BENOIT BESSON.

Rapport d’activité.

Licence Electrotechnique (Option Energies renouvelables).

SPIE Ouest-Centre,

Dates de la formation : 13/09/10 au 31/12/11

Raison sociale de l’entreprise : SPIE Ouest-Centre

Adresse : 7 Rue Julius et Ethel Rosenberg 44800 Saint-Herblain

Maître de stage : Olivier Bellay, puis Manuel Ribeiro de Abreu, puis Bruno Vaslin.

Centre de formation : CNAM (Nantes) et le Campus Jean-Baptiste de la Salle (Nantes)

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Remerciements.

Je tiens tout d’abord à exprimer toute ma gratitude à mes tuteurs, Mr Olivier BELLAY puis Mr Manuel RIBEIRO DE ABREU, puis Mr Bruno VASLIN, qui ont veillé à ma bonne intégration au sein du groupe SPIE. Et je leur suis surtout très reconnaissant d’avoir partagé une bonne partie de leur temps pour me faire part de leur savoir-faire.

Je tiens également à remercier tous les collaborateurs du département de la DDCF (Direction du Développement Commercial Filiale) pour leur accueil chaleureux et leur bonne humeur au travail ainsi que toutes les activités passées avec eux dans un cadre de travail de qualité. A savoir : Mr Sébastien COLAS, Mr David GOHIER, Mlle Audrey LEHAZIF, Mr Pierre PILOQUET, Mr Cédric JOURDAIN, Mme Corinne GICQUEL, Mlle Anne-Laure CHIRON, Mme Solenn JORET, Mr Romain MOUGENOT.

Je souhaite également remercier Mr Cyril POUET, directeur de la (DDCF), pour son accueil et la confiance qu’il a bien voulu m’accorder au sein de son service.

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Introduction.

Dans le cadre de mon contrat de professionnalisation chez SPIE ouest centre, mon rôle a été de concevoir, dimensionner, et d’effectuer des analyses technico-économiques de projets de centrales photovoltaïques.

Au sein du bureau d’étude, il m’a été confié une mission particulière. De nombreuses centrales photovoltaïques ont été installées par SPIE; parmi celle-ci quelques unes sont équipées de centrale de surveillance (capteur de mesures pour vérifier l’irradiance solaire et établir une corrélation avec l’énergie produite).

Afin d’optimiser la production d’énergie de nos installations photovoltaïques, nous nous sommes interrogés, d’une part sur la manière de corriger, si il y a lieu notre modèle de simulation, d’autre part sur la façon d’améliorer le ratio de performance de nos installations.

Pour répondre à cette double problématique, mon projet a consisté à comparer la production d’énergie « réelle » mesurée au niveau de l’onduleur par un capteur de mesure d’irradiance et celle théoriques issue de nos simulations PVSYST.

Apres avoir présenté l’entreprise, je vais présenter dans un premier temps, le site choisi, ainsi que les données récupérées par le système de surveillance Sunny Portal, puis le bilan énergétique issu de notre modèle de simulation pour mettre en évidence la différence entre la production réelle et production théorique de nos simulations PVSYST.

La seconde partie de mon travail sera consacrée à l’étude de la fiabilité des mesures en ce qui concerne les différentes technologies de capteurs de mesure d’irradiance. Je vais aussi chercher à déterminer la fiabilité des données météorologiques qu’utilisent les logiciels de simulation. Ainsi que celle du système de surveillance de l’installation Sunny Portal.

Finalement, je vais détailler chaque perte du bilan énergétique, pour expliquer à quoi elles correspondent, afin de proposer des solutions pour les limiter ; le but étant d’améliorer le ratio de performance de nos installations ainsi que la précision de nos simulations PVSYST.

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Table des matières.

Remerciements......................................................................................................................................................................... 3

Introduction. ............................................................................................................................................................................. 5

Table des matières.................................................................................................................................................................... 7

1. Présentation de l’entreprise. ............................................................................................................................................ 9

1.1. Le groupe SPIE. ........................................................................................................................................................ 9

1.1.1. SPIE dans le monde. ............................................................................................................................................ 9

1.1.2. SPIE en France................................................................................................................................................... 10

1.1.3. Fiches d’Identité................................................................................................................................................ 11

1.1.4. Historique.......................................................................................................................................................... 12

1.2. SPIE Ouest Centre.................................................................................................................................................. 13

1.2.1. Implantation...................................................................................................................................................... 13

1.2.2. Organisation...................................................................................................................................................... 14

1.3. La DDCF (Direction Développement Commercial Filiale)...................................................................................... 14

2. Présentation du projet.................................................................................................................................................... 15

2.1. Le site..................................................................................................................................................................... 15

2.2. Données récupérées du système de surveillance Sunny Portal............................................................................ 16

2.3. Simulation et résultat de la simulation. ................................................................................................................ 17

2.4. Ce que nos simulations ne mesurent pas.............................................................................................................. 17

2.5. Conclusion. ............................................................................................................................................................ 17

3. Précision des appareils de mesure et des bases de données météorologiques. ........................................................... 19

3.1. Les pyranomètres.................................................................................................................................................. 19

3.2. Détecteur photovoltaïque et cellule de référence................................................................................................ 19

3.3. Héliographe. .......................................................................................................................................................... 19

3.4. Le système de surveillance Sunny Portal. ............................................................................................................. 20

3.5. La précision des données des stations météorologiques...................................................................................... 20

3.6. Conclusion. ............................................................................................................................................................ 22

4. Bilan énergétique des simulations PVSYST..................................................................................................................... 23

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4.1. Le facteur de transposition. .................................................................................................................................. 24

4.2. Le facteur d’ombrage. ........................................................................................................................................... 25

4.3. Le facteur IAM. (Incidence Angle Modifier). ......................................................................................................... 28

4.4. Les pertes dues au niveau d’irradiance................................................................................................................. 29

4.5. Les pertes thermiques........................................................................................................................................... 30

4.6. Les pertes qualité modules et mismatch. ............................................................................................................. 31

4.7. Les pertes ohmiques CC. ....................................................................................................................................... 33

4.8. Les pertes onduleur............................................................................................................................................... 34

4.8.1. Pertes onduleur en opération........................................................................................................................... 34

4.8.2. Pertes surpuissance. ......................................................................................................................................... 34

4.8.3. Pertes de seuil puissance. ................................................................................................................................. 35

4.8.4. Pertes surtension. ............................................................................................................................................. 35

4.8.5. Pertes seuil de tension...................................................................................................................................... 35

4.8.6. Précisions sur le choix d’un onduleur. .............................................................................................................. 35

5. Conclusion générale........................................................................................................................................................ 37

6. Webographie. ................................................................................................................................................................. 39

7. Table des annexes........................................................................................................................................................... 41

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1. Présentation de l’entreprise. 1.1. Le groupe SPIE.

1.1.1. SPIE dans le monde.

Il est important de distinguer les deux groupes d’activité majeurs de SPIE : - Les services multi techniques dans les 8 filiales régionales (dont Europe du Nord) - Les services spécialisés et leurs 3 filiales (en bas à droite)

Les filiales régionales et spécialisées sont implantées en Europe, chacune d’entre elles s’exporte dans le monde entier pour mener divers projets. Pour répondre aux enjeux actuels et futurs de ses clients locaux et internationaux, SPIE compte 28 500 collaborateurs répartis sur près de 400 implantations dans 31 pays.

Figure 1: Organigramme général SPIE sa

Figure 2 : Présence internationale SPIE sa

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1.1.2. SPIE en France.

En France, le groupe SPIE a une organisation décentralisée en cinq filiales régionales françaises:

- SPIE Ile de France, Nord Ouest

- SPIE Est

- SPIE Sud Est

- SPIE Ouest-Centre

- SPIE Sud Ouest.

Chaque filiale représente une société et est gérée indépendamment des autres. Seul le résultat financier compte pour déterminer quelles sont les filiales les plus actives et donc partager les objectifs du groupe.

Figure 3 : Division SPIE France

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1.1.3. Fiches d’Identité.

Voici les données principales de 2009 de SPIE SA :

- Société Anonyme - 3.73 Milliards d’€ de chiffre d’affaires - 182.5 Millions d’€ de résultat courant - 28 500 collaborateurs - 14% d’activité à l’international - 5 Filiales en France et des filiales à l’étranger

Voici les données principales de 2009 de SPIE Ouest Centre :

- Raison sociale SPIE Ouest-Centre - Président Gauthier Louette - Directeur Général Philippe Guidicelli - Statut juridique Société par Actions Simplifiée - Capital social 19 108 000 € - Chiffre d’affaires 411 047 K€ - N°SIRET (siège social) 440 056 356 00445 - Registre du commerce et des sociétés RCS Nantes le 03/09/2003 - Banques Natixis, Société Générale, Tarneaud - Convention collective d’appartenance Bâtiment et Travaux Publics - Appartenance à un groupe SPIE SA - Actionnaires de SPIE Ouest Centre SPIE SA (100%) - SPIE intranet www.spie.com - Filiales détenues directement ou indirectement à 100% par SPIE Ouest Centre

JURET SIPECT ELCARE CSM Quemener COMAFIPAR SPIE Maroc

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1.1.4. Historique.

1900 :

Création de la Société Parisienne pour l’industrie des chemins de fer et des tramways électriques qui devient la Société Parisienne pour l’Industrie Electrique SPIE, en 1946.

1968 :

Fusion de la société de Construction des Batignolles et de la SPIE pour former SPIE Batignolles.

1982 :

Acquisition de Trindel, entreprise électrique et création de SPIE Trindel en 1984.

1997 :

Rachat de l’entreprise par les salariés (RES) puis création du Groupe SPIE en 1998.

2003 :

SPIE intègre le groupe AMEC et devient AMEC SPIE.

2006 :

AMEC cède AMEC SPIE à PAI Partners. AMEC SPIE devient SPIE.

Figure 4 : Historique SPIE

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1.2. SPIE Ouest Centre. 1.2.1. Implantation.

SPIE Ouest-Centre déploie ses offres de services multi techniques en France à travers un réseau de 48 implantations permanentes dans 25 départements (2010).

Sur ce territoire, SPIE Ouest-Centre propose un large éventail de services et d'expertises s'appuyant sur des savoir-faire en réseaux extérieurs, installations électriques, applications industrielles et tertiaires, infrastructures de transport et réseaux de télécommunications

Figure 5 : Carte implantation SPIE Ouest Centre

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1.2.2. Organisation.

La filiale représente une grande partie de l’organisation. En effet, elle rassemble les différentes directions et fonctions supports. La ressource humaine majeure se situe dans les différentes agences de SPIE Ouest Centre.

1.3. La DDCF (Direction Développement Commercial Filiale).

Sa fonction est de guider et d’accompagner les différents collaborateurs dans le processus commercial et de mettre à leur disposition les outils adéquats pour améliorer les performances de la filiale. Elle est composée de 4 services :

- Le service marketing, qui analyse les différents marchés, établit les offres commerciales et effectue les veilles technologiques et réglementaires.

- Le service communication, développe et entretient la communication interne et externe de l’entreprise. Il réalise notamment l’élaboration d’un journal interne, l’alimentation du site intranet et l’organisation de l’ensemble des salons et forums.

- Le service du développement des collectivités, est chargé de développer le marché des collectivités

- Le service technique dont je fais partie, qui assure des veilles technologiques et réglementaires sur les énergies pour les agences opérationnelles, conçoit de nouvelles offres y répond et coordonne l’offre efficacité énergétique et photovoltaïque.

Figure 6 : Organigramme SOC

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2. Présentation du projet. 2.1. Le site.

Parmi toutes les installations réalisées par SPIE Ouest Centre. J’ai choisi de me consacrer à l’étude d’ un projet photovoltaïque, un lycée situé à Rennes avec les dernières versions de logiciels dont nous disposons (Météonorm 6.0 et PVSYST 5.21). J’ai choisi ce lycée pour deux raisons: tout d’ abord parce que la mise en service de ce site a été effectuée en décembre 2008 et que je dispose donc de deux années complètes consécutives de mesures, ensuite parce que le site est équipé d’un capteur de mesure et d’un accès internet qui permettent de suivre à distance et en temps réel la production de la centrale. A partir de cette étude je pourrai comparer les données théoriques des simulations avec les mesures du système de surveillance Sunny Portal.

Le bâtiment est orienté 4° sud ouest. Les panneaux Sharp Polycristallin de 162W (annexe 4) sont inclinés à 33°, et sont posés en portrait.

Emplacement

des panneaux

(4lignes x 9

colonnes ) en

portrait.

N

Figure 7 : Photo aérienne (Google earth)

Figure 8 : Photo du lycée a Rennes (SPIE)

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2.2. Données récupérées du système de surveillance Sunny Portal.

Les données ci-dessous représentent sous forme de graphe et de table la production énergétique, récupérée du système de surveillance SMA Sunny Portal.

On constate, dans le tableau ci-dessous que la production moyenne d’énergie par ans est de 6216 kWh.

Janv. 09 113,21 Janv. 10 296,02

Févr. 09 383,05 Févr. 10 427,19

Mars. 09 722,21 Mars. 10 606,41

Avr. 09 612,72 Avr. 10 880,4

Mai. 09 658,34 Mai. 10 600,04

Juin. 09 585,05 Juin. 10 625,6

Juil. 09 595,77 Juil. 10 312,33

Août. 09 740,3 Août. 10 957,41

Sept. 09 739,33 Sept. 10 684,42

Oct. 09 475,03 Oct. 10 455,17

Nov. 09 241,4 Nov. 10 267,91

Déc. 09 271,36 Déc. 10 182,23

TOTAL 6137,77 6295,13

Figure 11 : production moyenne d’énergie (Système de surveillance Sunny Portal)

Figure 9 : production moyenne d’énergie (Sunny Portal2009) Figure 10 : production moyenne d’énergie (Sunny Portal2010)

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2.3. Simulation et résultat de la simulation.

La simulation complète est disponible en annexe N°2. Seul le diagramme des pertes est présenté ici.

Comme on peut le constater l’énergie restante à la sortie de l’onduleur est de 4709KWh.

2.4. Ce que nos simulations ne mesurent pas.

Nos simulations ne tiennent pas compte des pertes dans les câbles AC ainsi que dans le transformateur. Le système de surveillance Sunny portal étant placé au niveau de l’onduleur il ne les prend pas en compte non plus.

Les pertes par encrassement ne sont pas simulées. L’état de propreté des capteurs n’a pas été pris en compte. Des capteurs très sales peuvent perdre quelques pour-cent de production. Cependant cette perte reste habituellement inférieure à 2% (dans des conditions normales lavage de par la pluie).

Le vieillissement des panneaux entraine une perte d’efficacité (en général les constructeurs garantissent 90% à 12 ans et 80% à 25 ans). La courbe du vieillissement n’est pas parfaitement linéaire.

On considère dans nos simulations que les éléments d’ombrages sont figés (les arbres ne poussent pas, il n’y a pas de nouvelle construction…).

Cette analyse n’inclut ni les pertes aléatoires imputables aux pannes de fonctionnement surtout de l’onduleur, (temps de dépannage, remplacement, découplage pour cause de coupure réseau), ni les autres perturbations de caractère occasionnel sur le champ photovoltaïque (neige, feuilles mortes, déjection d’oiseaux...).

2.5. Conclusion.

Par conséquent, il y a des écarts anormaux entre la production d’énergie récupérée du système de surveillance (6216 kWh moy/ an) et celle prédéterminée par la simulation PVSYST (4709 kWh). Nous allons donc chercher à comprendre pourquoi et essayer de proposer des corrections à nos modèles.

Figure 12 : Diagramme des pertes (PVSYST).

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3. Précision des appareils de mesure et des bases de données météorologiques. 3.1. Les pyranomètres.

Ils mesurent la différence de température entre une surface noire et la température ambiante sous une double coupole de verre ou de quartz grâce à des thermopiles. Ils mesurent une très large partie du spectre, et sont les plus précis (1% lorsqu’ils sont soigneusement calibrés).

Pour mesurer la composante diffuse, on enlève le rayonnement direct grâce à un cache mobile qui fait le tour en 24H, ou bien par un arceau placé le long de la trajectoire du soleil.

Ces capteurs sont donc très précis et adaptés aux mesures des stations météorologiques.

3.2. Détecteur photovoltaïque et cellule de référence.

La réponse spectrale dépend de la sensibilité des cellules photovoltaïques cristallines, précision de l'ordre de +/-5%, avec une longueur d’onde 0.2µm> L <1.2µm. Cependant leur principal avantage est d’avoir la même réponse spectrale que des centrales photovoltaïques (surtout si la technologie est la même). La cellule de référence est un détecteur photovoltaïque calibré et vendu par un centre officiel (JRC/ISPRA), les mesures sont donc un peu plus précises.

3.3. Héliographe.

L’héliographe est une boule de verre qui focalise les rayons sur un papier qui noircit. Il mesure le rayonnement direct, à partir de 150-250W/m² (la précision dépend principalement de l’appareil ainsi que de la lecture qu’en fait l’opérateur).

Figure 13 : Photo de pyranomètre(Wikipédia).

Figure 16 : Schémas d’une cellule de référence

(Cour PACER)

Figure 14 : Schémas de pyranomètre (Cour PACER).

Figure 15 : Réponse spectrale des cellules photovoltaïque

(Gisement solaire A. Ricaud)

Figure 17 : Photo d’héliographe (Wikipédia).

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3.4. Le système de surveillance Sunny Portal.

Il n’a pas été possible de trouver des données concernant la précision du système de surveillance Sunny portal auprès de SMA qui n’a pas donné suite à mes mails. De plus les fiches techniques du centre de documentation en ligne ne donnent pas de précision à ce sujet. Cependant la précision des Sensor Box du système est +/-8 % ce qui est insuffisant.

Les laboratoires du magazine Photon international de septembre 2011 ont testés des systèmes de surveillance dont le système de SMA (Annexe N° 1). Il en ressort que le ratio de performance du système n’est pas surveillé (ce qui est quand même le but premier d’un système de surveillance). Le ratio de performance ne baisse pas quand les panneaux sont ombragés et le système ne détecte pas d’erreur. De plus quand la cellule de référence est ombragée le ratio de performance du système augmente.

3.5. La précision des données des stations météorologiques.

Il existe deux techniques pour obtenir l’ irradiance globale horizontale d’ un site. La premiere consiste a interpoler les valeurs d’irradiance des 3 stations météorologiques les plus proches du site à étudier (exemple : Météonorm qui utilise les données des stations météorologiques moyennées sur une période de 30 ans 1961-1990). La valeur d’irradiance du site Y est calculée à partir de l’irradiance des stations météorologiques A, B, C, la station qui a le poids le plus important est la station la plus proche (dans l’exemple ci-dessous c’est la station A). Météonorm effectue cette opération grâce à la formule ci-dessous.

La seconde méthode est la méthode satellitaire. Les satellites analysent les composantes du rayonnement réfléchies par l’atmosphère ( longueur d’onde), pour en déduire l’ irradiance du sol. Plus la station météorologique est proche du site à étudier plus les données d’irradiance seront précises, on considère généralement que quand le site à étudier est éloigné de plus de 20km les données d’irradiance satellitaires deviennent plus précises que les données interpolées des stations météorologiques.

On constate dans l’étude qui suit, qu’il y a des écarts importants entre l’irradiance globale horizontale annuelle extraite des différentes bases de données. Cette étude prouve que quel que soit le moyen utilisé (interpolation entre données de stations météorologiques ou évaluation par satellite) il y a des écarts par rapport aux valeurs moyennes d’irradiance globale horizontale mesurée sur le site à étudier sur une période de sept ans. Cette étude confirme aussi que le gisement solaire d’une année sur l’autre n’est pas constant.

Figure 18 : Schémas explication du principe

d’interpolation (Documentation Météonorm).

Figure 19 : Schémas récapitulatif de la

Variations interannuels de l’irradiance globale

horizontale(P.Ineichen).

L= AY+ BY+CY

Y = A x ((L-AY) / L) + B x ((L-BY) / L) + C x ((L-CY) / L)

((L-AY) / L) + ((L-BY) / L) + ((L-CY) / L)

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On constate aussi dans le document ci-dessous [INES] que les données d’irradiance issues du logiciel que nous utilisons (Météonorm) sont plutôt pessimistes, mais elles restent malgré tout plus précises que celles des autres bases de données.

Figure 20 : Comparaison entre les bases de données (INES).

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3.6. Conclusion.

Si le capteur est utilisé pour enregistrer des données météorologiques il vaut mieux choisir un pyranomètre: ils sont plus précis, peuvent mesurer un spectre large, et en plus ils mesurent la composante diffuse du rayonnement.

Cependant, si le but du capteur est d’assurer le suivi d’une installation, un détecteur photovoltaïque classique positionné dans le plan du champ est plus adapté car sa réponse au spectre de lumière suivra celui du champ photovoltaïque de l’installation (surtout si le détecteur est de même technologie que celle du champ photovoltaïque), mais en aucun cas elle ne doit être utilisée pour mesurer une irradiance.

Dans le projet du lycée à Rennes un détecteur photovoltaïque est utilisé, sa précision est de +/-8%. Le système de surveillance SMA n’est donc pas très précis, et les résultats sont à interpréter avec prudence.

La base de données Météonorm est pessimiste mais plus précise que les aux autres bases de données. Au lycée la station météorologique est proche est (située à Rennes), Météonorm est donc plus adaptée qu’une base de donnée satellitaire.

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4. Bilan énergétique des simulations PVSYST.

A partir des données d’irradiance globale horizontale, le logiciel PVSYST effectue un bilan énergétique afin de déterminer, un ratio de performance de la centrale ainsi que l’énergie produite qui sera injectée dans le réseau.

Figure 21 : Bilan énergétique (Extrait de simulation PVSYST).

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Figure 23-24 : Facteur de transposition à Rennes sous forme de graphe et de table (PVSYST).

Figure 25 : Optimisation du facteur de transposition (PVSYST). Figure 26 : Simulation sur la toiture plate (PVSYST).

4.1. Le facteur de transposition.

Les stations météorologiques enregistrent les données d’irradiance sur un plan horizontal, ces données sont transposées à l’azimut et l’inclinaison désirée grâce au facteur de transposition.

Dans notre étude on remarque que le facteur de transposition est excellent (Az= 4° sud-ouest et Inc =33°), FT=1.12 et on perd 0% par rapport à une orientation optimale. Le facteur de transposition permet de savoir rapidement à quel angle d’inclinaison et quelle orientation l’irradiance sera maximum, et de voir si les performances de la centrale photovoltaïque ne sont pas trop dégradées, dans le cas où on ne pourrait pas se mettre dans les conditions optimales. Il faut malgré tout faire une simulation complète, car pour une inclinaison optimale le facteur d’ombrage peut être important, et l’énergie produite non maximale. Si les panneaux avaient étés positionnés sur la toiture plate, et non en pare soleil, l’énergie injectée aurai été de 5442 kWh/an au lieu de 4709 kWh/an (simulation PVSYST ci-dessous à droite).

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Figure 27 : Modélisation 3D et animation des ombrages (PVSYST).

Figure 28 : Table du facteur d’ombrage (PVSYST).

4.2. Le facteur d’ombrage.

Ombrage proches : Avant de déterminer un facteur d’ombrage il faut modéliser le bâtiment du lycée en 3D ainsi que tout son environnement direct.

A partir de la modélisation 3D, PVSYST détermine une table du facteur d’ombrage sur le rayonnement direct en fonction de la hauteur solaire et de l’azimut, ainsi qu’un facteur d’ombrage pour le diffus et l’albédo.

Il faut réduire ces ombrages au maximum en éloignant les panneaux photovoltaïques le plus possible des éléments d’ombrages (acrotères, cheminée …), car ils diminuent la production d’énergie.

Quand un panneau photovoltaïque d’une chaîne est ombragé, PVSYST considère que le panneau ainsi que la chaîne entière auquel il appartient sont affectés et qu’ils ne produisent plus rien (en fait la production de la chaîne est diminuée mais elle n’est pas nulle). De plus les chaînes qui sont branchées en parallèle sont également affectées.

C’est pourquoi les fabricants proposent des onduleurs avec des MPPT (Recherche du point de puissance maximum), dont le principe est de morceler la centrale photovoltaïque avec des régulations séparées pour limiter les effets de l’ombrage. En effet, plus on fractionne le champ photovoltaïque, moins l’ombrage a d’importance. L’idéal est d’avoir des micro-onduleurs qui permettent d’avoir un onduleur par panneau (mais cette solution reste assez chère pour l’instant).

Animation des

ombrages

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Figure 29 : Modèles de simulation d’ombrage (PVSYST). Figure 30 : Diagramme d’iso ombrage (PVSYST).

Figure 32 : Importation d’ombrages lointains dans (PVSYST).

Une autre solution pour réduire ces ombrages est de changer la technologie du panneau. Un panneau de type cristallin (mono où poly) a des cellules carrées, alors que les panneaux de type couches minces ont des cellules de tailles très variées, (elles sont généralement plus fines et plus allongées). Un ombrage sur une cellule cristalline pourra donc très vite recouvrir toute une cellule, alors que la cellule d’un panneau de type couches mince sera affectée proportionnellement à l’ombrage.

Pour un panneau de type couche mince on pourra alors choisir un modèle de simulation de type « ombrages linéaires ». En revanche, pour un panneau de type cristallin on choisira un modèle de type « selon chaînes et modules » en ajustant la valeur « fraction pour effet électrique de 0 a 100% » pour compenser le fait que la production de ces chaînes n’est pas nulle, si on règle à 0% les pertes seront considérées comme linéaires si on règles a 100% la chaîne entière sera perdue en cas d’ombrage ( illustration simulation PVSYST ci-dessous à gauche). Dans le cas du lycée a Rennes, le facteur d’ombrage est très important du fait de la disposition des panneaux en brise soleil et comme il n’y a qu’un seul MPPT, le fait de laisser cette valeur a 100% fausse les résultats de la simulation.

Ombrage lointains : Parfois, dans des régions montagneuses, le soleil passe derrière une montagne et le champ photovoltaïque se retrouve à l’ombre. Il existe des logiciels notamment Carnaval, un logiciel libre et gratuit qui permet de simuler ces ombrages. On entre les coordonnées géographiques du lieu à étudier et en fonction du relief avoisinant, le logiciel calcule les ombres portées sur la centrale photovoltaïque. Ensuite il suffit d’importer ces données dans PVSYST. Pour limiter ces pertes on peut choisir des cellules qui ont un meilleur rendement sur le rayonnement diffus avec des technologies de types couches minces, plus particulièrement les membranes à triple jonction amorphe qui travaillent sur un spectre de lumière différent des cristallins.

Figure 31 : Ombrages lointain (Carnaval).

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Afin de limiter les ombrages proches, il faut tout d’ abord éloigner le champ photovoltaïque des éléments d’ombrage, ensuite définir ses chaînes de panneaux photovoltaïques en fonction des ombrages, et de multiplier le plus possible les MPPT afin de morceler les zones d’ombrages. De plus, on peut choisir des technologies de type couches minces (Amorphe simple double triple jonction, CDTE, CIGS..), pour limiter les conséquences de ces ombrages.

Les ombrages lointains dépendent du relief du site. Il faut absolument les prendre en compte lors des simulations. Il est possible de limiter leurs effets en optant pour des capteurs de type couche mince qui sont capables de mieux travailler sur la partie diffuse du rayonnement.

Figure 33 : Réponse spectrale (Unisolar).

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Figure 34 : Schémas explicatif IAM (PACER).

Figure 35 : Optimisation des pertes IAM (PVSYST).

4.3. Le facteur IAM. (Incidence Angle Modifier).

Le rayonnement transmis au panneau n’est pas le rayonnement incident car une partie est renvoyée par réflexion. Les constructeurs intègrent dans le rendement de leurs panneaux une partie de ces pertes. Ces pertes augmentent lorsque les rayons ne sont pas perpendiculaires au capteur (elles dépendent de l’angle d’incidence formé entre la normale du plan et les rayons du soleil.). Il faut donc utiliser un modèle de correction (modèle ASHRAE).

Là, encore pour limiter ces pertes, il faut construire le bâtiment en fonction du projet solaire (inclinaison à 35° sous nos latitudes et d’orienter plein sud). L’autre moyen de limiter ces pertes est de choisir un constructeur qui soigne particulièrement la qualité de ses verres pour limiter les effets de réflexion. Alors il faut modifier le paramètre B0 du modèle ASHRAE dans la simulation PVSYST.

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Figure 36 : Schémas de répartition du rayonnement (PACER).

Figure 37 : Réglage mensuel du coefficient d’albédo (PVSYST).

4.4. Les pertes dues au niveau d’irradiance.

Elles sont dues au fait que tout le rayonnement solaire extra terrestre n’est pas transmis à la centrale photovoltaïque. Une partie est renvoyée dans l’espace a cause de l'atmosphère (l’air, la nébulosité, les aérosols, polluants).

L’albédo est un coefficient proportionnel au rayonnement global horizontal, rapporté à la fraction de sol

vue par le capteur. Le tableau ci-dessous donne les coefficients usuels d’albédo qui sont par défaut tous à 0.2 dans PVSYST. Ces coefficients sont ajustables pour chaque mois de l’année.

Le rayonnement diffus est causé par la dispersion des photons dans l’atmosphère. Il existe différents

modèles pour déterminer a partir du rayonnement global horizontal, la part du rayonnement diffus (Modèle de Hay, Modèle de Perez-Ineichen, Gueymard, Skartveit / Olseth, Liu/Jordan). Chacun de ces modèles donne des résultats différents.

PVSYST utilise le modèle de Liu/Jordan par défaut qui fait intervenir l’indice de clarté (kt), mais il est

conseillé d’utiliser le modèle de Perez-Ineichen qui est le plus sophistiqué. Ce modèle est utilisable seulement quand les données météorologiques du rayonnement global sont excellentes. Il fait intervenir un indice de clarté (kt) ainsi qu’une mesure de stabilité des conditions météorologiques.

Les pertes dues au niveau d’irradiance dépendent principalement des données d’irradiance de la base

météorologique. On peut donc limiter ces pertes en optimisant l’inclinaison du champ photovoltaïque par rapport à l’horizontale ou en les orientant plein sud. Il est possible d’ajuster les coefficients d’albédo pour chaque mois de l’année. De plus, on peut affiner les simulations en remplaçant le modèle Hay par le modèle de Perez-Ineichen plus sophistiqué. Sous réserve toujours que les données météorologiques du rayonnement global soient excellentes, il peut être utilisé en association à Météonorm.

Irradiance Globale = Direct + Diffus + Albédo

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Figure 38 : Optimisation des pertes thermiques (PVSYST). Figure 39 : Coefficient de pertes thermiques du panneau (PVSYST).

4.5. Les pertes thermiques.

Quand un panneau chauffe sa tension nominale diminue, et donc sa puissance nominale pour une irradiance donnée diminue. Ces pertes ont une grosse influence sur le bilan énergétique final de PVSYST, elles dépendent en grande partie du système d’intégration choisi. En effet, plus le volume d’air sous les panneaux est important, plus les panneaux sont refroidis. Les pertes dépendent aussi du vent qui refroidit les panneaux, de la pente qui influence l’écoulement de l’air, de la température extérieure.

Le type de technologie des panneaux photovoltaïques a aussi son importance, car les panneaux de type couches minces sont moins sensibles aux variations de température.

Dans le logiciel PVSYST certaines valeurs sont proposées par défaut. Lorsque les panneaux photovoltaïques sont posés sur une surface isolée le coefficient de perte est de 15W/m²k. Si les panneaux photovoltaïques sont à l’air libre il est 29W/m²k, et s’il y a une lame d’air entre les panneaux et la toiture (20W/m²k).

Si Météonorm peut fournir des données sur le vent (vitesse et direction). Mais le fichier météorologique généré par Météonorm pour PVSYST ne les inclut pas, donc PVSYST considère par défaut que le vent n’a pas d’influence sur le refroidissement du capteur. Par conséquent, le facteur selon la vitesse du vent est 0W/m²k/m/s.

On peut considérer que les panneaux seront non ventilés et posés sur une structure isolée. En effet, le dernier décret de décembre 2010 sur le tarif d’achat de la production des installations photovoltaïques impose que les panneaux photovoltaïques ne dépassent pas de la toiture de plus de 6 cm en 2011 et 2 cm en 2012 pour des systèmes en intégration totale.

En cas d’intégration simplifiée ce coefficient peut être ajusté en fonction de la hauteur entre la toiture et les panneaux et même en fonction de la pente de ces derniers. On peut aussi ajouter un facteur de correction en fonction de la vitesse des vents et de l’orientation de la toiture par rapport à la direction des vents dominants (s’il n’y a pas d’obstacle dans l’environnement direct). La méthode est empirique car le problème est très compliqué à appréhender. On ne touche généralement donc pas aux valeurs proposées par défaut, mais cela reste possible. Dans le cas du lycée à Rennes, les panneaux photovoltaïques sont à l’air libre, le coefficient de perte est alors de 29W/m²k.

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Figure 40 : Tolérance du panneau (PVSYST). Figure 41 : Correction des pertes qualité des modules (PVSYST).

4.6. Les pertes qualité modules et mismatch.

Les pertes qualité modules : Certes les cellules sont triées en différents lots en fonction de leurs qualités, mais d’une cellule photovoltaïque à l’autre les caractéristiques ne sont pas strictement identiques. Quand on assemble en série ces cellules triées d’un même lot pour fabriquer un panneau, la tolérance de celui-ci varie. Les flash-tests réalisés en sortie d’usine par les fabricants mettent en évidence cette non-homogénéité. PVSYST considère par défaut que la tolérance des panneaux est symétrique (+/- 3%). En revanche, quand la tolérance est positive ou asymétrique on peut changer la valeur « pertes d’efficacité modules », en la diminuant ou en la passant en négatif.

Le moyen de limiter ces pertes est de choisir des panneaux ayant des caractéristiques les moins dispersées possibles, et donc de prendre de préférence des panneaux ayant de préférence une tolérance comprise entre 0% et +3% plutôt qu’un panneau de tolérance -5% +10%. Les pertes seront moindres si on choisit des panneaux ayant une tolérance positive. Quand la tolérance est positive ou asymétrique on peut changer les caractéristiques par défaut.

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Figure 42 : Correction des pertes mismatch (PVSYST).

Figure 43 : Modèles et paramètres de simulations (PVSYST).

Les pertes mismatch : Lorsque l’on associe ces panneaux photovoltaïques qui ne sont pas homogènes pour constituer une chaîne photovoltaïque, ces déséquilibres dégradent le point de puissance maximum, et conduisent à une baisse de production de la chaîne. C’est la raison pour laquelle, un panneau défectueux ou ombragé, entraine une diminution de la puissance de l’ensemble de la chaîne. On doit donc veiller à ce que les modules soient orientés dans le même plan, et sous un éclairement le plus identique possible, pour avoir la puissance maximale.

Le moyen de limiter ces pertes est de choisir des panneaux ayant des caractéristiques homogènes. Il est également possible d’affiner ces pertes dans la simulation en changeant le modèle ou les paramètres de distribution.

33Figure 44 : Feuille de calcul des pertes ohmiques (SPIE).

4.7. Les pertes ohmiques courant continu.

Dans notre service, nous nous concentrons plutôt sur la faisabilité technico économique du projet, les agences locales s’occupent de dimensionner précisément les câbles, et de faire les schémas grâce à des logiciels spécialisés (Caneco, See Electrical Expert, Autocad). Par conséquent on considère dans nos simulations que les pertes joules coté courant continu représentent par défaut 1.5 % de l’énergie du champ nominal aux STC (1000w/m², Tcell = 25°C, AM 1.5).

Nous pourrions les estimer plus précisément grâce à une feuille Excel que j’ai développée (exemple ci-dessous). On y entre le type de panneau (Sharp 162W), le nombre de chaîne (4), le nombre de panneaux dans une chaîne photovoltaïque (9), le mode de pose ( portrait), la distance entre le premier panneau photovoltaïque (de la chaîne la plus éloignée) et la boite de jonction (20m), le type de câble sur cette longueur (câble solaire), la distance entre la boite de jonction et l’onduleur (0m car pas de boite de jonction), le type de câble sur cette longueur.

Cette feuille de calcul Excel, calcule la chute de tension du panneau photovoltaïque le plus éloigné jusqu’ à l’onduleur. Cet outil permet de calculer d’autres paramètres, notamment de la section des câbles entre le panneau photovoltaïque le plus éloigné et la boite de jonction, et la section entre la boite de jonction et l’onduleur en prenant une marge de 25% sur la résistivité du câble comme le préconise le guide UTE C15-712 (Ce que ne fait pas la version non spécialisée photovoltaïque de Caneco utilisée par les agences). La résistivité du cuivre est donnée par les constructeurs pour une température de fonctionnement de 90°C (le guide UTE C15-712 n’indique rien à ce sujet). En général, on limite ces pertes à 1% en choisissant les sections de câbles adaptées. Dans le cas du lycée une section de câble de 4mm² engendre une chute de tension de 1.06%. On a donc des pertes joules aux conditions normalisées de Pjstc = 4*R*Istc² = 4*0.3*7.33² = 64w, soit 1% de la puissance nominale du champ aux conditions standards dans le cas le plus défavorable.

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4.8. Les pertes onduleur.

L’onduleur est l’élément qui transforme le courant continu qui arrive du champ photovoltaïque en courant alternatif. PVSYST distingue au niveau de l’onduleur différentes pertes.

4.8.1. Pertes onduleur en opération. Elles représentent généralement entre 4 et 5% des pertes sur un onduleur. Ces pertes dépendent de la

constitution interne de l’onduleur :

- du type de commutateur (Mosfet, IGBT, GTO, Thyristors, JFET sic). Il est préférable, lorsque c’est possible d’utiliser des interrupteurs commandés en tension, de type Mosfet, IGBT, ou JFET pour limiter les pertes dues à la commande.

- quand un onduleur est équipé d’un transformateur il peut perdre 2% à 3% de rendement.

- quand on utilise un hacheur élévateur ou abaisseur pour élargir la plage de tension, ces pertes sont plus élevés (plus on multiplie les interrupteurs commandés plus les pertes sont importantes).Le prochain onduleur qui sortira des usines SMA (SMA 20000TL HE) supprimera des composants au détriment d’une large plage de tension.

- Les pertes par commutation: Elles sont dues au fait que la commutation d’un interrupteur commandé n’est pas instantanée. Elles sont directement proportionnelles à la fréquence de commutation et à la résistance interne des composants. Les constructeurs limitent ces pertes en limitant la fréquence de découpage, en limitant la résistance interne des composants (interrupteur commandé au carbure de silicium EX : le futur onduleur SMA 20000TL HE avec un rendement européen >98%), ou encore en ajoutant des CALC (Circuit d’aide a la commutation).

Les pertes par conduction : Elles correspondent aux pertes pendant les états stables (passant et bloqué), car quand un interrupteur commandé est passant il chauffe à cause de sa résistance interne qui même si elle est faible n’est pas négligeable et quand il est bloqué sa résistance interne n’est jamais infinie.

P. Conduction = UQ (bloqué) x IQ (bloqué) + UQ (passant) x IQ (passant).

Ces pertes sont faibles car IQ (bloqué) et UQ (passant) sont proches de zéro.

4.8.2. Pertes surpuissance. Ces pertes interviennent quand le champ photovoltaïque est surdimensionné par rapport à la puissance nominale de l’onduleur. Généralement, la puissance du champ photovoltaïque aux conditions standard

PQ(t) = Ton (UQ(t) x IQ(t)) /2+ Toff (UQ(t) x IQ(t)) /2

P. Commutation = PQ(t) x F

Figure 45 : Pertes par commutation sur charges résistive.

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normalisées (1000w/m², Tcell = 25°C, AM 1.5) est 10% supérieur à la puissance de l’onduleur. Cela ne pose pas de problème car les conditions standards ne sont jamais atteintes dans la réalité. En fait, quand elles sont atteintes l’onduleur fonctionne en mode dégradé. On ne fonctionne plus au point de puissance maximum et c’est de là que viennent les pertes sur puissance. (Ces pertes sont généralement négligeables).

4.8.3. Pertes de seuil puissance. Si la puissance générée par le champ photovoltaïque est inférieure à la puissance de seuil de l’onduleur, l’onduleur ne démarre pas et l’énergie du champ photovoltaïque est perdue, (ces pertes sont généralement négligeable, les derniers onduleurs sortis ayant une puissance de seuil très basse).

4.8.4. Pertes surtension. Si la tension de la chaîne photovoltaïque est dans la limite haute et que la température extérieure est particulièrement basse, la tension du champ peut dépasser temporairement celle de fonctionnement de l’onduleur et celui-ci fonctionne en mode dégradé. On ne fonctionne plus au point de puissance maximum et c’est de là que viennent les pertes surtension, (ces pertes sont généralement négligeables).

4.8.5. Pertes seuil de tension. Si la tension de la chaîne photovoltaïque est dans la limite basse et que la température extérieure est particulièrement élevée, la tension du champ peut dépasser temporairement la tension de seuil de l’onduleur et celui-ci s’arrêtera ou ne démarrera pas. Ce phénomène engendrera alors les pertes seuil de tension. (Ces pertes sont généralement négligeables).

4.8.6. Précisions sur le choix d’un onduleur. Le document ci-dessous [HESPUL] explique le principe du MPPT (Maximum Power Point Tracking qui

signifie recherche du point de puissance maximal) selon la méthode « perturb & observ » et donc comment on peut faire bouger le point de fonctionnement pour avoir une puissance maximale. Suivant le même principe il est possible de décaler le point de fonctionnement maximal pour protéger l’onduleur en cas de sur-puissance ou sur-tension.

Figure 46 - 47 : Principe du MPPT (HESPUL).

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Dans ce même document, on trouve des courbes sur le rendement des onduleurs dont il ressort plusieurs choses très intéressantes.

En ce qui concerne la simulation sur PVSYST, il est compliqué d’apporter des corrections au modèle car une partie des pertes dépend des données météorologiques et notamment des valeurs extrêmes des températures (pertes sur-tension, pertes seuil de tension), et l’autre de la constitution même de l’onduleur (pertes onduleur en opération, pertes seuil de puissance). La seule option possible pour améliorer la performance de la centrale est donc de choisir judicieusement son onduleur.

Il est possible d’optimiser le fonctionnement de l’onduleur en s’approchant le plus possible du rendement max, en choisissant des onduleurs qui ont une plage de tension appropriée, plutôt élevé pour limiter les pertes joules coté continu, mais pas trop pour ne pas créer des pertes sur tension. De plus, des rendements élevés peuvent être atteints sur une large plage de la puissance nominale (entre 40 et 110 % de Pnom). Les onduleurs SB 5000TL et SB 2100TL sont de bon choix de ce point de vue. Par contre, le SB 3000 et SB850 ne sont pas appropriés.

Sur l’onduleur SB 850, on constate que sur de petites puissances nominales, le rendement maximum diminue. Cela est normal car les pertes dans les composants deviennent de moins en moins négligeables.

D’une façon générale, il faut choisir un onduleur qui a un bon rendement européen (rendement moyenné pour une large plage de puissance), l’autre rendement, qui est un rendement maximum n’a pas beaucoup de sens.

Certains onduleurs permettent une mise en réseau maitre/esclave. Cela permet, quand la puissance du champ photovoltaïque est trop faible, de couper un des onduleurs du réseau pour adapter la puissance du champ photovoltaïque a la puissance des onduleur et optimiser le rendement.

Figure 48 : Comparatif du rendement des onduleurs (HESPUL).

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5. Conclusion générale.

Pour augmenter le rendement d’une centrale photovoltaïque, il faut jouer sur plusieurs paramètres :

Un point important est l’exposition, il faut faire attention à adapter l’orientation et l’inclinaison des panneaux le afin d’obtenir une irradiance optimale (plein sud avec une inclinaison de 35° sous nos latitudes). Mais cela ne suffit pas, car pour une inclinaison optimale le facteur d’ombrage peut être important, et l’énergie produite non maximale. C’est le cas au lycée de Rennes, si le champ photovoltaïque avait été positionné sur la toiture plate qui est devant, et non en pare soleil sur une façade, l’énergie injectée au réseau aurait été de 5442 kWh/an au lieu de 4709 kWh/an.

Il est primordial d’éloigner le plus possible les panneaux photovoltaïques des éléments d’ombrages, car une cellule qui est ombragée affecte les performances du panneau, de la chaîne auquel il appartient, ainsi que des chaînes qui sont branchées sur la même régulation. On peut diminuer les effets de ces ombrages en utilisant des technologies de type « couches minces » qui travaillent mieux sur la partie diffuse du rayonnement et qui sont moins affectés par les ombrages partiels. On peut aussi morceler la zone d’ombrage en multipliant les régulations séparées. Il faut ensuite choisir un modèle d’ombrage adapté de simulation en fonction du projet.

Pour optimiser le fonctionnement de l’onduleur il faut choisir des onduleurs qui ont une plage de tension appropriée, plutôt élevé pour limiter les pertes joules coté continu, mais pas trop pour ne pas créer des pertes sur tension. De plus, il faut choisir un onduleur qui a un bon rendement européen.

On limite les pertes ohmiques en diminuant les longueurs de câbles. Pour cela on se rapproche le plus possible du point d’injection. De plus on choisit des sections de câbles adaptées pour limiter la chute de tension à 1% comme le préconise le guide UTE15712. Après cela il faut modifier les pertes ohmiques dans PVSYST.

Il est possible de limiter les pertes thermiques en utilisant des technologies de type « couches minces », qui sont moins sensibles aux variations de température ou en choisissant un système d’intégration qui assure une bonne ventilation sous les panneaux. Ensuite on peut changer le facteur de pertes thermiques dans PVSYST.

En choisissant des panneaux avec des tolérances positives ayant des caractéristiques les moins dispersées possibles on peut limiter les pertes qualité modules et mismatch. Après cela, il faut changer les paramètres pertes mismatch et qualité modules dans PVSYST.

Il est possible de diminuer les pertes IAM, en optimisant l’exposition des panneaux ou en choisissant un module qui soigne la qualité de ses verres (pour limiter les effets dus à la réflexion), puis changer le paramètre b0 du modèle ASHRAE dans PVSYST.

Pour faire une simulation précise sous PVSYST :

Avoir une bonne connaissance de l’irradiance globale horizontale est crucial. Météonorm, est une base de données météorologique précise, malheureusement elle est un légèrement pessimiste.

Les pertes dues au niveau d’irradiance sont occasionnées par le fait que tout le rayonnement solaire extra terrestre n’est pas transmis à la centrale photovoltaïque. On peut affiner les simulations en prenant le modèle de détermination de l’irradiance diffuse plus sophistiqué tel que le Perez-Ineichen.

D’une façon générale, une simulation est une succession de différents modèles. Il faut bien connaitre les modèles et leurs paramètres afin de choisir ceux qui sont les plus appropriés.

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6. Webographie.

Centrales Photovoltaïques: Guide pour le dimensionnement et la réalisation de projets, à l'usage des bureaux d'ingénieurs, Jean-Marc Cottier, Jean Graf, André Mermoud, Michel Villoz, cours PACER, 1996.

Performance assessment of a simulation model for PV modules of any available technology, Mermoud, A. & Lejeune, T., 2010. Technico-economical Optimization of Photovoltaic Pumping Systems Pedagogic and Simulation Tool Implementation in the PVsyst Software, Mermoud, A. 2006. Conception et Dimensionnement de Systèmes Photovoltaïques : Introduction des Modules PV en couches minces dans le logiciel PVsyst, Mermoud, A., 2005. Pump behavior modelling for use in a general simulation software, Mermoud, A., 2004. Note on the sensors’ calibration at three sites in Northern Germany used for Photon Magazin’s comparison of photovoltaic simulation softwares, Pierre Ineichen, University of Geneva, May 2011. Note sur le comparatif de programmes de simulation PV de PHOTON (French) , André Mermoud - University of Geneva, June 2011. Five satellite products deriving beam and global irradiance validation on data from 23 ground stations (IEA), Ineichen, P., 2011. Global irradiance on tilted and oriented planes: model validations, Ineichen, P., 2011. Global irradiation: average and typical year, and year to year annual variability, Ineichen, P., 2011. Partial shadings on PV arrays: by-pass diode benefits analysis, Mermoud, A. & Lejeune, T., 2010. Software Modeling of FLATCON© CPV Systems, Tobias Gerstmaier, Sascha van Riesen, Andreas Gombert, André Mermoud, Thibault Lejeune, Eric Duminil, 2010. Gisement-solaire , Alain Ricaud, 2011. Electricité photovoltaïque, Alain Ricaud, 2011. Convertisseurs photovoltaïques, Alain Ricaud, 2011. Systèmes photovoltaïques, Alain Ricaud, 2011. Couches minces, Alain Ricaud, 2011. Synthèse onduleur, Hespul, 2008.

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7. Table des annexes.

1 Test du système de surveillance Sunny Portal…………………………………………………………….42

2 Simulation complète PVSYST du Lycée a Rennes (standard)……………………………..………..43

3 Simulation complète PVSYST du Lycée a Rennes (améliorée).…………………………………….47

4 Documentation technique des panneaux photovoltaïques Sharp ND162E1 .….………….51

5 Documentation technique onduleur SMA SB 5000TL .….……………………………………..…….53

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1 Test du système de surveillance Sunny Portal.

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2 Simulation complète PVSYST du Lycée a Rennes (Standard).

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3 Simulation complète PVSYST du Lycée a Rennes (améliorée)

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4 Documentation technique des panneaux photovoltaïques Sharp ND162E1.

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5 Documentation technique onduleur SMA SB 5000TL