9 . Systèmes PV connectés au réseau

Francis Domain, Hervé Boileau, Université Savoie Mont-Blanc, France

Attendus du chapitre

À l’issue de ce chapitre, le lecteur aura compris les spécificités de la connexion au réseau, il connaitra le principe et les composants d’un onduleur, aussi bien du côté courant continu qu’alternatif, il saura calculer la production électrique de l’installation et donc fournir les informations nécessaires au dimensionnement de l’onduleur, il saura utiliser une méthode de calcul de rendement économique de l’installation.

Sommaire

9.1 Description des installations PV connectées au réseau électrique

9.2 Composants annexes sur la partie courant continue des installations photovoltaïques

9.3 Onduleurs photovoltaïques

9.4 Composants annexes sur la partie courant alternatif des installations photovoltaïques

9.5 Dimensionnement ou calcul de la production en électricité photovoltaïque

9.6 Rentabilité des installations photovoltaïques (méthode TEC de Bernard Chabot/ADEME)

9.7 Eude de la compatibilité entre le champ photovoltaïque et l’onduleur

9.8 Bibliographie

9.1 Description des installations PV connectées au réseau électrique

Les installations photovoltaïques connectées au réseau électrique représentent la majorité des installations photovoltaïques actuellement installées dans le monde (en 2015). En effet, ces installations photovoltaïques sont les plus simple possibles, donc à moindre coût et tout la production d’énergie électrique est injectée sur le réseau électrique pour être utilisée. Ces avantages font que ces systèmes photovoltaïques présentent un prix de revient du kWh photovoltaïque le plus bas, ce qui explique certainement le fort développement du photovoltaïque connecté au réseau. Par contre, il faut savoir qu’en absence de tension secteur, l’installation photovoltaïque ne fonctionne plus pour des raisons de sécurité, même s’il y a une forte irradiance lumineuse. L’autre point aussi est qu’en l’absence d’irradiance lumineuse, il n’y a bien sur plus de production photovoltaïque mais le secteur est présent pour alimenter les besoins en énergie électrique.

Figure 1 : Schéma simplifié une installation photovoltaïque connecté au réseau électrique avec ses principaux éléments

Le champ photovoltaïque, sous l’irradiation solaire, produit de l’énergie électrique en courant continu. Ce courant continu, via des éléments de protection (s’ils sont nécessaires ou imposés normativement), est transformé par un onduleur en courant alternatif pour être injecté dans le réseau électrique avec comme impératif de suivre l’amplitude et la phase de la tension alternative du réseau (typiquement une amplitude de 230 Vac et une fréquence de 50 Hz). Des éléments de protection peuvent être insérés entre l’onduleur et le réseau (pas forcément nécessaires mais imposé par les normes de sécurité) et un compteur en énergie électrique pour la facturation des kWh photovoltaïques produits.

Il peut être utile de mettre un système de suivi pour vérifier le fonctionnement de l’installation PV car rien n’indique si celle-ci fonctionne correctement ou non. Enfin, un afficheur permet d’indiquer pour une finalité de communication des informations utiles comme la puissance instantanée produite et la production énergétique cumulée.

9.2 Le champ photovoltaïque

On appelle champ photovoltaïque, l’ensemble des modules photovoltaïques d’une installation PV. L’ensemble de ces modules photovoltaïques peuvent être connectés de différentes façons à un ou plusieurs onduleurs. Les 3 principales configurations possibles sont présentées en figure 3.

Figure 2 : les trois principales configurations de montage de cellules photovoltaïques, respectivement de gauche à droite a) b) et c)

Dans la configuration a), tout le champ photovoltaïque est connecté à un onduleur dit onduleur centralisé. Cette configuration est la moins chère mais tous les modules PV doivent être de même référence ainsi que de même inclinaison et de même orientation pour la simple et bonne raison que le courant dans chaque chaine de modules et la tension au bornes de chaque chaine (de même nombre de module) doivent être de même valeur, sinon, il y a perte de production. L’influence d’un ombrage sur un ou plusieurs modules photovoltaïques peut être assez importante sur la production électrique car ceux-ci sont en série (modification du courant dans une chaîne de modules et modification de la tension aux bornes de cette chaine qui est en parallèle avec les autres chaines). Parmi les inconvénients, une panne de l’onduleur entraine l’arrêt complet de l’installation PV, la panne d’un module PV est difficile à repérer et la tension aux bornes d’une chaine de modules est élevée souvent plusieurs centaines de volt en courant continu, ce qui est dangereux pour la sécurité des personnes.

Dans la configuration b), tout le champ photovoltaïque est divisé en chaine de modules PV, chacune connectée à un onduleur. Dans cette configuration, tous les modules PV d’une même chaine doivent être de même référence ainsi que de même inclinaison et même orientation. Par contre, d’une chaine à l’autre, la référence des modules peut être différente ainsi que l’inclinaison et l’orientation (toitures différentes sur un bâti). L’influence d’un ombrage sur le champ PV est moindre que dans la configuration a). Parmi les inconvénients, une panne d’un onduleur entraine l’arrêt complet d’une chaine mais pas de l’ensemble du champ PV, la panne d’un module PV est plus facile à repérer. La tension aux bornes d’une chaine de modules est élevée souvent plusieurs centaines de volt en courant continu, ce qui est là aussi dangereux pour la sécurité des personnes.

Dans la configuration c),chaque module PV est connecté à un onduleur, dit micro-onduleur dans cette configuration. Ici, tous les modules PV peuvent être de référence différente, d’inclinaison différente et d’orientation différente. La panne d’un onduleur entraine l’arrêt de seulement un module, donc peu de perte de production. L’influence d’un ombrage est ainsi très limitée aux modules concernés. La panne d’un module PV est facile à repérer (car indiqué par l’onduleur) et la tension maximum qu’il est possible d’avoir dans le système photovoltaïque n’est que celle de 1 module en série, donc une tension de quelques dizainesde volts, ce qui est intéressant pour la

sécurité des personnes.Parmi les inconvénients, cette solution est la plus cher mais en contrepartie, elle offre beaucoup d’avantages.

Aspects normatifs sur les caractéristiques modules PV et sécurité :

Les trois normes suivantes concernent les modules photovoltaïques : - NF-EN 61215 : qualification de la conception et homologation de modules PV cristallin - NF-EN 61646 : qualification de la conception et homologation de modules PV en couche mince - NF-EN 61730 : qualification pour la sûreté de fonctionnement des modules PV et les essais réalisés sur les modules photovoltaïques portent sur : - Caractérisation des performances : flash test, NOCT, coefficients … - Essais mécaniques : charges, choc, grêle, … - Essais climatiques : chaud-froid, UV … - Tests électriques : diélectrique, courant de fuite, …

La tenue de ces normes garantit la qualité des modules photovoltaïques et leurs conditions d’utilisation comme par exemple la tension d’isolation de 1 000 volts qui conditionne le nombre maximum de modules PV par chaine.

Le phénomène de ’’hot spot’’

Pour expliquer le phénomène de hot spot, prenons un exemple avec un module photovoltaïque de 72 cellules (caractéristiques Pc =250Wc,Vmpp = 36Vdc, Voc = 45Vdc, Impp = 7A @ STC). Si une cellule de ce module est ombrée (Icell =0A) et dans le cas ou ce module est en court-circuit :

La cellule ombrée (Icell = 0A donc elle se comporte comme un circuit ouvert) prend toute la tension en inverse. La tension inverse de claquaged'une cellule PV est de typiquement de 25 Vdc (tension zener), or la tension de fonctionnement du module est de Vmpp = 36 Vdc, il y a destruction de la cellule car celle-ci devient conductrice avec une forte tension à ces bornes (tension zener), donc destruction par dissipation d’une forte puissance.

Prenons un cas plus réaliste d’un champ photovoltaïque de 3 chaines (ou strings) de 6 modules en sériedont une cellule PV est ombrée comme précédemment.

La tension de fonctionnement d’un string est de 36 Vdc fois 6 modules = 216Vdc. Dans la branche ou une cellule est ombrée (Icell = 0A), cette chaine est en circuit ouvert, la tension à vide d’une chaine est de 45Vdc * 6 modules = 270 Vdc. La tension en inverse de la cellule ombrée est de 54 Vdc. Il y a effet zener dans cette cellule photovoltaïque et celle-ci devient conductrice avec une tension zener à ses bornes.

La puissance dissipée dans la cellule PV ombrée est de 25V * 7A = 175W, or la cellule photovoltaïque n’est pas conçue pour dissipé cette puissance (au plus quelques watts).

Figure 3 : schéma de principe d’une cellule ombrée provoquant un "hot spot".

Cette puissance va se dissiper sous forme thermique en formant un point chaud ou la cellule photovoltaïque est la plus résistive jusqu'à carboniser ce point (d’où le nom de hot spot), comme sur la photographie ci après :

Figure 4 : photographie d’une cellule dégradée par un point chaud

Protection contre le phénomène de hot spot :

La solution prise pour se protéger du phénomène de hot spot est d’utiliser des diodes dites diodes de bypass en câblant en inverse une diode aux bornes de 20 cellules photovoltaïques.

Dans l’exemple d’un module PV de type 12 Volts comprenant 36 cellules photovoltaïques, une diode de bypass est câblée aux bornes de 18 cellules PV, voir ci après :

Figure 5 : schéma de principe de la protection contre les points chauds

Pour ce module de type 12 volts, l’ombrage d’une cellule PV se traduit par une diminution du courant produite par celle-ci, voir l’annulation du courant produit. Sans diode de bypass, le module PV produit moins ou plus du tout avec les risques de phénomène de hot spot. Avecla diode de bypass, le courant généré par le groupe de 18 cellules PV non ombrées peut passer par la diode de bypass pour alimenter la charge, mais dans le cas de notre exemple, le tension de sortie sera 2 fois plus faible mais surtout , la diode empêche d’avoir une tension élevée en inverse sur la ou les cellules ombrées.

Pour les modules PV de technologies silicium cristallin, les diodes de bypass sont câblées dans le boitier de connexion.

Figure 6 : diode de bypass montée dans le boîtier de connexion

Le nombre de diodes de bypass dépend du nombre de cellule du module PV,

2 diodes de bypass pour un module type 12V de 36 cellules 3 diodes de bypass pour un module de 60 cellules (type de module très courant) 4diodes de bypass pour un module type 24V de 72 cellules L’influence de l’ombrage sur un module type 12 Volts suivant le point de fonctionnement est décrit dans les 2 graphes suivants :

Figure 7 : Graphe courant en fonction de la tension pour différent ombrage sur une cellule

Figure 8 : Graphe puissance en fonction de la tension pour différent ombrage sur une cellule

Si une cellule PV sur un module est ombrée, celle-ci va produire un courant électrique plus faible que le courant nominal. Si le récepteur consonne un courant très faible, la tension de sortie sera la tension nominale, mais si le courant consommé de vient plus important que le courant délivré par la cellule ombrée, la tension va diminuer d’un facteur 2 car la diode de bypass devient conductrice. Le graphe puissance fonction de la tension montre que si une cellule est ombrée, apparait alors deux pointes de puissance maximum, variable suivant le taux d’ombrage. Ce phénomène va ainsi perturber le fonctionnement des systèmes MPPT (Maximum Power Point Tracking) des onduleurs.

Autre point, sur un module PV dont une cellule est défectueuse (ombrage ou défaut similaire), la mesure de la tension à vide est bonne, celle du courant de court-circuit aussi. Pour détecter ce genre de défaut, il est nécessaire d’utiliser un traceur de courbe courant/tension.

Protection contre les courants inverses :

Un autre phénomène peut détériorer des modules PV en plus du phénomène de hot spot. C’est le courant inverse lorsque plusieurs chaines (ou string) sont branchés en parallèle. Dans ce cas, si l’une des chaines est ombrée, les cellules PV ne produisent plus de courant, ces cellules deviennent de simples diodes dans le sens passant. Le courant produit par les chaines en parallèle à alors la possibilité de passer dans la chaine de modules ombrés, pouvant alors détruire celle-ci.

Normativement, un module peut accepter deux fois en inverse, le courant qu’il est capable de produire dans les conditions STC. Lorsqu’il y a plus de 3 chaines, il est impératif de mettre un composant de protection en série dans chaque chaine, comme une diode, pour éviter ce courant inverse

Figure 9 : Exemple de câblage de 3 strings de 6 modules PV

Avec les diodes de bypass aux bornes des modules PV et les diodes séries dans les strings pour protéger des courants en inverse.

La diode série protège efficacement mais occasionne une perte en puissance (perte de 1 volt dans la diode série). En France, le guide UTE C15-712 préconise l’utilisation de fusible occasionnant moins de pertes en puissance, mais le fusible n’est pas réversible.

Il est important de bien dimensionner la valeur de ce fusible. Souvent, les fabricants de modules PV fournisse dans les caractéristiques électriques, la valeur de ce fusible série.

9.2 Composants annexes sur la partie courant continue des installations photovoltaïques

9.2.1 Câbles et connecteurs électriques photovoltaïques

Les câbles électriques utilisés pour les installations photovoltaïques doivent répondre à des critères spécifiques au domaine du photovoltaïque (norme UTE C 32-500). Les câbles doivent entre autre être à double isolation (classe II), tenir à une tension 1000V, être résistant aux UV, avoir une tenue en température de 90 °C. La section normalisée des conducteurs électriques est de 1,5 - 2,5 – 4 – 6 mm² (etc.). La section des conducteurs électriques est à dimensionner suivant l’intensité du courant et la longueur du câblage.

Figure 10 : exemple de câble

Les connecteurs électriques sont sécurisées (normes UL1703, VDE126-3 …), c'est-à-dire qu’ils présentent une protection contre les contacts directs, ils peuvent être verrouillables (type MC4) ou non (MC3) suivant l’accessibilité de ceux-ci, avec une bonne tenue aux UV et aux intempéries (IP54).

(document MultiContact)

Figure 11 : connecteurs standardisés

Chaque module photovoltaïque possède 2 connecteurs, un mâle et un femelle, ce qui facilite le branchement en série de ceux-ci. Des câbles supplémentaires sont utilisés faire les interconnections entre les chaines de modules photovoltaïques (ou strings) en parallèle et entre le champ photovoltaïque et le ou les onduleurs.

ATTENTION, du fait de la présence continue de l’irradiation solaire durant la journée, il y a présence d’une tension électrique continue de plusieurs centaines de volts aux bornes du champ photovoltaïque. Cette tension continue peut être dangereuse à la mise en œuvre et à la maintenance de l’installation PV et dans le cas d’une ouverture du circuit, il y a alors création d’un arc électrique entretenu (pas de passage par 0 volt comme dans le cas du courant alternatif 50Hz).

Figure 12 : photo d’un arc électrique dans un circuit PV en charge

Cela implique l’utilisation de coupe-circuit spécifique au photovoltaïque quand ceux-ci sont nécessaires (Guide UTE C 15 712 pour la France).

9.2.2 Protection foudre des installations PV

La partie module photovoltaïque étant de par sa fonction exposée au soleil et aux intempéries, elle l’est de ce fait exposée aux impactes directes et indirectes de la foudre. Pour cela, des normes (en France, c’est le guide UTE C15 712 qui est en vigueur) préconisent ou imposent l’utilisation de composants de protection de type parafoudre avec un câblage approprié du câble de terre, cela suivant la zone kéraunique ou l’installation photovoltaïque a été construite.

Figure 13 : principe d’une protection parafoudre (Schéma source Dehn)

Voir le document téléchargeable gratuitement sur internet: http://www.dehn.de/pdf/blitzplaner/BBP_2007_E_complete.pdf

Pour protéger des impacts directs de la foudre, il n’y a quasiment pas de solution si ce n’est le parafoudre. Par contre, pour les impactes indirects de la foudre, il existe des solutions pour diminuer le risque de destruction des composants de l’installation photovoltaïque, en agissant par exemple sur le câblage des modules photovoltaïques en diminuant les surfaces de boucles (diminution du champ électrique induit dans la boucle par la forte variation magnétique provoqué par l’intensité électrique d’un éclair percutant le sol à proximité).

Figure 14 : bon et mauvais câblage de 4 modules PV entre eux

9.2.3 Boitier de raccordement en courant continu

Un champ photovoltaïque est composé de modules PV câblé en série entre eux, créant un chaine ou un string. La tension se trouve ainsi augmentée aux bornes de cette chaine. Puis ces chaines peuvent être mises en parallèle, la tension est conservée et le courant augmente (principe de base de l’électricité). Le dimensionnement consistera adapter par une combinaison judicieuse le nombre de modules PV en série et en parallèle à la surface disponible (sur une toiture par exemple) mais aussi et surtout à vérifier la compatibilité tension et intensité du champ photovoltaïque à l’onduleur (l’onduleur PV est décrit ci après).

Entre le champ photovoltaïque et l’onduleur (ou les onduleurs), l’utilisation d’un boitier de raccordement permet de connecter sur des bornes les chaines de modules en parallèle entre elles, ainsi que de placer les composants de protection comme les parafoudres, les fusibles et des interrupteurs DC spécifique au domaine PV (pouvoir de coupure de tension continu haute tension).

Figure 15 : boitier de raccordement avec 4 chaines en parallèle, 2 parafoudres et interrupteur D

9.3 Onduleurs photovoltaïques

L’onduleur DC/AC utilisé dans le domaine photovoltaïque converti l’énergie électrique en courant continu provenant du champ photovoltaïque en énergie électrique alternative compatible en tension et en fréquence avec le réseau électrique.

Le symbole électrique de l’onduleur PV est le suivant :

Différents types d’onduleurs :

Figure 16 : Onduleurs pour champs photovoltaïques (source SMA) Ces onduleurs sont typiquement utilisés pour les grandes centrales PV au sol ou sur bâti, de plusieurs centaines ou milliers de kWc. Leurs tension d’entrée sont de quelques centaines de volts et l’injection sur le réseau électrique est en triphasé.

Figure 17 : Onduleurs pour installations photovoltaïques (source SMA) Ces onduleurs sont eux utilisés pour de petites ou de moyennes installations photovoltaïques, de quelques kWc à quelques centaines de kWc. L’onduleur est connecté à une ou éventuellement plusieurs chaines (ou string) de modules PV. Leur tension d’entrée sont de quelques centaines de volts et l’injection sur le réseau électrique est en mono ou en triphasé.

Figure 18 : Micro onduleur ou µ-onduleurs Le micro onduleur est connecté à un module photovoltaïque, voir deux modules pour certains. Leur puissance ne sont que de quelques centaines de watt, leurs tension d’entrée sont de quelques dizaine de volts et l’injection sur le réseau électrique est en monophasé. Du fait de la faible tension d’entrée en courant continu, ceux-ci présentent un intérêt pour la sécurité d’utilisation et peuvent être utilisés pour les petites, moyennes et grandes installations photovoltaïques.

Tous ces types d’onduleur ont en commun la recherche du point de puissance maximum en fonctionnement à leur entrée (système MPPT, pour Maximum Power Point tracking), un rendement de conversion de l’énergie électrique continue en énergie électrique alternative de l’ordre de 95% et pour l’aspect sécurité, une déconnection automatique en cas de non présence de la tension secteur (Norme VDE0126-1-1) pour éviter l’électrocution d’un agent de maintenance lorsque celui-ci débranche la connexion au réseau électrique pour intervention.

Principe de fonctionnement d’un onduleur photovoltaïque :

La fonction de l’onduleur photovoltaïque est de convertir la puissance électrique générée par le champ photovoltaïque en une puissance électrique alternative compatible avec le réseau électrique. Pour cela, le premier étage d’un circuit électronique recherche le point de fonctionnement ou la puissance est maximum sur tous les points possibles de fonctionnement (en courant tension continu) en sortie du champ photovoltaïque pour créer une tension continue intermédiaire. Ce système de recherche du point optimum de fonctionnement est appelé système MPPT (pour Maximum Power Point Tracking). Puis un deuxième système électronique appelé onduleur convertit la tension continue intermédiaire en tension alternative compatible en tension et en phase avec celle du réseau électrique tout en injection dans le réseau électrique un courant électrique alternatif tel que la puissance injectée égale à celle provenant du champ photovoltaïque, moins les pertes électriques dans l’onduleur. L’électronique de l’onduleur photovoltaïque doit aussi prendre en compte les normes de sécurité en vigueurs, tel que le découplage du réseau électrique en cas d’absence momentanée de celui-ci ou encore éviter l’émission d’harmoniques sur le réseau pouvant perturber le fonctionnement d’appareils électriques sensibles. Une partie du suivi du bon fonctionnement de l’installation photovoltaïque peut aussi être assuré par l’onduleur en enregistrant ou en transmettant sur un serveur les informations de fonctionnement.

Caractéristiques électriques d’un onduleur photovoltaïque :

Les onduleurs photovoltaïques possèdent des caractéristiques électriques à respecter pour les utiliser correctement. Voici les principales caractéristiques :

Coté courant continu en entrée : La puissance maximum en entrée : Pin maxi en watt La tension maximum en entrée : Vin maxi en volt La plage de tension de fonctionnement mpp en entrée : de Vmppt mini à Vmppt maxi L’intensité maximum en entrée : Iin maxi en ampère

Coté courant alternatif en sortie : La puissance nominal maximum de sortie : Pout maxi en watt la tension typique et la plage de fonctionnement en sortie: Vactyp , de Vac mini à Vac maxi L’intensité maximum en sortie : Iac maxi Rendement de conversion à la puissance nominal

Figure 19 : exemple d’onduleur photovoltaïque avec ses caractéristiques (source SMA)

Rendement européen d’un onduleur photovoltaïque :

Pour fonctionner, l’onduleur photovoltaïque consomme une faible partie de la puissance électrique générer par le champ photovoltaïque (ou du réseau électrique la nuit), induisant les pertes de conversion. Le rendement d’un onduleur photovoltaïque est typiquement défini à 100% de sa puissance nominal mais comme l’irradiance solaire au cours de la journée est très variable, la production électrique du champ photovoltaïque le sera aussi et donc, le point de fonctionnement en puissance de l’onduleur photovoltaïque variera lui aussi de 0 (la nuit) à une valeur proche de sa puissance nominale dans les meilleures conditions d’irradiance solaire (si le dimensionnement est correct). Pour calculer la production électrique d’une installation photovoltaïque de façon plus réaliste, un rendement européen a été défini suivant différents points de fonctionnement avec un coefficient pour chacun de ces points de fonctionnement.

Ce rendement européen a été défini suivant la formule décrite ci après.

Figure 20 : principe de la normalisation européenne du rendement des onduleurs

Sécurité et norme pour les onduleurs photovoltaïques :

Les onduleurs photovoltaïques doivent être conformes à différentes normes dont la plus importante est certainement la norme VDE0126 qui oblige le découplage de l’onduleur photovoltaïque lorsque le secteur est absent. En effet, si un technicien déconnecte localement l’installation électrique du réseau pour une intervention, il est indispensable que l’onduleur photovoltaïque stoppe l’injection de l’électricité photovoltaïque pour éviter d’électrocuter le ou les agents de maintenance.

Voici les conditions imposées par la norme VDE0126

Ces conditions peuvent être légèrement variables d’un pays à l’autre.

9.4 Composants annexes sur la partie courant alternatif des installations photovoltaïques

9.4.1 Boitier coté réseau électrique avec les composants de protection :

(Norme C15-100 pour la France, coté consommateur)

Figure 21 : classique boitier de raccordement

Dans ce boitier, se trouve des composants tels que :

Disjoncteur différentiel (30 mA) Para foudre Interrupteur sectionneur

Figure 22 : éléments constitutifs d’un boitier de raccordement

Il est important de mettre une signalétique indiquant la connexion d’une installation photovoltaïque à l’intérieur du boitier électrique coté réseau pour indiquer un potentiel danger à un technicien.

Figure 23 : signalétique standard :

9.4.2 Compteurs électriques et disjoncteur coté réseau électrique :

(Norme C14-100 en France, coté distributeur du réseau électrique)

La production d’énergie électrique d’origine photovoltaïque doit être comptabilisé par un compteur électrique pour permettre une facturation le l’énergie électrique injecté dans le réseau, tout comme la consommation électrique par un particulier. Ces éléments de comptage, avec les éléments de protection comme le disjoncteur différentiel général, sont installés en général en limite de propriété et appartienne au distributeur en énergie électrique.

Compteur électrique Disjoncteur différentiel

Figure 24 : Exemple d’éléments compteur électrique et disjoncteur différentiel :

Le compteur électrique permet de compter les kWh photovoltaïques produit par le ou les installations photovoltaïques qui sont injectés dans le réseau électrique.

Figure 25 :Schéma a) Principe de comptage de l’électricité injectée dans le réseau En général, un deuxième compteur électrique est mis en série, mais câblé en sens inverses (câblage

dit montage tête bêche), pour compter les kWh électriques qui peuvent être potentiellement consommés sur le réseau électrique (par les onduleurs la nuit pas exemple).

Du montage précédent, un consommateur en énergie électrique peut très bien se brancher et consommer de l‘énergie électrique en local. Dans ce cas, une partie de la production photovoltaïque sera autoconsommée, le surplus non autoconsommé sera injecté dans le réseau électrique.

Figure 26 Schéma b) Autoconsommation avec injection du surplus sur le réseau A noter que pour connaitre la quantité en énergie photovoltaïque autoconsommé, il est nécessaire d’ajouter un compteur électrique en série dans la partie installation photovoltaïque. Ce compteur n’est pas indispensable pour le distributeur en énergie électrique, ce sera à l’utilisateur d’ajouter lui-même ce comptage s’il souhaite connaître l’économie de consommation en énergie électrique que son installation photovoltaïque lui génère.

Dans le cas ou le producteur en électricité photovoltaïque souhaite injecter toute sa production dans le réseau électrique (dans le cas d’un contrat d’achat avec un tarif d’achat du kWh photovoltaïque avantageux), il est nécessaire d’avoir une deuxième connexion au réseau électrique pour la consommation en électricité du réseau électrique

Figure 27 : Schéma c) injection de la totalité de la production et achat d’électricité du réseau

9.5 Dimensionnement ou calcul de la production en électricité photovoltaïque

Suivant les cas, pour les installations photovoltaïques, on peut être amené chercher à connaître la production électrique d’une installation photovoltaïque de puissance crête Pc ou au contraire, en fonction d’un besoin en énergie électrique, à chercher à dimensionner la puissance crête Pc de l’installation photovoltaïque à réaliser.

Bien souvent, dans le cas des installations photovoltaïques connecté au réseau électrique, La puissance crête Pc est fixée par des conditions extérieures, comme par exemple la surface disponible en toiture, et c’est dans ce cas la production électrique annuelle que l’on cherche à connaître.

En général, la puissance crête de l’installation photovoltaïque est donc connue.

La deuxième donnée indispensable à connaitre est l’irradiation moyenne annuelle dans le plan des modules photovoltaïques, donc suivant l’inclinaison et l’orientation de ceux-ci. C’est typiquement une donnée sur le gisement solaire, donnée que l’on notera dans cette partie du cours IGPa, pour Irradiation Globale dans le plan-annuelle. Le logiciel Météonorm (payant) permet de déterminer avec une assez bonne précision cette valeur IGPa pour n’importe quel site dans le monde, en fixant l’inclinaison, l’orientation et aussi en prenant en compte un masque lointain. Une autre source (gratuite celle-ci) est le site internet de PVGIS (http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/)qui permet pour un site quelconque en Europe, en Afrique et en Asie, de déterminer la valeur IGPa .

Figure 28 : Exemple pour le site de l’INES au Bourget du Lac, France

La valeur pour l’irradiation annuelle globale moyenne dans un plan incliné à 30° vers le sud est de 3,98 kWh/m² par jour (BDD classicpvgis), soit une irradiation global dans le plan des modules de :

IGPa = 365 . 3.98 = 1 452 kWh/m² par an.

La troisième donnée est le performance ratio, noté PR. Cette troisième donnée représente l’ensemble des pertes électriques de l’installation photovoltaïque, principalement les pertes provenant de l’effet joule dans les câblages électriques (de l’ordre de 1%), les pertes dans l’onduleur photovoltaïque (de l’ordre de 5%) mais surtout les pertes provenant de l’élévation de la température dans les modules photovoltaïques soumis à l’irradiance solaire (de l’ordre de 10 à 15 %).

Suivant le type de montage de l’installation photovoltaïque, intégré en toiture, en surimposition toiture ou montage à l’air libre, celui conditionne la ventilation des modules photovoltaïques et donc leur température de fonctionnement en plein soleil. L’expérience montre que le performance ratio se situe en moyenne autour des valeurs suivantes :

Installation bien ventilée style centrale PV au sol : PR = 0,8 Installation moyennement ventilé style surimposition toiture : PR = 0,75 Installation mal ventilé style intégration toiture : PR = 0,70

A partir de ces trois données, Pc, IGPan et PR , il est possible d’estimer la production électrique annuelle Ea d’une installation photovoltaïque comme suit :

Ea (en kWh par an) = Pc (en Wc) . IGPan (en kWh/m² par an) . PR (sans unité)

Cette formule parait non homogène mais il faut bien voir que la puissance crête en Wc n’est pas une unité usuelle du système international SI, la puissance crête exprime la puissance électrique d’un module photovoltaïque ou d’une installation photovoltaïque soumis à une irradiance de 1 000 W/m². Et comme IGPan exprime l’irradiation solaire annuelle en kWh/m², soit un certain nombre d’heure à 1000 W/m², cela revient à dire que l’installation photovoltaïque fonctionne pendant ce nombre d’heure à la puissance Pc.

Note 1) le performance ratio PR représente le rendement électrique de l’installation électrique, ou encore l’énergie électrique réel injectée dans le réseau électrique (Ea) divisé par l’énergie électrique théorique produite par l’installation photovoltaïque (qui est Pc . IGPa)

Note2) Le rendement de conversion de l’énergie solaire en énergie en énergie électrique est pris en compte dans l’expression de la puissance crête Pc, Pc qui dépend de la surface et du rendement de conversion dans les conditions STC (STC pour Standard Test Condition, c'est-à-dire une irradiance de 1 000W/m², une température de 25°C et un spectre solaire AM1.5)

Note4) cette formule ci-dessus n’est vraie que si la puissance électrique délivrée par l’installation photovoltaïque est une fonction linéaire de l’irradiance, ce qui n’est pas tout à fait le cas dans la réalité mais c’est suffisant pour obtenir un premier ordre de grandeur. Pour obtenir une meilleure précision sur l’énergie photovoltaïque produite, il faut utiliser des logiciels de simulation comme PVsyst ou PVSOL qui prendront en compte cette non linéarité.

De même, il est possible d’écrire cette formule pour d’autres intervalles de temps comme le mois et le jour (en énergie) :

Em(en kWh par mois) = Pc (en Wc) . IGPm (en kWh/m² par moi) . PR (sans unité)

Ej (en kWh par jour) = Pc (en Wc) . IGPan (en kWh/m² par jour) . PR (sans unité)

De même, il est possible d’écrire cette formule pour un instant t, donc la puissance électrique produite Pe à partir de l’irradiance Igp (qui est en W/m²) :

Pe (en kW) = Pc (en Wc) . Igp (en kW/m²) . PR (sans unité)

Ou encore Pe (en W) = Pc (en Wc) . Igp (en W/m²) . PR (sans unité)

Exemple de pré-dimensionnement

Précédemment, pour le site de l’INES au Bourget du Lac, l’irradiation globale dans un plan incliné à 30° sud, IGPa = 1 452 kWh/m² par an (équivalent à 1 452 heures avec une irradiation solaire de 1 kW/m²). Pour une installation photovoltaïque de puissance crête Pc = 3 kWc (surface de 30 m² et rendement de conversion énergie solaire vers énergie électrique de 10%), cette installation étant intégré en toiture, le performance ratio considéré est de PR = 0,7 .

La production photovoltaïque annuelle Ea estimée est de :

Ea = 1 452 . 3 . 0,70 = 3 049 kWh

Note1) la consommation moyenne en électricité spécifique (sans chauffage ni eau chaude sanitaire) d’un foyer en France est de environ 3 000 kWh par an, approximativement équivalent à la production électrique d’une installation photovoltaïque de 3 kWc.

Note2) Le taux de charge (nombre d’heures de fonctionnement à la puissance nominale de l’installation, donc la puissance crête) est de 3 049 kWh / 3 kW = 1 016 heures. Ce taux de charge est dépendant de beaucoup de paramètres, le principale étant l’irradiation solaire, celui-ci varie de 800 heures dans le nord de l’Europe à 1 500 heures dans le sud de l’Europe. Taux de charge à comparer avec celui de l’éolien, environ 2 000 heures, et celui des centrales nucléaires, environ 7 000 heures. Plus le taux de charge est important, plus la production en énergie électrique est importante pour une même puissance nominale installée. Les taux de charge indiqué ci-dessus pour le photovoltaïque ne sont pas favorable pour sa rentabilité économique, cela indique que l’investissement initial par unité de puissance devra être faible pour être compétitif.

9.6 Rentabilité des installations photovoltaïques (méthode TEC de Bernard Chabot/ADEME)

Lors de l’étude d’une installation photovoltaïque, il est important d’avoir une idée de la rentabilité de ce projet, cela en déterminant le prix de revient du kilowattheure photovoltaïque. Ce prix de revient du kilowattheure photovoltaïque de l’installation étudié devra être inférieur au tarif d’achat du kWh photovoltaïque prévu dans un contrat (ou inférieur au tarif du kWh du réseau électrique si la production photovoltaïque est autoconsommée).

La méthode de calcul de la rentabilité économique proposée ici est la méthode TEC de Mr Bernard Chabot/ADEME (TEC pour Taux d’Enrichissement du Capital). Cette méthode simple et concise permet à partir que quelques paramètres essentiels de calculer divers critères de rentabilité économiques. Les paramètres essentiels pour ces calculs sont :

-La production photovoltaïque annuelle (Ea en kWh), production dont on a vu l’estimation ci avant. Celle-ci dépend l’irradiation solaire incidente du site en question, des masques lointains et proches, de l’inclinaison et de l’orientation du plan des modules photovoltaïque ainsi que de la puissance crête Pc et du performance ratioPR de l’installation photovoltaïque.

-L’investissement initial (I en €) pour la construction de l’installation photovoltaïque (comprenant tous le matériel, la main d’œuvre, l’étude, les frais de raccordement au réseau électrique, l’assurance…). Actuellement en 2105, cet investissement est variable dans une fourchette comprise entre 1 et 4 €/Wc, suivant la dimension de l’installation photovoltaïque (effet d’échelle de 1 kWc à 1 MWc), suivant le type de montage ou d’intégration en toiture (le montage au sol est moins onéreux qu’une verrière photovoltaïque en toiture), et suivant les conditions dans chaque pays (demande et offre du marché, souvent conditionnés aux subventions). A savoir aussi que le coût des modules photovoltaïques continue à baisser (jusqu’à quand ?) alors que le coût des énergies lui à tendance à augmenter, ce qui conduit à rendre les systèmes photovoltaïques rentable à terme sans subvention.

-Le taux de maintenance (noté Km, sans unité), correspond à l’estimation de la maintenance annuelle divisé par l’investissement initiale. Celui-ci est de l’ordre de 1% par an pour de grandes centrales photovoltaïques au sol et 2% pour les petites installations photovoltaïques sur bâtis. Ce taux de maintenance comprend ente autre les visites de contrôle et le remplacement des composants défectueux (comme l’onduleur qui a une durée de vie de typiquement 10 ans).

- La durée de vie de l’installation (en années) , ou dans bien des cas, la garantie de l’achat des kWh photovoltaïque durant un certains nombre d’année (20 ans en France par exemple).

- Le coût de l’argent (t, sans unité), représente le fait que la valeur de l’argent se dévalue dans le temps et que celui est plus ou moins disponible suivant de nombreux paramètres. Dans le domaine

du photovoltaïque, pour ne pas être trop pénalisé, une valeur de 3% est prise pour ce paramètre sur la durée de vie de l’installation.

De la durée de vie n et du coût de l’argent t, on en calcule un taux d’actualisation Ka comme suit :

�� =�.�1 + ��

�1 + �� − 1

Puis de l’investissement I, de la production Ea, du taux de maintenance Km et du taux d’actualisation Ka, on en calcule directement le prix de revient du kWh photovoltaïque (Pr en €/kWh) comme suit :

Pr = �. ��� + ��

��

Pour que l’installation photovoltaïque soit économiquement rentable avec les hypothèses prises, il faut que le prix de revient Pr soit inférieur au tarif d’achat des kWh photovoltaïque (Ta en €/kWh) prévu dans le contrat.

A partir du tarif d’achat des kWh photovoltaïque (Ta en €/kWh) si celui-ci est connu, il est possible de calculer l’investissement maxi (Imaxi en €) à ne pas dépasser pour être à la limite de la rentabilité économique :

����� = ��.��

��� + ��

Autre critère, en connaissant le tarif d’achat des kWh photovoltaïque (Ta en €/kWh), on peut déterminer par itération en reprenant les formules ci avant de Ka et Pr, le TRA (Temps de Retour Actualisé, en année). Le TRA est le nombre d’année n tel que, en gardant les autres paramètres constants, le prix de revient Pr soit égal au tarif d’achat Ta. Pour être rentable, le TRA doit être inférieur à n.

De même, en connaissant le tarif d’achat des kWh photovoltaïque (Ta en €/kWh), on peut déterminer par itération en reprenant les formules ci avant de Ka et Pr, le TRI (Taux de rentabilité interne, en %). Le TRI est le coût de l’argent t tel que, en gardant les autres paramètres constants, le prix de revient Pr soit égal au tarif d’achat Ta. Pour être rentable, le TRI doit être supérieur à t.

Suite de l’exemple de notre installation photovoltaïque pour le site de l’INES au Bourget du Lac, (Irradiation annuelle dans le plan des modules, IGPa = 1 452 kWh/m² par an, puissance crête Pc = 3 kWc, performance ratio PR = 0,7 et production photovoltaïque annuelle Ea =3 049 kWh. Avec un investissement I à 3 €/Wc, soit 9 000 €, une maintenance Km = 1%, une durée de vie = 20 ans et un coût de l’argent t = 3%, on en calcule Ka puis Pr :

Ka = 0,0672 puis Pr = 9 000 .( 0,0672+0,01)/3 049 = 0,228 €/kWh

Avec un tarif d’achat des kWh PV à Ta = 0,25 €/kWh, notre installation photovoltaïque est rentable économiquement. De même, l’investissement maxi Imaxia ne pas dépasser est de :

Imaxi = 0,25 . 3 049 / (0,0672 + 0,01) = 9 873 € (supérieur à 9 000 € , OK) Par itération, on peut déterminer TRA, TRA = 17,4 ans (inférieur à 20ans, OK) Par itération, on peut déterminer TRA, TRA = 4,3 % (supérieur à 3%, OK)

Note) le logiciel Calsol (gratuit à l’adresse http://ines.solaire.free.fr/pvreseau_1.php) est basé sur ces calculs

9.7 Étude de la compatibilité entre le champ photovoltaïque et l’onduleur

Le dimensionnement d’une installation photovoltaïque consiste dans un premier temps à fixer l’implantation d’un certain nombre modules photovoltaïques sur le support (toiture d’un bâtiment ou emplacement au sol sur une structure) avec une certaine inclinaison et orientation. L’implantation de ces modules va fixer le nombre de modules photovoltaïques utilisés mais aussi différentes possibilités de mise en série de modules, appelé chaine ou string, et de mise en parallèle de ces chaine ou string. Cette mise en série et parallèle de modules photovoltaïques conditionne la puissance électrique mais également la tension et l’intensité en sortie de l’installation photovoltaïque et cela, en fonction des paramètres extérieurs que l’irradiance solaire et la température extérieure. L’onduleur branché sur le champ photovoltaïque possède des plages de fonctionnement en tension, en intensité et en puissance et de ce fait devra être compatible avec la production électrique du champ photovoltaïque.

9.7.1 Compatibilité en Puissance :

Du fait que l’irradiance solaire, sous les latitudes européennes, monte à environ 1 000 W/m² et que le ratio de performance est en général de l’ordre de 0,8 , il est de coutume de dimensionner l’onduleur entre 80% et 100% de la puissance crête du champ photovoltaïque. En fait, pour estimer correctement la puissance de l’onduleur, l’idéal serait de connaître l’histogramme en puissance en sortie du champ photovoltaïque, ce qui peut être simulé par un logiciel comme PVsyst. Voyons les 2 exemples suivants :

Figure 29 : Histogramme des puissances pour un champ PV de 3,18 kWc, orienté 30° sud à Genève (Suisse)

Si le dimensionnement de l’onduleur est égal à 80% de la puissance crête du champ PV, soit 2,55 kW, on voit sur l’histogramme que l’on est sous dimensionné car toute la puissance du champ PV entre 2,55 kW et 3 kW n’est pas utilisée. Il serait plus judicieux de choisir un onduleur de 3 kW ou 3,2 kW (proche des 100% de de la puissance crête de champ PV.

Figure 30 : Histogramme des puissances pour un champ PV de 3,18 kWc, orienté 90° sud à Genève (Suisse)

Si le dimensionnement de l’onduleur est égal à 100% de la puissance crête du champ PV, soit 3,2 kW, on voit sur l’histogramme que l’on est sur dimensionné car le champ PV ne délivre aucune puissance entre 2,5 kW et 3,2 kW. Il aurait été plus judicieux de choisir un onduleur de 2,4 ou 2,5 kW pour l’utiliser jusqu’à sa puissance nominale.

L’idéal est donc de connaître l’histogramme de puissance mais ce n’est pas toujours possible. En règle générale, il faudra plutôt choisir un dimensionnement à 80% de la puissance crête du champ PV lorsque les conditions d’inclinaison et d’orientation sont défavorables (verticale, est ou ouest), les températures moyennes plutôt élevées et les conditions d’irradiation médiocre tel que en centre-ville (pollution) ou au bord de la mer. De même, il faudra plutôt choisir un dimensionnement à 100% de la puissance crête du champ PV lorsque les conditions d’inclinaison et d’orientation sont favorables (30° sud), les températures moyennes plutôt basses et de bonnes conditions d’irradiation tel que en campagne. Il sera peut-être même nécessaire de sur dimensionner l’onduleur en montagne ou le ciel est très clair (faible épaisseur d’atmosphère), la température moyenne basse et un albédo important (réflexion sur la neige).

9.7 2 Compatibilité en Intensité

L’irradiation solaire par ciel dégagé est de l’ordre de 800 à 900 W/m² mais dans certaines conditions avec une forte irradiance directe et un ciel couvert de nuages blanc (diffus important), l’irradiance solaire peut atteindre les 1 300 W/m² pendant quelques minutes et cela quelques fois par an. Bien que cela ne soit pas dommageable pour l’onduleur si celui-ci est protégé des sur intensités, il est recommandé de prendre de la marge sur l’intensité maximum admissible de l’onduleur (attention aux fusibles de protection qui eux aussi sont à sur dimensionner pour éviter d’avoir à les changer trop souvent. L’idéale étant de prendre 30% de marge (voir suivant les pays les recommandations normatives) par rapport aux conditions STC de fonctionnement des modules photovoltaïques.

9.7.3 Compatibilité en tension à vide

C’est à vide (l’onduleur ne fonctionne pas, donc l’intensité est nulle mais celui-ci reste branché sur le champ PV) que la tension aux bornes du champ PV est la plus élevée, et cela est encore plus défavorable lorsque l’irradiance atteint occasionnellement les 1 300 W/m². Cette tension à vide dans le cas le plus défavorable doit rester inférieur à la tension maximum admissible par l’onduleur PV sous peine de détruire celui-ci (c’est certainement une des principales causes de pannes des onduleurs si ce point n’a pas été vérifié, surtout en montagne). Pour cela, il est recommandé de

prendre de la marge sur la tension maximum à vide, idéalement 15 % par rapport aux conditions STC de fonctionnement des modules photovoltaïques (voir suivant les pays les recommandations normatives).

Note, les modules photovoltaïques ont une tension maximum de fonctionne ment dans le système, souvent de l’ordre de 1000 volts (voir dans les caractéristiques des modules photovoltaïques), cette valeur permet de calculer combien de modules au maximum en série il est possible de mettre dans une chaine.

9.7.4 Compatibilité en tension de fonctionnement

En fonctionnement, l’onduleur ajuste le point de fonctionnement aux bornes du champ photovoltaïque pour rechercher le point ou la puissance est maximum (système MPPT), donc avec un couple tension et intensité en fonctionnement. Ce couple tension et intensité varie en fonction de l’irradiance solaire et la température de cellule des modules photovoltaïques. L’intensité en fonctionnement varie entre zéro et l’intensité maximum comme déjà vue précédemment. La tension de fonctionnement va varier entre une valeur mini, Upvmini, (dès que l’irradiance fait quelque dizaines de W/m²) et une valeur maximum, Upvmaxi, pour une forte irradiation (et aussi de façon moins marqué pour une faible température). Pour une bonne compatibilité entre le champ photovoltaïque et l’onduleur, ces deux tensions Upvmini et Upvmaxi doivent être incluse entre les tensions Vmppt mini et Vmppt maxi de l’onduleur photovoltaïque (voir les caractéristiques électriques de l’onduleur PV). Des logiciels tels que PVsyst ou PVSOL (pour présenter les 2 plus connus) permettent de simuler sur une année tous les points de fonctionnement en tension, intensité (et donc en puissance) heure par heure suivant un fichier météorologique moyen et donc de vérifier la compatibilité entre le champ PV et l’onduleur photovoltaïque.

Pour une vérification sommaire, il est possible de prendre les conditions suivantes : Vmpptmini onduleur < 80% de la tension typique STC du champ PV Vmpptmaxi onduleur > 115% de la tension typique STC du champ PV

Explication : 80% de la tension typipque STC du champ PV représente la tension aux bornes du champ PV pour une irradiance de 100 W/m² (pour un champ PV en silicium cristallin) et 130% de la tension typique STC du champ PV représente la tension aux bornes du champ PV pour une irradiance de 1 300 W/m² (pour un champ PV en silicium cristallin)

9.7.5 Exemple de dimensionnement sur une petite installation photovoltaïque

Une toiture sur laquelle nous souhaitons mettre une installation photovoltaïque permet de mettre 8 modules Photowatt PW2350-235 sur celle-ci.

Figure 31 : caractéristiques du module Photowatt PW2350-235

Ces 8 modules photovoltaïques sont associés à un onduleur SMA de référence Sunny boy 1700.

Figure 32 : Caractéristiques de l’onduleur Sunny Boy 1700

En choisissant un câblage en parallèle de 2 strings de 4 modules en série à l’entrée de l’onduleur SMA, montrons que cette association est compatible ou non.

Figure 33 : schéma de montage de 2 strings en parallèle de chacun 4 modules en série

Vérifions les différents points évoqués ci-dessus :

Vérification en puissance :

L’installation photovoltaïque comprend 8 modules Photowatt PW2350 – 235Wc, soit une puissance crête totale de 1 880 Wc. L’onduleur photovoltaïque SMA Sunny Boy 1700 à une puissance admissible à l’entrée de 1850 watts.

Le ratio Puissance onduleur / Puissance champ photovoltaïque est égal à 0,98 , cette valeur est bien comprise entre 0,8 et 1 (adapté pour de bonne condition d’exposition pour un champ photovoltaïque typiquement incliné à 30° et orienté vers le sud). Donc OK en puissance.

Vérification de la compatibilité en intensité :

L’intensité électrique délivré par l’installation PV dans le cas le plus défavorable est égal à l’intensité typique (conditions STC) multiplié par 2 (car il y a 2 strings en parallèles) multiplié par 1,3 (Irradiance à 1 300 W/m²), soit 7,86A x 2 x 1,3 = 20,43 A. Le courant d’entée maximum de l’onduleur est de 12,6A, ce qui est inférieur au courant produit par le champ photovoltaïque. Donc problème en intensité.

Vérification de la compatibilité en tension à vide :

La tension à vide d’un module est de 37,2 V (conditions STC), avec une irradiance de 1 300W/m², cette tension à vide est de 37,2V x 1,15 = 42,78V. Sachant que la tension maximum du circuit ne peut dépasser 1 000Vdc, soit 1 000 V / 42,78 = 23,37 soit 23 modules PV maximum en série. Dans notre cas, OK avec 4 modules en série.

Avec 4 modules PV en série la tension maximum à vide du champ photovoltaïque est de 37,2V x 1,15 x 4 = 171,12V. Cette valeur est bien inférieure à la tension d’entrée maxi de l’onduleur qui est de 400V. Donc OK en tension maxi à vide.

Vérification de la compatibilité en tension typique en fonctionnement au point mppt :

La tension typique (point mppt) d’un module est de 29,9V (conditions STC). Avec 4 modules PV en série et une irradiance pouvant varier de 100 W/m² à 1 300 W/m², la tension en fonctionnement du champ photovoltaïque varie de 29,9V x 4 x 0,8 = 95,68V à 29,9 x 4 x 1,15 = 137,54V. Comme la plage de fonctionne ment de l’onduleur varie de 147V à 320V, la tension en sortie du champ photovoltaïque est trop faible pour faire fonctionner l’onduleur. Donc problème en tension de fonctionnement au point mppt.

En conclusion sur ce câblage en parallèle de 2 strings de 4 modules en série à l’entrée de l’onduleur SMA, cette association est non compatible. La tension est trop faible et l’intensité trop élevé. Une solution serait de chercher un autre onduleur ou de changer de référence de module photovoltaïque mais une solution évidente est de changer le câblage de 2 strings de 4 modules en un string de 8 modules en série à l’entrée de l’onduleur SMA.

Montrons que cette association est bien compatible.

Vérification en puissance :

C’est idem au cas précèdent. Donc OK en puissance.

Vérification de la compatibilité en intensité :

L’intensité électrique délivré par l’installation PV dans le cas le plus défavorable est égal à l’intensité typique (conditions STC et 1 seul string) multiplié par 1,3 (Irradiance à 1 300 W/m²), soit 7,86A x 1,3 = 10,21 A. Le courant d’entée maximum de l’onduleur est de 12,6A, ce qui est supérieur au courant produit par le champ photovoltaïque. Donc OK en intensité.

Vérification de la compatibilité en tension à vide :

La tension à vide d’un module est de 37,2 V (conditions STC), avec une irradiance de 1 300W/m², cette tension à vide est de 37,2V x 1,15 = 42,78V. Sachant que la tension maximum du circuit ne peut dépasser 1 000Vdc, soit 1 000 V / 42,78 = 23,37 soit 23 modules PV maximum en série. Dans notre cas, toujours OK avec 8 modules en série. Avec 8 modules PV en série la tension maximum à vide du champ photovoltaïque est de 37,2V x 1,15 x 8 = 342,24V. Cette valeur est bien inférieure à la tension d’entrée maxi de l’onduleur qui est de 400V. Donc OK en tension maxi à vide.

Vérification de la compatibilité en tension typique en fonctionnement au point mppt : La tension typique (point mppt) d’un module est de 29,9V (conditions STC). Avec 8 modules PV en série et une irradiance pouvant varier de 100 W/m² à 1 300 W/m², la tension en fonctionnement du champ photovoltaïque varie de 29,9V x 8 x 0,8 = 191,36V à 29,9 x 8 x 1,15 = 275,08V. Comme la plage de fonctionne ment de l’onduleur varie de 147V à 320V, la tension en sortie du champ photovoltaïque est compatible pour faire fonctionner l’onduleur. Donc OK en tension de fonctionnement au point mppt.

Cette fois ci, avec le câblage de 8 modules Photowatt 2350 – 235 câblé en série à l’entrée d’un onduleur SMA sunny Boy 1700, cette association est compatible.

Rappel, le point la plus important à vérifier est de ne pas dépasser la tension maximum à l’entrée de l’onduleur car cela peut être destructeur pour celui-ci. Pour les autres cas, le risque est d’avoir une production moindre que celle attendue par calcul ou simulation.

Dans ce document, par rapport au point de fonctionnement dans les conditions STC (irradiance de 1 000 W/m², spectre AM1.5 et température de 25°C), l’intensité maxi est prise avec un facteur 1,3 , la tension maxi est prise avec un facteur 1,15 et mini avec un facteur 0,8. Ces facteur sont relativement arbitraires mais permettent de simplifier l’étude. Pour d’autres sources, ces variations sont calculées en faisant varier la température de par exemple 0°C à 70°C, en utilisant les coefficients en température du module photovoltaïque, cette méthode donne des résultats assez similaires aux facteurs décrits ci avant. Par contre, un ingénieur expérimenté saura adapter les facteurs de façon réaliste pour différentes conditions tel que le milieu désertique ou le milieu montagnard avec des températures et irradiances extrêmes. Concernant cette vérification de la compatibilité entre un champ photovoltaïque et l’onduleur, les fabricants d’onduleur proposent gratuitement des logiciels pour vérifier cette compatibilité.

Figure 35 : Résultat de la simulation faite par le logiciel de SMA sur la compatibilité dans le cas de notre exemple. Source : logiciel Sunny Design de SMA)

9.8 Bibliographie

Installations photovoltaïques - 5e éd. - Conception et dimensionnement d'installations raccordées au: Conception et dimensionnement d'installations raccordées au réseau Anne Labouret et Michel Villoz, Edition Le Moniteur, Dunod

PHOTOVOLTAICS: DESIGN AND INSTALLATION MANUAL BOOK

Photovoltaic System Design byJohn R. Balfour, PhD