Circuit à courant continu (CC)

Le circuit à courant continu d'une installation photovoltaïque (des modules photovoltaïques aux onduleurs) comprend :

• Les modules PV,
• Le câblage (câbles, connecteurs) jusqu'aux onduleurs,
• Des organes de coupure, de protection et de sectionnement.

Les domaines de tension rencontrés sont les suivants :

• Très basse tension (TBT<120VCC -Volt en Courant Continu-) pour un module PV seul (Tension en circuit ouvert de l'ordre de 40 VCC).
• Basse tension (BT<1500 VCC) pour un circuit complet, les modules PV étant reliés en série par groupes d'environ 10 ou 20 en fonction de leurs caractéristiques électriques et de celles des onduleurs . En pratique, la tension en circuit ouvert de ce circuit est toujours < 1000 VCC mais on voit de plus en plus de systèmes PV fonctionnant à 1500 VCC.

Il faut rester vigilant sur ce circuit à courant continu qui reste sous tension en journée, dès que la lumière est suffisante (sauf si il y a des boitiers électroniques déportés au niveau de chaque module). En cas de mauvais contact, un phénomène d'amorçage d'arc électrique peut se produire et se maintenir dans le temps. Si cet arc n'est pas rapidement coupé, un début d'incendie peut alors se produire.

Circuit à courant alternatif (CA)

Le circuit à courant alternatif d'une installation PV (des onduleurs au point de raccordement au réseau public de distribution d'électricité)  comprend :

• Les onduleurs,
• Le câblage jusqu'au point de branchement au réseau public de distribution d'électricité,
• Des organes de coupure, de protection et de sectionnement,
• Les ouvrages de raccordement au réseau public de distribution d'électricité.

Contrairement au circuit à courant continu, le circuit à courant alternatif d'une installation PV ne possède pas de spécificités. En effet, le circuit d'alimentation qui comprend les onduleurs, les organes de coupure, de protection et de sectionnement, ainsi que les normes décrivant leur mise en œuvre, à savoir principalement les normes NF C15-100, NF 14-100, NF C13-100 et NF C13-200 , sont identiques aux installations de consommation.

Enfin, les ouvrages de raccordement au réseau public de distribution, réalisés soit par ENEDIS ou une ELD, soit directement par les producteurs en fonction de la puissance de l'installation et de la tension de livraison, sont similaires à ceux des clients consommateurs. Les domaines de tension différent selon la puissance de raccordement au réseau public de distribution et la tension CA de fonctionnement des onduleurs.

Comme tout système de conversion d'énergie,  la performance d'une installation photovoltaïque est caractérisée par son rendement.  c'est le calcul du Ratio de Performance (PR) qui permet de rendre compte de la qualité de fonctionnement d'une installation indépendamment de l'irradiation ou de la puissance crête des modules:

PR=\frac{production reelle (kWh)}{production theorique (kWh)}

avec:

• production réelle: E_elec énergie électrique produite en sortie du système sur un an en kWh
• production théorique = Hi x Pc où Hi: irradiation globale reçue dans le plan des modules sur 1m² pendant un an et Pc la puissance en Wc du système

Le ratio de performance se situe entre 0,7 et 0,8 pour des installations classiques correctement conçues.

calcul du rendement d'une installation photovoltaïque

 La production d’une installation photovoltaïque est donnée par l’équation suivante :

E_{elec} = Hi \times S \times \eta

avec

• E_elec [kWh/an] : énergie électrique produite en sortie du système sur un an
• Hi [kWh/m2.an] : irradiation globale reçue dans le plan des modules sur 1m² pendant un an.
• S [m2] : surface du champ des modules photovoltaïques
• η : rendement global du système

Le rendement global du système inclut l’ensemble des pertes provoquées par ses composants, des modules jusqu’au point d’injection du courant alternatif sur le réseau de distribution.

\eta=\frac{E_{elec}}{E_{lum}}

Il permet de caractériser la fraction de l'énergie lumineuse captée au départ que l'on retrouve sous forme électrique injectée sur le réseau. Il est donc égal au rapport entre l'énergie lumineuse E_lum reçue sur les panneaux et l'énergie électrique E_elec de sortie injectée sur le réseau.

ce rendement global, η,  peut être séparé en deux composantes :

\eta =\eta_{stc}\times eta_{systeme} $$

η_stc est le rendement des modules en conditions de tests standards, c'est-à-dire sous une luminosité G_stc. Soumis à cette luminosité, les panneaux délivrent une puissance électrique de sortie globale que l'on nomme la puissance crête Pc. C'est elle qui caractérise le champ photovoltaïque lors de son installation ( 3 kWc en moyenne pour les particuliers). Le rendement η_stc permet donc de caractériser l'efficacité de la conversion de l'énergie lumineuse en énergie électrique, avant qu'elle n'arrive au niveau des onduleurs:

\eta_{stc}=\frac{P_{c}}{G_{stc}\times S}

avec:

• Pc = Puissance crête des modules
• S = Surface du champ photovoltaïque
• G_stc = 1000 W/m² à 25°C

Quant à  η_systeme , il est appelé ratio de performance et est égal aux autres rendements caractérisant les composants qui suivent les modules et liés à la typologie de l'installation :

• le rendement de l’onduleur et son adaptation aux caractéristiques du champ photovoltaïque.
• les pertes dans les câbles.
• la température de fonctionnement des modules.
• la qualité d’appairage des modules selon leurs caractéristiques réelles (mismatch).
• la typologie de câblage des séries de modules tenant plus ou moins compte des masques proches.
• la tolérance sur la puissance crête de l'installation (divergence entre puissance théorique nominale et puissance réellement installée).
• la présence de masques (proches et lointains).

Le ratio de performance

En synthétisant les équations précédents et si on exprime la puissance en kWc plutôt qu’en Wc (ce qui permet d'"éliminer" la variable G_stc (G_stc = 1000 W/m² = 1kW/m²)), on obtient l’équation :$$

$$ E_{elec}=Hi \times P_{c} \times \eta_{systeme}

La production photovoltaïque dépend donc de 3 composantes :

• l’irradiation reçue,
• la puissance crête,
• le ratio de performance (η_systeme) (PR, dans la littérature anglophone).

Pratiquement, le ratio de performance s’obtient en effectuant le rapport entre la production réelle et la production théorique, pendant une période de référence. La différence entre les productions théoriques et réelles provient des pertes engendrées par les différents équipements de l’installation.

Son utilisation permet d'obtenir un indicateur de performance indépendant de la puissance crête du système, de sa localisation géographique et des orientations et inclinaisons du champ.Lors du dimensionnement d’un système, on s’attachera à maximiser ce coefficient, alors que les autres termes de la dernière équation (Hi et Pc) seront uniquement affectés par la localisation, l’inclinaison et l’orientation du champ, le type et la surface de modules employés

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".

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.

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

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.

Les logiciels de CONCEPTION d'installation complète

Ces outils sont généralement payants et permettent d'analyser l'ensemble des opérations de planification d'une installation. Ils intègrent des fonctionnalités évoluées comme l'intégration de relevé de masques lointains ou la modélisation en trois dimensions de l'installation avec ses masques proches. Le calcul de la production est réalisée de manière dynamique.

Les outils d'estimations rapides

Mis à disposition librement, ils permettent d'estimer rapidement le productible d'un site à partir de paramètres comme les coordonnées du site, l'inclinaison et l'orientation des modules. Le calcul de cette production utilise des valeurs moyennes statiques.

Les outils de dimensionnement de matériel

Ce sont des outils mis à disposition par les fabricants de matériel et permettant d'appairer leurs produits avec d'autres composants. Ces outils font référence lors du dimensionnement de système.

Les bases de données météorologiques

Ces outils permettent l'accès à des bases de données météorologiques dont on exploitera les informations propres à l'ensoleillement. Ces accès peuvent être gratuits ou payants selon le cas et la "fraîcheur" des données.

L'INES fournit une liste assez complète des outils existants sur le marché.