Remerciez-le!

Remerciez @Admin pour avoir partagé cet document gratuitement, de la manière la plus simple, en partageant sur les réseaux sociaux.

Schneider Electric France Postal address / Adresse postale : Centre 38SS2 20, a

Schneider Electric France Postal address / Adresse postale : Centre 38SS2 20, avenue des Jeux Olympiques 38100 Grenoble Cedex 9 France Tel. +33 (0)4 76 57 60 60 http://www.schneider-electric.fr Legal information / Mentions légales Société par actions simplifiée au capital de 370 000 000 euros 421 106 709 rcs Nanterre – Code APE : 2712Z Siret : 421 106 709 00668 n° ident. TVA : FR 93 421 106 709 Siège social : 35 rue Joseph Monier F – 92500 Rueil-Malmaison REC EMEAS Guide d’application Photovoltaïque Center Of Expertise / Power Systems Page 1 TITRE: Guide d’application pour les centrales photovoltaïques avec raccordement en HT N° : Nb pages: TAI00749F0 279 OBJECTIFS: Décrire les solutions techniques envisagées par Schneider Electric pour les applications photovoltaïques dont la production nécessite un raccordement au réseau HTA ou HTB. Ce document fait référence aux normes françaises (NF / UTE) et internationales (IEC). SOMMAIRE: DIFFUSION : à caractère  restreint USAGE INTERNE UNIQUEMENT Comité de relecture initial (en plus des rédacteurs), de tout ou partie du document : S. Kaczor, D. Hadji, F. Ailhaud, J. Philippe, T. Questier, M. Guillot E0 16/6/2016 I. Gal D.Goulielmakis J. Philippe Pour remarques Ind Date Rédaction Vérification Approbation Etat Publication, traduction et reproduction totales ou partielles de ce document sont rigoureusement interdites sauf autorisation écrite de nos services. The publication, translation and reproduction, either partly or wholly of this document are not allowed without our written consent. Titre : Guide d’application pour les centrales PV avec raccordement en HT Code : TAI00749F0 ind: E0 Numéro de projet : Page 2 / 279 EVOLUTIONS DU DOCUMENT : Indice Auteur et date § concerné Modification A0 D. Goulielmakis J.Douchin 28.05.2008 Création du document B0 D. Goulielmakis J.Douchin 21.11.2008 Tous Emission du document B1 D. Goulielmakis J.Douchin 28.11.2008 Tous Mise à jour suivant commentaires de la réunion de conception du 28.11.2008 B2 B. Gotzig D. Goulielmakis 13.11.2009 Tous Rajoute chapitre « guide de choix des protections Max de I et Io pour une ferme solaire raccordée en HTA sur le marché France ». Mise à jour générale du document B3 D. Goulielmakis 09.12.2009 Tous Diffusion interne DEX C0 D. Goulielmakis 19.12.2009 Tous Diffusion PEC C1 D. Goulielmakis 18.02.2010 Tous Mise à jour après commentaires de la DOP (réunion du 22.01.2010) C2 I. Gal F. Galvin D.Goulielmakis T.T. H. Pham 10.12.2010 Tous Reprise complète pour :  Prise en compte norme UTE C 15-712-1 juillet 2010  Prise en compte expérience cumulée  Ajout nouveaux chapitres D0 I. Gal F. Galvin D.Goulielmakis T.T. H. Pham 7.10.2011 Tous Version pour exécution prenant en compte les retours vis-à- vis de la version C2, l’expérience cumulée et les mises à jour de normes. E0 I. Gal 16.6.2016 Tous Version pour exécution intégrant les réponses aux questions levées depuis la version D0, l’expérience cumulée et les mises à jour de normes, produits... Modifications en vert dans le texte Titre : Guide d’application pour les centrales PV avec raccordement en HT Code : TAI00749F0 ind: E0 Numéro de projet : Page 3 / 279 SOMMAIRE : 1 PREAMBULE ............................................................................................................................................. 10 2 DOCUMENTS DE REFERENCE ............................................................................................................. 11 2.1 NORMES ................................................................................................................................................. 11 2.1.1 Internationales .............................................................................................................................. 12 2.1.2 France ........................................................................................................................................... 14 2.1.3 Italie .............................................................................................................................................. 15 2.2 ARRETES ET DECRETS FRANCE............................................................................................................... 16 2.3 DOCUMENTS EDF .................................................................................................................................. 17 2.4 DOCUMENTS SCHNEIDER ELECTRIC ....................................................................................................... 18 2.5 GUIDES ADEME-GIMELEC ................................................................................................................... 19 2.6 AUTRES .................................................................................................................................................. 19 3 DEFINITIONS ............................................................................................................................................ 20 4 GENERALITES : FONCTIONNEMENT DES PANNEAUX ................................................................ 23 4.1 INTRODUCTION ...................................................................................................................................... 23 4.2 PRINCIPE DE FONCTIONNEMENT ............................................................................................................. 23 4.3 SCHEMA EQUIVALENT ............................................................................................................................ 25 4.4 CARACTERISTIQUE IP = F(VP) ................................................................................................................ 25 4.5 INFLUENCE DU NIVEAU D’IRRADIANCE E ............................................................................................... 26 4.6 INFLUENCE DE LA TEMPERATURE ........................................................................................................... 26 4.7 ASSOCIATION EN SERIE .......................................................................................................................... 27 4.8 ASSOCIATION EN PARALLELE ................................................................................................................. 27 4.9 COURBES DIVERSES ............................................................................................................................... 28 4.10 OMBRAGE (SHADDING) .......................................................................................................................... 28 4.10.1 Impact d’un ombrage .................................................................................................................... 28 4.10.2 Effet d’un ombrage selon le type de connexion des modules PV (série ou parallèle) ................... 29 4.10.2.1 Connexion des modules PV en série ..................................................................................................... 29 4.10.2.2 Connexion de chaînes en parallèle ........................................................................................................ 30 4.11 MISMATCH ............................................................................................................................................. 31 4.11.1 Documents de référence ................................................................................................................ 31 4.11.2 Définition du Mismatch ................................................................................................................. 31 4.11.3 Description de l’effet « mismatch » ............................................................................................... 32 4.11.4 Possibles causes de « mismatch » ................................................................................................. 32 4.11.5 Sensibilité à la perte de « mismatch » ........................................................................................... 33 4.11.6 Dégradation initiale de performance des panneaux ..................................................................... 33 4.11.7 Dégradation dû au vieillissement .................................................................................................. 35 5 SCHEMAS TYPES D’UNE FERME PV .................................................................................................. 36 6 SCHEMA DU CONTEXTE NORMATIF ................................................................................................ 40 6.1 MONDE .................................................................................................................................................. 40 6.2 FRANCE .................................................................................................................................................. 40 7 PERFORMANCE GLOBALE DE L’INSTALLATION ......................................................................... 41 7.1 DEFINITION : RATIO DE PERFORMANCE / PERFORMANCE RATIO ............................................................ 41 7.2 LOGICIEL DE SIMULATION PVSYST ........................................................................................................ 43 7.3 LOGICIEL HOMER ................................................................................................................................ 43 7.4 RAYONNEMENT SOLAIRE ....................................................................................................................... 43 7.4.1 Coefficient ALBEDO ..................................................................................................................... 44 7.4.2 Inclinaison des modules (Plane tilt) .............................................................................................. 44 7.4.3 Azimuth .......................................................................................................................................... 45 7.5 PERTES PROPRES A UNE INSTALLATION PV ............................................................................................ 45 7.5.1 Perte due à la disparité de puissance des modules PV ................................................................. 45 7.5.1.1 Qualité des modules................................................................................................................................... 45 7.5.1.2 Mismatch ................................................................................................................................................... 45 Titre : Guide d’application pour les centrales PV avec raccordement en HT Code : TAI00749F0 ind: E0 Numéro de projet : Page 4 / 279 7.5.2 Perte de rendement à faible irradiance ......................................................................................... 46 7.5.3 Perte par réflexion ........................................................................................................................ 46 7.5.4 Perte de rendement liée à la variation spectrale ........................................................................... 46 7.5.5 Perte de rendement liée à salissures ............................................................................................. 47 7.5.6 Perte de rendement en fonction de la température ........................................................................ 47 7.5.7 Pertes liées aux ombrages ............................................................................................................. 48 7.5.7.1 Ombrages lointains .................................................................................................................................... 48 7.5.7.2 Ombrage proche (near shading) ................................................................................................................. 48 7.5.8 Dégradation des performances ..................................................................................................... 49 7.5.9 Pertes liées au rendement de l’onduleur ....................................................................................... 50 7.5.9.1 Rendement de l’onduleur ........................................................................................................................... 50 7.5.9.2 Efficacité du suivi MPPT de l’onduleur .................................................................................................... 50 7.5.10 Autres pertes électriques ............................................................................................................... 51 7.5.10.1 Perte dans les câbles .............................................................................................................................. 51 7.5.10.2 Perte dans les transformateurs ............................................................................................................... 52 7.5.10.3 Consommation des auxiliaires............................................................................................................... 52 8 CONCEPTION DE LA PARTIE DC ........................................................................................................ 53 8.1 SCHEMA TYPE ........................................................................................................................................ 53 8.2 DEMARCHE GENERALE DE CONCEPTION DU LOT ELECTRIQUE DC .......................................................... 54 8.3 DECOUPAGE DE L’INSTALLATION EN « BRIQUES » ONDULEURS/ POSTES DE TRANSFORMATION ............. 55 8.3.1 Choix de la puissance onduleur .................................................................................................... 55 8.3.2 Fonctionnement spécifique en maître / esclave ............................................................................. 56 8.3.3 Transformateur d’isolement .......................................................................................................... 57 8.4 CHOIX DE LA TENSION DU SYSTEME : MISE EN SERIE DE MODULES PV .................................................. 58 8.4.1 Tension max imposée par la norme dans certaines applications .................................................. 58 8.4.2 Tension assignée d’emploi des matériels de la partie DC ............................................................ 58 8.4.2.1 Définition de la tension max sur l’installation ........................................................................................... 58 8.4.2.2 Un point d’attention particulier : La tension admissible des câbles DC .................................................... 59 8.4.2.2.1 Choix des câbles DC entre panneaux PV et boîtes de jonction ............................................................ 60 8.4.2.2.2 Choix des câbles DC entre BJG et BJ générateur ................................................................................ 60 8.4.2.2.2.1 Câbles enterrés .............................................................................................................................. 60 8.4.2.2.2.2 Câbles aériens ............................................................................................................................... 60 8.4.2.2.2.2.1 Référentiel France (NF C 15-100) ......................................................................................... 60 8.4.2.2.2.2.2 Référentiel international (IEC 60364-4-41 2005) ................................................................. 62 8.4.3 Vmpp à 70°C doit être comprise dans la gamme de tension admissible par l’onduleur ............... 63 8.4.4 Minimisation des pertes ................................................................................................................ 63 8.4.5 Rendement onduleur ...................................................................................................................... 63 8.4.6 Conclusion .................................................................................................................................... 64 8.5 CHOIX DU COURANT TOTAL: MISE EN PARALLELE DES CHAINES (NC) ................................................... 64 8.6 REPARTITION DES STANDS ..................................................................................................................... 64 8.6.1 Np : nombre de chaînes en parallèle sur une seule protection ..................................................... 65 8.6.2 Na : nombre de BJG (Array box)/ onduleur .................................................................................. 68 8.6.3 Equilibrer les courants sur les câbles de groupe ! ........................................................................ 70 8.6.4 Disposition géographique des BJG ............................................................................................... 71 8.7 DEFINITION DES PROTECTIONS CONTRE LES COURTS-CIRCUITS .............................................................. 72 8.7.1 Nécessité de protéger .................................................................................................................... 72 8.7.2 Une particularité du PV : un courant de court-circuit de faible niveau ....................................... 74 8.7.3 Norme France pour fermes PV sans stockage (UTE C 15-712-1) ................................................ 76 8.7.4 Norme France pour fermes PV avec stockage (XP C 15-712-3) ................................................... 78 8.7.5 Hors France (IEC TS 62548 et projet IEC 60364-7-712) ............................................................. 80 8.7.6 Pour aller plus loin… .................................................................................................................... 81 8.8 DEFINITION DE LA SECTION DES CABLES ................................................................................................ 82 8.8.1 Section min vis-à-vis de la chute de tension (ΔU) ......................................................................... 82 8.8.2 Iz min vis-à-vis de la protection thermique câbles ........................................................................ 85 8.8.3 Calcul de Iz’ (= Iz après application des coefficients de mise en œuvre) ..................................... 86 8.8.3.1 Coefficients de mise en oeuvre .................................................................................................................. 86 8.8.3.2 Considérations propres au PV ................................................................................................................... 87 8.8.3.3 Le coefficient de groupement avec câbles faiblement chargés .................................................................. 87 8.8.4 Calcul de la section min correspondant à Iz’ ................................................................................ 88 8.8.5 Comment diminuer la section de câble calculée selon les normes d’installation ? ...................... 89 8.8.5.1 Câbles entre panneaux et Boîte de Jonction de Groupe ............................................................................. 89 8.8.5.1.1 Calcul du nombre de circuits dans le cas de charges différentes .......................................................... 89 8.8.5.1.2 Conducteurs faiblement chargés .......................................................................................................... 90 Titre : Guide d’application pour les centrales PV avec raccordement en HT Code : TAI00749F0 ind: E0 Numéro de projet : Page 5 / 279 8.8.5.2 Câbles entre Boîtes de Jonction de Groupes et Boîte de Jonction de Générateur uploads/s1/ handbook-schneider-photovoltaique.pdf