Etude de faisabilité technico-économique de la filière photovoltaïque raccordée réseau au Sénégal

Promotion de l’Electrification Rurale et de l’Approvisionnement Durable en

Combustibles Domestiques PERACOD

Etude de faisabilité technico-économique de la filière photovoltaïque raccordée réseau au Sénégal

République du Sénégal Ministère de l'Energie et des Mines

---

Direction de l'Energie

République Fédérale d’Allemagne Ministère Fédéral de la Coopération Economique

et du Développement

---

Deutsche Gesellschaft für Technische Zusammenarbeit

GTZ(GmbH)

Sommaire

Introduction ... 1 Contexte de l’étude... 2

I- Contexte mondial 2

II- Contexte Sénégalais 3

1ère partie : Analyse de programmes photovoltaïques raccordé réseau européens

Description des systèmes photovoltaïques raccordés réseau ... 1 I- Composition d’un système photovoltaïque 1

II- Configurations d’un générateur raccordé réseau 2 III- Schémas de raccordement des installations 4

Eléments de réussite d’un programme photovoltaïque raccordé réseau ... 7 I- Contexte Européen 7

II- 1er élément : Un système d’aide adéquat 8

III- 2ème élément : Un cadre réglementaire favorable au développement du photovoltaïque 11

2ème partie : Eléments technico-économiques pour la réalisation d’une analyse de faisabilité Sénégalaise

Technologies et architectures du photovoltaïque raccordé réseau ... 2 I- Technologie des modules photovoltaïques 2

II- Technologies de l’onduleur 3

III- Architectures photovoltaïques raccordées réseau 6

Gammes de puissances photovoltaïques retenues ... 9 I- Etude de dimensionnement 9

II- Etude de coûts des installations retenues 1 III- Gammes photovoltaïques retenues 4

Méthodologie employée pour l’analyse économique... 1 I- Hypothèses économiques de l’étude 1

II- Paramètres économiques utilisés 2

II- Détermination du coût de production du kWh photovoltaïque à long terme 4 III- Etude de la rentabilité des gammes photovoltaïques 5

3ème partie : Faisabilité d’un programme photovoltaïque raccordé réseau au Sénégal

Situation du photovoltaïque vis-à-vis des autres moyens de production sénégalais ... 1 I- Coûts de production du photovoltaïque raccordé 2

II- Remarques 2

La nécessité de soutiens financiers, mais quelle configuration adopter ? ... 4 I- Cas de la subvention 4

II- Cas du prêt bonifié 5

III- Solution privilégiée : Le prêt bonifié et le tarif de rachat compensatoire 6

La nécessité d’un cadre réglementaire précis ... 7 Etude de cas sénégalaise... 8

I- Hypothèses de l’étude de cas 8

II- Détermination des tarifs de rachats 10

III- Influence du taux d’intérêt sur le Temps de Retour 14

IV- Influence de la durée du tarif de rachat compensatoire sur le temps de retour 15 V- Financement des tarifs de rachat 16

Analyse critique et bilan de l’étude ...Fehler! Textmarke nicht definiert.

Table des figures

Contexte de l’étude

Figure 1 : Evolution de la production mondiale des cellules photovoltaïques en MWc/an ... 2

Figure 2 : Puissance installée des systèmes photovoltaïques, par segment de marché et par pays en 2001 ... 3

Figure 3 : Evolution du prix du module photovoltaïque ... 3

Figure 4 : Situation d’un parc de production sénégalais résolument thermique ... 4

Figure 5: Courbe de production photovoltaïque quotidienne et courbes de charge spécifiques ... 5

1ère partie : Analyse de programmes photovoltaïques raccordé réseau européens

Figure 7 : Principe de fonctionnement de la connexion sécurisée ... 3

Figure 8 : Principe de fonctionnement de la connexion pure... 4

Figure 9 : Schéma de raccordement « injection des excédents de production » ... 5

Figure 10 : Schéma de raccordement « injection de la totalité de la production» ... 5

Figure 11 : Tarifs de rachat pratiqués en Allemagne et en Espagne ... 10

Figure 12 : Comparaison des politiques allemande et française ... 12

Figure 13 : Technologies des modules photovoltaïques ... 2

2ème partie : Eléments technico-économiques pour la réalisation d’une analyse de faisabilité Sénégalaise

Figure 16 : Principe de fonctionnement de l’onduleur autonome Haute Fréquence... 5

Figure 17 : Architecture à un onduleur centralisé ... 7

Figure 18 : Architecture à plusieurs onduleurs centralisés... 7

Figure 19 : Architecture à onduleurs « string »... 7

Figure 20 : Architecture à onduleurs centralisés en « master/slave » ... 8

Figure 21: Comparaison des méthodes de dimensionnement ... 9

Figure 22 : Panel d’onduleurs adaptés à une puissance de 5 kWc... 14

Figure 23 : Choix de l’onduleur 5 kWc... 15

Figure 24 : Coût spécifique des installations photovoltaïques en fonction de la puissance développée ... 1

Figure 25 : Courbes de coûts du champ photovoltaïque ... 2

Figure 26 : Courbes de coûts des onduleurs... 2

Figure 27 : Analyse de coûts d’une installation de 5 kWc ... 3

Figure 28 : Comparaison de notre structure de coût avec la littérature photovoltaïque... 4

Figure 29 : Coûts spécifiques des gammes Basse Tension ... 4

Figure 30 : Coûts spécifiques des gammes Moyenne Tension ... 5

Figure 31 : Passage d’un cash-flow variable à un cash-flow constant (1) ... 3

Figure 32 : Passage d’un cash-flow variable à un cash-flow constant (2) ... 3

3ème partie : Faisabilité d’un programme photovoltaïque raccordé réseau au Sénégal

Figure 34 : Remarque sur les coûts de production calculés ... 3

Figure 35 : Cash-flow d’une installation de 5 MWc subventionnée à 71% ... 5

Figure 36 : Détermination du tarif de rachat pour la gamme de puissance inférieure à 5 kWc ... 10

Figure 37 : Détermination du tarif de rachat pour la gamme de puissance comprise entre 5 et 500 kWc ... 11

Figure 38 : Détermination du tarif de rachat pour la gamme de puissance comprise entre 500 kWc et 2 MWc ... 12

Figure 39 : Détermination du tarif de rachat pour la gamme de puissance comprise entre 2 et 5 MWc ... 13

Figure 40 : Influence du taux d’intérêt sur le temps de retour des gammes Basse Tension ... 14

Figure 41 : Influence du taux d’intérêt sur le temps de retour des gammes Moyenne Tension... 14

Figure 42 : Influence de la durée du tarif de rachat sur le temps de retour des gammes Basse Tension ... 15

Figure 43 : Influence de la durée du tarif de rachat sur le temps de retour des gammes Moyenne Tension ... 15

Introduction

Au jour d'aujourd'hui, le plus grand challenge de l'Afrique de l'Ouest est d'atteindre un taux de croissance lui permettant de faire face à cet épouvantable fléau que représente la pauvreté.

Depuis la fin des années 1970, les pays de la sous région ont donc essayé de mettre en place des plans d'ajustement engendrant des réformes dans les secteurs clé des pays.

L’accès à l'énergie des populations représentant un moteur fort de développement, le secteur de l'électricité n'y a pas échappé. Depuis les années 1990, la Côte d'Ivoire suivie par le Sénégal, le Mali, la Gambie et le Bénin ont donc entamé de grandes réformes : Le Sénégal a ainsi tenté de privatiser depuis 1998, la société d'Etat SENELEC (chargée de la production, du transport et de la distribution de l’énergie électrique sur tout le territoire de la république du Sénégal), ouvert son marché aux producteurs indépendants, mais aussi décidé de faire des énergies renouvelables, un générateur de développement du pays.

Ainsi, une Stratégie Nationale de Relance des Energies Renouvelables pour la Lutte contre la Pauvreté a été établie, identifiant des objectifs énergétiques clairs pour chaque filière renouvelable.

Plusieurs acteurs interviennent pour appuyer les propositions qui ont été faites. Le programme PERACOD (Promotion de l’Electrification Rurale et de l’Approvisionnement Durable en Combustibles Domestiques) en fait partie. Ce dernier intervient dans le domaine de l’énergie et de la foresterie au niveau des zones prioritaires de la coopération allemande. C’est un programme sectoriel de la coopération sénégalo-allemande agissant en tant que prestataire de service et mandaté par le BMZ (Ministère Fédéral de la Coopération Economique et du Développement). En même temps ce programme apporte une contribution au niveau national en tant qu’appui conseil au niveau des Directions de tutelles que sont la Direction de l’Energie (DE) et la Direction des Eaux et Forêts (DEFCCS), ainsi qu’au niveau de l’Agence Sénégalaise d’Electrification Rurale (ASER).

Le Programme comporte trois composantes, à savoir une composante « Planification Energétique Nationale », une composante « Combustibles Domestiques et Aménagement Participatif des Forêts » et une composante « Electrification Rurale », qui a été chargée de mener une étude de faisabilité sur la filière photovoltaïque raccordée réseau, étude qui est synthétisée dans ce document.

Cette étude a été réalisée sur 6 mois et se scinde en trois étapes :

• L’étape initiale, prévue sur une durée de 4 semaines, prévoyait d’étudier l’existant européen en matière de photovoltaïque raccordé réseau.

• La seconde étape, consistant à élaborer des gammes de puissance photovoltaïque était prévue sur 10 semaines.

• La troisième étape, consistant à analyser économiquement la solution photovoltaïque raccordée réseau était prévue sur 10 semaines.

Contexte de l’étude

L’idée d’une étude de la filière photovoltaïque raccordée réseau au Sénégal s’insère parfaitement dans une réalité mondiale mais aussi nationale :

• Au niveau mondial, le photovoltaïque fait désormais partie de ces technologies modernes et incontournables pour produire une électricité propre et respectueuse de l’environnement.

• Au niveau national, les autorités sénégalaises ont entamé de profondes réformes du secteur de l’énergie visant à assurer un développement pérenne du pays, au travers notamment d’un renforcement du rôle des Energies Renouvelables.

I- Contexte mondial

Depuis les années 1990, le photovoltaïque a connu une croissance très forte en raison de la volonté de certains états de prendre en compte l’épuisement des ressources fossiles et les problèmes environnementaux générés par les moyens de production conventionnels. Ainsi la production et l’installation de modules photovoltaïques ont été décuplées en une douzaine d’années :

Figure Figure Figure

Figure 111 : Evolution de la production 1: Evolution de la production : Evolution de la production mondiale des cellules photovoltaïques en MWc/an: Evolution de la production mondiale des cellules photovoltaïques en MWc/anmondiale des cellules photovoltaïques en MWc/an mondiale des cellules photovoltaïques en MWc/an

Cette croissance a été engendrée par l’octroi de soutiens financiers des gouvernements et la mise en place de lignes de production par des entreprises liées notamment au secteur pétrolier (BP et Shell). Ainsi, le segment des systèmes décentralisés raccordés réseau et intégrés dans les bâtiments a connu un développement relativement

important au regard des autres applications photovoltaïques, notamment au Japon, en Allemagne, en Suisse et aux Pays Bas :

Figure Figure Figure

Figure 2222 : Puissance installée des systèmes photovoltaïques, par segment de marché et par pays en : Puissance installée des systèmes photovoltaïques, par segment de marché et par pays en : Puissance installée des systèmes photovoltaïques, par segment de marché et par pays en : Puissance installée des systèmes photovoltaïques, par segment de marché et par pays en 20012001

20012001

Cet engouement pour le photovoltaïque dans les Pays Développés a permis, non seulement d’acquérir une maturité technologique (y compris pour les installations de grande puissance), mais aussi une baisse constante des coûts de production des modules, composant le plus onéreux d’une installation :

Figure Figure Figure Figure 3333 : Evolution du prix du module photovoltaïque: Evolution du prix du module photovoltaïque: Evolution du prix du module photovoltaïque: Evolution du prix du module photovoltaïque

Une dynamique photovoltaïque est donc en train de se créer un peu partout dans le monde. L’engouement et les engagements de certains gouvernements, la maturité technologique et la baisse des coûts de production qui sont généralement associées au développement d’une activité, laissent à penser que de plus en plus de pays privilégieront la solution photovoltaïque. Et le Sénégal, en raison de son contexte favorable ne devrait pas y échapper…

II- Contexte Sénégalais

De par sa législation, sa situation énergétique actuelle, son passé en matière d’expérience photovoltaïque et son ensoleillement, le Sénégal offre un cadre privilégié au développement de la filière raccordée réseau.

A- Du point de vue énergétique

Le Sénégal a longtemps bâti sa politique de développement énergétique sur la base de l’offre prépondérante de services d’énergie de tendance fossile. Son parc de production, réparti en 5 sites principaux est essentiellement thermique puisque composé à 26% de centrales à gaz, à 34% de centrales à vapeur et 25% de centrales diesel :

Centrales

Type de centrale

Puissance installée

(MW)

Puissance exploitable

(MW)

Diesel 10 8

Vapeur 51.2 32

Bel Air 1

Turbine à Gaz

36.5 32

Vapeur 87.5 82

Diesel 59 56

Cap des Biches III

Turbine à Gaz

60.5 53

Kahone Diesel 14 12

Saint- Louis

Diesel 6 5

GTI Turbine à Gaz

36.5 32

Total 361.2 312 Répartition des équipements selon les sites

2%

4%

22%

57%

15% GTI

Saint Louis Kahone Bel Air Cap des Biches Structure d'équipement de production

15%

25%

34%

26% Tubine à gaz

Cycle combiné GTI Diesel

Vapeur

Figure Figure Figure

Figure 444 : Situation d’un parc de production sénégalais résolument th4: Situation d’un parc de production sénégalais résolument th: Situation d’un parc de production sénégalais résolument thermique: Situation d’un parc de production sénégalais résolument thermiqueermique ermique

Cette politique de développement, quoique résolument économique, n’est pas viable à long et même moyen terme puisque :

• Elle accroît la dépendance énergétique du Sénégal qui doit augmenter ses importations d’hydrocarbures.

• Elle a un impact négatif sur toute l’économie Sénégalaise à cause de la hausse permanente du prix des hydrocarbures.

• Elle ne résout pas les problèmes de pics de consommation, intervenant généralement les après-midi d’été très chauds…

L’intérêt du photovoltaïque d’un point de vue énergétique se fait donc sentir au Sénégal, notamment si l’on considère que l’ensoleillement est une matière première au même titre que le pétrole ou le gaz naturel :

• Pour un gestionnaire de réseau, le photovoltaïque permet en effet de diversifier sa production d’électricité, de mettre en avant un bilan écologique favorable ou encore de lisser les pics de consommation en journée puisquela courbe de production photovoltaïque coïncide aux courbes de consommation d’un immeuble de bureaux, ou d’une climatisation :

Figure Figure Figure

Figure 5555: Courbe de production photovoltaïque quotidienne et courbes de charge spécifiques: Courbe de production photovoltaïque quotidienne et courbes de charge spécifiques: Courbe de production photovoltaïque quotidienne et courbes de charge spécifiques: Courbe de production photovoltaïque quotidienne et courbes de charge spécifiques¹¹¹¹

• Pour un producteur, la connexion d’une installation photovoltaïque permet de diminuer une facture électrique ou de générer des revenus. Dans une optique plus fine, on peut aussi envisager que le photovoltaïque combatte en partie les problèmes de pauvreté et de croissance économique que le gouvernement sénégalais s’est engagé de résoudre, puisqu’une installation pourrait engendrer des retombées financières et économiques à une collectivité ou un particulier.

B- Du point de vue des acquis

En raison d’une situation géographique lui faisant bénéficier d’un ensoleillement important de 3000 heures par an et d’une énergie totale moyenne égale à 5,7 kWh/m²/jour, le Sénégal a tout intérêt de poursuivre les «tentatives»

(certes entrecoupées d’échecs) qu’il a entreprises depuis les années 1980 en matière de photovoltaïque autonome. A ce jour, quelques 2MWc de puissance crête ont été installés dont :

• Une dizaine de centrales solaires pour une puissance cumulée de 250 kWc.

• 10000 systèmes photovoltaïques familiaux pour électrifier notamment les îles du Saloum.

Cependant, tous ces projets réalisés sans réelle harmonisation et cadre précis, n’ont jamais su faire jouer pleinement au photovoltaïque son rôle de développement économique et social du pays…

C- Du point de vue législatif

Le Sénégal se trouve dans une phase transitoire de développement du secteur de l’énergie. Depuis 1998, les autorités ont en effet entamé de profondes réformes visant à assurer un développement pérenne du pays.

La loi 98-29 du 14 Avril 1998 a donc vu le jour. Cette Loi a pour objet de garantir un approvisionnement électrique au moindre coût et d’assurer l’accès à l’électricité des populations rurales. Elle propose les mesures suivantes :

• La privatisation de la SENELEC, autrefois entreprise d’état mais bientôt écartée de son monopole d’achat et de transport de l’électricité. Elle sera en effet cantonnée à la production et la gestion des lignes électriques.

• L’ouverture du marché aux initiatives privées pour la production, la distribution et la vente d’électricité.

• L’obtention d'une permission du Ministre de l'Énergie pour réaliser une activité de production, de transport ou de distribution dans le secteur électrique excédant une puissance de 50 kW, exception faite des installations militaires, des centrales nucléaires et des oeuvres de production réalisées dans le cadre d'accords entre États.

• La création de la Commission de Régulation du Secteur de l’Electricité (CRSE), chargée de la régulation des activités de production, de transport, de distribution et de vente d’énergie électrique. Elle a pour objectif de promouvoir le développement rationnel de l’offre d’énergie électrique, veiller à l’équilibre économique et

1 Source ADEME.

financier du secteur de l’électricité, promouvoir la concurrence et la participation du secteur privé en matière de production, de transport, de distribution et de vente d’énergie électrique.

• La création de l’Agence Sénégalaise d’Electrification Rurale (ASER), chargée de promouvoir et d’administrer l’électrification rurale sénégalaise. Elle a pour objectif de stimuler la demande et l’offre de service en matière d’électrification rurale par l’intermédiaire de campagnes d’informations, de services financiers et d’ingénierie, de montage juridique, de maîtrise d’ouvrage.

Parallèlement à cette loi, une stratégie de relance des énergies renouvelables a été établie : Un premier document, dont l’objectif global est de faire de ces dernières des alternatives viables pour combattre la pauvreté, a été rédigé². Il dresse un état des lieux de chaque filière renouvelable avant de fixer les objectifs à atteindre. Le photovoltaïque raccordé réseau est concerné puisqu’un programme visant à installer 10 MWc d’équipements sur 10 ans est envisagé.

Dans un contexte évolutif, où l’implication des producteurs indépendants et des énergies renouvelables est énoncée, un développement de la filière photovoltaïque raccordé réseau parait tout à fait concevable…

2 Document intitulé « Stratégie nationale de développement des Energies Renouvelables pour la lutte contre la pauvreté »

1 ^ère partie : Analyse de programmes photovoltaïques raccordés réseau

européens

L’analyse de l’existant européen en matière de photovoltaïque raccordé réseau, fut la première étape de notre étude de faisabilité. Elle nous a semblé nécessaire pour appréhender le principe de fonctionnement, les spécificités et contraintes d’une installation, et essentielle pour retirer les idées fortes et les causes de succès d’un programme de développement.

Dans cette partie, nous avons donc essayé d’établir un état des lieux des dispositions techniques, législatives et financières du photovoltaïque raccordé réseau :

• Dans un premier temps, une description des systèmes photovoltaïques raccordés réseau a été réalisée.

• Dans un second, une analyse des éléments de réussite d’un programme photovoltaïque a été menée.

Description des systèmes photovoltaïques raccordés réseau

Même s’il n’existe pas encore de réglementation et de norme standard, le photovoltaïque raccordé réseau doit respecter certains principes. Les différents retours d’expérience européens (et même mondiaux d’ailleurs) ont en effet permis de dégager une composition, des configurations et des schémas de raccordement communs, qu’il est nécessaire de connaître pour comprendre l’intérêt du photovoltaïque raccordé…

I- Composition d’un système photovoltaïque

D’une manière très simple, un générateur photovoltaïque raccordé réseau comprend les éléments suivants :

Figure Figure Figure Figure 6666 : Composition d’un système photovoltaïque raccordé réseau: Composition d’un système photovoltaïque raccordé réseau: Composition d’un système photovoltaïque raccordé réseau: Composition d’un système photovoltaïque raccordé réseau

A- Premier élément : Le module photovoltaïque

Les modules photovoltaïques sont composés d’un ensemble de cellules mises en série, réalisant la conversion proprement dite de la lumière du soleil en électricité. Ils sont eux-mêmes associés en série et parallèle pour former un champ photovoltaïque d’une puissance crête Pc définie selon des conditions spécifiques d’éclairement, de température et de spectre solaire (1000W/m², 25°C et AM 1.5).

Une grande proportion de modules est issue d’un composant de base, le silicium, de composition cristalline. Les capteurs les plus utilisés actuellement sont des panneaux rectangulaires de quelques centimètres d'épaisseur, pesant quelques kilos et d'une surface comprise entre 0.5 et 3m².

Des organes de sécurité protégeant le

réseau électrique, les

personnes et l’installation

solaire Un ensemble de

modules photovoltaïques

assurant la conversion de l’énergie solaire

en énergie électrique

Un ensemble onduleur transformant

l’énergie photovoltaïque en

courant alternatif

≈

= Un dispositif

de comptage mesurant l’énergie injectée et soutirée au

réseau

B- Deuxième élément: L’onduleur

Le rôle de l’onduleur est de transformer le courant continu fourni par le champ photovoltaïque en un courant alternatif ayant toutes les caractéristiques du courant alternatif fourni par le réseau électrique.

L’onduleur est un appareil électronique de haute technologie, géré par microprocesseur, garantissant que le courant produit répond exactement aux normes fixées par les compagnies d'électricité ou les autorités compétentes. Il se présente sous la forme d'un boîtier métallique, muni d'un radiateur.

C- Troisième élément : Organes de sécurité et de raccordement

Les organes de sécurité et de raccordement assurent des fonctions de protection vis-à-vis de l’utilisateur, de l’installation photovoltaïque et du réseau. Elles se déclinent sous 3 formes :

• La protection de découplage dont l’objectif est de ne pas laisser sous tension un ouvrage en défaut. Elle permet ainsi de déconnecter l’installation photovoltaïque du réseau électrique lorsqu’un problème technique survient.

• La protection contre la foudre dont l’objectif est de protéger autant que possible le générateur photovoltaïque des impacts directs (impacts sur la construction) et induits (impacts au sol, surtension véhiculée par le réseau électrique) de la foudre.

• La mise à la terre dont l’objectif est de protéger les personnes et les équipements, d’accroître la fiabilité des équipements et de réduire les risques de détérioration en cas de foudre.

D- Quatrième élément : Le comptage de l’énergie injectée et soutirée au réseau

L’un des principes du photovoltaïque raccordé étant de soutirer et de revendre l’électricité au réseau de distribution, un comptage de l’énergie injectée et soutirée doit être réalisé. Ce comptage s’effectue par l’intermédiaire d’au moins deux compteurs, l’un situé aux bornes aval du disjoncteur, l’autre au point de livraison, c’est-à-dire en entrée du réseau.

II- Configurations d’un générateur raccordé réseau

Suivant l’effet recherché, le générateur photovoltaïque raccordé réseau se décline selon deux variantes :

• La première, l’installation de connexion sécurisée permet à la fois une production directe mais aussi autonome d’énergie. Elle fournit ainsi de l’électricité au producteur en toute occasion par l’intermédiaire d’un parc de stockage et permet d’injecter sur le réseau de distribution une partie ou l’intégralité de sa production tant que celui-ci n’est pas défaillant.

• La deuxième, l’installation de connexion pure, permet une production d’énergie « au fil du soleil ». Elle fournit ainsi de l’électricité au producteur et/ou au réseau de distribution durant la journée, tant que ce dernier n’est pas défaillant.

A- Principe de fonctionnement de l’installation de connexion sécurisée

La variante avec générateur de sécurisation a pour objet, en l’absence du réseau électrique, d’utiliser à la fois l’énergie emmagasinée dans des batteries et celle fournie par les panneaux photovoltaïques pour alimenter des usages prioritaires d’une installation.

Cette solution permet d’utiliser au maximum l’énergie fournie par le champ photovoltaïque en assurant, en cas de défaillance du réseau, une alimentation instantanée d’appareils secourus :

En présence du réseau électrique, l’énergie fournie par le champ photovoltaïque maintient en charge la batterie via un régulateur.

L’excédent d’énergie photovoltaïque fourni est converti en énergie alternative 230 V par un onduleur synchrone, pour être consommée par le producteur, ou réinjectée sur le réseau.

Cette injection est possible tant que le réseau reste dans la plage de tolérance de tension et fréquence préfixée au niveau de l’onduleur.

En cas de défaillance du réseau électrique, les circuits non secourus ne sont plus alimentés.

L’onduleur s’arrête de fonctionner en mode synchrone et bascule instantanément en mode autonome.

Les circuits secourus sont basculés automatiquement sur la sortie de l’onduleur autonome. En conséquence, le système devient complètement autonome : Les appareils connectés sur les circuits secourus sont alimentés par l’onduleur convertissant l’énergie fournie par le panneau solaire et la batterie en énergie alternative 230 V.

Au retour de la tension du réseau, les circuits non secourus et secourus sont alimentés instantanément par le réseau de distribution.

L’onduleur continue de fonctionner en mode autonome pendant quelques minutes pour ensuite basculer en mode synchrone…

Figure Figure Figure

Figure 7777 : Principe de fonctionnemen: Principe de fonctionnemen: Principe de fonctionnemen: Principe de fonctionnement de la connexion sécuriséet de la connexion sécuriséet de la connexion sécuriséet de la connexion sécurisée

B- Principe de fonctionnement de l’installation de connexion pure

Réseau électrique

Réseau électrique

Le générateur dit de connexion pure a pour objet, en présence du réseau électrique, de produire une électricité consommée par le propriétaire, ou revendue au réseau de distribution.

Cette solution permet d’utiliser l’énergie fournie par le champ photovoltaïque tant qu’il n’y a pas de défaillance du réseau :

En présence du réseau électrique, l’onduleur convertit l’énergie fournie par le champ solaire en énergie alternative 230 V.

Cette énergie est soit consommée par le producteur, soit injectée sur le réseau électrique, tant que ce dernier reste dans une plage de tolérance de tension et de fréquence préfixée.

En cas de défaillance du réseau électrique, l’onduleur s’arrête de fonctionner.

L’énergie produite par le champ photovoltaïque n’est donc plus transformée en énergie alternative, et n’est pas utilisable par le producteur.

Au retour de la tension du réseau, les charges sont alimentées instantanément par le réseau de distribution. L’onduleur bascule ensuite en mode synchrone pour réinjecter l’énergie photovoltaïque fournie au réseau.

Figure Figure Figure Figure 8888 : : : : Principe de fonctionnement de la connexion purePrincipe de fonctionnement de la connexion purePrincipe de fonctionnement de la connexion purePrincipe de fonctionnement de la connexion pure

III- Schémas de raccordement des installations

En Europe, il existe deux schémas de raccordement pour les installations photovoltaïques :

• Le premier, utilisé dans le cadre de l’injection des excédents de production, permet de consommer une partie de la production photovoltaïque et revendre le surplus au réseau de distribution.

• Le deuxième, utilisé dans le cadre de l’injection de la totalité de la production, consiste à revendre la totalité de la production photovoltaïque au réseau de distribution.

A- Cas de l’injection des excédents de production

Dans le cas de l’injection des excédents de production, le générateur de production photovoltaïque est raccordé à la fois sur l’installation intérieure et sur le réseau Basse Tension.

Comme le client consomme une partie de sa production et soutire une partie de sa consommation, une installation doit être équipée de deux compteurs électroniques installés « tête bêche »:

Réseau électrique

Réseau électrique

MPPT

MPPT

Figure Figure Figure Figure 9999 : : : : Schéma de raccordement «Schéma de raccordement «Schéma de raccordement «Schéma de raccordement « injection des excédents de productioninjection des excédents de productioninjection des excédents de production »»»» injection des excédents de production

B- Cas de l’injection de la totalité de la production

Dans le cas de l’injection de la totalité de la production, le générateur photovoltaïque est raccordé au réseau par l’intermédiaire d’un point de livraison « production » distinct du point de livraison « consommation » utilisé pour les besoins en soutirage du producteur.

Cette dissociation entre le point de livraison « consommation » et le point de livraison

« production » conduit à étoiler le branchement en deux :

Figure Figure Figure Figure 10101010 : Schéma de raccordement «: Schéma de raccordement «: Schéma de raccordement «: Schéma de raccordement « injection de la totalité de la production»injection de la totalité de la production»injection de la totalité de la production» injection de la totalité de la production»

Un compteur de soutirage mesure le solde « Consommation – Production »

soutirée au réseau.

Un compteur d’injection mesure le solde

« Production - Consommation » injectée au réseau.

A chaque moment, un seul compteur mesure : C’est celui pour lequel le sens du

solde entre lesénergies consommées et produitesdans l’installation correspond à son câblage. Ce principe exclut l’utilisation

de compteurs réversibles et de compteurs électromécaniques car quelque soit le sens de transit de l’énergie, aucun des compteurs

ne doit décompter.

De l’autre côté, un branchement

« consommation » comporte un seul compteur. Le type de compteur, électromécanique ou électronique est alors

indifférent.

D’un côté, un branchement

« production » comporte deux compteurs électroniques montés tête- bêche:

- un compteur câblé pour enregistrer l’énergie injectée sur le réseau.

- un compteur de non consommation pour enregistrer l’énergie éventuellement consommée par l’onduleur.

Réseau

Réseau

Configuration étudiée dans le cadre de notre étude

Dans le cadre de notre étude, nous avons privilégié la solution de la connexion pure injectant la totalité de la production photovoltaïque car :

• La solution de la connexion sécurisée est réservée à des applications très précises et marginales, demandant un niveau élevé de fourniture électrique (circuit de surveillance,

circuit de sécurité, hôpitaux…)

• Elle représente, comme nous allons le voir dans la suite de ce document la solution la plus rentable.

Eléments de réussite d’un programme photovoltaïque raccordé réseau

Par la diversité de ses programmes, l’Europe fait office de référence en matière de photovoltaïque raccordé réseau. Que ce soit avec l’Allemagne, et son parc de près de 800 MWc, ou avec la France, qui atteint péniblement les 9 MWc, l’Europe dispose d’une expérience riche en enseignements qu’il est important de prendre en compte dans l’espoir de dégager les éléments de réussite d’un programme photovoltaïque…

I- Contexte Européen

Le développement du photovoltaïque raccordé réseau en Europe trouve son origine dans la promulgation de directives européennes et de lois nationales. Ces dernières font suite à des années de discussions, débats, pourparlers, interrogations qui ont finalement abouti à la rédaction de documents officiels, sans lesquels le photovoltaïque ne connaîtrait pas cet essor.

A- L’ouverture des marchés

Le 25 novembre 2002, l’Union Européenne a adopté à l’unanimité une directive concernant l’ouverture totale à la concurrence des marchés européens de l’électricité.

Cette directive prévoit l’ouverture des marchés de l’énergie à partir de 2004 pour les entreprises et en 2007 pour les particuliers. Elle a pour but affiché de :

• Renforcer la compétitivité des entreprises européennes.

• Séparer juridiquement les entreprises produisant l’électricité et les distributeurs.

• Mettre en place des gestionnaires de réseaux indépendants.

Cette directive laisse donc le choix aux producteurs d’investir ou non dans les Energies Renouvelables…

B- La promotion des énergies renouvelables

Suite au sommet de Kyoto, l’Union Européenne a émis le 27 septembre 2001 une directive (Directive 2001/77/CE) relative à la promotion de l'électricité produite à partir de sources d'énergie renouvelables.

Cette directive a le mérite d’avoir traduit les objectifs du Livre Blanc de 1997 en efforts concrets : L’implantation de 1.000.000 de systèmes photovoltaïques équivalents à 1 kWc dont 650.000 en Europe et 350.000 dans les Pays En Développement. Elle invite chaque Etat membre à fixer des objectifs nationaux et établir un cadre favorable au développement du photovoltaïque mais aussi des autres sources d’énergie renouvelables. Différents projets, ont donc vu le jour, mettant en place différents cadres et régimes de soutien.

Un premier bilan peut d’ailleurs être dressé quant à la réussite ou non d’un programme photovoltaïque : Un régime de soutien approprié et une réglementation claire semblent être les deux éléments clé à instaurer.

II- 1

élément : Un système d’aide adéquat

Le premier élément de réussite d’un programme photovoltaïque est la mise en place d’un régime d’aide adéquat permettant à la fois de lever la barrière de l’investissement et de rendre le photovoltaïque rentable aux yeux des investisseurs. Pour cela différents mécanismes de soutien sont proposés, parmi lesquels :

• Les aides à l’investissement.

• Les exonérations ou réductions fiscales.

• Le soutien direct des prix.

A- Les aides à l’investissement

Les systèmes d’aide à l’investissement ont pour but d’aider l’investisseur à financer les coûts souvent élevés d’une installation photovoltaïque. Ils se déclinent sous la forme de subventions directes ou de prêts à taux préférentiels aussi connus sous le nom de « prêts verts »

La subvention directe

La subvention directe, bien que relativement sûre du point de vue de l’investisseur, possède de nombreux inconvénients :

• Elle fait directement ou indirectement appel au budget de l’Etat.

• Elle revêt souvent un caractère non transparent, voire discriminatoire, ne serait-ce que par une inégalité des aides proposées selon les régions.

• Elle n’offre pas toujours aux opérateurs une visibilité suffisante pour assumer les risques, faute de politiques publiques stables.

• Elle donne de « mauvaises habitudes » aux opérateurs, qui risquent de se consacrer plus à la recherche de subventions qu’à leur métier proprement dit.

Même si elle ne doit pas être rejetée définitivement en bloc, la subvention directe ne peut donc jouer qu’un rôle temporaire dans le développement d’un marché, notamment au moment de son ouverture et de son lancement.

Le prêt vert

Le prêt vert constitue une autre alternative pour aider au financement d’une installation photovoltaïque. Il se distingue d’un prêt ordinaire dans la mesure où le taux d’intérêt et la durée de remboursement proposés aux investisseurs photovoltaïques sont avantageux : Dans le cas de l’Allemagne, l’Etat accorde aux investisseurs photovoltaïques, des prêts (disponibles auprès de banques de développement) remboursables sur 10 ou 20 ans et disposant d’une subvention sur le taux d’intérêt commercial de 4.5%³.

3 Le taux d’intérêt net se situe alors autour des 2% et peut par conséquent être réduit à zéro si le taux d’intérêt descend sous la barre des 4.5%.

Le gros avantage de ce mode de financement est qu’il pèse moins sur le budget d’un Etat puisque l’argent prêté provient d’une taxe sur les hydrocarbures et pourra être réinvesti une fois le prêt remboursé…

B- Les exonérations ou réductions fiscales

Les exonérations ou réductions fiscales sont en principe moins discriminatoires que les aides à l’investissement, mais elles ont tout de même un effet direct sur le budget de l’Etat.

Afin de renforcer leur « effet-levier », souvent très faible en faveur des installations photovoltaïques puisque la barrière de l’investissement est toujours présente, elle doivent faire partie d’un ensemble cohérent de dispositifs fiscaux s’appliquant à toutes les formes d’énergies (écotaxe, pollutaxe).

C- Le soutien direct des prix

Dans le cadre des régimes de soutien direct des prix, les producteurs d'électricité photovoltaïque perçoivent, sur la base d’une réglementation nationale, une aide financière directe ou indirecte sous forme d’une subvention par kWh fourni et vendu. On recense actuellement deux grandes catégories de mécanismes :

• Les systèmes de quotas.

• Les systèmes de prix fixes ou tarifs de rachat.

Les systèmes de quotas

Les systèmes de quotas, appliqués notamment au Royaume-Uni, en Irlande et aux Pays- Bas, s'appuient sur la fixation par la concurrence entre producteurs d'électricité, d’un prix du kWh.

L’opérateur se voit ainsi indemnisé pour chaque kWh photovoltaïque produit suivant le système de certificats verts ou d’appels d’offre :

• Dans un régime de certificats verts, l'électricité photovoltaïque est vendue au prix du marché. Pour financer le surcoût permettant d’obtenir une bonne rentabilité, les producteurs photovoltaïques mettent des certificats à disposition des consommateurs et autres producteurs, qui ont l’obligation d'acheter un quota correspondant à un pourcentage fixe de leur consommation / production d'électricité. Les acheteurs, souhaitant acquérir ces certificats au prix le plus favorable possible, développent ainsi un marché secondaire sur lequel les producteurs photovoltaïques sont en concurrence les uns avec les autres pour la vente de certificats.

• Dans un régime d’appels d’offre, l'Etat lance une série d'appels sur un besoin en énergie photovoltaïque. Les opérateurs intéressés montent un projet en proposant un prix de rachat du kWh, le projet sélectionné faisant ensuite l’objet d’un contrat au prix issu de l'offre.

La majorité des analystes pensent que le régime des appels d’offre n’est pas un régime viable en raison de l’esprit de concurrence malsaine qu’il génère (les monteurs de projets cherchent plus souvent à proposer des solutions économiques que des solutions techniquement performantes).

Elle s’accorde plus sur le fait que le régime des certificats verts soit le « système de demain » de l’Union Européenne, car il représente un compromis équilibré entre l’intervention publique et les

mécanismes de marché. Seulement, la mise en place des certificats verts demande le respect de certaines conditions qui sont loin d’être remplies :

• Un degré important d’ouverture à la concurrence permettant de créer un véritable marché des certificats.

• Une fixation de quotas obligatoires photovoltaïques, assortis de sanctions en cas de non- respect.

• Un système de certification et de contrôle des échanges de certificat fiable, indépendant des producteurs et compatible d’un Etat à l’autre.

• Un renforcement de la capacité d’expertise de l’Etat ou du régulateur pour la fixation et le contrôle d’objectifs qui doivent être cohérents avec l’état de l’art des technologies à un moment donné.

Les systèmes de prix fixes ou tarifs de rachat compensatoires

Le système des tarifs de rachat compensatoires fonctionne actuellement dans plusieurs pays de l'Union Européenne et notamment en Allemagne et en Espagne. Il se caractérise par un remboursement élevé (effectué par les distributeurs d’électricité) du kWh photovoltaïque injecté sur le réseau électrique, selon un tarif et une durée fixés par les Etats :

• En Allemagne, le tarif de rachat est d’environ 0,55 euro/kWh pour une durée de 20 ans :

Puissance <30kWc Puissance >30kWc

Installations au sol 45.70 c€ / kWh 45.70 c€ / kWh

Toit 57.40 c€ / kWh 55.00 c€ / kWh

Façade 62.40 c€ / kWh 60.00 c€ / kWh

• En Espagne, le tarif de rachat proposé également sur 20 ans, est composé d’un « bonus écologique » en plus du tarif de rachat pratiqué pour tout producteur (révisé tous les 4 ans) :

Puissance <5kWc Puissance >5kWc

Bonus écologique 36 c€ / kWh 18 c€ / kWh

Tarif de rachat 36 c€ + 4c€ / kWh 18 c€ + 4c€ / kWh

Figure

Figure Figure

Figure 11111111 : : : : Tarifs de rachat pratiqués en Allemagne et en EspagneTarifs de rachat pratiqués en Allemagne et en EspagneTarifs de rachat pratiqués en Allemagne et en EspagneTarifs de rachat pratiqués en Allemagne et en Espagne

Il est important de souligner que les tarifs de rachat ne sont pas financés par des apports publics, mais par l’intermédiaire d’un prélèvement sur chaque facture d’électricité. Un tel mécanisme de financement évite donc toute subvention du secteur public et n’exige aucun effort financier de la part des producteurs et distributeurs.

Tarif de rachat conventionnel

Système d’aide adéquat

Parmi les trois systèmes d’aides que nous venons de présenter, l’aide à l’investissement et le soutien direct des prix semblent être les mécanismes à même de

pouvoir garantir un développement du photovoltaïque :

• L’aide à l’investissement reste et (restera sûrement) primordiale pour lever la barrière de l’investissement photovoltaïque.

• En parallèle, le soutien direct des prix garantit aux producteurs une bonne rentabilité. La mise en place d’un marché des certificats verts constitue l’hypothèse

la plus séduisante à moyen/long terme, puisqu’elle permet la création d’un marché favorisant la concurrence et les interactions entre pays. Mais à court terme, le tarif de rachat compensatoire parait être le seul système approprié permettant d’attirer

l’investisseur.

Les systèmes d’appels d’offre paraissent réservés à des cas très particuliers et en quantité limitée. Les réductions fiscales sont appréciables mais ne peuvent à elles

seules garantir un développement du photovoltaïque.

III- 2

élément : Un cadre réglementaire favorable au développement du photovoltaïque

Le deuxième élément de réussite d’un programme photovoltaïque est d’établir un cadre réglementaire clair et précis laissant aux producteurs une visibilité suffisante pour assumer les risques liés à l’investissement d’une

installation photovoltaïque. L’Allemagne l’a très bien compris : Elle a adopté le 1^er Avril 2000, une loi sur la priorité des Energies Renouvelables (Loi Erneuerbare-Energien-Gesetz⁴) consistant à :

• Garantir un prix élevé de remboursement du kWh photovoltaïque produit sur une période de 20 ans.

• Introduire au-delà de cette période une dégressivité progressive et modulable en fonction des résultats effectifs de production, de telle sorte que, dans tous les cas, le risque financier lié à la durée d’amortissement soit raisonnable pour les investisseurs.

• Actualiser à la baisse le prix de départ des nouveaux contrats afin de tenir compte des progrès technologiques des installations photovoltaïques.

• Raccorder prioritairement au réseau électrique les installations photovoltaïques.

• Simplifier les procédures d’installations pour éviter la complexité et la lourdeur des procédures administratives, le manque de coordination entre les administrations concernées, l’absence ou la lourdeur des voies de recours en cas de difficultés…

Le succès de cette loi a été si important que d’autres pays comme l’Espagne ont mis en place des lois équivalentes. Les chiffres sont d’ailleurs nettement en faveur d’un tel cadre réglementaire, comme en témoigne le tableau suivant :

4 Visible en Annexe E-1.

Pays

Prix d’achat kWh

(c€ / kWh) Aides à l’investissement

Puissance installée à la fin 2004

France 15

- Crédit d’impôt de 40%

- Subventions à l’investissement 9 MWc

Allemagne 50

-Prêts bonifiés

- Subventions de certaines régions - Loi EEG

360 MWc

Figure Figure Figure 12Figure 1212 : Comparaison des politiques allemande et française12: Comparaison des politiques allemande et française: Comparaison des politiques allemande et française: Comparaison des politiques allemande et française

2 ^ème partie :

Eléments technico-économiques pour la réalisation d’une analyse de faisabilité

Sénégalaise

Dans le cadre d’une étude de faisabilité du photovoltaïque raccordé réseau, trois aspects paraissent pertinents à examiner :

• Le premier, l’aspect réglementaire, vise à étudier le cadre réglementaire actuel, la concordance entre le projet et ce cadre, et si nécessaire les dispositions et les aménagements à mettre en œuvre pour la réussite de l’entreprise.

• Le second, l’aspect technique, consiste, à travers des études de dimensionnement et de coûts, à définir des gammes de puissance photovoltaïques pour la réalisation de projets raccordés réseau.

• Le troisième, l’aspect économique, permet d’étudier la rentabilité des projets photovoltaïques.

Au début de ce document, nous avons entrevu que le contexte Sénégalais était favorable à l’implantation du photovoltaïque raccordé réseau, de par un ensoleillement important mais aussi de par une législation appropriée puisqu’une stratégie de relance des énergies renouvelables a été proposée. Il reste donc à étudier plus profondément les aspects technico-économiques et les orientations à adopter pour assurer un développement de la filière. Phase que nous allons entamer dans cette partie en énonçant:

• Les technologies à privilégier pour le photovoltaïque raccordé réseau.

• Les gammes de puissance photovoltaïques que nous avons retenues pour notre étude.

• Les éléments d’analyse économique considérés dans notre étude de faisabilité.

Technologies et architectures du photovoltaïque raccordé réseau

La connexion d’un générateur photovoltaïque au réseau électrique ne peut être réalisée sans se conformer aux normes en vigueur et aux meilleures pratiques de l’état de l’art. Une installation doit en effet :

• Remplir les conditions techniques de raccordement au réseau électrique par la mise en place de dispositifs de protection, de découplage, de sectionnement et de comptage standardisés et reconnus.

• Ne pas perturber le comportement du réseau électrique.

• Fournir une énergie de qualité par l’utilisation de composants et d’une architecture photovoltaïque adaptés aux contexte et besoins locaux.

Dans le cadre de notre analyse, notre intérêt s’est porté sur l’étude des composants et des configurations du photovoltaïque raccordé réseau. Un référentiel réglementaire et normatif est également disponible en Annexe D, répertoriant les conditions techniques et les normes à respecter lors d’une connexion au réseau électrique.

I- Technologie des modules photovoltaïques

Il existe plusieurs technologies de modules, dont deux actuellement très bien appropriées pour les installations connectées réseau : les siliciums mono et poly-cristallins.

Type de cellules Rendement des cellules solaires Domaines d’application théorique En laboratoire commercialisées

Silicium monocristallin

27% 24,7% 14 à 16% Modules de grandes dimensions espace (satellite)

Silicium multi

cristallin 27% 19,8% 12 à 14% Modules de grandes dimensions

Arséniure de

Gallium(GaAS) 25% 13% 6 à 8% Systèmes de concentrateur,

espace Silicium amorphe(A-

Si) 25% 13% 6 à 8% Appareil faible puissance,

production embarquée Sélénium de cuivre

Indium-Gallium (GLGS)

27,5% 18,2% 10 à 12 %

Appareils de faible puissance, module de grandes dimensions Tellure de Cadmium

(CdTe) 28,5% 16% 8% Modules de grandes dimensions

Silicium cristallin en

couche mince 27% 16,4% 9 à 11 %

Figure 13 : Technologies des modules photovoltaïques

Les cellules mono et poly-cristallines sont à ce jour très employées dans le domaine photovoltaïque car elles offrent un rapport « rendements de

conversion/ prix » acceptable.

Mais compte tenu des progrès observés sur les modules de couches

minces, les silicium amorphe, séleniure de cuivre et autres, auront

vraisemblablement un rôle non négligeable à jouer dans l’avenir du

photovoltaïque.

II- Technologies de l’onduleur

Dans les applications photovoltaïques raccordées réseau, deux types d’onduleurs sont utilisés, chacun se distinguant selon son mode de fonctionnement, sa technologie d’électronique de puissance, ses spécificités techniques, et son coût.

A- Premier type : L’onduleur assisté

L’onduleur assisté possède la particularité de ne fonctionner qu’en présence du réseau. Il fait appel à la technologie thyristor, ce qui le rend bon marché et robuste, mais ne lui permet pas de générer un signal de grande qualité.

Principe de fonctionnement :

L’onduleur à thyristor est piloté par le réseau électrique : Les commutateurs⁵ qui le composent, s’enclenchent et se déclenchent seulement lorsque la sinusoïde du réseau passe par 0, ce qui permet d’obtenir un signal rectangulaire (ou trapézoïdal) déphasé contenant beaucoup d’harmoniques. La connexion au réseau est effectuée à travers un transformateur 50 Hz qui génère des pertes relativement importantes, et d’un filtre atténuant les harmoniques :

L’onduleur à thyristors délivre un signal qu’il faudra amplifier par l’intermédiaire d’un transformateur 50Hz et filtrer pour

atténuer les harmoniques.

Le réseau fournit un signal sinusoïdal V_LI qui va permettre de piloter l’onduleur :

Lorsque la sinusoïde du réseau passe par 0, les commutateurs s’enclenchent et se déclenchent, générant un signal rectangulaire (ou trapézoïdal) déphasé d’un angle 180°- α avec le réseau :

Ce signal est ensuite amplifié par l’intermédiaire d’un transformateur 50Hz, puis filtré.

Figure Figure Figure

Figure 14141414 : Principe de fonctionnement de l’onduleur assisté: Principe de fonctionnement de l’onduleur assisté: Principe de fonctionnement de l’onduleur assisté: Principe de fonctionnement de l’onduleur assisté

5 Un onduleur est constitué d’un ensemble de commutateurs ou « interrupteurs » qui s’enclenchent et se déclenchent successivement pour générer un courant alternatif.

Transformateur 50Hz et filtre pour atténuer les

harmoniques Onduleur à thyristors

Applications :

La technologie thyristor dans les applications photovoltaïques raccordées réseau est de moins en moins utilisée, mais elle n'a pas complètement disparu. Elle a notamment été utilisée pour des puissances de 20 à 500 kWc dans le programme allemand "1000 Dächer Program".

B- Deuxième type : L’onduleur autonome

L’onduleur autonome possède la particularité d’être commandé par des signaux de référence internes. Il fait appel aux nouvelles technologies d’électronique de puissance, fiables et performantes :

• La technologie des thyristors à coupure ou GTO (Gate Turn-off Thyristor).

• La technologie des transistors de puissance bipolaires.

• La technologie MOSFET.

• La technologie IGBT (Insular Gate Bipolar Transistor).

Il existe deux grandes catégories d’onduleurs autonomes, utilisant la technique de la Modulation par Largeur d’Impulsion⁶ :

• L’onduleur autonome à transformation Basse Fréquence.

• L’onduleur autonome à transformation Haute Fréquence.

Principe de fonctionnement de l’onduleur autonome Basse Fréquence

L’onduleur autonome Basse Fréquence n’est pas piloté par le réseau : Contrairement à l’onduleur assisté, il permet de commuter la puissance plusieurs fois par période, reconstituant, par l’intermédiaire de la Modulation par Largeur d’Impulsion, un signal sinusoïdal de qualité supérieur au signal de l’onduleur assisté (harmoniques et déphasage). La connexion au réseau est effectuée à travers un transformateur 50 Hz qui génère des pertes relativement importantes, et d’un filtre atténuant les harmoniques :

L’onduleur autonome Basse Fréquence délivre un signal qu’il faudra amplifier par l’intermédiaire d’un transformateur 50Hz et

filtrer pour atténuer les harmoniques.

Le fait que les commutateurs de l’onduleur BF s’enclenchent et se déclenchent plusieurs fois par période, permet de générer une suite d’impulsions de largeur variable, reconstituant un signal sinusoïdal de référence:

Ce signal est ensuite amplifié par l’intermédiaire d’un transformateur 50Hz, puis filtré

6 La technique de la Modulation de Largeur d’Impulsion (MLI) permet de reconstituer, par l’intermédiaire d’une suite d’impulsions brèves de largeur variable, un signal sinusoïdal de qualité.

Transformateur 50Hz et filtre pour atténuer les

harmoniques Onduleur à Modulation

de Largeur d’Impulsion Basse Fréquence

Figure Figure Figure

Figure 15151515 : Principe de fonctionnement de l’onduleur autonome Basse Fréquence: Principe de fonctionnement de l’onduleur autonome Basse Fréquence: Principe de fonctionnement de l’onduleur autonome Basse Fréquence: Principe de fonctionnement de l’onduleur autonome Basse Fréquence