Ce document présente un projet d'intégration de systèmes photovoltaïques et thermiques pour des bâtiments résidentiels, visant à réduire la consommation électrique. Il décrit le fonctionnement, la conception, et le dimensionnement des composants nécessaires tels que les panneaux solaires, les batteries, et l'onduleur. Les informations comprennent également des considérations financières et techniques cruciales pour la réalisation du projet.

1. PROGRAMME D’ÉNERGIE
RENOUVELABLE
Intégration d’un système photovoltaïque
et thermique au niveau résidentiel
Présenté à : Eric Arseneau
Réalisé par : Gauthier Luna
REER 1006
Projet de fin d’étude
Année 2013-2014

2. ii
Table des matières
1 Introduction............................................................................................................................ 1
2 Développement..................................................................................................................... 2
2.1 Fonctionnement des PV sur réseau avec back-up sur batteries........................... 2
2.2 Fonctionnement d’une boucle fermée du collecteur au réservoir ......................... 3
2.3 Conception du système PV....................................................................................... 4
2.3.1 Dimensionnement du champ photovoltaïque................................................... 4
2.3.2 Choix du controller de charge............................................................................. 6
2.3.3 Dimensionnement des batteries......................................................................... 7
2.3.4 Choix du calibre des câbles ................................................................................ 9
2.3.5 Assemblage des composants du système ..................................................... 13
2.4 Conception du système chauffe-eau domestique ................................................. 15
3 Conclusion ........................................................................................................................... 16
4 Bibliographie........................................................................................................................ 18
5 Annexes ............................................................................................................................... 19

3. iii
Liste des tableaux
Tableau 1 : La consommation électrique annuelle................................................4
Tableau 2 : Choix du controller de charge ............................................................6
Tableau 3 : Choix des batteries ............................................................................7
Tableau 4 : Courant admissible pour maximum 3 conducteur (CCE) .................10

4. iv
Liste des figures
Figure 1 : Illustration typique du ‘Battery based Grid-tied’.....................................2
Figure 2 : Le système de la boucle fermée du collecteur au réservoir ..................3
Figure 3 : Le MNDV 12-250 Combiner..................................................................5
Figure 4 : Powerbatt, Lead acid 3000Ah 2V deep cycle battery ...........................8
Figure 5 : Sunny Tripower (SMA)..........................................................................8
Figure 6 : Les composants du système PV.........................................................14
Figure 7 : Questionnement sur le produit recherché...........................................15
Figure 8 : Conjointement des 2 systèmes dans la facture ..................................16

5. 1
1 Introduction
Le présent travail repose sur la volonté du promoteur, c’est-à-dire celui qui a eu
l’idée et le désir de voir son projet réalisé, on le nommera Monsieur A. Celui-ci
joue aussi le rôle d’utilisateur, en effet il bénéficiera et jouira de l’extrant.
Quant à l’auteur il exerce les fonctions de mandataire et de chef de projet. Dans
le cas présent, aucune équipe ne gravite autour de lui.
Concrètement l’objectif du client est de diminuer sa charge électrique à travers
deux systèmes énergétiquement renouvelable : les panneaux photovoltaïques
PV) et les collecteurs solaires thermiques.
Le premier, comprendra une série de modules, du type sur réseau publique et
alimentation de batteries (battery-based grid-tied), celles-ci devront assurer une
autonomie de 3 jours.
Le deuxième, système actif (besoin de pompes pour acheminer l’eau chaude au
réservoir) à boucle fermé (utilisant un fluide colporteur), regroupera un panneau
et un réservoir.
Le fil conducteur de cette contribution tendra vers l’information, la conception et
l’évaluation financière.

6. 2
2 Développement
Ce volet présente les principes de base, les avantages des systèmes choisis, la
conception et la définition des composants.
2.1 Fonctionnement des PV sur réseau avec back-up sur batteries
Source : siliconsolar.com
Figure 1 : Illustration typique du ‘Battery based Grid-tied’
Le rayonnement solaire va fournir de l’énergie entre 9.00am et 5.00pm à la
cellule de silicium à raison de 1000 W/m2
(dépendant de l’ombrage et de la
température). Cette énergie est ensuite dirigée vers un controller de charge, qui
égalise l’ampérage fournit aux batteries. L’onduleur (Inverter) incluant un
transformateur, converti la tension DC en tension AC exploitable par la résidence
(120/240V). Muni de l’option ‘Battery back-up’ il équilibre les manques ou excès
d’électricité produits en consommant le réseau publique ou en stockant les
accumulateurs.

7. 3
Avantages :
- Approvisionnement des batteries lorsque un pic de consommation ou un
problème dans l’alimentation du réseau publique.
- Réduction des coûts de l’énergie lors des périodes de pleine exploitation.
- Options de gestion de l’alimentation
- Pas de pollution
- Indépendance
2.2 Fonctionnement d’une boucle fermée du collecteur au réservoir
Source : energy.ltgovernors.com
Figure 2 : Le système de la boucle fermée du collecteur au réservoir
Le liquide colporteur induit dans les canalisations en cuivre du capteur, va
absorber la chaleur provenant de la couche du dessous (isolant) et du dessus
(absorbeur + verre) reçue par le soleil. Par l’action d’une pompe (système actif)
le fluide chaud circulera vers un ensemble de boucle (l’échangeur) situé dans ce
cas, à l’intérieur du réservoir. La circulation s’effectue de la partie supérieure et
par progression de la circulation, la radiation thermique du fluide réchauffe par
stratification le contenu froid du réservoir fournit par la maison. Après un temps,
dépendant du volume, l’eau récoltée du réservoir est réchauffée. Le principe se
reproduit sans cesse.

8. 4
Avantages :
- Le gel n’est pas un facteur limitant à la circulation car on fait usage d’un
liquide antigel. = Avantage de la boucle fermée.
- Les panneaux plats vitrés disposent d’un bon équilibre en efficacité par
rapport aux tubes à vide et aux panneaux non vitrés.
- Ce type de panneau peut fournir entre 25 à 35% des besoins annuels en
eau chaude d’une entreprise.
- Système facilement maitrisé et adaptable à toutes situations.
2.3 Conception du système PV
Concevoir un projet photovoltaïque résidentiel réussit mérite de parcourir des
étapes judicieusement pensées.
2.3.1 Dimensionnement du champ photovoltaïque
Tout d’abord, nous devons connaître la charge de la maison, en d’autres mots sa
consommation moyenne en électricité à l’année. Deux méthodes s’imposent,
l’inventaire de toutes les charges (lumières, tv, lessiveuse, cuisinière…) calculée
en watt et la connaissance des factures. Ces dernières font l’objet du
dimensionnement. Pour plus de précisions nous pouvons nous reporter aux trois
dernières années, tel qu’exposé ci-dessous.
Tableau 1 : La consommation électrique annuelle
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
2011
2012
2013
Kwh
Année
Facture d'électricité - Monsieur A

9. 5
Après lecture des factures, nous comptabilisons 8845 Kwh par an. Le client
désire gonfler ce chiffre à 10 000 Kwh par an, c’est à ses avantages car cette
opération permettra d’anticiper les manques d’alimentation dans les années
futures.
Le choix du panneau s’est porté sur un monocrystallin (le plus efficace sur le
marché) pourvu d’une vitre haute transmission. Ses spécifications sont :
Pmax :250W Voc :37,5V Isc :8.87A
Vmp :30.1V Imp :8.32A
De fabrication Renesola Inc, le matricule JC250F-24/Bb-b, atteint un prix de
262,5$. Plus amples informations sont reprises en annexe.
Sachant que l’ensoleillement maximum d’une journée dans la région du
Nouveau-Brunswick est de 4 heures, on arrive à une évaluation de 27,39
panneaux, arrondis à la louche à 30 panneaux.
La formule 10 000 Kwh / (Pmax x 4 h x 365 jours x 0.001) nous confirme ce
résultat.
Étant donné l’importance du champ PV, il nous faudra limiter le voltage en
diminuant le nombre de panneau en série et en augmentant ceux en parallèle.
Il est à noter qu’une boite de jonction DC (combiner box) devra s’installer avant
le controller de charge, du fait de la proportion du câblage. La configuration la
plus plausible sera 5 en série et 6 en parallèle (voir schéma § 2.3.5.).
La tension totale du champ PV sera de 187,5V.
Le courant total du champ PV sera de 53,2A.
Il faudra ensuite considérer une DC combiner box pouvant accueillir 6 breakers
de minimum 187,5V. La Midnite Solar MNPV combiner MNDV12-250 munis de 6
breakers 300VDC semble parfaitement correspondre. Son prix s’élève à
151,96$.
Figure 3 : Le MNDV 12-250 Combiner

10. 6
2.3.2 Choix du controller de charge
L’étape du controller de charge se réalise par un dimensionnement à l’aide d’un
tableau. Ce dernier traite de :
 Courant court-circuit du module (Isc)
 Les modules en parallèle
 L’ampérage du court-circuit du champ PV (capacité du controller à
prendre en charge l’ampérage des PV)
 La puissance totale DC des modules connectés
 Le voltage DC du système
 L’ampérage maximum DC de la charge (taille du controller)
Tableau 2 : Choix du controller de charge
Configuration requise :
- Capacité de supporter 200 ou 300 VDC pour être utilisé avec le MDV 12-
250 Combiner box.
- L’ampérage minimum du controller à prendre en charge les PV doit être
de 66,5A.
- La taille (ampérage) du controller doit ne pas dépasser 312A.
Le Midnite Solar Classic Lite 200 79A remplis les conditions, son prix est fixé à
625$ (voir annexe). Pourvu de l’option MPPT, il va rechercher la différence de
voltage DC afin de compléter l’ampérage des batteries. Détails en annexe.
Tableau de dimensionnement - Controller de charge
Module Short
x
Modules in
x 1,25 .=
Array Short
Circuit Current Parallel Circuit Amps
8,87A x 6 x 1,25 .= 66,5A
DC Total / DC System .= Maximum DC
Connected Watts Voltage
Load
Amps
7500W / 24 .= 312A
Controller
Spécification : 200VDC MPPT 79A
Make: Midnite Solar Model: Classic Lite 200

11. 7
2.3.3 Dimensionnement des batteries
Il est important de penser une configuration en parallèle et en série proche de
son désirata…sous peine de libérer de l’électricité dans la nature, de bénéficier
trop peu d’heures d’autonomie ou encore de dépenser au prix fort des batteries
et du câblage. Dans cette optique un tableau a été conçu par le Solar Energy
International (SEI) Colorado.
Plusieurs paramètres sont encodés, on se rappellera des jours d’autonomie qui
témoignent de la durée qu’une batterie peut fournir une charge sans être
rechargée par les PV.
La limite de décharge fixée dans le design à 50%, traduit une limite sous laquelle
la capacité sera affectée. Plus le temps de décharge est long, moins sa capacité
diminuera. La capacité est quantifiée en ampères-heures (Ah)
Dans ce cas le client a opté pour 3 jours d’autonomie et un voltage fixé à 2. IL
est a noté que pour un tel champ PV (30 unités), le nombre de batteries sera
conséquent. De ce fait la quantité peut être gérée en changeant un ou des
paramètre(s) (voir 3000 Ah dans le tableau).
Tableau de dimensionnement - Les batteries
AC Average
/
Inverter
.+
DC Average
/
DC System
.=
Average
Daily Load Efficiency Daily Load Voltage Ah/day
(w h/j) (w h/j) (12-24-48)
27397,2* / 0,97 .+ 0 / 24 .= 1176,8
Average
x
Days of
/
Discharge
/
Battery AH
.=
Batteries in
Ah/day Autonomy Limit Capacity Parallel
1176,8 X 3 / 0,5 / 3000 .= 2,35 (=2)
DC System
/
Battery
.=
Batteries
x
Batteries in
.=
Total
Voltage Voltage in Series Parallel Batteries
24 / 2 .= 12 X 2 .= 24
Battery Specification : Lead acid 3000 Ah 2V deep cycle Rechargeable sealed
Make: Powerbatt
Malaysia Model: PW Series * (10 000Kwh / 365j) x 1000
Tableau 3 : Choix des batteries

12. 8
Figure 4 : Powerbatt, Lead acid 3000Ah 2V deep cycle battery
Le prix est de 850 $. Le profil, les caractéristiques et les dimensions sont annexes.
Quelques mots sur l’onduleur
L’onduleur est le cerveau du management de l’alimentation. Recevant le courant
discontinu des batteries et fournissant du courant alternatif au panneau
domestique, il est capable de gérer les conflits en se déconnectant du mode
réseau et en se connectant sur le mode batterie et vice-versa.
Composant indispensable au système, son rendement dépasse en général la
barre des 92%. Cette efficacité est le rapport entre la Puissance IN et la
Puissance OUT qui dépend du nombre de module, de la puissance individuelle,
de l’ensoleillement instantané et de la température des conducteurs.
Dans notre système, la configuration requise est :
- L’option ‘sur réseau’ avec batteries se présente
- Un minimum de 187,5 VDC imput
- Un minimum de 66,5 A imput current
- Un minimum de 7,5 Kw DC Power supporté.
Cible :
SUNNY TRIPOWER 12 000 TL-US
MPPT Max DC V : 1000V
Min 150 VDC imput
Max imput current : 66 A
Grid monitoring
CEC Efficiency : 97%
4374 $ (civicsolar.com)
Info supplémentaire en annexe
Figure 5 : Sunny Tripower (SMA)

13. 9
2.3.4 Choix du calibre des câbles
Le choix du calibre passe par la connaissance de la distance entre la Combiner
box et les batteries ainsi que des batteries au Panneau domestique (Service
panel). Notons que la section est inversement proportionnelle à la résistance (Ω)
du courant tandis que la distance est proportionnelle à la résistance. Il va sans
dire que des pertes d’ampérages sont en jeu.
A. Distances
36 feet
12 m
Modules PV
Combiner bx Controller Batteries Service Panel
15 eet + 10 feet = 25 feet = 8,33 m 5 feet + 40 feet = 45 feet = 15 m
B. La charge maximale des câbles
Isc de Renesolar 250W = 8,87A
6 panneaux branchés en parallèle = 6 x 8,87 A = 53,22 A
5 panneaux branchés en série = 1 x 8,87 A = 8,87 A
Isc Total : 62,09 A
Charge du câble 1 :
Isc total x 1,25 (facteur protection) x 1,25 (avantage reflet) = 62,09 A x 1,25 x
1,25 = 97,01 A = 98 A
Charge du câble 2 :
Isc total x 1,25 (facteur protection) x 1,25 (avantage reflet) = 62,09 A x 1,25 x
1,25 = 97,01 A = 98 A
Charge du câble 3 :
(Charge maison (Kw) / 240 V) x 1,25 = 10000 Kw / 240 V x 1,25 (Ampérage <
80%) = 52,07 A = 53 A

14. 10
C. Calcul de la distance maximale incluant une perte de 2% de tension
Paramètres à manipuler avec le Code Canadien de l’Electricité (2012) :
- 2 conducteurs en cuivre dans 1 câble
- Câblage réseau PV : RPVU 90
- Tension nominale = Vmp x nombre panneau en série = 30,1 V x 5 = 150,1
V
- Température ambiante de 30°C
- Chute de tension de 2%
Distance maximale (2%) VERSUS distance câble 1 :
Table 19 : RPVU90 = 90°
Table 2 :
Courant admissible
Maximum 3 conducteurs
AWG T° 90 C
12 30A
10 40A
8 55A
6* 75A
3 115A
2 130A
Tableau 4 : Courant admissible pour maximum 3 conducteur (CCE)
(*) Le calibre 6 ne supportera pas l’ampérage de la charge de 98 A, donc
sélection du calibre 3 pour faisabilité.
Table D3(3) : 98A/115A = 0,85 = 85% = prendre 90% = 0,95 de facteur de
correction.
Table D3 = 98 A( 100 A) et 3 AWG = 7,9 m
Calcul final : 7,9 m x 2 (2%) x 0,95 x 150,5 V/120 V = 18,8 m > 12 m = OK

15. 11
Distance maximale (2%) VERSUS distance câble 2 :
Table 19 : RPVU90 = 90°
Table 2 :
Courant admissible
Maximum 3 conducteurs
AWG T° 90 C
12 30A
10 40A
8 55A
6* 75A
3 115A
2 130A
Table D3(3) : 98A/115A = 0,85 = 85% = prendre 90% = 0,95 de facteur de
correction.
Table D3 = 98 A( 100 A) et 3 AWG = 7,9 m
Calcul final : 7,9 m x 2 (2%) x 0,95 x 150,5 V/120 V = 18,8 m > 8,33 m = OK
Distance maximale (2%) VERSUS distance câble 3 :
Table 19 : RPVU90 = 90°
Table 2 :
Courant admissible
Maximum 3 conducteurs
AWG T° 90 C
12 30A
10 40A
8* 55A
6 75A
3 115A
2 130A
(*) Le calibre 8, après calcul donne une distance (2%) de 9,26 m inférieur au 15
m, donc sélection du calibre 6.

16. 12
Table D3(3) : 53A/75A = 0,70 = 70% = prendre 70% = 1,00 de facteur de
correction.
Table D3 = 53 A( 63 A) et 6 AWG = 6,2 m
Calcul final : 6,2 m x 2 (2%) x 1,00 x 150,5 V/120 V = 15,5 m > 15 m = OK
A. Approbation du choix du câble
Câble 1 et 2 = calibre 3 AWG
Câble 3 = calibre 6 AWG
Rappelons que les plus communs des câblages employés dans le secteur du
photovoltaïque sont du type RPVU 90 14, 12, et 10 AGW.
B. Produits ciblés
Manufacture SouthWire Company (zorocanada.com)
Câble 1 et 2 :
Building Wire, THHN, 3 AWG, 100 Max. Amps
500 ft = 850 $
100 ft = 170 $
Câble 3 :
Building Wire, THHN, 6 AWG, 65 Max. Amps
100 ft = 79,8 $
On trouvera en annexe des informations complémentaires.

17. 13
Quelques mots sur les Disconnects
Chaque pièce de l’équipement d’un système PV doit pouvoir être déconnecté de
toute source de courant, manuellement ou automatiquement. Dans notre projet,
un disconnect DC est introduit juste après le parc des batteries et un disconnect
AC avant le panneau de service. L’un met hors tension l’amont de l’onduleur,
l’autre l’aval.
Les produits choisis sont :
Disconnect DC Disconnect AC
MNDC 125 125A / 125 V GE 60 A / 240 V
Midnite Solar – 164 $ (annexe) Homedepot – 87, 82 $ (annexe)
2.3.5 Assemblage des composants du système

18. 14
Figure 6 : Les composants du système PV

19. 15
2.4 Conception du système chauffe-eau domestique
Les composantes nécessitant un dimensionnement sont, les pompes, le
réservoir d’expansion, les contrôles et l’échangeur.
Il est à signaler qu’un sur-chauffage du liquide colporteur risque d’endommager
ces éléments.
Certains manufacturiers proposent des kits complètement dimensionnés en
fonction du nombre de capteur et de ballon voulus. Il est important de suivre une
logique dans nos démarches. La figure ci-dessous nous illustre le
questionnement à suivre pour aboutir au produit recherché.
QUESTIONNEMENT : LE
CHEMINEMENT
CHAUFFER L’EAU CHAUFFER L’AIR AMBIANT
SYSTEM ACTIF SYSTEM PASSIF
BOUCLE
OUVERTE
SYSTEM PASSIFSYSTEM ACTIF
BOUCLE
FERMEE
BOUCLE
OUVERTE
BOUCLE
FERMEE
TYPE
ECHANGEUR
TYPE
ECHANGEUR
Figure 7 : Questionnement sur le produit recherché
Dans notre cas, Monsieur A, décide de s’approvisionner un kit constitué d’un
capteur Flat plate pour chauffer son eau. Le kit est munis d’un liquide colporteur,
d’une pompe (donc système actif à boucle fermée) et d’un ballon de stockage
pour 4 personne (80 gallons). Un échangeur électrique est inclus dans ce ballon.
La solution de l’antigel est du 100% Glycol, la quantité est fixée à 1 gallon.
Un set de 50 pieds de canalisation en cuivre isolé et un kit de connexion du
ballon de stockage sont compris.
Notre choix du manufacturier est orienté immanquablement vers Enerworks Inc.
En effet celui-ci garantit un dimensionnement de sa gamme de produit jusqu’à
60% des besoins annuel en eau chaude. Soit le maximum atteint de nos jours
pour les chauffes eau solaire. Prix total du Kit : 4279,1$ (voir annexe)

20. 16
3 Conclusion
CONJOINTEMENT DES 2 SYSTÈMES
DANS LA FACTURE DE Mr A
FACTURE MOYENNE
ANNUEL (10$/Kwh) de 884,5$
30% CHAUFFAGE
(265,35$)
70% AUTRE
(619,15$) assuré par
SYST.PV
60% CHAUFFAGE
(159,21$) assuré par
SYST.ENERWORKS
40% CHAUFFAGE
(106,14$) assuré par
...SYST.PV ?
Figure 8 : Conjointement des 2 systèmes dans la facture
Le coût total du système PV s’élève à 33 927,58 $, il résulte d’un
surdimensionnement (charge moyenne annuelle non pas de 8845 Kwh mais de
10 000 Kwh).
Après amortissement, ce système deviendra financièrement bénéfique à son
propriétaire en lui épargnant les 70% de la facture (884,5$) soit 619,15$. La
charge des 10 000 Kwh lui fournira un bonus de 381$ par an (1000$-619,15$).
Cet argent pourra servir à payer les 40% des 30% non pris en compte par
Enerworks, soit 106,14$ /an (265,35$ x 0,40). Au bout du compte il sera encore
gagnant d’une somme annuelle de 275$ / an (381 -106).
L’inconvénient est son système back-up : 24 batteries de +/- 800 $ l’unité.
Malgré l’augmentation de la capacité Ah (voir tableau 3), le nombre reste
important. Il serait envisageable de passer du 24 VDC system à du 48 VDC.
Il va sans dire que les règles de stockage sont à respecter scrupuleusement.

21. 17
L’économie énergétique grâce au système solaire thermique se détermine avec
10$ / Kwh et une facture de 8845 Kwh/an dont 30% destiné au chauffage
(884,5$/an x 0,30 = 265,35$/an)
Sachant que 60% est pris en compte par le manufacturier Enerworks, on aura
159,21$ économisé par an (265,35$/an x 0,60), soit 182,2 Watt/h (159,21
/52/7/24 x 1000).
La durée de l’amortissement sera le rapport entre le coût du système et les 30%
de la facture, soit 16 ans (4279,1$ / 265,35$).
Les responsabilités de l’installateur et du client :
- Le client, avant installation, devra s’assurer qu’une inspection du site
s’opère. Il est fort probable qu’un permis de construction soit obligatoire
pour le champ PV, de ce fait une visite des inspecteurs en plomberie,
électricité et de la commission d’urbanisme est indispensable.
- L’installateur, après installation, devra fournir un document issu de la
norme CSA F383 au client.
- L’installateur, après installation, devra contacter le client suivant les 24h
d’opération pour d’éventuels problèmes.
- Une vérification quotidienne (1 – 3 mois) de la pression et niveau du
liquide, des collecteurs, de la structure portante, de la tuyauterie, de la
pompe, des vannes, du controller et du glycol devra être effectuer par une
personne compétente et qualifiée.

22. 18
4 Bibliographie
Alternative Energy (2013) ; MNPV12-250 Combiner box ;
http://www.altestore.com/store/Enclosures-Electrical-Safety/Electrical-Enclosures/Combiner-
Pass-Through-Boxes/c494/, [2 p.].
Enerworks Inc (2012) ; Enerworks Residential Catalogue ;
http://enerworks.com/resources/resource-library/, [3 p.].
Home-depot (2014) ; GE 60 Amp 240-Volt Fusible Outdoor ; http://www.homedepot.com/p/GE-
60-Amp-240-Volt-Fusible-Outdoor-General-Duty-Safety-Switch-TG4322R/202978658, [1 p.].
Ltgovernors.com Energy&Power ; Active, Closed-loop solar water heat illustration :
http://energy.ltgovernors.com/heating-water-with-solar-energy.html, [1 p.].
NASR, Philippe (2011); La gestion de projet ; Québec, Editions Gaëtan Morin (2
ème
) ; 154 p.
Renesola (2013); 156 Mono solar panel ; http://www.renesola.com/productdetail/Solar-
Panels/156-Mono/156-Mono/fdf81fb5-97c9-4581-a7c7-6a6f8b9ebc34/1132267a-beea-4355-
9066-0fe541f6f47a, [2 p.].
Ressources naturelles Canada (2003) ; Guide commercial, systèmes chauffe-eau solaire ,
catalogue M27-01-1470F; Ressources naturelles Canada; 2 p.
Silicon solar (2013); Grid tied solar system illustration ; http://www.siliconsolar.com/grid-tie-solar-
systems-with-battery-backup.html, [1 p.].
SMA America LLC (2014) ; Sunny tripower inverter; http://www.sma-
america.com/en_US/products/grid-tied-inverters/sunny-tripower/sunny-tripower-12000tl-us-
15000tl-us-20000tl-us-24000tl-us.html, [1 p.].
Solar Energy International (SEI) (2004); Photovoltaics Design and installation Manual ; British
Columbia, New society publishers; 329 p.
Powerbatt (2014) ; 3000 Ah 2V Rechargeable VRLA Sealed Lead Acid AGM Battery ;
http://www.polluxbattery.com.my/, [2 p.].
Wegosolar (2013) ; Midnite Solar classic 200v MPPT Charge controller;
http://www.wegosolar.com/products/, [1 p.].
Wholesale solar (2014) ; Midnite DC Disconnet ;
http://www.wholesalesolar.com/products.folder/disconnect-folder/MidniteSolar/MNDC125-
250.html, [1 p.].
Zoro tools Inc (2014) ; Building wires AGW 3 and 6 ;
http://www.zorocanada.com/s/?q=building+wire&1.x=0&1.y=0, [2 p.].

23. 19
5 Annexes
I. Spécification d’un panneau PV.
II. Exemple d’une Combiner box DC
III. Le controller de charge 200VDC 79Amps
IV. La batterie POWERBATT 3000Ah 2V Lead acid
V. L’onduleur SUNNY TRIPOWER 12 000 TL-US
VI. Les cables AGW 3 100 max Amps et AGW 6 65 max Amps
VII. Les disconnect DC Midnite Solar et AC Home depot
VIII. Le capteur solaire Flat plate et ses composants