Il s'agit ici de déterminer la puissance crête du champ photovoltaïque, et de réaliser le calepinage des modules photovoltaïques en toiture.

Evaluation du gisement solaire

Le gisement solaire, c'est-à-dire l'énergie solaire disponible, dépend de la localisation mais également de l'inclinaison et de l'orientation du champ photovoltaïque.

=> Orientation
En France, et plus généralement dans tout l'hémisphère Nord, on privilégie toujours une orientation du champ photovoltaïque vers le Sud. Ainsi, il convient d'identifier où se trouve le Sud par rapport au site.

Dans notre étude de cas, il apparaît qu'un pan de toiture est mieux orienté que l'autre. C'est sur cette partie de toiture que devra être implanté le champ photovoltaïque. Il sera ainsi mieux exposé aux rayonnements du soleil, tout-au-long de l'année.

A l'aide d'une boussole, on mesure précisément l'orientation de ce pan de toiture (30° Ouest).



=> Inclinaison
Il convient également de mesurer l'inclinaison du pan de toiture destiné à recevoir le champ photovoltaïque. Cette mesure s'effectue simplement grâce à un clinomètre. Nous mesurons une inclinaison de 17°.



=> Localisation
Dans la cadre de l'étude de cas que nous traitons dans ce chapitre, le site étudié se situe dans les environs de Lyon en France.

=> Détermination du gisement solaire
Les 3 données précédentes vont nous permettre de déterminer le gisement solaire du site. Pour ce faire, nous utilisons les données de l'Institut National de l'Energie Solaire (INES) à travers son site internet http://ines.solaire.free.fr/gisesol_1.php.

Après avoir indiquer la localisation (Lyon) ainsi que l'inclinaison (15°) et l'orientation (30° Ouest), nous obtenons les valeurs de l'irradiation solaire sous la forme d'un tableau mensuel :

Calcul de la puissance crête du champ photovoltaïque

A partir du calcul de la consommation journalière et des données d'irradiation solaire, nous pouvons calculer la puissance crête nécessaire au bon fonctionnement de l'installation photovoltaïque, mois par mois, en appliquant la formule suivante :





Nous effectuons donc les calculs mois par mois, dans le tableau ci-dessous :

Mois de l'année	Calcul de la puissance crête nécessaire
Janvier	Pc ≥ (5.05 × 1)/(1.16 × 0.65) = 6.7 kWc
Février	Pc ≥ (5.05 × 1)/(2.1 × 0.65) = 3.7 kWc
Mars	Pc ≥ (5.05 × 1)/(3.54 × 0.65) = 2.2 kWc
Avril	Pc ≥ (5.05 × 1)/(4.76 × 0.65) = 1.6 kWc
Mai	Pc ≥ (5.05 × 1)/(5.4 × 0.65) = 1.4 kWc
Juin	Pc ≥ (5.05 × 1)/(5.97 × 0.65) = 1.3 kWc
Juillet	Pc ≥ (5.05 × 1)/(6.39 × 0.65) = 1.2 kWc
Août	Pc ≥ (5.05 × 1)/(5.26 × 0.65) = 1.5 kWc
Septembre	Pc ≥ (5.05 × 1)/(3.96 × 0.65) = 2.0 kWc
Octobre	Pc ≥ (5.05 × 1)/(2.52 × 0.65) = 3.1 kWc
Novembre	Pc ≥ (5.05 × 1)/(1.26 × 0.65) = 6.2 kWc
Décembre	Pc ≥ (5.05 × 1)/(0.8 × 0.65) = 9.7 kWc
Evolution de le puissance crête nécessaire au bon fonctionnement de l'installation, en kWc

On constate qu'une puissance crête de 2.2 kWc est suffisante pour assurer les besoins électriques pendant les mois de mars à septembre (60% de l'année).

Par contre, durant le mois de décembre, la puissance crête nécessaire est de 9.7 kWc. Avec cette puissance, on couvrirait la totalité des besoins du site. Néanmoins, une telle puissance est surdimensionnée pour le reste de l'année.

=> Etude de la solution avec groupe électrogène
Une alternative est de conserver le champ photovoltaïque de 2.2 kWc et d'ajouter un groupe électrogène (de 3 kW par exemple) comme une source d'appoint. Le surcoût serait cette fois-ci de 1 000 €.

Afin d'évaluer la pertinence économique d'une telle solution, il convient de calculer la consommation de carburant du groupe électrogène. Nous calculons que le groupe électrogène devra fournir l'énergie d'appoint suivante :

Mois	Energie d'appoint (1)(kWh/jour)	Carburant Litres/mois (2) € TTC/mois (3)
Janvier	3.4 kWh/jour	10.5 litres/mois 16 €/mois
Février	2 kWh/jour	6.2 litres/mois 9.5 €/mois
Octobre	1.4 kWh/jour	4.3 litres/mois 6.5 €/mois
Novembre	3.2 kWh/jour	9.9 litres/mois 15 €/mois
Décembre	3.8 kWh/jour	11.7 litres/mois 17.5 €/mois
TOTAL	414 kWh/an	42.6 litres/an 65 €/an
(1) L'énergie d'appoint est déterminée en calculant dans un 1er temps l'énergie produite par le champ photovoltaïque de 2.2 kWc par la formule EElec=(Pc × Ei × PR)/Pi. La différence avec les besoins (ici 5.05 kWh/jour) représente alors l'énergie d'appoint. (2) Ratio : 9.7 kWh/litres, rendement de conversion électrique : 90% (3) Ratio : 1.5 € TTC/litres

La présence du groupe électrogène induirait donc un surcout de carburant d'environ 65 € par an.

	Solution 1 : Champ photovoltaïque de 9.7 kWc Couvre 100 % des besoins annuels	Solution 2 : Champ photovoltaïque de 2.2 kWc + un groupe électrogène de 3 kW   Couvre 80 % des besoins annuels, les 20 % restants sont couverts par le groupe électrogène
Coût du champ photovoltaïque	19 000 €	5 000 €
Coût du groupe électrogène	0 €	1 000 €
Coût d'exploitation (carburant)	0 €/an	65 €/an
Analyse comparative en coût global des 2 solutions

La solution 2, intégrant un groupe électrogène, semble la plus adaptée d'un point de vue économique, car elle permet une économie d'investissement de près de 13 000 € bien plus avantageuse que le coût d'exploitation qui en résulte (65 €/an).

On décide donc de mettre en place un champ photovoltaïque de 2.2 kWc couplé avec un groupe électrogène. L'énergie photovoltaïque permettra alors de couvrir près de 78 % des besoins électriques du site, le reste étant fournie par le groupe électrogène.

Intégration du champ photovoltaïque

Maintenant que nous avons déterminé la puissance crête du champ photovoltaïque, il convient d'implanter les modules sur le site.

Dans notre étude de cas, nous avions précédemment repéré qu'un pan de toiture est mieux orienté que l'autre. C'est sur cette partie de toiture que devra être implanté le champ photovoltaïque.

Compte-tenu de la trajectoire du soleil, ce pan sera ainsi mieux exposé aux rayonnements du soleil, tout-au-long de l'année.

=> Relevé des dimensions de la toiture
Les dimensions de la toiture, mesurés directement sur site, sont les suivantes :



Dans cette étude de cas, nous noterons l'absence d'obstacle en toiture (cheminée, puits de lumière, etc.), ce qui simplifie la tâche.

=> Choix & Dimensions des modules photovoltaïques
Le choix des modules photovoltaïques dépend dans un premier temps, de la technologie du régulateur, et dans un deuxième temps de la tension du système (à savoir la tension du parc de batteries).

Le diagramme suivant indique le raisonnement à suivre pour le choix des modules photovoltaïques :

Régulateur avec MPPT	Tous les modules photovoltaïques peuvent être installés
Tous les modules photovoltaïques	UBatterie = 12 V Choisir des modules à 36 cellules en constituant des chaînes d'un seul module
	UBatterie = 24 V Choisir des modules à 72 cellules en constituant des chaînes d'un seul module OU Choisir des modules à 36 cellules en constituant des chaînes de 2 modules en série.
	UBatterie = 48 V Choisir des modules à 72 cellules en constituant des chaînes de 2 modules en série OU Choisir des modules à 36 cellules en constituant des chaînes de 4 modules en série.
Choix des modules photovoltaïques en fonction de la tension du parc de batteries

Dans notre étude de cas, nous choisissons un régulateur MLI disposant de la fonction MPPT. En conséquence, il n'y a pas de contrainte vis-à-vis du choix des modules photovoltaïques (et notamment son nombre de cellules). Nous choisissons, en l'occurrence, un module photovoltaïque présent sur le marché. La fiche technique nous indique les éléments suivants :



Nous notons également que la puissance crête d'un module est de 185 Wc. Par conséquent, il conviendra de mettre en place 12 modules pour atteindre la puissance crête recherchée (2.2 kWc). La puissance crête de l'installation sera alors exactement de 12 × 185 = 2 220 Wc = 2.22 kWc.

=> Calepinage des modules photovoltaïques en toiture
En photovoltaïque, le calepinage consiste à déterminer l'implantation des modules sur la toiture. Rappel : Dans notre étude de cas, nous devons implanter 12 modules photovoltaïques.

Pour ce projet, les modules seront fixés en surimposition, c'est-à-dire qu'ils seront posés par dessus de la couverture existante.

La dimension de pose est différente de la dimension géométrique du module. En effet, la dimension de pose prend en compte l’espace entre les modules, lorsque ceux-ci sont installés. La dimension de pose dépend du système de fixation choisi. Dans notre exemple (système SCHUCO PV Light), l’espace entre les modules est donné ci-dessous :



Par conséquent, les dimensions de pose des modules sont



Par ailleurs, deux configurations de pose des modules sont possibles :



Compte-tenu des dimensions de pose calculées précédemment, il apparaît que nous pourrions installer 1 ligne de 12 modules en mode portrait, ou bien 3 lignes de 4 modules en mode paysage :

1) Implantation des 12 modules photovoltaïques en configuration "paysage"

2) Implantation des 12 modules photovoltaïques en configuration "portrait"

Pour des raisons de simplicité de câblage, nous choisissons l'implantation des 12 modules en mode paysage. Par ailleurs, ce choix sera confirmé lors du dimensionnement du régulateur car nous verrons que les propriétés électriques de celui-ci permettent de câbler au maximum 4 modules en série et 4 chaînes en parallèle.

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