Le déficit est évalué sur la rame qui alimente les trois départs (Calavi, Togba, IITA). Ainsi, la puissance produite doit être injectée sur la rame or la rame est alimenté par un transformateur HTB/HTA. Alors, la centrale PV doit être raccordée au réseau HTA qui alimente la rame, donc au secondaire du
Dimensionnement et choix des composants de la centrale PV connectée au réseau de l’arrondissement d’Abomey-Calavi
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transformateur HTB/HTA. La figure 7 présente la configuration du réseau et le point de connexion à la centrale PV.
Figure 7 : Configuration du réseau et le point de connexion à la centrale PV.
4.13. Conclusion
Ce chapitre a été consacré au dimensionnement de la centrale PV et au choix des composants pour sa connexion au réseau. Nous retenons que le dimensionnement est influencé par les conditions météorologiques du site.
Aussi, faut-il noter que le choix des composants de la centrale PV tient compte de ses paramètres électriques et de ceux du réseau faisant objet de couplage.
Point de connexion
Chapitre V :
Modélisation et simulation de la centrale PV connectée au réseau de l’arrondissement d’Abomey-Calavi
Modélisation et simulation de la centrale PV connectée au réseau de l’arrondissement d’Abomey-Calavi
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5.1. Introduction
La centrale PV que met en évidence cette étude injectera toute la puissance produite au réseau de l’arrondissement d’Abomey-Calavi. Cette injection va se traduire par une diminution de la demande sur des centrales thermiques. Ce chapitre présente le modèle de simulation de la centrale PV connectée au réseau.
5.2. Modélisation de la centrale PV Connectée au réseau
Le modèle global de la centrale PV connectée au réseau de l’arrondissement d’Abomey-Calavi est présenté à la figure 8.
Figure 8: Modèle global de la centrale PV connectée au réseau sous Matlab/Simulink
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5.2.1. Description du modèle global de la centrale PV et du réseau
Le modèle de connexion au réseau représenté à la figure 8 est constitué de plusieurs éléments déjà dimensionnés et choisis au niveau du chapitre IV.
• Le champ PV
L’éclairement maximal du soleil les jours ensoleillés est de 1000 W/m2et la température moyenne au soleil à Abomey-Calavi est de 30°C [12]. Ainsi, pour ces conditions météorologiques, la puissance générée par le champ PV est égale à 3077,2 kWc.
• Le condensateur à l’entrée de l’onduleur
Il est utilisé pour améliorer la qualité de la tension de la source continue. Il est caractérisé par une capacité de 4000 vw.
• Les batteries de stockage et le régulateur solaire
Il faut remarquer que pour la simulation, nous avons réunis les batteries de l’ensemble des champs PV en un seul bloc ; il en est de même pour les régulateurs solaires. Ainsi, les batteries sont caractérisées par une tension de 432 V et une capacité de 53406 Ah. La tension de charge et de décharge du régulateur solaire sont respectivement égale à 505 V et 310 V. Le courant d’entrée/sortie est de 1380 A. Sa tension d’entrée maximale est égale à 3200 V.
• L’onduleur de tension
Il est utilisé pour assurer la conversion DC/AC. Il reçoit à son entrée, la source continue par l’intermédiaire du régulateur solaire et donne à la sortie, une tension alternative composée de valeur efficace 380 V de fréquence 50 Hz. C’est un onduleur de tension triphasé à IGBT et commandé par la technique de la modulation de la largeur d’impulsion (MLI). Les IGBT présentent l’avantage d’une commutation rapide et de l’emploi de fréquence de commutation élevée.
Aussi, faut-il noter que les convertisseurs à MLI sont très flexibles.
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• Le filtre LC
Il est utilisé pour réduire les harmoniques de commutation afin d’avoir une tension parfaitement sinusoïdale générée par la centrale PV. Il est caractérisé par une inductance Lf = 150 vH et un condensateur de capacité Cf = 100 vw.
• Le transformateur
Il élève la tension délivrée par l’onduleur en une tension identique à celle du réseau. Il est caractérisé par une tension efficace composée V = 380 V au primaire, une tension efficace composée V = 15 kV au secondaire et une fréquence f = 50 Hz. Sa puissance apparente est de 4 MVA.
• Les relais de couplage, de découplage et le disjoncteur HTA
Le rôle du relais de couplage consiste à coupler la centrale PV au réseau en autorisant la fermeture du disjoncteur. Le rôle du relais de découplage consiste découpler la centrale PV du réseau en autorisant l’ouverture du disjoncteur, en cas de défaut sur le réseau. Le disjoncteur est caractérisé par un courant de 400 A
• Le réseau
Il s’agit du réseau HTA. Il est caractérisé par une tension efficace composée V=15 kV de fréquence f = 50 Hz. Sa puissance apparente est égale à 12,5 MVA.
5.3. Simulation du module PV sous PV/SYST
Cette simulation met en évidence le module PV qui a servi au dimensionnement du champ PV, il s’agit du module « BLD200-30P » tiré de la base de données du logiciel PV/SYST. Cette simulation va nous permettre d’apprécier l’influence de l’éclairement et de la température sur les caractéristiques courant-tension de ce module PV en particulier et sur la centrale PV en général.
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• Influence de l’éclairement sur la caractéristique Ipv = f (Vpv)
L’influence de l’éclairement sur la caractéristique Ipv = f (Vpv) du module PV est donnée à la figure 9.
Figure 9:Caractéristique Ipv = f (Vpv) à éclairement variable sous PV/SYST.
Cette caractéristique montre que la diminution de l’éclairement engendre une forte diminution du courant de court-circuit, une faible diminution de la tension de circuit ouvert et une forte diminution de la puissance du module PV.
• Influence de la température sur la caractéristique Ipv = f (Vpv)
L’influence de la température sur la caractéristique Ipv = f (Vpv) du module PV est donnée à la figure 10.
Figure 10:Caractéristique Ipv = f (Vpv) à température variable sous PV/SYST.
Cette caractéristique montre que l’augmentation de la température engendre une faible diminution de la tension de circuit ouvert et de la puissance du module PV, contrairement au courant de court-circuit qui reste quasiment constant.
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5.4. Simulation de la centrale PV connectée au réseau
Cette simulation est d’une importance capitale puisqu’elle va nous permettre d’analyser et d’apprécier les tensions et courants générés par la centrale PV, les tensions générées par le réseau et enfin, les puissances active et réactive injectées au réseau. La simulation est faite sous Matlab/Simulink.
5.4.1. Synchronisation de l’onduleur au réseau
La synchronisation de l’onduleur au réseau est basée sur le principe de la boucle à verrouillage de phase encore appelée PLL (Phase Locked Loop) triphasée dans le domaine de Park. Le but de cette technique est d’injecter la totalité de la puissance active au réseau et d’annuler la puissance réactive.
5.4.2. Système de commande de l’onduleur
Le schéma du système de commande de l’onduleur est présenté à la figure 11.
Figure 11: Système de commande de l’onduleur sous Matlab/Simulink
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Le système de commande ainsi représenté s’explique suivant les points ci-dessous :
• le bloc de la PLL reçoit à son entrée, les tensions mesurées au point de connexion et donne à sa sortie, l’angle du repère de Park qui va servir à appliquer la transformation de Park aux courants mesurés au point de connexion ;
• le bloc du régulateur de tension continue reçoit à son entrée, la tension Vdc
mesurée à l’entrée de l’onduleur et sa référence Vdc_ref, il donne à sa sortie, la tension Id_ref ;
• le bloc du régulateur de courant reçoit à son entrée, les composantes directe Id et en quadrature Iq des courants mesurés au point de connexion exprimées dans le référentiel de Park ainsi que leurs références qui sont respectivement Id_ref et Iq_ref, il donne à sa sortie, Vd et Vq qui sont respectivement les composantes directe et en quadrature des tensions mesurées au point de connexion exprimées dans le référentiel de Park;
• à partir de la transformation inverse de Park appliquée à Vd et à Vq, on obtient les signaux de références (Va_ref, Vb_ref, Vc_ref) de la commande de l’onduleur ;
• le générateur MLI (PWM generator) reçoit à son entrée, ces signaux de références et donne à sa sortie, les impulsions qui assurent la commutation des semi-conducteurs.
5.4.3. Résultats de simulation
Les résultats de simulation sont présentés à la figure 12 et à la figure 13. La figure 12 montre les tensions (Vab, Vbc, Vca) injectées au réseau et les tensions aux bornes du réseau (Vr12, Vr23, Vr31) en régime établi, c'est-à-dire pendant l’autorisation du couplage par le relais synchrocheck. La figure 13 montre les courants (Ia, Ib, Ic) ainsi que les puissances active et réactive injectées au réseau.
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Figure 12: Caractéristiques des tensions (Vab, Vbc, Vca) injectées au réseau et des tensions aux bornes du réseau (Vr12, Vr23, Vr31) en régime établi.
Les résultats de simulation présentés à la figure 12 montrent que les tensions (Vab, Vbc, Vca) injectées au réseau sont parfaitement sinusoïdales. Outre cela, en régime établi, elles sont en phase avec les tensions générées par le réseau et ont la même amplitude que ces dernières.
Figure 13: Caractéristiques des courants et des puissances active et réactive injectés au résau.
Les résultats de simulation présentés à la figure 13 montrent que les courants injectés au réseau sont parfaitement sinusoïdaux. Outre cela, on remarque l’injection de la totalité de la puissance active au réseau, ainsi que la puissance réactive qui est nulle.
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5.5. Conclusion
Dans ce chapitre, deux points capitaux ont été mis en évidence : la modélisation et la simulation de la centrale PV connecté au réseau. La simulation du module PV a monté que la puissance générée par le champ PV varie en fonction de l’éclairement et de la température. La simulation de la centrale PV connectée au réseau a montré que les tensions et courants injectés au réseau sont parfaitement sinusoïdaux et son en phase. L’injection des puissances au réseau est réalisée avec le principe de la boucle à verrouillage de phase qui a consisté à injecter la totalité de la puissance active et à annuler la puissance réactive.
Chapitre VI :
Evaluation financière et observations générales
Evaluation financière et observations générales
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6.1. Introduction
Tout projet d’étude ne prend effectivement forme que si le coût d’investissement est clairement défini. Ce chapitre est consacré à l’élaboration du devis du projet et aux observations générales.
6.2. Elaboration du devis du projet
Le devis se définit comme une description des travaux à exécuter avec estimation des dépenses. Le devis estimatif du coût du projet est présenté au tableau 13.
Tableau 13: Devis estimatif du coût du projet
N° Désignation Quantité Prix unitaire en
fcfa
Prix total en fcfa
1 Module PV (BLD, BLD200-30P) 15700 395660 6.211.862.000 2 Support +boîtier de connexion 15700 62520 981.564.000 3 Transformateur 400V/15kV/4MVA 1 12.159.964 12.159.964
4 Onduleur+câbles 1 200.000.000 200.000.000
5 Condensateur CDC 1 400.000 400.000
6 Condensateur Cf 1 300.000 300.000
7 Inductance Lf 1 300.000 300.000
8 Transformateur de tension 2 360.558 721.116
9 Batterie de stockage 162 7575000 1.227.150.000
10 Régulateur solaire 6 5.000.000 30.000.000
11 Synchrocheck (NPRG810-1G) 1 3.000.000 3.000.000
12 Relais de découplage H2 1 3.000.000 3.000.000
13 Disjoncteur SF6 / FXT100 1 374.324 374.324
14 Parafoudre 1091721-L 15KV 1 313.357 313.357
15 Installation/Main d’œuvre 1 200.000.000 200.000.000
Prix total en fcfa 8.871.144.761
Compte tenu des imprévus, nous estimons le coût global à 9 milliards de FCFA, soit une majoration de 1,5 % du coût réel. Par ailleurs, il importe de dire que le
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coût peut varier car certains paramètres peuvent varier ou s’y ajouter lors de la phase de la réalisation. Ainsi, une étude approfondie du coût du projet ne peut être faite qu’en phase de réalisation. Néanmoins, nous allons nous baser sur nos estimations pour évaluer sa rentabilité.
6.3. Rentabilité du projet
Les calculs de la rentabilité constituent une étape importante dans le processus d’étude de la faisabilité d’un projet. Ils ont pour objet d’évaluer la performance financière attendue d’un investissement. Ils consistent donc à calculer la période de remboursement qui n’est autre que le nombre d’années nécessaires pour récupérer le montant des capitaux investis dans le projet [11].
Afin d’évaluer la rentabilité de l’investissement, nous avons calculé le temps de retour sur investissement (TRI)
TRI = `Zûx yFZzbF {’|(}^x|^a^(x
~b|( b((^F yFZzbF (7.1)
Avec le logiciel PV/SYST, nous avons évalué la production énergétique annuelle de la centrale PV qui est de 8.807.338 kWh. Pour le coût de production fixé à 100 francs le kilowattheure, le gain annuel réalisé par la SBEE serait de 880.733.800 F. Le coût global de l’investissement étant de 9 milliards de FCFA, on a :
TRI = <
==::= ≈ 10 ans
Le temps de retour sur investissement est de 10 ans alors que la durée de vie du projet peut atteindre une vingtaine d’années. Par conséquent, le projet est rentable puisque le gain annuel est important et le temps de retour sur investissement est dans les normes.
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6.4. Observations générales
L’énergie PV occupe une place très importante dans la production décentralisée d’électricité mais sa mise en œuvre suscite un grand problème : il s’agit du coût d’investissement. A travers le devis élaboré pour le présent projet, nous remarquons que sa mise en œuvre requiert un investissement beaucoup plus important. Cet investissement dépend notamment des modules PV, de l’onduleur solaire, des batteries de stockage et des supports. Ces éléments occupent 95 % du coût global du projet. Malgré le coût d’investissement jugé énorme, le projet est d’une rentabilité très appréciable puisque pour un coût d’exploitation fixé à 100 francs le kilowattheure, cet investissement peut être récupéré après 10 ans d’exploitation alors que la durée de vie du projet peut atteindre une vingtaine d’années.
6.5. Conclusion
Ce chapitre a été consacré principalement à l’étude financière du projet, ce qui a permis de l’évaluer en termes de coûts. Sa mise au point résulte de la prise en compte de plusieurs facteurs qu’il convient de maîtriser afin d’élaborer un devis qui reste dans les normes. La somme à mobiliser pour la réalisation de ce projet est de 9 milliards de FCFA. Le temps de retour sur investissement est de 10 ans pour un coût d’exploitation fixé 100 francs le kilowattheure.
Conclusion générale
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CONCLUSION GENERALE
Le travail présenté dans ce mémoire concerne une application décentralisée des centrales photovoltaïques couplées au réseau électrique. Le réseau électrique de l’arrondissement d’Abomey-Calavi a été choisi pour la mise en application. Une attention particulière est portée sur l’énergie solaire photovoltaïque car elle est amenée à connaitre des développements importants liés essentiellement à une volonté de plus en plus affichée de diversification des moyens de production, au respect de l’environnement et à la diminution de l’installation des centrales thermiques comme c’est le cas du Bénin. Aussi faut-il noter le fort taux d’ensoleillement du Bénin. Associées à une production centralisée, les petites ou moyennes unités de production photovoltaïque permettrons une mutualisation avantageuse de ressources très réparties, très influentes et contribuer à une meilleure gestion de l’énergie électrique dans un contexte de développement durable. Les études énergétiques, menées sur les plans théoriques ont permis de montrer que concernant le générateur PV, un modèle mathématique du circuit électrique équivalent, permet une estimation précise et rapide de la production pour des conditions météorologiques données.
L’objectif principal de cette étude étant d’apporter notre contribution à la réduction du déficit énergétique sur le réseau de l’arrondissement d’Abomey-Calavi, nous nous sommes particulièrement intéressés à l’évaluation du déficit énergétique que connaît ce réseau, au dimensionnement de la centrale PV et au choix des composants pour sa connexion au réseau. La connexion de la centrale PV au réseau a été modélisée et simulée sous Matlab/Simulink. La synchronisation de l’onduleur au réseau est réalisée avec le principe de la boucle à verrouillage de phase dans le référentiel de Park, ce qui a permis d’injecter uniquement de la puissance active au réseau. Pour finir, nous avons évalué le coût estimatif du projet qui s’élève à 9 milliards de FCFA.
Références bibliographiques
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REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES
[1]- SBEE/DEP/SE, juin 2006. Actualisation des schémas de réseaux électriques HTA. Cas : Littoral et Atlantique.
[2]- Présentation de la Direction de la Production et des Mouvements d’Energie (DPME) du 26-04-2012.
[3]- Cahier des relevés de charges / Quart de Maria-Gléta / 2010-2013.
[4]- A. Labouret, P. Cumunel, « cellules solaires, les bases de l’énergie photovoltaïque », 4ème édition, Dunod, Paris, 2005.
[5]- « Energie photovoltaïque », Guide d’énergie renouvelable 2002.
[6]-T.Markvart et L.Castaber, « Photovoltaics Fundamentals and applications », Preface Guide to Usage of the Handbook by Professional Group.
[7]-Synergrid, «Prescriptions techniques spécifiques de raccordement de production décentralisée fonctionnant en parallèle sur le réseau de distribution ».
[8]-D. Labed, "Contraintes Techniques liées au Raccordement de Production Décentralisée au Réseau”, CNESOL Bejaia – Algérie 2006.
[9]-http://panneauxphotovoltaiques.durable.com/a-onduleur-Régulareur-batterie-solaire ; consulté le 01/12/2013 à 13h05.
[10]-http://www.edfdistribution.fr/60013i/LedistributeurEDF/Ladistributiond ; consulté le 24/12/2013 à 00h07.
[11]-www.becompta.be ; consulté le 18/09/2013 à 18h05.
[12]-www.asecna-meteo-benin.com
ANNEXES
Annexes
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ANNEXE 1 : Organigramme de la Société béninoise d’Energie Electrique
Conseil d’administration
Direction Générale
Cellule Gouvernance d’entreprise et de contrôle de gestion
Direction
Annexes
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ANNEXE 2 : Organigramme de la Direction de la Production et des Mouvements d’Energie
C/DPME
Annexes
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Annexe 3 : L’orientation et l’angle d’inclinaison des modules PV
L’angle d’inclinaison est fonction de la latitude du site. Nous avons eu recours au logiciel PV/SYST pour le déterminer. La latitude d’Abomey-Calavi est de 6,75°. Pour cette latitude, on a l’angle d’inclinaison qui est à égal à 30°.
Outre l’angle d’inclinaison, les modules PV sont orientés vers le sud car le Bénin est situé dans l’hémisphère Nord. L’abaque ci-dessous présente l’angle d’inclinaison des modules PV en fonction des latitudes.
Annexe 4 : Surface occupée par la centrale PV
Il faut noter que les modules PV prennent la majeure partie de l’espace requise. Au total, 2700 et 2600 modules PV constituent respectivement le champ PV N°6 et les champs PV N°1 à N°5 alors qu’un module occupe la surface de 1,6 m2. En plus de l’espace occupé par le parc de batteries, nous estimons la surface occupée respectivement par les champs PV à 4500 m2. Ainsi, l’espace occupé par la centrale solaire est estimée 2,7 hectares.
6,75°