Projet réalisé Sous le thème

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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.

6

Introduction générale

Introduction générale

7

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.

8

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.

http://fr.wikipedia.org/wiki/Sahara_Occidental

http://fr.wikipedia.org/wiki/La%C3%A2youne

http://fr.wikipedia.org/wiki/Mine_(gisement)

http://fr.wikipedia.org/wiki/Phosphate


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 :


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


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


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


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


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Récepteurs alimentés par groupe électrogène 6KV

type de charge

Nombre d'unités




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

16

Chapitre II : Etude technique du projet

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.


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 -


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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.


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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


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.


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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


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.


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Figure 15 Couche mince


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


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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


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

http://www.arebor-energie.fr/encyclopedie/index.php/Kit_solaire_photovolta%C3%AFque_pour_site_isol%C3%A9

http://www.arebor-energie.fr/encyclopedie/index.php/Les_installations_photovolta%C3%AFques

http://www.arebor-energie.fr/encyclopedie/index.php/D%C3%A9finition_d%27une_batterie_solaire


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

http://www.arebor-energie.fr/encyclopedie/index.php/D%C3%A9finition_d%27un_module_photovolta%C3%AFque

http://www.arebor-energie.fr/encyclopedie/index.php/D%C3%A9finition_d%27un_r%C3%A9gulateur_de_charge/d%C3%A9charge

http://www.arebor-energie.fr/encyclopedie/index.php/D%C3%A9finition_d%27un_r%C3%A9gulateur_de_charge/d%C3%A9charge

http://www.arebor-energie.fr/encyclopedie/index.php/D%C3%A9finition_d%27une_batterie_solaire




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.


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.


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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.


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)


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




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




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.


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


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


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.


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


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


Rmax =∆U

I=

2.4

4000= 6 × 10−4Ω


S =ρ × L

Rmax= 5.4 × 10−4 = 540 mm2

Soit donc une section normalisée de 630 mm2


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


Rmax =∆U

I=

2.4

2190= 1.09 × 10−3Ω


S =ρ × L

Rmax= 3 × 10−4 = 300 mm2

Soit donc une section normalisée de 300 mm2


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.


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).


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


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


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


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


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.


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.


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 :


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.


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.


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 :


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


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

75

Conclusion

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.

L'ENERGIE EOLIENNE

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.

http://sec.et/

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.

Action du vent

sur surface plane

: Action du vent sur éléments de pales

symétriques fixes

Eléments de pale en rotation (vent apparent ou relatif VR)

Composantes de la force R due au vent

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.

Composants des groupes aérogénérateurs

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

Aérogénérateur avec aéromoteur "sous le vent"

Groupe aérogénérateur mixte Darrieus + Savonius

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.

Pylône haubané basculable

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 :

http://sec.et/

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


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


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

accus, ainsi que du contrôle de densité et du niveau de l'électrolyte on voudra bien se

reporter aux recommandations..

D'une façon on doit faire attention pour les aménagements et dispositifs pour la

régulation, la protection et le contrôle.

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