Rendement d`une installation photovoltaique

Rendement global d'une installation photovoltaïque
Le rendement d'une installation photovoltaïque exprime la part d'énergie électrique restituée en sortie d’onduleur sous forme de
courant alternatif, par rapport à la quantité d'énergie solaire reçue par les modules.
Les différentes parties d'une installation photovoltaïque (modules, onduleurs, connectiques, câbles, dispositifs de sectionnement)
occasionnent des pertes intermédiaires.
L'ensemble de ces pertes est illustré ci-dessous :
Rendement standard des modules photovoltaïques
Le rendement d'un module photovoltaïque se calcule par la formule suivante :
ηmodule =
Pc
Estc x S
Pc ou Puissance Crête, correspond à la puissance obtenue lors des tests en laboratoire où l’on simule des conditions
d'ensoleillement et de température standard (Estc: 1000 W d’irradiation / m², température de cellule de 25 ° C, pression
atmosphérique AM1.5)
Cette capacité du module à produire plus ou moins d’énergie électrique à partir d’énergie lumineuse varie en fonction des
technologies utilisées (silicium Amorphe, Mono ou Polycristallin, matériaux et positionnement des contacts, épaisseur et traitement
du verre…)
S représente la surface totale du module (cadre métallique compris).
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Rendement réel des modules photovoltaïques
Le rendement réel des modules photovoltaïques va dépendre de l'inclinaison et de l'orientation du verre.
Lorsque les rayons du soleil ne sont pas suffisamment perpendiculaires à la surface du verre, ceux-ci sont réfléchis et ne
parviennent pas jusqu’à la cellule photovoltaïque. On appelle cet effet la réflectance angulaire.
Le disque solaire permet de déterminer une valeur P1 comprise entre 0.5 et 1 (ou entre 50 et 100%)
Le disque solaire permet de quantifier l'effet combiné de l'orientation et de l'inclinaison des modules photovoltaïques sur le
rendement.
Lorsque P1=1, cela signifie que le module est orienté plein sud et que son inclinaison est optimale (zone rouge sombre).
Lorsque P1 ≤ 0.60, on estime que l'installation n'est pas efficace (zones jaune et verte).
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Perte de rendement due au mode de pose
Ce sont les pertes dues à une élévation de la température des modules photovoltaïques. La tension électrique d’un module
diminue d’environ 0.45% par degré de température à partir de 25°c. Un module bien ventilé aura une température plus faible qu'un
module moins ventilé.
Le tableau suivant donne un ratio de performance moyen P2, selon la méthode de mise en œuvre :
Ratio de performance en fonction du type d'intégration
Type d'intégration
Modules faiblement ventilés
(Intégré au bâti)
Modules ventilés
(Ajoutés)
Modules très ventilés
Ratio de performance
0.8
0.85
0.9
Perte de rendement due à l'échauffement des câbles
La résistance du cuivre des câbles provoque un échauffement naturel lorsqu’un courant électrique le traverse.
Si le câble est fin et l’intensité électrique élevée, l’échauffement sera important. Cette chaleur est autant d’énergie perdue. La
section des câbles est généralement dimensionnée pour limiter une chute de tension dans les câbles à 2 %. Ce qui limite dans le
même temps la résistance du câble.
La valeur approximative retenue pour ce coefficient sera P3=0.98.
Perte de rendement due à l'onduleur
La perte occasionnée par l’onduleur apparaît lors de la conversion du courant continu en courant alternatif. Les onduleurs avec
transformateurs disparaissent progressivement du marché au bénéfice des onduleurs sans transformateurs. Le rendement de
l'onduleur est normalisé au niveau européen. Cette donnée est inscrite sur la fiche technique de l'onduleur. Il est généralement
légèrement supérieur à 95%. D’où P4 = 0.95.
Perte de rendement due au suivi du Point de Puissance Maximale (MPP)
Les pertes par suivi du Point de Puissance Maximale (MPP) sont occasionnées par la latence de l’onduleur lorsqu’il s’agit d’adapter
son fonctionnement à des variations de l’ensoleillement. Elles sont de l'ordre de 9%. On retiendra P5=0.91.
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Exemple d'application
Le rendement global de l'installation photovoltaïque se calculera comme suit :
η6=P5 × P4 × P3 × P2 × P1 × ηmodule
Où ηmodule est égal au rendement des modules photovoltaïques indiqué sur la fiche technique ou bien calculé par la formule :
ηmodule =
Pc
Estc x S
Exemple :



Pc = 250 Wc
Estc = 1 000 W/m²
S = 1.677 × 0.990 = 1.66023 m².
Le rendement standard du module vaut ηmodule= 250 / (1000 x 1.66023) = 15.05 %.
Calcul de P1
On utilise le disque solaire en cherchant le point d'inclinaison 45 ° et d'orientation Sud-Est :
D'après le disque solaire, P1 ≈ 0.9.
Calcul de P2
Nous supposerons que les modules sont ajoutés sur la toiture.
Ainsi P2= 0.85.
Calcul de P3
P3 représente les pertes occasionnées par les câbles et la connectique, donc P3= 0.98.
Calcul de P4
P4 représente les pertes de l'onduleur. Nous supposerons que l'onduleur utilisé bénéficie d’un rendement européen de 95 %. Donc
P4= 0.95.
Calcul de P5
P5 représente les pertes dues à la recherche du point de puissance maximale, donc P5 ≈ 0.91.
Calcul du rendement global de l'installation
On applique la formule:
η6=P5 × P4 × P3 × P2 × P1 × ηmodule
On trouve :
η6=0.91 × 0.95 × 0.98 × 0.85 × 0.9 × 15.05
η6=9.75
Le rendement global est de 9.75 %, alors que le rendement théorique des modules photovoltaïques était de 15.05 %.
La perte engendrée par les autres composants du système s’élève à 37%.
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Calcul de la production électrique fournie par l'installation
En Valais, la quantité d’énergie solaire reçue par m² sur un plan incliné à 36° et orienté plein Sud (exposition optimale) est en
moyenne de 4,3 kWh par jour. Soit 1570 kWh/ m²/an.
9,75% de cette énergie solaire reçue sera transformée en énergie électrique utilisable, soit 153 kWh/m²/an.
Une installation de 18 modules photovoltaïques ayant une surface unitaire de 1,66 m² couvre 30 m² et produira tous les ans 153 ×
30 = 4590 kWh d'électricité.
Pour 18 modules de 250 Wc, la puissance théorique du champ photovoltaïque sera de 4,5 kWc. Par convention, on exprime la
quantité d’énergie qui pourra être produite annuellement, proportionnellement à la puissance théorique du champ PV.
Ce ratio nommé Productible, est ici d’une valeur de 4590 / 4,5 = 1020 kWh par kWc installé.
Lorsque le productible est déterminé, il correspond à une localisation, une orientation et une inclinaison spécifique. Quelle que soit
la dimension de l’installation projetée.
Il peut alors être utilisé pour calculer approximativement la production d’une installation en fonction de sa puissance crête (kWc).
Dans l’exemple précédent, une installation de 10 kWc produira environ 10200 kWh/an, une installation de 2 kWc produira 2040
kWh/an.
Certains modules photovoltaïques qui combinent différents avantages technologiques bénéficient d’un rendement particulièrement
élevé. Ce qui permet d’obtenir une puissance théorique plus importante pour une surface limitée.
Toutefois, l’estimation de la production annuelle répondra aux mêmes règles de calcul.
Ainsi, un générateur d’une puissance de 4,55kWc composé de 14 modules de puissance unitaire théorique de 325 Wc, installé sur
le même toit que l’exemple précédent, produira approximativement 4,55 x 1020 = 4640 kWh/an. Une quantité d’énergie presque
identique pour 14 modules au lieu de 18.
Conclusion
Le coût d’investissement d’une installation photovoltaïque est parfois exprimé en CHF/ m² ou bien en rapport avec la quantité
d’énergie qui pourrait être produite annuellement. L’unité est alors en CHF/kWh.
Cependant, on l’a vu plus tôt, quelle que soit la quantité de panneaux installée, quelle que soit la surface utilisée, le productible
spécifique à une toiture donnée restera très sensiblement le même.
Il est donc nettement plus correct d’exprimer le coût d’investissement en corrélation avec la puissance théorique installée, en
CHF/Wc. C’est d’ailleurs sur cette unité qu’est indexée la Rétribution Unique de Swissgrid.
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