Dimensionnement d’une installation photovoltaïque raccordée au réseau

RAPPORT DU STAGE DE FIN D’ETUDES
Présenté et soutenu par :
EL IDRISSI Ramzi
En vu d’obtention de :
La licence professionnelle
En :
Technologie
des Énergies Renouvelables et de l’Efficacité Énergétique (TEREE)
« EST Fés »
Sujet : Dimensionnement d’une installation
photovoltaïque raccordée au réseau
Année universitaire : 2015-2016
ramzi.elidrissi@hotmail.com
https://www.facebook.com/ramzi.elidrissi

EST Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE
2
Dédicaces
J’ai le plaisir de dédier ce travail à :
Mes très chères parents et mon frère pour leur
soutien, affection et amour, leur confiance et patience et pour leur
sacrifices infinis, je le dédie à toute ma famille pour la quelle
j’exprime mon amour et mon et mon respect le plus dévoué.
Tous mes amis(e) et collégues, puisse ce travail vous
exprime mes souhaits de succès, et mes sincères sentiments envers
vous.
Toutes les personnes qui me reconnaissent et qui mon
aidé et contribué à la réalisation de ce travail.
EL IDRISSI RAMZI

3
Remerciement

4
Résumé

5
Liste des figures
Figure 1 : Cellules photovoltaïques montées en série ...................................................18
Figure 2 : Principe de fonctionnement d’une cellule photovoltaïque ...........................18
Figure 3 : Les différents modèles de panneaux photovoltaïques ..................................19
Figure 4 : Courbes caractéristiques d’un module PV .....................................................22
Figure 5 : Principe de l’algorithme des méthodes de Hill-Climbing et P&O ...................23
Figure 6 : Association des batteries ................................................................................25
Figure 7 : Générateur autonome DC/AC avec régulateur ..............................................26
Figure 8 et 9 : Régulateur Série / Régulateur Shunt ......................................................27
Figure 10 : Schéma de principe d'une installation PV autonome ..................................28
Figure 11 : Schéma de principe d'une installation PV raccordée au réseau ..................28
Figure 12 : L’influence de l’éclairement .........................................................................30
Figure 13 : L’influence de la température ......................................................................30
Figure 14 : Caractéristiques courant-tension .................................................................31
Figure 15 : .......................................................................................................................32
Figure 16 : .......................................................................................................................33
Figure 17 : .......................................................................................................................33
Figure 18 : Angle d’inclinaison et l’orientation des panneaux PV ..................................37
Figure 19 : Exposition du panneau .................................................................................37
Figure 20 : Distance optimale séparant deux modules PV consécutifs .........................38
Figure 21 : Surimposition toiture ....................................................................................39
Figure 22 : Shéma de partie CC de l’installation .............................................................47
Figure 23 : Symbole normalisé du fusible .......................................................................51
Figure 24 : Exemple de présence des fusibles ................................................................52
Figure 25 : Carte de la densité de foudroiement Ng (Source : marocmeteo.com) ........53
Figure 26 : Symbole normalisé d'un interrupteur-sectionneur ......................................54
Figure 27 : Partie continue de l’installation PV ..............................................................56
Figure 28 : Parafoudres côté CA .....................................................................................58
Figure 29 : Partie alternative de l’installation PV ...........................................................58
Figure 30 : Configuration de l’onduleur proposée par Sunny Design ............................59
Figure 31 : Sections des câbles proposées par Sunny Design ........................................59
Figure 32 : Données de configuration PV .......................................................................59

6
Liste des tableaux
Tableau 1 : Comparaison entre les technologies des modules photovoltaïques ...........21
Tableau 2 : Récapitulatif des informations de la mosquée ............................................32
Tableau 3 : Besoin énergétique de la mosquée .............................................................40
Tableau 4 : Irradiation solaire de ville de Marrakech (Source : PVGIS) ..........................41
Tableau 5 : Valeurs de coefficient k ................................................................................45
Tableau 6 : Valeurs du courant de retour maximal ........................................................47
Tableau 7 : Section du câble proposée ...........................................................................48
Tableau 8 : Valeurs du courant admissible Iz en fonction de la section du câble et du
mode de pose pour une température ambiante de 70 ° C ............................................49
Tableau 9 : Facteur de correction du courant admissible ..............................................49
Tableau 10 : Clacul du courant admissible Iz ..................................................................50
Tableau 11 : Présence et choix des fusibles ...................................................................51
Tableau 12 : Longueurs des câbles CC ............................................................................53
Tableau 13 : Conditions d’installation d’un parafoudre côté CC ....................................54
Tableau 14 : Choix des inter-sectionneurs .....................................................................55
Tableau 15 : La section du neutre ..................................................................................57
Tableau 16 : le ratio de performance d’un générateur PV .............................................61
Tableau 17 : Le ratio de performance en fonction du type d'intégration ......................62
Tableau 18 : Le coût del’installation PV ..........................................................................65

7
Les abréviations
PV : Photovoltaïque
ISO : International Organization for Standardization (Organisation internationale de
normalisation)
CC ou DC : Courant continu
CA ou AC : Courant alternatif
MLI ou PMW : Modulation de largeur d'impulsion
MPP : Maximum Power Point (Point de puissance maximale)
STC : Standard Test Conditions (Conditions d’essai standards)
AM : Air Mass (Masse d’air)
BT : Basse tension
Ir : Irradiation solaire
STP : Sunny Tripower
UTE : Union Technique de l'Électricité
TRI : Temps de retour sur investissement

8
Sommaire
Dédicaces ..........................................................................................................................3
Remerciement ..................................................................................................................4
Résumé .............................................................................................................................5
Liste des figures ................................................................................................................6
Liste des tableaux .............................................................................................................7
Les abréviations ................................................................................................................8
Introduction ....................................................................................................................11
PARTIE I : Présentation du bureau d’études .................................................................12
.........................................................................................................................................14
PARTIE II : Dimensionnement de l’installation photovoltaïque ..................................16
CHAPITRE I : Généralité sur la production d’électricité photovoltaïque ........................17
I-L’effet photovoltaïque ..................................................................................................17
I-1.Découverte de l’effet photovoltaïque .......................................................................17
I-2.Définition ...................................................................................................................17
I-3.Principe de fonctionnement d’une cellule photovoltaïque ......................................18
II-Les composants d’un générateur photovoltaïque ......................................................19
II-1.Les panneaux photovoltaïques ................................................................................19
II-2.Les onduleurs photovoltaïques ................................................................................21
II-3.Les accumulateurs photovoltaïques (les batteries) .................................................24
II-4.Les régulateurs de charge et de décharge photovoltaïques ....................................26
III-Les différents types d’installation photovoltaïque ....................................................27
III-1.Les installations PV autonomes ...............................................................................27
III-2.Les installations PV raccordées au réseau ..............................................................28
IV-Les facteurs physiques qui influencent sur le rendement d’une installation PV .......29
IV-1.L’influence de l’éclairement ....................................................................................29
IV-2.L’influence de la température .................................................................................30
IV-3.Caractéristique courant tension d'un module photovoltaïque ..............................30
CHAPITRE II : Déscription de la mosquée .......................................................................32
CHAPITRE III : Dimensionnement de l’installation photovoltaïque raccordée au réseau
.........................................................................................................................................34
I-Contexte juridique et environnemental .......................................................................34
II-Choix de la technologie des panneaux ........................................................................35
II-1.Les critères pour choisir un bon panneau photovoltaïque ......................................35
II-2.Notre choix ...............................................................................................................36
III-L’inclinaison optimale du panneau solaire photovoltaïque .......................................36
III-1.L’inclinaison des panneaux ......................................................................................36
III-2.L’orientation des panneaux .....................................................................................37
IV-Effet de masque .........................................................................................................37
IV-1.Calcul de l’espacement entre les modules .............................................................38
V-Implantation des modules ..........................................................................................39
VI-Le dimensionnement de l’installation PV ..................................................................39
VI-1.Dimensionnement de la partie continue (CC) .........................................................39

9
VI-1.2.Calculs et choix des éléments de l’installation ....................................................40
VI-1.2.1.Calcul d’énergie à produire ...............................................................................40
VI-1.2.2.Calcul de puissance crête et le nombre des modules PV .................................41
VI-1.2.3. Dimensionnement de l’onduleur .....................................................................42
VI-1.2.4. Dimensionnement des câbles CC .....................................................................47
VI-1.3.La conception de la protection de la partie continue ..........................................50
VI-1.3.1.Les fusibles CC ...................................................................................................50
VI-1.3.2.Les parafoudres .................................................................................................53
VI-1.3.3.Les interrupteurs sectionneurs .........................................................................54
VI-1.3.4.Le coffret de coupure CC ...................................................................................55
VI-1.3.5.Le shéma électrique de la partie continue CC ..................................................56
VII-2.Dimensionnement de la partie alternative (CA) ....................................................56
VII-2.1.Dimensionnement des câbles CA ........................................................................56
VII-2.2.La conception de la protection de la partie alternative .....................................57
VII-2.2.1.Les Interrupteurs sectionneurs ........................................................................57
V-2.2.2.Choix du disjoncteur ..........................................................................................58
V-2.2.3.Choix du parafoudre ..........................................................................................58
V-2.2.4.Le shéma électrique de la partie alternative CA ................................................58
CHAPITRE IV : Le dimensionnement par logiciel Sunny design ......................................59
I-Le dimensionnement par Sunny design .......................................................................59
CHAPITRE V : Le rendement global de l’installation PV ..................................................60
I-Le rendement de l’installation .....................................................................................60
I-1.Rendement standard du module photovoltaïque ....................................................60
I-2.Rendement réel dû module photovoltaïque .............................................................61
I-3.Perte de rendement dû au mode d'intégration ........................................................61
I-4.Perte de rendement dû à l'échauffement des câbles ...............................................62
I-5.Perte de rendement dû à l’onduleur .........................................................................62
I-6.Perte de rendement dû au suivi du MPP ..................................................................63
I-7.Rendement global .....................................................................................................63
PARTIE III : L’étude économique ...................................................................................64
I-L’étude économique .....................................................................................................64
I-1.Le coût de l’installation PV ........................................................................................64
I-2.Détermination du temps de retour sur investissement ............................................65
Conclusion .......................................................................................................................67
Webographie ..................................................................................................................68
Annexes ...........................................................................................................................69

10
Introduction

11

12

13
CHAPITRE I : Généralité sur la production d’électricité photovoltaïque
I-L’effet photovoltaïque :
I-1.Découverte de l’effet photovoltaïque :
En 1839, Antoine-César Becquerel constate les effets électriques que produisent les
rayonssolaires dans une pile.
En 1905, Einstein découvrit que l’énergie de ces quanta de lumière est proportionnelle à
la fréquence de l'onde électromagnétique.
L'utilisation des cellules solaires débute dans les années quarante. Le domaine spatial a
besoin d'une énergie sans combustible embarqué. La recherche s'intensifie sur le
photovoltaïque.
En 1954 est créée par les laboratoires BELL la première cellule photovoltaïque avec un
rendement de 4%.
Le spatial devient le banc d'essai de la technologie photovoltaïque. Les coûts de
fabrication élevés des cellules et leurs rendements médiocres ne leur permettent pas
encore une exploitation à grande échelle. Il faudra attendre les années 70 pour que les
gouvernements et les industriels investissent dans la technologie photovoltaïque.
I-2.Définition :
Le terme « photovoltaïque » peut désigner le phénomène physique (l'effet
photovoltaïque découvert par Alexandre Edmond Becquerel en 1839) ou la technique
associée. L'énergie solaire photovoltaïque est l'électricité produite par transformation
d'une partie du rayonnement solaire au moyen d’une cellule photovoltaïque.
Schématiquement, un photon de lumière incidente permet sous certaines circonstances
de mettre en mouvement un électron, produisant ainsi un courant électrique.
Les cellules photovoltaïques sont fabriquées avec des matériaux semiconducteurs
produits à partir d’une matière première très pure, comme le silicium. Ces matériaux
émettent des électrons lorsqu’ils sont soumis à l'action de la lumière. Ceux-ci sont
éjectés du matériau et ils circulent dans un circuit fermé, produisant ainsi de
l’électricité.
Une cellule photovoltaïque ne produit qu’une très faible puissance électrique,
typiquement de 1 à 3 W avec une tension de moins d’un volt.
Les cellules sont en général montées en série (la borne positive d’une cellule est reliée à
la borne négative de la cellule suivante) pour former un module photovoltaïque. On
obtient ainsi une tension plus élevée (en général 12 ou 24V).

14
Figure 1 : Cellules photovoltaïques montées en série
I-3.Principe de fonctionnement d’une cellule photovoltaïque :
Les cellules photovoltaïques exploitent l'effet photoélectrique pour produire du courant
continu par absorption du rayonnement solaire. Cet effet permet aux cellules de
convertir directement l’énergie lumineuse des photons en électricité par le biais d’un
matériau semi-conducteur transportant les charges électriques.
Le matériau semi-conducteur comporte deux parties, l’une présentant un excès
d’électrons et l’autre un déficit en électrons, dites dopées respectivement de type n et de
type p. Le dopage des cristaux de silicium consiste à leur ajouter d’autres atomes pour
améliorer la conductivité du matériau. Un atome de silicium compte 4 électrons
périphériques. L’une des couches de la cellule est dopée avec des atomes de phosphore
qui, eux, comptent 5 électrons (soit 1 de plus que le silicium). On parle de dopage de
type n comme négatif, car les électrons (de charge négative) sont excédentaires. L’autre
couche est dopée avec des atomes de bore qui ont 3 électrons (1 de moins que le
silicium). On parle de dopage de type p comme positif en raison du déficit d’électrons
ainsi créé. Lorsque la première est mise en contact avec la seconde, les électrons en
excès dans le matériau n diffusent dans le matériau.
Figure 2 : Principe de fonctionnement d’une cellule photovoltaïque

15
En traversant la cellule photovoltaïque, les photons arrachent des électrons aux atomes
de silicium des deux couches n et p. Les électrons libérés se déplacent alors dans toutes
les directions. Après avoir quitté la couche p, les électrons empruntent ensuite un circuit
pour retourner à la couche n. Ce déplacement d’électrons n’est autre que de l’électricité.
II-Les composants d’un générateur photovoltaïque :
II-1.Les panneaux photovoltaïques :
Les panneaux photovoltaïques jouent le rôle d’un générateur. La technologie de
construction évolue de plus en plus, et étant destinés à fonctionner par tous les temps, ils
sont soumis à une série impressionnante de tests normalisés de leurs caractéristiques
électriques, de tenue mécanique et de vieillissement accéléré. Les résultats de ce test
constituent la base du choix de la technologie Actuellement sur le marché, les trois
technologies majoritairement présentes et reconnues sont : le monocristallin,
le polycristallin et l’amorphe.
Monocristallin Polycristallin Amorphe
Figure 3 : Les différents modèles de panneaux photovoltaïques
II-1.1.Caractéristiques des technologies :
Etudions les caractéristiques de chacun.
 Les cellules monocristallines :
Le silicium est fondu deux fois pour se solidifier en ne formant qu’un seul cristal de
grande dimension. On découpe ensuite le cristal en fines tranches qui donneront les
cellules.
Ces cellules sont en général d’un bleu uniforme.

16
Leur rendement est de l’ordre de 14 à 20%, et engendrent un cout de production plus
élevé que les cellules poly-cristallines.
 Les cellules polycristallines :
Ce sont actuellement les plus présentes sur le marché. Elles sont élaborées à partir d’un
bloc de silicium cristallisé en plusieurs cristaux dont les orientations sont différentes. La
cellule photovoltaïque est d’aspect bleuté, mais pas uniforme ; on distingue des motifs
créés par les différents cristaux. Leur rendement est de l’ordre de 11 à 15%, mais elles
engendrent un cout de production moins élevé que les cellules monocristallines.
 Les cellules amorphes :
Ces cellules sont composées d’un support en verre ou en matière synthétique sur lequel
est disposé une fine couche de silicium (l’organisation des atomes n’est plus régulières
comme dans un cristal).
Elles présentent l’avantage de fonctionner avec un éclairement faible (même par temps
couvert ou à l’intérieur d’un bâtiment), et d’être moins sensible aux températures
élevées que les cellules mono ou poly cristallines. En revanche, leur rendement est
faible, compris entre 5 et 9%.
II-1.2.Comparaison entre les technologies :
Le tableau suivant présentera une comparaison entres les trois technologies
Technologie Monocristallin Polychristallin Amorphe
Module
PV
Rendement
dans les
conditions
standard
Très bon rendement :
14 à 20 %.
Bon rendement :
11 à 15 %.
Rendement faible :
5 à 9 %.
Surface de
panneau pour
1 kWc
7 m² 8 m² 16 m²

17
Electricité
génénrée en
un an
(modules
orientés sud,
inclinés à 30 °)
750 kWh/kWc 750 kWh/kWc 900 kWh/kWc
Energie
produite en un
an par m²
90-95 kWh/m² 90-95 kWh/m² 55-60 kWh/m²
Emission de
CO2
économisée
par kWc et par
an
325 kg/kWc 325 kg/kWc 390 kg/kWc
Emission de
CO2
économisée
par m² et par
an
45 kg/m² 40 kg/m² 25 kg/m²
Tableau 1 : Comparaison entre les technologies des modules photovoltaïques
II-2.Les onduleurs photovoltaïques :
Les onduleurs destinés aux systèmes photovoltaïques sont quelques peu différents des
onduleurs classiques utilisés en électrotechnique, mais l’objectif de conversion AC/DC
est le même.
La principale caractéristique de l’onduleur PV est la recherche du meilleur point de
fonctionnement du système.
En effet, le générateur PV (ensemble de modules PV) a une courbe caractéristique IV
non linéaire (Figure 4).
Pour un éclairement et une température donnés, la tension en circuit ouvert ou à forte
charge est à peu près constante (assimilable à une source de tension), tandis qu’en
courtcircuit ou à faible charge le courant est pratiquement constant (source de courant).
Le générateur n’est alors ni vraiment une source de tension ni vraiment une source de
courant non plus.
La tension de circuit ouvert est sensible à la température et diminue quand la
température augmente. Le courant de court-circuit est quant à lui proportionnel à
l’éclairement : augmente si l’éclairement augmente.

18
Figure 4 : Courbes caractéristiques d’un module PV
Le meilleur point de fonctionnement du système correspond au point de cette courbe où
la puissance, produit de la tension et du courant, est maximisée. Il se situe au milieu de
la caractéristique.
En régime permanent établi, la tension et le courant du capteur sont considérés comme
constants. L’utilisation d’un onduleur de tension plutôt qu’un onduleur de courant est
alors essentiellement motivée par des raisons technologiques.
L’onduleur de tension impose à sa sortie un système de tensions sous forme de créneaux
modulés en largeur d’impulsions (MLI ou PWM en anglais). Ces créneaux ne posent
aucun problème pour l’alimentation d’un moteur, mais sont incompatibles avec les
tensions sinusoïdales du réseau.
On place alors entre chaque sortie de l’onduleur et chaque phase du réseau (onduleur
monophasé ou triphasé) une inductance qui joue le rôle de filtre et permet à l’onduleur
de fournir au réseau des courants quasi sinusoïdaux : d’un point de vue formel elle
transforme l’onduleur de tension en onduleur de courant !
II-2.1.Le rôle de l’onduleur :
Outre le fait de mettre l’électricité aux normes, le rôle de l’onduleur photovoltaïque
consiste aussi à déterminer la puissance maximale du courant électrique à injecter dans
le réseau. En effet, selon l’orientation des panneaux photovoltaïques et le taux
d’ensoleillement, la quantité d’électricité produite varie et doit être ajustée à la capacité
du réseau.
Donc l’onduleur doit donc remplir plusieurs fonctions essentielles dans une installation
photovoltaïque raccordées au réseau :
 La conversion du courant et de la tension continus en courant et tension
alternatifs compatibles avec le réseau.

19
 La recherche du point de puissance maximum du champ photovoltaïque.
 La protection de découplage.
 Le contrôle de l’isolement de la partie CC de l’installation photovoltaïque.
II-2.2.Méthodes de recherche du point de la puissance maximale :
L’unité de régulation de l’onduleur assure un fonctionnement du générateur PV au point
de fonctionnement optimal (point de puissance maximale ou MPP) pour garantir une
production de puissance électrique maximale.
Il existe environ une vingtaine de méthodes de recherche du point de puissance
maximale d’un champ de modules (Maximum Power Point Tracking), dont l’efficacité
et la rapidité varient.
Les deux méthodes les plus couramment rencontrées sont celles dites du Hill-Climbing
et du P&O (Perturb and Observe). Ces deux méthodes fonctionnent sur le même
principe qui consiste à perturber le fonctionnement du système et à analyser ensuite
comment le système réagit à cette perturbation : modification du rapport cyclique de
hachage pour la méthode de Hill-Climbing, modification de la tension aux bornes du
champ de modules photovoltaïques pour la méthode P&O. Le fait de modifier le
rendement de conversion de l’onduleur perturbe le courant continu issu des modules et
par conséquent la tension à leurs bornes et la puissance instantanée délivrée.
Ces deux méthodes sont donc basées sur le contrôle de la puissance instantanée délivrée
par le champ de modules PV en fonction de variations de la tension continue aux bornes
du champ PV.
Figure 5 : Principe de l’algorithme des méthodes de Hill-Climbing et P&O

20
 Protection de découplage :
La protection de découplage permet de supprimer tout risque d’électrocution en cas de
rupture de courant pour le personnel intervenant. Cette fonction est assurée par
l’onduleur qui s’arrête automatiquement lorsque le réseau est mis hors tension.
 L’entretien d’un système raccordé au réseau :
En cas de coupure réseau, l’onduleur stoppe l’injection d’électricité photovoltaïque
produite sur le réseau (protection de découplage) et bascule la production sur un circuit
électrique de secours parallèle, constitué d’un ensemble de batteries (stockage par
batterie d’accumulation). L’onduleur utilisé est spécifique à cette installation.
 Le rendement d’un onduleur photovoltaïque est aujourd’hui quasiment toujours
supérieur à 94%.
 Le rendement maximum d’un onduleur photovoltaïque peut aller au-delà de
97% mais cela fait également exploser son prix, c’est pourquoi ils sont peu
utilisés.
 La durée de vie d’un onduleur photovoltaïque est de 8 à 10 ans. Les fabricants
proposent donc généralement un délai de garantie d’environ 5 ans.
 La puissance qu’un onduleur photovoltaïque peut injecter dans un réseau varie
fortement selon les modèles.
 Le prix d’un onduleur photovoltaïque atteint en moyenne 10 à 20% du total du
coût d’installation.
II-3.Les accumulateurs photovoltaïques (les batteries) :
 Batteries à décharges profondes (stationnaires) :
Une batterie électrique est un composant électrochimique, elle comporte des électrodes
positives et négatives composées d’alliages dissemblables plongées dans un électrolyte
(acide). L’ensemble est encapsulé dans un bac scellé ou muni d’un bouchon de
remplissage et d’un évent. Les réactions d’oxydoréduction qui gouvernent le
fonctionnement d’une batterie sont réversibles, dans la mesure où celle ci n’a pas été
longtemps ni complètement déchargée ni trop surchargée. Un fonctionnement prolongé
dans l’un ou l’autre de ces états aboutirait à la destruction définitive de la batterie.
La plupart des systèmes photovoltaïques comportent des batteries spéciales (batteries
stationnaires à alliages de Plomb) qui emmagasinent l’énergie générée par les panneaux
photovoltaïques en prévision des périodes où il n’y a pas de soleil. Ces batteries sont
conçues pour restituer un courant stable pendant de longues périodes en conservant
leurs aptitudes à la recharge, et ceci à un grand nombre de reprises (cycles), on parle de
batteries stationnaires ou à décharge profonde.
Il existe sur le marché différents types de batteries stationnaires en 2, 6 ou 12 Volts
nominal, qu’on distingue principalement par le nombre de cycles que celles-ci peuvent
fournir à une profondeur de décharge admissible déterminée, par la géométrie des

21
plaques positives (planes ou tubulaires) et enfin par la forme de l’électrolyte (liquide,
gel). Dans le cas des systèmes photovoltaïques, on opte généralement pour des batteries
à profondeur de décharge de l’ordre de 60 à 80% pendant au moins 400 cycles. On
choisit les batteries à électrolyte liquide si la maintenance du système est aisée, tandis
que les batteries à électrolyte gélifié sont adaptées aux situations où le confort de
l’utilisateur est souhaité (cas des petites unités) et aux systèmes à maintenance réduite.
 La capacité :
La capacité d’une batterie s’exprime en ampères heures (Ah), c’est la quantité de
courant qu’elle peut fournir au cours d’un nombre d’heures précis, à une température de
référence. Cette capacité nominale varie dans le même sens que la température de
service de la batterie. La capacité standard est déterminée en déchargeant la batterie à
l’aide d’un courant constant pendant 10 heures, sans que la tension ne descende en
dessous de la limite de décharge. On parle alors d’une capacité de batterie à C/10 ou
C10.
Dans le cas particulier des batteries destinées aux applications photovoltaïques, on parle
de la capacité de décharge sur 100 heures, soit C100. Cette donnée est utile pour les
situations où les batteries doivent couvrir le besoin d’énergie pendant plusieurs jours
d’affilée.
 Associations 12, 24 et 48 Volts :
On associe les batteries en série pour obtenir des tensions multiples de 12 Volts (24V,
48V) et en parallèle pour augmenter la capacité.
Association en parallèle de deux batteries Association en série de deux batteries
12 Volts / 200 Ah 24 Volts / 100 Ah
Figure 6 : Association des batteries

22
 Profondeur de décharge :
Une batterie ne doit pas être déchargée en dessous d’un certain seuil sinon on risque de
l’endommager.
En pratique, en absence de problème de basses températures, et pour un usage normal,
on appliquera un coefficient L = 0.7 à 0.8 selon les modèles de batteries : plutôt 0.7
pour les batteries qui supportent un faible nombre de cycles et plutôt 0.8 pour les
batteries à fort nombre de cycles. Si la batterie doit cycler davantage, on pourra
diminuer PD pour disposer d’une durée de vie supérieure. Au contraire, si la batterie a
très peu de probabilité de se décharger on pourra prendre L = 0.9 et même 1.
II-4.Les régulateurs de charge et de décharge photovoltaïques :
 Généralité :
Le régulateur de charge/décharge est l’électronique entièrement automatique à laquelle
sont reliés le panneau photovoltaïque, la batterie, ainsi que les équipements destinataires
de l’électricité solaire.
Sa fonction principale est de contrôler l’état de la batterie. Il autorise la charge complète
de celle ci en éliminant tout risque de surcharge et interrompt l’alimentation des
destinataires si l’état de charge de la batterie devient inférieur au seuil de déclenchement
de la sécurité anti décharge profonde. Prolongeant ainsi la durée de vie de la batterie qui
est le seul composant fragile du générateur photovoltaïque.
Dans leurs versions les plus simples, les régulateurs de charge disposent de fonctions de
protection de la batterie (anti-surcharge et anti-décharge profonde), de sécurités internes
d’autoprotection et de protection du système photovoltaïque, d’une sonde de
température intégrée et d’une diode série anti-courants inverses. Ils n’utilisent plus de
relais mécaniques. On trouve généralement sur leur face avant deux diodes
électroluminescentes (LED) qui renseignent l’une sur l’état de charge de la batterie et
l’autre sur l’état de fonctionnement de tout le générateur et leur propre consommation
d’énergie est réduite (faible auto consommation). La catégorie supérieure de régulateurs
de charge modernes gèrent différents processus de recharge (y compris de régénération
périodiques), disposent de la technique de la modulation de largeur d’impulsion
(PWM). Leur fonctionnement est contrôlé par logiciel.
Figure 7 : Générateur autonome DC/AC avec régulateur

23
 Modulation de Largeur d’Impulsion (PWM) :
La modulation de Largeur d’Impulsion (PWM) est une méthode très rapide et efficace
qui permet d’atteindre l’état de pleine charge d’une batterie solaire.
Le principe de PMW consiste à donner une information sur l’état de charge de la
batterie en fonction de la largeur des impulsions de commande.
 Le choix :
Le choix de la technologie du régulateur, shunt, série ou MPPT, est d’abord guidé par la
puissance du système photovoltaïque et par le type de batterie à charger. Le régulateur
shunt qui dissipe la puissance des panneaux en cas de surcharge de la batterie est mieux
adapté aux petits systèmes, et le régulateur série aux plus gros systèmes.
Figure 8 : Régulateur Série Figure 9 : Régulateur Shunt
III-Les différents types d’installation photovoltaïque :
Il existe deux types d’installations remarquables pour les panneaux solaires :
installations autonomes ou être reliés à un réseau de distribution électrique.
III-1.Les installations PV autonomes :
L’installation autonome doit fournir de l’électricité de jour comme de nuit, en hiver
comme en été car seul le solaire alimente l’habitation en électricité. On comprend donc
pourquoi ce système n’est utilisé que dans les lieux isolés.
Le principe de l’installation autonome consiste à charger des batteries qui pourront
stocker le surplus de la production électrique pour pouvoir le réutiliser. Le courant est
contrôlé par un régulateur solaire qui gère la répartition de l’énergie. On peut rajouter
un onduleur au système afin d’alimenter des appareils électriques demandant plus de
puissance.

24
Figure 10 : Schéma de principe d'une installation photovoltaïque autonome
Ce type d’installation est surtout utilisé dans les lieux isolés, lorsque le raccordement au
réseau public coûte trop cher. Elle est aussi utilisée lorsqu’il n’y a pas de réseau à
proximité. Il est peu utilisé dans des habitations car il n’assure pas une présence
constante d’électricité. Les batteries ne stockent pas toujours assez d’électricité pour
pouvoir alimenter une habitation chauffée et où de nombreux appareils électriques
fonctionnent.
III-2.Les installations PV raccordées au réseau :
Le photovoltaïque raccordé au réseau est un des systèmes de production d'électricité
photovoltaïque; qui peut être centralisé ou décentralisé.
Ces systèmes sont constitués de modules solaires photovoltaïques reliés entre eux en
série ou en parallèle et branchés sur un ou plusieurs onduleurs euxmêmes connectés au
réseau de distribution ou de transport d'électricité.
En quantité unitaire, les systèmes décentralisés de petite puissance sont les plus
courants, avec approximativement 80 % des systèmes raccordés au réseau mondial, la
majorité étant posé sur des habitations individuelles.
Figure 11 : Schéma de principe d'une installation photovoltaïque raccordée au réseau

25
IV-Les facteurs physiques qui influencent sur le rendement d’une
installation photovoltaïque :
Le rendement d’une cellule ou d’un module photovoltaïque est le rapport entre l’énergie
électrique produite par cette cellule ou module et l’énergie lumineuse reçue sur la
surface correspondante :
Le rendement réel varie donc continuellement, en fonction notamment de l’énergie
solaire incidente.
Pour permettre une comparaison de l’efficacité de différentes cellules, on définit ces
caractéristiques dans des conditions de test bien précises (STC = Standard Test
Conditions). Ces conditions sont : émission lumineuse de 1 000 W/m², température de
25 °C, conditions spectrales Air Mass 1.5 (composition du spectre identique au spectre
solaire lorsqu’il traverse une épaisseur et demie d’atmosphère).
On obtient alors le rendement par la formule suivante :
Avec :
 Puissance du spectre STC = 1 000 [W/m²].
IV-1.L’influence de l’éclairement :
L'éclairement correspond à l'intensité lumineuse captée par le module photovoltaïque, et
se mesure en W/m². La nuit, l'éclairement est nul (0 W/m²).
L'éclairement varie au cours de la journée entre 0 et 1 000 W/m² (valeur maximum), en
fonction de la saison. L'éclairement a une nette incidence sur la valeur d’Icc. Lorsque
l'éclairement double, Icc double aussi. L'éclairement a très peu d'incidence sur la tension
à vide Vco.
η [%] = Pproduite[kW] / Pincidente[kW]
ηstc [%] = Puissance crête [W/m²] / Puissance du spectre STC [W/m²]

26
Figure 12 : L’influence de l’éclairement
IV-2.L’influence de la température :
La température a une influence considérable sur le comportement de la cellule et donc
sur son rendement. Cette influence se traduit principalement par une diminution de la
tension générée (et une très légère augmentation du courant).
Figure 13 : L’influence de la température
Suivant les modèles, ce comportement induit, par degré, une perte de 0.5 % du
rendement par rapport au rendement maximum de la cellule. On comprendra donc tout
l’intérêt d’une ventilation correcte à l’arrière des panneaux.
IV-3.Caractéristique courant tension d'un module photovoltaïque :
Sous un éclairement donné, toute cellule photovoltaïque est caractérisée par une courbe
courant-tension (I-V) représentant l'ensemble des configurations électriques que peut
prendre la cellule. Trois grandeurs physiques définissent cette courbe :

27
Figure 14 : Caractéristiques courant-tension
Sa tension à vide : Vco. Cette valeur représenterait la tension générée par une cellule
éclairée non raccordée.
Son courant court-circuit : Icc. Cette valeur représenterait le courant généré par une
cellule éclairée raccordée à elle-même.
Son point de puissance maximal : MPP (en anglais : maximal power point) obtenu
pour une tension et un courant optimaux : Umpp, Impp).

28
CHAPITRE II : Déscription de la mosquée

29
CHAPITRE III : Dimensionnement de l’installation photovoltaïque raccordée au
réseau :
Ce chapitre présente la démarche suivie pour le dimensionnement des composants de
l’installation photovoltaïque raccordée au réseau.
I-Contexte juridique et environnemental :
Loi 11-03 relative à la protection et à la mise en valeur de l’environnement
Cette loi publiée en juin 2003 fixe le cadre général de la protection de l’environnement
au Maroc en fixant : Les principes de la protection de l’environnement liée aux
établissements humains et à la protection de la nature et des ressources naturelles ; Les
principes de normes de rejets et la définition des sources de nuisances ; Les instruments
de gestion et de protection et de l’environnement que sont les études d’impact sur
l’environnement, les plans d’urgence et les normes et standards de qualité de
l’environnement et les incitations financières et fiscales. La loi institue également un
fonds national pour la protection et la mise en valeur de l’environnement dont le cadre
et le fonctionnement seront fixés par des textes réglementaires ; Les règles de
procédures définissant les responsabilités et les obligations dans le cas de préjudices.
Les dispositions générales de la loi n°11-03 relative à la protection et la mise en
valeur de l’environnement visent à : Protéger l’environnement contre toutes formes de
pollution et de dégradation qu’elle qu’en soit l’origine ; Améliorer le cadre et les
conditions de vie de l’homme ; Définir les orientations de base du cadre législatif,
technique et financier concernant la protection et la gestion de l’environnement ; Mettre
en place un régime spécifique de responsabilité garantissant la réparation des dommages
causés à l’environnement et à l’indemnisation des victimes.
Dahir n° 1-10-16 portant promulgation de la loi n° 13-09 relative aux énergies.
renouvelables Ce texte publié le 26 safar 1431 soit le 11 février 2010 et portant
promulgation de la loi 13.
09 relative aux énergies renouvelables vise à instaurer un cadre juridique offrant des
perspectives de réalisation et d’exploitation d’installations de production d’énergie
électrique à partir de sources d’énergies renouvelables par des personnes physiques ou
morales, publiques ou privées, en précisant en particulier les principes généraux qu’elles
doivent suivre, le régime juridique applicable y compris pour la commercialisation et
l’exportation.
Dans le but d’encourager le développement d’installations de production d’énergie à
partir de sources d’énergie renouvelables, un système financier et fiscal approprié sera
mise en place.
A travers cet ensemble d’objectifs, la présente loi agira en synergie avec la politique
énergétique nationale, dont les grands axes s’articulent autour :
 Du renforcement de la sécurité d’approvisionnement en énergie à travers la
diversification des sources et ressources, l’optimisation du bilan énergétique et

30
la maîtrise de la planification des capacités ; De l’accès généralisé à l’énergie
par la disponibilité d’une énergie moderne pour toutes les couches de la
population et à des prix compétitifs ;
 Du développement durable par la promotion des énergies renouvelables, pour
le renforcement de la compétitivité des secteurs productifs du pays, la
préservation de l’environnement par le recours aux technologies énergétiques
propres, en vue de la limitation des émissions des gaz à effet de serres et la
réduction de la forte pression exercé sur le couvert forestier ;
 Du renforcement de l’intégration régionale à travers l’ouverture aux marchés
euro-méditerranéens de l’énergie et l’harmonisation des législations et des
réglementations énergétiques. Cette loi soumet tout projet à la réalisation d’une
EIE.
La loi 13-09 relative aux énergies renouvelables, interdit l’injection sur le réseau
nationale de la basse tension par des particuliers, en raison des perturbations
susceptibles d’être générées à cause de cette opération. Cependant la même loi autorise
l’injection sur le réseau national moyenne tension.
II-Choix de la technologie des panneaux :
II-1.Les critères pour choisir un bon panneau photovoltaïque :
Parmi les nombreux critères techniques qui caractérisent les panneaux photovoltaïques,
il faut retenir l'essentiel :
II-1.1.Le rendement :
Plus un panneau est grand, plus la puissance délivrée sera théoriquement importante.
Afin de tenir compte des performances intrinsèques des panneaux indépendamment de
leur taille, il est plus judicieux de parler de rendement qui mesure le pourcentage de
Watts restitués pour une irradiation solaire de 1000W/ m².
Le rendement d'un module photovoltaïque se calcule par la formule suivante :
Pc ou Puissance Crête, correspond à la puissance obtenue lors des tests en laboratoire
où l’on simule des conditions d'ensoleillement et de température standard
(Estc: 1000 W d’irradiation / m², température de cellule de 25 ° C, pression
atmosphérique AM1.5).
S représente la surface du module.
ηmodule = Pc / Estc × S

31
II-1.2.Tolérance garantie [%/Wc] :
Le constructeur garantit que la puissance (Wc) d'un panneau neuf ne sera pas inférieure
à un certain pourcentage.
-0% est excellent, -3% est un bon chiffre, -5% est moyen, -10% est élevé. Ce chiffre
peut être un indice sur la qualité de contrôle et de fabrication.
II-1.3.Perte de puissance dans le temps garantie [%/Wc] :
Avec le temps un panneau solaire perd de sa puissance, en règle générale les fabricants
garantissent 90% de Wc sur 10 ans et 80% sur 20 ans. Certains fabricants garantissent
80% sur 25 ans.
II.1.4.Perte de l’efficacité à cause de la température par [%/°C] :
L'augmentation de la température rend les panneaux moins performants; suivant la
région ce critère peut être plus ou moins important.
 Les plus efficaces affichent une perte de -0,20% par °C
 La moyenne se situant vers -0,50% par °C.
 Le Wc constructeur étant réalisé avec une température des cellules de 25°C
(STC), on comprend l'intérêt de ce paramètre dans les régions très chaudes.
II-2.Notre choix :
Après consultation des différents constructeurs et après avoir fait une comparaison entre
les différentes caractéristiques des panneaux, nous nous sommes orientés vers le module
Cubenergy 250 de PV Industry (enreprise marocaine), qui nous a offert le meilleur
rapport : qualité/prix. (Annexe A).
Le rendement de module est :

III-L’inclinaison optimale du panneau solaire photovoltaïque :
III-1.L’inclinaison des panneaux :
Un panneau solaire capte le maximum d’énergie lumineuse quand il est perpendiculaire
aux rayons du soleil, or l’angle d’incidence de ces rayons varie au cours de la journée et
au cours des saisons (le soleil est bas sur l’horizon pendant l’hiver et haut dans le ciel en
été).
ηmodule Cubenergy = 250 / 1000 × 1.635808 = 15.28 %

32
L’inclinaison optimale généralement décidée d'un panneau solaire est donc fixe. On la
choisit de manière à favoriser la production énergétique du mois le moins ensoleillé de
la période envisagée d’exploitation, face au sud dans l'hémisphère nord.
En se basant sur la situation géographique du site et également en consultant le site web
du PVGIS , nous avons trouvé l’angle d’inclinaison optimale qui est égale à 31°.
Figure 18 : Angle d’inclinaison et l’orientation des panneaux PV donnée par
le logiciel PVSYST.
III-2.L’orientation des panneaux :
L’orientation des modules photovoltaïque à un effet très important au niveau de la
production tel que l’orientation pleine sud est la meilleure pour produire le maximum
d’électricité. En effet nous avons choisi l’orientation sud.
Figure 19 : Exposition du panneau
IV-Effet de masque :
Les masques, lointains ou proches, ont une influence sur le champ photovoltaïque en
occultant tout ou partie du rayonnement direct incident. En plus de la perte d’énergie

33
engendrée par la moindre irradiation, le photovoltaïque réagit de manière sensible aux
ombrages. En effet, lorsqu’une cellule est ombragée, elle devient équivalente à une
résistance et absorbe à ce titre l’énergie débitée par les cellules voisines non ombragées.
Cette énergie se transforme alors en chaleur et risque de dégrader la cellule masquée
(effet point chaud). Afin de lutter contre ce phénomène, les modules intègrent des
diodes de by-pass placées en parallèle des cellules et dont le rôle est de détourner le
courant provenant des autres cellules. Cet effet qui se produit au niveau d’une cellule
peut aussi se retrouver de la même manière à l’échelle d’une série de modules. Lors de
la planification d’un système, il est donc important de prendre en compte tout obstacle
susceptible d’ombrager le champ photovoltaïque. Dans notre cas le site ne présente
aucun ombrage lointains ou proche. En général pour éviter l’ombrage il faut calculer la
distance minimale qui sépare deux série de modules.
IV-1.Calcul de l’espacement entre les modules :
L’architecture des modules PV est très importante avant de mettre en place le projet car
elle doit ressembler tous les modules d’une façon homogéne et assurer une distance
optimale entre eux pour en même temps minimiser la longueur des conduites et éviter
l’ombrage .
Pour que l’installation PV fonctionne de maniére optimale, les modules ne doivent pas
gêner le rayonnement incident sur un autre module voisin . Pour cela, il faut calculer la
distance optimale qui doit séparer deux modules consécutifs.
Le calcul doit être fait en tenant compte de la journée où la position du soleil est la plus
défavorable. A ce jour, le soleil peut atteindre la position la plus basse durant toute
l’année.
Figure 20 : Distance optimale séparant deux modules PV consécutifs

34
Comme il est indiqué dans la figure ci-dessus, la distance L entre deux modules
consécutifs est :
Avec :
 A : La longueur du module PV
 β : L’angle d’inclinaison
 α : L’angle du position du soleil la plus basse
V-Implantation des modules :
Le système de surimposition toiture permet le montage de panneaux solaires sur la
majorité des couvertures en tuiles de la mosquée par l’ntermédiaire de supports.
Figure 21 : Surimposition toiture
VI-Le dimensionnement de l’installation PV :
L’installation photovoltaïque doit répondre aux besoins de la mosquée de l’énergie
durant la journée, alors que, après le coucher du soleil le réseau sera la seule source
d’électricité.
VI-1.Dimensionnement de la partie continue (CC) :
La partie continue de l’installation est constitué des modules, des onduleurs, des
fusibles, des parafoudres, des dispositifs de coupure et de sectionnement et des câbles
CC.
Etant donné l’absence à l’état actuel d’un cadre réglementaire relatif au raccordement
des installations photovoltaïques au réseau, nous nous sommes basés sur la
réglementation française pour le dimensionnement de l’installation, et d’après cette

35
réglementation pour une puissance installée inférieure à 18 kVA, il est nécessaire
d’injecter l’énergie électrique produite dans le réseau BT monophasé.
VI-1.1.Besoin énergétique d’installation photovoltaïque :
La grande partie de l’énergie consommée dans la mosquée est celle consommée par
l’éclairage, donc la consommation est nocturne. L’installation que nous venons de
dimensionner couvrira l’alimentation de tous les équipements pendent la
journée (Tableau 3).
Pour le but de réduire la consommation d’énergie , nous remplaçons les lampes de la
mosquée par des lampes à basse consommation (8W).
Tableau 3 : Besoin énergétique de la mosquée
VI-1.2.Calculs et choix des éléments de l’installation :
VI-1.2.1.Calcul d’énergie à produire :
Pour que les besoins de mosquée soit assurés il faut que l’énergie consommée Ec égales
l’énergie Ep à un coefficient prés.
A.N :
Avec :
 Ep : L’énergie produite par jour (Wh/j)
 Ec : L’énergie consommée par jour (Wh/j)
Appareil Puissance totale (W) Heures de fonctionnement (h/j) Consommation d’énergie (Wh/j)
20 lampes 160 2 320
Aspirateur 3000 2 6000
Fontaine
extérieure
1200 4 4800
Sonorisation 300 1 300
Distributeur
d’eau
550 1/4.25 130
Ventilateur 45 2 90
Tableau
signalétique
5 12 60
CES 35 12 420
Totale 1 12120
Ec : Totale 2 T1+ T1(15%) = 13938 Wh/j
Ep = Ec / k
Ep = 13938/0.75 = 18584 Wh/j

36
 Le coefficient K : Dans le cas ou l'énergie électrique est réinjectée dans le
réseau, un facteur de conversion doit être appliqué pour tenir compte de
différentes pertes (convertisseur DC/AC, perte en puissance dans le module
photovoltaïque du à l'élévation en température par exposition au rayonnement
solaire). Déterminé expérimentalement sur un panel d'installations, ce facteur de
conversion, noté K, a pour valeur moyenne 0,75 (sans unité, ce coefficient varie
de 0,85 pour des modules PV bien ventilés à 0,7 si ils sont mal ventilés).
VI-1.2.2.Calcul de puissance crête et le nombre des modules PV :
La puissance crête des panneaux à installer dépend de l’irradiation du lieu d’installation.
Pour couvrir tous les besoins toute l’année nous choisissons le mois le plus défavorable
à Marrakech.
De plus pour profiter le maximum possible des rayonnements solaire donc une bonne
productivité annuelle.
Dans ce cas on choisit une orientation des panneaux avec une inclinaison de 31°.
Donc le mois le plus défavorable à Marrakech est Décembre ; le jour typique de ce mois
a une irradiation globale Ir = 3.32 kWh/m²/jour.
Tableau 4 : Irradiation solaire de ville de Marrakech (Source : PVGIS)
Nous calculons la puissance crête en appliquant la formule suivante :
A.N :
Avec :
 Pc : puissance crête en Watt crête (Wc)
 Ep : énergie produite par jour (Wh/j)
 Ir : irradiation solaire du mois le plus défavorable (kWh/m².jour)
Mois Janv Févr Mars Avr Mai Juin Juil Août Sept Oct Nov Déc
Irradiation solaire
kWh/m²/j
3.62 4.46 5.93 6.67 7.3 7.85 7.76 7.10 5.95 4.97 3.81 3.32
Pc = Ep / Ir × k
Pc = 18584/3.32 = 5598 Wc

37
A partir de la puissance crête des panneaux Cubenergy 250 polycrystallin, nous
déterminons le nombre des panneaux solaire nécessaire à l’installation.
Nous appliquons la formule suivante :
A.N :
Avec :
 Np : Nombre des modules PV
 Pc : puissance crête en Watt crête (Wc)
 Pu : Puissance crête unitaire du module Cubenergy (Wc)
VI-1.2.3. Dimensionnement de l’onduleur :
Le choix et le nombre d'onduleurs repose sur trois critères : La compatibilité en
puisssance, la compatibilité en tension et la compatibilité en courant.
Le dimensionnement des onduleurs va imposer la façon de câbler les modules entre eux.
Notre installation est composée de 24 modules (Cubenergy 250 de PV Industry), d'une
puissance crête de 250 Wc, soit une puissance crête totale de 24 × 250 = 6000 Wc.
Les données importantes de la fiche technique des modules photovoltaïques sont les
suivantes :
 La puissance crête d'un module : Pc = 250 Wc
 La tension à vide : Uco = 37.89 V
 Le courant de puissance maximale : Impp = 8.15 A
 La tension de puissance maximale : Umpp = 30.60 V
 Le courant de court-circuit : Icc = 8.68 A
L’onduleur que nous avons choisi est de marque Sunny Tripower 6000TL (Annexe B).
Les caractéristiqes d’éntrée DC de l’onduleur Sunny Tripower 6000TL :
 Puissance DC max (pour cos ϕ=1) : 6125 W
 Tension d’éntrée max : 1000 V
 Plage de tension MPP / tension d’entrée assignée : 295 V – 800 V / 580 V
 Courant d’entrée max. entrée A / entrée B : 11 A / 10 A
 Courant d’entrée max. par string entrée A / entrée B : 11 A / 10 A
 Nombre d’entrées MPP indépendantes / strings par entrée MPP : 2 / A : 2 ; B : 2
Np = Pc / Pu
Ep = 5598/250 = 22.4 24 panneaux

38
 Compatibilité en puissance :
Un onduleur est caractérisé par une puissance maximale admissible en entrée. La valeur
de la puissance maximale en entrée de l'onduleur va limiter la quantité de modules du
groupe photovoltaïque reliés à l'onduleur. En effet, il faut veiller que la puissance du
groupe photovoltaïque ne dépasse pas la puissance maximale admissible. La puissance
délivrée par le groupe photovoltaïque variant en fonction de la luminosité et de la
température, on pourra considérer en première approximation, pour le calcul de
dimensionnement, une puissance égale à la somme des puissances crêtes de tous les
modules du groupe photovoltaïque. Il faudra donc veiller à ce que cette puissance
calculée reste inférieure à la puissance maximale admissible par l'onduleur. Idéalement,
la puissance crête délivrée par le groupe photovoltaïque doit être sensiblement égale à la
puissance maximale admissible de l'onduleur.
Cette étape va nous aider à déterminer le nombre de panneau à mettre en série et en
parallèle,et ce on essayant de trouver une combinaison qui nous donne une puissance
inférieur à la puissance maximale admise par l’onduleur.
La puissance délivrée par le groupe photovoltaïque est 6000 Wc , cette puissance est
inférieure à la puissance maximale en entrée de l’onduleur.
 Compatibilité en tension :
Tension maximale admissible Umax :
Parmi les caractéristiques d’un onduleur, sa tension d’entrée maximale admissible
Umax, si la tension délivré par les modules PV est supérieure à Umax, l’onduleur risque
d’être endommagé. Cette valeur de tension maximale apparaît sur la fiche technique de
l’onduleur. Le nombre des modules PV à mettre en série peut être déterminé par cette
tension maximale et qui dépendras aussi de la tension des modules PV.
Plage de tension MPPT :
Le dimensionnement implique d’assurer un fonctionnement en toute sécurité de
l’onduleur mais aussi la recherche du point optimal de puissance pour garantir le
meilleur rendement de l’installation.
Cependant, le système MPPT ne fonctionne que pour une plage de tension d'entrée
d'onduleur définie par le fabricant, et indiquée sur la fiche technique de l'onduleur.
Lorsque la tension d'entrée de l'onduleur côté CC est inférieure à la tension minimale
MPPT, l'onduleur continue de fonctionner mais fournit au réseau la puissance
correspondante à la tension minimale MPPT.
Si le point maximum de puissance se situe en dehors de la plage MPPT, induit des
pertes de puissance du groupe photovoltaïque. Alors il faut s’assurer que la tension

39
délivré par le groupe photovoltaïque soit comprise dans la plage de tension MPPT de
l’onduleur auquel il est connecté.
Cette plage de tension MPPT va donc aussi avoir un impact sur le nombre de modules
photovoltaïques en série. En effet, nous chercherons idéalement à obtenir une tension
délivrée par le groupe photovoltaïque comprise dans la plage MPPT, et ce quelque soit
la température des modules.
Pour calculer le nombre de modules en série nécessaires, deux critères doivent être
respectés :
La tension MPP délivrée par une chaine PV, à une température de module de -20°C et
sous un ensoleillement de 1000 W/m², doit inférieur à la valeur maximale de la plage de
tension MPPT de l’onduleur .cette condition permet de déterminer le nombre max des
modules PV en série.
La tension MPP délivrée par la chaine PV, à une température des modules de 70° C et
sous une irradiation de 1000 W.m², doit être supérieure à la valeur minimale de la plage
de la tension MPPT de l’onduleur. Cette condition permet de déterminer le nombre
minimum de panneaux PV en série.
Pour calculer ces deux nombres min et max (modules en séries), nous nous sommes
basés sur les formules suivantes :
A.N :
Avec :
 E-[X ]est la partie entière inférieure du nombre X
 E+[X] est la partie entière supérieure du nombre X
é
é

40
 Umpp,min : La valeur minimale de la tension pour laquelle le tracker (MPPT)
fonctionne
 Umpp,max : La valeur maximale de la tension pour laquelle le tracker (MPPT)
fonctionne
 Umpp : La tension de puissance maximale du module
 Le coefficient 0.85 est un coefficient de minoration permettant de calculer la
tension MPP à 70 °C
 k : Un coefficient de sécurité variant selon les conditions climatiques du site
(Coefficient k à Marrakech avec (Tmin = 6° C) = 1.08)
Température ambiante minimale (°C) Coefficient multiplicateur k
Entre 24°C et 20°C 1.02
Entre 19°C et 15°C 1.04
Entre 14°C et 10°C 1.06
Entre 9°C et 5°C 1.08
Entre 4°C et 0°C 1.10
Entre -1°C et -5°C 1.12
Entre -6°C et -10°C 1.14
Entre -11°C et -15°C 1.16
Entre -16°C et -20°C 1.18
Entre -21°C et -25°C 1.20
Entre -26°C et -30°C 1.21
Entre -31°C et -35°C 1.23
Entre -36°C et -40°C 1.25
Tableau 5 : Valeurs de coefficient k
 Compatibilité en courant :
Un onduleur est caractérisé par un courant maximal admissible en entrée. Ce courant
d'entrée limite correspond au courant maximal que peut supporter l'onduleur côté CC.
Lorsque le courant d'entrée de l'onduleur côté CC est supérieur au courant maximal
admissible par l'onduleur, celui-ci continue de fonctionner mais fournit au réseau la
puissance correspondante à son courant maximal.
Le courant maximal d'entrée est indiqué sur la fiche technique de l'onduleur. Dans notre
cas, le courant maximal de l'onduleur Sunny Tripower 6000TL est Imax = 11 A.
On veillera donc à s'assurer que le courant débité par le groupe photovoltaïque ne
dépasse pas la valeur du courant maximal admissible Imax par l'onduleur. Par ailleurs,
comme les courants s'ajoutent lorsque les chaînes sont en parallèles, la valeur de Imax
va déterminer le nombre maximum de chaînes photovoltaïque en parallèle. Cela
dépendra évidemment du courant délivré par une chaine photovoltaïque.

41
Le nombre maximum de chaînes photovoltaïques en parallèle se calcule par la formule
simple suivante :
A.N :
Avec :
 E-[X]est la partie entière inférieure du nombre X
 Imax est le courant maximal admissible par l’onduleur
 Impp est le courant de puissance maximale du module
 Vérification de la compatibilité en puissance :
1 chaîne de 12 modules par tracker => 24 modules de 250 Wc = 6000 Wc
Donc : 6000 Wc < 6125 W (✓)
 Vérification de la compatibilité en tension :
La tesnion maximale que peut fournir une chaîne de 12 modules en série :
Umax (chaîne) = 12 × Uco × k = 12 × 37.89 × 1.08
= 491.0544 V < Umax (onduleur) = 1000 V (✓)
 Vérification de la compatibilité en courant :
Impp × Nc = 8.15 × 1 = 8.15 < Imax (onduleur) = 11 A (✓)
î è
î

42
Figure 22 : Shéma de partie CC de l’installation
VI-1.2.4. Dimensionnement des câbles CC :
Le choix de la section des câbles de polarité côté CC s’effectue selon les deux critères
majeurs : le courant admissible IZ dans le câble et la chute de tension admissible dans le
câble.
 Le courant admissible :
Le courant admissible d’un câble est la valeur maximale de l’intensité du courant
pouvant parcourir en permanence, un conducteur, sans que sa température soit
supérieure à sa température spécifiée.
En fonctionnement normal, le courant maximal d’emploi, côté CC, doit être pris égal à
1.25 × ICC. En présence de jonctions parallèles de plusieurs chaînes photovoltaïques, les
courants s’ajoutent.
La règle IZ ≥ 1.25 × ICC ne peut pas s’appliquer lorsque plusieurs chaînes
photovoltaïques sont susceptibles de produire des courants retours.
Tableau 6 : Valeurs du courant de retour maximal
* En cas de présence d’un fusible le courant maximal admissible par les modules est de
2 × Icc.
NC : Nombre de chaîne
en parallèle
Valeur maximale du courant retour
dans une chaîne (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
Nc = 4 (Nc -1) × 1.25 × Icc Iz ≥ (Nc -1) × 1.25 × Icc

43
 La chute de tension admissible :
En pratique, un câble n'est pas un conducteur parfait: il se comporte comme une
résistance. Dans une installation photovoltaïque, cela va induire des pertes de
puissances. L'optimisation technico-économique d'une installation photovoltaïque
conduit donc à réduire au maximum ces chutes de tension. Le guide de l'UTE C15-
712 relatif aux installations photovoltaïques indiquent que la chute de tension dans
la partie CC devra être inférieure à 3%, idéalement 1%.
Formule de la section des câbles :
A.N :
Avec :
 ρ : Résistivité du matériau conducteur (cuivre ou aluminium) en service normal,
( ρ = 0,02314 Ω.mm²/m )
 L : Longueur du câble (m)
 S : Section du câble (mm²)
 I : Courant circulant dans le câble (A)
 ε : chute de tension, ( ε = 0.03 )
 Va : Tension à l’origine du câble (V)
Résultat :
Tableau 7 : Section du câble proposée
 Vérification de la chute de tension :
On constate que la chute de tension est inférieure à 3 % (ε’ = 1.03 % < 3 %).
Longueur
Courant
Impp (A)
Tension
Vmpp (V)
Longueur
totale du
câble (m)
Section
calculée
(mm²)
Section
proposée
(mm²)
Chute de
tension
(%)
L 8.15 30.60 2×L = 30 S=0.52 S’=1.5 ε’ = 1.03
=0.52 1.5 mm²

44
 Vérification du courant admissible Iz :
Le guide de l’UTE C15-712-1 dresse un tableau donnant la valeur du courant
admissible Iz en fonction de la section du câble, du mode de pose et de la
température :
Section (mm²) Un seul câble à
l'air libre
Un seul câble sur
paroi
Deux câbles
adjacents sur paroi
1,5 mm² 27 A 26 A 22 A
2,5 mm² 37 A 35 A 30 A
4 mm² 50 A 47 A 40 A
6 mm² 64 A 61 A 52 A
10 mm² 89 A 85 A 72 A
16 mm² 120 A 114 A 97 A
25 mm² 160 A 152 A 129 A
35 mm² 198 A 188 A 160 A
50 mm² 240 A 228 A 194 A
70 mm² 306 A 290 A 248 A
95 mm² 372 A 351 A 301 A
120 mm² 431 A 407 A 349 A
150 mm² 496 A 467 A 402 A
185 mm² 566 A 532 A 459 A
240 mm² 667 A 626 A 541 A
Tableau 8 : Valeurs du courant admissible Iz en fonction de la section du câble et du mode de
pose pour une température ambiante de 70 ° C
Le tableau ci-dessus indique le courant admissible Iz des câbles photovoltaïques pour
une température ambiante de 70°C. Dans le cas où la température ambiante serait
différente de 70°C, nous appliquons un facteur de correction :
Tableau 9 : Facteur de correction du courant admissible
Température ambiante (°C) Facteur de correction
60 °C 1,08
70 °C 1
80 °C 0,91
90 °C 0,82
100 °C 0,71
110 °C 0,58

45
Supposons que :
 Les câbles situés sous les module soient dans un environnement avec une
température de 90°C.
 Les câbles sont tous posés de façon adjacente sur la paroi.
Le tableau dressé dans le guide de l’UTE C15-712-1 donne la valeur du courant
admissible Iz en fonction de la section du câble, du mode de pose pour une température
ambiante de 70°C.
Le facteur de correction dans le cas d’une température ambiante de 90° est 0.82.
Il faut vérifier que Iz ≥ Icc × 1.25 !!
Tableau 10 : Clacul du courant admissible Iz
Nous constatons donc que, le courant admissible Iz est bien supérieur au courant
d’emploi maximal préconisé : Iz ≥ 1.25×Icc.
La section du câble calculée est donc validée.
VI-1.3.La conception de la protection de la partie continue :
Après le calcul des nombres de mise en place des panneaux en séries et les chaines PV
parallèles, et ce basant sur la norme des installations photovoltaïque « UTE C15-712 »,
Nous allons déterminer la protection convenable des équipements de la mosquée.
VI-1.3.1.Les fusibles CC :
Dans une installation photovoltaïque, les fusibles ont pour rôle de protéger les modules
photovoltaïques contre les risques de surintensité.
Côté CC, des surintensités apparaissent sous la forme de courant retour. Lorsqu’ils sont
trop importants, les courants retours peuvent endommager les modules photovoltaïques.
De façon générale, les modules photovoltaïques peuvent supporter un courant retour
maximal égal à 2×Icc, mais cela dépend de chaque fabricant. Nous constatons par
ailleurs que peu de fabricant de module indique la valeur du courant retour admissible
sur leur fiche technique. Il revient au concepteur de vérifier le courant retour maximal
que peut supporter le module photovoltaïque qu’il compte installer, car celui-là n’est
pas forcément égal à 2×Icc.
Longueur
(m)
Section proposée
(mm²)
Courant admissible Iz
(A)
Courant d’emploi maximal (A)
1.25×Icc
L 1.5 Iz = 22 × 0.82 = 18.04 1.25 × 8.68 = 10.85

46
En situation de fonctionnement normal, le fusible doit assurer le rôle de conduction.
Lors de l'apparition d'un défaut électrique (courant anormalement élevé par rapport au
courant nominal de conduction), le fusible assure alors le rôle de coupure : le fusible,
qui se présente sous la forme d'un ruban ou d'un fil métallique, fond puis se vaporise en
raison de l'apport d'énergie par le défaut électrique qu'il doit interrompre.
Figure 23 : Symbole normalisé du fusible
Les fusibles n’empêchent pas les courants retours mais fondent dès qu’ils dépassent la
valeur limite IRM, empêchant ainsi la détérioration des modules. Cette solution est
beaucoup moins onéreuse que les diodes. Elle est ainsi préférée par les concepteurs
d’installations photovoltaïques.
C’est la valeur du courant retour maximal des modules IRM qui justifie la présence ou
non des fusibles. Lorsque l’intensité du courant retour est susceptible de dépasser IRM,
il est nécessaire d’installer des fusibles.
 Nous considérons que pour les modules choisis, IRM = 2 × Icc = 17.36 A
Nc : Nombre de chaîne en parallèle Valeur maximal du courant retour dans
une chaîne (A)
Nc = 1 0
Nc = 2 1.25 × Icc
Nc = 3 2 × 1.25 × Icc
Nc ≥ 4 (Nc – 1) × 1.25 × Icc
Tableau 11 : Présence et choix des fusibles
Il n’est pas nécessaire d’installer des fusibles, avec ce type de module car, nous avons
une seule chaîne, donc : IRM = 0 A.

47
Figure 24 : Exemple de présence des fusibles
Pour qu’un fusible assure la protection contre les surintensités produites par les courants
retours, il convient de définir trois types de courant :
 IB : Le courant maximal d’emploi dans les conducteurs
 IN : Le courant assigné du fusible ou courant nominal du fusible
 IRM : Le courant retour maximal que peut supporter un module sans être
endommagé
Deux conditions nécessaires sont à respecter pour qu’un fusible assure la protection
contre les surintensités produites par les courants retours :
 IB ≤ IN
 IN ≤ IRM

48
Dans le cadre de la protection contre les surintensités produites par les courants retours,
le guide de l’UTE C15-712-1 préconise une valeur du courant d’emploi IB=1.4 × Icc.
Pour les applications photovoltaïques, il est prévu, par ailleurs, des fusibles dit « à
fusion rapide ».
VI-1.3.2.Les parafoudres :
Dans une installation photovoltaïque, les parafoudres ont pour rôle de protéger les
modules photovoltaïques et les onduleurs contre les risques de surtensions induites dans
le circuit de la partie continue.
La présence ou non de parafoudre côté CC dépend du risque d’exposition à la foudre de
l’installation. Ce risque s’évalue notamment grâce à la densité de foudroiement du lieu
considéré.
Densité de foudroiement :
La densité de foudroiement, noté Ng, définit le nombre d’impact de foudre par an et par
km², dans une région.
 Dans La configuration que nous avons adoptée :
Onduleur
Distance entre le
champ PV et
le coffret CC
(m)
Distance entre
le coffret CC et
l’onduleur
(m)
Distance totale
(m)
ST 6000TL 14 1 15
Tableau 12 : Longueurs des câbles CC
D’après la carte ci-dessous, le facteur Ng dans la zone de Marrakech est inférieur à 4.72.
Figure 25 : Carte de la densité de foudroiement Ng (Source : marocmeteo.com)

49
Etant donné que le tableau ci-dessous ne spécifie pas le cas de mosquée, et par mesure
de sécurité, nous allons traiter le cas le plus défavorable, « Locaux d’habitation
individuelle ».
Locaux
d’habitation
individuelle
Centrale de
production au sol
Bâtiment
tertiaires,
industriels ou
agricoles
Lcritique (m) 115/Ng 200/Ng 450/Ng
L ≥ Lcritique Parafoudre(s)
obligatoire côté CC
Parafoudre(s)
Parafoudre(s)
L ≤ Lcritique Parafoudre(s) non
Parafoudre(s) non
Parafoudre(s) non
Tableau 13 : Conditions d’installation d’un parafoudre côté CC
Avec :
 Ng : densité de foudroiement
 L : est la somme de toutes les distances de câbles séparant : le champ
photovoltaïque et les coffrets CC, les coffrets CC et l’onduleur.
Donc l’utilisation des parafoudres n’est pas nécessaire pour l’onduleur Sunny Tripower
6000TL.
VI-1.3.3.Les interrupteurs sectionneurs :
Dans une installation photovoltaïque, il est indispensable de pouvoir couper le courant,
afin d'effectuer par exemple des opérations de maintenance.
Figure 26 : Symbole normalisé d'un interrupteur-sectionneur
Lcritique = 115/4.72 = 24.36 m ≥ L

50
Les dispositifs de coupure et de sectionnement côté CC doivent être omnipolaires, c’est-
à-dire qu’ils doivent couper ou sectionner toutes les polarités du circuit, simultanément
ou non.
Le choix d’un interrupteur sectionneur repose sur les critères suivants :
 In ≥ 1.25 × Icc
 Ue ≥ k × Uco
Avec :
 In : Le courant assigné de l’intersectionneur choisi (A)
 Ue : La tension assignée de l’inter-sectionneur (V)
 K : un facteur qui dépend de la température nominale du lieu ( à Marrakech ,
k = 1.08 )
 Dans notre cas nous aurons besoin d’un interrupteur sectionneur sur chacune des
2 chaînes de l’installation, le tableau suivant résume les contraintes à respecter
ainsi que les caractéristiques des modèles choisis :
Chaînes Courant assigné
(A)
Tension à vide
(V)
Courant assigné
de l’inter-
sectionneur
choisi (A)
Tension assignée
de l’inter-
sectionneur
choisi (V)
Chaîne 1 10.85 491.0544 16 600
Chaîne 2
Tableau 14 : Choix des inter-sectionneurs
Donc :
 In = 16 A > 1.25 × Icc = 1.25 × 8.68 = 10.85 A
 Ue = 600 V > Np × k × Uco = 12 × 1.08 × 37.89 = 491.0544 V
VI-1.3.4.Le coffret de coupure CC :
Le coffret CC est installé en amont de l’onduleur, équipé d’un interrupteur sectionneur.
Un emplacement réservé permet d’installer un parafoudre spécifique CC.

51
VI-1.3.5.Le shéma électrique de la partie continue CC :
Figure 27 : Partie continue de l’installation PV
VII-2.Dimensionnement de la partie alternative (CA) :
VII-2.1.Dimensionnement des câbles CA :
La partie alternative de l’installation comprend les câbles AC, les interrupteurs
sectionneurs, les disjoncteurs différentiels ainsi que les parafoudres.
Formule de la section des câbles :
A.N :
=1.53 2.5 mm²

52
Avec :
 b : Coefficient qui vaut 1 en triphasé et 2 en monophasé
 cos(φ) : facteur de puissance,
 IB : Courant maximal d'emploi
 Vn : Tension nominale de calcul; Vn=220 V ou Vn=380 V selon les cas
 Section de phase : Sphase = 2.5 mm²
 Section du neutre : Sneutre = 2.5 mm²
Section du neutre 0 < TH3 < 15 % 15 % < TH3 < 33 % TH3 < 33 %
Sneutre Sneutre = Sphase Sneutre = Sphase Sneutre = Sphase
Tableau 15 : La section du neutre
Pour les installations photovoltaïques raccordées au réseau, le taux d’harmonique TH3
est toujours inférieur à 15 %.
Donc : Sneutre = Sphase = 2.5 mm²
 Section du conducteur PE : Sphase = 6 mm²
Côté CA, les conducteurs de terre PE doivent présenter une section minimale de 6 mm²
en cuivre (ou équivalent). En présence d’un paratonnerre, cette section minimale est de
10 mm².
VII-2.2.La conception de la protection de la partie alternative :
VII-2.2.1.Les Interrupteurs sectionneurs :
La tension à la sortie de l’onduleur est 220 V. En effet la tension du sectionneur doit
être supérieure à :
Ue ≥ 220 × 1.08 = 237.6 V
Le courant à la sortie de l’onduleur est de 8.7 A, Donc le courant du sectionneur est
donné par :
In ≥ 1.25 × 8.7 = 10.875 A

53
VII-2.2.2.Choix du disjoncteur :
D’après la norme UTE-C-15-712 le disjoncteur différentielle à mettre en aval de
l’onduleur est un disjoncteur de sensibilité égale à 30 mA.
L’onduleur ST 6000TL délivre un courant de 8.7 A, en effet le disjoncteur doit remplir
la condition suivante :
 Le courant d’emploi doit être supérieure à 8.7 A.
VII-2.2.3.Choix du parafoudre :
Côté CA d’une installation photovoltaïque, nous installerons une protection parafoudre
en tête, c’est-à-dire directement en aval de l’AGCP, afin de protéger l’ensemble de
l’installation. Lorsque ce parafoudre est situé à plus de 10 mètres de l’onduleur un
second parafoudre doit être installé à proximité de chaque onduleur.
Figure 28 : Parafoudres côté CA
VII-2.2.4.Le shéma électrique de la partie alternative CA :
Figure 29 : Partie alternative de l’installation PV

54
CHAPITRE IV : Le dimensionnement par logiciel Sunny design
I-Le dimensionnement par Sunny design :
Pour le choix de l’onduleur nous nous sommes orientés vers les onduleurs de la marque
SMA, connus pour être parmi les meilleurs sur le marché. Ils disposent par ailleurs d’un
logiciel, Sunny design, qui propose pour chaque choix de puissance installée,
un ensemble de combinaisons possibles des onduleurs disponibles compatibles avec les
modules choisies.
Après la saisie des données du projet (site,température,raccordement,…) et ,des
informations sur l’installation PV (puissance de crête,module PV,orientation,type de
montage,…) ; le logiciel propose la configurations suivante :
Figure 30 : Configuration de l’onduleur proposée par Sunny Design
Figure 31 : Sections des câbles proposées par Sunny Design
Figure 32 : Données de configuration PV

55
CHAPITRE V : Le rendement global de l’installation PV :
I-Le rendement de l’installation :
Comme tous systèmes de conversion d’énergie, une installation photovoltaïque est
caractérisée par son rendement.
Le rendement photovoltaïque d’une installation solaire photovoltaïque est donné par le
rapport entre la puissance produite et la puissance du rayonnement du rayonnement
solaire reçu.
Le rendement global du système photovoltaïque inclus l’ensemble des pertes
provoquées par ses composants, des modules jusqu’au point d’injection du courant
alternatif prêt à être consommé par les récepteurs électriques.
Pour trouver la valeur du rendement global de l’installation nous allons déterminer le
rendement de chaque équipement de l’installation à savoir :
 Rendement standard des modules photovoltaïques.
 Rendement réel des modules photovoltaïques en tenant compte de l’inclinaison
et de l’orientation.
 Perte de rendement dû au mode d'intégration.
 Perte de rendement dû à l'échauffement des câbles.
 Perte de rendement dû à l'onduleur.
I-1.Rendement standard du module photovoltaïque :
Le rendement d'un module photovoltaïque se calcule par la formule suivante :
Pc ou Puissance Crête, correspond à la puissance obtenue lors des tests en laboratoire
où l’on simule des conditions d'ensoleillement et de température standard
(Estc: 1000 W d’irradiation / m², température de cellule de 25 ° C, pression
atmosphérique AM1.5).
S représente la surface du module.
Pour notre cas :
 Pc : Puissance crête du module (Pc = 250 Wc).
η = Puissance électrique fournie / Puissance solaire reçue
ηmodule = Pc / Estc × S

56
 E stc : Le rayonnement solaire (1000 W/m²) .
 S : Surface du module PV (pour le modules utilisé S = 1.635808 m²).
Application numérique du rendement théorique :
I-2.Rendement réel dû module photovoltaïque :
Le rendement réel du module photovoltaïque varie continuellement, en fonction de la
latitude, de l'inclinaison et de l'orientation.
Le tableau suivant donne le ratio de performance en fonction de l’orientation et
l’inclinaison (noté P1) :
Orientation
Inclinaison Est Sud-Est Sud Sud-Ouest Ouest
0° 0.93 0.93 0.93 0.93 0.93
30° 0.9 0.96 1 0.96 0.9
60° 0.78 0.88 0.91 0.88 0.78
90° 0.55 0.66 0.68 0.66 0.55
Tableau 16 : le ratio de performance d’un générateur PV
En effet pour une orientation sud et une inclinaison de 30° le ratio de performance P1
est égale à 1 c’est le cas idéal (on prend P1=1 pour 31°) . Le rendement du panneau
photovoltaïque sera donné par la relation suivante :
I-3.Perte de rendement dû au mode d'intégration :
Ce sont les pertes dues à une élévation de la température des modules photovoltaïques.
La tension électrique d’un module diminue d’environ 0.45% par degré de température à
partir de 25°c. Un module bien ventilé aura une température plus faible qu'un module
moins ventilé.
Le tableau suivant donne un ratio de performance moyen P2, selon la méthode de mise
en œuvre :
ηmodule = 15.28 %
η2 = P1 × ηmodule

57
Ratio de performance en fonction du type d'intégration
Type d'intégration
Modules très peu
ventilés
Modules peu
ventilés
Modules ventilés
Modules très
ventilés
Ratio de performance 0.70 0.75 0.80 0.85
Tableau 17 : Le ratio de performance en fonction du type d'intégration
Notre cas correspond au module faiblement ventilé, en effet l’indice de performance est
égale à :
I-4.Perte de rendement dû à l'échauffement des câbles :
La perte d'énergie dans les câbles va encore induire une diminution du rendement
globale. On introduit un nouveau ratio P3 correspondant à la perte dans les câbles.
P3 est de l'ordre de 0.98. Nous pourrons considérer que la valeur de P3 est toujours
égale à 0.98, quelle que soit l'installation photovoltaïque. En effet, la section des câbles
est dimensionner par rapport à une chute de tension dans les câbles de 1 à 3 %. La
valeur de P3=0.98 est donc une approximation très correcte.
I-5.Perte de rendement dû à l’onduleur :
La perte occasionnée par l’onduleur apparaît lors de la conversion du courant continu en
courant alternatif. Les onduleurs avec transformateurs disparaissent progressivement du
marché au bénéfice des onduleurs sans transformateurs. Le rendement de l'onduleur est
normalisé au niveau européen. Cette donnée est inscrite sur la fiche technique de
l'onduleur. Il est généralement légèrement supérieur à 95%.
Pour notre cas, le rendement de l’onduleur utilisé est donné par le constructeur (Annexe
B) est égale à:
P2 = 0.75
P3 = 0.98
ηonduleur = 97.40 %

58
I-6.Perte de rendement dû au suivi du Point de Puissance Maximale (MPP) :
Les pertes par suivi du Point de Puissance Maximale (MPP) sont occasionnées par la
latence de l’onduleur lorsqu’il s’agit d’adapter son fonctionnement à des variations de
l’ensoleillement. Elles sont de l'ordre de 9%. On retiendra P5=0.91
I-7.Rendement global :
On tient compte des différentes pertes cité ci-dessus le rendement global de
l’installation photovoltaïque est donné par la formule suivante :
On trouve :
Donc :
P5 = 0.91
ηglobal = ηmodule x P1 x P2 x P3 x P4 x P5
ηglobal = 0.1528 x 1 x 0.75 x 0.98 x 0.974 x 0.91
ηglobal = 9.95 %

59

60
L'utilisation des systèmes photovoltaïques a une influence directe sur l’aspect
économique ,en réduisant le coût de la production d'électricité.
I-L’étude économique :
I-1.Le coût d’installation PV :
Pour déterminer le coût d'une installation photovoltaïque, il est indispensable de
connaître, le prix de ces modules photovoltaïques, le coût du système d'intégration, le
coût des onduleurs photovoltaïques et le coût des câbles électriques photovoltaïques.
Ensuite, viendra s'ajouter le coût de la main d’œuvre, qui représente une part essentielle
dans la qualité d'une installation photovoltaïque, sans oublié les frais du transport,
d'entretien de l’installation photovoltaïque.
Dans le tableau suivant figure les prix des différents constituants de l’installation
photovoltaïque :
Equipements Prix unitaire
(Dhs)
Nombre
d’unité
Prix (Dhs)
Modules PV 1450 24 34800
Onduleur 25000 1 25000
Supports 550 24 13200
Total 1 73000
30% de T1 (câbles, main
d’œuvre ,…)
21900
Coût total 94900
Tableau 18 : Le coût de l’installation PV
I-2.Détermination du temps de retour sur investissement :
Temps de retour sur investissement : est l'investissement initial divisé par la recette
annuelle, donc le nombre d'années nécessaire pour récupérer le montant de
l'investissement initial. Cette valeur, souvent utilisée car elle est simple à calculer, est
un indicateur peu fiable sur la rentabilité d'un projet car il ne tient pas compte du taux
d'actualisation de l’argent, de la maintenance et de la durée d'exploitation de
l'installation PV.
 Notre investissement initial est égal à : 94900 Dhs
 L’énergie annuelle consommée : 5091 kWh /j
 Le coût d’énergie électrique annuelle : 5091 × 1.31 = 6670 Dhs

61
Donc :
A.N :
D’après les résultats de l’analyse financière, le temps de retour sur investissement est de
15 ans.

62
Conclusion
Ce stage de fin d’études était une occasion précieuse pour consolider mes
connaissances dans le domaine du dimensionnement photovoltaïque tout en
développant mes capacités d’adaptation, d’organisation et d’initiative.
Le sujet de ce stage est divisé en trois grands parties :
 Généralité sur la production d’électricité photovoltaïque : cette partie
présente les différents éléments d’un générateur photovoltaïque, afin de
les traiter et assimiler le fonctionnement de chacun avant d’entamer le
travail de dimensionnement.
 Dimensionnement de l’installation photovoltaïque raccordée au réseau :
Cette partie représente le cœur du sujet, elle comporte les différentes
étapes suivies dans la conception et le dimensionnement d’une
installation photovoltaïque raccordée au réseau mais sans injection.
 L’étude économique : Après avoir traité en détail toutes les étapes de
dimensionnement d’une installation photovoltaïque, on a passé au
dimensionnement sous logiciel Sunny Design pour comparer les
résultats du calcul théorique, et à la fin nous avons présenté l’étude
économique.

63
Webographie
 http://www.photovoltaique.guidenr.fr/
 https://energiesolaire.wordpress.com/recuperation-de-
l%E2%80%99energie-solaire/
 http://ines.solaire.free.fr/
 http://www.climatedata.eu/
 http://www.photovoltaique-energie.fr/estimer-la-production-
photovoltaique.html
 http://www.domodesign.fr/?section=photovoltaique&sujet=1
 http://www.photovoltaique.info/IMG/pdf/Synthese_Onduleur_version_lite.
pdf
 http://www.slideshare.net/

64
Annexes
Annexe A : Caractéristiques du module choisi cubenergy

65
Annexe B : Caractéristiques de l’onduleur choisi STP
6000 TL :

Dimensionnement d’une installation photovoltaïque raccordée au réseau

Recomendados

Recomendados

Más contenido relacionado

La actualidad más candente

La actualidad más candente (20)

Similar a Dimensionnement d’une installation photovoltaïque raccordée au réseau

Similar a Dimensionnement d’une installation photovoltaïque raccordée au réseau (20)

Más de RAMZI EL IDRISSI

Más de RAMZI EL IDRISSI (12)

Dimensionnement d’une installation photovoltaïque raccordée au réseau