ReGrid Program

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Etude de Faisabilité de la Centrale Photovoltaïque de Ghardaïa de 20 MW
et son injection sur le Réseau Moyenne Tension
Karima BERGHEUL
SOMMAIRE
1 . GENERALITES ET CONTEXTE DE L’ETUDE
2 . CENTRALES PV DANS LE MONDE ET PRODUCTION D’ELECTRICITE

CONSTITUTION D’UNE CENTRALE PV RACCORDÉE AU RÉSEAU ELECTRIQUE

MODÉLISATION D’UNE CENTRALE PV DE 20 MW RACCORDÉE AU RÉSEAU DE DISTRIBUTION DE GHARDAÏA
3 . FAISABILITÉ DE L'INJECTION SUR LE RÉSEAU ÉLECTRIQUE
4 . CALCUL DE L’ECOULEMENT DE CHARGE
5 . CALCUL DES COURANTS DE COURT CIRCUIT
6 . CONCLUSION
7. IMPACT DE LA FORMATION REGRID
GENERALITES
Le contexte politique, économique et énergétique en Algérie est actuellement favorable à
une insertion des énergies renouvelables dans les réseaux électriques, qui prévoit une part
des ENR de 40% à l’horizon 2030, soit 4219 MW à l’horizon 2022 avec 1228MW pour le
solaire PV, et une énergie totale produite de 71 TWh.
Production mondiale
EPIA prévoit que le parc installé pourrait atteindre
environ
1.800.000
MW
en
2030,
pour
une
1 800 000 MW
production représentant 14% de la consommation
mondiale d’électricité.
À
cette
échéance,
permettra
d’individus.
le
d’alimenter
solaire
plus
de
photovoltaïque
4,5
milliards
63 000 MW
2012
2030
OBJECTIF
Etudier le comportement du réseau de distribution électrique de
Ghardaïa après l’insertion d’une centrale solaire photovoltaïque de
20 MW, programmée pour la mise en service en 2016, et analyser les
conséquences de cette injection sur :
Les pertes de puissances sur le réseau
La tension des nœuds du réseau,
La puissance de court-circuit des différentes parties du réseau.
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Localisation du site
La ville de GHARDAIA est située dans le sud à
environ 600 Km de la ville d’Alger,
Les coordonnées Géographiques sont :
GHARDAIA
LATITUDE : 32° 38’
LONGITUDE : 3° 81’
ALTITUDE : 450 m
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MODELISATION DE LA CENTRALE PV DE GHARDAIA
Module PV :
Silicium poly cristallinsYingli
Puissance unitaire : 250Wc
Rendement : 15.57%
Le choix du générateur photovoltaïque sera déterminé en fonction des caractéristiques suivantes :
l'orientation ; SUD
l'inclinaison ; 32° (à la latitude du lieu)
Température maximale :50°C
ONDULEUR :
Onduleur CENTRAL Connecté au réseau : SMA SUNNY CENTRAL 250KW
Les paramètres d’entrées de l’onduleur
Les paramètres de sortie de l’onduleur
•Puissance d’entrée maximale: 262 KW
•Tension d’entrée maximale: 880V
•Plage de tension MPPT de l'onduleur photovoltaïque: 450-820V
•Courant d'entrée maximal de l'onduleur photovoltaïque : 38691 A
•Tension de sortie de l'onduleur photovoltaïque: 400V
•Courant de sortie de l'onduleur photovoltaïque : 361A
•Puissance de sortie de l'onduleur photovoltaïque : 250 KW
•Rendement : 96.1%
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RESULTATS DE LA SIMULATION PAR PVSYST
•17 Modules en série et 59 modules en parallèle.
•Puissance Globale du champ PV(STC) : 21250 kWc
•Puissance PV(Condition de Fonctionnement :50°C) : 18798 kWc
•Energie annuelle produite de 14272 MWh/an
• Umpp=486V Impp=38691A (à 50°C)
•Le rendement global de l’installation est 77.9%
•Pertes du système : 0.11 KWh/KWc/jour
•Surface totale des modules : 152312 m²
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RESULTATS DE LA SIMULATION
• L’énergie maximale (mois de Février)
est de l’ordre de : 14272 MWh/an, aux
Condition de Fonctionnement (50°C)
• La puissance MAX (50°C): 18798 kWc.
• La puissance maximale est de 24 000
KWc durant le mois de Février (sans les
pertes).
Cette puissance maximale sera considérée pour le calcul des pertes de
puissances actives dans le réseau, ainsi que la tension aux nœuds.
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La centrale sera partagée en 20 sous-ensembles de 1 MW avec chacun 4 sous champs;
Chaque sous champ disposera de 1003 modules PV de technologie polycristallines
fixés sur des structures fixes
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Analyse de faisabilité de l'injection sur le réseau électrique
moyenne tension
Les influences les plus significatives de la production décentralisée sur le réseau de distribution :
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Poste THT 220/60/30KV
Poste simplifié (60/30KV)
(Ghardaïa Ville)
ZI de Ghardaïa Ville
1X30MVA+1X40MVA
2 x120 MVA/2x40MVA
Une cabine mobile
(60/30 kV) à
Berriane
Daya
Mlika
Zone sud
Sidi Abaz
Ville
(CT2)
Metlili 2
El Atteuf
SNTV
SP3-1
Université
Zone Nord
SP3-2
SNS
Oued Noumer
Bouhraoua
Oued Nechou
BERRIANE
GUERRARA
Zone Activité
Metlili 1
Bensmara
1X20 MVA
Réseau de Distribution de Ghardaïa
LAROUI
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Schéma du load flow du réseau 29 nœuds de Ghardaïa
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RESULTATS DES PERTES ACTIVES ET REACTIVES
Perte Active
Perte Reactive
1.5
5
10% PV
20% PV
30% PV
10% PV
20% PV
30% PV
4.5
4
3.5
1
3
2.5
2
0.5
1.5
1
0.5
0
0
5
10
15
20
Pertes Actives
25
30
0
0
5
10
15
20
Pertes Réactives
25
30
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Validation par EUROSTAG
1.6
10% PV
20% PV
30% PV
1.4
pertes actives MW
1.2
1
0.8
0.6
0.4
0.2
0
5
10
15
noeuds
Pertes Actives
20
25
30
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RESULTATS OBTENUS
Taux de pénétration
10% (10 KW)
20% (20 KW)
30% (30 KW)
Taux de pénétration
10% (10 KW)
20% (20 KW)
30% (30 KW)
Pertes Actives maximales
Départ
7
12
12
MW
0.4862
0.6522
1.4674
Pertes réactives maximales
Départ
7
24
24
MVAR
0.8349
2.1095
4.7588
Pertes Actives minimales
Pertes réactives minimales
Départ
3
1
1
Départ
3
1
1
MW
0.0001
0.0001
0.0002
MVAR
0.0011
0.0011
0.0023
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Conclusion
Les résultats de la simulation de l’intégration d’une puissance d’origine PV aux nœuds
11(Départ SP3-1), 12(Départ SP3-2) ainsi que le départ 24 (Départ zone activité), dont les
charges consommées sont respectivement de 0.5MW/0.2MVAR, 0MW/0MVAR et
0MW/0MVAR, nous indiquent que ces emplacements présentent des pertes totales en
puissance active et réactive les plus élevées comparativement aux autres emplacements, et
cela quelque soit le taux de pénétration de PV 10%, 20% et 30% .
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Choix des Nœuds pour le calcul de la tension
1. Jeu de Barre 30 Kv du poste 220/60/30kV (JDB301/TR1), qui correspond au nœud 2 ;
2. Jeu de Barre 30 Kv du poste 220/60/30kV (JDB302/TR2) qui correspond au nœud 3;
3. Jeu de Barre 30 Kv du poste 60/30kV (JDB303) qui correspond au nœud 4 ;
4. Jeu de Barre 30 Kv de la cabine mobile 60/30kV de Berriane (JDB304) qui correspond au nœud 5;
5. Départ Berriane (CM 60/30kV) qui correspond au nœud 17 ;
6. Départ Guerrara (CM 60/30kV) qui correspond au nœud 18 ;
7. Départ Laroui (CM 60/30kV) qui correspond au nœud 19 ;
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Calcul des Tensions aux Noeuds
30
30
25
25
25
20
20
20
15
15
15
10
10
5
5
10
5
0
0
5
10
15
20
Nœuds 2 (JDB 301)
25
30
0
30
0
0
5
10
15
20
25
Nœuds 3 (JDB 302)
30
0
5
10
15
20
Nœud 4 (JDB 303)
25
30
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Calcul des Tensions aux Noeuds
30
30
30
25
25
25
20
20
20
15
15
15
10
10
10
5
5
5
0
0
5
10
15
20
25
Nœud 17 (Départ BERRIANE)
30
0
0
5
10
15
20
25
30
Nœud 18 (Départ GUERRARA)
0
0
5
10
15
20
25
30
Nœud 19 (Départ LAROUI)
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30
25
20
15
10
5
0
0
5
10
15
20
Nœud 5 (JDB 304)
25
30
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CONCLUSION
Les résultats obtenus par cette simulation nous permettent de
déduire que l’injection d’une puissance d’origine PV contribue à
l’amélioration du plan de tension du nœud et influx directement sur
tous les nœuds du même jeu de barre ainsi que la tension du Jeu de
barre lui-même.
De plus, plus le taux de pénétration du PV est important, plus la
qualité de la tension est meilleure.
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RESULTATS DE CALCULS DES COURANTS DE COURT CIRCUIT
Icc triphasé
% Pce PV Pce PV
(10MVA)
(15 MVA)
PCC (MVA)
Pce PV
(20MVA)
Pce PV
(30MVA)
JDB 301
SIDI ABAZ
MLIKA
CT2
ATTEUF
JDB 302
SNTV
SP3-1
SP3-2
BENSMARA
BOUHRAOUA
7057
367
3
4
55
82
1319
69
15
22
292
438
1177
61
16
25
327
491
347
18
56
83
1110
1665
OUED NECHOU
DAYA
JDB 303
BERRIANE
GUERRARA
LAROUI
JDB 304
Zone SUD
VILLE
METLILI 2
UNIVERSITE
Zone Activité
Zone NORD
METLILI 1
SNS
OUED
NOUMER
565
29
34
51
681
1021
7057
367
3
4
55
82
1412
73
14
20
273
409
724
38
27
40
532
797
724
38
27
40
532
798
837
43
23
34
460
690
1732
90
11
17
222
333
1662
86
12
17
232
347
84
4
229
343
4578
6867
3528
183
5
8
109
164
3482
181
6
8
111
166
2853
148
7
10
135
202
3653
190
5
8
105
158
12349
642
2
2
31
47
610
32
32
47
632
947
905
47
21
32
425
638
169
9
114
171
2284
3425
1299
67
15
22
296
445
1835
95
10
16
210
315
663
34
29
44
580
870
291
15
66
99
1324
1986
1315
68
15
22
293
439
342
18
56
85
1127
1690
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CONCLUSION
En guise de conclusion de l’étude, nous avons constaté que pour une puissance de 20MW de PV,
les nœuds présentent un pourcentage de la puissance PV à injecter dans le réseau par rapport à la
puissance de court-circuit du nœuds très important (tableau1), et qui dépassent les marges
recommandées par la norme qui doit se situer entre 2% et 15% , malgré que le profil de tension est
acceptable.
A cet effet, l’introduction d’une puissance d’origine Photovoltaïque sur les nœuds et les départs du
réseau moyenne tension de Ghardaïa, n’est pas recommandée pour cette puissance (20MW).
Par contre pour un taux de pénétration du PV de 15MW, les résultats sont plus satisfaisants, et les
valeurs obtenues des Puissances de court circuits sont appréciables.
Ceci dit la puissance devra diminuer et atteindre les 15MW au lieu de 20MW, pour éviter un
dimensionnement des protections plus important et très couteux.
De plus, et afin de garantir une meilleure puissance de réglage, il y’a lieu de répartir cette puissance
sur plusieurs mini-centrales de puissances plus réduites afin d’assurer une meilleur dispatching, afin
de pallier aux problèmes de garantie de puissance,
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Réseau existant de la région GHARDAIA-LAGHOUAT 2012
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Réseau existant de la région GHARDAIA-LAGHOUAT HORIZON 2019
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Utilisation des connaissances acquises par la formation REGRID dans cette étude
1.Un bon dispatching entre central classique et centrale PV
Habituellement, la charge causée par la consommation en électricité des ménages suit des cycles journaliers.
Dans les zones chaudes (cas de la ville de Ghardaïa), la climatisation domine les cycles de charge, de sorte que les
pics sont susceptibles d'apparaître au moment le plus chaud de la journée, c'est-à-dire en début d'après-midi. Dans
les zones ou durant les périodes où l’électricité est utilisée pour le chauffage des locaux, les pics de charge reflètent
aussi ce paramètre. Cela signifie également qu’il y a des cycles annuels qui reflètent les charges de chauffage ou de
climatisation et les besoins en électricité pour l’éclairage en hiver.
Pour les centrales électriques, cela signifie qu’il faut qu’elles suivent aussi les cycles journaliers et annuels. La
plupart du temps, seule une partie des centrales électriques fonctionne et approvisionne le réseau en énergie. Ce
n’est qu’aux moments où les pics des cycles journaliers et des cycles annuels coïncident que les charges sont à
leur maximum;
En conclusion, il faut définir une bonne règle de dispatching.
how you used the knowledge gained from ReGrid in this
faisibility study of the Ghardaia PV plant as well?
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Utilisation des connaissances acquises par la formation REGRID dans cette étude
2. Control de la puissance de réglage
Cela signifie que si un élément, quel qu’il soit – une centrale électrique, un câble de transmission, un
transformateur – est défaillant, le système et (presque) la totalité de ses sous-ensembles doivent encore être
opérationnels. Cela vaut également pour les grandes centrales électriques : même si l’une d’entre elles est
défaillante et ne peut pas respecter le programme de production, la stabilité du système ne doit pas en être
affectée. Pour cette raison, la plus grande centrale électrique d’un réseau est l’un des plus petits facteurs
déterminants pour évaluer la quantité de puissance de réglage requise : la puissance de réglage positive doit être
au moins aussi grande que la plus grande des centrales dispatchées.
En conclusion, il y’a lieu de répartir la charge de 20 MW sur plusieurs centrales de puissances plus petites, dans
des zones différentes, répartition la plus économique des génératrices, et donc, de l'impact sur les coûts variables
de la production.
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En général, cette formation nous a permis d’identifier tous les critères a prendre en considération pour une bonne et
meilleure intégration des ENR dans le réseau à savoir:
1. Développement et l'implantation de stratégies d'intégration de grandes quantités d'énergie renouvelables dans le
réseau électrique existant
2. Conception et exploitation des systèmes d'électricité, la planification du réseau,
3. Développement de codes de réseau et des études de raccordement au réseau pour les énergies renouvelables,
Les avantages du programme ReGrid:
1. Acquérir des connaissances sur les aspects techniques et financiers de l’intégration au réseau des énergies
renouvelables afin de contribuer a la conception de cadre juridiques appropriés
2. Apprendre plus sur les méthodes de planification et d’exécution des systèmes d’électricité avec de grandes
quantités d’énergie éolienne et photovoltaïque (PV) ou solaire à concentration (CSP)
3. Savoir identifier et résoudre les problèmes liés à l’intégration des énergies renouvelable dans les réseaux
électriques,
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Formation : ReGrid Advanced Online Training
De plus elle nous a permis de:
1. Savoir plus sur les méthodes de planification et de gestion des systèmes de l'électricité avec de grandes
quantités d'énergie éolienne et solaire,
2. Apprendre à gérer les processus de transformation et d’intégration de grandes quantités d'énergie
éolienne et solaire, , à coût maîtrisé, en adaptant le système électrique,
3. Définir un système de production plus flexible, des capacités de stockage et une amélioration de la
prévisibilité des productions renouvelables.
4. Acquérir des connaissances pour l’élaboration d’une bonne stratégie d'intégration au réseau,
5. Acquérir des connaissances pour préparer et évaluer des appel d'offres pour l'intégration au réseau de
l'énergie solaire,
6. Echanger des expériences et apprendre des experts de haut niveau et faire partie d'un réseau d'experts
international,
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PERSPECTIVES A DEVELOPPER
NGO
(AFEV)








Projet de
recherche
Le cadre réglementaire,
L’encadrement de la qualité de l’électricité pour les utilisateurs des réseaux de distribution,
L’abattement tarifaire en cas de coupure longue de plus de 6 heures,
L’incitation a une meilleure continuité d’alimentation et qualité de service,
Les prescriptions techniques en matière de qualité d’alimentation lors du raccordement,
Le cadre contractuel,
Le cadre normatif,
Les niveaux de la qualité de l’électricité.