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Points clés pour une installation plus performante

Points cles pour une installation plus performante

Performances de l'onduleur

La performance de l'onduleur est sa capacité à restituer l'énergie présentée à son entrée avec un minimum de perte. Au sein du système photovoltaïque, les pertes engendrées par l'onduleur dépendent de 4 facteurs :

  • son rendement intrinsèque
  • sa puissance nominale vis-à-vis de la puissance du champ photovoltaïque
  • son adaptation à la plage de tension des modules, fortement dépendante de la température atteinte par ceux-ci
  • sa température de fonctionnement

Pertes dans les câbles

Alors que la norme NF C15-100 accepte des chutes de tension dans les câbles de 3% pour des installations de consommation en basse tension, pour la production photovoltaïque, on limitera cette valeur à 1%, que ce soit du côté modules (courant continu) ou en aval de l’onduleur (courant alternatif). Cette valeur est d’ailleurs adoptée par le guide UTE C15-712-1. Ce choix de conception permet de gagner facilement des "points" de rendement.

Influences des masques

Lors de la conception d'un système , il est donc important de prendre en compte tout obstacle susceptible d’ombrager le champ photovoltaïque et d'en écarter les surfaces actives autant que possible.

Les masques lointains sont définis comme étant ceux générés par les bâtiments et autres obstacles bordant la parcelle (constructions, montagnes, végétation…). Les masques proches sont ceux créés par les éléments du bâtiment lui-même (cheminées, tourelles de ventilation, acrotères…) situés à proximité du champ photovoltaïque. L’ombrage mutuel des séries de capteurs lorsqu’elles sont trop proches les unes des autres est aussi considéré comme masque proche.

Pour quantifier les masques lointains, on utilisera des relevés sur sites reportés sur des diagrammes de courses du soleil, appelés "relevés de masques".

La règle des 18° ©Formation Qualisol ADEME - modifié

En ce qui concerne les masques proches on utilisera une modélisation en 3 dimensions (longueur, largeur et élévation des obstacles) de l’environnement proche des modules lors de la simulation de production. De manière plus intuitive, on pourra utiliser aussi la règle des 18° . Cette règle consiste à interdire la pose de modules dans une zone dont le périmètre correspond à 3 fois (tan 18°) la hauteur de l’obstacle autour de celui-ci. La perte d’énergie engendrée sera alors négligeable car l’ombre se produira uniquement lorsque le rayonnement solaire marquera un angle inférieur à 18° avec l’horizontal.

Une troisième solution pour caractériser les masques consiste en l’utilisation d’appareils dédiés dotés d'une lentille « œil de poisson » venant à l’emplacement futur des modules et retranscrivant les masques « perçus » par les capteurs. Cette solution convient à la fois pour des masques lointains et proches si l’installation n’est pas trop grande. Ce type d'appareil, de part son coût, est réservé aux professionnels.

Température des modules

La température de fonctionnement a une influence très nette sur la performance des modules. Les caractéristiques données par les constructeurs annoncent des valeurs de dégradation de puissance de l’ordre de 0,4 % par °C d’élévation. Les températures atteintes vont dépendre bien sûr de la rigueur du climat mais aussi du mode d’intégration favorisant ou non la ventilation du module lors de son fonctionnement. On favorisera les solutions bien ventilées pour obtenir une meilleure production.

Mesure de l'influence de la température sur la puissance d'un système de 12,7 kWc ©Hespul

Appairage des modules

Les modules présentent naturellement des caractéristiques différentes (même très peu) pouvant créer des déséquilibres lors de leur association au sein d'un champ photovoltaïque. On appelle cette différence de performance entre modules d'une branche ou entre branches mises en parallèles le " mismatch

". Ces déséquilibres dégradent le MPP (point de performance maximal) des séries de modules et conduisent à une baisse d'énergie exploitable. Afin de limiter ce phénomène, on triera les modules associés afin d'avoir des courants les plus homogènes possibles. En fonction de la tolérance sur les puissances, cette pratique pourra réduire les pertes par mismatch de 1,5% à 0,4% pour une dispersion de 10%. En pratique, les modules sont triés selon leur courant de MPP dès que la tolérance de puissance individuelle des modules dépasse 8%. Ce tri s'effectue à partir des caractéristiques mesurées en sortie d'usine par les fabricants (flash test).

Câblage des séries

schemapv_ombrage.png

Un câblage judicieux des séries de module en fonction des ombrages sur l'installation permet de minimiser la perte engendrée par les masques. En effet, on cherchera à éviter au maximum les différences d'éclairement au sein d'une même série. C'est pourquoi on associera autant que possible les modules ombragés en même temps au sein d'une même série.

Dernière Mise à jour : 25/04/2019

Points clés pour une installation plus performante

Points cles pour une installation plus performante

Performances de l'onduleur

La performance de l'onduleur est sa capacité à restituer l'énergie présentée à son entrée avec un minimum de perte. Au sein du système photovoltaïque, les pertes engendrées par l'onduleur dépendent de 4 facteurs :

  • son rendement intrinsèque
  • sa puissance nominale vis-à-vis de la puissance du champ photovoltaïque
  • son adaptation à la plage de tension des modules, fortement dépendante de la température atteinte par ceux-ci
  • sa température de fonctionnement

Pertes dans les câbles

Alors que la norme NF C15-100 accepte des chutes de tension dans les câbles de 3% pour des installations de consommation en basse tension, pour la production photovoltaïque, on limitera cette valeur à 1%, que ce soit du côté modules (courant continu) ou en aval de l’onduleur (courant alternatif). Cette valeur est d’ailleurs adoptée par le guide UTE C15-712-1. Ce choix de conception permet de gagner facilement des "points" de rendement.

Influences des masques

Lors de la conception d'un système , il est donc important de prendre en compte tout obstacle susceptible d’ombrager le champ photovoltaïque et d'en écarter les surfaces actives autant que possible.

Les masques lointains sont définis comme étant ceux générés par les bâtiments et autres obstacles bordant la parcelle (constructions, montagnes, végétation…). Les masques proches sont ceux créés par les éléments du bâtiment lui-même (cheminées, tourelles de ventilation, acrotères…) situés à proximité du champ photovoltaïque. L’ombrage mutuel des séries de capteurs lorsqu’elles sont trop proches les unes des autres est aussi considéré comme masque proche.

Pour quantifier les masques lointains, on utilisera des relevés sur sites reportés sur des diagrammes de courses du soleil, appelés "relevés de masques".

La règle des 18° ©Formation Qualisol ADEME - modifié

En ce qui concerne les masques proches on utilisera une modélisation en 3 dimensions (longueur, largeur et élévation des obstacles) de l’environnement proche des modules lors de la simulation de production. De manière plus intuitive, on pourra utiliser aussi la règle des 18° . Cette règle consiste à interdire la pose de modules dans une zone dont le périmètre correspond à 3 fois (tan 18°) la hauteur de l’obstacle autour de celui-ci. La perte d’énergie engendrée sera alors négligeable car l’ombre se produira uniquement lorsque le rayonnement solaire marquera un angle inférieur à 18° avec l’horizontal.

Une troisième solution pour caractériser les masques consiste en l’utilisation d’appareils dédiés dotés d'une lentille « œil de poisson » venant à l’emplacement futur des modules et retranscrivant les masques « perçus » par les capteurs. Cette solution convient à la fois pour des masques lointains et proches si l’installation n’est pas trop grande. Ce type d'appareil, de part son coût, est réservé aux professionnels.

Température des modules

La température de fonctionnement a une influence très nette sur la performance des modules. Les caractéristiques données par les constructeurs annoncent des valeurs de dégradation de puissance de l’ordre de 0,4 % par °C d’élévation. Les températures atteintes vont dépendre bien sûr de la rigueur du climat mais aussi du mode d’intégration favorisant ou non la ventilation du module lors de son fonctionnement. On favorisera les solutions bien ventilées pour obtenir une meilleure production.

Mesure de l'influence de la température sur la puissance d'un système de 12,7 kWc ©Hespul

Appairage des modules

Les modules présentent naturellement des caractéristiques différentes (même très peu) pouvant créer des déséquilibres lors de leur association au sein d'un champ photovoltaïque. On appelle cette différence de performance entre modules d'une branche ou entre branches mises en parallèles le " mismatch

". Ces déséquilibres dégradent le MPP (point de performance maximal) des séries de modules et conduisent à une baisse d'énergie exploitable. Afin de limiter ce phénomène, on triera les modules associés afin d'avoir des courants les plus homogènes possibles. En fonction de la tolérance sur les puissances, cette pratique pourra réduire les pertes par mismatch de 1,5% à 0,4% pour une dispersion de 10%. En pratique, les modules sont triés selon leur courant de MPP dès que la tolérance de puissance individuelle des modules dépasse 8%. Ce tri s'effectue à partir des caractéristiques mesurées en sortie d'usine par les fabricants (flash test).

Câblage des séries

schemapv_ombrage.png

Un câblage judicieux des séries de module en fonction des ombrages sur l'installation permet de minimiser la perte engendrée par les masques. En effet, on cherchera à éviter au maximum les différences d'éclairement au sein d'une même série. C'est pourquoi on associera autant que possible les modules ombragés en même temps au sein d'une même série.

Dernière Mise à jour : 25/04/2019

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