3.2. Production solaire photovoltaïque
3.2.4. Paramètres électriques d’une cellule PV
• Courant de court-circuit
C’est le courant pour lequel la tension aux bornes de la cellule est nulle.
Dans le cas idéal (Rs = 0 et Rp = ∞), ce courant se confond avec le photo-courant IL. Dans le cas contraire, en annulant la tension V dans l’équation 3.5 on obtient :
Icc = IL−I0e. − 1 − . (3.8) Pour la plupart des cellules PV (dont la résistance série est faible), on peut négliger le terme :
I0e. − 1 devant IL, l’expression approchée du courant de court-circuit est alors :
Icc ≈ (
!) (3.9)
• Tension de circuit ouvert
La tension de circuit ouvert (Vco) est la tension pour laquelle le courant débité par la cellule PV est nul.
Vco = Rp.IL−Rp.I0e% − 1 (3.10) Dans le cas idéal (Rp = ∞), on a :
&
! = IL−I0e% − 1 ⟹ Vco≈ ()* .ln% + 1 (3.11)
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• Puissance maximale
La puissance des modules PV s’exprime en Watt-crête ; celle maximale représente le produit de la tension (Vmp) et du courant (Imp) au point de puissance maximale. Dans le cas idéal (Rs = 0 et Rp = ∞) on a :
Vmp×e, -! = (.* ×
& [4] (3.12) Imp = Icc − Io×e, -! [4] (3.13)
• Rendement
Le rendement (η ) des cellules PV désigne le rendement de conversion en puissance. Il est défini comme étant le rapport entre la puissance maximale délivrée par la cellule et la puissance lumineuse incidente (Pin). La puissance lumineuse incidente est égale au produit de l’éclairement par la surface totale des cellules PV.
η = 00
-1 (3.14) 3.3. Le générateur photovoltaïque
Les modules PV sont les éléments de base de tout système PV. Ils peuvent être branchés en série pour augmenter leur tension d’utilisation et en parallèle pour augmenter leur courant. Plusieurs modules sont regroupés ensemble pour former le générateur PV. La constitution du générateur PV est illustrée à la figure 4.
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Figure 4: Constitution du générateur PV
3.3.1. Protection classique du générateur PV
Pour garantir la durée de vie d’une installation PV destinée à produire de l’énergie électrique sur des années, des protections électriques doivent être ajoutées aux modules PV afin d’éviter des pannes destructrices liées à l’association des cellules en série/parallèle. Pour cela, deux types de protections classiques illustrés par la figure 5 sont utilisés dans les installations actuelles.
Figure 5: Schéma de protection du générateur PV
Les diodes anti-retour empêchent la circulation d’un courant négatif dans le générateur PV. Ce phénomène peut apparaitre lorsque plusieurs modules sont connectés en parallèle ou bien quand une charge en connexion directe peut basculer du mode récepteur au mode générateur, par exemple une batterie.
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L’inhomogénéité de l’éclairement provoque une forte diminution du courant produit par la cellule PV. Ainsi, lorsque le courant débité par la cellule mal éclairée est inférieur à celui débité par les autres cellules qui compose le module PV, la tension de celle-ci devient négative. Par conséquent, cette cellule devient un élément récepteur et se retrouve donc à dissiper une quantité trop importante de puissance électrique qui pourrait aboutir à sa destruction si le défaut persiste trop longtemps : c’est le phénomène du point chaud. Pour remédier à ce phénomène, on équipe les modules PV de diodes by-pass pour assurer leur protection. Lorsque la diode by-pass se met à fonctionner, elle court-circuite une partite du module PV où se retrouve la cellule mal éclairée comme indiqué à la figure 5, évitant ainsi la circulation de courant inverse au sein des cellules.
3.3.2. Influence de l’éclairement et de la température
L’éclairement a un effet très important sur le courant de court-circuit et un effet presque non remarquable sur la tension de circuit ouvert. En effet, la diminution de l’éclairement provoque une forte diminution du courant de court-circuit et une faible diminution de la tension de court-circuit ouvert. La température a un effet très important sur la tension de circuit ouvert et un effet presque non remarquable sur le courant de court-circuit de la cellule PV. En effet, l’augmentation de la température provoque une diminution de la tension de circuit ouvert tandis que le courant de court-circuit reste quasiment constant.
3.3.3. Influence de l’orientation, de l’inclinaison et de l’ombrage
L’angle d’inclinaison des modules PV est fonction de la latitude du site d’installation du générateur PV. Une inclinaison de 30 à 45° environ par rapport à l’horizontale assure les meilleurs rendements pour une installation solaire à nos latitudes [4]. Une inclinaison inférieure à 20° n’assure pas un meilleur rendement, il est donc déconseillé d’aller en dessous de cet angle d’inclinaison [4]. Les modules PV doivent être orientés vers le Nord pour les pays qui sont
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situés dans l’hémisphère Sud et vers le Sud pour les pays qui sont situés dans l’hémisphère Nord [6]. L’effet de l’ombrage sur les modules PV réduit la production d’énergie.
3.4. Généralités sur le raccordement des centrales PV au réseau
Les centrales PV raccordées au réseau sont une résultante de la tendance à la décentralisation du réseau électrique. L'énergie est produite plus près des lieux de consommation et non pas seulement par de grandes centrales thermiques ou hydroélectriques. Au fil du temps, les centrales PV raccordées au réseau réduiront la nécessité d'augmenter la capacité des lignes de transmission et de distribution. Il existe deux types de centrales PV raccordées au réseau : celle dite autonome et celle dite non autonome. Elle est dite autonome lorsqu’elle est dotée de batteries de stockages pour assurer la continuité énergétique la nuit ou dans les périodes de faible insolation tandis qu’elle est dite non autonome lorsqu’elle n’est pas dotée de batteries de stockages.
3.4.1. L’onduleur et le filtre LC
Pour raccorder un générateur PV à un réseau électrique, on utilise un convertisseur continu-alternatif (onduleur) car le générateur PV est une source de tension continue et le réseau est une source de tension alternative. L’onduleur a pour rôle de convertir la tension continue générée par le générateur PV en tension alternative identique à celle du réseau. Il faut noter que la tension de sortie de l’onduleur n’est pas sinusoïdale. En effet, les semi-conducteurs travaillant en commutation, la tension de sortie sera toujours constituée de
« morceaux » de tension continue. Cette tension non sinusoïdale est considérée comme la somme d’un fondamental et de tensions de fréquences multiples de celle du fondamental (les harmoniques). Ces tensions harmoniques provoquent la circulation de courants harmoniques. Pour cela, on utilise le filtre LC dont le consiste à éliminer les harmoniques de commutation et ainsi, on aura une tension parfaitement sinusoïdale à la sortie.
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Figure 6 : Allures de la tension et du courant de sortie de l’onduleur 3.4.2. Les batteries solaires
Les batteries sont utilisées pour stocker de l’énergie sous forme chimique et la restituer sous forme électrique la nuit ou dans les périodes de faible insolation.
Les batteries utilisées dans les installations PV sont appelées batteries à décharge profonde. Ce sont des batteries au plomb qui utilisent comme conducteur une solution d'acide sulfurique aussi appelée électrolyte. Elles sont capables d’injecter un courant stable pendant de longue période et peuvent se décharger et se recharger très fréquemment sans se détériorer.
3.4.3. Le régulateur solaire
Le rôle du régulateur solaire consiste à protéger les batteries contre la surcharge et la décharge profonde pour leur assurer une meilleure durée de vie.
Le régulateur solaire est connecté entre le générateur PV, les batteries et l’onduleur. Le régulateur MPPT (Maximum Power Point Tracking) est le plus utilisé car il permet d’accroître la rentabilité du générateur PV.
3.4.4. Les avantages et inconvénients d’une installation PV Au nombre des avantages, on peut citer :
le caractère modulaire des panneaux PV permet un montage simple et adaptable à des besoins énergétiques divers. Les systèmes peuvent être dimensionnés pour des applications de grande puissance ; ils ne nécessitent ni combustible, ni personnel hautement spécialisé ;
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le générateur PV est non polluant, silencieux et n’entraîne aucune perturbation du milieu, si ce n’est par l’occupation de l’espace pour les installations de grandes dimensions.
Au nombre des inconvénients, on peut citer :
le faible rendement de conversion des panneaux photovoltaïques ;
la puissance produite par le générateur PV varie car elle dépend de l’ensoleillement et de la température qui sont toujours variables ;
le coût de l’installation devient énorme lorsqu’il s’agit d’un système PV doté de batteries de stockage.
3.4.5. Impacts du raccordement des centrales PV au réseau HTA
Les réseaux HTA sont conçus pour distribuer de l'énergie provenant d'un transformateur HTB/HTA aux abonnés raccordés en HTA ou en BT. Ils doivent être capables de faire face à chaque instant aux variations de charge de la clientèle tout en délivrant l'énergie sous une tension composée comprise entre 85 à 115% de celle nominale [8]. L’arrivée de production de puissance relativement importante peut alors poser les problèmes tels que la surcharge des lignes, des transformateurs HTA/BT et le dysfonctionnement du plan de protection du réseau [11]. Ces différents problèmes nécessitent alors un renforcement préalable du réseau au cas où la puissance à injecter sur ce dernier dépasse la limite requise pour les équipements. Outre cela, l’usage des systèmes de protection entre la centrale PV et le réseau s’avère primordial.
3.5. Conclusion
Dans ce chapitre, nous avons présenté le fonctionnement d’une cellule PV en expliquant l’effet PV et en présentant ses caractéristiques électriques. Nous avons qu’il existe deux types de centrales PV connectées au réseau qui sont celle autonome et celle non autonome. La connexion des centrales PV au réseau nécessitent l’utilisation des convertisseurs d’électronique de puissance.
Chapitre IV :
Dimensionnement et choix des composants de la centrale PV connectée au réseau de l’arrondissement d’Abomey-Calavi
Dimensionnement et choix des composants de la centrale PV connectée au réseau de l’arrondissement d’Abomey-Calavi
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4.1. Introduction
Le dimensionnement d’une centrale PV tient compte de plusieurs facteurs relatifs au site d’installation et au respect du cahier des charges. Ce chapitre est consacré au dimensionnement de la centrale PV, conformément au cahier des charges et au choix des composants à utiliser pour sa connexion au réseau.
4.2. Données météorologiques d’Abomey-Calavi
Les données météorologiques du site d’installation (Abomey-Calavi) sont présentées au tableau 1 [12].
Tableau 1: Données météorologiques mensuelles (années 1990-2012)
Mois J F M A M J J A S O N D An Unité
Eclairement 222 231 229 220 206 178 180 175 182 201 209 215 284 W /m2 Température
Ambiante 27,4 28,5 28,9 28,6 27,8 26,5 25,8 25,6 26,1 26,8 27,7 27,6 27,3 °C
4.3. Dimensionnement du champ PV
• Analyse et choix du mode de dimensionnement
A priori, le problème d’espace peut se poser car la puissance à injecter au réseau est de 3 MW, il s’agit alors d’une centrale de taille importante. Deux cas peuvent être mis en évidence :
1er cas : on analyse le déficit de façon globale et on fait l’injection en un point sur le réseau HTA. On peut répartir le champ PV de 3 MW en 6 champs PV de 500 kW chacun afin de limiter le plus possible le problème d’espace. Ensuite, on va utiliser un onduleur pour conversion DC-AC de l’ensemble des 6 champs PV.
L’onduleur sera installé sur le site de Maria-Gléta où se trouve le point de connexion. L’avantage ici est que les abonnés industriels ainsi que ceux domestiques vont en bénéficier. L’inconvénient est qu’on sera obligé d’utiliser un transformateur pour élever la tension générée par l’onduleur.
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2em cas : on analyse le déficit par secteur et on fait l’injection sur le réseau BT, donc dans chaque secteur, on aura une centrale solaire. L’avantage ici est qu’on pourra se passer d’un transformateur pour élever la tension générée par l’onduleur mais les inconvénients sont multiples. Le problème d’espace va se poser car dans les secteurs surtout à caractère urbain, il sera difficile de trouver d’espace. A ce problème, il faut aussi ajouter ceux de l’encombrement des centrales et de l’exclusion des abonnés industriels qui en réalité sont plus rentables pour la SBEE. Outre ces différents problèmes, on aura aussi une augmentation du nombre d’onduleur, de filtre, du régulateur solaire et des dispositifs de protection, ce qui aura pour conséquence, l’augmentation du coût d’installation.
Suite à l’analyse des deux cas, nous choisissons le 1er cas car il est le plus rentable en termes de coût d’installation et de rendement pour la SBEE.
• Choix du module PV
Le dimensionnement du champ PV est réalisé à partir du module « BLD200-30P » tiré de la base de données du logiciel PV/SYST. 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, le tableau 2 présente les caractéristiques du module choisi pour ces conditions météorologiques.
Tableau 2: Caractéristiques du module PV
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• Evaluation du nombre de modules PV
Pour évaluer le nombre de modules PV à utiliser, nous devons tenir compte de la puissance maximale générée par le module PV, de la puissance maximale à injecter au réseau et du rendement de conversion en puissance de l’onduleur solaire. Le rendement de conversion en puissance des onduleurs solaires actuels varie généralement entre 93 % et 98 %. Notons que plus le rendement est élevé, plus le coût de l’onduleur est élevé et moins, on utilise de modules PV. Le nombre de modules PV est donné par la relation :
Nm ≥ 0-23 _56
7×0-23 _-9 (5.1) où :
Pmax_AC : puissance maximale à injecter au réseau
Pmax_md : puissance maximale générée par le module PV r : rendement de conversion en puissance de l’onduleur D’après le cahier des charges : Pmax_AC = 3 MW
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• Calcul de la puissance produite par l’ensemble des champs PV
Le tableau 3 présente les caractéristiques du module PV choisi sous le
La puissance produite par l’ensemble des chaînes de modules PV connectées en parallèle est donnée par la relation :
P2max_DC = Ncp × P1max_DC (5.3) Ncp est le nombre de chaînes de modules PV connectées en parallèle
Ncp= 157
P2max_DC = 157 × 19,6 = 3077,2 kWc
Le tableau 3 présente le nombre de chaînes de modules PV utilisées pour constituer les six champs PV ainsi que la puissance produite.
Tableau 3 : Configuration des champ PV avec la puissance générée
Champ PV Nombre de chaînes de modules PV Puissance produite
Champ N°1 26 509,6 kWc
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Il en résulte que nous devons utiliser 15700 modules PV pour la constitution du champ PV.
4.4. Dimensionnement et choix du condensateur à l’entrée de l’onduleur Le condensateur est un élément très important dans le circuit à courant continu. Dans le cas présent, Il est utilisé pour améliorer la qualité de la tension de la source continue. La capacité de ce condensateur est déterminée par la relation [7] :
CDC = VDCmax ?τ
-23×F(VDCmaxVDCmin (5.4)
où : VDCmax : tension maximale générée par le champ PV
IDCmax : courant maximal généré par le champ PV VDCmin : tension minimale générée par le champ PV τ: constante de temps du condensateur
VDCmax = Ns × Vmp1 (5.5)
VDCmin = Ns × Vmp2 (5.6)
IDCmax = Ncp × Imp (5.7)
où :
Ns : nombre de modules PV en série
Ncp : nombre de chaînes de modules PV en parallèle Imp est le courant maximal débité par le module PV.
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Prenons respectivement 20°C et 40°C, la température à laquelle la tension (Vmp1) générée par le module PV est maximale et celle à laquelle la tension (Vmp2) générée est minimale.
Vmp1 ≈ 30 V ; Vmp2 ≈27 V ; Imp = 6,69 A ; Ns = 100 ; Ncp = 157.
Alors :
VDCmax = 100 × 30 = 3000 V VDCmin = 100 × 27 = 2700 V
IDCmax = 157× 6,69 = 1050,33 A
Prenons I = 1 ms CDC = J%%%?,
K%L%,JJ×F(MN%%J%%% = 3322,97 OP
Les caractéristiques du condensateur choisi sont présentées au tableau 4.
Tableau 4 : Caractéristiques du condensateur
Référence Capacité Tension maximale Courant maximal ondulé
VHDC4000-3200 4000 μF 3200 V 1060 A
4.5. Choix de l’onduleur solaire
Le réseau de la SBEE génère une tension à onde sinusoïdale, nous devons alors utiliser un onduleur de tension pour la conversion DC/AC. Pour le choix, il est recommandé que la puissance d’entrée maximale de l’onduleur soit supérieure ou égale à 1,25 fois la puissance maximale générée par le champ PV [7].
Pmax_onduleur (DC) ≥ 1,25× P2max_DC (5.8)
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où :
P2max_DC : puissance maximale générée par le champ PV P2max_DC = 3077,2 kWc
La puissance maximale d’entrée de l’onduleur doit être :
Pmax_onduleur (DC)≥ 1,25 × 3064,64 = 3846,5 kW
Les caractéristiques de l’onduleur choisi sont présentées au tableau 5.
Tableau 5 : Caractéristiques de l’onduleur
Modèle / Référence Sunny Tripower MPPT / HPC4M
Caractéristiques d'entrée (DC)
Courant de sortie maximal 2500 A
Facteur de puissance à la puissance assignée 1
Rendement de conversion en puissance 98 %
4.6. Dimensionnement et choix des composants du filtre LC
Le raccordement de la centrale PV au réseau est réalisé grâce au filtre LC. Le rôle du filtre LC est d'atténuer les harmoniques engendrés par l'onduleur.
• Dimensionnement et choix de l’inductance du filtre
L’ondulation (ΔI) du courant alternatif de l’onduleur est liée à la tension continue générée par le champ PV, à la fréquence de commutation de l’onduleur et à l’inductance de filtrage par la relation [7]:
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ΔI = U.VVDCmax
.WX (5.9) On déduit l’expression permettant de calculer l’inductance en fonction de
l'ondulation relative δ(IZ) du courant par la relation : Lf = ×VDCmax
U×V×[&(%)×]XX (5.10) I^VV: courant efficace de l’onduleur
fc : fréquence de commutation de l’onduleur Ueff : tension efficace de l’onduleur
Ueff = 380 V ; Ieff = 2500 A ; V_`abc = 3000 V
Prenons 5% pour l’ondulation relative du courant et 15 kHz pour la fréquence de commutation.
Lf = U×>×>×U>×: = 133,33 OH
Calculons la puissance nominale QL de l’inductance.
QL = √3× Lf × 2.π.f × I^VVU (5.11) f = 50 Hz : c’est la fréquence de l’onduleur.
QL = √3× 133,33.10?h × 100. i × (2500)2 = 453,44 kVAr
Les caractéristiques de l’inductance choisie sont présentées au tableau 6.
Tableau 6 : Caractéristiques de l’inductance du filtre
Tableau 6 : Caractéristiques de l’inductance du filtre