Systèmes de Pompage Photovoltaïque¶

Note

À travers les systèmes de pompage photovoltaïque, l’énergie produite est directement utilisée par le groupe électropompe pour pomper de l’eau, l’utiliser directement ou la stocker dans un réservoir.

Type de système¶

Dans ce référentiel, on définit les exigences minimales à respecter pour la conception, la mise en œuvre, la mise en service et le service après-vente d’un générateur photovoltaïque permettant le fonctionnement au fil du soleil d’une électropompe.

Schéma de principe¶

Le schéma de principe d’un système de pompage photovoltaïque présenté ci-après est donné à titre indicatif. Pour chaque type de système fourni, le maître d’œuvre est tenu de présenter un schéma de principe exhaustif et représentatif du système à installer.

_images/image34.png — **Schéma multifilaire type d’une installation de pompage PV**¶

Composants des systèmes de pompage photovoltaïque et critères de choix¶

Modules photovoltaïques¶

Les modules photovoltaïques convertissent la lumière en électricité. Ils jouent le rôle de générateur dans les systèmes photovoltaïques autonomes.

Quelle que soit leur technologie, les modules photovoltaïques doivent être conformes aux normes suivantes :

CEI 61215 : Modules photovoltaïques au silicium cristallin pour application terrestre — Qualification de la conception et homologation.
CEI 61646 : Modules photovoltaïques en couches minces à usage terrestre — Qualification de la conception et homologation.
CEI 60904-3 : Dispositifs photovoltaïques — Partie 3 : Principes de mesure des dispositifs solaires PV incluant les données de l’éclairement spectral de référence.
CEI 61730 : Qualification pour la sûreté de fonctionnement des modules photovoltaïques.
EN 50548 : Boîtes de connexion pour module photovoltaïque.
NF EN 50380 : Spécifications particulières et informations sur les plaques de constructeur pour les modules photovoltaïques.

Important

Pour l’admissibilité au marché national, les modules photovoltaïques doivent avoir un certificat d’homologation délivré par l”Agence Nationale pour la Maîtrise de l’Énergie (ANME).

Pour chaque module photovoltaïque installé, les données réelles déterminées par le « Flash test » doivent être fournies au client et dans le dossier technique.

Supports de modules¶

Types de supports¶

Les types de supports à utiliser sont :

Structure posée ou ancrée au sol
Structure fixée sur toiture / terrasse
Structure fixée sur charpente sauf indication contraire

Caractéristiques techniques¶

Les supports des modules photovoltaïques doivent être métalliques, réalisés en aluminium ou en acier galvanisé à chaud. Ce choix est justifié par :

Résistance mécanique (vent)
Tenue aux effets des intempéries (corrosion, etc.)
Conductivité thermique
Facilité d’assemblage
Poids

Matériaux constitutifs¶

Les matériaux constitutifs des supports de modules PV doivent résister à 10 ans d’exposition extérieure sans corrosion ou fatigue notables.

Les matériaux admis sont :

Acier galvanisé à chaud — conformément à la norme ISO 1461:2009.
Aluminium anodisé

Avertissement

Les autres types de matériaux tels que le bois ne sont pas acceptés.

Notes de calcul¶

Les notes de calcul des structures, y compris leurs lestages, doivent être réalisées par des bureaux spécialisés, conformément aux normes suivantes :

CM66 : Règles de calcul des constructions en acier
NFE25.007 : Éléments de fixation — Conditions de commande et de livraison
NFE25.812 : Boulonnerie de construction à haute résistance — système HRC
EN10025 : Produits laminés à chaud en aciers de construction
NFP22.411-22.431-22.462-22.470-22.471-22.800 : Construction métallique — Assemblages rivés
Eurocode 9 : Calcul des structures en alliages d’aluminium
AL76 : Règles de conception et de calcul des charpentes en alliages d’aluminium
EN 1090-2+A1 : Exécution des structures en acier et en aluminium
NF EN1999 : Calcul des structures en aluminium

Note

Pour les installations de puissance supérieure à 15 kWc, les notes de calcul doivent être approuvées par un bureau de contrôle. Les éléments à considérer dans les études des structures sont mentionnés en annexe.

Onduleur / Variateur de pompage photovoltaïque¶

Un variateur de pompage photovoltaïque est un dispositif d’électronique de puissance qui convertit une tension et un courant continus en courant alternatif. On distingue toujours :

La partie continue (DC) — en amont du variateur
La partie alternative (AC) — en aval du variateur

Les variateurs de pompage PV doivent être conformes aux normes :

CEI 62109-1 : Sécurité des convertisseurs de puissance utilisés dans les systèmes PV.
CEI 61800-3 C3 : Entraînements électriques à vitesse variable — exigences CEM, catégorie C3.
CEI 61800-3 C2 : Entraînements électriques à vitesse variable — exigences CEM, catégorie C2.

Types d’onduleurs / variateurs de pompage photovoltaïque¶

Les types de variateurs diffèrent essentiellement selon la forme de l’onde du signal de sortie et les techniques utilisées pour la conversion DC/AC ou DC/DC.

Caractéristiques des onduleurs / variateurs¶

La transformation du courant continu en courant alternatif se fait par l’intermédiaire d’un onduleur ou variateur de fréquence permettant :

La variation de la vitesse de la pompe en fonction de l’ensoleillement
Le suivi de la puissance maximale des modules (MPPT)
L’optimisation du volume d’eau extrait

Les principales caractéristiques sont :

Puissance (nominale et de démarrage)
Courant d’entrée DC maximal
Tension de sortie AC et plage de fréquence de fonctionnement
Courant de charge maximal (appel de puissance) : doit être supérieur au courant max de l’électropompe
Courant de charge nominal : doit être supérieur au courant nominal de l’électropompe
Fonction MPPT (conversion optimale d’énergie)
Détection de brusques changements d’éclairement
Critères d’arrêt sélectionnables (fréquence et/ou puissance)
Critères de démarrage en fonction de l’heure, de la fréquence et de la tension du générateur PV
Détection du fonctionnement à sec de la pompe
Détection du niveau maximum du réservoir d’eau
Détection de faible puissance
Mode de redémarrage
Indice de protection : IP 54 (intérieur), IP 65 (extérieur)
Affichage et monitoring
Protection contre le défaut de terre, surtensions et températures élevées
Dimensions, poids, certifications, garantie et service après-vente

Critères de choix¶

En fonction de la taille de l’installation, du lieu d’implantation et des exigences du client, les critères de choix sont à déterminer en se référant aux caractéristiques ci-dessus.

Groupe électropompe¶

Le groupe électropompe doit fonctionner en courant alternatif monophasé ou triphasé, à haut rendement, avec des caractéristiques (HMT, débit en l/s…) permettant de satisfaire les besoins en eau du client selon la capacité hydraulique du point d’eau.

Les matériaux doivent être choisis en fonction des caractéristiques physico-chimiques de l’eau.

Critères de choix¶

Lors du choix du groupe électropompe, les éléments importants à considérer sont :

Niveau d’immersion de la pompe
Courbe de performance (débit, HMT)
Besoins en eau
Débit instantané (l/s)
Capacité hydraulique du point d’eau
Caractéristiques physicochimiques de l’eau et matériaux de l’électropompe
Mode d’utilisation : direct ou vers réservoir d’eau
Plage de fréquence de fonctionnement
Tension de fonctionnement et mode d’alimentation (monophasé, triphasé)
Nombre de tours/min
Garantie, certification et rapport de test

Câblage des systèmes de pompage photovoltaïque¶

Le câblage est un élément essentiel dans l’installation des systèmes de pompage PV. Il doit respecter les règles de l’art, les normes techniques et de sécurité suivantes :

NF C 15-100 : Installations électriques à basse tension
IEC 60228 : Âmes des câbles isolés
UTE C 32-502 : Guide pour les câbles utilisés dans les systèmes photovoltaïques
Guide UTE C15-105 : Détermination des sections de conducteurs et choix des dispositifs de protection
BS 6920 : Adaptation de produits non-métalliques pour l’utilisation en contact avec l’eau potable
Norme d’immersion H07RN8-F

Câblages côté courant continu (DC)¶

Les câbles DC acheminent le courant du générateur photovoltaïque vers l’onduleur/variateur, puis vers le groupe électropompe.

Types

Câbles solaires mono-conducteur Cuivre à double isolation 1000 V, type C2 (non propagateur de la flamme), AN3 (résistant aux UV), température admissible sur l’âme ≥ 90°C en régime permanent.

Caractéristiques minimales

Unifilaire
AN3 : résistant aux UV
Température permanente de l’âme ≥ 90°C
Plage de température : -20°C à +100°C
Tension de service jusqu’à 1 000 V DC
Non propagateur de la flamme (C2 minimum)
Résistivité cuivre : ρ₇₀ = 1,25 × ρ₀ = 0,02314 Ω.mm²/m à 70°C

Les normes CEI 228 et NF C 32-013 définissent quatre classes de souplesse :

Classe 1 : âmes massives pour installations fixes
Classe 2 : âmes rigides câblées (multibrins)
Classe 5 : âmes souples pour installations mobiles (multibrins)
Classe 6 : âmes extrasouples, diamètre maximal des brins imposé (multibrins)

Critères de choix

Courant admissible ≥ 1,25 × Isc STC de la chaîne PV
Chute de tension maximale :
- < 2 % entre le générateur PV et l’onduleur/variateur
- < 1 % entre l’onduleur/variateur et le groupe électropompe

Câblage côté courant alternatif (AC)¶

Les câbles AC alimentent le groupe électropompe depuis l’onduleur/variateur.

Types : Câbles immergés

Caractéristiques

Composition : multiconducteur, flexible, isolé et étanche
Âme : cuivre
Isolation : PVC
Résistance au sel et au chlore
Accrédité ACS (attestation de conformité sanitaire)
Température d’utilisation :
- Pose fixe dans l’air : -40°C à +70°C
- Pose mobile dans l’air : -25°C à +70°C
- Pose fixe dans l’eau : +50°C
Tension nominale : 600 V – 1000 V
Immersion permanente AD8 selon NF C 15-100
Profondeur d’immersion : 250 m / 25 bars

Critères de choix

La chute de tension relative maximum entre l’onduleur/variateur et le groupe électropompe doit être inférieure à 1 %.

Connecteurs¶

Les connecteurs relient les câbles entre modules photovoltaïques, boîtes de jonction et coffrets DC. Les exigences sont :

Chaque couple mâle/femelle doit être de même marque et de même type
Sertissage avec un outil validé par le constructeur
Démontables avec un outil si accessibles à des personnes non averties
Simplement enfichables (sans raccord à vis, sans soudure)
Protection contre les contacts directs
Résistants aux UV
Indice de protection : IP 54 minimum

Critères de choix : selon usage, en tenant compte des caractéristiques ci-dessus.

Kit de connexion pour pompe immergée¶

Permet la connexion électrique permanente de la pompe immergée.

Types disponibles

Kit thermo-rétractable
Kit de raccordement en résine

Caractéristiques

Étanche
Résistant aux fortes pressions
Utilisable jusqu’à 1 000 V
Compatible avec les câbles immergés
Classe d’étanchéité IP68

Câblage de mise à la terre¶

La prise de terre protège les personnes et matériels contre les contacts indirects en raccordant les masses métalliques au potentiel « 0 » de la terre. Cela inclut : cadres de modules, éléments de structure, chemins de câbles métalliques, armoires métalliques, coffrets électriques, parafoudres et onduleur/variateur.

La mise à la terre doit respecter :

Guide UTE C 15-400
NF EN 60664-1 (C 20-040-1)
NF C 15-100

Types : Vert/jaune souple ou rigide

Caractéristiques

Longueur du piquet de terre ≥ 1,5 m
Câble principal du champ PV jusqu’au coffret DC : 10 mm² minimum
Dérivations de terre : câbles vert-jaune 6 mm²
Section du câble de piquet de terre ≥ 16 mm²

Organes de protection¶

Les protections d’une installation photovoltaïque sont assurées par :

Les boîtes de jonction
Le coffret DC
Le coffret AC
Les coupures d’urgence

Boîte de jonction¶

La boîte de jonction est l’enveloppe dans laquelle des chaînes PV sont reliées électriquement. Elle est obligatoire en cas de nécessité de coupure d’urgence et doit être placée à proximité du champ photovoltaïque.

Elle doit répondre aux normes IEC 60364-7-712, UTE C 15-712-2 et UTE C61-740-510.

Types et caractéristiques

Non propagatrice de la flamme, classe II :

Installation extérieure : IP 65
Installation intérieure : IP 54

Elle doit intégrer :

Fusibles si applicables
Parafoudre (obligatoire dans les zones concernées)
Coupure d’urgence si applicable (sectionneur relié à une bobine à déclenchement)

Critères de choix : étanchéité, résistance aux UV (si extérieure), dimensions permettant d’intégrer les organes de protection.

Coffret DC¶

Le coffret de protection DC est obligatoire en absence de boîte de jonction. Il doit répondre aux normes IEC 60364-7-712, UTE C 15-712-2 et UTE C61-740-510.

Types et caractéristiques

Non propagateur de la flamme, classe II :

Installation extérieure : IP 65
Installation intérieure : IP 54

Il doit intégrer :

Fusibles si applicables et en l’absence d’une boîte de jonction
Parafoudre si la distance entre la boîte de jonction et le coffret dépasse 10 m
Interrupteur sectionneur
Coupure d’urgence si applicable et en l’absence de boîte de jonction

Fusibles DC¶

Les fusibles protègent contre les surcharges et les courts-circuits. Ils doivent être conformes aux normes CEI 60282-1 et NF EN 60269-6, et respecter les règles UTE 15-712-1 (juillet 2013), section 8.1.12.

Types et caractéristiques

Fusible gPV : spécifique côté DC des installations PV
Fusibles cylindriques pour courants de défaut compris entre 1,3 In et 3 In
Tension assignée minimum > tension maximale du générateur PV (Uocmax à -10°C)

Porte-fusibles¶

Le sectionneur porte-fusibles assure deux fonctions :

Consignation-isolement (sectionneur)
Protection par fusible

Il doit être conforme aux normes DIN 43620, NFC 60629, 63210, 63211, 63220 ; EN 60947-1-3-5 ; NF/EN 60269-1 ; IEC 605289.

Caractéristiques minimales

Tenue au feu : 960°C (IEC 60695-2-1)
Résistance de court-circuit (IEC 60947-3)
Degré de protection : IP 20 (IEC 60529)
Température de fonctionnement : -20°C à +90°C

Interrupteur sectionneur DC¶

L’interrupteur sectionneur DC satisfait aux prescriptions spécifiées pour la fonction sectionnement. Il doit être conforme à la norme NF EN 60947-3.

Types et caractéristiques

À courant continu
Tension Usec > Vocmax champ PV à -10°C
Intensité Isec > 1,25 × Isc champ PV à Tmax

Parafoudres DC¶

Les parafoudres protègent contre les effets de la foudre, conformément aux normes NF EN 62305-1 à -3 et NF C 17-102.

Important

L’installation de parafoudre est imposée uniquement dans les régions où le niveau kéraunique est supérieur à 25 : Bizerte, Kasserine, Kairouan, Sousse, Monastir, Djerba, Nabeul et Jendouba. (Voir carte en annexe.)

Normes applicables :

NF EN 61643-11 (C 61-740)
UTE C 61-740-52
NF EN 50539-11 (C 61-739-11)

Critères de choix : type 2, 1000 VDC.

Coffret AC¶

Le coffret AC intègre les organes de protection côté AC. Il doit respecter la norme NFC 15-100 et le guide UTE C15-712-1.

Il doit intégrer :

Un disjoncteur différentiel 300 mA
Des porte-fusibles côté AC si exigés par le fabricant du variateur/onduleur
Les organes de coupure d’urgence côté AC

Type et caractéristiques : modulaire, IP 54 minimum (intérieur), IP 65 (extérieur), résistant aux UV.

Disjoncteur différentiel¶

Le disjoncteur différentiel coupe l’alimentation en cas de fuite de courant. Il doit respecter la norme NF C 15-100.

Caractéristiques

Sensibilité : 300 mA
Courant admissible > courant max de la charge AC

Critères de choix : ampérage = 1,25 × courant total des charges AC, sensibilité 300 mA, certifié conforme aux normes applicables.

Organes de coupure d’urgence¶

Les organes de coupure d’urgence permettent de couper les alimentations électriques en cas de danger inattendu. Leur commande doit être rapidement accessible, à proximité du champ PV (côté DC) et des onduleurs/variateurs (côté AC).

Ils doivent se conformer aux normes CEI 60364-5-53, CEI 60947-5-1 et NFC 15-100.

Types de bobines

Bobine MX : dès que le contact est fermé, la bobine est alimentée et déclenche mécaniquement le disjoncteur/sectionneur.
Bobine MN (à manque de tension) : doit être alimentée en permanence pour que le disjoncteur reste enclenché ; le contact d’arrêt d’urgence est normalement fermé.

Caractéristiques

Catégorie d’emploi (CEI 60947-5-1) : AC12 et AC15
Intensité : 2 à 6 A selon le type
Tension : AC 230 V, 380 V / DC 24 V, 48 V
Seuil de fonctionnement : 0,85 à 1,1 Un (MN) et 0,7 à 1,1 Un (MX)
Câbles de connexion : 1,5 mm²

Critères de choix : à action directe et mécanique, étanche IP65 minimum.

Conception et dimensionnement des systèmes de pompage photovoltaïque¶

Le dimensionnement d’une installation de pompage PV nécessite l’analyse des besoins et des conditions d’exploitation. Trois paramètres techniques délimitent le choix du groupe électropompe :

La quantité d’eau requise par jour
La disponibilité de l’eau
La ressource solaire

Définition du besoin électrique¶

Détermination des besoins en eau¶

Les besoins en eau sont à déterminer conformément aux besoins des cultures à développer (voir tableau des besoins en eau).

Hauteur manométrique totale (HMT)¶

_images/image7.png — Schéma de la hauteur manométrique totale¶

La HMT est déterminée selon la formule :

\[\text{HMT (m)} = H_r + N_d + P_c\]

Avec :

H_r : hauteur du réservoir d’eau (m)
N_d : niveau dynamique du forage (m)
P_c : pertes de charge dues au frottement de l’eau sur les parois des conduites

Les pertes de charge dépendent de la longueur des conduites, de leur diamètre, du débit et du nombre d’appareils sur la canalisation. Se référer aux catalogues constructeurs.

Calcul des besoins électriques¶

Les besoins électriques s’expriment en Wh/jour (ou kWh/jour) :

\[E_{elc} = P \times d_f\]

Avec :

P : puissance appelée de la pompe en kW (fiche technique du groupe électropompe)
d_f : durée de fonctionnement de la pompe (entre 6 h et 10 h selon les saisons)

Note

Les besoins en eau journaliers doivent être déclinés en débit nominal (l/s) sur la base du nombre d’heures de fonctionnement moyen journalier.

Évaluation du gisement solaire local¶

L’ensoleillement est exprimé en kWh/m²/j. Pour déterminer l’énergie solaire disponible, utiliser des tables statistiques d’irradiations ou des logiciels reconnus (PVSYST, PVGIS…).

Angle d’inclinaison optimale¶

_images/image8.png — **Figure 1 — Impact de l’orientation et de l’inclinaison des modules sur le productible d’un module photovoltaïque**¶

Les modules d’une chaîne doivent être identiques (même marque, type, puissance, année de fabrication) et avoir la même inclinaison et orientation pour assurer une production optimale.

L’orientation du module doit être vers le plein Sud (Azimut 0°), sauf exceptions justifiées dans le dossier technique.

L’inclinaison optimale est celle qui permet de satisfaire les besoins mensuels maximums et ceux du mois le moins ensoleillé avec la puissance photovoltaïque optimale.

Contraintes d’ombrage¶

Lors de l’implantation du champ PV, la distance entre l’obstacle et les modules doit être :

Au moins 3 fois la hauteur de l’obstacle (côté Sud)
Au moins 5 fois la hauteur de l’obstacle (côté Est-Ouest)

Performance d’une installation de pompage photovoltaïque¶

Puissance crête et performances des modules¶

La puissance indiquée dans les fiches techniques est déterminée dans les Conditions Standard de Test (STC) :

Niveau d’éclairement : Pi = 1 000 W/m²
Température de cellule : 25°C
Coefficient Air Mass : AM = 1.5

La puissance diminue lorsque la température augmente, selon le coefficient KT(P) :

Technologie	Coefficient KT(P)
Silicium cristallin	De l’ordre de -0,4 %/°C
Silicium amorphe	De l’ordre de -0,1 %/°C
CIS ou CIGS	De l’ordre de -0,2 %/°C

\[P(T) = P_{25°C} \times \Delta T \times K_T(P)\]

Avec :

P(T) : puissance du module à la température réelle des cellules
P₂₅°C : puissance à 25°C
ΔT : Température réelle des cellules − 25°C

Note

La pollution peut réduire l’énergie générée de plus de 10 % dans certaines régions. Un dépoussiérage périodique est fortement recommandé, notamment dans les zones exposées aux vents de sable.

Rendement de l’onduleur / variateur¶

\[\eta_{onduleur/variateur} = \frac{P_{AC}}{P_{DC}}\]

Le rendement moyen d’un onduleur/variateur varie entre 90 % et 96 %.

Calcul des pertes¶

Pertes par échauffement des câbles — Chute de tension

Le calcul s’effectue dans les conditions suivantes :

Résistivité à la température maximale de l’âme : ρ = 1,25 × ρ₀
Tension de référence = tension maximale de fonctionnement
Courant de référence = courant maximal de fonctionnement
Calculer la chute de tension pour chaque câble de chaîne PV, câble de groupe PV et câble principal PV

\[u = 2 \times \rho \times \frac{L \times I_{mppSTC}}{S}\]

\[\Delta u \, (\%) = 100 \times \frac{u}{U_A}\]

Avec :

L : longueur du câble (m)
S : section du câble (mm²)
ρ : résistivité du conducteur (Ω.mm²/m)
Pour le cuivre : ρ₇₀ = 1,25 × ρ₀ = 0,02314 Ω.mm²/m à 70°C

Chutes de tension maximales admissibles :

< 2 % entre le générateur PV et l’onduleur/variateur
< 1 % entre l’onduleur/variateur et le groupe électropompe

Autres pertes

Disparité inévitable entre les cellules d’un module (mismatch)
Tolérance en puissance des modules (jusqu’à ±5 Wc)

Rendement global de l’installation¶

\[\eta_{Global} = \eta_{onduleur/variateur} \times (1 - \text{pertes}_{AC+DC})\]

Le rendement global est corrigé par un coefficient variant de 0,8 (été, Zone 3) à 1 (hiver, Zone 1), selon la zone géographique de Tunisie :

Zone 1 (Z1) : Kef, Jendouba, Béja, Siliana, Bizerte, Kasserine
Zone 2 (Z2) : Grand Tunis, Zaghouan, Nabeul, Sousse, Monastir, Kairouan, Mahdia, Sfax
Zone 3 (Z3) : Sidi Bouzid, Gafsa, Tozeur, Kébili, Médenine, Tataouine, Gabès

Zone	Z1		Z2		Z3
Saison	Hiver	Été	Hiver	Été	Hiver	Été
ηGlobal	η	0,90 η	0,95η	0,85 η	0,90η	0,80 η
Tmax module	60°C		70°C		80°C

Puissance crête du générateur photovoltaïque¶

\[P_c = \frac{\text{Besoin journalier}}{\eta_{Global} \times E_i}\]

Avec :

Pc : puissance crête du champ photovoltaïque (kWc)
Ei : irradiation solaire journalière reçue par 1 m² du champ PV (kWh/m²/j)

Dimensionnement du champ photovoltaïque¶

Nombre provisoire de modules

\[N_{modules} = \frac{\text{Puissance totale (Wc)}}{\text{Puissance d'un module (Wc)}}\]

Nombre de modules par chaîne¶

La tension maximale d’un module est la tension en circuit ouvert à -10°C. La tension minimale est la tension à Tmax.

\[N_{max/chaîne} \leq \frac{U_{DC\,max\,variateur}}{U_{OC\,-10°C}}\]

\[N_{min/chaîne} \geq \frac{U_{DC\,min\,variateur}}{U_{pmax\,module\,PV\,à\,T_{max}}}\]

\[N_{opt/chaîne} = \frac{U_{mpp\,variateur}}{U_{pmax\,module\,PV\,à\,T_{max}}}\]

Correction de UOC à -10°C :

\[U_{OC-10°C} = (1 + (-35°C \times \beta / 100)) \times U_{OC\,STC}\]

En l’absence de données sur β : UOC-10°C = 1,13 × UOC STC

Nombre de modules en parallèle¶

\[N_{max\,chaînes\,parallèle} \leq \frac{I_{max\,variateur}}{I_{sc\,module\,à\,T_{max}}}\]

Important

Le facteur de puissance (rapport puissance générateur / puissance pompe) doit être supérieur à 1,4.

Choix de l’onduleur / variateur¶

L’onduleur/variateur doit satisfaire les conditions suivantes :

I max entrée > courant de court-circuit du générateur PV à Tmax
U min entrée < tension délivrée par le générateur PV à Tmax
U max entrée > tension en circuit ouvert du générateur PV à -10°C
U sortie > tension maximale du moteur
Fréquence variable en fonction de l’ensoleillement
I sortie max > courant nominal du groupe électropompe
Puissance délivrée à 45°C > puissance du groupe électropompe (tenant compte des chutes de tension)

Dimensionnement des câbles DC¶

Le choix des sections côté DC s’effectue selon deux critères :

Le courant admissible IZ dans le câble
La chute de tension admissible dans le câble

Courant admissible des câbles DC¶

Conformément à la norme NFC15-100 et au guide UTE C15-105 :

\[I_Z \geq I'_Z = \frac{I_b}{K_1 \times K_2 \times K_3}\]

Avec :

K1 : coefficient de mode de pose (= 1 pour câbles mono-conducteurs sur chemins de câbles perforés)
K2 : coefficient d’influence mutuelle des circuits (= 1 pour un seul circuit)
K3 : coefficient de température ambiante (= 1 si 30°C ; = 0,82 si 50°C ; = 0,71 si 60°C ; = 0,58 si 70°C)
Ib : courant maximum d’emploi

En fonctionnement normal : Ib = 1,25 × Isc

Valeur du courant admissible IZ en fonction du nombre de chaînes en parallèle :

* En cas de présence d’un fusible de courant nominal In.

Chute de tension dans la partie DC¶

À une valeur de courant égal à ImppSTC, les chutes de tension ΔU maximales doivent être :

< 2 % entre le générateur PV et l’onduleur/variateur
< 1 % entre l’onduleur/variateur et le groupe électropompe

\[\Delta U = \frac{\rho \times L}{S} \times I\]

Dimensionnement des câbles AC¶

Courant admissible dans la partie AC¶

La valeur du courant admissible dépend du type de câble et est généralement donnée par le constructeur.

Chute de tension dans la partie AC¶

La chute de tension maximale autorisée entre les bornes AC de l’onduleur/variateur et le groupe électropompe est de 1 % à puissance nominale.

Note

Pour le dimensionnement des câbles DC et AC, les résultats du calcul manuel doivent être confirmés à l’aide d’un logiciel de dimensionnement des câbles.

Choix des composants des organes de protection¶

Le choix des organes de protection se fait en respect des critères mentionnés dans ce chapitre, en tenant compte du dimensionnement et des caractéristiques des composants de l’installation.

Installation et mise en service¶

Installation du champ photovoltaïque¶

Choix de l’emplacement¶

Avant l’installation des modules PV, réaliser les notes de calcul des structures incluant le mode de fixation.

L’implantation doit prévoir un accès aisé avec au moins une unité de passage (90 cm) sur un ou plusieurs côtés de chaque rangée. L’orientation doit être vers le plein Sud (Azimut 0°), sauf exceptions justifiées. L’inclinaison peut être mesurée à l’aide d’une boussole, d’un gabarit et d’un niveau, ou d’un inclinomètre.

Implantation des structures¶

La mise en œuvre de la structure porteuse doit respecter :

Résistance aux surcharges de vent et de neige
Possibilité de dilatation thermique sans contrainte sur les modules
Matériaux : aluminium anodisé ou acier galvanisé à chaud ou acier inoxydable
Boulons, rondelles et écrous en inox
Les éléments de fixation ne doivent pas créer d’ombre sur les modules

Implantation sur toit-terrasse

Châssis lesté : La structure repose librement sur la toiture. La stabilité est assurée par le poids propre et un ballast (dalles de terrasse ou de fondation). Aucune fixation mécanique traversant la toiture n’est requise.

_images/image9.png — Châssis lesté sur toiture-terrasse (aucune fixation au toit)¶

Châssis ancré : Si le ballast est impossible, le châssis est fixé aux éléments porteurs. L’étanchéité des points d’ancrage doit être assurée.

_images/image10.png — **Figure 3 — Châssis ancré sur une toiture**¶

Avertissement

Les travaux ne doivent pas altérer l’état du bâtiment (étanchéité, esthétique). Vérifier la qualité de la toiture avant de débuter les travaux.

Implantation au sol

L’ancrage repose sur des fondations en béton (semelle filante ou fondations ponctuelles). Des dalles peuvent être utilisées exceptionnellement. Une plateforme de drainage est recommandée si des écoulements d’eau sont possibles.

Fixation des modules¶

Les modules sont fixés par des rails support à l’aide de pinces intermédiaires et latérales, reposant sur le cadre. Selon les recommandations du fabricant, la fixation par boulons est possible. Pour les modules sans cadre, des pinces plus larges avec inserts EPDM sont utilisées.

Sauf indication contraire du fabricant :

Les modules peuvent être posés en portrait ou en paysage.
Il est interdit de poser les modules en position inverse (boîte de jonction en bas).

Installation de l’onduleur / variateur¶

L’onduleur/variateur doit être installé :

Dans un lieu sec, protégé du rayonnement direct du soleil, des sources de chaleur et d’humidité
Dans un lieu aéré
Dans un local le plus proche du générateur PV
En position verticale, fixé au mur

Les câbles de raccordement doivent être fixés avec des attaches adéquates. Les câbles (+) et (−) à l’entrée doivent être clairement marqués.

Installation des organes de protection¶

Les organes de protection doivent être installés dans un endroit accessible et protégé.
Les dispositifs de protection doivent être mis en œuvre sur les deux polarités.
Les parafoudres doivent pouvoir être vérifiés et isolés, conformément à la norme NF EN 61643-11 et au guide UTE-C 15-443.
Raccordement à la borne de terre : section minimale 6 mm² Cu.

Mise en œuvre des boîtes de jonction et des coffrets DC¶

A. Boîtes de jonction — Obligatoire dans les cas suivants :

Nombre de chaînes strictement supérieur à 2 et protection par fusibles nécessaire
Distance entre le champ PV et l’onduleur/variateur > 10 m et protection foudre recommandée
Coupure d’urgence exigée

À installer à moins de 3 mètres de la sortie des chaînes PV.

B. Coffrets DC — Obligatoire dans les cas suivants :

En absence de boîte de jonction
Distance champ PV / onduleur > 10 m et protection foudre recommandée
Coupure d’urgence exigée

À installer à moins de 3 mètres de l’entrée PV de l’onduleur/variateur.

Dispositions constructives communes

Enveloppe classe II, IP65, résistante aux UV si extérieure, avec ouïe de ventilation et porte transparente
Entrées/sorties DC par connecteurs MC4
Câble de terre V/J 6 mm² par presse-étoupe
Séparation physique des pôles + et − en entrée et sortie
Dimensions permettant d’intégrer tous les composants
Étiquetage visible et inaltérable indiquant la présence de tension résiduelle

Mise en œuvre des coffrets AC¶

Le coffret AC est obligatoire en cas de charge AC. Exigences :

Enveloppe classe II, IP65, non propagatrice de la flamme
Dimensions permettant d’implanter les organes de protection requis
Toutes les pénétrations de câbles par presse-étoupes
Étiquettes de repérage et de signalisation du danger

Important

Chaque chaîne du champ PV doit pouvoir être déconnectée et isolée individuellement sans risque pour l’opérateur.

Câblage¶

Partie courant continu¶

Les câbles DC doivent :

Être protégés des UV et des conditions climatiques sévères
Cheminer côte à côte avec le câble d’équipotentialité (éviter les boucles)
Être posés sans contact avec des arêtes tranchantes
Cheminer dans des conduits fermés, non encastrés, distincts des circuits AC
Respecter les rayons de courbure minimaux

Options de fixation :

Tube PVC : passage souterrain
Tube IRO : passage à l’intérieur des locaux
Tube annelé (gaines) : passage des murs et extrémités de chemins de câbles
Chemins de câbles métalliques : derrière les modules, en toiture et zones extérieures
Colliers de câblage métalliques : zones extérieures exposées au soleil

Tous les points de connexion d’une chaîne PV dont la tension à vide dépasse 60 V doivent utiliser des connecteurs MC4, conformes à la norme NF EN 50521.

_images/image111.png — *Connecteur DC mâle-femelle*¶

Partie courant alternatif¶

Le câblage AC va de la sortie de l’onduleur/variateur jusqu’au coffret AC. Section minimale : 10 mm². La chute de tension doit rester inférieure à 1 %.

Un disjoncteur différentiel de sensibilité 300 mA et de calibre supérieur au courant maximal de sortie de l’onduleur/variateur doit être installé au coffret AC.

Mise à la terre des composants¶

Conformément à la norme C15-100 et au guide UTE C15-712-1, toutes les masses doivent être reliées à la terre (cadres de modules, structure, chemins de câbles, armoires métalliques, coffrets électriques, onduleur/variateur, parafoudres).

Câble principal de terre : Cu V/J 10 mm² (boîte de jonction → coffret DC)
Dérivations de terre : câbles V/J 6 mm²
Câblage des piquets de terre : section minimale 16 mm²
Connexions Terragrif pour les modules ; plots (serre-fils) et rondelles bimétal pour la structure

Signalisation¶

Identification des composants¶

Les principaux composants doivent être identifiés par des étiquettes facilement visibles et durables, en correspondance avec les plans et schémas :

Boîtes de jonction
Coffrets DC et AC
Câbles DC et AC (avec repérage des polarités pour les câbles DC)
Sortie onduleur/variateur
Dispositifs de protection et sectionnement
Disjoncteurs de branchement
Dispositifs de coupure d’urgence

Étiquetage¶

Étiquetage sur la partie AC

Étiquette de signalisation à proximité de l’appareil de coupure générale courant alternatif.

Étiquetage sur la partie DC

Étiquetage équipement de conversion

Tout équipement de conversion pouvant être alimenté par plusieurs sources doit indiquer qu’avant toute intervention, toutes les sources de tension doivent être isolées.

Mise en service¶

Inspection visuelle¶

Avant la mise en service, effectuer une inspection visuelle de tous les composants :

Modules / chaînes

Propres, pinces bien serrées, installation robuste et intacte
Câbles et connecteurs bien fixés, boîtes de connexion de modules intactes
Alignement respecté, aucun module tordu
Respect du nombre de modules par chaîne et du nombre de chaînes par groupe

Boîte de jonction et coffret DC

Intégrité et étanchéité
Fusibles intacts, parafoudre non déclenché
Interrupteurs sectionneurs de calibres appropriés et intacts
Câblage et mise à la terre serrés, polarités respectées, emplacement adéquat

Onduleur / variateur

Installé selon le manuel, aération assurée
Fréquence, tension et puissance appropriées, affichage selon le manuel

Câbles

Sections et types de câbles respectés, intégrité, fixation, protection mécanique

Connecteurs

Intégrité, placement, sertissage

Mise à la terre

Types et sections respectés, câbles bien fixés
Tous les composants mis à la terre, piquets de mise à la terre : nombre et type

Disjoncteur différentiel

Intact, de calibre et sensibilité appropriés, non déclenché

Mesures¶

Équipements nécessaires : multimètre, pince ampèremétrique, boussole, luxmètre.

Modules / chaînes : UOC (V), ISC (A), polarité CC.

Câbles DC : résistance d’isolement, chute de tension.

Câbles AC : résistance d’isolement, chute de tension.

Onduleur/variateur : courant et tension d’entrée, courant et tension de sortie (AC), fréquence de sortie.

Mise à la terre : résistance transitoire de la prise de terre.

Dossier technique¶

L’installateur doit fournir après achèvement des travaux un dossier technique comportant :

Schéma électrique unifilaire de l’installation de pompage PV
Plan des boîtes de jonctions et du coffret DC
Plan du coffret AC
Nomenclature des équipements installés (caractéristiques et références)
Plan d’implantation des composants, modules PV et liaisons (canalisations)
Description de la procédure d’intervention et consignes de sécurité
Projet de contrat de maintenance à signer avec le client

Maintenance et exploitation de l’installation de pompage photovoltaïque¶

La durabilité de l’installation PV ne peut être assurée que si l’exploitation et la maintenance sont réalisées correctement. Une maintenance régulière est préconisée au minimum une fois par an, effectuée par des intervenants formés et habilités.

L’installateur doit sensibiliser le client sur les bonnes pratiques d’exploitation et lui fournir des brochures simplifiées.

Isolement de l’installation de pompage photovoltaïque¶

Pour arrêter l’installation, procéder dans cet ordre :

Couper l’utilisation (disjoncteur différentiel en aval de l’onduleur/variateur)
Éteindre l’onduleur/variateur
Isoler les modules PV (sectionneur dans le coffret DC / boîte de jonction)

Avertissement

Même à l’arrêt, il subsiste une tension entre les polarités + et − des modules photovoltaïques. En tenir compte lors de toute intervention.

Entretien et maintenance¶

Types de maintenance et périodicité¶

Trois types de maintenance :

Maintenance conditionnelle : basée sur la surveillance des paramètres significatifs de l’installation.
Maintenance prévisionnelle : fondée sur l’analyse et l’évaluation des paramètres de dégradation (ex. : corrosion).
Maintenance systématique : à intervalles de temps préétablis, périodicité recommandée 1 an.

Opérations à réaliser lors des visites de maintenance :

Contrôle visuel de l’ensemble des parties accessibles
Recherche de points chauds sans démontage
Vérification de l’absence de corrosion
Contrôle visuel de l’état des câbles, boîtes de jonction, coffrets DC et AC
Contrôle visuel des connexions et caractéristiques des appareillages (fusibles, disjoncteurs, parafoudres…)
Test de la fonction coupure d’urgence
Contrôle de l’identification des composants et de l’étiquetage
Contrôle de la disponibilité des dossiers de plans à jour
Nettoyage des modules photovoltaïques
Vérification du fonctionnement de l’onduleur/variateur (production instantanée et cumulée)
Vérification des mises à la terre fonctionnelles
Vérification et dépoussiérage des tableaux électriques, resserrage des bornes

Sécurité des interventions¶

Risque du courant continu

Le courant continu est dangereux : à faible intensité, il provoque des désordres électrochimiques pouvant entraîner la mort ; à haute intensité, des brûlures graves. Les installations < 50 V ne représentent pas de grand danger. Dès 120 V, des mesures de protection spéciales par agents habilités sont nécessaires.

Habilitation du personnel

Le personnel doit être formé et habilité selon la norme NF C 18-510 (habilitation symbole BP ou BR « photovoltaïque »). La tension en sortie d’une chaîne peut être mortelle dès 60 V DC (possible dès la mise en série de deux modules). Les intervenants non habilités ne doivent pas effectuer de raccordements électriques ni pénétrer dans les zones dangereuses.

Contrat de maintenance¶

Un contrat de maintenance est à signer entre l’installateur et le client. Il doit spécifier au minimum :

Aspects couverts et engagements des deux parties
Conditions et modalités d’exploitation de l’installation
Nombre de visites de maintenance préventive par an et leurs périodes
Délais d’intervention après réception de la réclamation
Qualification de l’équipe intervenante
Documents à remplir lors des interventions
Durée du contrat
Tarifs des interventions, leur mise à jour et modalités de paiement
Garanties des équipements et des interventions
Dispositions particulières et règlement des conflits

Annexes¶

Annexe 1 — Éléments à considérer dans les études des structures¶

Vitesse de référence du vent¶

La valeur de base de la vitesse de référence du vent (Vb,0) correspond à la vitesse moyenne sur 10 minutes à 10 m au-dessus du sol en terrain dégagé (maximum tous les 50 ans).

7ec78ef12a45b0b 6af1b7246ecbe0c /media/image16 .png

width:

100%

Figure 5 — Cartes des vitesses de vent Vb,0 [m/s]

Pression dynamique de pointe¶

\[q_p(z) = \left[1 + 7 \times I_v(z)\right] \times \frac{1}{2} \times \rho \times v_m^2(z)\]

Avec :

ρ : densité de l’air (valeur recommandée : 1,25 kg/m³)
Ce(z) : coefficient d’exposition (voir figure 6)

_images/image22-17.png — **Figure 6 — Coefficient d’exposition ce(z) pour co = 1,0 et kI = 1,0**¶

Forces exercées par le vent¶

\[F_v = c_s \cdot c_d \cdot c_f \cdot q_p(Z_e) \cdot A_{ref}\]

Avec :

cscd : coefficient structural = 1
qp(Ze) : pression dynamique de pointe à la hauteur Ze
cf : coefficient de force = 1,8
Aref : aire de référence de la construction

Équilibre d’une installation sollicitée par le vent¶

Équilibre au renversement — Calcul du ballast au point 2

Moment sollicitant dû au vent (autour du point 1) :

\[M_{Fv} = -0{,}75 \times L \times A \times F_v\]

Moment stabilisant dû au poids propre :

\[M_p = 0{,}5 \times u \times P\]

Ballast nécessaire au point 2 :

\[P_{B2} = 0{,}75 \times \frac{L \times A \times F_V}{cos\alpha} - 0{,}5 \times P\]

Calcul du lestage au point 1

Ballast nécessaire au point 1 :

\[P_{B1} = (0{,}75 - \sin^2\alpha) \times \frac{A \times F_v}{cos\alpha} - 0{,}5 \times P\]

Équilibre au soulèvement

\[P_{B1+B2} = A \times F_v \times cos\alpha - P\]

Équilibre au glissement

Pour le vent en dépression, composante en glissement des charges permanentes :

\[P_{B1+B2} = A_{ref} \times F_\vartheta \times (\sin\alpha - f \times cos\alpha) - P \times F\]

Avec f = coefficient de frottement = 0,5.

Annexe 2 — Études de cas¶

Premier cas — Puissance de la pompe : 15 CV¶

1. Détermination de l’inclinaison optimale

L’inclinaison optimale est celle qui permet de produire la quantité maximale d’eau par an.

Exemple de variation de l’ensoleillement en fonction de l’inclinaison (mois de Décembre et Août, source PVGIS) :

Mois	H(25)	H(30)	H(35)	H(40)	H(45)	H(50)	H(55)	H(60)	H(65)	H(70)	H(75)
Août	7420	7340	7220	7040	6830	6570	6260	5920	5540	5130	4680
Décembre	3560	3750	3930	4070	4190	4280	4350	4380	4380	4360	4300

Note

L’inclinaison optimale dans ce cas est 35°.

2. Puissance crête du générateur PV

Puissance de la pompe en kW : 15 × 0,735499 = 11,003 kW
Durée de fonctionnement : 6 h (Décembre), 10 h (Août)
ηAC = ηvariateur × (1 − pertesAC+DC) = 0,931
Zone Grand Tunis (Z2) :
- ηGlobalAC (Décembre) = 0,95 × 0,931 = 0,884
- ηGlobalAC (Août) = 0,85 × 0,931 = 0,791

Puissance crête (kWc)	Décembre	Août
	19,044	18,344

La puissance crête retenue : 19,044 kWc.

2.1. Dimensionnement du champ PV — Module 260 Wc

Puissance du module (kWc)	0,260
Uoc STC (V)	37,800
Uoc (−10°C) (V)	41,921
Upmax (−10°C) (V)	35,156
Isc STC (A)	9,070
Isc (Tmax) (A)	9,347
Upmax STC (V)	31,700
Upmax (Tmax) (V)	26,269

Nombre provisoire de modules : 19044 / 260 = 74 modules

Variateur choisi

UDC max variateur (V)	800
UDC min variateur (V)	250
UMPPT variateur (V)	550
Imax variateur (A)	39,200

Nmin/chaîne = 10, Nopt/chaîne = 20, Nmax/chaîne = 22
Nmax chaînes en parallèle = 4
Configuration : 4 chaînes × 20 modules — Facteur de puissance : 1,89

4. Dimensionnement des câbles

Uchaine : 634 V — 4 chaînes — 20 modules/chaîne — ρ = 0,023 Ω.mm²/m

5. Organes de protection — 20 modules en série, 4 chaînes

Organe (nombre)	Boîte de jonction	Coffret DC	Coffret AC
Fusibles (04)	1000 V — 12 A	—
Interrupteur sectionneur (01)	—	1000 V — 63 A	—
Disjoncteur différentiel (01)	—	—	Fuite 300 mA — 63 A
Parafoudre (01)	Ucpv > 1000 V Iscpv > 20 kA	—
Coupure d’urgence (01)	6 A — 230 V AC

Deuxième cas — Puissance de la pompe : 5,5 CV¶

1. Détermination de l’inclinaison optimale

Variation de l’ensoleillement en fonction de l’inclinaison (source PVGIS) :

Mois	H(25)	H(30)	H(35)	H(40)	H(45)	H(50)	H(55)	H(60)	H(65)	H(70)	H(75)
Août	7420	7340	7220	7040	6830	6570	6260	5920	5540	5130	4680
Décembre	3560	3750	3930	4070	4190	4280	4350	4380	4380	4360	4300

Note

L’inclinaison optimale est 50°.

2. Puissance crête du générateur PV

Puissance de la pompe en kW : 5,5 × 0,735499 = 4,045 kW

(Suite des calculs à compléter selon la même méthodologie que le premier cas.)

Annexe 3 — Tableau de dimensionnement des câbles (second cas)¶

4. Dimensionnement des câbles — Nombre de modules en série : 19, chaîne : 1

5. Organes de protection — 19 modules en série, 1 chaîne

Organe (nombre)	Coffret DC	Coffret AC
Disjoncteur différentiel (01)	—	Fuite 300 mA — 25 A
Parafoudre (01)	Ucpv > 1000 V Iscpv > 20 kA
Coupure d’urgence (01)	6 A — 230 V AC

Annexe 4 — Schéma multifilaire de référence¶