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Dimensionnement d’une installation photovoltaïque

raccordée au réseau
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Dimensionnement d’une installation photovoltaïque raccordée au réseau

1. 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
2. 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
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relevant adsFigure 1 : Cellules
or personalized photovoltaïques
content. You may change montées en série
your settings at any...................................................18
time or accept the default settings. Figureen.messaging.closeButton
2 : Principe de fonctionnement
d’une
Cookie cellule
Policyphotovoltaïque ...........................18 Figure 3 : Les différents modèles de panneaux photovoltaïques ..................................19 Figure 4 : Courbes caractéristiques d’un module PV
Storage Preferences
.....................................................22
Third Parties
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
Storage Figure 10 : Schéma de principe d'une installation PV autonome ..................................28 Figure 11 : Schéma de principe d'une installation PV raccordée au
réseau ..................28
Targeted Advertising L’influence de l’éclairement .........................................................................30 Figure 13 : L’influence de la température ......................................................................30
Figure 12 :
Figure 14 : Caractéristiques courant-tension .................................................................31 Figure 15 : .......................................................................................................................32 Figure 16 :
Personalization
.......................................................................................................................33 Figure 17 : .......................................................................................................................33 Figure 18 : Angle d’inclinaison et l’orientation
des panneaux Analytics 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. EST Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 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. EST Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 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. EST Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 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. EST Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 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
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..................................................................................................................68 Annexes ...........................................................................................................................69
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10. EST Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 10 Introduction
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11. EST Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 11
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12. EST Fés
Storage Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 12
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13. ESTParties
Third Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 13 CHAPITRE I : Généralité sur la production d’électricité photovoltaïque I-L’effet photovoltaïque : I-1.Découverte de l’effet photovoltaïque : En
1839, Antoine-CésarStorage
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
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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
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exploitation à
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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. EST Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 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. EST Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 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. EST Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 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. EST Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 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. EST Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 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. EST Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 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
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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
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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
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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
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l’algorithme des méthodes de Hill-Climbing et P&O
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20. ESTParties
Third Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 20  Protection de découplage : La protection de découplage permet de supprimer tout risque d’électrocution en cas de rupture de courant
pour le personnel
Storage
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
Targeted de secours parallèle, constitué d’un ensemble de batteries (stockage par batterie d’accumulation). L’onduleur utilisé est spécifique à cette installation.  Le
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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%
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mais celaAnalytics
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. EST Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 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. EST Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 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. EST Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 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. EST Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 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. EST Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 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
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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
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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] /
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Pincidente[kW]
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ηstc [%] = Puissance crête [W/m²] / Puissance du spectre STC [W/m²]
26. EST Fés
Storage Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 26 Figure 12 : L’influence de l’éclairement IV-2.L’influence de la température : La température a une influence considérable sur le
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comportement
Third Parties 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
Storage
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
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cellule. Trois grandeurs physiques définissent cette courbe :

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27. EST Fés Ramzi
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EL IDRISSI LP TEREE 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. EST Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 28 CHAPITRE II : Déscription de la mosquée
29. EST Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 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. EST Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 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. EST Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 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. EST Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 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. EST Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 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
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durant toute l’année. Figure 20 : Distance optimale séparant deux modules PV consécutifs
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34. EST Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 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
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: 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
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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
Third Parties 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
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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 nousTargeted
sommesAdvertising
basés sur la réglementation française pour le dimensionnement de l’installation, et d’après cette
35. EST Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 35 réglementation pour une puissance installée inférieure à 18 kVA, il est nécessaire d’injecter l’énergie électrique produite dans le réseau
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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
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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. EST Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 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. EST Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 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. EST Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 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. EST Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 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. EST Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 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
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maximum de chaînes photovoltaïque en parallèle. Cela dépendra évidemment du courant délivré par une chaine photovoltaïque.
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41. EST Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 41 Le nombre maximum de chaînes photovoltaïques en parallèle se calcule par la formule simple suivante : A.N : Avec :  E-[X]est la partie
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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
Cookie Policy
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
Storage Preferences
que peut
Third 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
Parties
courant : Impp
Storage
× Nc = 8.15 × 1 = 8.15 < Imax (onduleur) = 11 A (✓) î è î
42. EST Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 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
Targeted 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
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d’un câblePersonalization
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
Analytics
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. EST Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 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. EST Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 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. EST Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 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. EST Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 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. EST Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 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. EST Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 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. EST Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 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) obligatoire côté CC Parafoudre(s) obligatoire côté CC L ≤ Lcritique Parafoudre(s) non obligatoire côté CC
Parafoudre(s) non obligatoire côté CC Parafoudre(s) non obligatoire côté CC 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. EST Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 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
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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 ) 
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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
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caractéristiques
Cookie Policy des modèles choisis : Chaînes Courant assigné (A) Tension à vide (V) Courant assigné de l’intersectionneur choisi (A) Tension assignée de l’intersectionneur
choisi
Storage(V)Preferences
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
Third=Parties
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’installerStorage
un parafoudre spécifique CC.
51. EST Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 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
alternativeTargeted Advertising
(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
Personalization
52. EST Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 52 Avec :  b : Coefficient qui vaut 1 en triphasé et 2 en monophasé  cos(φ) : facteur de puissance,  IB : Courant maximal d'emploi  Vn :
Analytics
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. EST Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 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. EST Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 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. EST Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 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. EST Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 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. EST Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 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. EST Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 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. EST Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 59
60. EST Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 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
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61. EST Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 61 Donc : A.N : D’après les résultats de l’analyse financière, le temps de retour sur investissement est de 15 ans.
browser information. Third parties may store and access information on your device and process this personal data. You may change or withdraw your preferences by clicking on the cookie icon or
62. EST
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may 62
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time or accept theconnaissances dans le domaine du
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dimensionnement
Cookie Policy 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
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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,
Storageelle 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
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Design pour comparer les résultats du calcul théorique, et à la fin nous avons présenté l’étude économique.
63. EST Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 63 Webographie  http://www.photovoltaique.guidenr.fr/  https://energiesolaire.wordpress.com/recuperation-de- l%E2%80%99energie-
Personalization

solaire/ Analytics
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. EST Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 64 Annexes Annexe A : Caractéristiques du module choisi cubenergy
65. EST Fés Ramzi EL IDRISSI LP TEREE 65 Annexe B : Caractéristiques de l’onduleur choisi STP 6000 TL :
À propos Assistance clientèle Conditions générales Confidentialité Droits d’auteur
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