CONCEPTION ET CALCUL DES INSTALLATIONS PHOTOVOLTAÏQUES RACCORDEES AU RESEAU 1. PRINCIPES DE FONCTIONNEMENT 1.1 COMPOSANTS DE BASE D'UNE INSTALLATION PHOTOVOLTAÏQUE RACCORDÉE AU RESEAU Une installation photovoltaïque raccordée au réseau est composée de modules solaires PV, d'un boitier DC, d'un onduleur, d'un boitier AC puis d'un compteur de production. 1.2 NOTIONS GENERALES : PLAQUETTE DE SILICIUM, CELLULE, MODULE, STRING, GENERATEUR, INSTALLATION PV, CENTRALE PV. Le matériau de base des cellules solaires cristallines est une plaquette de silicium appelée «wafer». Lorsque les différentes couches de semi-conducteurs composant la cellules sont éclairées, un différentiel de potentiel apparaît : une tension de 0,6V pour du silicium. Cette tension doit être augmentée. On met donc les cellules en série pour faire un module PV. Lorsqu'on branche plusieurs modules en série, on parle d'un «string». L'ensemble des strings d'une installation est appelé générateur PV. Rendement des cellules, des modules et du système. Le rendement des cellules est d'environ 20%. Le rendement des modules est inférieur du fait des espaces inutiles entre les cellules et sur les côtés des modules. Le rendement d'un système est encore inférieur du fait des disparités entre modules, du manque d'éclairage, des pertes dans les câbles, les boitiers, l'onduleur et les connecteurs. Exemple de rendement d'un système X : 0,12 (Xmodule).0,9 (Xonduleur).0,99 (Xcâble) = 0,1 Xsystème 1.3 TECHNOLOGIE DES MODULES PV Cellules au silicium monocristallin : les monocristaux sont fabriqués par la fusion de silicium de grande pureté. Des lingots de silicium de section ronde sont ainsi formés et sciés en tranches (wafer). Les cellules monocristallines de série ont des rendements compris entre 13 et 17% pour une taille de 5 ou 6 pouces. Cellules au silicium polycristallin : le silicium polycristallin provient également de la fusion mais le process est réalisé de manière plus rapide. Lors de la solidification, les cristaux s'orientent de manière irrégulière. Les cellules polycristallines ont un rendement compris entre 11 et 15%. Cellules à couches minces : en diséléniure de cuivre et d'indium (CIS) ou de tellurure de cadnium (CdTe). Ces cellules ont une plus grande tolérance aux masques et à l'augmentation de la température. Cellules en silicium amorphe : non structurées et ne se présentant pas sous forme cristalline, elles ont un rendement de 6 à 8%.
1.4 STRUCTURE ET MODE DE FONCTIONNEMENT D'UNE CELLULE Fonctionnement d'une cellule cristalline Lorsque la cellule est éclairée, les charges électriques situées dans la zone de charge d'espace se séparent. Dans la liaison électrique, une tension continue d'environ 0,5 V se forme, dépendant peu de l'ensoleillement. Puissance maximale La puissance maximale d'une cellule est définie pour un flux lumineux de 1000 W/m2 à une température de 25 C. Elle est exprimée en Wc. Courant de court-circuit et tension à vide On distingue le courant de court-circuit Icc, la tension à vide U0 et le point de fonctionnement à puissance maximale MPP dont les grandeurs caractéristiques sont UMPP et IMPP. La puissance et le courant d'une cellule dépendent directement de la puissance du flux lumineux. Le tension change peu en fonction du flux lumineux.
Influence de la température Le réchauffement d'une cellule solaire conduit à une diminution du rendement (environ 0,5% par degré Celsius). La perte de rendement pour des modules mal ventilés est ainsi de 4 à 6% supérieure à celle des modules munis d'une ventilation en face arrière. 1.5 LE MODULE Un module PV est composé de plusieurs cellules solaires reliées les unes aux autres, d'une protection contre les intempéries sous forme de vitre et de stratifié, d'une protection contre les surtensions sous forme d'une ou plusieurs diodes by-pass et d'un dispositif de branchement. 1. Cadre aluminium 2. joint 3. verre 4. EVA 5. cellules 6. Tedlar Quand une cellule est mal éclairée, la diode by pass permet d'éviter que le fort échauffement résultant ne provoque une dégradation ou une panne, elle permet également de limiter la baisse de performance qui découle de cet échauffement pour l'ensemble du modules (et pour les autres modules reliés en série à celui ci). 1.6 TECHNOLOGIE DES ONDULEURS Construction et fonctionnement d'un onduleur L'onduleur transforme le courant continu fourni par le générateur PV en courant alternatif monophasé avec une tension nominale de 230 V ou, pour les installations de taille plus importante, en courant alternatif
triphasé avec une tension nominale de 400 V. Tous les onduleurs bénéficient au minimum des fonctions suivantes : optimiser, transformer, alimenter et superviser. Optimisation du rendement de l'installation par la recherche du point MPP (MPP-Tracking). Transformation du courant continu produit par le générateur PV en courant alternatif conforme au réseau. Surveillance et protection. Exigences techniques de onduleurs Introduction d'un courant de forme sinusoïdale synchronisé au réseau Identification rapide du MPP Rendement élevé, même en charge partielle Fonctionnement automatique et fiable Visualisation des données Surveillance du réseau de l'onduleur Pour des raisons de sécurité, l'installation PV doit être séparée du réseau électrique. Pour de nombreux onduleurs, cette fonction est assurée par le système automatique de coupure. Onduleur et branchement des modules Exemple 1 : La puissance nominale d'un module Pnom est égale à 200 Wc, la tension à vide U0 (à -10 C) est égale à 72 V. Le maître d'oeuvre souhaite réaliser une installation de 2 kwc. Vous projetez de monter 10 modules en série. Comme les tensions s'additionnent, vous calculez (10.72 V = 720 V). La tension d'entrée max de l'onduleur sélectionné est de 750 V, ce qui convient dans ce cas. Exemple 2 : avec les mêmes modules, le maître d'oeuvre souhaite réaliser une installation de 3,2 kwc. Vous projetez d'abord de monter 16 modules en série et calculez (16.72 V = 1152 V). La tension d'entrée max de l'onduleur étant de 750 V, vous brancherez en parallèle 2 rangées de 8 modules. Principe de fonctionnement des onduleurs Onduleur «string» Plusieurs modules sont branchés en série dans un string. Dans ce cas, à l'intérieur d'une série de modules, les conditions doivent être identiques. Les onduleurs «string» sont en passe de devenir la solution la plus souvent retenue, car ils couvrent de très larges gammes de puissances et d'applications Onduleur «multistring» Ils sont constitués de plusieurs onduleurs «string» côté générateur et d'un onduleur centralisé côté alimentation du réseau. Ils ont été spécialement conçus pour les cas suivants : inclinaisons ou orientations des modules différentes, types de modules différents, ombre sur une partie de l'installation ou nombres de modules par string différents. Les caractéristiques de ces onduleurs sont les suivantes : plusieurs dispositifs de MPP Tracking intégrés, maximum de 2 ou 3 strings de caractéristiques différentes (orientations, inclinaisons, puissances) par appareil. Adaptation onduleur-générateur Le rapport de puissance onduleur-générateur PV doit être compris entre 0,9 et 1. La puissance nominale du
générateur peut donc être, au maximum, supérieure à celle de l'onduleur de 10%. C'est pourquoi les onduleurs sont toujours légèrement sous dimensionnés. La plage de tension MPP (par exemple 350 600 V) doit être compatible avec toutes les tensions qui peuvent apparaître sur le générateur en fonctionnement. La tension maximale du générateur ne doit jamais atteindre la tension maximale autorisée sur l'onduleur (les surtensions détruiraient inévitablement l'onduleur). L'onduleur peut être sous dimensionné de plus de 10% uniquement dans les cas où l'installation PV présente une orientation ou une inclinaison défavorable. Prise en compte de l'emplacement futur Une pièce régulée en température est idéale alors qu'une pièce plus chaude est critique. Données techniques d'un onduleur Pour la conception de l'installation et le calcul du rendement, les grandeurs caractéristiques suivantes sont indispensables. Côté générateur : > puissance nominale courant continu et puissance max courant continu > courant nominal continu et courant max continu > tension nominale CC et tension max CC > gamme de tension MPP pour le fonctionnement normal de l'onduleur > puissance de mise sous tension et hors tension, puissance de secours. Côté réseau : > puissance nominale CA et puissance max CA > CA nominal et CA max > rendement en charge partielle Remarque de sécurité pour les onduleurs sans transformateurs Dans le cas des onduleurs sans transformateur, en raison de l'absence de séparation galvanique de la tension alternative du réseau, la protection des personnes doit être garantie par un disjoncteur différentiel. Les installations nouvelles utilisant des onduleurs sans transformateur doivent être équipées d'un tel disjoncteur, conformément à la norme allemande DIN VDE 0126. 1.7 AUTRES COMPOSANTS D'UNE INSTALLATION PV Câbles Dans une installation PV, les câbles de la partie CC doivent remplir les exigences suivantes : > être protégés contre les courts-circuits et les courants de fuite à la terre > être résistants aux UV et aux intempéries avec une large gamme de températures (environ -40 C à 120 C) > présenter une gamme de tension élevée (> 2 kv) > être légers, minces, faciles à installer et d'une bonne maniabilité > être ignifugés avec une faible toxicité en cas d'incendie et sans halogène > disposer des pertes de puissance faibles (max 1%) Vous devez vous assurer que le câble concerné porte la mention «câble solaire». Boitier de raccordement pour le générateur (BRG) Un BRG remplit plusieurs fonctions : > montage en parallèle de plusieurs strings > possibilité d'inspection des strings > protection contre les surtensions des modules et de l'onduleur > fusibles pour la protection contre les surcharges des modules PV et des circuits électriques des strings
Interrupteur principal du courant continu Il permet de couper le courant nominal continu du générateur, même si l'installation fonctionne à plein régime. Idéalement, il est intégré au BRG, ce qui le rend facilement accessible. Compteur d'entrée Les installations PV raccordée au réseau comportent toujours un compteur d'entrée dédié. 1.8 SYSTEMES DE MONTAGE Des systèmes de montage sont disponibles pour toutes les configurations possibles et imaginables. Les boulons et le petit matériel doivent être en acier inoxydable ou galvanisés par électrolyse. Dans le cas contraire, ils risquent de rouiller très rapidement après le montage. 2. EXEMPLE DE CONCEPTION D'UNE INSTALLATION PV RACCORDEE AU RESEAU 2.1 EXEMPLE : MAISON INDIVIDUELLE, SANS OBSTACLE AU RAYONNEMENT, 5 kwc Etape 1 : estimation de la taille de l'installation Contraintes : Le maître d'ouvrage est prêt à investir dans une installation PV d'un montant maximum de 35000 euros. La surface de toiture disponible est de 51 m2 (8,5m de long sur 6m de large) Inclinaison et orientation : 45, plein sud Aucun obstacle au rayonnement solaire Coût net estimé (matériel et MO hors taxes) : 5500 euros/kwc Le maître d'ouvrage veut obtenir le rendement de plus élevé possible compte tenu de la surface disponible, ce qui conduit à choisir des modules monocristallin avec une surface requise de 9m2/kWc Estimation : 2 calculs complémentaires, basés sur les valeurs présentées ci-dessus, peuvent être réalisés : 35000 euros / (5500 euros/kwc) = 6,36 kwc 51m2 / (9m2/kWc) = 5,67 kwc En première approximation, la puissance de l'installation est donc estimée à 5,67 kwc Etape 2 : détermination du nombre de modules Pour évaluer le nombre de modules, il faut d'abord considérer les caractéristiques des modules : la puissance maximale (kwc), les dimensions, la technologie souhaitée, le fabricant. Présélection des modules : Les modules solaires SP 165-M 24V présélectionnés dans l'exemple ont une puissance nominale de 165 Wc. Leurs dimensions sont les suivantes : longueur LM = 1,61m. largeur lm = 0,81m (correspondant environ à 8m2/kWc). Pour déterminer un nombre provisoire de modules, il faut maintenant diviser la puissance totale définie dans l'étape 1 par la puissance maximale du module solaire choisi. Le nombre provisoire de modules se calcule donc de la façon suivante : Puissance totale de l'installation (Wc) / Puissance d'un module (Wc) = nombre provisoire de modules 5670 Wc / 165 Wc = 34,4
> Le nombre provisoire de modules est fixé à 34. La puissance nominale du générateur PV sera ainsi de : 34. 165 Wc = 5,61 kwc Vérification du nombre de modules : encombrement / variantes de montage : On vérifie le nombre provisoire de modules à partir des dimensions du toit et des modules : Montage des modules dans le sens de la longueur : Longueur du toit LD (=8,5m) / Longueur des modules LM (=1,61m) = 5,27 Largeur du toit ld (=6m) / Largeur des modules ld (=0,81m) = 7,41 > Au maximum, on peut monter 5. 7 = 35 modules ( 7 rangées de 5 modules ) dans le sens de la longueur sur le toit. Montage des modules dans le sens de la largeur : Longueur du toit LD (=8,5m) / Largeur des modules ld (=0,81m) = 10,49 Largeur du toit ld (=6m) / Longueur des modules LM (=1,61m) = 3,73 > Au maximum, on peut monter 10. 3 = 30 modules ( 3 rangées de 10 modules ) dans le sens de la largeur sur le toit. >> Le nombre de 34 modules calculé précédemment peut être conservé, à condition que les modules soient montés dans le sens de la longueur. Etape 3 : Calcul des tensions des modules Les tensions maximales, minimales et d'utilisation pour un module doivent être contrôlées ou déterminées comme suit. En Europe, les tensions maximales apparaissent en hiver quand les modules sont froids et les tensions minimales en été quand les modules sont chauds. Les données suivantes, tirées des spécifications techniques des modules solaires, sont importantes pour le calcul : Tension UMPP et courant IMPP pour un fonctionnement à puissance maximale. Tension à vide U0 sous des conditions de température extrême (-10 C). Les valeurs UMPP et IMPP peuvent être extraites des spécifications techniques, ainsi que la valeur de U0 dans les conditions standard (à 25 C). Les tensions à vide pour les basses et hautes températures doivent être calculées à partir des coefficients de température de U0. Spécifications techniques dans les conditions standard : Tension à puissance maximale UMPP (à 25 C) = 35,35 V Courant à puissance maximale IMPP (à 25 C) = 4,67 A Tension à vide U0 (à 25 C) = 43,24 V Courant de court-circuit ICC (à 25 C) = 5,10 A Coefficient de température de la tension TC(U0) = -168,636 mv/k Coefficient de température du courant TC(ICC) = 2,0 ma/k Coefficient de température de la puissance TC(PNOM) = -0,420%/K Calcul de la tension à -10 C et 70 C : La différence de température qui doit être multipliée par le coefficient de tension se déduit de l'écart par rapport aux conditions standard (25 C), soit -35K à -10 C et 45K à 70 C. U0 (à -10 C) = 43,24 V + (-35K. -168,636 mv/k) = 49,14 V UMPP (à -10 C) = 35,35 V + (-35K. -168,636 mv/k) = 41,24 V UMPP (à +70 C) = 35,35 V + (45K. 168,636 mv/k) = 27,76 V Le tension maximale correspond à U0 (à -10 C). En fonctionnement à la puissance maximale, la tension d'un module est comprise entre 27,76 V et 41,24 V. NB : De nombreux logiciels de simulation calculent automatiquement les limites de tensions et fournissent
les valeurs correspondantes. Ils sont fournis par les fabricants et calculent la correspondance avec les onduleurs (ex : Sunny Design pour les onduleurs SMA) Etape 4 : Choix de l'onduleur Combien d'onduleurs? Pour des installations jusqu'à 5 kwc, sans obstacle au rayonnement et avec ce type d'exposition et d'inclinaison, un seul onduleur suffit. Pour des installations plus importantes, l'installation de plusieurs appareils permet de réduire les risques d'incident. Quelle puissance? La puissance de l'onduleur doit correspondre à la puissance des modules. La puissance des modules (Wc) est donnée dans les conditions standard (STC : 1000 W/m2, 25 C, spectre solaire AM = 1,5), qui correspondent rarement aux conditions réelles. C'est pourquoi la puissance de l'onduleur doit être minorée d'environ 5 à 10% par rapport à la puissance maximale des modules solaires. En aucun cas le courant et la tension maximale de l'onduleur ne doivent être dépassés. Puissance nominale de l'onduleur = 0,9...0,95 x puissance nominale du générateur ou : Puissance nominale du générateur = 1,05...1,10 x puissance nominale de l'onduleur Idéalement, pour la puissance nominale de générateur calculée à l'étape 2 (5,61 kwc avec 34 modules de 165 Wc), il faudrait une puissance d'onduleur de 5,61. (0,90...0,95) = 5,05. 5,33 kw. Si l'exposition de l'installation PV est défavorable (par exemple un toit exposé à l'est ou à l'ouest) ou si son inclinaison n'est pas optimale (montage en façade), la capacité de l'onduleur peut être surévaluée de plus de 10%. Eviter la surcharge de l'onduleur. En cas de surcharge, les onduleurs réagissent en diminuant la puissance de l'installation pour se protéger. Lors d'un pic estival par exemple, l'onduleur ne traite plus une partie de la puissance de l'installation. L'emplacement où sera monté l'onduleur doit dès le départ être considéré avec une attention particulière : une pièce régulée en température est idéale alors qu'une pièce plus chaude (sous le toi) est critique. Les appareils qui ne sont pas refroidis par un ventilateur s'échauffent fortement : à partir de températures supérieures à 70 C, la plupart des appareils commencent à diminuer la puissance de l'installation. Quel type d'onduleur? Pour des installations de cette nature, sans obstacle au rayonnement, les onduleurs centralisés sont recommandés. Les modules du générateur PV sont alors reliées à des rangées (strings) branchées en parallèle avant l'onduleur dans le boitier de raccordement du générateur. Par contre, dans le cas d'occultation partielle des modules, cette configuration présente des inconvénients. En effet, l'onduleur doit se régler de façon à «faire travailler» les modules solaires occultés et non occultés simultanément. C'est ce qu'on appelle le phénomème de «Mismatching». Le point de fonctionnement trouvé ne correspond pas au rendement optimal que pourrait fournir l'installation s'il n'y avait pas d'occultation. Dans ce cas particulier, il est conseillé d'installer plusieurs onduleurs «string» ou un onduleur «multistring». Les autres points à considérer pour choisir l'onduleur adapté sont la possibilité d'un montage à l'extérieur, la température de fonctionnement et la possibilité de sauveragrder et d'afficher les valeurs mesurées. Dans l'exemple 1, la puissance nominale de l'onduleur doit représenter 90 à 95% de la puissance nominale du générateur.
5610 Wc. 0,90 = 5049 Wc 5610 Wc. 0,95 = 5330 Wc Ici un onduleur avec une puissance nominale comprise entre 5,05 et 5,33 conviendrait. Contrairement à ce qui a été trouvé à l'étape 6, il ne faut plus installer 34 modules mais seulement 30 modules de 165 Wc. La puissance nominale de l'installation est alors de 4,95 kwc. La gamme de puissance de l'onduleur est donc : 4950 Wc. 0,90 = 4455 Wc 4950 Wc. 0,95 = 4703 Wc => La puissance nominale de l'onduleur est par conséquent de 4,50 kw. Pour cet appareil, le fabricant annonce une puissance PV maximale de 6,00 kw. A partir des spécifications techniques de l'onduleur, les valeurs suivantes sont déduites : Puissance PV maximale admissible PPVmax= 6,00 kw Puissance nominale courant continu PDCnom = 4,50 kw Limite inférieure de tension en fonctionnement MPP UPV inf = 125 V Limite supérieure de tension en fonctionnement MPP UPVsup= 750 V Tension courant continu maximale admissible UDCmax = 750 V Courant continu nominal IDCnom = 9,30 A Courant continu maximal admissible IDCmax = 22,50 A Etape 5 : vérification des limites de tension et du raccordement des modules. Le but de cette étape est de choisir un nombre de modules pour lequel les 2 valeurs extrêmes de la tension MPP correspondent à la plage de tension MPP de l'onduleur. Pour cela, les valeurs extrêmes de la «plage de tension MPP en fonctionnement normal» et des «tensions d'entrée en fonctionnement à vide à -10 C» doivent être vérifiées. La tension MPP maximale des modules solaires apparaît à -10 C, car la tension des cellules cristallines augmente lorsque la température diminue (voir également le coefficient de température négatif de la tension). La tension MPP minimale est mesurée pour une température de +70 C environ. Combien de modules en série? E n général, les modules solaires sont raccordés en série sur une entrée e l'onduleur. La plage de tension d'entrée admissible de l'onduleur fixe alors le nombre de modules solaires montés en série (string). n(modulemax) = UPVsup/ UMPP (à -10 C) = 750 V / 41,24 V = 18,2 n(modulemin) = UPVinf / UMPP (à +70 C) = 125 V / 27,76 V = 4,5 => Pour que la plage de tension MPP de l'onduleur soit respectée, il doit être barnché en série sur l'onduleur : 5 modules au minimum et 18 modules au maximum. La tension maximale en entrée de l'onduleur est atteinte à -10 C en fonctionnement à vide (par exemple lors d'un jour froid d'hiver, lorsque le soleil apparaît brusquement derrière les nuages). Le nombre de modules solaires en série doit être choisi de façon à ce que la tension à vide des modules solaires ne dépasse jamais la plage de tension d'entrée de l'onduleur, car cela pourrait détruire l'appareil. n(module) = UDCmax / U0 (à -10 C) = 750 V / 49,14 V = 15,3 => Le nombre maximum de 18 modules en série déterminé jusqu'à présent doit être réduit à 15, afin que la tension d'entrée de l'onduleur ne soit jamais dépassé. Etape 6 : adaptation et vérification du choix des strings par rapport à l'onduleur. Cette étape permet de vérifier que le nombre de modules déterminé précédemment peut être réparti sur le nombre de strings calculé (modules montés en série). Le nombre de strings doit être un nombre entier (dans la mesure où l'on a choisi un onduleur centralisé),
sinon il y aurait plus de modules dans un string que dans un autre. En choisissant un onduleur «multistrings», on aurait pu gérer en même temps jusqu'à 3 strings avec des nombres de modules différents. Nb provisoire de modules / Nb de modules par string = Nb de strings Le raccordement des 34 modules prévus en strings de 15 modules chacun n'est pas possible. Deplus, l'agencement de 34 modules sur la surface de toiture disponible est particulièrement complexe. A ce stade, le client doit être consulté pour savoir si la réalisation d'une installation PV comprenant uniquement 30 modules (sous forme de 2 strings de 15 modules ou de 3 strings de 10 modules) lui convient. Dans le cas contraire, il lui sera conseillé de choisir un onduleur «multistrings» avec lequel une installation PV de 34 modules (2 strings de 11 et 1 string de 12) ou même 35 modules (1 string de 11 modules et 2 strings de 12 modules) pourra être installée sur la surface de toiture. Il est de la responsabilité du concepteur de trouver la meilleure solution pour le client en fonction des différentes possibilités (ainsi que le nombre de modules solaires montés en série et/ou en parallèle). Une fois les étapes précédentes réalisées, il convient, lorsque cela est possible, de modifier à nouveau le nombre total de modules solaires, la puissance de l'installation, le type de modules ou d'onduleur afin de respecter les contraintes économiques fixées ou bien de trouver une taille de modules mieux adaptée à la surface de toiture utilisable. Dans la suite de la conception de l'installation, il faut également tenir compte de la plage de courant d'entrée maximum de l'onduleur. Le courant des modules solaires en «fonctionnement à puissance maximale» (MPP) est en effet capital. A partir de la configuration choisie pour les strings, il faut enfin vérifier que les plages de tension et de courant de l'onduleur sont correctement respectées. Variante A : 10 modules en série, 3 strings en parallèle : UMPP (à +70 C) = 10. 27,76 V = 277,6 V Cette valeur se situe au dessus de la limite inférieure de tension MPP UPVinf = 125 V ; la condition limite inférieure est donc remplie. UMPP (à -10 C) = 10. 41,24 V = 412,4 V Cette valeur se situe en dessous de la limite supérieure de tension MPP UPVsup = 750 V ; la condition limite supérieure est donc remplie. U0 (à -10 C) = 10. 49,14 V = 491,4 V Cette valeur se situe en dessous de la tension maximale admissible UDCmax = 750 V ; la tension maximale admissible n'est donc pas dépassée. Le courant IMPP d'un string est de 4,67 A, ce qui donne donc 14,01 A pour 3 strings montés en parallèle. Cette valeur est au dessus du courant continu nominal IDCnom de l'onduleur, mais reste en dessous du courant continu maximal admissible IDCmax. Variante B : 15 modules en série, 2 strings en parallèle : UMPP (à +70 C) = 15. 27,76 V = 416,4 V Cette valeur se situe au dessus de la limite inférieure de tension MPP UPVinf = 125 V ; la condition limite inférieure est donc remplie. UMPP (à -10 C) = 15. 41,24 V = 618,6 V Cette valeur se situe en dessous de la limite supérieure de tension MPP UPVsup = 750 V ; la condition limite supérieure est donc remplie. U0 (à -10 C) = 15. 49,14 V = 737,1 V Cette valeur se situe en dessous de la tension maximale admissible UDCmax = 750 V ; la tension maximale admissible n'est donc pas dépassée. Le courant IMPP d'un string est de 4,67 A, ce qui donne donc 9,34 A pour 2 strings montés en parallèle. Cette valeur est au dessus du courant continu nominal IDCnom de l'onduleur, mais reste en dessous du courant
continu maximal admissible IDCmax. Décision entre les variantes A et B : Respectant les limites de tension et de courant, les 2 variantes de strings sont théoriquement possibles. Le raccordement en série du plus grand nombre de modules entraîne une tension la plus élevée possible (en série, les tensions s'additionnent). Or une tension élevée limite les pertes de puissance. Aussi, il sera préféré la variante de 2 strings de 15 modules à celle de 3 strings de 10 modules. Un montage en série est synonyme d'installation rapide et simple. Plus le nombre de modules branchés en série est élevé, plus le temps de montage et les possibilités d'erreur diminuent. Résumé : En considérant l'investissement limite fixé et la surface de toiture disponible, le résultat du dimensionnement peut être résumé de la façon suivante : Puissance totale de l'installation PV : 4,95 kwc Nb de modules : 30 modules de 165 Wc Raccordement : 2 strings de 15 modules Onduleur centralisé avec une puissance nominale de 4,50 kw et une puissance PV maximale de 6,00 kw D'autres configurations d'installation seraient possibles avec d'autres modules et onduleurs. En fonction de la disponibilité des modules et des onduleurs, il se peut que d'autres contraintes apparaissent au moment de la conception de l'installation, diminuant ainsi les possibilités de choix.