COURS SUR LE PHOTOVOLTAÏQUE 2011-1.doc

COURS SUR LE PHOTOVOLTAÏQUE (Version 2011) Produire de l'électricité est aujourd'hui à la portée de tout un chacun. Bien comprendre le photovoltaïque c'est essentiel. Ce cours est destiné aux installateurs photovoltaïques, aux étudiants ou à toute personne souhaitant comprendre l'énergie photovoltaïque.

Ce cours est composé des parties suivantes : Propriétés électriques des modules Les onduleurs Installation photovoltaïque Aspect architectural & Intégration au bâti Dimensionnement de la partie continue Dimensionnement de la partie alternative PARTIE I - PROPRIETES ELECTRIQUES DES MODULES PHOTOVOLTAÏQUES 1. La cellule photovoltaïque o Caractéristique courant-tension d'une cellule o

o

Effet du niveau d'éclairement 

Définition du niveau d'éclairement



Effet du niveau d'éclairement sur une cellule

Effet de la température

2. Le module photovoltaïque o

Définition d'un module photovoltaïque

o

Caractéristique courant-tension d'un module

o

Fiche technique : module cristallin

o

Fiche technique : membrane amorphe

PARTIE II - L'ONDULEUR PHOTOVOLTAÏQUE 1. Rôle de l'onduleur o Conversion continue → alternatif o

Recherche du point de puissance maximum

o

La protection de découplage

o

Le contrôleur permanent d'isolement

2. Performance de l'onduleur o

Rendement de l'onduleur

o

Courbe de rendement de l'onduleur

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o

Le rendement européen

o

Effet de la température sur l'onduleur

o

Durée de vie de l'onduleur

3. Fiche technique de l'onduleur o

o

Paramètres côté continu de l'onduleur 

Puissance d'entrée maximale



Tension d'entrée maximale



Plage de tension MPPT



Courant d'entrée maximal

Paramètres côté alternatif de l'onduleur 

Tension de sortie



Courant de sortie



Puissance de sortie

PARTIE III - L'INSTALLATION PHOTOVOLTAÏQUE 1. Gisement solaire o Effet de l'orientation

o

o



Toiture double-pente orientation nord-sud



Toiture mono-pente orientation sud



Toiture mono-pente orientation nord



Toiture double-pente orientation est-ouest

Effet de l'inclinaison 

Angle d'inclinaison optimale



Pertes par rapport à la configuration optimale

Effet de la localisation

2. Qualité de l'installation photovoltaïque o

o

o

Rendement des modules photovoltaïques 

Rendement théorique des modules



Rendement réel des modules

Le mode d'intégration au bâti 

La ventilation des modules sur toiture



Le taux d'occupation sur toiture

Les chutes de tension 

Les chutes de tension régulières



Les chutes de tension singulières

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o

Rendement de l'onduleur

o

Les pertes diverses

o

Le Ratio de Performance

3. Production électrique d'une installation photovoltaïque o

Calcul manuel

o

Calcul avec logiciel

4. Les ombrages o

o

o

o

Les masques 

Les masques lointains



Les masques proches



Le relevé de masques

Les diodes by-pass 

Modules en fonctionnement normal



Modules ombragés sans diode by-pass



Modules ombragés avec diodes by-pass

Phénomène du courant-retour 

Modules en fonctionnement normal



Modules ombragés

Solutions anti-ombrage 

Onduleur photovoltaïque multi-tracker



Un tracker par module

PARTIE IV - INTEGRATION ARCHITECTURALE 1. Le tarif d'achat photovoltaïque o 10 février 2000 : instauration de l’obligation d’achat o

13 février 2002 : instauration d’un tarif d’achat

o

10 juillet 2006 : instauration de 2 tarifs d’achat

o

12 janvier 2010 : instauration de 4 tarifs d’achat

o

1er septembre 2010 : première baisse des tarifs d’achats

o

4 mars 2011 : Deuxième baisse des tarifs d’achats

2. Toiture inclinée o

La surimposition

o

Intégration totale

o

Intégration simplifiée

o

Montage sur châssis

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3. Toiture à faible pente o

Membrane souple

o

Montage sur châssis

o

Montage sur bac lesté

o

Montage en applique

4. Intégration sur façade o

Bardage photovoltaïque

o

Mur rideau

o

Brise-soleil

o

Garde-corps

o

Allèges

o

Verrière photovoltaïque

5. Centrale au sol PARTIE V - DIMENSIONNEMENT DE LA PARTIE CONTINUE 1. Schémas électriques o Puissance inférieure à 3 kW

o



Une chaîne



Deux chaînes

Puissance supérieure à 3 kW

2. Dimensionnement des onduleurs o

Compatibilité en puissance

o

Compatibilité en tension 

Tension maximale admissible



Plage de tension MPPT

o

Compatibilité en courant

o

Exemple de dimensionnement des onduleurs 

Etape 1 : Effectuer un dimensionnement rapide grâce à la puissance de l'installation



Etape 2 : Calculer le nombre de modules photovoltaïques en série



Etape 3: Calculer le nombre de chaînes photovoltaïques en parallèle



Etape 4 : Vérifier la compatibilité en puissance



Etape 5 : Réaliser le schéma électrique de l'installation

3. Dimensionnement des câbles CC o

Calcul de la section

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o



Courant admissible



Chute de tension



Exemple de calcul

Conditions de fonctionnement

4. Les fusibles CC o

Présence des fusibles CC

o

Emplacement des fusibles

o

Calibrage des fusibles

5. Protection contre les surtensions o

o

Règles de câblage 

Origine des surtensions



Effet de la surface des boucles

Les parafoudres 

Evaluation du risque foudre



Présence de parafoudre



Emplacement des parafoudres

6. Coupure et sectionnement o

Définitions

o

Emplacement

o

Calibrage 

Calibrage en courant



Calibrage en tension

PARTIE VI - DIMENSIONNEMENT DE LA PARTIE ALERNATIVE 1. Schémas électriques o Puissance inférieure à 3 kW o

o

Puissance comprise entre 3 kW et 36 kW 

Raccordement monophasé



Raccordement triphasé 

Onduleur monophasé > Raccordement monophasé



Onduleur triphasé > Raccordement monophasé

Puissance comprise entre 36 kW et 250 kW 

Onduleur monophasé > Raccordement triphasé



Onduleur triphasé > Raccordement triphasé

2. Calibrage des équipements électriques Cours sur le photovoltaïque 2011 (Hamdi SLIMENE- STEG/DSSV)

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o

o

o

Le disjoncteur 

Protection contre les surintensités



Protection contre les courants de court-circuit

Le dispositif différentiel 

Protection contre les contacts indirects



Emplacement des dispositifs différentiels



Protection contre les contacts directs

Le parafoudre 

Définitions



Choix des parafoudres



Emplacement des parafoudres

3. Sections des câbles o

Sections des conducteurs de phases 

Courant admissible



Chute de tension



Exemple de calcul en monophasé



Exemple de calcul en triphasé

o

Sections du conducteur de neutre

o

Sections des conducteurs de terre PE

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PARTIE I - PROPRIETES PHOTOVOLTAÏQUES

ELECTRIQUES

DES

MODULES

Cette partie traite des propriétés électriques des cellules et des modules photovoltaïques. Il existe de nombreuses familles et sous familles de cellules photovoltaïques qui diffèrent chacune de la nature du semi-conducteur et du procédé de fabrication. Cependant, les propriétés électriques des cellules photovoltaïques sont semblables d’une technologie à une autre. Dans le but de savoir dimensionner une installation photovoltaïque, il apparaît essentielle de comprendre et d’assimiler le comportement électrique des cellules photovoltaïques, et par similitude celui des modules photovoltaïques qui constitueront le générateur. Sommaire 1. La cellule photovoltaïque a. Caractéristique courant-tension d'une cellule b. Effet du niveau d'éclairement i. Définition du niveau d'éclairement ii. Effet du niveau d'éclairement sur une cellule c. Effet de la température 2. Le module a. Définition d'un module photovoltaïque b. Caractéristique courant-tension d'un module c. Fiche technique : module cristallin d. Fiche technique : membrane amorphe

1. La cellule photovoltaïque La cellule photovoltaïque est l’élément de base d’un module photovoltaïque. Cette première partie du chapitre s’intéresse exclusivement aux cellules, et fonde donc les bases à la compréhension du comportement électrique des modules photovoltaïque.

a. Caractéristique photovoltaïque

courant-tension

d'une

cellule

La puissance électrique délivrée par une cellule photovoltaïque est le produit de la tension par le courant qu’elle génère. Ces deux grandeurs, courant et tension, dépendent à la fois des propriétés électriques de la cellule mais aussi de la charge électrique à ses bornes. Les propriétés électriques de la cellule sont synthétisées dans un graphe qu’on appelle caractéristique courant-tension. Tout dipôle électrique est entièrement défini par sa caractéristique courant-tension, qui lui est propre. ⇒ Rappel sur la caractéristique courant-tension

C'est quoi la caractéristique courant-tension ? La caractéristique courant-tension est la relation qui lie la tension et le courant généré par un dipôle électrique. Graphiquement, elle se représente sous la forme d’une courbe liant le courant et la tension.

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Caractéristique courant-tension d’une résistance

Une résistance est un dipôle électrique qui lie le courant et la tension par une relation linéaire du type U = R × I, où R est la valeur de la résistance (exprimée en Ω). Sa caractéristique courant-tension est donc une droite. Caractéristique courant-tension d’un générateur de courant

Un générateur de courant est un dipôle électrique qui délivre un courant quelque soit le tension appliquée à ses bornes. Sa caractéristique courant-tension est donc une droite horizontale. Caractéristique courant-tension d’un générateur de tension

Un générateur de tension est un dipôle électrique qui délivre une tension constante quelque soit le courant qui le traverse. Sa caractéristique courant-tension est donc une droite verticale. ⇐

Une cellule photovoltaïque, en tant que dipôle électrique, dispose de sa propre caractéristique couranttension, ainsi qu’illustré ci-dessous :

Cette caractéristique courant-tension est une relation entre la tension et le courant délivrés par la cellule photovoltaïque.

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Deux données importantes sont à relevées : •

Le courant de court-circuit noté Icc : il s’agit du courant qui traverse la cellule photovoltaïque lorsque celle-ci est court-circuit, c’est-à-dire lorsque le pôle + est relié au pôle – (la tension à ses bornes est alors nulle). Dans ce cas, la puissance fournie par la cellule P = U × I est nulle.

•

La tension en circuit ouvert notée Uco : il s’agit de la tension aux bornes de la cellule lorsque celle-ci est en circuit ouvert, c’est-à-dire lorsque le pôle + et le pôle – sont isolés électriquement de tout autre circuit électrique (le courant la traversant est alors nul). Dans ce cas, la puissance fournie par la cellule P = U × I est nulle.

La puissance fournie par la cellule est tout simplement le produit du courant et de la tension. A partir de la caractéristique courant-tension, il est intéressant de dessiner le graphe de la puissance (P = U × I) en fonction de la tension U, qu’on appelle aussi caractéristique puissance-tension (courbe verte) :

On retrouve bien les deux cas énoncés précédemment (cellule en court-circuit et cellule en circuit ouvert) pour lesquels la puissance fournie est nulle. Par ailleurs, la caractéristique courant-tension d’une cellule photovoltaïque met en évidence un point de Cours sur le photovoltaïque 2011 (Hamdi SLIMENE- STEG/DSSV)

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puissance maximum PMPP (MPP signifie en anglais Maximal Power Point, soit Point de Puissance Maximum). Ce point de puissance maximum est le produit d’un courant et d’une tension donnés. On appelle respectivement IMPP et UMPP le courant et la tension correspondant au point de puissance maximum, c’est-à-dire tel que IMPP × UMPP = PMPP. Ainsi, 4 paramètres majeurs permettent de caractériser une cellule photovoltaïque : • Le courant de court-circuit noté Icc • La tension à vide notée Uco •

Le courant de puissance maximale noté IMPP

•

La tension de puissance maximale notée UMPP

La valeur des 4 paramètres ci-dessus dépend d’un certain nombre de paramètres dont : • Le niveau d’éclairement de la cellule • La température de la cellule

b. Effet du niveau d'éclairement sur la cellule i.

Définition du niveau d'éclairement

Le niveau d’éclairement correspond à l’intensité lumineuse incidente perpendiculairement à la surface de la cellule photovoltaïque. Il s’agit d’une puissance et se mesure en W/m² (watt par m²). On notera Pi le niveau d’éclairement de la cellule (ou du module).

⇒ Rappel sur l'unité de puissance Watt

C'est quoi un Watt (W) ? Une puissance est une quantité d’énergie fournie pendant une durée. Elle s’exprime en W qui est équivalent à J/s (joule par seconde). Le joule étant une unité d’énergie, 1 W correspond donc à 1 joule d’énergie fournie pendant 1 seconde. Pour donner un ordre de grandeur, 1 joule est l’énergie qu’il faudrait fournir pour soulever une masse de 1 kg sur une hauteur de 10 centimètres, sur Terre. Si cette masse de 1 kg est soulevée sur 10 centimètres en 1 seconde, alors la puissance fournie est de 1 W. Si cette même masse de 1 kg est soulevée sur 10 centimètres en 2 secondes, alors la puissance fournie est de 0.5 W (mais l’énergie fournie est toujours de 1 J). La puissance est toujours associée à un type d’énergie (énergie électrique, énergie hydraulique, énergie radiative, etc.) mais s’exprime toujours en W. ⇐

Lorsque l’origine de l’éclairement est le soleil, on parle de rayonnement solaire. Au niveau de la surface supérieur de l’atmosphère, le rayonnement reçu face au soleil est de l’ordre de 1367 W/m² (il s’agit de la constante solaire). Cette valeur est dégradée par des relations géométriques et par les propriétés physiques de l’atmosphère, qui limite la quantité disponible sous nos latitudes à environ 1000 W/m² dans les meilleures conditions. A la surface terrestre, une cellule photovoltaïque peut recevoir un rayonnement incident qui présente 3 origines : • Le rayonnement solaire direct • Le rayonnement diffus qui est le rayonnement issue de toute la voute céleste. Le spectre du rayonnement diffus est plus riche en bleu que le rayonnement direct. Les cellules photovoltaïques sont bien sensibles au rayonnement diffus (alors que ce n’est pas le cas pour les capteurs solaires thermiques). •

Le rayonnement réfléchi par les obstacles tels que le sol ou les nuages. Ce rayonnement est appelé l’albédo. L’albédo d’un obstacle se quantifie par un coefficient d’albédo sans dimension compris entre 0 et 1. Ce coefficient est le rapport de l’énergie solaire réfléchie par l’énergie

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solaire incidente. Un corps noir disposerait donc d’un coefficient d’albédo égal à 0 (aucun rayonnement n’est réfléchi), alors qu’un miroir présenterait un coefficient d’albédo égal à 1(tout le rayonnement incident est réfléchi). Type de surface Herbe Neige Asphalte Béton Tuiles rouges Aluminium Acier galvanisé

Valeur du coefficient d’albédo Entre 0.15 et 0.26 Entre 0.55 et 0.82 Entre 0.09 et 0.18 Entre 0.25 et 0.35 ≈ 0.33 ≈ 0.85 ≈ 0.35

On appelle rayonnement globale la somme du rayonnement direct et du rayonnement diffus. Dans le calcul du niveau d’éclairement, il faudra donc considérer le rayonnement global (direct + diffus) et l’albédo. Par conséquent, le niveau d’éclairement peut atteindre des valeurs supérieures à 1000 W/m² de rayonnement solaire énoncé précédemment (direct et diffus). En France, on estime que le niveau d’éclairement total (c’est-à-dire la somme des 3 rayonnements directs, diffus et albédo) permet d’atteindre une valeur maximale de 1250 W/m².

Exemple 1 Ci-dessous un ciel très nuageux aux alentours d’Avignon le 5 décembre 2010 à 13 h 00.

Le rayonnement direct est nul. Le rayonnement en provenance des nuages est un rayonnement diffus. On mesure 23 W/m² de rayonnement diffus. Le rayonnement en provenance du sol (albédos) est de 5 W/m². Cours sur le photovoltaïque 2011 (Hamdi SLIMENE- STEG/DSSV)

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Exemple 2 Ci-dessous un ciel très clair aux alentours d’Avignon (même endroit que précédemment) le 11 décembre 2010 à 15 h 00.

Le rayonnement global (direct + diffus) mesurée est de 820 W/m². Le rayonnement en provenance du sol (albédos) est de 74 W/m² .

ii.

Effet du niveau photovoltaïque

d'éclairement

sur

une

cellule

Le courant débité par la cellule dépend fortement du niveau d’éclairement. On constate expérimentalement que le courant de court-circuit est directement proportionnel à l’éclairement : lorsque l’éclairement est multiplié par 2, le courant de court-circuit est également multiplié par 2. Quant à la tension, celle-ci est peu sensible aux variations du niveau d’éclairement. Sur l’exemple ci-dessous, lorsque le niveau d’éclairement est divisé par 2 (il passe de 1000 W/m² à 500 W/m²), on constate que le courant de court-circuit Icc est aussi divisé par 2 (il passe de 5 A à 2.5 A) et la tension en circuit ouvert Uco diminue de 4 %.

Au cours d’une journée, le niveau d’éclairement d’une cellule va varier entre 0 W/m² et 1000 W/m². Il est donc important de connaître l’évolution des caractéristiques couranttension en fonction du niveau d’éclairement, ainsi qu’illustré sur le graphe ci-dessous :

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c. Effet de la température sur la cellule photovoltaïque Le deuxième paramètre qui influence le profil de la caractéristique courant-tension d’une cellule photovoltaïque est la température de la cellule. Une cellule photovoltaïque convertit une énergie radiative (rayonnement) en énergie électrique avec un rendement compris en 5 % et 16 % selon la technologie. Le reste du rayonnement non-transformé en électricité est convertit en grande partie sous forme de chaleur, la fraction résiduelle étant réfléchie. Ainsi, une cellule photovoltaïque mal ventilée voit sa température monter très rapidement. On observe que la température de la cellule photovoltaïque induit un effet notable sur la tension de celle-ci. Par contre, l’effet de la température sur le courant de la cellule photovoltaïque est négligeable. Il apparaît que plus la température de la cellule augmente, plus la tension à vide de celle-ci diminue. La puissance de la cellule étant égale au produit du courant et de la tension, la même règle s’applique sur la puissance : plus la température de la cellule augmente, plus la puissance de celle-ci diminue. Sur l’exemple ci-dessous, lorsque la température de la cellule augmente de 80 °C (elle passe de -10 °C à 70 °C), on constate que le courant de court-circuit Icc augmente de 183 mA (soit une augmentation de 3.7 %) et la tension diminue de 165 mV (soit une diminution de 24.6 %). Par voie de conséquence, la puissance maximale de la cellule photovoltaïque diminue 28 % (passant de 2.5 W à 1.8 W).

Les cellules photovoltaïques étant destinées à fonctionner à l’extérieur, elles seront soumises à la fois au froid intense du petit matin d’hiver et aux fortes chaleurs d’été. Il est ainsi indispensable de connaître leurs propriétés électriques sur une large gamme de température. En France, on considérera des Cours sur le photovoltaïque 2011 (Hamdi SLIMENE- STEG/DSSV)

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températures allant de -10 °C à 70 °C. On obtient des caractéristiques courant-tension ainsi qu’illustrée ci-dessous :

En moyenne, la tension à vide d’une cellule photovoltaïque diminue de 2 mV lorsque la température de la cellule augmente d’un degré Celsius (peut varier d’un fabricant à l’autre), soit un baisse de tension de 0.3 % / °C. C’est ce qu’on appelle le coefficient de température lié à la tension, qu’on notera dans toute la suite de cet ouvrage K T(U). Ce coefficient de température dépend notamment de la nature de la cellule (cristallin, amorphe, etc…). Quant au courant, il augmente en moyenne de 2 mA lorsque la température augmente d’un degré Celsius, soit une augmentation de courant de l’ordre de 0.04 %/°C ce qui reste négligeable. C’est ce qu’on appelle le coefficient de température lié au courant, qu’on notera KT(I). De même, on définit un coefficient de température lié à la puissance, qu’on notera K T(P) compris entre 0.4%/°C et 0.5%/°C. ⇒ Rappel sur les coefficients de température des cellules photovoltaïques

C'est quoi les coefficients photovoltaïques ?

de

température

des

cellules

→ KT(U) : Coefficient de température de la tension d’une cellule photovoltaïque, indique comment varie la tension d’une cellule lorsque sa température augmente de 1°C. → KT(I) : Coefficient de température du courant d’une cellule photovoltaïque, indique comment varie le courant d’une cellule lorsque sa température augmente de 1°C. → KT(P) : Coefficient de température de la puissance d’une cellule photovoltaïque, indique comment varie le courant d’une cellule lorsque sa température augmente de 1°C. ⇐

2. Le module photovoltaïque a. Définition du module photovoltaïque Un module photovoltaïque est un ensemble de plusieurs cellules photovoltaïques connectées entre elles en série, ou plus rarement en parallèle.

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Toutes les cellules composant un module photovoltaïque doivent être identiques. Les cellules sont soudées deux à deux par un ou plusieurs collecteurs métalliques en forme de ruban. La connexion se fait du contact en face avant (pole négatif) au contact en face arrière (pole positif). Les rubans adhèrent par soudure à la cellule grâce à une lamelle de cuivre étamé.

Il y a en général de 36 à 72 cellules en série dans un module, mais ce nombre varie d’un fabricant à l’autre. Le fait de connecter des cellules en série permet leur utilisation à des tensions suffisamment élevées compatibles avec les charges électriques usuelles (onduleur par exemple).

b. Caractéristique photovoltaïque

courant-tension

d'un

module

Le profil de la caractéristique courant-tension d’un module photovoltaïque est le même que celui d’une cellule photovoltaïque. Les cellules étant connectées en série, les tensions de chacune des cellules s’ajoutent. Ainsi, la caractéristique courant-tension d’un module photovoltaïque voit la valeur de la tension augmentée.

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⇒ Rappel sur les conditions standard de test des modules photovoltaïques C'est quoi les conditions standards de test des modules photovoltaïques ? Les conditions standards de test définissent la façon dont les modules photovoltaïques sont examinés en laboratoire afin d’en dégager les propriétés électriques de ceux-ci. Il s’agit de conditions normalisées qui permettent de comparer des modules entre eux. Les conditions STC donnent un certain nombre de condition de test dont notamment : • •

Niveau d’éclairement du module : P i=1000 W/m² Température des cellules : 25°C

•

Coefficient Air Masse = 1.5⇐

⇒ Rappel sur la puissance crête

C'est quoi la puissance-crête ? La puissance crête d’un module se défini comme la puissance maximale du module dans les conditions STC (niveau d’éclairement : Pi=1000 W/m², température de cellule : 25°C, A.M.=1.5). ⇐

Sur l’exemple ci-dessous, un module est composé de 40 cellules connectées en série. Chacune des cellules présentent les propriétés électriques suivantes dans les Conditions Standards de Test : • Courant de court-circuit Icc = 5 A • Tension à vide Uco = 0.6 V •

Courant de puissance maximale IMPP = 4.45 A

•

Tension de puissance maximale UMPP = 0.49 V

Ainsi, le module composé de 40 cellules en série présente les propriétés électriques (dans les conditions STC) suivantes : • Courant de court-circuit Icc = 5 A • Tension à vide Uco = 0.6 × 40 = 24 V •

Courant de puissance maximale IMPP = 4.45 A

•

Tension de puissance maximale UMPP = 0.49 × 40 = 19.6 V

La caractéristique courant-tension de ce module est donnée ci-dessous :

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Les effets de l’éclairement et de la température sur le module sont les mêmes sur le module que ceux énoncés sur les cellules à savoir : • Le courant baisse lorsque le niveau d’éclairement baisse (lorsque l’éclairement est multiplié par 2, le courant généré par le module est aussi multiplié par 2). La tension baisse aussi lorsque le niveau d’éclairement baisse, mais de façon moins notable (la tension est une fonction logarithmique du niveau d’éclairement). • • La température des cellules constituant le module influe notablement la valeur de la tension. En moyenne (cela dépend du fabricant), la tension diminue de 0.3%/°C, le courant augmente de 0.04 %/°C et la puissance diminue de 0.4%/°C.

c. Savoir lire la fiche technique d'un module photovoltaïque > i.

Module cristallin

Les modules photovoltaïques sont testés en laboratoire dans les conditions STC. Ces tests permettent de déterminer les propriétés électriques telles que la tension à vide Uco, le courant de court-circuit Icc, la tension de puissance maximale U MPP et le courant de puissance maximale IMPP. Exemple 1 → Fabricant : SILIKEN → Technologie de cellules : silicium monocristallin → Extrait de fiche technique : Les fabricants de modules indiquent toujours sur leur fiche technique de produit des propriétés d’ordre générale telles que les dimensions du module ou le poids.

Ce qui nous intéresse en vue du dimensionnement des installations photovoltaïques, ce sont les propriétés électriques des modules :

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Expliquons les points importants :

Considérons le module de puissance 240 WC. La fiche technique nous apporte des informations sur les points suivants : 1. Puissance crête du module Pc = 240 WC. 2. Rendement sous condition STC (Standard Test Conditions) : η=14.8%. ⇒ Comment calculer le rendement d'un module photovoltaïque ?

Comment calculer le rendement d'un module photovoltaïque ? Le rendement η d’un module est la part d’énergie radiative (rayonnement) qu’il est capable de transformer en énergie électrique. η = (Puissance électrique)/(Puissance radiative) Ce rendement dépend des conditions d’exploitation du module. Le rendement indiqué sur les fiches techniques des modules est le rendement dans les conditions STC (niveau d’éclairement Pi=1000 W/m², Température de cellule 25°C, AM=1.5). Dans les conditions STC, la puissance électrique fournie par le module est tout simplement la puissance crête. Quant à la puissance radiative, elle est égale à 1000 W/m² multipliée par la surface du module.

Ainsi : ηSTC=PC/(Pi,STC×Smodule) ηSTC=PC/(1000×Smodule) ⇐ Dans cet exemple, la puissance crête vaut Pc = 240 WC, et la surface du module est 1.64×0.99=1.6236 m². D’où le rendement du module dans les conditions STC : ηSTC=240/(1000×1.6236) ηSTC=14.78 % ˜ 14.8 % Cours sur le photovoltaïque 2011 (Hamdi SLIMENE- STEG/DSSV)

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Ce calcul est bien cohérent avec la donnée du fabricant sur la fiche technique. 3. Facteur de forme : FF=0.753. 4. Tension de puissance maximale UMPP = 29.6 V 5. Courant de puissance maximale IMPP = 8.12 A 6. Tension à vide Uco = 37 V 7. Courant de court-circuit Icc = 8.61 A. 8. Coefficient de température de la puissance maximale : KT(P) = -0.41 %/°C. Cela signifie que la puissance diminue de 0.984 W (0.41% × 240 = 0.984 W) lorsque la température des cellules augmente de 1 °C. 9. Coefficient de température de la tension en circuit ouvert : KT(Uco) = -0.356 %/°C. Cela signifie que la tension à vide diminue de 0.13 V (0.356% × 37 = 0.13 V) lorsque la température des cellules augmente de 1 °C. 10. Coefficient de température du courant de court-circuit : KT(Icc) = 0.062 %/°C. Cela signifie que le courant de court-circuit Icc augmente 5.3 mA (0.062% × 8.61 = 0.0053 A) lorsque la température des cellules augmente de 1 °C. 11. Température nominale de fonctionnement de la cellule : NOCT = 49°C (±2°C). ⇒ Rappel sur les conditions NOCT

C'est quoi les conditions NOCT ? NOCT est l’abréviation de l’anglicisme Normal Opérating Cell Température, qui signifie en français : température nominale d’utilisation des cellules. En effet, les conditions STC imposent un niveau d’éclairement de 1000 W/m² et une température de cellule de 25°C. Or, dans la réalité, les cellules des modules ne fonctionnent pas dans ces conditions. Ainsi, la profession a introduit des conditions de test des cellules plus proches de la réalité. Il s’agit des conditions NOCT : • •

Niveau d’éclairement : 800 W/m² Température extérieure : 20 °C

•

Vitesse du vent : 1 m/s

•

Air Masse : AM=1.5

Il n’y a plus de condition sur la température des cellules mais sur la température de l’air environnant (20°C) et sur la vitesse du vent (1 m/s). Dans ces conditions NOCT, qui sont proches des conditions de fonctionnement des installations photovoltaïques, les cellules constituants les modules photovoltaïques vont chauffer et atteindre une température stationnaire qu’on appelle température nominale d’utilisation des cellules (en anglais : Normal Normal Opérating Cell Température, NOCT). ⇐ Exercice : calculer la tension à vide du module dans les conditions NOCT D’après la fiche technique, la tension à vide Uco du module dans les conditions STC est de 37 V. Cette tension est donc la tension à vide lorsque la température des cellules est de 25°C (conditions STC). Nous savons que lorsque la température augmente, la tension à vide diminue. Le but de cet exercice est de calculer la tension à vide dans les conditions NOCT, c’est-à-dire pour une température de cellule de 49°C (voir point 12 de la fiche technique). Un coefficient de température KT(U) permet de connaître la variation de la tension en Cours sur le photovoltaïque 2011 (Hamdi SLIMENE- STEG/DSSV)

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fonction de la température. La fiche technique nous donne : K T(U)=-0.356 %/°C (KT(U) est négatif car la tension diminue lorsque la température augmente). La tension diminue donc de 0.356 % lorsque la température augmente de 1°C. IMPORTANT : ce pourcentage s’applique à la tension à vide indiquée sur la fiche technique. On calcul : 0.356/100 × 37 = 0.13172 V. On en déduit que la tension diminue de 0.13172 V lorsque la température augmente de 1°C. Donc, lorsque la température augmente de 24 °C (différence entre 49°C et 25°C), la tension diminue de 24×0.13172 = 3.16128 V. Par conséquent, la tension à vide du module dans les conditions NOCT vaut : Uco(NOCT)= 37 - 3.16128 ≈ 33.84 V érating Cell Température, NOCT).

ii.

Membrane amorphe

Les modules photovoltaïques sont testés en laboratoire dans les conditions STC. Ces tests permettent de déterminer les propriétés électriques telles que la tension à vide Uco, le courant de court-circuit Icc, la tension de puissance maximale U MPP et le courant de puissance maximale IMPP. Exemple 2 → Fabricant : SolarIntegrated → Technologie de cellules : silicium amorphe → Extrait de fiche technique :

Etudions en détail cette fiche technique :

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Considérons le module de puissance 544 Wc. La fiche technique nous apporte des informations sur les points suivants : 1. Puissance crête : Pc = 544 WC 2. Tension à vide Uco = 185 V 3. Tension de puissance maximale UMPP = 132 V 4. Courant de court-circuit Icc = 5.1A 5. Courant de puissance maximale IMPP = 4.13 A 6. Coefficient de température de la puissance maximale : KT(P) = -0.21 %/°C. Cela signifie que la puissance diminue de 1.14 W (0.21% × 544 = 1.14 W) lorsque la température des cellules augmente de 1 °C. 7. Coefficient de température de la tension en circuit ouvert : K T(Uco) = -0.38 %/°C. Cela signifie que la tension à vide diminue de 0.70 V (0.38% × 185 = 0.70 V) lorsque la température des cellules augmente de 1 °C. 8. Coefficient de température de la tension de puissance maximale : KT(UMPP) = -0.31 %/°C. Cela signifie que la tension à vide diminue de 0.41 V (0.31% × 132 = 0.41 V) lorsque la température des cellules augmente de 1 °C. 9. Coefficient de température du courant de court-circuit : K T(Icc) = 0.10 %/°C. Cela signifie que le courant de court-circuit Icc augmente 5.1 mA (0.10% × 5.1 = 0.0051 A) lorsque la température des cellules augmente de 1 °C. 10. Coefficient de température du courant de puissance maximale : KT(IMPP) = 0.10 %/°C. Cela signifie que le courant de court-circuit Icc augmente 4.1 mA (0.10% × 4.13 = 0.0041 A) lorsque la température des cellules augmente de 1 °C. 11. Cette colonne indique les majorations à prendre en considération pendant les 10 premières semaines de fonctionnement du module photovoltaïque. Stabilisation des modules amorphes Nous savons que les modules amorphes délivrent une puissance beaucoup plus élevée durant les premiers mois de fonctionnement que celle communiquée par le fabricant. Les propriétés électriques indiquées sur les fiches techniques des modules en silicium Cours sur le photovoltaïque 2011 (Hamdi SLIMENE- STEG/DSSV)

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amorphe prennent en compte la baisse prévisionnelle (liée à cette technologie) des valeurs, après stabilisation. Cela pose des problèmes pour le dimensionnement d’une installation photovoltaïque : les composants et appareils électriques annexes risquent d’être sous-dimensionnés pendant les premières semaines de production. Ainsi, les fabricants préfèrent annoncer clairement les variations de puissance, de tension et de courant durant les premières semaines de mise en service du module. Dans l’exemple étudié ici, nous constatons que la puissance crête, la tension de puissance maximale, le courant de court-circuit et le courant de puissance maximale sont majorés respectivement de 15 %, 11 %, 4% et 4 % durant les 10 premières semaines de fonctionnement. Remarque : on constate que les pertes de puissance par élévation de la température (KT(P)=-0.21 %/°C) sont presque moitié moindres en amorphe qu’en cristallin (K T(P)=-0.41 %/°C → fiche technique de l’exemple 1).

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PARTIE II - L'ONDULEUR PHOTOVOLTAÏQUE Cette partie traite des onduleurs pour installations photovoltaïques raccordées au réseau. Sommaire 1. Rôle de l'onduleur a. Conversion continue → alternatif b. Recherche du point de puissance maximum c. La protection de découplage d. Le contrôleur permanent d'isolement 2. Performance de l'onduleur a. Rendement de l'onduleur b. Courbe de rendement de l'onduleur c. Le rendement européen d. Effet de la température sur l'onduleur e. Durée de vie de l'onduleur

3. Fiche technique de l'onduleur a. Paramètres côté continu de l'onduleur i.

Puissance d'entrée maximale

ii. Tension d'entrée maximale iii. Plage de tension MPPT iv. Courant d'entrée maximal b. Paramètres côté alternatif de l'onduleur i.

Tension de sortie

ii. Courant de sortie iii. Puissance de sortie

1. Rôle de l'onduleur photovoltaïque Un onduleur photovoltaïque doit remplir plusieurs fonctions essentielles dans une installation photovoltaïque raccordées au réseau :

•

La conversion du courant et de la tension continus en courant et tension alternatifs compatibles avec le réseau La recherche du point de puissance maximum du champ photovoltaïque

•

La protection de découplage

•

Le contrôle de l’isolement de la partie CC de l’installation photovoltaïque

•

a. Conversion continue → alternatif Dans une installation photovoltaïque raccordée au réseau, l’onduleur occupe une place centrale. Il va transformer le courant et la tension continus, délivrés par le champ Cours sur le photovoltaïque 2011 (Hamdi SLIMENE- STEG/DSSV)

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photovoltaïque, en un courant et une tension alternatifs compatibles avec le réseau. On distinguera donc toujours la partie continue notée CC (Courant Continu), en amont de l’onduleur, et la partie alternative notée CA (Courant Alternatif), en aval de l’onduleur.

⇒ Rappel sur la définition de l'onduleur C'est quoi un onduleur Par définition, un onduleur est un dispositif d’électronique de puissance qui permet de convertir un courant et une tension continus en un courant et une tension alternatifs. Les onduleurs sont utilisés dans de nombreuses applications. Le réseau électrique étant un générateur de tension alternative, certains appareils électriques ne fonctionnant qu’avec du courant continu (ordinateur, moteur, etc.) font appels à un redresseur, qui convertit le signal alternatif en signal continu. ⇐ On remarquera que CC correspond à l’abréviation Française de Courant Continu. On emploie souvent l’abréviation anglaise DC de Direct Current, qui est l’équivalent du courant continu. De même, CA correspond à l’abréviation Française de Courant Alternatif. On emploie souvent l’abréviation anglaise AC d’Alternative Current, qui est l’équivalent du courant alternatif.

Le réseau électrique Français En France, les caractéristiques du réseau sont les suivantes : • Tension alternative de fréquence 50 Hz/li> • Valeur de la tension efficace : Ueff = 230 V Ainsi, en France, un onduleur d’une installation photovoltaïque raccordée au réseau doit injecter dans celui-ci une tension alternative ayant les propriétés ci-dessus. Dans les autres pays, l’onduleur doit s’adapter aux caractéristiques du réseau local.

b. Recherche du point de puissance maximum Un groupe photovoltaïque présente un point de puissance maximum, c’est-à-dire un couple courant-tension (I,U) dont la puissance associé P=U×I est maximum. Ce couple (I,U) définit un point de fonctionnement appelé point de puissance maximum, noté aussi MPP (abréviation anglaise de Maximum Power Point).

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Il est à noter que le point de fonctionnement d’un générateur dépend de la charge à ses bornes. ⇒ Rappel sur le point de fonctionnement d'un module photovoltaïque

Comment déterminer photovoltaïque ?

le

point

de

fonctionnement

d'un

module

Considérons, par exemple, un module photovoltaïque dont la fiche technique nous en donne les propriétés électriques : • Courant de court-circuit : Icc = 8.88 A • Tension à vide : Uco = 36.9 V •

Courant de point de puissance maximum : IMPP = 8.06 A

•

Tension à vide : UMPP = 29.8 V

Ainsi, la caractéristique courant-tension (dans les conditions STC) de ce module est donné ci-dessous :

Supposons qu’une résistance de 5.3 Ω soit branchée aux bornes de ce module. La résistance joue donc le rôle de la charge (récepteur), alimentée par le module photovoltaïque (générateur).

Nous savons que la tension U et le courant I générés par le module photovoltaïque dépendent de la charge à ses bornes, en l’occurrence ici une résistance de 5.3 ?. Cette résistance présente une caractéristique courant-tension qui lui est propre, à savoir une droite (U=R×I).

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Déterminer le point de fonctionnement de ce système signifie trouver le couple courant-tension (I,U). Ce point de fonctionnement est l’intersection des caractéristiques courant-tension du module et de la résistance. Graphiquement, nous trouvons un point de fonctionnement défini par U=33 V et I=6.2 A. Cela signifie concrètement que la tension et le courant générés par le module est U=33 V et I=6.2 A. La puissance fournie par le module est donc P=U×I=33×6.2=204.6 W. Cette puissance est inférieure à la puissance maximale que pourrait délivrer le module (PMPP=240 W).

On remarque qu’en changeant la valeur de la résistance, on change le point de fonctionnement. Il est alors possible de se placer sur le point de fonctionnement correspondant au point de puissance maximum. Par exemple, en prenant une valeur de résistance R=3.7 Ω, le point de fonctionnement du système est le point de puissance maximum : U=UMPP et I=IMPP.⇐ Afin d’exploiter le maximum de puissance du champ photovoltaïque, des dispositifs électroniques sont intégrés aux onduleurs afin de rechercher le point de puissance maximum d’un ensemble de chaînes photovoltaïques. On appelle ces dispositifs communément des MPPT pour l’abréviation anglaise de Maximum Power Point Tracker (en français : poursuite du point de puissance maximale). Le principe du MPPT est d’adapter l’impédance (˜ résistance) d’entrée afin de caler le point de fonctionnement du champ photovoltaïque sur le point de puissance maximale. On tire ainsi un maximum de puissance du champ photovoltaïque.

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Dans une installation photovoltaïque, le point de puissance maximale évolue constamment essentiellement à cause de la variation de luminosité extérieure. Ainsi, la capacité d’un tracker à poursuivre le point de puissance maximale tout-au-long de la journée est un point important de la performance d’une installation photovoltaïque. Des algorithmes de recherche de point de puissance maximale ont été développés et ont permis d’augmenter de manière considérable le rendement des installations photovoltaïques.

Aujourd’hui, tous les fabricants intègrent de série au moins un MPPT sur leurs onduleurs. Certains onduleurs présentent plusieurs MPPT. Il est alors plus intéressant d’un point de vue de la performance de l’installation photovoltaïque d’utiliser les deux trackers. La multiplicité des MPPT se justifie seulement lorsque le champ photovoltaïque est soumis à l’ombrage, et il est parfois pertinent de prévoir un système MPPT par module.

c. Protection de découplage de l'onduleur Toute producteur d’électricité, quel qu’en soit l’origine, a le droit d’injecter l’énergie électrique au réseau, à condition qu’il n’en résulte aucune entrave au bon fonctionnement de la distribution. Il est en outre requis une protection particulière dite « protection de découplage », dont le but est d’interrompre le fonctionnement de l’unité de production lors d’un défaut sur le Cours sur le photovoltaïque 2011 (Hamdi SLIMENE- STEG/DSSV)

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réseau. La protection de découplage a donc pour objet, en cas de défaut sur le réseau de : • • •

Eviter d’alimenter un défaut et de laisser sous tension un ouvrage électrique défaillant Ne pas alimenter les autres installations raccordées à une tension ou à une fréquence anormale Arrêter l’injection d’électricité dans le réseau lors des travaux de maintenance du réseau •

•

La protection de découplage est généralement intégrée à l’onduleur. Dans ce cas, l’onduleur doit être conforme à la norme DIN VDE 0126-1-1. Lorsque la protection de découplage n’est pas intégré à l’onduleur, il est nécessaire d’ajouter un dispositif externe de type B1 lorsque la puissance de raccordement est inférieure à 250 kVA, ou H1 sinon. Cette protection de découplage externe doit être conforme aux dispositions du guide de l’UTE C 15-400.

⇒ Rappel sur le point de fonctionnement d'un module photovoltaïque

C'est quoi la norme DIN VDE 0126-1-1 ?

La DIN VDE 0126-1-1 (sortie en 2006) est une évolution de la norme allemande DIN VDE 0126 (datant de 1994) et qui traite du dispositif de déconnexion automatique entre un générateur et le réseau public à basse tension. L’abréviation DIN signifie Deutsches Intitut für Normung (organisme de normalisation allemand qui pourrait être un équivalent de l’AFNOR en France). Aucune version française officielle n’est parue à ce jour. C’est la raison pour laquelle c’est la norme allemande DIN VDE 0126-1-1 qui fait office de documents techniques de référence en France, pour l’instant.

Exemple de découplage selon la norme DIN VDE 0126-1-1 Voici quelques cas qui induisent un découplage du réseau de l’onduleur : • Une déconnexion rapide en moins de 0.2 s est demandée si la tension efficace sort de la plage [80% ; 115 %] de sa valeur nominale (230 V), c’est-à-dire [184 V ; 264.5 V]

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•

Si la valeur de la tension efficace dépasse durablement (typiquement 10 minutes) la valeur de 110% de la tension nominale au point de livraison (230 V), l’appareil doit également se séparer du réseau de distribution

•

La plage de fréquence doit rester dans l’intervalle [47.5 Hz ; 50.2 Hz]⇐

d. Le contrôleur permanent d'isolement Un contrôleur permanent d’isolement est un dispositif permettant de détecter un défaut sur une installation de type IT. ⇒ Rappel sur les Schémas de Liaison à la Terre

C'est quoi les Schémas de Liaison à la Terre ? En électricité, le « Schéma de Liaison à la Terre » est une notion normalisée qui recouvre le mode de liaison à la terre : • •

du neutre du secondaire du transformateur HT/BT ou tout autre générateur électrique des masses de l’installation

Définition d’une masse : Une masse est une partie conductrice d’un matériel susceptible d’être touché et qui n’est pas normalement sous tension mais qui peut le devenir en cas de défaut (contact indirect). Codification des Schémas de Liaison à la Terre Les Schémas de Liaisons à la Terre sont codifiés par 2 lettres. La première lettre (I ou T) caractérise le point neutre de la source : • •

I : isolé de la terre T : relié à la terre

La deuxième lettre (T ou N) caractérise les masses électriques des récepteurs : • T : relié à la terre • N : relié au conducteur neutre Les 3 Schémas de Liaison à la Terre

Le schéma TT : le neutre est relié à la terre et la masse est relié à la terre.

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Le schéma TN : le neutre est relié à la terre et la masse est relié au conducteur.

Le schéma IT : le neutre est isolé de la terre et la masse est relié à la terre.⇐ Dans une installation photovoltaïque, le Schéma de Liaison à la Terre est généralement de type IT : aucune polarité n’est reliée à la Terre et la masse des modules photovoltaïques sont reliés à la Terre.

Le contrôleur permanent d’isolement (CPI) peut être intégré à l’onduleur. Dans tous les cas, le CPI doit répondre à la norme NF EN 61557-8. En cas de détection d’un défaut d’isolement côté CC, une alarme sonore et/ou visuelle se Cours sur le photovoltaïque 2011 (Hamdi SLIMENE- STEG/DSSV)

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déclenche au niveau de l’onduleur, et l’onduleur ne se remet pas en route tant que ce défaut n’est pas réparé. ⇒ Rappel sur le danger d’un défaut d’isolement côté continu d'une installation photovoltaïque

Quel est le danger d’un défaut d’isolement côté continu d'une installation photovoltaïque ?

Nous rappelons qu’en IT, aucune polarité de l’installation photovoltaïque n’est reliée à la terre. Seul le CPI est relié à la terre afin de détecter d’éventuel courant de fuite. Cette liaison à la terre du CPI est effectuée par l’intermédiaire d’une forte impédance

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Lorsqu’un premier défaut apparaît, il n’y a, à priori, aucun risque pour les personnes. En effet, du fait qu’aucune polarité ne soit reliée à la terre, le courant de défaut ne peut pas circuler. Il y a néanmoins un courant de défaut très faible qui circule dans le CPI (à cause de la forte impédance) et qui permet de détecter le premier défaut. Dans ce cas, le CPI alerte l’utilisateur par une alarme sonore et/ou visuelle. Une équipe de maintenance doit alors immédiatement intervenir afin de trouver et réparer ce premier défaut.

Le deuxième défaut peut s’avérer dangereux voire mortelle. En effet, lorsqu’un deuxième défaut se produit, le courant de défaut peut circuler entre les deux défauts. Dans le cas où l’origine du deuxième défaut serait un contact direct ou indirect avec une personne, le courant de défaut circulerait à travers cette personne, ce qui est potentiellement mortel (danger d’électrisation ou d’électrocution). Il est donc impératif de réparer le premier défaut au plus vite. De plus, afin d’éviter tout défaut, le guide de l’UTE C15-712 prévoit une double isolation de la partie CC. Il est par ailleurs important de soigner la pose des câbles et des composants électriques afin d’éviter toute usure de leur enveloppe avec le temps.⇐

2. Performance de l'onduleur photovoltaïque a. Rendement de l'onduleur photovoltaïque Le rendement exprime l’efficacité de l’onduleur.

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Rappelons que l’onduleur convertit un courant et une tension continus en un courant et une tension alternatifs. Cette conversion s’effectue grâce à des composants électriques qui chauffent (diodes, condensateurs, etc.). Une partie de la puissance continue en entrée de l’onduleur est donc dissipée sous forme de chaleur. On définit alors le rendement de l’onduleur comme le rapport de la puissance de sortie (alternative) sur la puissance d’entrée (continue) :

La puissance continue est tout simplement le produit du courant et de la tension délivrés par le groupe photovoltaïque en entrée de l’onduleur : PDC = UDC × IDC. De même, la puissance alternative est le produit de la tension et du courant fournis par l’onduleur en sortie de celui-ci : PAC = Ueff,AC × Ieff,AC × cos φ. ⇒ Rappel sur le facteur de puissance cos φ

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C'est quoi le facteur de puissance ? La grandeur notée φ correspond, en électricité, au déphasage entre le courant et la tension. Le facteur de puissance cos φ est un nombre compris entre -1 et 1. Le courant alternatif i(t) et la tension alternative u(t) peuvent s'écrire mathématiquement de la façon suivante : • •

i( t ) = √2 × Ieff × sin( 2 × π × f × t ), où I eff est le courant efficace et f = 50 Hz est la fréquence du réseau. u( t ) = √2 × Ueff × sin( 2 × π × f × t + φ), où Ueff = 230 V est la tension efficace, f = 50 Hz est la fréquence du réseau et φ le déphasage entre la tension et le courant.

Les courbes suivantes représentent le courant (courbes rouges) et la tension (courbes bleues) pour différentes valeur du facteur de puissance cos φ.

On remarque donc que plus la valeur du facteur de puissance cos φ est différente de 1, plus le courant et la tension sont déphasés l'un par rapport à l'autre. Lorsque cos φ = 1, le courant et la tension sont en phase. La puissance moyenne est alors directement proportionnelle au facteur de puissance : P = Ueff × Ieff × cos φ. Ainsi, la puissance est maximale lorsque cos φ = 1. ⇐

Un rendement de 100 % signifie que la puissance délivrée en sortie de l’onduleur (alternatif) est égale à la puissance fournie par le groupe photovoltaïque en entrée. Ce cas idéal ne peut pas exister car il existe des pertes de puissance induite par les composants de l'onduleur. Ainsi, un onduleur présente généralement un rendement de l'ordre de 95 %, c'est-à-dire que 95 % de la puissance continue générée par le groupe photovoltaïque en entrée est convertie sous forme de puissance alternative en sortie de l’onduleur. Les 5 % restants représentent des pertes par échauffement des composants de l'onduleur.

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La présence ou non d'un transformateur intégré à l'onduleur est également un facteur influençant le rendement de l'onduleur. ⇒ Rappel sur le transformateur intégré à l'onduleur

C'est quoi le transformateur photovoltaïque ?

intégré

à

l'onduleur

Afin notamment d’éviter des courants parasites provenant du réseau vers le champ photovoltaïque, il est de coutume d’utiliser un transformateur intégré dans l’onduleur jouant le rôle d’isolation galvanique. Ce transformateur présente un rendement interne qui diminue le rendement global de l’onduleur. De plus, à partir d’une certaine puissance de l’onduleur, le transformateur devient encombrant et lourd. Les fabricants préfèrent donc supprimer le transformateur ce qui a pour effet directe d’améliorer le rendement de l’onduleur. Cependant, en enlevant le transformateur, on a enlevé l’isolation galvanique. Par conséquent, un courant résiduel pourrait traverser l’onduleur de manière indésirable. L’idée est donc de rajouter (lorsqu’il n’y pas de transformateur) un dispositif différentiel qui détecte ce courant résiduel. Il est à noter que certaines technologies de modules photovoltaïques nécessitent qu’une polarité soit reliée à la terre. Dans ce cas, une isolation galvanique entre la partie CC et la partie CA est exigée. ⇐

b. Courbe de rendement de l'onduleur photovoltaïque Le rendement d’un onduleur dépend globalement de deux paramètres : la tension d’entrée et la puissance d’entrée. Les fabricants donnent la variation du rendement de l’onduleur en fonction de ces deux paramètres. Ci-dessous, deux exemples de courbes de rendement indiqué par les fabricants d'onduleurs :

Au vue de ces courbes, on constate : • •

Le rendement global d’un onduleur est relativement élevé, de l’ordre de 95 %. Le rendement de l’onduleur dépend de la tension d’entrée CC. On constate, que pour quelques centaines de volts de différence en entrée de l’onduleur, le rendement de l’onduleur peut diminuer de 2 points. Ainsi, il est important que les fabricants indiquent sur leurs fiches techniques la dépendance en tension CC du rendement de l’onduleur. Sur cette indication, le concepteur d’une installation photovoltaïque peut adapter le nombre de module en série et ainsi ajuster la tension du groupe photovoltaïque de façon optimale.

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•

Pour une tension d’entrée fixée, le rendement maximum de l’onduleur est atteint à peu près à 50 % de la puissance nominale de l’onduleur.

c. Le rendement européen de l'onduleur photovoltaïque Le rendement maximal est la plus grande valeur atteinte par la courbe de rendement. La valeur de ce rendement maximal ne rend pas réellement compte de la qualité de l'onduleur, car il est associé à une puissance de sortie donnée (≈ 50 % de la puissance nominale de l’onduleur). Or, l'onduleur ne fonctionne pas toujours à cette puissance, compte-tenu que le groupe photovoltaïque, auquel il est relié, ne délivre jamais la même puissance (à cause de la variation de l'éclairement incident sur les modules photovoltaïques). Le rendement européen a donc été introduit pour pourvoir calculer un rendement global de l'onduleur, sur toute sa plage (puissance de sortie) de fonctionnement. La méthode de calcul du rendement européen considère que : • •

L'onduleur fonctionne à 5 % de sa puissance nominale, pendant 3 % du temps. L'onduleur fonctionne à 10 % de sa puissance nominale, pendant 6 % du temps.

•

L'onduleur fonctionne à 20 % de sa puissance nominale, pendant 13 % du temps.

•

L'onduleur fonctionne à 30 % de sa puissance nominale, pendant 10 % du temps.

•

L'onduleur fonctionne à 50 % de sa puissance nominale, pendant 48 % du temps.

•

L'onduleur fonctionne à 100 % de sa puissance nominale, pendant 20 % du temps.

On calcule alors le rendement européen de l'onduleur, noté η euro, par la formule suivante :

ηeuro = 0.03 × η5 % + 0.06 × η10 % + 0.13 × η20 % + 0.10 × η30 % + 0.48 × η50 % + 0.20 × η100 % Les valeurs de η5 %, η10 %, η20 %, η30 %, η50 % et η100 % se calculent directement sur la courbe de rendement de l'onduleur.

Dans cet exemple, nous allons calculer le rendement européen de l’onduleur Sunny Boy 4000TL de la marque SMA. La fiche technique nous donne la courbe de rendement :

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Sur la courbe de rendement de l’onduleur Sunny Boy 4000TL ci-dessus, on trouve graphiquement : • 5 % × Pnominale = 200 W. • 10 % × Pnominale = 400 W. •

20 % × Pnominale = 800 W.

•

30 % × Pnominale = 1 200 W.

•

50 % × Pnominale = 2 000 W.

•

100 % × Pnominale = 4 000 W.

D’où un rendement européen qui vaut : ηeuro = 0.03 × η5

%

+ 0.06 × η10

%

+ 0.13 × η20

%

+ 0.10 × η30

%

+ 0.48 × η50

%

+ 0.20 × η100

%

ηeuro = 0.03 × 86.8 + 0.06 × 92.43 + 0.13 × 95.48 + 0.10 × 96.34 + 0.48 × 96.95 + 0.20 × 97.05 ηeuro = 96.14 % D’une manière générale, le rendement européen est légèrement inférieur au rendement maximum.

d. Effet de la température sur l'onduleur photovoltaïque Le rendement d'un onduleur est de l'ordre de 95 %. Cela signifie que 95 % de la puissance produite par le groupe photovoltaïque, côté CC, est transmise en sortie de l'onduleur, côté CA. Les 5 % de puissance restante sont dissipées sous forme de chaleur par les composants électroniques de l'onduleur. Cela peut représenter une importante quantité d'énergie. Il faut alors évacuer cette chaleur afin de ne pas dépasser la température maximale de fonctionnement de l'onduleur. L'évacuation peut se faire simplement par convection naturelle pour les onduleurs de petite puissance ou par ventilation forcée (présence de ventilateur) pour les onduleurs de plus grosses puissances. La présence de ventilateur introduit une consommation supplémentaire qui pénalise le rendement globale du système. Dans tous les cas, il faut s'assurer que l'onduleur se situe dans un local bien Cours sur le photovoltaïque 2011 (Hamdi SLIMENE- STEG/DSSV)

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ventilé. En général, la plage de température de fonctionnement d’un onduleur est compris entre -25°C et 60 °C. La température de fonctionnement d'un onduleur est indiquée sur sa fiche technique.

Dans la plage de température de fonctionnement, l'onduleur fonctionne normalement. Lorsque la température de l'onduleur dépasse la valeur maximale, l'onduleur limite volontairement la puissance délivrée, en quittant le point de puissance maximum du groupe photovoltaïque. L'onduleur continue donc de fonctionner mais cela induit une perte de production électrique de l'installation. Par ailleurs, la température a une forte influence sur la durée de vie de l'onduleur. Lorsque la température de l'onduleur est inférieure à la puissance minimale, l'onduleur ne se met pas en marche. La figure ci-contre illustre les zones de fonctionnement en température des onduleus Sunny Boy 4 000 TL et 5 000 TL.

e. Durée de vie de l'onduleur La durée de vie des onduleurs varie en fonction des fabricants. En règle générale, les onduleurs disposent d’une durée de vie d’une dizaine d’années. Pour s’adapter aux exigences du contrat d’achat de l’électricité d’une durée de 20 ans, les fabricants proposent des extensions de garantie de série ou en option permettant de faire coïncider les garanties avec la durée du contrat d’achat.

3. Fiche technique de l'onduleur photovoltaïque Les propriétés électriques des onduleurs sont essentielles en vue du dimensionnement d’une installation photovoltaïque. Nous apprenons ici à lire et comprendre les informations pertinentes contenues dans une fiche technique d’un onduleur. Dans une fiche technique, on retrouve toujours deux parties distinctes : • •

Les paramètres d’entrées de l’onduleur Les paramètres de sortie de l’onduleur

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D’autres informations sont indiquées comme le rendement maximal et européen de l’onduleur en question. Des indications inutiles au dimensionnement sont également affichées.

a. Paramètres côté continu de l'onduleur Intéressons-nous aux paramètres d’entrées (côté CC) de l’onduleur :

i. Puissance d'entrée photovoltaïque

maximale

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de

l'onduleur

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La puissance d’entrée maximale correspond à la puissance maximale que peut recevoir l'onduleur. Cette puissance reçue par l'onduleur provient du groupe photovoltaïque qui débite un courant continu I et une tension continue U aux bornes d'entrées de l'onduleur. Le produit de ce courant et de cette tension correspond à la puissance injectée côté CC dans l'onduleur. Dans l'exemple ci-dessous (onduleur PowerOne PVI-10.0 OUTD), la puissance d’entrée maximale est de 11.4 kW :

Les onduleurs disposent d'une adaptation d'impédance qui permet d'adapter le point de fonctionnement électrique du système modules-onduleur. En fonctionnement normal, l'onduleur se cale sur le point de puissance maximum (MPP) du groupe photovoltaïque. Lorsque la puissance délivrée par le groupe photovoltaïque est supérieure à la puissance maximale de l'onduleur côté CC, celui-ci va se caler sur un autre point de fonctionnement électrique, correspondant à une puissance plus faible. Ce point de fonctionnement ne correspond donc plus au point de puissance maximale, mais à un point fonctionnement dont la puissance est inférieure ou égale à la puissance maximale de l'onduleur côté CC. Dans ce cas, le rendement du groupe photovoltaïque se trouve diminuer, car il ne fournit pas toute la puissance qu'il pourrait débiter. Cas normal Nous avons représenté ci-dessous le point de fonctionnement lorsque la puissance du groupe photovoltaïque est inférieure à la puissance d’entrée maximale de l’onduleur :

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Cas anormal Nous avons représenté ci-dessous le point de fonctionnement lorsque la puissance du groupe photovoltaïque est supérieure à la puissance d’entrée maximale de l’onduleur. Le MPPT se cale sur un point de fonctionnement qui est différent du point de puissance maximale.

Lors du dimensionnement des onduleurs, il faudra tenir compte de cette puissance maximale admissible par l'onduleur côté CC, au risque de provoquer une perte de production du groupe photovoltaïque. Cours sur le photovoltaïque 2011 (Hamdi SLIMENE- STEG/DSSV)

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ii. Tension d'entrée photovoltaïque

maximale

de

l'onduleur

La tension d’entrée maximale correspond à la tension maximale que peut supporter l'onduleur côté CC. Dans l'exemple ci-dessous (onduleur PowerOne PVI-10.0 OUTD), la tension d’entrée maximale est de 900 V :

Contrairement au dépassement de la puissance maximale ou du courant maximal, dès que la tension délivrée par le groupe photovoltaïque dépasse la valeur de la tension maximale admissible par l'onduleur, celui-ci sera irrémédiablement détruit. Cas normal Nous avons représenté ci-dessous le point de fonctionnement lorsque la tension du groupe photovoltaïque est inférieure à la tension d’entrée maximale de l’onduleur :

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Cas anormal Dans la situation ci-dessous, la tension du groupe photovoltaïque peut dépasser la tension maximale admissible de l’onduleur. Il y a risque d’endommagement de l’onduleur.

Cas très grave Dans la situation ci-dessous, la tension du groupe photovoltaïque risque fortement de dépasser la tension maximale admissible de l’onduleur. L’onduleur risque d’être détruit dès la mise en route de l’installation.

Lors du dimensionnement des onduleurs, il faudra absolument tenir compte de cette tension maximale admissible par l'onduleur côté CC, au risque d'endommager

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irrémédiablement l'onduleur. On s’attachera toujours à ne jamais dépasser la tension maximale admissible de l’onduleur.

iii. Plage de photovoltaïque

tension

MPPT

de

l'onduleur

Les onduleurs photovoltaïques disposent d'un système intégré permettant de détecter et de se caler sur le point de puissance maximum du groupe photovoltaïque. Ce système s'appelle le MPPT (Maximale Power Point Tracking). Le MPPT force donc le générateur à travailler à son Maximum Power Point (MPP), induisant une amélioration globale du rendement du système de conversion électrique. Cependant, le système MPPT ne fonctionne que pour une plage de tension d'entrée d'onduleur définie par le fabricant. Dans l'exemple ci-dessous (onduleur PowerOne PVI-10.0 OUTD), la plage de tension MPPT est [300 V ; 750 V] :

Lorsque la tension d'entrée de l'onduleur côté CC est inférieure à la tension minimale MPPT, l'onduleur continue de fonctionner mais fournit au réseau la puissance correspondante à la tension minimale MPPT. Passez votre souris sur l'image ci-dessous :

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Lors du dimensionnement des onduleurs, il faudra tenir compte de cette plage de tension MPPT, au risque de provoquer une perte de production du groupe photovoltaïque.

iv. Courant d'entrée photovoltaïque

maximal

de

l'onduleur

Le courant d'entrée maximal de l’onduleur correspond au courant maximal que peut supporter l'onduleur côté CC. Dans l'exemple ci-dessous (onduleur PowerOne PVI-10.0 OUTD), le courant d’entré maximale est de 18 A par tracker. :

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Généralement, le courant d’entrée maximal indiqué sur les fiches techniques d’onduleur correspond au courant maximal par tracker. Les onduleurs disposent d'une adaptation d'impédance qui permet d'adapter le point de fonctionnement électrique du système modules-onduleur. En fonctionnement normal, l'onduleur se cale sur le point de puissance maximum (MPP) du groupe photovoltaïque. Lorsque le courant délivré par le groupe photovoltaïque est supérieure au courant maximal de l'onduleur côté CC, celui-ci va se caler sur un autre point de fonctionnement électrique, correspondant à un courant plus faible. Ce point de fonctionnement ne correspond donc plus au point de puissance maximale, mais à un point fonctionnement dont la puissance est inférieure ou égale à la puissance maximale de l'onduleur côté CC. Dans ce cas, le rendement du groupe photovoltaïque se trouve diminué, car il ne fournit pas toute la puissance qu'il pourrait débiter. Passez votre souris sur l'image ci-dessous :

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Lors du dimensionnement des onduleurs, il faudra tenir compte de ce courant maximal admissible par l'onduleur côté CC, au risque de provoquer une perte de rendement globale de l'installation.

b. Paramètres côté alternatif de l'onduleur Intéressons-nous aux paramètres d’entrées (côté CA) de l’onduleur :

Contrairement au côté CC, le côté CA est caractérisé par un courant alternatif et une tension alternative compatibles avec le réseau, c'est-à-dire, en France : fréquence de 50 Hz et tension efficace de 230 V. Ainsi, côté CA, lorsque nous parlerons de courant ou de tension, nous ne parlerons que de courant efficace et de tension efficace.

i.

Tension de sortie de l'onduleur photovoltaïque

En sortie de l’onduleur (côté CA), la connexion peut se faire de deux façons : Cours sur le photovoltaïque 2011 (Hamdi SLIMENE- STEG/DSSV)

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• •

Monophasé Triphasé

⇒ Rappel sur les connexions monophasée & triphasée

C'est quoi le monophasé et le triphasé ? En courant continu, le circuit électrique dispose d’un pôle + et d’un pôle -. En courant alternatif, ces deux pôles sont appelés la phase et le neutre. Les termes monophasé et triphasé sont spécifiques au courant alternatif. Connexion monophasée

Une connexion monophasée est constituée d’une phase et d’un neutre, en sortie d’onduleur. La tension efficace entre la phase et le neutre est de 230 V.

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Connexion triphasée

Une connexion triphasée est constituée de 3 phases et d’un neutre, en sortie d’onduleur :

La tension efficace entre chacune des 3 phases et le neutre est toujours de 230 V. Par contre, la tension entre chacune des phases entre elles est de 400 V.

⇐ La tension de sortie de l’onduleur est indiquée sur la fiche technique :

L’extrait de la fiche technique ci-dessus nous apprend que la connexion en sortie de l’onduleur est en triphasé. Cours sur le photovoltaïque 2011 (Hamdi SLIMENE- STEG/DSSV)

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La tension en sortie de l’onduleur ne varie jamais, elle est théoriquement toujours égale à 230 V (entre phases et neutre), car la tension s’ajuste avec celle du réseau.

ii.

Courant de sortie de l'onduleur photovoltaïque

Le courant en sortie de l'onduleur est un courant alternatif de fréquence 50 Hz. A l’inverse de la tension, le courant de sortie de l’onduleur varie en fonction de la production électrique instantanée du groupe photovoltaïque (en amont de l’onduleur côté CC). Il est important de connaître le courant maximal en sortie de l’onduleur afin de pouvoir dimensionner les composants électriques situés en aval de celui-ci. L'extrait de la fiche technique de l’onduleur ci-dessous indique un courant maximal de sortie est de 16.6 A par phase :

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iii.

Puissance de sortie de l'onduleur photovoltaïque

La puissance de sortie est tout simplement le produit de la tension et du courant efficaces multiplié par le facteur de puissance cos(φ) :

Puissance électrique (W)

Monophasé

Triphasé

Ueff × Ieff × cos(φ) Ueff = 230 V

3 × Ueff × Ieff × cos(φ) Ueff = 230 V

La valeur du facteur de puissance cos(φ) est donnée dans la fiche technique. Il est généralement égal à 1 (le courant et la tension sont en phase) :

Comme pour le courant de sortie, la puissance de sortie de l’onduleur varie en fonction de la production électrique instantanée du groupe photovoltaïque (en amont de l’onduleur côté CC). Il est important de connaître la puissance maximale en sortie de l’onduleur afin de pouvoir dimensionner les composants électriques situés en aval de celui-ci. D’après la fiche technique de l’onduleur, la puissance maximale de sortie est de 11 kW :

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PARTIE III - L'INSTALLATION PHOTOVOLTAÏQUE Cette partie traite des performances des installations photovoltaïques raccordées au réseau. Sommaire 1. Gisement solaire a. Effet de l'orientation i.

Toiture double-pente orientation nord-sud

ii.

Toiture mono-pente orientation sud

iii.

Toiture mono-pente orientation nord

iv.

Toiture double-pente orientation est-ouest

b. Effet de l'inclinaison i.

Angle d'inclinaison optimale

ii.

Pertes par rapport à la configuration optimale

c. Effet de la localisation

2. Qualité de l'installation photovoltaïque a. Rendement des modules photovoltaïques i.

Rendement théorique des modules

ii.

Rendement réel des modules

b. Le mode d'intégration au bâti i.

La ventilation des modules sur toiture

ii.

Le taux d'occupation sur toiture

c. Les chutes de tension i.

Les chutes de tension régulières

ii.

Les chutes de tension singulières

d. Rendement de l'onduleur e. Les pertes diverses f.

Le Ratio de Performance

3. Production électrique d'une installation photovoltaïque a. Calcul manuel b. Calcul avec logiciel

4. Les ombrages a. Les masques i.

Les masques lointains

ii.

Les masques proches

iii.

Le relevé de masques

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b. Les diodes by-pass i.

Modules en fonctionnement normal

ii.

Modules ombragés sans diode by-pass

iii.

Modules ombragés avec diodes by-pass

c. Phénomène du courant-retour i.

Modules en fonctionnement normal

ii.

Modules ombragés

d. Solutions anti-ombrage i.

Onduleur photovoltaïque multi-tracker

ii.

Un tracker par module

1. Gisement solaire Pour produire un maximum d'électricité, un module photovoltaïque doit être positionné de façon perpendiculaire aux rayons du soleil. Ceci est très généralement impossible à obtenir car la position du soleil varie constamment en fonction de l'heure de la journée et de la période de l’année. Il est possible de concevoir des systèmes capables de suivre la trajectoire du soleil. Des modules photovoltaïques sont installés en haut d’un mât rotatif et suivent la trajectoire du soleil afin d’emmagasiner le maximum d’énergie. Ils sont généralement installés au sol.

Sur toiture, l'inclinaison du module est imposée par la pente de la toiture :

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a. Effet de l'orientation des modules photovoltaïques En France, et plus généralement dans tout l'hémisphère nord, l'orientation plein sud est la meilleure orientation possible pour un module photovoltaïque. C'est avec cette orientation qu'il produira le maximum d'électricité.

i.

Toiture double-pente orientation nord-sud

L’exemple ci-dessous est une maison disposant d'un toit double-pente classique. Un pent du toit est orienté plein sud, l'autre est orientée vers le nord.

La face SUD de la toiture est la plus soumise au rayonnement solaire au cours de l'année. Il paraît évident de l'équiper en modules photovoltaïques. La pose de modules sur la face NORD de la toiture est moins évident. Sur l'exemple ci-dessous, comptetenu de l'inclinaison de la toiture, la pose de modules photovoltaïques sur la face NORD n'est pas pertinente. Dans d'autres circonstances (inclinaison de la toiture moins importante), une étude de faisabilité par un bureau d'études serait nécessaire.

ii.

Toiture mono-pente orientation sud

L’exemple ci-dessous est une maison disposant d’un toit mono-pente orienté plein sud :

Il s'agit du cas idéal car toute la surface du toit est exploitable.

iii.

Toiture mono-pente orientation nord

L’exemple ci-dessous est une maison disposant d’un toit mono-pente orienté plein sud :

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Il s'agit de la pire situation. Il n'est pas raisonnable d'installer des modules photovoltaïques. La production électrique serait trop faible pour rentabiliser l'installation. Une étude de faisabilité par un bureau d'études serait nécessaire.

iv.

Toiture double-pente orientation est-ouest

L’exemple ci-dessous est une maison disposant d'un toit double-pente classique. Il s’agit d’une orientation dite EST-OUEST :

L'intégralité des deux toitures est exploitable

b. Effet de l'inclinaison des modules photovoltaïques L'inclinaison correspond à la pente du module par rapport à l'horizontale. Elle se mesure en ° : • •

Une inclinaison de 0° signifie que le module est à plat. Une inclinaison de 90° signifie que le module est à la verticale.

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i.

Angle d'inclinaison photovoltaïques

optimale

des

modules

Le réseau étant considéré comme une charge illimitée, les installations photovoltaïques raccordées au réseau doivent produire un maximum d’électricité. Le but d’une installation photovoltaïque raccordée au réseau est de produire un maximum d’électricité (cette électricité sera injectée dans le réseau). Il existe une inclinaison optimale permettant de capter un maximum d’irradiation solaire tout-au-long de l’année.

L’inclinaison optimale est théoriquement fonction de la latitude du lieu. Aux latitudes françaises (comprises entre 42° et 51° NORD), l’inclinaison optimale est comprise entre 30° et 36°.

La théorie voudrait qu’à l’extrême sud, l’inclinaison optimale soit de 30° et qu’elle soit de 36° à l’extrême nord. En pratique ce n’est pas le cas. E effet, les données météorologiques, relevées expérimentalement, permettent de prendre en compte la nébulosité dans le calcul de l’inclinaison optimale. Ainsi, pour une même latitude, l’angle d’inclinaison optimal peut être différent à cause des conditions météorologiques particulières. Le tableau suivant donne l’inclinaison optimale des modules photovoltaïque en fonction des villes : Cours sur le photovoltaïque 2011 (Hamdi SLIMENE- STEG/DSSV)

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Ville Inclinaison optimale (°) Ajaccio 32 ° Auxerre 33 ° Bordeaux 33 ° Brest 34 ° Grenoble 36 ° Lyon 30 ° Marseille 36 ° Montpellier 34 ° Nancy 32 ° Nantes 36 ° Nice 35 ° Paris 33 ° Strasbourg 32 ° Toulouse 34 ° ⇒ Rappel sur l'angle d'inclinaison optimal pour les installations photovoltaïques en site isolée

Quel est l'angle d'inclinaison optimal pour les installations photovoltaïques en site isolée ? Lorsque l’installation photovoltaïque est utilisée en autoconsommation, la production électrique est consommée par les charges du site. Par exemple, dans un chalet de montagne, les équipements électriques (éclairage) va consommée l’électricité produite par l’installation photovoltaïque. Il est clair que la consommation est plus importante en hiver qu’en été. C’est donc pendant cette période que l’installation doit produire le plus. En hiver, la course du soleil étant basse, l’inclinaison optimale est de l’ordre de 60 °.

Cette inclinaison de 60 ° permet de produire un maximum pendant la période hivernale, période pendant laquelle la consommation est la plus importante. ⇐

ii.

Pertes par rapport à la configuration optimale

Nous avons donc vu que l’inclinaison optimale des modules est comprise entre 30° et 36°. De même, l’orientation optimale est de 0° (plein SUD) en France (et plus généralement dans tout l’hémisphère NORD). Ainsi, l’irradiation solaire reçue (et par voie de conséquence la production électrique de Cours sur le photovoltaïque 2011 (Hamdi SLIMENE- STEG/DSSV)

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l’installation) sera maximale lorsque les modules se présentent dans la configuration optimale (inclinaison comprise entre 30° et 36°, orientation plein SUD). Dès qu’on s’éloigne de cette configuration optimale, l’irradiation solaire reçue diminue et par suite la production électrique de l’installation photovoltaïque diminue aussi. Afin de quantifier cette perte relative à l’inclinaison et à l’orientation des modules photovoltaïques, un coefficient nommé coefficient trigonométrique a été introduit. Dans cet ouvrage, on notera le coefficient trigonométrique TRIGO. Le coefficient trigonométrique est un nombre compris entre 0 et 1 (ou entre 0 et 100 %). Il vaut 1 (valeur maximale) lorsque les modules sont dans la configuration optimale. Le tableau ci-dessous donne la valeur du coefficient trigonométrique en fonction de l’inclinaison et l’orientation des modules photovoltaïques, à Nice :

La valeur du coefficient trigonométrique dépend de la zone géographique du site. Nous avons traité l’exemple de Nice. Les valeurs indiquées dans ce tableau donnent cependant un bon ordre de grandeur pour les autres zones géographiques en France. Exemple de lecture du tableau Si les modules sont orientés à -45 ° (sud-ouest) et inclinés à 20°, alors le coefficient trigonométrique vaut : TRIGO = 0.94 :

Cela signifie que cette configuration (inclinaison 20° et orientation sud-ouest) permet de produire 94% de la production maximale (configuration optimale). En d’autres mots, cette configuration induit une perte de 6 % par rapport à la configuration optimale (inclinaison 35° et orientation plein sud).

c. Effet de la localisation des modules photovoltaïques La production électrique d'un module photovoltaïque est fonction du rayonnement solaire reçu par celui-ci : plus le rayonnement reçu est important, plus la production électrique est importante.

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La carte ci-dessous donne l’énergie radiative reçu pendant 1 an par une surface plane, d’une surface d’un m², perpendiculaire aux rayons du soleil, noté Ei et exprimé en kWh/m²/an :

Exemple de lecture de cette carte Ei est l’irradiation solaire annuelle reçue par une surface plane d’un m² perpendiculaire aux rayons du soleil. 1 m² de surface perpendiculaire aux rayons du soleil installé à Toulon recevra environ 2500 kWh d’énergie radiative solaire tous les ans. Au vue de la carte d'irradiation solaire, plusieurs constatations : • Globalement, l’irradiation est plus importante dans le sud que dans le nord • La diversité des climats de chaque région influence sur l’irradiation solaire reçu. Ainsi, pour une même latitude, l’irradiation peut changer en fonction de la longitude. Par exemple, Toulouse et Arles sont situées sur la même latitude (43.4° NORD) mais sur des longitudes différentes (Arles : 4.62° EST ; Toulouse : 1.22° EST). Cependant, l’irradiation annuelle à Toulouse est environ de 1500 kWh/m²/an alors que l’irradiation à Arles est de 1900 kWh/m²/an.

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• •

Le pourtour méditerranéen présente une très forte irradiation de l’ordre 2500 kWh/m²/an soit environ 2 fois plus que dans le nord La moitié nord de la France présente une irradiation de l’ordre de 1000 kWh/m²/an

⇒ Rappel sur la différence entre l'irradiation et le niveau d'éclairement

Quelle est la différence d'éclairement ?

entre

l'irradiation

et

le

niveau

Irradiation L’irradiation solaire représente une énergie. L’irradiation solaire reçue par un objet dépend de son exposition. Une surface horizontale ne recevra pas la même quantité d’énergie solaire qu’une surface verticale. Ainsi, il convient de toujours précisé la configuration du récepteur lorsqu’on parle d’irradiation reçue. L'irradiation s’exprime en kWh ou en kWh/m² ou en kWh/m²/an. En France, la valeur moyenne de l’irradiation reçue par une surface perpendiculaire aux rayons du soleil est environ de 1300 kWh/m²/an. Concrètement, cela signifie qu’une plaque

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plane d’un m² qui suivrait la trajectoire du soleil, de façon à être toujours perpendiculaire aux rayons, recevrait une quantité d’énergie radiative de 1300 kWh par an. L’éclairement L’éclairement représente une puissance. Une puissance est une quantité d’énergie fournie pendant une durée. Elle s’exprime en W qui est équivalent à J/s (joule par seconde). Le joule est une unité d’énergie tout comme l’unité kWh (1 kWh=3600 kJ). 1 W correspond donc à 1 joule d’énergie fournie pendant 1 seconde. L’éclairement direct provenant du soleil varie de 0 à 1000 W/m² au cours de la journée, ainsi qu’illustré sur la figure suivante :

Concrètement, si une surface d’un m² reçoit 1000 W de puissance radiative pendant 1 heure, alors l’énergie radiative reçue est de 1000 Wh soit 1 kWh. Si cette même surface reçoit 800 W de puissance radiative pendant 1 heure, alors l’énergie radiative reçue est de 800 Wh soit 0.8 kWh. Ainsi, en ajoutant l’énergie radiative reçue par la surface d’un m² tout au long de l’année, on obtient l’irradiation annuelle moyenne de l’ordre 1300 kWh/m²/an.⇐

2. Qualité de l'installation photovoltaïque Le rendement d'une installation photovoltaïque exprime la part d'énergie restituée par l'installation, sous forme électrique, par rapport à la quantité d'énergie solaire reçue par les modules de l'installation. Ainsi, ce rendement s'écrit aussi :

Comme la puissance solaire reçue varie constamment pendant une journée et au cours de l’année, et que la puissance électrique fournie dépend de plusieurs paramètres (qui eux même dépendent de la puissance solaire reçue), il se trouve que le rendement de l’installation photovoltaïque varie lui aussi. Néanmoins, nous savons que l’ordre de grandeur du rendement d’une installation photovoltaïque est de 10 % environ (avec des modules en technologie cristalline). Cela signifie que 10 % de l’énergie solaire reçue par les modules photovoltaïques sont effectivement convertie en énergie électrique injectée dans le réseau. Les 90 % restants sont perdues principalement sous forme de chaleur ou de réflexion lumineuse (au niveau des modules). Un rendement de 10 % est certes faible mais cela représente une grosse quantité Cours sur le photovoltaïque 2011 (Hamdi SLIMENE- STEG/DSSV)

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d’énergie compte-tenu de l’abondance de l’énergie radiative fournie par le soleil. Les modules photovoltaïques contribuent très majoritairement à tirer vers le bas le rendement globale d’une installation photovoltaïque. En effet, le rendement d’un module seul est de l’ordre de 13 % (technologie cristalline, voir le chapitre II – Propriétés électriques des modules photovoltaïques). Par ailleurs, toutes les parties constituantes d'une installation photovoltaïque (modules, onduleurs, connectiques, câbles, dispositifs de coupure et sectionnement, raccordement) provoquent des pertes intermédiaires de puissance non-négligeables. Ces pertes font diminuer le rendement global d’une installation photovoltaïque.

a. Rendement des modules photovoltaïques Les modules sont constitués de cellules photovoltaïques. Ce sont les cellules photovoltaïques qui convertissent l’énergie radiative solaire en énergie électrique. Cette conversion est effectuée avec un rendement qui est compris entre 5 % et 19 % suivant la technologie. Technologie SILICIUM MONOCRISTALLIN SILICIUM POLYCRISTALLIN SILICIUM AMORPHE

Rendement Entre 14 % et 19 % Entre 10 % et 15 % Entre 5 % et 10 %

Un module étant constitué de plusieurs cellules connectées en série (ou plus rarement en parallèle), le rendement des modules se trouve quelque peu amoindri de 2 à 3 points par rapport au rendement des cellules. ⇒ Rappel sur la différence entre le rendement des modules et le rendement des cellules

Quelle est la différence entre le rendement des modules et le rendement des cellules ? Le rendement η d’une cellule ou d’un module est la part d’énergie radiative reçu qu’elle ou qu’il est capable de transformer en énergie électrique.

η = (Puissance électrique fournie) / (Puissance radiative reçue) Cours sur le photovoltaïque 2011 (Hamdi SLIMENE- STEG/DSSV)

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Rendement de la cellule

Pour une cellule seule, le rendement s’écrit :

Où Scellule est la surface de la cellule exposée aux rayons du soleil. Rendement du module

Pour un module constitué de plusieurs cellules, le rendement s’écrit :

Où Smodule est la surface du module exposée aux rayons du soleil On se rend donc bien compte que la surface du module exposée aux rayons du soleil n’est pas égale à la somme des surfaces des cellules le composant : Smodule ≠ Σ Scellule. Du fait de l’espace vide entre les cellules du module, la surface du module est plus importante que la surface de toutes les cellules : S module > Σ Scellule. Cette surface vide ne peut pas convertir la puissance radiative en puissance électrique : il y a donc une perte de rendement. ⇐

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i.

Rendement théorique photovoltaïques

des

modules

Le rendement indiqué sur les fiches techniques des modules est le rendement dans les Conditions Standard de Test (niveau d’éclairement P i=1000 W/m², Température de cellule 25°C, AM=1.5). Dans ces conditions STC, la puissance électrique fournie par le module est tout simplement la puissance crête (indiquée sur la fiche technique). Quant à la puissance radiative, elle est égale à 1000 W/m² multipliée par la surface du module (indiquée aussi sur la fiche technique). Ainsi :

Prenons par exemple un module photovoltaïque de puissance crête 240 Wc dont la fiche technique nous donne les informations suivantes :

D’après la fiche technique, le rendement du module est ηmodule,STC=14.8 %. Il s’agit du rendement du module dans les conditions STC (niveau d’éclairement P i=1000 W/m², Température de cellule 25°C, AM=1.5). La valeur de ce rendement peut se retrouver en utilisant le formule précédente avec P c=240 W, Pi = 1000 W/m² et Smodule=1.64×0.99=1.62 m².

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ii.

Rendement réel des modules photovoltaïques

En pratique, les modules photovoltaïques ne se trouvent pas dans les conditions STC, notamment au niveau de la température des cellules. En effet, en condition normale d’utilisation, la température des cellules n’est pas de 25°C, mais plutôt de l’ordre de 50 °C. Cela dépend du niveau de ventilation :

Température des cellules

Modules peu ventilés

Modules ventilés

Modules bien ventilés

55°C

50°C

45°C

Nous savons que la puissance d’une cellule (et par extension, d’un module) diminue lorsque sa température augmente. Cette diminution de la puissance en fonction de la température se quantifie grâce au coefficient de température de la puissance K T(P). D’après la fiche technique ci-dessous, K T(P)=-0.41 %/°C.

Cela signifie que la puissance diminue de 0.984 W (0.41% × 240 = 0.984 W) lorsque la température des cellules augmente de 1°C. Par conséquent, lorsque la température des cellules est 50°C (c’est-à-dire une augmentation de 25 °C par rapport aux conditions STC), la puissance du module a chuté de 0.984 × 25 =24.6 W. En d’autres termes, la puissance maximale du module dans les conditions de fonctionnement est P 50°C=215.4 W (au lieu de 240 W dans les conditions STC). Calculons à présent le rendement du module dans ces conditions :

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On constate que le rendement réel des modules est de 13.27 % au lieu de 14.8 % (rendement dans les conditions STC). La température des cellules joue donc un rôle important dans la performance de l’installation photovoltaïque. Une bonne ventilation de la toiture photovoltaïque est donc essentielle afin de garantir une bonne qualité l’installation.

b. Le mode d'intégration au bâti Le mode d’intégration au bâti est la façon avec laquelle les modules sont fixés sur la toiture. On choisira toujours un mode d’intégration permettant : • •

une bonne ventilation des modules, une optimisation de la surface de la toiture.

i.

La ventilation des modules sur toiture

On distingue 3 grands modes d’intégration : •

L’intégration totale L’intégration totale est un mode d’intégration dans lequel le module est considéré comme un élément de toiture. C’est le module qui joue le rôle de couverture. De ce fait, la ventilation en sous-face est difficile.

•

La surimposition Le montage en surimposition consiste à fixer les modules photovoltaïques au-dessus

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de la couverture. Ce type de montage permet une pose simple et rapide des modules photovoltaïques, sans découverture de la toiture. L’air peut circuler entre la couverture et les modules assurant une meilleure ventilation que l’intégration totale.

•

Sur châssis (ou bac lesté) Généralement montés sur toiture plate ou simplement au sol, ce mode d’intégration permet une ventilation naturelle maximale.

ii.

Le taux d'occupation sur toiture

Le taux d’occupation représente la part de la surface réellement utile à la conversion photovoltaïque par rapport à la surface totale utilisée par le champ photovoltaïque sur toiture. Un bon système d’intégration doit permettre d’optimiser la surface disponible sur la toiture tout en garantissant les deux contraintes majeures suivantes : • •

Assurer une bonne ventilation des modules photovoltaïques Assurer l’étanchéité de la toiture

Ces deux contraintes imposent des éléments constitutifs supplémentaires qui prennent de la place sur la toiture, notamment au bord du champ photovoltaïque :

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De même, l’espace entre deux modules réduit le taux d’occupation du champ photovoltaïque :

Tout cet espace non-exploitée (il ne produit pas d’électricité) joue sur la performance de l’installation photovoltaïque. Ainsi, le choix du système d’intégration est très important lors de la conception de l’installation photovoltaïque.

c. Les chutes de tension L’électricité produite par les modules photovoltaïques doit être transportée jusqu’au point d’injection au réseau. Ce transport s’effectue avec des pertes d’énergie.

i.

Les chutes de tension régulières

En théorie, un câble est un conducteur de courant parfait, c'est-à-dire que sa résistance est nulle. En pratique, un câble n'est pas un conducteur parfait: il se comporte comme une résistance. Cours sur le photovoltaïque 2011 (Hamdi SLIMENE- STEG/DSSV)

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Résistance d'un câble La résistance d’un câble de cuivre est très faible, mais n’est pas nulle. Celle-ci est proportionnelle à la longueur du câble et inversement proportionnelle à la section du câble. On a l’expression suivante : R= ρ×L/S Dans cette formule, L est la longueur du câble (en mètre), S est la section du câble (en m²) et ρ est la résistivité du conducteur. La résistivité du conducteur est une donnée du fabricant et dépend du matériaux : • ρ = 1.851 × 10-8 Ωm pour un conducteur en cuivre • ρ = 2.941 × 10-8 Ωm pour un conducteur en aluminium Il est de coutume d’exprimer la résistivité d’un conducteur en Ω.mm²/m. Cette unité permet, lors du calcul des sections de câbles, d’exprimer les longueurs directement en mètre et les sections en mm² : • ρ = 0.01851 Ω.mm²/m pour un conducteur en cuivre • ρ = 0.02941 Ω.mm²/m pour un conducteur en aluminium La résistance du câble, définie ci-dessus, va provoquer une chute de potentiel entre le départ du câble et la fin du câble. En effet : U = VA - VB = R × I. Ainsi, si le câble est un parfait conducteur alors R=0 donc U = 0 soit : V A = VB. Mais comme R > 0 pour un câble réel, on a V A > VB, ce qui correspond à une chute de potentiel. On parle communément de chute de tension, mais en réalité il s'agit d'une chute de potentiel (car la tension est une différence de potentiel). Cette chute de tension conduit à une dissipation d'énergie par effet joule (le câble va chauffer). Dans une installation photovoltaïque, cela va induire des pertes de puissances. L'optimisation technicoéconomique d'une installation photovoltaïque conduit donc à réduire au maximum ces chutes de tension. Le guide de l'UTE C15-712 relatif aux installations photovoltaïques indiquent que la chute de tension dans la partie CC et dans la partie CA devra être inférieure à 3%, idéalement 1%. Cela signifie :

En conclusion, les chutes de tension régulières représentent des pertes d’énergie (car une chute de tension induit forcément une chute de puissance) pouvant atteindre le seuil normatif de 3%.

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ii.

Les chutes de tension singulières

Les chutes de tension singulière sont dues à la présence de contacts électriques. Ces contacts proviennent typiquement des dispositifs suivants : • •

Les connecteurs inter-module Les sectionneurs

•

Les interrupteurs

•

Les disjoncteurs

Un contact électrique est caractérisé par une résistance électrique de contact, induisant un abaissement de la tension. Il convient d’utiliser des dispositifs de connexion sûrs et minimisant la résistance de contact. Ordre de grandeur des chutes de tension singulière La valeur des résistances de contact est de l’ordre de 0.5 mΩ (milliohm). Typiquement, la valeur du courant débité par un module est de 5 A. Par conséquent, un contact abaisse la tension d’environ 2.5 mV (U = R × I). Sur une installation photovoltaïque, les contacts électriques sont nombreux, notamment à cause des connexions inter-modules. Pour une installation comprenant N modules, il y a N+1 contacts inter-modules.

Par ailleurs, lors des travaux, il est important de s’assurer que les contacts ont été correctement effectués. Un contact de mauvaise qualité augmente la résistance de contact, provoque une surchauffe du contact et est susceptible de produire un arc électrique.

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d. Rendement de l'onduleur photovoltaïque Le rendement de l’onduleur dépend de la puissance et de la tension d’entrée (côté CC). Ainsi, au cours de la journée, le rendement de l’onduleur varie. Globalement, le rendement de l’onduleur est de l’ordre de 95 %. ⇒ Plus d'informations sur le rendement de l'onduleur

e. Les pertes divers D’autres pertes photovoltaïque.

diverses

peuvent

faire

baisser

la

performance

de

l’installation

Il s’agit typiquement de : • •

De la disparité inévitable entre les cellules d’un module (théoriquement, toutes les cellules d’un module doivent être semblable électriquement). De la tolérance en puissance des modules (la puissance crête annoncée sur les fiches techniques des modules est donnée à ±3%, en général). Cette caractéristique des modules est un élément qualitatif important de l’installation.

f. Le Ratio de Performance A l’instar du coefficient trigonométrique (qui permet de quantifier les pertes dues à l’inclinaison et à l’orientation des modules), un coefficient, nommé ratio de performance et noté PR (Performance ratio) permet de quantifier les pertes intrinsèques de l’installation électrique. Le ratio de performance est donc un nombre entre 0 et 1 (ou 0 et 100%). Plus il est proche de 1 (ou de 100%), plus l’installation est performante d’un point de vue électrique. Toute installation photovoltaïque étant unique, le ratio de performance est spécifique à chaque installation. Cependant, il est possible de dégager un ordre de grandeur de la valeur du ratio de performance PR. En effet : • Le coefficient de température de la puissance K T(P) est semblable d’un module à un autre (ordre de grandeur : -0.4 %/°C). • Le rendement de l’onduleur est semblable d’un onduleur à un autre (ordre de grandeur : 95%). •

La chute de tension dans les câbles est limitée à 3%.

•

Les autres pertes diverses sont semblables d’une installation à une autre (ordre de grandeur : 2 %).

Le seul paramètre vraiment variable est le mode d’intégration jouant sur la température des modules photovoltaïques (ventilation plus ou moins bonne). Ainsi, nous pouvons dresser un tableau général récapitulatif de la valeur du ratio de performance ratio, en fonction du mode d’intégration seulement :

Modules très peu ventilés Ratio de performance PR

0.7

Modules peu Modules bien Modules ventilés ventilés ventilés 0.75

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0.8

0.85

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3. Production électrique d'une installation photovoltaïque Nous pouvons distinguer deux grands types de pertes : • Les pertes dues à l’orientation et l’inclinaison des modules photovoltaïques • Les pertes intrinsèques à l’installation électrique Deux coefficients ont été introduits permettant de quantifier chacune de ces deux pertes : • Le coefficient trigonométrique, noté TRIGO • Le Ratio de Performance, noté PR Ces deux coefficients vont permettre d’estimer la production électrique d’une installation photovoltaïque.

a. Calcul manuel de la production installation photovoltaïque

électrique

d'une

Il existe une formule analytique simple permettant d’estimer la production électrique d’une installation photovoltaïque :

Exemple Soit une installation photovoltaïque ayant les propriétés suivantes : • •

Puissance crête PC=15000 WC = 15 kWC Localisation : Nancy. La carte de l’irradiation solaire annuelle nous permet d’affirmer que Ei=1300 kWh/m²/an

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• •

•

Les modules sont posés en surimposition. On considérera que ce mode d’intégration permet une ventilation relativement bonne : PR=0.8 L’orientation est de 45° OUEST et l’inclinaison est de 20 °. Le tableau du coefficient trigonométrique nous permet de dire que TRIGO=0.94 :

L’application numérique donne le résultat ci-dessous :

E=15×1300×0.8×0.94 E=14 664 kWh/an L’installation photovoltaïque produira et injectera au réseau 14 664 kWh d’électricité par an, en moyenne. ATTENTION : La formule de calcul présentée içi ne prend pas en compte les pertes par ombrage de l’installation. Seul un logiciel permet de calculer la production en considérant les masques

b. Calcul avec logiciel de la production électrique d'une installation photovoltaïque Il existe des logiciels de simulation permettant de calculer avec précision la production électrique d’une installation photovoltaïque, notamment en prenant en compte les ombrages proches et lointains.

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Nous pouvons citer par exemple : • •

PV-SYST développé par l’université de Genève ARCHELIOS développé par le bureau d’études Cythelia en Savoie (73)

•

PV-SOL

•

CAL-SOL

•

etc.

L’atout majeur des logiciels de simulation est le fait qu’il est possible de prendre en compte les ombrages proches et lointains.

4. Les ombrages Pour fonctionner de manière optimale, une installation solaire photovoltaïque doit être soumise au moins d’ombrage possible. Cependant, certaines contraintes liées au lieu d'installation (présence de montagne, d'arbres, cheminée, poteau électrique…) ne peuvent être évitées. On appelle masque tout obstacle cachant les modules photovoltaïques de la lumière du soleil. On distingue les masques proches et les masques lointains. Ces deux notions sont définies par la suite.

a.

Les masques i.

Les masques lointains

Le masque lointain représente l’ensemble des obstacles dont l’angle avec lequel on l’observe ne varie pas lorsque l’observateur se déplace de quelques mètres. Le masque lointain peut être une colline, une montagne, un bâtiment lointain. Il s’agit de l’horizon lointain. Par exemple, sur la photo ci-dessous, les deux petites collines représentent un masque lointain : elles risquent de provoquer de l’ombre à l’installation photovoltaïque au lever et au coucher du soleil.

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ii.

Les masques proches

Le masque proche représente l’ensemble des obstacles dont l’angle avec lequel on l’observe varie lorsque l’observateur se déplace de quelques mètres.

iii.

Le relevé de masques

Un relevé de masque permet de déterminer les heures de la journée et la période de l'année pendant lesquelles une zone du champ photovoltaïque est à l'ombre. Il convient de réaliser un relevé de masque pour les masques lointains et un autre pour les masques proches. ⇒ Comment réaliser un relevé de masques ?

Déterminer le masque solaire d'une installation photovoltaïque Pour fonctionner de manière optimale, une installation solaire photovoltaïque doit être soumise au moins d’ombrage possible. Cependant, certaines contraintes liées au lieu d'installation (présence de montagne, d'arbres, cheminée, poteau électrique…) ne peuvent être évitées moyennant un coût raisonnable. Un chapitre est consacré aux problèmes d'ombrage sur une installation solaire photovoltaïque : voir ce chapitre Les ombres sont provoquées par des obstacles qui empêchent le rayonnement solaire d'atteindre le module photovoltaïque. Il est nécessaire dans ce cas d'évaluer précisément les pertes induites par ces ombrages qui peuvent intervenir sur tout ou partie des panneaux en différentes saisons et à certains moments de la journée. Les ombres portées sur les modules s'appellent aussi le masque solaire. On distingue deux types de masques : le masque proche et le masque lointain. Le masque proche correspond à l'ensemble des obstacles proches susceptibles de faire de l'ombre au module : arbre, câble électrique, bâtiment voisin, etc. Le masque lointain correspond aux obstacles lointains qui se trouvent à l'horizon, c'est-à-dire les montagnes, les collines, etc. ⇐ ⇒Chapitre :

Les problèmes d'ombrages sur une installation photovoltaïque L'ombre est l'ennemi numéro 1 d'une installation photovoltaïque. Dans cette partie du cours, nous allons expliquer pourquoi et comment l'ombre est une réelle contrainte pour une installation photovoltaïque. Le plan du cours est le suivant :

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1. Endommagement des modules par effet 'point chaud' ou 'Hot Spot' 2. Perte importante de production électrique

1. Endommagement des modules par effet 'point chaud' Quand une partie d'un groupe photovoltaïque est ombrée, cette partie sous-irradiée du module peut se trouver polarisée en inverse. Cela signifie concrètement que la partie sous-irradiée ne se comporte plus comme un générateur électrique mais comme un récepteur (résistance). Alors qu'un générateur délivre de l'énergie, un récepteur la dissipe. La partie sous-irradiée va donc se comporter en récepteur en dissipant une certaine puissance sous forme de chaleur, ce qui va provoquer un échauffement de la zone sousirradiée. Cette échauffement local peut donner lieu à des points chauds (ou Hot Spot en Anglais) qui peuvent endommager la zone affectée et dégrader définitivement les performances du module photovoltaïque. Pour éviter ces effets indésirables, des diodes by-pass sont associées à un sous-réseau de cellules, comme illustré sur le schéma ci-dessous :

Un module photovoltaïque est composé de plusieurs cellules photovoltaïques. Afin d'éviter les phénomènes de point chauds, les cellules photovoltaïques sont associées par groupe de 18 à une diode by-pass. En mode normal, la tension aux bornes de la diode by-pass est positive (ce qui signifie que le groupe de 18 cellules fonctionnent en mode générateur); la diode se comporte alors comme un interrupteur ouvert. Lorsque le groupe de 18 cellules se comportent en récepteur, la tension aux bornes de la diode est négative (inversement de polarité); la diode se comporte alors comme un interrupteur fermé et elle courtcircuite le groupe de 18 cellules.

2. Baisse de la photovoltaïque

performance

de

l'installation

Les diodes by-pass court-circuitent un groupe de plusieurs cellules (18 en général) d'un module photovoltaïque lorsque celui-ci est à l'ombre. De ce fait, la partie de l'installation photovoltaïque mise hors service ne délivre plus d'énergie. La production de l'installation est donc atténuer. La vidéo ci-dessous illustre clairement la perte de production par ombrage d'une installation photovoltaïque, au cours d'une journée :

perte_par_ombrage_1 (1).wmv

perte_par_ombrage_2.wmv

Un module photovoltaïque est composé généralement composé de 36 cellules photovoltaïques, distribuées en 2 sous-réseaux. Chacun de ces deux sous-réseaux est composé de 18 cellules photovoltaïques et d'une diode by-pass. Lorsqu'une cellule est à l'ombre, la diode by-pass court-circuite automatiquement le sousréseau (afin d'éviter les points chauds). La conséquence directe est qu'une partie du Cours sur le photovoltaïque 2011 (Hamdi SLIMENE- STEG/DSSV)

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module est hors-service. Il suffit donc qu'une seule cellule soit à l'ombre pour stopper la production d'un sous-réseau entier. La deuxième vidéo ci-dessus montre bien l'impact d'un obstacle sur la production électrique d'une installation photovoltaïque. Par ailleurs, en augmentant le nombre de diode by-pass, on protège et on améliore nettement le rendement des modules en conditions réelles d’ombrage partiel (nuages, arbres, bâtiments, neige, etc.). Idéalement, il faudrait une diode by-pass par cellule. Mais cela induirait des coûts de production supplémentaire. L'inconvénient majeur des diodes by-pass est le coût et l'encombrement. Ce sont les raisons pour lesquelles la majorité des fabricants de modules se limitent à 2 diodes by-pass par module.⇐ Comment faire un relevé de masques ? Afin de déterminer l'impact du masque sur les modules photovoltaïques, on effectue un relevé de masque. Ce relevé de masque permet de déterminer les heures de la journée et la période de l'année pendant lesquelles le module solaire est à l'ombre. Pour effectuer un relevé de masque, il faut : •

Connaître la trajectoire du soleil. Pour ce faire, on utilise le graphe de la course du soleil. ⇒ En savoir plus sur le graphe de la course du soleil ⇒ Télécharger le graphe de la course du soleil de votre lieu géographique

1. Course du soleil en fonction du lieu géographique Le graphe de la course du soleil représente la position du soleil dans le ciel à toute heure de la journée et de janvier à décembre. Cette position du soleil est entièrement déterminée par deux composantes que sont l'azimut et la hauteur du soleil. •

L'azimut, notée AZ, s'exprime en °. Il représente l'angle entre la demi-droite [AS) et la demidroite [AB) :

•

La hauteur, notée H, s'exprime en °. Elle représente l'angle entre la demi-droite [AS) et la demidroite partant du point A en direction du soleil dans le ciel :

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Le graphe de la course du soleil représente donc l'ensemble des couple (A Z ; H) correspondant à la position du soleil dans le ciel. Exemple Voici le graphe de la course du soleil à Paris :

Explications Reprenons le graphe de la course du soleil à Paris, avec quelques explications supplémentaires :

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Ainsi, si nous voulons déterminer la position du soleil le 20 mars à 9 heures, il suffit de lire sur le graphe l'azimut et la hauteur correspondante au point d'intersection entre la ligne associée au 20 mars et la ligne associée à 9 heures :

Dans notre exemple, l'azimut du soleil est de -53° (c'est-à-dire 53° ouest) et sa hauteur est de 27°. ATTENTION : Dans le graphe de la course du soleil, l'heure indiquée est l'heure solaire, et non-pas l'heure légale. En France, en hiver, l'heure légale est en avance d'une heure par rapport à l'heure solaire. En été, l'heure légale est en avance de deux heures par rapport à l'heure solaire.

2. Télécharger votre graphe de la course du soleil permettant de calculer le masque solaire de votre installation solaire photovoltaïque : Graphe de la course du soleil à Albi ♦ Graphe de la course du soleil à Bordeaux ♦ Graphe de la course du soleil à Lille ♦ Graphe de la course du soleil à Lyon ♦ Graphe de la course du soleil à Marseille ♦ Graphe de la course du soleil à Nantes ♦ Graphe de la course du soleil à Paris ♦ Graphe de la course du soleil à Toulouse⇐ •

Pour chaque obstacle, noter son azimut (par rapport au sud) ainsi que sa hauteur (en °) et les reporter sur le graphe de la course du soleil. ⇒ Comment reporter les obstacles sur le graphe de la course du soleil ?

Comment reporter les obstacles sur le graphe de la course du soleil ? Pour comprendre comment reporter les obstacles sur le graphe de la course du soleil, nous allons traiter un exemple concret. Cours sur le photovoltaïque 2011 (Hamdi SLIMENE- STEG/DSSV)

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Soit la maison ci-dessous sur laquelle deux modules solaires photovoltaïques sont installés sur la toiture orientée plein sud. L'environnement de la maison est constitué d'un arbre et de deux lampadaires.

Ces deux objets (arbre + lampadaires) vont faire de l'ombre aux modules solaires photovoltaïques sur la toiture de la maison. Il reste à savoir à quelles périodes de l'année et de la journée ces objets vont faire de l'ombre aux modules photovoltaïques. Pour répondre à cette question, la méthode est de reporter ces obstacles sur le graphe de la course du soleil. Supposons que la maison soit située aux alentours de Marseille. Il faut dans un premier temps se munir du graphe de la course du soleil à Marseille (ce graphe de la course du soleil est téléchargeable ici).

1ère étape : relever les points caractéristiques de la géométrie des obstacles Les outils nécessaires pour réaliser cette étape sont une boussole (qui va permettre de mesurer l'azimut d'un point) et un clinomètre (qui va permettre de mesure la hauteur d'un point). Ce relevé doit se faire au niveau des modules photovoltaïques. Il faut donc monter sur le Cours sur le photovoltaïque 2011 (Hamdi SLIMENE- STEG/DSSV)

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toit à l'endroit où les modules photovoltaïques vont être posés, ainsi qu'illustré ci-dessous. Le point A est l'endroit où les mesures doivent être faites :

Une fois qu'on se situe au niveau du point A (voir ci-dessus), on se place face au sud. Pour cela, on prend la boussole qui nous indique la direction du sud.

Depuis cette position, voici ci-dessous ce qu'on pourrait voir :

A partir de cette vision des obstacles, le but est de définir des points caractéristiques de la géométrie des obstacles. Détails important : Tout ce qui se situe en dessous des modules ne pourra jamais provoquer d'ombre aux modules. Ainsi quand on parle de la géométrie de l'obstacle, on entend tout ce qui se trouve au dessus des modules. Par exemple, pour l'arbre, on peut définir 6 points caractéristiques de sa géométrie, ainsi qu'illustré ci-dessous : Cours sur le photovoltaïque 2011 (Hamdi SLIMENE- STEG/DSSV)

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De même pour les lampadaires, on définit des points caractéristiques de leur géométrie :

2ème étape : reporter les points caractéristiques sur le graphe de la course du soleil Une fois les points caractéristiques déterminés, la suite consiste à reporter ces points sur le graphe de la course solaire. Pour cela, on mesure l'azimut et la hauteur de chacun des points caractéristiques définis précédemment. L'azimut se mesure avec la boussole. La hauteur se mesure avec le clinomètre. Par exemple, la hauteur du point A est l'angle noté H ci-dessous :

L'azimut du point A est l'angle noté A Z ci-dessous :

La mesure de l'azimut et de la hauteur est à effectuer pour tous les points définis précédemment. Ensuite, il suffit de reporter les points sur le graphe de la course du soleil, sachant que l'axe des abscisses de ce graphe représentent l'azimut et l'axe des ordonnées représente la hauteur. Par exemple, les mesures (avec la boussole et le clinomètre) de l'azimut et de la hauteur du point A ont

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permis de savoir que : AZ=20° et H = 35°. On reporte alors ces deux valeurs dans le graphe de la course du soleil, ainsi qu'illustré ci-dessous :

On reporte ensuite tous les autres points sur le graphe de la course du soleil :

Le schéma ci-dessus est ce qu'on appelle un relevé de masque. On constate qu'on retrouve bien la forme des deux lampadaires et de l'arbre. •

Interpréter le masque solaire ⇒ Comment interpréter le masque solaire ?

Interpréter le masque solaire Le relevé de masque issue de l'étape précédente va nous permettre de savoir à quelle heure de la journée et à quel moment de l'année, les modules photovoltaïques seront à l'ombre. Reprenons le relevé de masque de l'exemple précédent :

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Comment interpréter ce relevé de masque ? L'intersection entre le zone hachurée (en rouge) et la course du soleil correspond aux périodes pendant lesquelles les modules sont à l'ombre. Exemples ♦ Le 21 février à 7 heure (heure solaire), les modules seront à l'ombre, car à cet instant, le soleil est dans la zone rouge hachurée :

♦ Le 20 mars à 10 heure (heure solaire), les modules ne seront pas à l'ombre, car à cet instant, le soleil n'est pas dans la zone rouge hachurée :

b. Les diodes by-pass Les modules photovoltaïques sont munis de diodes by-pass. Celles-ci se trouvent dans le boitier de connexion à l’arrière des modules :

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Le rôle des diodes by-pass est double : • Protéger les cellules contre le phénomène de point chaud (hot spot) • Améliorer la performance des modules soumis à l’ombrage Afin de bien comprendre le rôle et l’intérêt des diodes by-pass, nous allons considérer l’exemple d’un module d’une puissance de 180W, composé de 60 cellules en série.

i.

Rôle des diodes by-pass fonctionnement normal

:

Modules

en

En fonctionnement normal, c’est-à-dire sans effet d’ombrage, toutes les cellules photovoltaïques composant le module fournissent leur maximum de puissance. Dans ce cas, toutes les cellules fournissent 3 W chacune :

ii.

Rôle des diodes by-pass : Modules ombragés sans diode by-pass

Lorsqu’une des cellules est ombragée, cela correspond à une sous-irradiation de la cellule. Cela se traduit par une diminution du courant débité par la cellule ombragée, et par conséquent par une diminution de la puissance fournie (P=U×I). Cours sur le photovoltaïque 2011 (Hamdi SLIMENE- STEG/DSSV)

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Comme les cellules du module sont connectées en série, la cellule qui débite le moins de courant impose ce courant aux autres cellules. Par conséquent, la puissance fournie par les autres cellules (non-ombragées) diminue aussi. En première approximation, on peut considérer que la puissance générée par les cellules non-ombragée est égale à la puissance de la cellule ombragée (cette approximation est d’autant plus vraie que le pourcentage de cellule ombragée est important). Considérons que la cellule ombragée délivre 1 W. Du coup, toutes les autres cellules fournissent aussi 1 W :

La puissance du module se retrouve être de 60×1=60 W. Cela correspond à une perte de puissance très importante à cause d’une seule cellule ombragée. Par ailleurs, il peut se produire une inversion de polarité aux bornes de la cellule ombragée (la tension change de signe). Concrètement, cela signifie que le produit U×I change de signe aussi : la cellule ne se comporte plus comme un générateur mais comme un récepteur. En d’autres termes, elle se comporte comme un dipôle qui dissipe de l’énergie électrique (au lieu d’en produire) sous forme de chaleur. Par suite, la cellule s’échauffent ce qui peut endommager irrémédiablement la cellule. Ce phénomène d’échauffement de la cellule s’appelle un point chaud (ou Hot-Spot en Anglais). Nous voyons à travers cet exemple que l’ombre est un ennemi redoutable pour un module photovoltaïque : perte importante de puissance et échauffement des cellules.

iii.

Rôle des diodes by-pass : Modules ombragés avec diodes by-pass

Pour éviter les effets indésirables du phénomène "point chaud" (Hot-Spot), les fabricants ont implantés des diodes dites by-pass dont le principe est de court-circuiter les cellules Cours sur le photovoltaïque 2011 (Hamdi SLIMENE- STEG/DSSV)

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ombragées. Les constructeurs de modules implantent généralement entre 2 et 5 diodes by-pass par modules (dans le boitier de connexion du module). Chacune des diodes by-pass est associée à un sous-réseau de cellules du module. Lorsqu’une des cellules du sous-réseau est ombragée, la diode by-pass devient passante, c’est-à-dire que le courant circule dans la diode en isolant ainsi du circuit électrique le sous-réseau de cellule associé. Considérons que notre module photovoltaïque dispose de 3 diodes by-pass (D1, D2 et D3), chacune étant associée à un sous-réseau de 20 cellules. Supposons que la cellule ombragée appartienne au sous-réseau n°1. La diode by-pass D1 va donc court-circuiter le sous-réseau n°1 en laissant passer le courant directement vers le sous-réseau n°2 :

L’effet immédiat est que les 20 cellules du sous-réseau n°1 ne fonctionnent plus : elles délivrent 0 W. Cependant, les 40 cellules restantes ne sont plus affectées par la cellule ombragée : elles fournissent leur pleine puissance, c’est-à-dire 3 W. Par conséquent, la puissance du module est de 40 × 3 = 120 W. La présence des diodes by-pass a donc permis d’améliorer la performance du module. Idéalement, il faudrait une diode by-pass en parallèle sur chaque cellule. Pour des raisons technico-économiques, le nombre de diodes by-pass sur un module est généralement limité à 5. Homogénéités des cellules Cet exemple montre qu’une cellule ombragée affecte les cellules voisines connectées en série. Ce phénomène se produit plus généralement lorsque les cellules en séries ne sont pas identiques. D’où l’importance pour les fabricants de modules de toujours appariées des cellules photovoltaïques équivalentes. De même, connecter en série des modules qui n’auraient pas la même orientation et inclinaison présenterait les mêmes conséquences (perte de puissance).

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c. Phénomène du courant-retour i.

Apparition du courant-retour fonctionnement normal

:

Modules

en

En fonctionnement normal, c’est-à-dire lorsque les deux modules en parallèle sont équivalents, le courant traversant chacune des deux branches vaut : I1= I2=6 A. Evidemment, la tension aux bornes des deux modules connectés en parallèle est la même :

ii.

Apparition du courant-retour : Modules ombragés

Lorsqu’ un des deux modules est ombragé, son courant et sa tension diminue. La diminution du courant ne pose à priori pas de problème vu que les deux modules sont connectés en parallèle : la puissance du module ombragée diminue mais n’affecte pas la puissance du module non-ombragé. Par contre, la diminution de la tension du module ombragé va affecter la tension du module non-ombragé. En effet, la tension U se cale sur la plus petite tension, c’est-à-dire celle du module ombragé. De ce fait, on assiste non-seulement à une perte de puissance du module ombragée (ce qui est normal) mais aussi à une diminution de la puissance du module non-ombragé (ce qui est préjudiciable).

Dans notre exemple, un des deux modules est ombragé : son courant chute à 1 A (au lieu de 6 A) et sa tension diminue à 25 V (au lieu de 30 V). Du coup, la puissance développée par ce module est 1×25 = 25 W (au lieu de 180 W). Le courant du module non-ombragé est très peu affecté mais sa tension est égale à la tension du module ombragée, c’est-à-dire 25 V. Du coup, la puissance développée par ce module est 6×25 = 150 W (au lieu de 180 W). Cours sur le photovoltaïque 2011 (Hamdi SLIMENE- STEG/DSSV)

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Au-delà de la perte de puissance, il peut se produire une inversion du courant dans le module ombragé : c’est ce qu’on appelle un courant retour. Ce courant retour peut endommager le module lorsqu’il devient trop important. Généralement, la valeur maximale tolérée du courant retour est de 2 fois le courant de court-circuit du module (2×Icc). Afin de protéger les modules contre les courants retours, il existe deux solutions : •

Installer des diodes au niveau de chaque chaînes afin d’empêcher le courant de circuler en sens inverse :

•

Ces diodes sont appelées des diodes de découplage. Ce procédé coûte cher et induit des chutes de tension singulière au niveau des diodes. Installer des fusibles calibrés à 2× Icc :

•

Ces fusibles n’empêchent pas les courants retours mais fondent dès qu’ils dépassent la valeur limite, empêchant ainsi la détérioration des modules. Cette solution est beaucoup moins onéreuse que les diodes. Elle est ainsi préférée par les concepteurs d’installations photovoltaïques.

d. Solutions anti-ombrage i.

Onduleur photovoltaïque multi-tracker

Lorsqu’une partie du champ photovoltaïque est à l’ombre, cela affecte, en termes de puissance, la partie du champ non-soumis à l’ombrage. Cet effet est atténué grâce aux diodes by-pass. Cependant, considérons deux chaînes photovoltaïques connectées en parallèle sur un onduleur :

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A titre d’exemple, supposons que chacune des chaînes fournissent 740 W (puissance maximale). Lorsqu’aucune des chaînes n’est soumise à un ombrage, leurs caractéristique courant-tension sont confondues. Quant à la caractéristique courant-tension de l’ensemble constitué des deux chaînes en parallèle, elle s’obtient en additionnant les courants :

Le MPPT de l’onduleur va se caler sur le point de puissance maximale de l’ensemble constitué des deux chaînes en parallèle. Dans notre exemple, le point de puissance maximale correspond à 1480 W. Les 2 chaînes fonctionnent à leur point de puissance maximale (740 W). Supposons à présent qu’une des deux chaînes soit ombragée. Les caractéristiques courant-tension sont données ci-dessous :

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Le MPPT de l’onduleur va toujours se caler sur le point de puissance maximale de l’ensemble constitué des deux chaînes en parallèle, soit 1210 W. On constate que ce point de fonctionnement ne permet pas d’exploiter totalement les deux chaînes. En effet, la tension UMPP de l’ensemble constitué des deux chaînes ne correspond ni à la tension UMPP-1 de la chaîne 1, ni à la tension UMPP-2 de la chaîne 2 :

Les deux chaînes ne délivrent donc pas 100 % de leur puissance. Cela vient du fait que le MPPT de l’onduleur se cale sur le point de puissance maximale de l’ensemble constitué des deux chaînes et non-pas sur les points de puissance maximale de chacune des 2 chaînes en parallèles.

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Le problème peut être résolu grâce à un onduleur multi-tracker, disposant par exemple de deux MPPT indépendants :

Chacun des deux MPPT va permettre d’exploiter la puissance maximale de chacune des deux chaînes. La présence d’un onduleur multi-tracker se justifie donc lorsque plusieurs parties d’un champ photovoltaïque ne présentent pas les mêmes propriétés électriques. Par exemple, lorsqu’une partie du champ est susceptible d’être soumise à l’ombrage, on la câblera sur un MPPT de l’onduleur. De même, lorsque deux parties d’un champ ne présentent pas les mêmes orientations et inclinaisons (par exemple double-pente ESTOUEST), on pourra câbler chacune des parties sur un MPPT.

ii.

Un tracker par module

Lorsqu’il existe des disparités électriques (à cause notamment de l’ombrage), la solution idéale serait de prévoir un MPPT pour chaque module. Ainsi, on exploiterait toute la puissance disponible de chaque module (et non-pas de chaque chaînes connectées à un MPPT de l’onduleur). Cette solution existe. Il s’agit de connecter en parallèle de chaque module du champ photovoltaïque des boitiers électroniques spécifiques qui permettent d’exploiter toute la puissance du module. Quelques sociétés proposent cette solution. C’est le cas, par exemple, des sociétés Ehwresearch, SolarEdge ou encore TigoEnergy, qui a mis au point ces boitiers électroniques.

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L’utilisation de ces boitiers électroniques permet un réel gain de production de l’installation par rapport aux solutions classiques, en cas de disparités électriques du champ photovoltaïque (à cause par exemple de l’ombrage).

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PARTIE IV - INTEGRATION ARCHITECTURALE Cette partie traite de l'intégration architecturale des modules photovoltaïques. Sommaire 1. Le tarif d'achat photovoltaïque o 10 février 2000 : instauration de l’obligation d’achat o

13 février 2002 : instauration d’un tarif d’achat

o

10 juillet 2006 : instauration de 2 tarifs d’achat

o

12 janvier 2010 : instauration de 4 tarifs d’achat

o

1er septembre 2010 : première baisse des tarifs d’achats

o

4 mars 2011 : Deuxième baisse des tarifs d’achats

2. Toiture inclinée o

La surimposition

o

Intégration totale

o

Intégration simplifiée

o

Montage sur châssis

3. Toiture à faible pente o

Membrane souple

o

Montage sur châssis

o

Montage sur bac lesté

o

Montage en applique

4. Intégration sur façade o

Bardage photovoltaïque

o

Mur rideau

o

Brise-soleil

o

Garde-corps

o

Allèges

o

Verrière photovoltaïque

5. Centrale au sol

1. Le tarif d'achat photovoltaïque Depuis le 10 février 2000, les producteurs d'électricité bénéficient de l'obligation d'achat de l'électricité. Le producteur dispose du droit de vendre l'électricité produite par l'installation considérée à Electricité de France (EDF) ou à un distributeur non nationalisé qui exploite le réseau public auquel est raccordée l'installation de production. L'obligation d'achat concerne tous les modes de production d'électricité (sous réserve que l'installation Cours sur le photovoltaïque 2011 (Hamdi SLIMENE- STEG/DSSV)

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soit raccordée au réseau public) : photovoltaïque, hydraulique, éolien. L'intégration des systèmes photovoltaïques au bâtiment est devenu, en France, une thématique forte avec deux dimensions connexes que sont le raccordement au réseau et les contraintes liées à l'intégration à l'environnement. La production d'électricité grâce à des modules photovoltaïques a subi plusieurs évolutions du tarif d'achat, et bénéficie aujourd’hui toujours d'un tarif spécifique privilégié.

a. 10 février 2000 : instauration de l’obligation d’achat La loi n°2000-108 du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l'électricité met en place l’obligation d’achat pour la production d'électricité à partir d’énergies renouvelables. Les tarifs d'achat sont fixés au cas par cas après avis de la Commission de régulation de l'énergie. Le tarif d'achat ne peut être inférieur au prix de vente moyen de l'électricité. Le prix tient compte des coûts évités par rapport à l'utilisation d'énergies fossiles. ⇒ Rappel sur les critères d'éligibilité aux primes d’intégration

Comment savoir si un système d'intégration est éligible à la prime d'intégration au bâti ? Eligibilité à la prime d’intégration totale D'après cet arrêté du 4 mars 2011, la prime d'intégration est applicable lorsque les équipements de production d’électricité photovoltaïques remplissent au moins l'une des deux conditions suivantes : 1. Le système photovoltaïque remplit toutes les conditions suivantes : o Le système photovoltaïque est installé sur la toiture d’un bâtiment clos (sur toutes les faces latérales) et couvert, assurant la protection des personnes, des animaux, des biens ou des activités. o

Le système photovoltaïque remplace des éléments du bâtiment qui assurent le clos et couvert, et assure la fonction d’étanchéité. Après installation, le démontage du module photovoltaïque ou du film photovoltaïque ne peut se faire sans nuire à la fonction d’étanchéité assurée par le système photovoltaïque ou rendre le bâtiment impropre à l’usage.

o

Pour les systèmes photovoltaïques composés de modules rigides, les modules constituent l’élément principal d’étanchéité du système.

o

Pour les systèmes photovoltaïques composés de films souples, l’assemblage est effectué en usine ou sur site. L’assemblage sur site est effectué dans le cadre d’un contrat de travaux unique.

2. Le système photovoltaïque appartient à la liste exhaustive suivante : o

Allège

o

Bardage

o

Brise-soleil

o

Garde-corps de fenêtre, de balcon ou de terrasse

o

Mur-rideau

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Eligibilité à la prime d’intégration simplifiée D'après cet arrêté du 4 mars 2011, la prime d'intégration simplifiée est applicable lorsque les équipements de production d’électricité photovoltaïques remplissent au moins l'une des deux conditions suivantes : 1. Le système photovoltaïque remplit toutes les conditions suivantes : o Le système photovoltaïque est installé sur la toiture d’un bâtiment assurant la protection des personnes, des animaux, des biens ou des activités. Il est parallèle au plan de ladite toiture. o

Le système photovoltaïque remplace des éléments du bâtiment qui assurent le clos et couvert, et assure la fonction d’étanchéité.

2. Le système photovoltaïque appartient à la liste exhaustive suivante : o

Allège

o

Bardage

o

Brise-soleil

o

Garde-corps de fenêtre, de balcon ou de terrasse

o

Mur-rideau

Le CEIAB Afin d’aider les porteurs de projets à savoir si leur projet peut ou non être considéré comme intégré au bâti, le Gouvernement a mis en place le Comité d’Evaluation de l’Intégration Au Bâti (CEIAB). Ce comité a pour but de délivrer, pour chaque produit qui lui est soumis, un avis qui précise si celui-ci satisfait ou non aux critères d’intégration ou d’intégration simplifiée au bâti. Il est important de noter que le CEIAB n'examine que les critères techniques d'intégration. Les critères non techniques (âge, usage, clos et couvert du bâtiment), variables d'un projet à l'autre, ne sont pas examinés par le CEIAB, mais doivent être respectés par le porteur de projet. La liste des produits éligibles à la prime d'intégration et la prime d'intégration simplifiée est publiée par le CEIAB.⇐

b. 13 février 2002 : instauration d’un tarif d’achat L'arrêté du 13 mars 2002 fixe un tarif unique de rachat de l'électricité photovoltaïque à : • •

0,1525 € par kWh pour une installation photovoltaïque située en métropole 0,3050 € par kWh pour une installation photovoltaïque située en Corse ou dans les DOM-TOM

Dans cet arrêté du 13 mars 2002, aucune notion d'intégration au bâti n'apparaît dans le calcul du tarif d'achat. ⇒ Rappel sur les critères d'éligibilité aux primes d’intégration

c. 10 juillet 2006 : instauration de 2 tarifs d’achat L'arrêté du 10 juillet 2006 va introduire deux évolutions importantes par rapport à l'arrêté du 13 mars 2002 :

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• •

Hausse du tarif d'achat Introduction d'une prime lorsque les modules photovoltaïques sont intégrés au bâti

On retrouve, par ailleurs, la distinction entre d'une part, la France métropolitaine, et d'autre part, la Corse et les DOM-TOM. Ainsi, les tarifs d'achat conformément à l'arrêté du 10 juillet 2006 sont les suivants : • 0,30 € + une prime de 0.25 € par kWh pour une installation photovoltaïque située en métropole • 0,40 € + une prime de 0.15 € par kWh pour une installation photovoltaïque située en Corse ou dans les DOM-TOM Il est à noter que les contrats d’achat étaient signés pour 20 ans et que le tarif applicable à la signature du contrat d’achat était indexé à l’inflation. Fin 2009, les tarifs d’achat étaient légèrement supérieures. ⇒ Rappel sur les critères d'éligibilité aux primes d’intégration

d. 12 janvier 2010 : instauration de 4 tarifs d’achat L'arrêté du 12 janvier 2010 introduit 4 tarifs d'achat : 0,58 € / kWh, 0,50 € / kWh, 0,42 € / kWh et 0,314 € / kWh. Plusieurs critères permettent de déterminer le tarif d'achat applicable : • •

Critère d'intégration au bâti Critère de l'usage du bâtiment

•

Critère de la puissance de l'installation

•

Critère de la localisation

•

L’âge du bâtiment

Pour toutes les installations dont la puissance injectée est inférieure à 250 kWc, le critère de la localisation n'intervient pas. Pour cette plage de puissance, l’arrêté du 12 janvier 2010 prévoit les tarifs d’achat suivant :

Pour toutes les installations dont la puissance crête est supérieure à 250 kWc, le critère de la localisation intervient uniquement pour les installations non-intégrés. Le tarif d'achat est alors de 0,314 × R, où R est un coefficient correcteur favorisant les régions du nord de la France (moins ensoleillées ) par rapport aux régions au sud de la France (plus ensoleillées ), rendant ainsi l’opération financièrement égale quelque Cours sur le photovoltaïque 2011 (Hamdi SLIMENE- STEG/DSSV)

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soit sa localisation. On retrouve, par ailleurs, la distinction entre d'une part, la France métropolitaine, et d'autre part, la Corse et les DOM-TOM. Ainsi, les tarifs d'achat conformément à l'arrêté du 10 juillet 2006 sont les suivants : • 0,30 € + une prime de 0.25 € par kWh pour une installation photovoltaïque située en métropole • 0,40 € + une prime de 0.15 € par kWh pour une installation photovoltaïque située en Corse ou dans les DOM-TOM Il est à noter que les contrats d’achat étaient signés pour 20 ans et que le tarif applicable à la signature du contrat d’achat était indexé à l’inflation. Fin 2009, les tarifs d’achat étaient légèrement supérieurs. ⇒ Rappel sur les critères d'éligibilité aux primes d’intégration

e. 1er septembre 2010 : première baisse des tarifs d’achats Le 1er septembre 2010, suite à la croissance exceptionnelle du photovoltaïque en France, un nouvel arrêté diminue tous les tarifs d'achat photovoltaïque de 12%, sauf pour les installations de particuliers dont la puissance injectée est inférieure à 3 kW. Cette décision du gouvernement doit permettre de ralentir la croissance trop forte du photovoltaïque en France afin de limiter le phénomène de spéculation. La date du 1er septembre 2010 correspond à l’amorçage de la baisse des aides publiques à la filière photovoltaïque. Cette tendance se confirmera 1 mois plus tard avec la réduction du crédit d’impôt sur le matériel photovoltaïque, à destination des particuliers : le 29 septembre 2010 le crédit d’impôt photovoltaïque passe de 50 % à 25 % sur le coût du matériel. ⇒ Rappel sur les critères d'éligibilité aux primes d’intégration

f. 4 mars 2011 : Deuxième baisse des tarifs d’achats L’arrêté du 4 mars 2011 impose une nouvelle baisse des tarifs d’achat de l’électricité photovoltaïque. Cet arrêté est issu d’un moratoire de 3 mois, qui a débuté le 9 décembre 2010 et qui suspendait provisoirement l’obligation d’achat de l’électricité. Ce moratoire fait suite à des problèmes de spéculation autour du rachat de l’électricité photovoltaïque. Les nouveaux tarifs d’achat, au 5 mars 2011, sont récapitulés dans les tableaux suivants :

Les tarifs indiqués sont ceux applicables au 5 mars 2011. Il est prévu une dégressivité trimestrielle de ces tarifs. La baisse trimestrielle maximum est de 9.5 %. Elle est calculée en fonction de la puissance photovoltaïque installée cumulée en France.

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C’est la Commission de régulation de l’énergie qui calcule, tous les trimestres, les nouveaux tarifs d’achat. Elle les propose aux ministres en charge de l’énergie et de l’économie, qui les valident par arrêté. Ces tarifs sont publiés tous les trimestres sur le site internet de la Commission de régulation de l’énergie : http://www.cre.fr. ⇒ Rappel sur les critères d'éligibilité aux primes d’intégration

2. Toiture inclinée Le toit est la structure couvrant la partie supérieure d'un bâtiment, permettant principalement de protéger son intérieur contre les intempéries et l'humidité. Un toit est constitué : • •

D'une charpente, qui pourra être en bois, en acier ou en béton armé, etc. D'une couverture, qui pourra être en tuiles, en ardoises, en bardeaux, en acier, en plaques de zinc ou en tôle ondulé, etc.

La charpente assure la fonction de structure porteuse de la couverture. La couverture doit, quant à elle, assurée l'étanchéité et la protection contre les facteurs extérieurs (pluie, neige, vent et éventuellement le froid).

a. La surimposition Le montage en surimposition consiste à fixer les modules photovoltaïques au-dessus de la couverture. Ce type de montage permet une pose simple et rapide des modules photovoltaïques, sans découverture de la toiture.

Les modules sont fixés sur des rails. Ces rails sont, quant à eux, accrochés à la charpente de la toiture grâce à des pattes d'ancrage.

La toiture est totalement conservée. Ce type de montage est considéré comme non-intégré au bâti car les modules photovoltaïques n'assurent aucune fonction technique (étanchéité et/ou couverture) ou architecturale essentielle.

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b. Intégration totale Les modules photovoltaïques intégrés en élément de toiture remplacent la couverture de la toiture. De ce fait, ils doivent assurer les fonctions d'une couverture de toiture, à savoir la couverture et l'étanchéïte.

Les installations photovoltaïques intégrées en élément de toiture sont éligibles à la prime d'intégration, à l'inverse des équipements photovoltaïques posés en surimposition. La pose des modules photovoltaïques en élément de toiture ne peut se faire qu'en déposant la couverture. Ce sont les modules qui font alors office de couverture. L'étanchéité de la toiture doit aussi être assurée par les modules photovoltaïques. Cela ne peut se réaliser que par un système de fixation des modules photovoltaïques ingénieux.

c. Intégration simplifiée Une membrane plastique imperméable est placée sous les modules photovoltaïques assurant ainsi l'étanchéïté de la toiture :

d. Montage sur châssis Un cas rares mais possible est le montage des modules sur des châssis fixés sur la toiture inclinée :

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Ce type de pose n’est éligible ni aux critères d’intégration au bâti ni ceux de l’intégration simplifié. L’intérêt majeur de ce mode de pose est prioritairement la recherche d’efficacité (inclinaison et orientation optimales). Les conditions de fixation doivent être correctement dimensionnées.

3. Toiture à faible pente a. Membrane souple De telles membranes photovoltaïques sont des assemblages de cellules photovoltaïques dites en couche mince (généralement en silicium dit amorphe). Elles seules peuvent procurer la propriété de flexibilité à la membrane.

Les membranes photovoltaïques souples sont des matériaux solides et résistants aux facteurs extérieurs. Elles permettent d'assurer la fonction d'étanchéité de la toiture. Ce type de montage est donc considéré comme intégré au bâti. Ces membranes photovoltaïques sont particulièrement adaptée aux toitures à très faible pente car : • Les toitures à faible pente sont moins résistantes à la surcharge. De ce fait, la légèreté du matériau constituant la membrane est parfois la seule alternative possible. • Les couches minces sont moins sensibles à la température que la technologie cristalline. Or, sur les toitures plates, la ventilation est quasiment inexistante. •

Les couches minces sont plus sensibles au rayonnement diffus que la technologie cristalline, et donc plus adaptée à une ouverture maximum vers le ciel.

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b. Montage sur châssis Sur la photo ci-contre, les modules photovoltaïques sont montés sur châssis. Les châssis sont tenus sur la toiture plate grâce à des contrepoids en béton :

Ce type de montage ne bénéficie pas de la prime d'intégration car les modules photovoltaïques n'assurent aucune fonction technique (étanchéité et/ou couverture) ou architecturale essentielle.

c. Montage sur bac lesté Sur la photo ci-contre, les modules photovoltaïques sont montés sur des bacs lestés. Les bacs lestés sont tout simplement posés sur la toiture plate. Afin de les rendre résistants aux charges de vent, les bacs sont alourdis par du ballast (gravier, pierres, matériaux divers).

Ce type de montage ne bénéficie pas de la prime d'intégration car les modules photovoltaïques n'assurent aucune fonction technique (étanchéité et/ou couverture) ou architecturale essentielle.

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d. Montage en applique Il s’agit du même principe que la surimposition mais sur toiture plate.

4. Intégration sur façade Les modules photovoltaïques peuvent s'intégrer quasiment partout sur un bâtiment. Si la toiture est une zone privilégiée, les façades verticales sont aussi susceptibles d'accueillir des modules photovoltaïques, si ce n’est une perte de performance d’au moins 30 % par rapport à l’inclinaison optimale (˜35 °).

a. Bardage photovoltaïque En architecture, un bardage est un revêtement de mur extérieur. Le rôle du bardage est d'abord esthétique : il permet de réaliser l'habillage du mur extérieur par un revêtement plus distingué. Puis, il apparaît clairement que le bardage peut jouer un rôle de protection et d'isolation thermique du bâtiment. Le matériau utilisé pour le bardage peut être en bois, en pierre de taille, en PVC, en aluminium, le marbre, le bronze, etc. Le revêtement constituant le bardage est fixé mécaniquement par l'intermédiaire d'une ossature secondaire solidaire d'une paroi support :

En lieu et place des matériaux classiques composant le bardage (bois, pierre de taille, PVC, aluminium, marbre, bronze, etc.), il est tout-à-fait possible d'intégrer des modules photovoltaïques sur les façades. Jouant un double rôle architectural et technique (protection et isolation thermique), l'installation photovoltaïque est alors éligible à la prime d'intégration au bâti.

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Le bardage solaire est une solution de haute technologie qui requiert de l'ingénierie technique en amont. Les modules photovoltaïques sont installés à l'aide de systèmes de fixation pour bardage. Le bardage solaire doit être réalisé sur une façade orientée vers le sud.

Sur la photo ci-dessus, les modules photovoltaïques sont installés sur la façade du bâtiment, en bardage solaire. Le rendement de l'installation n'est pas optimale à cause de l'inclinaison verticale des modules photovoltaïques. Il existe cependant des systèmes ingénieux de bardage solaire où les modules photovoltaïques sont inclinés :

Le bardage solaire s'intègre facilement à tout projet de rénovation et apporte une alternative très compétitive aux matériaux de bardage conventionnels. Les modules solaires photovoltaïques installés en bardage solaire peuvent être considérés comme un matériau de construction à part entière. Le bardage solaire assure une fonction de protection contre les intempéries. Il satisfait donc aux critères d'éligibilité à la prime d'intégration au bâti dans le cas de la revente de l'électricité. Cela permet de valoriser une surface d'un bâtiment.

b. Mur rideau Un mur-rideau est une façade légère constituée d'une ou de plusieurs parois, ne participant pas à la stabilité de l'édifice.

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Les murs-rideaux remplissent non-seulement la fonction de protection des biens et des personnes (fonction de clos du bâti) mais apportent aussi une finition esthétique à l'ouvrage. Ainsi, les murs-rideaux bénéficient, au même titre que le bardage solaire, de la prime d'intégration au bâti dans le cas de la revente d'électricité.

c. Brise-soleil Un brise-soleil est un dispositif architectural situé sur une façade extérieure en avant des baies vitrées et permettant de les protéger de l'exposition solaire. - En hiver, le brise-soleil permet de profiter des apports solaires gratuits, en laissant entrer le rayonnement solaire à l'intérieur du bâti. - En été, le besoin en chauffage est nul. Le brise-soleil permet de bloquer le rayonnement solaire. Cela limite nettement le surchauffement du bâti et limite les besoins en climatisation. - Le brise-soleil joue donc un véritable rôle de régulateur thermique pour le bâtiment. En architecture classique, le brise-soleil est généralement construit en bois ou en métal. Il est possible d'installer des modules photovoltaïques en brise-soleil :

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- Les modules photovoltaïques installés en brise-soleil jouent le rôle de régulateur thermique du bâtiment. A ce titre, l'installation bénéficie de la prime d'intégration au bâti. - L'inclinaison du brise-soleil photovoltaïque doit correspondre à l'inclinaison optimale permettant de produire un maximum d'électricité ( en France, l'inclinaison optimale des modules photovoltaïque est de l'ordre de 34 ° ). - Afin de bénéficier de la prime d'intégration au bâti, dans le cas de la revente de l'électricité produite, les modules photovoltaïques ne doivent pas être posés sur un brise-soleil existant. Les critères d'éligibilité à la prime d'intégration précisent, en effet, que le démontage du module photovoltaïque ne peut pas se faire sans nuire à la fonction assurée par le système photovoltaïque. - A titre d'illustration, la photo ci-contre est une installation photovoltaïque jouant le rôle de brise-soleil. Les modules photovoltaïques participent à la régulation thermique du bâtiment. Le fait de démonter les modules photovoltaïques nuit à cette fonction de régulation thermique : ils font de l'ombre en été (soleil haut) et laissent entrer le soleil en hiver (soleil bas). - Ce système photovoltaïque est donc éligible à la prime d'intégration car les modules garantissent la régulation thermique du bâtiment.

d. Garde-corps Un garde-corps est une barrière de protection placée sur les côtés d'un escalier ouvert, ou pourtour d'un palier, d'un balcon, d'une mezzanine ou d'une galerie ou à tout autre endroit afin d'empêcher une chute accidentelle dans le vide. Les gardes-corps de balcon ou de toit-terrasse sont des ouvrages qui ont pour rôle de protéger contre les risques de chute fortuite dans le vide des personnes stationnant ou circulant à proximité de ce dernier, mais non de leur interdire le passage. Les gardes-corps de balcon ou de terrasse sont éligibles à la prime d'intégration au bâti, par leur rôle de sécurisation du bâtiment et de protection des personnes.

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e. Allèges Une allège est une partie d’une façade située en dessous d’une ouverture (fenêtre, baie fixe, etc.). Celleci peuvent être réalisée en photovoltaïque en s’inspirant de la technique du bardage et du mur rideau.

Elle s’intègre généralement sur des façades réalisées en menuiserie.

f. Verrière photovoltaïque Une verrière est une ouverture vitrée de plus ou moins grande dimension.

Grâce à leur aspect semi-transparent, les modules photovoltaïques peuvent faire office de verrière.

La photo ci-contre est un exemple de verrière photovoltaïque. Une verrière photovoltaïque est constituée de modules photovoltaïques se substituant à une ou plusieurs parois vitrées. Les verrières photovoltaïques sont éligibles à la prime d'intégration, à condition que le composant photovoltaïque assure le rôle de résistance mécanique soutenant la verrière. Dans ce cas, l'équipement photovoltaïque remplit une fonction de protection physique des biens et des personnes contre les intempéries, ce qui le rend effectivement éligible à la prime d'intégration.

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5. Centrale photovoltaïque au sol Les centrales photovoltaïques au sol sont constituées d’éléments préfabriqués et/ou prémontés et qui sont assemblés sur place, soit manuellement, soit à l’aide d’une grue. Les modules photovoltaïques sont ensuite accrochés (par boulonnage ou par ancrage) sur la structure, généralement métallique. La structure est fixée au sol. La fixation au sol peut se faire de plusieurs façons : • •

Par des pieux battus enfoncés ou vissés à même le sol Par des charges lourdes bétonnées dans le sol

Dans tous les cas, la fixation doit permettre de supporter les contraintes mécaniques liées au vent et à la neige. Les centrales au sol peuvent être avec ou sans suiveur (ou tracker). Suiveurs (ou trackers) Dans le domaine du photovoltaïque, un suiveur est un système intégré à la structure de la centrale au sol et qui permet d’orienter et d’incliner les modules photovoltaïques perpendiculairement aux rayons du soleil. Ceux-ci sont à un ou deux axes et sont pilotés soit par des sondes de lumière, soit en exécutant un programme. La technologie des suiveurs à deux axes permet une production d’environ 30% supérieure.

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PARTIE V - DIMENSIONNEMENT DE LA PARTIE CONTINUE La partie CC d’une installation photovoltaïque doit répondre à certaines contraintes réglementaires, permettant de garantir la protection des biens et des personnes ainsi que d’assurer de bonnes conditions d’exploitation. Le guide de l’UTE C15-712-1 est le texte réglementaire de référence des installations photovoltaïques raccordées au réseau. Sommaire 1. Schémas électriques o Puissance inférieure à 3 kW

o



Une chaîne



Deux chaînes

Puissance supérieure à 3 kW

2. Dimensionnement des onduleurs o

Compatibilité en puissance

o

Compatibilité en tension 

Tension maximale admissible



Plage de tension MPPT

o

Compatibilité en courant

o

Exemple de dimensionnement des onduleurs 

Etape 1 : Effectuer un dimensionnement rapide grâce à la puissance de l'installation



Etape 2 : Calculer le nombre de modules photovoltaïques en série



Etape 3: Calculer le nombre de chaînes photovoltaïques en parallèle



Etape 4 : Vérifier la compatibilité en puissance



Etape 5 : Réaliser le schéma électrique de l'installation

3. Dimensionnement des câbles CC o

o

Calcul de la section 

Courant admissible



Chute de tension



Exemple de calcul

Conditions de fonctionnement

4. Les fusibles CC o

Présence des fusibles CC

o

Emplacement des fusibles

o

Calibrage des fusibles

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5. Protection contre les surtensions o

o

Règles de câblage 

Origine des surtensions



Effet de la surface des boucles

Les parafoudres 

Evaluation du risque foudre



Présence de parafoudre



Emplacement des parafoudres

6. Coupure et sectionnement o

Définitions

o

Emplacement

o

Calibrage 

Calibrage en courant



Calibrage en tension

1. Schémas électriques de la partie continue Nous donnons ci-après les schémas électriques de la partie CC d’une installation photovoltaïque raccordée au réseau.

a. Puissance inférieure à 3 kW Les installations de puissance inférieure ou égale à 3 kW sont destinées aux particuliers, car cette limite de puissance permet de bénéficier d’un crédit d’impôt de 25% sur le matériel, d’un taux de TVA à 5.5% (au lieu de 19.6%) et d’une défiscalisation des revenus.

Ces installations sont généralement constituées d’un seul onduleur. Le nombre de modules connectés à cet onduleur est de l’ordre de 16. Deux variantes, concernant le câblage des modules, peuvent se présenter : • •

Une seule chaîne photovoltaïque est connectée à l’onduleur Deux chaînes photovoltaïques sont connectées en parallèle à l’onduleur

i.

Une chaîne

Dans le cas où une seule chaîne est connectée à l’onduleur, le schéma électrique de la partie CC est donné ci-après :

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ii.

Deux chaînes

Dans le cas où deux chaînes sont connectées à l’onduleur, le schéma électrique de la partie CC est donné ci-après : Sans jonction Si l’onduleur dispose de plusieurs entrées, les deux chaînes peuvent être directement connectées à l’onduleur. La jonction de ces deux chaînes est assurée à l’intérieur de l’onduleur (les 2 chaînes sont équivalentes et destinées à produire la même quantité d’énergie au même instant (même plan, même ombrage,…)). •

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Avec jonction La jonction des deux chaînes peut aussi être effectuée par une boîte de jonction. Cela permet de tirer une seule paire de câble jusqu’à l’onduleur : la mise en parallèle qui ne peut être réalisé que si les 2 chaînes sont équivalentes et destinées à produire la même quantité d’énergie au même instant (même plan, même ombrage,…) : •

b. Puissance supérieure à 3 kW Lorsque la puissance du champ photovoltaïque devient importante, plusieurs chaînes photovoltaïques connectées en parallèle sont reliées à un même onduleur :

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Lorsque plusieurs boîtes de jonction coexistent, il est nécessaire d’effectuer une seconde jonction. Cette seconde jonction est effectuée dans un coffret électrique, qu’on appelle communément boîte de raccordement :

2. Dimensionnement des onduleurs Le choix et le nombre d'onduleurs repose sur 3 critères : Cours sur le photovoltaïque 2011 (Hamdi SLIMENE- STEG/DSSV)

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• •

La compatibilité en puissance La compatibilité en tension

•

La compatibilité en courant

A partir de ces 3 critères, le dimensionnement des onduleurs va imposer la façon de câbler les modules entre eux.

a. Compatibilité en puissance Un onduleur est caractérisé par une puissance maximale admissible en entrée. Lorsque la puissance en entrée de l'onduleur, côté CC, est supérieure à la puissance maximale admissible par l'onduleur, celui-ci continue de fonctionner mais fournit au réseau sa puissance maximale. Celle-ci n'est pas la puissance maximale que pourrait délivrer les modules, car l'onduleur s'est caler sur un point de fonctionnement (c'est-à-dire un couple Tension - Courant) ne correspondant pas au point de puissance maximale. Le groupe photovoltaïque ne délivre donc toute sa puissance : il est sous-exploité. La puissance maximale d'entrée est indiquée sur la fiche technique de l'onduleur. Par exemple, la puissance maximale de l'onduleur SB 4 000 TL de la marque SMA est Pmax = 4 200 W :

La valeur de la puissance maximale en entrée de l'onduleur va limiter la quantité de modules du groupe photovoltaïque reliés à l'onduleur. En effet, il faut veiller que la puissance du groupe photovoltaïque ne dépasse pas la puissance maximale admissible. La puissance délivrée par le groupe photovoltaïque variant en fonction de la luminosité et de la température, on pourra considérer, pour le calcul de dimensionnement, une puissance égale à la somme des puissances crêtes de tous les modules du groupe photovoltaïque. Il faudra donc veiller que cette puissance calculée reste inférieure à la puissance maximale admissible par l'onduleur. Idéalement, la puissance crête délivrée par le groupe photovoltaïque doit être sensiblement égale à la puissance maximale admissible de l'onduleur. Dans les pays où l’intensité lumineuse est associée à une forte température, il est possible voire recommandé de sous-dimensionner les onduleurs de 10% à 15%.

b. Compatibilité en tension i.

Tension maximale admissible

Un onduleur est caractérisé par une tension d'entrée maximale admissible U max. Si la tension délivrée par les modules est supérieure à U max, l'onduleur sera irrémédiablement détruit. Cours sur le photovoltaïque 2011 (Hamdi SLIMENE- STEG/DSSV)

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La valeur de Umax apparaît sur la fiche technique de l'onduleur. Par exemple, sur la fiche technique de l'onduleur SB 4 000 TL de la marque SMA, la tension d'entrée maximale admissible indiquée est Umax = 550 V, ainsi qu'illustré ci-dessous :

La tension délivrée par le groupe photovoltaïque ne devra donc jamais dépasser cette valeur de 550 V, pour l'onduleur SB 4 000 TL. Pour d'autres onduleurs, la valeur de Umax est différente, et il faudra donc se référer à leur fiche technique. Par ailleurs, comme la tension des modules photovoltaïques s'ajoute lorsqu'on les branche en série, la valeur de Umax va donc déterminer le nombre maximum de modules en série. Cela dépendra évidemment de la tension délivrée par les modules photovoltaïques. Dans le calcul de dimensionnement, on considèrera que la tension délivrée par un module est sa tension à vide, notée Uco, majorée par un coefficient de sécurité. Ce coefficient de sécurité, noté k, pourra varier entre 1.02 et 1.25, selon les conditions climatiques du site. Le nombre maximum de modules photovoltaïques en série se calcule par la formule simple suivante :

Avec : •

E-[X]est la partie entière inférieure du nombre X. Par exemple, E-[10.6]=10. Umax est la tension maximale admissible en entrée de l’onduleur

•

UCO est la tension de circuit ouvert des modules photovoltaïques

•

Le coefficient k est un coefficient de sécurité imposé par le guide de l’UTE C15-712-1, et qui prend en compte l’élévation de la tension délivrée par les modules lorsque la température des cellules diminue.

•

⇒ Rappel sur le coefficient de sécurité imposé par le guide de l’UTE C15-712-1, et qui prend en compte l’élévation de la tension délivrée par les modules lorsque la température des cellules diminue

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C'est quoi le coefficient de sécurité imposé par le guide de l’UTE C15-712-1, et qui prend en compte l’élévation de la tension délivrée par les modules lorsque la température des cellules diminue ? Le coefficient k est un coefficient de sécurité imposé par le guide de l’UTE C15-712-1, et qui prend en compte l’élévation de la tension délivrée par les modules lorsque la température des cellules diminue. La valeur du coefficient k est donnée dans le guide de l’UTE C15-712-1 :

Température ambiante minimale (°C) Coefficient multiplicateur k Entre 24°C et 20°C 1.02 Entre 19°C et 15°C 1.04 Entre 14°C et 10°C 1.06 Entre 9°C et 5°C 1.08 Entre 4°C et 0°C 1.10 Entre -1°C et -5°C 1.12 Entre -6°C et -10°C 1.14 Entre -11°C et -15°C 1.16 Entre -16°C et -20°C 1.18 Entre -21°C et -25°C 1.20 Entre -26°C et -30°C 1.21 Entre -31°C et -35°C 1.23 Entre -36°C et -40°C 1.25 ⇐

ii.

Plage de tension MPPT

L'onduleur doit à tout moment demander au groupe photovoltaïque auquel il est connecté leur maximum de puissance. Pour cela, il déplace le point de fonctionnement du groupe photovoltaïque (c'est-à-dire le couple U-I). Ce point de fonctionnement correspond au point de puissance maximum. Il varie en permanence en fonction de l'intensité de l'irradiation, de la température, des ombres, etc. La recherche du point de puissance maximum est réalisée par un système intégré en amont de l'onduleur, nommé MPPT (Maximum Power Point Tracking). Cependant, le système MPPT ne fonctionne que pour une plage de tension d'entrée d'onduleur définie par le fabricant, et indiquée sur la fiche technique de l'onduleur. Lorsque la tension d'entrée de l'onduleur côté CC est inférieure à la tension minimale MPPT, l'onduleur continue de fonctionner mais fournit au réseau la puissance correspondante à la tension minimale MPPT. Le fait d'avoir un point de puissance maximum en dehors de la plage de tension MPPT induit une perte de puissance du groupe photovoltaïque. Il faut donc s'assurer que la tension délivrée par le groupe photovoltaïque soit comprise dans la plage de tension MPPT de l'onduleur auquel il est connecté. Si ce n'est pas le cas, il n'y aura aucun dommage à l'onduleur, mais seulement une perte de puissance. La plage de tension MPPT est indiquée sur la fiche technique de l'onduleur. Par exemple, la plage de tension MPPT de l'onduleur SB 4 000 TL de la marque SMA est comprise entre 125 V et 440 V :

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Cette plage de tension MPPT va donc aussi avoir un impact sur le nombre de modules photovoltaïques en série. En effet, on cherchera idéalement à obtenir une tension délivrée par le groupe photovoltaïque comprise dans la plage MPPT, et ce quelque soit la température des modules. Pour calculer le nombre de module en série nécessaires afin que la chaîne photovoltaïque délivre une tension comprise dans la plage de tension MPPT de l'onduleur, on pourra considérer les deux critères suivants : •

•

La tension UMPP délivrée par la chaîne photovoltaïque, à la température minimale du site et sous une irradiation de 1000 W/m², doit être inférieure à la valeur maximale de la plage de tension MPPT de l'onduleur. Cela permet de déterminer le nombre maximum de modules photovoltaïques en série. La tension UMPP délivrée par la chaîne photovoltaïque, à une température des modules de 70 °C et sous une irradiation de 1000 W/m², doit être supérieure à la valeur minimale de la plage de tension MPPT de l'onduleur. Cela permet de déterminer le nombre minimum de modules photovoltaïques en série.

Le nombre minimum et le nombre maximum de modules photovoltaïques en série se calculent par la formule simple suivante :

Avec : • •

E-[X]est la partie entière inférieure du nombre X. Par exemple, E-[10.6]=10. E+[X]est la partie entière supérieure du nombre X. Par exemple, E-[10.6]=11.

•

UMPPT,MIN est la valeur minimale de la tension pour laquelle le tracker (MPPT) fonctionne

•

UMPPT,MAX est la valeur maximale de la tension pour laquelle le tracker (MPPT) fonctionne

•

UMPP est la tension de puissance maximale des modules photovoltaïque

•

Le coefficient k est un coefficient de sécurité imposé par le guide de l’UTE C15-712-1, et qui prend en compte l’élévation de la tension délivrée par les modules lorsque la température des cellules diminue.

•

Le coefficient 0.85 est un coefficient de minoration permettant de calculer la tension MPP à 70 °C.

⇒ Rappel sur le coefficient de sécurité imposé par le guide de l’UTE C15-712-1, et qui prend en compte l’élévation de la tension délivrée par les modules lorsque la température des cellules diminue

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c. Compatibilité en courant Un onduleur est caractérisé par un courant maximal admissible en entrée. Ce courant d'entrée limite correspond au courant maximal que peut supporter l'onduleur côté CC. Lorsque le courant d'entrée de l'onduleur côté CC est supérieur au courant maximal admissible par l'onduleur, celui-ci continue de fonctionner mais fournit au réseau la puissance correspondante à son courant maximal. Le courant maximal d'entrée est indiqué sur la fiche technique de l'onduleur. Par exemple, le courant maximal de l'onduleur SB 4 000 TL de la marque SMA est Imax = 15 A (15 A par tracker car l'onduleur SB 4 000 TL dispose de deux trackers) :

On veillera donc à s'assurer que le courant débité par le groupe photovoltaïque ne dépasse pas la valeur du courant maximal admissible Imax par l'onduleur. Par ailleurs, comme les courants s'ajoutent lorsque les chaînes sont en parallèles, la valeur de Imax va déterminer le nombre maximum de chaînes photovoltaïque en parallèle. Cela dépendra évidemment du courant délivré par une chaine photovoltaïque. Dans le calcul de dimensionnement on considérera que le courant délivré par la chaîne est égale au courant de puissance maximal I MPP des modules photovoltaïques (paragraphe 14.4 du guide de l’UTE C15-712-1) et indiqué sur la fiche technique des modules photovoltaïques. Le nombre maximum de chaînes photovoltaïques en parallèle se calcule par la formule simple suivante :

Avec : • •

E-[X]est la partie entière inférieure du nombre X. Par exemple, E-[10.6]=10. Imax est le courant maximal admissible par l’onduleur

•

IMPP est le courant de puissance maximale des modules

d. Exemple de dimensionnement des onduleurs Appliquons les règles de dimensionnement des onduleurs afin de dimensionner les onduleurs d'une installation photovoltaïque comportant 40 modules photovoltaïques. Les modules photovoltaïques sont les modules SeT230G de la marque SILLIA. Les données importantes de la fiche technique de ces modules photovoltaïques sont les suivantes : • •

La puissance crête d'un module : Pc = 230 Wc La tension à vide : UCO = 37.95 V

•

La tension de puissance maximale : UMPP = 30.45 V

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•

Le courant de court-circuit : Icc = 8.1 A

•

Le courant de puissance maximale : IMPP = 7.55 A

Les onduleurs que nous utiliserons appartiennent à la marque SMA. Nous supposerons par ailleurs que l’installation sera située dans le sud de la France, en plaine où la température minimale est estimé à -10 °C. De ce fait, le coefficient k (coefficient de sécurité imposé par le guide de l’UTE C15-712-1, et qui prend en compte l’élévation de la tension délivrée par les modules lorsque la température des cellules diminue) sera pris égale à : k=1.14. ⇒ Rappel sur le coefficient de sécurité imposé par le guide de l’UTE C15-712-1, et qui prend en compte l’élévation de la tension délivrée par les modules lorsque la température des cellules diminue

Etape 1 : Effectuer un dimensionnement rapide grâce à la puissance de l'installation L'installation est composée de 40 modules d'une puissance crête de 230 Wc, soit une puissance crête totale de 40 × 230 = 9 200 Wc. En explorant la gamme d'onduleurs que propose SMA, on pourrait imaginer qu'un onduleur SMC 9 000 TL peut convenir. On peut aussi remarquer qu'un onduleur SB 4 000 TL et un onduleur SB 5 000 TL peuvent convenir. Explorons cette dernière solution : 1 onduleur SB 4 000 TL et 1 SB 5 000 TL. Nous montrerons par la suite que l’onduleur SMC 9 000 TL n’est pas adapté car il ne respecte pas la compatibilité en tension.

Etape 2 : Calculer le nombre de modules photovoltaïques en série La fiche technique des onduleurs SB 4 000 TL et SB 5 000 TL nous indiquent les éléments suivants : • •

La tension maximale admissible en entrée de l'onduleur est U max = 550 V. La plage de tension MPPT en entrée de l'onduleur est [U MPPT,MIN - UMPPT,MAX] = [125 V 440 V ].

Déterminons le nombre de modules photovoltaïques en série compatible avec la plage de tension MPPT de l'onduleur :

Le calcul est facilement réalisable à la main. D'après le calcul, le nombre de modules en série doit être compris entre 5 et 12. Il reste alors à vérifier qu'avec 12 modules en série, on atteindra jamais la tension maximale admissible en entrée de l'onduleur Umax = 550 V.

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Pour cela, on calcul la tension maximale que peut fournir une chaîne photovoltaïque composé de 12 modules en série. Cette tension maximale est égale à 12 × U co × k = 12 × 37.95 × 1.14 = 519.156 V. Cette tension maximale délivrée par la chaîne photovoltaïque est bien inférieure à la tension maximale admissible en entrée de l'onduleur (U max = 550 V). Par conséquent, une configuration à 12 modules en série est compatible avec la tension maximale admissible de l'onduleur.

Etape 3: Calculer le nombre de chaînes photovoltaïques en parallèle La fiche technique des onduleurs SB 4 000 TL et SB 5 000 TL nous indique que le courant maximale admissible de ces deux onduleurs est Imax= 15 A par trackers (ces onduleurs disposent de deux trackers chacun). Le nombre maximum de chaînes photovoltaïques en parallèle se calcule par la formule simple suivante :

Le calcul est facilement réalisable à la main. D'après le calcul, le nombre de chaînes photovoltaïques, par tracker, doit être égal à 1.

Etape 4 : Vérifier la compatibilité en puissance La fiche technique des onduleurs SB 4 000 TL et SB 5 000 TL nous indiquent les éléments suivants : • •

La puissance maximale admissible de l'onduleur SB 5 000 TL est : Pmax = 5 300 W. La puissance maximale admissible de l'onduleur SB 4 000 TL est : Pmax = 4 200 W.

D'après les calculs lors des étapes précédentes, nous pouvons mettre au maximum une chaîne par tracker. Chaque chaîne sera composée au minimum de 4 modules et au maximum de 12 modules en série. La configuration maximale (1 chaîne de 12 modules, par tracker) permet donc de disposer de 24 modules sur un onduleur. Cela correspond à une puissance installée de 24 × 230 = 5 520 Wc. Cette puissance installée est supérieure à la puissance maximale admissible par les deux onduleurs (Pmax = 5 300 W pour l'onduleur SB 5 000 TL et Pmax = 4 200 W pour l'onduleur 4 000 TL). Nous décidons donc de retirer 1 module sur chaque chaîne des Trackers afin d'obtenir une configuration comprenant 1 chaîne de 11 modules sur chaque tracker. Cette nouvelle configuration présente donc 22 modules, ce qui correspond à une puissance installée de 22 × 230 = 5 060 Wc. Cette puissance installée est compatible avec la puissance maximale admissible en entrée de l'onduleur SB 5 000 TL. Nous utiliserons donc un onduleur SB 5 000 TL raccordé à un groupe photovoltaïque de 22 modules photovoltaïques configuré de la façon suivante : 1 chaîne de 11 modules en série, par tracker. Mais nous avions, au départ, 40 modules photovoltaïques à installer. Il reste donc 18 modules à placer. La puissance crête correspondante est 18 × 230 = 4 140 Wc. Cours sur le photovoltaïque 2011 (Hamdi SLIMENE- STEG/DSSV)

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Cette puissance installée est compatible avec la puissance maximale admissible en entrée de l'onduleur SB 4 000 TL. Nous utiliserons donc un onduleur SB 4 000 TL raccordé à un groupe photovoltaïque de 18 modules photovoltaïques configuré de la façon suivante : 1 chaîne de 9 modules en série, par tracker.

Etape 5 : Réaliser le schéma électrique de l'installation Au final, le schéma électrique de l'installation est le suivant :

Pourquoi l’onduleur SMC 9000 TL n’est pas adapté ? Les caractéristiques électriques de l’onduleur SMC 9000 TL sont récapitulées ci-dessus (extrait de la fiche technique) :

Il est à noter que cet onduleur que cet onduleur ne dispose que d’un seul tracker. Avec cet onduleur, afin de respecter la compatibilité en tension et en courant, les calculs montrent que : • le nombre de modules en série doit idéalement être compris entre 13 et 14 (respect de la plage du MPPT) et ne jamais dépasser 16 (respect de la tension maximale admissible par l’onduleur • le nombre de chaîne en parallèle ne doit pas être supérieur à 3 Compte-tenu de ces contraintes, nous constatons qu’il n’est pas possible de câbler 40 modules. En effet, les 40 modules ne peuvent pas être uniformément répartis sur 3 chaînes. Avec 2 chaînes, il est nécessaire de câbler 20 modules en série, ce qui n’est pas compatible en tension, car le nombre de module en série doit forcément être inférieur à 16. De même, avec une seule chaîne, il est nécessaire de câbler 40 modules en série, ce qui n’est pas non-plus compatible en tension. Cours sur le photovoltaïque 2011 (Hamdi SLIMENE- STEG/DSSV)

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Par conséquent, l’onduleur SMC 9000 TL n’est pas adapté à cette situation. D’autres configurations existent avec d’autres onduleurs de marque différente. Il appartient au concepteur de l’installation de faire son choix.

3. Dimensionnement des câbles CC a. Calcul de la section des câbles CC Le choix de la section des câbles de polarité côté CC s’effectue selon deux critères majeurs : • •

Le courant admissible IZ dans le câble La chute de tension admissible dans le câble

i.

Courant admissible

Le courant admissible IZ des câbles dépend notamment du mode de pose et de la température du conducteur. Courant admissible d’un câble Le courant admissible d’un câble est la valeur maximale de l’intensité du courant pouvant parcourir en permanence ce conducteur sans que sa température soit supérieure à sa température spécifiée. Le guide de l’UTE C15-712-1 dresse un tableau donnant la valeur du courant admissible I Z en fonction de la section du câble, du mode de pose et de la température : Section Un seul câble à Un seul câble Deux câbles adjacents (mm²) l'air libre sur paroi sur paroi 1,5 mm² 27 A 26 A 22 A 2,5 mm² 37 A 35 A 30 A 4 mm² 50 A 47 A 40 A 6 mm² 64 A 61 A 52 A 10 mm² 89 A 85 A 72 A 16 mm² 120 A 114 A 97 A 25 mm² 160 A 152 A 129 A 35 mm² 198 A 188 A 160 A 50 mm² 240 A 228 A 194 A 70 mm² 306 A 290 A 248 A 95 mm² 372 A 351 A 301 A 120 mm² 431 A 407 A 349 A 150 mm² 496 A 467 A 402 A 185 mm² 566 A 532 A 459 A 240 mm² 667 A 626 A 541 A Valeur du courant admissible > Température ambiante de 70°C - Température maximale à l'âme de 120°C

Le tableau ci-dessus indique le courant admissible IZ des câbles photovoltaïques pour une température ambiante de 70°C. Dans le cas où la température ambiante serait différente de 70°C, on applique un facteur de correction : Cours sur le photovoltaïque 2011 (Hamdi SLIMENE- STEG/DSSV)

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Température ambiante (°C) Facteur de correction 60 °C 1,08 70 °C 1 80 °C 0,91 900 °C 0,82 100 °C 0,71 110 °C 0,58 Facteur de correction du courant admissible Afin d’éviter tout phénomène de surchauffe des câbles, il convient de choisir des sections de câbles présentant un courant admissible supérieur au courant maximal d’emploi du circuit électrique. En fonctionnement normal, le courant maximal d’emploi, côté CC, doit être pris égal à 1.25 × I CC. Ainsi, on choisira toujours des sections de câbles dont le courant admissible I Z ≥ 1.25 × ICC. Il va de soi que les courants s’ajoutent en présence de jonctions parallèles de plusieurs chaînes photovoltaïques, ainsi qu’illustré ci-dessous :

La règle IZ ≥ 1.25 × ICC ne peut pas s’appliquer lorsque plusieurs chaînes photovoltaïques sont susceptibles de produire des courants retours. En effet, le tableau ci-dessous récapitule l’intensité du courant retour en fonction du nombre de chaînes en parallèle : NC : Nombre de chaîne en parallèle Valeur maximal du courant retour dans une chaîne (A) NC=1 0A NC=2 1.25 × ICC NC=3 2 × 1.25 × ICC Cours sur le photovoltaïque 2011 (Hamdi SLIMENE- STEG/DSSV)

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NC : Nombre de chaîne en parallèle Valeur maximal du courant retour dans une chaîne (A) NC≥4 (NC – 1) × 1.25 × ICC Ainsi, on se rend compte que le courant susceptible de circuler dans les câbles des chaînes photovoltaïques peut dépasser la valeur normale de 1.25 × ICC, à cause des courants retours. Nous savons que les courants retours endommagent les modules photovoltaïques à partir d’une certaine intensité de l’ordre de 2 × ICC. Des dispositifs de protection de type fusible sont alors installés pour couper le courant de la chaîne lorsque le courant retour devient trop important. Cependant, les câbles des chaînes photovoltaïques doivent quand-même être dimensionnés afin de supporter les courants retours, sans risque d’échauffement. Ainsi, il convient de choisir une section de câble présentant un courant maximal admissible IZ supérieur au courant retour calculé dans le tableau précédent. Le tableau suivant donne la valeur du courant maximal admissible IZ en fonction du nombre de chaînes en parallèles : NC : Nombre de chaîne en parallèle NC=1 NC=2

Valeur maximal du courant retour dans une chaîne (A) 0A 1.25 × ICC

Courant maximal admissible IZ (A)

IZ ≥ 1.25 × ICC IZ ≥ 1.25 × ICC IZ ≥ 2 × 1.25 × ICC ou NC=3 2 × 1.25 × ICC IZ ≥ 1.45 × In (en cas de présence d’un fusible de courant nominal In*) IZ ≥ (NC – 1) × 1.25 × ICC ou NC≥4 (NC – 1) × 1.25 × ICC IZ ≥ 1.45 × In (en cas de présence d’un fusible de courant nominal In*) * En cas de présence d’un fusible de courant nominal In, celui-ci va couper le circuit lorsque le courant retour dépasse la valeur de 1.45 × In. Le courant retour ne dépassera donc jamais 1.45 × In. Le courant maximal admissible IZ peut être pris au moins égale à 1.45 × In (paragraphe 8.1.3 du guide de l’UTE C15-712-1)

ii.

Chute de tension

En théorie, un câble est un conducteur de courant parfait, c'est-à-dire que sa résistance est nulle. En pratique, un câble n'est pas un conducteur parfait: il se comporte comme une résistance.

La résistance d'un câble de cuivre est très faible, mais n'est pas nulle. Celle-ci est proportionnelle à la longueur du câble et inversement proportionnelle à la section du câble. On a l'expression suivante :

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Résistance d'un câble La résistance d’un câble de cuivre est très faible, mais n’est pas nulle. Celle-ci est proportionnelle à la longueur du câble et inversement proportionnelle à la section du câble. On a l’expression suivante : R= ρ×L/S Dans cette formule, L est la longueur du câble (en mètre), S est la section du câble (en m²) et ρ est la résistivité du conducteur. La résistivité du conducteur est une donnée du fabricant et dépend du matériaux : • •

ρ = 1.851 × 10-8 Ωm pour un conducteur en cuivre ρ = 2.941 × 10-8 Ωm pour un conducteur en aluminium

Il est de coutume d’exprimer la résistivité d’un conducteur en Ω.mm²/m. Cette unité permet, lors du calcul des sections de câbles, d’exprimer les longueurs directement en mètre et les sections en mm² : • ρ = 0.01851 Ω.mm²/m pour un conducteur en cuivre • ρ = 0.02941 Ω.mm²/m pour un conducteur en aluminium La résistance du câble, définie ci-dessus, va provoquer une chute de potentiel entre le départ du câble et la fin du câble. En effet : U = VA - VB = R × I. Ainsi, si le cable est un parfait conducteur alors R=0 et U = 0 soit : V A = VB. Mais comme R > 0 pour un câble réel, on a V A > VB, ce qui correspond à une chute de potentiel. On parle communément de chute de tension, mais en réalité il s'agit d'une chute de potentiel (car la tension est une différence de potentiel). Cette chute de tension conduit à une dissipation d'énergie par effet joule (le câble va chauffer). Dans une installation photovoltaïque, cela va induire des pertes de puissances. L'optimisation technicoéconomique d'une installation photovoltaïque conduit donc à réduire au maximum ces chutes de tension. Le guide de l'UTE C15-712 relatif aux installations photovoltaïques indiquent que la chute de tension dans la partie DC devra être inférieure à 3%, idéalement 1%. Cela signifie :

Formule de la section des câbles Notons ε la chute de tension admissible tolérée par l'UTE C15-712. Par définition : Cours sur le photovoltaïque 2011 (Hamdi SLIMENE- STEG/DSSV)

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Donc :

Dans la pratique, la longeur des câbles est connue. Dès lors, on calcule la section de ces câbles sous la contrainte d'une chute de tension maximale de 3 %. Ainsi, la section des câbles se calcule par la formule suivante :

Avec :

•

ρ : Résistivité du matériau conducteur (cuivre ou aluminium) en service normal. Conformément au guide de l’UTE C15-712-1, ρ=1.25×ρ0 où ρ0 est la résistivité du conducteur à 20°C. On exprimera la résistivité en Ω.mm²/m. L : Longueur du câble (m)

•

S : Section du câble (mm²)

•

I : Courant circulant dans le câble (A)

•

ε : chute de tension, ε = 0.03

•

VA : Tension à l’origine du câble (V)

•

iii.

Exemple de calcul des sections de câbles CC

Soit le schéma électrique d’une installation photovoltaïque suivant :

L’objectif de cet exemple est de calculer la section adaptée des câbles CC. Les hypothèses sont les suivantes : • Les modules utilisés présentent les propriétés électriques suivantes : Cours sur le photovoltaïque 2011 (Hamdi SLIMENE- STEG/DSSV)

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o

UMPP=25.6 V

o

IMPP=9.18 A

o

ICC=10.5 A

•

Le champ photovoltaïque est constitué de 2 chaînes de 16 modules en série, soit un total de 32 modules. La jonction de ces deux chaînes est effectuée dans une boîte de jonction.

•

Les câbles utilisés sont en cuivre : ρ = 0.02314 Ω.mm²/m

•

La longueur des câbles est donnée ci-après : o

L1=28 m

o

L2=33 m

o

L3=52 m

o

L4=1 m

La méthodologie consiste à calculer la section des câbles pour chaque portion de la partie CC. Dans notre exemple, on distingue 3 portions :

Portion

Courant IMPP (A)

Tension UMPP (V)

Portion A 1 × IMPP = 9.18 A 16 × UMPP = 409.6 V Portion B 1 × IMPP = 9.18 A 16 × UMPP = 409.6 V Portion C 2 × IMPP = 18.36 A 16 × UMPP = 409.6 V

Longueur totale des câbles (m) 2 × L1 = 56 m 2 × L2 = 66 m 2×L3 + 2×L4 = 92 m

Section calculée (chute de tension ε=0.03)

S=0.97 mm² S=1.14 mm² S=3.66 mm²

Quelles longueurs de câbles faut-il considérées ? Les longueurs de câbles à considérer, dans le calcul de la chute de tension, sont toutes les longueurs de câbles, entre deux points du circuit, sauf les câbles propres des modules. En effet, la chute de tension dans les câbles des modules est déjà prise en compte dans les propriétés électriques des modules.

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A partir des sections calculées, il convient ensuite de choisir la section commerciale supérieure et calculer la chute de tension associée à cette section commerciale : Chute de tension ε Portion

Section calculée (chute de tension ε=0.03)

Section proposée (mm²)

Portion A Portion B Portion C

S=0.97 mm² S=1.14 mm² S=3.66 mm²

S1=4 mm² S2=4 mm² S3=4 mm²

ε1 = 0.0073 = 0.73 % ε2 = 0.0085 = 0.86 % ε3 = 0.027 = 2.7 %

Nous venons, dans le tableau ci-dessus, de calculer la chute de tension sur chacune des portions du circuit électrique de la partie CC. Pour calculer la chute de tension sur l’ensemble du circuit côté CC, il convient, lorsque deux chaînes sont en parallèle, de considérer la chute de tension la plus défavorable, et de l’ajouter à la chute de tension dans la chaîne principale. Ainsi, dans notre exemple, la chute de tension totale côté CC vaut :

ε=ε2+ε3 ε=3.56 % On constate ici que la chute de tension totale est supérieure à 3%, ce qui est non-conforme au guide de l’UTE C15-712-1. Dans ce cas, il convient d’augmenter la section dans la portion C. Nous choisissons une section S3 de 6 mm² au lieu de 4 mm². Avec cette section, la chute de tension dans la portion C vaut :

ε3 = 0.018 = 1.8 %. Nous calculons à nouveau la chute de tension totale :

ε=ε2+ε3 ε=2.66 % Cette fois, la chute de tension totale côté CC est bien inférieure à 3%. Il est important de vérifier que le courant admissible IZ des câbles est bien supérieur à 1.25×ICC. Pour connaître le courant admissible IZ des câbles, nous supposerons que :

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•

La température ambiante est de 80°C dans les portions A et B (portions située sous les modules ? fortes températures) La température ambiante est de 60 °C dans la portion C

•

Les câbles sont tous posés de façon adjacente sur la paroi

•

La valeur du courant admissible des câbles se trouve grâce aux tableaux suivants :

Nous récapitulons les données dans le tableau ci-dessous : Section des câbles (mm²) Portion A 4 mm² Portion B 4 mm² Portion C 6 mm² Portion

Courant admissible IZ dans les câbles (A) 36 A 36 A 56 A

Courant d’emploi maximal (A) IZ ≥ 1.25×ICC 1.25×ICC ? 1.25×10.5 = 13.125 A OUI 1.25×10.5 = 13.125 A OUI 1.25×2×10.5 = 26.25 A OUI

Nous constatons donc que dans chacune des portions, le courant admissible IZ est bien supérieur au courant d’emploi maximal préconisé : IZ ≥ 1.25×ICC.

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b. Conditions de fonctionnement des câbles photovoltaïques CC Les câbles de la partie CC d’une installation photovoltaïque doivent respectés plusieurs contraintes règlementaires récapitulés dans le guide de l’UTE C32-502. Il est à noter que les câbles de la partie CC sont des câbles spécifiques soumis à des conditions de fonctionnement particulières. Ces câbles doivent être conçus pour fonctionner avec des températures ambiantes comprises entre -35 °C et +70°C. Ainsi, il est prévu que : • •

La température maximale admissible sur l’âme en régime permanent est de 90°C. La température maximale admissible sur l’âme en régime de surcharge est de 120°C.

4. Les fusibles CC Dans une installation photovoltaïque, les fusibles ont pour rôle de protéger les modules photovoltaïques contre les risques de surintensité. Côté CC, des surintensités apparaissent sous la forme de courant retour. Lorsqu’ils sont trop importants, les courants retours peuvent endommager les modules photovoltaïques. De façon générale, les modules photovoltaïques peuvent supporter un courant retour maximal égal à 2×Icc, mais cela dépend de chaque fabricant. Nous constatons par ailleurs que peu de fabricant de module indique la valeur du courant retour admissible sur leur fiche technique. Il revient au concepteur de vérifier le courant retour maximal que peut supporter le module photovoltaïque qu’il compte installer, car celui-là n’est pas forcément égal à 2×Icc. Courant retour maximal Le courant retour maximal correspond à la valeur du courant retour à partir de laquelle le module peut être endommagé. Il convient de s’assurer, grâce à un dispositif de protection Cours sur le photovoltaïque 2011 (Hamdi SLIMENE- STEG/DSSV)

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de type fusible, que le courant retour ne dépassera jamais cette valeur. On notera IRM le courant retour maximal. Par exemple, le fabricant de module Kyocera indique sur ses fiches techniques le courant retour maximal que peut supporter ces modules :

A la lecture de cette fiche technique, nous constatons que le courant de court-circuit et le courant retour maximal du module valent respectivement I cc = 8.37 A et IRM = 15 A. Dans ce cas, le courant retour maximal est égal à IRM = 1.79×Icc. Afin de protéger les modules contre les courants retours, il existe plusieurs solutions :

•

Installer des diodes au niveau de chaque chaînes afin d’empêcher le courant de circuler en sens inverse : Ces diodes sont appelées des diodes de découplage. Ce procédé coûte cher et induit des chutes de tension singulières au niveau des diodes. Installer des disjoncteurs.

•

Installer des fusibles avec un calibre adapté.

•

a. Présence des fusibles CC En situation de fonctionnement normal, le fusible doit assurer le rôle de conduction. Lors de l'apparition d'un défaut électrique (courant anormalement élevé par rapport au courant nominal de conduction), le fusible assure alors le rôle de coupure : le fusible, qui se présente sous la forme d'un ruban ou d'un fil métallique, fond puis se vaporise en raison de l'apport d'énergie par le défaut électrique qu'il doit interrompre.

Les fusibles n’empêchent pas les courants retours mais fondent dès qu’ils dépassent la Cours sur le photovoltaïque 2011 (Hamdi SLIMENE- STEG/DSSV)

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valeur limite IRM, empêchant ainsi la détérioration des modules. Cette solution est beaucoup moins onéreuse que les diodes. Elle est ainsi préférée par les concepteurs d’installations photovoltaïques. C’est la valeur du courant retour maximal des modules IRM qui justifie la présence ou non des fusibles. Lorsque l’intensité du courant retour est susceptible de dépasser IRM, il est nécessaire d’installer des fusibles. NC : Nombre de chaîne en Valeur maximal du courant retour dans parallèle une chaîne (A) NC NC NC NC

= = = ≥

1 2 3 4

0 1.25 × ICC 2 × 1.25 × ICC (NC – 1) × 1.25 × ICC

Reprenons la fiche technique suivante du module de marque Kyocera :

Nous lisons : • •

ICC=8.37 A IRM=15 A

Pour ce module, la présence de fusible est récapitulée dans le tableau ci-dessous :

NC : Nombre de chaîne en parallèle NC = 1 NC = 2 NC = 3 NC ≥ 4

Valeur maximal du courant retour dans une chaîne (A) 0 1.25 × ICC = 10.4625 A 2 × 1.25 × ICC = 20.925 A (NC – 1) × 1.25 × ICC

Présence de fusible obligatoire ? NON NON OUI OUI

Nous remarquons qu’à partir de trois chaînes en parallèle, le courant retour est susceptible de dépasser la Cours sur le photovoltaïque 2011 (Hamdi SLIMENE- STEG/DSSV)

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valeur du courant IRM. Il est donc nécessaire d’installer des fusibles à partir de 3 chaînes en parallèle, avec ce type de module.

b. Emplacement des fusibles Lorsque la présence de fusible est justifiée, ceux-ci s’installent sur chacune des polarités de chacune des chaînes photovoltaïques ainsi qu’illustré sur le schéma ci-dessous :

La photo ci-dessous représente une boite de jonction. On remarque la présence de portefusible pouvant contenir des cartouches fusible :

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c. Calibrage des fusibles Pour qu’un fusible assure la protection contre les surintensités produites par les courants retours, il convient de (re)définir trois types de courant : • •

IB : Le courant maximal d’emploi dans les conducteurs IN : Le courant assigné du fusible ou courant nominal du fusible

•

IRM : Le courant retour maximal que peut supporter un module sans être endommagé

Deux conditions nécessaires sont à respecter pour qu’un fusible assure la protection contre les surintensités produites par les courants retours : • IB ≤ I N • IN ≤ IRM

Dans le cadre de la protection contre les surintensités produites par les courants retours, le guide de l’UTE C15-712-1 (paragraphe 8.1.2) préconise une valeur du courant d’emploi IB=1.4 × ICC. Pour les applications photovoltaïques, il est prévu, par ailleurs, des fusibles dit « à fusion rapide ».

5. Protection contre les surtensions Une protection systématique contre les surtensions est recommandée pour tout type d'installation électrique (dont photovoltaïque), comme en témoignent de nombreuses destructions ou pannes récurrentes inexpliquées de matériels d'exploitation.

a. Règles de câblage des modules photovoltaïques i.

Origine des surtensions

La foudre est un courant électrique de haute fréquence (temps très courts) et de très forte intensité.

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Les effets indirectes de la foudre sont nombreux : effets thermiques, effets dus aux différences de potentiels, effets électromagnétiques, effets électrodynamiques, effets électrochimiques, effets acoustiques, effets lumineux. Le courant électrique de la foudre atteint 50 kA. Ce fort courant électrique de la foudre est déchargé en un temps très court de l'ordre de 100 kA/µs. Cela signifie que le courant de la foudre de 50 kA est déchargé au sol en une demi micro seconde (10-6 seconde). La courbe suivante est une illustration du courant électrique de la foudre :

Ce courant électrique va induire un champ magnétique autour du point d'impact de la foudre. Ce champ magnétique sera tout aussi bref et intense que la courant électrique. L'intensité du champ magnétique sera d'autant plus faible qu'on s'éloigne du point d'impact.

Le graphe ci-dessous illustre la profil du champ magnétique créé par la foudre :

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Compte-tenu des 3 courbes ci-dessus, on constate que la valeur du champ magnétique atteint une valeur normale à une centaine de mètres du point d'impact (le champ magnétique normal à la surface de la Terre est de 50 µT). Par conséquent, dans ce rayon de 100 mètres autour du point d'impact de la foudre, le champ magnétique est anormalement élevé. Lorsque ce champ magnétique rencontre un circuit électrique, l'induction propre du circuit électrique va transformer le champ magnétique en courant électrique. Ce courant électrique n'est pas dangereux pour le circuit électrique car il est proportionnel au champ magnétique, et par conséquent son intensité est faible. Ce qui est dangereux pour le circuit, c'est la tension induite aux bornes du circuit électrique. En effet, celle-ci est proportionnelle à la variation du champ magnétique. En première approximation, on peut se servir des relations suivantes : Le courant et la tension induits dans le ciruit se calcule en première approximation par les relations suivantes :

B(t) : Champ magnétique S : Surface de la boucle d'induction du circuit électrique L : Inductance propre du circuit électrique Comme la valeur du champ magnétique B(t) est faible (∼ 300 µT pour un point d'impact à 10 mètres → voir graphe ci-dessus), le courant induit i(t) dans le circuit reste faible. Par contre, la tension induite u(t) est proportionnelle à la variation du champ magnétique, ce qui implique de très fortes tensions induites, vue que la variation du champ magnétique est très brutale. Ces surtensions sont destructrices pour les modules photovoltaïques ainsi que pour l'onduleur et les autres matériels électriques présents.

ii.

Effet de la surface des boucles

Les deux relations précédentes (Voir chapitre "Origine des surtensions) montrent que la surface de la boucle d'induction du circuit électrique joue un rôle important. Il s’agit, par ailleurs du seul paramètre sur lequel on peut vraiment agir pour limiter les surtensions induites par l’effet indirect de la foudre. Dans la pratique, on essaiera toujours de minimiser cette surface en mettant en place un câblage adapté, par la mise notamment de rallonge anti-induction :

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Sur l'illustration ci-dessous, la surface de la boucle S 2 est plus petite que la surface de la boucle S1. Cela a pour effet immédiat de limiter la surtension induite dans le circuit.

Exemple de surtension avec une surface de boucle de 20 m² :

Exemple de surtension avec une surface de boucle de 2 m² :

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On constate évidemment que la surtension induite est d'autant moins importante que la surface de la boucle d'induction du circuit électrique est faible. Dans le deuxième exemple ci-dessus (S = 2 m²), on atteint des surtensions correctes (∼ 500 V) pour des coup de foudre dont l'impact est situé à plus de 50 mètres. Evidemment, plus le point d'impact est proche, plus il est difficile d'atténuer la surtension. On privilégiera, en ce sens, un câblage des polarités jointif, qui minimise au maximum la surface de boucle du circuit électrique. Une protection parafoudre peut s’avérer nécessaire.

b. Les parafoudres CC Dans une installation photovoltaïque, les parafoudres ont pour rôle de protéger les modules photovoltaïques et les onduleurs contre les risques de surtensions induites dans le circuit de la partie continue.

i.

Evaluation du risque foudre

La présence ou non de parafoudre côté CC dépend du risque d’exposition à la foudre de l’installation. Ce risque s’évalue notamment grâce à la densité de foudroiement du lieu considéré. Densité de foudroiement La densité de foudroiement, noté Ng, définit le nombre d’impact de foudre par an et par km², dans une région. La densité de foudroiement ne doit pas être confondue avec le niveau kéraunique (noté N k) et qui définit le nombre de jour d’orage par an dans une région. La densité de foudroiement et le niveau kéraunique sont des données expérimentales. On admet que ces deux grandeurs sont liées par la relation suivante : N g = Nk/10. Le guide de l’UTE C15-712-1 donne le niveau kéraunique N k en France :

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La densité de foudroiement Ng se calcule alors simplement par la relation N g = Nk/10.

ii.

Présence de parafoudre CC

Côté CC, la présence de parafoudre se justifie grâce à trois paramètres : • •

La densité de foudroiement Ng La longueur des câbles CC

•

L’usage du bâtiment sur lequel sont implantés les modules photovoltaïque

Le tableau suivant donne les conditions d’installation des parafoudres côté CC : Locaux d’habitation Centrale de production Bâtiment tertiaires, individuelle au sol industriels ou agricoles Lcritique 115/Ng 200/Ng 450/Ng (m) L≥ Parafoudre(s) Parafoudre(s) Parafoudre(s) obligatoire Lcritique obligatoire côté CC obligatoire côté CC côté CC L≤ Parafoudre(s) nonParafoudre(s) nonParafoudre(s) nonLcritique obligatoire côté CC obligatoire côté CC obligatoire côté CC La longueur L est la somme de toutes les distances de câbles séparant : • •

D’une part : le champ photovoltaïque et la boîte de jonction D’autre part : la boîte de jonction et l’onduleur

Les points de départ et d’arrivé permettant de mesurer la longueur L sont illustrés cidessous : Cours sur le photovoltaïque 2011 (Hamdi SLIMENE- STEG/DSSV)

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Dans l’exemple ci-dessus, L= (L1 + L2) + (L3 + L4). On ajoute les longueurs L1 et L2 uniquement si les chemins empruntés sont différents. Si les câbles des deux chaînes empruntent le même chemin, la longueur L à considérer est : L=L1+ (L3 + L4).

iii.

Emplacement des parafoudres

Conformément au paragraphe 13.3.2 du guide de l’UTE C15-712-1, « lorsqu’un parafoudre est prescrit pour la partie CC d’une installation photovoltaïque, il est toujours installé dans le tableau situé le plus proche de l’onduleur ». Par ailleurs, « lorsque l’une des chaînes est située à plus de 10 mètres de l’onduleur, un second parafoudre est recommandé à proximité des chaînes ».

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6. Coupure et sectionnement ≥ Dans une installation photovoltaïque, il est indispensable de pouvoir couper le courant, afin d'effectuer par exemple des opérations de maintenance.

a. Définitions Les définitions suivantes sont essentielles pour la compréhension de la coupure et du sectionnement de la partie continue d'une installation photovoltaïque : •

Sectionnement Séparation mécanique entre deux parties d'un ciruit électrique.

•

Coupure Interruption du courant (i=0 A) circulant dans un circuit électrique.

•

Interrupteur Appareil mécanique de connexion capable : o

o

d'établir, de supporter et d'interrompre des courants dans les conditions normales du circuit, y compris éventuellement les conditions spécifiées de surcharge de service, de supporter pendant une durée spécifiée des courants dans des conditions anormales du circuit telles que celles du court-circuit (un interrupteur peut être capable d'établir des courants de court-circuit mais n'est pas capable de les couper).

Symbole normalisé de l'interrupteur

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•

Sectionneur Appareil mécanique de connexion qui satisfait, en position d'ouverture, aux prescriptions spécifiées pour la fonction de sectionnement (voir la définition de la fonction de sectionnement). Il est capable de supporter des courants dans des conditions normales du circuit, et des courants pendant une durée spécifiée dans des conditions anormales (définition plus courante du sectionneur : appareil n'ayant pas de pouvoir de fermeture et de coupure en charge). Symbole normalisé du sectionneur :

Fonction de sectionnement La vérification suivant la norme NF EN 60947-3 de l'aptitude au sectionnement est réalisée par 3 essais : 1. L'essai diélectrique va définit une résistance à l'amorçage caractérisant la

distance d'ouverture des contacts dans l'air. 2. La mesure des courants de fuite va définir une résistance d'isolement en position ouverte caractérisée en partie par les lignes de fuite.

3. Le contrôle de la robustesse du mécanisme de l'organe de commande et de

l'indicateur de position a pour objectif de valider la fiabilité mécanique des indications en position

2

Interrupteur-sectionneur Interrupteur qui, dans sa position d'ouverture, satisfait aux conditions d'isolement spécifique pour un sectionneur. Symbole normalisé de l'interrupteur-sectionneur :

3

Interrupteur-sectionneur à fusibles Interrupteur-sectionneur dans lequel un ou plusieurs pôles comportent un fusible en série dans un appareil combiné. Symbole normalisé de l'interrupteur-sectionneur à fusible :

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b. Emplacement des dispositifs de coupure et sectionnement Le paragraphe 12 du guide de l’UTE C15-712 prévoit la présence des dispositifs de coupure et de sectionnement côté CC. Il est prévu la présence d’un dispositif de sectionnement pour chaque onduleur. Conformément à l’UTE C15-712-1 : « Chaque alimentation d’onduleur doit pouvoir être coupée. Dans le cas d’onduleurs à entrées multiples, il est admis d’assurer la coupure d’urgence par des dispositifs à commande séparées. » Par ailleurs, afin d’assurer la sécurité en cas d’intervention, les boîtes de jonction situées directement en aval du champ photovoltaïque doivent présenter des connecteurs en entrées. Il est coutume d’utiliser des interrupteurs-sectionneurs permettant d’assurer à la fois la fonction de coupure en charge et la fonction de sectionnement. Ces derniers sont prévus dans les installations domestiques.

c. Coupure et sectionnement > Calibrage Les dispositifs de coupure et de sectionnement côté CC doivent être omnipolaires, c’est-àdire qu’ils doivent couper ou sectionner toutes les polarités du circuit, simultanément ou non.

i.

Calibrage en courant des dispositifs de coupure et sectionnement

Le courant assigné d’emploi des dispositifs de coupure et de sectionnement doit être au moins égale à 1.25×ICC.

ii.

Calibrage en tension des dispositifs de coupure et sectionnement

La tension assignée d’emploi Ue des dispositifs de coupure et de sectionnement doit être supérieure ou égale à la tension à vide UCO du circuit majorée par un coefficient multiplicateur k prenant en compte l’effet de la température :

Température ambiante minimale (°C) Coefficient multiplicateur k Entre 24°C et 20°C 1.02 Entre 19°C et 15°C 1.04 Entre 14°C et 10°C 1.06 Entre 9°C et 5°C 1.08 Entre 4°C et 0°C 1.10 Entre -1°C et -5°C 1.12 Entre -6°C et -10°C 1.14 Entre -11°C et -15°C 1.16 Entre -16°C et -20°C 1.18 Entre -21°C et -25°C 1.20 Entre -26°C et -30°C 1.21 Cours sur le photovoltaïque 2011 (Hamdi SLIMENE- STEG/DSSV)

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Température ambiante minimale (°C) Coefficient multiplicateur k Entre -31°C et -35°C 1.23 Entre -36°C et -40°C 1.25

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PARTIE VI - DIMENSIONNEMENT DE LA PARTIE ALERNATIVE La partie alternative d’une l'installation photovoltaïque raccordée au réseau doit être considérée comme un circuit spécifique de la distribution interne et doit répondre aux spécifications de la NF C15-100. Pour sa capacité à alimenter un défaut par un courant beaucoup plus important que ne peut le faire l'onduleur, le réseau est considéré comme une source et le générateur photovoltaïque comme une charge (malgré qu’une installation photovoltaïque de produise de l’énergie). Ainsi, la conception et le dimensionnement de la partie CA se fera de la même manière que tout type d'installation électrique classique conforme à la NF C15-100. Du fait que le réseau est vu comme la source et l’onduleur comme la charge, il est important de garder à l’esprit les deux points suivants : • •

L’onduleur est considéré comme étant en « aval » Le réseau est considéré comme étant en « amont »

Quelques détails sont néanmoins à prendre en compte selon le type de raccordement et la puissance injectée. Enfin, la norme NF C 14-100 définit les règles d’installation pour les branchements en basse tension raccordés à un réseau de distribution publique. 1. Schémas électriques o Puissance inférieure à 3 kW o

o

Puissance comprise entre 3 kW et 36 kW 

Raccordement monophasé



Raccordement triphasé 

Onduleur monophasé > Raccordement monophasé



Onduleur triphasé > Raccordement monophasé

Puissance comprise entre 36 kW et 250 kW 

Onduleur monophasé > Raccordement triphasé



Onduleur triphasé > Raccordement triphasé

2. Calibrage des équipements électriques o

o

Le disjoncteur 

Protection contre les surintensités



Protection contre les courants de court-circuit

Le dispositif différentiel 

Protection contre les contacts indirects



Emplacement des dispositifs différentiels



Protection contre les contacts directs

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o

Le parafoudre 

Définitions



Choix des parafoudres



Emplacement des parafoudres

3. Sections des câbles o

Sections des conducteurs de phases 

Courant admissible



Chute de tension



Exemple de calcul en monophasé



Exemple de calcul en triphasé

o

Sections du conducteur de neutre

o

Sections des conducteurs de terre PE

1. Schémas électriques de la partie alternative Nous donnons ci-après le schéma électrique global de la partie CA d’une installation photovoltaïque raccordée au réseau.

a. Puissance inférieure à 3 kW Les installations de puissance inférieure à 3 kW sont destinées aux particuliers, car cette limite de puissance permet de bénéficier d’un crédit d’impôt de 25% sur le matériel, d’un taux de TVA à 5.5% (au lieu de 19.6%). Ces installations sont généralement constituées d’un seul onduleur monophasé. Le schéma électrique de la partie CA est donné ci-après :

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On remarquera que le disjoncteur différentiel en amont du coffret CA s’appelle aussi l’Appareil Général de Commande et de Protection (AGCP).

b. Puissance comprise entre 3 kW et 36 kW Les installations photovoltaïques dont la puissance injectée au réseau est comprise entre 3 kW et 36 kW disposent généralement de plusieurs onduleurs, qui peuvent être soit monophasé, soit triphasé. On distinguera les 2 cas suivants : • •

Puissance injectée inférieure à 18 kW : le raccordement au réseau électrique peut se faire aussi bien en monophasé qu’en triphasé Puissance injectée supérieure à 18 kW : le raccordement au réseau électrique ne peut se faire qu’en triphasé.

i.

Raccordement monophasé

Lorsque le raccordement au réseau s’effectue en monophasé, les onduleurs disposent forcément d’une sortie en monophasé. Chacune des sorties des onduleurs sont mises en parallèles dans le coffret CA. En sortie du coffret CA, on disposera donc d’un câble de phase et d’un câble de neutre. Le schéma électrique de la partie CA est donné ci-après :

ii.

Raccordement triphasé (puissance inférieure à 36 kW)

Lorsque le raccordement au réseau s’effectue en triphasé, il n’y a pas de contrainte concernant le type de sortie des onduleurs : celle-ci peut se faire en monophasé ou en triphasé. Cours sur le photovoltaïque 2011 (Hamdi SLIMENE- STEG/DSSV)

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 Onduleur monophasé > Raccordement monophasé Dans le cas des onduleurs monophasé, chacune des phases des onduleurs se connecte à une des phases du réseau triphasé :

Lors de la conception de l’installation, on prendra soin d’équilibrer au mieux la puissance injectée sur chacune des phases du réseau, sachant qu’un déséquilibre de 5 kW ne peut être considéré comme préjudiciable du point de vue du réseau. Il incombe à ERDF d’accepter ou de refuser un déséquilibrage supérieur.

Equilibrage automatique des phases Dans certains pays où la loi impose un déséquilibrage maximum des phases, les onduleurs peuvent être reliés entre eux par un dispositif du type « SMA Power Balancer » qui gère automatiquement la répartition des puissances de chaque onduleur sur chacune des phases, et qui garantit un équilibrage conforme à la norme local.

 Onduleur triphasé > Raccordement monophasé Dans le cas où les onduleurs présentent une sortie en triphasé, il n’y a, à priori, plus de problème d’équilibrage des phases. En effet, chacune des trois phases de chaque onduleur se connecte à une phase du réseau triphasé d’ERDF. Equilibrage des onduleurs triphasés Il est à noter que tous les onduleurs triphasés n’équilibrent pas forcément leurs phases. En effet, il existe des onduleurs triphasés multitracker dont chaque tracker est associé à une des trois phases, de façon indépendante.

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c. Puissance comprise entre 36 kW et 250 kW Lorsque la puissance injectée au réseau dépasse 36 kW, on parle de raccordement en tarif jaune. Un branchement en tarif jaune est aussi appelé branchement à puissance surveillée car les éventuels dépassements de puissance sont enregistrés par un compteur électronique, sans coupure de l’alimentation. Dans ce cas des pénalités de facturation sont transmises au client mais l’installation continue à fonctionner normalement. D’un point de vue électrique, les installations en tarif jaune voient la présence d’un sectionneur en amont de l’AGCP, qu’on appelle communément l’ASCV (Appareil de Sectionnement à Coupure Visible).

i.

Onduleur monophasé > Raccordement triphasé

Dans le cas des onduleurs monophasé, chacune des phases des onduleurs se connecte à une des phases du réseau triphasé :

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ii.

Onduleur triphasé > Raccordement triphasé

Dans le cas où les onduleurs présentent une sortie en triphasé, il n’y a, à priori, plus de problème d’équilibrage des phases. En effet, chacune des trois phases de chaque onduleur se connecte à une phase du réseau triphasé d’ERDF.

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2. Calibrage des équipements électriques a. Le disjoncteur Dans une installation électrique, des courants anormalement élevés peuvent apparaître. Afin de s’en prémunir, il est préférable de mettre en place un dispositif permettant de couper l’installation le cas échéant. C’est le rôle des disjoncteurs. L’apparition d’un courant anormalement élevé peut être de deux types : surcharge et court-circuit. Technologie des disjoncteurs Deux technologies de disjoncteurs existent : • Les disjoncteurs thermiques : Ils protègent contre les surcharges prolongées qui provoquent un échauffement. Il n’est pas efficace contre les surintensités brèves. • Les disjoncteurs magnétiques : Ils protègent contre les surintensités brèves avec une grande précision, qui peut être contrôlée. Un disjoncteur magnétothermique est un disjoncteur regroupant les aptitudes d’un disjoncteur thermique et d’un disjoncteur magnétique. Il existe d’autres technologies de disjoncteurs telles que les disjoncteurs hydrauliques. Côté CA d’une installation photovoltaïque, un disjoncteur magnétothermique en amont de chaque onduleur doit être mis-en place.

i.

Protection contre les surintensités

Conformément à l’article 433 de la NF C15-100, « des dispositifs de protection doivent être prévus pour interrompre tout courant de surcharge dans les conducteurs du circuit avant qu’il ne puisse provoquer un échauffement nuisible à l’isolation, aux connexions, aux extrémités ou à l’environnement des canalisations ». Pour qu’un disjoncteur assure la protection contre les surcharges, il convient de définir trois types de courant : • •

IB : Le courant maximal d’emploi dans les conducteurs IN : Le courant assigné du disjoncteur ou courant nominal du disjoncteur

•

IZ : Le courant maximal admissible dans les conducteurs

Deux conditions sont à respecter pour qu’un disjoncteur assure la protection contre les surcharges : • IB < I N • IN < I Z

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Conformément au paragraphe 8.2.2 de l’UTE C15-712, le courant d’emploi à prendre en compte est le courant maximal de l’onduleur : IB=Imax onduleur. Ce courant maximal est donné par le fabricant de l’onduleur, généralement sur le fiche technique (voir chapitre III sur les onduleurs).Quant au courant admissible dans les conducteurs, celui-ci est également indiqué par le fabricant de câbles. Une attention particulière devra être portée concernant les conditions d’exploitation des disjoncteurs, et notamment la température de fonctionnement. En effet, le courant assigné du disjoncteur indiqué sur les fiches techniques est indiqué pour une température de 30°C. Pour des températures plus élevés, le courant assigné du disjoncteur diminue de telle sorte qu’il est nécessaire de sur dimensionner le calibre du disjoncteur afin d’éviter des coupures intempestives. Le tableau ci-dessous donne l’évolution du courant assigné d’un disjoncteur en fonction de la température ambiante :

0,16 0,25 0,75 1 1,5 1,6 2 2,5 3 Courant assigné 3,5 4 du disjoncteur indiqué sur la 5 fiche technique 6 (A) 8 10 12 16 20 25 32 40 50 63

-25 °C 0,2 0,31 0,92 1,2 1,8 2 2,4 3,1 3,7 4,3 4,9 6,1 7,3 9,8 12 15 20 24 31 39 49 61 77

-20 °C 0,19 0,3 0,9 1,2 1,8 1,9 2,4 3 3,6 4,2 4,8 6 7,2 9,6 12 14 19 24 30 38 48 60 76

-10 °C 0,19 0,29 0,87 1,2 1,7 1,9 2,3 2,9 3,5 4,1 4,7 5,8 7 9,3 12 14 19 23 29 37 47 58 73

0 °C 0,18 0,28 0,84 1,1 1,7 1,8 2,2 2,8 3,4 3,9 4,5 5,6 6,7 9 11 13 18 22 28 36 45 56 71

Température ambiante (°C) 10 20 30 35 40 °C °C °C °C °C 0,17 0,17 0,16 0,16 0,16 0,27 0,26 0,25 0,25 0,24 0,81 0,78 0,75 0,74 0,73 1,1 1 1 0,99 0,97 1,6 1,6 1,5 1,5 1,5 1,7 1,7 1,6 1,6 1,5 2,2 2,1 2 2 1,9 2,7 2,6 2,5 2,5 2,4 3,3 3,1 3 3 2,9 3,8 3,7 3,5 3,4 3,4 4,3 4,2 4 3,9 3,9 5,4 5,2 5 4,9 4,8 6,5 6,3 6 5,9 5,8 8,7 8,4 8 7,9 7,7 11 10 10 9,9 9,7 13 13 12 12 12 17 17 16 16 15 22 21 20 20 19 27 26 25 25 24 35 33 32 32 31 43 42 40 39 39 54 52 50 49 48 68 66 63 62 61

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45 °C 0,15 0,24 0,71 0,95 1,4 0,5 1,9 2,4 2,8 3,3 3,8 4,7 5,7 7,6 9,5 11 15 19 24 30 38 47 60

50 °C 0,15 0,23 0,69 0,93 1,4 1,5 1,9 2,3 2,8 3,2 3,7 4,6 5,6 7,4 9,3 11 15 19 23 30 37 46 58

55 °C 0,14 0,23 0,68 0,9 1,4 1,4 1,8 2,3 2,7 3,2 3,6 4,5 5,4 7,2 9 11 14 18 23 29 36 45 57

60 °C 0,14 0,22 0,66 0,89 1,3 1,4 1,8 2,2 2,7 3,1 3,5 4,4 5,3 7,1 8,9 11 14 18 22 28 35 44 56

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L’élévation en température peut aussi provenir de la juxtaposition des disjoncteurs entre eux, empêchant une évacuation de la chaleur, et donc un échauffement des disjoncteurs. Il est donc conseillé d’appliquer des coefficients correctifs sur le courant assigné IN du disjoncteur. Les coefficients correctifs dépendent de chaque fabricant de disjoncteur. On pourra néanmoins utiliser le tableau suivant : Nombre de disjoncteurs juxtaposés De 1 à 3 De 4 à 6 De 7 à 9 Plus de 10

ii.

Coefficient correctif 1 0.8 0.7 0.6

Courant assigné du disjoncteur après correction 1×IN 0.8×IN 0.7×IN 0.6×IN

Protection contre les courants de court-circuit

Un courant de court-circuit est un courant provoqué par un contact caractérisé par une impédance négligeable entre deux points d’un circuit électrique présentant normalement une différence de potentiel. ⇒ Rappel sur l'apparition des courants de court-circuit

Comment apparaissent les courants de court-circuit ? Un courant de court-circuit est un courant provoqué par un contact caractérisé par une impédance négligeable entre deux points d’un circuit électrique présentant normalement une différence de potentiel. Dans un circuit présentant un générateur de tension, celui-ci impose une tension. Le réseau électrique Français est un générateur de tension qui impose une tension efficace de 230 V. Le courant circulant dans le circuit électrique raccordé au réseau est fonction de la charge. Ainsi, dans le cas où un onduleur est raccordé au réseau, le courant dépend de l’onduleur :

Supposons à présent que les deux polarités entrent en contact, pour une raison indéterminée. D’un point de vue électrique, le contact est vu comme une charge supplémentaire en parallèle de l’onduleur. Le courant circulant à travers le contact entre les polarités, est fonction de la charge correspondant à ce contact. Un contact se représente électriquement par une résistance de contact de très faible valeur (R contact ≈ 1 mΩ). Ainsi, un courant de forte intensité (I=U/R) se met en place. C’est ce qu’on appelle le courant de court-circuit :

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La valeur de ce courant de court-circuit dépend de nombreux paramètres dont notamment : - L’éloignement du court-circuit de la source - L’impédance du réseau (source) - La résistivité des conducteurs ⇐ La valeur de ce courant de court-circuit dépend de nombreux paramètres dont notamment : • L’éloignement du court-circuit de la source • L’impédance du réseau (source) •

La résistivité des conducteurs

On appelle pouvoir de coupure d’un disjoncteur sa capacité à interrompre un courant sans se détériorer. Cela correspond donc au courant maximum qu’il est capable de couper. Dans un circuit électrique, les courants de fortes intensités proviennent notamment des mises en court-circuit indésirables du circuit électrique. Un disjoncteur doit, par conséquent, être dimensionné afin de pouvoir couper un courant de court-circuit. Les méthodes de calculs des courants de court-circuit sont complexes et sont détaillés dans le guide de l’UTE C15-105. Le paragraphe 8.2.3 du guide de l’UTE C15-712-1 (Installations photovoltaïques raccordées au réseau public de distribution) prévoit un pouvoir de coupure de 3 kA des dispositifs de protection contre les courants de court-circuit, pour les installations raccordées en tarif bleu (puissance injectée inférieure à 36 kW). S’agissant des installations raccordées en tarif jaune (puissance injectée comprise entre 36 kW et 250 kW), le guide de l’UTE C15712-1 ne donne pas d’indication : un calcul des courants de court-circuit est donc nécessaire afin de dimensionner le pouvoir de coupure des disjoncteurs.

b. Le dispositif différentiel Le dispositif différentiel permet de se protéger contre les contacts indirects par coupure automatique du circuit auquel il est associé. Le dispositif différentiel peut être : • •

Intégré à un disjoncteur : on parle alors de disjoncteur différentiel. Intégré à un interrupteur : on parle alors d’interrupteur différentiel.

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i.

Protection contre les contacts indirects

Côté CA d’une installation photovoltaïque le Schéma de Liaison à la Terre est généralement de type TT. Dans ce cas, la protection contre les contacts indirects est, entre autre, assurée par des dispositifs différentiels. Schéma TT Le neutre est relié à la terre et la masse est reliée à la terre :

⇒ Rappel sur les schémas de liaison à la terre

Le rôle des dispositifs différentiels est de couper l’installation en cas de courant de défaut. Le paragraphe 411.3.2 de la norme NF C 15-100 indique que le courant de défaut entre phase et masse doit être éliminé dans un temps compatible avec la sécurité des personnes. Le tableau suivant donne le temps de coupure en fonction de la tension de contact présumé, pour un schéma de liaison à la Terre (SLT) de type TT : Tension de contact : 230 V 400 V Temps de coupure : 0.2 secondes 0.07 secondes En Schéma de Liaison à la Terre de type TT, la protection contre les contacts indirects est assurée par un dispositif à courant différentiel dont le courant différentiel-résiduel assigné est approprié à la résistance de la prise de terre des masses. Le tableau suivant récapitule la valeur du courant différentiel assigné : Valeur maximale de la résistance de la prise de terre des masses 2.5 Ω 5Ω 10 Ω 17 Ω 50 Ω 100 Ω 167 Ω 500 Ω > 500 Ω

Courant maximal différentiel-résiduel assigné du dispositif différentiel résiduel (DDR) 20 A 10 A 5A 3A 1A 500 mA 300 mA 100 mA < 30 mA

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Il est donc essentiel de connaître la résistance de la terre (à l’endroit du piquet de terre), afin de calibrer le dispositif différentiel. Par ailleurs, lorsqu’une installation photovoltaïque est disposer dans des locaux d’habitation, il est obligatoire de mettre en place un dispositif différentiel de courant assigné inférieur ou égal à 30 mA et de s’assurer que la résistance de la terre est inférieure à 100 Ω.

ii.

Emplacement des dispositifs différentiels

Le dispositif différentiel doit soit se trouver en aval de l’AGCP. Lorsque plusieurs onduleurs sont présents, il est possible d’installer un dispositif différentiel commun. On veillera cependant à s’assurer que les courants de défaut intrinsèque au circuit électrique ne peuvent pas atteindre la valeur du seuil de déclenchement du dispositif différentiel. Courants de défaut intrinsèque L’âme (partie conductrice) d’un câble dispose d’une isolation électrique. Cette isolation est très bonne mais n’est pas parfaite. Ainsi, il existe toujours des courants s’échappant à travers l’enveloppe isolante du câble. On estime que dans 1 km de câble, un courant de 15 mA s’échappe par l’enveloppe du câble. De même, tout appareil électrique présente un courant de défaut intrinsèque qui lui est propre, et qui peut se mesurer expérimentalement. En moyenne, le courant de défaut intrinsèque est de l’ordre de 1 mA par appareil. Pour le concepteur de l’installation, il convient donc de limiter le nombre d’appareils protégés par un même dispositif différentiel. Compatibilité avec l’onduleur Les onduleurs produisent naturellement un courant résiduel notamment lors de leur mise en fonctionnement (le matin au lever du soleil). Ces courants résiduels peuvent déclencher le dispositif différentiel de façon indésirable. Certaines marques d’onduleurs génèrent ce type de courant résiduel pouvant atteindre 10 mA par kW. Par exemple, un onduleur de 10 kW peut produire un courant résiduel de 100 mA. Il conviendra, dans ce cas, d’installer un dispositif différentiel dont la sensibilité est supérieur à 100 mA, tout en vérifiant que la résistance de la terre est compatible. Ce type d’installation ne peut donc pas être envisagée dans le cadre d’une installation domestique pour laquelle la norme impose un dispositif différentiel de 30 mA. Il convient de se renseigner, dans tous les cas, auprès du fabricant d’onduleur.

iii.

Protection contre les contacts directs

Protection contre les contacts directs Afin de se protéger contre les contacts directs, des mesures préventives existent : • •

Isolation des parties actives (isolation électrique des câbles) Protection par barrières ou enveloppes (coffrets électriques fermés)

•

Protection par obstacles ou mise hors de portée (locaux de services accessibles uniquement par des personnes qualifiées)

•

Utilisation de la Très Basse Tension de Sécurité (TBTS, tension inférieure à 50 V)

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Côté CA d’une installation photovoltaïque, afin de se prémunir contre tout contact direct, le paragraphe 7.2.1 du guide de l’UTE C15-712-1 prévoit les dispositions suivantes : • « Les armoires ou coffrets contenant des parties actives accessibles doivent pouvoir être fermés soit au moyen d'une clef, soit au moyen d'un outil, à moins qu'ils ne soient situés dans un local où seules des personnes averties ou qualifiées peuvent avoir accès. » • « Lorsque les coffrets ou armoires ne sont pas situés dans un local où seules des personnes averties ou qualifiées peuvent avoir accès, une protection contre les contacts directs doit être assurée lorsqu’une porte d’accès est ouverte en utilisant du matériel possédant par construction ou par installation, au moins l’indice de protection IP2X ou IPXXB. ⇒ Rappel sur les indices de protection

C'est quoi les indices de protection ? Afin d’assurer une protection efficace, le choix des matériels électriques doit tenir compte des influences externes. En condition réel de fonctionnement, il est en effet important que le matériel électrique résiste contre les agressions externes telles que la pénétration des corps solides (poussières) et la pénétration de corps fluides (eau). Pour quantifier le niveau de protection du matériel électrique contre ces agressions, on a introduit un indicateur pertinent nommé l’indice de protection. Cet indicateur est classifié à l’aide d’un code à deux lettres (IP, comme Indice de Protection) et de deux chiffres, suivi éventuellement d’une lettre additionnelle. Le premier chiffre est compris entre 0 et 6 et indique le degré de protection contre la pénétration des corps solides et contre l’accès aux parties dangereuses. Le deuxième chiffre est compris entre 0 et 8 et indique le degré de protection contre la pénétration de l’eau. Plus le chiffre est élevé, plus le degré de protection est important. C’est la norme NF EN 60529 (Degré de protection des enveloppes des matériels électriques) qui définit ces degrés de protection. Le tableau suivant donne le niveau de protection en fonction de l’indice IP :

IP0X

Pas de protection Protection contre les corps solides supérieurs à 50 mm (par exemple la main) Protection contre les corps solides supérieurs à 12 mm (par exemple les doigts) Protection contre les corps solides supérieurs à 2,5 mm Protection contre les corps solides supérieurs à 1 mm

IPX0

IP5X

Protection contre les poussières

IPX5

IP6X

Protection totale contre les poussières

IPX6

IP1X IP2X IP3X IP4X

IPX1 IPX2 IPX3 IPX4

IPX7 IPX8

Pas de protection Protection contre les chutes verticales de gouttes d'eau (condensation) Protection contre les chutes de gouttes d'eau jusqu'à 15° de la verticale Protection contre l'eau en pluie jusqu'à 60° de la verticale Protection contre les projections d'eau de toutes directions Protection contre les jets d'eau de toutes directions à la lance Protection contre les jets d'eau assimilables aux paquets de la mer Protection contre les effets de l'immersion Protection contre les effets de l'immersion permanente

La lettre, optionnelle, qui suit les deux chiffres, indique le degré de protection contre les accès aux parties dangereuses : A Protégé contre l'accès du dos de la main B Protégé contre l'accès du doigt C Protégé contre l'accès d'un outils (diamètre 2,5 mm) Cours sur le photovoltaïque 2011 (Hamdi SLIMENE- STEG/DSSV)

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D Protégé contre l'accès d'un outils (diamètre 1 mm) ⇐

c. Le parafoudre CA i.

Définitions

Un parafoudre est un dispositif de protection des équipements électriques contre les surtensions transitoires. Ces surtensions peuvent avoir deux origines : • Surtensions de foudre : ces surtensions sont indirectement produite par l’impact de la foudre à un endroit donnée pouvant se situé à 10 km de l’installation électrique. • Surtensions industrielles : elles sont liées à des manœuvres industrielles du type commutation de contacts, allumage de lampes à sodium, fonctionnement de thyristors, démarrage de moteur. ⇒ Rappel sur l'origine des surtensions

Quelles sont les origines des surtensions électriques ? Surtensions de foudre Ces surtensions sont indirectement produites par l’impact de la foudre à un endroit donné. L’effet indirect de la foudre peut se faire ressentir jusqu’à 10 km du point d’impact. • •

•

La surtension par conduction : Lorsque la foudre tombe sur une ligne électrique, un courant se propage depuis le réseau jusqu’à l’installation électrique. La surtension par induction : Un coup de foudre est un courant électrique de haute fréquence (durée du phénomène très court, de l’ordre de 20 µs) et très intense (de l’ordre de 50 kA). Cela induit un champ magnétique qui se propage dans le périmètre. Lorsque ce champ magnétique rencontre un circuit électrique, on assiste à une conversion de la puissance magnétique du champ en une puissance électrique dans le circuit. Cela se traduit par une élévation du courant et de la tension dans le circuit électrique. Le courant induit reste faible. Cependant, la tension induite est proportionnelle à la variation du champ magnétique, qui est ellemême proportionnelle à la variation du courant de la foudre (c’est-à-dire di/dt) et nous avons vu que cette variation est extrêmement importante (de l’ordre de 10 kA/?s). La surtension par remontée de potentiel de la terre : Lors d’un coup de foudre à proximité d’un bâtiment, la dispersion du courant dans le sol peut induire une remontée en potentiel de la terre de l’installation.

Surtensions industrielles Ces surtensions sont liées à des manœuvres du type commutation de contacts, allumage de lampes à sodium, fonctionnement de thyristors, etc. ⇐ Une protection systématique contre les surtensions est donc recommandée pour tout type d'installation électrique (dont photovoltaïque), comme en témoignent de nombreuses destructions ou pannes récurrentes inexpliquées de matériels d'exploitation. Fonctionnement d’un parafoudre En l’absence de surtension, le parafoudre a une impédance très élevée. Il est sans effet sur l’installation. En fonctionnement, le parafoudre s’amorce et écoule vers la terre des courants de chocs élevés pendant toute la durée de la perturbation électrique. Il limite ainsi la surtension aux bornes des récepteurs. La fin de vie d’un parafoudre est signalée par un voyant.

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ATTENTION : L’écoulement d’une surtension à la terre provoquera un différentiel de courant entre la phase et le neutre. Ainsi, cela peut déclencher le(s) dispositif(s) différentiel(s). Ainsi, il convient de choisir un dispositif différentiel de type S (sélectif) permettant d’assurer une continuité du service.

Par ailleurs, il convient de distinguer deux types de surtensions dans une installation électrique : Surtensions de mode commun : Ces surtensions apparaissent entre chaque conducteur actif et le PE. Une protection parafoudre dite en mode commun est alors requise. Surtensions de mode différentiel : Ces surtensions apparaissent entre les conducteurs actifs (phase et neutre, phase et phase). Une protection parafoudre dite en mode différentiel est alors requise. Rappel : PE Le PE est l’abréviation anglaise de « Protection Earth». En français, cela signifie «Terre de Protection». Il s’agit plus communément de l’ensemble constitué des câbles de terre relié au piquet de terre. La jonction (ou la mise en parallèle) des PE est effectuée par des répartiteurs de terre. Le conducteur de terre PE est repérable par sa double coloration vert et jaune. Effet directe de la foudre Un parafoudre ne protège pas contre la foudre mais plutôt contre les effets indirects de la foudre. Afin de se protéger contre l’effet direct de la foudre, c’est-à-dire l’impact de la foudre, le seul moyen efficace est la mise en place d’un paratonnerre.

ii. iii.

Choix des parafoudres Emplacement des parafoudres

Côté CA d’une installation photovoltaïque, on installera une protection parafoudre en tête, c’est-à-dire directement en aval de l’AGCP, afin de protéger l’ensemble de l’installation. Lorsque ce parafoudre est situé à plus de 10 mètres de l’onduleur un second parafoudre doit être installé à proximité de celui ci. Côté CA d’une installation photovoltaïque, le Schéma de Liaison à la Terre (SLT) est de type TT. De ce fait, les parafoudres se connectent entre phase et PE et aussi entre neutre et PE, ainsi qu’illustré ci-dessous :

La configuration ci-dessus permet de protéger l’installation contre les surtensions en mode commun mais pas en mode différentiel.

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Protection en mode différentiel Dans le cas des Schémas de Liaison à la Terre de type TT, telle que la partie CA d’une installation photovoltaïque, des surtensions en mode différentiel peuvent apparaître. Ainsi, il est recommandé de mettre en place une protection parafoudre en mode différentiel. Pour cela, deux solutions sont possibles : • Utiliser des parafoudres unipolaires supplémentaires à ceux utilisés pour le mode commun et les raccorder entre chaque phase et le neutre • Utiliser des parafoudres possédant à la fois une protection en mode commun et en mode différentiel intégré Le PE est connecté à un répartiteur de terre. Le parafoudre doit être câblé au plus proche des circuits à protéger. Le guide de l’UTE C 15-443 prévoit une longueur de 50 cm maximum entre le point de raccordement du parafoudre au conducteur actif et le répartiteur de terre :

3. Sections des câbles a. Sections des conducteurs de phases Le choix de la section des conducteurs de phases s’effectue selon deux critères majeurs : • Le courant admissible IZ dans le câble • La chute de tension admissible dans le câble

i.

Courant admissible dans les câbles de phase

Le courant admissible IZ dépend du type de câble. Il est donné par le fabricant des câbles. Le courant admissible dépend notamment de la nature de la canalisation (souterraine ou aérienne), ainsi qu’illustré sur le tableau suivant : Courant admissible IZ (A) Section Aérie Souterr (mm²) n ain 1,5 mm² 24 A 2,5 mm² 33 A 4 mm² 45 A 6 mm² 58 A 66 A 10 mm² 80 A 87 A 16 mm² 107 A 113 A 25 mm² 138 A 144 A 35 mm² 169 A 174 A

Courant admissible IZ (A) Section (mm²) 95 mm² 120 mm² 150 mm² 185 mm² 240 mm² 300 mm² 400 mm² 500 mm²

Aérien 328 382 441 506 599 693 825 946

A A A A A A A A

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Souterr ain 301 A 343 A 387 A 434 A 501 A 565 A 662 A 749 A Page 160 sur 165

50 mm² 70 mm²

ii.

207 A 268 A

206 A 254 A

630 mm²

1088 A

851 A

Chute de tension

Conformément au paragraphe 11.3 du guide de l’UTE C15-712 : « … la chute de tension maximale autorisée entre les bornes CA. de l’onduleur et le point de livraison (NF C 14-100) est de 3 % à puissance nominale du ou des onduleurs. Il est recommandé de limiter cette chute de tension à 1 % de façon à limiter d’une part les pertes d’énergie, et d’autre part les découplages momentanés de l’onduleur en préservant une marge entre la tension moyenne de fonctionnement de l’onduleur, et le réglage de sa protection à maximum de tension. » Le point de livraison

Le point de livraison est défini comme étant les bornes de sortie de l’AGCP. La chute de tension dans un circuit électrique alternatif se calcul de la façon suivante :

où : • •

ΔV : Chute de tension ( V ) b : Coefficient qui vaut 1 en triphasé et 2 en monophasé

•

ρ1 : Résistivité du matériau conducteur (cuivre ou aluminium) en service normal, soit 1.25 fois la résistivité à 20°C (ρ1=0.0225 Ω.mm²/m pour le cuivre et ρ1 = 0.036 Ω.mm²/m pour l'aluminium

•

L : Longueur de la canalisation ( m )

•

S : Section des conducteurs (mm²)

•

cos(φ) : facteur de puissance (φ est le déphasage entre le courant et la tension alternifs); cette donnée est inscrite sur la fiche technique des onduleurs et vaut 1 généralement.

•

IB : Courant maximal d'emploi

•

λ : Réactance linéïque des conducteurs (Ω/m)

La réactance des conducteurs, notée λ, dépend de la disposition des câbles entre eux. • λ = 0.08 × 10-3 Ω/m pour les câbles tripolaire :

•

λ = 0.09 × 10-3 Ω/m pour les câbles unipolaires serrés en nappes ou en triangle :

•

λ = 0.15 × 10-3 Ω/m pour les câbles unipolaires espacés entre eux d'une distance égale à d = 8 × rayon :

Dans le cas des installations photovoltaïques, le facteur de puissance cos(φ)=1. Cela signifie que sin(φ)=0. Par conséquent, le deuxième terme de la formule de la chute de tension des câbles côté AC est nul, quelle que soit le valeur de la réactance. Ainsi, il n'est

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pas nécessaire de connâitre la réactance des conducteurs pour calculer la chute de tension côté AC.

Le calcul de le chute de tension côté AC d'une installation photovoltaïque se calculera donc de la façon suivante :

Calcul de la section des câbles La section des câbles AC entre l'onduleur et le point de raccordement sera effectuée en fonction du critère suivant : • Limitation de la chute de tension à une valeur inférieure à 1% (en Basse Tension) Notons ε la chute de tension admissible tolérée par la NF C15-100. Par définition :

où : ΔV : Chute de tension ( V ) Vn : Tension nominale de calcul; Vn=230 V ou Vn=400 V selon les cas En combinant ces deux dernières relations, on trouve l'expression qui permet de calculer la section d'un câble CA : • •

avec ε=0.01 et : • ΔV : Chute de tension ( V ) • b : Coefficient qui vaut 1 en triphasé et 2 en monophasé • ρ1 : Résistivité du matériau conducteur (cuivre ou aluminium) en service normal, soit 1.25 fois la résistivité à 20°C (ρ1=0.0225 Ω.mm²/m pour le cuivre et ρ1 = 0.036 Ω.mm²/m pour l'aluminium • L : Longueur de la canalisation ( m ) • S : Section des conducteurs (mm²) • cos(φ) : facteur de puissance (φ est le déphasage entre le courant et la tension alternatifs); cette donnée est inscrite sur la fiche technique des onduleurs et vaut 1 généralement. • IB : Courant maximal d'emploi

iii.

Exemple de calcul de section de câble de phase en monophasé

Soit le schéma électrique d’une installation photovoltaïque suivant :

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Nous souhaitons calculer la section des câbles entre la sortie de l’onduleur et le point de livraison (c’est-à-dire l’AGCP). Nous savons que : • Le courant maximale que peut débiter l’onduleur est de 32 A • L’onduleur délivre un courant et une tension sinusoïdal parfaitement en phase : cos(φ)=1. • La longueur de la canalisation entre la sortie de l’onduleur et le point de livraison est de 80 m • Les câbles utilisés sont en cuivre On applique la formule du calcul de la section : avec • b=2 • ρ1 = 0.0231375 ?.mm²/m • L = 80 m • cos(φ) =1 • IB =32 A • Vn =230 V • ε=0.03 D’où :

La conclusion de ce calcul est que la section des conducteurs doit être au moins de 17.17 mm² afin de ne pas dépasser 3% de chute de tension. En réalité, on prendra la section commerciale supérieure, c’est-à-dire 25 mm². On vérifiera toujours que le câble de 25 mm² peut tolérer un courant de 32 A. Un câble de 25 mm² pourrait supporter 138 A en aérien et 144 A en souterrain. Par conséquent, un câble de 25 mm² convient.

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iv.

Exemple de calcul de section de câble de phase en triphasé

Soit le schéma électrique d’une installation photovoltaïque suivant :

Nous souhaitons calculer la section des câbles entre la sortie de l’onduleur et le point de livraison (c’est-à-dire l’AGCP). Nous savons que : • Le courant maximale que peut débiter l’onduleur est de 84 A par phase • L’onduleur délivre un courant et une tension sinusoïdal parfaitement en phase : cos(φ)=1. • La longueur de la canalisation entre la sortie de l’onduleur et le point de livraison est de 120 m • Les câbles utilisés sont en cuivre On applique la formule du calcul de la section : avec • b=1 • ρ1 = 0.0231375 Ω.mm²/m • L = 120 m • cos(φ) =1 • IB =84 A • Vn =230 V • ε=0.03 D’où :

La conclusion de ce calcul est que la section de chacune des trois conducteurs de phase doit être au moins de 33.80 mm² afin de ne pas dépasser 3% de chute de tension. En réalité, on prendra la section commerciale supérieure, c’est-à-dire 35 mm². On vérifiera aussi que le câble de 25 mm² peut tolérer un courant de 84 A. Un câble de 25 Cours sur le photovoltaïque 2011 (Hamdi SLIMENE- STEG/DSSV)

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mm² pourrait supporter 169 A en aérien et 174 A en souterrain. Par conséquent, un câble de 35 mm² pour chacune des trois phases convient.

b. Sections du conducteur de neutre La section du conducteur de neutre dépend de deux paramètres majeurs : le taux d’harmonique et la section des conducteurs de phases. Le tableau suivant est issu du guide de l’UTE C15-105, et récapitule la section du conducteur de neutre :

SECTION DU 0 < TH3 < 15 NEUTRE % Circuits monophasés Sneutre = Sphase Circuits triphasés+neutre Câbles multipolaires Sneutre = Sphase Sphase < 16 mm² Cu ou 25 mm² Alu Circuits Sneutre = triphasés+neutre Sphase/2 admis Câbles multipolaires Neutre Sphase > 16 mm² Cu ou protégé 25 mm² Alu Circuits Sneutre = triphasés+neutre Sphase/2 admis Câbles unipolaires Neutre Sphase > 16 mm² Cu ou protégé 25 mm² Alu

15 % < TH3 < 33 %

TH3 < 33 %

Sneutre = Sphase

Sneutre = Sphase Sneutre = Sphase Sneutre déterminante IBneutre = 1,45×IBphase Facteur de réduction de 0,84 sur la valeur du courant admissible Sneutre = Sphase Sneutre déterminante IBneutre = 1,45×IBphase Facteur de réduction de 0,84 sur la valeur du courant admissible Sneutre > Sphase Sneutre déterminante IBneutre = 1,45×IBphase Facteur de réduction de 0,84 sur la valeur du courant admissible

Sneutre = Sphase Facteur de réduction de 0,84 sur la valeur du courant admissible

Sneutre = Sphase Facteur de réduction de 0,84 sur la valeur du courant admissible

Sneutre = Sphase Facteur de réduction de 0,84 sur la valeur du courant admissible

Où : • •

TH3 est le taux d’harmonique en courant de rang 3 et multiple de 3 Sneutre est la section du conducteur neutre

•

Sphase est la section des conducteurs de phase

Pour les installations photovoltaïques raccordées au réseau, le taux d’harmonique TH3 est toujours inférieur à 15 %. Ainsi, on pourra se reporter à la première colonne du tableau ci-dessus pour déterminer la section du conducteur de neutre.

c. Sections des conducteurs de terre PE Côté CA, les conducteurs de terre PE doivent présenter une section minimale de 6 mm² en cuivre (ou équivalent). En présence d’un paratonnerre, cette section minimale est de 10 mm².

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