faudra donc : 10 000 / 125 = 80 panneaux.

Calculs

Pour accéder à une feuille de calcul donnant une estimation de la production d’une installation photovoltaïque. XLS

Dans le contexte actuel, les critères de faisabilité technico-économique (conditions de raccordement, subsides (certificats verts,…) et conditions de revente de l’électricité) conditionnent parfois le dimensionnement de l’installation.

Une base de données vivante et intéressante est disponible sur le site www.bdpv.fr.

Celle-ci comprend de nombreuses installations belges, on peut y voir leur production ainsi que des statistiques sur le matériel le plus installé.

Pour les systèmes autonomes, non abordés dans ce chapitre d’énergie+, le dimensionnement doit faire l’objet d’une analyse très détaillée de :

l’ensemble des consommations d’électricité du bâtiment ou de l’application,
du stockage de l’électricité, via des batteries (pouvant supporter des charges et décharges successives) et d’un système de secours.

Photovoltaïque et énergie grise
Une étude sur l’impact environnemental du photovoltaïque dans les pays de l’OCDE réalisée par Hespul avec le soutien notamment de l’ADEME et de l’AIE montre qu’il faut, en Belgique, 3,21 ans pour qu’un système sur toiture produise l’énergie nécessaire à sa fabrication. Cette durée est appelée temps de retour énergétique. Pour une installation en façade, elle est estimée à 4,68 ans. Si l’on estime la durée de vie d’une installation à 30ans, cela signifie que celle-ci aura produit 8,4 fois plus d’énergie que celle qui a été nécessaire à sa fabrication. Ce facteur appelé facteur de retour énergétique est de 5,4 pour les installations en façades.Sur sa durée de vie, une installation photovoltaïque de 1 kWc en toiture permet d’éviter jusqu’à 8,5 tonnes de CO₂ (6,2 tonnes pour les installations en façade).
Source : IEA-PVPS Task 10, EPIA, European Photovoltaic Technology Platform.
Plus d’infos : facilitateur Energies renouvelables électriques : http://energie.wallonie.be Dans le futur (après 2030), avec l’amélioration du rendement des cellules PV ou encore l’allongement de la durée de vie des panneaux, l’agence international pour l’énergie [IEA] prévois dans son scénario le plus optimiste une réduction du temps de retour énergétique à 1,7 ans. Dans son scénario le plus défavorable, l’étude avance le chiffre de 2,2 ans soit un an de moins qu’en 2018. [http://www.iea-pvps.org/index.php?id=314]

Posted By : Sylvie 9 Août, 2010

Choisir et raccorder les modules

Le choix du module (ou panneau pour les cellules cristallines) repose avant tout sur le type de cellule qui le compose. L’avantage majeur que possède le photovoltaïque est que technologies quelles que soient leurs provenances, ont été soumises à des tests sous les conditions STC (décrits dans les normes européennes). Cela permet une comparaison aisée via leur puissance crête !

Théories

Pour en savoir plus sur le rendement et la puissance crête d’une cellule.

Ce choix repose souvent sur la recherche d’un optimum économique parmi les possibilités suivantes (ou encore d’une contrainte de surface disponible en toiture par exemple) :

Plus une cellule est performante, plus elle est chère et plus la production surfacique (kWh/m²) sera grande.

Ainsi pour une puissance crête installée de 1 kWc, on aura besoin en moyenne de :

6 m² de cellules monocristallines (en considérant une puissance crête de 165 Wc/m²),
8 m² de cellules polycristallines (en considérant une puissance crête de 125 Wc/m²),
15 m² de cellules amorphes (en considérant une puissance crête de 66 Wc/m²).

En général, cette réflexion s’effectue directement au niveau du module :

Ex : Un fabricant propose un panneau de 125 Wc : il faudra donc huit panneaux pour obtenir une puissance installée de 1 kWc (1 000 Wc/125 Wc).

N.B. : les valeurs ci-dessus ne sont que des ordres de grandeur et peuvent varier sensiblement suivant le rendement des cellules considérées.

On choisira donc le type de cellule du module en fonction de la surface disponible, de la production souhaitée et du coût.

Techniques

Plus d’infos sur les différents types de cellules et leurs caractéristiques.

Le type de pose et l’effet esthétique peut aussi influencer le type de module choisi :

On pourra ainsi opter pour des modules verre-verre plutôt que des modules verre-tedlar traditionnels pour des applications où l’on recherche un effet translucide (verrière,…).

Techniques

Plus d’infos sur les différents types de modules.

Le raccordement des différents modules entre eux peut s’effectuer soit en série soit en parallèle en fonction du lieu d’implantation et des caractéristiques d’entrée de l’onduleur.

Le montage en série (addition des tensions générées) permet :

Un montage rapide et aisé.
Une utilisation de petites sections de câbles sans augmenter les pertes de transport du courant continu. (les pertes de puissance sont en effet fonction de l’intensité du courant au carré).

Il conviendra essentiellement pour les installations les plus homogènes (sans ombrage, orientation identique, faible tolérance de la puissance des modules,…). Dans ce cas, la défectuosité, l’ombrage,… affecteront l’entièreté de la production des modules raccordés en série.

Le montage en parallèle (addition des courants générés) conviendra à l’inverse plus particulièrement pour des installations plus hétérogènes (ombrage, inclinaison et orientation différentes,…) ou quand les tensions autorisées par l’installation sont limitées.

En pratique, on essaie dans la limite du possible de rassembler en série le maximum de modules de caractéristiques identiques (strings).

De manière générale, on veillera à limiter la longueur et à bien dimensionner le câblage entre les modules. Un dimensionnement correcte du diamètre du câble permettra en effet d’éviter un échauffement trop important et par là des pertes de transports inutiles.

Posted By : Sylvie 9 Août, 2010

Suiveurs solaires

L’objectif d’un suiveur solaire est de pouvoir suivre le soleil tout au long des mois et de la journée. En suivant continuellement la position du soleil, ce système permet d’assurer une production électrique maximum.

Un suiveur solaire peut avoir deux degrés de liberté de rotation : horizontal pour régler l’inclinaison et vertical pour l’orientation. Il en existe différents types :

Simple axe longitudinal.

Simple axe vertical.

Simple axe transversal.

Double axe.

On distingue principalement le suiveur à un axe, qui permet (généralement) de suivre le soleil d’est en ouest, du suiveur à deux axes qui permet une modification de l’orientation et de l’inclinaison. Ce dernier cas nécessite l’intervention de deux moteurs.
Deux systèmes différents permettent le tracking :

Le système actif : muni d’une sonde d’éclairement, il permet une recherche instantanée de la position optimale. En cas de ciel couvert (rayonnement diffus), un tel système se met à l’horizontal, position dans laquelle la production est maximale par ce type de ciel.

Le système astronomique : la position est alors directement fonction du parcours solaire pré-programmé.

D’autres sondes (type anémomètre) permettent aux traqueurs d’adopter une position de sécurité en cas d’intempérie.

> Vers le choix d’un suiveur solaire.

Posted By : Sylvie 9 Août, 2010

Onduleurs

Définition

La plupart de nos applications électriques actuelles fonctionnent en courant alternatif ; or une installation photovoltaïque produit un courant continu. Le premier rôle d’un onduleur sera d’assurer cette transformation. Mais son rôle ne s’arrête pas là.

Il doit permettre en plus :

La recherche du point de fonctionnement maximal (MPP tracker) par rapport à l’intensité et à la tension générée par les modules, par exemple, par modification d’impédance.
De se synchroniser avec le réseau du GRD afin de pouvoir réinjecter le courant généré. Pour cela, il devra adapter la tension (transformation), la fréquence et l’impédance.
De se découpler automatiquement en cas de chute de tension dans le réseau.
Le relevé et l’enregistrement des valeurs caractéristiques du fonctionnement nécessaire à la maintenance et au contrôle de l’installation.

Un onduleur possède des plages de travail bien définies :

Puissance maximale ;
Tensions minimum et maximum ;
Courant maximum.

Ces valeurs devront donc être en cohérence avec les caractéristiques du champ de capteurs pour éviter tout risque de mauvais fonctionnement voire de détérioration de l’appareil.

Un onduleur peut être caractérisé par son rendement « européen », obtenu sur base de rendement à charge partielle. Celui-ci atteint actuellement 95 %.

> Plus d’infos sur le fonctionnement de l’onduleur.

Différentes configurations sont possibles pour la position du ou des onduleurs par rapport aux modules photovoltaïques : sur chaque panneau, string, champ de capteurs,… La configuration idéale d’une installation (raccordement des modules en série parallèle et place de l’onduleur) dépendra essentiellement de l’homogénéité du champ de capteurs (ombrage, orientation et inclinaison, types de cellules, défaillance, encrassement,…).

Onduleur central : un onduleur gère l’ensemble de l’installation

Champ de capteur (ou générateur).
Boitier de raccordement.
Onduleur.
Compteur.
Réseau.

Dans cette configuration, l’onduleur ne perçoit pas les différences de caractéristiques entre les courants produits par les différents strings. Ils sont en effet couplés au préalable au niveau du boitier de raccordement. C’est à partir de ce courant (d’intensité égale à la somme des courants et de tension égale à la tension la plus haute des différents strings) réellement perçu par l’onduleur est que celui-ci adaptera ses caractéristiques d’entrées pour faire fonctionner le générateur photovoltaïque à son point de puissance maximum.

Avantage

Coût.
Simplicité et rapidité de montage.

Inconvénient

La tension de sortie et donc la production énergétique est très facilement perturbée par un string plus faible (ombrage, nombres de panneaux, type de cellule,…).
Ce type de raccordement ne permet pas de travailler avec des strings de natures différentes sans altérer considérablement la production.

Note : Deux types de raccordement sont possibles avec un onduleur central: à tension faible (peu de modules composent les strings) ou à tension élevée (beaucoup de modules par string). Le principe de fonctionnement est similaire.

Onduleur string : un onduleur par string (rangée de modules en série)

Dans cette configuration, chaque onduleur peut exploiter aux mieux chaque string.

Avantage

Recherche du point de puissance maximale (MPP) pour chaque string.

Inconvénient

Influence de la perte de rendement d’un module (du à l’ombrage, à la saleté, ou à une défaillance) sur les performances des modules du string (mais limitée à celui-ci !).

Onduleur Multistring : un onduleur gère différents strings en parallèle

Dans ce cas, combinant en quelque sorte les configurations « string et centralisées », les entrées sont équipées chacune de leur propre MPPT. Les différents courants continus générés sont d’abord synchronisés avant d’être transformés en courant alternatif.

Avantage

Association de string de natures différentes (types de cellules, orientation, nombres de modules,…) sans perturbation globale des performances.
Rendement nettement supérieur comparé à la configuration centralisée, en présence de string de natures différentes.

Onduleur modulaire : un onduleur par panneau

Avantage

Facilité d’emploi.
Pas de câblage en courant continu.
Indépendance de chaque module (l’ombrage d’un panneau et sa perte de rendement résultante n’affecte pas la production des autres panneaux. De même que la panne d’un onduleur n’influence pas les autres modules).

Inconvénient

Coût.
Maintenance : en général ce type d’onduleur est directement intégré au panneau. Sa défaillance entraine le remplacement du panneau (hors la durée de vie de celui-ci est normalement inférieure à celle du panneau).

Branchement d’onduleur

En charge partielle faible, c’est-à-dire lorsque le flux lumineux est faible, le rendement des onduleurs est plus bas.
Pour écourter le temps de travail en faible charge d’un seul onduleur, il est possible d’utiliser plusieurs onduleurs en communication.

Le principe est simple : Si l’éclairement est important, plusieurs onduleurs travaillent ensemble à pleine charge si par contre, l’éclairement est faible, un seul onduleur fait le travail !

Deux cas de figure sont possibles :

Suivant que les onduleurs s’allument et s’éteignent selon les besoins : principe maitre esclave. Le raccordement est identique à la configuration centralisée.
Suivant que les strings soient répartis ou non sur différents onduleurs : principe team. Cette configuration est un prolongement de la configuration onduleur string.

Posted By : Sylvie 9 Août, 2010

Modules photovoltaïques

Pour obtenir une tension électrique générée qui soit utilisable, on raccorde plusieurs cellules en série qui forment alors un string. Un module est composé de plusieurs strings.

L’association des cellules en modules permet :

D’obtenir une tension suffisante
De protéger les cellules et leurs contacts métalliques de l’ambiance extérieure (humidité,…)
De protéger mécaniquement les cellules (chocs,…)

Les modules les plus courants (communément appelés panneaux) sont généralement constitués :

D’un cadre de support et un joint d’étanchéité (1 et 2).
D’une plaque de verre extra claire (favorisant la transmission lumineuse) (3).
De deux couches d’Ethylène-Acétate de Vynile (EVA) qui enrobent les cellules assurant leur protection contre les intempéries et l’humidité. (4)
Des différents strings de cellules (5).
D’une feuille de tedlar (ou éventuellement du verre) comme face arrière du module. Ce polymère à haute résistance aux UV et à la haute température assure au module sa résistance mécanique face aux chocs externes (vent, transport,…) (6).

Le type de module le plus courant, rencontré entre autres pour le montage en toiture est le module verre tedlar.
Il existe cependant d’autre type de module comme :
Les modules « verre-verre », utilisés pour leur propriété « translucide » : verrières, façade,…

Des modules tuiles/ardoises solaires où les cellules sont directement intégrées dans des modules de formes traditionnelles de toiture. Celles-ci sont cependant plus exigeantes en termes de main d’œuvre (chaque tuile doit être raccordée manuellement !)

D’autres modules de types « thin film » ont aussi récemment fait leur apparition sur la marché. Ils sont en général disposés sur un support souple (teflon,…).

Les modules sont connectés entre eux (en série ou parallèle) par des fils électriques. Ils forment alors un champ de capteurs (appelés aussi générateur).

Posted By : Sylvie 9 Août, 2010

Placement de capteurs solaires

Source : Apere, Prescriptions urbanistiques pour le placement de capteurs solaires, Économisons l’énergie, Service public de Wallonie, 23 juillet 2010. Plus d’infos sur : energie.wallonie.be.

En vertu du Code wallon de l’Aménagement du territoire, de l’Urbanisme, du Patrimoine et de l’Énergie (CWATUPE), le placement de capteurs solaires, thermiques ou photovoltaïques, n’est pas soumis à l’obtention d’un permis d’urbanisme (Art. 262, al. 2) pour autant que le dispositif :

1. est conforme à la destination de la zone₁;

2. alimente tout bâtiment, construction ou installation situé sur le même bien immobilier₂;

3. réponds à l’un des cas de figure suivants :

Lorsque les modules sont fixés sur une toiture à versants, la projection du débordement dans le plan vertical est inférieure ou égale à 0,30 m et la différence entre les pentes du module et de la toiture de ce bâtiment est inférieure ou égale à 15 degrés;

Lorsque le ou les modules sont fixés sur une toiture plate, le débordement vertical est de 1,50 m maximum et la pente du module de 35 degrés maximum;

Lorsque le ou les modules sont fixés sur une élévation (façade), la projection du débordement dans le plan horizontal est comprise entre 1,20 et 1,50 m et la pente du module entre 25 et 45 degrés.

Lorsque le dispositif ne répond pas à l’une de ces 3 conditions, un permis d’urbanisme est nécessaire, mais sa délivrance ne nécessite pas l’avis du fonctionnaire délégué (Art. 107, §1, 2ème partie, 2°, d). Cependant, si le dispositif n’est pas situé à une distance des limites mitoyennes au moins égale à sa hauteur totale, l’intervention d’un architecte (Art. 265, 8°) est requise.

Remarques

1. La dispense de permis n’est pas d’application si l’aménagement :

porte sur un bien :
- inscrit sur la liste de sauvegarde,
- ou classé,
- ou situé dans une zone de protection visé à l’article 209,
- ou localisé dans un site repris à l’inventaire des sites archéologiques visé à l’article 233,
- sauf si ce bien est un élément du petit patrimoine populaire visé à l’article 187, 13° (Art. 84, §2);
nécessite des actes et travaux préparatoires soumis au permis d’urbanisme.

2. En vertu des dispositions du décret du 22 mai 2008 modifiant les articles 35 et 111 du CWATUPE (Annexe 8, Art. 3), l’interdiction de la pose de capteurs, solaires — ou la dérogation — auparavant imposée par d’autres dispositions légales, décrétales ou réglementaires (RRU, RCU, PCA ou permis de lotir) est abrogée₃.

3. La couverture complète d’un pan de toiture par des capteurs solaires relève, pour l’instant, des règles d’urbanisme relatives aux matériaux de couverture et non à celles qui régissent le placement de capteurs solaires.

4. En vertu des articles 35 et 452/34 bis du CWATUPE, le placement de capteurs solaires en zone agricole est conforme au plan de secteur pour autant que le dispositif :

ne remette pas en cause de manière irréversible la destination de la zone ;
- alimente tout bâtiment, construction ou installation situé sur le même bien immobilier₂;
- soit destiné à un usage privé₄.

Ces capteurs solaires peuvent :

alimenter une habitation implantée dans une zone d’habitat contiguë ;
être placés isolément à condition qu’ils ne soient pas visibles de l’espace public.

Notes

Ne déroge pas au plan de secteur. Pour le cas des zones agricoles, voir page suivante le chapitre « Remarques ».
Bien qui peut éventuellement comprendre plusieurs parcelles ayant des numéros cadastraux différents, à condition qu’il n’y ait pas de discontinuité entre elles. Cette disposition n’est toutefois pas applicable aux bâtiments :
- repris à l’inventaire du patrimoine visé à l’article 192,
- visés à l’article 185, et classés ou inscrits sur la liste de sauvegarde. (Art. 3 du décret du 22 mai 2008 modifiant les articles 35 et 111 du CWATUPE).
Cette disposition n’est toutefois pas applicable aux bâtiments repris à la note 2.
Ne sont donc pas autorisées, les installations collectives de modules de production et les installations publiques d’un réseau de distribution ou de production d’électricité (Art. 452/34bis du CWATUPE).

Posted By : Sylvie 9 Août, 2010

Effets photoélectrique et électroluminescent

Un matériau semi-conducteur

Un matériau semi-conducteur est un matériau dont la conductibilité électrique peut varier en fonction des conditions dans lesquelles il se trouve.

C’est la mécanique quantique et la théorie des bandes qui permettent d’expliquer ce comportement. Schématiquement, le phénomène peut être représenté de la manière suivante :

Le niveau d’énergie d’un électron d’un atome ne peut prendre qu’un certain nombre de valeurs discrètes. Ces plages sont appelées « bandes d’énergie ». Suivant leur niveau d’énergie, les électrons peuvent soit se trouver dans une bande de valence ou dans une bande de conduction. Dans le premier cas, ils contribueront aux liaisons de l’atome, dans l’autre, à la conductibilité du matériau. Entre ces bandes, il existe des bandes dites « interdites », correspondant aux valeurs énergétiques que l’électron ne peut prendre.

Pour les matériaux conducteurs, cette bande interdite n’existe pas. Les électrons de liaisons contribuent alors directement à la conductibilité. Pour les matériaux isolants, cette bande est quasi infranchissable tant l’énergie nécessaire est importante. Pour les semi-conducteurs, cette bande interdite est suffisamment petite pour permettre un passage aisé des électrons de la bande de valence à la bande de conduction.

Cette représentation permet d’expliquer la différence de comportement à la chaleur des conducteurs et des semi-conducteurs. Dans un métal, les électrons de valence soumis à la chaleur s’agitent, diminuant la zone conductrice de la bande d’énergie. Pour les semi-conducteurs, une augmentation de la température favorise le passage des électrons situés sur la bande de valence vers la bande de conduction, améliorant la conductibilité de l’atome (diminution de la résistance).

Remarque : le niveau de fermi représente le plus haut niveau d’énergie que les électrons peuvent prendre à une température de 0K.

Il est possible d’augmenter la conductibilité d’un semi-conducteur par un procédé chimique, appelé dopage, qui consiste à insérer des impuretés dans le semi-conducteur.

On réalise ainsi des semi-conducteurs de type n et des semi-conducteurs de type p.

Pour obtenir un matériau de type n, on dope le matériau semi-conducteur (généralement du silicium) avec un élément de valence supérieure (possédant plus d’électrons que le semi-conducteur), comme le phosphore, afin d’ajouter des électrons à la bande de conduction. La conduction est alors assurée par le déplacement de ces électrons.

Pour obtenir un matériau de type p, on dope le matériau semi-conducteur par un élément de valence moins importante, comme le Bore, afin de diminuer le nombre d’électrons de la bande de valence. La conduction est alors assurée par le déplacement de porteurs chargés positivement (trous correspondant au manque d’électrons).

Une jonction PN

Une diode électroluminescente ou une cellule solaire photovoltaïque est composée d’une jonction p-n, la couche supérieure étant un matériau de type n et la couche inférieure de type p. Pour fabriquer ces jonctions, on effectue un traitement de surface pour déposer un semi-conducteur de type n sur la surface externe d’un matériau de type p.

La mise en contact de ces matériaux génère une barrière de potentiel à la base du champ électrique permanent. Cette barrière, appelée zone de déplétion, est formée par recombinaison du surplus de trous et d’électrons des zones p et n remise en contact. Le schéma suivant représente les niveaux d’énergie au voisinage de la jonction :

Si la température d’une telle jonction augmente, les électrons rempliront progressivement tous les états d’énergie, annulant la bande interdite et par là, l’effet de la jonction p-n.

Effet photoélectrique

Historique et principe

L’effet photoélectrique a été découvert par Alexandre Edmond Becquerel en 1839. Il est obtenu par absorption des photons dans un matériau semi-conducteur, lequel génère alors une tension électrique. Les cellules photovoltaïques produisent du courant continu à partir du rayonnement solaire qui peut être utilisé pour alimenter un appareil ou recharger une batterie. (Source : EF4, facilitateur photovoltaïque).

Le rayonnement solaire est constitué de photons dont l’énergie est décrite par la relation suivante :

E [J] = hv = h . c/λ

Avec,

h : constante de Planck.
λ : longueur d’onde [m].
v : fréquence [Hz].

Quand un photon heurte la cellule, il transmet son énergie aux électrons des semi-conducteurs. Si l’énergie absorbée est suffisante pour permettre le passage de la bande interdite (hv > Egap = Éconduction – Evalence), ces électrons quittent leur bande de valence et entrent dans la bande dite de conduction. Cette émission d’électrons et des trous correspondants (on parle de paires électron-trou) due à l’action de la lumière est appelée effet photoélectrique interne (car les électrons ne sont pas éjectés en dehors de l’atome). Les propriétés physiques du matériau sont alors modifiées et celui-ci devient conducteur (photoconductivité). Si à l’inverse l’énergie du photon n’est pas suffisante, il traverse le matériau sans transmettre d’énergie.

Ainsi, un matériau semi-conducteur dont la bande interdite est comprise entre 0.7 et 0.4 eV est un matériau dit photovoltaïque du spectre solaire.

Le défi est de récupérer la paire électron-trou ainsi générée, car si celle-ci n’est pas récupérée suffisamment rapidement il y a recombinaison entre l’électron et le trou. Pour pouvoir valoriser le potentiel électrique de cet effet, on utilisera la différence de potentiel induite par une jonction pn.

Influence de l’éclairement

L’effet du rayonnement lorsqu’il fournit assez d’énergie (si celle-ci est supérieure à la largeur de la bande interdite) fait apparaître des paires supplémentaires d’électron trou porteur (apparition simultanée d’un porteur n et d’un porteur p) dans la jonction.

Les porteurs p ainsi créés ont tendance à migrer vers le matériau p et les porteurs n vers le matériau n, renforçant la barrière de potentiel. Une partie des porteurs générés par le rayonnement sera elle aussi soumise à divers phénomènes de recombinaison (disparition simultanée d’un porteur n et d’un porteur p).

L’éclairement a deux effets sur le fonctionnement :

Si le système fonctionne en mode récepteur (quadrant III) : la résistance diminue avec l’éclairement, c’est la photorésistance.

Si le système fonctionne en mode générateur (quadrant IV) : le courant « court-circuit » est proportionnel à l’éclairement et la tension à vide est celle de la diode en polarisation directe. C’est la cellule photovoltaïque à jonction PN. C’est sur ce quadrant IV que sont basées les caractéristiques des cellules :

Représentation théorique et équation d’une « cellule idéale ».

Avec,

Icc [A] : courant de court-circuit dû à l’éclairement E
Vco : tension en circuit ouvert.

Pour créer un courant, on place des électrodes sur chacun des matériaux et on les relie par un circuit électrique. Ces raccordements et leur fabrication provoqueront des effets résistifs parasites qui différencieront les caractéristiques réelles des cellules de ce comportement théorique.

Théories

Pour en savoir plus sur les caractéristiques des cellules.

Effet électroluminescent

Historique

H.J. Round fut le premier à observer une émission de lumière par un semi-conducteur en 1907. La diode électroluminescente était née. C’est, en quelques sortes, l’inverse de l’effet photoélectrique qui caractérise les cellules photovoltaïques. Utilisée dans les LEDs, cette technologie n’a pas cessé de s’améliorer tant au niveau de l’étendue de la gamme de couleurs qu’à l’explosion des domaines d’application comme la signalisation et l’éclairage de puissance.

Principe

Lorsqu’on soumet une jonction PN à une source électrique à courant continu, la jonction présente un comportement différent si elle est soumise à une différence de potentiel dans le sens direct ou dans le sens inverse.

La polarisation directe de la jonction (en respectant les bornes) provoque un abaissement de la barrière de potentiel et permet un passage important d’un courant appelé courant de diffusion et dû aux porteurs majoritaires. La présence de ce courant de diffusion déséquilibre le système et aboutit à une croissance de la population des porteurs minoritaires dans chaque zone. Si la tension de polarisation directe est suffisante, la probabilité de recombinaison radiative n’est plus négligeable et des photons sont produits par la recombinaison dans la jonction.

À titre indicatif, la polarisation inverse provoque un renforcement de la barrière de potentiel (élargissement de la zone de déplétion par recombinaison) et un courant dû aux porteurs minoritaires (trous dans le type n et électrons dans le type p). Ce courant, très faible, varie peu en fonction de la tension.

Cette caractéristique est à la base des diodes, composant électronique qui ne permet le passage de courant que dans un sens.

Ce schéma montre la relation typique entre l’intensité du courant et le potentiel d’un tel composant :

Couleur émise

La longueur d’onde λ, soit la couleur de la lumière émise, dépend du fameux saut d’énergie :

E_gap = h.c / λ.

Avec,

h : constante de Planck
c : vitesse de la lumière
λ : longueur d’onde [m].

Liée aux matériaux et au taux d’impuretés de la diode, la lumière émise est quasi monochromatique, ce qui signifie que la couleur émise sera saturée.

Chaque recombinaison n’est pas radiative : il n’y a donc pas d’émission de photon à tous les coups, ce qui réduit l’efficacité de la Diode électroluminescente. Il est donc nécessaire pour les fabricants d’allier des matériaux et des moyens de conception qui permettent d’optimiser le rendement radiatif. Pour l’éclairage, les fabricants ont donc dû faire appel à leur imagination pour améliorer la performance de la jonction : on parle d’hétérojonctions multiples pour les LED de puissance contre des homojonctions pour les LED classiques de basse puissance.

Posted By : Sylvie 9 Août, 2010

Types de cellules

Une cellule photovoltaïque est un composant électronique qui lorsqu’il est exposé au spectre solaire génère une tension électrique par effet photovoltaïque.

Toutes les cellules sont créées à partir de matériaux semi-conducteurs. La plupart du temps, c’est le silicium (Si) qui est utilisé mais on rencontre aussi le sulfure de cadmium (CdS), le tellure de cadmium (CdTE), des alliages de cuivre indium et sélénium (CIS),…

Trois technologies principales de cellules existent suivant leur mode de production :

1ère génération : cellules cristallines

Ces cellules, généralement en silicium, ne comprennent qu’une seule jonction p-n. La technique de fabrication de ces cellules, basée sur la production de « wafers » à partir d’un silicium très pure, reste très énergivore et coûteuse. La limite théorique de rendement de ce type de cellule est de ±27%. Les cellules les plus récentes s’approchent chaque année de plus en plus de cette limite.

Méthode de fabrication : le cristal formé par refroidissement du silicium en fusion dans des creusets parallélépipédiques est ensuite découpé en fines tranches appelées « wafers ». Les cellules sont alors obtenues après « dopage » et traitement de surface.

On distingue deux types de cellules cristallines :

Les cellules polycristallines

Le refroidissement du silicium en fusion est effectué dans des creusets parallélépipédiques à fond plat. Par cette technique, des cristaux orientés de manière irrégulière se forment. Cela donne l’aspect caractéristique de ces cellules bleutées présentant des motifs générés par les cristaux.

Rendement

16-18 % (On obtient ainsi une puissance de 160 à 180 Wc par m²)
Ces cellules restent les plus utilisées du fait du rapport performance/prix plus intéressant que celui de leurs homologues monocristallins.

Avantage

Rapport performance/prix.

Inconvénient

Rendement faible sous éclairement réduit.

Les cellules monocristallines

Ces cellules sont constituées de cristaux très purs obtenus par un contrôle strict et progressif du refroidissement du silicium.

Rendement

17-20 % (On obtient ainsi une puissance de 170 à 200 Wc par m²).

Sans entrer dans le détail, si aujourd’hui les cellules sont de type « Al-BSF » (aluminium back surface field) l’évolution vers des cellules « PERC » (passived emitter and rear cell) permettra prochainement de monter à ± 23 % tandis que les cellules à hétérojonctions promettent déjà d’atteindre les 26 %. (26.6 % déjà obtenu en laboratoire)

Avantage

Très bon rendement.

Inconvénients

Coût élevé.
Rendement faible sous éclairement réduit.

2ème génération : couches minces « thin films »

Dans le cas de « couches minces », le semi conducteur est directement déposé par vaporisation sur un matériau support (du verre par exemple). Le silicium amorphe (a-Si) (silicium non cristallisé de couleur gris foncé), le tellurure de cadmium (CdTe), le disélénium de cuivre indium (CIS) font notamment partie de cette génération. Ce sont des cellules de cette technologie que l’on retrouve dans les montres, calculatrices,… dites solaires !

Le silicium amorphe

Rendement

6 à 7 % soit 60-70 Wc/m².

Avantages

Moins coûteux que la première génération puisqu’elle consomme moins de matériau semi-conducteur.
Moins polluant à la fabrication (Ne nécessite pas de passer par l’étape de transformation du silicium en « wafers » (moins énergivores)).
Fonctionnent avec éclairement faible.
Moins sensible à l’ombrage et aux élévations de température.
Possibilité de créer des panneaux souples.
Panneaux légers.

Inconvénients

Rendement global plus faible.
Rendement moindre sous éclairement direct.
Diminution de performance avec le temps plus importante.

Le tellure de Cadnium, Disélénium de cuivre indium (avec ou sans Gallium)

Il existe d’autres types de cellules « couches minces » : tellurure de cadmium (CdTe), le disélénium de cuivre indium (CIS),…

Le CdTe présente de bonnes performances, mais la toxicité du cadmium reste problématique pour sa production.

Rendement

11 à 15 % soit 110-150 Wc/m². En laboratoire, les cellules ont déjà atteint le rendement record [2017] de 21,7 % pour des cellules CIGS ! De quoi concurrencer les homologues cristallins !

Avantages

Fonctionnent avec éclairement faible.
Moins sensible à l’ombrage et aux élévations de température.
Possibilité de créer des panneaux souples.
Panneaux légers.

Inconvénients

Rendement global plus faible en ce qui concerne les cellules commercialisées.
Rendement moindre sous éclairement direct.
Diminution de performance avec le temps plus importante.
Durée de vie moins grande que les cellules cristallines.

3ème génération : Perovskites, multijonction, concentration, …

Pour améliorer les rendements des cellules, la recherche se tourne actuellement vers plusieurs pistes dont notamment :

Les Cellules Pérovskites sont des cellules composées d’un élément hybride organique-inorganique ayant une structure de pérovskite.

Ces cellules sont apparues en 2000 avec un rendement de 3,8 %. Depuis, en 2016, le rendement est passé à 22,1 % ce qui en fait une alternative prometteuse ! Leur coût de production est faible. L’inconvénient de ces cellules réside dans leur instabilité et faible résistance aux agents extérieurs (eau, températures…). Néanmoins bon nombre de recherches prometteuses sont en cours et devraient finir de rendre ce type de cellules rapidement intéressantes.

Cellules multicouches : superposition de multiples cellules aux propriétés différentes (utilisant des bandes d’énergie différentes permettant un balayage plus large du spectre solaire). Ce type de cellules est déjà commercialisé, mais principalement pour des applications spatiales. Les rendements obtenus sous concentration sont très prometteurs (au délà de 30 %)..
1. 1. Sunlight spectrum ;
  2. Tunnel junctions ;
  3. Cell 1, cell 2, cell 3.
Structure d’une cellule triple-jonction.

Cellules à concentration (permet d’utiliser des photons à basse énergie qui ne sont habituellement pas absorbés par la cellule).
Cellules organiques,…

Conclusion

Les cellules cristallines à jonction simple se rapprochent de leur performance ultime théorique (± 27 %).
Les TF-PV (ThinFilm PV) s’améliorent très rapidement et commencent à concurrencer les cellules cristallines en terme de rendement.
Les Cellules à Perovskites sont un nouveau matériau plein de potentie.
Les Tandems Silicones-Cristallins semblent être la voie à suivre pour atteindre des rendements supérieurs à 30 % à faible coûts.
[imec]

Courtesy of M. Hermle, Fraunhofer ISE.

Posted By : Sylvie 9 Août, 2010

Choisir l’emplacement des capteurs [photovoltaïque]

Avant toute chose, il est nécessaire de se poser quelques questions :

Y a-t-il des surfaces inutilisées qui pourraient être valorisées énergétiquement ?
Au niveau du bâtiment ? du terrain ?
Ces surfaces sont-elles bien orientées ?
Sont-elles ombrées ?
En cas d’application en toiture, celle-ci est-elle encore en bon état ?

Le choix de l’emplacement des modules peut être fonction de plusieurs de ces facteurs :

Surface disponible

La surface disponible déterminera la puissance génératrice qu’il est possible d’installer en fonction du type de cellule choisi. Pour connaître la production électrique surfacique attendue :

> Plus d’infos sur la production électrique et le pré dimensionnement

Orientation et inclinaison

Dans nos régions, le sud est évidemment le maître choix pour les installations fixes. L’inclinaison optimale qui permet de maximiser les gains solaires annuels incidents (et donc la production) se situe à 35°. On tentera donc de se rapprocher le plus possible de cette orientation.

Attention, si théoriquement ceci est vrai, d’un point de vue économique, le but de toute installation photovoltaïque doit également de faire se rencontrer les périodes de production et de consommation pour favoriser l’autoconsommation. Ainsi, en l’absence d’un moyen de stockage de taille adapté, une orientation des panneaux dite Est-Ouest peut être optimale.

Figure 1:Panneaux photovoltaïques orientés Est-Ouest : Tritec-energy.com.

De plus, les températures hautes étant nuisibles aux performances des panneaux, on préférera généralement une orientation Est à Ouest (température plus basse le matin).

Théories

Plus d’infos sur la variation de l’irradiation solaire annuelle en fonction de l’inclinaison et de l’orientation!

> Plus d’infos sur l’influence de ce paramètre au niveau de la production électrique et du dimensionnement.

Cependant, comme le montre le schéma suivant, l’angle d’inclinaison optimale (perpendiculaire au soleil) varie au fil des mois et des heures.

Des systèmes de tracking appelés aussi suiveur solaire permettent d’adapter continuellement l’inclinaison et l’orientation des panneaux.

Type de pose

Plusieurs types de pose sont possibles :

En toiture

Pose en toiture inclinée

En toiture inclinée, les panneaux sont attachés à la structure du toit au moyen de pattes métalliques. Les modules peuvent être soit placés en surimposition soit intégrés à la toiture . Les modules remplacent alors la couverture de la toiture comme peuvent le faire des tuiles solaires.

L’échauffement possible des cellules est, dans ce cas, un problème dont il faut tenir compte. En effet, une perte de puissance (environ 0.5 % par degré) en fonctionnement est associée à la montée en température des cellules. Or, en cas d’intégration, la chaleur est plus difficilement dissipée par ventilation qu’en cas de surimposition. Des ajustements de la structure de la toiture sont dans certains cas indiqués pour améliorer la ventilation à l’arrière des modules.

Surimposition et intégration

Pose en toiture plate

En toiture plate, les panneaux sont généralement disposés sur une structure en métal ou en plastique. Celle-ci permet d’obtenir un angle d’inclinaison optimisant la production de la surface utilisée tout en assurant la ventilation de l’arrière du panneau. La ventilation de l’arrière des panneaux photovoltaïques est par contre moins importante dans le cas des bacs en PVC. On n’oubliera pas le lestage nécessaire.

Il faut impérativement vérifier l’état de la toiture et du matériau de couverture au préalable. Il serait dommage de devoir démonter les panneaux quelques années plus tard ! De plus, il ne faut pas oublier le poids induit par la pose des panneaux et le lestage important (80 à 100 kg par m² de capteur) requis pour la pose en toiture plate (résistance à la prise au vent). Ce surpoids doit pouvoir être supporté par la charpente ! Lorsque l’on solidarise l’ensemble des panneaux via une structure métallique, la quantité de lestage peut diminuer et des valeurs de l’ordre de 50 kg/m² sont alors plus communes.

Certaines cellules de types « thin film » ont aussi vu le jour. Elles permettent une intégration directe à l’étanchéité d’une toiture plate et ne nécessitent donc pas le surpoids induit par le support. Attirante d’un point de vue économique (cellule moins coûteuse et directement intégrée dans une étanchéité nécessaire), on notera que ces cellules sont caractérisées par de plus faibles rendements. Elles doivent de plus être implantées selon la configuration du support. Leur orientation et inclinaison seront donc généralement celles de la toiture, ce qui conditionnera leur productivité. Une légère pente reste néanmoins souhaitable pour favoriser l’écoulement des eaux de pluies et éviter l’encrassement des cellules.

Sur supports et intégré à la couverture.

En façade

Il est possible d’utiliser des modules photovoltaïques comme bardage de façade. Ce type de configuration entraine une perte de production importante due à une réduction de l’exposition solaire (30% de moins que dans les conditions optimales). Comme en toiture inclinée, l’intégration ou la surimposition est possible.

Ce qu’on appelle aujourd’hui le BIPV (Building Integrated Photovoltaics) est de prime abord moins productif et généralement plus cher que la pose classique en toiture. Néanmoins, les panneaux photovoltaïques peuvent se substituer au bardage et remplir ainsi une double fonction (bardage + production électrique solaire). Dans le cadre d’une telle installation, il faut en réalité se poser la question du surcoût par rapport au matériau « classique » qui est remplacé.

La technologie solaire étant de moins en moins cher et le coût de l’énergie augmentant continuellement, ces solutions ont tendance à devenir de plus en plus crédibles d’un point de vue économique, et ce malgré leur rendement réduit.

Dans les zones urbanisées, sous la pression immobilière et la nécessitée croissante de densifier, les concepteurs de bâtiments ont tendance à réduire l’emprise au sol des bâtiments (et corollairement leur surface de toiture) au profit d’un accroissement du nombre d’étages. Se faisant, la quantité de surfaces verticales augmente considérablement tandis que les surfaces de toitures sont réduites à peau de chagrin. Il y a donc un réel intérêt aujourd’hui à donner une plus-value à ces surfaces, et ce dès la conception des projets.

En verrière

Pour ces applications, on utilise des modules verre-verre qui permettent de garantir un passage lumineux. Attention au respect des normes d’isolation thermique !

Ce type d’installation peut également être utilisé pour des préaux, carports, vérandas, façade légère double-peau…

En protection solaire

Un module photovoltaïque peut aussi participer à la démarche bioclimatique du bâtiment en utilisant les gains solaires superflus au confort thermique du bâtiment.

Au sol

Il est tout à fait possible de disposer des panneaux photovoltaïques au sol (voire sur des traqueurs). En Allemagne, bon nombre de champs de ce genre ont été installés. Il faudra cependant s’assurer de la qualité du sol et de sa stabilité en fonction de la taille du projet. Ce type de pose est soumis a permis. L’avis de fonctionnaire délégué ainsi que l’intervention d’un architecte est requis.

Réglementations

Plus d’infos sur la réglementation urbanistique (CWATUPE).

Ombrage

En l’absence d’optimiseurs ou de micro-onduleur, l’ombrage est le pire ennemi du photovoltaïque. L’effet de l’ombrage sur les cellules photovoltaïques est comparable à l’effet provoqué par la torsion d’une partie d’un tuyau d’arrosage : c’est le point faible qui détermine l’intensité générée !

Une cellule ombrée va donc limiter la puissance générée. Il est donc impératif de choisir un endroit qui soit le moins possible soumis aux ombres fixes provoquées par l’environnement (attention aux cheminées !).

Sur une toiture plate, on devra veiller tout particulièrement à l’ombrage généré par les panneaux entre eux. La formule suivante permet d’estimer l’espace nécessaire entre les panneaux. En général, on estime que la surface de panneaux correspond à environ un tiers de la surface de la toiture plate. (En tenant compte d’un recul imposé de 1,5m par rapport au bord).

Dimensionnement de l’entre-axe entre deux capteurs

L’entre-axe entre deux rangées de capteurs est défini par la formule suivante :

Entre axe = d + b = h (cos β+ sin β/ tg α)

où,

h =dimension du capteur.
α = hauteur solaire minimum (généralement prise le 21 décembre soit un angle de 16°).
β = inclinaison des capteurs.

En considérant des capteurs de 1,2 m de large, l’entre-axe des rangées de capteurs est de : 1,2 x (cos 35° + sin 35°/tg16°) = 3,38 m.

En pratique, sur toiture plate, on préfère incliner moins les modules, car on peut dès lors placer plus de modules et au final produire plus que si l’angle optimal avec été utilisé. En sus, en réduisant l’inclinaison, la prise au vent est également moins importante. Enfin, l’option de placer les panneaux en mode Est-Ouest permet une optimisation de la surface encore plus grande.

Si une ombre est inévitable, il est important que les modules soient correctement disposés afin de diminuer les pertes de productions. Les diodes de by pass servent à éviter les effets dits de « points chauds » détériorant les performances et peuvent dans ce cas limiter le nombre de cellules affectées par l’ombrage. L’ombrage doit être un paramètre important à prendre en compte lors de la conception et lors du raccordement des modules entre eux (en série ou en parallèle).

Dans l’exemple suivant, la configuration de droite permet de limiter l’effet de l’ombrage en by passant uniquement les strings ombrés. Dans la situation de gauche, l’ombre peut provoquer jusqu’à l’annulation complète de la production des modules.

L’influence de l’ombrage temporaire (feuille, saleté,…) n’est normalement que limitée, car une inclinaison de 15° suffit déjà à l’auto nettoyage du vitrage.

Monthly Archives: août 2010

Rendement d’un capteur solaire

Les apports solaires utiles : E0 – E1 [MJ]

Les pertes thermiques : Q1 + Q2 [MJ]

Le rendement d’un capteur : n = Q3/E0 [-]

Courbe de rendement normalisée

Rendement optique n0

Coefficients de déperdition thermique

Influence de la puissance du rayonnement solaire

Influence du delta de température

Influence de l’angle d’incidence

Rendement instantané

Rendement d’une installation

L’influence de la fraction solaire

Variation de la pression de vapeur et de l’humidité relative extérieure

Définition de l’électricité verte en Wallonie

Mécanisme des certificats verts

Acheter de l’électricité verte ?

Influence de l’éclairement

Influence de la température

Limite de Shockley-Queisser pour le silicium

Raccordement des cellules entre elles

Association en série

Association en parallèle

Les diodes de by-pass

RESCert

NRQUAL

Solar PV

N’en oublions pas pour autant les démarches URE ! L’énergie la moins chère et la moins polluante reste celle que l’on ne consomme pas !

Prédimensionnement

Définition

Onduleur central : un onduleur gère l’ensemble de l’installation

Avantage

Inconvénient

Onduleur string : un onduleur par string (rangée de modules en série)

Avantage

Inconvénient

Onduleur Multistring : un onduleur gère différents strings en parallèle

Avantage

Onduleur modulaire : un onduleur par panneau

Avantage

Inconvénient

Branchement d’onduleur

Un matériau semi-conducteur

Une jonction PN

Effet photoélectrique

Historique et principe

Influence de l’éclairement

Effet électroluminescent

Historique

Principe

Couleur émise

1ère génération : cellules cristallines

Les cellules polycristallines

Rendement

Avantage

Inconvénient

Les cellules monocristallines

Rendement

Avantage

Inconvénients

2ème génération : couches minces « thin films »

Le silicium amorphe

Rendement

Avantages

Inconvénients

Le tellure de Cadnium, Disélénium de cuivre indium (avec ou sans Gallium)

Rendement

Avantages

Inconvénients

3ème génération : Perovskites, multijonction, concentration, …

Conclusion

Surface disponible

Orientation et inclinaison

Type de pose

En toiture

Pose en toiture inclinée

Pose en toiture plate

En façade

En verrière

Les apports solaires utiles : E₀ – E₁ [MJ]

Les pertes thermiques : Q_{1 +} Q2 [MJ]

Le rendement d’un capteur : n = Q₃/E₀ [-]

Rendement optique n₀

N’en oublions pas pour autant les démarches URE !
L’énergie la moins chère et la moins polluante reste celle que l’on ne consomme pas !