Energies renouvelables : énergie solaire

## Objectifs et prérequis **À la fin de ce chapitre, l’élève sera capable de :** - Expliquer le principe physique de la conversion de l’énergie solaire en électricité par effet photovoltaïque. - Décrire les composants d’une cellule photovoltaïque et d’un module PV. - Interpréter les caractéristiques électriques d’un module (courant‑tension, puissance, facteur de remplissage, efficacité). - Réaliser le dimensionnement préliminaire d’une installation photovoltaïque autonome ou raccordée au réseau, en tenant compte de l’ensoleillement local, de l’orientation et de l’inclinaison. - Mettre en œuvre les règles de sécurité électrique et de protection des personnes lors de l’installation, de la mise en service et de la maintenance d’un système PV. **Prérequis nécessaires :** - Notions de base en électricité (tension, courant, résistance, loi d’Ohm, puissance). - Connaissances en énergie (forme, transfert, conservation). - Lecture de schémas électriques simples et utilisation d’un multimètre. --- ## Introduction contextualisée Au Cameroun, l’ensoleillement moyen annuel varie entre 4,5 et 6,5 kWh m⁻² j⁻¹ selon les régions, ce qui constitue une ressource importante pour le développement de l’énergie solaire photovoltaïque. Dans le cadre du programme MEM (Maintenance des Équipements Multi‑techniques), les techniciens doivent être capables d’analyser, d’installer et de maintenir des systèmes de production d’électricité à partir du soleil, que ce soit pour l’alimentation de sites isolés (postes de santé, écoles rurales) ou pour des installations raccordées au réseau dans les zones urbaines. Ce chapitre fournit les bases théoriques et pratiques indispensables à la réussite de ces missions, en s’appuyant sur les normes camerounaises (NC EC 001‑2015 pour les installations photovoltaïques) et les bonnes pratiques de l’atelier. --- ## I. Principe de fonctionnement de l’énergie solaire ### A. Rayonnement solaire et spectre Le soleil émet un rayonnement électromagnétique approximativement considéré comme un corps noir à 5778 K. Au sommet de l’atmosphère, l’intensité solaire constante (constante solaire) vaut **1361 W m⁻²**. Après traversée de l’atmosphère, la valeur moyenne reçue sur une surface horizontale au sol est appelée **irradiation globale** (ou insolation) et s’exprime en kWh m⁻² j⁻¹. > **>** L’irradiation globale moyenne annuelle au Cameroun varie de **4,5** à **6,5** kWh m⁻² j⁻¹ selon la latitude et l’altitude. Le spectre solaire s’étend de 280 nm (UV) à 4000 nm (IR). La partie utile pour la conversion photovoltaïque se situe principalement entre 300 nm et 1100 nm, où l’énergie des photons suffit à exciter les électrons de valence dans un semi‑conducteur. ### B. Effet photovoltaïque Lorsque un photon d’énergie **Eₚ = h·c/λ** (h = 6,626 × 10⁻³⁴ J·s, c = 3,00 × 10⁸ m s⁻¹) frappe un semi‑conducteur, il peut créer un paire électron‑trou si **Eₚ ≥ E_g**, où **E_g** est l’écart de bande du matériau. L’électron excité est alors séparé par le champ électrique interne d’une jonction p‑n, produisant un courant continu. > **>** Pour le silicium cristallin, **E_g ≈ 1,12 eV** (≈ 1,8 × 10⁻¹⁹ J), correspondant à une longueur d’onde limite de **≈ 1100 nm**. Le courant généré est proportionnel au nombre de photons absorbés ayant une énergie suffisante ; la tension de cellule dépend de l’écart de bande et de la température. ### C. Composants d’une cellule photovoltaïque Une cellule typique comprend : 1. **Substrat** (silicium monocristallin ou polycristallin) dopé p‑type ou n‑type. 2. **Jonction p‑n** formée par diffusion ou implantation d’ions. 3. **Contacts métalliques** : grille fine côté ensoleillé (pour capter la lumière) et contact plein côté opposé. 4. **Couche anti‑reflet** (nitrure de silicium ou oxyde de titane) pour augmenter l’absorption. 5. **Encapsulation** (verre trempé, EVA, feuille arrière) assurant protection mécanique et étanchéité. > **>** L’efficacité théorique maximale d’une jonction simple sous illumination AM1,5 est limitée par le rendement de Shockley‑Queisser à **≈ 33 %** (pour E_g ≈ 1,1 eV). ### D. Courant continu et conversion La cellule délivre un **courant de court‑circuit I_sc** (en ampères) et une **tension de circuit ouvert V_oc** (en volts). La caractéristique I‑V montre un point de puissance maximale (P_mpp) où le produit V·I est maximal. > **>** Puissance maximale : **P_mpp = V_mpp × I_mpp** (en watts). > **>** Facteur de remplissage (FF) : **FF = P_mpp / (V_oc × I_sc)** (sans unité, typiquement 0,70‑0,85). > **>** Efficacité du module : **η = P_mpp / (A × G)** où A est la surface du module (m²) et G l’irradiation incidente (W m⁻²). Dans une installation, le courant continu des modules est regroupé en série (pour augmenter la tension) et/ou en parallèle (pour augmenter le courant) afin d’obtenir la tension et le courant requis par l’onduleur ou la batterie. L’onduleur convertit ensuite le courant continu en courant alternatif compatible avec le réseau ou les appareils domestiques (50 Hz, 220 V monophasé au Cameroun). --- ## II. Caractéristiques des unités de production photovoltaïques ### A. Types de modules photovoltaïques | Type | Matériau | Efficacité typique | Coût relatif | Avantages / Inconvénients | |------|----------|--------------------|--------------|---------------------------| | Monocristallin | Si monocristallin | 18‑22 % | Élevé | Haute efficacité, bon comportement en faible lumière, coût plus cher | | Poly cristallin | Si polycristallin | 15‑18 % | Moyen | Bon rapport coût/efficacité, légèrement moins performant en haute température | | Couche mince (CdTe, CIGS, a‑Si) | Semi‑conducteur en couche mince | 9‑12 % (CdTe/CIGS) 6‑8 % (a‑Si) | Faible | Légèreté, flexibilité, moindre sensibilité à l’ombre, mais durée de vie souvent plus courte | > **>** Au Cameroun, les modules monocristallins sont privilégiés pour les installations à forte valeur ajoutée (télécoms, centres de santé) tandis que les polycristallins restent courants pour les projets de électrification rurale à budget limité. ### B. Caractéristiques électriques d’un module Les fabricants fournissent une fiche technique contenant : - **I_sc** (courant de court‑circuit) à 25 °C, 1000 W m⁻². - **V_oc** (tension de circuit ouvert) aux mêmes conditions. - **I_mpp** et **V_mpp** (courant et tension au point de puissance maximale). - **P_mpp** (puissance maximale en Wc). - **TC_I** et **TC_V** (coefficients de température du courant et de la tension, généralement +0,05 %/°C pour I_sc et –0,30 %/°C pour V_oc). - **FF** et **η** (efficacité). Exemple de fiche (module monocristallin 300 Wc) : - I_sc = 9,0 A - V_oc = 45,0 V - I_mpp = 8,3 A - V_mpp = 36,1 V - P_mpp = 300 Wc - FF = 0,78 - η = 18,4 % (surface ≈ 1,63 m²) ### C. Dimensionnement d’un système photovoltaïque Le dimensionnement repose sur l’équation de base : > **>** Énergie quotidienne nécessaire (Wh) = Puissance crête installée (Wc) × Facteur de performance (PR) × Irradiation moyenne journalière (kWh m⁻² j⁻¹) × Surface spécifique (m²/Wc). Le **Facteur de performance (PR)** regroupe les pertes (câblage, onduleur, température, saleté) et vaut généralement entre 0,70 et 0,85 pour une installation bien conçue. **Exemple de dimensionnement** (site rural, consommation quotidienne 2 kWh, irradiation moyenne 5,0 kWh m⁻² j⁻¹, PR = 0,78) : 1. Énergie requise : 2000 Wh. 2. Puissance crête nécessaire : \[ P_{c} = \frac{E_{jour}}{PR \times H_{j}} = \frac{2000}{0,78 \times 5,0} \approx 513\;Wc \] 3. On choisira donc **2 modules de 300 Wc** en série (600 Wc) pour assurer une marge de sécurité. 4. Surface nécessaire : 2 × 1,63 m² ≈ 3,3 m². 5. Angle d’inclinaison optimal ≈ latitude du lieu (ex. Yaoundé ≈ 3,9° N) → inclinaison de 10‑15° pour maximiser la capture annuelle ; orientation plein sud (azimut 0°). ### D. Installation, mise en service et maintenance **Étapes d’installation** (conformes à la NC EC 001‑2015) : 1. **Étude de site** : vérification de l’ombrage, de la résistance du support, de l’accès au réseau. 2. **Fixation du support** : structure métallique ancrée, résistance au vent (charge de vent selon NC EC 003). 3. **Pose des modules** : serrage selon le couple de serrage préconisé (souvent 20‑25 Nm). 4. **Câblage** : utilisation de câbles PV homologués (section minimale 4 mm² pour courants < 20 A, isolation UV‑résistante). 5. **Protection** : disjoncteur DC (type 2) côté générateur, parafoudre type 2 côté AC, mise à la terre du châssis (résistance de terre < 10 Ω). 6. **Onduleur** : choix d’un onduleur adapté à la puissance (rendement > 95 %, protection anti‑île). 7. **Mise en service** : mesure de V_oc, I_sc, contrôle de l’isolement (> 1 MΩ), vérification du point de fonctionnement avec un analyseur d’onduleur. 8. **Maintenance préventive** : nettoyage de la surface (eau douce, brosse souple) tous les 3‑6 mois, contrôle des connexions serrées, mesure annuelle de l’isolement et du rendement. > **>** Lors de toute intervention sur le côté DC, couper le disjoncteur DC et vérifier l’absence de tension avec un multimètre (catégorie III, 1000 V). > **>** Porter des équipements de protection individuelle (EPI) : gants isolants, lunettes de sécurité, chaussures antistatiques. --- ## Synthèse du chapitre - Le rayonnement solaire atteint le sol avec une irradiation moyenne de 4,5‑6,5 kWh m⁻² j⁻¹ au Cameroun. - L’effet photovoltaïque repose sur l’absorption de photons dont l’énergie dépasse l’écart de bande du semi‑conducteur (Si : E_g ≈ 1,12 eV). - Une cellule PV délivre un courant continu caractérisé par I_sc, V_oc, I_mpp, V_mpp, P_mpp, FF et η. - Les modules se distinguent par leur technologie (monocristallin, polycristallin, couche mince) avec des efficacités respectives de 18‑22 %, 15‑18 % et 9‑12 %. - Le facteur de remplissage FF = P_mpp/(V_oc·I_sc) traduit la qualité de la caractéristique I‑V. - Le dimensionnement d’une installation utilise la formule P_c = E_jour/(PR·H_j) avec PR généralement entre 0,70‑0,85. - L’installation doit respecter la NC EC 001‑2015 : protection DC, mise à la terre, parafoudre, choix de câbles UV‑résistants, angle d’inclinaison ≈ latitude, orientation plein sud. - La maintenance comprend nettoyage périodique, contrôle des connexions, mesure de l’isolement et suivi du rendement annuel. --- ## Glossaire - **Irradiation globale** : énergie solaire reçue par unité de surface sur une période donnée, exprimée en kWh m⁻² j⁻¹. - **Effet photovoltaïque** : génération d’un courant électrique dans un semi‑conducteur lorsqu’il absorbe des photons d’énergie supérieure à son écart de bande. - **Jonction p‑n** : interface entre un matériau dopé p‑type et un matériau dopé n‑type créant un champ interne qui sépare les porteurs de charge. - **Facteur de remplissage (FF)** : rapport entre la puissance maximale et le produit V_oc·I_sc, indicateur de la « forme » de la courbe I‑V. - **Puissance crête (Wc)** : puissance maximale délivrée par un module sous conditions de test standard (1000 W m⁻², 25 °C, spectre AM1,5). - **Facteur de performance (PR)** : rapport entre l’énergie réellement produite et l’énergie théorique disponible, intégrant les pertes du système. - **Onduleur** : dispositif convertissant le courant continu des panneaux en courant alternatif compatible avec le réseau ou les charges AC. - **Parasurtenseur (parafoudre)** : dispositif de protection qui limite les surtensions transitoires dues à la foudre ou aux commutations du réseau. --- ## Exercices d'application corrigés ### Exercice 1 – Dimensionnement d’un système autonome Un poste de santé rural situé à Ngaoundéré (latitude ≈ 7,3° N) doit fournir une consommation quotidienne de 1,8 kWh pour l’éclairage, la réfrigération de vaccins et le fonctionnement d’un petit laboratoire. L’irradiation moyenne journalière sur le site est de 5,2 kWh m⁻² j⁻¹. On adopte un facteur de performance PR = 0,75. **a)** Calculer la puissance crête minimale nécessaire. **b)** Proposer une configuration de modules (choisir parmi des modules de 250 Wc ou 300 Wc) et indiquer le nombre de modules en série et en parallèle afin d’obtenir une tension d’entrée d’onduleur d’environ 300 V (tension maximale admissible de l’onduleur). **c)** Vérifier que la tension à vide du chaîne ne dépasse pas 600 V (limite de sécurité du onduleur). **Corrigé** **a)** \[ P_c = \frac{E_{jour}}{PR \times H_j} = \frac{1800\ \text{Wh}}{0,75 \times 5,2\ \text{kWh m}^{-2}\text{j}^{-1}} = \frac{1800}{3,9} \approx 462\ \text{Wc} \] On arrondit à la puissance supérieure disponible : **500 Wc**. **b)** Choix de modules de 250 Wc (V_oc ≈ 38 V, I_sc ≈ 8,8 A) ou 300 Wc (V_oc ≈ 45 V, I_sc ≈ 8,3 A). Pour atteindre ~300 V en série, on utilise des modules de 300 Wc : \[ N_{série} = \frac{V_{cible}}{V_{oc}} \approx \frac{300}{45} \approx 6,7 \rightarrow 7\ \text{modules en série} \] 7 modules en série donnent : - V_oc_total ≈ 7 × 45 = 315 V - I_sc_total ≈ 8,3 A (courant inchangé) - Puissance totale ≈ 7 × 300 = 2100 Wc (beaucoup plus que nécessaire, on pourra donc réduire le nombre de panneaux en parallèle). Comme nous n’avons besoin que de 500 Wc, nous pouvons prendre **2 chaînes de 3 modules en série** (chaîne : 3 × 300 = 900 Wc) et les mettre en parallèle pour obtenir 1800 Wc, puis ajouter un régulateur de puissance ou utiliser un onduleur qui accepte une surcharge. Une solution plus économique : **4 modules de 250 Wc en série** (V_oc≈ 4 × 38 = 152 V) puis **2 telles chaînes en parallèle** → puissance = 4 × 250 × 2 = 2000 Wc, tension ≈ 152 V (trop basse). Pour viser précisément 300 V, on adopte **6 modules de 300 Wc en série** (V_oc≈ 6 × 45 = 270 V, I_sc≈ 8,3 A, puissance = 1800 Wc) puis on ajoute un régulateur de point de puissance maximale (MPPT) qui pourra réduire la puissance délivrée à ~500 Wc. Cette approche est courante : le dimensionnement se base sur la tension, la puissance excédentaire étant gérée par le MPPT. **c)** Tension à vide de la chaîne de 6 modules : V_oc_total = 270 V < 600 V → conforme. > **>** En pratique, on choisit le nombre de modules en série pour obtenir une tension d’entrée compatible avec l’onduleur (généralement 200‑400 V pour les onduleurs monophasés, 400‑800 V pour les triphasés) et on ajuste le nombre de chaînes en parallèle pour atteindre la puissance souhaitée. ### Exercice 2 – Vérification de l’isolement et mise à la terre Lors de la mise en service d’une installation de 4 kWc composée de 12 modules de 330 Wc (V_oc = 44,5 V, I_sc = 9,2 A) en 3 chaînes de 4 modules en série, on mesure les grandeurs suivantes à l’aide d’un mégohmmètre (500 V DC) : - Résistance d’isolement entre le châssis métallique et chaque conducteur positif : 1,2 MΩ. - Résistance d’isolement entre le châssis et chaque conducteur négatif : 0,9 MΩ. - Résistance de terre du châssis (mesurée avec un piquet de terre) : 8 Ω. **a)** Vérifier si les valeurs d’isolement sont conformes à la norme NC EC 001‑2015 (isolement minimal recommandé : 1 MΩ pour les systèmes ≤ 1000 V DC). **b)** Vérifier si la résistance de terre est acceptable (seuil habituel : < 10 Ω pour les installations photovoltaïques). **c)** Proposer une action corrective si une des valeurs ne respecte pas la norme. **Corrigé** **a)** La norme exige une résistance d’isolement ≥ 1 MΩ. - Pour les conducteurs positifs : 1,2 MΩ ≥ 1 MΩ → **conforme**. - Pour les conducteurs négatifs : 0,9 MΩ < 1 MΩ → **non conforme**. **b)** La résistance de terre mesurée est de 8 Ω, inférieure à 10 Ω → **conforme**. **c)** Action corrective : - Vérifier les connexions des conducteurs négatifs (serrage des bornes, état des câbles). - Rechercher d’éventuelles infiltrations d’humidité ou de dommages d’isolation (câbles écrasés, gaines endommagées). - Remplacer les sections de câble présentant une défaut d’isolation ou ajouter une gaine supplémentaire de protection. - Après réparation, re‑mesurer l’isolement ; il doit dépasser 1 MΩ. > **>** Toute intervention sur les parties sous tension doit être réalisée après avoir coupé le disjoncteur DC et vérifié l’absence de tension avec un appareil de catégorie III, 1000 V. --- ## Erreurs fréquentes et règles de sécurité | N° | Erreur fréquente | Conséquence | Règle de prévention / bonne pratique | |----|------------------|-------------|--------------------------------------| | 1 | **Oublier de désactiver le disjoncteur DC avant de travailler sur les connecteurs** | Risque d’électrocution ou d’arc électrique pouvant provoquer des brûlures graves. | Toujours couper le disjoncteur DC, vérifier l’absence de tension (multimètre catégorie III, 1000 V) et mettre en place un dispositif de consignation/déverrouillage (Lockout‑Tagout). | | 2 | **Utiliser des câbles non adaptés aux UV pour le câblage extérieur** | Détérioration rapide de l’isolation, courts‑circuits, incendies. | Employer exclusivement des câbles homologués PV (type PV1‑F ou équivalent) avec gaine résistante aux UV et à l’abrasion. | | 3 | **Ne pas respecter l’angle d’inclinaison et l’orientation recommandés** | Perte de production pouvant dépasser 30 % et surchauffe locale des modules. | Calculer l’inclinaison optimale ≈ latitude du site (± 10 %) et orienter les panneaux plein sud (azimut 0°) dans l’hémisphère nord. | | 4 | **Négliger la mise à la terre du châssis métallique** | Risque de choc indirect en cas de défaut d’isolement, non‑conformité aux normes de sécurité. | Relier le châssis à une prise de terre dont la résistance mesure < 10 Ω ; vérifier la continuité avec un ohmmètre avant mise sous tension. | | 5 | **Serrer excessivement les boulons de fixation des modules** | Fissures du verre ou des cellules, perte d’étanchéité, réduction de la durée de vie. | Appliquer le couple de serrage spécifié par le fabricant (souvent 20‑25 Nm) à l’aide d’une clé dynamométrique. | | 6 | **Ignorer le nettoyage périodique des panneaux** | Accumulation de poussière, de fientes d’oiseaux ou de résidus de végétation, baisse de l’efficacité de 5‑15 % selon l’environnement. | Planifier un nettoyage doux (eau non calcaire, brosse souple) tous les 3‑6 mois, plus souvent en zones poussiéreuses ou près de voies de circulation. | --- *Fin du cours.*