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 Solution technique - Avril 2020

Première approche d’une installation photovoltaïque


Avant de se plonger dans la technique d’une installation photovoltaïque, il est utile de dimensionner dans les grandes lignes le niveau de faisabilité économique, les puissances, les rendements et comprendre quels usages faire de l’électricité produite, afin d’accroître la performance économique et environnementale du projet.


EM115 SolTec 01Un projet photovoltaïque chez un particulier ou même sur un bâtiment tertiaire, voire industriel, s’appuie souvent sur une volonté économique ou environnementale… en générale déconnectée des possibilités techniques et de la réalité financière qui en découle. C’est pour cela qu’il importe en premier lieu d’affiner le projet en estimant la puissance photovoltaïque, la production photovoltaïque et les possibilités d’autoconsommation.

La puissance photovoltaïque
Elle dépend directement de la surface des modules et de leur rendement surfacique, généralement lié à la technologie des cellules. Par exemple, un module silicium mono-cristallin de 285 Wc (1 x 1,65 m) présente un rendement surfacique d’environ 170 Wc/m2 ou 17 %. Selon le mode d’implantation choisi, cette puissance surfacique dépendra aussi des réservations nécessaires (emprise du système de montage, espacement entre modules pour la bonne gestion des ombrages, cheminements d’accès, abergements…).
Pour des modules délivrant de 150 à 200 Wc/m2, voici une estimation des ratios de dimensionnement permettant de calculer rapidement la puissance d’une installation en fonction de la surface disponible :
– toiture, de 60 à 180 Wc par m2 de toiture dégagée hors encombrement particulier ou ombrage ;
– ombrière de parking, de 90 à 120 Wc par m2 de parking voirie comprise, soit l’équivalent de 200 à 250 kWc pour 100 places de stationnement véhicules légers ;
– parc au sol, de 0,4 à 0,9 MWc par hectare de terrain clôturé.

Tab st 115La production photovoltaïque
Plusieurs facteurs entrent en jeu : puissance crête installée, localisation géographique, orientation et inclinaison des panneaux, ombrages éventuels (voir encadré).
En France, concernant l’implantation du système, c’est-à-dire son orientation et son inclinaison, les modules doivent idéalement être exposés plein sud. Ils doivent présenter une inclinaison à 30 degrés en moyenne par rapport à l’horizontale pour produire un maximum d’énergie tout au long de l’année. Cependant des écarts de plus ou moins 45° par rapport au sud (c’est-à-dire de sud-est à sud-ouest) et une inclinaison de 20 à 60° par rapport à l’horizontale sont acceptables et n’engendrent pas de baisse de production importante (voir tableau).


Objectif performance !
• Ombrages - En phase de conception d’une installation, il importe de dresser un calepinage des modules propre à éviter au maximum les obstacles pouvant causer des ombrages sur le champ photovoltaïque.
• Rendement de l’onduleur – Les pertes causées par l’onduleur dépendent de quatre facteurs : son rendement intrinsèque, sa puissance nominale au regard de la puissance du champ photovoltaïque, son adaptation à la plage de tension des modules et sa température de fonctionnement.
• Section et longueur des câbles – Pour des installations basse tension, la norme NF C15-100 tolère jusqu’à 3 % de chute de tension dans les câbles. Cependant, concernant la production photovoltaïque, le guide UTE C15-712-1 ne tolère qu’une chute de tension de 1 %, en amont (du côté courant continu), comme en aval de l’onduleur (courant alternatif).
• Câblage judicieux des modules – Le câblage des séries de module en fonction des ombrages sur l’installation permet de minimiser la perte engendrée par les masques. Car il faut éviter les différences d’éclairement au sein d’une même série.
• Température des modules – Le rendement des capteurs PV est inversement proportionnel à leur température. La dégradation de puissance est de l’ordre de 0,4 % par degré Celsius d’élévation. Pour un climat donné, la température atteinte dépend du mode d’intégration favorisant ou non la ventilation du module lors de son fonctionnement. Il faut donc favoriser les solutions bien ventilées. Certains assembleurs de modules proposent des solutions hybrides permettant de faire circuler au dos des capteurs soit de l’air, soit de l’eau, afin de refroidir le module et de tirer profit par ailleurs de cette chaleur pour le chauffage du local ou la production d’eau chaude sanitaire.
• Appairage des modules : le mismatch – Les caractéristiques naturellement différentes des modules, même très peu différentes, peuvent créer des déséquilibres lors de leur association au sein d’un champ photovoltaïque. Cette différence de performance entre modules d’une branche ou entre branches mises en parallèle se nomme « mismatch ». Elle dégrade le point de performance maximal des séries de modules et induit une baisse de production d’énergie. Voilà pourquoi il convient d’appairer les modules par courants les plus homogènes possible. Cette pratique permet de réduire les pertes par mismatch de 1,5 à 0,4 % pour une dispersion de 10 %.


 
Envisager l’autoconsommation domestique ?
Pour des usages résidentiels, le profil de production (en journée) est peu en phase avec ceux de consommation réelle (le matin et le soir). En période estivale lors de forte production, l’absence probable du domicile réduit encore plus l’intérêt de l’autoconsommation. Il est donc nécessaire de connaître précisément les données de consommation du logement, à différentes périodes de l’année, lors des périodes d’occupation et d’inoccupation. Un particulier peut espérer une autoconsommation naturelle de 20 à 30 % en moyenne pour une installation de 3 à 5 kWc pour une production de 800 à 1 000 kWh/kWc annuelle, sans système de stockage.
Alors comment accroître le taux d’autoconsommation ? Il s’agit de réduire la puissance crête. Mais cela a pour inconvénient de diminuer la contribution du système aux objectifs de la transition énergétique et d’augmenter le coût de l’installation en €/Wc. Autre possibilité : piloter les charges. Grâce à des systèmes d’automatisation et de domotique, certaines charges peuvent être corrélées à la production photovoltaïque réelle : lave-vaisselle, lave-linge, production d’eau chaude… Mais cela a un coût.
Autre solution, performante mais coûteuse, l’ajout d’une batterie de stockage. L’utilisation de systèmes de stockage de petites et de moyennes tailles (inférieurs à 7,5 kWh) peut entraîner une forte progression du taux d’autoconsommation, pouvant ainsi atteindre de 40 à 90 %. Le réel intérêt du stockage viendra de la baisse du coût des batteries.

Autoconsommation tertiaire ou industrielle
Les profils de consommation tertiaires et industriels sont en règle générale plutôt adaptés à l’autoconsommation photovoltaïque. Il faut toutefois considérer les périodes d’inoccupation des bâtiments notamment lors des périodes de forte production PV, ce qui réduit le taux d’autoconsommation, le prix de l’électricité qui peut être faible, voire inférieur au coût de production photovoltaïque. Mais ces dernières années, cela évolue vers une autoconsommation rentable.
Lorsque l’on étudie une offre en autoconsommation totale ou partielle, on peut avoir en tête les points de vigilance suivants :
– éviter de sous-dimensionner largement une installation PV pour atteindre un pourcentage élevé d’autoconsommation ;
– ne pas inciter à la surconsommation, car se focaliser sur le taux d’autoconsommation tend à encourager la surconsommation pendant les heures d’ensoleillement ;
– assurer la rentabilité des projets. L’autoconsommation est par définition plutôt imprévisible, car elle présente une incertitude quant à la corrélation instantanée entre production et consommation ;
– limiter l’injection de l’électricité photovoltaïque sur le réseau seulement si les contraintes du réseau local le justifient ;
– éviter les études de faisabilité complexes et coûteuses. Une première expertise rapide peut permettre d’évaluer un temps de retour sur investissement et de comparer l’autoconsommation totale à d’autres solutions de raccordement.

Michel Laurent

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