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ROYAUME DU MAROC
UNIVERSITE HASSAN 1er
ÉCOLE NATIONALE DES SCIENCES APPLIQUEES
KHOURIBGA
Département génie électrique
Année universitaire : 2014/2015
Projet réalisé
Sous le thème :
Projet réalisé par :
RGUIBI OMAR.
Encadré par :
Pr. M.BENCHEGRA
Résumé
1
Le présent projet est un vrai exemple d’une étude bien approfondie faisant
la mise en œuvre d’une nouvelle technologie dans le domaine de l’énergie
renouvelable ou bien l’énergie propre à vrai dire, à savoir l’énergie
photovoltaïque.
L’étude consiste en l’implémentation d’une centrale basée sur des
panneaux solaires à dimensionner suivant la charge ou bien la consommation
énergétique de l’installation à savoir la résidence de PHOSBOUKRAÄ située à
BOUKRAÄ loin du réseau national de 100 KM. L’étude est basée sur des
moyens de calcul pour appuyer les réponses et justifier les résultats
Le projet entamera par la suite une étude technico économique pour donner
une idée sur la rentabilité du projet et l’efficacité de l’implémentation d’une telle
technologie dans le pays.
Introduction générale
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Les besoins énergétiques mondiaux, basés à plus de 80% sur les énergies fossiles, ne
cessent de croître, du fait notamment de l’émergence de certaines économies. Ils pourraient
avoir augmentés de 55% d’ici 2030. Les réserves de ressources fossiles diminuent et la
pollution engendrée par leur combustion, qui génère du CO2, un gaz à effet de serre, est en
partie responsable du réchauffement climatique.
Depuis quelques années, les communautés internationales scientifiques sont
concentrées sur la menace présumée la plus préoccupante pour l’avenir de la planète : le
réchauffement climatique. Ce phénomène est la conséquence de l’augmentation des émissions
de gaz à effet de serre liées à l’activité humaine Entre 75% et 85% des émissions dans le
monde sont imputables au secteur de l’énergie.
Et pour corser le tout, il faudra encore parler de la croissance économique qui, pour
l'instant, est généralement considérée dans les milieux économiques, financiers et politiques
comme un élément parfaitement indispensable au bien-être collectif et qui ne saurait être
remise en question, quelle que soit la gravité des problèmes qu'elle a créés.
L’irradiation solaire annuelle sur l’ensemble de la planète au niveau de la mer (475
TWh) représente plus que 5400 fois l’énergie que nous consommions en 2OO4 (environ 12
Gtep ou 139 000 TWh). Sur le long terme- 50 ans environ- le potentiel extractible des
différents sources d’énergies renouvelables pourrait en pratique couvrir la consommation
mondiale actuelle : la photosynthèse au premier chef avec 6 Gtep (70 000 TWh), puis le vent
avec 1.7 Gtep (20 000 TWh), la grande hydraulique 14 à 20 000 TWh, dont le potentiel
théorique mondiale est d’environ 40 000 TWh, le solaire installé sur les toits des bâtiments
industriels, commerciaux, tertiaires et domestiques 0.25 G tep ( 2 900 TWh dont 2 300 de
thermique et 600 de photovoltaïque), et la géométrie des couches profondes 0.2 Gtep ‘2 300
TWh).
Les énergies renouvelables se manifestent comme une solution potentielle à la réduction
des émissions de gaz à effet de serre. Parmi les moyens de production prometteurs le
photovoltaïque (PV) apparaît aujourd’hui comme le plus approprié et le plus abouti à la
production d’électricité d’origine renouvelable pour l’habitat.
Le Maroc, vue sa forte dépendance vis-à-vis de l'extérieur pour son
approvisionnement énergétique, a été amené très tôt à orienter sa politique énergétique vers la
diversification des sources d'approvisionnement et la valorisation des ressources nationales,
notamment à travers la promotion de toutes les formes mobilisables d'énergies renouvelables
(hydrauliques, éoliennes et solaires).
Le présent projet est une extension des aspects et des notions entamées avant, l’étude
débutera avec une analyse des données de mon projet, ensuite j’entamerai le
dimensionnement de la centrale photovoltaïque et la conception de l’installation basse
tension, et je finirai par une étude technico économique.
Chapitre I : Présentation de projet
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1. Objectif Utiliser une centrale de l’énergie photovoltaïque pour l’alimentation d’une résidence
qui sera exploitée pour les fonctionnaires et les agents travaillants au site d’extraction du
phosphate à BOUKRAA chez le groupe OCP, le site sera constitué de 4 auberges dont chacun
est constitué de :
3 maisons pour les agents
2 studios pour les hors cadres
1 Pressing
1 restaurant/foyer
1 infirmerie
éclairage publique
L’emplacement de la résidence offre une exposition sans obstacle au soleil et le champ
de piles photovoltaïque peut être orienté plein sud.
2. Données géographiques BOUKRAA est une ville située au nord du Sahara, à 100 km au sud-est de la ville
de LAAYOUNE. L'activité économique majeure est l’excavation du phosphate.
Ainsi on voit bien que le site est bien loin du réseau électrique car le plus proche accès
est de 100 Km, ce qui incitera donc à bénéficier d’une forme d’énergie assez particulière à
savoir l’énergie solaire.
Figure 1 carte montrant l'emplacement géographique de la résidence
3. Données sur la charge Le dimensionnent de la centrale photovoltaïque pour production d’énergie dépend
essentiellement du profil de la consommation à satisfaire. Tout en prenant en considération la
variation de l’heure de sollicitation maximale de la centrale par la charge en fonction des
saisons, car la puissance demandée par la résidence n’est pas fixe le long de l’année.
Chapitre I : Présentation de projet
10
Hypothèses :
La résidence est occupée durant toute l’année.
les équipements domestiques fonctionnent sous une tension standard 220V avec
une fréquence de 50Hz.
La prise de courant : supposée standard ; Ampérage : 10A et Puissance : 2200W
4. Données sur la résidence
La maison des agents (3 unités): C’est une maison comportant 8 chambres, une salle, deux couloirs, deux toilettes, deux
salles de bain.
La consommation de chaque maison sera concentrée sur :
La charge Le nombre
Eclairage 5
Prise de courant 5
Tableau 1 La consommation de la maison des agents
Figure 2 La maison des agents
Studio des hors cadres (2 unités): Chaque studio comporte une salle, une chambre, une salle de bain, une cuisine, un
couloir.
La consommation de chaque studio sera concentrée sur :
Chapitre I : Présentation de projet
11
La charge Le nombre
Prise de courant 3
Eclairage 3
Tableau 2 La consommation du studio
Figure 3 Studio des hors cadres
Pressing (1 unité): Le Pressing comporte une salle d’accueil, et la salle de lavage.
La consommation du Pressing sera concentrée sur :
La charge Le nombre
Prise de courant 2
Eclairage 2
Tableau 3 La consommation du Pressing
Chapitre I : Présentation de projet
12
Figure 4 Le pressing
Restaurant/ foyer (1 unités): Le restaurant comporte 3 salles à manger, un accueil pour le self-service, des lavabos,
une grande cuisine.
La consommation de chaque restaurant sera concentrée sur :
La charge Le nombre
Eclairage 3
Prise de courant 3
Tableau 4 Consommation du restaurant/Foyer
Figure 5 Le restaurant/Foyer
Chapitre I : Présentation de projet
13
Infirmerie (1 unités): L’infirmerie une salle d’accueil, une toilette, et une salle pour les soins médicaux.
La consommation de l’infirmerie sera concentrée sur :
La charge Le nombre
Eclairage 2
Prise de courant 1
Tableau 5 La consommation de l'infirmerie
Figure 6 L'infirmerie
Eclairage de la résidence: Pour l’éclairage publique de la résidence on utilisera 15 lampes qui seront fixées dans
les différents coins de la résidence afin d’assurer l’éclairage entier.
Pour le type d’éclairage on a opté pour des Lanternes initialement conçue pour les
petites puissances (125W).
Figure 7 Lampe d'éclairage utilisée dans la résidence
Chapitre I : Présentation de projet
14
Figure 8 La résidence
5. Données sur la consommation énergétique
Mon bilan énergétique sera basé sur des hypothèses sur le matériel électrique utilisé
fréquemment, et les heures d’exploitation de ce matériel qui sont en moyenne.
Voilà un tableau qui donne la consommation journalière des différents types de charge
dans notre résidence :
Récepteurs alimentés par onduleur
type de charge
Nombre d'unités
Durée de fonctionnement
dans une journée(h)
Puissance (W) Puissance
consommée (Watt)
Energie consommée par jour totale(Wh)
Prise de courant
27 12 2200 59400 712800
Eclairage 28 8 50 1400 11200
éclairage de la
résidence 15 12 125 1875 22500
TOTAL 62675 746500
Tableau 6 La consommation énergétique des récepteurs alimentés par onduleur
Chapitre I : Présentation de projet
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Récepteurs alimentés par groupe électrogène 6KV
type de charge
Nombre d'unités
Durée de fonctionnement
dans une journée(h)
Puissance (W) Puissance
consommée (watt)
Puissance consommée par jour totale(Wh)
Matériel de
pressing 1 8 1500 1500 12000
Four électrique
8 8 700 5600 44800
TOTAL 7100 56800
Tableau 7 Bilan énergétique des récepteurs alimentés par groupe électrogène
Figure 9 Graphe montrant la distribution de la consommation énergétique
95%
2% 3%
La consommation totale par jour (Wh)
Prise de courant
Eclairage
éclairage de la résidence
Chapitre II : Etude technique de projet
17
1. Description de principe de l’énergie solaire et l’effet photovoltaïque
1.1. L’énergie solaire
Figure 10 Le Soleil
Le Soleil est une immense boule de gaz faisant l'objet de deux forces:
La gravitation: le gaz est attiré vers le centre du Soleil par la gravité.
La pression: elle compense la gravitation et empêche le Soleil de s'effondrer sur
lui-même.
La gravitation attire donc le gaz vers le centre du Soleil, mais la pression compense ce
phénomène et fait se dilater le Soleil. Cette pression génère des températures élevées jusqu'à
permettre les réactions de fusion thermonucléaire. L'énergie ainsi produite par le Soleil
équivaut à l'explosion de 92 milliards de bombes nucléaires d'une mégatonne par seconde.
Pendant longtemps on s'est demandé d'où venait cette énergie. On sait maintenant que
l'énergie du Soleil provient des réactions de fusion nucléaire, les atomes d'hydrogène se
combinant pour donner des atomes d'hélium. Ainsi, 700 millions de tonnes d'hydrogène sont
transformées en hélium chaque seconde dont 5 tonnes se transformant en pure énergie.
1.2. Effet photovoltaïque L’effet photovoltaïque a été découvert par Alexandre Edmond Becquerel en 1839.
L’effet photovoltaïque est obtenu par absorption des photons dans un matériau semi-
conducteur qui génère alors une tension électrique. Les cellules photovoltaïques produisent du
courant continu à partir du rayonnement solaire, qui peut être utilisé pour alimenter un
appareil ou recharger une batterie.
Chapitre II : Etude technique de projet
18
Figure 11 Schéma montrant le principe de l'effet photovoltaïque
Il peut être illustré par l'exemple suivant, qui présente le cas d'une cellule au silicium :
La couche supérieure de la cellule est composée de silicium dopé par un élément de
valence supérieure dans la classification périodique, c'est à dire qui possède plus d'électrons
sur sa couche de valence que le silicium. Le silicium possède 4 électrons sur sa couche de
valence : on peut donc utiliser des éléments de la colonne de l'oxygène, par exemple le
Phosphore P. Cette couche possédera donc en moyenne une quantité d'électrons supérieure à
une couche de silicium pur. Il s'agit d'un semi-conducteur de type N.
La couche inférieure de la cellule est composée de silicium dopé par un élément de
valence inférieure au silicium. Il peut s'agir de Bore B. Cette couche possédera donc en
moyenne une quantité d'électrons inférieure une couche de silicium pur. Il s'agit d'un semi-
conducteur de type P.
Lorsqu'on met ces deux semi-conducteurs en contact (de manière à ce qu'il puisse y
avoir conduction), on crée une jonction PN, qui doit permettre le passage des électrons entre
les deux plaques. Cependant, dans le cas d'une cellule photovoltaïque, le gap du semi-
conducteur de type N est calculé de manière à ce que le courant ne puisse pas s'établir seul : il
faut qu'il y ait un apport d'énergie, sous forme d'un photon de lumière, pour qu'un électron de
la couche N soit arraché et vienne se placer dans la couche P, créant ainsi une modification de
la répartition de la charge globale dans l'édifice.
1.3. Cellules photovoltaïques
1.3.1. Présentation Une cellule photovoltaïque est un composant électronique qui, exposé à la lumière,
génère une tension électrique : cet effet est appelé l'effet photovoltaïque.
Les cellules de première génération [les plus courantes aujourd'hui] sont constituées de
semi-conducteurs à base de silicium (Si), de sulfure de cadmium (S Cd) ou de tellure de
cadmium (Cd Te). Elles se présentent sous la forme de deux fines plaques [type-n et type-p]
en contact étroit [jonction n-p].
Une telle cellule est considérée comme un détecteur de lumière (photodiode), qui -
Chapitre II : Etude technique de projet
19
lorsqu’on l'éclaire avec une certaine quantité de lumière- produit du courant électrique.
Elle mesure à peu près 100 cm2 [carré de 4 pouces] et produit environ 0.5 Volts.
Elle est fabriquée à partir de matériaux semi-conducteurs (Silicium monocristallin,
silicium poly cristallin, silicium amorphe, et dans une moindre mesure l’arséniure de gallium,
et le cadmium).
1.3.2. Silicium monocristallin [1ère génération] A base de cristaux de silicium encapsulés dans une enveloppe plastique, les cellules en
silicium monocristallin ont un très bon rendement mais elles sont chères à fabriquer.
Ces cellules sont en général bleue (une des trois couleurs primaires) uniforme. Ces
monocristaux sont fabriqués par la fusion de silicium de grande pureté qui, lors du
refroidissement, se solidifie en ne formant qu'un seul cristal de grande dimension. Ils sont
ensuite convertis en lingots de silicium de section ronde. Ces derniers sont sciés en tranches
(plaquettes) de 0,2 à 0,3 mm d'épaisseur qui forment la base des cellules monocristallines.
Pour éviter les espaces vides (donc perdus) dus à la forme ronde, elles sont en final taillées en
forme plus ou moins carrée.
Figure 12 Silicium monocristallin
Avantages Inconvénients
très bon rendement de 120Wc/m2 - 15 à 22%
coût élevé, rendement faible sous un faible éclairement.
Tableau 8 Les avantages des cellules monocristallin
1.3.3. Silicium poly cristallin [1ère génération] A base de poly cristaux de silicium, notablement moins coûteux à fabriquer que le
silicium monocristallin, mais qui ont aussi un rendement un peu plus faible. Ces poly cristaux
sont obtenus par fusion des rebuts du silicium de qualité électronique dans un moule de
manière contrôlée.
Les lingots de silicium obtenus sont sciés en tranches de 0,3 mm d'épaisseur. Pendant le
refroidissement du silicium, il se forme plusieurs cristaux: Lors de la solidification, les
cristaux s'orientent de façon irrégulière. Ce genre de cellule est également bleu, mais pas
uniforme: on distingue alors des motifs créés par les différents cristaux.
Chapitre II : Etude technique de projet
20
Avantages Inconvénients
bon rendement de 100 WC/m2 - 10 à 13%
coût de fabrication faible
rendement faible sous un faible éclairement.
Ce sont les cellules les plus utilisées pour la production d'électricité photovoltaïque
grâce à leur bon rapport qualité-prix.
1.3.4. Silicium amorphe [2ème génération] Le silicium n'est pas cristallisé, il est déposé sur une feuille support. La cellule est gris
très foncé. C'est en particulier la cellule des calculatrices et des montres dites "solaires".
Cette technologie permet d'utiliser des couches très minces de silicium (0,5 à 2
micromètres), qui sont appliquées sur du verre, du plastique souple ou du métal, par un
procédé de vaporisation sous vide. Elles nécessitent moins de matière première et sont surtout
utilisées pour des applications électriques de faible puissance. Cependant de nouvelles
applications se développent, notamment leur utilisation sur des membranes étanches de
couverture.
Figure 13 Silicium amorphe
Avantages Inconvénients
coût de fabrication très faible fonctionnent avec un éclairement
faible, même par temps couvert ou à l'intérieur d'un bâtiment
faible sensibilité aux températures
rendement faible de 60 WC/m2, 6 à 7%, en plein soleil.
performances diminuant avec le temps.
Chapitre II : Etude technique de projet
21
élevées
Tableau 9 Les avantages des cellules amorphe
1.3.5. Silicium hybride [2ème génération] Il s'agit d'une cellule hybride constituée d’une cellule monocristalline recouverte d'une
fine couche de silicium amorphe.
Figure 14 Silicium hybride
Avantages Inconvénients
très bon rendement fonctionnent avec un éclairement
faible, même par temps couvert ou à l'intérieur d'un bâtiment
faible sensibilité aux températures élevées
performances diminuant un peu avec le temps.
Tableau 10 Avantages et inconvénients des cellules hybrides
1.3.6. Couches minces [2ème génération] Les cellules à couche mince sont à base de diséléniure de cuivre et d'indium (CIS) ou en
tellurure de cadmium (CdTe).
Ces cellules ont des rendements modestes et nécessitent de grandes surfaces, mais elles
manifestent une plus grande tolérance aux éléments masquant les rayons lumineux et une
moindre perte de rendement due à l'augmentation de la température.
Une couche mince [thin film] est un revêtement dont l’épaisseur peut varier de quelques
couches atomiques à une dizaine de micromètres. Cette couche, déposée sur un substrat,
modifie les propriétés de ce dernier. C’est pour cela que les couches minces de matériaux
semi-conducteurs sont utilisées pour les panneaux photovoltaïques essentiellement pour leurs
propriétés isolantes et conductrices.
Chapitre II : Etude technique de projet
22
Figure 15 Couche mince
Avantages Inconvénients
coût de fabrication très faible fonctionnent avec un éclairement
faible faible sensibilité aux températures
élevées
rendement encore limité [mais la recherche progresse]
Tableau 11 Avantages et inconvénients des cellules minces
Trois types de cellules dominent le marché :
Les couches minces de silicium [mono ou multi-cristallin et amorphe]
Les couches minces de tellurure de cadmium [CdTe]
Les couches minces de di-séléniure de cuivre-indium [CIS]
Le principal défi technologique de la filière des couches minces se situe au niveau de
l’opération de dépôt du semi-conducteur sur le substrat. Il fait l’objet des principales
recherches industrielles françaises dans ce domaine via des acteurs comme l’INES, Solsia,
Alliance Concept,…
1.3.7. Le rendement des cellules
Technologie Rendement Développement
1ère Génération
Silicium monocristallin 14-16% Production indus
Silicium poly cristallin 12-15% Production indus
2ème Génération
Silicium couches minces 12-15% Production indus
Silicium amorphe 6-8% Production indus
Hybrides 10-15% Production indus
CIS 9-11% Production indus
Tableau 12 Rendement des cellules
Chapitre II : Etude technique de projet
23
1.4. Modules photovoltaïques
1.4.1. Présentation Un module photovoltaïque consiste à regrouper des cellules photovoltaïques en série ou
en parallèle afin de permettre leur utilisation à des tensions et courants pratiques tout en
assurant leur isolation électrique et leur protection contre les facteurs extérieurs tels que
l'humidité, la pluie, la neige, la poussière, la corrosion ou les chocs mécaniques.
Figure 16 Module photovoltaïque
1.4.2. Rendement des modules photovoltaïques Souvent, les vendeurs de matériel photovoltaïque parlent de la puissance crête d'un
module mais rarement de son rendement. Or, ce paramètre est évidemment important pour
juger de sa qualité.
Heureusement, les 2 éléments sont intimement liés. La puissance crête d’un module
correspond à la puissance électrique de celui-ci dans des conditions standards (1000 W/m²,
25°C). En connaissant la surface d’un module et sa puissance crête, il est donc aisé de calculer
le rendement. Il suffit en fait de calculer la puissance crête par mètre carré et de la comparer à
l’ensoleillement des conditions standards : 1000 W/m².
Le rendement d'un module photovoltaïque dépend de nombreux facteurs:
L'orientation du toit et de l'installation par rapport au soleil
L'inclinaison
la présence ou non d'ombres portées
les valeurs locales de rayonnement
la météo
la propreté du module
Chapitre II : Etude technique de projet
24
Figure 17 Une centrale photovoltaïque
2. Conception et dimensionnement de l’installation photovoltaïque
2.1. Description de l’installation
2.1.1. Principe de fonctionnement
Une installation photovoltaïque autonome est une installation qui produit de l'électricité
grâce au soleil, mais qui fonctionne indépendamment du réseau électrique. Dans la majorité
des cas, ce système est utilisé dans les sites isolés où il serait beaucoup trop coûteux de
raccorder l'habitation ou le local que l'on souhaite alimenter en électricité.
La différence majeure avec une installation photovoltaïque standard (raccordée au
réseau), c'est la présence de batteries. Une installation photovoltaïque autonome doit être
capable de fournir de l’énergie, y compris lorsqu’il n’y a plus de soleil (la nuit ou en cas de
mauvais temps). Il faut donc qu’une partie de la production journalière des modules
photovoltaïques soit stockée.
Figure 18 Schéma montrant les différents composants de l'installation
Chapitre II : Etude technique de projet
25
Cette installation se compose de plusieurs modules photovoltaïques, d’un régulateur de
charge, d’une ou plusieurs batteries, et éventuellement d’un onduleur. L’autonomie de ce
système le rend utilisable dans de nombreuses situations pour lesquelles le solaire est souvent
la seule possibilité d’obtenir de l’énergie. Il est bien sûr possible de rester connecté au réseau
électrique tout en produisant une partie de son électricité de façon renouvelable.
Parmi les principaux avantages qu'une installation photovoltaïque autonome peut offrir,
il y a d'abord la possibilité de la mettre en place soi-même. Vendue sous forme de kit prêt à
assembler, c'est une installation relativement facile à mettre en place, et qui permet de grosses
économies de main d'œuvre en ne faisant pas appel au service d'un professionnel. Il suffit de
quelques heures pour que l'installation fonctionne, et qu’on dispose d'une électricité
renouvelable non polluante.
Ensuite, il est possible d'agrandir son installation au fur et à mesure que les besoins
augmentent ou que les finances le permettent. Contrairement à une installation reliée au
réseau électrique, on peut commencer par une petite unité de production, et ajouter d'année en
année de nouveaux modules photovoltaïques ou des batteries pour augmenter la puissance de
l’installation autonome.
Enfin, comme pour les installations photovoltaïques raccordées au réseau, il est possible
d'obtenir une subvention ou une aide financière auprès de l'état (crédit d'impôts), des
collectivités territoriales.
2.1.2. Le champ de modules photovoltaïques
Le nombre de modules qui constituent le générateur est déterminé à partir des besoins
en énergie électrique du futur utilisateur et des caractéristiques climatiques du site :
ensoleillement, température. Les modules utilisés ont une tension nominale supérieure à 12 V
et fournissent un courant continu mais variable, ne dépendant que de l’ensoleillement, de la
température et des caractéristiques de fabrication.
C'est la batterie qui va fixer la tension du système.
Le champ photovoltaïque représente l’unité de production DC d’un système. Il est
constitué de :
L’ensemble des modules photovoltaïques
Les supports mécaniques de ces modules
L’ensemble des liaisons électriques entre les modules
L’équipotentielle entre les modules
Les modules sont connectés en parallèle pour augmenter le courant, et en série pour
augmenter la tension (24V, 48V,...)
En série ou en « string » En parallèle Panachage série/parallèle
cas général pour
une installation < 3kWc pour adapter le champ aux
contraintes de l'onduleur ou pour optimiser la production en cas de masque d’ombre.
Tableau 13 Dispositifs possibles des modules dans un champ photovoltaïque
Quel que soit ses interconnections internes (série, parallèle), le champ photovoltaïque
Chapitre II : Etude technique de projet
26
peut donc être assimilé à un générateur de courant continu (DC) ayant deux, une tension et
une intensité. Il est relié aux entrées DC de l’onduleur qui en gérera les paramètres et en
optimisera la production d’énergie électrique. Plusieurs champs photovoltaïques peuvent être
reliés à un même onduleur, si celui-ci est dimensionné pour gérer plus d’un seul générateur
DC.
2.1.3. Le parc batterie
Les caractéristiques de l’énergie solaire imposent d’utiliser un organe de stockage de
l’énergie électrique dans les installations autonomes.
Ses fonctions sont les suivantes :
répondre au décalage production/consommation, jour/nuit
permettre une régulation du système : l’électricité produite par les modules
solaires n’est pas constante (fonction de l’ensoleillement) donc pas toujours
utilisable directement par les récepteurs.
Les accumulateurs solaires sont des accumulateurs spécialement adaptés pour ces
applications et sont différents des batteries de démarrage pour véhicules. Les plus utilisés sont
des accumulateurs stationnaires au plomb (batterie plomb/acide). L’électrolyte est une
solution d’acide sulfurique (H2 SO4).
Un parc de batterie est constitué d’éléments de 2, 6, ou 12V. La tension et la capacité
désirées s’obtiennent par un couplage série/parallèle des éléments. La mise en série augmente
la tension de la batterie. La mise en parallèle augmente la capacité (Ah) de la batterie.
C’est le nombre de cycle charge/décharge que peut supporter une batterie avant une
perte donnée de capacité. Ce nombre dépend principalement de la profondeur de décharge et
du coefficient de recharge journalier.
La plupart des accumulateurs solaires sont garantis pour environ 3000 cycles sous
réserve d’une profondeur de décharge journalière limitée à 7% (soit une durée de vie de 8 à 10
ans).
C’est l’aptitude de la batterie à conserver sa charge lorsqu’elle n’est pas utilisée. Le taux
d’autodécharge ne doit pas être supérieur à 3% par mois. Il dépend essentiellement de la
température (la décharge spontanée augmente avec l’élévation de température).
Exemple : Pour une batterie SOLAR le taux d’autodécharge est de :
2% à –5°C
2.5% à 25°C
10% à 45°C
La capacité d’un accumulateur est la quantité d’énergie qu’il peut stocker. Elle est
mesurée en Ampère-heure (Ah) ou en Wattheure (Wh) pour une tension d’utilisation fixée.
Afin de préserver la batterie il ne faut jamais la décharger complètement. La profondeur
de décharge maximale conseillée est de 80%. Aussi, la capacité réelle (Cr) de la batterie sera
environ 1.25 fois supérieur à la capacité utile (Cu).
La capacité dépendra aussi du courant de charge et de décharge. Plus ce courant est
faible et constant plus la capacité est importante. On définit la capacité pour une décharge ou
une charge en 10h (C10), en 100h (C100) etc.
Chapitre II : Etude technique de projet
27
2.1.4. Le régulateur
Le régulateur est l’élément électronique assurant la charge de la batterie à partir des
panneaux solaires, sa première fonction est de couper le courant de charge provenant du
champ photovoltaïque vers les accumulateurs lorsque ceux-ci atteignent leur état de charge
maximale.
Il joue d’autres fonctions, parmi lesquelles on peut citer :
Contrôler le fonctionnement du générateur, par voyants et appareils de mesure :
Ampèremètre, voltmètre, compteur d’énergie, enregistreur de données.
Stabiliser la tension d’un système d’énergie renouvelable et maintenir la charge
des batteries de façon appropriée.
Assurer le sectionnement de la charge appliquée lorsque la tension des
accumulateurs est trop basse, ou pour la compensation thermique de façon à
protège les batteries contre les surtensions et leur garantit une durée de vie
maximale.
Figure 19 Régulateur de charge
Ainsi le régulateur prolonge la durée de vie des batteries et garantit un fonctionnement
optimal du système.
Il existe deux types de régulateurs : les régulateurs de charge, et les régulateurs de
charge/décharge. Les premiers sont les plus simples et les moins chères car ils ne contrôlent
que la charge de la batterie. Les surcharges sont donc évitées, mais ils n’ont pas d’autre
fonction. Ils peuvent toutefois convenir à une installation pour laquelle on est sûr de ne jamais
épuiser complètement les batteries.
Dans le cas contraire, les régulateurs de charge/décharge sont plus adaptés car ils
permettent également d’éviter les décharges profondes en coupant l’alimentation de tout ou
partie des appareils électriques.
2.1.5. Onduleur
L’onduleur est un appareil permettant de transformer le courant continu en courant
alternatif et d’alimenter les appareils alternatifs à partir de l’énergie stockée dans la batterie.
Certains onduleurs ont la particularité d’être réversibles. C’est à dire qu’ils sont aussi
capables de transformer le courant alternatif provenant d’une autre source alternative (groupe
électrogène, réseau, turbine hydroélectrique), en courant continu pour charger la batterie. Si
cela n’est pas le cas on ajoute un chargeur indépendant.
Chapitre II : Etude technique de projet
28
Figure 20 Onduleur
Le rendement d'un onduleur est généralement de 90 à 95%
Ce qui diffère principalement avec un onduleur "classique", c'est que l'onduleur
"photovoltaïque" dispose d'une unité de régulation "MPP tracker" spécifique à la recherche du
point MPP du champ.
2.1.6. Le groupe électrogène
Figure 21 Groupe électrogène
Le groupe électrogène est un générateur d’énergie électrique utilisant une énergie
fossile (gasoil, fioul, gaz).
Il sert de générateur d’appoint pour alimenter les appareils demandant une trop grande
puissance ne pouvant être fournie par l’onduleur et utilisés ponctuellement (gros
électroménager, outillage..;). Il peut aussi servir à recharger la batterie en cas de période de
manque d’ensoleillement trop prolongée ou de surconsommation.
Le mieux est de prévoir un démarrage automatique du groupe en cas de baisse de
tension des batteries (préférable à une alarme visuelle ou sonore), car il est impératif d'éviter
une décharge profonde des accumulateurs.
Chapitre II : Etude technique de projet
29
2.1.7. L’armoire électrique
Figure 22 Armoire électrique
L’armoire électrique relie entre eux les différents éléments du générateur
photovoltaïque autonome. Elle rassemble les protections réglementaires nécessaires à toute
installation électrique (fusibles, disjoncteur, parafoudres ...). Elle doit être, le cas échéant,
divisée en deux parties :
Une section TBT (Très Basse Tension, courant continu 12, 24, 48Vcc)
Une section BT (Basse Tension, courant alternatif 220 Vca)
2.2. Dimensionnement de l’installation photovoltaïque
Le dimensionnement de l’installation va être basé sur un cahier de charge bien spécifié
qui va donner les critères que doit satisfaire la centrale et quelques données supplémentaires.
2.2.1. Cahier de charge.
Site : 100Km de LAÄYOUN 26.322778° de latitude Nord
l’orientation des panneaux est plein sud (180°)
L’utilisateur prévoit d’utiliser le groupe électrogène 8h par jour.
Le site est prévu pour fonctionner le long de l’année.
L’autonomie doit être de 5 jours en cas de mauvais temps.
Les batteries seront du type accumulateurs au plomb, stationnaire. (Chaque
accumulateur génère une tension de 6V, une profondeur de décharge de 0.8)
Chapitre II : Etude technique de projet
30
L’onduleur sera de type onduleur-chargeur (type Studer INNO Compact);
compte tenu de la puissance mise en jeu l’ensemble batteries, panneaux et
onduleur fonctionnera en 48 V CC.
Les panneaux seront du type Monocristallin SPR-320E-WHT (Sun power)
2.2.2. Estimation des besoins journaliers en électricité.
Cette partie a été déjà réalisée dans le chapitre de la présentation de projet, il s’agit
tout simplement d’établir le bilan énergétique de l’installation, sachant que la tension
d’alimentation est de 220V alternative avec une fréquence de 50Hz, Le tableau obtenu est
celui-ci :
Récepteurs alimentés par onduleur
type de charge
Nombre d'unités
Durée de fonctionnement
dans une journée(h)
Puissance (W) Puissance
consommée (Watt)
Energie consommée par jour totale(Wh)
Prise de courant
27 12 2200 59400 712800
Eclairage 28 8 50 1400 11200
éclairage de la
résidence 15 12 125 1875 22500
TOTAL 62675 746500
Récepteurs alimentés par groupe électrogène
type de charge
Nombre d'unités
Durée de fonctionnement
dans une journée(h)
Puissance (W) Puissance
consommée (watt)
Puissance consommée par jour totale(Wh)
Matériel de
pressing 1 8 1500 1500 12000
Four électrique
8 8 700 5600 44800
TOTAL 7100 56800
Tableau 14 Estimation des besoins journaliers en électricité
Soit donc une charge totale journalière de CTJ = 746500 Wh/jour c’est donc l’énergie
à assurer par la centrale.
Chapitre II : Etude technique de projet
31
2.2.3. Calcul de l’énergie à produire.
Pour que les besoins du client soit assurés il faut que l’énergie consommée CTJ égales
l’énergie produite PTJ à un coefficient près k :
PTJ =CTJ
K
Le coefficient k tient compte des facteurs suivant :
L’incertitude météorologique
L’inclinaison non corrigé des modules suivant la saison
Le point de fonctionnement des modules qui est rarement optimal et qui peut
être aggravé par : la baisse des caractéristiques des modules, la perte de
rendement des module dans le temps (vieillissement et poussières)
Le rendement des cycles de charge et de décharge de la batterie (90%) ;
Le rendement du chargeur et de l’onduleur (de 90 à 95%) ;
Les pertes dans les câbles et connexions
Pour les systèmes avec parc batterie, le coefficient k est en général compris entre
0,55 et 0,75. La valeur approchée que l’on utilise pour les systèmes avec batterie
sera souvent de 0,65.
Donc l’énergie à produire dans notre cas est :
PTJ =CTJ
K=
746500
0.65
Donc : PTJ = 1148461 Wh/j
2.2.4. Calcul de la taille du générateur à installer La puissance crête des panneaux à installer dépend de l’irradiation du lieu
d’installation. Elle est calculée en appliquant la formule suivante :
𝑃𝑐 =𝑃𝑇𝐽
𝐼𝑟
Avec :
Pc : puissance crête en Watt crête (Wc)
PTJ : énergie produite par jour (Wh/j)
Ir : irradiation quotidienne moyenne annuelle (kWh/m².jour)
Donc l’irradiation quotidienne moyenne annuelle (kWh/m².jour) est déduite :
Ir = 5.98 kWh/m². jour
Donc la puissance crête Pc du générateur photovoltaïque nécessaire est donnée par :
Pc =PTJ
Ir=
1148461
5.98
Donc :
Pc = 192050 Watt Crête
Donc :
Nbr =Pc
PcPV=
192050
320
Chapitre II : Etude technique de projet
32
Avec PcPV est la puissance crête de chaque panneau, est égale dans notre cas 320 watt
crête
Soit donc :
Nbr ≈ 600 unité
2.2.5. Dimensionnement du parc batteries.
On a l’énergie consommée par les différents récepteurs est de CTJ = 746500 Wh/jour
Le nombre de jour d’autonomie nécessaire est de 5 jours d’après le cahier de charge
imposé par le client en cas de mauvais temps.
La profondeur de décharge acceptable pour le type de batterie est de 0.8
Ainsi On calcule la capacité (C) de la batterie en appliquant la formule ci-dessous :
C =CTJ × N
D × U
Avec :
C : capacité de la batterie en ampère. Heure (Ah)
CTJ : énergie consommée par jour (Wh/j)
N : nombre de jour d’autonomie
D : décharge maximale admissible (0,8 pour les batteries au plomb)
U : tension de la batterie (V)
Donc :
C =CTJ × N
D × U=
746500 × 5
0.8 × 48
Donc :
C = 97200.5 Ah
2.2.6. Dimensionnement de l’onduleur
Les performances techniques et la fiabilité des onduleurs sont des paramètres qui
peuvent très fortement faire varier la production d’énergie électrique annuelle et donc la
rentabilité financière du système photovoltaïque.
L’onduleur doit être dimensionné en fonction de la valeur du pic de puissance. Pour
notre cas la puissance est de 211561.61w.
On a :
Pond = Kf × Kr ×Pc
Kp
Avec :
Kf =0.45 coefficient de foisonnement
Kr=1.15 coefficient de sécurité
Kp=0.95 facteur de puissance Donc :
Pond = 104616.71 W
Pour ce champ photovoltaïque de 105 kWC, j’utilise un onduleur central. Il gère à lui
seul tous les champs d'une grosse installation.
Les caractéristiques de l’onduleur Central CI 100 :
Entrée
Puissance PV maxi 120 KW
Chapitre II : Etude technique de projet
33
Puissance nominale 105 KW
Plage de tension 400…900V
Plage de travail MPP 450…800V
Plage de puissance max 450…800V
Courant maxi 235A
Sortie
Puissance nominale 100KW (9*11)
Tension nominale 3NPE*400V
Courant nominal 145A par phase
Courant maxi 180A
Fréquence nominale 50Hz
Plage de fréquence 47,5…52,5 Hz
Tableau 15 Spécification technique de l'onduleur CI100
2.2.7. Choix de régulateur
Le type de régulateur à choisir est conditionné par le coût qu’il faut payer pour
remplir sa tâche de commande.
Le régulateur prolonge la vie des batteries et garantit un fonctionnement optimal du
système.
Spécification technique :
Type SOLARIX4401
Référence M04324
Tension de système 48V
Courant de court-circuit maximal à l’entrée de panneau solaire 40A
Courant de sortie maximal de l’utilisation 10A
Consommation propre maximale 0,014A
Tension finale de charge 54,8V
Tension de charge rapide pour 2h 57,6V
Charge d’égalisation pour 2h 58,8V
Point de référence de ré-enclenchement 50,4V
Protection contre la décharge profonde 44,4V
Température ambiante tolérée -25°à60°
Tableau 16 Spécification technique du régulateur
2.2.8. Choix de câbles : C’est sur la partie courant continu de l’installation que les intensités sont les plus
importantes, c’est donc dans cette partie que se pose le problème des pertes joules et des
chutes de tensions dans les câbles.
Chute de tension maximale ∆U = 5%
Tension des panneaux 48V.
Chapitre II : Etude technique de projet
34
Conducteurs en cuivre (ρ = 1,6 10−8 Ω. m).
Câblage entre Champ des panneaux et le boitier :
Figure 23 Câblage entre champ des panneaux et boîtier
Le courant de sortie d’un panneau à sa puissance nominale :
I =P
U=
320
48= 6.6A
La section des conducteurs entre les panneaux et le boîtier de raccordement :
On a :
∆U = 48 × 0.05 = 2.4V
Donc Rmax de la ligne est :
Rmax =∆U
I=
2.4
6.6= 0.36Ω
Donc la section est donnée par :
S =ρ × L
Rmax= 4.44 × 10−7 = 0.44 mm2
Soit donc une section normalisée de 1.5 mm2
Chapitre II : Etude technique de projet
35
Câblage entre le boitier et l’onduleur :
Figure 24 Câblage entre boîtier et onduleur
Le courant circulant entre le boîtier de raccordement et l’onduleur :
I =Pc
U=
192050
48= 4KA
La section des conducteurs entre les panneaux et le boîtier de raccordement :
On a :
∆U = 48 × 0.05 = 2.4V
Donc Rmax de la ligne est :
Rmax =∆U
I=
2.4
4000= 6 × 10−4Ω
Donc la section est donnée par :
S =ρ × L
Rmax= 5.4 × 10−4 = 540 mm2
Soit donc une section normalisée de 630 mm2
Chapitre II : Etude technique de projet
36
Câblage entre le parc batteries et l’onduleur :
Figure 25 Câblage entre parc et onduleur
Le courant circulant entre les batteries et l’onduleur lorsque celui-ci débite sa
puissance nominale :
Imaxbatteries =Pmaxonduleur
Ubatteries=
105000
48= 2.19KA
La section des conducteurs entre le parc batterie et l’onduleur :
On a :
∆U = 48 × 0.05 = 2.4V
Donc Rmax de la ligne est :
Rmax =∆U
I=
2.4
2190= 1.09 × 10−3Ω
Donc la section est donnée par :
S =ρ × L
Rmax= 3 × 10−4 = 300 mm2
Soit donc une section normalisée de 300 mm2
Chapitre II : Etude technique de projet
37
2.2.9. Le groupe électrogène :
Cet équipement est constitué de :
Un moteur diesel de puissance adaptée aux besoins de puissance de l’application.
Il est équipé de ses circuits auxiliaires :
Un circuit de démarrage constitué d’une ou deux chaînes de démarrage; chacune
constituée d’un démarreur et d’une batterie avec son chargeur.
Un circuit de gas-oil comprenant :
Une cuve, dite journalière, de capacité maximale d'environ 500 litres (fonction de la
puissance du GE),
Une cuve extérieure de capacité calculée en fonction de l’autonomie maximale
demandée au moteur.
Une pompe gas-oil automatique doublée d’une pompe manuelle permettant le
remplissage de la cuve journalière à partir de la cuve extérieure. Il est bien sûr possible de se
dispenser de cette pompe en plaçant la cuve journalière au-dessus du moteur à une hauteur
calculée en fonction de la pression imposée par le circuit d’injection.
Un circuit de pré-graissage et graissage équipé d’une réserve d’huile calculée en
fonction de l’autonomie du moteur choisie pour satisfaire aux exigences de la tarification.
Effacement Jours de Pointe (EJP) ; un circuit de refroidissement à air ou à eau selon le
type de moteur.
Dans le cas d’un GE à refroidissement par air le refroidissement du moteur est assuré
par un ventilateur entraîné par l’arbre moteur, soit directement soit par courroies.
Dans le cas d’un refroidissement par eau du moteur, la présence d’un échangeur
(circuit primaire et secondaire) et d’un aéro-refroidisseur fait intervenir des pompes de
circulation et un ventilateur.
Un alternateur de puissance adapté au besoin, équipé de son régulateur de tension.
Les taux de réactance de l’alternateur doivent être en rapport avec le type de charge
(réactive, capacitive, système électronique ...).
Par exemple une application comportant :
50 % de charge sous forme de redresseurs- chargeurs de batteries à découpage
implique l’emploi d’un alternateur possédant un taux de réactance sub-transitoire d’environ 8
%, afin de limiter les distorsions en tension.
Chapitre II : Etude technique de projet
38
Figure 26 Groupe électrogène
2.2.10. Schéma électrique
Figure 27 Schéma électrique
3. Conception et dimensionnement de l’installation basse tension de la résidence
3.1. Aspects relatifs au dimensionnement basse installation :
3.1.1. Disjoncteur Basse Tension
Présentation Un disjoncteur est un appareil mécanique de connexion capable d’établir, de supporter
et d’interrompre un courant dans un circuit électrique.
Constitution générale (cas d’un disjoncteur bipolaire : 2 pôles protégés).
Il protège l’installation :
Contre les surcharges (action du déclencheur thermique).
Chapitre II : Etude technique de projet
39
Contre le court-circuit (action du déclencheur magnétique).
Il est capable d’interrompre un circuit quel que soit le courant qui le traverse jusqu’à
son pouvoir de coupure ultime : Icu exprimé en kA (norme CEI.947-2).
Figure 31 Schéma d'un disjoncteur
Les déclencheurs « magnétothermiques » : en condition de surcharge, l’échauffement
significatif fonction de l’intensité provoque le déclenchement grâce à un élément
«thermomécanique» : le bilame. En condition de court-circuit, à partir d’une certaine intensité
supérieure au courant de surcharge, le déclenchement est assuré quasi instantanément par un
circuit magnétique qui actionne un noyau.
Les déclencheurs « électroniques » dont l’intérêt est d’obtenir une plus grande
précision des seuils de déclenchement (courbes de déclenchement réglables selon
l’utilisation).
Critères de choix :
Le disjoncteur choisi doit être en mesure de supporter :
le courant thermique : courant de court-circuit pendant 1 ou 3 s (PDC) ;
le courant électrodynamique (PDF) : courant qu’il peut établir et maintenir sur
une installation en court-circuit
le courant de charge permanent.
Caractéristiques :
Tension assignée
Niveau d’isolement assigné
Courant assigné en service continu
Courant de courte durée, admissible, assigné
Valeur de crête du courant admissible assigné
Chapitre II : Etude technique de projet
40
Durée du court-circuit assigné
Tension assignée d’alimentation des dispositifs de fermeture d’ouverture et des
circuits auxiliaires
Fréquence assignée
Pouvoir de coupure assigné en court-circuit
Tension transitoire de rétablissement assignée
Pouvoir de fermeture assigné en court-circuit
Séquence de manœuvre assignée
Durées assignées (1 ou 3 secondes).
Le constructeur fournie une gamme de modèles dont la capacité varie entre 10 kA et
200 kA selon le tableau suivant :
Tableau 17 Gammes des modèles de transformateurs
3.1.2. Le pouvoir de coupure diminue avec la tension assignée
Les courbes caractéristiques de déclanchement Elle représente la variation du temps de déclenchement du disjoncteur en fonction du
rapport I/In (ou multiple de In).
I = Intensité réelle traversant le disjoncteur.
In = Calibre du disjoncteur.
Figure 32 Courbes caractéristiques de déclanchement
1 : Courbe de déclenchement thermique.
2 : Courbe de déclenchement Magnétique.
10 kA 14 kA 18 kA 22 kA 25 kA
42 kA 50 kA 65 kA 100 kA 200 kA
Chapitre II : Etude technique de projet
41
Selon le domaine d’application du disjoncteur (sur charge résistive, sur charge
inductive, déclenchement instantané ou à retard désiré), il existe différentes courbes de
déclenchement. Parmi les plus employées, nous retiendrons la courbe B, la courbe C et la
courbe D
Courbe B
Figure 33 Courbe B
Surcharge ;
Court-circuit : de 3 à 5 fois In, provoque la coupure pour 8.In au bout de 10 ms
Courbe C
Figure 34 Courbe C
Chapitre II : Etude technique de projet
42
Surcharge : forte appel de courant
Court-circuit : fonctionnement de 5 à 10 fois In
Courbe D
Figure 35 Courbe D
Surcharge : forte appel de courant
Court-circuit : fonctionnement de 10 à 20 fois In
3.1.3. La puissance de court-circuit :
Elle représente le maximum de puissance qu’un réseau peut fournir à un circuit en
défaut. Son intérêt :
De permettre de connaître le niveau de l'intensité de courant de court-circuit,
D’être utilisée comme base de dimensionnement et de détermination des
caractéristiques du matériel qui doit supporter (canalisation, jeux de barre) ou
qui doit couper le courant de défaut (disjoncteurs, fusibles).
Elle s’exprime par la relation suivante :
Scc = √3UNICC Or, le schéma équivalent du réseau est représenté par une impédance avec une source
de tension selon le modèle de Thévenin :
Soit en valeur réduite, pour une base donnée :
Scc(p. u) = ICC(p. u) =1
Zcc=
1
Xcc
Avec Zcc regroupe l’impédance équivalente des transformateurs de puissances, lignes
et générateurs.
En voici quelques ordres de grandeurs pour différents types de réseaux :
Réseau 15kV 70kV 150kV 220kV 400kV
Icc(A) 3 kA 5 kA 45 kA 30 kA 45 kA
Chapitre II : Etude technique de projet
43
Scc(MVA) 80 MVA 600MVA 10 GVA 10 GVA 30 GVA
Tableau 18 Ordre de grandeurs pour différents types de réseaux Elle dépond de la capacité du réseau, et augmente avec le maillage de réseau.
Courant de court-circuit Dans un réseau triphasé, un court-circuit peut se traduire par :
Une liaison électrique entre 3 phases (le courant de court-circuit sera appelé
Icc3).
Une liaison électrique entre 2 phases (Icc2).
Une liaison électrique entre 1 phase et le neutre (Icc1) ou 1 phase et la terre (Icc
0).
Icc3 =U
√3ZI Icc2 =
U
2ZI Icc1 =
V
ZI+ZN et Icc1 =
V
ZI+Zpe
V1, V2, V3 représentent les tensions simples du réseau côté BT.
Zl : Représente l’impédance par phase en amont du défaut.
Zn : Représente l’impédance du neutre.
Zpe : Représente l’impédance du conducteur de protection équipotentielle.
A partir des formules ci-dessus, on remarque que le courant de court-circuit, le plus
néfaste pour l’installation, a lieu lors d’un court-circuit entre les 3 phases, c’est-à-dire Icc3.
Lors d’un court-circuit entre les 3 phases (cas le plus défavorable), l’installation peut
être représentée côté BT, pour une phase, par le schéma suivant :
Figure 36 Schéma représentant le court-circuit d'une installation
Ra : Résistance du réseau amont ramenée au secondaire (du transformateur).
Xa : Réactance du réseau amont ramenée au secondaire.
Rt : Résistance totale du transformateur ramenée au secondaire.
Xt : Réactance totale du transformateur ramenée au secondaire.
Rc : Résistance d’une phase du câble C1.
Chapitre II : Etude technique de projet
44
Xc : Réactance d’une phase du câble C1.
V : Tension simple au secondaire.
Le pouvoir de coupure de Disj 1 doit être supérieur au courant de court-circuit
susceptible de le traverser : PdC de Disj 1 > Icc(C)
Un court-circuit au point B sera éliminé par les protections en amont du
transformateur.
Le dimensionnement du matériel est basé sur le calcul du courant de court-circuit
triphasé. En effet, c’est le courant de défaut le plus sévère qui peut avoir lieu.
3.1.4. Résistances et des réactances de l’installation
Le réseau amont est caractérisé par sa puissance de court-circuit Scc.
Le transformateur est caractérisé essentiellement par son couplage, ses tensions
(primaire et secondaire), sa puissance apparente, sa tension de court-circuit et ses pertes
cuivre.
Le câble est caractérisé par la nature du conducteur, sa résistivité et ses dimensions
géométriques.
R = ρl
S
Avec
Cuivre = 22 ,5. 10
9m
Aluminium = 36.10
9m
La réactance du câble dépend de son mode de pose :
Figure 37 Réactance de câble et son mode de pose
X = Kl
n
Formules associés :
Réseau amont ramené au secondaire Transformateur
Za =U2
Scc Ra = 0.15 Za Xa = √Za
2 − Ra2 Rt =
Pcu×U2
Sn2 Zt =
Pcu×U2
100×Sn Xt = √Zt
2 − Rt2
Tableau 19 Formules associées au calcul des réactances pour le transformateur
U= Tension entre 2 phases côté secondaire du transformateur.
Scc = Puissance de court-circuit du réseau amont.
Pcu = Pertes cuivre du transformateur.
Sn = Puissance apparente nominale du transformateur.
Chapitre II : Etude technique de projet
45
Ucc = Tension de court-circuit du transformateur (exprimée en %).
3.1.5. La section des conducteurs
Présentation Il consiste à déterminer la canalisation en commençant à l’origine de l’installation
(source) pour aboutir aux circuits terminaux (récepteurs).
La canalisation et sa protection doit répondre simultanément à plusieurs conditions qui
assurent la sûreté de l’installation :
Véhiculer le courant d’emploi permanent et ses pointes transitoires normales ;
Ne pas engendrer de chutes de tension susceptibles de nuire au fonctionnement
de certains récepteurs (période de démarrage d’un moteur par exemple).
Courant admissible IZ : C’est le courant maximal que la canalisation peut véhiculer en permanence sans
préjudice pour sa durée de vie. Ce courant pour une section donnée dépend de plusieurs
paramètres :
Constitution du câble (cuivre, aluminium, isolation PVC ou PR, nombre de
conducteurs actifs)
température ambiante
mode de pose
influence des circuits voisins (effets de proximité).
Courant d’emploi IB : Au niveau des circuits terminaux, c’est le courant qui correspond à la puissance
apparente des récepteurs.
Au niveau des circuits de distribution, c’est le courant correspondant à la puissance
d’utilisation laquelle tient compte des coefficients de simultanéité et d’utilisation.
Surintensité : Il y a surintensité chaque fois que le courant traversant un circuit est supérieur à son
intensité admissible. On distingue 2 types de surintensité :
Les surcharges : surintensités se produisant dans un circuit électriquement sain
(courant de démarrage d’un moteur asynchrone, surabondance momentanée des récepteurs en
fonctionnement).
Les courants de court-circuit : ils sont consécutifs à un défaut dans un circuit entre
plusieurs conducteurs.
Détermination pratique de la section minimale d’une canalisation : Elle dépond du mode de pose et d’un coefficient K qui regroupe la correction de
plusieurs facteurs :
Chapitre II : Etude technique de projet
46
1 2 3K K K K
Avec :
K1 : facteur de correction qui mesure l’influence du mode de pose.
K2 : facteur de correction, mesure l’influence mutuelle des circuits placés côte à
côte
K3 : facteur de correction, mesure l’influence de la température ambiante
3.1.6. La chute de tension
Présentation La norme NFC15-100 impose que la chute de tension entre l’origine de l’installation
BT et tout point d’utilisation n’excède pas les valeurs suivantes :
Eclairage Autre usages (forces
motrices)
Alimentation par le réseau BT de distribution publique
3% 5%
Alimentation par poste privé HT/BT
6% 8%
Tableau 20 les valeurs max de la chute de tension Cette chute de tension s’entend en service normal (en dehors des appels de courant au
démarrage des moteurs) et lorsque les appareils susceptibles de fonctionner simultanément
sont alimentés. Lorsque la chute de tension est supérieure à ces valeurs, il sera nécessaire
d’augmenter la section de certains circuits jusqu’à ce que l’on arrive à des valeurs inférieures
à ces limites. Il est recommandé de ne pas atteindre la chute de tension maximale autorisée
pour les raisons suivantes :
Le bon fonctionnement des moteurs est garanti pour leur tension nominale (plus
ou moins 5 % en régime permanent).
La chute de tension peut être importante lors du démarrage d’un moteur (si
l’intensité de démarrage est importante).
La chute de tension est synonyme de pertes en ligne, ce qui va à l’encontre des
économies d’énergie.
Calcul de la chute de tension Le tableau ci-dessous donne la chute de tension par km de câbles pour un courant de
1A en fonction :
Du type d’utilisation : force motrice avec Cos voisin de 0,8 ou éclairage avec
Cos voisin de 1.
Du type de câble monophasé ou triphasé.
La chute de tension dans un circuit s’écrit alors :
∆U = B × IB × L B : Est donné par le tableau. IB : Courant d’emploi en A. L : Longueur du câble
en km.
Chapitre II : Etude technique de projet
47
Tableau 21 La chute de tension par km de câbles pour un courant de 1A
3.2. Description de l’installation basse tension de la résidence
3.2.1. Schéma unifilaire de l’installation
Le schéma suivant montre la distribution de la puissance dans l’installation basse
tension.
Chapitre II : Etude technique de projet
48
Figure 38 Schéma unifilaire de l’installation
3.2.2. Choix des disjoncteurs de connexion à la source photovoltaïque BT
Soit le schéma unifilaire de connexion de jeu de barre aux différentes sources :
Chapitre II : Etude technique de projet
49
Figure 39 Transformateur de source
L’installation est alimentée à travers la centrale photovoltaïque 400V.
Caractéristiques de transformateurs de source:
Puissance apparente 100KVA
Couplage des phases Ynd11d11
Tension d’entrée 24V
Tension de sortie 400V
Tension de court-circuit 4%
Tableau 22 Caractéristiques de transformateurs de source
3.2.3. Calcul des impédances
On suppose que l’impédance au moment du court-circuit est équivalente à une
réactance
Impédance du réseau amont
L’impédance du réseau amont est donnée par la relation suivante
Za =U2
Scc=
4002
100000
Donc :
Za = 1.6Ω
Chapitre II : Etude technique de projet
50
Les modules photovoltaïques
Le modèle équivalent de chaque cellule photovoltaïque est donné par le schéma
suivant :
Figure 40 Le modèle équivalent de chaque cellule photovoltaïque
Avec : Rs = 0.614Ω et Rp = 151.16Ω
Etant donné que le modèle de la diode est un générateur de tension E en série avec une
résistance R qui a une valeur négligeable.
Pour le calcul d’impédance de sortie de la cellule, on annule les sources c'est-à-dire on
ouvre les sources de courant et on court-circuite les sources de tension, donc la résistance
shunt R sera en parallèle avec Rs qui sont toutes les deux en série avec la résistance série Rs.
Donc l’impédance de sortie est purement résistive et pratiquement égale à Rs.
Chaque panneau photovoltaïque contient 40 cellules en série donc on aura l’impédance
de chaque panneau 40*Rs.
On a 600 panneaux (20*30), donc la résistance équivalente sera
Req =20 × 40 × 0.614
30
On aura comme résistance équivalente :
Req = 16.37Ω
On estime la résistance des équipements entre les panneaux photovoltaïques et le
transformateur par : R′ = 20mΩ
Transformateur
L’impédance de transformateur est donnée par la relation suivante :
Zt =Ucc(%) × U2
100 × Sn
Donc :
Zt =4 × 4002
100 × 100 × 103= 64mΩ
A travers ce travail, j’ai mis en œuvre mes acquis théoriques pour
bien mener ce projet. J’ai mis l’accent sur le dimensionnement de
l’installation photovoltaïque toute entière en passant par les différentes
composantes qui la constituent, puis j’ai passé à l’électrification de la
résidence tout en dimensionnant les ouvrages intermédiaires entre la
centrale photovoltaïque et la charge.
Le dimensionnement théorique d’une centrale photovoltaïque est un
travail lourd et fastidieux vus les impératifs imposées par le cahier de
charge et la variété des solutions techniques du fait de la complexité de
l’installation.
Ainsi, le dimensionnement doit être exact et conforme aux normes
en vigueur.
1.1 Introduction 1.2 Le vent - données fondamentales 1.2.1 Origine des vents 1.2.2 Caractéristiques 1.2.3 Données météorologiques 1.2.4 Evaluation du potentiel éolien 1.2.5 Point de vue économique
1.3 Choix optimal d'un site 1.4 Notions d'aérodynamique - le moteur éolien ou aéromoteur. 1.4.1 Notions théoriques simples sur le fonctionnement de l'aéromoteur . 1.4.2 Capteur d'énergie 1.4.3 Puissance limite théorique de l'aéromoteur (limite de Betz) 1.5 Description d'un groupe éolien - différents composants 1.5.1 Groupe éolien électrogène ou aérogénérateur 1.5.2 Groupes éoliens de pompage 1.5.3 Applications pratiques
L'ENERGIE EOLIENNE
I.1 Introduction
L'exploitation du vent comme source d'énergie a donné lieu à des
technologies très anciennes et, par exemple, l'utilisation du vent par la
navigation date sans doute de plus de 5.000 ans ; plus récemment les
fermiers hollandais ont domestiqué depuis des siècles l'énergie du vent
sous forme de moulins à vent à 4 pales pour divers travaux, en particulier
la mouture des grains de céréales.
L'accroissement de nos besoins énergétiques, les problèmes que pose, pour
un avenir plus ou moins lointain, la baisse des réserves de carburant
d'origine fossile, et les problèmes graves de pollution que pose l'utilisation
des énergies traditionnelles d'origine fossile et nucléaire, ont amené à
rechercher des sources d'énergie de remplacement plus satisfaisantes,
c'est-à-dire économiques, fiables, inépuisables et non polluantes.
L'énergie hydraulique est l'une d'elles, elle a pour véhicule un fluide lourd
et lent dont on exploite l'énergie potentielle gravitaire. L'énergie éolienne,
dérivée de l'énergie solaire, en est une autre ; elle utilise le fluide léger et
rapide dont on exploite l'énergie cinétique. La première implique la
réalisation de stockage par retenue de Veau dans des barrages - réservoirs
qui permettent de faire tourner des turbo-générateurs ; la seconde fait appel
à une technologie de rotors qui permettent de transformer l'énergie
cinétique éolienne en énergie mécanique ou en énergie électrique.
Dans ces deux cas il y a possibilité de stocker l'énergie captée soit en
utilisant l'énergie mécanique pour pomper de l'eau et la mettre en charge
dans un réservoir surélevé, soit en utilisant l'énergie électrique pour
charger des batteries d'accumulateurs classiques.
Du point de vue économique, il faut cependant signaler que si la source
d'énergie est gratuite, les investissements initiaux nécessaires pour la
réalisation de la structure et du rotor sont élevés.
I.2 Le vent - données fondamentales
1.2.1 Origine des vents
Le vent résulte des différences de densité de l'air provoquées par les
différences d'échauffement de Fair par le rayonnement solaire, les courants de
l'air se faisant des parties froides à forte densité, vers les parties chaudes à
faible densité. Les parties chaudes provoquent par ailleurs des courants
ascendants.
D'où l'existence de régimes de vents quasi permanents autour de la terre tels
que les vents alizés qui soufflent de la ceinture subtropicale (300 N) vers
la ceinture équatoriale, d'où également l'existence, dans différentes régions du
globe, de vents dominants qui se répètent tous les ans
Plus localement, les échanges thermiques résultant du rayonnement solaire entre la
mer et la terre, en présence de conditions de relief particulières (vallées canalisant
les flux d'air) donnent lieu à des régimes de vents très fréquents et très connus
comme, en France, k Mistral et la tramontane.
Principales ceintures des vents dominants du Globe
1.2.2 Caractéristiques
Le vent est caractérisé par une vitesse et par une direction. De nombreux facteurs
font que la vitesse du vent peut subir de fortes variations
a) variations instantanées ou effets de rafales qui ont une forte incidence sur les
moteurs éoliens et sur les contraintes subies par les pylônes qui les supportent ;
b) variations journalières dues aux échanges thermiques entre mer et terre (brise
de mer de jour et brise de terre la nuit).
c) variations saisonnières dues au mouvement de la terre, et aux différences
d'échauffement solaire entre différentes latitudes.
d) variations avec l'altitude dues aux différents états de rugosité de la surface du sol.
Les variations peuvent s'exprimer par une relation de la forme:
On peut considérer que les valeurs de l'exposant sont celles du tableau ci-dessous
en fonction de l'état de la surface du sol : cette variation peut avoir une incidence
très sensible sur le rendement des aéromoteurs dotés d'hélices de très grand
diamètre.
Terrain Inégalités du relief en
cents métres Exposant u
Plat 0 à 20 0,08 - 0,12
Peu accidenté 20 à 200 0,13 -0,16
Accidenté (forêts) 1.000 à 1.500 0,20 - 0,23
Très accidenté (villes) 1.000 à 4.000 0,25 - 0,40
Variation de la vitesse du vent avec l'altitude au-dessus de 10m suivant les inégalités de planéité du sol
Nature du terrain Inégalités en cm Valeurs de l'exposant a
Terrain plat (glace-neige eau tranquille)
0 à 20 0,10
Peu accidenté (champs en pentes douces)
20 à 200 0,14
Accidenté : (bois-mamelons bien
prononcés)
1000 à 1500 0,22
Très accidenté : (villes - POC h e rs )
1000 à 4000 0,30
e) variations dues à des perturbations diverses
Certaines perturbations dont la répétitivité est imprévisible ont par ailleurs
une très grande influence sur le régime des vitesses.
III s'agit des orages et des dépressions cycloniques qui localement peuvent
complètement bouleverser le régime normal des vitesses ; il s'agit
également des obstacles naturels ou artificiels (arbres, buissons, masses
rocheuses, falaises, maisons, immeubles ...) qui peuvent conduire à des
turbulences et même à des dépressions susceptibles d'affecter
considérablement les courants éoliens et de soumettre les structures des
aéromoteurs à des efforts dissymétriques, à des changements brutaux de
direction du vent et à des accélérations rapidement variables générant de
hautes contraintes mécaniques imprévues.
1.2.3 Données météorologiques
Les stations météorologiques fournissent de précieuses
informations pour l'estimation du potentiel éolien, mais encore faut-il
qu'il existe, dans la région concernée, une station météorologique qui
dispose des moyens suffisants.
Même si cela était le cas, il faudrait encore modifier et adapter les données en
fonction du relief et des particularités locales du site.
En France on dispose mensuellement de relevés quotidiens donnant la
direction et la vitesse du vent toutes les 3 heures pendant 24 heures (soit 8
relevés par jour), s'y ajoutent la vitesse moyenne du vent de chaque
journée, la vitesse maximale moyenne et la direction observées durant
10 minutes chaque jour avec l'heure de l'événement, et enfin la vitesse
maximale instantanée relevée chaque jour avec l'heure de la direction.
De ces données, on peut tirer :
- la vitesse moyenne du vent par décades,
- la vitesse maximale (moyenne sur 10 minutes) dans chaque décade avec la
direction du vent,
- la vitesse maximale instantanée avec date et direction.
Enfin, en se donnant une vitesse nominale qui pourrait être celle de
l'aéromoteur envisagé, il est possible en première analyse de contrôler au
cours de l'année, mois par mois et décade par décade, le nombre de
jours au cours desquels la vitesse a été supérieure à cette vitesse nominale.
Mais si l'utilisation des données météorologiques est plus valablement
exploitable pour l'énergie du rayonnement solaire par exemple, il en va
autrement pour le vent dont la vitesse est très sensible aux particularités du
relief et de l'environnement du site pressenti.
On ne peut donc que conseiller la réalisation de mesures directes annuelles sur
le site avec un anémomètre et avec une girouette enregistreuse.
1.2.4 Evaluation du potentiel éolien
Ce conseil sur la réalisation de mesures directes annuelles prend toute son
importance quand on sait que la puissance captée à partir de l'énergie
cinétique du vent est proportionnelle au cube de la vitesse.
Il existe des anémomètres à coupelles (moulinet) munis
d'enregistreur graphique et capable de rendre compte des mesures de vitesse
de 2 m/sec. à 45 m/sec. avec une précision de ± 3 %. Parallèlement la
girouette enregistreuse graduée de 0 à 3600 donne la direction des vents
dominants.
Pratiquement : En admettant des mesures étalées sur une année, on
considérera en première analyse pour chaque journée, la vitesse
moyenne du vent obtenue toutes les deux heures (12 valeurs) déterminée
en prenant d'abord la moyenne des cubes des vitesses dés 12 valeurs des
vitesses enregistrées, puis en considérant la racine cubique de cette
moyenne cubique. Chaque jour de l'année étant ainsi caractérisé par cette
vitesse moyenne, on tracera une courbe de fréquence avec en abscisses les
jours de l'année (0 à 365) du ler Janvier au 31 Décembre, et en ordonnées
des étapes croissantes de vitesses, par exemple celles du tableau d-après
données en m/sec. et en km/h et avec les cubes des vitesses en rn/sec.
Vitesses en
m/sec.= V
0-2 2-3 3-4 4-6 6-8 8-10 13 13-16 16-19 19-23 > 23
Vitesses en
km/h = V*
0/7 7/11 11/14 14122 22/29 29136 36/47 47158 58/68 68/83 >83
Cube de V = 8 27
64 216 512 1.000 2.197 4.096 6.859 12.167
V3
La figure représente un exemple de courbe.
Cette courbe des vitesses moyennes journalières "cubiques" au cours de l'année
déterrriinées à partir de 12 mesures quotidiennes, la vitesse moyenne étant la racine
cubique de la moyenne des cubes des vitesses des 12 mesures
A partir de cette courbe, est donc possible de connaître tout le long de l'année
le nombre de jours (ou le pourcentage de temps) pendant lesquels s'est produite
la vitesse de chaque classe. Les résultats sont rassemblés dans le tableau ci-
dessous :
Classes des
vitesses
rnisec.
Vitesse V
médiane
m/sec.
Cube
V3
Temps
en % p
p V3
0 - 3 3%
3 - 4 3,5 42,9 17,3 % 7,4
4 - 6 5,0 125,0 35,6 % 44,5
6 - 8 7,0 343,0 14,8 % 50,8
8 - 10 9,0 729,0 8,2 % 59,8
10 - 13 11,5 1.521,0 13,7 % 208,4
13 - 16 14,5 3.049,0 7,4 % 225,6
E p V3 = 596,5
Comme nous le verrons ci-après à l'article 111.4.1 la puissance fournie par
l'aéromoteur est proportionnelle au cube de la vitesse et ainsi la somme des
produits p V3 (pourcentage du temps p pendant lequel se produit la vitesse V
multiplié par le cube de cette vitesse)
donne une estimation du potentiel éolien annuel, la puissance globalement
mobilisable au cours de l'année est en effet proportionnelle à cette somme.
Rappelons, comme on le montrera dans l'article 111.4.3 que la puissance limite
théoriquement mobilisable est donnée par
Pe = 1,16 R2 V3 (limite de Betz) R étant le rayon de balayage du rotor.
Il convient de noter qu'à défaut de relevés de mesures directes ou de résultats
détaillés de stations météorologiques, des études approfondies effectuées aux
U.S.A. ont conduit à la possibilité de tracer une courbe probable de fréquence
annuelle des vitesses de la gamme considérée à partir de la seule
connaissance de la vitesse moyenne annuelle. Plus précisément on a déterminé
en fonction de la vitesse moyenne annuelle le rapport appelé "facteur
cubique" entre le potentiel énergétique donné par la somme des énergies de
chaque classe de vitesse, et le potentiel estimé à partir de la vitesse moyenne
annuelle.
On a pu obtenir ainsi pour certains types d'éoliennes des courbes de variation du
facteur cubique en fonction de la vitesse moyenne annuelle, ce qui peut permettre
d'approcher le potentiel pouvant être capté au cours de l'année par un
aérogénérateur, sans avoir à passer par la mobilisation des mesures directes de
vitesse et de direction du vent (se reporter à ce sujet à l'ouvrage "vent et
performances des éoliennes" par C.G. Justus SCM 1980).
1.2,5 Point de vue économique
Du point de vue économique il est certain que l'évaluation du potentiel
énergétique éolien est essentiel.
A supposer qu'il y ait eu concurrence avec la solution de raccordement à un
réseau, on évaluera ces frais de raccordement comprenant la réalisation de ligne
(pylônes, câblage, droits de passage, difficultés liées à la stabilité des pylônes,
poste de transformation, réseau de distribution).
On évaluera parallèlement les frais d'investissement et les frais de fonctionnement et
d'entretien relatifs à l'exploitation de l'énergie éolienne avec un aérogénérateur
adapté au potentiel naturel estimé sur le site choisi (aérogénérateur, structure
support, système de stockage, système de régulation et de contrôle).
1.3 Choix optimal d'un site
En étant assuré de pouvoir disposer d'un potentiel suffisant, il conviendra, dans le
choix du site, de veiller à éviter les obstacles pouvant perturber le régime du vent
(immeubles, arbres, murs, pentes raides, masses rocheuses ...).
De toute façon il conviendra de situer l'aérogénérateur en amont des obstacles et si
cela n'est pas possible, il conviendra de respecter des distances minimales à partir de
l'obstacle qui sont de l'ordre de 10 fois la hauteur de l'obstacle.
Quand on désirera implanter plusieurs aérogénérateurs, dans leur sillage, il
conviendra de tenir compte (rune distance entre eux égale au minimum à 15 fois
le diamètre de l'hélice.
Au voisinage du site, on évitera les pentes supérieures à 45° et les falaises qui
sont la cause de turbulences de vent très agressives pour la structure du support.
Le choix optimal correspond aux conditions favorables suivantes : -
végétation aussi faible que possible,
- relief doux en pente faible et si possible rétrécissement de vallée,
- sol favorable à la fondation et aux ancrages éventuels du pylône (sachant
qu'un pylône haubané est préférable du point de vue de l'entretien),
facilité d'accès du camion chargé du transport de l'aéromoteur, des structures
du support, des matériaux d'ancrage,
- faible éloignement des services utilisateurs et du système de stockage pour
éviter les pertes de ligne et les pertes de rendement mécanique,
- pour les aéromoteurs de pompage proximité du point de puisage avec une
hauteur manométrique d'aspiration inférieure à 7 m.
1.4 Notions d'aérodynamique - le moteur éolien ou aéromoteur
1.4.1 Notions théoriques simples sur le fonctionnement de l'aéromoteur
L'aéromoteur fonctionne grâce à l'énergie cinétique du vent. Cette énergie
motrice est fonction de la masse d'air, de la vitesse de cette masse.
Si, en première approximation, la masse volumique d'air est considérée
comme constante, on peut dire que l'énergie théoriquement utilisable est
donnée en fonction de la vitesse par :
Pour un système de captage de Ec de surface apparente S si V est constant, le
volume d'air qui traverse S chaque seconde est
v = VS
Si "m est la masse volumique de l'air, la masse d'air concernée par
seconde est
M= m VS
La puissance résultant du captage de l'énergie cinétique du vent est donc
proportionnelle au cube de ta vitesse. Ceci confirme bien l'importance
qu'a l'estimation du régime des vitesses du site, puisque si la vitesse passe de
8 m à 10 m la puissance double.
Mais en fait toute cette puissance théorique ne peut être utilisée du fait
que la vitesse en aval de l'aéromoteur dans son sillage n'est pas nulle, et
que des pertes d'énergie ont lieu notamment aux extrémités des pales du rotor
en mouvement.
1.4.2 Capteur d'énergie
En première analyse, le capteur d'énergie est constitué par un rotor
comprenant une hélice bipale ou multipale à axe horizontal dont le plan de
rotation est perpendiculaire à la direction du vent, ou bien un système de
pales avec axe vertical dont la rotation se fait parallèlement à la direction
du vent. La figure représente les schémas de différents types de capteurs, la
figure représente k schéma de principe d'un aérogénérateur quelconque.
Nous tenterons de présenter ci-après le mode de fonctionnement du capteur d'énergie:
a) Actions du vent sur une salace plane
Supposons une plaque plane de surface S soumise à l'action d'un vent de
vitesse V.
La plaque supposée immobile est alors soumise, selon les données de
l'aérodynamique à une force R perpendiculaire à la plaque qui peut être
décomposée en une composante T parallèle au vent et de même sens appelée
traînée, et en une composante L (poussée) dirigée perpendiculairement au vent.
Si (i) est l'angle d'inclinaison de la plaque sur la direction du vent, on a:
R = kSV2 L= KY SV
2
T = Kx SV2
Lorsque i varie de 0 à 90% la force R passe par un maximum pour = 38 ° et K =
0,145 et elle décroît de part et d'autre avec k = 0,08 pour i = 20° et i = 90°. Par
ailleurs pour i faible (environ 10°) R est appliquée au 1/3 amont de la plaque.
La force développée par l'action du vent sur la plaque est donc
proportionnelle au carré de la vitesse, elle admet deux \ composantes
l'une "traînée" qui tend à emporter la plaque dans
la direction du vent, l'autre qui tend à soulever la plaque perpendiculairement
à la direction du vent.
b) Actions du vent sur les pales
Considérons deux pales symétriques par rapport à un point 0 et donc inclinées
de + i et - i sur la direction du vent. Si les pales sont immobiles, l'action du
vent développe deux forces R1 et R2 avec des composantes T1 et T2 dans la
direction du vent et des composantes L1 et L2 opposées dirigées
perpendiculairement au vent et formant un couple tendant à faire pivoter les
pales
Si l'hélice est libérée, elle va se mettre à tourner sur son axe et
la vitesse de déplacement Vd des pales va se composer avec la
vitesse V pour donner lieu à un vent elati de vitesse Vr comme
l'indique la figure n0 24.
Le système précédent .à pales fixes se transforme par apparition du
vent relatif Vr résultant de la rotation de l'hélice. La vitesse créée par le
déplacement de l'hélice à une distance r de l'axe de rotation est •
r () =2rr 0
avec r = rayon en mètres
tv = vitesse angulaire en rad/sec
n = nombre de tours/minute
Cette vitesse détermine, avec celle du vent réel V, un vent relatif Vr,
à la distance r de l'axe de rotation, considérons deux petits éléments
symétriques de pales de longueur r pour lesquels on peut admettre
que Vr est constant. les forces R peuvent être décomposées en (voir
fig. n° 25) :
une composante motrice de rotation Pz s'exerçant Clans le sens du
déplacement de l'hélice,
une composante Fx s'exerçant sur le support par Faxe de rotation dans le
sens du vent réel.
Par ailleurs, en désignant par " m " la masse volimique de l'air, suivant les
données précédentes, on a par rapport au vent relatif Vr les composantes L
et T :
En désignant par l'angle de calage des éléments de pale sur le plan de
rotation et par i l'inclinaison des éléments de pale sur la direction du vent
relatif Vr on a :
Le couple moteur Cm est donné par
Les coefficients Cz et Cx dépendent de l'angle i qui, lui-même, dépend de
l'angle de calage a. La relation entre Cz et Cx en fonction de i peut être
étudiée en soufflerie pour contrôler le rendement réel en fonction de i.
Si l'on trace le rapport L Cz en fonction de i ,on constate que le T Cx
rapport passe par un maximum pour une certaine valeur de ; donc pour
chaque couple &éléments de pale situés à une distance r, il existe un
angle i d'incidence optimal, et pour obtenir sur toute la longueur de la
pale de 0 à R le meilleur rendement, il faudra faire varier l'angle de calage
le long de la pale et il faudra donc "vriller' la pale ; ctest le vrillage que l'on
constate sur les hélices &avion.
Variation du rapport T,en fonction de l'angle d'incidence i - optimum
justifiant "le vrillage" des angles a de la pale
Si l'angle de calage est constant sur toute la longueur, le rendement
sera maximum sur une portion de la pale et va décroître à la fois vers le
centre et vers l'extrémité.
A titre d'information, le tableau ci-dessous donne les éléments résultant
«une optimisation d'une pale d'un aéromoteur tripale de rayon R = 6 m,
de rapport UN = 8 avec un angle d'attaque du vent relatif i = 6°.
Le résultat indiqué dans la dernière colonne est L'angle de vrillage à
prévoir pour le profil pour chaque rayon réduit r /R en fonction du
rapport (e* Cz) /R.
e étant la largeur de la pale
z le coefficient de portance dans l'expression de la portance L
I.5 Description d'un groupe éolien-différents composants
Les composants essentiels d'un groupe d'énergie éolienne ou groupe éolien
dépendent des utilisations prévues. On distinguera donc les groupes
éoliens électrogènes ou aérogénérateurs utilisant la transformation de
l'énergie éolienne en énergie électrique à courant continu ou en courant
alternatif, et les groupes éoliens de pompage utilisant la transformation de
l'énergie éolienne en énergie mécanique (bien que toutefois avec les
pompes centrifuges, il soit possible, et même souhaitable, d'utiliser des
moteurs électriques pour leur fonctionnement).
Schéma type d'un générateur avec ses composants principaux .
Ces deux types de groupes éoliens diffèrent par le fait que les
aérogénérateurs n'ont pas besoin d'un couple de démarrage
important, mais nécessitent, surtout pour les aérogénérateurs à courant
alternatif, une vitesse de rotation élevée pour la vitesse de vent nominale ;
il s'agira donc essentiellement de groupes munis d'aéromoteur bipales ou
tripales à faible coefficient de balayage.
Les groupes éoliens de pompage qui doivent assurer l'amorçage et le
fonctionnement de pompes à systèmes le plus souvent mécanique,
mais parfois aussi à moteur électrique.
Il s'agira donc souvent de groupes éoliens à moteur multipales ayant un
couple de démarrage élevé, et parfois de groupes générateurs d'électricité.
1.5.1 Groupe éolien électrogène ou aérogénérateur
Les composants d'un groupe éolien électrogène comprennent :
1) l'aéromoteur de capteur d'énergie,
2) les moyens de stockage de l'énergie électrique,
3) les systèmes de régulation et de contrôle,
4) la structure porteuse.
1.5.1.1 L'aéromoteur ou récepteur d'énergie.
Il comprend le rotor, k générateur d'électricité ; avec, le cas'échant, un
multiplicateur de fréquence des rotations .
L'aéromoteur ou capteur d'énergie est caractérisé par :
une vitesse Vd limite de démarrage, c'est la vitesse du vent à partir de
laquelle le capteUr d'énergie commence seulement à fournir de l'énergie,
une vitesse Vn nominale qui est la vitesse du vent qui correspond au
rendement maximum de puissance comparée à la limite de Betz,
la puissance maximale disponible P pour la vitesse nominale Vn du
vent et le couple correspondant C qui fournit une puissance égale à (C
x 2n x n) n étant la fréquence de rotation.
1.5.1.1.1 Rotor
L'aéromoteur comprend donc un rotor à 2 - 3 ou 4 pales, ou encore un rotor
multi-pales, avec une surface de balayage dont le diamètre se situe entre 2
m et 40 mètres, et avec un axe de rotation horizontal parallèle à la
direction du vent.
ce type de rotor très répandu peut être conçu "au vent" et nécessite alors
un dispositif d'orientation réalisé soit grâce à une palette de gouverne arrière
que montre la figure, soit avec un système mécanique auxiliaire
actionné par exemple par un petit rotor annexe avec axe transversal. Il peut
être conçu "sous le vent" et ne nécessite alors pas de dispositif d'orientation.
D'autres types de rotor sont à axe vertical perpendiculaire à la direction du
vent ; ce sont les types Darrieus ou Savonius ou encore les types mixtes
qui peuvent être bipales, tripales ou quadripales. Ces rotors fonctionnent
directement, quelle que soit la direction du vent et n'ont pas besoin de
système d'orientation. Les rotors Darrieus ont un bon rendement (puissance
maximale de 5 à 5.000 kw et rapport UN variant de 5 à 8) ; ils sont de
conception simple, cependant leur démarrage nécessite une assistance et,
pour cette raison, ils sont souvent associés à un rotor auxiliaire Savonius
qui est utilisé seulement pour accroître le couple de démarrage. Ces types
de rotor sont encore très peu répandus mais sont très prometteurs en raison de
leur bon rendement et de leur simplicité
fréquence de rotation ; pour des vents de vitesse particulièrement élevée, il convient
de prévoir un système de freinage dont le rôle peut, le cas échéant, aller jusqu'à l'arrêt
de l'aéromoteur. Les systèmes de régulation et de maîtrise de la rotation
constituent des éléments importants de l'aéromoteur et ils feront l'objet de l'article .
Aérogénérateur avec aéromoteur "au vent" et gouvernail dégagé des
turbulances
Aérogénérateur avec hélice auxiliaire
Le générateur d'électricité
Le générateur d'électricité pourra être soit une dynamo fournissant un courant
électrique continu, utilisé pour charger une batterie d'accumulateurs, soit un
alternateur fournissant un courant alternatif.
Dynamo ou alternateur peuvent être montés directement sur l'axe du rotor, mais
pour les aéromoteurs à grand diamètre ayant une faible fréquence de rotation il est
prévu des multiplicateurs de fréquence intercalés entre le rotor et le générateur.
On s'oriente actuellement de plus en plus vers des montages avec alternateurs et
multiplicateurs de fréquence.
Le générateur électrique transforme Fénergie mécanique du couple du rotor (Cu x 2Tt
x n) en puissance électrique Ei.
i est l'intensité du courant sous la tension E,
- Cu est le couple et n la fréquence de rotation à la sortie du multiplicateur.
Dans le cas d'un générateur à courant continu, la dynamo qui le matérialise
comprend, comme on le sait, un inducteur périphérique à bobines
d'inductance magnétique qui créent le champ magnétique, et un induit central
rotatif dont les cadres des conducteurs au cours des rotations fournissent le
courant.
L'induit comporte un collecteur de courant à deux secteurs isolés SI et S2
sur lequel deux balais récupèrent le courant et le transmettent par le pivot
fixe, soit directement à l'utilisation, soit aux batteries d'accumulateurs ; ces
batteries et les systèmes de contrôle qui leur sont associés feront l'objet de l'article .
Dans le cas d'un générateur à courant alternatif synchrone, c'est l'induit qui est
fixe et qui évite donc la nécessité de ballais et collecteurs ; l'induit peut être
monophasé ou triphasé. L'inducteur qui produit le champ magnétique est mobile et
est entraîné, soit par l'axe du rotor de l'aéromoteur, soit, plus généralement,
par Faxe
multiplicateur de fréquence pour les aéromoteurs de grand diamètre à faible
fréquence de rotation angulaire.
L'alternateur nécessite en effet une vitesse de rotation angulaire assez
élevée d'environ 3.000 tlminute ; il implique encore, pour le stockage de
l'énergie dans les batteries, un redresseur de courant qui délivre un courant
continu avec cependant un rendement médiocre.
Dans le cas où l'on désire utiliser des outillages fonctionnant sur
courant alternatif, il faudra disposer d'un convertisseur auxiliaire redonnant un
courant alternatif de 220 ou 380 V à partir du courant continu des batteries.
Générateur de courant continu
1.5.1.2 Les moyens de stockage de l'énergie électrique
Compte tenu du caractère très irrégulier des régimes des vents, il est bien évident
que l'on doit profiter au maximum des périodes ventées et que l'on doit donc
s'efforcer de stocker l'énergie produite pendant ces périodes pour pouvoir en
disposer pendant les périodes de calme.
Les moyens de stockage constituent une part importante des investissements
nécessaires pour la réalisation d'un aérogénérateur.
1.5.1.2.1 Des moyens de stockage particuliers et très peu répandus ont été
envisagés, nous les signalons simplement :
Il s'agit de l'utilisation de l'énergie électrique produite par l'aérogénérateur
pour obtenir par électrolyse de l'eau de l'hydrogène et de l'oxygène.
L'hydrogène est alors stocké pour disposer d'un gaz dont l'explosion en
présence d'oxygène offre la possibilité de concevoir un moteur à explosion
tres sain puisque cette combustion de l'hydrogène conduit à reproduire
de l'eau. Un autre moyen de stockage consiste à utiliser l'énergie électrique
des périodes ventées pour élever par pompage de l'eau dans dés reservoirs
surélevés ; cette eau, ainsi mise en charge, peut être utilisée dans les périodes
de calme pour faire tourner des turbines capables de refournir de l'énergie
électrique. Cependant ces moyens particuliers sont en fait difficilement
exploitables et appartiennent encore au domaine des recherches ; le moyen
de stockage le plus courant est constitué par les batteries d'accumulateurs c lass iques au p lomb qui of f rent un mode de fonctionnement
simple, des exigences très reduites pour leur maintenance, une technologie
de fabrication bien connue et bien maîtrisée.
5.1.2.2 Les batteries d'accumulateurs au plomb
Un élément d'accumulateur au plomb comprend deux
électmdes (anode positive et cathode négative) baignant dans une solution
d'acide sulfurique qui est à 30 % en fin de charge et à 10 % en fin de
décharge.
Ceci comprend :
en fin de charge à une densité de l'acide de 1,23 à 1,24 soit 27 à 28 degrés B,
en fin de décharge à une densité de l'acide voisine de 1,12 soit 15 °B.
Au cours de la mise en service, il convient de vérifier que
la densité de l'acide est d'au moins 1,21 (ou 25° B).
L'entretien essentiel de l'accumulateur consiste à maintenir le bon
niveau de l'électrolyte par ajout d'eau distillée en sachant qu'un élément de
l'accumulation consomme environ 0,2 litre par mois, le voltage moyen étant
de 2 volts.
Si Von désigne par C la capacité en Ampères-heure de l'accumulateur, il
convient de rappeler que le courant de charge ne doit pas avoir une intensité
supérieure à C/10 ; ainsi, si la capacité de l'accumulateur est de 300 Ah
l'intensité maximum du courant de charge doit rester inférieure à 30 A en 10
heures.
En ce qui concerne la décharge, il est important de noter que l'accumulation
se comporte avec un rendement médiocre si le régime de décharge est
élevé, par contre si le régime de décharge est faible le rendement est
fortement amélioré.
Ainsi par exemple, dans le cas d'un accumulateur dune capacité de 300 Ah
en 10 heures, pour un régime de décharge en 5 heures la capacité sera
réduite à 200 Ah, par contre la capacité atteindra 400 Ah pour un régime de
décharge en 50 heures.
Il y a donc tout intérêt, lorsqu'on utilise l'énergie stockée dans les accus, à
étaler le plus possible les besoins de consommation et à éviter les
simultanéités de fonctionnement ; par ailleurs il en résulte que l'on n'a pas
intérêt à sous dimensionner la batterie d'accumulateurs.
Il convient de noter que le nombre de cycles de charge-décharge
que peut subir un élément de l'accumulateur est voisin de 1.500 et
grosso modo cela représente une quinzaine d'années de vie.
Enfin, il faut tenir compte de la nécessité d'un courant de compensation de l'auto-
décharge des batteries ; l'intensité moyenne de ce courant est de 0,3 mA par
Ampère heure, donc pour une batterie de 400 Ah de capacité, il devra être
de 400 x 0,3 = 120 mA ou 0,12 Ampère.
Par ailleurs il ne faut pas oublier que la résistance interne d'un élément
d'accumulateur est
"m" étant la masse en kg de l'élément et qui peut être estimé à I kg pour 50
wh.
Enfin, en ce qui concerne le rendement qui, comme nous l'avons vu, dépend du
régime de décharge et de charge ; dans une première approximation on pourra
adopter un rendement de 75 %,
Dans la suite de ces articles nous aborderons quelques exemples de projet dans
lesquels la définition des batteries de stockage liées à l'aérogénérateur sera
abordée.
1.5.1.3 Les aménagements et dispositifs pour la régulation, la
protection et le contrôle
L'aérogénérateur doit être aménagé et être muni des dispositifs qui
permettent de le protéger à la fois contre les risques soulevés par l'éventualité de
tempêtes avec vents très violents, et contre les risques d'endommagement ou de
pertes d'énergie suggérés par son circuit électrique, notamment dans les
l ia isons entre le générateur d'électricité, les batteries de stockage en
passant par d'éventuels redresseurs ou convertisseurs de courant.
1.5.1.3.1 Aménagements et équipements destinés à la
protection contre l'éventualité de vents trop forts
susceptibles de développer des contraintes très excessives
Ces aménagements dépendent de l' importance de l'aérogénérateur :
I ls peuvent être de simples moyens manuels qui conduisent par
exemple à faire pivoter le plan du rotor pour le mettre "en drapeau", c'est-
à-dire le mettre parallèlement à la direction du vent, ce qui annule le
fonctionnement de l'aérogénérateur, ou bien ces moyens
peuvent tendre à provoquer la mise en drapeau par une palette
auxiliaire fixe, ou à corriger le calage des pales principales pour
modifier le couple moteur du rotor jusqu'à, si nécessaire le rendre
nul .
Pour les aérogénérateurs importants, on a fait appel à des systèmes
automatiques qui, à partir d'éléments auxiliaires agissent sur :
- la vitesse de rotation de l'hélice du rotor, par l'action de freins
aérodynamiques utilisant la force centrifuge pour maîtriser l'importance
du freinage par pales auxiliaires réglables,
- la modification de l'angle de calage des pales du rotor qui entraîne
une variation de l'angle i du vent relatif, d'où une diminution de la
vitesse de rotation par diminution de la poussée
la modification du couple du rotor, par l'action d'une hélice
secondaire ayant le même axe de rotation mais avec des pales à calage
variable imposé par l'action de la force centrifuge
Fig.
Protection par mise
en drapeau manuelle
Protection par mise en
drapeau automatique avec
pale auxiliaire latérale
Tous ces dispositifs sont brevetés, il convient de savoir qu'ils existent, et les
détails de leur réalisation peuvent être obtenus auprès des fabricants
dont quelques références sont données en annexe.
Dans le cadre de ces dispositifs de protection il convient de signaler aussi
les systèmes de régulation de l'orientation ; en fait, dans le cas des
aérogénérateurs avec rotor "au vent" l'orientation peut être obtenue par une
pale de gouverne arrière, mais les dispositifs de protection sont destinés à
éviter les effets désastreux des brusques variations d'orientation qui
équivalent à des effets de choc générateurs de fortes contraintes
dynamiques ; ils sont donc prévus pour amortir les changements brutaux
de direction de l'aéromoteur.
Ces dispositifs agissent soit sur la surface utile du gouvernail de direction (partie
fixe, et partie mobile escamotable) ; soit ils fonctionnent par 'Intermédiaire
d'une hélice auxiliaire à axe perpendiculaire à celui de l'aéromoteur, et placée
en queue de l'aéromoteur .
Il faut donc retenir qu'un aérogénérateur est conçu pour donner une puissance
Pmax maximale pour une certaine vitesse nominale Vn, ceci à partir d'une
vitesse de démarrage Vd au-dessous de laquelle il ne fonctionne pas.
Par ailleurs la bonne tenue de ses composants (rotor, générateur
d'électricité, multiplicateur, convertisseur, etc.) ne peut être assurée que
pour des vitesses limitées. Tous ces dispositifs sont donc prévus pour que
d'une part le fonctionnement profite le plus longtemps possible de vitesses de
rotation optimales vis-à-vis du rendement, et pour que d'autre part les
composants soient préservés de contraintes excessives résultant de vitesses très
élevées ou de rafales avec changements brutaux de direction.
Enfin, signalons qu'il convient d'assurer une protection de l'aérogénérateur contre
la foudre, ceci grâce à une bonne prise de terre et grâce à des coupe-circuits
automatiques prévus entre les câbles fournissant le courant et les
utilisations.
1.5.1.3.2 Systèmes de régulation et de contrôle
Ces systèmes de contrôle et de régulation visent
essentiellement à vérifier le bon état des batteries d'accumulateurs, de
réguler le courant pour
a) éviter la décharge des batteries vers la génératrice lorsque celle-ci est arrêtée
par absence de vent ou freinée par vents violents,
b) protéger la batterie contre l'éventualité d'un court circuit dans les appareils
utilisés,
c) contrôler l'intensité du courant fourni par la génératrice au cours de la
charge des batteries,
d) contrôler l'intensité du courant consommé parles appareils utilisateurs,
e) assurer un câblage dont les couleurs permettent de distinguer
parfaitement la polarité des conducteurs, rouge pour le pôle positif et bleu ou
noir pour le pôle négatif.
Sur le schéma d'un circuit présenté sur la fig. nous avons indiqué les
systèmes de régulation et de contrôle évoqués ci-dessus dans le cas d'une
génératrice à courant continu.
Ainsi la protection (a) est obtenue par l'installation d'un diode
complétée par un interrupteur et un fusible l'interrupteur permet de
couper le circuit de charge de la batterie lorsque celle-ci est parvenue à sa
charge maximum.
La protection (b) est obtenue par un fusible et un interrupteur qui
doivent se situer juste avant la sortie d'alimentation aux utilisations.
Les contrôles (e) et (d) sont obtenus par un ampèremètre qui peut être à
deux voies et qui permet notamment de contrôler que le courant
consommé par les utilisations en décharge de la batterie, a une intensité
qui ne dépasse pas la limite C/10 préconisée pour éviter l'abaissement
du rendement de la batterie.
En ce qui concerne le contrôle de l'état de la batterie, il comprend :
Circuit de commande, de contrôle et régulation d'un aérogénérateur courant continu
la vérification du bon niveau de l'électrolyte et son rétablissement
éventuel, sachant qu'un élément d'accumulateur au plomb consomme,
comme on l'a vu, environ 0,2 litres par mois,
le contrôle de l'état de charge par mesure de la tension aux bornes et mesure
de la densité de l'électrolyte. On sait qu'un élément d'accumulateur présente les
caractéristiques suivantes aux limites de charge et de décharge :
Une batterie d'accus en bon état de marche doit présenter une densité
de l'électrolyte de 1,21 à 1,20 (25° à 24°B) et une tension voisine de 2
volts.
On notera qu'il existe des systèmes de protection automatique
de la batterie pour éviter les cas extrêmes susceptibles d'entrainer leur
endommagement, c'est-à-dire
- interruption du débit de décharge lorsque la batterie a atteint' son état
limite de décharge et risque de subir un sulfatage,
- interruption du débit de charge de la génératrice lorsque
la batterie a atteint son maximum de charge.
1.5.1.4 La structure porteuse
Comme on l'a vu, le régime des vitesses de vent varie
considérablement avec la hauteur au-dessus du sol et avec la nature de
l'environnement les aérogénérateurs sont donc toujours montés
sur des supports dont la hauteur se situe en général entre 10 et 30 mètres,
mais qui peut être encore dépassée suivant l'environnement et les
besoins.
La structure porteuse est constituée soit par des pylônes en treillis
métalliques soit par des pylônes tubulaires, soit encore par des pylônes
cylindriques en béton.
Comme ces pylônes doivent essentiellement résister à l'effort
engendré par la traînée on aura en principe la préférence pour les
pylônes les moins chers, mais aussi pour ceux donnant lieu au
minimum de traînée.
Les pylônes en treillis métalliques entraînent une forte traînée, mais ils sont
robustes et démontables. Ils ne sont toutefois pas conseillés pour les aéromoteurs
conçus pour tourner sous le vent, car la traînée de la structure est grande.
Les pylônes en béton sont peu onéreux et présentent une traînée faible, mais
ils ne sont pas démontables et déplaçables sur un autre site.
Les pylônes en tube métallique sont séduisants par leur faible traînée, par la
possibilité de les démonter et de les déplacer, par la possibilité de les
concevoir haubanés avec, en ce cas, une rotule en pied.
Il convient alors de signaler que, chaque fois que l'on peut disposer d'un site
assez dégagé, les pylônes haubanés présentent le gros avantage de permettre
les opérations d'entretien et de réparation au sol. Ils sont donc à préférer mais
ils ne sont accessibles qu'à des aérogénérateurs de puissance limitée
(diamètre de balayage inférieur à 6 mètres) et de hauteur inférieure à 15 ou
20 m.
En général les pylônes haubanés sont prévus avec 4 haubans suivant deux
axes à 900, un axe étant dirigé suivant la plus grande pente du terrain,
l'autre axe est l'axe de basculement. Sur Faxe de plus grande pente,
l 'ancrage du hauban aval sera muni du treuil de basculement, le
hauban amont sera celui qui sera relâché
Les calculs de stabilité du pylône devront tenir compte :
- des moments et efforts tranchants dûs à la traînée T du rotor, ainsi que des
moments et efforts tranchants dûs à la poussée du vent sur la structure même
du pylône,
de la fréquence propre de vibration de la structure vis-à-vis de la
fréquence des excitations possibles dues au fonctionnement de l'aéromoteur.
On sait que la traînée T du rotor due au rotor est de la forme :
m = masse volumique de l'air kg/m3
S = Surface de balayage du rotor en m2
Vr = vitesse du vent apparent en ni/sec.
Cx = coefficient de traînée (sans dimension) dépendant des caractéristiques de
l'hélice.
Sur la structure elle-même la traînée est de la forme Ts = KSV2
S = surface en m2 normalement de la direction du vent réel
V = vitesse du vent
K = coefficient dépendant de la forme et de la nature de la structure.
Bien entendu, le massif de fondation du pylône devra être contrôlé pour
qu'il résiste aux charges verticales, aux forces de glissement
horizontal et au couple de déversement .
1.5.2 Groupes éoliens de pompage
Les groupes éoliens de pompage sont très répandus sous
la forme classique d'un aéromoteur multipales équipé par un rotor à 8 ou
12 pales avec un diamètre de l'ordre de 2 à 6 métres.
Cet aéromoteur possède un couple de démarrage élevé et
une faible vitesse de rotation à l'optimum de rendement ; il est très bien
adapté au fonctionnement d'une pompe à piston. Dans l'éolienne de pompage,
l'aéromoteur est muni d'un système mécanique qui agit directement sur la
pompe ; ce système transforme simplement le mouvement rotatif en
mouvement rectiligne alterné qui représente la course du piston comme
l'indique la figure..
L'ensemble de l'éolienne peut être représenté comme l'indique
la fig.
Efforts aux quels est soumise la structure porteuse-conditions de stabilités
(structure non haubanée)
La hauteur manométrique d'aspiration doit être limitée au maximum à 7 mètres, le
piston de la pompe doit donc être situé à moins de 7 mètres du niveau de la
nappe, au-dessus du piston d'aspiration, l'eau est refoulée vers le réservoir de
stockage.
Le rendement d'un tel système est de l'ordre de 50 % par rapport à la limite de
Betz c'est-à-dire que l'on peut compter pour la vitesse nominale sur une
puissance maximum de
Pmax = 0,5 x 1,16 R2 V
3 = 0.5IR
2 Va
R = rayon du rotor de l'aéromoteur en mètres V = vitesse du vent en
mètres/sec.
1a fréquence de rotation de l'hélice en tours par minute est donnée par :
Système de pompage par pompe centrifuge actionnée par moteur électrique de
tête de forage et hors d'eau
1.5.3 Applications pratiques
1.5.3.1 Exemples
Nous adopterons comme exemptes d'application d'aéro-générateurs les 3
cas, c'est-à-dire :
1er
Cas : Usage normale
Eclairage : 6 lampes de 60 w 4 heures par jour,
soit 360 x 4 = 1A40 wh
ou 1,44 kwh par jour
Télévision I poste 60 w 4 heures par jour,
ou 240 wh ou 0,24 kwh/jour
Réfrigérateur : I de 150 w 8 heures par jour,
soit 1.200 wh ou 1,2 kwh/jour
Climatisation : 1 de 500 w 8 heures par jour,
soit 4.000 wh ou 4 kwh/jour
Téléphone : 1 poste de 15 w I heure par jour,
soit 15 wh ou 0,015 kwh/jour
Total : Consommation de 6,9 kwh par jour pour une puissance
maximale de 1.085 w en supposant des périodes où tous
les équipements fonctionnent simultanément.
2me cas : Energie électrique pour le confort minimum d'une famille
impliquant :
Eclairage : 4 lampes de 60 w 4 heures, soit 240w
4 heures par jour représentant une énergie de 960 wh ou
0,96 kwh.
Télévision : 1 poste de 60 w 3 heures par jour,
ou 180 wh ou 0,18 kwh/jour
Total : Consommation de 1,14 kwh par jour pour une puissance
maximale de 300 w en supposant le fonctionnent
simultané des équipements.
3me cas : Energie électrique fournie collectivement pour le confort
minimum précédent de 10 familles groupées.
Consommation totale de 11,4 kwh par jour pour une
puissance maximale de 3.000 w ou 3 kw.
1.5.3.2 Données météorologiques sur le vent
Nous supposons que le site du village concerné a été soumis à des
mesures anémométriques journalières toutes les 2 heures (soit 12
mesures par jour) pendant I année avec indication de la direction du vent.
Pour chaque journée on détermine la moyenne des cubes des vitesses
obtenues par les 12 Mesures et on considère la racine cubique de cette
moyenne cubique: Chaque journée est ainsi caractérisée par une vitesse
moyenne dite cubique comparée à une série de classes de vitesses du
tableau ci-dessous :
On note, avec une représentation graphique analogue à celle de la fig..
19 qui traduit la variation de la vitesse moyenne cubique du ler janvier au
31 décembre et donne en quelque sorte le spectre éolien des intensités de
vitesse.
On note ensuite pour chaque classe de vitesse moyenne, le nombre de
jours pendant lesquels, au cours de l'année, s'est produite la vitesse de
chaque classe ; chaque nombre de jours est traduit en pourcentage de
temps "p".
La puissance qui peut être captée est proportionnelle à piVi3
c'est-à-dire à la somme des produits des pourcentages de temps par le cube de
la vitesse de la classe considérée.
Dans k cas présent nous admettrons les données rassemblées dans le
tableau ci-dessous :
rnisee. V
(Vbrnoy % de temps p E p(V3)moy 3\/(V3)rnoy
0-2 1 4,1%
2-3 2,5 15,6 17,0% 2,65 1
3-4 3,5 42,9 22,2% 9,52 1
4-6 5,0 125,0 27,4% 34,251
6-8 7,0 343,0 15,9% 54,54 1 281,17
8-10 9,0 729,0 5,5% 40,091
10-13 11,5 1.521,0 3,8% 57,80 1
13-16 14,5 3.049,0 2,7% 82,32 1
16-19 17,5 5359,0 0,8% 42,87
19-23 19,0 6.859,0 0,5% 34,30
Total entre Vd et Vlimite
Vd = 2 m/sec. 281,17
Viim = 15 tn/sec.
Dans la somme des produits p(V3)moy nous ne considérerons que les produits
compris entre une vitesse de démarrage de 2 m/sec. et une vitesse limite
entraînant pour des raisons de protection de la machine l'arrêt de l'aéromoteur
et prise égale à 15 esec.
1.5.3.3 Puissance captable et énergie fournie annuellement
La puissance moyenne annuel le développée par
l'aérogénérateur est alors donnée par :
k = coefficient de rendement de l'aéromoteur nous adopterons un
rendement de 35 % de la limite de Betz, soit k = 035 x 0,593 = 0,21
m = masse volumique de fair 1,25 kg/m '
s = surface de balayage du rotor de rayon R, soit S = n R2.
Nous admettrons des aéromoteurs de même type à 4 pales ayant des rayons croissants
de R = 1,50 m à R = 5,70 m et un rendement prudent
variant de 0,45 de la limite de Betz pour R = 1,50 m à 030
de cette limite pour R = 5,70 m et ceci pour une vitesse
nominale du vent de 7 m/sec, adaptée au régime
existant.
Soit : k = 0,270 pour R = 1,50 m k = 0,170 pour R =
5,70 m
Les puissances moyennes disponibles en fonction du rayon sont alors :
1,50 m ZOO m 3,00 m 400 m r 5 , 7 0 m
K 0,27 0,25 0,23 0,20 0,17
S (m2) 7,00 12,56 28,00 50,24 102
P 329w 547w 1.122w 1.750w 3.020w
L'énergie fournie au cours eine année est donnée en kwh par
Ce qui donne les énergies figurant dans le tableau ci-après
R= 1,50 m 2,00 m 3,00 na 4,00 m 5,70 m
Puissance w 329 w 547 w 1.122 w 1.750 w 3.020 w
E (kwh) par an 2.882 4.792 9.829 15.330 26.455
111.5.3.4 Applications aux 3 cas envisagés
Les trois cas envisagés correspondent aux puissances et aux énergies
suivantes consommées annuellement
ler cas 2ème cas 3ème cas
Puissance maximale en w
1.085 w 300 w 3.000 w
Consommation en kwh par an
2.518 kwh
416 kwh 4.161 kwh
En considérant les puissances, le choix de l'aéromoteur conduirait à :
l e ca s — r o to r a ve c R= 3 m
2me cas _______ >rotor avec R = 1,50 m
3me cas ________ rotor avec R = 5,70 m
avec une vitesse nominale Vn = 7 m/sec. ou de préférence comprise entre 4 et 10
ni/sec. qui reflète bien le régime du site.
Cependant, du fait que la consommation ne dure que pendant une fraction de la
journée, l'énergie consommée est beaucoup plus faible que l'énergie fournie et, si
l'on compare les énergies annuelles, on pourrait avec une marge largement
suffisante envisager pour :
le le cas : rotor de R= 2 m
par an E fournie = 4.792 kwh
) E consommée = 2.518 kwh
le 2me cas rotor de R = 1 m par an ) E fournie = 1.437 kwh
E consommée = 416 kwh
- le 3me cas : rotor de R = 3 m
par an E fournie = 9.829 kwh
) E consommée = 4.161 kwh
et nous pensons que les batteries d'accumulateurs de stockage
d'énergie dont il sera question ci -après, permettront de
constituer le tampon nécessaire pour l'éventualité de besoins
temporaires de puissance dépassant les possibilités de
l'alimentation directe des aérogénérateurs ; cela suppose donc
que la sortie du courant continu pour les utilisations soit
constamment brançhée sur les batteries de stockage avec un voltage
de, par exemple, 24 y.
On pourra cependant doubler la sortie en courant continu de 24 y par
un convertisseur en courant alternatif de 220 y pour le cas où les
utilisations comprendraient des appareils du commerce en C.A. - 220
y - 50 p/sec) en tenant compte toutefois d'un rendement de 70 %.
1.5.3.5 Batteries de stockage d'énergie
Compte tenu du caractère très aléatoire des variations de vitesse du
vent, et du fait que la puissance de Paérogénérateur est
proportionnelle au cube de la vitesse, il est recommandé, plus sans
doute que dans le cas des générateurs photovoltaïques, de disposer
d'un stockage d'énergie par batteries d'accumulateurs avec un
contrôle automatisé du courant de charge et de l'état de charge des
batteries .
Capacité nécessaire des batteries en ampères heure
Nous admettrons que la capacité doit représenter la consommation
de 6 jours de courant sans aucun vent, avec un rendement des
batteries de 70 %.
Les énergies à stocker sont donc les suivantes pour les 3 cas
le cas : Rotor de 2 rn de rayon
Energie à stocker en kwh :
Circuit de commande, de contrôle et de régulation de I'aérogénérateur à
courant continu avec convertisseur éventuel en courant alternatif
220
Capacité correspondante pour un voltage de 24 volts :
Ce qui conduit à une douzaine d'accumulateurs de 24 v et de 215 Ah de capacité
unitaire.
2me cas : Rotor de 1 m de rayon
Energie à stocker en kwh :
capacité correspondante pour un voltage de 24 volts :
Ce qui conduit à 2 accumulateurs de 24 y.
3= cas : Rotor de 3 m de rayon
Energie à stocker en kwh :
capacité correspondante pour un voltage de 24 volts : 98.000
Ce qui conduit à une batterie de 19 accumulateurs de 24 v de chacun 215 Ah.
En ce qui concerne l'importante question du contrôle de charge et décharge des