Jour 2 — Conception et dimensionnement

Module 3 sur 13 du kit de formationphotovoltaïque raccordé au réseau — durée annoncée : 7 h. Publié sous licence ouverte, réutilisable et modifiable.Télécharger le kit complet.

Objectif du jour : à l’issue de J2, le stagiaire sait caractériser le gisement solaire d’un site, choisir des composants cohérents, dimensionner les chaînes et produire une estimation de productible défendable.

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Séquence 2.1 — Le gisement solaire (60 min)

2.1.1 Les composantes du rayonnement

Irradiation globale annuelle sur plan horizontal en France métropolitaine : de l’ordre de 1 000 à 1 300 kWh/m²/an au nord et à l’est, 1 300 à 1 500 kWh/m²/an dans le sud-ouest et le sud-est, jusqu’à 1 800 kWh/m²/an et plus en outre-mer. Sur un plan incliné à 30° orienté sud, on gagne typiquement 10 à 15 % par rapport à l’horizontale.

Vocabulaire à ne pas confondre :

• Irradiance : puissance instantanée reçue, en W/m² (1 000 W/m² aux conditions STC).
• Irradiation : énergie cumulée sur une période, en kWh/m². C’est le Hi des formules.
• Heures équivalentes : Hi exprimée en h correspond à la durée d’un ensoleillement à 1 000 W/m².

2.1.2 Orientation et inclinaison

Convention d’azimut : 0° = sud, négatif vers l’est, positif vers l’ouest (certains outils utilisent 180° = sud — toujours vérifier la convention de l’outil).

Coefficients de correction indicatifs par rapport à l’optimum (sud, 30°) :

Valeurs pédagogiques d’ordre de grandeur, à confronter systématiquement au calcul PVGIS du site réel. Message clef : entre sud-est et sud-ouest à 30°, la perte reste inférieure à 5 % — inutile de dégrader la couverture pour « aller chercher le sud ».

Enseignements pratiques :

• Une orientation est-ouest en toiture-terrasse permet une densité de modules supérieure et un profil de production plus étalé, souvent meilleur pour l’autoconsommation.
• Une inclinaison faible augmente la salissure et réduit l’auto-nettoyage (< 10° : prévoir un nettoyage).
• Une inclinaison forte améliore la tenue en hiver et l’évacuation de la neige.

2.1.3 Ombrages et masques

Masque lointain : relief, immeubles, ligne d’arbres — se relève en azimut/hauteur angulaire et se trace sur un diagramme solaire (course du soleil au solstice d’hiver, aux équinoxes, au solstice d’été).

Masque proche : cheminée, antenne, châssis de toit, superstructure, module voisin. C’est le plus destructeur car il crée un ombrage partiel de cellule.

Mécanisme à faire comprendre :

• Les cellules d’un module sont en série : la cellule la plus ombrée impose le courant.
• Les diodes bypass (typiquement 3 par module, une par sous-chaîne) court-circuitent la sous-chaîne ombrée pour éviter le point chaud, au prix de la perte de sa production.
• Dans une chaîne de modules en série, un module fortement ombré pénalise toute la chaîne.
• Conséquences de conception : regrouper les modules de même exposition sur un même MPPT, poser les modules en paysage ou portrait selon le sens de l’ombre portée, envisager optimiseurs ou micro-onduleurs en cas d’ombrage inévitable.

Règle d’espacement entre rangées (toiture-terrasse) : distance entre rangées d = h / tan(α) avec h la hauteur du haut de rangée et α la hauteur solaire de référence (souvent prise autour de 15 à 20° au solstice d’hiver pour la France métropolitaine).

2.1.4 Effet de la température

La puissance d’un module diminue quand sa température augmente.

• Coefficient de puissance typique : −0,30 à −0,45 %/°C (silicium cristallin), meilleur sur les technologies récentes (hétérojonction, TOPCon).
• Température de cellule en fonctionnement estivale en toiture : 50 à 75 °C selon la ventilation.
• Perte annuelle liée à la température en France : ordre de 4 à 8 % de l’énergie.
• Conséquence bâti majeure : une pose intégrée non ventilée échauffe davantage les modules qu’une surimposition avec lame d’air — écart de productible couramment 2 à 5 %. C’est un argument technique à connaître pour conseiller le client.

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Séquence 2.2 — Technologie photovoltaïque : les modules (75 min)

2.2.1 De la cellule au champ

Cellule (≈ 0,5 à 0,7 V)  →  Module (série de cellules)  →  Chaîne / string (modules en série)
   →  Champ / générateur PV (chaînes en parallèle)  →  Onduleur  →  Réseau

Rappel physique : jonction PN dopée, absorption d’un photon, création d’une paire électron-trou, séparation par le champ interne, collecte par les contacts. Le courant est proportionnel à l’irradiance ; la tension dépend surtout de la température.

2.2.2 Familles technologiques

2.2.3 Anatomie d’un module et vocabulaire de chantier

• Verre trempé face avant (3,2 mm) — traitement antireflet.
• Encapsulant EVA ou POE.
• Cellules interconnectées par busbars ; variantes half-cut (demi-cellules, meilleure tolérance à l’ombre), shingle, multi-busbar.
• Face arrière : backsheet polymère (verre-film) ou second verre (verre-verre, meilleure durabilité, souvent requis en intégration et pour le bifacial).
• Cadre aluminium — c’est lui qui reçoit les clames et la mise à la terre ; respecter impérativement les zones de fixation autorisées par le fabricant.
• Boîte de jonction avec diodes bypass et câbles + connecteurs.
• Plaque signalétique : à savoir lire par cœur.

2.2.4 Lire une fiche technique — les 12 grandeurs utiles

Conditions de référence :

• STC : 1 000 W/m², 25 °C de cellule, AM 1,5 — c’est la base de la puissance crête.
• NOCT / NMOT : 800 W/m², 20 °C ambiant, 1 m/s de vent — plus proche du réel.

2.2.5 Garanties et vieillissement

• Garantie produit : 10 à 25 ans selon fabricant.
• Garantie de performance : typiquement ≥ 80–92 % de la puissance à 25 ou 30 ans, avec une dégradation annoncée de 0,4 à 0,55 %/an (0,25 %/an sur les gammes premium).
• Modes de défaillance à connaître : point chaud (hot spot), PID (dégradation induite par la tension), délamination, snail trails, corrosion de la boîte de jonction, micro-fissures dues à une pose ou un transport brutal, casse du verre.
• Manutention : ne jamais porter un module par ses câbles, ne jamais marcher dessus, ne pas poser à plat sur les cadres sans cale, transport sur chant.

2.2.6 Traçabilité

Relever et archiver au DOE : marque, modèle, numéros de série de chaque module et leur position sur le calepinage. Indispensable pour toute réclamation en garantie et pour la maintenance.

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Séquence 2.3 — Les systèmes : onduleurs et architectures (60 min)

2.3.1 Rôle de l’onduleur

1. Convertir le courant continu des modules en courant alternatif compatible réseau.
2. Rechercher en permanence le point de puissance maximale (MPPT).
3. Assurer la protection de découplage (anti-îlotage) : arrêt en cas d’absence de réseau.
4. Surveiller l’isolement du champ DC, mesurer, communiquer, journaliser.

2.3.2 Les quatre architectures

Critère bâti : en surimposition sur toiture d’habitation avec cheminée ou masque, les micro-onduleurs ou optimiseurs sont souvent le bon choix. Ils imposent en revanche un accès de maintenance à la toiture — à anticiper dans le devis (échafaudage).

2.3.3 Caractéristiques à comparer

2.3.4 Le ratio DC/AC (dimensionnement de l’onduleur)

Ratio = Puissance crête du champ (Wc) / Puissance nominale AC de l'onduleur (W)

• Pratique courante : 1,0 à 1,2, jusqu’à 1,3 pour un champ mal orienté ou très ombragé.
• Un ratio > 1 est volontaire : l’onduleur écrête quelques heures par an (perte faible) mais travaille plus souvent dans sa zone de bon rendement.
• Un ratio trop faible (< 0,9) fait travailler l’onduleur à charge partielle : mauvais rendement, surcoût.

2.3.5 Stockage et pilotage (notions)

• Batterie (lithium-fer-phosphate majoritairement) : couplage DC ou AC, dimensionnement selon la consommation nocturne, contraintes de local, ventilation, sécurité incendie.
• Pilotage de charges : routeur solaire vers ballon ECS, pompe à chaleur, borne de recharge — souvent bien plus rentable qu’une batterie pour augmenter le taux d’autoconsommation.
• Retenir : le stockage se justifie par un calcul, pas par un argument commercial.

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Séquence 2.4 — Dimensionnement des chaînes (45 min)

Référence de calcul : guide UTE C 15-712-1 (installations photovoltaïques raccordées au réseau) en complément de la NF C 15-100. Les valeurs de température ci-dessous sont les valeurs usuelles retenues pour la France métropolitaine ; les adapter selon le site et le guide.

2.4.1 Les quatre vérifications obligatoires

① Tension maximale de chaîne (cas le plus froid : −10 °C, champ à vide)

Uoc(-10°C) = Uoc(STC) × [ 1 + β × (−10 − 25) ]      avec β en /°C (négatif)
Uchaîne max = N × Uoc(-10°C)

Approximation de terrain admise pour le silicium cristallin : Uoc(−10 °C) ≈ 1,15 × Uoc(STC).

Contraintes à respecter simultanément :

• Uchaîne max ≤ Umax système des modules (1 000 V ou 1 500 V) ;
• Uchaîne max ≤ UDC max absolue de l'onduleur ;
• en pratique on garde une marge de sécurité de quelques pourcents.

② Tension minimale de chaîne (cas le plus chaud : cellule à +70 °C, au point MPP)

Umpp(70°C) = Umpp(STC) × [ 1 + γU × (70 − 25) ]
Uchaîne min = N × Umpp(70°C)   ≥   Umppt min de l'onduleur

Si la tension minimale tombe sous la plage MPPT, l’onduleur décroche aux heures les plus chaudes : perte de production silencieuse, très difficile à diagnostiquer après coup.

③ Courant

I chaîne = Impp du module (les modules en série ont le même courant)
I entrée MPPT = nombre de chaînes en parallèle × Impp   ≤   I max entrée onduleur
I dimensionnement des câbles et protections = 1,25 × Isc(STC)

④ Chute de tension et section des câbles

ΔU (V) = 2 × ρ × L × I / S

avec ρ la résistivité (cuivre ≈ 0,023 Ω·mm²/m à chaud), L la longueur simple en m, I le courant en A, S la section en mm².

Objectifs : ΔU ≤ 3 % côté DC (viser ≤ 1 % pour la partie chaîne), ΔU ≤ 3 % côté AC jusqu’au point de livraison. Section minimale usuelle des câbles solaires : 4 mm² (parfois 6 mm²).

2.4.2 Choix des câbles et de la connectique

• Câble solaire double isolation, résistant UV et ozone, classe II, plage −40 à +90 (+120) °C, souvent référencé « H1Z2Z2-K ».
• Connecteurs de même marque et même série aux deux extrémités — le mélange de marques est une cause classique d’échauffement et d’arc.
• Sertissage avec la pince du fabricant, contrôle par traction, marquage de polarité.
• Cheminement : chemins de câbles ou colliers résistants UV, jamais de câble en appui sur une arête vive ni en contact avec la couverture chaude, pas de boucle inutile (limiter la surface de boucle pour réduire les surtensions induites par la foudre).
• Rayon de courbure respecté, câbles non tendus, réserve de longueur pour dilatation.

2.4.3 Appareillage DC et AC

2.4.4 Méthode pas à pas (à faire noter dans le livret)

1. Relever : site, orientation, inclinaison, surface utile, masques, charges climatiques
2. Choisir le module → noter Pmpp, Uoc, Umpp, Impp, Isc, β, Umax système
3. Calepiner → nombre de modules possible, N par rangée, découpage en chaînes homogènes
4. Choisir l'onduleur → P AC, plage MPPT, UDC max, I max, nb de MPPT
5. Vérifier ① Umax à −10 °C   ② Umin à +70 °C   ③ courants   ④ chutes de tension
6. Définir protections DC / AC, parafoudre, terre, coupure d'urgence
7. Estimer le productible et le taux d'autoconsommation
8. Rédiger : schéma unifilaire, calepinage, note de calcul, devis

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Séquence 2.5 — Estimation du productible (40 min)

2.5.1 La formule de référence

E (kWh/an) = Pc (kWc) × Hi (kWh/m²/an) × Pr

• Pc : puissance crête installée ;
• Hi : irradiation annuelle dans le plan des modules (et non à l’horizontale) ;
• Pr : ratio de performance (performance ratio), sans unité.

2.5.2 Décomposition du ratio de performance

Valeurs de Pr à retenir :

• 0,80 à 0,85 : installation bien conçue, ventilée, sans ombre — hypothèse haute défendable.
• 0,75 à 0,80 : cas courant en résidentiel, intégration peu ventilée, léger ombrage.
• < 0,75 : site contraint, ombrages, orientation dégradée.
• > 0,85 : à ne pas annoncer en toiture résidentielle sans justification chiffrée.

Corollaire commercial : en France métropolitaine, un productible spécifique de 900 à 1 300 kWh/kWc/an est réaliste selon la région et l’exposition. Toute annonce au-delà de 1 400 kWh/kWc/an en métropole doit être justifiée.

2.5.3 Calcul avec PVGIS (démonstration en direct)

1. Ouvrir PVGIS (Commission européenne, JRC) et localiser le site à l’adresse.
2. Choisir la base de données de rayonnement, la technologie (silicium cristallin), la puissance crête, le mode de montage (« intégré dans le bâti » ou « libre / ventilé » — ce choix modélise l’échauffement, c’est là que se voit l’effet du type d’implantation), l’inclinaison et l’azimut.
3. Renseigner les pertes système (valeur par défaut 14 % ; l’affiner selon les postes du § 2.5.2).
4. Lire l’énergie annuelle, la production mensuelle, la variabilité interannuelle.
5. Ajouter l’horizon (masque lointain) automatique ou saisi.
6. Exporter le rapport PDF et le joindre au devis : c’est la preuve de méthode.

2.5.4 Calepinage et surface

• Surface d’un module courant : ≈ 1,7 à 2,2 m² pour ≈ 400 à 500 Wc → ordre de grandeur : 1 kWc ≈ 4 à 5 m² de toiture.
• Contraintes de calepinage : retrait en rive et en faîtage imposé par la notice ou l’ATec, passage des câbles, châssis de toit, cheminée, chatières, zone de dégagement pompiers, accès de maintenance, esthétique (alignement, symétrie, teinte des cadres).
• Vérifier la longueur de rampant et le nombre de rangées possibles, l’entraxe des chevrons réel (mesuré, pas supposé), la présence de fermettes industrielles.

2.5.5 Charges climatiques et charpente

• Référentiel : Eurocode 1 — NF EN 1991-1-3 (neige) et NF EN 1991-1-4 (vent), avec leurs annexes nationales : zone de neige, altitude, zone de vent, catégorie de terrain, effets de bord et de coin (dépressions accrues en rive et en angle).
• Surcharge apportée par une surimposition : ≈ 15 à 25 kg/m² (modules + rails + fixations).
• Vérifications à faire : état et section des chevrons/pannes, entraxe des fixations conforme à la note de calcul du fabricant, présence de désordres (flèche, insectes, humidité), tenue à l’arrachement en zone de vent élevée, retenue de neige et charge en bas de rampant.
• En cas de doute : note de calcul par un bureau d’études structure. C’est un coût à intégrer au devis, pas une option à supprimer.

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Synthèse J2 — les 10 messages à retenir

1. E = Pc × Hi × Pr — et le débat porte toujours sur le Pr.
2. Hi se prend dans le plan des modules, jamais à l’horizontale.
3. Entre SE et SO à 30°, la perte est faible : ne pas sacrifier la couverture pour le plein sud.
4. Un ombrage partiel pénalise toute la chaîne : regrouper par exposition, ou optimiser.
5. La chaleur fait perdre de la puissance : la lame d’air ventilée est un gain mesurable.
6. Dimensionner une chaîne = 4 vérifications : Umax à −10 °C, Umin à +70 °C, courants, chutes de tension.
7. Uoc(−10 °C) ≈ 1,15 × Uoc(STC) pour le cristallin — le calcul à froid est le plus dangereux à oublier.
8. Le ratio DC/AC se situe entre 1,0 et 1,2 dans la grande majorité des cas.
9. 1 kWc ≈ 4 à 5 m² de toiture — pour convertir vite une surface utile en puissance.
10. Charges de neige et de vent selon Eurocodes : la charpente se vérifie, elle ne se suppose pas.