Énergie solaire photovoltaïque
Semaine 1 : Prédimensionnement des installations photovoltaïques
Guidance

Si on ne dispose pas de résultats expérimentaux relatifs à une installation comparable à celle que l'on envisage, on peut néanmoins effectuer le prédimensionnement en utilisant des données relatives à l'éclairement solaire dans la région considérée. De telles mesures sont plus facilement disponibles car le matériel et les procédures nécessaires pour les réaliser ont été développés dans d'autres sciences, notamment la météorologie.

Il existe plusieurs façons d'organiser le calcul de prédimensionnement sur cette base.

Si l'on souhaite obtenir comme résultat du calcul une surface plutôt qu'un nombre de modules, un calcul intéressant est celui du rendement nominal des modules utilisés. Pour cela, il suffit de diviser leur puissance nominale par la puissance solaire reçue dans des conditions nominales, c'est-à-dire la valeur nominale du rayonnement multipliée par la surface du module. Le rendement ainsi calculé est, pour de bons modules commerciaux actuels, de l'ordre de ...13%....15%...

Exercice proposé S01-7 : rendement nominal d'un module.

Il faut tenir compte du fait que le rendement nominal d'un module, calculé comme expliqué ci-dessus, ainsi que sa puissance nominale, ne tiennent pas compte d'un certain nombre de facteurs qui font que le rendement réel de l'ensemble de l'installation est plus faible, ainsi que la puissance qui serait fournie sous éclairement normalisé.

Certains de ces facteurs interviennent pour diminuer le rendement des modules eux-mêmes. Citons

• la présence de poussières sur les modules diminue leur efficacité (facteur 0.94),
• les rayons incidents obliques sont moins bien absorbés que les rayons normaux à la surface (réflexion sur le verre protecteur et sur les cellules),
• le fait que l'éclairement est en général très inférieur à l'éclairement servant à définir le régime nominal, et que le rendement est moins bon à faible éclairement,
• le fait que le spectre lumineux réel peut être moins favorable que le spectre normalisé utilisé pour la définition du régime nominal (en Europe occidentale, facteur 0.85 pour les cellules au silicium cristallin et 0.65 pour les cellules au silicium amorphe),
• le fait que, à fort éclairement, la température des cellules est en général supérieure à la température de 25°C considérée pour la définition du régime nominal, et que leur rendement est plus faible dans ces conditions (facteur 0.8 ; les cellules au silicium amorphe sont moins sujettes à ce phénomène que les cellules au silicium cristallin),

D'autres facteurs tiendront compte des pertes d'énergie dans les différents auxiliaires dont une installation doit être équipée pour fonctionner correctement et de façon sûre. Le rendement de l'installation sera donc inférieur au rendement des modules. Parmi ces facteurs, citons

• le fait que les batteries ne restituent qu'une partie de l'énergie reçue (facteur 0.8 affectant uniquement la partie de l'énergie stockée)
• le fait qu'une partie de l'énergie est perdue dans les câbles de liaison (facteur 0.99)
• le fait que les convertisseurs électroniques associés aux panneaux occasionnent une perte d'énergie. Il faut donc considérer le rendement moyen de ces convertisseurs. (facteur 0.94 pour un convertisseur DC/DC et 0.9 pour un convertisseur DC/AC).
• le fait que le point de fonctionnement optimum n'est pas réalisé (facteur 0.8 dans le cas d'un dispositif sans poursuite du point optimum de fonctionnement) ou ne l'est qu'imparfaitement (facteur 0.98).
• enfin, le fait que les circuits électroniques qui assurent la surveillance et le contrôle de l'installation peuvent aussi avoir une consommation non négligeable.

On notera que les valeurs numériques indiquées ci-dessus sont très approximatives.

Si ces valeurs, ou d'autres aussi peu certaines, sont utilisés, il sera prudent d'incorporer au calcul simplifié exposé ci-dessus un facteur de sécurité supplémentaire de l'ordre de 0.8 (soit une nouvelle réduction de 20% au moins sur l'estimation de l'énergie fournie par un module).

Enfin, d'autres réduction de l'énergie produite sont à craindre si le champ photovoltaïque subit des ombres (lointaines ou proches) ou encore si son inclinaison ou son orientation ne sont pas optimales.

Exercice proposé S01-8 : estimation du rendement réel de l'installation en tenant compte des facteurs cités ci-dessus.

En appliquant tous les facteurs cités ci-dessus soit au rendement nominal des modules, soit à leur puissance nominale, on obtient

• soit une estimation du rendement réel,
• soit une estimation de la puissance qui serait fournie par module sous une éclairement de valeur normalisée.

Dans le premier cas, en multipliant le rendement de l'installation (estimé comme expliqué ci-dessus) par la puissance ou l'énergie solaire réellement reçue par unité de surface, on obtiendra une estimation plus réaliste de la puissance ou de l'énergie que l'on peut obtenir par unité de surface.

Dans le second cas, pour obtenir une estimation de la puissance ou de l'énergie fournie par module, il suffit d'effectuer une règle de trois en divisant la puissance obtenue par l'éclairement normalisé, puis en multipliant le résultat par la puissance ou l'énergie du rayonnement (par unité de surface).

Les distributeurs de modules et d'autres organismes ont dressé des cartes indiquant, à l'échelle du monde ou d'un continent, l'énergie solaire reçue en un temps donné.

Cette information est très succincte : la période considérée est souvent de 1 an ou du mois le moins ensoleillé. La carte n'est dressée que pour une ou deux inclinaisons du panneau, et uniquement pour des panneaux orientés vers le sud.

Attention ! Ces cartes sont souvent dressées en utilisant des unités techniques mélangeant les unités de temps (par exemple puissance moyenne donnée en Wh/jour ou en Wh/an). Il faut donc veiller au respect des dimensions physiques lors du calcul.

Voici quelques sites avec des exemples de telles cartes

Bien qu'assez sommaires, ces cartes permettent néanmoins de se faire une première idée de l'énergie qui peut réellement être fournie par un module.

A titre d'exemple, l'énergie reçue annuellement sur un plan horizontal est pour le Benelux de 1000 kWh/an/m² . Sur un plan orienté vers le sud et incliné de façon à rendre cette énergie annuelle aussi élevée que possible, cette énergie est, pour le benelux, de 1130 kWh/an/m² pour le Benelux [J. Nijs].

Connaissant la puissance ou l'énergie solaire reçue, ainsi que le rendement réel de l'installation, il est facile de calculer la puissance ou l'énergie disponible.

Exercice proposé S01-9 : estimation de l'énergie disponible par module.

Faiblesses de la méthode

Comme dans le cas des consommateurs, en faisant des moyennes sur des laps de temps pendant lesquels les niveaux de puissance varient beaucoup, on a supposé implicitement que le rendement des dispositifs mis en jeu reste constant quel que soit le niveau de la puissance. C'est loin d'être le cas pour les modules solaires. Ce n'est pas non plus le cas pour les auxiliaires, comme les convertisseurs DC/DC ou DC/AC, dont le rendement dépend de la puissance qui les traverse et peut donc dépendre des niveaux de puissances produite ou consommée à chaque instant.
De même, si une partie de l'énergie est stockée dans une batterie avant d'être utilisée, la perte d'énergie dépend de la quantité d'énergie qui a dû être stockée transitoirement, ce qui doit être estimé pour appliquer la méthode des moyennes mais ne peut être fait que grossièrement dans le cadre de cette méthode.

On gardera donc à l'esprit que le dimensionnement basé sur une puissance moyenne n'est qu'un prédimensionnement : ses résultats devront être considérés de façon critique. Pour obtenir des résultats plus fiables, il faudrait une modélisation plus élaborée des modules solaires et des accessoires (convertisseurs...), ainsi que du dispositif de stockage, ce qui permettrait d'effectuer une simulation du comportement de l'installation en subdivisant la durée sur laquelle porte la simulation en intervalles de temps suffisamment petits pour que les puissances puissent être remplacées par leur valeur moyenne.

Le choix de l'intervalle de temps dépend du problème traité, des données disponibles et des moyens humains et de calcul mis en oeuvre.

Pour que cette simulation ait un sens, il faut disposer de données météorologiques (éclairement, température...) correspondant à la même subdivision du temps que celle utilisée pour la simulation du système !

Plus la durée de la simulation est longue et plus petits sont les intervalles, et plus précis pourront être les résultats du calcul... mais le temps de calcul augmente en conséquence, surtout si l'on doit comparer de multiples possibilités comme c'est le cas lors de l'optimisation d'un système. Même si l'on utilise un ordinateur puissant, il faut veiller à garder un rapport raisonnable entre l'intervalle de temps couvert par la simulation et celui d'un pas de calcul.

Par exemple, certaines études relativement grossières sont faites par simulation sur un an en considérant des intervalles de 1 jour, ou encore par simulation sur 1 jour en considérant des intervalles de 1 heure.
Notre expérience montre cependant que, en présence de nuages de beau temps, l'éclairement solaire peut varier à une échelle de temps inférieure à la minute ! On serait donc conduit pour une simulation précise à utiliser un pas de calcul de quelques dizaines de secondes seulement. Cela pose le problème de la disponibilité de données expérimentales à cette échelle de temps.

Si les données disponibles ne sont pas suffisamment fines, il reste la possibilité de générer des données artificielles à partir des données disponibles et d'une étude statistique. La disponibilité d'un modèle atmosphérique peut s'avérer utile dans ce but. Il serait aussi souhaitable de pouvoir faire la simulation pour différentes inclinaisons des modules, ce qui suppose une modélisation du rayonnement incident qui tienne compte des effets directionnels.
Comme on l'a déjà mentionné à propos du diagramme de charge, pour pouvoir effectuer des comparaisons, il faut calculer les profils artificiels une fois pour toute avant de commencer les simulations.

Dernière mise à jour le 1-02-2013