République du Cameroun **** Paix – Travail – Patrie **** Ministère de l’Enseignement Supérieur **** Université de Maroua **** Ecole Nationale Supérieure polytechnique **** Département des Energies Renouvelables **** B.P./P.O. Box: 46 Maroua Tel. (+237) 22 62 08 90/22 62 03 76 Fax: (+237) 22 29 15 41/22 29 31 12 Email: [email protected] Site: http://www.uni-maroua.citi.cm Republic of Cameroon **** Peace – Work – Fatherland **** Ministry of Higher Education **** The University of Maroua **** National Advanced School of Engineeri **** Department of Renewable Energies **** Intitulé de l’EC : Applications de l’Energie Solaire Photovoltaïque Niveau : IC 4 Durée : 45 heures Année académique : 2022/2023 Par Dr. TCHOFFO HOUDJI Etienne 1 Objectif général - Maitriser les principales applications de l’énergie solaire photovoltaïque avec leurs spécificités et leurs techniques de dimensionnement Plan du cours Chapitre 1 : Les systèmes de pompage solaire photovoltaïque Chapitre 2 : L’électrification rurale par les systèmes photovoltaïques Chapitre 3 : Les systèmes photovoltaïques raccordés au réseau Chapitre 4 : Les systèmes hybrides photovoltaïques / groupe électrogène Chapitre 5 : La protection et la sécurité dans les systèmes photovoltaïques Références bibliographique 1- Antoine LUQUE et al. «Handbook of Photovoltaic Science and Engineering». John Wiley & sons England, 2009. 2- Alain Ricaud, Systèmes photovoltaïques, Polytech' Savoie 5eme année, Oct 2011 3- Sofiane FELLOUAH, Siham MESBAHI , Etude d’un systeme photovoltaique connecte au reseau, Mémoire de Fin d’Etudes de Master, Université MOULOUD MAMMERI DE TIZI-OUZOU , Algérie, 2015 4- Nicola Pearsall-The Performance of Photovoltaic (PV) Systems. Modelling, Measurement and Assessment-Woodhead Publishing (2017) 5- Damien Thirault. Architectures des Réseaux de Distribution pour l’Electrifcation rurale des Pays en Développement. Sciences de l’ingénieur. Institut National Polytechnique de Grenoble -INPG, 2004. Français. 6- Stuart R. WENHAM et al. « Applied Photovoltaics». Eartscan, UK, 2007 7- Jamil, Majid - Grid integration of solar photovoltaic systems-CRC Press (2018) 8- Zacharie KOALAGA. « Energie Solaire Photovoltaïque: Cours Master spécialisé Génie Energétique ». 2iE (Institut International d’Ingénierie de l’Eau et de l’Environnement), Ouagadougou, 2010. 9- Stefan C.W. Krauter - Solar Electric Power Generation - Photovoltaic Energy Systems_ Modeling of Optical and Thermal Performance, Springer 2006 2 10- Jimmy Roger et al. « Le pompage Photovoltaïque : Manuel de cours à l’intention des ingénieurs et des techniciens ». IEPF (Institut de l’Énergie des Pays ayant en commun l’usage du Français), Québec, 1998. 11- Parimita Mohanty- Solar Photovoltaic System Applications_ A Guidebook for Off-Grid Electrification-Springer 2017 Thèmes de TPE 1- Maintenance des systèmes photovoltaïques. 2- Les contraintes du PV intégré au bâtit. 3- Les méthodes d’analyse économique des systèmes PV 4- Détection et Localisation des Défauts dans les Systèmes Photovoltaïques (Thesis_Détection et Localisation de Défauts pour un Système Photovoltaïque) 5- Le recyclage de composants des systèmes photovoltaïques (voir le livre Rabiul Islam, Advances in Solar Photovoltaic Power Plants, Springer- 2016) 6- Les chargeurs solaires 7- Systèmes hybrides PV/éolien 8- Systèmes hybrides PV/Pile à combustible 9- La réfrigération solaire PV/T 10- Les systèmes solaires pour les équipements de transmission et d'émission radio TV 11- Les systèmes solaires pour la protection cathodique 12- Le lampadaire solaire. 13- Les systèmes solaires pour les stations de recharge d'accumulateurs Thèmes à préparer et exposer en guise de Travaux dirigés 1- Conception et dimensionnement d’un système d’adduction d’eau par pompage solaire PV pour une localité de votre choix. (Vous devez choisir une localité bien donnée et obtenir à partir de googlemap la répartition spatiale des domiciles et si possible le relief, ce qui vous permettra de prendre des décisions quant à votre système d’adduction). 2- Conception et dimensionnement d’un système d’électrification rural par énergie solaire PV pour une localité de votre choix. (Vous devez choisir une localité bien donnée et obtenir à partir de googlemap la répartition spatiale des domiciles et si possible le relief, ce qui vous permettra de prendre des décisions quant au mode d’électrification rurale décentralisée à 3 choisir. A savoir : le système d’électrification individuel (SEI) ou mono-utilisateur ou bien le système d’électrification collectif (SEC) ou multi- utilisateurs). 3- Conception et dimensionnement d’un système d’électrification rural par un système hybride PV/ groupe électrogène pour une localité de votre choix. (Vous devez choisir une localité bien donnée et obtenir à partir de googlemap la répartition spatiale des domiciles et si possible le relief, ce qui vous permettra de prendre des décisions quant au mode d’électrification rurale décentralisée à choisir. A savoir : le système d’électrification individuel (SEI) ou monoutilisateur ou bien le système d’électrification collectif (SEC) ou multi- utilisateurs). 4- Conception et dimensionnement d’un système d’électrification rural par extension du réseau électrique pour une localité de votre choix. (Vous devez choisir une localité bien donnée et obtenir à partir de googlemap la répartition spatiale des domiciles et si possible le relief, ce qui vous permettra de prendre des décisions quant à l’optimisation de la ligne de transport d’énergie électrique à construire) 5- Conception et dimensionnement d’un système PV raccordé au réseau électrique de la ville de Maroua. (le système à dimensionner doit être capable de satisfaire 80% des besoins énergétiques de la ville en période de pointe). 6- Conception et dimensionnement d’un système PV sur bâtiment privé raccordé au réseau électrique de la ville de Maroua. (on distinguera le cas où le système PV est capable de satisfaire 100% des besoins énergétiques du propriétaire en journée seulement du cas où ce système PV satisfait à tous instant 100% de ces besoins énergétiques). 4 Table de matières Objectif général ....................................................................................................................... 2 Plan du cours ........................................................................................................................... 2 Références bibliographique ..................................................................................................... 2 Thèmes de TPE ....................................................................................................................... 3 Thèmes à préparer et exposer en guise de Travaux dirigés..................................................... 3 Table de matières .................................................................................................................... 5 Introduction ........................................................................................................................... 10 Chapitre 1 : Les systèmes de pompage solaire photovoltaïque .................. 12 1- Introduction ..................................................................................................................... 12 2- Les composants d’un système pompage photovoltaïque ............................................. 13 2.1. Caractéristiques du débit pour le pompage au fil du soleil et avec batterie ................... 13 2.2. Les types de pompes ...................................................................................................... 14 2.2.1. La pompe volumétrique .......................................................................................... 14 2.2.2. La pompe centrifuge ........................................................................................... 17 2.2.3. Choix des pompes ................................................................................................... 19 2.3. Les types de moteurs ...................................................................................................... 20 2.3.1. Moteur à courant continu ........................................................................................ 21 2.3.2. Moteur à courant alternatif ...................................................................................... 21 2.4. Batteries ou accumulateurs............................................................................................. 21 2.5. L’onduleur (moteur alternatif) ....................................................................................... 21 2.6. Le champ PV .................................................................................................................. 22 2.7. Le réservoir de stockage d’eau ....................................................................................... 22 3- Structuration de la ressource en eau ............................................................................... 22 4- Dimensionnement des systèmes de pompage solaire photovoltaïque ......................... 23 4.1. Quelques définitions:...................................................................................................... 23 4.2. Dimensionnement d’un système de pompage photovoltaïque ....................................... 24 a) Données nécessaires ...................................................................................................... 24 b) Dimensionnement du générateur .................................................................................. 24 c) Exemple de dimensionnement ...................................................................................... 25 5- Installation de la station de pompage pv ...................................................................... 27 5.1. Emplacement et installation du générateur photovoltaïque ........................................... 27 a) Orientation des panneaux .............................................................................................. 28 b) Positionnement du générateur sur le site....................................................................... 29 5.2. Assemblage et fixation du générateur PV ...................................................................... 31 5.2.1. Assemblage mécanique ........................................................................................... 31 5.2.2. Assemblage électrique............................................................................................. 32 6- Préparation et installation du groupe motopompe ...................................................... 34 6.1. Inspections préliminaires ................................................................................................ 34 5 6.1.1. Vérification de l’intégrité du moteur ....................................................................... 34 6.1.2. Vérification de l’alimentation électrique................................................................. 34 6.1.3. Vérification de l’intégrité du câble de liaison ......................................................... 34 6.1.4. Vérification de l’emplacement de montage de la pompe dans le puits ou le forage (pompe immergée) ................................................................................................ 34 6.2. Installation du groupe motopompe ................................................................................. 35 7- Installation et connexion du conditionneur d’énergie .................................................. 37 8- Distribution de l’eau ....................................................................................................... 37 8.1. Construction du réservoir ............................................................................................... 38 8.2. Construction des conduites d’eau et des canaux d’irrigation ......................................... 39 Chapitre 2 : L’électrification rurale par les systèmes photovoltaïques..... 40 2.1- Introduction .................................................................................................................. 40 2.2- État de l’Électrification Rurale au Cameroun .......................................................... 40 2.3- Besoins énergétiques des zones rurales non électrifiées ............................................ 42 2.4- Utilité de l’électrification rurale ................................................................................. 43 2.4.1. Impact positif sur les populations............................................................................... 43 2.4.2. Impact positif sur l’environnement .............................................................................. 44 2.5- Typologie du mode d’électrification rurale ............................................................... 45 2.5.1- Typologie du mode d’électrification rurale centralisée .............................................. 45 a) Introduction ................................................................................................................... 45 b) Structure type d’un réseau centralisé ........................................................................... 46 2.5.2- Typologie du mode d’électrification rurale décentralisée .......................................... 47 a) Exemples de centre de production................................................................................ 50 b) Le système d’électrification individuel (SEI) ou mono-utilisateur ............................... 52 c) Le système d’électrification collectif (SEC) ou multi- utilisateurs ............................... 53 2.5.3. Le système d’électrification par extension du réseau électrique ................................. 54 Chapitre 3 : Les systèmes photovoltaïques raccordés au réseau ............... 55 3.1. Introduction .................................................................................................................. 55 3.2. Les fonctions macroscopiques des installations PV connectées au réseau de distribution........................................................................................................................... 56 3.3. Structure générale d’un système photovoltaïque connecté au réseau ..................... 58 3.3.1. Système PV connecté directement au réseau .............................................................. 58 3.3.2. Systèmes à bus continu intermédiaire ......................................................................... 59 3.4. Principe du raccordement ........................................................................................... 60 3.5. Etude des composants d’un système photovoltaïque connecté au réseau ............... 61 3.5.1. Le générateur photovoltaïque ...................................................................................... 61 3.5.2. Coffret de raccordement .............................................................................................. 61 6 3.5.3. Câblage ........................................................................................................................ 62 3.5.4. Compteur photovoltaïque ............................................................................................ 64 a) Injection totale ............................................................................................................... 64 b) Injection de surplus ....................................................................................................... 65 3.5.5. Le régulateur................................................................................................................ 65 a) Le hacheur modulaire parallèle ..................................................................................... 66 b) Le hacheur modulaire série ........................................................................................... 67 3.5.6. Onduleur ...................................................................................................................... 68 a) Type d’onduleurs .......................................................................................................... 68 b) Topologies des champs PV raccordés au réseau: Technologies des onduleurs couplés au réseau ................................................................................................................ 68 c) Classification des onduleurs .......................................................................................... 71 d) Choix de l’onduleur ...................................................................................................... 72 e) Efficacité de l’onduleur ................................................................................................. 76 f) Plage d’entrée en tension ............................................................................................... 79 3.6. Spécifications du réseau et de l’environnement électromagnétique ........................ 80 3.6.1. Prescriptions ................................................................................................................ 80 3.6.2. Couplage et synchronisation........................................................................................ 80 3.6.3. Fonctionnement autonome .......................................................................................... 80 3.6.4. Perturbations de la tension du réseau .......................................................................... 81 3.6.5. Perturbations basse fréquence ..................................................................................... 83 3.6.6. Signaux de commande du réseau ................................................................................ 85 3.6.7. Perturbations électromagnétiques ................................................................................ 85 3.6.8. Normes EDF ................................................................................................................ 85 3.6.9 Certifications ................................................................................................................ 87 3.7. Reseau electrique .......................................................................................................... 87 3.7.1. Qualité de l’énergie électrique ................................................................................... 87 a) Qualité de la tension électrique ..................................................................................... 88 b) Qualité du courant électrique ........................................................................................ 89 3.7.2. Problèmes de dégradation de la qualité de l’énergie électrique (perturbations électriques) ............................................................................................................................ 89 a) Interaction entre le réseau de distribution et les systèmes PV ...................................... 90 b) Influence du réseau de distribution sur le fonctionnement des installations photovoltaïques ..................................................................................................... 92 c) Comportement des systèmes photovoltaïques face au creux de tension ....................... 94 3.8. Exemple de dimensionnement d’une installation photovoltaïque raccordée au réseau de 1 MW ................................................................................................................... 95 3.8.1 Type du module photovoltaïque utilisé ........................................................................ 95 3.8.2. Type d’onduleur utilisé ............................................................................................... 95 3.8.3. Calcul du nombre de modules ..................................................................................... 96 3.9. Exemples d'architectures d'installations photovoltaïques connectées au réseau . 100 3.9.1. Raccordement au réseau BT monophasé ................................................................... 100 7 3.9.2. Raccordement au réseau BT triphasé ........................................................................ 101 Chapitre 4 : Les systèmes hybrides photovoltaïques / groupe électrogène ......................................................................................................................... 102 Introduction ....................................................................................................................... 102 4.1. Production par groupe électrogène Diesel .......................................................... 103 4.1.1. Intérêt du groupe électrogène ............................................................................ 104 4.1.2. Description des caractéristiques d'un groupe ................................................. 105 a) SERVICE A : Groupe de production..................................................................... 106 b) SERVICE B : Groupe de production ..................................................................... 106 c) SERVICE C ............................................................................................................... 106 d) SERVICE D ............................................................................................................. 106 4.1.3. Coûts ....................................................................................................................... 109 4.1.4. Choix du nombre de groupes et du type pour l'électrification des zones isolées ................................................................................................................................ 109 4.1.5. Critères de choix d'un groupeélectrogène ...................................................... 110 4.1.6. Choix de la puissance .......................................................................................... 110 a) Régime établi ............................................................................................................ 110 b) Régime transitoire .................................................................................................. 111 4.1.7. Exercice d'application ........................................................................................ 112 a) Puissances en régime établi .................................................................................... 113 b) Puissances en régime transitoire ................................................................... 113 c) Choix du groupe ....................................................................................................... 114 4.1.8. Installation du groupe électrogène ................................................................... 115 a) Génie Civil ................................................................................................................ 115 b) Ventilation ............................................................................................................... 115 c) Insonorisation ........................................................................................................... 116 d) Combustible .............................................................................................................. 116 e) Câbles et liaisons...................................................................................................... 117 4.2. Les différents types de configurations des systèmes hybrides PV/GE. ................. 117 4.2.1 Principe de fonctionnement ........................................................................................ 117 4.2.1. La configuration PV/GE série ou single master fixe ................................................. 118 4.2.2. La configuration PV/GE parallèle ou multi master ................................................... 120 4.2.3. La configuration PV/GE commutée ou single master changeant.............................. 121 4.2.4. Le concept Flexy Energy........................................................................................... 122 4.2.5. Les différents moyens de supervision des systèmes hybrides................................... 124 a) L’enregistrement des données ..................................................................................... 124 b) La surveillance locale .................................................................................................. 124 c) La surveillance à distance............................................................................................ 125 8 Chapitre 5 : Les protections et la sécurité dans les systèmes photovoltaïques ............................................................................................. 126 5.1- Protection d’une installation PV raccordée au réseau ........................................... 126 5.1.1. Protection des personnes ........................................................................................... 126 aProtection contre les contacts indirects ............................................................... 126 bProtection contre les contacts directs .................................................................. 127 5.1.2. Protection des équipements. ...................................................................................... 127 5.1.2.1. Eléments de Protection Partie courant continu .................................................. 127 5.1.2.2. Eléments de Protection Partie courant alternatif ................................................ 130 5.1.2.3. Symboles de quelques appareils de protection utilises dans une installation électrique ............................................................................................................. 132 5.1.3. Surtensions ................................................................................................................ 132 5.1.4. Parafoudre et mise à la terre ...................................................................................... 133 a) Mise à la terre .............................................................................................................. 133 b) Parafoudre ................................................................................................................... 133 c) Mise à la terre d’installations sans bâtiment ................................................................ 134 d) Mise à la terre et parafoudre d’installations sur bâtiments .......................................... 134 e) Modules en couches minces. ....................................................................................... 138 f) Modules SunPower. ..................................................................................................... 138 5.1.5. Le Contrôleur de défaut d’isolement du champ PV et le Protecteur du réseau électrique par découplage (l’onduleur) ........................................ Erreur ! Signet non défini. 5.2. Securite dans une installation solaire photovoltaique ............................................. 138 5.2.1. Sécurité des personnes .............................................................................................. 139 5.2.2. Sécurité des équipements .......................................................................................... 139 5.2.3. Les normes et les guides d’une installation solaire photovoltaique .......................... 139 5.3. Quelques exemples de Schemas electriques d’installations solaires photovoltaiques avec les éléments de protection ........................................................................................ 140 5.3.1. Schema électrique d’une installation solaire photovoltaique en toiture protege (Puissances inférieur ou égale à 250 kwc) .......................................................................... 140 a) Protection DC des chaînes photovoltaïque ................................................................. 140 b) Protection AC et distribution de l'énergie ................................................................... 142 5.3.2. Schéma électrique d’une installation solaire photovoltaïque raccordée au réseau de distribution .................. 142 9 Introduction Des milliers de systèmes PV sont utilisés aujourd’hui dans divers applications. En voici quelques exemples : Les systèmes PV pour les applications mobiles et récréatives : Les utilisateurs de véhicules et de bateaux ainsi que les membres d’expéditions peuvent aussi profiter du fonctionnement silencieux et sans pollution des systèmes PV portatifs pour recharger des batteries et des piles. Les systèmes PV en agriculture: Les systèmes PV sont utilisés efficacement dans le monde entier afin de pomper de l’eau pour le bétail, les plantes et les êtres humains. Étant donné que le besoin en eau est plus grand les jours chauds et ensoleillés, ces systèmes conviennent parfaitement aux applications de pompage. Ils fournissent également l’énergie de clôtures électriques dans les fermes. Les systèmes PV pour d’autres applications: Les systèmes PV peuvent être adaptés pour répondre à tout besoin. Par exemple, les cellules PV sont utilisées dans les calculatrices et les montres. Aussi, le matériel de télécommunication, les panneaux de construction routière, les feux de stationnement et les signaux d’avis aux navigateurs sont d’excellentes applications pour les systèmes PV. Les systèmes hybrides : Ces systèmes reçoivent une partie de leur énergie de plusieurs sources supplémentaires. En pratique, les modules de systèmes PV sont souvent alliés à une éolienne ou à une pile à combustible. De tels systèmes ont habituellement des accumulateurs de stockage d’énergie. Ils conviennent mieux lorsque la demande d’énergie est élevée (pendant l’hiver ou tout au long de l’année), lorsque l’énergie doit être fournie sur demande ou si le budget est limité. Les systèmes photovoltaïques ont plusieurs avantages. Entre autre, la conversion directe de l’énergie solaire gratuite et inépuisable en électricité. Ils fonctionnent de façon rentable dans les régions éloignées et dans de nombreuses applications résidentielles et commerciales. Ils sont flexibles et peuvent être élargis à n’importe quel moment pour répondre aux besoins en matière d’électricité. Ils sont non polluants sans émissions ou odeurs discernables. Ils peuvent être des systèmes autonomes qui fonctionnent sûrement, sans surveillance pendant de longues périodes. Ils n'ont besoin d'aucun raccordement à une autre source d'énergie où à un approvisionnement en carburant. Ils peuvent être combinés avec d'autres sources d'énergie pour augmenter la fiabilité de système. Ils peuvent résister à des conditions atmosphériques pénibles comme la 10 neige et la glace. Ils ne consomment aucun combustible fossile et leur "carburant" est abondant et libre. La technologie photovoltaïque présente des qualités sur le plan écologiques car le produit est non polluant, silencieux, et n’entraîne que très peu de perturbation du milieu. Ils ont une longue durée de vie. Les frais et les risques de transport des énergies fossiles sont éliminés. Les systèmes photovoltaïques présentent aussi plusieurs inconvénients. Entre autres : - La fabrication des modules photovoltaïques relève de la haute technologie, ce qui rend leur coût élevé. - Le rendement réel d’un module photovoltaïque et de l’ordre de 10 à 15 %. - La production d’énergie qui dépend de l’ensoleillement, toujours variable. - L’énergie issue du générateur photovoltaïque est continu et de faible voltage (< à 30V) donc il doit être transformé par l’intermédiaire d’un onduleur. - Beaucoup d’appareils vendus sur le marché fonctionnent avec du 230 V alternatif. - Lorsque le stockage de l’énergie électrique par des batteries est nécessaire, le cout du système photovoltaïque augmente. - Il y a une pollution à la fabrication. 11 Chapitre 1 : Les systèmes de pompage solaire photovoltaïque 1.1- Introduction Beaucoup de régions dans les pays en voies de développement (PED) souffrent d'un manque d'eau, élément vital pour l'homme, le bétail et l'agriculture. L'eau puisée traditionnellement (à l'aide d'outres, des pompes à motricité humaine, des pompes activées par les moteurs diesel) est insuffisante et souvent de mauvaise qualité. Il se pose aussi des problèmes de maintenance et d'approvisionnement en carburant dans le cas où des groupes diesels sont utilisés. Comme les PED disposent en général d'un ensoleillement important, le pompage photovoltaïque, qui sans intervention peut délivrer de l'eau saine et abondante, est vite apparu comme une solution au problème d'approvisionnement en eau des zones rurales. Deux solutions sont souvent proposées: le pompage sans batterie ou "au fil du soleil", Dans le pompage au fil du soleil, le réservoir joue le rôle de batterie mais au lieu de stocker l’énergie électrochimique, le réservoir stocke plutôt de l’eau pompée pendant la durée du grand ensoleillement. Le couplage direct de ces systèmes de pompage est établi pour fonctionner uniquement en journée. Du point de vue économique et technique, il existe plusieurs avantages pour ce système : Ce système est le plus récurrent et le plus sollicité car moins couteux Ce système a une longue durée de fonctionnement et un bon rendement. Son installation est facile du point de vue technique. Son entretien est facile et ne nécessite pas un personnel qualifié. le pompage avec batterie. Le pompage avec batterie utilise des batteries pour stocker de l’énergie électrique produite par les panneaux solaires pour assurer l’alimentation en eau pendant la nuit et pendant les temps nuageux. C’est un système couteux, qui n’est pas très sollicité Compte tenu du cout additionné du système avec batterie, les problèmes de maintenance de la batterie et de l’obligation de la remplacée après trois à six ans d’usage, la solution au fil du soleil est donc préférée. 12 Figure 1.1 : Courbe du débit en fonction de l’ensoleillement au fil du soleil et avec Batterie C'est le système de pompage au fil du soleil qui est le plus répandu. Car une analyse sur le cycle de vie le rend plus compétitif que le pompage photovoltaïque avec batterie. 1.2- Les composants d’un système pompage photovoltaïque Comme dit précédemment, un système de pompage photovoltaïque se présente fondamentalement de deux façons selon qu’elle fonctionne avec ou sans batterie. Alors que cette première utilise une batterie pour stocker l’électricité produite par les modules, la pompe sans batterie, plus communément appelée « pompe au fil du soleil », utilise un réservoir pour stocker l’eau jusqu’au moment de son utilisation. La pompe avec batterie permet de s’affranchir des aléas du soleil et des problèmes d’adaptation entre générateur photovoltaïque et motopompe. Le débit de pompage peut se faire à la demande, lorsque les utilisateurs en ont besoin, ou permettre un pompage régulier durant toute la journée. Dans ce dernier cas, l’utilisation d’un réservoir de stockage pour l’eau sera nécessaire afin de pouvoir fournir à la demande d’eau. 1.2.1. Caractéristiques du débit pour le pompage au fil du soleil et avec batterie Compte tenu du coût additionnel du système avec batterie, des problèmes de maintenance de la batterie et de l’obligation de la remplacer après 3 à 5 ans d’usage, la solution au fil du soleil est présentement préférée. Néanmoins, celle-ci présente certains inconvénients qu’il ne faut pas négliger lors de son choix : - Il est impossible de pomper au-dessous d’un certain niveau d’éclairement, la pompe ne pouvant être amorcée sous une certaine puissance fournie. Il y a donc perte d’énergie au début et à la fin de la journée. 13 - Parce que le rendement des pompes diminue en dehors de leur puissance nominale de fonctionnement, le système nécessitera l’utilisation d’un adaptateur de charge. Ceci est particulièrement nécessaire pour les pompes volumétriques. - Le débit de la pompe ne sera pas constant et le rabattement du puits ou du forage peut être trop élevé durant certaines périodes de la journée. 2.2. Les types de pompes Les pompes à eau sont habituellement classées selon leur principe de fonctionnement, ils sont de type volumétrique ou centrifuge. L’utilisation d’un type de pompe ou de l’autre dépend des conditions d’écoulement du fluide. De manière générale si l’on veut augmenter la pression d’un fluide on utilisera plutôt des pompes volumétriques, tandis que si l’on veut augmenter le débit on aura recours aux pompes centrifuges. Figure 1.2 : Courbe de la pression en fonction du débit 1.2.2.1. La pompe volumétrique Elles sont appelées ainsi parce que le volume utile du corps de la pompe varie sans cesse au cours du fonctionnement. Ce volume croit en phase "aspiration" et décroit en phase "refoulement". Le débit est obtenu en multipliant la variation du volume au cours d’une aspiration par le nombre d’aspirations par unité de temps. La variation du volume est provoquée par le mouvement du piston (alternatif ou rotatif), il est possible de modifier le débit en agissant sur la course du piston, soit sur sa vitesse. En général, toutes les pompes volumétriques sont aspirantes (avec quelques restrictions pour le mouvex et les pompes à engrenages).Il n’est donc pas nécessaire de placer un clapet de retenu sur la ligne d’aspiration lorsque le niveau du liquide est plus bas que la pompe. Cependant et en raison de l’usure progressive des organes, il est tout de même recommandé de prévoir ce clapet dans tous les cas où la 14 hauteur géométrique d’aspiration est proche de la hauteur théorique maxi. Toutes les pompes volumétriques doivent démarrer en refoulement ouvert. Il existe deux types de pompes volumétriques à savoir : Les pompes volumétriques rotatives Les pompes volumétriques alternatives a) Pompes volumetriques rotatives a1) Caractères généraux des pompes volumétriques rotatives Avantages commun à toutes les pompes rotatives Rendement élevé Débit régulier Débit faible dû au principe Faible variation du débit avec la pression de refoulement. Construction robuste Pompage possible de fluide très visqueux Amorçage automatique en fonctionnement normal Inconvénients commun à toutes les pompes rotatives Nécessité d’installer au refoulement une soupape de sécurité, avec retour à l’aspiration. Appareils plus lourds et plus encombrants Impossibilité d’obtenir de grands débits sous faible pression Prix d’achat très élevé Frais d’entretien plus élevé b) Pompes volumétriques alternatives Cette catégorie de pompes fait appel à deux principes à savoir : Le déplacement d’un piston dans une chambre ou dans un cylindre La déformation de la membrane. Il existe plusieurs types de pompes volumétriques alternatives telles que les pompes à piston dans lesquels le pompage est assuré par un arbre de transmission très long, à partir d’un moteur électrique monté en surface. Ces machines ont donc un fonctionnement alternatif et nécessite de jeu de soupapes ou de clapets pour obtenir tantôt l’aspiration ou le refoulement dans le cylindre. Ces pompes ont généralement de faible débit. Remarques: - La pompe volumétrique transmet l’énergie cinétique du moteur en mouvement de va-et-vient permettant au fluide de vaincre la gravité par variations successives d’un volume raccordé alternativement à l’orifice d’aspiration et à l’orifice de refoulement. 15 - Les pompes à piston et les pompes à diaphragme sont utilisés dans les puits ou les forages profonds (plus de 100 mètres). L’entraînement est habituellement assuré par un arbre de transmission très long, à partir d’un moteur électrique monté en surface. - Le débit d’eau d’une pompe volumétrique est proportionnel à la vitesse du moteur. Mais son couple varie essentiellement en fonction de la hauteur manométrique totale (HMT) et est pratiquement constant en fonction de la vitesse de rotation du moteur. Le couple de démarrage est donc pratiquement indépendant du débit et sera proportionnel à la HMT. La puissance consommée sera proportionnelle à la vitesse. C’est pourquoi ces pompes sont habituellement utilisées pour les puits et les forages à grandes profondeurs et à petits débits d’eau. On les utilise parfois comme pompes de surface lorsque le couple est lent et irrégulier et que le débit demandé est faible, par exemple pour les pompes à main et les pompes éoliennes multi-pales. Structure d’une Pompe à piston (Pour de grandes profondeurs et de petits débits d’eau) Figure 1.3 : Caractéristiques d’une pompe volumétrique 16 Figure 1.4. Remarques Le couple est pratiquement constant en fonction de la vitesse Le débit est proportionnel à la vitesse. 1.2.2.2. La pompe centrifuge La pompe centrifuge transmet l’énergie cinétique du moteur au fluide par un mouvement de rotation de roues à aubes ou d’ailettes. L’eau entre au centre de la pompe et est poussée vers l’extérieur et vers le haut grâce à la force centrifuge des aubages. Afin d’augmenter la pression, donc la hauteur de refoulement, plusieurs étages d’aubages peuvent être juxtaposés sur le même arbre de transmission. Chaque étage fait passer l’eau à l’étage suivant en relevant la pression jusqu’à l’étage final, délivrant un volume d’eau à pression élevée. Ces pompes incluent les pompes submersibles avec moteur de surface ou submergé, les pompes flottantes et les pompes rotatives à aspiration. Cheminement de l’écoulement dans une pompe centrifuge à étages multiples Décharge Admission Figure 1.5. La pompe centrifuge est conçue pour une HMT relativement fixe. Le débit de cette pompe varie en proportion de la vitesse de rotation du moteur. Son couple augmente très rapidement en fonction de cette vitesse et la hauteur de refoulement est fonction du carré de la vitesse du moteur. La vitesse de rotation du moteur devra donc être très rapide pour assurer un bon débit. On utilisera habituellement les pompes centrifuges pour les gros débits et les profondeurs moyennes ou faibles (10 à 100 mètres). Structure d’une pompe submersible centrifuge à étages multiples 17 Les pompes centrifuges solaires sont aussi utilisées pour l’irrigation de petits maraîchages lorsque la HMT est faible, c’est-à -dire à partir d’un plan d’eau de surface, telle une rivière, et où la demande en eau est élevée. Figure 1.6. Structure pompe centrifuge flottante Figure 1.7. Caractéristiques d’une pompe centrifuge flottante Principe Une roue munie d'aubes ou d'ailettes, animée d'un de rotation, fournit de l'énergie cinétique dont une partie est transformée en pression, par réduction de vitesse. Caractéristiques Le couple augmente très rapidement en fonction de la vitesse 18 La vitesse du moteur entraînant la pompe est rapide et est de l'ordre de plusieurs milliers de tours/mn en vitesse nominale, Le débit varie dans le rapport des vitesses. Toutefois, il faut une vitesse minimum (ω0) à une HMT donnée pour obtenir un débit, La hauteur d'élévation est fonction du carré de la vitesse, La puissance absorbée, proportionnelle à Q x H, varie donc dans le rapport du cube des vitesses. Figure 1.8. a) Avantages de la pompe centrifuge La pompe centrifuge présente plusieurs avantages parmi lesquels : Les pompes centrifuges sont de construction simple et demande peu d’entretien Couts modérés et cout de maintenance faible Matériaux de corrosion très variés (fluide de corrosion possible) Pompes compactes et utilisées pour les puits et forages de moins de 100m. Bons rendements Débit continu et élevé En cas de dysfonctionnement du circuit de refoulement, la pompe ne subit aucun dommage. b) Inconvenients de la pompe centrifuge Pompes chères et souvent encombrantes Possibilité de panne mécanique (clapets) Frottements internes importants donc usure rapide 1.2.2.3. Choix des pompes Le choix d'un type de pompes se fera en fonction des caractéristiques hydrauliques de l'installation envisagée (débit, hauteur, etc..) mais aussi en fonction des conditions particulières d'utilisation (puits, forage etc..). 19 On distingue les pompes de surface et les pompes immergées en fonction de la hauteur d'aspiration. En effet, la hauteur d'aspiration est limitée à une valeur théorique de 10 m (pression atmosphérique en mètre d'eau), mais dans la pratique à 6 ou 7 m. - Les pompes de surface : Elles sont donc toujours installées à une hauteur inférieure à 6 ou 7 m par rapport à la surface de l'eau à pomper. Dans ce cas, on prévoit un dispositif pour assurer l'amorçage (clapet anti-retour). - Les pompes immergées : Elles se présentent souvent sous forme monobloc en forme cylindrique pouvant pénétrer dans un forage. Le moteur est : soit immergé (la transmission de puissance se fait par câbles) soit en surface (la transmission de puissance se fait mécaniquement par un arbre long reliant la pompe et le moteur.) Dans les deux types de pompes, une conduite de refoulement permet des élévations de plusieurs dizaines de mètres. Choix d’une pompe selon la HMT et le dé bit demandé Figure 1.9. 1.2.3. Les types de moteurs Quant aux moteurs utilisés, il est important de savoir que ces derniers convertissent l’énergie électrique en énergie mécanique. Ils peuvent être à courant continu ou alternatif. Dans ce dernier cas, un convertisseur électronique ou un onduleur est nécessaire pour convertir le courant continu 20 provenant d’un générateur photovoltaïque en courant alternatif. Pour cette raison, le choix d’un moteur à courant continu peut sembler, de prime abord, plus intéressant. Pour ceci, les moteurs utilisés sont les suivants : 1.2.3.1. Moteur à courant continu Pour ce type, on distingue les moteurs à balais et les moteurs à commutation électronique. Les moteurs à balais sont les plus communs, mais leurs balais doivent être changés périodiquement. Ceci est particulièrement problématique dans le cas des pompes à moteur immergé où la pompe doit être retirée du forage pour changer les balais. Les moteurs à commutation électronique (sans balais) utilisent un circuit électronique pour inverser le courant circulant dans le rotor. Ces moteurs ne requièrent pas autant de maintenance, mais le circuit électronique peut être une cause de problèmes et doit être conçu pour un environnement difficile. 1.2.3.2. Moteur à courant alternatif Le moteur à courant alternatif est utilisé de plus en plus pour les systèmes de pompage photovoltaïque. Le coût peu élevé du moteur, son faible besoin de maintenance et l’efficacité accrue des onduleurs solaires le rendent particulièrement attrayant pour les systèmes de pompage plus importants où le coût additionnel de l’onduleur est moins significatif. 1.2.4. Batteries ou accumulateurs L’emploi d’une batterie fixe le point de fonctionnement du groupe motopompe sur une plus petite plage de fonctionnement. Ainsi, la pompe fonctionne à couple constant, donc à rendement constant dans le cas d’une pompe volumétrique. Le démarrage d’une pompe centrifuge sera également plus efficace, la puissance de démarrage, plus élevée, pouvant être fournie dès le départ. 1.2.5. L’onduleur (moteur alternatif) La fonction principale de l’onduleur est de transformer le courant continu, produit par le générateur solaire, en courant alternatif monophasé ou triphasé. Les onduleurs de pompage sont en général à fréquence variable afin de permettre une variation de la vitesse de rotation de la pompe. 21 1.2.6. Le champ PV Pour une bonne adaptation du champ PV aux besoins, Les trois facteurs suivants doivent être étudiés : ce sont les besoins en eau, les données d’ensoleillement et le rendement du groupe motopompe choisi sur la plage de fonctionnement du système. 1.2.7. Le réservoir de stockage d’eau Le volume de stockage est souvent dimensionné entre 60 et 100% du volume moyen journalier de l’eau pompée. Par contre, en d’autres régions, la variation d’ensoleillement journalier oblige à choisir un réservoir suffisamment volumineux permettant de stocker l’eau pendant quelques jours afin de répondre à la demande en tout temps. 1.3- Structuration de la ressource en eau Les eaux souterraines se retrouvent sous plusieurs formes. Elles peuvent être sous forme de nappe libre, où le niveau de l’eau dans le forage correspond à celui de la nappe phréatique. Certaines nappes aquifères se retrouvent confinées par un plafonnement de couche imperméable. Celles-ci sont souvent réalimentées à partir d’un niveau plus élevé, et contiennent ainsi de l’eau sous pression. Il existe également des nappes perchées où l’eau se trouve emprisonnée dans des cavités lenticulaires imperméables, souvent tout près de la Surface. Figure 1.10 : Morphologie des nappes aquifères Pour satisfaire les besoins en eau des Hommes, il existe deux sources d'eau: les eaux souterraines (puits, forages), les eaux de surface (lacs, rivières, barrages,...). Pour la consommation humaine, ces eaux sont généralement contrôlées et traitées. La nature de la ressource en eau ou aquifère va conditionner le choix de la pompe. 22 1.4- Dimensionnement des systèmes de pompage solaire photovoltaïque 1.4.1. Quelques définitions: Hauteur manométrique totale (HMT) La hauteur manométrique totale (HMT) d'une pompe est la différence de pression en mètre de colonne d'eau entre les orifices d'aspiration et de refoulement. 𝐻𝑀𝑇 = 𝐻𝑎𝑢𝑡𝑒𝑢𝑟 𝑔é𝑜𝑚é𝑡𝑟𝑖𝑞𝑢𝑒 + 𝑝𝑒𝑟𝑡𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝑐ℎ𝑎𝑟𝑔𝑒𝑠 La hauteur géométrique C’est la hauteur entre la nappe d'eau pompée et le plan d'utilisation. Pertes de charges : Elles sont produites par les frottements de l'eau sur les parois des conduites. Elles s'expriment en mètre de colonne d'eau et représentent environ 10 à 20 % de la hauteur géométrique. Les pertes de charges sont fonction du débit de pompe, de la distance des Conduites de leur grosseur et de leur nature. Niveau statique (Ns) Le niveau statique d'un puits est la distance du sol à la surface de l'eau avant pompage. Niveau dynamique (Nd) Le niveau dynamique d'un puits est la distance du sol à la surface de l'eau pour un pompage à un débit donné. Ce niveau dépend du débit. La différence entre le niveau dynamique et le niveau statique est appelée rabattement. Rm est le rabattement maximal acceptable avant de stopper la pompe. Figure 1.11. 23 Puissance hydraulique La puissance hydraulique est la puissance théorique disponible ou nécessaire correspondant à un déplacement de niveau pour une certaine quantité d'eau. Le travail hydraulique est: 𝑊𝐻 = 𝑚. 𝑔. 𝐻 𝑜ù 𝑊𝐻 𝑒𝑠𝑡 𝑒𝑛 𝑗𝑜𝑢𝑙𝑒; 𝐻 = 𝐻𝑀𝑇 La puissance hydraulique est: 𝑃𝐻 (𝑊) = 𝑊𝐻 𝐻 𝐻 = 𝑚. 𝑔. = 𝜌𝑉. 𝑔. 𝑐𝑎𝑟 𝑚 = 𝜌𝑉, 𝑡 𝑡 𝑡 Ainsi, 𝑃𝐻 (𝑊) = 𝜌. 𝑔. 𝑄. 𝐻 = 1000∗9,81∗𝑄∗𝐻 3600 𝑃𝐻 (𝑘𝑊) = 𝜌 = 1000 𝑘𝑔⁄𝑚3 𝑒𝑡𝑔 = 9,81𝑚/𝑠 2 𝑄𝑗 𝐻 𝑄∗𝐻 𝑜𝑢 𝑃𝐻 = 2,725 ∗ 10−3 367 𝐸𝑖 Rendement d'une pompe 𝜼𝒑 𝜂𝑝 = 𝑃𝐻 𝑃𝑚 C'est le rapport entre la puissance hydraulique et la puissance mécanique (𝐶 𝜔) Rendement d'un moteur à courant continu 𝜼𝒎 𝜂𝑚 = 𝑃𝑚 𝐶𝜔 = 𝑃𝑒𝑙 𝑈𝐼 C'est le rapport entre la puissance mécanique (utile) et la puissance électrique (fournie). 1.4.2. Dimensionnement d’un système de pompage photovoltaïque a) Données nécessaires Le débit Q C’est la quantité d'eau que la pompe peut fournir durant un intervalle de temps donné. En pompage solaire, 𝑄 est exprimé en m3/h ou m3/J. Le débit 𝑄 est déterminé par les besoins en eau. La HMT (voir précédemment), Le gisement solaire c'est à dire l'ensoleillement 𝐸𝑖 en kWh/m²/ jour. b) Dimensionnement du générateur Le dimensionnement du générateur photovoltaïque nécessaire peut être effectué en suivant les étapes ci-dessous: 24 étape 1 : Arrêter la configuration du système. Ce qui détermine la chaîne de rendement étape 2 : Calcul du débit horaire 𝑄𝑚𝑎𝑥 = 𝑄𝑗𝑜𝑢𝑟𝑛𝑎𝑙𝑖𝑒𝑟 / 6 (choix de la pompe) étape 3 : Calcul de puissance hydraulique nécessaire 𝑃𝐻 (𝑘𝑊) = 𝑄𝑗 (m3 /h) 𝑥 𝐻(𝑚) / 367 étape 4 : Calcul de la puissance mécanique 𝑃𝑚 = 𝑃𝐻 / 𝜂𝑝 étape 5 : Calcul de la puissance électrique du moteur 𝑃𝑒𝑙 = 𝑃𝑚 / 𝜂𝑚 étape 6 : Calcul de la puissance fournie par le générateur solaire à 800W/m² en tenant compte des différentes pertes (Température, poussière, chute de tension dans les câbles) : 𝑃𝑔 = 𝑃𝑒𝑙 /0,9 étape 7 : Calcul de la puissance crête du générateur (Puissance maximale fournie sous 1 kW/m²) : 𝑃𝑐 = 𝑃𝑔 /0,8 étape 8 : Choix de la tension nominale à la sortie du générateur (imposée par la charge) étape 9 : Calcul de 𝑛𝑠 et 𝑛∕∕comme précédemment Remarque: On peut aussi utiliser la formule ci-dessous: 𝑃𝑐 = 2,725 ∗ 10−3 𝑄𝑗 𝐻 𝐾𝑝 𝜂𝑜𝑛𝑑 𝜂𝑚𝑝 𝐸𝑖 𝑄𝑗 en m3/j ; H en m 𝐾𝑝 = coefficient de productivité moyen du générateur PV (typiquement 0,8 au fil du soleil, 0,6 avec batterie) 𝜂𝑜𝑛𝑑 = rendement journalier moyen de l'onduleur (𝜂𝑜𝑛𝑑 = 1 si pas d'onduleur) 𝜂𝑚𝑝 = rendement journalier moyen du groupe motopompe 𝜂𝑚𝑝 = 𝜂𝑚 ∗ 𝜂𝑝 𝐸𝑖 = ensoleillement journalier moyen en kWh/m²/.J c) Exemple de dimensionnement Il s'agit de déterminer un générateur PV pour alimenter un village de 500 personnes environ à partir d'un puits de HMT égale 15 m. En considérant une consommation moyenne de 50 litres/habitant/jour, les besoins journaliers en eau (𝑄𝑗 ) s'élèvent à 25 m3/jour. Nous considérons un système fonctionnant au fil du soleil. étape 1 : La chaîne de rendement est le suivant : 25 Figure 1.12. étape 2 : 𝑄𝑚𝑎𝑥 = 𝑄𝑗 / 6 = 25 / 6 = 4,017 𝑚3/ℎ. On choisira une pompe centrifuge ayant un débit maximum de l'ordre 4 m3/h correspondant à un ensoleillement de 800 W/m² (cas le plus réaliste). Son rendement est de l'ordre 0,5 au point de fonctionnement. étape 3 : 𝑃𝐻 = 𝑄𝑗 𝑥 𝐻 / 367 = 4 𝑥 15 / 367 = 0,163 𝑘𝑊 étape 4 : 𝑃𝑚 = 𝑃𝐻 / 𝜂𝑝 = 163 / 0,5 = 326 𝑊 étape 5 : 𝑃𝑒𝑙 = 𝑃𝑚 / 𝜂𝑚 = 326/0,85 = 383,53 𝑊 étape 6 : 𝑃𝑔 = 𝑃𝑒𝑙 /0,9 = 383,53 / 0,9 = 426,1 𝑊 étape 7 : Puissance crête 𝑃𝑐 = 𝑃𝑔 /0,8 = 426,1 / 0,8 = 532,68 𝑊 étape 8 : Tension d'utilisation en régime normal = 60 V étape 9 : Calcul de 𝑛𝑠 et 𝑛∕∕ Le point de fonctionnement d'un module se trouve autour de 15 V. Donc 𝑛𝑠 = 60 / 15 = 4 𝑛𝑡 = 𝑛𝑠 ∗ 𝑛∕∕ = 𝑛∕∕ = 𝑃𝑐 𝑃𝑐𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑒 𝑠𝑜𝑖𝑡 𝑛∕∕ = 𝑃𝑐 𝑛𝑠 ∗ 𝑃𝑐𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑒 532,68 = 4,035 𝑠𝑜𝑖𝑡 𝑛∕∕ = 4 4 ∗ 33 (on a retenu des modules de 33 Wc). Le schéma de principe de l'installation est représenté sur la figure 2 26 Figure 1.13. Il faut bien vérifier que les capacités du forage sont en accord avec celles de la pompe. Autrement il y a lieu de prévoir une détection de manque d'eau dans le forage ou du puits. 1.5- Installation d’une station de pompage pv L’emplacement du générateur photovoltaïque dépend de la position de la charge à alimentée (dans le souci de minimiser les pertes en ligne tellesques les chutes de tension et les pertes de charge) dans le cas d’un pompage il dépend de la ressource aquifère et de la géographie de la zone. L’objectif de cette partie est de familiariser le lecteur aux techniques et aux pratiques courantes permettant la mise en place, les essais et la mise en exploitation des stations de pompage photovoltaïque. 1.5.1. Emplacement et installation du générateur photovoltaïque Le générateur solaire ne fonctionnera pas correctement si certaines conditions d’emplacement et de positionnement ne sont pas respectées. Dans l’hémisphère nord, le champ photovoltaïque, lorsqu’il est fixe, doit presque toujours faire face au sud vrai (et non au sud magnétique) ou sud géographique. L’inclinaison du champ de modules (angle entre l’horizontale et la surface du champ) est choisi en fonction de la latitude du lieu. Si les obstacles environnants (arbres, maisons…) projettent de l’ombre sur le champ ou même sur un seul module, le rendement du générateur en sera considérablement réduit. Il est donc absolument nécessaire d’éviter que les panneaux soient à l’ombre durant la 27 journée, particulièrement lors des périodes de fort ensoleillement (généralement, de 8h du matin à 16h de l’après-midi). a) Orientation des panneaux Nous avons vu dans le cours d’Energie solaire PV, la nécessité d’orienter le capteur plein sud pour les sites dans l’hémisphère nord, et plein nord dans l’hémisphère sud. Ainsi, pour un site dans l’hémisphère nord, la première difficulté lors de l’installation des panneaux sera de pouvoir déterminer avec précision où se trouve le sud vrai. Pour déterminer le sud vrai: Situer le nord magnétique à l’aide d’une boussole, puis effectuer la correction entre ce nord magnétique et le nord vrai (nord géographique); le sud vrai se trouvera directement à l’opposé du nord vrai. Observer l’ombre faite par une tige verticale aux environs de midi; l’ombre la plus courte indique l’axe nord-sud vrai. Les rangées du champ de modules PV devront être installées sur un axe est-ouest perpendiculaire à l’axe nord-sud vrai. Les modules feront face au sud. Tableau 1 1: Déclinaison magnétique de quelques sites en Afrique de l’ouest I.2. Inclinaison des panneaux Figure 1.14 : Utilisation de l’inclinomètre et d’un niveau pour déterminer l’inclinaison L’orientation étant obtenue, on utilisera un inclinomètre ou un gabarit (voir figure 1.14) pour incliner les panneaux à l’angle adéquat. Si la latitude du site est comprise entre 0° et 10°, on choisira 28 une inclinaison minimale de 10° pour faciliter le nettoyage du panneau et l’écoulement des eaux de pluie. Le gabarit est une équerre en bois ou en carton épais (éviter les matériaux pouvant rayer la surface de panneaux) ayant un angle égal à la latitude du site. La figure 1.14 explique le mode d’utilisation de cet outil. On remarquera qu’un même gabarit peut être utilisé pour des sites de latitudes à peu près égales (à 5° près). b) Positionnement du générateur sur le site Il est nécessaire d’éviter que les modules reçoivent de l’ombre projetée par un obstacle quelconque (bâtiment, arbre, etc.) durant toute l’année. L’occlusion d’une petite partie du générateur diminuera de beaucoup son rendement. Afin de faciliter le positionnement du générateur sur le site, la figure 1.15 indique les distances minimales à respecter pour un ensemble d’obstacles au nord, au sud, à l’est et à l’ouest du générateur. Figure 1.15 : Positionnement du générateur par rapport aux obstacles 29 Cette méthode permet généralement de choisir un emplacement adéquat. Cependant, si un obstacle semble particulièrement gênant, on aura recours à la méthode suivante: Pour chaque obstacle particulièrement gênant: choisir l’emplacement du module le plus proche de l’obstacle (point P); mesurer la distance L qui sépare l’obstacle O du point P; estimer (ou mesurer) la hauteur H de l’obstacle par rapport à l’emplacement choisi; mesurer l’angle entre la direction de l’obstacle (axe PO) et la direction sud; cet angle (a) représente l’azimut relatif de l’obstacle. Figure 1.16 : Coordonnées d’un obstacle Avec ces données, utiliser le monogramme de la figure 1.17 dans le sens des aiguilles d’une montre: à partir des valeurs de L et H, déterminer l’angle de l’obstacle (h) en degrés; déterminer la hauteur effective de l’obstacle à partir de l’azimut relatif (a); à partir de la latitude du site, déterminer la distance effective de l’obstacle. 30 Si la distance effective est inférieure à la distance limite Dm (c’est-à-dire si l’on est à droite de Dm, dans la zone non hachurée (figure 1.17)), l’obstacle n’est pas gênant. Par contre, si cette distance effective est supérieure à Dm (c’est-à-dire si l’on est à gauche de Dm, dans la zone hachurée (figure 1.17)), l’obstacle est très gênant; il faut donc déplacer le panneau ou l’obstacle (si cela est possible). Figure 1.17: Monogramme servant à calculer les ombres Tiré du manuel Le Pompage solaire photovoltaïque (Dangroup). 1.5.2. Assemblage et fixation du générateur PV 1.5.2.1. Assemblage mécanique Les modules PV seront montés selon les instructions du fournisseur. Ils doivent être situés à l’abri des jeux d’enfants, des chutes d’objets, du bétail, etc., et faciles d’accès pour en permettre le nettoyage. Il est important de prévoir une clôture de protection. Cette clôture doit être installée à au moins deux mètres des panneaux. Lorsque le champ de modules est réparti en plusieurs rangées, il est nécessaire d’espacer chaque rangée suffisamment, de manière à éviter qu’il y ait de l’ombre sur les modules. Les modules seront montés à une hauteur d’au moins un mètre du sol afin de favoriser 31 leur refroidissement par convection. Des bases en béton doivent être coulées pour tous les supports (panneaux, clôtures…). Ces fondations doivent non seulement empêcher que les panneaux s’enfoncent ou soient renversés par le vent, mais aussi garantir le maintien de l’inclinaison et de l’orientation des panneaux. Il est souvent conseillé de construire une dalle en béton armé, mais cette solution exige un terrain plat et une grande masse de béton, ce qui n’est pas convenable pour certains sites parfois très éloignés. Il sera alors préférable de fabriquer des fondations en blocs de béton car elles exigent moins de béton, ne requièrent pas beaucoup d’excavation et l’alignement des blocs est facile à réaliser. Les fondations à poutre d’appui constituent un compromis très convenable en terrain vallonné. La capacité des fondations à résister aux mouvements verticaux dépend du poids du bâti et de la solidité du sol (composition, densité, cohésion…); c’est pour cette raison qu’il est recommandé d’effectuer une analyse préalable du sol. Les modules seront fixés à leurs châssis à l’aide de visseries fournies par le constructeur. Pour ces fixations, il est recommandé d’employer autant que possible des boulons en acier inoxydable ou de même matériau que le châssis des modules afin d’éviter la corrosion due à l’électrolyse des métaux. Pendant l’exécution des raccordements électriques, couvrir les modules d’un matériau couvrant (plastique, toile…). Si l’on a une seule rangée de modules, on alignera toutes les boîtes de connexion d’un même côté. Pour plusieurs rangées de modules, il est recommandé d’aligner les boîtes des différentes rangées de modules les unes en face des autres. Toutes les boîtes de connexion non enterrées seront placées à une hauteur d’au moins 50centimètres du sol. Tous les passages de câbles au niveau des boîtes devront être étanches, cette étanchéité pouvant être renforcée par l’utilisation de résine au silicone. Les câbles entre le champ PV et la boîte de contrôle et la pompe seront sous gaine et enterrés dans une tranchée d’au moins 50 centimètres de profondeur. 1.5.2.2. Assemblage électrique Lors du montage des modules, on respectera la désignation des bornes et leurs polarités. On raccordera les panneaux du champ en partant de la tension la plus faible. Les connexions devront être réalisées par petits groupes, de manière à repousser la réalisation des circuits à tension plus élevée le plus près possible des connexions finales. Il est important d’effectuer un bon serrage des câbles et des presse-étoupe, et de s’assurer d’une bonne étanchéité aux différents points d’entrée de câble. Avant l’entrée aux boîtiers, il est sécuritaire de prévoir une boucle (parfois appelée «goutte d’eau») (voir figure 1.18). Cette boucle a deux fonctions. Elle empêche l’eau de ruisseler directement dans la boîte de jonction et elle évite les tensions au niveau des câbles. Pour éviter les 32 contraintes d’arrachement aux presse-étoupe, il est également recommandé de maintenir les câbles par des attaches. Figure 1.18 : Étanchéité des boîtes de jonction Une mise à la terre du générateur et des boîtes de contrôle sera effectuée afin de le protéger contre toute surtension que pourrait occasionner la foudre. Toutes les parties métalliques devront être reliées entre elles et un seul point sera relié à un piquet de mise à la terre. Ce piquet devra être suffisamment enfoncé dans la terre pour produire une bonne masse (voir figure 1.19). Le câble reliant le piquet au châssis et différents boîtiers sera en cuivre à brin torsadé avec une résistance maximale de 10 Ω en tout point. Le câble extérieur sera protégé contre les intempéries grâce à un tuyau protecteur ou par un isolement thermodurcissable pouvant résister à une température de service d’au moins 90°C. L’utilisation de PVC est interdite. Figure 1.19: Différents branchements de mise à la terre selon la topographie du sol 33 1.6- Préparation et installation du groupe motopompe Le couplage de la pompe au moteur devra être fait conformément aux instructions du manufacturier. Néanmoins, les opérations suivantes méritent d’être soulignées avec une attention particulière. 1.6.1. Inspections préliminaires Avant d’être couplé, le groupe motopompe devra subir un certain nombre de vérifications. Ceci est particulièrement important pour les groupes motopompes immergés. Parce qu’ils sont difficilement accessibles pour une maintenance régulière, et parce qu’ils sont immergés dans l’eau, les vérifications suivantes devront être faites minutieusement: 1.6.1.1. Vérification de l’intégrité du moteur Le moteur est rempli d’une huile spéciale qui lui assure un bon roulement et empêche l’eau de s’y infiltrer (pompe immergée). Il arrive parfois que cette huile s’écoule lors du transport ou du stockage. Si un écoulement est constaté, enlever la vis de montage du moteur, en tenant le moteur en position verticale (corps de pompe vers le bas), et injecter l’huile fournie par le manufacturier avec une seringue jusqu’à ce qu’elle s’écoule. Revisser et vérifier l’étanchéité. Vérifier le roulement du moteur en tournant l’axe à la main (moteur séparé de la pompe). 1.6.1.2. Vérification de l’alimentation électrique S’assurer que la tension et la fréquence (moteur ca) indiquées sur la plaque signalétique du moteur sont bien compatibles avec le type de conditionneur ou d’onduleur utilisé. S’assurer que le câble d’alimentation du moteur est bien dimensionné pour la distance à parcourir jusqu’au générateur PV. Les pertes électriques par effet Joule ne doivent pas excéder 3% de la tension d’utilisation nominale du moteur. Ces pertes sont fonction du courant qui traverse le câble. On prendra comme référence le courant optimal de la pompe ou le courant de court-circuit du générateur, pour les calculer. 1.6.1.3. Vérification de l’intégrité du câble de liaison L’état de la gaine et l’étanchéité du câble moteur et du câble immergé devront être vérifiés minutieusement. Une attention particulière devra être portée au serrage des vis et à l’étanchéité de la jonction entre le câble moteur et le câble immergé. 1.6.1.4. Vérification de l’emplacement de montage de la pompe dans le puits ou le forage (pompe immergée) Sur la base des essais de pompage, on vérifiera si l’emplacement prévu pour installer la pompe permet d’avoir un niveau d’eau d’au moins 5 mètres au-dessus du corps 34 d’aspiration lors du fonctionnement normal de la pompe. 1) On s’assurera également que le moteur ne touche pas le fond du puits ou qu’il ne s’expose pas à un enlisement dans la boue. Dans un forage, on s’assurera que la crépine de la pompe soit au-dessus de la crépine posée lors du creusage du forage.Le couplage de la pompe avec le moteur doit se faire avec minutie et précision. L’axe de transmission du moteur doit s’insérer parfaitement dans l’arbre de la pompe. Le tout doit être scellé afin de ne pas laisser passer l’eau dans le moteur ni de l’air dans la pompe. 2) Le raccord de la conduite d’eau au corps de la pompe doit être dans un alliage identique à celui-ci afin d’éviter les phénomènes d’électrolyse entre les deux pièces métalliques. 1.6.2. Installation du groupe motopompe Une fois que ces vérifications sont faites, le groupe motopompe est prêt à être installé sur le site. Pompes immergées Pour faciliter la descente dans le forage (ou le puits) ou lors de la remontée en surface de la pompe, un câble en acier inoxydable, appelé élingue, est fixé dans les trous prévus à cet effet, à la tête de la pompe. En aucun cas, on ne doit se servir du corps de la pompe ou du moteur pour fixer ce câble. Pour les pompes installées dans un forage profond, un treuil peut être utilisé pour bien centrer la pompe dans le forage et la descendre plus facilement. La conduite d’eau est habituellement faite en tube de polyéthylène ou en acier inoxydable. Le tube de polyéthylène est déroulé à mesure que la pompe est descendue dans le puits ou le forage. Figure 1.20: Descente de la pompe dans le forage Les conduites en acier inoxydable sont assemblées entre elles par brides ou manchons. Pour mieux résister au couple de torsions à l’arrêt et au démarrage du moteur, tous les filets des conduits devront être très fins. Il est recommandé d’utiliser un produit adhésif commercial comme frein- filet. 35 Pour permettre à la pompe et au conduit d’eau de prendre leur position verticale, le câble doit être relâché après le montage du dernier tube de colonne. Pour pouvoir retirer ultérieurement la pompe du forage, il est recommandé de fixer le câble en acier inoxydable au socle en béton au niveau de la tête du forage. Le câble électrique sera fixé à la colonne montante à l’aide de colliers élastiques du type attachecâbles. Une fixation sera prévue juste au-dessus et en dessous de la jonction du câble provenant du moteur et du câble submersible. Le câble sera ensuite attaché tous les 3mètres. Les tubes en polyéthylène peuvent s’allonger d’environ 2% durant leur durée de vie utile. Il faut donc prévoir un jeu d’environ 6 centimètres pour chaque fixation distante de 3 mètres. Lorsque la pompe est descendue à la profondeur désirée, il est recommandé de terminer sa fixation par un joint ou des colliers de fer reposant sur le socle en béton. Noter que, pour une pompe équipée de tubes en polyéthylène, la profondeur d’installation de la pompe devra tenir compte de l’allongement éventuel du tube. Pompes de surface On distingue deux types de pompes de surface: les pompes flottantes et les pompes par aspiration. Les pompes flottantes sont en général des pompes immergées qui sont installées juste au-dessous de l’eau, sur un flotteur. Ces pompes sont installées sur un plan d’eau (lac ou rivière) où le niveau de l’eau est fluctuant et où le fond de l’eau peut être trouble. Leur installation est similaire à celle des pompes immergées, excepté que le conduit est habituellement en polyéthylène flexible, permettant un certain mouvement de la pompe flottante. Les pompes par aspiration sont installées à une certaine distance du point d’eau. Un tuyau d’aspiration relie alors le point d’eau et la pompe. Ce genre de pompe comporte certaines caractéristiques qu’il est important de comprendre: la hauteur maximale d’aspiration est de 7 mètres; ces pompes doivent souvent être amorcées manuellement; le tuyau d’aspiration doit être installé en un endroit propre; une crépine doit être prévue pour filtrer les déchets, celle-ci peut être flottante; la pompe est habituellement fixée sur un socle; l’entretien de ce genre de pompe est facile. 36 1.7- Installation et connexion du conditionneur d’énergie Afin d’éviter une surchauffe excessive du conditionneur de charge (onduleur cc-ca ou convertisseur cc-cc), celui-ci ne doit jamais être exposé en plein soleil. Il peut être monté à l’ombre, par exemple sur les jambes-support des panneaux, en prévoyant un dégagement d’au moins 10centimètres tout autour afin de faciliter son refroidissement par convection. Il peut également être monté dans un coffret de contrôle qui sera protégé des rayons du soleil. L’emplacement du conditionneur doit non seulement le protéger des contraintes atmosphériques (pluies, chaleur, poussières…) mais aussi être facile d’accès pour les travaux d’entretien ou de dépannage. Pour assurer un raccordement solide et bien étanche à l’eau et aux poussières, les trous d’entrée des câbles au fond du boîtier du conditionneur sont souvent équipés de presse-étoupe en caoutchouc munis d’un diaphragme. Ces presse-étoupe servent également de soutien au câble. Pour protéger l’installation contre les surtensions dues à la foudre, un varistor à oxyde métallique (movistor) est installé à l’entrée du conditionneur (figure 1.21). Ce movistor absorbe la charge provoquée par la foudre en agissant comme un condensateur lorsqu’il détecte une tension anormalement supérieure aux conditions de fonctionnement. En absorbant l’énergie de la foudre, le movistor s’autodétruit et doit être remplacé. Figure 1.21: Composants d’un générateur photovoltaïque 1.8- Distribution de l’eau Le dimensionnement des réservoirs, des conduites et des canaux d’irrigation (ou de distribution de l’eau) doit correspondre aux besoins en eau des populations ou des cultures irriguées. Le réservoir d’eau permet un stockage indirect de l’énergie, tout en assurant aux populations une certaine autonomie pour d’éventuelles journées sans soleil. 37 1.8.1. Construction du réservoir Les méthodes et les matériaux utilisés pour construire les réservoirs varient selon les qualifications locales et les matériaux disponibles. Les principaux matériaux utilisés dans la construction des réservoirs de stockage sont: le ferro-ciment, la maçonnerie ou les blocs de béton, le béton renforcé avec du bambou, le plastique, le fer ou la tôle galvanisée. Les réservoirs en ferro-ciment sont les plus utilisés. Leur principal avantage est d’être constitué de matériaux couramment disponibles (ciment, sable, eau, fil de fer). Leur construction demande surtout un effort manuel, de telle sorte que les usagers peuvent apporter leur aide en utilisant des outils de base. Ils sont habituellement moins chers que les autres types de réservoirs et leur durabilité a été prouvée. Des rapports indiquent fréquemment des réservoirs de plus de 25 ans d’usage. Les techniques de construction nécessitent peu de matériaux, comparativement aux réservoirs traditionnels en béton. Les épaisseurs minimales sont de 2 centimètres pour une hauteur de 1 mètre et de 4 centimètres pour une hauteur de réservoir de 2 mètres. Si des pierres de dimensions appréciables (ou éventuellement des blocs de béton) sont facilement disponibles, celles-ci peuvent également être utilisées pour la construction des murs des réservoirs en maçonnerie. L’intérieur du réservoir doit être revêtu d’un crépi imperméable (1centimètre) pour empêcher toute fuite à travers ce type d’ouvrage. Des exemples de ce type de réservoirs existent en Afrique de l’Ouest pour la collecte et le stockage de l’eau de pluie. Au Kenya et en Asie, des paniers ont été utilisés comme ossature au dessus de laquelle un crépi (ciment, eau et sable) d’une épaisseur d’environ 2 ou 3centimètres a été appliqué. En Thaïlande, du bambou est utilisé comme renforcement des réservoirs en béton qui sont coulés dans des moules préfabriqués. Ceux-ci ont duré plusieurs années sur le terrain avec peu de problèmes de maintenance. Bien qu’ils soient utilisés principalement pour les systèmes de collecte des eaux de pluie, ils peuvent aussi être employés pour les systèmes de pompage solaire. Des réservoirs en acier sont utilisés dans plusieurs régions. Le coût de ces réservoirs est généralement élevé et, selon la qualité du métal, leur durée de vie peut être brève. Par exemple, les réservoirs en feuilles d’acier ondulées ne durent pas plus de 5 ans sous un climat humide, un peu plus s’ils sont en acier galvanisé. Des problèmes de corrosion et de rouille sont fréquents sur les 38 réservoirs en acier. Finalement, de nouveaux réservoirs faits entièrement en plastique peuvent être utilisés pour de petites applications. Par exemple, une firme ghanéenne produit maintenant un réservoir appelé «Polytank» avec des dimensions allant jusqu’à 5m3. Dans les pays développés, des réservoirs en plastique de plus grandes dimensions sont également utilisés pour le stockage de l’eau. 1.8.2. Construction des conduites d’eau et des canaux d’irrigation Réseaux de distribution La construction d’un réseau de distribution qui doit amener l’eau du réservoir directement aux usagers nécessite les services d’un professionnel. Il faut veiller à fournir une pression et une circulation d’eau adéquates partout à l’intérieur du réseau. Il existe cependant des logiciels qui facilitent la conception de tels systèmes. Les réseaux branchés aux systèmes de pompage solaire sont habituellement simples et petits. 39 Chapitre 2 : L’électrification rurale par les systèmes photovoltaïques 2.1- Introduction L'accès à l'énergie est un élément fondamental pour le développement humain. Le développement économique qu'ont connu de nombreuses régions dans le monde depuis plus d'un siècle est allé de pair avec une croissance importante de la demande énergétique. Malheureusement, d’après le chiffre de l’Agence Internationale de l’Énergie (AIE), plus de 1,3 milliards d’habitants dans le monde n’ont pas accès à l’électricité. Des efforts sont entrepris au niveau de l’instance internationale avec la création d’une Agence Internationale des Énergies Renouvelables (IRENA) donc le but est de promouvoir une transition rapide vers la généralisation et l’utilisation durable des sources d’énergies renouvelables à l’échelle mondiale. Ces régions sont en effet celles qui présentent le taux de pénétration le plus faible en matière d'accès à l'électricité et donc le potentiel de croissance le plus important. Le Cameroun dispose d’une hétérogénéité des sources énergétiques pouvant le conduire à l’indépendance énergétique, mais ces sources sont peu valorisées pour répondre à la demande énergétique nationale, soit un déficit qui oscille entre 520 et 650MW (ARSEL, 2012). Le taux d’accès à l’électricité au niveau national est de 40 % (ARSEL, 2012). La situation est plus préoccupante dans les zones rurales et périurbaines où le taux d’accès à l’électricité est environ 20% (MINEE) et constitue un frein pour le développement économique et social du Cameroun. Les défis inhérents aux projets d'électrification rurale sont nombreux: faible densité de population, distances importantes, faible consommation d'électricité, coûts d'investissement élevés, etc. Ajoutons à cela que les revenus de population-cible sont généralement bas et qu'ils ne peuvent en général assumer à eux-seuls le coût de l'extension du réseau électrique ou de l'installation d'un système décentralisé. 2.2- État de l’Électrification Rurale au Cameroun L’électrification rurale est l’accès à l’électricité des zones de faibles agglomérations et éloignées des centres urbains. Son enjeu au Cameroun est crucial qu’une intervention de pouvoir public est nécessaire pour réduire la pauvreté et améliorer la qualité de vie dans les zones rurales. C’est ainsi que la mise en place de l’Agence d’Électrification Rurale vise à mener les actions dans ce sens. À l’état actuel, le Cameroun compte: 40 - 254 localités urbaines non électrifiées et 109 localités urbaines sont électrifiées ; - 13634 localités rurales dont 3000 sont électrifiées. Des nombreux critères ont été définis par AER pour le choix des localités à électrifier: - Le nombre d’habitants (300 minimum) ; - Une source d’énergie bien identifiée ; La distance entre la localité et le réseau électrique (≤ 12 Km) dans le cadre d’extension Réseau: - Le poids démographique et l’existence des infrastructures socio-économiques ; - L’acceptation du projet par la population et l’accessibilité à la localité. L’absence du réseau électrique dans les zones reculées se justifie d’une part, par la faible rentabilité de celui-ci et d’autre part la faible exploitation des sources des énergies renouvelables que regorge le pays. L’état de lieu actuel est caractérisé par: - Un faible taux d’électrification rurale inférieur à 20% ; - Une utilisation marginalisée des énergies renouvelables ; - les infrastructures électriques majoritairement concentrées dans les chefs-lieux des unités administratives ; - Un modèle d’électrification accentué sur l’extension réseau ; - Un mode d’utilisation d’électricité basée plus sur l’éclairage. En ce qui concerne le financement des projets d’électrification, en plus de fonds d’énergie rurale créé par le décret présidentiel N°2009/409 du 10/1012/09 et logé à l’agence d’électrification rurale. On note également la participation significative des partenaires au développement tels que la Banque Islamique de développement, Union Européenne, l’Espagne, Banque Mondiale et Banque Africaine de développement etc. le Tableau 2.1 indique les prix du Km par extension au réseau appliqués à l’AER. Ce tableau met en évidence les prix par Km appliqués dans le cadre des projets d’électrification rurale par extension du réseau électrique utilisant les poteaux en bois. On constate qu’un Kilomètre d’une ligne BT monophasée coûte plus de 7 000 000 FCFA et constitue un véritable obstacle pour les acteurs d’électrification et pour les localités éloignées du réseau électrique. Dans la suite, nous allons donner un apperçu sur les technologies de systèmes d’électrification rurale existante. Il est remarqué que le Cameroun possède un potentiel important en énergie solaire. Mais, ce dernier tarde à être valorisé et intégré dans les projets d’électrification rurale. 41 Tableau 2. 1 : Prix du Km par extension au réseau appliqués à l’AER Au regards de ce qui précède, une constante se dégage, sur le plan local aucune recherche ne s’est véritablement focalisée aux systèmes d’électrification rurale individuelle, notamment par les systèmes PV. Tous les chercheurs se sont plus intéressés à la description des énergies renouvelables dans sa globalité en Afrique ou à l’analyse des obstacles liés à l’électrification rurale. Nous nous proposons ainsi d’évaluer le meilleur modèle à mettre en œuvre pour une électrification rurale appropriée par les systèmes PV dans les projets d’électrifications des localités éloignées du réseau et des ménages dispersés. 2.3- Besoins énergétiques des zones rurales non électrifiées Dans les pays en voie de développement, on distingue en zone rurale deux types d’utilisateurs; les ménages agricoles et les utilisateurs relevant du secteur des services (le petit commerce, l’artisanat, l’éducation, les centres de santé, etc). Les ménages agricoles sont en volume global les plus gros demandeurs d’énergie. Leurs besoins énergétiques correspondent au pompage de l’eau, à l’éclairage, à la cuisson, au froid et à l’utilisation d’appareils électriques tels que l’audiovisuel. L’éclairage correspond bien évidemment au principal besoin énergétique. L’utilisation de moyens traditionnels tels que les lampes à pétrole, les bougies ou les lampes torches y répond naturellement très mal. L’audiovisuel (radio ou télévision) représente 42 également une demande très forte du monde rural. En effet, il permet un lien avec le monde extérieur et une limitation de l’exode rural. De plus, l’irrigation semble avoir une importance de plus en plus croissante dans les besoins énergétiques puisque celle-ci permet d’une certaine manière l’augmentation des rendements de la production agricole et donc une certaine autosuffisance alimentaire. Par contre, le besoin d’un réfrigérateur n’est pas ressenti comme prioritaire même s’il peut et doit très souvent être utilisé pour la conservation des médicaments. Ces besoins énergétiques peuvent être classifiés en fonction des revenus disponibles des utilisateurs domestiques comme le montre la figure 2.1. Figure 2.1 : Usages énergétiques en fonction des revenus disponibles 2.4- Utilité de l’électrification rurale 2.4.1. Impact positif sur les populations Dans le monde rural, l’électrification est considérée comme un puissant facteur de développement socio-économique. En effet, par sa facilité d’utilisation, celle-ci contribue à l’amélioration de la qualité de vie des populations qui en bénéficient. De nombreux retours d’expériences montrent des améliorations très sensibles dans les conditions de vie des populations bénéficiaires puisque 43 l’électrification permet dans une certaine mesure: - un meilleur accès à l’éducation : éclairage et audiovisuel dans les maisons et les écoles, - une amélioration des conditions sanitaires impactant positivement sur la santé des populations en raison de : o la limitation de l’utilisation de la biomasse au sein du foyer qui aggrave considérablement les pollutions domestiques (infections respiratoires infantiles, maladies pulmonaires, etc) du fait d’un taux d’émission élevé (CO2, CO, etc) et d’une aération en générale insuffisante, o la mise en place de réfrigérateurs pour conserver les vaccins ou certains médicaments, o l’utilisation de pompes et de purificateurs d’eau. - un accroissement de l’activité économique des villages concernés permettant de limiter l’exode rural et la désertification, - une amélioration des problèmes liés au manque de nourriture et à la malnutrition grâce à une augmentation des rendements de l’agriculture apportée par la possibilité d’irriguer (petites pompes). Enfin, le gain de temps apporté par l’utilisation de l’électricité peut être utilisé pour d’autres activités productives améliorant ainsi le niveau de vie des populations. Il s’agit en fait du même essor économique connu il y a un siècle dans les pays aujourd’hui industrialisés que l’électricité va apporter aux populations rurales. 2.4.2. Impact positif sur l’environnement L’électrification rurale permet tout d’abord de réduire les émissions de CO2 par substitution de l’éclairage traditionnel basé sur la combustion directe de pétrole ou de gaz. Ceci conduit à limiter l’émission de gaz à effets de serre et rentre donc dans les considérations environnementales des ODD (Objectifs de Développement Durable) De plus, l’électrification pourrait également permettre une réduction non négligeable de la dépendance massive du monde rural envers la biomasse énergie. En effet, celle-ci conduit en général à un prélèvement très important sur les ressources forestières et sur les déchets des activités agricoles. Ces usages sont le plus souvent réalisés au détriment de la reconstitution de la fertilité des terres et conduisent ainsi à une dégradation considérable de leur qualité. Par effet de chaîne, on peut également considérer que l’électrification rurale peut être considérée comme un frein à l’exode rural. En conclusion, l’électrification rurale est un facteur indispensable au bon développement des pays en voie de développement. Il est cependant nécessaire de trouver des solutions économiquement viables 44 pour cette électrification; ces solutions seront certainement très lointaines de ce qui existe actuellement dans les pays développés. Les solutions utilisant les systems dénergie renouvelables sont aujourd’hui sans aucun doute les plus indiquées du fait de leur maturité 2.5- Typologie du mode d’électrification rurale Afin d’alimenter en énergie électrique les clients d’un village en zone rurale, il existe différentes solutions. Pour les zones proches d’un réseau centralisé préexistant, la solution la mieux adaptée sera à priori une extension de ce réseau. Ceci se réalise en général par la construction d’une ligne moyenne tension HTA (niveau de tension de 20 kV). Pour les zones éloignées d’un réseau préexistant, la solution la mieux adaptée sera à priori la réalisation d’un micro-réseau autonome adapté au village à électrifier ou Electrification Rurale Décentralisée. Il s’agit de la solution actuellement utilisée pour l’électrification des îles. L’énergie électrique est alors fournie par un centre de production qui peut utiliser une combinaison de différentes sources d’énergie primaires (groupes électrogènes, énergie renouvelable, etc). On parle de système d’électrification Collectif (SEC) Pour les villages très peu denses, chaque maison peut être électrifiée par un « kit individuel ». Il s’agit par exemple de l’électrification par un kit photovoltaïque plus batteries. On parle de système d’électrification individuel (SEI) Le choix du système d’électrification (SEI ou SEC) dépend des paramètres tels que le coût global d’investissement, de fonctionnement, de maintenance, des critères environnementaux et sociaux. 2.5.1- Typologie du mode d’électrification rurale centralisée a) Introduction En ce qui concerne l’électrification rurale centralisée, le réseau de distribution utilise deux niveaux de tension, la HTA et la BT. La finalité du réseau HTA est d’acheminer l’électricité d’un poste source HTB/HTA (rappel : HTB>50kV, HTA>1kV, BTB>500V, BTA>50V, TBT<50V) vers les zones de moyennes consommation (un village à électrifier par exemple). La structure en zone rurale est presque exclusivement aérienne avec des tensions variant de quelques kV à 40 kV; cependant, la tension actuellement la plus utilisée dans le monde est de 20-22 kV. La finalité du réseau BT est d’acheminer l’électricité du réseau de distribution HTA aux points de faible consommation (les maisons d’un village) avec une tension de 230 V le plus souvent. Ce réseau, dans les pays industrialisés et électrifiés à 100 %, doit répondre à des objectifs de 45 continuité et de qualité de service, de sécurité des biens et des personnes, de souplesse et confort d’installation et de compétitivité commerciale. Par contre, dans les pays non encore électrifiés à 100 % tels que les pays en développement, l’objectif principal sera une électrification de ces zones à moindre coût tout en gardant bien évidemment les contraintes indispensables de sécurité des personnes et des biens. b) Structure type d’un réseau centralisé La structure type d’un réseau de distribution HTA rural est de type « radial aérien » ou en « antenne aérien ». Tout point de consommation sur une telle structure ne peut être alimenté que par un seul chemin. Deux types de lignes peuvent alors être distinguées comme le montre la figure 2.2. Les lignes d’ossature principale qui assurent les transits de puissance entre les sources et les zones de charges (villages) sont réalisées avec une section assez importante. Les lignes de dérivation assurent le raccordement de chaque poste HTA/BT à l’ossature principale; elles sont réalisées en technique plus allégée et avec une section plus faible. Figure 2.2. Structure type d’un réseau de distribution en zone rurale Ce schéma permet d’alimenter facilement et à un moindre coût des points de consommation de faible charge (environ 10 kVA) et largement répartis géographiquement (environ 100 km²). Lors du dimensionnement d’une ligne, il faudra tenir compte de différentes contraintes liées à la puissance maximale que peut desservir cette ligne; l’intensité limite conduisant à l’échauffement maximal admissible des conducteurs, la chute de tension limite sur le réseau HTA (contraignant sur un réseau rural), et les pertes Joule. De par le monde, il existe différentes solutions techniques de desserte rurale. Ces solutions peuvent 46 être classées selon deux familles (figure 2.3). Figure 2.3 : Schéma de principe des deux grandes familles de réseaux de distribution La première solution est le réseau HTA de type Nord Américain où le neutre HTA est distribué tout au long de l’ossature principale et mis directement à la terre. Les lignes HTA sont réalisées avec 4 conducteurs (3 phases + 1 neutre). La deuxième solution correspond au réseau de type Européen où le neutre HTA n’est pas distribué; les lignes sont donc composées de trois conducteurs. Cette solution présente toutefois différentes variantes dites allégées (les réseaux HTA biphasés et les réseaux HTA monophasés avec retour par la terre); ces variantes sont cependant très peu utilisées actuellement dans les pays occidentaux. Dans les pays en développement, ces deux solutions sont en général utilisées et le choix entre une des deux techniques repose la plupart du temps sur l’historique du pays (influence coloniale en particulier). 2.5.2- Typologie du mode d’électrification rurale décentralisée Il s’agit d’une solution complémentaire à l’électrification rurale centralisée. Encore appelé Electrification Rurale Décentralisée (ERD), cette solution est adaptée à l’électrification de sites isolés (loin d’un réseau préexistant). Elle peut toutefois être complémentaire à des programmes d’extension du réseau interconnecté, dans le temps (pré-électrification pour les zones où la demande est encore trop faible) et dans l’espace (micro-électrification dans les zones isolées). Ces solutions sont pour l’instant particulièrement mises en œuvre pour des sites insulaires et sont la plupart du temps basées sur un système de production utilisant les énergies renouvelables et les groupes électrogènes. Les charges desservies sont en général peu consommatrices d’énergie 47 (Lampes Basses Consommation) ce qui permet de réaliser des économies substantielles sur le dimensionnement du système de production en limitant la puissance de pointe. Le dimensionnement d’un tel système est réalisé de manière à minimiser le coût de production de l’électricité, de s’assurer que la charge est desservie selon un certain critère de sûreté, et de minimiser l’énergie dissipée dans le réseau. Certaines données de bases sont nécessaires à ce dimensionnement telles que la variation moyenne de charge sur une journée, et les ressources énergétiques de types renouvelables (éolien, solaire, hydraulique). Pour cela, des mesures sur le terrain sont nécessaires (radiation solaire moyenne, vitesse du vent, débit d’eau, etc). Différents outils de dimensionnement existent de par le monde tels que HOMER (Hybrid Optimization Model for Electric Renewables) développé par NREL (National Renewable Energy Laboratory) aux Etats- Unis. Les systèmes ERD ont été classés en trois grandes catégories : - les systèmes d’électrification de processus (comme le pompage), - les systèmes d’électrification individuels (SEI) mono-utilisateurs, - les systèmes d’électrification collectifs (SEC) multi-utilisateurs. Ainsi, en fonction du type de production et du type d’électrification, huit types de systèmes pour l’Electrification Rurale Décentralisée ont été définis comme le montre le tableau 2.2. 48 Tableau 2.2 : Typologie des systèmes d’Electrification Rurale Décentralisé (ERD) Catégorie de Alimentati système on de s processus Ty Commentaires pe Alimentation en direct des procédés (uniquement lors de la présence de soleil T ou de vent), 1 Fourniture d’une quantité d’énergie sur une certaine période, Exemple au fil des d’application pompage d’eau. EnR L’utilisateur ne veut pas être dépendant Systèmes T des conditions climatiques 2 Présence de Stockage. L’utilisateur gère lui même son d’électrific Le GE représente une source d’appoint énergie mais risque de se ation qui permet à l’utilisateur de ne pas être pénaliser en cas de mauvaise individuell T dépendant de conditions défavorables gestion. e (SEI) 3 pendant de longues périodes. Alimentation AC ou DC ou les Présence d’un gestionnaire d’énergie. deux T 4 (EnR) + Stockage (St) Micro centrale hybride (EnR + Alimentation par un micro T Groupe Electrogène) + Stockage 5 Le GE permet de secourir des charges réseau (structure radiale), sensibles. Habitat rural Système s d’électrific collectif ation (SEC) Micro centrale Energie Renouvelable Couplage synchrone entre EnR et GE, T Batterie tampon (fixe la tension en 6 entrée de l’onduleur + alimentation du concentré, Garantie de disponibilité d’une quantité d’énergie quotidienne, Alimentation en AC (230 V), système pendant la mise en route du GE). centrale GE + Stockage Micro Possibilité de gestion de T Le GE fonctionne dans des plages 7 horaires prédéfinies Micro centrale GE l’énergie (en prévision du lendemain), T Le GE fonctionne dans des plages 8 horaires prédéfinies La figure 2.4 montre l’exemple d’un système ERD de type T5 ; il s’agit d’une micro-centrale hybride 49 comportant un groupe électrogène, des panneaux photovoltaïques et de l’énergie éolienne, et un stockage d’énergie. Figure 2.4 : Architecture fonctionnelle d’un système de type T5 a) Exemples de centrale de production a1) Système hybride Diesel-Photovoltaïque pour l’alimentation de l’île de Miyako Un système hybride de production d’électricité photovoltaïque-diesel a été développé par Mitsubischi pour alimenter en énergie électrique l’île grecque de Miyako (figure 2.5). La source principale d’énergie est un parc photovoltaïque (PV) d’une puissance de 750 kW secouru par un groupe diesel d’une puissance de 300 kW. La puissance moyenne de charge est de 95 kW. Le taux d’utilisation du PV est élevé et le système fournit de l’énergie avec un haut degré de sûreté. L’utilisation du groupe diesel permet ici de limiter le dimensionnement du système de stockage et donc son coût. Durant la journée, l’énergie produite par le parc PV alimente les charges et permet de recharger les batteries. Le groupe diesel se met en route automatiquement lorsque la puissance fournie 50 par le parc solaire et les batteries est insuffisante pour alimenter les charges. Le générateur est ainsi utilisé au maximum de ces possibilités et la consommation de fuel est minimale. Figure 2.5 : schéma de principe du micro-réseau de l’île de Miyako a2) Système hybride Diesel-Photovoltaïque-Eolien-Hydraulique pour l’alimentation d’un petit village en zone montagneuse (San Antonio Agua Benedita au Mexique) Le village de San Antonio est constitué d’une centaine de maisons et est situé en zone montagneuse. Il se trouve à environ 6 km d’une ligne de distribution de 23 kV. Pour électrifier ce village il a pourtant été choisi de réaliser une micro centrale de production (figure 2.6) constituée d’un parc PV, de deux éoliennes, d’une micro-centrale hydraulique et d’un groupe diesel. Ce site est en effet privilégié d’un point de vue des énergies renouvelables. L’intensité lumineuse varie en moyenne de 6,4 kWh/m²/jour à 4,54 kWh/m²/jour tout en gardant un profil solaire très stable, d’où l’installation d’un parc photovoltaïque d’une puissance de 12 kW. De plus ce village est bien exposé au vent d’où la présence de deux éoliennes de 10 kW. La présence d’un petit torrent a permis l’installation d’un micro-générateur hydraulique de 32 kW. 51 Figure 2.6 : Schéma de principe du micro-réseau de San Antonio b) Le système d’électrification individuel (SEI) ou mono-utilisateur Ce système d’électrification rurale décentralisé est favorisé par la distance éloignée du réseau électrique de la localité où la couverture par réseau électrique entraine le coût d’investissement conséquent et non rentable. Ceci est dû au nombre des poteaux à mettre en œuvre, au câblage et surtout au revenu de la population rurale qui demeure faible. Un système décentralisé permet une production plus rationnelle d’énergie et plus proche du consommateur. Cependant, son avantage est la réduction des pertes d’électricité sur les lignes de transport. De plus, si la demande augmente de manière considérable, il est plus facile de planifier la capacité additionnelle requise au niveau du village. Ce mode d’électrification est généralement composé de deux sous-systèmes: Un sous-système permettant la production d'énergie électrique et un autre sous-système d'utilisation de cette énergie. Ce type du système est aisé à mettre en œuvre, mais limite l’usage de l’électricité à l’échelle domestique. Lorsque le cahier de charge n’est pas respecté par l’utilisateur ou lorsqu’il y a défaillance au niveau du système, ça peut entrainer la rupture d’énergie au niveau des ménages et peut aussi constituer une source d’emploi pour la main d’œuvre 52 locale. Les systèmes les plus rencontrés dans les zones rurales sont les panneaux photovoltaïques, les groupes électrogènes, unité de gazéification de la biomasse par cogénération et l’éolienne. Dans le cas de système photovoltaïque individuel ou familial, il est constitué de quelques panneaux, des régulateurs, des batteries et des onduleurs généralement d’une puissance inferieur à 10 kWc. En cas de l’existence des charges en continu DC, elles sont directement connectées à la sortie du régulateur et celles des charges en alternatifs AC sont reliées à la sortie de l’onduleur. c) Le système d’électrification collectif (SEC) ou multi- utilisateurs Le système d’électrification collective encore appelé production centralisée consiste à une production d’électricité à partir d’une centrale photovoltaïque (GE, microcentrale hydroélectrique…) pour tous les ménages d’un village non relié au réseau électrique. Il est adapté pour les ménages regroupés ou linéaires autour d’un axe routier grâce à la mutualisation des sources énergétiques et des équipements. Sa configuration est généralement constituée de trois sous-systèmes: - Un sous-système de production d'énergie électrique appelé microcentrale ; - Un sous-système de répartition /distribution de l’énergie appelé micro-réseau ; - Un sous-système d'utilisation constitué des circuits de distribution et appareils électriques de l'utilisateur. Le réseau de distribution local est généralement en basse tension monophasée alimentant les utilisateurs en 220V ou 230 V et peut aussi alimenter les petites unités de transformations des produits locaux dans les zones rurales. Son dimensionnement tient compte de l’ensemble des besoins énergétiques des populations de la zone à électrifier. Son installation nécessite un investissement colossal lié au transformateur, au réseau de distribution et au local pouvant abriter les équipements de stockage et de conversion d’énergie. La rupture de l’électricité dans toute la localité peut être causée par le non-respect de cahier de charge ou par un dysfonctionnement au niveau de la centrale. L’hybridation (GE, éolien…) dans certains cas est utilisée pour faire face au pic des charges et pour assurer la continuité des services en cas de rupture prolongée de la centrale mère. Dans le cas d’une production centralisée par le système photovoltaïque, il peut constituer des éléments suivants: - Un champ PV ou des sous champ PV ; 53 - Un système de conditionnement d’énergie via un régulateur ; - Un système de stockage formé des batteries ; - Un système de conversion d’énergie appelé onduleur ; - Un transformateur BT ; - Des armoires de distribution, de protection et des comptages ; - Un système de secours en cas hybridation(GE). 2.3.3. Le système d’électrification par extension du réseau électrique Électrification rurale par extension du réseau électrique consiste à connecter les localités rurales situées proches du réseau électrique (≤ 12 Km au Cameroun) à travers une ligne basse tension ou moyenne tension (rarement par haute tension). Elle est adaptée au profit des localités où la densité de la population et la consommation sont assez élevées. Sa mise en place nécessite des investissements colossaux soit 26 000 000 FCFA/Km en MT de moyenne tension en Afrique subsaharienne; ce qui rend donc difficilement l’électrification rurale par extension du réseau pour les localités éloignées. 54 Chapitre 3 : Les systèmes photovoltaïques raccordés au réseau 3.1. Introduction Les systems photovoltaïques connectés au réseau comme tous les autres systèmes PV permettent la fourniture de l’énergie. Elles permettent une fourniture plus fiable de l’énergie car en mauvais temps elles puisent le déficit d’énergie sur le réseau (AES SONEL) et quand la fourniture d’électricité du système PV est élevée l’excédent est injecté sur le réseau. Il est important d’avoir pour les systems PV connectés au réseau en plus des éléments d’un système autonomes, les éléments suivants onduleurs réseaux, compteurs d’énergie coté réseau et coté systèmePV. En Afrique sub- saharienne nous ne disposons pas d’exemple de pays dans lesquels les systems PV connectés au réseau sont effectif. Des textes d’applications sont disponibles dans les pays comme le Burkina Faso et récemment le Cameroun qui vient de libéraliser le secteur d’électricité. Des projets sont en cours au Cameroun. En France des démarches administratives pour la mise en places de systemes PV connectées au réseau existent. La figure 3.1 représente le schéma de synthèse de l'ensemble des démarches administratives à effectuer pour la réalisation d'une installation photovoltaïque connectée au Réseau dans le système français. 55 Figure 3.1: Schéma de synthèse de l'ensemble des démarches administratives à effectuer pour la réalisation d'une installation photovoltaïque connectée au Réseau dans le système français 3.2. Les fonctions macroscopiques des installations PV connectées au réseau de distribution Ayant comme but final la production d’énergie, une installation photovoltaïque 56 nécessite la mise en place d’une chaîne de conversion de l'énergie lumineuse en énergie électrique basée sur l’effet photovoltaïque. Quelle que soit son architecture, cette chaîne de conversion peut se décomposer en plusieurs sous-systèmes délimités selon leurs fonctionnalités. Un premier aperçu d’un schéma conceptuel des systèmes photovoltaïques connectés au réseau, identifiant les principaux sous-systèmes fonctionnels et leurs fonctions générales, est donné à Figure 3.2. Figure 3.2 : Fonctionnalités générales des systèmes photovoltaïques connectés au réseau On peut identifier: des fonctions de bases: production, conversion, interface Réseau, représentées par des cases grises foncées des fonctions auxiliaires: protection, supervision et stockage, dont les cases portent la couleur gris clair. Les fonctions de base sont associées au système proprement dit de production d’énergie (elles apparaissent dans toutes les configurations de systèmes photovoltaïques), tandis que les fonctions auxiliaires aident au bon fonctionnement du système de base. Par exemple l’antiîlotage évite à la centrale PV de fonctionner lorsque le réseau n’est plus présent et évite la création d’un réseau local. Un système photovoltaïque raccordé au réseau s’installe sur un site raccordé au réseau (ENEO au Cameroun). Généralement sur des habitations ou des entreprises qui souhaitent recourir à une forme d’énergie renouvelable et qui bénéficient d’un bon ensoleillement. Un générateur photovoltaïque connecté au réseau n’a pas besoin de stockage d’énergie et élimine donc le maillon le plus problématique (et le plus cher). C’est en fait le réseau dans son ensemble qui sert de réservoir d’énergie. Il y’a deux formes d’injection du courant photovoltaïque: - Soit injecter la totalité de la production photovoltaïque au réseau. 57 - Soit injecter le surplus de la production photovoltaïque au réseau. Deux compteurs d’énergie sont nécessaires : Un compteur comptabilise l’énergie achetée au fournisseur d’énergie (consommation) et un autre compteur mesure l’énergie renvoyée sur le réseau électrique lorsque la production dépasse la consommation. Un troisième compteur est ajouté dans le cas où l’énergie produite est injectée en intégralité dans le réseau. Un onduleur pour la conversion du courant continu des panneaux en alternatif, et ce dernier doit être homologué par la compagnie d’électricité qui va recevoir ce courant. Afin de s’assurer sur sa qualité « sinusoïdale ». Figure 3.3 : Installation photovoltaïque raccordée au réseau. 3.3. Structure générale d’un système photovoltaïque connecté au réseau Il existe deux types de structures de système photovoltaïque: 3.3.1. Système PV connecté directement au réseau Cette installation est constituée d’un générateur photovoltaïque connecté directement, à l’aide d’un onduleur au réseau électrique. 58 Figure 3.4: Système photovoltaïque connecté directement au réseau. 3.3.2. Systèmes à bus continu intermédiaire Le générateur photovoltaïque est connecté par l’intermédiaire d’un convertisseur continu-continu. Un onduleur délivre une tension modulée, celle-ci est filtrée pour réduire le taux d’harmonique, on obtient alors en sortie de ce dispositif une tension pouvant être injectée dans le réseau. Figure 3.5: système photovoltaïque connecté via un bus continu-continu. Pour la conversion de puissance, il est essentiel que le rendement soit maintenu élevé pour éviter la dissipation de la puissance et pour éviter les échauffements excessifs dans les composants électroniques. Pour cette raison toute la conversion de puissance échangée doit être réalisée autour des composants de stockage d'énergie (inductance et condensateurs) et les commutateurs. Les commutateurs de puissance utilisés dépendent du niveau de la puissance à convertir ou à commander. Les MOSFETS (transistors à effet de champ d'oxyde de métal) sont habituellement utilisés à la puissance relativement basse (quelques kW) et les IGBTS 59 (transistors bipolaires à gâchette isolée) à des puissances plus élevées. Les thyristors ont été généralement utilisés et acceptés dans les plus hauts niveaux de puissance. 3.4. Principe du raccordement Le raccordement d’un système PV au réseau consiste à compenser les différences entre la production et la consommation grâce à un échange d’énergie avec le réseau. De cette façon, les installations photovoltaïques peuvent se dispenser d’un système de stockage par batteries et injecter dans le réseau tous les surplus d’énergie produits. Toute injection dans le réseau se traduit par une diminution de la demande sur les centrales hydroélectriques, et donc par une "réserve" d’eau qui pourra être mise à profit pendant la nuit, ou lors de périodes de faible insolation. Plusieurs centaines de milliers d’installations de ce type sont maintenant en service, dont certaines depuis une vingtaine d’années, apportant la preuve de la parfaite compatibilité avec le réseau, et de la haute fiabilité de la production d’énergie. La mise en service de centrales photovoltaïques dans un réseau de distribution électrique élargit le rôle du distributeur. En plus de sa fonction traditionnelle de répartiteur de l'énergie produite par les gros producteurs, le distributeur assure maintenant le rôle de compensateur entre les excédents et les insuffisances de la production d’électricité d’origine solaire. Figure 3.6 : Echange d'énergie électrique Il s’ensuit que le flux du courant électrique dans les lignes de distribution n’est plus 60 unidirectionnel et que le rapport commercial entre le distributeur et l’usager n’est plus uniquement celui de fournisseur à client. Il est absolument nécessaire de s’assurer que les conditions de reprise du courant "solaire" souvent très favorables à un moment donné soient garanties au moins pendant la durée d’amortissement de l’installation. 3.5. Etude des composants d’un système photovoltaïque connecté au réseau 3.5.1. Le générateur photovoltaïque Pour produire d’avantage de puissance, plusieurs cellules doivent être assemblées afin de créer un module photovoltaïque complet (générateur d’énergie). Figure 3.7: générateur photovoltaïque. 3.5.2. Coffret de raccordement Dans les installations comportant plusieurs chaînes, chaque chaîne est conduite au coffret de raccordement du générateur. Le coffret de raccordement contient les bornes de raccordement, les coupe-circuit et en option les fusibles de chaîne. On monte également dans le coffret de raccordement des dispositifs de protection contre les surtensions ainsi qu’un interrupteur général DC. Il a été introduit plus récemment dans la plupart des grandes installations des éléments de surveillance de chaîne signalant les dérangements éventuels à l‘exploitant. 61 Figure 3.8: coffret de raccordement avec coupe-circuit DC, fusibles et surveillance de chaîne. 3.5.3. Câblage Le câblage du module et de la chaîne (string) est effectué au moyen de câbles solaires. Ils sont doublement isolés, résistants aux UV, flexibles (câble de cuivre généralement étamé) et résistent aux conditions atmosphériques extrêmes (- 40 °C à + 120 °C).Une grande section de câble est choisie afin d’éviter les pertes de puissance. Figure 3.9: câble solaire photovoltaïque. Pour des installations standard, on utilise une grande section: jusqu’à 4 A →2,5 mm2, jusqu’à 8 A → 4 mm2 On utilise des câbles de couleur pour un meilleur repérage: - Rouge pour le conducteur positif ; - Bleu pour le conducteur négatif ; - Noir pour les autres raccordements. 62 Un cordon unipolaire est utilisé pour le câblage du module et de la chaîne. Les sections les plus utilisées sont 2.5, 4 et 6 mm2. Un câble spécial bipolaire avec de bonnes caractéristiques mécaniques est tiré entre le coffret de raccordement et l’onduleur. Fréquemment ce câble possède un blindage de cuivre de 10 mm2. Cette tresse de Cu est utilisée comme conducteur de compensation de potentiel. Sans blindage, il faut protéger le câble dans un tube métallique. Le choix des sections de câble devra garantir une perte maximale de puissance de l’ordre de 1%. La figure 3.10 donne un exemple d’abaque de détermination des sections de câble en courant continu (d’après Gérard Moine) Figure 3.10 : Abaque de détermination des sections de câble en courant continu (d’après Gérard Moine) 63 3.5.4. Compteur photovoltaïque a) Injection totale Toute l’énergie électrique produite par les capteurs photovoltaïques est envoyée pour être revendue sur le réseau de distribution. Cette solution est réalisée avec le raccordement au réseau public en deux points: - Le raccordement du consommateur qui reste identique avec son compteur de consommation (on ne peut pas utiliser sa propre production). - Le nouveau branchement permettant d’injecter l’intégralité de la production dans le réseau, dispose de deux compteurs : l’un pour la production ; l’autre pour la non-consommation (permet de vérifier qu’aucun soutirage frauduleux n’est réalisé). Figure 3.11: installation avec injection totale de la production photovoltaïque. 64 b) Injection de surplus Cette solution est réalisée avec le raccordement au réseau public en un point, l’utilisateur consomme l’énergie qu’il produit avec le système solaire et l’excédent est injecté dans le réseau. Quand la production photovoltaïque est insuffisante, le réseau fournit l’énergie nécessaire. Un seul compteur supplémentaire est ajouté au compteur existant. Figure 3.12: installation avec injection du surplus de la production photovoltaïque. 3.5.5. Le régulateur Le rôle du régulateur solaire est d'assurer et réguler la charge des batteries. Il optimise la puissance des panneaux et empêche les décharges/surcharges profondes nuisibles à la bonne durée de vie des batteries. Il y a actuellement sur le marché 2 types de régulateur solaire: Régulateur PWM : Les régulateurs solaires PWM (Pulse Width Modulation) possèdent un bon rendement et permettent d'optimiser la charge de la batterie. C'est à l'heure actuelle les régulateurs présentant le meilleur rapport prix/performance. Régulateurs MPPT : Les régulateurs solaires MPPT (Maximum Power point Tracking) quant à eux exploitent au maximum l'énergie fournie par les panneaux en faisant varier leurs tensions en fonction de la luminosité. Selon les conditions, ils peuvent être jusqu'à 35% plus performants que les régulateurs PWM. Les régulateurs PWM (Pulse Width Modulation) sont les plus utilisés dans les installations photovoltaïques autonomes. Ils permettent d'améliorer la recharge des batteries. Pour compléter la recharge complète, ils séparent le courant fournis par les panneaux et l'envoie vers les batteries sous forme d'impulsions. Ces impulsions sont modulées (+ou65 longues, +ou- fréquentes) par la lecture précise du régulateur aux bornes de la batterie. Cela lui permet de connaitre son niveau de charge. Le rôle des régulateurs PWM ne se limite pas seulement à la recharge complète de la batterie, ils permettent aussi de limiter la sulfatation des plaques des batteries grâce aux impulsions hautes fréquences. Il existe plusieurs sortes de régulateurs PWM, certains ont des fonctions de base et d'autres plus complexes, sont équipés de logiciels qui gèrent en permanence l'état de la batterie. Les régulateurs MPPT (Maximum Power Point Tracking) possèdent une technologie avancée qui recherche en permanence le point de puissance maximum. Ce qui permet de tirer les meilleures performances des panneaux photovoltaïques. En plus de fournir une augmentation d'énergie à une installation, ils optimisent la charge de la batterie et prolonge leur durée de vie. Les régulateurs MPPT balayent la tension du panneau pour trouver le point de sortie de puissance maximum. Ils sont capables d'adapter la tension fournie par le panneau pour l'aligner à la tension que la batterie peut recevoir. Ces régulateurs sont généralement implémentés en utilisant les hacheurs. Il existe de nombreuses topologies de connexion de ces hacheurs dans les systems PV raccordés au Réseau. Les principales sont: Le hacheur modulaire parallèle Le hacheur modulaire série a) Le hacheur modulaire parallèle Une évolution de la topologie hacheur « rangée » est la topologie hacheur modulaire parallèle présentée sur la Figure 3.13. Le hacheur n’est plus connecté à une chaîne de modules PV mais directement à la sortie du module PV. Cette évolution garde tous les avantages du Hacheur « rangée », tout en augmentant le niveau de discrétisation du MPPT. Ainsi ce n’est plus une chaîne de modules PV qui fonctionne à son MPPT mais chaque module PV. Un gain de productivité est donc à attendre par rapport au hacheur « rangée ». De plus, cette discrétisation plus importante permet une surveillance (monitoring) plus fine et une détection des défauts plus rapide. 66 Figure 3.13 : La topologie « hacheur modulaire parallèle » Le principal point dur de cette structure est le grand rapport d’élévation entre la tension de sortie du module PV et la tension nécessaire à l’injection sur le réseau de distribution. En effet, pour un hacheur non isolé plus le rapport d’élévation est élevé plus les pertes sont importantes. Lorsque ce rapport est trop important (>8 en général), il est nécessaire d'avoir recours à des structures isolées ou à des cascades de convertisseurs. Dans le cas présent, le rapport d’élévation nécessaire est proche de 10, ce qui limite le rendement du hacheur et pénalise cette topologie. b) Le hacheur modulaire série Une des solutions pour diminuer le rapport d’élévation des hacheurs nécessaires à la topologie hacheur modulaire parallèle est de mettre la sortie des hacheurs en série. Ainsi le rapport d’élévation est d’autant diminué que le nombre de hacheurs en série est augmenté. Cette topologie dénommée hacheur modulaire série est présentée sur la Figure 3.14. Figure 3.14 : La topologie « hacheur modulaire série » Cette topologie garde tous les avantages de la topologie précédente tout en diminuant le 67 rapport d’élévation des hacheurs et permet ainsi d'augmenter le rendement. En revanche, la mise en série des hacheurs implique une dépendance des points de fonctionnement des uns par rapport aux autres et complexifie les lois de commandes et le dimensionnement de la structure. 3.5.6. Onduleur Les convertisseurs sont des appareils servant à transformer la tension continue fournie par les panneaux ou les batteries pour l'adapter à des récepteurs fonctionnant en une tension continue différente ou une tension alternative. L’étude de l’onduleur est intéressante dans la mesure où il est utilisé dans la plupart des nouveaux types de sources de production d’énergie dispersée connectée au réseau (éolienne, photovoltaïque, pile à combustible…etc). Les onduleurs pour la connexion au réseau ont une puissance nominale d’environ 100 W à plusieurs centaines de kW. Jusqu’à 5 kW, ils fonctionnent en général en 230 V monophasé, alors qu’au-dessus, ils doivent être triphasés (basse ou moyenne tension). Etant connecté directement sur le champ PV, leur tension et leur courant d’entrée sont donc très variables avec les conditions d’ensoleillement et de température ambiante. L’une des fonctions importantes de l’onduleur réseau est donc la recherche du point de puissance maximum (souvent notée MPPT pour « Maximum Power Point Tracking »), c’est-à-dire adaptation permanente de l’impédance d’entrée afin d’optimiser, à chaque instant, le produit 𝑃 = 𝑈. 𝐼 sur la caractéristique du champ PV. L’onduleur doit ensuite construire une (ou trois) tension(s) sinusoïdale(s) correspondant aux normes requises par le réseau. a) Type d’onduleurs Deux types d’onduleurs sont donc utilisés pour assurer une telle conversion: Onduleur Monophasé ; Onduleur Triphasé. b) Topologies des champs PV raccordés au réseau: Technologies des onduleurs couplés au réseau Nous présenton ici les architectures de champs PV permettant la connexion au réseau de distribution, en s’intéressant principalement à la fonction de base « conversion ». Nous garderons évidemment à l’esprit qu’une installation PV devra également intégrer les autres fonctions présentées ci-dessus. Une grande diversité de topologies de champs PV existe, nous présenterons uniquement les plus utilisées et les plus intéressantes. 68 b1) Onduleurs modulaires (module inverter) Suivant ce concept, chaque module solaire disposé d'un onduleur individuel, pour les installations plus importantes, tous les onduleurs sont connectés en parallèle côté courant alternatif. Les onduleurs modulaires sont montés à proximité immédiate du module solaire correspondant. b2) Onduleurs centralisés (central inverter) Un onduleur centralisé de forte puissance transforme l'ensemble du courant continu produit par un champ de cellules solaires en courant alternatif. Le champ de cellules solaires est en règle générale constitué de plusieurs rangées (ou "string") connectées en parallèle. Chaque rangée est elle-même constituée de plusieurs modules solaires connectés en série. Pour éviter les pertes dans les câbles et obtenir un rendement élevé, on connecte le plus possible de modules en série. Ce montage est généralement utilisé pour des installations de grandes puissances (20-400 kW) dans lesquelles des protections anti-retour de courant sont implantées par rangée. Figure 3.15 : La topologie « Onduleur Central » L’avantage de la topologie « onduleur central » est sa simplicité de mise en œuvre: un seul onduleur connecté au champ photovoltaïque est nécessaire. De plus, l’onduleur central demande un faible coût d’investissement tout en permettant une maintenance simple. La simplicité du montage permet également un meilleur rendement de la conversion de la tension. En effet, la mise en série de plusieurs modules permet d’obtenir un rapport de transformation faible, ce qui augmente le rendement du convertisseur. Par contre, ce montage présente plusieurs défauts: - pertes de conversion solaire (un seul MPPT pour un ensemble de modules) 69 - pertes et risques électriques dans le câblage DC - aucune évolutivité - aucune continuité de service en cas de panne de l’onduleur Malgré les nombreux défauts de cette configuration, cette solution reste très employée dans les centrales PV au sol de forte puissance. b3) Onduleurs "String" ou "de Rangée" L'onduleur String est le plus utilsé. Il consiste à implanter un onduleur au bout de chaque chaîne. Les onduleurs sont ensuite connectés en parallèle au réseau électrique, ce qui nécessite une coordination entre les onduleurs (du type maître - esclaves) pour proscrire le fonctionnement en îlotage et éviter les échanges de puissance entre les onduleurs. Le plus souvent, huit (ou plus) modules solaires sont connectés en série. Comme une seule connexion série est nécessaire, les coûts d'installation sont réduits. Il est important de noter qu'en cas d'ombrage partiel des modules solaires, il n'y a pas de perte, l'emploi de diodes de bypass est fortement recommandé. Figure 3.16 : La topologie « Onduleur rangée » Les installations jusqu'à 3 Kilowatt de puissance sont fréquemment réalisées avec un onduleur String. Pour une puissance plus élevée, il est possible de connecter plusieurs onduleurs String en parallèle, côté courant alternatif. L'intérêt dans ce concept est d'utiliser un plus grand nombre d'onduleurs du même type. La topologie « onduleur rangée » permet d’améliorer le contrôle de la puissance disponible par string grâce au MPPT de chaque onduleur. De plus, la continuité de service est accrue car la panne d’un convertisseur n’entraîne pas l’arrêt total de l’installation. Enfin, cette 70 architecture est évolutive puisque chaque string constitue un sous ensemble indépendant. Dans le cas d’augmentation de puissance de l’installation, seul la connexion AC est à remplacer. Une comparaison de la structure onduleur "rangée" et onduleur "central", a permis de montrer que ces deux assemblages sont semblables, en ce qui concerne les pertes dans l’électronique de puissance et dans les câbles. L’énergie perdue compte pour environ 10% de l’énergie totale produite, la structure centralisée étant légèrement moins dissipative. En revanche, dans le cas d’ombrage du système PV, l’architecture centralisée produit 12% de moins d’énergie que la structure rangée. En conclusion, l’étude montre que l’onduleur rangée a un rendement global (qui prend en compte les pertes ainsi que le nombre de jours ensoleillés et ombragés) plus performant de 1,5%. Figure 3.17: onduleurs photovoltaïques connectés au réseau. c) Classification des onduleurs Les onduleurs sont classés: selon le mode de commutation : - Les onduleurs autonomes qui génèrent leur propre fréquence et leur propre tension alternative. Dans ces onduleurs la commutation est forcée. - Les onduleurs non autonomes dont la fréquence et la tension alternative sont imposées par le réseau qu'ils alimentent. Dans ces onduleurs la commutation est naturelle. Elle est naturelle en ce sens que ce sont les tensions alternatives du réseau qui effectuent le transfert du courant d'un thyristor à l'autre. Selon la nature de la source continue 71 - Onduleur de tension: la source DC impose la tension, la charge AC impose le courant sinusoïdal. - Onduleur de courant: la source DC impose le courant, la charge AC impose la tension sinusoïdale. Figure 3.18: Fonctionnement général d’une centrale photovoltaïque. d) Choix de l’onduleur Les critères de compatibilité de l’onduleur avec le réseau sont: Caractéristiques en entrée (DC) : Enclenchement et déclenchement automatiques avec un seuil d’irradiation faible. Qualité et précision de la recherche du point de puissance maximale du champ PV (MPPT). Large plage de tension d’entrée (ex : 120 à 500 V). Protection en surtensions. 72 Protection des personnes (ex : contrôle d’isolement DC). Caractéristiques en sortie (AC) : Parfaite synchronisation avec le réseau. Déphasage nul ou faible (facteur de puissance = 1). Découplage automatique du réseau si hors tolérance en tension et fréquence. Protection des personnes (ex : contrôle d’isolement AC). Caractéristiques en général : Rendement élevé au niveau de puissance usuelle de l’installation (ex: 92% à 98%). Faible consommation & niveau sonore. Faibles perturbations électromagnétiques & taux d’harmoniques. Bonne fiabilité. Tableau 3.1: liste de quelques onduleurs photovoltaïques disponibles sur le marché. 73 Le (tableau 3.1) présente quelques onduleurs photovoltaïques de technologies différentes. On peut les classer selon les critères suivant: La présence ou non d’une isolation galvanique entre les modules et le réseau, qui peut se faire à haute fréquence ou à la fréquence du réseau. Le nombre d’étages de conversion distinguant deux types possibles: soit la conversion directe du courant continu en un courant alternatif. Ou bien le passage par un étage DC/DC pour augmenter la tension avant de la transformer en tension alternative. Le nombre de phases monophasé ou triphasé. d1) Isolation galvanique La nécessité d’une séparation galvanique entre le champ de capteurs et le réseau est actuellement discutée chez les professionnels du solaire. Les avantages touchent essentiellement la sécurité : l’une ou l’autre polarité du circuit continu peut être mise à la terre indépendamment du réseau ; en cas de panne de l’onduleur, la tension du réseau ne risque pas de se retrouver sur le champ de capteurs ; inversement, aucun risque d’introduire des tensions continues dans le réseau ; en fonctionnement normal, des courants continus parasites pourraient 74 occasionner une détérioration des contacts par effet galvanique; la séparation permet de choisir la tension continue de fonctionnement du champ PV, indépendamment de celle du réseau. Par contre, l’intérêt principal de l’élimination du transformateur est la simplification du circuit (le transformateur est un élément cher et encombrant), et l’amélioration du rendement (quelques %), spécialement intéressant dans la mesure où les pertes sont liées principalement à la puissance nominale du transformateur, alors que l’onduleur fonctionne la plupart du temps à charge partielle. Les structures non isolées (sans transformateur) L’intérêt principal de l’élimination du transformateur est la simplification du circuit (le transformateur est un élément cher et encombrant), et l’amélioration du rendement (quelques %). Néanmoins quelques problèmes de sécurité sont causés par les capacités parasites entre les panneaux PV et la terre. Les structures isolées On trouve deux catégories: Isolées en haute fréquence Le transformateur à hautes fréquences (> 1 kHz) est situé au niveau de l’étage de conversion DC/DC. Cette isolation HF présente l’avantage de diminuer la taille et le poids du transformateur et des éléments de filtrage. En contrepartie, elle demande une meilleure maîtrise des pertes dans le convertisseur. Isolées en basse fréquence Le transformateur à basse fréquence (à la fréquence du réseau) est situé sur la sortie alternative DC/AC. Cette structure est très simple mais pas moins pénalisante en comparant le prix, le volume et la taille du transformateur BF à celui HF. Les structures isolées permettent d’obtenir des rapports d’élévation plus élevés que les structures non isolées. C’est pour cela qu’on les retrouve dans les chaînes de conversion nécessitant une forte élévation de tension. De plus, l’isolation galvanique permet d’éliminé certains rang d’harmonique, et résoudre quelques problèmes de sécurité. Enfin en cas de panne de l’onduleur, la tension du réseau ne risque pas de se retrouver sur le champ photovoltaïque. Inversement, aucun risque d’introduire des tensions continues dans le réseau. 75 d2) Nombre d’étages de conversion Conversion mono étage La conversion se fait en une seule étape, il n’y a pas d’étage d’amplification de la tension. Il faut donc que la tension du champ PV soit suffisante pour que l’onduleur puisse reconstituer la tension du réseau. Conversion deux étages La conversion se fait en deux étapes, la première conversion DC/DC puis la seconde DC/AC. Dans cette configuration, le convertisseur DC/DC a généralement le rôle d’augmenter la tension pour que l’onduleur puisse fabriquer un courant sinusoïdal à la tension du réseau. d3) Nombre de phases Un système photovoltaïque monophasé présente une puissance fluctuante (100 Hz) en sortie alors que l’entrée est une source continue constante. Un élément de stockage de puissance est donc nécessaire pour faire le tampon entre l’entrée et la sortie, ce qui réduit la durée de vie et la fiabilité de l’ensemble du système. Afin de résoudre ce problème, on opte à connecter le système photovoltaïque en triphasé Car il demande une puissance instantanée en entrée constante, il n’est plus nécessaire alors d’avoir des éléments de stockage, ce qui réduit le coût et augmente la fiabilité et la durée de vie de l’installation. e) Efficacité de l’onduleur L’efficacité est la caractéristique cruciale de l’onduleur en fonctionnement. Elle varie avec la puissance selon les courbes de la Figure 3.19, mesurées pour divers appareils du commerce. Ces efficacités sont caractérisées par une puissance de seuil, suivie d’une montée plus ou moins abrupte aux faibles puissances, et un maximum à environ la moitié de la puissance nominale. 76 Figure 3.19: Efficacités typiques de divers onduleurs de 1.5 à 3.3 kW, en fonction de la puissance de sortie Il faut souligner que l’allure incurvée de cette courbe, au-dessous du maximum, est la traduction d’un comportement pratiquement linéaire de la puissance de sortie en fonction de celle d’entrée, affecté d’un seuil correspondant à la consommation propre de l’appareil pour l’activation de ses circuits de commande. La figure 3.20 montre en effet la même courbe tracée dans les variables Psortie = f (Pentrée), pour le SOLCON 3300. Figure 3.20 : Caractéristiques de l’onduleur SOLCON dans les variables d’entrée / sortie Psortie = f(Pentrée) Bien que le maximum d’efficacité soit situé entre 90 et 93% selon les appareils, l’efficacité moyenne reste toujours bien en deçà de ces valeurs, du fait que l’installation PV fonctionne à différents niveaux de puissance. La figure 3.21 montre la distribution d’ensoleillement, mesurée dans un plan sud incliné à 35° pour les données de Genève. Les pertes directes de rendement correspondent à la convolution de la distribution d’ensoleillement par le rendement de l’onduleur à chaque puissance correspondante. 77 Figure 3.21: Distribution typique d’énergie incidente selon la puissance On voit qu’elles dépendront du dimensionnement du champ par rapport à la puissance nominale de l’onduleur: si l’onduleur est sous-dimensionné, on tombe le plus souvent dans la partie incurvée de faible efficacité. La figure 3.19 indique que le SOLCON est de loin le plus favorable dans cette zone. Si on considère le fonctionnement annuel global, la simulation détaillée (effectuée dans cet exemple avec un SOLCON), indique que les pertes de l’onduleur en fonctionnement atteignent 9.7%, auxquelles il faut ajouter les pertes de seuil lorsque la tension minimale n’est pas atteinte (0.9%) ou que la puissance DC est insuffisante (0.6%). Ainsi, pour une efficacité maximale de 92%, l’efficacité réelle n’est que de 89%. Une grandeur plus significative que le rendement maximal est donc utilisée pour caractériser l’efficacité d’un onduleur: le « rendement européen ». Il permet de comparer les onduleurs dans des conditions « européennes » de flux lumineux. Il se calcule à partir des rendements à charge partielle. 𝜂𝐸𝑈𝑅 = 0,03. 𝜂5% + 0,06. 𝜂10% + 0,13. 𝜂20% + 0,10. 𝜂30% + 0,48. 𝜂50% + 0,20. 𝜂100% 78 Figure 3.22 : « Rendement européen » d’un onduleur f) Plage d’entrée en tension La plage des tensions d’entrée admissibles pour l’onduleur détermine le nombre de panneaux à connecter en série. L’avantage de travailler à une tension plus élevée est de diminuer le courant du champ: en effet, lorsqu’on double la tension les pertes ohmiques du câblage sont divisées par quatre ! En effet, on s’est aperçu depuis 2008 que la course aux rendements globaux des systèmes qui tend à augmenter la tension de chaîne (qui peut monter aujourd’hui jusqu’à 1000 Vdc) induit des dégradations des modules par des réactions électro-chimiques ave les matériaux encapsulant (PID : « potentiel induced degradation »). On recommande donc de ne pas travailler avec des tensions d’entrée onduleur supérieures à 700 V. La tension maximium d’entrée des onduleurs doit être strictement respectée (C15-7121). Si le champ de module dépasse la valeur indiquée par le constructeur d’onduleurs, ne seraitce que quelques unités, l’onduleur est mort (condensateurs électrochimiques). La tension maxi des modules sera calculée sur la base d’une température extérieure de -15°C et d’un éclairement de 1000 W /m², en circuit ouvert. Le fait que la tension des modules passe sous la tension mini d’entrée de l’onduleur n’est pas critique: elle fait juste décrocher l’onduleur. En bonne pratique elle sera calculée sur la base d’une température de modules de 70°C et d’un éclairement de 400 W /m², au point de puissance maximum. 79 3.6. Spécifications du réseau et de l’environnement électromagnétique 3.6.1. Prescriptions Les systèmes PV connectés au réseau doivent satisfaire aux normes de sécurité, notamment en ce qui concerne les problèmes de construction mécanique, mise à terre et protection contre la foudre. Il est à noter que ces principes sont surtout liés à la construction du système PV. Les influences sur le réseau sont soumises à des prescriptions très sévères dans chaque pays dont les équivalents européens sont les normes EN60555 (pour les émissions électromagnétiques). 3.6.2. Couplage et synchronisation Même si certains onduleurs génèrent eux-mêmes leur propre sinusoïde de référence, la plupart ont besoin de la présence du réseau pour fonctionner. L’enclenchement de l’onduleur doit en effet se faire parfaitement en phase, ce qui nécessite la préexistence du réseau. Dans la pratique, l’onduleur est en général équipé d’un interrupteur de marche. L’opération de couplage au réseau ne doit en principe pas être réalisée directement, mais toujours à l’aide de cet interrupteur. On ne coupera jamais la connexion au réseau en un point proche de l’onduleur; une coupure trop brusque en charge peut induire des pics transitoires, susceptibles d’endommager les commutateurs électroniques de l’étage de sortie. En cas de coupure accidentelle, ces risques sont atténués avec la distance, par le jeu de l’inductivité de la ligne de transport. 3.6.3. Fonctionnement autonome Pour des raisons évidentes de sécurité pour les agents qui peuvent se trouver sur la ligne, l’onduleur ne doit plus fournir de tension en cas de coupure du réseau. En général, les prescriptions stipulent qu’il doit être coupé en moins de quelques secondes (de 3 à 5 secondes selon les différentes normes). Techniquement, cette exigence peut être réalisée par la mesure de tension; mais si par exemple à l’instant de la coupure, la consommation de l’utilisateur correspond exactement à la production solaire, le système ne décèlera aucune variation significative de tension, et si aucune autre précaution n’est prise, un agent travaillant sur la ligne qu’il croit déconnectée, peut être électrocuté par le courant qui remonte par l’aval. Il a donc fallu chercher d’autres critères de détection des coupures de réseau: on peut mesurer l’impédance de ligne en permanence et détecter une augmentation de celle-ci. La plupart des appareils actuels se coupent en une fraction de seconde. 80 3.6.4. Perturbations de la tension du réseau L’injection de puissance dans le réseau provoque évidemment une augmentation de la tension. Cette augmentation est mesurée au point d’injection, qui doit être choisi aussi proche que possible du tableau de distribution dans une maison individuelle. D’après les normes européennes, l’augmentation au point d’injection ne doit pas dépasser 3% en basse tension (230 / 400V) et 1.6% en moyenne tension. Soulignons que la variabilité de la production (conditions météorologiques, jour/nuit) entraîne des variations correspondantes sur le réseau utilisateur au cours du temps. De plus, dans tous les cas, la tension maximale admissible (230V / 400V + 6%, soit 244V / 424V) ne doit jamais être dépassée. La surtension au point d’injection est déterminée par la structure et l’impédance du réseau. Dans le cas monophasé, le comportement du circuit général peut être analysé selon la Figure 3.23. L’impédance déterminante pour les variations de tension au point d’injection est l’impédance du réseau Zréseau. L’impédance de la ligne liant l’onduleur au point d’injection, Zliaison, doit être minimisée selon le critère de la limitation en tension maximale admissible. En effet, l’onduleur lui-même doit être équipé d’une coupure automatique en cas de dépassement de cette limite, mesurée à la sortie de l’appareil. Les conditions de dépassement interviendront donc d’autant plus facilement que la chute de tension dans Zliaison est importante. Par exemple, pour un onduleur de 3.3 kW (220V / 15A) situé à 20 m du tableau et connecté par un câble de 2 x 2.5 mm 2, cette chute de tension atteint 5.3 V ! En pratique on sur-dimensionnera donc souvent la section d’un facteur 2 ou 3. L’impédance des lignes de transport se calcule de la manière suivante: 𝑍 = 𝑅 + 𝐿. 2𝜋𝑓; [Ω] 𝑅= 𝜌. 𝑙 𝑠 𝑙 = longueur de câble [m], 𝑠 = section [mm2]. Selon les prescriptions, la résistivité du cuivre sera prise par sécurité à T = 60°, soit: 𝜌 = 22𝑚Ω. 𝑚𝑚2 /𝑚 81 A 20°C on a: Figure 3.23: Connexion d’un onduleur monophasé et impédances caractéristiques pour les calculs des limites de tension La réactance des lignes de transport dépend de l’environnement direct du câble et de sa structure mono / triphasée, mais très peu de sa section. Le Tableau 3.2 en donne les valeurs pour la fréquence fondamentale (50 Hz). Rappelons que la réactance est proportionnelle à la fréquence, et que l’impédance augmente donc avec l’ordre des harmoniques. Tableau 3.2 : Réactance de quelques types de câbles utilisés dans les réseaux de distribution Type de ligne Réactance à 50 Hz Conducteur libre (lignes 0,34 mΩ /m aériennes) Câble isolé mono conducteur 0,18 mΩ /m Câble 4 conducteurs sous gaine où 0,085 mΩ /m tube 82 Il faut noter enfin qu’en monophasé, l’impédance prise en compte est celle de la somme des deux câbles, alors que, pour un montage triphasé, elle ne sera que la somme des 3 conducteurs extérieurs agissant sur le transport des 3 tensions combinées. On peut considérer que l’impédance globale de la ligne triphasée n’est que 60% d’une ligne monophasée. Et sur le même point, on peut injecter 5 à 6 fois plus d’énergie en triphasé qu’en monophasé pour la même chute de tension. Pour une installation importante (quelques kW), et particulièrement en milieu rural où les lignes de distribution BT peuvent être longues, il sera nécessaire de contrôler la qualité du réseau complet, parfois jusqu’au transformateur moyenne tension. A titre indicatif, le Tableau 3.3 donne les impédances des transformateurs MT usuels, pour le circuit secondaire. Tableau 3.3 : Impédance des transformateurs MT 16 kV / 400 V au secondaire. Pnominale [kVA] 6 Résistance [mΩ] 4 Réactance à 50Hz 1 [mΩ] 3 2 0 1 2 4 0 5 6 3.6.5. Perturbations basse fréquence 0 1 9 Selon le théorème de Fourier, tout signal périodique peut être décomposé en une somme de 1 4 4 sinusoïdes - les harmoniques - dont les fréquences sont des multiples de la fréquence 6 5 8 fondamentale (50 Hz pour le réseau). 0 . 3 Leur amplitude relative, appelée taux d’harmoniques, est une mesure de la déformation 2 6 0 du signal par rapport à une sinusoïde pure. Les onduleurs PV génèrent des harmoniques, qui 5 5 2 dépendent beaucoup de leur principe de fonctionnement. Pour les installations domestiques, les 0 . 0 limites de l’injection de perturbations harmoniques dans le réseau sont régies par les normes 4 4 EN60555-2. Pour un appareil donné, ces normes stipulent un courant maximum admissible 0 pour chaque harmonique (Tableau 3.4). 0 83 Tableau 3.4: Limites en courant des harmoniques selon la norme EN60555-2. Ordre 2 Imax [A]1 Ordre 3 Imax [A] 1 4 . 5 . 6 0 7 0 - 8 9 8 - 0 11 0 Toutefois, en -cas de dépassement, et en13accord avec le .distributeur d’électricité, on . peut néanmoins utiliser8ces liées < nappareils si 4 certaines 15conditions, <n 4 cette fois à la qualité du réseau, sont respectées.<Dans 40 ce cas, il3 faut vérifier < 39 que les taux3d’harmoniques en tension, mesurés au point d’injection (entre phase entre phases pour la 0 et neutre pour la basse tension, 0 moyenne tension), ne dépassent pas les .valeurs du Tableau 3.5. Ce .tableau dérive du précédent, en la formule d’impédance du réseau suivante: 3 3 0 0 𝑍 = 0,4 + 𝑗. 𝑛. 0,25 [Ω] Certaines installations sont-équipées de 3 onduleurs -monophasés montés en étoile, au lieu d’un seul appareil triphasé. Dans se compensent, les - ce cas, au lieu que les fondamentales harmoniques d’ordre multiple de 3 sont en .phase dans le conducteur et peuvent conduire 0.23 0.15neutre, . à des courants très importants. 8/n 15/n Tableau 3.5 : Limites en tension des harmoniques selon la norme EN60555-2. Ord 2re Imax 0. [A] Ordre 3 Imax 0.85 [A] 4- 3 5 % 40 % 7 0.65 - 0. 9, 11 % 2 13 0.6% On a pu observer que cette tension harmonique parasite pouvait perturber le % 15 < n 0.4% fonctionnement des onduleurs, et même mener à des pannes irréversibles. Il est donc conseillé < 39 0.3% de n’utiliser ce montage que pour de petites puissances, et avec une impédance très faible du 0.25 conducteur neutre au point d’injection. La séparation des lignes de neutre jusqu’au point % d’injection (quelques dizaines de mètres) s’est souvent révélée efficace pour résoudre le problème. 84 3.6.6. Signaux de commande du réseau Un réseau électrique en Europe est en général affecté par des signaux de commande (enclenchements de chauffe-eau, éclairage public, etc.) dans la gamme de fréquences située entre 300 Hz à 1 100 Hz environ. Ces signaux peuvent atteindre des amplitudes de 20 V. Historiquement, ils ont posé de graves problèmes au fonctionnement des onduleurs, surtout pour ceux provenant des Etats-Unis où de tels signaux n’existent pas. Ils provoquaient l’arrêt de l’appareil jusqu’au lendemain, et même parfois des pannes hardware. Ces problèmes peuvent être contournés par l’utilisation de filtres; mais avec la difficulté que chaque distributeur utilise des fréquences différentes. Inversement, les nouveaux appareils avec référence sinusoïdale interne fournissent un signal "propre", avec une tendance à atténuer ces signaux par compensation. L’installation de filtres spécifiques entre l’onduleur et le point d’injection peut donc être nécessaire si l’installation de la maison comporte des récepteurs pour ces signaux. 3.6.7. Perturbations électromagnétiques Le fonctionnement des onduleurs implique des commutations rapides de courants élevés, et génère donc des perturbations électromagnétiques dans une large plage de fréquences radio, s’étendant de 150 kHz à 30 MHz. Ces perturbations peuvent être émises soit par les connexions du réseau, soit par le circuit photovoltaïque, qui jouent le rôle d’antennes. Les limites d’émission sont régies par des normes européennes sur les émissions électromagnétiques par les appareils ménagers et les autres appareils électriques dans l’habitat (EN55014 et EN50081-1). Les mesures sont effectuées à l’aide de sondes de contact, à travers un réseau d’adaptation d’impédance normalisé. Les onduleurs doivent être équipés de filtres HF sur toutes leurs connexions vers l’extérieur. Malheureusement, du côté continu de certains appareils, ceux-ci sont omis ou insuffisants pour respecter les normes. Ceci est d’autant plus grave que l’onduleur fonctionne en permanence du matin au soir, et que dans l’habitat les appareils sensibles (télé, radio, ordinateur) sont en général situés à faible distance. Ils doivent respecter la norme CEM (compatibilité électromagnétique) DIN EN 50082-1. 3.6.8. Normes EDF Ce sont en génarales les même normes qu’utilise le Cameroun. Elles sont généralement intégrés aux onduleurs réseau les protections de découplage. Dans le document d’EDF intitulé « ACCES AU RESEAU BASSE-TENSION POUR 85 LES INSTALLATIONSPHOTOVOLTAÏQUES - Conditions techniques et contractuelles du raccordement » : « Pour les petites sources de production d’électricité équipées d’un onduleur de puissance inférieure à 5 kVA (4,6 selon VDE 0126) il est admis que cette fonction de protection de découplage soit assurée par un sectionneur automatique (généralement intégré dans l’onduleur) dès lors que les critères mis en œuvre sont conformes aux prescriptions de l’arrêté. Afin d’être homogène avec les pratiques des électriciens allemands chez lesquels le nombre d’installations photovoltaïques en service est important, il a été décidé de prendre pour référence la DIN VDE 0126 d’octobre 1997 qui définit les caractéristiques des onduleurs les rendant aptes à assurer la fonction de protection de découplage : Les caractéristiques demandées par cette norme DIN VDE 0126 sont en fait d’un niveau d’exigence égal voir supérieur à nos prescriptions. En effet, selon cette norme, le découplage du générateur intervient sur: Variation de tension ≤ 80 % ou ≥ 115% en t < 0,2s ; Ecart de fréquence de ± 0,2 Hz en t < 0,2s; cette fréquence pouvant être mesurée entre 70% et 120% de Un; Mauvais isolement du circuit à courant continu du générateur au moment de la mise sous tension ou en cours de fonctionnement, Mauvais isolement du circuit à courant alternatif du générateur ou injection d’une composante de courant continu suite à défaillance de l’onduleur en cours de fonctionnement, Hausse d’impédance du réseau amont supérieure à 0,5 ohm par rapport à la valeur de référence glissante en t < 5s, Maxi de tension réglé à 110 % Un ; un ajustement dans une plage 100 % à 115 % de Un est souhaitable pour tenir compte du niveau moyen de la tension de fourniture selon le raccordement de l’installation. Le sectionneur automatique procède à la vérification de la plage de fréquence durant 20 s au moment de la connexion. L’organe de séparation (relais de découplage) est formé d’un dispositif à coupure dans l’air doublé, le second dispositif pouvant être réalisé au moyen d’éléments électroniques à semi- conducteur. Compte tenu des retours d’expérience, la fonction protection par hausse d’impédance qui est parfois à l’origine de découplages intempestifs peut être inhibée. » 86 3.6.9 Certifications - CEM : DIN50081 part 1 - EN 55014 ; EN 60555 part 2 - EN 55011 groupe 1, classe B - DIN EN 50082 part 1 - Conformité au réseau : DIN EN 60555 - Régulation de la tension : DIN EN 50178 (VDE 0160) - DIN EN 60146 part 1-1 (VDE 0558 part 1) - Protection de découplage : DIN VDE 0126 3.7. Reseau electrique L’énergie électrique est un terme très répandu dans le domaine scientifique et industriel. Ce concept détermine les paramètres qui définissent les propriétés du produit électricité en conditions normales, en termes de continuité de la fourniture et des caractéristiques de la tension (symétrie, fréquence, amplitude, forme d’onde). Cette vision a pour but de déterminer les caractéristiques de la fourniture électrique afin de limiter son influence sur les différentes charges connectées au réseau, les principales perturbations électriques ainsi que leurs origines, caractéristiques et conséquences. Selon l’IEEE, on appelle “power quality problème” toute variation dans l’alimentation en puissance électrique, ayant pour conséquence le dysfonctionnement ou l’avarie d’équipement des utilisateurs, telle que : creux de tension, surtension, transitoire, fluctuations de tension harmoniques, déséquilibre... Cependant, tous ces phénomènes affectent essentiellement la tension qui est fournie à l’utilisateur. Si ce dernier n’utilise pas de charge perturbatrice, le courant sera peut-être déformé, mais uniquement d’une manière qui résulte des caractéristiques de la tension fournie. C’est pourquoi on dit parfois que la qualité de l'énergie se réduit à la qualité de la tension (power quality = voltage quality). 3.7.1. Qualité de l’énergie électrique La qualité de l’énergie électrique est considérée comme une combinaison de la qualité de la tension et de la qualité du courant. Nous allons donc définir ces deux notions dans la suite de ce paragraphe. 87 a) Qualité de la tension électrique Dans la pratique, l’énergie électrique distribuée se présente sous la forme d’un ensemble de tensions constituant un système alternatif triphasé, qui possède quatre caractéristiques principales amplitude, fréquence, forme d’onde et symétrie a1) Amplitude L’amplitude de la tension est un facteur crucial pour la qualité de l’électricité. Elle constitue en général le premier engagement contractuel du distributeur d’énergie. Habituellement l’amplitude de la tension doit être maintenue dans un intervalle de ± 10% autour de la valeur nominale. Dans le cas idéal, les trois tensions ont la même amplitude, qui est une constante. Cependant, plusieurs phénomènes perturbateurs peuvent affecter l’amplitude des tensions. En fonction de la variation de l’amplitude on distingue deux grandes familles de perturbations. Les creux de tension, coupures et surtensions. Ces perturbations se caractérisent par des variations importantes de l’amplitude. Elles ont pour principale origine des courts circuits, et peuvent avoir des conséquences importantes pour les équipements électriques. Les variations de tension. Ces perturbations se caractérisent par des variations de l’amplitude de la tension inférieure à 10% de sa valeur nominale. Elles sont généralement dues à des charges fluctuantes ou des modifications de la configuration du réseau. a2) Fréquence Dans le cas idéal, les trois tensions sont alternatives et sinusoïdales d’une fréquence a3) Forme d’onde La forme d’onde des trois tensions formant un système triphasé doit être la plus proche possible d’une sinusoïde. En cas de perturbations au niveau de la forme d’onde, la tension n’est plus sinusoïdale et peut en général être considérée comme une onde fondamentale à 50Hz associée à des ondes de fréquences supérieures ou inférieures à 50 Hz appelées également harmoniques. Les tensions peuvent également contenir des signaux permanents mais non périodiques (bruits). a4) Symétrie La symétrie d’un système triphasé se caractérise par l’égalité des modules des trois tensions et celle de leurs déphasages relatifs. Les dissymétries du réseau ne provoquent que de 88 faibles niveaux de déséquilibre de la tension (généralement limités à quelques dixièmes de pourcent). Par contre, certaines charges monophasées (en particulier la traction ferroviaire en courant alternatif) sont la cause de courants déséquilibrés importants et dès lors d’un déséquilibre significatif de la tension. b) Qualité du courant électrique La qualité du courant est relative à une dérive des courants de leur forme idéale, et se caractérise de la même manière que pour les tensions par quatre paramètres : amplitude, fréquence, forme d’onde et symétrie. Dans le cas idéal, les trois courants sont d’amplitude et de fréquence constante, déphasés de 2π /3 radians entre eux, et de forme purement sinusoïdale. Le terme « qualité du courant » est rarement utilisé, car la qualité du courant est étroitement liée à la qualité de la tension et la nature des charges. Pour cette raison, « la qualité de l’énergie électrique » est souvent réduite à « la qualité de la tension ». 3.7.2. Problèmes de dégradation de la qualité de l’énergie électrique (perturbations électriques) En se basant sur les paramètres caractérisant la tension et énumérés au paragraphe précédent, on distingue quatre familles de perturbations électriques: Les variations de l’amplitude (creux de tensions, coupures brèves et surtensions, flicker). Les fluctuations de la fréquence autour de la fréquence fondamentale. Les modifications de la forme d’onde (harmoniques, inter harmoniques, bruits). La dissymétrie du système triphasé: déséquilibre. Un autre type de classification des perturbations électriques peut également être élaboré en se basant sur leur durée: Les perturbations transitoires. Les perturbations de courte durée. Les perturbations permanentes. Les perturbations électriques transitoires ont une durée de moins d’une demi-période fondamentale. 89 Elles ont pour principale origine les manœuvres d’ouverture et de fermeture sur le réseau de transport et de distribution, mais également des phénomènes naturels tels que la foudre a) Interaction entre le réseau de distribution et les systèmes PV La filière photovoltaïque, dont le développement est soutenu par les pouvoirs publics (lutte contre le changement climatique, augmentation de la part des énergies renouvelables dans le bouquet énergétique, soutien de la filière industrielle, …) possède des caractéristiques spécifiques : - La puissance de production des installations varie de quelques kW à plusieurs MW. - Le nombre de producteurs peut devenir à terme très important, - La plupart des raccordements sont réalisés sur la partie basse-tension du réseau public de distribution - Les installations comportent des convertisseurs statiques (pas de machines tournantes) - Les équipements (onduleurs et modules) disponibles sur le marché sont variés, - La production d’énergie est naturellement intermittente. a1) Influence des systèmes photovoltaïques sur le réseau de distribution Dans le passé, les réseaux de distribution se comportaient comme des éléments passifs dans lesquels les flux de puissance s'écoulent de manière unidirectionnelle du poste source vers les consommateurs finaux. Du fait de l'insertion des productions décentralisées, les flux de puissance et les tensions sont impactes non seulement par les charges mais aussi par les sources. Par suite de ces spécificités techniques des installations photovoltaïques, le raccordement des systèmes PV au réseau peut avoir des impacts important sur son fonctionnement. Les influences les plus significatives des systèmes PV sur le réseau de distribution sont les suivantes: Influence sur le plan de tension La présence de générateurs PV a une influence sur le plan de tension et sur les dispositifs de réglage du réseau. La tension varie en fonction des injections de puissances active et réactive sur le réseau. En particulier pendant une période de fort ensoleillement et de faible consommation, la tension de certains nœuds du réseau peut dépasser le seuil admissible. Une 90 étude de l’université d’agriculture et technologie de Tokyo montre que, dans la localité d’Ota City qui concentre quelques 550 installations PV, l’injection d’énergie sur le réseau fait croitre la tension jusqu'à un seuil provoquant le découplage de certains systèmes, notamment en fin de semaine lorsque la consommation est faible. Figure 3.24 : Exemple de variations de tension sur un réseau BT en fonction de la présence de production PV Influence sur le plan de protection La contribution des systèmes PV au courant de défaut dans le réseau de distribution a des conséquences faibles sur le plan de protection. Mais la sélectivité et la sensibilité des protections du réseau peuvent être affectées et provoquer le déclenchement intempestif du départ sain ou l'aveuglement de la protection du départ en défaut. a2) Influence sur la qualité de l’énergie Injection d’harmoniques de courant La présence d’interfaces électronique de puissance peut injecter des harmoniques de découpage au réseau si les onduleurs ne sont pas munis de filtres efficaces. Les onduleurs actuels contribuent tout de même a l'augmentation des harmoniques de courant car ils fonctionnent le plus souvent a puissance réduite (un appareil fonctionnant a puissance réduite ne peut fournir la même qualité de courant qu’a puissance nominale), ainsi les THD sont plus importants. Les conséquences de ces harmoniques peuvent être instantanées sur certains appareils électroniques: troubles fonctionnels (synchronisation, commutation), disjonctions 91 intempestives, erreurs de mesure sur des compteurs d’énergie. Injection de courant continu au réseau Une étude montre que les onduleurs actuels injectent une composante continue dans le réseau. La présence de courants DC dans les réseaux de distribution peut affecter le bon fonctionnement des dispositifs de coupure différentiels, créer des erreurs sur les compteurs d’énergie, affecter la durée de vie des composants du réseau, notamment à travers une augmentation de leur corrosion et enfin contribuer a une saturation des transformateurs. Déséquilibre entre phases L’insertion des systèmes PV engendre un déséquilibre entre phases en cas d’utilisation d’onduleurs monophasés. Si la puissance produite n’est pas correctement repartie entre les 3 phases d’un même système PV triphasé, alors ce système va contribuer à déséquilibrer le réseau BT. Donc, toutes les influences citées ci-dessus nuisent gravement à la qualité de service fournie. a3) Influence sur les pertes dans les réseaux de distribution Une étude a montré que les fermes PV de plusieurs MW, généralement raccordées sur de départs HTA, conduiraient a une augmentation des pertes et que les installations PV de type résidentiel, plus proches des lieux de consommation, permettraient de l’est réduire. b) Influence du réseau de distribution sur le fonctionnement des installations photovoltaïques Les caractéristiques, le fonctionnement et les perturbations des réseaux de distribution peuvent influencer le fonctionnement normal des systèmes PV. Ceci provient généralement, soit des caractéristiques intrinsèques des réseaux de distribution, soit de la qualité de tension dégradée par d’autres utilisateurs du réseau, soit d’une association de ces deux causes. Ces effets entrainent généralement des découplages injustifiés des onduleurs. Les influences du réseau de distribution sur le fonctionnement des installations photovoltaïques peuvent se résumer comme suit: b1) Régime de neutre et courants de fuite Le régime de neutre utilise en basse tension est de type TT. Avec ce régime de neutre, la protection des personnes s’effectue à l’aide de disjoncteurs ou d’interrupteurs différentiels qui ont pour fonction de s’ouvrir en cas de fuite de courant. Les installations PV peuvent produire des courants de fuite du fait des caractéristiques capacitives des panneaux, et des onduleurs (capacités des filtres EMC). 92 Ces capacités en présence d’une composante alternative sur le circuit à courant continu engendrent des courants de fuite dans la liaison de mise à la terre. Ces courants de fuite peuvent être d'amplitude importante et devenir potentiellement dangereux pour les personnes en cas de contact direct avec le fil de terre. De plus, ils peuvent provoquer le déclenchement intempestif des disjoncteurs différentiels. Figure 3.25 : Schéma simplifié du courant de fuite via les capacités des panneaux PV, la Terre et l'onduleur b2) Niveau de tension du réseau Le niveau initial (hors PV) de tension du réseau est un paramètre clé vis-à-vis du dimensionnement et du fonctionnement des installations PV et les types de protection de découplage. b3) Creux de tension et tenue des systèmes PV Les creux de tension sont considérés comme les plus graves perturbations de la qualité de service en raison de leurs effets sur les processus sensibles.il s’agit d’une baisse brutal de la tension en un point d’un réseau électrique, a une valeur comprise entre 10% et 90% suivie d’un rétablissement de la tension après un court laps de temps allant de 10ms a quelques seconds. b4) Présence de composante continue et d’harmoniques de tension Les onduleurs pour systèmes photovoltaïques hachent le courant continu issu des modules photovoltaïque en modulation à largeur d’impulsion (MLI ou PWM pour "Pulse Width Modulation") pour le convertir en courant alternatif sinusoïdal. Le fonctionnement des onduleurs sans transformateur peut être affecte par une asymétrie des tensions du réseau (déformation de la sinusoïde par addition d'harmoniques paires), par exemple en présence d'harmoniques issues de charges non-linéaires, qui se traduirait par l'ajout d'une composante 93 DC dans la tension injectée par l'onduleur. b5) Inter harmoniques Les inter-harmoniques (fréquences qui ne sont pas un multiple entier de la fréquence du réseau) sont produits par des variations rapides des charges, ou la saturation des transformateurs. c) Comportement des systèmes photovoltaïques face au creux de tension Les installations PV raccordées aux réseaux de distribution peuvent causer les interactions, les impacts et les effets sur le réseau public de distribution. D’autre part, les caractéristiques intrinsèques des réseaux de distribution ainsi que les perturbations causées par les défauts sont l’origine de fonctionnements incorrects et de déconnexions intempestives des systèmes PV. C’est pourquoi, plusieurs études sont effectuées dans les différents laboratoires pour bien analyser ces impacts et proposer des solutions efficaces, susceptibles d’améliorés leur raccordement au réseau. Dans un réseau électrique, la tension peut varier temporairement sous l’effet des fluctuations de charge ou d’un court-circuit. Une augmentation brutale de la charge ou un court circuit provoque un creux de tension dont la profondeur et la durée varient en fonction des caractéristiques du réseau et des groupes de production concernés. Actuellement, le comportement des systèmes PV face aux creux de tension et la tenue des systèmes PV aux perturbations sous condition de défaut ont attirés plusieurs études dans le monde. Ces études montrent une grande sensibilité des onduleurs PV face au creux de tension, entrainant leurs déconnexions qui peut être intempestive. Pourtant, ces études n’ont pas systématiquement pris en compte tous les facteurs influençant le comportement d’un système PV. En effet, l’analyse du comportement des systèmes PV raccordes au réseau de distribution face au creux de tension causé par un court-circuit est très compliquée car elle dépend: - de la topologie de l’onduleur associe a son système de contrôle/commande (ex : PLL, courant limite de son système de contrôle) ; - des types et de la position des défauts (triphasé a la terre, triphasé au neutre, biphasé a la terre, biphasé au neutre, monophasé a la terre, monophasé neutre); - de la topologie du réseau (BT/HTA urbain ou rural), des systèmes de protection (les fusibles ou disjoncteurs, avec ou sans système de ré-enclenchement) ; - des systèmes de protection de découplage ; 94 3.8. Exemple de dimensionnement d’une installation photovoltaïque de 1 MW raccordée au réseau 3.8.1 Type du module photovoltaïque utilisé On a choisi un module CONDOR poly cristallin 72 cellules de 285Wc. Caractéristiques électriques Tableau 3.6: caractéristiques électriques d’un module photovoltaïque poly cristallin de marque condor. Caractéristiques mécanique Tableau 3.7: caractéristiques mécaniques d’un module photovoltaïque poly cristallin de condor. 3.8.2. Type d’onduleur utilisé Le choix des onduleurs s’est porté sur le type suivant: SMA Sunny Central, de puissance 95 250kW. Caractéristiques de l’onduleur Tableau 3.8: fiche technique de l’onduleur SMA Sunny Central (250kw). 3.8.3. Calcul du nombre de modules Pour cet exemple de dimensionnement, nous nous sommes inspirés des techniques de calcul utilisées par l’Institut Bruxellois pour la Gestion de L’Environnement. Nombre de module total 𝑁𝑇 = 𝑁𝑇 = 𝑃𝑐 𝑃𝑚 1000000 = 3509 𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑒𝑠 285 Nombre de module en série: La plage de tensions d’entrée admissibles pour l’onduleur détermine le nombre de panneaux à connecter en série. 𝑁𝑠é𝑟𝑖𝑒 = 𝑁𝑠é𝑟𝑖𝑒 = 𝑇𝑒𝑛𝑠𝑖𝑜𝑛 𝑑 ′ 𝑒𝑛𝑡𝑟é𝑒 𝑀𝑃𝑃𝑚𝑖𝑛 à 𝑃𝑁𝑜𝑚 𝑇𝑒𝑛𝑠𝑖𝑜𝑛 𝑀𝑃𝑃 𝑑𝑢 𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑒 450 = 12,5 𝑒𝑡 𝑑𝑜𝑛𝑐 13 𝑝𝑎𝑛𝑛𝑒𝑎𝑢𝑥 𝑒𝑛 𝑠é𝑟𝑖𝑒 36 96 Nombre de string 𝑁𝑆𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔 = 𝑁𝑆𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔 = 𝑁𝑇 𝑁𝑠é𝑟𝑖𝑒 3509 = 269,9 𝑒𝑡 𝑑𝑜𝑛𝑐 270 𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔𝑠 13 Dans notre cas on a un onduleur string, donc le nombre de module dans chaque string est le même. Le nombre de module total est: 𝑁𝑆𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔 𝑥𝑁𝑆é𝑟𝑖𝑒 = 270𝑥13 = 3510 On disposera de 3510 modules à utiliser pour 270 Strings qui sont reparti de manière a ce que chaque string comporte 13 modules. La compatibilité onduleur / string: Elle consiste à vérifier que la puissance nominale de l’onduleur est comprise entre 80% et 110% de la puissance crête. Les tensions générées doivent être dans les limites acceptables de l'onduleur: La tension maximale, c'est à dire à 1000 W/m², pente 35°, à vide et à froid (-10°), doit être inférieure à la tension DC nominale admissible. C'est la tension de sécurité : au-delà de cette tension maximale, l’onduleur va disjoncter, l'installation sera en panne. La tension minimale, c'est à dire à 1000 W/m², pente 35°, en charge et à chaud (70°), doit être supérieure à la tension MPP minimale admissible. C'est la tension d'accrochage: sous cette tension minimale, l'onduleur va décrocher, l'installation ne produira plus. Le courant maximal doit être inférieur au courant admissible de l’onduleur. Le dimensionnement des onduleurs d’une installation PV est souvent source de confusion car il faut distinguer les puissances AC et DC. Du côté DC il faut distinguer la puissance crête de l’installation et sa puissance réelle (instantanée) en cours de fonctionnement. Enfin, il faut prendre garde à la tension des strings connecté à l’onduleur. En effet, les strings composés par des modules placés en série développent une caractéristique courant/tension (courbe I -V). La tension dans chaque string est égale à la tension d’un module multipliée par le nombre de modules. Le courant de chaque string est égal au courant d’un module. (Connexion en série: les tensions s’additionnent à courant égal). La production est proportionnelle à l'éclairement, et inversement proportionnelle à la température. Pour la plupart des onduleurs, les strings doivent être égaux: ils comportent le 97 même nombre de modules de même type, positionnés dans les mêmes conditions (orientation, inclinaison, ombrage). Pour certain onduleur multi string, ces conditions ne sont pas nécessaires. Ils sont donc particulièrement adaptés à des installations avec différentes inclinaisons et orientation. Tension maximale à-10 °C : 𝑈𝑚𝑎𝑥 = 𝑁𝑠é𝑟𝑖𝑒 . (𝑉𝑐𝑜 + 35𝑥𝜇𝑉𝑐𝑜 ) Tension minimale à +70 °C : 𝑈𝑚𝑖𝑛 = 𝑁𝑠é𝑟𝑖𝑒 . (𝑉𝑀𝑃𝑃 − 45𝑥𝜇𝑉𝑐𝑜 ) 𝑁𝑠é𝑟𝑖𝑒 : nombre de modules d’un string 𝑽𝒄𝒐 : tension du circuit ouvert d’un module (T=25°C) 𝝁𝑽𝒄𝒐 : coefficient de température de la tension en circuit ouvert. 𝑉𝑀𝑃𝑃 : tension en charge, au Point de Puissance Maximale. Vérification de la tension maximale admise par l’onduleur Un onduleur est caractérisé par une tension d'entrée maximale admissible Vmax. Si la tension délivrée par les modules est supérieure à Vmax, l'onduleur sera irrémédiablement détruit. Le dépassement de la valeur Vmax pour la tension d'entrée est, par ailleurs, la seule cause d'endommagement définitif de l'onduleur. La valeur de Vmax apparaît sur la fiche technique de l'onduleur. Par exemple, sur la fiche technique de l'onduleur SMA Sunny Central (tableau 3.8), la tension d'entrée maximale admissible indiquée est Vmax = 820 V. Umax = 13 x (44.6 + ((-0.33) x 35) = 429.65 V On a U max= 429.65 V, elle est inferieur à la tension maximale admise par l’onduleur Vmax=820Vce qui implique que notre onduleur sera protégé. Vérification de la tension minimale admise par l’onduleur: L'onduleur doit à tout moment demander aux modules leur maximum de puissance. Pour cela, il déplace le point de fonctionnement du groupe photovoltaïque. La recherche du point de puissance maximum est réalisée par un système intégré en amont de l'onduleur, nommé MPPT (Maximum Power Point Tracking). Cependant, le système MPPT ne fonctionne que pour une plage de tension d'entrée d'onduleur définie par le fabricant, et indiquée sur la fiche technique de l'onduleur. Lorsque la tension d'entrée de l'onduleur côté DC est inférieure à la tension minimale MPPT, l'onduleur continue de fonctionner mais fournit au réseau la puissance correspondante à la tension minimale MPPT. Il faut donc s'assurer que la tension délivrée par le groupe photovoltaïque est comprise 98 dans la plage de tension MPPT de l'onduleur auquel il est connecté. Si ce n'est pas le cas, il n'y aura aucun dommage à l'onduleur, mais seulement une perte de puissance. Umin = 13 x (36 – ((-0.33) x 45) = 661.05 V >450 V Umin est supérieure la tension minimale admise par l’onduleur (450V), donc on n`aura pas une perte de tension dans notre installation. Détermination du nombre d’onduleurs Le courant maximal produit par le champ PV est: 𝐼𝑚𝑝𝑝 = 𝐼𝑀𝑃𝑃 𝑚𝑜𝑑 𝑥 𝑁𝑆𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔 = 7,92𝑥270 = 2138,4𝐴 Un seul onduleur SMAsunny choisi ne peut pas supporter un tel courant (𝐼𝑚𝑝𝑝 > 𝐼𝐷𝐶 𝑜𝑛𝑑 = 591𝐴) : Les string doivent donc être regroupé de manière proportionnelle de manière à bien repartir du courant produit par le champ PV et chaque groupe connecté à un onduleur ; ceci de manière à ne pas dépasser son 𝐼𝐷𝐶 𝑜𝑛𝑑 𝑚𝑎𝑥. Plusieurs approches sont possibles. Soit en passant par le nombre total de strings ou bien par le courant total du champPV et le courant max supportable par l’onduleur. La première approche permet de faire un regroupement de 9 blocs avec 30 strings chacun. Ce qui correspond à une repartition des 270 strings constituant le champ PV. On oaura ainsi besoin de 9 onduleurs SMA du type choisi. Vérification du courant maximal admis par l’onduleur: On utilisera neuf onduleurs, donc chaque trente string seront branchés en parallèle à un onduleur. Imax=𝑁𝑔𝑟𝑜𝑢𝑝𝑒 𝑑𝑒 𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔𝑠 . 𝐼𝑐𝑐 = 30 x 8,55 = 256,5 A Le courant qui circule dans un module est identique à celui dans un string (les module dans un string sont branchés en série). Imax est inférieur au courant maximal admis par l'onduleur SMA Sunny Central. Les tensions générées sont dans les limites acceptables de l'onduleur, et le courant maximal est inférieur au courant admissible de l’onduleur, l’onduleur choisi est donc compatible avec les strings de notre installation. 99 3.9. Exemples d'architectures d'installations photovoltaïques connectées au réseau 3.9.1. Raccordement au réseau BT monophasé 100 3.9.2. Raccordement au réseau BT triphasé 101 Chapitre 4 : Les systèmes hybrides photovoltaïques / groupe électrogène Introduction Un système énergétique hybride est un système qui associe au moins deux technologies complémentaires; une ou plusieurs sources d’énergies classiques (groupes électrogènes) et au moins une source d’énergie renouvelables (photovoltaïque, Eolien …). Le but du système hybride est d’assurer la production de l’énergie demandée par la charge et si possible de produire le maximum d’énergie à partir d’énergies renouvelables, tout en maintenant la qualité de l’énergie fournie. Les systèmes hybrides sont souvent utilisés dans les régions isolées, ils sont généralement autonomes. Les performances d’un système hybride, son rendement et sa durée de vie sont influencés d’une part par sa conception notamment l’architecture, le dimensionnement des composants, le type de composants et d’autre part par le choix de la stratégie de fonctionnement des différents composants. Pour structurer un système hybride, les critères essentiels suivants doivent être pris en compte: La présence ou non de sources d’énergie classique, comme un groupe électrogène. La présence ou non de dispositifs de stockage. La présence de ce dispositif permet de satisfaire la demande des charges électriques pendant les périodes d’absence d’une source primaire à convertir en électricité (soleil, vent). Ces dispositifs peuvent être des batteries rechargeables, des électrolyseurs avec réservoir d’hydrogène etc. La structure du système peut contenir des modules photovoltaïques, une éolienne, ou une combinaison de ces sources. Le développement et la mise en place d’un système de gestion de l’énergie dans la structure. Un critère important pour la sélection des sources primaire à utiliser est le potentiel énergétique disponible qui dépend du lieu d’installation du système hybride. Un autre facteur déterminant est le profil de consommation de la charge électrique à alimenter. Les systèmes hybrides (PV/GE) s’avèrent être une solution intéressante pour développer la production d’énergie, afin de satisfaire les besoins énergétiques aussi bien des zones urbaines 102 africaines concentrées à forte demande, que ceux des zones rurales éloignées et dispersées. Toutefois pour garantir une sécurité d’approvisionnement en énergie, il convient de lever les difficultés liées à l’utilisation des énergies propres, notamment l’optimisation de leur combinaison entre elles et/ou avec les sources d’énergies fossiles. En effet, certaines études ont montré que cette solution présente beaucoup d’avantages du point de vue économique et environnemental, elle permet de réduire considérablement la consommation de carburant et la production de CO2 liée à l’utilisation des énergies fossiles pour produire de l’énergie électrique. A cet effet les systèmes d’énergie hybride PV/Diesel avec stockage d’énergie dans les batteries d’accumulateurs se sont développés dans les pays d’Afrique subsaharienne à travers les projets d’électrification rurale. 4.1. Production par groupe électrogène Diesel Depuis de nombreuses années, on utilise les groupes électrogènes dans les zones isolées pour s’approvisionner en énergie électrique. Le groupe électrogène est une machine qui produit de l’énergie électrique à partir d’une énergie conventionnelle notamment le gasoil. Il est constitué d’un moteur thermique, d’un alternateur, d’un coffret de commande et d’accessoires. Lorsqu’on démarre le groupe électrogène le moteur se met à tourner, en tournant il entraîne avec lui l’alternateur qui est constitué d’un rotor composé d’enroulements entraînés par le moteur et d’un stator fixe composé d’un ensemble de 3 bobines qui constituent l’induit du stator et un circuit magnétique. En tournant, le rotor crée dans le stator un flux magnétique transformé au niveau du stator en énergie électrique. La puissance maximale exprimée en kVA que peut débiter l’alternateur représente la puissance nominale de fonctionnement du groupe. Le fonctionnement sous faible charge des groupes électrogènes n’est pas recommandé; généralement les constructeurs recommandent de faire fonctionner le groupe à une puissance supérieure ou égale à 30 % de sa puissance nominale. Le groupe électrogène atteint son point de fonctionnement optimal lorsqu’il fonctionne à une charge correspondant à 80 % de sa charge nominale. Généralement les performances d’un groupe électrogène sont caractérisées par sa consommation horaire, ainsi que sa consommation spécifique. Pour les avantages et les inconvénients des groupes électrogènes voir (Tableau 4.1). 103 Tableau 4.1 : Avantages et inconvénients du groupe électrogène Avantages Inconvénients Coût d’investissement moins Coût d’exploitation élevé ; élevé ; Nécessite une Disponible 24 heures/24heures ; Installation pas trop compliquée. maintenance en permanence ; 4.1.1. Intérêt du groupe électrogène Utilisation des énergies fossiles ; Emission de CO2 ; Nuisance sonore ; Faible rendement aux faibles Dès lors que les réseaux sont lointains, qu’il n’y a pas de potentiel hydraulique et que les charges. consommations potentielles sont au moins de l’ordre de 300 kWh/abonné/an, la solution la plus adaptée est en général le groupe DIESEL. Il faut veiller cependant - À l’importance de l’approvisionnement qui peut représenter jusqu’à 20 à 40 % du coût du kWh produit (pour des distances de transport de 500 à 1 000 km) - à la complexité de la maintenance nécessitant des révisions régulières, avec la présence d’un technicien qualifié dans une zone pas trop éloignée. - à l’impossibilité d’assurer une production constante dans le cas des petites unités. De nos jours, les groupes électrogènes ne sont plus une meilleure solution, à cause de leurs coûts d’exploitation élevés, de leur maintenance complexe et de la nécessité de transporter et de stocker le carburant. D’une part, la préoccupation grandissante concernant les problèmes environnementaux, d’autre part les progrès en matière de développement de technologies propres contribuent à faire des énergies renouvelables des solutions efficaces et efficientes en matière de développement durable et de préservation de l’environnement. L’utilisation de plusieurs sources d’énergie telles que le soleil et l’éolien, permet de rendre plus fiable et efficiente la fourniture de l’énergie électrique. Les systèmes hybrides présentent les qualités suivantes: 104 Fiabilité ; Flexibilité ; Economique. Dans les systèmes hybrides PV/GE, le groupe électrogène permet de réduire la taille du champ photovoltaïque, pendant que le système PV permet de réduire le temps de fonctionnement du groupe, sa consommation en gasoil, les coûts d’exploitation et de maintenance. On peut donc situer l’intérêt des systèmes hybrides à ces niveaux, à savoir: diminuer le temps de fonctionnement des groupes électrogènes ; diminuer la consommation en gasoil. Dans les systèmes simples, le groupe électrogène tourne en continu, pour couvrir la différence entre l’énergie demandée et celle produite par le PV ; alors le groupe électrogène fonctionne souvent sous faible charge ou dans de mauvaises conditions. Dû au faible rendement du groupe pour les faibles charges, l’économie en consommation de gasoil est limitée pour ces systèmes 4.1.2. Description des caractéristiques d'un groupe Le groupe électrogène se compose essentiellement: - d’un moteur thermique, de son tableau de commande et ses accessoires permet tant d’en contrôler le fonctionnement - d’un alternateur avec son dispositif d’excitation et de régulation - d’une armoire d’appareillage électrique de commande et de contrôle - d’un châssis commun et de son habillage, adapté aux conditions d’emploi. Le moteur thermique, pour la gamme de puissance correspondant aux besoins de l’électrification des zones isolées, est un DIESEL fonctionnant au fuel domestique. Le groupe électrogène est toujours défini selon sa puissance exprimée en Watts (W), kilowatts (kW) pour la puissance active ou en KVA (kilovoltampère) pour la puissance apparente et sa tension de courant de sortie en Volts d'après le nombre de phases en monophasé ou triphasé. La puissance active P = U × I × Cos (𝜑) s'exprime en kW. La puissance réactive Q = U × I × Sin (𝜑) s'exprime en kVAR. 105 La puissance apparente S = U × I s'exprime en kVA. La consommation en litre par heure (l/h) Durée de vie estimée en heure de fonctionnement Capacité du réservoir en litre Les groupes sont répartis dans 4 classes de service correspondant chacun â un type d’usage. a) SERVICE A : Groupe de production Pour ce groupe, la marche en continu est possible à 4/4 de charge pendant 24 h sur 24. Il faut dans ce cas soigneusement choisir la puissance du groupe et ne lui faire subir aucune surcharge. b) SERVICE B : Groupe de production La marche continue est possible mais limitée à 4000 h/an et à charge variable. Possibilité de fonctionner 24 h/24 pendant certaines périodes. Possibilité de surcharge transitaire de 10 % environ pendant 1 h/jour. c) SERVICE C La marche est à charge variable acceptant une surcharge de 10 %. Service quotidien inférieur ou égal à 12 h. Durée totale annuelle limitée à 2000 h. Peut être utilisé comme groupe de production pour courtes durées. d) SERVICE D La marche est occasionnelle ou à charge variable sans surcharge. Service ’une durée annuelle maximale de 500 h. Il s’agit de groupes dits de secours. 106 107 Page 33/56 4.1.3. Coûts Le coût d’investissement varie de 300 000 à 1 million FCFA installe (on atteint 300 000 a partir de 100 kVA environ) Le coût d’énergie devient important dans le coût d’exploitation et dans le coût du kWh produit. Il est au minimum 100 à 200 FCFA le kWh produit. La sensibilité aux heures d’utilisation est moins grande que pour l’hydraulique. Exemple de réalisation en zone intertropicale: une centrale de 10 kW construite pour 50 abonnés fournit un kWh à 200 FCFA pour 3 000 heures d’utilisation par an et un investissement de 4 millions de CFA. 4.1.4. Choix du nombre de groupes et du type pour l’électrification des zones isolées Les moyens de production doivent être adaptés à la nature de la distribution envisagée. On distingue: - La distribution intermittente (type C ou B) 6 h/24 pour l’éclairage. Un seul groupe pourra suffire (prévoir cependant la coupure pour l’entretien, pendant quelques jours par an). La puissance appelée ne devra pas descendre en dessous de 30 à 50 % de la puissance nominale. - La distribution semi continue (type B de préférence). 12 h/24 : éclairage, quelques besoins artisanaux, quelques services (pompage). Deux groupes suffisent en général si la puissance minimale se situe entre 50 et 100 % de la puissance nominale de base. La coupure totale est évitée dans cette solution. Si la puissance minimale est inférieure à 30 à 50 % de la puissance nominale, un 3e groupe sera prévu pour assurer les périodes de veille et éviter ainsi l’encrassement des moteurs qui seraient surdimensionnés. - La distribution continue (type A ou B) 24 h/24 dans les agglomérations où existe une activité industrielle et artisanale suffisamment importante. Trois groupes au minimum sont nécessaires, en principe de puissance différente pour permettre la meilleure adaptation aux charges et éviter un fonctionnement en dessous de 30 109 à 50 % de la puissance nominale. Si le réseau permet d’éviter la marche en parallèle cela est préférable. Sinon, la nécessité de coupler oblige à choisir des groupes dont les puissances ne sont pas dans un rapport supérieur à 2. En général le neutre n’est pas couplé pour éviter la circulation des harmoniques entre les machines. La répartition des puissances actives est assurée à ± 10%. On choisira donc une puissance telle que : P à fournir inférieure ou égale à 0,85 à 0,9 x S Puissance des groupes Le couplage nécessite des appareillages spéciaux, en particulier pour visualiser la synchronisation des vitesses: - lampes de phase; - synchronoscope; - voltmètre différentiel; - coupleur contrôlant fréquence et tension avant couplage. 4.1.5. Critères de choix d'un groupe électrogène - Pression barométrique : la puissance du moteur thermique varie avec l’alti tude (-1 % pour 100m) ; - Température ambiante : nécessite en principe une étude particulière si elle dépasse 38°C ; - Degré hygrométrique : standard 70 % - Atmosphère poussiéreuse (+ ou -). Ces éléments vont avoir une influence sur la puissance et sur le type de refroidissement (aéro, eau + échangeur eau). 4.1.6. Choix de la puissance a) Régime établi La puissance est donnée en kVA pour un facteur de puissance de 0,8. Un groupe de puissance S est donc dimensionné pour fournir sous 400 volts: 110 - une intensité - une puissance active I = S / U √3 P = S X 0,8 (S en kVA et U en (S en kVA) kV) b) Régime transitoire La fermeture d’un circuit pour alimenter une charge provoque sur le groupe ce que l’on appelle un impact. Pour le démarrage des moteurs notamment, on aura à assurer transitoirement une puissance qui pourra être supérieure à la puissance nominale. Les coefficients de surcharge transitoire sont particuliers à chaque constructeur et type de groupe. On peut cependant retenir des coefficients que l’on retrouve fréquemment: - les alternateurs admettent en général un impact, c’est-à-dire un appel de puissance transitoire, entre 1 et 2 fois leur puissance nominale - les moteurs Diesel admettent en général un impact à vide de 0 à 50 % de leur puissance nominale, et en charge, un impact de 66 % de la puissance nominale dans la limite de leur puissance maximal de secours. Ces coefficients permettent de limiter la chute de tension instantanée à environ 25 % et d’éviter une baisse de fréquence trop importante (- 2 %) voire un calage du moteur. En effet, l’appel de puissance instantané, provoquant un fonctionnement momentané en régime dit transitoire, a un double effet: il provoque une chute de tension instantanée due au courant total absorbé à cet instant. La règle communément admise est de limiter cette chute de tension à 25 %. Une valeur approchée de cette chute de tension peut être déterminée par la relation : ∆𝑈 = 𝑋 . 𝑆𝑑 / 𝑆𝑢 avec ∆𝑈 = chute de tension relative au moment de l’appel de puissance Sd 𝑋 = réactance subtransitoire réduite de l’alternateur 𝑆𝑑 = puissance apparente transitoire 𝑆𝑢 = puissance apparente nominale. Les réactances les plus fréquemment rencontrées dans les alternateurs utilisés dans les groupes sont telles qu’une valeur 𝑆𝑑 = 2𝑆𝑢 permet de limiter ∆𝑈 entre 20 à 25%. il provoque un ralentissement du moteur (voire un calage), c’est-à-dire une baisse de fréquence. Les constructeurs considèrent en général 2 cas: 111 ▪ Le groupe est à vide : La puissance active instantanée appelée ne doit pas dépasser 50 % de la puissance nominale ▪ Le groupe est en charge : L’effet d’inertie de la charge préexistante permet d’accepter un appel de puissance instantané supplémentaire légèrement plus élevé qu’à vide, soit 66 % de Pn, tout en restant dans la limite de la puissance max de secours. Exemple: un groupe de 100 kVA, soit 80 kW, surchargeable à 10 % tourne avec une charge stabilisée de 30 kW. Il pourra accepter une charge supplémentaire instantanée de 50 kW (Si la P instantanée est inférieure à 200 kVA) car: 50 < 0,66 𝑥 80 𝑘𝑊 𝑒𝑡 30 + 50 = 80 < 88 𝑘𝑊 Mais il ne pourrait accepter 50 kW si la charge de base était de 50 kW. Comme dit plus haut, selon les constructeurs et le modèle de groupe, les valeurs ci- dessus sont susceptibles de varier légèrement et ne seront donc utilisées que pour un dimensionnement approximatif à affiner avec le constructeur. En résumé : Soit 𝑆1 (resp. 𝑃1 ) la charge initiale stabilisée en kVA (resp. kW) Soit 𝑆1′ (resp. 𝑃1′ ) la charge supplémentaire provoquant l’impact. Il faudra : 𝟐 𝒙 𝑺𝒈 ≥ 𝑺𝟏 + 𝑺′𝟏 pour éviter que le courant total d’appel ne provoque une chute de tension trop forte (𝑺𝒈 = S groupe) 𝟎, 𝟖 𝒙 𝑷𝒈 (𝒔𝒆𝒄𝒐𝒖𝒓𝒔) ≥ 𝑷𝟏 + 𝑷′𝟏 pour que la puissance active totale soit acceptable (aux surcharges près). Par ailleurs, on vérifiera que la puissance active instantanée 𝑷′𝟏 respecte la règle: 𝑷′𝟏 ≤ 𝟎, 𝟓 𝒙 𝑷𝒈 𝒐𝒖 𝑷′𝟏 ≤ 𝟎, 𝟔𝟔 𝒙 𝑷𝒈 (𝒌𝑾) selon que le groupe sera en charge ou à vide. 4.1.7. Exercice d'application Soit à dimensionner un groupe pour un réseau où l’on aura 112 ▪ 50 kW d’éclairage incandescent, ▪ un ensemble de moteurs démarrés séparément totalisant 79 kW sous 𝑐𝑜𝑠𝜑 = 0,85 ▪ un compresseur frigorifique triphasé à marche automatique ayant : un courant nominal de 70 A, 𝑐𝑜𝑠𝜑 = 0,8 un rapport 𝐼𝑑é𝑚𝑎𝑟𝑟𝑎𝑔𝑒 𝐼𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 = 7, un 𝑐𝑜𝑠𝜑 au démarrage de 0,4. a) Puissances en régime établi - Puissances apparentes (kVA) S1 = 50 / 1 + 79 / 0,85 Eclairage Petits 𝑺𝒈 moteurs + 70x0,4 x Frigo √3 ≥ 𝑺𝟏 = 𝟏𝟗𝟐 𝒌𝑽𝑨 - Puissances actives (kW) P1 = 50 + Eclairage P1 79 + 70 x 0,8 x 0,4 x √3 Frigo Petits moteurs =168kW 𝑺𝒈 ≥ 𝑷𝟏 ≥ 𝟐𝟏𝟎 𝒌𝑽𝑨 𝟎, 𝟖 PREMIERE CONTRAINTE: S groupe supérieure ou égale à 210 kVA b) Puissances en régime transitoire On fait l’hypothèse que le réseau a toujours une charge de base, soit l’éclairage la nuit, soit les petits moteurs de jour par exemple. Dans ces conditions, la contrainte la plus forte en régime transitoire sera le démarrage aléatoire du moteur du compresseur largement > 10 % charge totale et de base qui va créer sur le groupe un impact en charge. - Puissances apparentes ▪ Charge initiale sans compresseur Si = 50 + 79 / 0,85 = 143 kVA ▪ Impact du moteur In = 70A Id (démarrage) = 70 x 7 = 490 A 113 avec 𝑐𝑜𝑠𝜑 = 0,4 D’où S moteur au démarrage = I x U x √3 = 490 x 0,4 x √3 𝑺′𝟏 = 339 𝑘𝑉𝐴 ▪ Charge max. transitoire On a S = charge sans le compresseur + compresseur au démarrage 𝑺𝟏 + 𝑺′𝟏 = 143 + 339 = 482 𝑘𝑉𝐴 DEUXIEME CONTRAINTE : S groupe supérieure ou égale à 482 / 2 = 241 kVA Le respect d’un impact maximum de 2 nous donne la deuxième contrainte. - Puissances actives ▪ Charge initiale sans compresseur 𝑷𝟏 = 50 + 79 = 129 𝑘𝑊 ▪ Impact du moteur P moteur démarrage = 70 x 7 x 0,4 x 0,4 x √3 𝑷′𝟏 = 136 𝑘𝑊 ▪ Charge max. transitoire 𝑃 = 𝑷𝟏 + 𝑷′𝟏 = 129 + 136 = 265 𝑘𝑊 ▪ Contrainte à respecter C ‘au. S groupe supérieur à P / 0,8 = 265/0,8 = 331 kVA. Soit une troisième contrainte à respecter TROISIEMECONTRAINTE : Pg supérieure ou égale à 331 kVA c) Choix du groupe La contrainte la plus forte correspond à 331 kVA. Le groupe étant en charge au moment de l’impact moteur, il suffit de vérifier que 𝑷′𝟏 ≤ 0,66 𝑥 331 𝑥 0,8 Ce qui est le cas. Le choix du groupe se fera donc dans une gamme normalisée, la puissance maximale à supporter en secours étant de 331 kVA. Dans la gamme des groupes pris comme exemple, on choisira un groupe ACB 330 supportant 350 kVA en secours. 114 Remarque: Le modèle ACB 225 par exemple, bien que supportant la charge en régime établi, ne supportera pas les régimes transitoires (secours = 240 seulement). 4.1.8. Installation du groupe électrogène Le groupe électrogène sera installé: - Soit dans un bâtiment à construire - Soit dans une enveloppe insonorisée et même éventuellement sur remorque. Nous examinerons ici quelques éléments d’une installation fixe en bâtiment. a) Génie Civil - Murs - Caniveaux pour câbles et fuel - Menuiseries métalliques mises à la terre - Éventuellement point d’eau selon le refroidissement - Massif support. Application Poids du massif = 1,5 x poids du groupe ACB 330 pèse 4 000 kg, soit un massif de 6 000 kg Surface du massif: 1,975 x 3,960 = 7,82 m Soit une profondeur minimum de : P = 6.000 / ( 2,2 x 7,82 ) environ 0,35 m p environ 0,50 m b) Ventilation - Section d’entrée = section de refoulement; - groupe auto-ventilé par radiateur ou aéro-refroidisseur : 80 m par kVA - groupe avec échangeur : 40 m3 / h et par kVA - vitesse dans les gaines : 2 à 4 m / s. Application 115 ACB 330 a une puissance nominale de 315 ICVA Radiateur attelé : D = 80 x 315 = 25 200 m Pour v = 4 m / s, il faudra une surface minimale de : 25 200 / (4 x 3 600) Soit S=1,75 m c) Insonorisation Le niveau à 1 m du groupe m est de 100 à 105 dB. La réglementation française impose un maximum de 85 dB à 1 m. On réduit le bruit alors par - Des murs : réduction de 30 à 45 dBa - Des abat-son de gaine : réduction de 30 à 45 dBa - Des capots insonorisants : réduction de 20 dBa - Le silencieux d’échappement : réduction de 9 à 32 dBa. Application - Bruit au départ : 100 dBa - Silencieux - Murs + abat-son : - 10 dBa : -30 dBa Soit 60 dBa â l’extérieur à 1 m. Réduction par éloignement 3 dBa par doublement de distance. Si l’on a 60 dBa â 1 m, on aura par exemple à 32 m = 2 m, une réduction de 5 x 3 = 15 dBa. soit 4 dBa Ce qui est une valeur très raisonnable. d) Combustible La consommation d’un groupe en nominal est d’environ 0,25 I de fuel/kVA La réglementation française impose : - Un réservoir dune capacité maximum de 500 I dans le local (réservoir journalier) - Un bac de rétention intérieur de 600 I - La mise à la terre de la citerne de stockage extérieure. Application Soit une courbe de charge correspondant aux valeurs suivantes: 116 ▪ charge nominale 6 h ▪ 50 % du nominal 6 h. (En réalité, on aura en plus 10 à 20 % pendant 12 h : il faudra alors r un 2ème groupe adapté à la période de faible charge). - Consommation à 100 % : 0,25 l / kVA Soit 0,25 x 315 x 6 = 472 l / jour - Consommation à 50 % 0,25 x 1,2 x 160 x 6 = 288 l / jour - Consommation journalière: 760 l / jour Soit 0,7 T / jour ou 260 T / an. En envisageant un approvisionnement mensuel, il faut donc une cuve de 260 = 21 600, soit 250001 par exemple (Capacité d’un camion-citerne 3m x 10m = 300001 par exemple). e) Câbles et liaisons Si le groupe est en version compacte, tous les éléments sont précâblés. Sinon, il faut des liaisons: - 19 x 1,5 mm2 pour transmission des contrôles et commandes - 2 x 6 mm2 pour la charge de la batterie - 4 x 4 mm2 pour le préchauffage. La puissance de court-circuit est de l’ordre de 3 x la puissance nominale. Les câbles sont donc dimensionnés thermiquement avec une ambiante de 400 C et sur une distance de 10 m. Application 350V triphasé ACB 330 P = 315 kVA Soit 2 liaisons 2 x 150 mm 4.2. Les différents types de configurations des systèmes hybrides PV/GE. 4.2.1 Principe de fonctionnement Les systèmes hybrides solaires PV (photovoltaïque) / diesel sont composés de plusieurs sources de production d’énergie complémentaires (énergie solaire couplée à un groupe électrogène diesel).Ils exploitent les meilleures caractéristiques de chaque source d’énergie et octroient aux sites isolés un réseau électrique de très haute qualité à la fiabilité éprouvée. Un système hybride solaire PV / diesel est composé d’un système solaire PV (un champ solaire à technologie mono 117 ou multi cristalline muni de son armoire de gestion et de sa batterie,…) et d’un système de production d’énergie diesel (un groupe électrogène diesel et son redresseur pour assurer la transformation du CC en CA, …).Pendant la journée, le champ solaire charge la batterie et fournit l’alimentation nécessaire aux consommateurs. La production du système PV est calculée en fonction de la situation géographique et des conditions du site, ainsi que des composants sélectionnés pour le fonctionnement du système. La nuit, les batteries alimentent les consommateurs. Lorsque l’état de charge des batteries atteint le seuil prédéterminé (%), l’armoire de gestion du système solaire génère automatiquement un ordre de démarrage au groupe électrogène pour alimenter les utilisateurs. La charge finale des batteries est assurée par le système solaire PV lors de sa reconnexion. Il existe plusieurs configurations de système hybride solaire PV/ diesel : configuration en série, configuration commutée et configuration parallèle. Ces systèmes possèdent tous un système de stockage. Ce qui augmente davantage les coûts d’investissements de l’installation, ce que cherche à éviter le concept. 4.2.1. La configuration PV/GE série ou single master fixe Dans cette configuration (Voir figure 4.1), lorsque l’énergie produite par le champ PV et les batteries ne suffit pas pour répondre à la demande de la charge (les pics de charges ou les charges nocturnes), on utilise les groupes électrogènes. Ces derniers peuvent alimenter la charge ou charger les batteries. Figure 4.1 : configuration PV/Diesel série 118 L’énergie produite par ces générateurs diesel est d’abord redressée, puis convertie de nouveau en alternatif pour être fournie à la charge, cela provoque d’énormes pertes lors de la conversion. Les points essentiels de cette architecture sont : - elle est destinée aux petits systèmes incluant un générateur Diesel qui est rarement utilisé. - le générateur diesel ainsi que les sources renouvelables sont connectés sur le bus DC de la batterie. - l’onduleur autonome est uni- directionnel et contrôle la tension réseau, il permet en outre de convertir toute la puissance continue fournie par le champ photovoltaïque et le générateur Diesel en puissance alternative. - lorsque l’énergie produite par le champ photovoltaïque et l’énergie stockée sont suffisantes pour répondre à la demande de la charge, le générateur diesel est déconnecté. - dans ce genre de systèmes, le rendement global est diminué à cause du transit d’une grande partie de l’énergie par les batteries. En effet le rendement des batteries chimiques est entre 70 et 80 % selon la technologie ce qui suppose que 20 à 30 % de l’énergie stockée est perdue. Les avantages de cette configuration sont : La mise en marche du groupe électrogène ne cause pas d’interruption de l’alimentation de la charge ; La puissance du groupe électrogène peut être optimale lorsqu’elle est proche de celle de la charge et qu’elle permet de charger les batteries ; Le système électrique est simplifié par l’absence de changement de la source d’électricité en courant alternatif. Les inconvénients de cette configuration sont : Le rendement total du système est faible car le courant fourni par le groupe électrogène est converti en courant continu via un redresseur pour alimenter les batteries puis en alternatif par l’onduleur pour alimenter la charge ; La détérioration des onduleurs provoque l’arrêt complet de l’alimentation électrique car la charge est alimentée exclusivement par le champ PV et les batteries, via ces onduleurs dimensionnés à cet effet ; L’onduleur ne peut pas travailler en parallèle avec le groupe électrogène, c’est pourquoi il doit être dimensionné pour satisfaire la charge maximale possible; La durée de vie de la batterie est diminuée à cause de l’augmentation du nombre 119 de cycles charge ou de décharge. 4.2.2. La configuration PV/GE parallèle ou multi master Ici toutes les sources peuvent alimenter la charge séparément à faible et moyenne demande car les deux sources d’énergie sont dimensionnées pour des pourcentages biens définis de la charge. Mais également en combinant les sources, elles peuvent faire face à la puissance maximale de la charge. C’est à dire coupler les différentes sources d’énergies et ainsi diminuer leur puissance respective. Dans cette architecture, le champ photovoltaïque produit tant qu’il y a de l’ensoleillement, contrairement au générateur diesel qui fonctionne en permanence car il constitue le réseau pour les onduleurs. (Voir figure 4.2) ci-dessous. Les avantages sont : Un meilleur rendement du système, car les sources fonctionnent avec une puissance plus proche de leur puissance nominale ; l’association du générateur diesel et de l’onduleur permet l’alimentation d’une charge supérieure à la charge alimentée par chaque élément seul. le rendement du générateur diesel peut être augmenté ; Possibilité de synchroniser le PV avec le groupe électrogène, ce qui permet une meilleure flexibilité du système ; Les puissances nominales des différents éléments peuvent être diminuées par rapport aux puissances nominales dans les autres configurations, en alimentant toujours la même charge. Les inconvénients de cette configuration sont : Une fréquente déconnexion du PV du système dû aux creux de tension et aux fortes variations de fréquence ; Une très faible durée de vie des batteries ; Une faible pénétration solaire (non optimisée). un contrôle automatique est indispensable pour un bon fonctionnement du système ; les creux de tension et les fortes variations de fréquence entraîne souvent la déconnexion de l’onduleur du système ; 120 la gestion du système n’est pas aisée pour une personne non qualifiée. Figure 4.2 : Configuration parallèle 4.2.3. La configuration PV/GE commutée ou single master changeant Dans cette configuration (Voir figure 4.3), le champ PV et le(s) groupe(s) électrogène(s) ne peuvent pas fonctionner simultanément, ils sont dimensionnés à cet effet pour satisfaire chacun toute la charge. Figure 4.3 : Configuration PV/Diesel commutée Lorsque le niveau de charge des batteries est tel que la demande ne peut être satisfaite par le champ solaire, ce dernier est déconnecté de l’alimentation des charges et le groupe électrogène 121 est mis en marche pour alimenter directement les charges. En cas de surplus d’énergie, il complète la charge de la batterie. Le groupe électrogène est arrêté lorsque la demande peut être satisfaite par le champ solaire et les batteries. L’inversion de source se fait manuellement. Dans cette configuration les pertes de conversion sont réduites par rapport à la précédente car le groupe électrogène alimente directement la charge. Les avantages de cette configuration sont : La charge peut être alimentée soit par le groupe électrogène, soit par l’onduleur alimenté par le photovoltaïque ou la batterie ; Le groupe électrogène peut alimenter directement la charge, ce qui augmente le rendement du système et diminue la consommation de carburant ; Principalement dans cette configuration les pertes de conversion sont réduites par rapport à la configuration série car le groupe électrogène alimente directement la charge. Les inconvénients sont : Coupure instantanée de l’alimentation lors de la commutation des sources ; Le générateur et l’onduleur sont dimensionnés pour la puissance maximale de la charge, ce qui réduit leur rendement en fonctionnement à faible charge. 4.2.4. Le concept Flexy Energy Le concept « Flexy Energy » est une approche originale développée par l’équipe du LESEE (Laboratoire d’Energie Solaire et Economie d’Energie) de la Fondation 2ie Ougadougou, Burkina Faso et qui vise principalement à accroître l’accès aux services énergétiques en zones rurales et périurbaines en Afrique Subsaharienne à travers la production d’électricité décentralisée via des centrales hybrides PV/GE (Diesel ou biocarburants selon les disponibilités). Pour les réseaux autonomes qui constituent le point focal du concept « Flexy Energy », le prix de revient du kWh en exploitation est d’une grande importance pour la durabilité des systèmes. Ces coûts concernent principalement le remplacement du parc de batteries dans le temps, et pour le groupe électrogène : le prix du carburant incluant son transport, la maintenance et la réparation du groupe électrogène, les coûts de gestion et d’approvisionnement des composants de rechange et les coûts de maintenance globale. 122 L’architecture « Flexy Energy ». Elle consiste à diviser les sources d’énergies en mettant des générateurs moins puissants et en les gérants de manière intelligente. Cela permet aux générateurs d’atteindre leur valeur nominale le plus souvent possible. De plus, les charges sont séparées en trois types : les charges critiques (tels que les hôpitaux qui doivent être alimentés en permanence), les charges secondaires, et les charges différables. Ces dernières (un système de pompage de l’eau, par exemple) sont sollicitées au système seulement lorsque la production d’électricité (ou la valeur nominale de production des générateurs) dépasse le niveau de consommation dans l’optique d’optimiser le fonctionnement des générateurs. (Voir figure 4.4) Figure 4.4: configuration Flexy Energy Avantages Il n'y a pas de stockage de production ; La gestion des sources et des charges via un système intelligent (Flexy control) est optimale ; La pénétration solaire est maximisée (optimisée). Inconvénients Un contrôle automatique des sources d’énergie (GE et PV) est nécessaire ; Des charges différables sont nécessaires (pompe ou traitements des eaux) ; La production de nuit est générée par le(s) groupe(s) électrogène(s). 123 4.2.5. Les différents moyens de supervision des systèmes hybrides. Dans la littérature, il existe différentes solutions pour suivre le bon fonctionnement des systèmes hybrides de production d’électricité. On les appelle indifféremment monitoring ou "monitorage", enregistreurs ou data-loggers, et leur fonction est de nous aider à acquérir les données de production des panneaux solaires, des onduleurs ou encore des groupes électrogènes. Cependant, selon la configuration du système on distingue plusieurs méthodes de supervision à savoir: l’enregistrement des données, la surveillance locale et la surveillance à distance. a) L’enregistrement des données Les données sont enregistrées et stockées sur la mémoire interne de l’onduleur ou dans des unités externes (data-logger). Différentes solutions sont disponibles sur le marché. Certains fabricants offrent aussi des fonctions additionnelles telles que l’augmentation supplémentaire de la mémoire ou des mises à jour. Ce type de supervision permet d’avoir un aperçu détaillé du système car toutes les données enregistrées sont sauvegardées et accessibles. C'est-à-dire une solution monitoring plus complète. Quelques données généralement mesurées: La tension DC pour chaque onduleur ; La valeur du courant DC pour chaque onduleur ; La valeur du courant AC pour chaque onduleur ; La tension AC pour chaque onduleur ; La puissance transmise au réseau pour chaque onduleur. L’inconvénient de ce type de supervision est que le paramétrage à effectuer est plus difficile. Il faut noter que les portails des fabricants, souvent gratuits, ne garantissent pas toujours le service proposé, ni le téléchargement des données. b) La surveillance locale Ce type de surveillance est généralement complémentaire à l’enregistrement des données décrit ci-dessus. La différence ici c’est que l’on affiche les valeurs de l’onduleur sur un écran d’ordinateur de type PC ou un petit appareil (par exemple le sunny beam de SMA Solar Technology). La liaison entre l’onduleur et le PC se fait via une connexion RS 232/RS 485 ou par une liaison sans fil de type Wifi ou Bluetooth. Ce type de supervision permet d’avoir une 124 analyse plus fine des données de production et facilite la maintenance et l'analyse des pannes ou des disfonctionnements. L’inconvénient est qu’il coûte plus chère que le système précédant. c) La surveillance à distance La surveillance à distance et la communication entre les onduleurs peuvent être réalisées soit avec une connexion sans fil (Bluetooth ou Wifi), soit par une interface RS 485, ou par l’intermédiaire d’un satellite. Ainsi, plusieurs onduleurs peuvent être connectés en chaîne et surveillés simultanément. Dans ce type de surveillance, des grandeurs complémentaires aux mesures électriques sont ajoutées. Il s’agit de la température ambiante du site, la température des modules et l’ensoleillement. Ces données nécessitent des capteurs spécifiques (sonde de température et cellule de référence ou pyranomètre). Il convient, dans le cas où ces grandeurs sont nécessaires, de les traiter à l’aide d’un automate spécifique. Cet automate est relié à l’onduleur et centralise la totalité des données afin de les enregistrer et/ou de les envoyer sur un serveur. A partir de ces données, l’automate calcul l’énergie produite par le champ et le compare avec l’énergie théorique attendue. Lorsqu’il y a un grand écart, le système envoie des alertes et des messages d’états au centre de contrôle ou à l’utilisateur. L’une des difficultés rencontrées dans ce type de surveillance est la compatibilité du matériel à installer (appareils mono-marque). Quant à la surveillance par satellite, elle permet de faire la corrélation entre la production d’une installation et les conditions météorologiques. Un satellite mesure l’ensoleillement émis sur le site et le compare avec la productivité du champ. Les informations sont mensuelles et lorsqu’un écart important apparait, l’utilisateur est informé. Ensuite, une procédure nommée « Failure detection routine » est mise en route afin de détecter les causes de cet écart important. Le système phare de gestion par satellite est le SPYCE (Satellite Photovoltaic Yield Control and Evaluation). Il a été développé par des institutions de recherche européennes avec l’appui financier de la Commission de l’Union Européenne. L’avantage de ce système est qu’il fournit une analyse fiable et indépendante de la performance d’un système PV tout en utilisant en temps réel les données météo envoyées par le satellite. Il ne nécessite aucune installation de collecte de données ou de capteurs au sol. Cependant, ce type de supervision à des limites car ne permettant pas de détecter et de localiser dans un bref délai l’apparition d’un défaut quelconque. 125 Chapitre 5 : Les protections et la sécurité dans les systèmes photovoltaïques En forte croissance, le marché du solaire photovoltaïque est un marché à haut niveau d’exigence en matière de protection et de sécurité. Il est passé en une décennie d’un stade expérimental à un stade industriel qui fait appelle à une professionnalisation s’appuyant sur la normalisation des règles d’installation, des composants et de leur mise en œuvre. 5.1- Protection d’une installation PV raccordée au réseau De la même façon que pour le dimensionnement des câbles, le choix des organes de protection peut être classé en deux groupes : la partie courant continu et la partie courant alternatif. Le choix des protections est régit par le guide UTE C15-712. 5.1.1. Protection des personnes En ce qui concerne la protection des personnes, elle est généralement contre les risques électriques. Différentes techniques de protection sont alors utilisées selon le type de contact électrique : a- Protection contre les contacts indirects Mise à la terre des masses et éléments conducteurs Il est à noter que la protection des personnes est assurée par une isolation double ou renforcée des matériels DC et AC, nécessitant à priori une mise à la terre des éléments métalliques. Toutefois, un défaut d’isolement éventuel des matériels DC ou AC provoqué par une dégradation de leur isolant pourrait entraîner : Au premier défaut: la mise au potentiel des éléments métalliques à une valeur de plusieurs centaines de volts potentiellement dangereuse pour les personnes. Au deuxième défaut: un court-circuit au niveau du champ PV susceptible de provoquer des arcs électriques et un risque d’incendie. 126 Le disjoncteur de sortie de l’onduleur Il assure La protection des personnes contre les contacts indirects par un dispositif différentiel. Pour les locaux d'habitation, la protection doit être assurée par un dispositif différentiel de sensibilité inférieure ou égale à 30 mA à immunité renforcée. b- Protection contre les contacts directs Pour prévenir les contacts directs de l’homme avec des parties actives (pièces normalement sous tension) des installations électriques, il existe plusieurs moyens : Isolation des parties actives : celles-ci doivent être totalement recouvertes d’un isolant qui ne peut être enlevé que par destruction. Enveloppes (boîtiers, armoires…) : ils ne pourront être ouverts qu’à l’aide d’une clé ou d’un outil. Éloignement : la distance d’éloignement dépend de l’environnement (chantier, locaux réservés à la production…) et de la valeur de tension. 5.1.2. Protection des équipements. Elle se fait à travers plusieurs outils. 5.1.2.1. Eléments de Protection Partie courant continu Tous les éléments décrits ci-après sont intégrés à un coffret de protection DC qui prend place entre les modules PV et l’onduleur. a) Fusible Dans une installation PV, les fusibles ont pour rôle de protéger les modules PV contre les risques de surintensité. Lors de l’apparition d’un défaut électrique, le courant est anormalement élevé par rapport au courant nominal de conduction. Le fusible joue alors le rôle d’organe découpure : le fil métallique qu’il contient fond sous l’apport de chaleur provoqué par le défaut électrique. La norme du photovoltaïque impose une protection contre les surintensités à partir de 3strings en parallèles. Le risque doit être éliminé par la présence de fusible sur chaque chaîne. Leur calibre doit être compris entre 1,5 et 2 fois le courant de court-circuit de la chaîne dans les conditions standards. La tension de fonctionnement du fusible doit être égale à 1,15 fois la 127 tension à vide de la chaîne dans les mêmes conditions. Concrètement, les fusibles sont placés dans des porte-fusible eux-mêmes installés dans les coffrets de protection. a1) Comment choisir des fusibles pour la protection de chaînes ? Bien qu’une étude complète de tous les paramètres soit recommandée, les facteurs suivants doivent être utilisés :1,56 pour le courant et 1,2 pour la tension lors du choix des fusibles. Figure 5.1. Modèles de fusibles pour le côté DC d’une intallation PV a2) Comment choisir des fusibles pour la protection de groupe ? Avec les mêmes paramètres : 1,56 pour le courant et 1,2 pour la tension lors du choix des fusibles. Ns : nombre de modules en séries Np : nombre de modules en parallèle b) Parafoudre DC Les parafoudres permettent de protéger les modules PV contre les risques de surtensions induites dans le circuit de la partie continue. Les parafoudres peuvent contenir différents 128 composants internes tels que des éclateurs, des varistances ou des diodes d’écrêtage. CES composants ont pour but de limiter rapidement les tensions apparaissant à leurs bornes. Figure 5.2. Modèles de parafoudre DC d’une intallation PV c) Coupure et Sectionnement Le guide solaire C15-712 exige la mise en place d’un interrupteur général en amont de l’onduleur, remplissant la fonction de coupure en charge préalable à tout sectionnement. En effet, dans les coffrets de protection, les parafoudres sont à manipuler hors tension et les portesfusibles hors charge. Ceci impose en conséquence la présence d’un interrupteur-sectionneur. Certains onduleurs intègrent un interrupteur DC, ce qui permet de s’affranchir de l’interrupteur externe. Le sectionneur DC permet d’isoler électriquement le champ PV afin de permettre des opérations de maintenance en sécurité. L’interrupteur-sectionneur doit être dimensionné selon la règle suivante : 𝑉 = 1,15𝑥𝑉𝑐𝑜 𝑥𝑁𝑠 𝑒𝑡 𝐼 = 1,25𝑥𝐼𝑐𝑐 𝑥𝑁𝑝 129 d) Boîte de raccordement Figure 5.3. Modèles de coffret côté DC d’une intallation PV 5.1.2.2. Eléments de Protection Partie courant alternatif Le guide photovoltaïque impose côté alternatif la mise en place d’un interrupteur-sectionneur de tête, d’un dispositif de protection différentielle, d’une protection magnétothermique ainsi que de parafoudres AC. a) Interrupteur-sectionneur général Il est prévu pour supporter le courant d’une phase. Le dimensionnement consiste à choisir le calibre normalisé directement supérieur. 130 b) Disjoncteur différentiel Le disjoncteur différentiel est constitué de l’association d’un disjoncteur magnétothermique et d’un bloc différentiel. Il a pour rôle de réaliser la protection des biens et des personnes en protégeant notamment l’onduleur contre les surcharges et en éliminant les risques de contact indirect. Les calibres du disjoncteur et de son différentiel associé correspondent au calibre normalisé directement supérieur au courant maximal fourni par les onduleurs. Le calibre de sensibilité du différentiel est différent selon s’il est installé chez les particuliers (30mA) ou chez un industriel (300mA). La différence réside dans la sensibilité de déclenchement : ainsi la protection de 30mA est préconisée dans les habitations en raison de leur grande sensibilité. D’autre part, Il existe 3 types de blocs différentiels : type AC, type A, type B. La norme solaire préconise l’utilisation d’un différentiel de type AC ou A qui protègent contre les déclenchements intempestifs tel qu’un coup de foudre par exemple. c) Parafoudre AC Le parafoudre AC doit être installé au plus près de l’onduleur à une distance inférieure à 30m. Le choix s’effectue selon le nombre de pôle du parafoudre. Pour un raccordement monophasé, le parafoudre sera bipolaire et tétrapolaire pour du triphasé. Il faut également veiller à ce que sa tension maximale soit supérieure à la tension maximale en sortie de l’onduleur. ils protègent l’équipement contre les surtensions en provenance du réseau ou de la terre en mode commun et/ou différentiel. Ils doivent être dimensionnés en fonction du niveau kéraunique du lieu ((symbole Nk) est le nombre de jours d'orages par an sur un lieu ou dans un territoire donné), et de l’environnement physique alentour. Ils seront monophasés ou triphasés selon les cas. 131 5.1.2.3. Symboles de quelques appareils de protection utilises dans une installation électrique Figure 5.4. Symboles de quelques appareils de protection utilises dans une installation électrique 5.1.3. Surtensions Un générateur photovoltaïque est par définition, une installation électrique extérieure qui doit être protégée contre les effets des intempéries telles que la pluie, le vent, la foudre, etc. D’autre part elle doit présenter toutes les conditions de sécurité nécessaires pour les personnes susceptibles de se déplacer à proximité. Une protection générale contre les surtensions, par exemple par des varistors, doit être montée le plus près possible du champ, afin d’assurer la protection des modules. Au cas où la ligne reliant le champ à l'onduleur présente une certaine longueur il faut également prévoir une protection contre les surtensions à l’entrée des câbles dans le bâtiment et, dans tous les cas, au tableau d’entrée de l’onduleur pour sa protection. Les diodes de protection en série dans les chaînes, ou en parallèle sur les modules ou groupes de modules doivent être refroidies correctement. Pour une diode de chaîne la puissance à dissiper atteint au maximum la valeur de la chute de tension dans la diode multipliée par le courant de chaîne. 132 5.1.4. Parafoudre et mise à la terre Une installation photovoltaïque demande des moyens pour protéger les personnes et le matériel contre les dommages dus aux décharges atmosphériques. a) Mise à la terre La mise à la terre est un moyen de protection pour maintenir les tensions de contact ou de décharge aussi faibles que possible, pour que des personnes ou installations ne soient blessées ou endommagées. Les systèmes photovoltaïques à courant supérieur à 2 A sont considérés comme des installations à courant fort et doivent par conséquent être mis à la terre. b) Parafoudre L’appellation normalisée est le parasurtenseur, car les parafoudres ne protègent pas de la foudre, ce qui est le travail des paratonnerres, mais seulement des surtensions transitoires dues à la foudre. Un coup de foudre, ou son champ électromagnétique associé, sur une installation photovoltaïque provoque des surtensions par couplage inductif, capacitif ou galvanique, qu’il faut conduire à la terre. Les changements d’intensité du champ électrique terrestre proche pendant un orage provoquent des surtensions par couplage capacitif, sans que survienne un coup de foudre. Les grandes pointes transitoires de courant qui surviennent lors de coups de foudre (quelque 10 kA/ms) induisent des tensions qui peuvent atteindre plusieurs centaines de kV dans les impédances et inductances des parties frappées. En même temps apparaît un champ magnétique qui induit des tensions par couplage magnétique dans les parties parallèles des conducteurs touchés. Un coup de foudre rayonne également un champ électrique qui peut, dans un rayon de 100 mètres, endommager des composants électroniques insuffisamment protégés. Abstraction faite de l’effet thermique direct d’un coup de foudre, un générateur photovoltaïque est endommagé par les grandes différences de potentiel qui dépassent les capacités d’isolation des matériaux utilisés et qui peuvent conduire finalement à un incendie provoqué par des arcs électriques ou des surcharges des conducteurs. Les normes établies pour les protections contre la foudre et les surtensions distinguent en général les parafoudres extérieurs et intérieurs. Le parafoudre extérieur a la mission d’éloigner le passage de la foudre des structures inflammables ou endommageables et de conduire le courant de l’éclair jusqu’à la terre, au moyen d’un conducteur métallique, avec la plus petite chute de tension possible. Le parafoudre 133 d’un édifice nécessite ainsi un système de conducteurs qui attirent la foudre, un système de conducteurs qui peut transporter (si possible à l’extérieur du bâtiment) le courant jusqu’à la terre et une mise à terre qui peut transmettre le courant à la terre. L’utilisation d’éclateurs, dans les installations photovoltaïques, est souvent peu pratique, à cause des problèmes d’ombrage. Dans ce cas, la protection extérieure se limitera à lier entre elles toutes les structures métalliques et à les mettre à terre. Le parafoudre intérieur comprend tous les moyens nécessaires à protéger les objets des dégâts éventuels provoqués par des tensions ou des courants. Un moyen efficace de protection intérieure est la compensation de potentiel. Elle comprend la liaison électrique de toutes les parties métalliques d’un bâtiment (plomberie, chauffage, canalisations d’air, ascenseurs, façades métalliques, structures porteuses, manteaux de câbles, boîtiers de raccordement...) avec les conducteurs de la protection extérieure. Dans les grands édifices, une compensation de potentiel multiple est nécessaire pour limiter les tensions induites dans les câbles à des niveaux tolérables. Comme autre moyen de protection, il faut éviter, dans le câblage des champs de panneaux, de laisser des discontinuités qui peuvent être pénétrées par des champs électromagnétiques extérieurs, susceptibles d’induire des tensions dangereuses pendant les orages. Il faut concevoir le câblage de telle manière que les liaisons entrantes et sortantes des chaînes soient serrées et parallèles, afin de limiter au maximum la surface entre les câbles. c) Mise à la terre d’installations sans bâtiment Pour l’ensemble du champ de panneaux, il faut réaliser une compensation de potentiel avec mise à la terre qui limite les tensions d’attouchements et d’arcs à 120 V pour des durées supérieures à 5 secondes. Pour les grands systèmes à tension alternative (après l’onduleur) élevée, la mise à la terre doit être approuvée par la compagnie d’électricité. Une séparation des mises à la terre entre les parties à courant continu et alternatif peut parfois être envisagée pour éviter leur influence respective. d) Mise à la terre et parafoudre d’installations sur bâtiments Pour la mise à la terre, on applique les normes techniques pour les installations à basse tension. Une installation photovoltaïque productrice d’énergie nécessite dans tous les cas une mise à la terre. Elle peut être différente de la norme pour le parafoudre du bâtiment. En résumé, la norme 134 n’exige pas qu’un bâtiment ou une installation photovoltaïque soient équipés de parafoudre. Pour les modules montés sur une construction, ceux-ci peuvent s’accommoder des conditions existantes. Le câble de liaison entre le coffret de répartition du champ et l’onduleur doit être blindé (gaine ou tuyau métallique) d’une structure de section minimale de 10 mm 2 équivalent cuivre. Du côté du coffret de répartition, il faut procéder comme suit: a) pour le bâtiment avec parafoudre extérieur, il faut relier le blindage du câble au parafoudre existant et aux structures métalliques (supports et cadres des panneaux); b) pour les bâtiments sans parafoudre extérieur, le blindage côté coffret sera relié aux structures métalliques pour réaliser la mise à terre. En parallèle à cette liaison, on ajoutera une mise à terre supplémentaire le plus près possible du câble ou l’on augmentera la section du blindage pour que la section totale soit de 25 mm2 Cu au minimum; c) pour les bâtiments sans parafoudre extérieur et les panneaux sans cadre métallique et sans éclateur, le blindage sera relié uniquement aux éléments para-surtensions et éventuellement aux supports métalliques. Il faut tout de même respecter les précautions de câblage décrites ci-dessus et la section minimale de 25 mm2 Cu de blindage qui améliorent la sécurité en cas de coup de foudre. En cas de modification ou d’agrandissement de l’installation, la mise à terre est ainsi déjà conforme. Entre les pôles DC et la terre du blindage, on doit monter des éléments para-surtensions à l’entrée du bâtiment. Ceux-ci seront dans un coffret difficilement inflammable (métal si possible). A l’entrée de l’onduleur, on montera de même de telles protections (de dimensions équivalentes) entre les deux pôles DC et la gaine de blindage. Le dimensionnement respectera les recommandations des fabricants. Pour des liaisons courtes entre le coffret et l’onduleur, un seul groupe de para- surtensions peut suffire. S’il se trouve sur le bâtiment d’autres structures métalliques à moins de 1 mètre des panneaux solaires, celles-ci seront reliées aux panneaux pour réaliser la compensation de potentiel. Ce sera le cas par exemple pour un toit métallique, qui sera directement mis à terre, afin d’assurer une bonne protection. Il n’en demeure pas moins que les forts courants induits dans les cadres des modules peuvent endommager les cellules qui ne se trouvent qu’à quelques mm de distance. Une étude récente montre que l’on peut éliminer totalement le risque de dommage par le champ électromagnétique en augmentant cette distance de quelques centimètres et que l’on peut éviter les impacts de 135 foudre sur les modules par un réseau de petites piques montées sur les châssis. Les normes internationales actuellement en usage pour l‟évaluation des risques de dommages liés à la foudre sont CEI 61662 :1995-04. Les normes françaises actuellement en usage pour les procédures de protection contre la foudre et l‟installation de paratonnerres sont NF C17 100 :1997- 12, NF C17 102 :1995-07. 136 Figure 5.5 : Schéma général de câblage, de protections et de mise à la terre 137 e) Modules en couches minces. Les modules en couches minces (a-Si :H, CdTe, CIGS) requièrent une mise à la terre de la polarité négative en bout de chaîne afin d’éviter une dégradation de la partie active par la migration d’ions Na+ en provenance du verre. Ce phénomène, découvert en 2008 a conduit la France à modifier les normes UTE qui interdisaient strictement la mise à la terre d’aucune des polarités actives du générateur. Un kit spécial de mise à la terre est vendu par les fabricants d’onduleurs. Il faut noter que dans ce cas les onduleurs doivent être équipés d’un transformateur entre l’entrée et la sortie (isolation galvanique), ce qui ne va pas dans le sens de l’amélioration du rendement des onduleurs (de plus en plus « transformerless »). f) Modules SunPower. A l’inverse, les modules SunPower (toutes grilles à l’arrière) tendent à développer une accumulation de charges sur la face avant de cellules et une forte dégradation de leur « Fill Factor » si la polarité positive en bout de chaîne n’est pas mise à la terre. Ce phénomène, découvert aussi en 2008 a conduit Sun Power à développer un kit spécial de mise à la terre. L’utilisation de ce type de modules sur les bateaux est donc problématique. L’auteur de ce cours en a fait la triste expérience! 5.2. Securite dans une installation solaire photovoltaique Comme dans toute installation électrique, la sécurité dans une installation photovoltaïque doit être assuré par les dispositifs de sécurité 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. Cependant, la sécurité recherchée du côté CC ne concerne pas le risque d’électrisation ou d’électrocution (les tensions sont inférieures à 50V), mais surtout le risque d’incendie. En effet, sans protection, en cas de court-circuit, le courant généré par les batteries (ou même les panneaux solaires) ne sera pas coupé, et provoquera tout à la fois des arcs électriques pouvant produire un incendie, et par échauffement, la fonte et l’embrasement des composants inflammables. En outre la sécurité du côté CA doit bien entendu être la même que dans tous les circuits domestiques. 138 5.2.1. Sécurité des personnes En ce qui concerne la sécurité des personnes contre les risques électriques, plusieurs moyens sont pris en compte à savoir : Le Port des gants de protection est recommandé. Lors des travaux de montage de la structure porteuse et des panneaux solaires implique on peut avoir un risque d'écrasement ou de coincement des mains (risque de blessure). Ne jamais monter les panneaux PV et les câbles si les connecteurs mâles ou femelles sont humides, Réaliser tous les travaux sur les câbles avec la plus grande prudence (risque d’électrocution). Les travaux sur l’onduleur et les lignes électriques doivent être systématiquement réalisés avec la plus grande prudence Ne jamais débrancher le générateur solaire de l’onduleur tant que celui-ci est encore raccorde au Réseau. Veiller au parfait état des connexions des câbles (pas de jeu ni d’encrassement) Utilisation des équipements de protection (EPI : équipement de protection individuels et EPC : équipement de protection collectifs) contre les chutes de hauteur pendant l’installation. 5.2.2. Sécurité des équipements Les moyens de sécurité utilisés ici sont : Les panneaux PV (Matériaux facilement inflammables) ne doivent jamais être mis en service à proximité des appareils ou de locaux desquels peuvent émaner ou dans lesquels peuvent s’accumuler des gaz ou des poussiers inflammables, Proscrire la pose des panneaux par vent fort. À partir de 30 km/h, les risques de chutes et les difficultés de tenue du panneau augmentent, Il faut toujours consigner les organes de coupure en position ouverte pendant la durée des travaux, Positionner les panneaux le plus loin possibles des rives de toit, Prévoir un accès au toit protégé. 5.2.3. Les normes et les guides d’une installation solaire photovoltaique Normes 139 - La norme IEC 60364-7-712. C’est une règle pour les installations et emplacements spéciaux des Alimentations photovoltaïques solaires (PV) - La norme NF C 15-100 .C’est une Réglementation régissant les installations électriques basse tension Guides Le Guide UTE C 15-712-1. C’est le guide pratique, installation des générateurs photovoltaïques solaires (PV) - Le Guide UTEC 61740-51, publié en 2009 : C’est un guide qui concerne les tests des parafoudres pour application DC seule. Ces tests sont basés sur les normes de parafoudres AC mais se différencient pour les "tests de fin vie" spécifiques aux parafoudres en courant continu DC. 5.3. Quelques exemples de Schemas electriques d’installations solaires photovoltaiques avec les éléments de protection 5.3.1. Schema électrique d’une installation solaire photovoltaique en toiture protege (Puissances inférieur ou égale à 250 kwc) a) Protection DC des chaînes photovoltaïque 140 Coffret GEMINI Figure 5.6. Schéma de la partie DC de l’installation – Interrupteurs-sectionneurs OTDC – Interrupteurs-sectionneurs S800-M PV – Coupure d’urgence : bobine à manque ou émission – Parafoudres OVR PV – Porte-fusibles E90 PV et fusibles PV – Coffrets de sécurité OTP – Coffrets IP66 modulaires GEMINI 141 b) Protection AC et distribution de l'énergie Coffrets IP66 modulaires GEMINI Figure 5.7. Schéma de la partie AC de l’installation Protection AC et distribution de l'énergie – Disjoncteurs différentiels DS200 et DS800 – Coupure d’urgence : bobine à manque ou émission – Parafoudres OVR T2 N3 – Interrupteurs-sectionneurs OT et Tmax – Coffrets IP66 modulaires GEMINI 5.3.2. Schéma électrique d’une installation solaire photovoltaïque raccordée au réseau de distribution 142 Figure 5.8. Schéma électrique d’une installation solaire photovoltaïque raccordée au réseau de distribution 143 Figure 5.9. Schéma unifilaire type d’une installation solaire photovoltaïque raccordée au réseau BT 144 Figure 5.10. Schéma des protections côtés DC et AC d’une installation solaire photovoltaïque raccordée au réseau BT 145
