Comment calculer les installations à base d'optimiseurs DC

Mise à jour du 31/01/2024 :

A partir de la version 2024.2.1, Lise prend en charge le calcul des installations photovoltaïques à base d'optimiseurs DC.
L'article ci-dessous est conservé à titre d'information, mais il n'est plus nécessaire de le consulter si vous souhaitez simplement calculer une installation à base d'optimiseurs dans Lise.
Les problématiques de conformité aux normes exposées dans l'article existent toujours à ce stade. C'est pourquoi vous obtiendrez dans Lise, en fonction des caractéristiques de l'installation, un ou plusieurs messages d'avertissement indiquant les limites de l'étude réalisée et/ou des limites de responsabilité.

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Cet article présente notre nouvelle approche sur le sujet des installations à base d'optimiseurs DC.
Un ancien article proposait une autre approche, vous pouvez toujours le consulter à cette adresse : Ancien article "Comment calculer les installations à base d'optimiseurs DC", cependant nous considérons qu'il n'apportait pas une solution satisfaisante.

Les onduleurs et optimiseurs tels que ceux de la marque SolarEdge ne sont pas supportés dans LISE à ce jour, et ce pour plusieurs raisons :

• les prendre en compte avec la méthodologie de choix indiquée par leur fabricant nécessiterait des développements supplémentaires dans LISE, que nous ne pouvons pas planifier pour le moment.
• les guides de la série C15-712-x ne décrivent pas de tels systèmes et ne sont donc pas applicables à ce type d'installations. Or notre logiciel Lise a pour objectif de valider la conformité des installations à la norme NF C15-100 et à ses guides associés.

Dans notre ancien article sur ce sujet, nous avons longtemps indiqué à nos utilisateurs une méthode de représentation dans Lise d'une installation PV classique "équivalente" à leur installation SolarEdge, afin de leur permettre de vérifier notamment les courants admissibles et les chutes de tension dans les câbles. Cette méthode tentait de transcrire les règles du guide C15-712-1 en les adaptant au cas des installations à optimiseurs.
Elle présentait de nombreux inconvénients comme le fait d'utiliser un schéma qui ne représente pas ce qu'est l'installation réelle, et d'aboutir le plus fréquemment à des messages de non conformité, par exemple parce que le C15-712-1 exige des fusibles là où la documentation SolarEdge n'en exige pas, ou parce que la méthode tenait compte des courants et des tensions obtenus sans optimiseurs (pour prendre en compte les cas de défaut des optimiseurs).

Il nous apparaît désormais que les équivalences que nous cherchions à établir entre les 2 types d'installations n'ont pas lieu d'être. Nous considérons finalement qu'avec un onduleur alimenté par des optimiseurs, il n'y a pas un champ PV raccordé à l'onduleur, mais de nombreux micro-champs raccordés à des équipements de conversion (les optimiseurs). Les optimiseurs peuvent en effet être assimilés à des MPPT alimentant un bus DC, un peu comme si les MPPT d'un onduleur classique avaient été sortis de l'onduleur, et son bus DC étendu à l'extérieur de l'équipement.

Il en résulte que les parties champs PV de ces installations (i.e. chaque partie incluant un ou plusieurs modules raccordés à un optimiseur) sont structurées comme celles des micro-onduleurs, qui ne sont pas non plus traitées par le C15-712-1 mais qui ne nécessitent aucun calcul. Nous n'avons donc aucune raison de chercher à les représenter dans le logiciel Lise.
Remarque : il existe toutefois des zones d'ombre sur divers sujets concernant ces parties, comme la nécessité ou non d'un organe de coupure, les exigences sur les connecteurs...).

Reste ensuite la question du bus DC (la ou les chaînes d'optimiseurs) : est-il du domaine d'application de la NF C15-100 ?
Si on considère que oui, il manquera probablement des équipements de coupure et sectionnement dans les installations conçues selon les préconisations SolarEdge. A moins de pouvoir y déroger pour des raisons à préciser par le fabricant de la solution.
Ou bien on considère alors qu'il n'est pas dans le domaine d'application de la NF C15-100, et c'est alors au fabricant de la solution de garantir que ce bus respecte les règles de sécurité en vigueur (la conformité à la norme NF C 15-100 est une présomption de conformité, mais ce n'est pas le seul moyen de répondre à la réglementation).

Une conséquence de tout cela est que nous ne savons finalement pas quelle est la limite de chute de tension à appliquer (NF C15-100 classique ? C15-712-1 ? pour quel cumul ?), ni même s'il est indispensable de la vérifier (dans le cas où même la NF C15-100 ne s'appliquerait pas...). Nous ne savons pas quelle réglementation s'applique sur ce sujet (elle peut être différente en fonction des installations), et ce n'est pas notre rôle de répondre à cette question.

Il est intéressant de noter que la norme IEC 62548:2016 propose, dans son paragraphe 5.1.5, une analyse comparable à la nôtre :

• elle reprend la même règle que celle indiquée dans notre ancienne méthodologie pour déterminer le courant assigné aux circuits en aval des "unités de traitement en courant continu" (nom donné aux optimiseurs). Cela confirme qu'elle considère que les optimiseurs, en tant qu'équipements électroniques, peuvent en fin de vie laisser passer le courant des modules vers le bus DC de manière non limitée. En revanche elle ne précise rien quant au courant inverse susceptible d'apparaître dans les modules, alors que la problématique est identique (ce point était précisé dans notre ancienne approche).
• elle envisage 2 cas pour la tension : soit un laboratoire d'essai accrédité peut confirmer par écrit que la tension est limitée à une valeur UBUS-MAX pour l'ensemble des scénarios opérationnels et de défaut unique possibles, soit elle indique de tenir compte de "la tension maximum du champ PV (i.e. calculée sans unités de traitement en courant continu)" (attention à la mauvaise traduction de la partie en français...).

Donc cette norme propose une méthodologie tout à fait similaire à notre ancienne approche (mais qui amène inévitablement les inconvénients que nous avions rencontré), avec en plus la possibilité de s'appuyer sur une attestation pour régler les problèmes qui concernent les dépassements de tension.
Néanmoins :

• cela ne dispense pas des fusibles en cas de bus multiples en parallèle
• la problématique des courants inverses dans les modules nous semble avoir été oubliée
• nous n'avons pas connaissance de l'existence d'une attestation de tension limitée pour le système SolarEdge

Nous considérons donc que cette norme internationale n'est pas une solution complète pour traiter les installations à optimiseurs SolarEdge.

En conclusion :
La seule chose à laquelle le logiciel Lise peut vous aider pour dimensionner une installation selon les préconisations du fabricant SolarEdge ou d'autres fabricants de solutions à base d'optimiseurs, c'est choisir la section du câble de bus DC, selon le critère du courant admissible et éventuellement selon un critère chute de tension à préciser par le fabricant de la solution (nous recommandons tout de même d'appliquer les limites du guide C15-712-1 pour des raisons d'optimisation du rendement).
Et pour réaliser cela, inutile de chercher à faire une représentation compliquée : utilisez simplement l'utilitaire "Calcul de sections" présent dans l'onglet "Utilitaires" de Lise, il vous permettra de faire un calcul selon ces 2 critères, sans aucun schéma à construire.
En revanche, il n'est pas possible de démontrer la conformité d'une telle installation à la norme NF C15-100 à l'aide du logiciel Lise. Et il reste du ressort du fabricant de prouver la conformité de sa solution à la réglementation en vigueur.

Exemple de calcul :

Supposons une installation avec 16 modules de 320 Wp, 16 optimiseurs SolarEdge P600, un onduleur SolarEdge SE17K.

Accéder à l'utilitaire "Calcul de sections" :

Saisir dans l'utilitaire :

• La tension nominale d'entrée de l'onduleur : 750V
• "CC" (pour courant continu) dans le champ fréquence
• "Mono-conducteurs" séparés pour le type de câble
• La puissance des modules dans "Puissance d'une charge" et "Nombre de charges"
• Le courant de sortie maximal d'un optimiseur, soit 15A, dans "Courant assigné de la protection"

En fonction du mode de pose et des facteurs associés saisis, on obtient alors la section mini pour le critère courants admissibles :

Et la section mini pour le critère chute de tension (adapter le seuil souhaité en fonction de la limite souhaitée) :