REPUBLIQUE DU CAMEROUN REPUBLIC OF CAMEROON Paix –Travail – Patrie Peace –Work – Fatherland ********** ********** UNIVERSITE DE YAOUNDE I UNIVERSITY OF YAOUNDE I ********** ********** ECOLE NATIONALE SUPERIEURE POLYTECHNIQUE DE YAOUNDE NATIONAL ADVANCED SCHOOL OF ENGINEERING OF YAOUNDE ********** ********** DEPARTEMENT DES GENIES ELECTRIQUE ET DES TELECOMMUNICATIONS DEPARTMENT OF ELECTRICAL AND TELECOMMUNICATIONS ENGINEERING Mémoire de fin d’études Présenté et soutenu par : KOUAM Gauïs Abdiel En vue de l’obtention du Diplôme d’Ingénieur de Conception de Génie Electrique Sous la Direction de : Pr. Benoit NDZANA, Maitre de Conférences, UY1 Devant le jury composé de : Président : Rapporteur : Pr. Benoit NDZANA, Maitre de Conférences, UY1 Examinateur : Année Académique 2019-2020 Mémoire soutenu le 16 juillet 2020 Dédicaces Je dédie ce travail à mon FEU père KOUAM Samuel. 1 Remerciements Je rends grâce à DIEU Tout-puissant pour tout ce qu’il m’a donné d’apprendre de la vie et surtout pour les grâces qu’il renouvelle jour après jour. Ce travail n’aurait pas été possible sans la participation directe ou indirecte de plusieurs personnes. C’est pourquoi je tiens à exprimer ma sincère gratitude à ces personnes à savoir : Pr. Benoît NDZANA, mon encadreur académique, enseignant et Chef de Département des Génies Electrique et des Télécommunications pour sa disponibilité et ses conseils ; Tout le personnel enseignant et non enseignant de l’Ecole Nationale Supérieure Polytechnique de Yaoundé à travers le Pr. Remy Magloire ETOUA, Directeur de l’ENSPY, pour la formation, aussi bien académique qu’humaine, que j’ai reçue ; Tout le personnel du MATGENIE pour son appui ; Ma mère Mme Pauline DJUDJE, pour sa présence et son affection à mon endroit, mes mots seraient insuffisants pour exprimer ma reconnaissance en son endroit ; Toute ma famille, qui m’a accordé son affection, son soutien moral durant toutes ces 5 années de formation ; Mes camarades de promotion et particulièrement ceux de la 5GELE pour leur soutien quotidien ; Mes frères et ami(e)s du Lycée Bilingue de Bafoussam Rural, de Polytechnique Yaoundé et d’autres écoles/facultés ; Mes grands frères et grandes sœurs ingénieur(e)s pour les différents conseils; Toute la famille Intelligentsia Corporation, en particulier celle de Bafoussam ; Tous ceux-là, qui de près ou de loin m’ont apporté leur soutien inconditionnel et constant lors de cette formation. 2 Glossaire 3 Résume Le solaire photovoltaïque connait un essor remarquable depuis les deux dernières décennies. L'industrialisation et la production en série conduisent à une baisse régulière des couts des éléments constituant le générateur photovoltaïque. La tendance actuelle est à la vulgarisation de cette énergie propre, gratuite et respectueuse de l'environnement, tant bien qu'en Afrique et dans le monde l'on voit murir et réaliser des projets de systèmes photovoltaïques autonomes. Toutefois, la qualité et la fiabilité de tels systèmes passent par un bon dimensionnement. Le dimensionnement des générateurs photovoltaïques varie en fonction de la puissance installée, de la consommation moyenne journalière et des paramètres météorologiques. Il demande bon nombres de calculs qui sont généralement faits manuellement, l'exposant ainsi à des risques d'erreur non négligeables, entrainant par corollaire des problèmes tels que le surdimensionnement excessif ou le sous dimensionnement du système mis en place. 4 Abstract The photovoltaic system has witness a remarkable expansion since the two last decades. The Industrialization and mass production of solar cells have led to a regular decrease in costs of the constitutive elements the photovoltaic generator. The present tendency has to do with the vulgarization of this natural energy, free of charge, and respectful to the environment, so that in Africa and in the world one can see growing and fulfilling projects of autonomous photovoltaic systems. Nevertheless, the quality and reliability of such systems pass through a good sizing. The sizing of photovoltaic generators varies according to the installed power, the average daily consumption, and other meteorological parameters. It requires a lot of computations which generally are done manually, exposing it to risks of error, caused by corollary problems such as over sizing or under sizing of the system in place. 5 Liste des figures Figure 1: Evolution historique de MATGENIE ................................................................... 13 Figure 2: Organigramme partiel de MATGENIE ................................................................ 17 Figure 3: Présentation organisationnelle du ST.................................................................... 18 Figure 4: Répartition de la capacité de production d'ENEO ................................................ 20 Figure 5: Répartition de la capacité de production au Cameroun par Opérateurs................ 21 Figure 6: Répartition de la capacité de production au Cameroun en fonction des sources .. 21 Figure 7: Les différents modes d'exploitation de I 'énergie solaire ...................................... 32 Figure 13: Composantes du rayonnement solaire au sol ...................................................... 35 Figure 14: Carte solaire du Cameroun................................................................................. 36 Figure 15: Facteur de correction en fonction de l’orientation par rapport au sud et de l’inclinaison par rapport à l’horizontale[e] ........................................................................... 38 Figure 21: cellules photovoltaïques ...................................................................................... 40 Figure 22: Circuit équivalent d'une cellule PV .................................................................... 41 Figure 23: Puissance maximale sur une caractéristique courant-tension ............................. 44 Figure 24: Courbes sous diverses intensités de rayonnement d'une cellule monocristalline 45 Figure 25: Courbes d'une cellule monocristalline à diverses températures ......................... 45 Figure 26: Structure d'un module photovoltaïque au silicium cristallin .............................. 46 Figure 27: Module PV avec diode de "by-pass" ................................................................. 47 Figure 28: champ photovoltaïque ......................................................................................... 47 Figure 29: Du matériau semi-conducteur au panneau photovoltaïque cristallin .................. 49 Figure 30 : Ratio de performance en fonction du type d’intégration ................................... 68 Figure 31: Courbe de variation mensuelle de l'ensoleillement ............................................. 79 6 Liste des tableaux Tableau 1: Plaque signalétique de MATGENIE .................................................................. 14 Tableau 2: Origine des perturbations de la QEE .................................................................. 25 Tableau 3: effets des harmoniques et limites habituelles .................................................... 27 Tableau 4: Effet des perturbations de la QEE sur quelques équipements ........................... 28 Tableau 5: Tableau récapitulatif de la technologie des capteurs photovoltaïques .............. 48 Tableau 6: Architecture d'onduleurs PV .............................................................................. 51 Tableau 7: Etude comparative des technologies de régulateurs de charge[c] ...................... 53 Tableau 8: Comparatif des technologies de batteries adaptées à l'énergie solaire [d]......... 54 Tableau 9: Normes à utiliser................................................................................................ 62 Tableau 10: Choix de l’inclinaison en fonction de la latitude ............................................. 66 Tableau 11: Détermination du paramètre K ......................................................................... 68 Tableau 12: Tension recommandée pour les systèmes photovoltaïques en fonction de leur puissance............................................................................................................................... 70 Tableau 13: Profondeur de décharge en fonction du nombre de jours d'autonomie ............ 71 Tableau 14: Coefficient correctif en fonction de la température du milieu ambiant............ 71 Tableau 21: Critères de dimensionnement d'un régulateur dans une installation photovoltaïque autonome ..................................................................................................... 74 Tableau 15 : Résistivité de quelques conducteurs ................................................................ 76 Tableau 16 : Quelques sections normalisées des conducteurs ............................................ 76 Tableau 17: Coordonnées géographiques du lieu du projet ................................................. 77 Tableau 18: Ensoleillement du site (PVsyst)........................................................................ 78 Tableau 19: Bilan énergétique des charges à alimenter grâce au champ PV ....................... 79 Tableau 20: Bilan de puissance des charges à alimenter grâce au champ PV ..................... 80 Tableau 22: Sources, effets et enjeux-clés liés à la production de l’énergie à partir de l’énergie solaire ................................................................................................................................. 101 7 Sommaire Dédicaces ................................................................................................................................ 1 Remerciements ....................................................................................................................... 2 Glossaire ................................................................................................................................. 3 Résume ................................................................................................................................... 4 Abstract................................................................................................................................... 5 Liste des figures ...................................................................................................................... 6 Liste des tableaux ................................................................................................................... 7 Sommaire................................................................................................................................ 8 INTRODUCTION GENERALE .......................................................................................... 10 CONTEXTE ET PROBLEMATIQUE ................................................................................ 12 1. 2. 3. Contexte.................................................................................................................... 13 1.1. Généralités sur le MATGENIE .......................................................................... 13 1.2. Situation énergétique actuelle du Cameroun ...................................................... 19 1.3. Qualité de l’énergie électrique ........................................................................... 23 1.4. Promotion des énergies renouvelables ............................................................... 29 Généralités et état de l’art ......................................................................................... 31 2.1. Généralités sur l’énergie solaire ......................................................................... 31 2.2. Energie lumineuse et conversion photovoltaïque .............................................. 34 2.3. Généralités sur les toits solaires ......................................................................... 37 2.4. Technologie des principaux composants de notre installation ........................... 39 Problématique ........................................................................................................... 59 METHODOLOGIE .............................................................................................................. 60 1. Dimensionnement d’une l’installation photovoltaïque ............................................ 61 8 2. 1.1. Règlementation .................................................................................................. 61 1.2. Dimensionnement de l’installation .................................................................... 62 Etude de cas : cas du bâtiment principal du MATGENIE - Yaoundé ...................... 77 2.1. Présentation du site ............................................................................................ 77 2.2. Dimensionnement de notre installation PV........................................................ 79 RESULTATS, ANALYSES ET COMMENTAIRES .......................................................... 87 CONCLUSIONS GENERALES ET PERSPECTIVES ....................................................... 91 Références bibliographiques ................................................................................................ 92 Annexes ................................................................................................................................ 93 9 INTRODUCTION GENERALE Selon les prévisions formulées dans le cadre de sa communication lors de sa participation à la COP 21, le Cameroun compte réduire de 26% ses émissions de gaz à effet de serre issues du secteur énergétique grâce à la promotion et à la valorisation des énergies renouvelables. L’objectif annoncé étant d’augmenter les parts de la biomasse (7%), de la microhydroélectricité (11%), du solaire (6%) et de l’éolien (1%), soit 25% de la part d’énergies renouvelables dans le mix énergétique du pays à l’horizon 2035. Actuellement, ces différentes composantes représentent cumulativement 1% du mix énergétique camerounais contre 25% pour le thermique et 74% pour la grande hydroélectricité [1]. Cet objectif du Cameroun d’augmenter la part des énergies renouvelables dans son mix énergétique n’est pas utopique car une étude conduite par l’AER en partenariat avec l’Union Européenne a permis d’identifier jusqu’ici 262 sites pouvant accueillir des projets de microhydroélectricité, ainsi que 25 sites de biomasse-énergie [1]. En plus de cela, le Cameroun dispose d’un important gisement solaire, d’un potentiel d’environ 2 327 TWh/jour [2]. Par ailleurs, les entreprises du secteur de l’électricité au Cameroun font face à plusieurs difficultés telles que la vétusté des équipements, les surcharges des équipements, etc. leur rendant ardue la satisfaction des obligations de service public qui leurs incombent conformément aux dispositions de l’article 3 alinéas 1 et 2 du décret No 2000/464 PM du 30 juin 2000 régissant les activités du secteur de l’électricité. Il s’agit notamment de l’égalité de traitement des usagers, de continuité et d’adaptabilité du service, de neutralité, de sécurité, y compris la sécurité des approvisionnements, la régularité, la qualité et les prix de fourniture, ainsi que la protection de l’environnement. C’est dans cette optique que l’entreprise publique MATGENIE, ayant pour vison de : (i) pallier aux problèmes de continuité de service, (ii) participer au développement des énergies renouvelables, (iii) donner corps à l’engagement de l’Etat du Cameroun de porter à 25% la part des énergies renouvelables dans le bouquet énergétique. Il est donc question pour nous 10 de mener une étude pour le dimensionnement d’une alimentation autonome en zone urbaine, notamment celle de l’installation solaire PV du MATGENIE. Pour mener à bien cette étude, nous avons choisi de structurer le travail comme suit : Le chapitre 1 situe le sujet dans le contexte camerounais et présente les généralités sur les systèmes photovoltaïques ainsi qu’un état de l’art sur les technologies des composants de base d’une installation photovoltaïque, et définit clairement la problématique à résoudre; Le chapitre 2 ressort la méthodologie mise en œuvre pour le dimensionnement d’une installation solaire photovoltaïque et développe le cas pratique du dimensionnement de l’installation solaire photovoltaïque du MATGENIE ; Le chapitre 3 met en exergue les résultats obtenus, les commentaires ainsi que les analyses. 11 Chapitre 1 CONTEXTE ET PROBLEMATIQUE Dans ce chapitre, il sera question dans un premier temps de situer le sujet dans son contexte, ensuite de faire la lumière sur le problème soulevé par le sujet et les objectifs à atteindre. 12 1. Contexte Dans cette partie, il s’agit pour nous de présenter l’entreprise MATGENIE de manière globale puis en particulier l’agence du centre où s’est effectué notre travail. Nous donnerons ici des informations clés sur la situation énergétique du Cameroun. 1.1. Généralités sur le MATGENIE a) Evolution historique de MATGENIE MATGENIE en abrégé, le Parc National de Matériel de Génie Civil est une entreprise publique de BTP, sous la tutelle technique du ministère des travaux publics et sous la tutelle financière du ministère des finances, et qui depuis sa création a évolué comme le présente la figure suivante. Figure 1: Evolution historique de MATGENIE 13 b) Identification de l’entreprise La plaque signalétique de MATGENIE est donnée par le tableau suivant : Tableau 1: Plaque signalétique de MATGENIE SIGLE MATGENIE Raison sociale Parc National des Matériels de Génie civil Siège social Yaoundé, Nkolbikok Forme juridique Société à capitaux publics Date de création 27 Décembre 1967 Capital 10 000. 000. 000. FCFA Téléphone 33 09 60 42 / 22 22 29 17 Boite postale 2063-Yaoundé Fax 22 22 31 10 E-mail [email protected] Site web www.matgenie-btp.cm c) Activités Elles ont évolué au fils des années. Spécifiées par I 'article 3 du décret présidentiel N°2015/ 183 du 07 avril 2015, les missions de MATGENIE sont aujourd’hui : L’approvisionnement de l'ensemble du secteur du BTP, en matériel et équipement de génie civil. MATGENIE sera en mesure de satisfaire ses propres besoins. Les PME 14 pourront désormais non seulement louer, mais aussi recevoir de I 'assistance de toutes sortes en termes d'accompagnement pour I 'exécution de leurs contrats. Dans le secteur du contrôle de qualité et des expertises dans le domaine du génie mécanique, MATGENIE reste le partenaire stratégique de I 'Etat pour l'homologation des prototypes et des types isolés des véhicules et engins. L'appui spécifique aux PME des secteurs du génie mécanique et du génie civil, va renforcer leur compétitivité globale en vue de leur implication effective et efficace dans les réseaux de sous-traitance de réalisation des travaux relatifs aux projets structurants. Dans ce domaine, MATGENIE devra assurer : Le conseil technique et l 'appui logistique aux entreprises de génie civil ; L'entretient à titre onéreux des matériels et des équipements du secteur des travaux publics ; Les études et les travaux d'ingénierie et méthodes en génie mécanique ; L'organisation des joint-ventures et des partenariats pour la réalisation des travaux. Depuis sa création, MATGENIE a toujours assuré une formation très appréciée dans la maintenance et la conduite des matériels de génie civil. L'appui au secteur public permet à l‘Etat de faire bénéficier aux PME, à travers MATGENIE, au renforcement des capacités de son personnel. Aussi, MATGENIE assure efficacement la formation et le recyclage du personnel chargé de la conduite, de l'entretien du matériel de génie civil. MATGENIE dispose pour cela de deux centres de formation spécialisés : Le centre de formation des personnels de conduite de Yaoundé comprenant des salles de classe, un atelier pour les entretiens divers et une piste pour les travaux pratiques ; Le centre de formation de Douala pour la formation du personnel chargé de la maintenance des matériels de génie civil. Ce centre dispose des salles de classe des ateliers équipés et divers instruments didactiques. Concrètement, en plus de la location d'engins de génie-civil qui était jusqu'ici son cœur de métier, MATGENIE, en passant du statut d'établissement public à caractère industriel et commercial, à celui de société à capital public (ayant l’Etat comme actionnaire unique) aura désormais la possibilité d'exécuter les travaux de génie civil, soit par la soumission directe 15 d'un marché d'infrastructure ou alors en qualité de sous-traitant, tant sur le plan national qu’international. d) Structure administrative de MATGENIE Comme nous l’avons dit plus haut, pour ce qui concerne son administration, MATGENIE est placé sous la tutelle du ministère des travaux publics. Pour ce qui est de la tutelle financière, elle est assurée par le ministère des finances. MATGENIE est placé sous I 'autorité d'un directeur général, éventuellement assisté d'un directeur général adjoint et est doté d'un conseil d'administration. MATGENIE comprend les services rattachés à la direction générale, les services centraux et les agences. Les services rattachés à la direction générale comprennent : Le secrétariat particulier ; Les conseillers techniques ; Le contrôle général de gestion ; La cellule informatique ; La cellule de la communication et des relations publiques ; La cellule juridique ; La cellule de lutte contre la corruption à MATGENIE. Les services centraux quant à eux comprennent la direction administrative et financière, la direction technique et la direction commerciale. MATGENIE est représenté dans les dix régions du pays sous forme d’agences, chacune étant chargée de coordonner les activités de la structure dans sa localité et de renvoyer de façon hebdomadaire les rapports de l’évolution des travaux à l’agence régionale de Yaoundé qui est rattaché à la direction générale. Chaque agence est dirigée par un chef d’agence qui est assisté par des chefs de services. Ces agences sont situées à : Yaoundé, Ebolowa, Bertoua, Douala, Kumba, Bafoussam, Bamenda, Ngaoundéré, Garoua et Maroua. 16 Figure 2: Organigramme partiel de MATGENIE e) Présentation du Service Technique Le Service Technique en abrégé ST assure l'entretien et maintenance des engins. Ce service placé sous la responsabilité directe d'un chef de service, est constitué de trois sections, un magasin et un secrétariat. Avec à peu près une centaine de personnes constituant son personnel, la structure organisationnelle est décrite selon l'organigramme représenté cidessous : 17 Figure 3: Présentation organisationnelle du ST Les objectifs du service technique : Superviser et diriger le personnel du service afin d'améliorer au maximum l'utilisation et l'allocation des ressources ; Assurer efficacement la fonction technique du personnel, pour qu'il maîtrise ses tâches à accomplir ; Consigner les dépenses et bien estimer les coûts des travaux d'entretien et de maintenance afin de les réduire ; Optimiser l'allocation des ressources matérielles pour éviter tout gaspillage ; Avoir un climat serein au sein du service ; Mettre en place un système de prévention des accidents en assurant la sécurité de fonctionnement des équipements, la sécurité des agents et la sécurité des bâtiments. Le Service Technique dispose de plusieurs ateliers dont : L’atelier électrique ; Le garage ; L’atelier de mécanique générale ; L’atelier des travaux spéciaux ; Le magasin de pièces de rechange. 18 f) Organisation de l’alimentation du site Le site du MATGENIE est alimenté par réseau moyen tension provenant du poste de transformation du BRGM. Au niveau d’un poteau MT, l’alimentation situé sur la face ouest du bâtiment de l’immeuble siège achève sa première course souterraine au poste électrique situé derrière la guérite. Ce poste comporte un compteur d’énergie active et réactive, un transformateur de courant, des disjoncteurs. Un premier départ du poste électrique va vers le TGBT de l’immeuble siège pour l’alimenter. Un second départ va vers un poteau de distribution situé derrière l’agence : c’est le point de départ de la distribution dans les autres locaux du site. Deux départ se dirigent vers le garage pour l’alimenter. Un autre vers les logements ; Des logements vers le dépôt, l’agence ; Les ateliers sont alimentés en souterrains venant du poste électrique de la guérite. 1.2. Situation énergétique actuelle du Cameroun Nous disposons actuellement de plusieurs producteurs d’énergie électrique (ENEO, KPDC…), un seul gestionnaire réseau de transport (SONATREL) et un seul gestionnaire du réseau de distribution(ENEO). a) Production de l’énergie électrique Faute d’informations complètes et détaillées, l’autoproduction n’a pas pu être évaluée. La production présentée dans cette partie ne concernera que la production thermique et hydraulique publique ainsi que la production à partir des sources renouvelables. 19 Les centrales exploitées par le concessionnaire ENEO-Cameroun depuis sa prise en main par ACTIS en juillet 2014 sont représentées par les tableaux ci-dessous et synthétisées par les graphiques ci-dessous. Le Cameroun dispose de 26 centrales thermiques isolées de 84 groupes installés et d’une capacité installée de 37,982 MW en février 2014. La capacité installée totale des centrales de production d’électricité exploitée par le concessionnaire ENEO-Cameroun en 2014 est évaluée à 958,682 MW (cette puissance n’intègre pas la capacité installée de la centrale thermique d’Ahala), dont 736,2 MW en hydroélectricité, 37,982 MW pour les centrales thermiques isolées et 184,5 MW pour les centrales thermiques connectées au RIS. La répartition des capacités installées en fonction des sources primaires de production d’électricité est présentée dans la figure ci-dessous. Figure 4: Répartition de la capacité de production d'ENEO Outre le concessionnaire ENEO-Cameroun, le Cameroun compte deux grands producteurs indépendants, notamment Kribi Power Development Company (KPDC) avec 86 MW et Dibamba Power Development Company (DPDC) avec 216 MW. La particularité des deux producteurs réside au niveau du combustible utilisé pour la production de l’électricité. 20 La capacité totale installée des centrales de production d’électricité au Cameroun destinée au service public est de 1320,682 MW repartie suivant la figure ci-dessous. Figure 5: Répartition de la capacité de production au Cameroun par Opérateurs Le graphique ci-dessous indique le pourcentage des sources primaires de production d’électricité au Cameroun au mois d’octobre 2014. Figure 6: Répartition de la capacité de production au Cameroun en fonction des sources 21 b) Demande énergétique au Cameroun Les estimations prévisionnelles de la demande d’électricité en puissance de pointe (en MW) appelées se basent sur les résultats présentés dans le dernier livrable remis au MINEE (Rapport d’étude de la demande - Décembre 2012). Ces données de la demande intègrent tous les besoins exprimés, désagrégés par segment comme suit : Demande de base MT/BT ; Demande de base HT (3 Clients actuels : ALUCAM, SOCATRAL, CIMENCAM) ; Auto-producteurs existants ; Nouveaux grands projets MT / HT ; Interconnexions du réseau Nord vers le Tchad et le Nigéria. La puissance globale apparaitra comme la somme synchrone des différents segments. En effet, les valeurs comportent déjà les hypothèses admises, concernant les facteurs d’utilisation des puissances maximales, ainsi que les taux de foisonnement pour les charges industrielles. Ces hypothèses ont permis de calculer les consommations en énergie correspondante. Les données de la demande en puissance et en énergie englobent les pertes dues au système électrique au complet. En effet, les pertes techniques et non techniques ont été prises en compte selon les niveaux de tension, comme suit : MT et BT : les données utilisées dans le modèle de prévisions sont interceptées au niveau des postes HT/MT ; elles comportent toutes les pertes de distribution, permettant ainsi de contourner la difficulté de les estimer ou de les extrapoler ; HT : des niveaux de perte usuellement observés dans les réseaux HT standards ont été ajoutés (soit 3,6%). La Demande ainsi obtenue peut être considérée comme celle observée au niveau des bornes centrales ou équivalente à la production requise. 22 La demande globale prévisionnelle en 2016 a été estimée par le MINEE à 1877,7 MW. De plus, avec un taux de croissance annuel de la demande énergétique estimé à 7,5% par ENEO, le constat est évident : l’offre en énergie électrique est inférieure à la demande au Cameroun, ce qui soumet ce dernier à la discontinuité du service de distribution de l’électricité, causée principalement par le rationnement de l’électricité produite (délestage), les travaux de maintenance et d’entretien des équipements du réseau et des manifestations de la qualité de l’énergie électrique produite. 1.3. Qualité de l’énergie électrique La qualité de l’électricité est devenue un sujet stratégique pour les compagnies d’électricité, les personnels d’exploitation, de maintenance ou de gestion de sites tertiaires ou industriels, et les constructeurs d’équipements, essentiellement pour les raisons suivantes: La nécessité économique d’accroître la compétitivité pour les entreprises, La généralisation d’équipements sensibles aux perturbations de la tension et/ou euxmêmes générateurs de perturbations, Sachant que certaines caractéristiques de l’électricité dépendent à la fois du producteur et/ou distributeur d’électricité, des fabricants d’équipements et du client ; Ce nombre important de protagonistes expliquent en partie la complexité du sujet. a) Généralités sur la QEE La QEE est un ensemble de règles et de normes relatives à l’énergie produite ou consommée, et à la conception d’un système électrique qu’il faut respecter pour que celui-ci fonctionne sans être sujet à des pertes de performances ou à des dégâts matériels. C’est un concept assez complexe à appréhender car ses caractéristiques dépendent à la fois du producteur, du transporteur, du distributeur d’électricité, des fabricants d’équipements et du consommateur. 23 La qualité de l’énergie électrique est devenue un sujet stratégique pour les opérateurs du secteur de l’électricité pour les raisons suivantes : La nécessité économique d’accroitre la compétitivité pour les entreprises : l’absence de continuité de service et la non qualité manifestées par les coupures, les creux de tension, les harmoniques, les surtensions, etc. ont un coût élevé. Ce coût se quantifie en terme de manque à produire, de pertes de matières premières, de remise en état de l’outil de production (en cas de panne), de non-qualité de la production, de retards de livraison, de réduction du rendement énergétique de l’installation, et même en terme de sécurité des personnes (hôpitaux, balisage des aéroports, etc.) ; La généralisation d’équipements sensibles aux perturbations de la tension/ et ou eux-mêmes générateurs de perturbations : la présence devenue incontournable des équipements d’électronique de puissance dans les procédés industriels, des systèmes informatiques et des éclairages fluo-compacts dans tous les secteurs d’activité exige une alimentation électrique de plus en plus performante en terme de continuité et de qualité. Ceci du fait de la sensibilité de ces différents équipements aux perturbations de la tension, et de leur aptitude à générer des perturbations; L’ouverture du marché de l’électricité : la possibilité de choisir son fournisseur d’énergie électrique suite à l’ouverture du marché de l’électricité sera basée sur la garantie d’un approvisionnement d’une énergie de qualité et de manière continue. b) Manifestations de la dégradation de la QEE La dégradation de la QEE a des origines diverses et se manifeste par : Les creux de tension et coupures : ce sont des baisses brutales de la tension en un point d’un réseau d’énergie électrique, à une valeur comprise (par convention) entre 90 % et 1% (CEI 61000-2-1, CENELEC EN 50160), ou entre 90 % et 10 % (IEEE 1159) d’une tension de référence (Uref) suivie d’un rétablissement de la tension après un court laps de temps compris entre la demi-période fondamentale du réseau (10 ms à 50 Hz) et une minute ; Les harmoniques et inter harmoniques ; 24 Les surtensions : c’est toute tension appliquée à un équipement dont la valeur de crête sort des limites d’un gabarit défini par une norme ou une spécification; Les fluctuations et variations de tension : ce sont des variations de la valeur efficace ou de la valeur crête d’amplitude inférieure à 10 % de la tension nominale; Les déséquilibres de phase : Un système triphasé est déséquilibré lorsque les trois tensions ne sont pas égales en amplitude et/ou ne sont pas déphasées les unes par rapport aux autres de 120° Tableau 2: Origine des perturbations de la QEE 25 c) Les effets de la QEE Les effets de la dégradation de la QEE peuvent être instantanés ou différés. Ils diffèrent aussi d’une perturbation à une autre. Les creux de tension et les coupures sont la cause la plus fréquente des problèmes de qualité d’énergie électrique. Leurs effets dépendent du type d’équipement connecté au réseau lors qu’ils surviennent. C’est ainsi que : Pour les moteurs, on aura comme effet la perte du couple développé par le moteur, le décrochage du moteur, la chute de tension dans les impédances amont du réseau lors du redémarrage des moteurs qui pourra augmenter la durée du creux de tension ; pour les actionneurs (contacteurs, disjoncteurs, etc.) alimentés directement par le réseau, si la tension est en deçà de la tension de la tension de retombée, les pôles se séparent et transforment alors un creux de tension ou une coupure brève en une coupure longue ; Pour les équipements de type informatique, on assiste à des pertes de données, des commandes erronées, l’arrêt ou la panne des appareils ; Pour l’éclairage, les effets seront le vieillissement prématuré des lampes à incandescence et des tubes fluorescents. Les harmoniques : leurs conséquences sont liées à l’augmentation des valeurs crêtes et efficaces et au spectre en fréquence des tensions et des courants. Leurs effets ont un impact économique dû à la dégradation du rendement énergétique de l’installation, vieillissement accéléré des équipements et des déclenchements intempestifs; Les variations de tension ont comme effet la fluctuation de la luminosité des lampes (papillotement ou flicker) pouvant entrainer une gêne physiologique (fatigue visuelle et nerveuse) ; Les déséquilibres agissant principalement sur les machines asynchrones triphasées en leur causant un sur-échauffement ; 26 Tableau 3: effets des harmoniques et limites habituelles Matériels Effets Echauffement, vieillissement prématuré (claquage), résonance. Condensateurs de puissance Pertes et échauffements supplémentaires. Réduction des possibilités d’utilisation à pleine charge. Moteurs Couple pulsatoire (vibrations, fatigue mécanique) Nuisances sonores. Pertes (ohmique-fer) et échauffements Transformateurs supplémentaires. Vibrations mécaniques. Nuisances sonores. Limites I < 1,3 In (THD < 83 %), ou U < 1,1 Un pour 12 h / j en MT ou 8 h / j en BT FVH ≤ 2 % pour les moteurs asynchrones habituels Disjoncteurs Déclenchements intempestifs (dépassements des valeurs crêtes de la tension…). U ℎ / U 1 ≤ 6 à 12 % Câbles Pertes diélectriques et ohmiques supplémentaires (particulièrement dans le neutre en cas de présence d’harmoniques 3). THD ≤ 10 % U ℎ/ U 1 ≤ 7 % Ordinateurs Troubles fonctionnels. U ℎ/ U 1 ≤ 5 % Electronique de puissance Troubles liés à la forme d’onde (commutation, synchronisation). 13 𝐹𝐻𝑉 = √ ∑ 𝑈ℎ2 ⁄ℎ (𝐹𝑎𝑐𝑡𝑒𝑢𝑟 𝑑𝑒 𝑉𝑎𝑟𝑖𝑎𝑡𝑖𝑜𝑛 𝐻𝑎𝑟𝑚𝑜𝑛𝑖𝑞𝑢𝑒 𝑠𝑒𝑙𝑜𝑛 𝐶𝐸𝐼 892) 𝑛=2 27 Tableau 4: Effet des perturbations de la QEE sur quelques équipements d) Les problèmes de la QEE au Cameroun Au Cameroun, la QEE fait face aux difficultés suivantes : L’absence de culture de sécurité chez les usagers : en effet, peu d’usagers se soucient généralement de savoir si leur installation remplit les normes de sécurité homologuées ; L’absence de contrôle systématique des installations intérieures, ce qui peut être objet d’harmoniques si l’usager se trouve en présence de charges non linéaires. Les manquements régulièrement rencontrés relatifs à la non-conformité des installations à la terre peuvent être : Les installations intérieures réalisées par un personnel non-qualifié; L’utilisation d’appareillage d’entrée de gamme ; La présence d’appareils générateurs d’harmoniques (charges non linéaires) ; La protection contre les contacts indirects inexistante ; Le surdimensionnement des protections entrainant la perte de la sélectivité ; L’absence de circuit de mise à la terre ; 28 La surcharge des prises de courant ; etc. La mauvaise qualité de la tension fournie au consommateur due à : La surcharge des transformateurs de distribution dans certains quartiers (fraudes de puissance, branchements pirates, croissance de la demande, vieillissement des équipements du réseau, etc.) ; Perturbations du réseau par les installations intérieures non conformes ; Manœuvres et défauts transitoires sur le réseau ; Les fluctuations de tension causées par la présence parfois « clandestine » d’ateliers de soudure dans les quartiers. 1.4. Promotion des énergies renouvelables Pour pallier au problème de déficit énergétique et par ricochet améliorer la qualité de l’énergie électrique d’une installation électrique tout en assurant la protection des personnes et des biens ainsi qu’une continuité d’approvisionnement en électricité sur une période relativement longue, plusieurs technologies ont été développées en occurrence : Les groupes électrogènes ; Les alimentations sans interruption (ASI); Les énergies renouvelables (biomasse, petite hydroélectricité, l’énergie solaire, énergie éolienne, etc.). Cependant, l’utilisation de l’une ou l’autre de ces technologies se heurte parfois à quelques problèmes. Il s’agit notamment : Pour les groupes électrogènes : Consommation du carburant ; Dépendance vis-à-vis des énergies fossiles exportées ; Nuisance sonore ; Maintenance contraignante ; 29 Encombrement ; Perte de rendement ; Risque d’incendie ; Nuisible pour l’environnement ; Pour les Alimentations Sans Interruption (ASI), notamment les onduleurs: Temps d’approvisionnement en énergie électrique court ; Coût d’achat relativement élevé ; Pour se dérober des inconvénients liés à l’utilisation des groupes électrogènes ou de l’ASI, nous nous retournons vers les énergies renouvelables, qui de plus représentent la source d’énergie la mieux en phase d’une part, avec notre ère de par les avantages environnementaux et durables qu’elles offrent, et d’autre part avec le Plan de Développement du Secteur de l’Electricité (PDSE) du Cameroun qui prône la valorisation des énergies renouvelables. Cependant, certaines énergies renouvelables présentent tout de même quelques contraintes telles que : Pour la petite hydroélectricité : la disponibilité du cours d’eau sur le site à approvisionner en électricité ; Pour la géothermie : nécessité d’un gros investissement ; Pour l’énergie éolienne : la disponibilité d’un site assez grand et ayant des vents avec une vitesse exploitable. De plus, c’est une énergie intermittente et imprévisible ; Pour la biomasse : la disponibilité de matière première, déforestation, renouvèlement lent, etc. Le soleil représentant une source d’énergie naturelle, gratuite, abondante, inépuisable et non polluante, c’est tout naturellement que nous retournons vers l’énergie solaire, notamment photovoltaïque pour garantir l’approvisionnement autonome en énergie électrique. 30 2. Généralités et état de l’art 2.1. Généralités sur l’énergie solaire a) Qu'est-ce que l'énergie solaire photovoltaïque ? L'exploitation photovoltaïque de l'énergie solaire consiste à convertir directement le rayonnement lumineux (solaire ou autre) en électricité. Elle utilise pour ce faire des modules ou panneaux photovoltaïques, composés de cellules solaires ou de photopiles qui réalisent cette transformation d'énergie. L’énergie solaire thermique fonctionne différemment, en produisant de la chaleur à partir du rayonnement solaire infrarouge du Soleil afin de chauffer de l'eau, de l'air ou un autre fluide. L'énergie solaire thermodynamique, quant à elle, concerne de grandes centrales équipées de concentrateurs des rayons solaires, sous forme de miroirs galbés, dont la fonction est de chauffer un fluide à haute température (plusieurs centaines de degrés) afin de générer de la vapeur par échange thermique pour ensuite produire de l'électricité au moyen d'une turbine à vapeur par exemple. Le terme énergie solaire est un peu ambigu : en effet toute source lumineuse peut être convertie en électricité. Certains préféreront pour cette raison l'expression énergie lumière. Ceci dit, le Soleil étant la source la plus intense de notre environnement, la production est toujours supérieure sous exposition au Soleil. On dispose de très nettement moins de flux lumineux en intérieur (dans un bâtiment, sous éclairage artificiel). L'énergie « lumière » récupérable est nettement plus faible que dehors et les applications ne peuvent pas être les mêmes. Ainsi, on peut produire jusqu'à 1 000 fois plus d'énergie photovoltaïque en extérieur qu'en intérieur. 31 Figure 7: Les différents modes d'exploitation de I 'énergie solaire Les cellules solaires et les modules photovoltaïques produisent de l'électricité en courant continu comme les batteries, et non pas comme celle du secteur, qui au Cameroun est en courant alternatif 220 VAC à la fréquence de 50 Hz. Pour alimenter des appareils en courant alternatif ou pour se connecter au secteur et y injecter l'électricité produite à partir de l'énergie photovoltaïque, on a donc besoin de convertisseurs DC/AC qui produisent un courant alternatif à partir du continu, autrement dit des onduleurs. En extérieur (sous exposition solaire), la production électrique d'un panneau solaire dépend : De ses dimensions, De sa technologie, Du rayonnement reçu, Et de la durée d'exposition. 32 b) De quoi se compose un générateur photovoltaïque ? Un module ou un ensemble de modules photovoltaïques n'est que très rarement employé seul : dans le cas de la connexion au réseau, il y a au moins un onduleur et dans le cas d'une alimentation autonome, une batterie la plupart du temps. D'autres éléments sont souvent nécessaires et l'ensemble constitue un système photovoltaïque ou générateur photovoltaïque : Des panneaux photovoltaïques ; Un chargeur ou régulateur DC ; Un système de stockage ; Un onduleur ; Des éléments de coupure et de protection DC; Des éléments de coupure et de protection DC; Des câbles ; D’un système de comptage ; La structure de support du champ photovoltaïque. c) En quoi le photovoltaïque participe-t-il au développement durable ? Les énergies renouvelables en général, et le photovoltaïque en particulier, sont souvent considérées comme des solutions alternatives durables aux problèmes actuels de la ressource énergétique, au moins dans le domaine de l'électricité. Impacts sur la planète L'énergie du Soleil est la source la plus renouvelable de toutes ; L'énergie solaire photovoltaïque préserve les ressources naturelles ; L'utilisation du photovoltaïque réduit la quantité d'énergie consommée pour produire de l'électricité ; 33 La fabrication des panneaux solaires utilise en grande partie des matériaux recyclables ou revalorisés ; La production d'électricité par un générateur photovoltaïque n'émet pas de gaz à effet de serre ; C'est une énergie fiable et durable. Impacts sur l'homme Cette industrie minimise les déchets toxiques ; C'est une technologie qui favorise la santé publique ; C'est une technologie qui favorise le développement humain ; Cette technologie évite l'exode rural et l'urbanisation massive ; Le photovoltaïque contribue indirectement à la régulation de la surpopulation mondiale ; 2.2. Le photovoltaïque génère de l'activité économique et des emplois. Energie lumineuse et conversion photovoltaïque a) Caractéristiques du rayonnement solaire L'énergie qui nous vient du Soleil représente la quasi-totalité de l'énergie disponible sur terre. Ses caractéristiques : Irradiance (éclairement énergétique, ensoleillement, rayonnement solaire,) quantifie la puissance d'un rayonnement électromagnétique par unité de surface (W/m²) ; Irradiation c’est la quantité d’énergie solaire captée sur un plan pendant un intervalle déterminé (Wh/m²). 34 En traversant l'atmosphère, le rayonnement solaire est partiellement absorbé et diffusé. Au sol, on distingue plusieurs composantes. Le rayonnement direct est reçu du Soleil en ligne droite, sans diffusion par l'atmosphère. Ses rayons sont parallèles entre eux ; le rayonnement direct forme donc des ombres. Le rayonnement diffus est constitué par la lumière diffusée par l'atmosphère (air, nébulosité, aérosols). La diffusion est le phénomène qui répartit un faisceau parallèle en une multitude de faisceaux partant dans toutes les directions. L'albédo est la partie réfléchie par le sol. Il dépend de l'environnement du site. Le rayonnement global est tout simplement la somme de ces diverses contributions. Figure 8: Composantes du rayonnement solaire au sol b) Potentiel solaire du Cameroun Au Cameroun, le potentiel solaire est abondant et disponible surtout dans la partie septentrionale. D’après des mesures effectuées au sol, l’insolation moyenne sur l’ensemble du territoire est de 4,9 kWh/m2/jour avec 5,8 kWh/m2/jour pour la partie Nord et 4,3 kWh/m2/jour pour la partie Sud du Cameroun. Soit un potentiel total de 2 327 TWh/jour. 35 Figure 9: Carte solaire du Cameroun 36 2.3. Généralités sur les toits solaires Un toit solaire sert à couvrir la totalité ou une partie de la consommation électrique du bâtiment sur lequel il est installé. Il peut être installé sur le toit ou la façade de n’importe quel bâtiment disposant d’une surface suffisante, orienté le plus possible vers le Sud (au moins entre le Sud-Est et le Sud-Ouest), et de préférence sans obstacle masquant la course du soleil en toute saison. La production annuelle d’électricité d’un toit solaire dépend : De l’ensoleillement annuel du site, qui peut être évalué assez précisément pour quasiment tous les sites dans le monde entier ; D’un facteur de correction calculé à partir de l’orientation par rapport au sud, de l’inclinaison des panneaux par rapport à l’horizontale et le cas échéant, des ombrages relevés sur le site; Des performances techniques des modules photovoltaïques et des composants de l’installation du point de production à la consommation. Pour installer un champ de panneaux photovoltaïques sur le toit d’un bâtiment, il faut : Pour un bâtiment déjà construit, préconiser une pose surimposée au toit si la toiture est inclinée, ou une pose en toiture terrasse dans le cas d’un immeuble ; Pour un édifice en construction, si le quartier dans lequel l’installation sera réalisée est soumis à des contraintes d’esthétique et de standards à respecter, préconiser une pose en intégration au bâti ; Orienter le champ PV le plus possible vers le Sud ; Installer les équipements à l’abri des actes de vandalisme. 37 Figure 10: Facteur de correction en fonction de l’orientation par rapport au sud et de l’inclinaison par rapport à l’horizontale[e] Inclinaison 0 15 25 35 50 70 90 Est 0,88 0,87 0,85 0,83 0,77 0,65 0,50 Sud-est 0,88 0,93 0,95 0,95 0,92 0,81 0,64 Sud 0,88 0,96 0,99 1 0,98 0,87 0,68 Sud-ouest 0,88 0,93 0,95 0,95 0,92 0,81 0,64 Ouest 0,88 0,87 0,85 0,82 0,76 0,65 0,50 Orientation Avant d’installer des panneaux solaires sur la toiture ou la façade d’un bâtiment, une étude technique est primordiale. Il s’agit d’évaluer la compatibilité des panneaux solaires avec le bâtiment existant sur les plans architectural, technique, et environnemental (paysage compris). Il est important pour cela de se référer au plan d’urbanisme de la ville s’il a été prédéfini par les autorités compétentes. Cette étude technique doit prendre en compte les facteurs (éléments) suivants : Le type de toiture : il est important de noter que toutes les toitures ne sont pas compatibles avec la pose de panneaux. Par exemple, les toitures végétalisées, les toitures en zinc, en shingle, en tuiles, en goudron ou en chaume ne peuvent généralement pas accueillir des panneaux en intégration au bâti sous peine d’endommager la structure du toit ou de causer des problèmes d’étanchéité. La charpente : avec un poids moyen de 15 kg/m2 de toiture et pouvant parfois atteindre 21kg par panneau, le poids total de l’installation est un élément à ne pas négliger. Il est essentiel de vérifier que la charpente sera capable de supporter la charge supplémentaire due à la nouvelle installation solaire. Les masques d’ombrage : il s’agit de tout élément susceptible de bloquer ou de diminuer le rayonnement incident du soleil sur tout ou partie du champ 38 photovoltaïque. Une installation sujette à des ombrages, même s’il s’agit simplement de la présence d’une feuille sur une cellule du champ photovoltaïque verra sa productivité diminuer. L’orientation de la toiture : l’idéal est une orientation plein Sud avec une inclinaison par rapport à l’horizontale comprise entre 15° et 50°. Pour un nouveau bâtiment, ces prescriptions doivent être intégrées dès la phase de conception. Cependant, elles feront généralement l’objet d’un compromis avec d’autres paramètres plus ou moins contraignants tels que l’orientation du bâtiment, l’inclinaison du toit, l’esthétique du bâtiment, etc. Il est recommandé de respecter quelques principes supplémentaires lors de l’intégration des panneaux solaires PV au bâtiment parmi lesquels nous pouvons citer : Le regroupement des capteurs solaires PV en un seul ensemble ; La discrétion de l’insertion du champ PV par rapport au bâtiment existant ; Une intégration s’appuyant sur les lignes de force du bâtiment (pour éviter d’endommager la structure du toit tel que relevé ci-dessus); L’encastrement des panneaux dans l’épaisseur de la couverture. 2.4. Technologie des principaux composants de notre installation a) Les cellules photovoltaïques La cellule solaire, élément unitaire d’un module photovoltaïque, est aussi l’élément actif dans lequel se produit l’effet photovoltaïque. Celui-ci permet au matériau de cellule de capter l’énergie lumineuse (photons) et de la transformer en énergie électrique caractérisée par un déplacement de charges, positives et négatives. La caractéristique commune à toutes les technologies photovoltaïques est la mise en présence dans le matériau de la cellule d’un donneur et d’un accepteur d’électrons pour 39 permettre ce déplacement de charges. Une fois transféré dans un circuit électrique extérieur, celui-ci prend la forme d’un courant électrique continu. Figure 11: cellules photovoltaïques b) Circuit équivalent d’une cellule PV Afin de mieux appréhender le comportement d’un système électrique, il est important d’en faire un circuit équivalent à l’aide de composants électriques élémentaires (source, résistance, diode, bobine, condensateur, etc…). L’expérience montre qu’à l’obscurité, une cellule solaire suit le comportement d’une diode classique, elle commence à conduire lorsque la tension appliquée est supérieure à la tension de seuil Vs dans le cas d’une cellule idéale à l’obscurité, la caractéristique I-V peut être représenté par la relation suivante : 𝑉 𝐼𝑜𝑏𝑠 = 𝐼𝑠 (𝑒𝑥𝑝 ( ) − 1) 𝑛𝑉𝑡ℎ Où 𝐼𝑠 : le courant de saturation en Ampère (A) ; 𝑛 : le facteur de qualité de la diode ; sans dimension ; 𝑉𝑡ℎ : le potentiel thermique en Volt (V) ; il est donné par : 𝑉𝑡ℎ = 𝐾𝑇 𝑞 40 Où 𝐾: la constante de Boltzmann (1.38066×10 -23 J/K= 8.61400×10 -5 eV/K) ; 𝑇: la température absolue en Kelvin (K) ; 𝑞: la charge absolue d’un électron en coulomb (1.60281×10 -19 C). Sous un éclairement, un terme 𝐼𝑝ℎ , tenant compte du photo-courant généré est rajouté, on obtient le circuit électrique équivalent d’une cellule photovoltaïque idéale sous un éclairement qui est représenté par l’équation suivante : 𝐼 = 𝐼𝑝ℎ − 𝐼𝑜𝑏𝑠 = 𝐼𝑝ℎ − 𝐼𝑠 (𝑒𝑥𝑝 ( 𝑉 ) − 1) 𝑛𝑉𝑡ℎ Dans le cas d’une cellule photovoltaïque réelle, d’autres paramètres tenant compte des effets résistifs et des fuites doivent être pris en considération et l’équation de la caractéristique I-V devient : 𝑉 + 𝐼 𝑅𝑠 𝑉 + 𝐼 𝑅𝑠 𝐼 = 𝐼𝑝ℎ − 𝐼𝑠 (𝑒𝑥𝑝 ( ) − 1) − 𝑛𝑉𝑡ℎ 𝑅𝑠ℎ Et par conséquent, le schéma équivalent d’une cellule solaire réelle est représenté sur la figure suivante par un générateur de courant (𝐼𝑝ℎ ), une diode et deux résistances parasites (𝑅𝑠 ) et (𝑅𝑠ℎ ). Figure 12: Circuit équivalent d'une cellule PV 41 Le générateur du courant (𝐼𝑝ℎ ) : il délivre le courant 𝐼𝑝ℎ correspondant au courant photogénéré ; La diode (D) : modélise la jonction P-N ; La résistance série 𝑅𝑠 : modélise les pertes résistives au sein de la photopile (les métallisations). Elle est liée à l’impédance des électrodes et du matériau; il en résulte que la tension V aux bornes de la cellule est différente de la tension 𝑉𝐽 aux bornes de la jonction P-N. Ce terme doit idéalement être le plus faible possible pour limiter son influence sur le courant de la cellule ; La résistance parallèle 𝑅𝑝 (résistance shunt 𝑅𝑠ℎ ) : correspond à une résistance de fuite entre les deux zones N et P de la jonction; il en résulte qu’une partie du courant 𝐼𝑝ℎ sera dérivée par cette résistance et ne pourra être délivrée à la charge. Cette résistance devra être la plus élevée possible. c) Grandeurs caractéristiques d’une cellule PV Avant cela, rappelons que les modules photovoltaïques (ensemble de cellule photovoltaïques) sont mesurés et garantis dans des conditions de référence dites « STC » (Standard Test Conditions) qui sont : Rayonnement solaire 1 000 W/m2 ; Solaire AM 1.5 ; Température ambiante 25 °C. Le comportement d’une cellule solaire peut être étudié à travers quatre principales grandeurs : 𝐼𝐶𝐶 , 𝑉𝐶𝑂 , 𝐼𝑚 , 𝑉𝑚 . Le courant de court-circuit (𝐼𝐶𝐶 ) C’est la valeur du courant lorsque la tension aux bornes de la cellule est nulle (V=0). 42 𝐼𝐶𝐶 = 𝐼𝑝ℎ − 𝐼𝑠 (𝑒𝑥𝑝 ( 𝐼𝐶𝐶 𝑅𝑠 𝐼𝐶𝐶 𝑅𝑠 ) − 1) − 𝑛𝑉𝑡ℎ 𝑅𝑠ℎ Pour la plupart des cellules solaires (dont la résistance série est très faible), on peut 𝐼 𝑅 négliger le terme 𝐼𝑠 (𝑒𝑥𝑝 ( 𝐶𝐶 𝑠) − 1) devant 𝐼𝑝ℎ . L’expression approchée du courant de 𝑛𝑉𝑡ℎ court-circuit est alors : 𝐼𝐶𝐶 = Avec 𝑅𝑠ℎ ≫ 𝑅𝑠 → 𝑅𝑠 𝑅𝑠ℎ ≪1 →1+ 𝐼𝑝ℎ 𝑅 1+𝑅𝑠 𝑠ℎ 𝑅𝑠 𝑅𝑠ℎ ≈1 On a donc : 𝐼𝐶𝐶 ≈ 𝐼𝑝ℎ La tension en circuit ouvert (𝑉𝐶𝑂 ) C’est la tension mesurée aux bornes de la cellule et pour laquelle le courant débité par la cellule solaire est nul. Elle est donnée par la relation : 𝑉𝐶𝑂 = 𝑛𝑉𝑡ℎ 𝑙𝑜𝑔 (1 + 𝐼𝑝ℎ ) 𝐼𝑠 Le point de fonctionnement (𝑃𝑚 ) La puissance maximale d’une cellule photovoltaïque éclairée est la grandeur essentielle pour évaluer sa performance ; elle est donnée par la relation : 𝑃𝑚 = 𝐼𝑚 × 𝑉𝑚 43 Figure 13: Puissance maximale sur une caractéristique courant-tension Le facteur de forme (FF) Le facteur de forme (FF) « en anglais : Fill Factor » est définit comme le rapport entre la puissance maximale et le produit (𝐼𝐶𝐶 × 𝑉𝐶𝑂 ); d’où il est donné par la relation : 𝐹𝐹 = 𝑃𝑚 𝐼𝑚 × 𝑉𝑚 = 𝐼𝐶𝐶 × 𝑉𝐶𝑂 𝐼𝐶𝐶 × 𝑉𝐶𝑂 Ce paramètre compris entre 0 et 1, on l’exprime en % qualifie la forme plus ou moins rectangulaire de la caractéristique I-V de la cellule solaire. Ces quatre grandeurs caractéristiques peuvent être résumées en seul paramètre : le rendement. C’est le rapport entre la puissance maximale produite par la cellule et la puissance du rayonnement solaire qui arrive sur la cellule. Si S est la surface de la cellule (en m2) et E l’ensoleillement, le rendement énergétique est donné par : 𝜂= 𝑃𝑚 𝐹𝐹 × 𝐼𝐶𝐶 × 𝑉𝐶𝑂 = 𝑆×𝐸 𝑆×𝐸 44 d) Influence de quelques paramètres sur la caractéristique I-V Figure 14: Courbes sous diverses intensités de rayonnement d'une cellule monocristalline Figure 15: Courbes d'une cellule monocristalline à diverses températures 45 e) De la cellule au module photovoltaïque Le « module » photovoltaïque est par définition un ensemble de cellules assemblées pour générer une puissance électrique exploitable lors de son exposition à la lumière. En effet, une cellule élémentaire ne génère pas suffisamment de tension, de l'ordre de 0,6 V pour la technologie cristalline. Il faut presque toujours plusieurs cellules en série pour générer une tension utilisable. Figure 16: Structure d'un module photovoltaïque au silicium cristallin La mise en série des cellules peut être dangereuse lorsque l’une d’entre elles se retrouve à l’ombre. Elle va s’échauffer et risque de se détruire. En effet, une cellule "masquée" voit l'intensité qui la traverse diminuer. De ce fait, elle bloque la circulation de l'intensité "normale" produite par les autres modules. La tension aux bornes de cette cellule "masquée" augmente, d’où apparition d’une surchauffe. C'est l'effet d'autopolarisation inverse. Une telle cellule est appelée "Hot spot". Pour supprimer ce problème et protéger la cellule « masquée », on place des diodes « bypass » en anti-parallèles sur 18 ou 24 cellules de façon à court-circuiter les cellules ombrées. 46 Figure 17: Module PV avec diode de "by-pass" Afin d’obtenir la tension nécessaire à l’onduleur, les panneaux sont connectés en série. Ils forment alors une chaîne de modules ou string. Les chaînes sont ensuite associées en parallèle et forment un champ photovoltaïque (champ PV). Il faut également installer des diodes ou des fusibles en série sur chaque chaîne de modules. Ces protections sont utiles pour éviter qu’en cas d’ombre sur une chaîne, elle se comporte comme un récepteur et que le courant y circule en sens inverse et l’endommage. Figure 18: champ photovoltaïque 47 f) Types de cellules photovoltaïques Tableau 5: Tableau récapitulatif de la technologie des capteurs photovoltaïques 48 g) Fabrication des panneaux photovoltaïques à cellules cristallines Figure 19: Du matériau semi-conducteur au panneau photovoltaïque cristallin 49 h) L’onduleur photovoltaïque De manière générale, un onduleur est un dispositif d’électronique de puissance permettant d’assurer la conversion d’une énergie électrique continue en une énergie électrique alternative (sinusoïdale en général). On distingue : Les onduleurs de tension : la source continue d’entrée est une tension continue ; Les onduleurs de courant : la source continue d’entrée est un courant continu. De manière plus spécifique, un onduleur photovoltaïque est un onduleur dont la source d’énergie continue d’entrée provient d’un générateur photovoltaïque. L’onduleur photovoltaïque se doit de remplir les fonctionnalités suivantes : Transformer le courant continu produit par les modules photovoltaïques en courant alternatif aux normes du réseau ; Optimiser le rendement de l’installation en cherchant constamment le point de puissance la plus élevée par rapport au flux lumineux (MPP) ; Protéger l’installation et le réseau contre toutes les anomalies de fonctionnement potentiellement dangereuses (écart de tension, fuite de courant, …) ; Contrôler le fonctionnement général de l’installation et signalisation des anomalies : transmission des données, indication de rendement, affichage de messages d’erreurs. Dans les applications PV éventuellement raccordées réseau, deux types d’onduleurs sont utilisés: L’onduleur assisté, qui possède la particularité de ne fonctionner qu’en présence du réseau. Il fait appel à la technologie thyristor, ce qui le rend bon marché et robuste, mais ne lui permet pas de générer un signal de grande qualité; L’onduleur autonome, commandé par des signaux de référence internes. Il fait appel aux nouvelles technologies d’électronique de puissance, fiables et performantes. 50 Tableau 6: Architecture d'onduleurs PV 51 i) Régulateur chargeur Le régulateur de charge solaire, encore appelé contrôleur de charge ou régulateur de charge est un dispositif d’électronique de puissance, qui s’intercale entre le panneau solaire et la batterie dans l’optique d’optimiser en permanence les paramètres électriques de fonctionnement de ces deux systèmes. Il est le garant du niveau d’énergie stockée dans les batteries. Le contrôleur de charge dans un système photovoltaïque a pour but de : Convertir la tension de sortie du panneau solaire en tension adaptée à la charge de la batterie : en effet, la plupart des panneaux solaires sont conçus pour produire, en théorie un courant ayant une tension nominale d’environ 12V. Mais en pratique, la tension à la sortie d’un panneau photovoltaïque varie entre 16V et 36V. le problème qui se pose est qu’une batterie fonctionne généralement avec une tension de 12V. Protéger les batteries en contrôlant leur niveau de charge. D’une part, une fois les batteries pleines, le régulateur mettra fin à la charge du parc de batteries. D’autre part, il arrêtera la consommation d’énergie par les appareils branchés si le niveau de charge de la batterie descend sous un certain seuil de sécurité ; Éviter les retours de courant au panneau, et donc de protéger le panneau photovoltaïque. 52 Tableau 7: Etude comparative des technologies de régulateurs de charge[c] Régulateur de charge solaire Régulateur de charge solaire PWM MPPT Les tensions des panneaux La tension du générateur PV peut Tension du photovoltaïques et de la batterie être supérieure à la tension de la panneau solaire doivent correspondre à celles des batterie. panneaux solaires. Fonctionne à la tension de la batterie, Fonctionne au-dessus de la tension Tension de la ce qui lui permet de bien fonctionner de la batterie, ce qui lui permet de batterie à des températures chaudes et fournir un "boost" par temps froid lorsque la batterie est presque pleine. et lorsque la batterie est faible. Généralement recommandé pour ≈ 150W - 200W ou plus pour l'utilisation dans les petits systèmes profiter des avantages du MPPT. Taille du système où les avantages de la technologie MPPT sont minimes. Doit utiliser des modules PV hors Permet l'utilisation de modules PV réseau typiquement avec Vmp ≈ 17 à à faible coût et reliés au réseau, ce 18 Volts pour chaque tension qui aide à réduire le coût global du nominale de batterie de 12V. système PV. Matrice PV de taille en Ampères Puissance du générateur PV en Dimensionnement (basé sur le courant produit lorsque Watts (basé sur le contrôleur des réseaux la matrice PV fonctionne à la tension Courant de charge maxi. x Tension de la batterie) de la batterie) Module PV j) Batterie d’accumulateurs Un accumulateur est dispositif électrochimique utilisé pour le stockage d’énergie. Une batterie d’accumulateurs ou batterie est un ensemble de plusieurs accumulateurs identiques regroupés dans un boitier. 53 Les batteries solaires sont adaptées au cyclage quotidien et à la charge lente par panneaux solaires. Leur durée de vie est considérablement augmentée si la profondeur de décharge quotidienne est inférieure à 40% de la capacité totale pour les batteries plomb et jusqu'à 80% pour les batteries lithium. Tableau 8: Comparatif des technologies de batteries adaptées à l'énergie solaire [d] Technologie de batterie solaire Avantages Applications Longue durée de vie : > 10 ans Très bonne résistance aux températures extrêmes (inertie de l'électrolyte liquide) Batterie solaire à plomb ouvert / OPzS › Habitat isolé Télécommunicati ons (relais) Bacs transparents pour La batterie au plomb ouvert à visualiser le niveau plaque tubulaire est robuste, d'acide et l'état de la elle nécessite un entretien batterie (niveau d'électrolyte). Sans entretien Habitat isolé Résistance aux chocs Signalisation et vibrations lumineuse Durée de vie 5 à 15 ans routière Résistance aux Batterie solaire étanche au GEL / OPzV › électrolyte gélifié est le "haut de gamme" des batteries au plomb. Elle ne nécessite pas d'entretien. Balisage températures extrêmes lumineux (-20 à +55°C) maritime, Performance excellente terrestre et aérien en cyclage La batterie étanche à Télécommunicati Pas de stratification ons (relais, d'électrolyte caméra…) Pas de fuite Hydraulique d'électrolyte Télémesure 54 Sans entretien Très bonne résistance aux chocs et vibrations Batterie solaire étanche AGM › La batterie étanche AGM est un compromis entre la batterie applications Loisirs Très faible dégagement (modélisme, d'hydrogène (explosif) jouets…) Local batterie avec faible ventilation plomb ouvert et la batterie gel. Petites Applications non sensibles Elle est souvent utilisée pour les démarrage moteur. Sans entretien Moins de sulfatation en état de charge partiel Batterie solaire étanche PlombCarbone › Moins de corrosion de la plaque positive Applications spécifiques Nombre de cycles Applications non sensibles supérieur en état de La batterie étanche plomb- charge partiel carbone est plus performante en cyclage partiel. Sans entretien Durée de vie : > 2500 cycles à 80% de Batterie solaire Lithium › bien aux décharges profondes. Véhicules Plus légère que les Bateaux batteries au plomb Application Résiste mieux aux spécifique décharges profondes La batterie au lithium est légère, sans entretien et résiste décharge Capacité utile 2 fois supérieure 55 Précautions relatives aux batteries de stockage La présence d’acide sulfurique dans les batteries et le dégagement d’hydrogène causé par leur utilisation présentent des dangers (toxicité, risque d’explosion) nécessitant que quelques précautions soient prises : Suivre les recommandations du fabricant ; Les batteries doivent être rangées dans un local à l’abri des intempéries et des personnes, bien aéré pour éviter la concentration d’hydrogène susceptible de causer une explosion ; Les batteries doivent être isolées du sol par des supports robustes, isolants, et non corrodables ; La distance entre les batteries doit être minimale pour éviter d’avoir de longs câbles ; La disposition préférable est en escalier ou en étages pour faciliter l’inspection ; recouvrir les bornes des batteries d’un isolant. k) Les dispositifs de sécurité Des dispositifs de sectionnement et de sécurité doivent, comme dans toute installation électrique, être placés aux endroits adéquats, afin de pouvoir interrompre le circuit, manuellement ou automatiquement (à la suite d’un défaut). L’interruption manuelle peut être motivée par le besoin d’isoler une partie du circuit (maintenance, contrôle, mise hors circuit des consommateurs…). L’interruption automatique doit impérativement se produire en cas de défaut, et notamment de court-circuit. La mise à la terre La mise à la terre et la protection de l’installation CC contre les surtensions transitoires dues à la foudre est vivement recommandée. 56 La mise à la terre adéquate d’une installation photovoltaïque ou éolienne en site isolé remplit 3 fonctions : La protection des appareils contre les surtensions dues à la foudre La protection des personnes contre les décharges statiques ou d’éventuels courants de fuite ou de défaut La protection des personnes contre les défauts d’isolation des appareils connectés côté CA. Les interrupteurs-disjoncteurs cc Ces appareils doivent être en mesure d’assurer, sur commande manuelle ou sur défaut (masse, court-circuit), le sectionnement complet du circuit électrique côté courant continu en charge (c'est-à-dire sous tension), ce qui signifie qu’ils doivent être capables de supprimer totalement l’arc électrique produit à l’ouverture (ce qui peut ne pas être le cas des interrupteurs-disjoncteurs à courant alternatif pourtant encore couramment utilisés dans les installations solaires en site isolé). Le fusible CC Celui-ci est destiné à protéger l’entrée CC du convertisseur. Bien souvent, ces derniers possèdent déjà un fusible interne, mais peu accessible, et comme il n’est pas recommandé d’ouvrir ces appareils en cas de défaut, il vaut mieux placer un fusible externe à l’entrée CC. Il doit être calibré à la valeur maximum du courant d’entrée, exprimé en Ampère (A) du convertisseur, soit I(A) = P(W) /U(V) La protection départ du circuit électrique CA La sortie CA du convertisseur alimentant un circuit ou des appareils en courant alternatif 220V, il y a lieu de se conformer aux dispositions réglementaires de sécurité stipulées dans la norme NF C 15-100. 57 l) Pertes électriques Identifions-les au cas par cas pour pouvoir les chiffrer. On va prendre en compte toutes les sources de perte du système, y compris celles dues à la batterie, aux câbles... (sauf celles provoquées par les ombrages dont on a déjà parlé plus haut). On doit en effet en tenir compte dans le calcul des modules car ceux-ci fournissent toute l'énergie consommée, même celle qui est perdue. La perte par salissure du panneau ou par de la neige, du sable... ou même par un vitrage placé devant, qui modifient son courant de charge, la tension n'étant pas affectée. Ensuite, il y a les chutes de tension entre la sortie du panneau et l'entrée de la batterie (pertes en ligne) : Aux bornes des diodes anti-retour ; Aux bornes du régulateur série si c'est le modèle retenu, car il comporte des interrupteurs électroniques en ligne ; Aux bornes des câbles selon leur longueur, leur section et l'ampérage transporté. Une autre perte affecte directement la tension du panneau, il s'agit de : La baisse de la tension lorsque la température s'élève, la puissance crête étant, elle, donnée à 25 °C Quant à la batterie, elle joue aussi un rôle, puisqu'elle ne restitue pas l'énergie à 100 %, on doit donc considérer : L’efficacité énergétique de la batterie : rapport entre l'énergie restituée et l'énergie fournie Quand le régulateur n'est pas de type MPPT, il existe une perte par désaccord de tension : Dans un système avec un régulateur classique, la tension est imposée par la batterie (+ les pertes en ligne) donc le module photovoltaïque ne travaille pas à son point de puissance maximum. 58 D'autre part, il peut exister un écart entre la réalité le calcul de 𝑄𝑝𝑟𝑜𝑑 car il suppose que la puissance du panneau est proportionnelle à l'éclairement et c'est en fait le courant qui l'est (« influence de l'éclairement »), il faut donc parfois considérer : La perte des débuts et fin de journée quand l'éclairement est faible et la tension insuffisante pour charger la batterie. Il existe une perte liée à la puissance réelle du panneau qui peut être inférieure à celle annoncée dans la documentation du constructeur. Nous ne considérons pas cette « perte » dans nos calculs, car c'est loin d'être le cas général. Vérifier ces valeurs n'est pas chose aisée, il faut faire appel à un laboratoire spécialisé. 3. Problématique Les problèmes de déficit énergétique, de continuité de service et de qualité d’énergie électrique produite contribuent activement au ralentissement de l’activité socio-économique du pays et impactent le quotidien des habitants. C’est la raison pour laquelle MATGENIE a trouvé judicieux de réaliser dans son enceinte une centrale PV comme alimentation de secours à la source d’alimentation principale qui est celle du service public de distribution d’électricité (actuellement ENEO). La question qui se pose est donc la suivante : comment dimensionner une centrale PV au sein du MATGENIE afin d’y assurer une production d’électricité continue, de qualité et en quantité suffisante pour ses charges prioritaires tout en nous rassurant de la rentabilité de l’investissement consenti ? De plus, au vu de l’architecture et de la disposition géographique des bâtiments du MATGENIE, nous optons pour l’installation de la centrale PV sur toiture. Cependant sera-t-elle assez spacieuse pour accueillir ledit champ PV ? 59 Chapitre 2 METHODOLOGIE La méthode que nous préconisons pour la réalisation d’une alimentation autonome en vue de pallier aux problèmes de continuité de service en zone urbaine est déclinée dans cette partie. Elle dimensionnement s’articule des principalement différents autour équipements de du notre installation dans le respect des normes de sécurité. 60 1. Dimensionnement d’une l’installation photovoltaïque Avant de se lancer dans le dimensionnement proprement dit d’une l’installation PV, certaines mesures sont nécessaires du fait que nous soyons dans un contexte de zone urbaine. Il s’agit notamment de : Faire une demande d’autorisation de construire, s’il agit d’un site en construction; Se rassurer qu’il n’y ait pas de grands édifices ou d’arbres autour du site susceptibles de créer un ombrage sur le champ de panneaux solaires ; Préserver l’aspect esthétique de la zone ; 1.1. Règlementation De manière générale, « dimensionner » c’est fixer, déterminer les dimensions. Par extension, il s’agit de déterminer les caractéristiques optimales de chaque élément d’une installation lors de sa conception pour satisfaire à des critères préétablis et à la pratique règlementaire. L’ANOR ne disposant pas encore de normes concernant les installations photovoltaïques, nous ferons notre dimensionnement en nous référant aux normes suivantes : 61 Tableau 9: Normes à utiliser Normes Titre Modules photovoltaïques au silicium cristallin pour NF EN 61215 application terrestre. Qualification de la conception et homologation. Conformité électrique des installations photovoltaïques UTE C15-712 non raccordées au réseau public de distribution prévues pour fonctionner de manière autonome Modules photovoltaïques au silicium cristallin pour NF EN 61646 application terrestre. Qualification de la conception et homologation. Spécification du fonctionnement de l’onduleur (îlotage, DIN VDE 0126 fenêtre de tension et de fréquence, injection de courant continu). Conditions de coupure de l’onduleur. CEI 61000-3-2 Compatibilité électromagnétique (CEM). NF C 15-100 Installations électriques à basse tension : Règles Cependant, le dimensionnement peut quelques fois nous amener à modifier quelque peu le système dans le cas où les éléments techniques « optimaux » pour l’installation seraient chers ou indisponibles sur le marché, etc… 1.2. Dimensionnement de l’installation Nous résumons la méthode de dimensionnement en 10 étapes : 62 Étape 1 : Détermination des besoins de l'utilisateur : tension, puissance des appareils et durées d'utilisation ; Etape 2 : Chiffrage de l'énergie solaire récupérable selon l'emplacement et la situation géographique ; Étape 3 : Détermination l’énergie à produire par le champ photovoltaïque; Étape 4 : Calcul de la puissance crête Pc du générateur photovoltaïque nécessaire ; Étape 5 : Détermination du nombre de panneaux solaires photovoltaïques ; Étape 6 : Dimensionnement du parc de batteries ; Étape 7 : Dimensionnement des onduleurs ; Étape 8 : Dimensionnement des régulateurs de charge ; Étape 9 : Choix de la section des conducteurs ; Étape 10 : Choix des équipements de protection de l’installation PV. a) Détermination des besoins de l'utilisateur Il s’agit ici de répertorier les équipements qui seront alimentés par le générateur PV et d’évaluer la quantité d’énergie électrique consommée par chacun de ces équipements tout en tenant compte des coefficients de simultanéité et d’utilisation, l’objectif étant d’obtenir la consommation totale moyenne par jour. Facteur d'utilisation maximale (ku) Le régime de fonctionnement normal d'un récepteur peut être tel que sa puissance utilisée soit inférieure à sa puissance nominale installée, d'où la notion de facteur d'utilisation. Ce facteur s'applique individuellement à chaque récepteur. Ceci se vérifie pour des équipements comportant des moteurs susceptibles de fonctionner en dessous de leur pleine charge. 63 Dans une installation industrielle, ce facteur peut être estimé en moyenne à 0,75 pour les moteurs. Pour l'éclairage et le chauffage, il sera toujours égal à 1. Pour les prises de courant, tout dépend de leur destination. Facteur de simultanéité (ks) Par expérience, on sait que dans la pratique, toutes les charges d'une installation donnée ne fonctionnement jamais simultanément. Il y a toujours un certain degré de diversité dont on tient compte par l'utilisation d'un facteur (ks). Ce facteur est défini comme suit dans la CEI 60050 - Vocabulaire Electrotechnique International: Facteur de simultanéité : rapport, exprimé en valeur numérique ou en %, de la puissance maximale appelée par un ensemble de clients ou un groupe d'appareils électriques, au cours d'une période déterminée, à la somme des puissances maximales individuelles appelées pendant la même période. Conformément à cette définition, la valeur est toujours ≤ 1 et peut être exprimée en pourcentage. L’énergie totale moyenne nécessaire chaque jour 𝐸𝐶 (Wh/j) est la somme des consommations énergétiques des divers équipements constituant le système à alimenter par l’installation PV, à savoir, les lampes d’éclairage, les appareils électroniques, etc... 𝐸𝐶 = ∑ 𝐸𝑖 = ∑ 𝑃𝑖 × 𝑡𝑖 𝑖 𝑖 Avec : 𝐸𝑖 : consommation journalière de l’équipement i 𝑃𝑖 : puissance électrique de l’équipement i 𝑡𝑖 : temps d’utilisation de l’équipement i sur 24h 64 b) Détermination de l'emplacement et la situation géographique. Orientation et inclinaison des modules La position des modules photovoltaïques par rapport au Soleil influe directement sur leur production énergétique. Il est très important de bien les placer pour les utiliser au maximum de leurs possibilités. On appelle orientation le point cardinal vers lequel est tournée la face active du panneau (Sud, Nord, Sud-Ouest...). Quant à l'inclinaison, elle indique l'angle que fait le panneau avec le plan horizontal, elle se compte donc en degrés. Quand on a le choix, l'orientation idéale d'un module photovoltaïque obéit à une règle très simple à retenir : vers l'Équateur, ce qui donne : Orientation vers le Sud dans l'hémisphère nord, Orientation vers le Nord dans l'hémisphère sud. Données météorologiques Une surface exposée au soleil reçoit, à un instant donné, un rayonnement solaire en W/m2, qui est un flux, une puissance par unité de surface. Ce flux varie au passage d'un nuage, selon les heures de la journée... Grâce aux stations météorologiques, on dispose de nombreuses données statistiques de rayonnement solaire intégrées en kWh/m2/jour. Ce sont ces données, globales sur une journée, qui servent la plupart du temps au dimensionnement d'un système PV. Ombrages Il arrive que des modules soient placés au milieu des bâtiments ou face à un autre type d'obstacle ; montagne, arbres... lui masquant partiellement le Soleil. Ces effets d'ombrages sur le rayonnement reçu sont difficiles à estimer intuitivement. 65 Rappelons cependant qu'il faut faire très attention aux ombrages partiels, même très ponctuels : si une seule cellule est ombrée, c'est le courant de toute la chaîne de cellules en série qui est limité et cela peut avoir de graves conséquences si les panneaux ne sont pas équipés de diodes shunt : le « hot-spot ». Le site doit jouir si possible d'une bonne exposition au soleil si l'on ne veut pas de mauvaises surprises. Emplacement Le choix de l’emplacement des modules doit répondre aux exigences suivantes : Être solidement fixé pour résister aux vents. Être à l’abri des projectiles et des animaux. Être faciles d’accès pour le nettoyage. Inclinaison Pour que les modules produisent un maximum d’énergie, il faut que leur surface soit perpendiculaire aux rayons solaires. La valeur de l’inclinaison correspond à l’angle que font les modules avec le plan horizontal. Le tableau suivant donne l’inclinaison recommandée des modules en fonction de la latitude. Tableau 10: Choix de l’inclinaison en fonction de la latitude 66 c) Détermination l’énergie à produire par le champ photovoltaïque Pour cela, nous devons quantifier les pertes de productible de chaque équipement entrant dans la constitution de l’installation photovoltaïque, en nous basant sur leurs rendements respectifs. Nous admettons que l’énergie journalière fournie par une installation photovoltaïque est égale à un coefficient correctif K près, à l’énergie journalière moyenne délivrée par le soleil. Le premier paramètre influençant la quantité d’énergie produite par un générateur PV est le gisement solaire du site d’implantation. Comme autres paramètres, nous avons : Les pertes dues à une température de jonction élevée : comme tout semi-conducteur ayant une jonction P-N, le silicium verra ses performances se dégrader avec l’augmentation de sa température de jonction. 𝑇𝑗𝑜𝑛𝑐𝑡𝑖𝑜𝑛 = 𝑇𝑎𝑚𝑏𝑖𝑎𝑛𝑡𝑒 + 𝐸 × 𝑘 Avec : 𝑘 = 0.0138(1 + 0.031 × 𝑇𝑎𝑚𝑏𝑖𝑎𝑛𝑡𝑒 )(1 − 0.042𝜇) 𝐸 : est l’ensoleillement du site 𝜇 : est la vitesse du vent moyen annuel du site considéré 𝑇𝑎𝑚𝑏𝑖𝑎𝑛𝑡𝑒 : est la température ambiante du site considéré En considérant une perte de puissance des cellules photovoltaïques (module silicium cristallin) de 0.45% par °C de différence avec la température de jonction, on obtient donc une perte de rendement 𝑃𝑡 de : 𝑃𝑡 = 0,0045(𝑇𝑗𝑜𝑛𝑐𝑡𝑖𝑜𝑛 − 𝑇𝑎𝑚𝑏𝑖𝑎𝑛𝑡𝑒 ) Les pertes dues à l’onduleur; Pertes dues à l’angle d’inclinaison et l’orientation de la toiture ; Pertes de rendement dues au mode d’intégration : les pertes par mode d’intégration sont les pertes dues à une mauvaise ventilation des modules photovoltaïques. 67 Figure 20 : Ratio de performance en fonction du type d’intégration Intégration au bâti Type d’intégration (modules non ventilés) Ratio de performance Pertes Surimposée (modules ventilés) Autres (modules très Moyenne ventilés) 0.8 0.85 0.9 0.85 0.2 0.15 0.1 0.15 Les pertes dues au banc de batteries ; Les pertes dues au compteur ; Les pertes dans les câbles, etc… Tableau 11: Détermination du paramètre K 𝑲 𝒕 = 𝟏 − 𝑷𝒕 Pertes dues à la température de jonction pertes dues à l’angle d’inclinaison et l’orientation de la toiture 𝐾 𝑜 = 1 − 𝑃𝑜 Pertes onduleur 𝐾𝑜𝑛𝑑 = 1 − 𝑃𝑜𝑛𝑑 Pertes dues au banc de batteries 𝐾𝑏𝑎𝑡𝑡 = 1 − 𝑃𝑏𝑎𝑡𝑡 𝐾𝑐𝑜𝑚𝑝𝑡 = 1 − 𝑃𝑐𝑜𝑚𝑝𝑡 Pertes dues au compteur 𝐾𝑐𝑎 = 1 − 𝑃𝑐𝑎 Pertes câblage 𝐾 𝑖 = 1 − 𝑃𝑖 Pertes intégration au bâti 𝑲 = 𝑲𝒕 × 𝑲𝒐 × 𝑲𝒐𝒏𝒅 × 𝑲𝒃𝒂𝒕𝒕 × 𝑲𝒄𝒐𝒎𝒑𝒕 × 𝑲𝒄𝒂 × 𝑲𝒊 Une fois le paramètre K déterminé, on peut trouver le productible photovoltaïque net pouvant satisfaire les besoins énergétiques de notre site. 𝐸𝑝 = 𝐸𝐶 𝐾 𝐸𝑝 : énergie à produire 68 d) Calcul de la puissance crête Pc du générateur photovoltaïque nécessaire A ce niveau, il est important d’avoir une estimation de l’irradiation journalier moyen pour chaque mois durant une année du site considéré. Dans l’optique de maintenir la performance du champ solaire pendant les mois de faible ensoleillement, nous recommandons de se baser sur le mois de l’année ayant le plus faible ensoleillement pour déterminer la puissance crête du générateur photovoltaïque. 𝑃𝐶 = 𝐸𝑝 × 𝑃𝑖 𝐼𝑅 𝐼𝑅 : irradiation moyenne (kWh/m2/ j) 𝑃𝑖 = 1000 𝑊/𝑚2 = 1 𝑘𝑊/𝑚2 : puissance d’éclairement aux conditions STC e) Détermination du nombre de panneaux solaires photovoltaïques A partir de la puissance crête précédemment déterminée, on peut déterminer le nombre de panneaux photovoltaïques connaissant la puissance crête d’un panneau. Pour nous aider, nous avons besoin d’avoir quelques puissances normalisées des panneaux photovoltaïques qu’on retrouve couramment sur le marché. 𝑃𝐶 𝑁𝑝𝑣 = 𝐸 ( )+1 𝑃𝐶𝑈 𝑃𝐶𝑈 : puissance crête unitaire d’un panneau ; 𝐸(𝑥) : partie entière de x. Rendu à cette étape, nous devons comparer la surface du champ de panneaux PV à la surface disponible sur le toit. Le choix du type de panneau photovoltaïque à utiliser dépendra de la performance recherchée et des dispositions économiques du propriétaire de l’installation à réaliser. 69 f) Dimensionnement du parc de batteries Tension de fonctionnement du parc de batteries La tension du champ photovoltaïque à retenir (12, 24, 48 V ou plus) dépend : Du type d'application, De la puissance photovoltaïque du système, De la disponibilité des matériels (modules et récepteurs), De l'extension géographique du système Tableau 12: Tension recommandée pour les systèmes photovoltaïques en fonction de leur puissance Puissance du champ photovoltaïque Tension recommandée 0 - 800 Wc 800 Wc - 1600 Wc > 1600 Wc 12 VDC 24 VDC 48 VDC Une fois cette tension déterminée, il faut encore « boucler » sur les récepteurs pour vérifier si ceux-ci sont disponibles dans la tension choisie. Sinon il est toujours possible de mettre des convertisseurs DC/DC le cas échéant. Leur rendement devra alors être pris en compte, la consommation journalière du système recalculée, et la puissance photovoltaïque augmentée en conséquence. Capacité du parc de batteries La capacité des accumulateurs nécessaires à ce système est donnée par la formule : 𝐶= 𝐸𝐶 × 𝑁𝑗𝑎 𝐷 × 𝑈 × 𝐾𝑇 𝐶 : capacité de la batterie en ampèreheure (Ah) ; 𝑁𝑗𝑎 : nombre de jours d’autonomie (j) 70 𝐷 : profondeur de décharge maximale admissible ; 𝑈 : tension nominale du parc de batterie (V) ; 𝐾𝑇 : coefficient correctif de température. La profondeur de décharge est préjudiciable de la durée de la batterie. Elle peut être déterminée en fonction du tableau ci-dessous. Tableau 13: Profondeur de décharge en fonction du nombre de jours d'autonomie Nombre de jours d’autonomie désiré Profondeur de décharge recommandée N ≥ 08 jours 03 jours ≤ N ≤ 07 jours ≤ 03 jours Tableau 14: Coefficient correctif en fonction de la température du milieu ambiant Température du milieu ambiant - 20°C -10°C 0°C 10°C 20°C 30°C 40°C 50°C Coefficient correctif Du fait de la présence des capacités normalisées sur le marché qui ne sont généralement pas la capacité exacte dont nous avons besoin pour satisfaire les besoins de l’installation, il est souvent nécessaire d’utiliser plusieurs batteries qu’on mettra en série ou en parallèle pour obtenir les caractéristiques recherchées : Le montage en parallèle permet d’additionner les capacités de stockage tout en gardant la même tension. Ainsi, le nombre de batteries à mettre en parallèle est donné par la relation suivante : 𝑁𝑏𝑟𝑎𝑛𝑐ℎ𝑒 𝑝𝑎𝑟𝑎𝑙𝑙è𝑙𝑒 = 𝐶 𝐶𝑏 71 Avec : 𝐶 : capacité totale du parc de batteries (en Ah) ; 𝐶𝑏 : capacité d’une batterie (en Ah) ; 𝑁𝑏𝑟𝑎𝑛𝑐ℎ𝑒 𝑝𝑎𝑟𝑎𝑙𝑙è𝑙𝑒 : nombre de branches de batteries en parallèle. Le montage en série quant à lui permet d’additionner les tensions des batteries tout en gardant la capacité d’une seule batterie. Ainsi, le nombre de batteries à mettre en série est donné par la relation suivante : 𝑁𝑏𝑎𝑡 𝑒𝑛 𝑠é𝑟𝑖𝑒 = 𝑈 𝑈𝑏 Avec : 𝑈: tension nominale du parc de batteries (en V) ; 𝑈𝑏 : tension nominale d’une batterie (en V) ; 𝑁𝑏𝑎𝑡 𝑒𝑛 𝑠é𝑟𝑖𝑒 : nombre de batteries en série. Le nombre total de batteries de notre installation est donné par la relation suivante : 𝑁𝐵 = 𝑁𝑏𝑎𝑡 𝑒𝑛 𝑠é𝑟𝑖𝑒 × 𝑁𝑏𝑟𝑎𝑛𝑐ℎ𝑒 𝑝𝑎𝑟𝑎𝑙𝑙è𝑙𝑒 Avec 𝑁𝐵 : nombre total de batteries de l’installation. g) Dimensionnement des onduleurs L’onduleur est choisi dans le catalogue du fournisseur sur la base de sa puissance nominale.il est nécessaire d’utiliser plusieurs onduleurs identiques et les placer en parallèle pour éviter l’arrêt complet du système en cas de panne si l’on utilisait qu’un seul onduleur. 72 Lorsque la puissance en entrée de l’onduleur, coté DC est supérieure à la puissance maximale admissible par l’onduleur, celui-ci continue de fonctionner mais produit du côté AC, sa puissance maximale. Celle-ci n’est pas la puissance maximale que pourrait délivrer les modules, car l’onduleur s’est figé sur un point de fonctionnement (c’est-à-dire un couple Tension-Courant) ne correspondant pas au point de puissance maximale des modules. Le générateur photovoltaïque ne délivre donc plus toute sa puissance : il est sous-exploité. La puissance de l’onduleur est obtenue par la formule suivante : 𝑃𝑁 (𝑊) ≥ 𝑃(𝑊) 𝑘 𝑃𝑁 = 𝑝𝑢𝑖𝑠𝑠𝑎𝑛𝑐𝑒 𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙𝑒 𝑑𝑒 𝑙′𝑜𝑛𝑑𝑢𝑙𝑒𝑢𝑟 𝑃 = 𝑝𝑢𝑖𝑠𝑠𝑎𝑛𝑐𝑒 𝑑𝑒 𝑝𝑜𝑖𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑙′𝑒𝑛𝑠𝑒𝑚𝑏𝑙𝑒 𝑑𝑒𝑠 𝑐ℎ𝑎𝑟𝑔𝑒𝑠 𝑘 = 𝑡𝑎𝑢𝑥 𝑑𝑒 𝑐ℎ𝑎𝑟𝑔𝑒 𝑑𝑒 𝑙′𝑜𝑛𝑑𝑢𝑙𝑒𝑢𝑟 h) Dimensionnement des régulateurs de charge Le régulateur de charge ou contrôleur de charge gère le niveau d’énergie stockée dans les batteries : Il arrête la charge quand la batterie est complétement chargée ; Il ralentit la décharge afin d’éviter les décharges profondes. Les fonctionnalités classiques des régulateurs de charge sont les suivantes : Affichage du niveau de charge et des incidents (surcharge, décharge profonde, courtcircuit) ; Protection contre la surcharge, décharge profonde, les court-circuit ; Protection des panneaux solaires ; Protection thermique (sonde des batteries). Certains régulateurs solaires proposent des fonctionnalités avancées intégrées ou en option. C’est le cas des régulateurs chargeurs MPPT qui permettent de tirer de meilleures 73 performances des panneaux solaires. Le régulateur chargeur MPPT a une fonction de balayage qui parcourt la tension du panneau solaire pour trouver le point de sortie de puissance maximum. Il peut ainsi adapter la tension délivrée par le panneau à celle que les batteries peuvent absorber. Les régulateurs MPPT permettent non seulement d’augmenter la production d’énergie d’une installation, mais ils prolongent aussi la durée de vie des batteries. Tableau 15: Critères de dimensionnement d'un régulateur dans une installation photovoltaïque autonome N° Critère de dimensionnement Risques en cas de non-respect - Coupures répétitives du régulateur La puissance maximale du champ ① photovoltaïque doit être inférieure à la puissance nominale du régulateur. (protection interne). - Le MPPT se cale sur un point de fonctionnement qui est différent du point de puissance maximum du champ photovoltaïque. La tension à vide du champ photovoltaïque (majorée par le ② coefficient de sécurité) doit être inférieure à la tension maximale - Coupures répétitives du régulateur (protection interne). - Endommagement du régulateur. admissible par l'onduleur. Le courant de sortie du champ ③ photovoltaïque ne doit pas dépasser le courant maximal admissible par le régulateur. ④ Le régulateur doit être compatible avec la tension du parc de batteries. - Coupures répétitives du régulateur. - Le MPPT se cale sur un point de fonctionnement qui est différent du point de puissance maximum du champ photovoltaïque. - Disfonctionnement de la régulation. 74 i) Choix de la section des conducteurs Le choix des conducteurs de notre installation doit se faire avec un soin attentif pour les détails étant donné qu’on travaille avec deux tensions de natures différentes, notamment une tension continue (qui peut être 12V, 24V ou 48V) et une tension alternative qui est celle du réseau de distribution (220V pour le Cameroun). La méthode appliquée pour dimensionner les conducteurs de l’installation consiste à déterminer la section du conducteur à utiliser pour raccorder deux équipements quelconques. Pour cela, nous allons partir de la chute de tension relative admissible 𝑥% souhaitée, et nous allons déterminer la chute de tension absolue ∆𝑈 dans le conducteur donnée par la relation suivante : ∆𝑈 = 𝑈 × 𝑥% Avec 𝑈 : tension nominale dans le conducteur. On détermine ensuite la résistance maximale du conducteur pour que la chute de tension causée par les pertes joules soit égale à la chute de tension absolue admissible dans le conducteur. Pour ce faire, on applique la formule suivante : 𝑅= ∆𝑈 𝐼 Ayant déterminé la valeur de 𝑅, il ne reste plus qu’à déterminer la section du conducteur donnée par la relation suivante : 𝑆= 𝜌×𝐿 𝑅 Avec : 𝑆 : section du conducteur entre deux équipements (m2) ; 𝜌 : résistivité du conducteur (Ω. 𝑚) ; 𝐿 : longueur considérée du conducteur entre deux équipements (m). 75 𝑆= 𝜌×𝐿×𝐼 𝑈 × 𝑥% Tableau 16 : Résistivité de quelques conducteurs Résistivité (Ω.m) Matériau du conducteur Argent Cuivre Aluminium Fer Les sections normalisées de quelques conducteurs sont données dans le tableau suivant : Tableau 17 : Quelques sections normalisées des conducteurs Quelques sections normalisées des conducteurs en mm2 0.5 0.75 1 1.5 2.5 4 6 10 25 35 50 70 95 … j) Equipements de protection de l’installation PV De façon générale, la protection électrique dans une installation photovoltaïque se fait par la mise à la terre, la protection contre les surtensions, la protection contre les surcharges et les court-circuit. 76 2. Etude de cas : cas du bâtiment principal du MATGENIE - Yaoundé Il est question ici de dimensionner l’installation PV du MATGENIE. Pour ce faire, nous ressortirons d’une part, la présentation géographique du site d’implantation, les valeurs moyennes mensuelles d’irradiation du site sur une année, ainsi que le bilan énergétique des charges de MATGENIE que nous souhaitons alimenter avec cette installation. D’autre part, nous ressortirons les quantités et les paramètres techniques des équipements « solaires » nécessaires pour satisfaire les besoins de MATGENIE ainsi que les détails de calculs pour y parvenir. 2.1. Présentation du site a) Situation géographique MATGENIE est située dans la ville de Yaoundé, plus précisément dans le quartier Nkolbikok. De fait, les données présentées ci-après et relevées avec le logiciel PVsyst, sont celles du lieu du projet. Tableau 18: Coordonnées géographiques du lieu du projet Unité Lieu du projet Latitude ˚N 3 °52'10" Longitude ˚E 11 °29'22" Altitude m 728 77 b) Irradiation du site Le tableau ci-après nous donne les valeurs moyennes mensuelles (relevées avec le logiciel PVsyst) de l’énergie solaire reçue au sol sur une surface plane. Tableau 19: Ensoleillement du site (PVsyst) Mois Irradiation quotidien horizontal (kWh/m²/j) Janvier 5.05 Février 5,04 Mars 4,82 Avril 4,89 Mai 4,76 Juin 4,52 Juillet 4,14 Août 4,01 Septembre 4,55 Octobre 4,52 Novembre 4,78 Décembre 4,92 Annuel 4,66 78 La courbe ci-après nous donne la variation des valeurs de l’irradiation du site. Variation de l'ensoleillement du site 6000 Irradiation moyenne (Wh/m2/j) 5050 5000 5040 4820 4890 4760 4550 4520 4140 4520 4780 4920 4010 4000 3000 2000 1000 0 Mois Figure 21: Courbe de variation mensuelle de l'ensoleillement 2.2. Dimensionnement de notre installation PV a) Bilan énergétique des charges à alimenter Tableau 20: Bilan énergétique des charges à alimenter grâce au champ PV Désignation Puissance installée (W) Energie (Wh) R+0 3 241 16592 R+1 9 677 45718 R+2 16 653 61523 TOTAL 29 571 123833 79 Tableau 21: Bilan de puissance des charges à alimenter grâce au champ PV R+2 R+1 R+0 Désignation Puissance Installée (W) ku max Puissance d'utilisation max (W) ks Puissance d'utilisation (W) Eclairage 2 544 1 2 544 1 2 544 Prises 14 109 1 14 109 0,85 11992,65 Eclairage 3 028 1 3028 1 3028 Prises 6649 1 6649 0,85 5651,65 Eclairage 1561 1 1561 1 1561 Prises 1680 1 1680 0,85 1428 TOTAL 26205,3 b) Chiffrage de l’énergie solaire récupérable Pour maintenir la performance du champ solaire PV pendant les mois de faible ensoleillement, nous prendrons l’ensoleillement le plus petit qui est celui d’Août. La valeur de l’irradiation choisie est donc : 𝐼𝑟 = 4,01 𝑘𝑊ℎ / 𝑚2 /𝑗 c) Dimensionnement du champ de panneaux photovoltaïques Le dimensionnement du système solaire sollicité tient compte des équipements principaux à alimenter pendant des heures bien précises, l’ensoleillement du site choisi comme décris ci-dessus et des paramètres techniques de fonctionnement des équipements solaires choisis pour satisfaire le système. Le paramètre K est généralement estimé à 0,65 ; 80 Nous estimons la puissance crête de notre installation à: 𝑃𝐶 = 123833 𝑘𝑊ℎ/𝑗 × 1 𝑘𝑊/𝑚2 = 47509,30366 𝑊𝑐 0,65 × 4,01 𝑘𝑊ℎ/𝑚2 /𝑗 Ce qui nous conduit à un nombre N de panneaux PV : 47509,304 𝑁 = 𝐸( ) + 1 = 132 360 Nous aurons besoin d’un minimum de 132 panneaux solaires de 360 Wc (Victron 360W24V Mono) chacun en 24V soit un champ minimum de 47,52 kWc. d) Estimation des contrôleurs de charge Le contrôleur de charge doit pouvoir admettre tout le courant produit par notre champ solaire et répondre également aux besoins en tension du banc de batteries. Chacun des panneaux solaires monocristallins de 360 Wc choisi on a 𝐼𝑆𝐶 = 10,24 𝐴 𝐼𝑚𝑝𝑝 = 9,38 𝐴 et 𝑉𝑚𝑝𝑝 = 38,4 𝑉. Nous proposons l’utilisation en parallèle de plusieurs régulateurs de charge identiques MPPT de 100A (Victron SmartSolar MPPT 250/100-Tr) chacun et de tension variable (12V ; 24V ; 36V et 48V) ajustable automatiquement à la tension du banc de batteries. Les caractéristiques principales de nos régulateurs sont les suivantes : Courant de charge nominal : 100 A Courant maximal de court-circuit (champ PV) : 70 A Tension maximale en circuit ouvert (champ PV) : 245-250 V Puissance nominal du champ PV (Vbat=48V) : 5800W 81 Le nombre max de panneaux par régulateur en fonction de la puissance nominale du champ est : 5800 𝑊 360 𝑊𝑐 = 16,1111 ≈ 16 𝑝𝑎𝑛𝑛𝑒𝑎𝑢𝑥 Le nombre max de panneaux en série est : 245 𝑉 38,4 𝑉 = 6,38 ≈ 6 𝑝𝑎𝑛𝑛𝑒𝑎𝑢𝑥 Le nombre max de branches de panneaux en parallèle pour chaque régulateur est : 70 𝐴 = 6,77 ≈ 6 𝑏𝑟𝑎𝑛𝑐ℎ𝑒𝑠 10,24 𝐴 Nous choisissons de connecter 15 panneaux PV à chaque régulateur et ils seront disposées comme suit : 3 branches de 5 panneaux chacune. MPPT 250/100 D’après le dimensionnement du champ PV, nous avons besoin d’un minimum de 132 panneaux PV pour notre système. Nous aurons besoin de neuf (09) régulateurs Victron SmartSolar MPPT 250/100-Tr pour notre champ PV que nous les placerons en parallèle; soit un total de 135 panneaux solaires Victron 360W-24V Mono. Remarque : 3 panneaux de plus pour atténuer les pertes de puissances à long terme. Surface occupée par un panneau : 1,956 × 0,992 ≈ 2 𝑚2 Surface occupée par notre champ PV : 135 × 2 = 270 𝑚2 La surface disponible sur le toit étant de 320 m2, le champ de panneaux PV ainsi dimensionné suffira aisément sur le toit du dit bâtiment. 82 e) Estimation de la capacité des batteries Nous optons pour dix (12) heures d’autonomie et une profondeur de décharge maximale de 50%. La température du milieu ambiant est d’environ 30° C, c qui nous donne un coefficient correctif de température 𝐾𝑇 = 1,04 . La capacité de stockage du banc de batteries pour chaque sous-système est : 𝐶= 123833 𝑊ℎ/𝑗 × 0,5 𝑗 ≈ 2480 𝐴ℎ 0,5 × 48 𝑉 × 1,04 Nous disposons de plusieurs charges et des équipements très sensibles qui demandent un courant assez important et assez stable. Pour cela, nous proposons l’utilisation des batteries GEL 12V / 220Ah (Victron 12V / 220Ah GEL) qui sont robustes, ont une durée de vie assez longue et ne nécessitent pas d’entretien. Ainsi, on aura besoin de : 𝑁𝑏𝑟𝑎𝑛𝑐ℎ𝑒 𝑝𝑎𝑟𝑎𝑙𝑙è𝑙𝑒 = 2480 ≈ 𝟏𝟐 𝒃𝒓𝒂𝒏𝒄𝒉𝒆𝒔 220 Comme la batterie choisie à une tension nominale de 12,8V, pour satisfaire les 48V de notre banc de batteries il faudra mettre deux (02) batteries en série. Ce qui nous donne un total de batteries de : 2 × 12 = 24 𝑏𝑎𝑡𝑡𝑒𝑟𝑖𝑒𝑠 Notre installation aura besoin d’un total de 24 batteries Victron 12V / 220Ah GEL. f) Dimensionnement des onduleurs La puissance de pointe de l’ensemble des charges correspond au pic sur le profil de charges journalier. La puissance de pointe est de 26,2 kW. Il est recommandé de ne pas 83 charger les onduleurs à plus de 80% de leur puissance pour garantir leur longévité, ainsi on obtient une puissance de l’onduleur, 𝑃𝑁 (𝑊) ≥ 26,2 𝑘𝑊 = 32,75 𝑘𝑊 0,8 Nous choisissons l’onduleur SUN2000-36KTL (36 kW) : architecture centralisée. g) Calculer la section des câbles Câbles côté champ photovoltaïque Le calcul des sections de câbles du champ photovoltaïque ne peut se faire qu'en connaissant au préalable un certain nombre de paramètres, récapitulés ci-dessous : Les modules utilisés présentent les propriétés électriques suivantes (rappel, voir fiche technique des modules présentée précédemment) : Umpp = 38,4 V, Impp = 9,38 A, Icc = 10,24 A; Le champ photovoltaïque est constitué de 27 chaînes de 5 modules en série, soit un total de 135 modules. Les longueurs des câbles sont les suivantes : h) Estimation des protections 84 Pour le champ Solaire Pour le champ, il est important de prévoir une protection importante pour : Isoler chaque branche du champ en vue de prévenir tout problème sur une branche (une défaillance sur une branche ne devrait pas affecter tout le champ solaire) ; Protéger tout le système solaire mis en place contre les décharges causées par la foudre ; Assurer une bonne stabilité et une meilleure productivité du champ solaire. Pour cela, la meilleure protection est un boitier de jonction. Nous utiliserons dans notre cas trois (03) boitiers de jonction (nous avons trois régulateurs, nous répartirons donc le champ en trois parties égales). Chaque boitier de jonction comprendra : Douze (12) portes fusibles avec fusibles PV de 15A/1000VDC (série YRPV-30) ; Un (01) parafoudre DC de Un = 1000 VDC ; Uc = 1060 VDC ; In = 20 kA ; Imax = 40 kA ; Up ≤ 3,2 kV et trois (03) Pôles (série SUP2-PV) 85 86 Chapitre 3 RESULTATS, ANALYSES ET COMMENTAIRES Les calculs relatifs au dimensionnement et le choix des équipements ayant été faits, il est question dans cette partie de ressortir les différents résultats auxquels nous avons abouti, de les analyser et d’en faire des commentaires pertinents, notamment sur la rentabilité de l’installation. 87 Maintenance Les composants photovoltaïques nécessiteront des opérations de maintenance et surtout des contrôles pour s'assurer du bon fonctionnement du système. Modules L'entretien des modules se fera chaque fois pour s'assurer que rien ne gêne l'arrivée du rayonnement et que l'énergie produite est transmise au régulateur. On fera donc : · Le nettoyage de la face avant des modules à l'eau claire tous les 3 à 6 mois environ pour enlever les salissures, le sable, les éventuels nids ou autres insectes parasites. · L'élagage de la végétation tout autour si elle a poussé. · Une vérification des supports : surveillance des corrosions éventuelles, serrage des fixations mécaniques. · La vérification de l'aspect des modules : pas des cellules brunes, pas d'infiltrations éventuelles, ni de dégradation volontaires. · La vérification des connexions : grattage des corrosions éventuelles, serrage des borniers. Batteries Les opérations de maintenance et les contrôles sur les batteries doivent être effectués avec de l'outillage isolé et en observant les règles de sécurité pour éviter tout court-circuit. On fera donc des opérations de maintenance et les contrôles suivants : 88 · La mesure de la tension de chaque élément et report des valeurs dans un tableau. · Le contrôle de l'aspect : bac normale, non déformé, bornes propres (sinon les nettoyer). · L'entretient des connexions et nettoyage des contacts. · Le contrôle visuel des niveaux d'électrolyte : ajouter de l'eau distillée si nécessaire (il y a deux indicateurs de niveau MAX et MIN) · La mesure de la densité de l'électrolyte de chaque élément de 2 V : reporter les valeurs dans le même tableau que celui des tensions et comparer les mesures entre elles ; si une ou plusieurs mesure(s) (est) sont différente(s), refaire ces mesures après une charge d'égalisation et encore une nouvelle fois après quelques jours dans un état de charge intermédiaire. Si les densités restent très différentes, il faudra songer au remplacement des batteries si la capacité n'est plus suffisante. Régulateurs Les régulateurs nécessitent en principe très peu d'entretien. Les éléments à contrôler sont la fixation du régulateur, le serrage des borniers et la tenue des câbles. Les paramètres de fonctionnement ne devant pas changer dans le temps, sauf après une surcharge occasionnée par exemple par un impact de foudre proche du système ; dans un tel cas, on surveillera que le fonctionnement de fin de charge est correct et que la charge s'arrête. Onduleur Faire les contrôles sur l'onduleur, c'est s'assurer que : les récepteurs tolèrent la distorsion de l'onduleur et acceptent les variations de la tension de sortie, l'onduleur protège contre la surcharge et coupe l'utilisateur en cas de basse tension pour la protection de la batterie. 89 90 CONCLUSIONS GENERALES ET PERSPECTIVES 91 Références bibliographiques [a] https://www.photovoltaique.info/fr/realiser-une-installation/choix-dumateriel/caracteristiques-des-panneaux-photovoltaiques/technologies-de-cellules-solairesphotovoltaiques/ [b] https://fr.electricalinstallation.org/frwiki/Principe_et_technologie_photovolta%C3%AFque [c] https://trendszy.com/blogs/news/difference-regulateur-charge-solaire-pwm-mppt [d] https://www.solaris-store.com/14-batterie-solaire [e] https://www.econologie.com/forums/solaire-photovoltaique/panneaux-solaires-calculde-l-inclinaison-et-orientation-t13908.html [1] https://www.europe-solarstore.com/ 92 Annexes 93 Annexe 2: Bilan énergétique R+1 Pièces 100 103 104 105 112 113 114 115 116 117 Appareils Ordinateur fixe Imprimante 1 Luminaires Téléphone Fixe Téléviseur Ordinateur poste fixe Radio Luminaires Ordinateur poste fixe Téléphone Fixe Imprimante 1 Luminaires Luminaires Téléviseur Ordinateur poste fixe Imprimante 1 Téléphone Fixe Luminaires Ordinateur poste fixe Téléviseur Téléphone Fixe Luminaires Ordinateur poste fixe Imprimante 1 Luminaires Ordinateur poste fixe Téléphone Fixe Luminaires Ordinateur poste fixe Téléphone Fixe Modem Luminaires Ordinateur poste fixe Téléphone Fixe Luminaires Qte P(W) P. t (W) 3 1 2 1 1 1 1 2 1 1 1 1 2 1 1 1 1 1 1 1 1 2 1 1 2 2 1 2 2 1 1 2 1 1 2 200 53 45 5 30 200 5 45 200 5 53 45 45 48 200 53 5 45 200 30 5 45 200 53 45 200 5 45 200 5 25 45 200 5 45 600 53 90 5 30 200 5 90 200 5 53 45 90 48 200 53 5 45 200 30 5 90 200 53 90 400 5 90 400 5 25 90 200 5 90 Durée (h) 4 2 8 2 2 4 5 8 4 2 2 8 8 2 4 2 2 8 4 2 2 8 4 2 8 4 2 8 4 2 8 8 4 2 8 Energie (Wh) 2400 106 720 10 60 800 25 720 800 10 106 360 720 96 800 106 10 360 800 60 10 720 800 106 720 1600 10 720 1600 10 200 720 800 10 720 94 119 118 119 124 125 126 127 128 Couloir L1 Couloir T Imprimante 1 Luminaires Ordinateur poste fixe Imprimante 1 Ordinateur HP commun Ordinateur poste fixe Luminaires Luminaires Téléphone Fixe Laptop Luminaires Ordinateur poste fixe Imprimante 2 Luminaires Ordinateur poste fixe Lampe Ordinateur poste fixe Luminaires Téléphone Fixe Luminaires Téléviseur Téléphone fixe Imprimante 1 Imprimante 2 Ordinateur poste fixe Radio Luminaires Luminaires Luminaires Distributeur d’eau Luminaires Luminaires Ublot Couloir L2 Bureau PCA Douche Bureau PCA Bureau 1 face Bureau Luminaires PCA Bureau 2 face Bureau Luminaires PCA Salle de Réunion 1 Luminaires TOTAL 1 2 3 2 53 45 200 53 53 90 600 106 2 8 4 2 106 720 2400 212 1 400 400 4 1600 1 2 4 1 1 2 1 1 2 1 1 1 2 1 2 1 1 1 1 1 1 7 2 5 1 4 4 1 200 45 45 5 80 45 200 360 45 200 65 200 45 5 45 110 5 360 53 200 7 45 25 45 520 45 60 18 200 90 180 5 80 90 200 360 90 200 65 200 90 5 90 110 5 360 53 200 7 315 50 225 520 180 240 18 4 8 8 2 4 8 4 2 8 4 8 4 8 2 8 2 2 2 2 4 5 8 8 8 2 8 8 8 800 720 1440 10 320 720 800 720 720 800 520 800 720 10 720 220 10 720 106 800 35 2520 400 1800 1040 1440 1920 144 1 45 45 8 360 2 45 90 8 720 6 45 270 9677 3 810 45718 95 R+2 Pièces 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 Appareils Photocopieuse Imprimante (N) Ordinateur poste fixe Luminaires TV SAMSUNG Ordinateur poste fixe Décodeur Imprimante Luminaires Téléphone Fixe Ordinateur poste fixe Luminaires Imprimante Téléphone Fixe Scanner Ordinateur poste fixe Luminaires Ordinateur poste fixe Luminaires Ordinateur poste fixe Imprimante Onduleur (N) Luminaires Téléphone Fixe Luminaires TV (N) Ordinateur poste fixe Luminaires Imprimante Téléphone Fixe Ordinateur poste fixe Luminaires Mini TV plasma Luminaires TV 22'' Téléphone Fixe Qte P(W) P. t (W) 1 1 2 3 1 1 1 1 3 1 1 2 1 1 1 1 1 2 2 1 1 1 2 1 1 1 1 2 1 1 1 2 1 2 1 1 1373 130 200 36 110 200 15 130 36 5 200 36 130 5 800 200 36 200 36 200 130 500 30 5 36 40 200 36 130 5 200 36 250 36 58 5 1373 130 400 108 110 200 15 130 108 5 200 72 130 5 800 200 36 400 72 200 130 500 60 5 36 40 200 72 130 5 200 72 250 72 58 5 Durée (h) 2 2 4 8 2 4 8 2 8 2 4 8 2 2 2 4 8 4 8 4 2 6 8 2 8 2 4 8 2 2 4 8 2 8 2 2 Energie (Wh) 2746 260 1600 864 220 800 120 260 864 10 800 576 260 10 1600 800 288 1600 576 800 260 3000 480 10 288 80 800 576 260 10 800 576 500 576 116 10 96 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 222 223 224 Luminaires Luminaires Ordinateur poste fixe Luminaires serveurs HP DL3809 Luminaires Intercom Modem M8 480 Téléphone Fixe TV 42'' Ordinateur poste fixe Modem Luminaires VP (projecteur) Luminaires Ordinateur poste fixe Imprimante Luminaires Téléphone Fixe Téléphone Fixe Imprimante Scanner Luminaires TV TV Luminaires Photocopieuse Luminaires Imprimante Imprimante Luminaires Ordinateur poste fixe Imprimante Luminaires TV 32'' (N) Radio Compteur de billet Compteur de billet Luminaires Téléphone Fixe Imprimante Luminaires 2 2 2 2 4 2 1 1 1 1 1 1 2 1 2 2 2 2 1 1 1 1 1 1 1 2 1 8 1 1 2 1 1 4 1 1 1 1 2 1 1 2 36 36 200 36 125 36 11 25 5 80 500 25 36 230 36 200 130 36 10 5 130 800 72 80 80 36 1373 45 130 130 36 200 130 36 75 4 10 75 36 5 130 36 72 72 400 72 500 72 11 25 5 80 500 25 72 230 72 400 260 72 10 5 130 800 72 80 80 72 1373 360 130 130 72 200 130 144 75 4 10 75 72 5 130 72 8 8 4 8 8 8 8 8 2 2 4 8 8 2 8 4 2 8 2 2 2 2 8 2 2 8 2 8 2 2 8 4 2 8 2 5 3 3 8 2 2 8 576 576 1600 576 4000 576 88 200 10 160 2000 200 576 460 576 1600 520 576 20 10 260 1600 576 160 160 576 2746 2880 260 260 576 800 260 1152 150 20 30 225 576 10 260 576 97 226 227 couloir 1 Couloir 2 véranda et toilettes DG TV 32'' Décodeur Luminaires Téléphone Fixe Imprimante Scanner Luminaires Ordinateur poste fixe Luminaires Conditionneur d'eau Luminaires Conditionneur d'eau 1 1 2 1 1 1 2 1 3 1 5 1 75 15 36 5 130 800 36 200 36 630 36 630 75 15 72 5 130 800 72 200 108 630 180 630 2 2 8 2 2 2 8 4 8 2 8 2 150 30 576 10 260 1600 576 800 864 1260 1440 1260 Luminaires 1 36 36 8 288 TOTAL 16653 61523 R+0 Pièces Accueil Principal R2, R3, R4, R5, R7, R8 et R9 Accueil secondaire vers parking DG PARKING DG DAF CT Apres parking DG PARKING DMA PARKING DAF PARKING DT PARKING entre DT et DMA COULOIR Luminaires Luminaires Prises 2 17 1 45 45 1680 90 765 1680 8 8 4 Energie (Wh) 720 6120 6720 Luminaires 1 36 36 2 72 Luminaires Luminaires Luminaires Luminaires Luminaires 4 2 1 1 1 40 40 40 40 40 160 80 40 40 40 2 2 2 2 2 320 160 80 80 80 Luminaires 1 40 40 2 80 Luminaires TOTAL 6 45 270 3241 8 2160 16592 Appareils Qte P (W) P. t (W) Durée (h) 98 Caractéristiques de nos panneaux solaires 99 100 Tableau 22: Sources, effets et enjeux-clés liés à la production de l’énergie à partir de l’énergie solaire 101 102
