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PROJET D’INITIATIVE PERSONNELLE

LE MICROTRANSAT

Partie électronique et énergétique

Laura Baxerres

Aurélie Michallet

Céline Ramet

Tuteur : Yves Brière

Année 2005-2006

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TABLE DES MATIERES

Chapitre 1 – INTRODUCTION . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

Chapitre 2 – LES COMPOSANTS DU SYSTÈMEPHOTOVOLTAÏQUE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8

2.1. Le module photovoltaïque . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

2.1.1. Les cellules solaires . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

2.1.1.1. Le principe de fonctionnement des photopiles . . . . . . . . . . . . 9

2.1.1.2. Les caractéristiques d’une photopile . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

2.1.1.3. Les différents types de cellules solaires et leur

rendement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12

2.1.1.4. L’influence de la température sur le rendement . . . . . . . . . . 14

2.1.1.5. L’influence de l’éclairement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .15

2.1.2. De la cellule aux panneaux . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .16

2.1.2.1. La mise en série des cellules. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

2.1.2.2. Les modules photovoltaïques marins . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18

2.1.3. Le choix des panneaux et leur assemblage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .18

2.1.3.1. Le choix du type de cellules . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18

2.1.3.2. Les caractéristiques de nos panneaux . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19

2.1.3.3. L’assemblage de nos panneaux entre eux . . . . . . . . . . . . . . . .22

Chapitre 3 – LE STOCKAGE DE L’ENERGIE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26

3.1. Choix de la technologie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26

3.2. Les caractéristiques d’une batterie au plomb . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28

3.2.1. La tension . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .28

3.2.2. La capacité . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .28

3.2.3. La résistance interne . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .28

3.2.4. L’autonomie sans apport solaire . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .29

3.2.5. Le respect de l’environnement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29

3.3. Fonctionnement d’un accumulateur au plomb . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30

3.4. Charge des éléments . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32

3.4.1. La méthode de charge . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .32

3.4.2. Risques de la surcharge . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33

3.5. Caractéristiques de décharge . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .34

3.5.1. Courbes expérimentales et théoriques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34

3.5.2. Etat de charge . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .38

3.6. Température, rendement, cycles et durées de vie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38

3.6.1. Température . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38

3.6.2. Rendement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39

3.6.3. Cycles et durées de vie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .39

3.7. Insertion dans notre installation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40

3.7.1. La diode anti-retour . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40

3.7.2. La diode de déviation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .41

3

Chapitre 4 – LE REGULATEUR DE CHARGE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42

4.1. Fonctionnement général . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42

4.2. Technologie des régulateurs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43

4.2.1. Régulateurs de type shunt . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .44

4.2.2. Régulateurs de type série . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45

4.2.3. Régulateurs PWM . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45

4.2.4. Régulateurs MPPT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46

4.3. Comparaison et choix du régulateur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46

Chapitre 5 – LE MPPT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48

5.1. Partie puissance (Convertisseur statique). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49

5.1.1. Rappels – Eléments de base . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .49

5.1.1.1. Signal PWM . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .49

5.1.1.2. MOSFET . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .50

5.1.1.3. Différents types de convertisseurs statiques . . . . . . . . . . . . . . 50

5.1.1.4. Données du projet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51

5.1.2. Fonctionnement d’un convertisseur « Boost » . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .51

5.1.2.1. Deux schémas équivalents différents . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52

5.1.2.2. Trois modes de fonctionnement différents . . . . . . . . . . . . . . . 53

5.1.2.3. Variations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .61

5.1.3. Puissance consommée par le convertisseur Boost . . . . . . . . . . . . . . . . . 62

5.1.3.1. Diode . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62

5.1.3.1. Bobine . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62

5.1.3.1. MOSFET . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62

5.1.4. Détermination des composants de la carte puissance . . . . . . . . . . . . . . .63

5.1.4.1. Bobine . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64

5.1.4.2. Condensateur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .65

5.1.4.3. Diode Schottky . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66

5.1.4.4. MOSFET . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .66

5.1.4.5. Driver de MOSFET. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66

5.1.4.6. Microcontrôleur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .66

5.1.4.7. Régulateur de tension 1. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67

5.1.4.8. Régulateur de tension 2. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67

5.1.4.9. Diviseurs de tension . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .68

5.1.5. Réalisation de la carte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .68

5.1.5.1. Organisation de la réalisation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70

5.1.5.2. Reconnaissances des différentes parties de la carte de puissance

de notre MPPT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70

5.2. Partie commande . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71

5.2.1. Méthode « Perturbation et Observation » . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71

5.2.2. Méthode de la « Conductance Incrémentielle » . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73

5.2.3. Comparaison des deux algorithmes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76

5.2.4. Algorithme implémenté . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .76

5.2.5. Algorithme complet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78

5.2.6. Test du code . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .78

4

Chapitre 6 – LE DIMENSIONNEMENT DU SYSTÈME . . . . . . . . . . . . .80

6.1. La démarche . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 80

6.2. L’évaluation de nos besoins (Etape 1) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82

6.3. L’énergie solaire récupérable (Etape 2) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 83

6.3.1. L’orientation et inclinaison des panneaux . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 83

6.3.2. Les données météorologiques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 83

6.4. La définition du module photovoltaïque (Etape 3) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .84

6.4.1. Energie électrique produite par le module en une journée . . . . . . . . . . .84

6.4.2. Prise en compte des pertes électriques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .85

6.4.2.1. Les différents types de pertes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 85

6.4.2.2. Estimation des pertes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .85

6.4.2.3. Calcul de la puissance photovoltaïque du module . . . . . . . . . .86

6.5. Le dimensionnement du stockage et du régulateur (Etape 4 et 5) . . . . . . . . . . . . 87

6.5.1. Le dimensionnement de la batterie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .87

6.5.1.1. Profondeur de décharge . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .88

6.5.1.2. Effet de la température . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .88

6.5.1.3. Calcul de la capacité nominale . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 88

6.5.2. Le dimensionnement du régulateur de charge . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 88

6.6. Le plan du câblage (Etape 6) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 89

Chapitre 7 – CONCLUSION . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90

Chapitre 8 – ANNEXES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91

8.1. Panneau Photowatt PWX100 de puissance 12 W . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91

8.2. Panneau Héliotechnology H245 de puissance 20 W. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92

8.3. Panneau Solarex MSX-20 de puissance 20 W . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93

8.4. Panneau Sunware SX-3061 de puissance 12 W . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 94

8.5. Fiche de données de sécurité des batteries Yuasa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .95

8.6. Courbes caractéristiques des batteries . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .99

8.7. Fiche de la batterie NP7-12 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 100

8.8. Programme MPPT algorithme conductance incrémentielle . . . . . . . . . . . . . . . . 101

Chapitre 9 – BIBLIOGRAPHIE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .106

Chapitre 10 – REMERCIEMENTS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 108

5

INDEX DES SCHEMAS

Figure 2.1. Assemblage du système . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6

Figure 2.2. Absorption de la lumière et transfert de l’énergie des photons aux

électrons . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8

Figure 2.3. La collecte des charges . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

Figure 2.4. Caractéristique courant – tension d’une photopile . . . . . . . . . . . . . . . 10

Figure 2.5. Caractéristiques courant – tension comparées d’une cellule au silicium

amorphe et d’une autre au silicium cristallin (sous 1000 W/m²) . . . . 12

Figure 2.6. Courbe I(V) d’une cellule à diverses températures . . . . . . . . . . . . . . . 13

Figure 2.7. Courbe I(V) d’une cellule sous diverses intensités de rayonnement . . 14

Figure 2.8. Vue en coupe d’un module au silicium cristallin . . . . . . . . . . . . . . . . .15

Figure 2.9. Mise en série des cellules d’un module au silicium amorphe . . . . . . . 16

Figure 2.10. Structure d’un panneau photovoltaïque au silicium amorphe . . . . . . . 18

Figure 2.11. Caractéristiques courant – tension des modules Unisolar . . . . . . . . . . 18

Figure 2.12. Courbes P(V) des modules Unisolar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19

Figure 2.13. Caractéristiques de nos panneaux US-5 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .19

Figure 2.14. Caractéristique courant – tension obtenue pour un panneau . . . . . . . . 20

Figure 2.15. L’assemblage des quatre panneaux . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22

Figure 2.16. Vue de dessus . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .23

Figure 2.17. Vue de dessus . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .23

Figure 3.1. Schéma d’une cellule acide plomb . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .28

Figure 3.2. Réaction qui se produit lors de la décharge . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29

Figure 3.3. Courbes intensité/potentiel associées aux réactions de charge/décharge .

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .30

Figure 3.4. Photo du montage utilisé . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32

Figure 3.5. Courbes de l’évolution de la tension au cours de la décharge . . . . . . . 34

Figure 3.6. Courbes de l’évolution de l’intensité au cours de la décharge . . . . . . .34

Figure 3.7. Courbes de l’évolution de la capacité au cours de la décharge . . . . . . 35

Figure 3.8. Courbes de l’évolution théorique de l’intensité au cours de la décharge .

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .35

Figure 3.9. Courbes de l’évolution théorique de la capacité au cours de la décharge

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .36

Figure 3.10. Courbes de l’évolution de la capacité en fonction de la température . .37

Figure 3.11. Principe d’une diode anti-retour

Figure 4.1. Fonctionnement d’un régulateur charge/décharge . . . . . . . . . . . . . . . . 42

Figure 4.2. Différents états du système . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .42

Figure 4.3. Schéma d’un régulateur de type shunt . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43

Figure 4.4. Schéma d’un régulateur de type série . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .44

6

Figure 5.1. Caractéristique aux bornes d’un panneau solaire – Situation du Point de

Puissance Maximale . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .47

Figure 5.2. Schéma bloc du MMPT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47

Figure 5.3. Signal PWM . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48

Figure 5.4. Schéma du MOSFET . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49

Figure 5.5. Schéma de principe d’un régulateur boost de même type que celui que

nous allons utiliser . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50

Figure 5.6. Schéma équivalent interrupteur fermé . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51

Figure 5.7. Schéma équivalent interrupteur ouvert . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .51

Figure 5.8. Mode continu . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52

Figure 5.9. Evolution théorique du gain en tension en fonction du rapport cyclique

en mode continu . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53

Figure 5.10. Simulation de notre carte puissance sous PSIM en mode continu . . . .54

Figure 5.11. Frontière continu – discontinu . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55

Figure 5.12. Courant en sortie et au travers de la bobine à la frontière . . . . . . . . . . 56

Figure 5.13. Simulation sous PSIM de notre partie puissance à la frontière . . . . . . 58

Figure 5.14. Mode discontinu . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .59

Figure 5.15. Simulation sous PSIM de notre carte puissance en mode discontinu . .59

Figure 5.16. Evolution du rapport cyclique pour différents rapports Vd/V0 . . . . . . .61

Figure 5.17. Schéma complet de la carte puissance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64

Figure 5.18. Carte puissance réalisée . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68

Figure 5.19. Schéma sous Eagle du circuit imprimé de notre carte puissance . . . . .69

Figure 5.20. Photo commentée de la carte puissance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70

Figure 5.21. Puissance disponible en fonction de la tension aux bornes d’un panneau

solaire . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71

Figure 5.22. Diagramme fonctionnel algorithme « perturbation et observation » . . 72

Figure 5.23. Evolution de la puissance disponible en fonction de la tension aux

bornes d’un panneau . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .74

Figure 5.24. Diagramme fonctionnel algorithme « conductance incrémentielle» . . 75

Figure 5.25. Diagramme fonctionnel algorithme « conductance incrémentielle»

effectivement programmé . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .77

Figure 5.26. Schéma fonctionnel de l’algorithme complet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .78

Figure 5.27. Branchement de la carte du microcontrôleur pour les tests

programmation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79

Figure 6.1. Diagramme simplifié du dimensionnement d’un système photovoltaïque

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .81

Figure 6.2. Tableau de calcul de consommation en énergie . . . . . . . . . . . . . . . . . .82

Figure 6.3. Tableau de rayonnement solaire au-dessus de Toulouse . . . . . . . . . . . 83

7

1. INTRODUCTION

Le Projet d’Initiative Personnelle que nous avons réalisé tout au long de cette année

consiste en l’étude de la partie énergétique et électronique du Projet Microtransat, mis en

œuvre par notre tuteur Yves Brière en 2004. L’objectif de ce projet est de réaliser un voilier

qui soit capable de relier deux points très éloignés en autonomie complète.

Depuis 2004, année de lancement du projet, le voilier n’a pas cessé d’être amélioré. En

2004, l’IUT de Nantes s’est tout d’abord chargé de concevoir la coque du bateau et de mettre

en place l’ensemble des actionneurs. Puis en 2005, dans la cadre de leur Projet d’Initiative

Personnelle, deux élèves de l’ENSICA ont mis au point une partie du système embarqué.

Cette année, une dizaine d’élèves de l’ENSICA ont dédié leur Projet d’Initiative

Personnelle à l’amélioration du voilier. Deux groupes ont travaillé sur l’optimisation des

consignes de caps et d’allures du bateau, un autre s’est occupé des améliorations à apporter à

la coque ; quant à nous, nous nous sommes chargées de la partie énergétique.

Notre intérêt et notre motivation pour ce projet Microtransat ont été décuplés par les

différents défis que le voilier devra réaliser. Le premier est le challenge Microtransat 2006 qui

se déroulera sur le lac de Saint-Nicolas de La Grave les 8 et 9 Juin. Le second est la traversée

de la mer d’Irlande prévue pour l’été 2007. Et enfin le dernier défi, envisagé pour 2008, sera

de traverser l’Atlantique de manière totalement autonome.

En ce qui nous concerne, notre but pour ce projet a été de rendre le voilier

énergétiquement autonome, en mettant au point un système photovoltaïque composé de trois

grands ensembles :

- le module photovoltaïque,

- le régulateur de charge,

- les batteries.

L’étude de ces trois ensembles constitue la première partie de notre projet, la deuxième partie

étant consacrée au dimensionnement du système global. Ainsi, tout au long de ce rapport,

nous allons vous présenter le fonctionnement général de chaque module, les difficultés que

nous avons pu rencontrer ainsi que les différentes solutions que nous avons pu envisager et

que nous avons décidé de mettre en place.

8

2. LES COMPOSANTS DU SYSTEMEPHOTOVOLTAÏQUE

Dans cette première partie, nous allons vous présenter les différents éléments

électriques et électroniques qui permettent au bateau d’être totalement indépendant du point

de vue énergétique.

Les règles du challenge Microtransat ne nous imposant pas de commencer la traversée

avec une batterie vide, celle-ci sera donc chargée au début de la course. C’est pourquoi nous

n’avons pas cherché à tout prix à optimiser cette charge, mais nous nous sommes avant tout

attachées à mettre au point un système électronique qui soit fiable, efficace et indépendant.

Le montage électrique de la figure 2.1 ci-dessous présente les différents organes du

système. Il est constitué d’un module photovoltaïque, d’un régulateur de charge, d’une

protection batteries, de deux batteries et de l’ensemble des capteurs. Tous ces composants

seront successivement présentés dans les paragraphes qui suivent et seront câblés de la

manière suivante :

Figure 2.1 : Assemblage du système

MPPT

Batteries

Ensemble des

capteurs

Module photovoltaïque

9

2.1. Le module photovoltaïque

Un module photovoltaïque est tout d’abord un convertisseur d’énergie lumineuse en

électricité. Par définition, c’est un ensemble de photopiles assemblées pour générer une

puissance électrique suffisante lors de son exposition à la lumière. En effet, une photopile

seule ne génère qu’une tension faible : de 0,5 à 1,5 V selon les technologies. Il est donc

nécessaire d’associer plusieurs photopiles en série pour pouvoir produire une tension

exploitable.

On réalise ainsi un module dont la puissance va dépendre de la surface mise en œuvre.

Celui-ci va produire un courant continu en basse tension lorsqu’il sera exposé à la lumière, et

il constitue la seule partie productrice d’énergie de notre générateur photovoltaïque.

Par ailleurs, il ne faut pas oublier que ce module sera aussi exposé aux rigueurs du

climat et de l’environnement (variations de température, humidité, salinité, etc.). Etant un

assemblage fragile et sensible à la corrosion, il conviendra donc de le protéger

mécaniquement et efficacement.

2.1.1. Les cellules solaires

A la différence d’une pile classique dont l’énergie est stockée et restituée selon la

volonté de l’utilisateur, une cellule solaire, autrement appelée photopile, est un semi-

conducteur qui ne produit de l’électricité que si elle est exposée à la lumière. Ce phénomène

est appelé « conversion photovoltaïque ».

Le mot « photovoltaïque » vient du grec « phôtos » signifiant lumière et de « Volta »

du nom du physicien italien qui, en 1800, découvrit la pile électrique. Mais c’est en 1839 que

le français Antoine Becquerel fut le premier à mettre en évidence cette conversion particulière

d’énergie. Ce phénomène est dû à la variation de la conductivité d’un matériau sous l’effet de

la lumière.

2.1.1.1. Le principe de fonctionnement des photopiles

La conversion photovoltaïque met simultanément en jeu trois phénomènes physiques :

- l’absorption de la lumière dans le matériau,

- le transfert d’énergie des photons aux charges électriques,

- la collecte des charges.

Pour cela, le matériau doit avoir des propriétés électriques et optiques spécifiques. C’est

pourquoi les cellules solaires sont constituées d’un matériau semi-conducteur, généralement

du silicium. Contrairement aux conducteurs électriques tels que les métaux, dans lesquels il

existe une forte concentration en électrons libres, le phénomène de photoconductivité est

spécifique à ces matériaux semi-conducteurs dont les électrons ne sont que « libérables ».

Pour générer un courant à partir d’un semi-conducteur, il faut réussir à libérer des

électrons de l’attraction de leurs noyaux et à les attirer ensuite vers l’extérieur. Pour cela, il

faut leur fournir une énergie suffisamment forte : c’est le rôle des photons constituant la

lumière. (cf. figure 2.2)

10

Il existe un seuil d’énergie minimum nécessaire à cette libération des électrons par les

photons, au-delà duquel l’électron passe de la bande de valence à la bande de conduction,

niveau énergétique supérieur. Ce seuil est appelé gap optique ou largeur de bande interdite, et

dépend du matériau.

L’énergie nécessaire à la séparation est mesurée en électrons-volts (eV) et varie en fonction

du semi-conducteur. Elle est de 1,1 eV pour le silicium cristallin et de 1,77 eV pour le

silicium amorphe [1]. Ceci explique en partie que le rendement des cellules amorphes soit

inférieur à celui des cellules cristallines.

Figure 2.2 : Absorption de la lumière et transfert de l’énergie des photons aux électrons [A]

Ensuite, pour que les charges libérées soient génératrices d’énergie, il faut qu’elles

circulent. Autrement dit, elles doivent être attirées hors du semi-conducteur, sinon elles se

recombinent.

Cette extraction de charges est réalisée grâce à une jonction créée volontairement dans le

matériau. On va alors engendrer un champ électrique qui va entraîner les charges négatives

d’un côté et les positives de l’autre. Ceci n’est possible que grâce au dopage du semi-

conducteur par des impuretés. Ce dopage est de deux types :

- un dopage de type « n » (négatif), réalisé par adjonction de phosphore (P), dont les

atomes possèdent un électron périphérique de plus que ceux du silicium,

- un dopage de type « p » (positif), réalisé par adjonction de bore (B), dont les atomes

possèdent un électron périphérique de moins que ceux du silicium.

La mise en contact de ces deux zones au dopage opposé constitue un élément fort utile en

électronique : la diode. Comme le montre la figure 2.3, les charges électriques générées et

ainsi attirées vont faire apparaître un photocourant, indépendant de la tension et proportionnel

à la fois au flux lumineux et à la surface de la cellule.

11

Figure 2.3 : La collecte des charges [B]

2.1.1.2. Les caractéristiques d’une photopile

• La tension en circuit ouvert :

Si l’on place une photopile sous une source lumineuse constante, sans aucun récepteur à ses

bornes, celle-ci va produire une tension continue d’environ 0,6 V, appelée tension en circuit

ouvert Uco (elle varie légèrement avec la technologie et l’éclairement) [2]. Cette valeur

correspond à la tension de coupure d’une diode, ce qui confirme le fait que l’on puisse

assimiler une cellule solaire à une jonction P-N (cf. § 2.1.1.1). Pour obtenir une tension plus

élevée à la sortie du module, il va falloir associer les cellules en série.

• Le courant de court-circuit :

A l’inverse du cas précédent, si l’on place une photopile en court-circuit, elle va débiter un

courant maximal à tension nulle. Ce courant est dit courant de court-circuit Icc. De plus,

comme nous l’avons vu au paragraphe précédent, le photocourant fourni par la cellule est

proportionnel à l’intensité lumineuse et à la surface du panneau mis en œuvre. Ainsi, plus ces

deux paramètres seront élevés, plus l’intensité produite sera grande. De même que pour la

tension, il faudra associer les cellules en parallèle pour augmenter significativement la valeur

de l’intensité en sortie du module.

• La puissance :

Le but recherché par tout utilisateur de générateur photovoltaïque est que l’énergie produite

soit la plus optimale possible. La figure 2.4 représente la caractéristique courant-tension d’une

photopile sous illumination ainsi qu’une courbe théorique de puissance constante (puissance =

tension × intensité). Pour l’éclairement considéré, le point Pm représente le point où la

puissance de la photopile est maximale. Ce point, dit puissance maximale, est associé à une

tension maximale Um et à une intensité maximale Im. C’est cette puissance qui sera toujours

recherché par notre régulateur de charge afin d’optimiser la charge de la batterie et le

fonctionnement de notre générateur.

Par ailleurs, lorsqu’il est question de puissance maximale dans les conditions normalisées

d’ensoleillement STC (cf. définition du rendement ci-dessous), on parle alors de puissance

crête, mesurée en watts-crête (Wc).

12

Figure 2.4 : Caractéristique courant-tension d’une photopile [2]

• Le rendement :

Le rendement énergétique est défini comme étant le rapport entre la puissance maximale

produite et la puissance du rayonnement solaire parvenant au module. Soit S la surface du

module et E l’éclairement en W/m2, ce rendement a pour formule :

SE

Pm

×=η

Il est généralement évalué dans des conditions de référence : sous un ensoleillement de 1000

W/m2, à la température de 25 ºC et sous un spectre AM 1,5. Ces conditions normalisées sont

dites « STC » pour Standard Test Conditions. [3]

2.1.1.2. Les différents types de cellules solaires et leurrendement

Lorsque nous avons présenté le fonctionnement des cellules solaires, nous avons

évoqué quelques uns des matériaux qui les constituent. On peut, à l’heure actuelle, distinguer

deux grandes familles de matériaux photovoltaïques utilisés dans des installations :

- les matériaux cristallisés, d’épaisseur de 0,15 à 0,4 mm,

- les couches minces, d’épaisseur faible de l’ordre du micron. [1]

Le matériau le plus répandu de nos jours est le silicium, semi-conducteur tétravalent.

Nous ne nous intéresserons donc qu’à celui-ci, les autres n’étant pas suffisamment développés

et souvent onéreux. Le silicium est soit cristallin, soit amorphe :

13

• le silicium monocristallin :

Les cellules qui en sont composées sont les plus performantes sur le marché : elles présentent

un bon rendement à fort et moyen éclairement. Toutefois, leur prix reste élevé.

- Rendement électrique des panneaux : 15% STC

- Puissance des panneaux : 5 à 150 Wc

- Gamme d’éclairement : 100 à 1000 W/m2

- Usage : tous usages extérieur de forte et moyenne puissance

(télécoms, balisage, relais, habitat…) [2]

• le silicium multicristallin :

Il est le plus répandu actuellement et les caractéristiques électriques des cellules

multicristallines sont similaires aux monocristallines. Toutefois, il est un peu moins

performant, essentiellement aux éclairements modérés, et également moins onéreux du fait

d’une fabrication moins complexe.

- Rendement électrique des panneaux : 12 à 14% STC

- Puissance des panneaux : 5 à 150 Wc

- Gamme d’éclairement : 200 à 1000 W/m2

- Usage : même usage que le silicium monocristallin [2]

• le silicium amorphe :

Malgré un gap optique plus élevé que le silicium cristallin et donc une tension plus forte, son

courant est nettement plus faible à cause de sa moins bonne collecte et de sa faible épaisseur.

Il est donc moins puissant que le silicium cristallin. Par contre, en couche très mince, il

répond à tous les éclairements, extérieur et intérieur. Sa technologie de fabrication est moins

onéreuse et permet de réaliser de petits formats de panneaux.

- Rendement électrique des panneaux : 5 à 7 % STC (jusqu’à 9 %

pour les multi-jonctions)

- Puissance des panneaux extérieurs : 0,5 à 60 Wc

- Gamme d’éclairement : de 20 lux à 1000 W/m2

- Usage : électronique professionnelle et grand public (montres,

calculatrices…), électronique de faible consommation en

extérieur… [2] [4]

La figure 2.5 (ci-après) représente les caractéristiques courant-tension de deux cellules

photovoltaïques, l’une au silicium cristallin, l’autre au silicium amorphe.

14

Figure 2.5 : Caractéristiques courant-tension comparées d’une cellule au silicium amorphe et

d’une autre au silicium cristallin (sous 1000 W/m2) [1]

2.1.1.3. L’influence de la température sur le rendement

Pour connaître la courbe caractéristique d’une cellule solaire, on part de la

caractéristique d’une diode au silicium (jonction P-N dans l’obscurité) et on prend ensuite en

compte l’illumination. On obtient alors la relation suivante : [1]

��

�

�

��

�

�−−= 1tU

U

sp eIII

avec Is = courant de saturation de la diode

Ip = photocourant

U = tension imposée à la diode

Ut = kT/q = 26 mV à 300 K

k = 1,38 × 10-23

constante de Boltzmann

q = 1,602 × 10-19

charge de l’électron

T = température absolue en Kelvin

Avec cette relation, on peut quantifier la tension de circuit ouvert : [1]

���

����

�+=

s

p

coI

I

q

kTU 1ln

On peut remarquer que cette tension augmente avec le logarithme de Ip et donc avec

l’illumination. En revanche, elle décroît avec la température, malgré le terme kT/q, car Is varie

exponentiellement avec T, compensant largement ce dernier terme.

Cette chute de tension avec le facteur température aura une grande importance dans le

dimensionnement du système. Cet effet est représenté sur la figure 2.6 où l’on peut observer

différentes caractéristiques courant-tension à des températures allant de -15 °C à 65 °C sous

un ensoleillement de 1000 W/m2. Un ordre de grandeur de cette chute est de 2 à 2,5 mV/°C,

ce qui donne un déficit d’environ 90 mV entre 10 et 50 °C. [1]

15

Figure 2.6 : Courbes I(V) d’une cellule à diverses températures [C]

Contrairement à la tension, le courant de court-circuit, quant à lui, augmente avec une

hausse de la température. Ceci s’explique par une meilleure absorption de la lumière, le gap

optique baissant avec cette hausse. Toutefois, cet accroissement d’intensité étant très faible, il

peut être négligé au point de puissance maximale.

Au bilan, la cellule subit une perte de 0,4 à 0,5 % par degré. [1] De plus, une haute

montée en température est tout à fait envisageable en fonctionnement (jusqu’à 75 °C). En

effet, la température réelle de marche d’une photopile est toujours supérieure à la température

ambiante. A cela, plusieurs raisons : l’absorption non complète du rayonnement conduisant à

un dégagement de chaleur, la couleur du revêtement environnant, … . Cependant, on peut

compter sur le fait que les panneaux seront placés à l’extérieur du voilier et donc ventilés par

l’air marin pour ne pas envisager ce cas extrême.

2.1.1.5 L’influence de l’éclairement

Au cours des paragraphes précédents, nous avons évoqué l’augmentation de l’intensité

du photocourant pour une hausse du rayonnement solaire. La figure suivante (figure 2.7)

représente la variation du courant par rapport à la tension pour différentes intensités

lumineuses et les maximums de puissance pour chaque cas.

16

Figure 2.7 : Courbes I(V) d’une cellule sous diverses intensités de rayonnement [1]

D’une part, on peut remarquer que les points de fonctionnement à puissance maximale

se déplacent peu et se situent autour d’une valeur d’environ 0,48 V. [1] Notre régulateur de

charge, le MPPT, ne sera donc pas trop perturbé par la variation de l’éclairage lors de sa

recherche du point optimal de puissance.

D’autre part, on peut aussi remarquer que le courant est directement proportionnel au

rayonnement solaire. Par contre, la tension est relativement peu dégradée. On en déduit donc

que la cellule peut fournir une tension correcte, même à faible éclairage.

Enfin, il est important de noter que, lorsque l’éclairement est plus faible que 100 W/m2

(à environ 10000 lux et à fortiori à l’intérieur de locaux), la tension de la photopile varie à son

tour. Elle baisse avec l’éclairement (variation logarithmique). Seules les photopiles au

silicium amorphe permettent un fonctionnement dans ces conditions, grâce à une tension

encore assez élevée. C’est pour cette raison que le silicium amorphe peut être utilisé sous

éclairage artificiel, contrairement au silicium cristallin. [2] Ceci va beaucoup contribuer dans

notre choix de cellules

2.1.2. De la cellule au panneau

Après cette étude approfondie des photopiles, l’étape suivante est bien évidemment

l’assemblage des cellules en module. Dans cette partie, nous abordons les méthodes

d’assemblage, et étudions les différentes possibilités et contraintes qui se présentent à nous.

17

2.1.2.1. La mise en série des cellules

Afin de produire une tension utilisable, il est nécessaire de mettre les photopiles en

série. Sachant que les batteries que nous avons choisies sont des batteries 12 V, que le

panneau doit pouvoir les charger jusqu’à leur tension maximale d’environ 14 V et que l’on

risque de perdre jusqu’à 2,5 V à cause du câblage et de la température, il va falloir réaliser un

module produisant au minimum 16,5 V à puissance maximale. [1]

Par ailleurs, il faut faire attention au fait qu’il faut toujours mettre en série des cellules

de même courant. On appelle cette étape l’appairage. La même opération doit être réalisée

avec les tensions, lors de la mise en parallèle de photopiles pour constituer un générateur plus

puissant.

Enfin, il est important de noter que la fabrication d’un module photovoltaïque en

silicium amorphe diffère de celle d’un module en silicium cristallin, à cause de la mise en

série des cellules. En effet, contrairement au cas cristallin où la connexion se fait directement

d’une photopile à l’autre, la mise en série des bandes de cellules dans le cas amorphe se fait

grâce à trois rayures. Les figures 2.8 et 2.9 ci-dessous représentent chacun des procédés.

[1][6]

Figure 2.8 : Vue en coupe d’un module au silicium cristallin

18

Figure 2.9 : Mise en série des cellules d’un module au silicium amorphe

2.1.1.4. Les modules photovoltaïques marins

Exposé au milieu marin, le module photovoltaïque risque de subir des dommages

supplémentaires, tels que la force des vagues ou la salinité. Il est donc important de prévoir et

de prendre en compte les problèmes que peut engendrer la corrosion, autant sur les cellules

que sur les objets métalliques qui se trouveraient dans un environnement proche. De plus, le

panneau va aussi subir des contraintes dues au mouvement du voilier.

2.1.3. Le choix des panneaux et leur assemblage

2.1.3.1. Le choix du type de cellules

De nombreux critères ont guidés notre choix de cellules photovoltaïque.

D’une part, la recherche du rendement maximal n’a pas été notre principale priorité.

En effet, les batteries du bateau seront chargées au départ de la course donc, dans un premier

temps, nous n’avons pas cherché à atteindre la charge la plus rapide possible.

D’autre part, comme nous le verrons dans le chapitre suivant, l’ensemble des capteurs

que nous devons alimenter consomme environ 1 Ah, ce qui est relativement peu dans le cadre

du challenge 2006. Nous n’avons donc pas basé notre choix de cellules uniquement sur leur

rendement ; il a aussi fallu prendre en considération les autres propriétés des différentes

cellules pour obtenir le système le plus optimal.

19

En effet, équiper un voilier n’est pas une chose simple, d’autant plus quand il s’agit

dans modèle réduit. Il faut prendre en compte la salinité, le choc des vagues, l’encombrement

dans le bateau, la température dans la cabine… C’est pourquoi, après une étude comparative,

nous avons orienté notre choix vers des cellules au silicium amorphe, et en voici les raisons :

- leur utilisation est dédiée aux systèmes électroniques de faible puissance, en

extérieur : cette condition est essentiellement remplie par les cellules amorphes (cf. § 2.1.1.3.)

- leur tension reste suffisamment élevée, même à faible éclairement : cette

caractéristique est réservée à ce type de cellules ; en effet, le matériau amorphe a une réponse

spectrale maximale dans le bleu (faible longueur d’onde, < 700 nm, et donc éclairement

faible). [2] Cette caractéristique nous a permis de faire quelques essais et mesures sous

éclairage artificiel et de pouvoir exploiter les résultats sans les remettre en cause.

- leur faible poids et leur petite taille sont un atout majeur : les cellules en silicium

amorphe sont souvent de type couche mince ; leur épaisseur active est généralement inférieure

au micron, alors qu’elle est supérieure à 0,2 mm pour le cristallin. [1] De plus, les

photogénérateurs au silicium amorphe sont susceptibles de générer des tensions acceptables

sur de petites surfaces (de quelques centimètres carrés). [2]

- leur prix est inférieur à celui des photopiles au silicium cristallin : leur procédé de

fabrication et leur technique de mise en série est moins complexe et peu onéreuse. Le tableau

ci-dessous fait une étude comparative des coûts et des rendements entre les cellules

monocristallines, polycristallines et amorphes en 1997 [4]:

Technologie monocristallin polycristallin amorpheCoût cellules ($/m2) 260 130 75

Coût module ($/m2) 739 477 186

� cellules (%) 17,58 12,44 5,36

� module (%) 15,12 11,07 5,1

Coût module ($/W) 4,89 4,31 3,66

Puissance module (W) 95 83 61

-le fait que le laboratoire du DAS se soit déjà procuré des panneaux composés de ce

type de cellules nous a fait gagner un temps précieux et nous a permis de faire nos essais

rapidement.

2.1.3.2. Les caractéristiques de nos panneaux

Tout d’abord, les quatre panneaux mis à notre disposition par le DAS et sur lesquels

nous avons fait tous nos essais sont tous de la marque Unisolar et se présentent de la manière

suivante :

20

Figure 2.10 : Structure d’un panneau photovoltaïque au silicium amorphe [1]

De plus, les caractéristiques des panneaux Unisolar les plus efficaces et les plus

volumineux, (modèles US-64, US-42 et US-32) sont représentées sur les graphes ci-dessous

(figures 2.11et 2.12

Figure 2.11: Caractéristiques courant-tension des modules Unisolar [D]

21

Figure 2.12: Courbes P(V) des modules Unisolar [D]

En ayant pris en compte les faibles dimensions des flans du voilier, nous avons opté

pour le modèle Unisolar US-5, le deuxième plus petit module de cette série. En voici les

principales caractéristiques, comparées à celles des autres panneaux :

Figure 2.13: Caractéristiques de nos panneaux US-5 [E]

Les caractéristiques Icc et Uco ont été vérifiées par des essais, un jour de ciel voilé, et

les résultats ont été très concluants. Même avec un éclairement d’environ 500 W/m2, la

tension en circuit ouvert a atteint 23,7 V et on a relevé une intensité en court-circuit à cet

22

éclairement de 135 mA, ce qui est tout à fait correct. De même, la mise en parallèle de deux

panneaux a bien permis de doubler l’intensité Icc. On peut donc espérer atteindre des

performances permettant de doubler quasiment la puissance maximale.

De plus, nous avons réalisé d’autres essais, par un jour de très beau temps, afin de

vérifier la caractéristique complète des panneaux. Pour cela, nous avons mis en série un

panneau et deux rhéostats de 24 � et nous avons relevé la tension et l’intensité aux bornes du

panneau. Voici la courbe que nous avons obtenue :

Caractéristiquecourant-tensiond'unpanneau

0

50

100

150

200

250

300

350

400

0,00 5,00 10,00 15,00 20,00 25,00

Tension

Coura

nt

Courant

Figure 2.14: Caractéristique courant-tension obtenue pour un panneau

Cette caractéristique vérifie parfaitement les valeurs nominales inscrites sur la documentation

des panneaux.

2.1.3.3. L’assemblage de nos panneaux entre eux

Dans la réalité, deux panneaux n’ont généralement pas les mêmes caractéristiques et

l’étape de mise en série ou en parallèle doit répondre aux règles connues de l’électricité. C’est

pourquoi, tout comme la mise en série des cellules, l’assemblage des modules va nous amener

à appairer les panneaux. Cela consiste à regrouper les panneaux dont les valeurs sont le plus

proche possible.

D’autre part, même appairés, les panneaux peuvent ne pas débiter la même puissance

sur le terrain. Le cas le plus fréquent est l’ombre sur le champ photovoltaïque qui provoque un

retour de puissance dans le panneau en question. Pour éviter ce problème, on place une diode

anti-retour ou diode by-pass en sortie de chaque panneau. Toutefois, elles sont inutiles dans le

cas d’un module au silicium amorphe, car, compte tenu de la géométrie allongée des cellules,

il est peu probable qu’une cellule soit entièrement ombragée. [5] De plus, la voile du bateau

étant translucide, le risque d’ombrage est vraiment minime.

23

Cependant, de manière à vérifier le comportement du module complet dans le cas

d’ombrage, nous avons fait des tests. Nous avons réalisé ces tests en plaçant deux panneaux

en parallèle, sous le fort éclairement d’une belle journée ensoleillée, et en nous plaçant à une

tension de 18,5 V et un courant de 500 mA, aux bornes du module ainsi constitué.

Nous avons ensuite étudié deux types de configuration :

• Configuration 1 : Les deux panneaux sur le même plan et ombrage partiel

• Configuration 2 : Les deux panneaux en inclinaison et en opposition, comme sur le

« voilier », avec trois orientations au soleil différentes.

Configuration 1 :

Tension = 16,6 V Courant = 344 mA

Tension = 18,1 V Courant = 376 mA

Tension = 6,5 V Courant = 136 mA

Configuration 2 :

Tension = 17,85 V Courant = 370 mA

Tension = 17,35 V Courant = 365 mA

Tension = 17,2 V Courant = 356 mA

24

Nous pouvons remarquer que l’ombrage partiel d’un des deux panneaux

(configuration 1) engendre une chute de tension qui reste acceptable pour un fonctionnement

correct du MPPT. Le troisième cas est peu envisageable aux vues des conditions d’utilisation

citées ci-dessus.

Par ailleurs, l’orientation du soleil sur le système affecte la tension ; toutefois, celle-ci reste

supérieure à 16 V, valeur essentielle pour le régulateur de charge MPPT.

Au cours d’une journée très ensoleillée, la mise en parallèle des quatre panneaux ne devrait

pas engendrer une trop forte chute de tension, dans le cas d’une exposition variable des

panneaux.

Pour notre système, nous avons donc décidé de mettre les quatre panneaux en

parallèle, de manière à sommer les intensités de chaque module et donc à augmenter la

puissance du générateur. Le schéma ci-dessous (figure 2.15 montre l’assemblage du système :

Figure 2.15: L’assemblage des quatre panneaux

Les quatre panneaux sont tous montés en parallèle et sont répartis par paire de chaque

côté du voilier. Avec cette configuration, on peut envisager obtenir, au point de puissance

maximale et par une belle journée ensoleillée, une tension Um de 17,5 V et une intensité Im

de 1,2 A.

Par ailleurs, nous avons étudié un moyen simple de fixation des quatre panneaux aux

flans du voilier. A l’heure actuelle, le montage n’a pas encore était réalisé, faute de matériel ;

mais notre but est de le mettre en place pour le challenge 2006. Les figures 2.16et 2.17

représentent les plans d’un des rails prévus pour la fixation des panneaux :

MPPT

Panneau Panneau

PanneauPanneau

Batterie

Batterie

25

Figure 2.16 : Vue de dessus

Figure 2.17 : Vue de profil

Légende :

Les panneaux solaires ne vont produire de l’énergie que s’ils sont exposés à la lumière

et le courant produit va dépendre de l’éclairement. Or on souhaite naviguer par tous temps et

dans l’obscurité.

Il faut donc stocker de l’énergie dans un accumulateur.

Pion

Fixation à la coque

Plexiglas

Coque

26

3. LE STOCKAGE DE L’ENERGIE

La batterie pour le solaire sera sollicitée dans la durée à des courants faibles.

3.1. Choix de la technologie

� Les principales caractéristiques des batteries sont: [2]

- La tension nominale : c’est la force électromotrice de l’accumulateur en fonction du

couple électrochimique utilisé.

- La tension de charge : c’est la tension minimale à appliquer pour charger

efficacement l’accumulateur.

- La capacité nominale: c’est la quantité d’énergie que l’on peut stocker dans la

batterie, elle s’exprime en ampères-heures (Ah). Elle est donnée dans des conditions de

référence (durée de décharge de 20h et température de 25°C).

- La profondeur de décharge : rapport entre la quantité d’électricité déchargée à un

instant t et la capacité nominale

Il y a différents types de batterie. Celles-ci diffèrent de part leur taille, leur utilisation et leur

mode de construction.

Les 2 types de batteries, qui diffèrent selon leur utilisation, sont les batteries de démarrageet les batteries à cycles profonds. Une batterie de démarrage est utilisée dans la plupart des

voitures et a pour but de produire un courant important pendant un temps très court. Une

batterie à cycles profonds a la capacité de pouvoir se décharger complètement quelques

centaines de fois. Elle a moins d’énergie instantanée mais une production d’énergie à long

terme bien supérieure.

� Les différents types de batteries selon leur composition sont: [2] + [16] + [O]

� Les accumulateurs au plomb « ouvert » :

L’électrolyte est liquide et doit être renouvelé. Cet élément Plomb-acide se compose de 2

électrodes de Plomb baignant dans l’acide sulfurique dilué. La tension nominale est de 2V par

élément.

� Les accumulateurs au plomb étanche :

Ils ont les mêmes caractéristiques que les Plomb « ouverts » mais ils sont étanches, c’est-à-

dire qu’ils peuvent fonctionner dans toutes les positions et ne nécessitent absolument aucun

entretien.

Les avantages essentiels de la technologie Plomb pour le photovoltaïque sont : la longévité, le

rapport qualité/prix, un entretien faible ou nul, une bonne tenue aux températures extrêmes, et

la possibilité de charge à courant faible.

Cependant, il faut éviter les décharges profondes et les surcharges et il faut maintenir ces

batteries chargées quand on les stocke.

27

� Les accumulateurs Nickel Cadmium (NiCd) :

La tension nominale est de 1,2V par élément. Ces accumulateurs sont plus intéressants pour le

solaire, du fait de leur meilleure efficacité de charge à faible courant et de leur bonne tenue

aux basses températures. Ils sont surtout utiles pour des capacités de stockage inférieures à 2

Ah. Cependant, le cadmium est toxique pour l’environnement.

� Les accumulateurs Nickel Métal Hydrures (NiMH) :

Ces accumulateurs sont dérivés des NiCd et ont été développés pour augmenter la capacité

par unité de volume, favoriser les charges rapides, et éliminer le cadmium. Ils sont plus

compacts que les NiCd.

Les avantages des accumulateurs NiCd et NiMH pour le photovoltaïque sont : de petites

capacités disponibles sous de multiples formes de 30 à 2000 Ah, leur compacité, une

excellente tenue à la chaleur, un gamme de tensions disponible plus grande du fait de la valeur

de 1,2V par élément.

Cependant, ils présentent de nombreux inconvénients comme l’autodécharge, une charge

difficile pour les NiMH à moins de 0°C, et un effet mémoire quand les accumulateurs sont

peu sollicités.

� Les accumulateurs Lithium IonLes batteries lithium-ion acceptent des charges électriques plus importantes que les batteries

au nickel cadmium. Le lithium étant le métal le plus léger, ces batteries permettent une

autonomie plus longue dans un boîtier moins lourd. La batterie Li-ion nécessite peu

d'entretien, ce qui constitue un avantage qu'aucune autre composition chimique ne peut égaler.

Il n'y a pas de mémoire et aucun cyclage périodique n'est requis pour prolonger la durée de

vie de la batterie. En plus de sa densité d'énergie élevée et de son poids léger, le degré

d'autodécharge de la Li-ion est deux fois moins élevé que celui de la NiCd et de la NiMH, ce

qui fait de la Li-ion un produit qui convient très bien aux applications modernes utilisant des

jauges à essence.

Par contre, la Li-ion est fragile et requiert un circuit de protection pour assurer un

fonctionnement sécuritaire. Le courant de charge est modéré, et la charge de la batterie doit

être effectuée en respectant des normes rigoureuses. En outre, la Li-ion est sujette au

vieillissement, qu'elle soit utilisée ou non.

� Les accumulateurs Lithium Ion PolymèreApparues en 1999, les batteries Lithium ion polymère sont une variante de la technologie

Lithium ion. Les performances sont sensiblement les mêmes, mais l'électrolyte est remplacée

par un polymère gélifié, qui permet de donner toutes les formes possibles à la batterie. Encore

chère aujourd'hui, cette technologie est promise à beaucoup d'avenir. Elle doit, à terme,

revenir moins cher que le lithium-ion classique.

28

Tableau comparatif des différentes technologies [16] + [N]

TypeÉnergiemassique

Tension d'unélément

Durée de vie(nombre derecharges)

Temps decharge

Auto-déchargepar mois

Plomb 30-50 Wh/kg 2 V 200-300 8-16h 5 %

Ni-Cd 48-80 Wh/kg 1,25 V 1500 1h 20 %

Ni-Mh 60-120 Wh/kg 1,25 V 300-500 2h-4h 30 %

Li-ion110-160

Wh/kg3,7 V 500-1000 2h-4h 10 %

Li-Po100-130

Wh/kg3,7 V 300-500 2h-4h 10 %

Les batteries utilisées dans les systèmes solaires autonomes, ce qui nous intéresse pour le

microtransat, sont en général de type plomb-acide (type batterie de voiture) et c’est celles que

nous allons donc choisir.

3.2. Les caractéristiques d’une batterie au plomb [2]

3.2.1. La tension

La tension nominale d'un élément au plomb est de 2V. Mais comme pour la technologie au

nickel cette tension varie en fonction de l'état de charge de l'accumulateur. Un élément chargé

présente une tension de 2,1V, et on peut le décharger jusqu'à une tension de 1,9V sans risque,

le minimum absolu étant à 1,65V.

Les accumulateurs au plomb sont souvent vendus sous forme de batterie de plusieurs

éléments. La version la plus courante est la batterie à 6 éléments, donc dite batterie 12V. La

tension de ce type de batterie peut donc varier de 11V à 12,6V.

Attention : La tension d'une batterie au plomb 12V ne doit jamais descendre en dessous du

seuil minimum de 10V (extrême limite)

3.2.2. La capacité

La capacité des batteries au Plomb peut aller :

- de 1Ah à plus de 1000 Ah pour les batteries à électrolyte stabilisé

- de 2Ah jusqu'à 4000Ah pour les batteries à électrolyte liquide.

Ce sont donc des batteries de forte capacité comparées aux accumulateurs au Nickel et plus

encore au Lithium.

3.2.3. La résistance interne

La résistance des accumulateurs au plomb est négligeable dans le cas des fortes

capacités. Ces accumulateurs sont capables de fournir des courants énormes >2000A sous

12V. Ce sont presque des générateurs parfaits. La résistance interne est inférieure au

29

milliOhms.

Cette valeur atteint au maximum 50 m� dans le cas des accumulateurs à électrolyte stabilisé

des plus faibles capacités.

3.2.4. L’autonomie « sans apport solaire »

C’est la durée pendant laquelle le stockage assure le fonctionnement du récepteur sans

recevoir aucune charge de la part du photogénérateur. Elle dépend de la capacité de

l’accumulateur et de l’énergie requise par le récepteur, indépendamment du photogénérateur.

3.2.5. Respect de l’environnement [Z] + [a]

Le plomb est classé parmi les métaux lourds toxiques. Cependant, la batterie au plomb

lorsqu’elle est hermétique ne représente aucun risque pour l’environnement.

Néanmoins, selon l’article 8 du Décret n° 99-374 du 12/05/99 (ELIMINATION DES PILES

ET ACCUMULATEURS USAGES), nous sommes tenus de collecter ou de faire collecter, de

valoriser ou de faire valoriser, d’éliminer ou de faire éliminer nos accumulateurs usagés,

qu’ils soient ou non incorporés à des appareils.

En effet, les batteries sont aujourd'hui récupérées et recyclées. L'industriel procède aux

opérations suivantes : tri des batteries, élimination de l'acide, stockage, démontage, broyage

des batteries, réparation des plastiques des parties métalliques des sels et oxydes de plomb,

fusion et affinage.

Pour plus d’informations sur la sécurité des batteries, voir en annexe 8.5.

Nous disposons de deux batteries ayant chacune une tension nominale de 12 V et une

capacité de 7 Ah. Ces deux batteries sont placées en parallèle afin d’obtenir un courant de

plus forte intensité. Pour la mise en parallèle de deux batteries, il est primordial de mettre des

batteries identiques et de même âge car sinon la batterie la plus âgée fait vieillir

prématurément la nouvelle. Il est conseillé également pour ce type de branchement de veiller

à l’équilibrage des courants par un câblage symétrique.

Les caractéristiques de nos batteries sont données en annexes 8.6 et 8.7.

30

3.3. Fonctionnement d’un accumulateur au plomb [P]

L’accumulateur au plomb fonctionne suivant une réaction d’oxydoréduction réversible ce qui

explique que l’on peut utiliser l’accumulateur de deux façons différentes :

Une batterie est constituée d’une série de cellules, branchées en série afin d’obtenir le voltage

désiré en sortie. La sortie pour une cellule acide plomb est environ de 2V donc pour une

batterie de 12V, il y a 6 cellules branchées en série.

Pour chaque cellule, deux électrodes en plomb sont plongées dans un bac d’acide sulfurique

dilué. L’électrode positive est recouverte de peroxyde de plomb. Si un consommateur est

branché, une décharge de courant se produit entraînant une réaction entre le peroxyde de

plomb et l’acide sulfurique.

Figure 3.1 : Schéma d’une cellule acide plomb

Les plaques se recouvrent alors de sulfate de plomb ce qui provoque une formation d’eau et

une diminution de la densité de l’acide. S’il n’y avait pas formation d’eau, la batterie se

déchargerait.

La décharge est l’opération qui consiste à sortir de l’énergie de la batterie. C’est ce que fait le

récepteur qui lui est couplé en absorbant un courant de décharge issu de la batterie.

Lors de la décharge de la batterie la réaction qui se produit à l’électrode positive est : [P] +

[Q] + [11]

Pile Electrolyse

Transformation spontanée forcée

Type de dipôle générateur récepteur

Fonctionnement décharge charge

31

PbO2 + HSO4-+ 3H

++2e

-= PbSO4 + 2 H2O

A l’électrode négative on a : Pb + HSO4-= PbSO4 + H

++ 2e

-

La réaction totale est donc : PbO2 + Pb + 2H+ + 2HSO4- = 2PbSO4 + 2H2O

L’électrode positive est donc la cathode et l’électrode négative l’anode, comme on peut le voir

sur le schéma 3.2 ci-dessous.

La charge est l’opération qui consiste à entrer de l’énergie dans la batterie. C’est ce que fait le

photogénérateur qui lui est couplé en débitant un courant de charge dans la batterie.

Quand on recharge la batterie c’est la réaction contraire qui se produit : il y a formation de

plomb et d’acide sulfurique et la densité de l’acide augmente.

La réaction totale est 2PbSO4 + 2H2O = PbO2 + Pb + 2H+ + 2HSO4-

[S]

Figure 3.2 : Réaction qui se produit lors de la décharge

Afin de caractériser l’état de charge/décharge on pourrait mesure la densité de l’acide. [U]

Pour chaque Ah de décharge, 3,654 g d’acide se lient au plomb et 0,672 g d’eau est produit.

Le schéma 3.3 suivant représente les courbes intensité/potentiel associées aux réactions de

charge/décharge et aux dégagements gazeux pour les électrodes négatives et positives de

l’accumulateur au plomb.

32

[R]

Figure 3.3 : Courbes intensité/potentiel associées aux réactions de charge/décharge

Il ne faut jamais rajouter d’acide dans une batterie, seulement de l’eau distillée.

Notre batterie étant fermée, il n’y a pas, comme c’est le cas pour une batterie ouverte, de

dégagement d’hydrogène et d’oxygène en fin de charge.

3.4. Charge des éléments

3.4.1. La méthode de charge

La charge des accumulateurs au Plomb se fait à tension constante.

La tension de charge pour un élément est de 2,3 à 2,4 Volts.

Ce qui fait une tension de charge totale de 13,8 à 14,4 Volts pour une batterie de 12V. Cette

tension est nécessaire pour que la charge s'effectue correctement. Une fois chargé, l'élément

présente une tension de 2,1V, soit 12,6V pour une batterie dite 12V.

Du fait de la faible résistance interne de la batterie, au début de la charge il faut limiter le

courant. Sinon il y a un risque d'échauffement des plaques qui alors se détérioreraient. De plus

le chargeur serait en butée de puissance et risquerait de se détruire. La valeur normale de

limitation de ce courant est égale à environ 1/4 à 1/5 de la capacité nominale pendant 20h.

Systématiquement le courant et le temps de charge doivent être indiqués sur la batterie.

Lorsque la batterie est chargée l'idéal est de continuer à lui fournir un petit courant d'entretien

sous une tension plus faible, dite "tension de floating". Cette tension aura une valeur entre

2,25V et 2,28V par élément, soit environ 13,6V pour une batterie 12V. Ce courant d'entretien

permet d'avoir toujours à disposition une batterie en pleine charge.

Les batteries sont chargées idéalement en 3 différentes phases : [T]

33

- Phase 1 : Le courant est limité à un taux d'environ 1/5

de la capacité nominale. La tension augmente petit à

petit jusqu'à atteindre son seuil maximum régulé à

2,35V/élnt.

- Phase 2 : La tension de charge est régulée à

2,35V/élnt, le courant de charge diminue alors jusqu'à

devenir inférieure à C/100. Cette phase doit durer

maximum 2heures, la tension ne doit pas rester au

dessus de 2,26V plus longtemps. La batterie est chargée

à l'issue de cette phase.

- Phase 3 : Une fois la batterie chargée (après environ

20h de charge) on passe en mode charge d'entretien

(Floating) pour la maintenir à 100% de charge. La

tension alors appliquée à la batterie sera autour de

2,26V/élnt.

Les phases 2 et 3 peuvent être combinées en limitant dès le début la tension à 2,65V/élnt. La

batterie se chargera alors très bien, mais on n'obtiendra que 95% de charge. L'avantage est

qu’ainsi on n'a pas à surveiller le moment de la fin de la charge.

Une batterie au plomb doit être stockée chargée, et être rechargée régulièrement. L'idéal étant

de la laisser en charge d'entretien (Floating) permanente.

Pour charger nos batteries lorsqu’elles sont dans le bateau, nous les branchons à un générateur

et nous fixons le courant à 1,4A et la tension à 16V au départ, mais ensuite la valeur de la

tension diminue. Nous attendons que la tension de la batterie atteigne les 13 V environ et que

le courant ait fortement diminué.

3.4.2. Risques de la surcharge

La surcharge immodérée est non seulement un gaspillage d'énergie mais elle présente les

graves inconvénients suivants:

- la batterie n'est jamais bien chargée car le courant intense qui produit le

bouillonnement n'est employé qu'à détruire l'eau de l'électrolyte et non à désulfater.

- le niveau de l'électrolyte baisse rapidement. En effet un ampère-heure de surcharge

détruit un tiers de gramme d'eau, avec un régime de surcharge double ou triple du régime

normal le niveau du liquide baisse de plus d'un millimètre à l'heure ce qui fait qu'après dix

heures de surcharge la partie supérieure des plaques commence à se découvrir et se désagrège

rapidement.

- la concentration de l'électrolyte augmente du fait de la disparition de l'eau.

L'élévation température de qui résulte de la surcharge aggrave l'usure des plaques en

augmentant la solubilité du sulfate de plomb. Le violent dégagement gazeux qui accompagne

la surcharge accélère par effet mécanique la désagrégation des plaques.

34

3.5. Caractéristiques de décharge

3.5.1. Courbes expérimentales et théoriques

Les courbes suivantes montrent les caractéristiques de décharge des deux batteries

placées en parallèle. Initialement les deux batteries sont complètement chargées à l’aide d’un

générateur. Leur tension est alors de 13,6V. A l’aide d’un rhéostat, on place une résistance de

15 � pour faire en sorte d’avoir une intensité en sortie de 800 mA environ car c’est la valeur

moyenne qui sera consommée par les récepteurs. On mesure ensuite la tension aux bornes des

batteries en série, ainsi que l’intensité du courant qui les traverse en prenant des mesures à

intervalles réguliers.

Figure 3.4 : Photo du montage utilisé

35

Temps en heures Tension en V Intensité en A Capacité en Ah0 13,2 0,88 0

0,58 12,61 0,848 0,49

1 12,58 0,846 0,85

1,5 12,57 0,844 1,27

2,5 12,49 0,839 2,1

3,4 12,41 0,831 2,83

3,91 12,36 0,829 3,24

5 12,27 0,823 4,11

5,58 12,21 0,82 4,58

6 12,16 0,817 4,9

6,5 12,12 0,814 5,29

7 12,08 0,81 5,67

7,5 12,04 0,809 6,07

8 12 0,805 6,44

8,5 11,95 0,802 6,82

9 11,91 0,8 7,2

9,5 11,87 0,797 7,57

10 11,83 0,795 7,95

10,5 11,78 0,791 8,31

11 11,75 0,79 8,69

12,3 11,61 0,78 9,59

13,75 11,46 0,769 10,57

14,17 11,37 0,764 10,83

15,17 11,16 0,739 11,21

15,65 11,06 0,732 11,46

17 10,83 0,716 12,17

18,5 9,13 0,605 11,19

36

Décharge de la batterie

0

2

4

6

8

10

12

14

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20

Temps en heures

Ten

sio

nen

V

Figure 3.5 : Courbe de l’évolution de la tension au cours de la décharge

Intensité au cours de la décharge

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20

Temps en heures

Inte

nsit

éen

A

Figure 3.6 : Courbe de l’évolution de l’intensité au cours de la décharge

37

Evolution de la Capacité en fonction de la décharge

0

2

4

6

8

10

12

14

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20

Temps en heures

Cap

acit

éen

Ah

Figure 3.7 : Courbe de l’évolution de la capacité au cours de la décharge

La batterie s’est donc complètement déchargée au bout de 18h. Comme il faut que le courant

débité par la batterie reste proche de 800 mA avec des pics à 1.2A, on peut espérer avoir une

autonomie d’environ 14h et ce, sans que les batteries soient rechargées par les panneaux

solaires. Cette autonomie est largement suffisante pour la durée de la course. Pour les

challenges futurs (traversée de la mer d’Irlande et traversée de l’Atlantique), il serait peut être

bon d’utiliser des batteries qui ont une autonomie plus longue (batteries lithium-ion par

exemple).

Les courbes théoriques de décharge, à tension constante sont : [2]

Figure 3.8 : Courbe de l’évolution théorique de l’intensité au cours de la décharge

38

[1]

Figure 3.9 : Courbe de l’évolution théorique de la capacité au cours de la décharge

Lors de nos expériences, nous n’avons pas laissé la tension constante ce qui explique les

variations de nos courbes par rapport aux courbes théoriques.

Si la décharge est très profonde et si la batterie reste longtemps dans cet état, le sulfate

de plomb des plaques tend à former de grands cristaux permanents qui empêcheront le

courant de passer. Ce phénomène, s’il est partiel, va faire baisser la capacité de la batterie,

mais s’il est important, peut alors complètement bloquer tout courant : on dit alors que la

batterie est sulfatée.

Au cours de la décharge, la capacité augmente lorsque le courant baisse, ce que l’on

retrouve bien expérimentalement.

3.5.2. Etat de charge [1]

L’état de charge d’une batterie ECH est la quantité d’énergie encore disponible en Ah divisé

par la capacité nominale de la batterie, si ECH = 1 la batterie est pleine, si ECH = 0 la batterie

est vide.

La profondeur de décharge PD est le complément de l’état de charge c’est-à-dire PD = 1 - ECH.

3.6. Température, rendement, cycles et durées de vie [1]

3.6.1. Température

La température ambiante influence la capacité comme on peut le voir sur le schéma

3.10 suivant :

39

Figure 3.10 : Courbe de l’évolution de la capacité en fonction de la température

Au dessous de 0°C, la capacité baisse rapidement, il faut pour une utilisation à ces

températures limiter fortement l’usage de l’accumulateur ou augmenter fortement sa capacité

pour éviter sa destruction par le gel. Mais c’est une gamme de températures qui ne nous

concerne pas pour le challenge Microtransat car nous allons nous situer entre 10 et 40 °C.

A température élevée, c’est-à-dire supérieure à 25°C, il faut également prévoir la

compensation thermique pour éviter l’évaporation de l’électrolyte. A ces températures, on

utilise souvent un électrolyte moins concentré (�e entre 1.20 et 1.22) pour limiter la corrosion

interne de la batterie.

3.6.2. Rendement

Le rendement à petits courants de charge/décharge est pratiquement constant. Pour

une batterie neuve on prend une valeur de 0,9 Ah ou 0,83 Wh. Ce rendement dépend

fortement de l’état de charge de la batterie : pour un état de charge « moyen », il est élevé et

baisse ensuite rapidement lorsque l’on atteint la fin de charge et que le courant n’est plus

absorbé par la masse active mais commence à électrolyser l’eau.

3.6.3. Cycles et durées de vie

Le nombre de cycles maximal et la durée de vie sont fortement dépendants de la

technologie de fabrication et des conditions d’utilisation. Par exemple, en utilisation dans les

pays chauds, c’est-à-dire où la température ambiante est supérieure à 35°C, si on fait

l’hypothèse que les phénomènes de corrosion seront les premiers à limiter la durée de vie de

la batterie et que le nombre maximal de cycles ne sera pas atteint, on aura tendance à limiter

la capacité et on choisira des cycles journaliers de charge/décharge de l’ordre de 80%. En

revanche, en pays tempérés, en utilisant un régulateur de qualité, les phénomènes de corrosion

peuvent être limités et le choix du dimensionnement de la batterie et de la profondeur de

décharge dépendra de nombreux critères comme :

- l’autonomie désirée en tenant compte des variations d’ensoleillement,

- les coûts de remplacement des batteries en fonction du transport, de la facilité

d’accès au site, du coût de la main d’œuvre,

- les capacités d’investissement au départ et les frais financiers d’amortissement,

- l’aspect environnemental, comment recycler localement les batteries…

40

En première approximation, le nombre de cycles sera inversement proportionnel à la

profondeur de décharge. Les batteries modernes sont la plupart à faible autodécharge, c’est-à-

dire qu’elles perdent moins de 3% de capacité par moins de 20°C. Cependant cette valeur

triple à 30°C.

3.7. Insertion dans notre installation

Il est inutile d’utiliser l’énergie issue directement du photogénérateur quand la lumière est

présente et de « basculer » sur le stockage dans l’obscurité. Le plus rationnel est de monter le

photogénérateur, la batterie et le récepteur en parallèle. Ainsi, la batterie sera le « réservoir

d’énergie » que l’on remplira d’un côté par le photogénérateur et videra d’un autre par le

récepteur.

3.7.1. La diode anti-retour [2]

Le courant circule naturellement du point de tension le plus fort vers le plus faible.

Lorsque la batterie est en période de charge ou déjà chargée, la tension de la batterie a

tendance à dépasser la tension délivrée par le photogénérateur. Le courant passerait alors de la

batterie vers le photogénérateur et cela pourrait l’endommager. C’est pourquoi on met une

diode qui bloque le passage du courant. Cette diode empêche la décharge de la batterie

lorsque l’ensoleillement est faible. La diode est placée entre le panneau et la batterie comme

on peut le voir sur la figure 3.11 ci-dessous. Les bandes sur la diode doivent être du côté de la

batterie d’après la notice des panneaux solaires.

Les diodes anti-retour sont aussi utilisées lors de la mise en parallèle de plusieurs

photogénérateurs pour éviter qu’ils débitent les uns dans les autres s’ils ont une puissance

inégale.

Figure 3.11 : Principe d’une diode anti-retour

41

Choix de la diode anti-retour :

Cette diode introduit une chute de tension de 0,6 V (diode de redressement classique) ou de

0,2 V (diode Schottky).

Une diode Schottky est une diode qui a un seuil de tension directe très bas facilitant la

détection des signaux HF faibles et hyperfréquences. Une diode Schottky fonctionne

exactement de la même manière qu'une diode normale. Les différences se situent:

- Au niveau de la tension de seuil, qui n'est plus de 0.7V, mais de 0.3V, à 0.4V

- Au niveau de la rapidité, les diodes Schottky sont beaucoup plus rapides

La notice des panneaux solaires précise qu’il est suggéré d’utiliser une diode anti-retour pour

chaque panneau solaire. [10]

3.7.2. La diode de déviation

Si une des six cellules branchées en série tombe en panne cela produit une résistance si

importante que toutes les autres cellules de la chaîne sont court-circuitées. Une diode de

déviation crée une déviation autour de la diode hors de service permettant ainsi au courant de

circuler.

Les diodes de déviation ne sont pas utiles dans tous les systèmes. Généralement, seuls les

montages de plus de 48 V en requièrent une.

Une telle diode est donc inutile dans notre montage, ce qui est également mentionné dans la

notice des panneaux solaires, où il est précisé qu’étant donnée la taille des panneaux, il n’est

pas utile d’utiliser une diode de déviation. [10]

42

4. LE REGULATEUR DE CHARGE [1] + [2]

4.1. Fonctionnement général

C’est l’élément central du système photovoltaïque car il permet de protéger la batterie

pour lui assurer une meilleure durée de vie ce qui est important car la batterie a une durée de

vie inférieure aux photogénérateurs (5 ans au lieu de 20 ans). Pour la batterie au plomb que

nous utilisons, il améliore la durée de vie en empêchant la surcharge et la décharge profonde

(c’est-à-dire que la batterie soit vidée de plus de 90% de sa charge).

Ces deux fonctions sont réalisées avec un régulateur charge/décharge connecté avec

les panneaux, la batterie et les systèmes utilisateurs.

La tension d’une batterie chargée à courant constant (1,4 A dans notre cas pour les

deux batteries en parallèle) augmente de façon linéaire jusqu’à ce qu’elle atteigne

pratiquement la fin de charge où soudainement elle augmente beaucoup plus rapidement.

C’est lorsque sa matière active est presque complètement transformée et quand l’électrolyte

commence à libérer des gaz (décomposition de l’eau en hydrogène et oxygène). Si on laisse

durer ce phénomène, la batterie deviendra surchargée, ce qui accélérera la corrosion du

plomb, fera perdre de l’électrolyte et endommagera les plaques de plomb. La fonction

principale du régulateur est d’empêcher cette surcharge.

Une légère gazéification est cependant nécessaire et recommandée car lorsque la

gazéification commence, une partie du courant entrant va permettre de terminer la charge,

tandis que le reste produira l’électrolyse et les gaz traversant l’électrolyse vont l’agiter et

ainsi, homogénéiser son acidité.

Si on n’atteint jamais ce stade final, l’électrolyte deviendra stratifié, la concentration

d’acide sera plus importante au fond du bac, ce qui accélèrera la corrosion des plaques et

entraînera une sulfatation. La sulfatation est la transformation d’une partie du plomb actif en

cristaux durs qui ne peuvent plus participer au stockage de l’énergie. Ces deux phénomènes

causeront une diminution de la durée de vie de la batterie.

Afin de paramétrer le régulateur de charge, il est nécessaire d’utiliser deux valeurs

caractéristiques de la batterie : la tension de fin de charge Vfc et la tension de recharge Vre,

valeur pour laquelle le processus de charge recommence. La plupart des régulateurs travaillent

en tout ou rien et utilisent ces deux tensions pour arrêter ou recommencer la charge. Pour

interrompre le courant, on peut utiliser un relais, un transistor ou bien un MOSFET.

Quand la tension aux bornes de la batterie atteint 14,5 V (seuil haut typique pour une

batterie de 12 V nominale comme la notre), le régulateur coupe la liaison avec le panneau, ce

qui implique que la batterie n’est plus chargée. Cette charge est rétablie vers 13,5 V.

De même, quand la tension atteint 11,5 V (seuil bas typique), le régulateur coupe la liaison

avec le récepteur, ce qui ne permet plus son utilisation, puisqu’il met ainsi l’appareil hors

service jusqu’à ce que la tension batterie soit revenue à un niveau de 12,5 V. Il rétablit alors

l’utilisation.

Le schéma 4.1 suivant illustre le principe du fonctionnement d’un régulateur charge/décharge.

43

[2]

Figure 4.1 : Fonctionnement d’un régulateur charge/décharge

Les différents états de fonctionnement du système sont donc :

[2]

Figure 4.2 : Différents états du système

44

La protection décharge, contrairement à la protection surcharge n’est pas

indispensable. Pour notre utilisation, la protection décharge ne doit pas être réalisée car ce qui

est le plus important c’est de pouvoir manœuvrer le bateau et alimenter les appareils de

communication.

Dans ce cas, le régulateur est appelé limiteur de charge et se place entre le panneau et la

batterie et c’est le courant du panneau solaire qui conditionne son ampérage.

4.2. Technologie des régulateurs [1]

Trois différentes méthodes de contrôle de charge sont généralement utilisées: les types

série, shunt et le MPPT (Maximum Power Point Tracker).

Les régulateurs de type série incorporent un interrupteur entre le générateur et

l’accumulateur afin d’arrêter la charge.

Pour les régulateurs de type shunt, le courant de charge des batteries est dévié vers une

résistance et un court-circuit est effectué au niveau des modules solaires en fin de charge.

Les régulateurs à recherche de point de puissance maximum, afin de réaliser une

transformation en puissance, utilisent un circuit électronique spécial permettant de soutirer en

permanence du champ de capteur sa puissance maximale.

4.2.1. Régulateurs de type shunt

C’est le modèle le plus répandu car il est simple à réaliser. Le courant des panneaux

solaires est envoyé dans un interrupteur en parallèle avec la batterie lorsque celle-ci atteint sa

pleine charge. Le principe du circuit est un simple aiguillage. Tout le courant des panneaux

passe normalement dans la batterie et lorsque le seuil de coupure est atteint, tout le courant

passe dans l’interrupteur. Il est donc nécessaire de rajouter une diode entre cet interrupteur et

la batterie pour ne pas court-circuiter la batterie. Cette diode pourra servir de diode anti-

retour.

L’interrupteur utilisé est le plus souvent un MOSFET car il est plus intéressant qu’un

transistor bipolaire car il dissipe moins d’énergie. Il est également plus intéressant qu’un

relais car le relais présente une résistance de passage très faible mais il devra être temporisé

pour ne pas atteindre rapidement sa durée de vie de commutation, ce qui pose des problèmes

si le courant de charge pour une capacité de batterie donnée est important.

Le principe du régulateur shunt est illustré sur le schéma 4.3 suivant :

[1]

Figure 4.3 : Schéma d’un régulateur de type shunt

45

Parmi les régulateurs shunt, il y a des régulateurs shunt linéaires. Ceux-ci maintiennent

une tension constante aux bornes de la batterie lorsque celle-ci atteint sa pleine charge.

L’avantage est que la charge totale de la batterie est garantie, le désavantage est que la

puissance non utilisée du panneau en fin de charge doit être dissipée par le transistor en

parallèle, ce qui limite ce type de régulation aux petits courants.

4.2.2. Régulateurs de type série

Ce régulateur devient de plus en plus répandu et devrait à terme supplanter le

régulateur shunt. L’interrupteur de charge est ici en série avec la batterie et il s’ouvre lorsque

la fin de la charge est atteinte. Les mêmes interrupteurs peuvent être utilisés que pour les

shunt avec une différence pour le relais. Celui-ci peut être commutant et laisser passer le

courant vers un autre récepteur lorsque la batterie est chargée.

Dans le modèle linéaire, on ajoute une source de courant en parallèle avec

l’interrupteur pour réaliser l’égalisation de la batterie par flottement ; cette source sera par

exemple un transistor contrôlé ou une simple résistance en série avec une diode. La diode

anti-retour peut faire partie ou non du régulateur. Le désavantage par rapport au type shunt est

que l’interrupteur selon sa résistance de passage ajoute une chute de tension supplémentaire

entre les panneaux et la batterie.

Le principe du régulateur série est illustré sur le schéma 4.4 suivant :

[1]

Figure 4.4 : Schéma d’un régulateur de type série

4.2.3. Régulateurs PWM

Ce type de régulateur essaie de rassembler les avantages des deux techniques

précédentes en utilisant un interrupteur actif modulé par impulsions de largeurs variables

(PWM Pulse Width Modulation). Les avantages sont que l’on peut maintenir une tension

constante aux bornes de la batterie pour terminer la charge tout en dissipant dans le transistor

(un MOSFET en général) uniquement les pertes dues à la résistance de passage. Les deux

techniques shunt et série peuvent être utilisées dans ce cas mais la majorité des fabricants

utilisent la technique série. La recharge de la batterie étant un processus relativement lent,

cette technique doit être utilisée à fréquence assez basse (au maximum quelques centaines de

hertz) pour que la charge fonctionne.

46

4.2.4. Régulateurs MPPT

Dans ce régulateur, un circuit mesure en permanence la tension et le courant du

panneau pour tirer de l’énergie au point de puissance maximale (MPPT Max Power Point

Tracker). Ceci permet de garantir que le maximum d’énergie sera récupéré, quels que soient

la température et l’ensoleillement. En général, ces régulateurs fonctionnent soit en élevant,

soit en réduisant la tension. Un premier circuit ajuste la demande au point de puissance

maximale de l’ensemble des panneaux et un deuxième circuit transforme le courant et la

tension pour l’adapter au type de batterie. L’avantage de ce type de régulateur est qu’il permet

de travailler dans une grande plage de température et ainsi récupérer l’excès non négligeable

de tension en hiver lorsque le point de puissance maximale peut monter au-dessus de 17 à 18

V dans un système 12V.

La technique du MPPT sera décrite plus précisément dans la partie 5 car c’est le

régulateur que nous avons choisis de prendre puisque c’est le plus performant.

4.3. Comparaison et choix du régulateur

Les avantages et les désavantages des différentes technologies de régulateur sont

donnés dans le tableau suivant :

[1]

47

Les critères de choix d’un régulateur sont également donnés dans le tableau suivant :

[1]

48

5. LE MPPT

Le but d’un tel régulateur de charge est de détecter et de placer le circuit au Point de

Puissance Maximal que nous pouvons observer sur le graphique suivant.

Figure 5.1 : Caractéristique aux bornes d'un panneau solaire-situation du Point de Puissance

Maximale

Un régulateur de charge de type MPPT est constitué de deux parties distinctes : la

partie commande (ici réalisée en électronique numérique) dont le but est de déterminer le

point de fonctionnement, de la partie puissance, où les panneaux pourront transmettre la

puissance la plus importante aux batteries et la partie puissance qui assure le transfert

d’énergie entre les panneaux solaires et les batteries [17]

Figure 5.2 : Schéma bloc du MPPT

Nous distinguerons donc les deux parties dans cette section.

P Po

P PWM

Vo

Panneaux solaires Partie Puissance Batterie

Partie Commande

49

Remarque : dans la littérature, il arrive que « MPPT » désigne uniquement la partie

commande qui recherche effectivement le Point de Puissance Maximum, et non l’ensemble du

régulateur de charge comme c’est le cas dans notre rapport.

5.1. Partie puissance (Convertisseur statique)

Entre les panneaux solaires et la batterie, nous allons placer un convertisseur statique, et c’est

ce convertisseur qui sera commandé par le microcontrôleur (via un signal de commande

PWM-ou MLI en français).

5.1.1. Rappels – Eléments de base

5.1.1.1. Signal PWM

Un signal Pulse With Modulation (ou Modulation de la Largeur d’Impulsion en français) est

un signal périodique dont on peut contrôler le rapport cyclique (noté �) [12]

Figure 5.3 : Signal PWM

Petit rappel : un convertisseur statique est un montage permettant par une commande

pertinente de un ou plusieurs interrupteurs à semi conducteur de régler un transfert d’énergie

entre une source et un récepteur [g]

Il existe de nombreuses sortes d’interrupteurs à semi conducteur, nous utiliserons un transistor

MOSFET

�

50

5.1.1.2. MOSFET [b] [c]

Figure 5.4 : Schéma du MOSFET

Le MOSFET est un transistor à effet de champ. Seulement, à la différence des JFET

(transistors effets de champ à jonction étudiés en 1ere année), un MOSFET est un transistor à

semi-conducteur en métal oxyde (la grille isolée du canal par une couche de dioxyde de

silicium (SiO2)).

Il existe 2 grands types de MOSFET : ceux à enrichissement (les « normally OFF ») et

ceux à appauvrissement (les « normally ON »). Dans tous les cas, ces transistors sont

commandés par la tension appliquée entre la grille et la source (VGS). Pour un MOSFET àenrichissement, lorsque la différence entre les 2 potentiels G et S augmente, le transistor est

de plus en plus passant jusqu’à l’être tout à fait quand VGS>VTH. Respectivement pour un

MOSFET à appauvrissement, lorsque |VGS| augmente le transistor devient de moins en

moins passant, jusqu’à ne plus l’être au delà de la tension de seuil VTH. Les 2 types de

MOSFET peuvent chacun être à canal N (le courant provient du déplacement d’électrons) ouP (le courant provient du déplacement de trous). Cela impliquera simplement pour

l’utilisateur que la tension « de commande » appliquée entre la grille et la source est négative

ou positive.

5.1.1.3. Différents types de convertisseurs statiques

Usuellement, au sein d’un MPPT, deux types de convertisseurs statiques sont utilisés [*]:

� des convertisseur de type « Boost » : la tension en sortie (aux bornes de la batterie) est

plus importante que celle en entrée (aux bornes du panneau solaire)

� ou des convertisseur de type « Buck » : la tension en sortie est alors plus faible que

celle en entrée.

Il est aussi possible de concevoir des convertisseurs « Boost Buck » qui se comportent comme

l’un ou l’autre suivant les besoins. C’est d’ailleurs un tel convertisseur qu’élaborent

actuellement M. Budinger avec sa classe de BTS.

51

5.1.1.4. Données du projet

Lorsque nous avons commencé à travailler sur le PIP, du matériel relatif à la partie

électronique avait déjà été acheté :

• 4 panneaux solaires de tension nominale 16,5 V et de courant nominal de 0,3 A (cf.

partie panneaux solaires)

• 2 batteries au plomb de 12V (cf. partie batteries)

Initialement, nous pensions, afin de privilégier le courant, brancher nos 4 panneaux

solaires en parallèle. Cependant, nous nous sommes aperçues que, l’ensoleillement n’étant pas

identique sur les 4 panneaux à un instant donné, la tension que chacun délivre peut donc

grandement différer, et cela présente donc des risques. Par ailleurs, nous avons constaté qu’en

réalité, il était plus usuel de prévoir un MPPT par panneau solaire. Nous pouvons citer

l’exemple du projet Hélios 3 [h].

Au premier abord, si l’on considère le branchement d’un panneau solaire à une

batterie, un convertisseur « Buck » semblerait le plus approprié. Cependant les convertisseurs

de type « Boost » sont plus simples à réaliser et présentent l’avantage d’avoir en sortie une

diode. [4] Cette diode placée juste avant la batterie pourra donc être utilisée comme diode

anti-retour (cf. partie batterie). Nous avons donc choisi de réaliser un convertisseur statique de

type « Boost », et pour faire des essais, nous brancherons les deux batteries dont nous

disposons en série afin de recréer une batterie de 24 V.

5.1.2. Fonctionnement d’un convertisseur « Boost » [11]

Commençons par introduire les notations correspondantes aux calculs qui vont suivre :

Figure 5.5 : Schéma de principe d'un régulateur boost de même type que celui que nous allons

utiliser

Panneau

SolaireBatterie

52

5.1.2.1. Deux schémas équivalents différents [11]

1er

intervalle de temps : interrupteur fermé :

Figure 5.6 : Schéma équivalent interrupteur fermé

Pendant l’intervalle de temps tfermé= � * T, l’interrupteur fermé connecte l’entrée (à travers

l’inductance) à la masse, et donc la puissance stockée dans la bobine augmente (par

l’augmentation du courant la traversant). La diode est alors bloquée, ainsi aucun courant ne

peut charger la batterie.

2nd

intervalle de temps : interrupteur ouvert :

Figure 5.7 : Schéma équivalent interrupteur ouvert

Panneau

Solaire

Panneau

Solaire

Batterie

Batterie

53

Lorsque l’interrupteur est ouvert sur l’intervalle touvert = (1-�) * T, l’étage de sortie

reçoit l’énergie emmagasinée dans la bobine ainsi que celle provenant directement de l’entrée

(i.e. du panneau solaire). En régime établi, le condensateur de sortie est supposé avoir une

capacité suffisante pour assurer une tension de sortie constante Vo (et donc le courant

traversant le condensateur de sortie est supposé nul).

Mentionnons à présent que 2 modes de fonctionnement différents peuvent exister : ce sont les

modes continus et discontinus.

5.1.2.2. Trois modes de fonctionnement différents [11]

Mode continu :

En régime établi, ce mode ce caractérise par le fait d’avoir en permanence iL(t)>0.

Lorsque l’interrupteur est fermé nous avons :

vL = Vd (c.1)

Tandis qu’interrupteur ouvert, la loi des mailles fournit :

vL = Vd – Vo (c.2)

Etant donné la loi aux bornes de la bobine (supposée parfaite), on a :

vL = L * diL / dt (*)

Nous obtenons donc le tracé suivant :

Figure 5.8 : Mode continu

En régime établi, la valeur moyenne du courant traversant la bobine reste constante. Ainsi,

l’intégrale de la tension vL sur une période est-elle nulle (d’après (*)).

Ce qui s’écrit :

Vd * tfermé + (Vd-Vo) * touvert = 0 (c.3)

tfermé touvert

T

Vd

Vd-Vo

54

Après calcul, sachant que tfermé = � T et touvert = (1- �)* T, on obtient :

Vo / Vd = 1/(1-�) (c.4)

Figure 5.9 : Evolution théorique du gain en tension en fonction du rapport cyclique en mode

continu

En réalité, lorsque � tend vers 1, Vo / Vd arrête assez rapidement d’augmenter, car l’interrupteur

fonctionne souvent mal pour de grandes valeurs de �.

Ce graphique est capital, en effet, nous supposerons plus tard que notre MPPT travaillera

toujours en mode continu, et les variations de la tension aux bornes du panneau Vd seront

imposées par des variations de � (avec Vo constant). Nous observons donc que faire varier� dans un sens produit la variation inverse de Vd.

�