PhotoVoltaiQue

HAMDI SLIMENE Chef de Service Principal STEG / District de Sousse Ville Service Contrles & Mesures

Sousse 2011

Les installations photovoltaques (H.S STEG/DDI/DRDC/DSSV) Page 2 sur 42

1. Introduction L'nergie solaire photovoltaque provient de la transformation directe d'une partie du rayonnement solaire en nergie lectrique. Cette conversion d'nergie s'effectue par le biais d'une cellule dite photovoltaque, base sur un phnomne physique appel effet photovoltaque qui consiste produire un courant lorsque la surface de cette cellule est expose la lumire. Le constituant essentiel d'une cellule photovoltaque responsable de l'effet photovoltaque est un semi-conducteur. Le semi-conducteur le plus utilise aujourd'hui est le silicium, mais d'autres semi-conducteurs existent telle que le slnium, le tellure de cadmium, etc. Il existe diffrents types de cellules photovoltaques. :

Les cellules monocristallines : sont les photopiles de la premire gnration, elles ont un taux de rendement de 12 16%, mais la mthode de production est laborieuse et difficile, et donc, trs chre car il faut une grande quantit d'nergie pour obtenir du cristal pur. Les cellules polycristallines ont un rendement de 11 13%, mais leur cot de production est moins lev. NB : Le silicium est le matriau de base des photopiles.

Les cellules polycristallines sont labores partir d'un bloc de silicium cristallis en forme de cristaux multiples. Vues de prs, on peut voir les orientations diffrentes des cristaux (tonalits diffrentes). Elles ont un rendement de 11 13%, mais leur cot de production est moins lev que les cellules monocristallines.

Les cellules amorphes ont un cot de production bien plus bas, mais malheureusement leur rendement n'est que 8 10%. Cette technologie permet d'utiliser des couches trs minces de silicium. On peut donc appliquer de trs fines couches de silicium amorphe sur des vitres, du plastique souple ou du mtal, par un procd de vaporisation sous vide. C'est le silicium amorphe qu'on trouve le plus souvent dans les petits produits de consommation comme les calculatrices et les montres, mais aussi plus rcemment sur les grandes surfaces utilises pour la couverture des toits.

2. L'installation photovoltaque

2.1. Principes gnraux photovoltaques

La diode La polarisation directe de la jonction (en respectant les

bornes) provoque un abaissement de la barrire de potentiel et permet un passage important de courant d aux porteurs majoritaires. La polarisation inverse provoque un renforcement de la

barrire de potentiel (largissement de la zone de dpltion par recombinaison) et un courant d aux porteurs minoritaires (trous dans le type n et lectrons dans le type p). Ce courant, trs faible, varie peu en fonction de la tension. Pour crer un courant utilisable dans cette jonction p-n, deux

moyens sont possibles :

Soit abaisser la barrire de potentiel (grce une polarisation directe). La jonction est alors rceptrice (diodes de redressement).

Soit, fournir une nergie supplmentaire (dorigine lumineuse, thermique) aux porteurs de la bande de valence. La jonction est alors gnratrice.

Polarisation en sens

inverse

Polarisation en sens direct

a) La cellule photovoltaque

La conversion de l'nergie solaire Une cellule solaire est compose dun cristal semi-conducteur

dop P est recouvert d'une zone trs mince dope N et d'paisseur e gale quelques millimes de mm. Entre les deux zones se trouve une jonction J. La zone N est couverte par une grille mtallique qui sert de cathode k tandis qu'une plaque mtallique a recouvre l'autre face zone P du cristal et joue le rle d'anode. L'paisseur totale du cristal est de l'ordre du mm. Lorsque les rayons solaires frappent les cellules semi-conductrices, les photons du rayonnement pntrent les cristaux travers les grilles et provoquent l'apparition d'un courant lectrique continu de l'ordre de quelques ampres sous une tension de l'ordre de quelques centaines de millivolts entre la cathode et l'anode.


La diode photovoltaque L'effet du rayonnement lorsquil fournit assez d'nergie fait

apparatre des paires supplmentaires dlectron trou porteur (apparition simultane d'un porteur n et d'un porteur p) dans la jonction. Les porteurs p ainsi crs ont tendance migrer vers le

matriau p et les porteurs n vers le matriau n, renforant la barrire de potentiel. Une partie des porteurs gnrs par le rayonnement sera elle aussi soumise divers phnomnes de recombinaison (disparition simultane d'un porteur n et d'un porteur p). Lclairement a deux effets sur le fonctionnement : Si le systme fonctionne en mode rcepteur (quadrant 3) : la

rsistance diminue avec lclairement, cest la photorsistance. Si le systme fonctionne en mode gnrateur (quadrant 4) : le

courant "court-circuit" est proportionnel lclairement et la tension vide est celle de la diode en polarisation directe. Cest la cellule photovoltaque jonction PN. Dans le noir, cette cellule se comporte pratiquement comme

une diode classique. En cas de dfauts dans l'installation ou dans la cellule, cette

dernire peut se comporter en rcepteur selon les quadrants Q1 ou Q3. La puissance fournie par la cellule est tout simplement le

produit du courant et de la tension. A partir de la caractristique courant-tension, il est intressant de dessiner le graphe de la puissance (P = U I) en fonction de la tension U, quon appelle aussi caractristique puissance-tension.

b) L'influence de la lumire et de la temprature

La puissance disponible sur un gnrateur photovoltaque est lie l'augmentation du rayonnement solaire qui impacte directement l'intensit gnre. Une augmentation de la temprature va rduire la puissance (MPP) disponible en affectant la tension des cellules.

c) Module et Chane PV (ou string PV)

La mise en srie de cellules va permettre d'augmenter la tension disponible d'un module, et la mise en parallle des cellules va permettre d'augmenter le courant disponible de ce module. Les modules mis en srie vont crer la tension utile d'une chane.

2.2. Exemples des gnrateurs photovoltaques

Le couplage en parallle de chanes de mme tension va crer des groupes permettant d'augmenter le courant, donc la puissance du gnrateur.


Exemple d'un gnrateur d'une chane de 3 modules.

Exemple d'un gnrateur d'un groupe de 3 chanes de 3 modules. Exemple d'un gnrateur de 3 groupes de 3 chanes de 3 modules.

2.3. Effet de l'orientation et de linclinaison des modules photovoltaques En Tunisie, l'orientation plein sud est la meilleure orientation possible pour un module photovoltaque. C'est avec cette orientation qu'il produira le maximum d'lectricit. L'inclinaison correspond la pente du module par rapport l'horizontale. Elle se mesure en :

Une inclinaison de 0 signifie que le module est plat.

Une inclinaison de 90 signifie que le module est la verticale.

L'inclinaison optimale des modules photovoltaques en Tunisie est estime de 30 . Cette inclinaison permet de produire le maximum d'lectricit sur une anne.

2.4. Pertes par rapport la configuration optimale Le tableau ci-dessous donne la valeur du coefficient trigonomtrique en fonction de linclinaison et lorientation des modules photovoltaques:

2.5. Effet de la localisation des modules photovoltaques La production lectrique d'un module photovoltaque est fonction du rayonnement solaire reu par celui-ci : plus le rayonnement reu est important, plus la production lectrique est importante. Lnergie radiative reu pendant 1 an par une surface plane, dune surface dun m, perpendiculaire aux rayons du soleil, not Ei et exprim en kWh/m/an.


2.6. Le rendement global d'une installation photovoltaque Le rendement d'une installation photovoltaque exprime la part d'nergie restitue par l'installation, sous forme lectrique, par rapport la quantit d'nergie solaire reue par les modules de l'installation. Ainsi, ce rendement s'crit aussi

La mthode pour calculer le rendement rel de l'installation photovoltaque est de partir de la valeur du rendement thorique du module et de lui soustraire les pertes nonces sur la figure ci-dessus :

a) Rendement thorique des modules photovoltaques b) Rendement rel des modules photovoltaques c) Perte de rendement d au mode d'intgration d) Perte de rendement d l'chauffement des cbles e) Perte de rendement d l'onduleur f) Perte de rendement d au suivi du Point de Puissance Maximale (MPP)

a) Rendement thorique des modules photovoltaques

Le rendement d'un module photovoltaque se calcule par la formule suivante :

Nous noterons 1 le rendement du module, au lieu de module. : 1 = module

b) Rendement rel des modules photovoltaques

Le rendement rel des modules photovoltaques va dpendre de la latitude, de l'inclinaison et de l'orientation. On utilise le tableau des coefficients trigonomtriques qui sont compris entre 0 et 1 (ou entre 0 et 100%), que nous appellerons P1.

Lorsque P1=1, cela signifie que le module est orient plein sud et que son inclinaison est optimale. Si P1 0.75, on estime que l'installation n'est assez efficace.

Le rendement rel du module s'crit alors : 2=P1 1

c) Perte de rendement d au mode d'intgration

En pratique, les modules photovoltaques ne se trouvent pas dans les conditions STC, notamment au niveau de la temprature des cellules. En effet, en condition normale dutilisation, la temprature des cellules nest pas de 25C, mais plutt de lordre de 50 C. Cela dpend du niveau de ventilation :

Modules peu ventils Modules ventils Modules bien ventils

Temprature des cellules

55C 50C 45C

Le tableau suivant donne le ratio de performance, que nous appellerons P2 pour diffrentes type d'intgration :

Modules trs peu ventils

(Intgration au bti) Modules peu ventils (Intgration au bti)

Modules ventils (Surimposs)

Modules bien ventils

Ratio de performance PR

0.7 0.75 0.8 0.85

Le rendement diminue encore et s'crit : 3=P2 P1 1

d) Perte de rendement d l'chauffement des cbles

La perte d'nergie dans les cbles va encore induire une diminution du rendement globale. On introduit un nouveau ratio P3 correspondant la perte dans les cbles. P3 est de l'ordre de 0.98. Nous pourrons considrer que la valeur de P3 est toujours gale 0.98, quelle que soit l'installation photovoltaque. En effet, la section des cbles est dimensionne par rapport une chute de tension dans les cbles de 1 3 %. La valeur de P3=0.98 est donc une approximation trs correcte.

Le rendement diminue encore et s'crit : 4=P3 P2 P1 1


e) Perte de rendement d l'onduleur

Le rendement de l'onduleur correspond au rendement europen. Cette donne est inscrite sur la fiche technique de l'onduleur. En gnral, il est de l'ordre de 95%. Nous introduisons un nouveau ratio P4 = 0.95 correspondant au rendement de l'onduleur.

Le rendement diminue encore et s'crit : 5=P4 P3 P2 P1 1

f) Perte de rendement d au suivi du Point de Puissance Maximale (MPP)

Les pertes par suivi du Point de Puissance Maximale (MPP) sont de l'ordre de 9%. Nous introduisons un nouveau ratio P5 correspondant ces pertes avec. Il est assez difficile de connatre exactement la valeur de ce ratio. Cependant, P5=0.91 est une valeur tout--fait correcte.

Le rendement diminue encore et s'crit : 6=P5 P4 P3 P2 P1 1

2.7. Calcul de la production lectrique fournie par l'installation D'aprs la carte mtorologique de l'nergie solaire reue par une installation (Ei [kWh/m/an]) peu estimer la production lectrique dune installation photovoltaque :

Avec :

E : Energie lectrique injecte sur le rseau (kW/an); Pc : Puissance crte de linstallation (kWc) ; Estc : Niveau dclairement dans les conditions STC (Temprature 25C, AM=1.5) =1kW/m; Ei : Energie solaire annule selon la carte de localisation (kWh/m/an) ;

6 : rendement global de linstallation.

2.8. Les ombrages Pour fonctionner de manire optimale, une installation solaire photovoltaque doit tre soumise au moins dombrage possible. Cependant, certaines contraintes lies au lieu d'installation (prsence de montagne, d'arbres, chemine, poteau lectrique) ne peuvent tre vites. On appelle masque tout obstacle cachant les modules photovoltaques de la lumire du soleil. On distingue les masques proches (dont langle avec lequel on lobserve varie lorsque lobservateur se dplace de quelques mtres) et les masques lointains (dont langle avec lequel on lobserve ne varie pas lorsque lobservateur se dplace de quelques mtres).

a) Le relev de masques (voir annexe)

Un relev de masque permet de dterminer les heures de la journe et la priode de l'anne pendant lesquelles une zone du champ photovoltaque est l'ombre. Il convient de raliser un relev de masque pour les masques lointains et un autre pour les masques proches.

Un relev de masque d'ombres est bas sur la recherche des points principaux dfinissant tous les objets architecturaux ou naturels susceptibles de projeter une ombre sur les modules photovoltaques.

b) Les problmes d'ombrages sur une installation photovoltaque

L'ombre est l'ennemi numro 1 d'une installation photovoltaque. Dans cette partie du cours, nous allons expliquer pourquoi et comment l'ombre est une relle contrainte pour une installation photovoltaque.

i. Endommagement des modules par effet 'point chaud' ou 'Hot Spot'

Quand une partie d'un groupe photovoltaque est ombre, cette partie sous-irradie du module peut se trouver polarise en inverse. Cela signifie concrtement que la partie sous-irradie ne se comporte plus comme un gnrateur lectrique mais comme un rcepteur (rsistance). Alors qu'un gnrateur dlivre de l'nergie, un rcepteur la dissipe. La partie sous-irradie va donc se comporter en rcepteur en dissipant une certaine puissance sous forme de chaleur, ce qui va provoquer un chauffement de la zone sous-irradie. Cette chauffement local peut donner lieu des points chauds (ou Hot Spot en Anglais) qui peuvent endommager la zone affecte et dgrader dfinitivement les performances du module photovoltaque. Pour viter ces effets indsirables, des diodes by-pass sont associes un sous-rseau de cellules, comme illustr sur le schma ci-dessous :


Un module photovoltaque est compos de plusieurs cellules photovoltaques. Afin d'viter les phnomnes de point chauds, les cellules photovoltaques sont associes par groupe de 18 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 gnrateur); la diode se comporte alors comme un interrupteur ouvert. Lorsque le groupe de 18 cellules se comportent en rcepteur, la tension aux bornes de la diode est ngative (inversement de polarit); la diode se comporte alors comme un interrupteur ferm et elle court-circuite le groupe de 18 cellules.

Le rle des diodes by-pass est double :

Protger les cellules contre le phnomne de point chaud (hot spot)

Amliorer la performance des modules soumis lombrage

ii. Perte importante de production lectrique

Lorsqu'une cellule est l'ombre, la diode by-pass court-circuite automatiquement le sous-rseau (afin d'viter les points chauds). La consquence directe est qu'une partie du module est hors-service. Il suffit donc qu'une seule cellule soit l'ombre pour stopper la production d'un sous-rseau entier. De ce fait, la partie de l'installation photovoltaque mise hors service ne dlivre plus d'nergie. La production de l'installation est donc attnuer. Exemple : Considrer lexemple dun module dune puissance de 180W, compos de 60 cellules en srie.

Modules en fonctionnement normal Modules ombrags sans diode by-

pass Modules ombrags avec diodes

by-pass

Toutes les cellules photovoltaques composant le module fournissent leur maximum de puissance. La puissance du module est de 60 3 = 180 W.

Lorsquune des cellules est ombrage, cela correspond une sous-irradiation de la cellule. Cela se traduit par une diminution du courant dbit par la cellule ombrage, et par consquent par une diminution de la puissance fournie (P=UI). Comme les cellules du module sont connectes en srie, cette cellule impose le courant aux autres cellules. Par consquent, la puissance fournie par les autres cellules (non-ombrages) diminue aussi. La puissance du module se retrouve tre de 601=60 W.

Supposons que la cellule ombrage appartienne au sous-rseau n1. La diode by-pass D1 va donc court-circuiter le sous-rseau n1 en laissant passer le courant directement vers le sous-rseau n. La puissance du module est de 40 3 = 120 W.

iii. Phnomne du courant-retour


Modules en fonctionnement

normal Modules ombrags

En fonctionnement normal, cest--dire lorsque les deux modules en parallle sont quivalents, le courant traversant chacune des deux branches vaut : I1= I2=6 A. Evidemment, la tension aux bornes des deux modules connects en parallle est la mme.

Dans notre exemple, un des deux modules est ombrag : son courant chute 1 A (au lieu de 6 A) et sa tension diminue 25 V (au lieu de 30 V). Du coup, la puissance dveloppe par ce module est 125 = 25 W (au lieu de 180 W). Le courant du module non-ombrag est trs peu affect mais sa tension est gale la tension du module ombrage, cest--dire 25 V. Du coup, la puissance dveloppe par ce module est 625 = 150 W (au lieu de 180 W). Au-del de la perte de puissance, il peut se produire une inversion du courant dans le module ombrag : cest ce quon appelle un courant retour. Ce courant retour peut endommager le module lorsquil devient trop important. Gnralement, la valeur maximale tolre du courant retour est de 2 fois le courant de court-circuit du module (2Icc).

Afin de protger les modules contre les courants retours, il existe deux solutions :

Installer des diodes au niveau de chaque chanes afin dempcher le courant de circuler en sens inverse : Ces diodes sont appeles des diodes de dcouplage. Ce procd cote cher et induit des chutes de tension singulire au niveau des diodes.

Installer des fusibles calibrs 2 Icc :

2.9. Solutions anti-ombrage

Onduleur photovoltaque multi-tracker

Un tracker par module : Il sagit de connecter en parallle de chaque module du champ photovoltaque des boitiers lectroniques spcifiques qui permettent dexploiter toute la puissance du module.

3. Onduleurs

3.1. Rle de l'onduleur photovoltaque Un onduleur photovoltaque doit remplir plusieurs fonctions essentielles dans une installation photovoltaque raccordes au rseau :

La conversion du courant et de la tension continus en courant et tension alternatifs compatibles avec le rseau

La recherche du point de puissance maximum du champ photovoltaque

La protection de dcouplage

Le contrle de lisolement de la partie CC de linstallation photovoltaque

a) Conversion continue alternatif


Dans une installation photovoltaque raccorde au rseau, londuleur occupe une place centrale. Il va transformer le courant et la tension continus, dlivrs par le champ photovoltaque, en un courant et une tension alternatifs compatibles avec le rseau. On distinguera donc toujours la partie continue note CC (Courant Continu), en amont de londuleur, et la partie alternative note CA (Courant Alternatif), en aval de londuleur.

b) Recherche du point de puissance maximum

Un groupe photovoltaque prsente un point de puissance maximum, cest--dire un couple courant-tension (I,U) dont la puissance associ P=UI est maximum. Ce couple (I,U) dfinit un point de fonctionnement appel point de puissance maximum, not aussi MPP (abrviation anglaise de Maximum Power Point).

c) Protection de dcouplage de l'onduleur

Toute producteur dlectricit, quel quen soit lorigine, a le droit dinjecter lnergie lectrique au rseau, condition quil nen rsulte aucune entrave au bon fonctionnement de la distribution. Il est en outre requis une protection particulire dite protection de dcouplage , dont le but est dinterrompre le fonctionnement de lunit de production lors dun dfaut sur le rseau. La protection de dcouplage a donc pour objet, en cas de dfaut sur le rseau de :

Eviter dalimenter un dfaut et de laisser sous tension un ouvrage lectrique dfaillant

Ne pas alimenter les autres installations raccordes une tension ou une frquence anormale

Arrter linjection dlectricit dans le rseau lors des travaux de maintenance du rseau

d) Le contrleur permanent d'isolement

Un contrleur permanent disolement est un dispositif permettant de dtecter un dfaut sur une installation de type IT. Dans une installation photovoltaque, le Schma de Liaison la Terre est gnralement de type IT : aucune polarit nest relie la Terre et la masse des modules photovoltaques sont relis la Terre. Donc, dans linstallation photovoltaque, seul le CPI est reli la terre afin de dtecter dventuel courant de fuite et cest par lintermdiaire dune forte impdance. En cas de dtection dun dfaut disolement ct CC, une alarme sonore et/ou visuelle se dclenche au niveau de londuleur, et londuleur ne se remet pas en route tant que ce dfaut nest pas rpar.

3.2. Paramtres ct continu de l'onduleur

a) Puissance d'entre maximale de l'onduleur photovoltaque

La puissance dentre maximale correspond la puissance maximale que peut recevoir l'onduleur. Elle provient du groupe photovoltaque qui dbite un courant continu I et une tension continue U aux bornes d'entres de l'onduleur.


Cas normal : lorsque la puissance du groupe photovoltaque

est infrieure la puissance dentre maximale de londuleur ce dernier se cale sur le point de puissance maximum (MPP) du groupe photovoltaque.

Cas anormal : Lorsque la puissance dlivre par le groupe

photovoltaque est suprieure la puissance maximale de l'onduleur ct CC, celui-ci va se caler sur un autre point de fonctionnement lectrique, correspondant une puissance plus faible, qui nest pas le point de fonctionnement de puissance maximale.

Lors du dimensionnement des onduleurs, il faudra tenir compte de cette puissance maximale admissible par l'onduleur ct CC, au risque de provoquer une perte de production du groupe photovoltaque.

b) Tension d'entre maximale de l'onduleur photovoltaque

Lors du dimensionnement des onduleurs, il faudra absolument tenir compte de la tension maximale admissible par l'onduleur ct CC, au risque d'endommager irrmdiablement l'onduleur. On sattachera toujours ne jamais dpasser la tension maximale admissible de londuleur.

c) Plage de tension MPPT de l'onduleur photovoltaque

Le MPPT force donc le gnrateur travailler son Maximum Power Point (MPP), induisant une amlioration globale du rendement du systme de conversion lectrique. Cependant, le systme MPPT ne fonctionne que pour une plage de tension d'entre d'onduleur dfinie par le fabricant.


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 photovoltaque.

d) Courant d'entre maximal de l'onduleur photovoltaque

Lorsque le courant dlivr par le groupe photovoltaque est suprieure au courant maximal de l'onduleur ct CC, celui-ci va se caler sur un autre point de fonctionnement lectrique, correspondant un courant plus faible qui nest pas le point de puissance maximale, mais un point de fonctionnement dont la puissance est infrieure ou gale la puissance maximale de l'onduleur ct CC. Dans ce cas, le rendement du groupe photovoltaque se trouve diminu, car il ne fournit pas toute la puissance qu'il pourrait dbiter.

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

3.3. Paramtres ct alternatif de l'onduleur

a) Tension de sortie de l'onduleur photovoltaque

En sortie de londuleur (ct CA), la connexion peut se faire de deux faons :

Monophas

Triphas

b) Courant de sortie de l'onduleur photovoltaque

Le courant en sortie de l'onduleur est un courant alternatif de frquence 50 Hz. A linverse de la tension, le courant de sortie de londuleur varie en fonction de la production lectrique instantane du groupe photovoltaque (en amont de londuleur ct CC). Il est important de connatre le courant maximal en sortie de londuleur afin de pouvoir dimensionner les composants lectriques situs en aval de celui-ci.


c) Puissance de sortie de l'onduleur photovoltaque

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

Monophas Triphas

Puissance lectrique (W) Ueff Ieff cos()

Ueff = 230 V

3 Ueff Ieff cos()

Ueff = 230 V

La valeur du facteur de puissance cos() est donne dans la fiche technique. Il est gnralement gal 1. Comme pour le courant de sortie, la puissance de sortie de londuleur varie en fonction de la production lectrique instantane du groupe photovoltaque (en amont de londuleur ct CC). Il est important de connatre la puissance maximale en sortie de londuleur afin de pouvoir dimensionner les composants lectriques situs en aval de celui-ci.

3.4. Performance de l'onduleur photovoltaque

a) Rendement de l'onduleur photovoltaque

Le rendement exprime lefficacit de londuleur. On dfinit alors le rendement de londuleur comme le rapport de la puissance de sortie (alternative) sur la puissance dentre (continue) :

La puissance d'entre PDC = UDC IDC. La puissance de sortie PAC = Ueff,AC Ieff,AC cos .

b) Courbe de rendement de l'onduleur photovoltaque

Au vue de cette courbe, on constate nettement que la tension d'entre ct DC influe sur le rendement lorsque la puissance de sortie ct AC est proche de la puissance maximale de sortie de l'onduleur : plus la tension d'entre cte DC baisse, plus le rendement de l'onduleur diminue. Or, les puissances nominales des onduleurs tant gnralement proches de leurs puissances maximales, il vaut mieux avoir une tension d'entre ct DC leve afin d'optimiser le rendement de l'onduleur.

c) Le rendement europen de l'onduleur photovoltaque

euro = 0.03 5 % + 0.06 10 % + 0.13 20 % + 0.10 30 % + 0.48 50 % + 0.20 100 %

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






d) Effet de la temprature sur l'onduleur photovoltaque


En gnral, la plage de temprature de fonctionnement dun onduleur est compris entre -25C et 60 C. La temprature de fonctionnement d'un onduleur est indique sur sa fiche technique.

e) Dure de vie de l'onduleur

La dure de vie des onduleurs varie en fonction des fabricants. En rgle gnrale, les onduleurs disposent dune dure de vie dune dizaine dannes. Pour sadapter aux exigences du contrat dachat de llectricit dune dure de 20 ans, les fabricants proposent des extensions de garantie de srie ou en option permettant de faire concider les garanties avec la dure du contrat dachat.

f) Emission de bruits

Lorsqu'il fonctionne, l'onduleur met du bruit. Ce bruit est relativement faible puisqu'il ne dpasse quasiment jamais 30 dB (dcibel), ainsi qu'illustr sur l'chelle de bruit suivante :

g) Autoconsommation : nuit

Pendant la journe, le groupe photovoltaque reli l'onduleur dlivre une certaine puissance l'entre de l'onduleur. Celui-ci consomme une faible partie de cette puissance pour alimenter en lectricit certains de ces composants. Pendant la nuit, les modules photovoltaques ne fonctionnent pas. Aucune puissance n'est dlivre l'entre de l'onduleur. Cependant, l'onduleur doit quand mme rester en veille. Cette mise en veille ncessite d'tre aliment en lectricit. Ainsi, londuleur va consommer l'lectricit du rseau. Cette consommation d'lectricit, qui set de lordre de quelques Wh/journe, sera donc facture par le distributeur.

h) Systme de refroidissement

Comme indiqu prcdemment, l'onduleur chauffe lorsqu'il fonctionne. Afin de ne pas dpasser la temprature maximale de fonctionnement de l'onduleur, il est essentiel de pouvoir vacuer la chaleur produite.

i) Les dispositifs de protection de l'onduleur

L'onduleur est un dispositif d'lectronique de puissance, de pointe. Il est l'intermdiaire entre une unit de production d'lectricit (gnrateur photovoltaque) et le rseau. Des protections des biens et des personnes sont ncessaires.

1. Protection inversion de polarit DC

Une attention toute particulire devra tre porte sur la polarit des connexions ct DC entre le groupe photovoltaque et l'entre des onduleurs. La borne + (respectivement -) du groupe photovoltaque devra tre relie sur la borne - (respectivement +) de l'entre de l'onduleur.

2. Interrupteur sectionneur DC intgr ESS (systme SMA)

Un interrupteur sectionneur est un appareil mcanique qui a un rle de sectionneur en charge. 3. Rsistance aux courts-circuits AC


Les courants de court-circuit sont trs importants ce qui endommage les composants lectriques. Une protection contre les courts-circuits est donc utile.

4. Surveillance de dfaut la terre 5. Surveillance du rseau 6. Unit de surveillance du courant de dfaut

4. Coupure d'un gnrateur photovoltaque

4.1. Sectionnement

Le sectionnement a pour objectif d'assurer la scurit des intervenants en garantissant la sparation effective de la source. Cette fonction doit tre assure sur les deux raccordements du ou des onduleurs ct d.c. et a.c. Si le gnrateur est constitu de plusieurs groupes de chanes, cette fonction est prvoir galement par groupe afin de permettre d'intervenir individuellement sur chaque groupe.

Ce sectionnement doit rpondre aux trois fonctions suivantes :

Fonction Caractristique Valeur

Garantir la distance de coupure dans l'air Tension de choc (Uimp) 5x Uoc

Garantir les valeurs de lignes de fuite Tension d'isolement (Ui) 1,25 Uoc

Garantir la certitude de l'indication de position ouverte et assurer la consignation

Coupure pleinement apparente

3 F ou coupure visible

4.2. Coupure d'urgence

La coupure d'urgence a pour objectif d'assurer la scurit des exploitants en cas de choc lectrique, de brlure, d'incendie sur ou dans l'quipement. La commande de ces appareils doit tre rapidement et facilement accessible, situe proximit du ou des onduleurs tant du ct d.c que du ct a.c.

Cette coupure doit rpondre aux quatre fonctions suivantes :

Fonction Caractristique Valeur

Garantir la coupure en charge

Tension d'emploi (Ue) Courant d'emploi (le) Cette caractristique va demander au constructeur de s'engager, en plus des donnes de la norme CEI 60 947-3, sur toutes les valeurs de courant (petit courant, courant critique de l'appareil) Constante de temps (L/R)

1,25 Uoc De 0 1,25 Isc (non normalise) 1 ms

Assurer une coupure omnipolaire

Simultan Isolation galvanique

Coupure dans l'air

Permettre l'accs aux commandes

Directement, dans le domaine domestique Directement, ou par tlcommande dans les domaines autres que domestiques

Action manuelle directe Action manuelle directe, ou tlcommande mission de courant ou manque de tension

Regroupement des commandes

Commandes d.c. et a.c sont si possible regroupes dans la mme localisation

4.3. Coupure pompier

Une coupure gnrale pour intervention des pompiers peut tre demande. De faon prfrentielle, cette coupure doit tre ralise au plus prs du champ PV. Cette disposition est prvoir moins que: - les cbles DC cheminent en extrieur (avec protection mcanique si accessible) et pntrent directement dans chaque local technique onduleur du btiment,

- les onduleurs soient positionns l'extrieur, sur le toit, au plus prs des modules, - les cbles DC cheminent l'intrieur du btiment, avec des dispositions de protection complmentaire spcifies en fonction de la destination des locaux.

La coupure pompier doit rpondre de faon gnrique aux besoins suivants:

La coupure doit agir indiffremment sur toutes les sources du btiment mettre en scurit : - l'alimentation de la consommation du btiment (ex. : rseau de distribution publique), - l'alimentation de la partie a.c. du ou des onduleurs, - l'alimentation de la partie d.c. du ou des onduleurs.

Les organes de commande doivent tre regroups et leur nombre limit (gnralement deux). Le squenage des manuvres doit pouvoir tre indiffrent. Les appareillages mettre en uvre sont des appareils coupure lectromcanique (coupure statique non


autorise). Certains corps de pompiers compltent cette action par une mise en court-circuit et la terre de l'installation d.c.

afin de scuriser, pour les intervenants, la partie de l'installation des panneaux non atteinte par le sinistre.

5. Protection d'un gnrateur photovoltaque

5.1. Protection d'un gnrateur photovoltaque contre les chocs lectriques

a) Sparation galvanique d,c, / a.c.

Le choix de mettre en uvre ou pas une sparation galvanique va conditionner le choix des principes de protection et de surveillance, tant du ct d.c. que du ct a.c. Ce tableau ci-aprs regroupe les possibilits : ct d.c. : - la classe de tension (TBT ou BT), - d'installation flottante ou isole, - la polarisation fonctionnelle directe ou au travers d'une rsistance.

ct a.c. : - le choix des rgimes de neutre TT, TN ou IT

Ct d.c. Schma de principe Ct a.c.

Udc Principe de protection contre les contacts

indirects

Principe de protection contre les contacts indirects : IT, TN ou TT

120V TBTS

Ncessit d'une sparation galvanique pour garantir le principe de protection par TBTS ou TBTP.

120V TBTP

>120V Classe II

Sans isolation galvanique, la polarisation d.c. n'est pas envisageable.

Sparation galvanique obligatoire en raison de la polarisation d.c.

b) Protection contre les contacts directs

Les matriels PV partie courant continu doivent toujours tre considrs comme sous tension et disposer de protection par isolation des parties actives ou par enveloppe. Cette disposition n'est pas ncessaire si la tension PV reste limite respectivement 60 et 30 V d.c. en TBTS et TBTP.

c) Protection contre les contacts indirects

Les modes de protection doivent intgrer les dispositions mises en uvre ct d.c. et a.c. ainsi que la prsence ou non d'une sparation galvanique par transformateur entre les parties d.c. et a.c. Les dispositions de protection doivent galement intgrer quatre contraintes: - l'impossibilit technico-conomique de surveiller et de pouvoir isoler individuellement chaque gnrateur (un module PV) en cas de besoin comme dans une installation BT alimente des sources centralises (poste HT/BT, groupe tournant, ASI... ), - le niveau de courant de court-circuit des gnrateurs photovoltaques, proche de leur courant nominal rendant la


dtection des dfauts complexe, - l'exposition aux intempries avec les contraintes cycliques de jour/nuit, - la prsence d'une tension continue qui peut dgrader dans le temps les isolants et les canalisations de faon plus forte qu'une tension alternative.

Les dispositions de protection contre les contacts indirects sont assures par la mise en uvre dans toute la partie d'installation d.c. de la classe II ou de l'isolation renforce. Cette disposition n'est pas ncessaire si la tension PV est ralise en TBTS et TBTP (< 120 V d.c). Dans le cas d'installation d'armoires d.c. dans un local ou un emplacement de service lectrique avec accs rserv du personnel qualifi, cette armoire peut tre de classe I dans la mesure o la protection contre les contacts indirect est complte par une LES dans ce local.

5.2. Protection d'un gnrateur photovoltaque contre les surtensions

a) Rgles de cblage des modules photovoltaques

i. Origine des surtensions

La foudre est un courant lectrique de haute frquence (temps trs courts) et de trs forte intensit. Ce courant lectrique va induire un champ magntique autour du point d'impact de la foudre. Ce champ magntique sera tout aussi bref et intense que le courant lectrique. L'intensit du champ magntique sera d'autant plus faible qu'on s'loigne du point d'impact. Lorsque ce champ magntique rencontre un circuit lectrique, l'induction propre du circuit lectrique va transformer le champ magntique en courant lectrique. Ce courant lectrique n'est pas dangereux pour le circuit lectrique car il est proportionnel au champ magntique, et par consquent son intensit est faible. Ce qui est dangereux pour le circuit, c'est la tension induite aux bornes du circuit lectrique, parce quelle est proportionnelle la variation du champ magntique.

ii. Effet de la surface des boucles

Les deux relations prcdentes montrent que la surface de la boucle d'induction du circuit lectrique joue un rle important. Il sagit, par ailleurs du seul paramtre sur lequel on peut vraiment agir pour limiter les surtensions induites par leffet indirect de la foudre. Dans la pratique, on essaiera toujours de minimiser cette surface en mettant en place un cblage adapt, par la mise notamment de rallonge anti-induction :

Sur l'illustration ci-dessous, la surface de la boucle S2 est plus petite que la surface de la boucle S1. Cela a pour effet immdiat de limiter la surtension induite dans le circuit.

b) Protection contre les surtensions lies la foudre

Les surtensions sont prsentes de plusieurs manires dans une installation PV. Elles peuvent tre: - transmises par le rseau de distribution et tre d'origine atmosphrique (foudre) et/ou dues des manuvres, - gnres par des coups de foudre proximit des btiments et des installations PV, ou sur les paratonnerres des btiments, - gnres par les variations de champ lectrique dues la foudre.


Mise en uvre ou dispense des parafoudres d.c. La mise en uvre ou non de parafoudres va dpendre de la longueur des installations expose au risque et du niveau kraunique (Nk) de l'endroit. (Nk: densit de foudroiement). Cette longueur critique varie en fonction des types d'installation. Pour un onduleur, la longueur des installations considrer pour dterminer L est L = Lc1 + Lc2 + Lc3. Pour une installation plusieurs onduleurs individuels, la longueur considrer est la longueur par onduleur; pour une installation plusieurs onduleurs gestion centralise, la longueur considrer est la somme de toutes les longueurs.

Le tableau ci-dessous permet de valider la dispense de parafoudres. Cette approche, base sur une analyse de risque, ne limite pas la mise en uvre de ces protections ds que la valeur de la protection devient drisoire devant la valeur de l'installation (P > quelques dizaines de kW).

Fonction Domestique Installation au sol Grandes toitures

L crit. (ml) 1150/Nk 2000/Nk 4500/Nk

L L crit. Parafoudre obligatoire L < L crit. Parafoudre non obligatoire

Prsence de paratonnerre Parafoudre obligatoire

Exemple : L crit. Strasbourg: domestique = 57,5 - installation au sol = 100 - grandes toitures = 225. Dfinition du niveau Nk niveau kraunique Remarque: Ng (niveau de foudroiement) = Nk (niveau kraunique) / 10.

5.3. Les surintensits d'un gnrateur photovoltaque

a) Ombrage partiel sur un gnrateur photovoltaque

L'ombrage partiel d'une cellule va forcer cette dernire travailler dans le quadrant Q3, c'est--dire d'inverser la

polarit de la tension de l'lment et de l'lever au seuil tension inverse de la jonction (Ucc -15 V -25 V). La puissance absorbe par les cellules l'ombre dpasse trs nettement la puissance normalement dissipe et provoque des points chauds. Les points chauds peuvent endommager dfinitivement le module PV. Une protection contre les surintensits est sans effet, car l'augmentation de la puissance dissiper est lie l'apparition d'une tension inverse dans la cellule affecte et non une augmentation significative du courant Isc.

Une diode By-pass va, en permettant au courant des autres lments en srie de contourner la cellule ombre: - viter la surtension inverse ainsi que les points chauds lis cet ombrage,

- laisser les autres cellules non ombrages de la chane gnrer leur courant normal, la place du courant sensiblement gal au courant rduit fourni par la cellule ombrage.

A- Fonctionnement normal, B- Prsence d'une ombre : chauffement de la cellule, C- Protection par la mise en place d'une diode By-pass Fig. 2. : ombrage partiel

b) Ombrage total d'une chane sur un gnrateur photovoltaque

Les courants inverses peuvent tre imposs un module prsentant une tension plus faible, comme par exemple un module complet l'ombre par les modules en parallle exposs de hauts niveaux de rayonnement. Le module l'ombre reprsente une charge et exploite le quadrant Q1 de la figure 1. En conditions normales, la tension de fonctionnement est limite la tension en circuit vide UOC. En consquence, le courant maximum inverse ne dpasse gure le courant de court-circuit au niveau du module et ne reprsente pas une surcharge dangereuse pour le module et l'installation d.c.


Fig. 1. : courant inverse Fig. 2. : ombrage total

c) Court-circuit total d'un gnrateur photovoltaque

Contrairement aux autres sources d'nergie, un court-circuit d'un gnrateur PV complet sans dispositif de stockage ne gnre pas de surintensits dangereuses dans celui-ci. Le courant de dfaut va tre limit Isc total du gnrateur. L'ensemble des canalisations et quipements doivent tre dimensionns pour cette ventualit, afin justement de ne pas mettre en uvre de dispositions de protection complexe et sans grand intrt.

d) Court-circuit partiel du gnrateur

Si un dfaut de court-circuit interne au gnrateur PV est tabli, il va rduire la tension utile de la chane en dfaut et lui faire subir des surintensits inverses dangereuses pour les modules, fournies par: - l'une ou plusieurs chanes en parallles, - des sources externes comme les accumulateurs, - ou les deux. Les courts-circuits dans les modules peuvent s'tablir dans les botes de jonction, le cblage, suite un dfaut de terre dans le rseau du gnrateur. De mme, il est impratif d'envisager un claquage d'une protection foudre du gnrateur ou de l'onduleur, voire de l'onduleur lui-mme.

Ce court-circuit partiel peut tre assur par deux dfauts de masse dans une installation isole de la terre (figure 2) ou par un dfaut de masse dans une installation o une polarit est raccorde la terre pour des raisons fonctionnelle (figure 3). Dans cette ventualit, une surintensit dangereuse pour les modules peut apparatre: le courant de boucle s'lve

Ifault n lscSTC et le courant inverse dans la chane en dfaut IR (n - 1) lscSTC.

Fig. 2. : double dfaut de masse Fig. 3. : simple dfaut de masse sur une

installation avec polarisation fonctionnelle

5.4. Protection d'un gnrateur photovoltaque contre les surintensits

a) Ncessit de protection contre les courants inverses

Le dimensionnement des cbles de chanes dpend fortement des chutes de tension ; les notions de courants admissibles pour la protection des canalisations contre les surcharges sont gnralement automatiquement satisfaites et ne ncessitent pas la mise en place de protection pour assurer cette fonction.

Fig. 1. : court-circuit dans une chane


Le principal critre de slection des fusibles est la valeur de lRM (courant inverse maximum PV) que le module peut supporter temporairement jusqu' ce que le fusible de protection choisi interrompe le courant de dfaut gnr suite un dfaut (voir figures 2 et 3 ci-dessus).

Le choix de mettre ou non un fusible de protection est guid selon le principe suivant:

(Ncmax - 1) x ISCSTC IRM < Ncmax x ISCSTC

Pour les gnrateurs PV avec un nombre de chanes Ne suprieur Ncmax, l'utilisation de dispositifs de protection contre les courants inverses est donc prvoir. La figure 1 donne le nombre de chanes en parallle Ncmax qui ne ncessite pas de protection en fonction de la valeur du courant lRM d'une chane dans une installation sans batterie de stockage :

Fig 1 : Nombre de chanes photovoltaques en parallle

Nota : assez gnralement, dans une installation sans batterie de stockage : les valeurs d'lm de modules PV en silicium cristallin sont supposes entre 2 et 3 lscSTC

La rgle gnrale est que chaque chane soit protge individuellement par un dispositif de protection. Dans certains cas de modules ayant une tenue trs leve en courant inverse, Np chanes peuvent tre raccordes en parallle un dispositif de protection unique.

Np max : Nombre maximal de chanes en parallle par dispositif de protection.

Information des lRM donnes par les constructeurs de modules photovoltaques

Certains fabricants de modules prcisent un courant inverse maxi peu prs gal au courant nominal de court-circuit et un calibre de fusible nettement plus lev.

Apparemment, ce faible courant inverse communiqu est destin dfinir des courants de dgivrage ou de l'enlvement de couche fine de neige, la valeur du fusible dsignant effectivement la protection dans des conditions de dfaut.

Lorsque le constructeur dfini un fusible maxi, cette donne doit tre prise en compte. Mais en cas de doute sur le type exact du fusible, ceci est imprativement clarifier avec le service client du fabricant des modules.

b) Choix de la protection en cas de surensoleillement

L'exploitation du fusible au-dessus de sa caractristique nominale doit tre vite. Cette zone critique est la zone entre le courant nominal et le courant de non fusion (Inf). Cela est d'autant plus impratif pour des fusibles soumis des fluctuations de temprature de faon cyclique, typiques des systmes PV.

Le courant nominal In du fusible PV de la chane doit tre suprieur au courant maximal d'exploitation de la chane, qui varie de 1,25 1,6 lscSTC selon les conditions climatiques et l'ensoleillement.

Les fusibles PV ne doivent pas fonctionner, ni dgrader l'installation en conditions normales d'utilisation afin d'viter les pertes d'exploitation.

Afin de rpondre ce besoin, le courant nominal ln du fusible est choisi 40 % au-dessus de lsc de la chane PV.

Tenue en courant inverse du module Npmax

1,4 IscSTC IRM < 3,8 IscSTC 1



Cas gnral : (2,4 Npmax -1) lscSTC U < (2,4 Npmax +1,4) lsoSTC


Inf : courant de non fusion des fusibles If ou I2 : courant maximum de fusion des fusibles

ln1,4 lscSTC

c) Choix de la protection en fonction de la tenue des modules en courant inverse (lRM)

Le courant lRM, selon la norme IEC 61730, correspond un essai de 2 heures 1,35 lRM ; ainsi, la protection est assure si le fusible choisi fonctionne correctement avant cette valeur de 1,35 lRM.

Le temps conventionnel de coupure If (ou l2) d'un fusible est de 1 heure, soit au-dessous des 2 heures du module, ce qui procure une marge de scurit en donnant un courant maxi de fusible pour un module spcifique.

Les diffrents types de fusibles ayant des temps et des courants conventionnels de fusion diffrents, il est ncessaire de valider avec les rgles de coordination mentionnes ci-aprs.

In 0,85 lRM pour les fusibles gR, gS ou gG 16 A

In 0,7 lRM pour les fusibles gG < 16 A

Les fusibles gPV, conformes la future norme CEI 60 269-6, tablissent la protection PV, If =1,45 In et peuvent tre choisis In lRM.

Inf : courant de non fusion des fusibles If ou l2: courant maximum de fusion des fusibles If 1,35 lRM OU In lRM

d) Choix de la protection des canalisations du gnrateur

Le choix de la protection de la canalisation consiste dfinir un fusible qui va liminer une surintensit avant que cette dernire ne dgrade la canalisation par chauffement. Cette disposition est assure si le courant de fusion du fusible est infrieur 1,45 fois le courant admissible dans cette canalisation (lz). Cette valeur de courant Iz doit prendre en compte l'ensemble des coefficients de dclassement habituels tels que la temprature ambiante, le nombre de canalisations en parallle, etc.


Choix du fusible de protection des canalisations du groupe de chanes (N: nb de chanes) In 1,4 I groupe = N x 1,4 I chane l2 1,45lz

e) Fusible de protection gnrateur photovoltaque (N : nb de groupes)

In 1,4 lscSTC gnrateur = N x 1,4 lscSTC groupe

Cette protection de gnrateur n'est ncessaire qu'en prsence d'une batterie de stockage.

f) En synthse :

Le tableau suivant dcrit les Courants admissibles des cbles de chanes PV et de choix des dispositifs de protection associs.

Nc : Nombre de chanes du gnrateur

Courant inverse maximal dans

une chane

Obligation de Protection

In Courant assign des dispositifs de

protection de chanes

lz: Courant admissible des cbles de chanes PV

1 -

Non

- lz 1,25 lscSTC 2 1 ,25 lscSTC - lz 1,25 lscSTC Nc Ncmax (Nc-1)1,25lscSTC - lz (Nc-1)1,25 lscSTC Nc > Ncmax et Np=1

(Nc-1)1,25lscSTC

Oui

ln 1,4 lscSTC ln Ncmax et Np>1

(Nc-1)1,25lscSTC lnNp x 1,4 lscSTC lnlRM-(Np-1) lscSTC

lz l2

5.5. Prvention contre la dgradation des installations photovoltaques Les courants de dfaut dans les gnrateurs PV sont fortement tributaires de l'ensoleillement et peuvent tre bien au-dessous de lscSTC. Des arcs lectriques peuvent se maintenir avec des courants incapables de dclencher le dispositif de protection contre les surintensits. C'est pour cette raison que tout doit tre mis en uvre pour se prmunir des dfauts susceptibles de gnrer des arcs lectriques dans un gnrateur PV. Les principales prcautions consistent mettre en place des modules normaliss CEI 61730-2 de classe II, et une installation en amont des onduleurs de classe II ou isolation renforce. Ensuite, il faut prendre en compte l'utilisation d'onduleurs avec ou sans isolation galvanique.


a) Prvention des risques d'arcs dans une installation non polarise et onduleur avec sparation galvanique

Dans ce cas, les moyens complmentaires de prvention consistent installer des contrleurs permanents d'isolement avec alarme sonore et/ou visuelle; cet quipement doit pouvoir assurer la surveillance de dfaut dans une installation en d.c. pour les tensions Uoc x 1,2. Dans le cas d'un gnrateur tendu (> 100 kWc), il est fortement recommand de prvoir la mise en uvre de dispositions permettant la localisation sous tension des dfauts d'isolement.

b) Prvention des risques d'arcs dans une installation non polarise et onduleur sans sparation galvanique

Dans ce cas, les moyens complmentaires de prvention consistent prvoir un dispositif de dtection de composantes continues qui commande la dconnexion automatique du raccordement de l'onduleur au rseau. ce dispositif, il est ncessaire d'ajouter un quipement qui assure une mesure journalire de l'isolement de toute l'installation (gnrateur et onduleur). Cette mesure est ralise lorsque le systme de dconnexion de l'onduleur cot a.c. est en position ouverte.

Nota: Ces dispositions sont assures notamment par le dispositif RCMU des onduleurs conforme la prnorme VDE 0126-1.

c) Prvention des risques d'arcs dans une installation polarise directement la terre

Ce choix impose l'utilisation d'onduleurs avec sparation galvanique. Dans ce cas, les moyens complmentaires de prvention consistent prvoir un fusible en srie dans la mise la terre fonctionnelle pour limiter le courant de dfaut ou un dispositif de coupure automatique command par un relais diffrentiel de type B). Afin de s'affranchir de l'aveuglement de ce principe de dtection par un dfaut sur la polarit raccorde, une surveillance de l'isolement de toute l'installation, gnrateur et onduleur, doit pouvoir tre ralise journellement, mise la terre fonctionnelle ouverte. L'ouverture de la protection contre les surintensits en srie, ou le seuil de d'isolement franchi, doit dclencher une alarme sonore et/ou visuelle pour alerter l'exploitant.

d) Prvention des risques d'arcs dans une installation polarise au travers d'une rsistance la terre

Ce choix impose l'utilisation d'onduleurs avec sparation galvanique. Dans ce cas, les moyens complmentaires de prvention consistent prvoir un contrleur permanent d'isolement avec alarme sonore et/ou visuelle ; il doit pouvoir assurer la dgradation de l'isolement pour les tensions Uoc x 1,2. Le seuil d'alarme prend en compte cette rsistance. La rsistance doit tre dimensionne selon les spcifications du constructeur de panneaux (valeur et puissance).

Nota: Dans le cas d'installation non surveille pendant la production par du personnel BA4 ou BA5 (ex. : domestique), la dtection de dfaut interdit le redmarrage de l'installation le lendemain matin.

6. DIMENSIONNEMENT DE LA PARTIE CONTINUE Une installation photovoltaque est constitue de faon gnrique des fonctions:

de gnration de l'nergie d.c, avec les panneaux photovoltaques,

de protection d.c, avec des appareillages: - de coupure, - de protection contre les surintensits, - de protection contre les surtensions (atmosphriques ou d'exploitation), - de surveillance complmentaire de dgradation de l'isolement,


de conversion d.c. / a.c, avec les onduleurs,

de protection a.c, avec des appareillages : - de coupure, - de protection contre les surintensits, - de protection contre les surtensions (atmosphriques ou d'exploitation), - de contrle ou protection des dfauts d'isolement,

de connexion au rseau avec les appareillages : - de comptage, - et en fonction de la puissance:

de dconnexions externes ventuelles, de transformation de basse tension en haute tension, de coupure et protection haute tension.

6.1. Installation des onduleurs

a) Installations onduleur centralis

Ces installations sont caractrises par le fait qu'un dfaut risque d'arrter toute la production. Ce type d'architecture est utilis en application domestique avec une puissance limite 3 kWc en France et 6 kWc dans d'autres pays. Avec une trois chanes en parallle, cette configuration permet de limiter la fonction de protection d.c. la coupure amont de l'onduleur.

b) Installations multi-onduleurs

En cas de dfaut ou de maintenance, la perte de production est limite la machine concerne. Ce choix est fait pour les installations industrielles dont la puissance peut aller plusieurs centaines de kWc pour les grandes toitures et plusieurs MWc pour les centrales au sol. Au-del de 250 kWc, le raccordement au rseau sera ralis au travers d'un transformateur lvateur BT-H.

Multi-onduleurs gestion individuelle Ce type d'architecture a l'avantage de la simplicit avec l'utilisation d'onduleurs plus petits que celui qu'il aurait fallu installer en regroupant les gnrateurs en parallle.

Multi-onduleurs gestion centralise Ce type d'architecture va permettre une grande flexibilit de maintenance et une gestion du temps d'utilisation des machines en n'utilisant que le nombre d'onduleurs ncessaire. Cette gestion assure aussi l'utilisation des onduleurs leur puissance optimale en fonction de l'ensoleillement.

6.2. Schmas lectriques de la partie continue

a) Puissance infrieure 3 kW

Ces installations sont gnralement constitues dun seul onduleur. Le nombre de modules connects cet onduleur est de lordre de 16. Deux variantes, concernant le cblage des modules, peuvent se prsenter :

Une seule chane photovoltaque est connecte londuleur

Deux chanes photovoltaques sont connectes en parallle londuleur

i. Une chane

Dans le cas o une seule chane est connecte londuleur, le schma lectrique de la partie CC est donn ci-aprs :


ii. Deux chanes

Dans le cas o deux chanes sont connectes londuleur, le schma lectrique de la partie CC est donn ci-aprs :

Sans jonction Si londuleur dispose de plusieurs entres, les deux chanes peuvent tre directement connectes londuleur. La jonction de ces deux chanes est assure lintrieur de londuleur (les 2 chanes sont quivalentes et destines produire la mme quantit dnergie au mme instant (mme plan, mme ombrage,)).

Avec jonction La jonction des deux chanes peut aussi tre effectue par une bote de jonction. Cela permet de tirer une seule paire de cble jusqu londuleur : la mise en parallle qui ne peut tre ralis que si les 2 chanes sont quivalentes et destines produire la mme quantit dnergie au mme instant (mme plan, mme ombrage,).

b) Puissance suprieure 3 kW

Lorsque la puissance du champ photovoltaque devient importante, plusieurs chanes photovoltaques connectes en parallle sont relies un mme onduleur.

Lorsque plusieurs botes de jonction coexistent, il est ncessaire deffectuer une seconde jonction. Cette seconde jonction est effectue dans un coffret lectrique, quon appelle communment bote de raccordement.


6.3. Dimensionnement des onduleurs Le choix et le nombre d'onduleurs repose sur 3 critres :

La compatibilit en puissance

La compatibilit en tension

La compatibilit en courant A partir de ces 3 critres, le dimensionnement des onduleurs va imposer la faon de cbler les modules entre eux.

a) Compatibilit en puissance

La valeur de la puissance maximale en entre de l'onduleur va limiter la quantit de modules du groupe photovoltaque relis l'onduleur. En effet, il faut veiller que la puissance du groupe photovoltaque ne dpasse pas la puissance maximale admissible. La puissance dlivre par le groupe photovoltaque variant en fonction de la luminosit et de la temprature, on pourra considrer, pour le calcul de dimensionnement, une puissance gale la somme des puissances crtes de tous les modules du groupe photovoltaque. Il faudra donc veiller que cette puissance calcule reste infrieure la puissance maximale admissible par l'onduleur. Idalement, la puissance crte dlivre par le groupe photovoltaque doit tre sensiblement gale la puissance maximale admissible de l'onduleur. Dans les pays o lintensit lumineuse est associe une forte temprature, il est possible voire recommand de sous-dimensionner les onduleurs de 10% 15%.

b) Compatibilit en tension

i. Tension maximale admissible

Un onduleur est caractris par une tension d'entre maximale admissible Umax. Si la tension dlivre par les modules est suprieure Umax, l'onduleur sera irrmdiablement dtruit. Par ailleurs, comme la tension des modules photovoltaques s'ajoute lorsqu'on les branche en srie, la valeur de Umax va donc dterminer le nombre maximum de modules en srie. Cela dpendra videmment de la tension dlivre par les modules photovoltaques. Dans le calcul de dimensionnement, on considrera que la tension dlivre par un module est sa tension vide, note Uco, majore par un coefficient de scurit. Ce coefficient de scurit, not k, pourra varier entre 1.02 et 1.25, selon les conditions climatiques du site. Le nombre maximum de modules photovoltaques en srie se calcule par la formule simple suivante :

Avec :

E-[X]est la partie entire infrieure du nombre X. Par exemple, E-[10.6]=10.

Umax est la tension maximale admissible en entre de londuleur UCO est la tension de circuit ouvert des modules photovoltaques

Le coefficient k est un coefficient de scurit impos par le guide de lUTE C15-712-1, et qui prend en compte llvation de la tension dlivre par les modules lorsque la temprature des cellules diminue.

TENSION MAXIMALE ADMISSIBLE PAR L'ONDULEUR

TENSION A VIDE DES MODULES PHOTOVOLTAQUES

NOMBRE MAXIMUM DE MODULES EN SERIE

Umax(V) Uco (V)

ii. Plage de tension MPPT

L'onduleur doit tout moment demander au groupe photovoltaque auquel il est connect leur maximum de puissance. Pour cela, il dplace le point de fonctionnement du groupe photovoltaque (c'est--dire le couple U-I) qui correspond au point de puissance maximum. Ce point de fonctionnement varie en permanence en fonction de l'intensit de l'irradiation, de la temprature, des ombres, etc. La recherche du point de puissance maximum est ralise par un systme intgr en amont de l'onduleur, nomm MPPT (Maximum Power Point Tracking). Ce systme ne fonctionne que pour une plage de tension d'entre d'onduleur dfinie par le fabricant, et indique sur la fiche technique de l'onduleur. Le fait d'avoir un point de puissance maximum en dehors de la plage de tension MPPT induit une perte de puissance du groupe photovoltaque. Il faut donc s'assurer que la tension dlivre par le groupe photovoltaque soit comprise dans la plage de tension MPPT de l'onduleur auquel il est connect. Si ce n'est pas le cas, il n'y aura aucun dommage l'onduleur, mais seulement une perte de puissance. Cette plage de tension MPPT va donc aussi avoir un impact sur le nombre de modules photovoltaques en srie. En effet, on cherchera idalement obtenir une tension dlivre par le groupe photovoltaque comprise dans la plage MPPT, et ce quelque soit la temprature des modules.


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

Avec :


E+[X]est la partie entire suprieure 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 photovoltaque

Le coefficient k est un coefficient de scurit impos par le guide de lUTE C15-712-1, et qui prend en compte llvation de la tension dlivre par les modules lorsque la temprature des cellules diminue.

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

PLAGE DE TENSION MPPT DE L'ONDULEUR (V)

TENSION MPP DES MODULES PHOTOVOLTAQUES (V)

NOMBRE DE MODULES EN SERIE

[ UMPPT, min - UMPPT, max ] Umpp Min < Nombre de modules en srie < Max

c) Compatibilit en courant

Un onduleur est caractris par un courant maximal admissible en entre qui est la limite maximale que peut supporter l'onduleur ct CC. Lorsque le courant d'entre de l'onduleur ct CC est suprieur au courant maximal admissible par l'onduleur Imax, celui-ci continue de fonctionner mais fournit au rseau la puissance correspondante son courant maximal. Donc le courant dbit par le groupe photovoltaque ne doit pas dpasser la valeur de Imax de l'onduleur. Par ailleurs, comme les courants s'ajoutent lorsque les chanes sont en parallles, la valeur de Imax va dterminer le nombre maximum de chanes photovoltaque en parallle.Dans le calcul de dimensionnement on considrera que le courant dlivr par la chane est gale au courant de puissance maximal IMPP des modules photovoltaques (paragraphe 14.4 du guide de lUTE C15-712-1) et indiqu sur la fiche technique des modules photovoltaques. Le nombre maximum de chanes photovoltaques en parallle se calcule par la formule simple suivante :

Avec :


Imax est le courant maximal admissible par londuleur ; IMPP est le courant de puissance maximale des modules.

COURANT MAXIMAL ADMISSIBLE PAR L'ONDULEUR(A)

COURANT DE PUISSANCE MAXIMAL DES MODULES PHOTOVOLTAQUES (A)

NOMBRE MAXIMUM DE CHANES EN PARALLELE

Imax IMPP

6.4. Dimensionnement des cbles CC

a) Calcul de la section des cbles CC

Le choix de la section des cbles de polarit ct CC seffectue selon deux critres majeurs :

Le courant admissible IZ dans le cble

La chute de tension admissible dans le cble

i. Courant admissible

Le courant admissible IZ dun cble est la valeur maximale de lintensit du courant pouvant parcourir en permanence ce conducteur sans que sa temprature soit suprieure sa temprature spcifie. Il dpend notamment du mode de pose et de la temprature du conducteur


Cependant, les cbles des chanes photovoltaques doivent quand-mme tre dimensionns afin de supporter les courants retours, sans risque dchauffement. Ainsi, il convient de choisir une section de cble prsentant un courant maximal admissible IZ suprieur au courant retour calcul dans le tableau prcdent. Le tableau suivant donne la valeur du courant maximal admissible IZ en fonction du nombre de chanes en parallles :

NC : Nombre de chane en parallle

Valeur maximal du courant retour dans une chane (A)

Courant maximal admissible IZ (A)

NC=1 0 A IZ 1.25 ICC

NC=2 1.25 ICC IZ 1.25 ICC

NC=3 2 1.25 ICC

IZ 2 1.25 ICC ou

IZ 1.45 In (en cas de prsence dun fusible de courant nominal In*)

NC4 (NC 1) 1.25 ICC

IZ (NC 1) 1.25 ICC ou

IZ 1.45 In (en cas de prsence dun fusible de courant nominal In*)

* En cas de prsence dun fusible de courant nominal In, celui-ci va couper le circuit lorsque le courant retour dpasse la valeur de 1.45 In. Le courant retour ne dpassera donc jamais 1.45 In. Le courant maximal admissible IZ peut tre pris au

moins gale 1.45 In (paragraphe 8.1.3 du guide de lUTE C15-712-1)

ii. Chute de tension

En thorie, un cble est un conducteur de courant parfait, c'est--dire

que sa rsistance est nulle. En pratique, un cble n'est pas un

conducteur parfait: il se comporte comme une rsistance.

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

Rsistance d'un cble La rsistance dun cble de cuivre est trs faible, mais nest pas nulle. Celle-ci est proportionnelle la longueur du cble et inversement proportionnelle la section du cble.

On a lexpression suivante : R= L/S

Dans cette formule, L est la longueur du cble (en mtre), S est la section du cble (en m) et est la rsistivit du


conducteur.

La rsistivit du conducteur est une donne du fabricant et dpend du matriau :

= 1.851 10-8

m pour un conducteur en cuivre = 0.01851 .mm/m = 2.941 10

-8 m pour un conducteur en aluminium = 0.02941 .mm/m

La rsistance du cble, dfinie ci-dessus, va provoquer une chute de potentiel entre le dpart du cble et la fin du cble. En effet : U = VA - VB = R I. Dans une installation photovoltaque, cela va induire des pertes de puissances. L'optimisation technico-conomique d'une installation photovoltaque conduit donc rduire au maximum ces chutes de tension. Le guide de l'UTE C15-712-1 relatif aux installations photovoltaques indiquent que la chute de tension dans la partie DC devra tre infrieure 3%, idalement 1%. Cela signifie :

Formule de la section des cbles Notons la chute de tension admissible tolre par l'UTE C15-712-1. Par dfinition :

Donc :

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

Avec :

: Rsistivit du matriau conducteur (cuivre ou aluminium) en service normal. Conformment au guide de lUTE C15-712-1, =1.250 o 0 est la rsistivit du conducteur 20C. On exprimera la rsistivit en .mm/m.

L : Longueur du cble (m)

S : Section du cble (mm)

I : Courant circulant dans le cble (A)

: chute de tension, = 0.03 VA : Tension lorigine du cble (V)

b) Conditions de fonctionnement des cbles photovoltaques CC

Les cbles de la partie CC sont des cbles spcifiques soumis des conditions de fonctionnement particulires. Ces cbles doivent tre conus pour fonctionner avec des tempratures ambiantes comprises entre -35 C et +70C. Ainsi, il est prvu que :

La temprature maximale admissible sur lme en rgime permanent est de 90C.

La temprature maximale admissible sur lme en rgime de surcharge est de 120C.

6.5. Les fusibles CC Dans une installation photovoltaque, les fusibles ont pour rle de protger les modules photovoltaques contre les risques de surintensit. Ct CC, des surintensits apparaissent sous la forme de courant retour. Lorsquils sont trop importants, les courants retours peuvent endommager les modules photovoltaques. De faon gnrale, les modules photovoltaques peuvent supporter un courant retour maximal gal 2Icc, mais cela dpend de chaque fabricant.

a) Courant retour maximal IRM


Le courant retour maximal correspond la valeur du courant retour partir de laquelle le module peut tre endommag. Il convient de sassurer, grce un dispositif de protection de type fusible, que le courant retour ne dpassera jamais cette valeur. Afin de protger les modules contre les courants retours, il existe plusieurs solutions :

Installer des diodes au niveau de chaque chanes afin dempcher le courant de circuler en sens inverse : Ces diodes sont appeles des diodes de dcouplage. Ce procd cote cher et induit des chutes de tension singulires au niveau des diodes.

Installer des disjoncteurs.

Installer des fusibles avec un calibre adapt.

b) Prsence des fusibles CC

Les fusibles nempchent pas les courants retours mais fondent ds quils dpassent la valeur limite IRM, empchant ainsi la dtrioration des modules. Cette solution est beaucoup moins onreuse que les diodes. Elle est ainsi prfre par les concepteurs dinstallations photovoltaques. Cest la valeur du courant retour maximal des modules IRM qui justifie la prsence ou non des fusibles. Lorsque lintensit du courant retour est susceptible de dpasser IRM, il est ncessaire dinstaller des fusibles.

NC : Nombre de chane en parallle IRM dans une chane (A) Fusibles obligatoires ?

NC = 1 0 NON

NC = 2 1.25 ICC NON

NC = 3 2 1.25 ICC OUI

NC 4 (NC 1) 1.25 ICC OUI

c) Emplacement des fusibles

Lorsque la prsence de fusible est justifie, ceux-ci sinstallent sur chacune des polarits de chacune des chanes photovoltaques ainsi quillustr sur le schma ci-dessous :

d) Calibrage des fusibles

Pour quun fusible assure la protection contre les surintensits produites par les courants retours, il convient de (re)dfinir trois types de courant :

IB : Le courant maximal demploi dans les conducteurs

IN : Le courant assign du fusible ou courant nominal du fusible

IRM : Le courant retour maximal que peut supporter un module sans tre endommag

Deux conditions ncessaires sont respecter pour quun fusible assure la protection contre les surintensits produites par les courants retours :

IB IN IN IRM


Dans le cadre de la protection contre les surintensits produites par les courants retours, le guide de lUTE C15-712-1 (paragraphe 8.1.2) prconise une valeur du courant demploi IB=1.4 ICC.

e) Caractristiques des fusibles

Pour les applications photovoltaques, il est prvu, par ailleurs, des fusibles dit fusion rapide .

i. Pouvoir de coupure des fusibles photovoltaques

Les fusibles PV de chanes doivent avoir un pouvoir de coupure suprieur ou gal au courant maximum de dfaut du systme PV Une valeur de 25 kA d.c. est recommande pour prendre en compte d'ventuelles dispositions de stockage d'nergie ou des retours ventuels de puissance du rseau de distribution. La constante de temps d'un circuit PV est communment infrieure 2 ms (L/R), les fusibles PV acceptent des constantes de temps bien suprieures.

ii. Type de fusibles mettre en uvre

Les fusibles PV doivent tre choisis avec une courbe de type usage gnral g , car ils ont interrompre en toute scurit l'ensemble de la plage des courants, de la valeur minimale de fusion au maximum du pouvoir de coupure. Les fusibles de la srie a (type accompagnement) sont totalement inadapts et ne doivent en aucun cas tre utiliss, car ils prsentent des risques de non gestion d'arc en dessous de leur pouvoir de coupure minimum. L'utilisation de fusibles inadapts dans une installation PV peut provoquer beaucoup plus de dsordre que le niveau de protection recherch.

iii. Tension d'emploi du fusible photovoltaque

Pour prendre en compte les influences de la temprature en conditions froides , il est prconis d'augmenter de 20 % la tension d'utilisation du fusible mettre en place.

Un UocSTCx 1,2 Avec : UocSTC : tension en circuit ouvert de la chane PV

Nota: Le coefficient 1,2 permet la prise en compte des variations de la tension UocSTC en fonction de la temprature basse jusqu' -25 C pour des panneaux mono ou polycristallins. Pour des installations o les tempratures minimales sont diffrentes, il est possible d'adapter ce coefficient.

iv. Dclassement thermique

Bien que les fusibles PV dissipent relativement peu de chaleur, la temprature interne des botes de jonction assurant la protection des chanes doit tre prise en compte en raison de l'exposition aux tempratures ambiantes leves et du nombre important de matriels comme les diodes de blocages ou autres quipements de surveillance.

Les facteurs de diversit (RDF) prconiss par la norme CEI 61 439 ne sont pas applicables, car il est ncessaire de considrer tous les circuits leur charge maximale et en mme temps (facteur de diversit =1).

Les facteurs de dclassement en temprature prconiss par le constructeur de fusibles sont appliquer.

v. Protection bipolaire

Quel que soit le rseau d.c. polaris ou flottant, la protection contre les courants inverses doit tre assure sur les deux polarits + et - . La polarisation fonctionnelle pouvant tre coupe, les courants de dfaut peuvent se reboucler par l'une ou l'autre des polarits. De mme, il est fortement recommand d'associer ces fusibles des sectionneurs fusibles adapts pour assurer le remplacement ventuel des fusibles en toute scurit (IPxxB). Cette opration devant se faire imprativement hors charge, il est fondamental de prvoir, proximit immdiate de ces protections fusible, un interrupteur sectionneur qui assure la coupure en charge du gnrateur PV amont et le sectionnement de scurit (distance d'isolement, garantie des lignes de fuites, coupure certaine ou visible...). Dans une installation accessible par du personnel autre que qualifi ou averti, l'accs au sectionneur fusible, parafoudre et autres appareils n'ayant pas de pouvoir de coupure doit tre asservi l'ouverture d'un interrupteur qui autorise l'accs ces matriels.


6.6. Protection contre les surtensions Une protection systmatique contre les surtensions est recommande pour tout type d'installation lectrique (dont photovoltaque), comme en tmoignent de nombreuses destructions ou pannes rcurrentes inexpliques de matriels d'exploitation.

a) Les parafoudres CC

Dans une installation photovoltaque, les parafoudres ont pour rle de protger les modules photovoltaques et les onduleurs contre les risques de surtensions induites dans le circuit de la partie continue.

i. Evaluation du risque foudre

La prsence ou non de parafoudre ct CC dpend du risque dexposition la foudre de linstallation. Ce risque svalue notamment grce la densit de foudroiement du lieu considr.

ii. Densit de foudroiement

La densit de foudroiement, not Ng, dfinit le nombre dimpact de foudre par an et par km, dans une rgion. La densit de foudroiement ne doit pas tre confondue avec le niveau kraunique (not Nk) et qui dfinit le nombre de jour dorage par an dans une rgion. La densit de foudroiement et le niveau kraunique sont des donnes exprimentales. On admet que ces deux grandeurs sont lies par la relation suivante : Ng = Nk/10.

iii. Prsence de parafoudre CC

Ct CC, la prsence de parafoudre se justifie grce trois paramtres :

La densit de foudroiement Ng

La longueur des cbles CC

Lusage du btiment sur lequel sont implants les modules photovoltaque

Le tableau suivant donne les conditions dinstallation des parafoudres ct CC :

Locaux dhabitation

individuelle Centrale de production au sol

Btiment tertiaires,

industriels ou agricoles

L critique (m) 115/Ng 200/Ng 450/Ng

L L critique Parafoudre(s) obligatoire ct CC Parafoudre(s) obligatoire ct CC Parafoudre(s) obligatoire ct CC

L L critique Parafoudre(s) non-obligatoire ct CC Parafoudre(s) non-obligatoire ct CC Parafoudre(s) non-obligatoire ct CC

La longueur L est la somme de toutes les distances de cbles sparant :

Dune part : le champ photovoltaque et la bote de jonction

Dautre part : la bote de jonction et londuleur

b) Conditions de mise en uvre des parafoudres ct d.c.

Les conditions d'installation des parafoudres ct d.c. dpendent des diffrents critres suivants : Cot d.c, un parafoudre est obligatoire au niveau de l'onduleur: - soit en prsence de paratonnerre, - soit lorsque la longueur L entre les panneaux PV et l'onduleur est > L crit. - Un deuxime parafoudre est recommand pour protger les panneaux PV si L > 10 m. - Le raccordement la borne de terre et aux bornes + et du parafoudre seffectue avec un conducteur de section minimale gale 6mm Cu ou quivalent.

DC

Panneaux PV onduleur DC L< 10m L>10m

Installation avec paratonnerre Non isol T1 T1 T1 Isol T2 T2 T2 Installation sans paratonnerre T2 T2 T2

Remarque: Tl = parafoudre type 1 ou class 1, T2 = parafoudre type 2 ou class 2.


Les points de dpart et darriv permettant de mesurer la longueur L sont illustrs ci-dessous :

Dans lexemple ci-dessus, L= (L1 + L2) + (L3 + L4). On ajoute les longueurs L1 et L2 uniquement si les chemins emprunts sont diffrents. Si les cbles des deux chanes empruntent le mme chemin, la longueur L considrer est : L=L1+ (L3 + L4).

iv. Emplacement des parafoudres

Conformment au paragraphe 13.3.2 du guide de lUTE C15-712-1, lorsquun parafoudre est prescrit pour la partie CC dune installation photovoltaque, il est toujours install dans le tableau situ le plus proche de londuleur . Par ailleurs, lorsque lune des chanes est situe plus de 10 mtres de londuleur, un second parafoudre est recommand proximit des chanes .

6.7. Coupure et sectionnement Dans une installation photovoltaque, il est indispensable de pouvoir couper le courant, afin d'effectuer par exemple des oprations de maintenance.

a) Emplacement des dispositifs de coupure et sectionnement

Le paragraphe 12 du guide de lUTE C15-712-1 prvoit la prsence des dispositifs de coupure et de sectionnement ct CC. Il est prvu la prsence dun dispositif de sectionnement pour chaque onduleur.

Conformment lUTE C15-712-1 :


Chaque alimentation donduleur doit pouvoir tre coupe. Dans le cas donduleurs entres multiples, il est admis dassurer la coupure durgence par des dispositifs commande spares. Par ailleurs, afin dassurer la scurit en cas dintervention, les botes de jonction situes directement en aval du champ photovoltaque doivent prsenter des connecteurs en entres. Il est coutume dutiliser des interrupteurs-sectionneurs permettant dassurer la fois la fonction de coupure en charge et la fonction de sectionnement. Ces derniers sont prvus dans les installations domestiques.

b) Coupure et sectionnement

Les dispositifs de coupure et de sectionnement ct CC doivent tre omnipolaires, cest--dire quils doivent couper ou sectionner toutes les polarits du circuit, simultanment ou non.

i. Calibrage en courant des dispositifs de coupure et sectionnement

Le courant assign demploi des dispositifs de coupure et de sectionnement doit tre au moins gale 1.25ICC.

ii. Calibrage en tension des dispositifs de coupure et sectionnement

La tension assigne demploi Ue des dispositifs de coupure et de sectionnement doit tre suprieure ou gale la tension vide Uco du circuit majore par un coefficient multiplicateur k prenant en compte leffet de la temprature.

Ue UocSTC x k

c) Choix de l'interrupteur

Le guide UTE C15-712-1 exige la mise en place d'un interrupteur gnral en amont de l'onduleur, remplissant la fonction de coupure en charge pralable tout sectionnement. Certains onduleurs intgrent un interrupteur DC ce qui permet de s'affranchir d'un interrupteur externe, condition qu'il soit conforme aux recommandations du guide de l'UTE C15-712-1. L'interrupteur gnral DC doit tre dimensionn pour la tension et le courant continus maximum, calculs en fonction des paramtres suivants :

M, le nombre de modules en srie Dans une chane photovoltaque, plusieurs modules photovoltaques sont connects en srie afin d'obtenir la tension DC souhaite. Ces tensions sont d'autant plus leves que le nombre de modules en srie M est important.

N, le nombre de chanes en parallle Dans un groupe photovoltaque, plusieurs chanes photovoltaques sont connectes en parallle. Le courant rsultant est gale la somme des courants de chaque chane.

Icc, le courant de court-circuit du module photovoltaque (dans les conditions standard de test STC) Le courant assign de l'interrupteur doit tre au minimum gal N Icc, major d'un coefficient 1.25 (prconis par l'UTE C15-712-1).

Vco, la tension en circuit ouvert de la chane (dans les conditions standard de test STC) La tension assigne de l'interrupteur doit tre au minimum gale M Vco, major d'un coefficient 1.15 (prconis par l'UTE C15-712-1).

Par ailleurs, le pouvoir de coupure d'un interrupteur n'est pas le mme en DC ou en AC. Ainsi, l'interrupteur doit tre spcifi pour le fonctionnement en DC (courant et tension continus).

d) Choix du sectionneur

Le sectionnement DC sur la liaison principale, en amont de l'onduleur, est un moyen d'isoler lectriquement le champ photovoltaque tout entier pour permettre une intervention en toute scurit sur l'onduleur durant les travaux d'installation, de maintenance ou de rparation (sous rserve d'avoir sectionn galement au pralable la liaison AC en sortie de l'onduleur ). Le sectionnement DC doit :

tre bipolaire pour isoler lectriquement les 2 conducteurs correspondant chaque polarit mais peut ne pas tre sectionnement simultan,

tre spcifi pour le courant continu,

se situer en amont et proximit de l'onduleur.

En pratique, pour des onduleurs de faible puissance, le sectionnement peut tre assur par des connecteurs dbrochables reliant la liaison principale au coffret intgrant l'interrupteur gnral (armoire DC) ou directement l'onduleur si celui-ci dispose d'un interrupteur intgr. Toutefois, pour viter tout sectionnement en charge, les dispositifs de connexion accessibles aux personnes non-


averties ou non-qualifies ne doivent tre dmontables qu' l'aide d'un outil par construction (exemple : connecteurs DC verrouillables) et ceci aprs avoir actionn l'interrupteur DC. Dans le cas d'utilisation d'interrupteur-sectionneur situ en amont de l'onduleur, il n'est pas ncessaire de dconnecter les connecteurs de la liaison principale DC pour intervenir sur l'onduleur si l'interrupteur-sectionneur a t ouvert et consign.

7. DIMENSIONNEMENT DE LA PARTIE ALERNATIVE

7.1. Schmas lectriques de la partie alternative Nous donnons ci-aprs le schma lectrique global de la partie CA dune installation photovoltaque raccorde au rseau.

Dans le cas dune installation raccorde au rseau par un branchement puissance limite, la section minimale des conducteurs raccords aux bornes aval de lAGCP est de 10 mm Cu.

a) Puissance infrieure 3 kW

Les installations de puissance infrieure 3 kW sont destines aux particuliers. Ces installations sont gnralement constitues dun seul onduleur monophas. Le schma lectrique de la partie CA est donn ci-aprs :

On remarquera que le disjoncteur diffrentiel en amont du coffret CA sappelle aussi lAppareil Gnral de Commande et de Protection (AGCP).

b) Puissance comprise entre 3 kW et 36 kW

Les installations photovoltaques dont la puissance injecte au rseau est comprise entre 3 kW et 36 kW disposent gnralement de plusieurs onduleurs, qui peuvent tre soit monophas, soit triphas. On distinguera les 2 cas suivants :

Puissance injecte infrieure 18 kW : le raccordement au rseau lectrique peut se faire aussi bien en monophas quen triphas

Puissance injecte suprieure 18 kW : le raccordement au rseau lectrique ne peut se faire quen triphas.

i. Raccordement monophas

Lorsque le raccordement au rseau seffectue en monophas, les onduleurs disposent forcment dune sortie en monophas. Chacune des sorties des onduleurs sont mises en parallles dans le coffret CA. En sortie du coffret CA, on disposera donc dun cble de phase et dun cble de neutre. Le schma lectrique de la partie CA est donn ci-aprs :


ii. Raccordement triphas (puissance infrieure 36 kW)

Lorsque le raccordement au rseau seffectue en triphas, il ny a pas de contrainte concernant le type de sortie des onduleurs : celle-ci peut se faire en monophas ou en triphas.

Onduleur monophas > Raccordement

Tri

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