ManatsaraMarcellinAC ESPA MAST2 20 Dimensionement Climatisation [PDF]

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UNIVERSITÉ D’ANTANANARIVO ÉCOLE SUPÉRIEURE POLYTECHNIQUE Domaine : Science de l’Ingénieur Mention : Génie Électrique Parcours : Machines Électriques

Mémoire de fin d’études en vue de l’obtention du diplôme de Master 2 en Génie Électrique Titre : Ingénieur

CLIMATISATION À VRV D’UN BÂTIMENT R+3 AVEC ALIMENTATION PHOTOVOLTAÏQUE SÉCURISÉE PAR UN GROUPE ÉLECTROGÈNE DE NOUVELLE GÉNÉRATION

Présenté et soutenu par : - Monsieur Marcellin Alisé Christophe MANATSARA Directeur de mémoire - Docteur Hariniaina RANAIVOSON ANDRIAMBALA, Maître de conférences et Enseignant chercheur à l’École Supérieure Polytechnique d’Antananarivo

Promotion 2018

UNIVERSITÉ D’ANTANANARIVO ÉCOLE SUPÉRIEURE POLYTECHNIQUE Domaine : Science de l’Ingénieur Mention : Génie Électrique Parcours : Machines Électriques

Mémoire de fin d’études en vue de l’obtention du diplôme de Master 2 en Génie Électrique Titre : Ingénieur

CLIMATISATION À VRV D’UN BÂTIMENT R+3 AVEC ALIMENTATION PHOTOVOLTAÏQUE SÉCURISÉE PAR UN GROUPE ÉLECTROGÈNE DE NOUVELLE GÉNÉRATION Présenté et soutenu par : Monsieur Marcellin Alisé Christophe MANATSARA Devant le jury composé de : Président : -

Docteur Vonjy RAMAROZATOVO, Maître de conférences à l’École Supérieure Polytechnique d’Antananarivo Examinateurs : - Docteur Solofo Hery RAKOTONIAINA, Maître de conférences à l’École Supérieure Polytechnique d’Antananarivo - Docteur Tahiry RAKOTONINDRIANA, Maître de conférences à l’École Supérieure Polytechnique d’Antananarivo - Docteur Patrice RABENJARIVELO, Maître de conférences à l’École Supérieure Polytechnique d’Antananarivo Directeur de mémoire : -

Docteur Hariniaina RANAIVOSON ANDRIAMBALA, Maître de conférences et Enseignant Chercheur à l’École Supérieure Polytechnique d’Antananarivo.

Soutenu publiquement le 25 Septembre 2020 à l’École Supérieure Polytechnique d’Antananarivo Promotion 2018

TENY FISAORANA Aminy nahavitana sy nahatontosana ity asa fikarohana ity, koa mamela ahy ianareo hanolotra ny haja ho an’izay tokony hajaina ary hisaotra ho an’izay tokony isaorana. Voalohany amin’izany, isaoran’Andriamanitra mahefa ny zava-drehetra izay naneho ny voninahiny sy nitantana ahy nandritra ny andro rehetra nianarako indrindra fa nandritra ny fotoana nanaovako ity asa fikarohana ity. Manaraka izany, fisaorana lehibe ihany koa no atolotra ireto olona manaraka ireto : •

Profesora Rijalalaina RAKOTOSAONA, mpiandraikitra voalohany ny lalampiofanana Injeniera eto aminy Sekoly Ambony Politekinika Antananarivo;

•

Dokotera Vonjy RAMAROZATOVO, mpiandraikitra ny lalampiofanana mahakasika Herinaratra eto aminy Sekoly Ambony Politekinika Antananarivo sady nanaiky hitarika ny asa fitsarana androany ;

•

Dokotera Hariniaina RANAIVOSON ANDRIAMBALA, izay nandany fotoana maro taminy fitaritana sy fanorona hevitra nahafahana namita ity asa ity.

Isaorana manokana ihany koa no atolotra ireto olona manaraka ireto nanaiky hitsara ity asa ity : •

Dokotera Solofo Hery RAKOTONIAINA, mpampianatra mpikaroka eto aminy Sekoly Ambony Politekinika Antananarivo ;

•

Dokotera Tahiry RAKOTONINDRIANA, mpampianatra mpikaroka eto aminy Sekoly Ambony Politekinika Antananarivo ;

•

Dokotera Patrice RABENJARIVELO, mpampianatra mpikaroka eto aminy Sekoly Ambony Politekinika Antananarivo ;

Ireo mpampianatra ato aminy lalampiofanana Herinaratra sy ireo rantsamangaika ny Mpampianatra ary ireo Mpandraharaha rehetra ato aminy Sekoly Ambony Politechnika Antananarivo. Tsy andinako ihany koa ny isaotra ireo Ray aman-dReny, ny fianakaviana indrindra Vavo(totoa) izay nanampy betsaka taminy ara-moraly, ara-pitaovana ary ara-bola nandritra izay taona rehetra nianarako izay ka hatramin’ny ity andro anio ity. Isaorana ihany koa ireo namana izay nanampy na ny lavitra na ny akaiky tamin’ny fanaovana ity asa fikarohana ity. Misaotra Tompoko !!!

i

REMERCIEMENTS En l’honneur de la réalisation et l’aboutissement de ce mémoire de fin d’études, nous tenons à adresser nos sincère reconnaissances tout d’abord au Seigneur tout puissant qui a pourvu de ses grâces et sa bénédiction durant toutes ces années de formation, d’études et surtout lors de l’élaboration de ce mémoire. Nos sincères remerciements s’adressent également à chacune des personnes suivantes : •

Professeur Rijalalaina RAKOTOSAONA, Responsable du domaine de l’Ingénieur à l’École Supérieure Polytechnique d’Antananarivo ;

•

Docteur Vonjy RAMAROZATOVO, Maître de Conférences, Responsable de la mention Génie Électrique de l’École Supérieure Polytechnique d’Antananarivo qui fait l’honneur de présider ce présent mémoire ;

•

Docteur Hariniaina RANAIVOSON ANDRIAMBALA, Maître de Conférences qui m’a accordé beaucoup de temps durant l’encadrement malgré ses nombreuses occupations.

Nos souhaits et fidèles considérations s’adressent aussi aux personnes suivantes qui siègent en tant que membre de jury : •

Docteur Solofo Hery RAKOTONIAINA, Maître de Conférences et Enseignant à l’École Supérieure Polytechnique d’Antananarivo ;

•

Docteur Tahiry RAKOTONINDRIANA, Maître de Conférences et Enseignant à l’École Supérieure Polytechnique d’Antananarivo ;

•

Docteur Patrice RABENJARIVELO, Maître de Conférences et Enseignant à l’École Supérieure Polytechnique d’Antananarivo ;

À tous les Enseignants de la mention Génie Électrique et de l’École Supérieure Polytechnique d’Antananarivo ainsi que les personnels administratifs et techniques dans cette École. Je n’oublierai pas de remercier mes très chers parents, à toute la famille et surtout ma tante qui m’ont aidé moralement, matériellement et tant financièrement durant toutes ces années d’études. Nous tenons à réitérer nos sincères remerciements à mes amis et à tous ceux qui ont contribué de près ou de loin à la réalisation de ce mémoire de fin d’études. Merci à tous !!!

ii

TABLE DES MATIÈRES TENY FISAORANA .................................................................................................................... i REMERCIEMENTS .................................................................................................................... ii TABLE DES MATIÈRES .......................................................................................................... iii LISTE DES ABRÉVIATIONS .................................................................................................. vii LISTE DES FIGURES ..................................................................................................................x LISTE DES TABLEAUX ........................................................................................................... xi Introduction Générale ....................................................................................................................1 Partie I : ÉTAT DE L’ART ........................................................................................................3 CHAPITRE I : GÉNÉRALITÉ DE LA CLIMATISATION ........................................................4 I.1. Historique de la climatisation .............................................................................................4 I.2. Confort thermique ..............................................................................................................5 I.3. Paramètres de la climatisation ...........................................................................................5 I.3.1. Température ............................................................................................................5 I.3.2. Humidité ..................................................................................................................5 I.3.3. La chaleur ................................................................................................................6 I.3.4. Puissance .................................................................................................................6 I.3.5. Pression ...................................................................................................................6 I.4. Changement d’état..............................................................................................................6 I.5. Thermodynamique appliquée au froid ..............................................................................7 I.5.1. Premier principe de la thermodynamique ...............................................................7 I.5.2. Deuxième principe de thermodynamique ...............................................................7 I.6. Conséquence des principes de la thermodynamique ..........................................................8 I.6.1. Installation thermo-motrice .....................................................................................8 I.6.2. Installation frigorifique ...........................................................................................8 I.7. Transfert thermique ...........................................................................................................9 I.7.1. Conduction thermique .............................................................................................9 I.7.2. Convection thermique ...........................................................................................10 I.7.3. Rayonnement .........................................................................................................10 I.7.4. Transfert thermique à travers un mur multicouche ...............................................11 I.8. Production du froid...........................................................................................................11 I.8.1. Production du froid par la machine à compression ..............................................11 I.9. Diagramme de Mollier .....................................................................................................12 I.10. Les fluides frigorigènes ...............................................................................................13 I.10.1. Classification .........................................................................................................13 I.10.2. Impacts environnementaux des fluides frigorigènes .............................................14 I.10.3. Choix des fluides frigorigènes ..............................................................................15 I.10.4. Comparaison des fluides frigorigènes ...................................................................15 I.11. Les différents types du système de climatisation .........................................................16 I.11.1. Les systèmes de climatisation individuelle ...........................................................17 I.11.2. Les systèmes de climatisation centralisée .............................................................18 I.11.3. Comparaison des systèmes de climatisation .................................................................18 CHAPITRE II : SYSTÈME DE CLIMATISATION À VRV OU DRV ....................................19 II.1. Historique du système de climatisation à VRV ..............................................................19 II.2. Définition .........................................................................................................................19 iii

II.3. Fonctionnement ................................................................................................................20 II.4. Composants d’un système à VRV ...................................................................................21 II.5. Fluides Frigorigènes R410A ............................................................................................23 II.6. Avantages et inconvénients de la climatisation à VRV ...................................................23 CHAPITRE III : ÉNERGIE SOLAIRE PHOTOVOLTAÏQUE ................................................24 III.1. Historique de photovoltaïque........................................................................................24 III.2. Paramètres de l’énergie solaire .....................................................................................25 III.2.1. La latitude ..............................................................................................................25 III.2.2. La longitude...........................................................................................................25 III.2.3. L’altitude ...............................................................................................................25 III.2.4. Déclinaison ............................................................................................................25 III.2.5. Ensoleillement .......................................................................................................25 III.2.6. Irradiation solaire ..................................................................................................25 III.3. Situation énergétique à Madagascar ............................................................................25 III.4. Contexte de l’énergie photovoltaïque à Madagascar ....................................................26 III.5. L’énergie solaire ...........................................................................................................26 III.5.1. Le soleil .................................................................................................................27 III.6. Principaux composants d’une installation photovoltaïque ...........................................28 III.6.1. Panneau solaire ......................................................................................................28 III.6.2. La Batterie ............................................................................................................32 III.6.3. Régulateur .............................................................................................................34 III.6.4. L’onduleur d’un PV ..............................................................................................35 III.7. Onduleur hybride .........................................................................................................35 III.8. Avantages et inconvénients d’une installation photovoltaïque ....................................36 III.8.1. Avantages ..............................................................................................................36 III.8.2. Inconvénients ........................................................................................................36 Partie II : MÉTHODOLOGIES ..............................................................................................37 CHAPITRE IV : BILAN DE PUISSANCE FRIGORIFIQUE ...................................................38 IV.1. Les différents types du bilan thermique .......................................................................38 IV.1.1. Le bilan thermique en régime statique .................................................................38 IV.1.2. Le bilan thermique en régime dynamique .............................................................38 IV.2. Choix d’une méthode de calcul ...................................................................................39 IV.3. Bilan thermique par la méthode ASHRAE CLTD/CLF ...............................................40 IV.3.1. Détermination des coefficients de transmission des parois ...................................40 IV.3.2. Orientation des locaux ...........................................................................................41 IV.3.3. L’heure de charge réfrigérant maximale ...............................................................42 IV.4. Les apports externes .....................................................................................................43 IV.4.1. Les apports par conduction ...................................................................................43 IV.4.2. Les apports par rayonnement ................................................................................45 IV.5. Apport internes .............................................................................................................46 IV.5.1. Les apports par des occupants ...............................................................................46 IV.5.2. Les apports par des éclairages ...............................................................................46 IV.5.3. Les apports dus aux machines ...............................................................................47 IV.6. Les charges thermiques totales .....................................................................................47 iv

IV.7. Déterminaison des liaisons frigorifiques ......................................................................47 IV.7.1. Section des tuyauteries ..........................................................................................47 IV.7.2. Les raccords REFNET ..........................................................................................48 CHAPITRE V: DIMENSIONNEMENT DES ÉQUIPEMENTS SOLAIRES PHOTOVOLTAÏQUES ..............................................................................................................49 V.1. Consommation énergétique journalière ...........................................................................49 V.2. Détermination de la puissance crête ou maximale ...........................................................49 V.2.1. Nombre des panneaux nécessaires ........................................................................50 V.2.2. Dimensionnement des batteries .............................................................................51 V.2.3. Dimensionnement des onduleurs ..........................................................................52 V.2.4. Dimensionnement des câbles ...............................................................................52 CHAPITRE VI : INSTALLATION ÉLECTRIQUE ..................................................................54 VI.1. Norme des installations électriques à BT .....................................................................54 VI.2. Paramètres de l’installation électrique à BT .................................................................54 VI.2.1. Tableau électrique .................................................................................................54 VI.2.2. Coffret électrique...................................................................................................54 VI.2.3. Armoire électrique ................................................................................................54 VI.2.4. Interrupteur-Sectionneur .......................................................................................54 VI.2.5. Disjoncteur ............................................................................................................54 VI.2.6. Parafoudre .............................................................................................................55 VI.2.7. Paratonnerre ..........................................................................................................55 VI.3. Protection des installations électriques à BT ................................................................55 VI.3.1. Sectionnement .......................................................................................................55 VI.3.2. Régime de neutre ...................................................................................................55 VI.3.3. Parafoudre .............................................................................................................56 VI.4. Conducteurs et câbles ...................................................................................................58 VI.4.1. Dénomination des conducteurs et câbles ..............................................................58 VI.4.2. Constitution ...........................................................................................................58 VI.5. Bilan de puissance ........................................................................................................59 VI.5.1. Calibre des dispositifs de protection et section des câbles ....................................60 VI.6. Valeur de la chute de tension ........................................................................................61 Partie III : RÉSULTATS ET DISCUSSIONS ........................................................................62 Chapitre VII : PRÉSENTATION DU PROJET ..........................................................................63 VII.1. Description du projet ....................................................................................................63 VII.2. Les constitutions des parois du bâtiment ......................................................................63 VII.2.1. Parois verticales.....................................................................................................63 VII.2.2. Murs mitoyens de l’ensemble du bâtiment ...........................................................64 VII.3. Conditions climatiques externes et internes du bâtiment .............................................65 VII.3.1. Conditions externes ...............................................................................................65 VII.3.2. Conditions internes ................................................................................................65 VII.3.3. Les conditions générales .......................................................................................65 VII.4. Les normes utilisées......................................................................................................66 VII.5. Dimensionnement de l’énergie solaire photovoltaïque ................................................66 VII.6. Dimensionnement des dispositifs de protection d’installation électrique ....................66 v

CHAPITRE VIII : RÉSULTATS DES ÉTUDES .......................................................................71 VIII.1. Calcul de bilan thermique .............................................................................................71 VIII.1.1. Donné de calcul .....................................................................................................71 VIII.1.2. Les coefficients d’échange en hier et en été ..........................................................71 VIII.1.3. Calculs des apports de chaque niveau du bâtiment ...............................................71 VIII.2. Orientation des locaux ..................................................................................................73 VIII.3. Récapitulation des calculs ............................................................................................74 VIII.4. Choix des matériels à installer ......................................................................................75 VIII.4.1. Choix des unités intérieures ..................................................................................75 VIII.4.2. Choix des unités extérieures ..................................................................................77 VIII.5. Efficacité du système ....................................................................................................78 VIII.6. Les raccords REFNET ..................................................................................................78 CHAPITRE IX : RÉSULTATS DES ÉTUDES ÉLECTRIQUES ..............................................79 IX.1. Potentiel photovoltaïque ...............................................................................................79 IX.2. Le PVGis ......................................................................................................................79 IX.3. Bilan des puissances .....................................................................................................80 IX.3.1. Consommation énergétique journalière ................................................................80 IX.3.2. Détermination des équipements photovoltaïques ..................................................81 IX.3.3. Récapitulatif des résultats de calcul ......................................................................82 IX.3.4. Orientation et inclinaison ......................................................................................83 IX.4. Groupe électrogène (GE) ..............................................................................................83 IX.5. Composition du système ...............................................................................................85 IX.6. PROTECTIONS ÉLECTRIQUES DE L’INSTALLATION .......................................86 IX.6.1. Dimensionnement des dispositifs de protection ....................................................86 IX.6.2. Dispositifs de protection de chaque local ..............................................................87 Chapitre X : DISCUSSIONS ......................................................................................................89 X.1. Bilan des dispositifs de protection ...................................................................................89 X.2. Bilan de puissance du système photovoltaïque ................................................................89 X.3. Bilan du système de climatisation ....................................................................................90 X.3.1. Impact environnemental de l’installation climatisation .......................................90 Conclusion Générale ...................................................................................................................92 BIBLIOGRAPHIE ......................................................................................................................93 ANNEXE ..................................................................................................................................... II ANNEXE A : Comparaison des différents systèmes de climatisation......................................... II ANNEXE B : Les paramètres des calculs des apports par la méthode ASHRAE CLTD/CLF .. II ANNEXE C : Dénomination des conducteurs et des câbles selon CENELEC et UTE ............. VI ANNEXE D : Désignation des paramètres de section des câbles ............................................. VII ANNEXE E : Caractéristiques physiques des composants climatiseurs à installer ................... IX ANNEXE F : Caractéristique physique des composants du système PV ................................ XII ANNEXE G : Données techniques du groupe électrogène ..................................................... XIV ANNEXE H : Récaptilatif des résultats sur les logiciels utilisés .............................................. XV

vi

LISTE DES ABRÉVIATIONS Notation

Désignation

Unité

ABRÉVIATIONS CLIMATIQUES Aff ASHRAE BP

Facteur d’affaiblissement

-

American Society of Heating Refrigerant and Air-conditioning Engineers

-

Basse Pression

-

BTU

British Thermal Unit

CFC

Chlorofluorocarbone

-

CLF

Cooling load factor

-

Cooling Load Temperature Difference

-

COP

Coefficient de performance

-

CTA

Centre de traitement d’air

-

DRV

Débit réfrigérant variable

-

EER

Energy Efficiency Ratio

-

Émissivité

-

FF

Fluide frigorigène

-

GC

Groupe condenseur

-

GWP

Grand Warming Potentiel

-

HCFC

Hydrochlorofluorocarbone

-

Hydroflurocarbone

-

HP

Haute Pression

-

ℎ𝑎

Coefficient d’échange par conviction

[W/m². K]

ℎ𝑟

Coefficient d’échange par rayonnement

[W/m². K]

LM

Latitude Month

-

LT

Local technique

-

Mètre de colonnes d’eau

-

Millimètre de mercure

-

ODP

Ozone Depletion Potential

-

PAC

Pompe à Chaleur

-

PSI

Pound per Square Inch

-

CLTD

Ɛ

HFC

mCE mmHg

Q

Quantité de chaleur

S

Entropie

SHGF

[kJ] [J.K-1]

Solar heat gain factor

vii

T TEWI U

Température

[°C]

Total equivalent warning Impact Coefficient de transmission thermique

[W/(m².K)]

UE

Unité extérieure

-

UI

Unité intérieure

-

UV

Ultraviolet

-

VRF

Variable Réfrigérant Flow

-

VRV

Volume réfrigérant variable

-

𝐴𝑝𝑝𝑙𝑜𝑐𝑐

Apport latent dû aux occupants

[W]

𝐴𝑝𝑝𝑜𝑐𝑐

Apport dus aux occupants

[W]

𝐴𝑝𝑝𝑠𝑒𝑐𝑙

Apport par les éclairages

[W]

Apport sensible par machine

[W]

Apport sensible dû aux occupants

[W]

𝑆ℎ

Surface habitable

[m²]

𝑒

Épaisseur

[m]

𝜆

Conductivité thermique

𝐴𝑝𝑝𝑠𝑚𝑎𝑐ℎ 𝐴𝑝𝑝𝑠𝑜𝑐𝑐

[W/ (m. °C)]

ABRÉVIATIONS ÉLECTRIQUES 𝐶𝑇

Capacité du parc de la batterie

[Ah]

𝐸𝑖𝑗

Énergie journalière consommée

[KWh /j]

𝐻𝑖

Irradiation solaire

𝑃𝐶

Puissance crête

[Wc]

Puissance du module

[W]

𝑃𝑚𝑜𝑑

[𝑘𝑊ℎ. 𝑚−2 𝑗 −1]

𝑊𝐶

Watt crête

-

AC

Alternatif courant

-

Agence de Développement de l’Électricité Rurale

-

BT

Basse tension

-

CEI

Commission Électrotechnique Internationale

-

Comité Européen de la Normalisation d’Électrotechnique

-

Direct Courant

-

Dispositif différentiel résiduel

-

GE

Groupe électrogène

-

ℎ

Heure d’utilisation

[h]

ADER

CENELEC DC DDR

HT

Haute tension

viii

IP

Indice de Protection

-

International Renewable Energy Agency

-

Jiro sy Rano Malagasy

-

MET

Mission économique de Tananarive

-

MPPT

Maximum Power Point Tracker

IRENA JIRAMA

MPS

[P]

Module des panneaux solaires

-

Norme française

-

Office de Régulation de l’Électricité

-

PE

Protection earth

-

PR

Polyéthylène réticulé

-

PV

Photovoltaïque

-

Polyvinyle Chloride Caoutchouc

-

NF ORE

PVC R STC TGBT U

Résistance

[Ω]

Standard test condition

-

Tableau Générale de Basse Tension

-

Tension

[V]

UPS

Uninterruptible Power Supply

UTE

Union des Techniciens Électrotechniques

-

Facteur de puissance

-

𝐶𝑜𝑠 𝜑 𝜀

Chute de tension

𝜂

Rendement

𝜆

Réactance linéique

[Ω/m]

𝜌

Résistivité de matériau

[Ω. 𝑚]

[V] -

ix

LISTE DES FIGURES Figure 1 : Changement d’états de la matière .................................................................................6 Figure 2: Installation thermo-motrice ...........................................................................................8 Figure 3: Installation frigorifique ..................................................................................................9 Figure 4: Machine à compression pour produire froid ................................................................12 Figure 5 : Diagramme de Mollier ................................................................................................13 Figure 6: Système de climatisation individuelle par split system ...............................................17 Figure 7: Schéma principal à VRV 2 tubes .................................................................................20 Figure 8: Fonctionnement à récupération d’énergie ...................................................................21 Figure 9: Différents types des unités intérieures .........................................................................22 Figure 10: Les composants des ventilo-convecteurs ...................................................................22 Figure 11: Unité Extérieure de climatisation à VRV ..................................................................22 Figure 12 : Principe de l’énergie solaire .....................................................................................27 Figure 13: Composant du rayonnement solaire...........................................................................28 Figure 14: Cellule photovoltaïque ...............................................................................................29 Figure 15: Constitution des cellules photovoltaïques ................................................................29 Figure 16 : Influence de l’ensoleillement sur les cellules photovoltaïques.................................31 Figure 17 : Influence de la température sur les cellules photovoltaïques ...................................32 Figure 18: Onduleur hybride .......................................................................................................36 Figure 19: Les différents types d’orientation des locaux ............................................................42 Figure 20: Raccord REFNET .....................................................................................................48 Figure 21: Neutre à la terre ........................................................................................................56 Figure 22: Mise à la terre ...........................................................................................................56 Figure 23: Neutre isolé ...............................................................................................................56 Figure 24: Parafoudre 2P,3P et 4P .............................................................................................57 Figure 25 : Choix de type de parafoudre .....................................................................................58 Figure 26: Présentation de câble électrique.................................................................................58 Figure 27: Plan du bâtiment niveau R+00 ...................................................................................67 Figure 28: Plan du bâtiment niveau R+01 ...................................................................................68 Figure 29: Plan du bâtiment niveau R+02 ...................................................................................69 Figure 30: Plan du bâtiment niveau R+03 ...................................................................................70 Figure 31: Synoptique de l’unité extérieure raccordée avec 8 unités intérieures dans le niveau R+01 ............................................................................................................................................77 Figure 32: Synoptique de l’unité extérieure raccordée avec 8 unités intérieures dans le niveau R+03 ............................................................................................................................................77 Figure 33 : Système photovoltaïque sécurisé par GE .................................................................85 Figure 34:Organigramme de la structure de l’installation électrique dans le TGBT et à chaque LT ................................................................................................................................................88 Figure 35: Visualisation de CO2 émise par l’installation ............................................................91

x

LISTE DES TABLEAUX Tableau 1: Comparaison des fluides frigorifiques .....................................................................16 Tableau 2: Avantages et inconvénients du système climatiseur à VRV ....................................23 Tableau 3: Caractéristique du soleil ...........................................................................................27 Tableau 4: Les technologies d’une cellule photovoltaïque ........................................................30 Tableau 5: Comparaison des batteries ........................................................................................34 Tableau 6: Méthode de calcul conseillé en fonction de l’utilisation ..........................................39 Tableau 7 : Valeur des hro en fonction de la température moyenne ............................................41 Tableau 8: Valeurs de ha sur les surfaces intérieures..................................................................41 Tableau 9: L’heure de charge réfrigérant maximale en fonction des orientations du local dans les régions tropicales ........................................................................................................................42 Tableau 10: Coefficient d’absorption .........................................................................................44 Tableau 11: Diamètre de la tuyauterie en fonction de l’indice des unités intérieures ...............48 Tableau 12: Diamètre de la tuyauterie en fonction de l’indice des unités extérieures ...............48 Tableau 13: Référence REFNET en fonction d’indice des unités .............................................48 Tableau 14: Coefficient de simultanéité en fonction des nombres d’équipement .....................49 Tableau 15: Inclinaison des installations du PV en fonction de latitude ....................................50 Tableau 16: Tension de batterie en fonction des puissances maximales ....................................51 Tableau 17: Chute de tension admissible en fonction des usages ..............................................61 Tableau 18: Valeur de réactance linéique en fonction de nature du câble .................................61 Tableau 19: Composition des murs en contact avec extérieur du R+00 à R+02 ........................63 Tableau 20: Composition des murs en contact avec extérieur R+03 ..........................................64 Tableau 21: Murs mitoyens en placo plâtre ................................................................................64 Tableau 22: Compositon des murs mitoyens en parpaing...........................................................64 Tableau 23:Compositon des murs mitoyens en vitre ..................................................................64 Tableau 24: Planche du R+00 .....................................................................................................64 Tableau 25: Plafond du R+00, planche et plafond du R+01 à R +02, et planche R+03 .............65 Tableau 26: Toiture du R+03 ......................................................................................................65 Tableau 27 : Coefficient d’échange ............................................................................................71 Tableau 28: Résistivité des parois R+00 à R+02 ........................................................................71 Tableau 29: Résistivité des parois R+03 .....................................................................................72 Tableau 30: Orientation des locaux en fonction des numéros du local .......................................73 Tableau 31: Récapitulatif des apports frigorifiques dans le niveau R+00 ..................................74 xi

Tableau 32: Récapitulatif des apports frigorifiques dans le niveau R+01 ..................................74 Tableau 33: Récapitulatif des apports frigorifiques dans le niveau R+02 ..................................74 Tableau 34: Récapitulatif des apports frigorifiques dans le niveau R+03 ..................................75 Tableau 35: Choix des équipements installés dans le niveau R+00 ............................................76 Tableau 36: Choix des équipements installés dans le niveau R+01 ............................................76 Tableau 37: Choix des équipements installés dans le niveau R+02 ............................................76 Tableau 38: Choix des équipements installés dans le niveau R+03 ............................................76 Tableau 39: Données techniques des unités extérieures installées .............................................78 Tableau 40 : Efficacité énergétique des machines frigorifiques dans chaque niveau .................78 Tableau 41: Choix des raccords REFNET à installer .................................................................78 Tableau 42: Récapitulatif des données par le PVGis ..................................................................79 Tableau 43: Consommation électrique des équipements climatiseurs dans le bâtiment.............80 Tableau 44 : Récapitulatif des résultats des équipements solaires photovoltaïques ...................82 Tableau 45:Caractéristique technique du groupe électrogène choisi ..........................................84 Tableau 46: Puissance des équipements climatiseurs dans chaque niveau du bâtiment .............86 Tableau 47:Récapitulatif des résultats manuels des dispositifs de protection à chaque niveau ..87 Tableau 48 : Vérification des résultats manuels avec le logiciel MyEcodial des dispositifs de protection .....................................................................................................................................89 Tableau 49 : Vérification des résultats manuels photovoltaïques avec le logiciel Pvsyst ..........89 Tableau 50 : Estimation kg de CO2 émis par l’ensemble du système étudié ..............................91

xii

Le confort thermique est la sensation ni chaud et ni froid : c’est la sensation du bienêtre. Cette sensation varie en fonction de métabolisme et environnement d’individu. En effet, l’activité métabolique n’est possible que dans une certaine plage de la température qui varie d’un espace à l’autre. Mais la climatisation permet de diminuer la température élevée d’un local et la réduire aux limites permissibles. Pourtant, la climatisation est nécessaire à l’homme pour ses activités et pour son bienêtre. Depuis les débuts du XXème siècle, les exigences de la climatisation dans les bâtiments tertiaires ou des habitations mondiale ne cessent d’accroitre. Après la seconde guerre mondiale plus de 60% des bâtiments tertiaires ont été climatisés aux Etats-Unis et au Japon. En 2000, environ de 14% de ces bâtiments sont occupés par des climatiseurs en Europe du Sud [1]. Par contre, ce système est encore méconnu par la plupart des Africaines. Actuellement, les technologies du système de climatisation à grande surface utilisent un ou plusieurs groupes frigorifiques qui assurent la génération du froid à partir d’électricité selon le cycle de compression. Mais dans les pays en voie de développement comme Madagascar, la source d’énergie électrique reste encore un problème majeur à la création des activités de grande consommation énergétique. À Madagascar, la situation énergétique continuera à être dominée par les combustibles fondés sur les énergies fossiles (hydrocarbures) qui seront bientôt épuisées. De plus, ces ressources sont l’origine de variation climatique. Pourtant, depuis 1990, le gouvernement Malagasy ouvre la libération et la participation privée dans le secteur de l’électricité qui privilégie les énergies renouvelables (solaire, hydroélectricité, éolienne et biomasse). Et maintenant, la production d’énergie est encore un défi d’une grande importance pour mener leur développement. En effet, les objectifs de ce travail sont d’évaluer le bilan thermique d’un bâtiment de grande surface par le système le plus technologiquement fiable, le plus économique possible et le moins impact sur l’environnement ; et d’optimiser la source d’énergie électrique en respectant les normes et les exigences du propriétaire. D’où le thème « Climatisation à VRV d’un bâtiment R+3 avec alimentation photovoltaïque sécurisée par un groupe électrogène de nouvelle génération ».

1 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

Afin de mieux aborder ce thème, le travail est divisé en trois parties : ▪

En première lieu, le contexte général qui compose la généralité de la climatisation, le système climatiseur à VRV et l’énergie solaire photovoltaïque.

▪

Ensuite, dans la partie méthodologies, nous allons effectuer des bilans thermiques pour dimensionner des équipements climatiseurs à installer, la méthode de dimensionnement des équipements solaires photovoltaïques et la protection de l’installations électrique.

▪

Et la troisième partie est consacrée sur les résultats des dimensionnements et les choix des matériels à disposer.

2 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

3 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

CHAPITRE I : GÉNÉRALITÉ DE LA CLIMATISATION I.1. Historique de la climatisation [2] Depuis l’antiquité l’homme a su recourir à des techniques naturelles de climatisation pour atténuer les désagréments des grandes chaleurs et améliorer son niveau de confort. Comme les Romains creusaient des tunnels souterrains qui apportaient à leur maison l’air extérieur tempéré à environ 10°C. Et les Égyptiens plaçaient à travers leurs fenêtres des cannes de roseaux sur lesquelles de l’eau ruisselait. L’air de l’extérieur perdait alors sa chaleur en forçant l’évaporation de l’eau. C’est au cours du 19ème siècle qu’apparait la première machine frigorifique à compression de fluide. Plusieurs ingénieurs de cette époque ont sûrement inspiré ces travaux qui allaient à la climatisation moderne : - Jacob Perkins de Londres, brevète en 1834 la première machine de réfrigération à compression mécanique en utilisant l’éther comme réfrigérant. - Le physicien Américain John Gorrie met au point en 1842 le premier système de réfrigération à fabriquer de la glace. Il est considéré comme le père de la réfrigération et l’air climatisé ; - Le Français Ferdinand Carré se fait connaitre principalement pour son réfrigérateur à absorption en 1859. Ce système utilise l’eau comme absorbant et l’ammoniac comme réfrigérant. Mais c’est à l’ingénieur Américain Willis Havilland Carrier qui revient la paternité du climatiseur. En 1902, Carrier a mis au point une machine qui faisait passer l’air à travers des serpentins contenant un frigorigène pour retirer l’excès d’humidité et obtenir ainsi un niveau d’humidité relative stable et un abaissement de la température ambiante. Au cours des années 20, il a remplacé l’ammoniac par un fluide plus efficace et moins dangereux, le dichloroéthylène (C2H2Cl2) pour perfectionner son système. Depuis ce temps-là, la climatisation devient véritable oasis pour les populations urbaines enquête de fraîcheur. La Deuxième Guerre Mondiale ralentissait la progression de la commercialisation de climatisation, mais dès le début des années 50, elle fait son entrée dans les résidences privées et les commerces car l’industrie automobile introduit la climatisation à certains véhicules. La climatisation s’est littéralement démocratisée au fil des décennies et une panoplie de produit est maintenant disponible pour répondre aux divers besoins. Les technologies ne cessent pas d’évoluer, les appareils de climatisation se font de plus en plus discrets, écoénergétiques et silencieux. 4 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

Actuellement, la climatisation considère comme un produit luxe, devient un incontournable, une alliée tant pour notre confort et notre santé. I.2. Confort thermique Le confort thermique est défini comme : un état de satisfaction du corps vis-à-vis de l’environnement thermique. Pour assurer ce confort, une personne ne doit avoir ni trop chaud, ni trop froid et ne ressent aucun courant d’air gênant, donc l’appréciation du confort dépend du métabolisme de chacun. D’après l’enquête de KEMAJOU Alexis, les zones de confort « acceptable » et « tolérable » en climat tropical dans les pays d’Afrique, les températures comprissent entre 23,9 à 28,3°C avec de taux d’humidification respectivement 70% et 60% [2]. Le confort thermique d’un occupant est principalement régi par les transferts de chaleur entre le corps humain et son environnement. Le corps humain a besoin d’une température corporelle en permanence alentour de 37°C. La surface épidermique échange avec son environnement par conduction, convection, rayonnement et changement de phase. I.3. Paramètres de la climatisation [3], [4] I.3.1. Température Le chaud et le froid sont apprécies par des sensations, d’où une évaluation irrationnelle de ces gradeurs. Ils ont été définis par la température qui permet une objectivité des mesures. Dans le S.I, les températures sont exprimées en °C (degré Celsius) mais on entend souvent le degré Fahrenheit (°F) et le degré Kelvin (°K). Conversion des unités : °𝐹 =

9 5

°𝐶 + 32

°𝐾 = °𝐶 + 273 I.3.2. Humidité L’humidité est la vapeur d’eau contenue dans l’air. Il existe trois types d’humidité : -

Humidité absolue : correspond à la qualité de vapeur d’eau en gramme contenue dans

un volume d’un mètre cube d’air ; -

Humidité spécifique : c’est le rapport de la masse d’eau dans l’air sur la masse d’air

humide ; -

Humidité relative : c’est une mesure d’un rapport entre la qualité d’eau contenue dans

l’air à une température donnée, exprimée souvent en pourcentage. C’est l’humidité qui produit un impact sur la sensation de confort d’un individu dans un local (chauffé ou climatisé).

5 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

I.3.3. La chaleur C’est une forme d’énergie ou mouvement des molécules d’un point chaud (température plus élevée) vers un point froid (température moins élevée). L’unité de mesure est le Joule (J) et la Calorie (Cal). Conversion d’unités : 1kCal = 4,185 kJ 1 BTU = 1,053kJ I.3.4. Puissance C’est le rapport de l’énergie fournie ou absorbée sur l’unité de temps. L’unité de mesure est le Watt (W) et dans le domaine climatisation, on entend souvent le BTU/h. Conversion d’unités : •

1kCal = 1,163 W

•

1 cv (cheval) = 736 W

•

1W = 3,415 BTU/h

I.3.5. Pression Par définition, la pression est le rapport entre une force à une surface. L’unité légale est le Pascal (Pa) mais les Frigoristes utilisent souvent le bar à la place du Pascal. Conversion d’unités : - 1 bar = 105 Pa = 750 mmHg - 1 bar = 14,54 PSI =10,2 mCE I.4. Changement d’état Le changement d’état se définit comme la phase de transformation d’une phase vers une autre phase.

Figure 1 : Changement d’états de la matière 6 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

La maitrise de phase liquide et phase gazeuse est primordiale en froid. Le changement d’états s’effectue à la température et à la pression constantes (stabilisation à une température donnée) et lors de cette phase que la quantité de chaleur absorbée (ou rejetée) est plus importante. I.5. Thermodynamique appliquée au froid [5], [6] I.5.1.

Premier principe de la thermodynamique

La variation d’énergie interne du système entre les deux états d’équilibre (état initial et l’état final) est égale à la somme des travaux des forces extérieures appliquées (W) et de quantité de chaleur reçue du milieu extérieur (Q). (1)

∆U = W + JQ Avec : 𝐽 : coefficient d’équivalence, 1 calorie = 4,28 joules et ∆𝑈 = 𝑈𝑓 − 𝑈𝑖

Lorsqu’un système a parcouru par un cycle fermé, la somme algébrique de la chaleur fournie et de travail effectué est nulle ou ∆U = 0. W + JQ = 0

(2)

Dans une transmission à pression constante, 𝑊 = −𝑃(𝑉2 − 𝑉1 ) et on remplace ΔU par U2 - U1 dans la relation (1), on obtient : 𝑈2 − 𝑈1 = 𝐽𝑄 − 𝑃(𝑉2 − 𝑉1 )

(3)

Nous savons que l’enthalpie h est définie par ℎ = 𝑈 + 𝑝𝑉, on a : JQ1→2 = h2 − h1

(4)

Cette relation montre que la transformation thermodynamique peut être déterminée par une différence d’enthalpie. Le premier principe de la thermodynamique (équation (2)) montre que la variation d’énergie ne dépend qu’à l’état initial et à l’état final. Donc ce principe n’est possible que si 𝑈𝑖 = 𝑈𝑓. I.5.2.

Deuxième principe de thermodynamique

Le premier principe de la thermodynamique exprime la conservation de l’énergie, mais ne précise pas le sens d’évolution de la transformation. Énonce : Tout système est caractérisé par une fonction d’état S appelé entropie. Cette transformation ne peut qu’augmenter pour un système isolé et fermé. Et l’équation qui vérifie son identité est : 7 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

(5)

dU = TdS − PdV La relation précédente permet de calculer S :

dU dV (6) +P T T Si on dérive la relation (1), on a 𝑑𝑈 = 𝑑𝑊 + 𝑑𝑄, d’après la relation (3) 𝑑𝑊 = − 𝑃𝑑𝑉 et on a: dS =

(7)

dU = − PdV + dQ On combine la relation (6) et la relation (7), on trouve :

dQ (8) T L’entropie échangée avec le milieu extérieur s’effectue par l’intermédiaire du transfert dS =

thermique. Cela n’est pas valable dans le cas général, mais il est valable uniquement pour les évolutions réversibles (𝑊 = − 𝑃𝑒𝑥𝑡 𝑑𝑉). I.6. Conséquence des principes de la thermodynamique I.6.1.

Installation thermo-motrice

Si le système reçoit de la chaleur du milieu extérieur, il doit fournir à celui-ci du travail qui est équivalent en chaleur : cette installation est appelée installation thermo-motrice. 𝜂=

𝑊𝑓𝑜𝑢𝑟𝑛𝑖 𝑄1 = 1− 1 𝑄2 − 𝑄1

(10)

Dans cette installation, la machine frigorifique a un rendement, appelé COP (Coefficient de Performance) qui est toujours supérieur à 1. Sa valeur pratique est de : 2,8 ≤ 𝐶𝑂𝑃 ≤ 5,2. I.7. Transfert thermique [7], [8] I.7.1.

Conduction thermique

La conduction thermique est une mode de transfert thermique sans déplacement macroscopique de matière. Ce transfert s’effectue de proche en proche des parties chaudes vers les parties froides, grâce à l’agitation thermique. La loi de Fourier appliquée à une paroi conductrice homogène limitée par des forces planes et parallèles s’exprime ainsi : • Flux thermique 𝜑 transmis en régime permanent : 𝜆 𝜑 = (𝑇𝑒𝑥𝑡 − 𝑇𝑖𝑛𝑡 ) 𝑒

(11)

• L’énergie calorifique 𝑄 traversant une surface S de paroi pendant le temps t : 𝜆 𝑄 = 𝑆(𝑇𝑒𝑥𝑡 − 𝑇𝑖𝑛𝑡 ). 𝑡 𝑒

(12)

Avec : -

𝑄 : l’énergie calorifique à l’intérieure de paroi [W] ;

-

𝜑 : le flux thermique à travers de paroi [W/m] ;

-

𝑆 : la surface de paroi traversant [m²] ;

-

𝑇𝑖𝑛𝑡 : la température interne de paroi [°C] ; 9 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

I.7.2.

-

𝑇𝑒𝑥𝑡 : la température externe de paroi [°C] ;

-

𝜆 : la conductivité thermique de paroi [W/ (m. °C)] ;

-

𝑒 : l’épaisseur de parois [m].

Convection thermique

La convection est une mode de transfert thermique dû au déplacement collectif de fluide. La matière fluide chaude se déplace et cède de l’énergie aux parties plus froides. C’est un transfert de chaleur entre deux matières différentes, généralement fluide et solide. 𝑄 = ℎ. 𝐴. (𝑇𝑃 − 𝑇𝑓 )

(13)

Avec : -

ℎ : le coefficient d’échange de chaleur par convection exprimé en (W /m². °C) ;

-

𝐴 : l’aire de la surface d’échange de chaleur exprimée en (m²) ;

-

𝑇𝑃 , 𝑇𝑓 : la température de la paroi et du fluide respectivement (°C).

I.7.3.

Rayonnement

Le rayonnement décrit le transport d’énergie via de la propagation d’onde électromagnétique. Tout corps à une température T supérieure à zéro émet des ondes électromagnétiques, on parle du rayonnement thermique. La quantité de chaleur absorbée à la surface est déterminée par la relation suivante : 𝑄 = 𝑆. 𝜀. 𝜎(𝑇𝑒 4 − 𝑇𝑟 4 )

( 14)

Avec : - 𝑄: la quantité de chaleur absorbée à la surface [W] ; - 𝑇𝑟 : la température du récepteur [°C] ; - 𝑇𝑒 : la température de l’émetteur [°C] ; - 𝜎 : la constante de Stefan-Boltzmann égale à 5,669 × 10−8 [𝑊/(𝑚2 . 𝑘 −4 )] ; - 𝜀 : l’émissivité1 ; - 𝑆 : la surface d’émetteur [m²].

1

Émissivité est le rapport entre l’énergie émise par une surface donnée à une température donnée (émissivité corps

noir égale à 1).

10 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

I.7.4.

Transfert thermique à travers un mur multicouche

Dans ce cas, les trois modes de transfert thermique interviennent simultanément. La formule de détermination du flux thermique est : 𝜑=

𝜃𝑖𝑛𝑡 − 𝜃𝑒𝑥𝑡 1 𝑒 1 +∑ 𝑖 + ℎ𝑖𝑛𝑡 𝜆𝑖 ℎ𝑒𝑥𝑡

(15)

Où : – (1/hext) :la résistance thermique superficielle externe [m².°C / W]; – ∑(ei/λi) : la somme des résistances thermiques des différentes couches de matériaux constituant la paroi [m².°C/W] ; – (1/hint) : la résistance thermique superficielle interne [m².°C / W]; – θint et θext : les températures internes et externes en [°C]. I.8. Production du froid [6] Il y a plusieurs modes de production du froid, mais le plus connu est la vaporisation d’un liquide pur à partir des machines frigorifiques. Ces machines sont distinguées en trois types différents : ▪ La machine à absorption dont la vaporisation se produit par absorption-distillationcondensation. Exemple : réfrigérateur à pétrole, … ; ▪ La machine à éjection : ce sont des simples évaporateurs où l’eau est soumise à la dépression provoquée par l’éjection d’un jet d’air. Exemple : froid dans les bateaux ▪ La machine à compression dont le cycle est composé de quatre éléments principaux : « vaporisation-compression-condensation-détente ». Exemple : chambre froide, réfrigérateur, tunnel, … Le système climatiseur utilisé dans les bâtiments tertiaires, industriels et habitations se fait généralement à partir des machines à compression. C’est pour cela que ce système est le plus connu dans le monde et la seule abordée dans cet œuvre. I.8.1.

Production du froid par la machine à compression [9]

La machine frigorifique à compression de vapeur est composée de 4 organes principaux sont : - Le moto-compresseur ;

- Le détendeur ;

- Le condenseur ;

- L’évaporateur.

Le fluide frigorigène décrit un cycle fermé en quatre phase à travers le circuit constitué des organes principaux :

11 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

-

La compression du fluide gazeux ;

- La détente du fluide liquide ;

-

La condensation du fluide gazeux ;

- La vaporisation du fluide liquide (production du froid).

Figure 4: Machine à compression pour produire froid -

Moto-Compresseur : il aspire le gaz frigorigène à basse pression et à basse température,

le comprime en absorbant un travail et le refoule à haute pression vers le condenseur ; -

Condenseur : c’est un échangeur thermique entre le fluide frigorigène (FF) et un fluide de

refroidissement. Le fluide frigorigène cède la chaleur acquise dans l’évaporateur lors de la compression du fluide surchauffé. Son passage dans le condenseur permet de changer l’état gazeux à l’état liquide. -

Détendeur : lors du passage du détendeur, le fluide frigorigène subit une chute de pression

par des pertes de charge jusqu’à la pression de vaporisation. -

Évaporateur : c’est un échangeur thermique entre le FF et le fluide à refroidir. Le Fluide

Frigorigène absorbe la chaleur du fluide à refroidir ; ce dernier se refroidit tandis que le FF se vaporise. I.9. Diagramme de Mollier L’ensemble du cycle peut être représenté dans le diagramme enthalpie de pression. Sous la courbe en couche se situent les états de mélange liquide-vapeur ; à gauche de la cloche, le fluide est à l’état liquide (il se « sous refroidit »), à droite le fluide est à l’état vapeur (il « surchauffe »).

12 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

Figure 5 : Diagramme de Mollier I.10. Les fluides frigorigènes [3], [6] Le fluide frigorigène est le combustible de toute installation frigorifique. Il y circule, s’évapore, comprime, liquéfie et détend pour assurer le transfert de chaleur entre les équipements (évaporateur et le condenseur de la machine). Il évolue cycliquement dans le circuit de la machine absorbant de la chaleur dans l’évaporateur et cédant de la chaleur dans le condenseur. I.10.1. Classification La classification des fluides frigorigènes se fait par leur origine et leur composition chimique. En général, ces fluides se divisent en deux : I.10.1.1. Les composés inorganiques Les fluides de cette famille sont ceux de la série 700. Le plus utilisé de cette famille est l’ammoniac (NH3) et il est désigné par R717 ; l’eau (H20) : R718 et le dioxyde de Carbone (CO2) : R744. I.10.1.2. Les composés organiques Cette famille est la dérivée de méthane (CH4) et de l’éthane (C2H6). Ils se divisent en trois sous familles : -

Les corps purs ;

-

Les mélanges ;

-

Les hydrocarbures.

À nos jours, les corps purs sont les plus utilisés. 13 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

I.10.1.2.1. Les corps purs Ils se divisent en trois groupes suivants ses compositions chimiques : – Frigorigènes CFC (chlorofluorocarbone) : R11, R12, R13, R113, R114, R115, etc. – Frigorigènes HCFC (hydrochlorofluorocarbone) : R22, R21, R142B, R123, R124, R141B, etc. – Frigorigènes HFC (hydroflurocarbone) : R134A, R23, R125, R143A, R404A, R407B, etc. Leur désignation est basée sur la règle suivante : ✓ R : Réfrigérant ; ✓ Chiffre des unités « unité » : nombre d’atomes de fluor ; ✓ Chiffre des dizaines « dizaine » : nombre d’atomes d’hydrogène + 1 ; ✓ Chiffre des centaines « centaine » : nombre d’atomes de carbones – 1. I.10.2. Impacts environnementaux des fluides frigorigènes Les impacts environnementaux liés aux fluides frigorigènes reposent sur les deux phénomènes [3] : -

La destruction de la couche d’ozone ;

-

Le réchauffement de la planète.

I.10.2.1. Destruction de la couche d’ozone [3], [8] L’ozone est une forme d’oxygène constituée de trois atomes au lieu de deux. Il se situe dans les stratosphères (11 à 48 km au-dessus de la surface de la terre). La molécule de certain fluide frigorigène (CFC) libère les atomes de chlore qui vont réagir avec l’ozone pour la détruire. Par conséquent une augmentation des rayons UV arrive à la surface de la terre. Exemple : cas du CFC R12 (CF2Cl2). UV + CF2Cl2 →Cl + CF2Cl (libération de molécule de chlore). Cl + 03 → ClO + O2 réaction du chlore libère avec l’ozone (destruction d’Ozone). Les conséquences de la destruction de la couche d’ozone sont : ➢ l’augmentation des cancers de la peau ; ➢ l’augmentation des cataractes et autres lésions oculaires ; ➢ la diminution du système immunitaire ; ➢ la baisse des rendements agricoles et la destruction des forêts ; ➢ la détérioration de la vie maritime.

14 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

I.10.2.2. Réchauffement de la planète [3], [8] La température de la terre est maintenue par un équilibre entre l’effet réchauffant émanant du rayonnement solaire venant de l’espace et l’effet refroidissement des rayons infrarouges émis par la surface chaude de l’écorce terrestre. Le rayonnement solaire sous forme de lumière visible qui atteint la terre se divise en plusieurs parties : une absorbée par l’atmosphère, une partie est réfléchie par les nuages et le sol, et le reste absorbée par la surface de la terre qui est réchauffée et émet des rayons IR de grande longueur d’onde. La longueur d’onde renvoyée est absorbée et ralentie par un certain gaz dans l’atmosphère. Il s’agit principalement du CO2, de la vapeur d’eau, du méthane (CH4) et de l’oxyde nitreux (N2O) et des fluides frigorigènes rejetés dans l’atmosphère (CFC). I.10.3. Choix des fluides frigorigènes [1] Le choix des fluides frigorigènes tient compte sur l’efficacité et la consommation énergétique de l’installation frigorifique. Chaque fluide frigorigène a ses propres caractéristiques physiques données par les constructeurs ou par des experts en matières. Alors, il n’existe pas de fluide frigorigène à usager universel idéal du fait de la diversité des domaines d’application. Néanmoins, les fluides frigorigènes les plus modernes ainsi que certains « produits plus anciens » savent répondre aux exigences les plus élevées. Il existe ainsi des solutions aussi bien intelligentes, économiques, et écologiques pour quasiment tous les domaines d’application. Les fluides frigorigènes devraient être si possible ni inflammables, ni toxiques, ni corrosifs. Et voici quelques propriétés essentielles pour choisir les fluides frigorigènes : ne pas détruire la couche d’ozone ; avoir un faible potentiel d’effet de serre² ; bonne miscibilité avec l’huile ; stabilité thermique et chimique ; puissance frigorifique et thermique élevées à faible consommation d’énergie ; bon rapport de pression ; faible température de compression et bon rapport qualité-prix. I.10.4. Comparaison des fluides frigorigènes Après l’interdiction des CFC (R12 nocif pour la couche d’ozone) dans les installations neuves, le R22 était employé dans le cas où l’installation exige la température d’évaporation élevée. Cependant, R12 et R22 ne satisfont plus les normes contemporaines environnementales car en juin 1998 et en janvier 2000, R12 et R22 ne doivent plus être utilisés.

² L’effet de serre est un processus naturel résultant l’influence de l’atmosphère sur les différents flux thermiques contribuants aux températures au sol d’une planète.

15 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

Depuis le 1er Juillet 2002, aucune climatisation contenant des HCFC ne peut être sur le marché. Après le 1er janvier 2010 aucun HCFC neuf ne pourra être utilisé en maintenance du système. Après 2015, aucun HCFC recyclé ne pourra être utilisé en maintenance de ce système. À partir de ce temps-là, le R134A, les mélanges de R407C et de R410A sont les plus utilisés dans les installations neuves et en maintenance climatisation. Tableau 1: Comparaison des fluides frigorifiques [3] Désignation Pression de condensation [bar] Pression d’évaporation [bar] Point d’ébullition [°C] Mélange

R407C

R410A

11,6

18,7

27,4

3,1

5,3

8,6

-26,4

-45,3

-51,4

R134 a (100%)

Avantages Inconvénient GWP1003 ODP 4

R134a

Coefficient d’efficacité frigorifique satisfaisant idéal pour les turbomachines Capacité frigorifique moins élevés par rapports au R22 1300 0

R32 (23%) R125 (25%) R134a (52%)

R32 (50%) R125 (50%)

Coefficient d’efficacité satisfaisant

Capacité frigorifique élevée

Capacité frigorifique moins satisfaisante par rapport R410A 1525 0

Pression élevées 1725 0

I.11. Les différents types du système de climatisation Les systèmes de climatisation peuvent être classés suivant les différents critères : le mode de distribution (unizone et centralisé), selon le débit (débit d’air constant et variable) et selon le type de médium utilisé (tout air, tout eau et mixte air/eau) [10]. Mais d’une manière générale, ils peuvent se diviser en deux parties : ❖ Les systèmes de climatisation individuelle ; ❖ Les systèmes de climatisation centralisée.

3

GWP :(Global Warming Potentiel) plus ce nombre est élevé, plus le fluide considéré augmente l’effet de serre.

4

ODP (Ozone Destruction Power) : plus ce nombre est proche de 1, plus le fluide considéré détruit la couche d’ozone.

16 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

I.11.1. Les systèmes de climatisation individuelle Ils permettent de climatiser d’une manière localisée. Ces appareils sont à détente directe c’està-dire que le froid est produit par les climatiseurs (unités intérieures) placés dans le local à climatiser. Ce système de climatisation se décompose en deux types : -

Le climatiseur monobloc ou fenêtre ou Window : c’est un appareil en un seul bloc

installé en allège ou en hauteur ou placé dans une fenêtre dont un côté (évaporateur) se trouve à l’intérieur du local à climatiser et l’autre côté (condenseur) à l’extérieur. [11]. -

Le climatiseur polybloc ou split system : ce système compose de groupe compresseur

(unité extérieure) comprenant le compresseur et un échangeur (le condenseur en mode froide et évaporateur en mode chaud) ; et l’unité intérieure comprenant un échangeur (évaporateur en mode froid, condenseur en mode chaud) qui distribue l’air traité dans la pièce par le biais du ventilateur de soufflage. Les deux unités sont reliées entre eux par une liaison frigorifique qui constitue deux tubes de cuivre (liquide et gaz) isolées par des manchons en mousse de caoutchouc (appelé Armaflex) ; et une connexion électrique qui est un câble à plusieurs conducteurs. Grâce à la technologie actuelle, le split system est possible d’avoir jusqu’à 5 unités intérieures raccordées à une seule unité extérieure. Dans ce cas, ils sont appelés : « multi-split ». La plupart des cas, la régulation des appareils est assurée par un thermostat qui fonctionne en Tout ou Rien.

Figure 6: Système de climatisation individuelle par split system [12]

17 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

I.11.2. Les systèmes de climatisation centralisée Les systèmes de climatisation centralisée ont la capacité d’alimenter plusieurs locaux voire tout un bâtiment avec un nombre très limité d’unité extérieure. Ce type de climatisation est généralement réservé aux bâtiments de grande capacité tels que les immeubles, les bureaux, les hôtels, …Parmi ces systèmes il y a : eau glacée, roof top et VRV ou DRV. -

Eau glacée : ce système est contraire au système à détente directe, il utilise le fluide

frigorigène et l’eau glacée. En général, il est constitué des principales parties suivantes : premièrement, la production d’eau glacée par des systèmes frigorifiques appelés : Groupes Frigorifiques ; deuxièmement la distribution de l’eau glacée par un réseau hydraulique qui est composé des appareils terminaux dans les locaux à traiter : ventilo-convecteurs pour les bureaux et les CTA pour apport d’air neuf et troisièmement le ballon tampon : c’est un élément facultatif, en sa présence, il peut se comporter comme accumulateur de froid [13]. -

Roof top : c’est un appareil construit en un seul bloc (monobloc) et qui est généralement

réservé à la climatisation de grande surface (salle de cinéma, supermarché). La plupart des cas, il est placé en toiture d’où le nom de « roof-top », cependant dans certains cas, il peut être installé au sol. L’installation de ce système demande une mise en œuvre des réseaux aérauliques pour distribuer l’air. Les principaux éléments de l’installation de ce système sont les suivants : d’abord un réseau aéraulique (CTA) qui achemine l’air traité vers les éléments terminaux de diffusion d’air ; et les éléments terminaux de diffusion d’air qui sont placés dans les surfaces à traiter (grilles, des portes filtres, etc.). -

Climatisation à VRV ou DRV : un système de conditionnement d’air à DRV (débit de

réfrigérant variable) ou à VRV (Volume de réfrigérant variable) utilise plusieurs unités intérieures (évaporateur en mode froid et condenseur en mode chaud) dans chaque local. Ces unités sont directement alimentées par le fluide frigorigène venant de l’unité extérieure en fonction des besoins dans les locaux. I.11.3. Comparaison des systèmes de climatisation D’après ces différents systèmes de climatisation, il est important de comparer des quatre systèmes (split system, roof top, eau glacée et VRV) pour canaliser nos études. Des études ont été fait qui montrent les avantages et les inconvénients des différents systèmes de climatisation (Annexe A). Mais dans le cas du bâtiment à grande dimension comme des bureaux, le système à VRV est le plus abordable d’après la combinaison des différents critères suivants : confort, esthétique, efficacité énergétique, impact environnemental, coût d’investissement et d’exploitation. 18 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

CHAPITRE II : SYSTÈME DE CLIMATISATION À VRV OU DRV II.1. Historique du système de climatisation à VRV [15] Le système de climatisation à VRV créé par DAIKIN en 1987 est un système thermodynamique à détente directe. Il s’agit d’un système basé sur la compression et la détente d’un gaz qui fournit l’air climatisé à partir de 4 unités intérieures connectées à une seule unité extérieure. Ce système existe soit en rafraîchissement ou en chauffage, soit en rafraîchissement et chauffage, donc on peut l’appeler « système réversible » ou plus communément pompe à chaleur. Le nouveau système INVERTER pouvant contrôler jusqu’à 8 unités extérieures avec une seule unité extérieure est lancé en fin d’année 1990. Le contrôle de la puissance de l’Inverter augmente énormément la souplesse et l’efficacité du système grâce à la vitesse variable et par conséquent il y a un débit variable qui permet d’adapter en temps réel de la vitesse du compresseur à la puissance nécessaire. Une étape fut également franchie en 1991 avec l’introduction du système VRV à récupération d’énergie qui offre simultanément le rafraîchissement et le chauffage à partir de différentes unités intérieures sur un même circuit de réfrigération. L’introduction du système DRV utilise le compresseur Inverter à courant continu et le réfrigérant R410A à la mise en série des unités extérieures et nouvelle conception de l’échangeur de chaleur sont véritables des causes d’accroitre le développement de la technologie à VRV pendant ces 20 dernières années. II.2. Définition La climatisation à VRV ou DRV (VRF en Anglais) c’est un système de climatisation à détente directe qui adapte le débit réfrigérant en fonction des besoins dans les locaux. Ce système permet d’alimenter plusieurs unités intérieures raccordées par des tubes frigorifiques petites dimensions à un seul unité extérieure (un groupe de compresseur). Les unités intérieures peuvent atteindre à quatre-vingt-dizaine selon les constructeurs. Ces unités sont reliées par la liaison frigorifique appelée « REFNET » [15]. Il est idéal pour les bureaux à plusieurs étages, villa de grande surface, …

19 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

Figure 7: Schéma principal à VRV 2 tubes II.3. Fonctionnement Les unités intérieures sont raccordées au groupe extérieur par une conduite frigorifique principale composée de deux ou trois tubes. Les canalisations frigorifiques peuvent avoir plusieurs dizaines de mètres de longueur, et des dénivellations importantes jusqu’à 15 étages [10]. Au sein de la gamme VRV, il existe des principales modes de fonctionnement selon le nombre des tubes installés : • Fonctionnement en froid seul : uniquement du froid ; • Fonctionnement réversible : froid ou chaleur ; • Fonctionnement à récupération d’énergie : froid et chaleur simultanément. Les deux solutions premières utilisent le système à « VRV 2 tubes », toutes les unités intérieures raccordées avec un seul groupe extérieur sont dans un mode de fonctionnement (chauffage ou rafraîchissement) identique. La dernière solution utilise à « VRV 3 tubes » appelée « récupération d’énergie » ; les unités intérieures sont totalement indépendantes, y compris dans le choix de leur mode de fonctionnement. Cette dernière offre la plus grande souplesse mais surtout aux niveaux des économies d’énergies. En effet, la tuyauterie supplémentaire est utilisée pour permettre un transfert thermique d’une zone chaude vers une zone froide et inversement [15].

20 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

Figure 8: Fonctionnement à récupération d’énergie II.4. Composants d’un système à VRV [16] Fluide réfrigérant : dans le cas du système à VRV, le fluide frigoporteur utilisé n’est ni l’eau ni l’air mais un fluide frigorigène bien spécifié. Par ailleurs, il est capable de passer de l’état liquide à l’état gazeux et vice versa sous des pressions généralement supérieures à la pression atmosphérique. Lors de ces changements d’état (phase) il absorbe ou cède une grande quantité de chaleur. À nos jours, les plus utilisés dans le système à VRV sont les fluides R407C et R410A. Unités intérieures : ces unités peuvent fonctionner soit en rafraîchissement, soit en chauffage grâce à un ventilateur hélicoïde qui force l’air du local à travers l’échangeur. Le débit de réfrigérant est en fonction de charge intérieure et de réglé en permanence par un détendeur électronique. On entend souvent le modèle de l’unité intérieure : système mural, en allège (ou console), plafonnier, gainable et cassette. Elles sont généralement composées de turbine (pour le brassage d’air à l’intérieur de la pièce), l’échangeur thermique (qui vaporise la fraicheur et absorbe la chaleur à l’intérieure de la pièce) et la carte électronique (qui gère la mise en marche de l’évaporateur et la régulation du fluide et la température à satisfaire). On entend souvent par ces unités les ventilo-convecteurs. Ces unités sont raccordées par de tube cuivre.

21 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

Figure 9: Différents types des unités intérieures

Figure 10: Les composants des ventilo-convecteurs Unité extérieure : c’est la combinaison d’un compresseur scroll (le plus efficace à vitesse variable), le détendeur, le ventilateur et la carte de gestion. Ce compresseur est appelé compresseur inverter, il est différent par rapport au compresseur traditionnel qui fonctionne à vitesse fixe en tout ou rien, l’inverter

permet s’adapter en fonction de la demande du local en

variant la fréquence du courant. Donc le volume aspiré et la puissance utile du compresseur s’adaptent au besoin du local en permanence. L’unité extérieure est généralement placée en toiture ou dans un local technique spécifique pour permettre le groupe condenseur facile à refroidir par l’air extérieur. Les unités extérieures sont modulaires et peuvent être alignées côte à côte.

Figure 11: Unité Extérieure de climatisation à VRV [15] Réseaux de distribution : ce sont des tuyauteries en cuivre de très faible diamètre pour minimiser les pertes dues au transport de la chaleur par rapport au système traditionnel. Liaison électrique : c’est une source d’alimentation électrique des unités intérieures et du groupe condenseur (GC) ou unité extérieure. 22 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

Liaison de communication : c’est une liaison qui communique le GC à l’évaporateur sur l’état et la position des deux parties. II.5. Fluides Frigorigènes R410A Les fluides R407C et R410A sont actuellement les plus utilisés en climatisation à VRV grâce à ses propriétés physiques qu’ils présentent. Des études préalables montrent que R410A présente des meilleures qualités physiques par rapport au R407C. Le R410A est un fluide frigorigène HFC (Hydrofluorocarbure) qui présente un mélange binaire entre R32(50%) et le R125(50%). Il remplace désormais le R22 pour toutes les applications du froid positif car il présente l’avantage de ne pas être nocif pour la couche d’ozone et offrir un rendement énergétique supérieur (5% à 6% supérieur au R22) [15]. L’utilisation de ce réfrigérant contribue à la réduction des pertes de pression, d’où la réduction de la taille des tubes d’évacuation, d’aspiration et de liquide.

Cela permet de limiter

l’encombrement des tuyauteries, de faciliter l’installation sur le site et de réduire les coûts des matériaux utilisés. Rappelons que le R32 et R125 sont deux fluides HFC : ils n’ont pas d’impact sur la couche d’ozone, alors que R410A possède donc la même propriété aux eux. Par rapport à R22, ce fluide est moins toxique, pourtant, il permet d’effectuer la maintenance des PAC ou des climatiseurs sur place. Grace aux nombreux avantages, ce gaz est devenu le plus utilisé pour faire fonctionner le PAC. II.6. Avantages et inconvénients de la climatisation à VRV Comme tous les systèmes de climatisation, le système à VRV présente des points forts et des points faibles qu’on va voir dans le tableau ci-après. Tableau 2: Avantages et inconvénients du système climatiseur à VRV [17] AVANTAGES - COP élevé ; - Facilité d’installation ; - Flexible à la modification ; - Système très écologique et moins encombrant ; - Faible consommation d’énergie permettant des économies d’énergie ; - Ultra silencieux au fonctionnement.

– – – –

INCONVÉNIENTS Système très cher à l’acquisition ; Manipulation du fluide frigorigène ; Rareté des pièces de recharge actuellement sur le marché local ; La longueur de la tuyauterie peut provoquer la perte de charge si les tuyaux ne sont pas bien isolés.

23 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

CHAPITRE III : ÉNERGIE SOLAIRE PHOTOVOLTAÏQUE III.1. Historique de photovoltaïque La découverte de l’effet photovoltaïque a été faite par un physicien Français appelé Alexandre Edmond Becquerel en 1839. Il s’agit d’une électrode plongée dans une solution conductrice exposée à la lumière pour produire une quantité d’électricité [18]. - En 1875 : Wener Simens exposait devant l’Académie des Sciences de Berlin un article sur l’effet photovoltaïque dans les semi-conducteurs. Mais jusqu’à la seconde Guerre Mondiale, le phénomène restait encore une curiosité de laboratoire. - En 1954 : trois chercheurs Américains : Chapin, Pearson et Prince ont fait la mise au point d’une cellule photovoltaïque à haut rendement au moment où l’industrie spatiale naissante cherchait des nouvelles solutions pour alimenter les satellites. La première cellule photovoltaïque a été développée aux Etats-Unis en 1954 par les chercheurs des laboratoires Bell, qui ont découvert que la photosensibilité du silicium pouvait être augmenter le rendement de cellule en ajoutant des impuretés. C’est une technique appelée le « dopage » qui est utilisée pour tous les semi-conducteurs. - 1958 : une cellule avec un rendement de 9% est mise au point. Les premiers satellites alimentés par des cellules solaires sont envoyés dans l’espace. - 1973 : la première maison alimentée par des cellules photovoltaïques est construite à l’Université de Delaware. Pendant les années 70, le monde traversait une crise de l’énergie. Depuis ce temps-là, le prix des carburants ne cesse pas d’accroitre, par contre, entre 2010 et 2015, le prix des cellules solaires diminue jusqu’à 58% selon le rapport de l’IRENA (Agence Internationale des Énergies Renouvelables), publié en 2016 [19]. Alors cette technologie d’énergie devient compétitive sur le marché mondial. Actuellement, les entreprises et les gouvernements de certains pays offrent des subventions et réductions pour encourager les propriétaires à investir dans les panneaux solaires pour leurs maisons.

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III.2. Paramètres de l’énergie solaire III.2.1. La latitude C’est l’angle formé par le plan équatorial et la direction reliant le lieu considéré au centre de la terre. Les latitudes de l’hémisphère Nord sont affectées d’un signe positif et celle de l’hémisphère Sud d’un signe négatif. III.2.2. La longitude Elle représente l’angle formé par le plan méridien du lieu considéré et le plan méridien origine. Ce dernier passe par l’observation de Greenwich et pour longitude 00. Les longitudes situées à l’Est de ce méridien sont positives et celles situées à l’Ouest négatives. III.2.3. L’altitude C’est l’élévation d’un lieu par rapport au niveau de la mer, mesuré en mètre[m]. III.2.4. Déclinaison C’est l’angle entre la direction du soleil et le plan équatorial. Elle traduit l’inclinaison du plan équatorial par rapport au plan écliptique. La variation varie entre -23,45° (le 21 Décembre) et 23,45° (le 21Juin). Cet angle varie très peu pendant une journée, ce qui permet d’approcher le mouvement quotidien du Soleil par rotation sur cône ayant comme axe l’équateur. III.2.5. Ensoleillement C’est la puissance du rayonnement solaire par une unité de surface exprimé en [W/m²]. III.2.6. Irradiation solaire C’est l’énergie solaire reçue pendant un intervalle de temps. Si cet intervalle de temps est le jour, elle s’exprime en Wattheure par mètre carré par jour [Wh/m²/j]. III.3. Situation énergétique à Madagascar [19], [20] Actuellement, le bois chauffé reste la principale source d’énergie de la population Malagasy que ce soit pour la cuisson et le chauffage ou l’éclairage. Les ressources forestières fournissent plus de 80% de l’énergie consommée au pays. Le pétrole est la seconde source pour l’éclairage et la motorisation car trois quarts de la population Malagasy se sert du pétrole lampant pour l’éclairage. Pour les besoins en hydrocarbure, Madagascar est obligé d’importer l’entièreté de ses besoins, environ 200 000 m3 de produit liquide et 50 000 tonnes de gaz en 2014. À Madagascar, seuls 55,38% de la population urbaine et 5,21% de la population rurale ont accès à l’électricité à la fin 2014 selon le rapport de l’ADER en Décembre 2015. Le principal opérateur 25 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

de l’électricité est la JIRAMA (Jiro sy Rano Malagasy) mais des opérateurs privés se sont mis en place depuis la réforme qui a ouvert le secteur de l’électricité vers la fin des années 1990. Alors, la JIRAMA rencontre de nombreuses difficultés à satisfaire une demande de plus en plus grande c’est-à-dire qu’elle n’arrive pas à récompenser la demande en pointe et des délestages5 tournants interviennent régulièrement. De plus, le prix de kWh est relativement cher à Madagascar, en raison de l’importance des centrales thermiques utilisant du gasoil comme combustible. Ce prix est près du double de celui de l’île Maurice et l’Afrique du Sud en 2007 selon MET (Mission Économique de Tananarive). Pour réduire ce prix et l’importation d’hydrocarbure, Madagascar doit exploiter les ressources renouvelables. Parmi ces énergies, ce sont l’énergie hydroélectrique et solaire qui ont des pourcentages respectivement de 7,4% et 0,2 pour le milieu urbain et de 13% et 14% pour le milieu rural selon l’ORE (l’Office de Régulation de l’Électricité) en 2016. III.4. Contexte de l’énergie photovoltaïque à Madagascar Madagascar est située à la longitude de 47°29 Est et à la latitude 19° dans l’hémisphère Sud. L’irradiation solaire moyenne annuelle est de 1500 à 2 100 kWh/m². Toutes les régions du pays bénéficient de 2 800 heures d’ensoleillement par an, alors que notre île est parmi les pays riches en potentiel solaire au monde. III.5. L’énergie solaire L’énergie solaire désigne l’énergie fournie par les rayons du soleil. Le soleil est la source d’énergie le plus puissant parmi à des énergies gratuites, donc il n’y a qu’à l’exploiter. Les technologies actuelles transforment l’énergie solaire en une forme électrique ou thermique que nous pouvons utiliser directement. C’est le cas de cellules photovoltaïques qui transforment le rayonnement solaire en électricité à l’aide d’une cellule photovoltaïque.

5

Le délestage consiste à arrêter volontairement l’approvisionnement d’un ou plusieurs consommateurs pour rétablir

rapidement l’équilibre entre la production et la consommation du réseau.

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Figure 12 : Principe de l’énergie solaire III.5.1. Le soleil Le soleil est une étoile le plus proche de nous dont la distance environ 150 millions de kilomètres. L’énergie solaire est produite par les réactions nucléaires qui se déroulent au cœur du soleil. Cette énergie tient la place importante pour la terre et surtout pour la vie humaine. Le tableau suivant montre les caractéristiques physiques du soleil. Tableau 3: Caractéristique du soleil [21] Caractéristiques du soleil Age 4,6 milliards d’années Diamètre équatorial 1 392 530 km Circonférence 4 372 544 km Distance par rapport à la Terre 149 598 000 km Hydrogène Hélium Composition (%) Oxygène Carbonne Autres éléments Noyau Température Zone radiative Zone de convection et photosphère Densité 1,41

73,46 24,85 0,77 0,29 0,63 15 000 000 °K 1 500 000 °K 6 000 °K

Le soleil produit de l’énergie grâce aux réactions de fusion nucléaire qui se produisent dans son noyau, à cause de la chaleur et de la pression très élevées : les atomes d’hydrogène et leur isotrope se heurtent violement pour former d’hélium, libérant en même temps une énorme quantité d’énergie sous forme d’un rayonnement électromagnétique de basse longueur d’onde et de très haute fréquence.

27 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

Par conséquent, le rayonnement tombant sur une surface horizontale est constitué : •

d’un rayonnement direct associé à l’irradiance direct sur la surface ;

•

d’un rayonnement diffus qui frappe la surface depuis l’ensemble du ciel et non depuis une partie spécifique de celui-ci ;

•

d’un rayonnement réfléchi sur une surface donnée par le sol et l’environnement.

Figure 13: Composant du rayonnement solaire En hiver, le ciel est couvert et le composant diffus est donc supérieur au composant direct. Le rayonnement réfléchi dépend de la capacité d’une surface à réfléchir. Il est mesuré par le coefficient albédo6 calculé pour chaque matériau. III.6. Principaux composants d’une installation photovoltaïque Une installation photovoltaïque est composée quatre éléments principaux : le panneau solaire ou capteur solaire, la batterie, le régulateur et l’onduleur. III.6.1. Panneau solaire Avant de définir, il est important de souligner que le panneau solaire se divise en deux : -

Les panneaux solaires thermiques : appelés capteurs solaires thermiques, qui conviennent

la lumière en chaleur récupérée et utilisée sous forme d’eau chaude. -

Les panneaux solaires photovoltaïques : appelés modules photovoltaïques, qui

convertissent la lumière en électricité. Le solaire photovoltaïque est communément appelé PV et c’est ce qu’on parle dans cet ouvrage.

6

Le coefficient albédo est le pouvoir réfléchissant d’une surface, c’est le rapport entre l’énergie lumineuse réflechie

et l’énergie lumineuse incidente sur la surface donnée.

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Le capteur solaire photovoltaïque ou panneau solaire photovoltaïque ou panneau PV est un module photovoltaïque qui fonctionne comme un générateur électrique du courant continu et constitue par un ensemble des cellules photovoltaïques reliées électriquement entre eux. Il est généralement bleue uniforme (cellules monocristallines) ou bleu non uniforme (cellules polycristallines). La puissance crête d’un panneau photovoltaïque a été inventée pour pouvoir comparer les différentes technologies et type de panneau photovoltaïque. III.6.1.1. La cellule photovoltaïque Une cellule photovoltaïque ou cellule solaire est un composant électronique exposé aux photons de la lumière pour produire de l’électricité. La puissance obtenue est proportionnelle à la puissance de la lumière incidente et dépend du rendement de la cellule.

Figure 14: Cellule photovoltaïque III.6.1.2. Constitution des cellules photovoltaïques

Figure 15: Constitution des cellules photovoltaïques [22] III.6.1.3. Fonctionnement Le fonctionnement qualitatif d’une cellule photovoltaïque est le suivant : les photons (particules de lumière) frappent la cellule, ils transfèrent leur énergie aux électrons du silicium. Le silicium est traité (dopé) de manière que tous les électrons se dirigent dans le même sens, vers la grille métallique du dessus, créant ainsi un courant électrique continu dont l’intensité est en fonction de l’ensoleillement.

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III.6.1.4. Les différents types de technologie d’une cellule photovoltaïque En général, il existe trois types de cellule PV : monocristalline, polycristalline et amorphe. Chaque type présente ses propres avantages comme nous allons voir dans le tableau ci-dessous. Tableau 4: Les technologies d’une cellule photovoltaïque [23] Type

Monocristalline

Polycristalline

Amorphe

Rendement

14 à 20%

11 à 15%

5 à 9%

Durée de vie Coût de fabrication

30 ans

30 ans

20 ans

Cellule et module

Puissance Effet de rayonnement Effet de la température

Fabrication

Couleur

Élevé

Moyenne

100 à 150Wc/m² 100 Wc/m² 7m² /kWc 8m² /kWc Rendement faible sous Rendement faible sous faible éclairement faible éclairement Perte de rendement Perte de rendement avec avec l’élévation de la l’élévation de la température température Élaborés à partir de Élaborés à partir d’un silicium de qualité bloc de silicium fondu électronique qui en se refroidissant forme qui s’est solidifié en format un seul cristal. plusieurs cristaux.

Bleue uniforme.

Bleue, mais non uniforme : on distingue des motifs créés par les différents cristaux.

Faible 50Wc/m² 16m² /kWc Fonctionnement correct avec un éclairement faible Peu sensible aux températures élevées et rendement faible en plein soleil. Couches très minces de silicium qui sont appliquées sur du verre, du plastique souple ou du métal, par un procédé de vaporisation sous vide. Surface de panneau plus importante que pour autres panneaux au silicium ; Performance diminuant avec le temps.

III.6.1.5. Effet de l’ombrage En cas d’ombrage, une cellule PV présentant une jonction P-N cesse de produire de l’énergie et devient une charge passive [22]. Cette cellule se comporte comme une diode qui bloque le courant produit par les autres cellules raccordées en série et compromettant toute la production du module. 30 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

Afin d’éviter qu’une ou plusieurs cellules ombragées ne soient pas en danger la production de l’ensemble d’un string7, on installe de diode by-pass8 dans chaque string et la diode anti-retour entre les modules et la batterie. Par conséquent, le fonctionnement du module est garanti même si l’efficacité est réduite. En théorie, il serait nécessaire de monter une diode by-pass en parallèle à chaque cellule, toutefois cela s’avèrerait trop onéreux en termes de rapport coût/bénéfice. III.6.1.6. Les facteurs influençant sur le fonctionnement d’une cellule photovoltaïque [18] Lorsque la lumière frappe une cellule solaire, des porteurs de charge libre sont créés en raison l’effet photovoltaïque, ceci permet au courant de circuler à travers une charge connectée. Le photon courant qui est généré en interne dans une cellule solaire, il est proportionnel à l’intensité du rayonnement. La figure suivante montre les niveaux d’ensoleillement à une température donnée. Le courant varie directement avec le rayonnement lumineux, la tension restant relativement constante (figure 16). Cela est intéressant, notamment pour la charge d’une batterie. D’après la figure 17, la température a un léger effet sur le courant, mais une augmentation de la température cause une diminution apparente sur la tension de circuit ouvert.

Figure 16 : Influence de l’ensoleillement sur les cellules photovoltaïques [18]

7

String c’est la chaine PV dans lequel des modules sont connectés en série afin de former des ensembles de façon à

générer la tension de sortie spécifiée. 8

Les diodes parallèles ou by-pass ont pour but de protéger une série de cellule dans le cas d’un déséquilibre lié à la

défectuosité d’une ou plusieurs des cellules de cette série.

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Figure 17 : Influence de la température sur les cellules photovoltaïques [18] III.6.2. La Batterie [24] III.6.2.1. Définition La batterie permet de stocker l’énergie électrique sous forme chimique produite par le générateur et de restituer sous forme d’électricité selon des réactions réversibles : déchargées à l’état initial, se chargent et se déchargent pendant un temps limité par le cycle9. Dans le cas des PV, elle sert à stocker l’énergie électrique excédentaire produite par le ou les panneaux solaires. La batterie charge pendant le jour pour pouvoir alimenter la nuit ou les jours de mauvais ensoleillé. L’utilisation de ces batteries est facultative comme dans la centrale solaire photovoltaïque raccordée aux réseaux électriques. Si on ne l’utilise pas, l’énergie produite par les modules est directement consommée. III.6.2.2. Constitution Une cellule est constituée de trois éléments de base : - Une électrode positive (cathode) ; - Une électrode négative (anode) ; - Un électrolyte. Globalement, l’objectif d’une cellule est de créer une différence de potentiel entre les deux électrodes liées à leur matériaux constituants. L’électrolyte permet la migration des ions entre l’anode et la cathode tout en interdisant le transfert des électrons.

9

Le cycle d’un accumulateur se compose d’une décharge et d’une charge. Ce cycle représente l’unité de mesure

permettant de déterminer la durée de vie de la batterie.

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III.6.2.3. Caractéristique des batteries III.6.2.3.1. Capacité de batterie La capacité des stockages exprimée en Ampère-heure représente la quantité maximum d’énergie ou la quantité de charge qu’il est possible d’obtenir pendant un temps sous la tension nominale. L’unité du système internationale est le Coulomb (C) qui vaut 3 600Ah. III.6.2.3.2. Durée de vie C’est le nombre de séquence de charge : décharge, que peut subir une batterie à sa profondeur de décharge. Il détermine les performances de la batterie et sa durée de vie. III.6.2.3.3. Tension de vide La tension de vide (open circuit voltage) désigne la tension d’équilibre de la batterie au repos. Elle est définie comme la différence des potentiels d’équilibre entre les deux électrodes. III.6.2.3.4. Profondeur de décharge C’est le pourcentage d’énergie maximum que l’on peut retirer d’une batterie. Elle ne doit pas être déchargée au-delà de cette valeur, afin de prolonger sa durée de vie. III.6.2.3.5. Taux d’autodécharge Le taux d’autodécharge d’un accumulateur représente la perte moyenne relative de capacité par mois et pour une température donnée. III.6.2.3.6. Taux de décharge C’est le temps nécessaire pour décharger entièrement la batterie. Par exemple : une batterie de capacité 100Ah et de courant de décharge de 5A : le taux de décharge sera 100Ah/5A soit 20heures. Il est noté C/20. III.6.2.3.7. Taux de recharge C’est la quantité de courant qu’il faut pour recharger une batterie en une temps donnée (temps du taux de décharge). III.6.2.3.8. Comparaison des batteries Il existe plusieurs types des batteries, mais les plus utilisées sont les accumulateurs en plomb, nickel, lithium.

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Tableau 5: Comparaison des batteries [25] Caractéristique Tension d’un élément [V] Rendement [%] Puissance massique [W/kg] Durée de vie [cycle] Température normale de fonctionnement [°C]

2 78 – 85 100 - 200 600 – 900

Nickel-cadmium (Ni-Cd) et nickel hydride métallique (Ni-MH) 1,2 35 – 85 100 – 500 ˃ 1 000

Lithium-ion (Liion) et lithium – polymère (Li-Po) 3–4 85 – 90 300 - 500 ˃ 1 000

10 - 55

20 - 55

10 -60

Batterie Plomb (Pb)

Le choix de batterie à utiliser se fait selon utilisation, le plus utilisé dans le système PV est la batterie au plomb à cause des raisons suivantes : faible coût, bon rendement, meilleur en terme coût/ performance/ entretient, sa durée de vie, caractéristiques électrochimiques favorables, bonne tenue aux températures extrêmes et une large disponibilité. III.6.2.4. Causses de vieillissement des batteries Il existe plusieurs causes de vieillissement prématuré [25] : – Décharge trop profonde : pertes de charge ; – Charge incomplète : perte de capacité ; – Surcharge : gazage trop fort (perte d’eau) donc corrosion des plaques ; – Température : charge et décharge rapide entrainent un échauffement par la résistance interne (perte de joule). La durée de vie d’une batterie diminue de moitié pour chaque 10°C d’élévation. III.6.3. Régulateur Le régulateur régule la charge et la décharge de la batterie suivant sa capacité. Il assure la protection contre la surcharge et les courts-circuits qui provoqueraient un vieillissement prématuré des batteries. Il est placé entre les modules solaires photovoltaïques et les batteries. Il possède une diode anti-retour pour éviter le retour du courant vers le générateur. Le dimensionnement du régulateur est en fonction de puissance du générateur. L’intensité d’entrée du régulateur doit être supérieure à la valeur maximale produite par le générateur.

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III.6.4. L’onduleur d’un PV C’est un appareil électrique qui transforme le courant continu provenant des panneaux PV en courant alternatif. En site isolé, il permet d’alimenter les récepteurs qui fonctionnent en courant alternatif. Certain onduleur de ce type ayant un signal de sortie alternatif quasi sinusoïdal. En site non isolé, on peut utiliser un onduleur pour renvoyer de l’énergie sur le réseau. Dans ce cas, on utilise l’onduleur sinusoïdal qui coûte de quatre à cinq fois plus cher qu’un onduleur quasi sinusoïdal. Certain type de cet onduleur ne fonctionne pas quand il y a une coupure de l’électricité du réseau sauf s’il y a des dispositifs anti-délestages car il a besoin d’une fréquence de 50Hz pour le fonctionner. Grâce à la technologie actuelle, on peut utiliser l’onduleur hybride pour application du système photovoltaïque à grande capacité. III.7.

Onduleur hybride [25]

Un onduleur hybride ou un onduleur intelligent est conçu pour les applications utilisant les énergies renouvelables pour l’autoconsommation et en particulier les énergies photovoltaïques. Il permet de choisir et d’orienter l’énergie renouvelable, l’énergie du réseau et l’énergie du stockage en fonction de la consommation. De plus, cette solution contient la technologie du régulateur interne pour assurer la régulation en permanence du système afin d’optimiser la charge et la décharge de la batterie et de prolonger leur durée de vie. Dans notre cas, ce système est utilisé pour permettre de se choisir si l’électricité provenant des panneaux photovoltaïques doit être stockée et/ou consommée (smart grid) par un appareil piloté (une intelligence interne). L’électricité produite à partir de ces onduleurs pur sinus (sinusoïdale) est stable. Actuellement, la technologie de cet onduleur utilise presque dans toute application du système photovoltaïque à grande capacité. - Mode OFF GRID (hors réseau) : l’onduleur utilise les panneaux et/ou les batteries pour alimenter les charges. Il est possible de coupler à un groupe électrogène à l’entrée AC sur l’onduleur pour assurer une alimentation de secours. Cette mode est connectée obligatoirement sur un parc batterie. - Mode ON GRID (lié au réseau) : l’onduleur utilise les panneaux ou le réseau pour alimenter les charges. Dans ce cas, il est possible de vendre l’énergie ou l’excèdent d’énergie. - Mode hybride : le système fonctionne sur le module photovoltaïque, un parc batterie mais aussi lié au réseau. Les charges connectées à l’onduleur sont toujours alimentées même en cas 35 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

de coupure du réseau électrique grâce à la mode BACK-UP qui assure le rôle d’UPS (alimentation sans interruption).

1. Entrée panneaux solaires 2. Interrupteur ON/OFF 3. Entrées de la batterie 4. Contact sec

5. Port USB 6. Port de communication RS2327. Entrée AC 8. Sortie AC 9. Disjoncteur Figure 18: Onduleur hybride [25]

III.8. Avantages et inconvénients d’une installation photovoltaïque [26] III.8.1. Avantages La technologie photovoltaïque présente un grand avantage : - Le soleil est une source d’énergie propre et renouvelable, qui ne produit ni le gaz ni le déchet toxique par son utilisation ; - Une haute fiabilité, car elle ne comporte pas de pièces mobiles ce qui la rend particulièrement appropriée aux régions isolées ; - Le caractère modulaire des panneaux photovoltaïques permet un montage simple et adaptable à des besoins énergétiques divers. Et les systèmes peuvent être dimensionnés pour les applications de puissance en allant du milliwatt au Mégawatt ; - Il est flexible et peut être élargi à n’importe quel moment pour répondre à vos besoins en matière d’électricité ; - Il peut être combiné avec d’autre sources d’énergie pour augmenter la fiabilité de système. - L’énergie produite par ces modules est consommée directement, il nécessite ni de transport, et ni de combustion. III.8.2. Inconvénients - La fabrication du module photovoltaïque relève de la haute technologie et requiert des investissements d’un coût élevé ; - Les générateurs PV ne sont compétitifs que par rapports aux générateurs diesels ; - Le rendement réel de conversion d’un module est faible; - Enfin, lorsque le stockage de l’énergie électrique sous forme chimique (batterie) est nécessaire, le coût du générateur PV est accru. 36 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

37 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

CHAPITRE IV : BILAN DE PUISSANCE FRIGORIFIQUE IV.1. Les différents types du bilan thermique Le calcul du bilan thermique de climatisation permet d’évaluer les apports de chaleur dans un local dans le but de déterminer les puissances optimales des éléments de l’installation pour répondre aux critères demandés par le propriétaire ou le client. Ce bilan peut se déterminer par deux méthodes bien distinctes : ➢ Le bilan thermique en régime statique et ➢ Le bilan en régime dynamique. IV.1.1. Le bilan thermique en régime statique [9], [27] Cette méthode peut évaluer les charges calorifiques enceinte du bâtiment de l’extérieur et de l’intérieur sans ou/et en tenir compte des paramètres variables (température, ensoleillement, …), à savoir : -

Les méthodes arbitraires de la puissance ;

-

La méthode simplifiée France air ;

-

La méthode simplifiée d’ASHRAE ;

-

La méthode simplifiée d’Airwell ;

-

La méthode simplifiée Xpair ;

-

La méthode détaillée utilisant un logiciel sous Excel ;

-

La méthode de surface ou de ratio ;

-

La méthode de calcul simplifiée du bilan thermique en climat tropical ;

-

La méthode de Libert ;

-

La méthode simplifiée York ;

-

Etc.

La plupart de temps, cette méthode est manuelle, donc il est nécessaire pour les étudiants en connaissant les différentes étapes de calcul de la puissance frigorifique. IV.1.2. Le bilan thermique en régime dynamique Ce sont des logiciels crées par des experts ou des sociétés commerciales des équipements frigorifiques pour prendre en compte le comportement du bâtiment afin de répondre au confort souhaité par le client et de mieux connaître le profil énergétique de ce dernier. Dans le cadre d’études, il est utilisé pour vérifier les calculs manuels. 38 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

IV.2. Choix d’une méthode de calcul [27] Le paragraphe précédent illustre des différentes méthodes de calculs de la charge frigorifique. Chaque méthode présente ses particularités (avantages et inconvénients). Mais les écarts entre les résultats proviennent du fait de la non prise en charge dans le calcul de certains paramétrés par d’autre méthode telle que : l’inertie thermique, la nature de parois, les conditions climatiques, l’orientation des parois, etc. Pour éviter d’être affronté aux difficultés de choix des méthodes de bilan thermique, Ernest A.O. et B. Vondou ont déjà fait des observations des différents résultats en fonction de destination des locaux (tableau [6]). En comparant avec les résultats des logiciels, ils ont constaté que des méthodes donnent des résultats supérieurs qui pourraient être les meilleures méthodes de calculs de la charge frigorifique. Tableau 6: Méthode de calcul conseillé en fonction de l’utilisation [27]

Méthode Ratio York Carrier ASHRAE Logiciel sous Excel

Destination des locaux Salle Chambre Bureaux Amphithéâtre Boutique et de ou ou local ou salle de Supermarché classe dortoir assimilées conférence X X X X X X X X X X X X X X X X X

X

X

X

X

Café et restaurant

Hôpital

X X

X X

X

X

D’après le tableau ci-dessus, les méthodes Carrier, ASHRAE et logiciel sous Excel sont des meilleurs calculs des charges frigorifiques à cause de leurs standardisations pour toute la destination des locaux. Mais les méthodes Carrier et logiciel sous Excel sont des programmes (logiciels) sous forme de feuille de calcul Excel. Alors, ces deux méthodes sont utilisées pour vérifier ou estimer rapidement la puissance frigorifique en entrant les paramètres qu’elles demandent. De plus, un ingénieur sortant de l’École Supérieure Polytechnique dans son œuvre dit que : « la détermination de bilan thermique par la méthode ASHRAE est une méthode de calcul un peu plus proche de cas réel » c’est-à-dire que la différence des résultats obtenus manuellement et logiciellement est presque confondue. C’est pour ces raisons que nous allons utiliser la méthode ASHRAE. 39 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

IV.3. Bilan thermique par la méthode ASHRAE CLTD/CLF ASHRAE ou American Society of Heating Refrigerant and Air-Conditioning Engineers est une méthode de calcul de la charge frigorifique d’un bâtiment en fonction des coefficients de la fonction de transfert. Ces coefficients sont déterminés en tenant compte de la géométrie, de la configuration et les différentes couches qui constituent la paroi. Ce qui signifie que le gain de la chaleur est déterminé en tenant compte de l’inertie thermique. IV.3.1. Détermination des coefficients de transmission des parois IV.3.1.1.

Coefficient de transmission surfacique Ashrae (U Ashrae)

En été, on considère que le flux thermique est inversé et les échanges superficiels sont en conséquence différents de ceux qui sont en hiver. On utilise coefficient « U Ashrae » pour calculer des apports. 𝑈 𝐴𝑠ℎ𝑟𝑎𝑒 =

1 1 1 1 1 1 − − + + 𝑈 ℎ𝑖𝑣𝑒𝑟 ℎ𝑖 ℎ𝑖𝑣𝑒𝑟 ℎ𝑒 ℎ𝑖𝑣𝑒𝑟 ℎ𝑒 é𝑡é ℎ𝑖 é𝑡é

(16)

Avec : - (1/he été) : la résistance d’échange thermique externe en été ; - (1/hi été) : la résistance d’échange thermique interne en été ; - (1/he hiver) : la résistance d’échange thermique externe en hiver ; - (1/hi hiver) : la résistance d’échange thermique interne en hiver ; - (1/U hiver) : la résistance thermique des parois en contact avec extérieurs. IV.3.1.1.1.

Détermination des he et hi en hiver

Pour une superficielle plane, le coefficient d’échange en hiver se détermine par la formule suivante : ℎ ℎ𝑖𝑣𝑒𝑟 = ℎ𝑎 + ℎ𝑟 -

ℎ𝑟 : le coefficient d’échange par rayonnement en [W/m². K] ;

-

ℎ𝑎 : le coefficient d’échange par convection [W/m². K] ;

(17)

Calcule hr ℎ𝑟 = 𝜀 ℎ𝑟𝑜 -

𝜀 : émissivité hémisphérique de la surface : 𝜀 = 0,9 ;

-

ℎ𝑟𝑜 : coefficient de rayonnement d’un corps noir (voir le tableau 7).

(18)

40 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

Tableau 7 : Valeur des hro en fonction de la température moyenne Température moyenne Tm [°C] -10 0 10 20 30

𝒉𝒓𝒐 [W/ (m².K)] 4,1 4,6 5,1 5,7 6,3

Pour les faces extérieures : (19)

ℎ𝑎 = 4 + 4𝑣 -

Où v la vitesse du vent qui sera exprimée en [m/s].

Et pour les faces intérieures, la valeur de ha sera lue dans le tableau suivant : Tableau 8: Valeurs de ha sur les surfaces intérieures Flux de charge Ascendant Horizontal Descendant

𝒉𝒂[W/ (m².K)] 5,0 2,5 0,7

Détermination U hiver Le coefficient de transmission surfacique de la paroi en contact avec extérieur 𝑈 ℎ𝑖𝑣𝑒𝑟 =

1 𝑅𝑖ℎ𝑖𝑣𝑒𝑟 + ∑ 𝑅𝑖 + 𝑅𝑒ℎ𝑖𝑣𝑒𝑟

(20)

Où : -

𝑈 ℎ𝑖𝑣𝑒𝑟 : le coefficient de transmission surfacique global de la paroi [W/(m².K)]

-

𝑅𝑖ℎ𝑖𝑣𝑒𝑟 𝑒𝑡 𝑅𝑒ℎ𝑖𝑣𝑒𝑟 : les résistances superficielles côtés intérieures et extérieures de la paroi sont respectivement : 𝒉𝒊

𝟏

𝒉𝒊𝒗𝒆𝒓

-

et 𝒉𝒆

𝟏 𝒉𝒊𝒗𝒆𝒓

;

𝑅𝑖 : la résistance thermique de la paroi [m².K/W].

IV.3.2. Orientation des locaux L’orientation du local à climatiser permet de connaitre l’heure de la charge réfrigérante maximale pour effectuer le calcul du bilan thermique. Nous présentons sur la figure ci-après les possibilités d’orientation des locaux [28].

41 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

Figure 19: Les différents types d’orientation des locaux Chaque numéro corresponde à une orientation, la désignation est indiquée sur le tableau 9. IV.3.3.

L’heure de charge réfrigérant maximale

Le calcul du bilan thermique s’effectue à partir de l’heure où la demande en réfrigération est maximale car cette heure réfrigération coïncide avec l’heure des apports solaires maximales. Tableau 9: L’heure de charge réfrigérant maximale en fonction des orientations du local dans les régions tropicales [28] Orientation des locaux 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26

Nombre de murs exposés

1

2

3

4

Murs exposés N NE E SE S SO O NO N-E NE - SE S-E SE-SO S-O SO - NO O-N NO - NE O-N-E NO - NE - SE N-E-S NE – SE - SO E-S-O SE - SO - NO S-O-N SO – NO - NE S-O-N-E SO – NO – NE - SE

Heures de réfrigération maximale 14 14 9 10 13 16 16 17 9 9 10 15 15 16 16 17 16 16 10 15 15 16 16 16 15 16 42

Manatsara Marcellin Alisé Christophe

IV.4. Les apports externes Les apports externes sont généralement des apports par les conductions, le rayonnement et la menuiserie. IV.4.1.

Les apports par conduction

Les apports par conduction sont la somme des apports par les parois opaques et par les parois vitrées. IV.4.1.1. Apport par conduction des parois opaques Les parois opaques sont des murs, plafond et planche en béton, brique, placo, en bois, … ou bien ces parois ne sont pas transparentes veut dire qu’ils ne laissent pas passer la lumière à l’intérieure du local. La formule générale pour déterminer ses apports est : 𝐴𝑝𝑝𝑜𝑟𝑡𝑠 = 𝑈𝐴𝑠ℎ𝑟𝑎𝑒 ∗ 𝑑𝑇𝑂 ∗ 𝑓 en [W/m2]

(21)

Avec : - 𝑓 : le facteur de réduction d’apport généralement égal à 1 ; - 𝑑𝑇𝑂 : la différence de température de la paroi opaque entre l’intérieur et l’extérieur [°C] ; - 𝑈𝐴𝑠ℎ𝑟𝑎𝑒 : déterminé par la relation (16). Le seul paramètre inconnu est le dTO, pour le déterminer, on prend un mois M et une heure H. La différence de température équivalente est donnée par : 𝑑𝑇𝑂 = 𝐶𝑜𝑟𝑟𝑇𝑒𝑚𝑝[𝑀] + (𝐿𝑚𝐺𝑙𝑜𝑏𝑎𝑙[𝑀] + 𝐶𝑙𝑡𝑑𝐺𝑙𝑜𝑏𝑎𝑙[𝐻]) ∗ 𝐾𝑎𝐶𝑜𝑢𝑙

(22)

Avec : - 𝑪𝒍𝒕𝒅𝑮𝒍𝒐𝒃𝒂𝒍 : la différence de température équivalente, calculé par la relation (23). - 𝑳𝒎𝑮𝒍𝒐𝒃𝒂𝒍 : c’est une correction de CLTD qui dépend de la latitude, du mois (Latitude Month) et de l’orientation, calculé par la relation (24). - 𝑪𝒐𝒓𝒓𝑻𝒆𝒎𝒑[𝑴] : correction apportée à la différence de température standard. Il permet de se ramener aux conditions réelles moyennes sur le mois. Sa mode de calcul est donnée par l’équation (25). - 𝑲𝒂𝑪𝒐𝒖𝒍 : le coefficient d’absorption en fonction de la couleur de la paroi donnée par le tableau suivant :

43 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

Tableau 10: Coefficient d’absorption [29] Désignation Plafond

Coefficient d’absorption [𝑲𝒂𝑪𝒐𝒖𝒍]

Plafond clair

0,5

Plafond moyen, sombre ou noir Mur

1

Mur clair

0,65

Mur moyen

0,83

Mur sombre ou noir

1

Calcul de 𝑪𝒍𝒕𝒅𝑮𝒍𝒐𝒃𝒂𝒍 𝐶𝑙𝑡𝑑𝐺𝑙𝑜𝑏𝑎𝑙 est calculé suivant la formule: 𝐶𝑙𝑡𝑑𝐺𝑙𝑜𝑏𝑎𝑙 = 𝐴𝑓𝑓 ∗ 𝐶𝑙𝑡𝑑𝐸𝑛𝑠 + (1 − 𝐴𝑓𝑓) ∗ 𝐶𝑙𝑡𝑑𝑂𝑚𝑏

(23)

Avec : - 𝑨𝒇𝒇 : le facteur d’affaiblissement dû aux masques proches, brise-soleil et ombrage par l’horizon. Il est égal à 0 pour une paroi à l’ombre. - 𝑪𝒍𝒕𝒅𝑬𝒏𝒔 : la différence de température standard lue dans la table pour une paroi ensoleillée ; - 𝑪𝒍𝒕𝒅𝑶𝒎𝒃 : la différence de température standard lue dans la table pour une paroi à l’ombre. 𝐶𝑙𝑡𝑑𝐸𝑛𝑠 𝑒𝑡 𝐶𝑙𝑡𝑑𝑂𝑚𝑏 : dépendent de l’heure solaire, de l’orientation et du groupe ASHRAE de la paroi et lus dans les tables ASHRAE 1985(ANNEXE B). Calcul de 𝑳𝒎𝑮𝒍𝒐𝒃𝒂𝒍 𝐿𝑚𝐺𝑙𝑜𝑏𝑎𝑙 est calculée à partir de l’équation suivante : 𝐿𝑚𝐺𝑙𝑜𝑏𝑎𝑙 = 𝐴𝑓𝑓 ∗ 𝐿𝑚𝐸𝑛𝑠 + (1 − 𝐴𝑓𝑓) ∗ 𝐿𝑚𝑂𝑚𝑏 -

𝐿𝑚𝐸𝑛𝑠 : la valeur lue dans la table pour une paroi ensoleillée ;

-

𝐿𝑚𝑂𝑚𝑏 : la valeur lue dans la table pour une paroi à l’ombre.

(24)

Calcul de 𝑪𝒐𝒓𝒓𝑻𝒆𝒎𝒑 La valeur de 𝐶𝑜𝑟𝑟𝑇𝑒𝑚𝑝 est donnée par : 𝐶𝑜𝑟𝑟𝑇𝑒𝑚𝑝[𝑀] = (𝑇𝑠[𝑀] −

𝑑𝑇0[𝑀] ) − 3,9 − 𝑇𝑖𝑛𝑡É𝑡é 2

(25)

Avec : - 𝑻𝒔 : la température sèche pour le mois considéré [°C] ; - 𝒅𝑻𝟎 : la différence journalière de température définie dans le site pour le mois considéré [°C]. - Le terme 3,9 vient de la différence entre 29,4°C et 25,5°C, qui sont des températures standards extérieures et intérieures pour lesquelles ont été établies les tableaux de l’ASHRAE ; - 𝑇𝑖𝑛𝑡É𝑡é: la température intérieure en été [°C]. 44 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

L’ajout du terme 𝐶𝑜𝑟𝑟𝑇𝑒𝑚𝑝 permet donc de passer des conditions standards aux conditions réelles. IV.4.1.2. Apport par conduction pour les parois vitrées Les parois vitrées sont des murs transparents. La détermination de son apport est donnée par l’équation suivante : (26)

𝐴𝑝𝑝𝑜𝑟𝑡𝑠 = 𝑈𝐴𝑠ℎ𝑟𝑎𝑒 ∗ 𝑑𝑇𝑣 Comme au précèdent, on calcule une différence de température équivalente. Pour un mois M et une heure H données, la différence de température équivalente est : 𝑑𝑇𝑣 = 𝐶𝑙𝑡𝑑𝑉𝑖𝑡𝑟[𝐻] + 𝐶𝑜𝑟𝑟𝑇𝑒𝑚𝑝[𝑀]

(27)

- 𝐶𝑙𝑡𝑑𝑉𝑖𝑡𝑟 : la différence de température équivalente (cooling load temperature difference) pour la conduction à travers les vitres ; cette valeur est lue directement dans la table de l’ASHRAE (ANNEXE B). - 𝐶𝑜𝑟𝑟𝑇𝑒𝑚𝑝 : la correction apportée à la différence de température standard relation (25). IV.4.2. Les apports par rayonnement C’est l’apport par la partie en contact avec extérieure qui laisse passer la lumière à l’intérieure du bâtiment. Ils sont définis comme la somme des apports par rayonnement des murs, portes et fenêtres ensoleillés et à l’ombrage : 𝐴𝑝𝑝𝑟𝑎𝑦 = 𝐴𝑝𝑝𝐸𝑛𝑠 + 𝐴𝑝𝑝𝑂𝑚𝑏

(28)

Pour un mois M, une heure H et une orientation Or. 𝐴𝑝𝑝𝐸𝑛𝑠 = 𝑆𝐻𝐺𝐹𝐸𝑒𝑛𝑠[𝑀, 𝑂𝑟] ∗ 𝐴𝑓𝑓 ∗

𝐶𝑙𝑓[𝑂𝑟, 𝐻] 𝑆𝑀𝑒𝑛É𝑡é ∗ 𝐿𝑢𝑚𝑖𝑛𝑜𝑠𝑖𝑡é ∗ ] 100 0,87

(29)

𝐶𝑙𝑓[𝑂𝑟, 𝐻] 𝑆𝑀𝑒É𝑡é ∗ 𝐿𝑢𝑚𝑖𝑛𝑜𝑠𝑖𝑡é ∗ 100 0,87

(30)

𝐴𝑝𝑝𝑂𝑚𝑏 = 𝑆𝐻𝐺𝐹𝑂𝑚𝑏 ∗ (1 − 𝐴𝑓𝑓) ∗ -

𝑺𝑯𝑮𝑭 : Solar heat Gain Factor est la valeur brute, en [𝑊. 𝑚−2]. Pour des apports solaires pour un mois, une latitude et une orientation donnés sa valeur est lue dans les tableaux ASHRAE 1985 (ANNEXE B) ;

-

𝑪𝒍𝒇 : le facteur de charge dépendant de la présence d’un voilage intérieur, de l’inertie très faible ou moyenne ou forte ou très forte (ANNEXE B) ;

-

𝑺𝑴𝒆𝒏É𝒕é 𝟎,𝟖𝟕

: le facteur solaire ASHRAE RCL×SC. La constante 0,87 fait la liaison entre le

référentiel Français (absence de vitre et la référence Américain (vitrage simple clair). -

𝑳𝒖𝒎𝒊𝒏𝒐𝒔𝒊𝒕é : le facteur de la luminosité défini dans le site. 45 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

IV.5. Apport internes L’apport interne c’est l’apport thermique des éléments au sein même du local, ils peuvent être des appareils électriques (machines, éclairages et machines) et des occupants (personnes). Les puissances à installer par local seront valables pour l’heure où la charge thermique est maximale, alors la puissance totale installée sera la somme des puissances partielles à la même heure pour tous les locaux. IV.5.1. Les apports par des occupants IV.5.1.1. Apports sensibles Les apports sensibles par les occupants sont donnés par : 𝐴𝑝𝑝𝑠𝑜𝑐𝑐 = 𝑁𝑏𝑜𝑐𝑐 ∗ 𝐴𝑠𝑠𝑜𝑐 ∗ 𝐶𝑙𝑓𝑜𝑐𝑐 𝑒𝑛 [𝑊]

(31)

Avec : -

𝑨𝒑𝒑𝒔𝒐𝒄𝒄 : apport sensible dû aux occupants [W] ;

-

𝑵𝒃𝒐𝒄𝒄 : nombre des occupants ;

-

𝑨𝒔𝒔𝒐𝒄 : apport sensible par occupant [W] ;

-

𝑪𝒍𝒇𝒐𝒄𝒄: facteur de charge pour les occupants (ANNEXE B). Il dépend de la classe d’inertie, de la durée totale d’occupation et du temps écoulé depuis le début d’occupation.

IV.5.1.2. Apports latents Ils ne sont pas concernés par le facteur de charge. Les apports latents par des occupants sont directement donnés par : 𝐴𝑝𝑝𝑙𝑜𝑐𝑐 = 𝑁𝑏𝑜𝑐𝑐 ∗ 𝐴𝑙𝑜𝑐𝑐 𝑒𝑛 [𝑊]

(32)

Avec : -

𝐴𝑝𝑝𝑙𝑜𝑐𝑐 : apport latent dû aux occupants [W] ;

-

𝑁𝑏𝑜𝑐𝑐 : nombre des occupants ;

-

𝐴𝑙𝑜𝑐𝑐 : apport latent par occupant [W].

L’apport dû aux occupants sera : 𝐴𝑝𝑝𝑜𝑐𝑐 = 𝐴𝑝𝑝𝑠𝑜𝑐𝑐 + 𝐴𝑝𝑝𝑙𝑜𝑐𝑐

(33)

IV.5.2. Les apports par des éclairages Le système d’éclairage ne crée pas d’apport latent. Les apports sensibles par l’éclairage sont donnés par relation suivante. 𝐴𝑝𝑝𝑠𝑒𝑐𝑙 = 𝑃𝑒𝑙𝑒𝑐 ∗ 𝑆ℎ ∗ 𝐶𝑙𝑓é𝑐𝑙 𝑒𝑛 [𝑊]

(34)

46 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

Avec : -

𝑃𝑒𝑙𝑒𝑐: la puissance d’éclairage en [W/m²] ;

-

𝑆ℎ : la surface habitable du local en [m²] ;

-

𝐶𝑙𝑓é𝑐𝑙: le facteur de charge pour l’éclairage (ANNEXE B). Il dépend de la classe d’inertie, de la durée totale d’occupation et du temps écoulé depuis le début de l’éclairage.

IV.5.3. Les apports dus aux machines En général, l’apport dû aux machines se calcule à partir de la relation suivante : 𝐴𝑝𝑝𝑠𝑚𝑎𝑐ℎ = 𝑃𝑚𝑎𝑐ℎ ∗ 𝑆ℎ ∗ 𝐶𝑙𝑚𝑎𝑐ℎ 𝑒𝑛 [𝑊]

(35)

- 𝐴𝑝𝑝𝑠𝑚𝑎𝑐ℎ : apport sensible par des machines [W] ; - 𝑃𝑚𝑎𝑐ℎ : puissance de machine [W/m²] ; - 𝐶𝑙𝑚𝑎𝑐ℎ : facteur de charge par les machines, sa valeur sera la même que celle de clfocc. Alors, les apports internes total seront la somme des apports dus aux occupants, aux éclairages et aux machines : Apport Interne Total = 𝐴𝑝𝑝𝑜𝑐𝑐 + 𝐴𝑝𝑝𝑠𝑒𝑐𝑙 + 𝐴𝑝𝑝𝑠𝑚𝑎𝑐ℎ [W]

(36)

IV.6. Les charges thermiques totales Le bilan thermique total est la somme de toute les charges externes et internes, il est plus pratique de faire la somme des charges sensibles et latentes. IV.7. Déterminaison des liaisons frigorifiques Pour les installations de climatisation à VRV, les liaisons frigorifiques principales des unités intérieures auxquelles viennent se raccorder avec les unités extérieures, sont faite à l’aide des raccords spéciaux appelés : « REFNET ». Ces raccords contribuent à réduire le temps de l’installation et accroitre la fiabilité du système. En comparant avec les raccords en « T » ordinaires, les raccords REFNET présentent un meilleur d’utilisation car ils réduisent les pertes de charge et les temps de l’installation de climatisation. Donc, ils ont été conçus pour optimiser le débit de réfrigérant afin de réduire les pertes de charge [15]. IV.7.1. Section des tuyauteries La méthode que nous allons utiliser à la déterminaison des sections des liaisons frigorifiques (aspiration et refoulement) sont basées sur la notion de détermination d’indice chez DAIKIN qui est en fonction des capacités de l’unité intérieure et extérieure installées.

47 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

IV.7.1.1. Pour les unités intérieures Tableau 11: Diamètre de la tuyauterie en fonction de l’indice des unités intérieures [15] Indice de l’unité intérieure Indice ≤ 25 32 ≤ indice ˂ 50 63 ≤ indice ˂ 125 125≤ indice ˂ 200 250

Tuyauterie côté gaz 3/8" 1/2" 5/8" 3/4" 7/8"

Tuyauterie côté liquide 1/4" 1/4" 3/8" 3/8" 3/8"

IV.7.1.2. Pour les unités extérieures Tableau 12: Diamètre de la tuyauterie en fonction de l’indice des unités extérieures [15] Indice de l’unité intérieure Indice ˂ 200 200 ≤ indice ˂ 290 290 ≤ indice ˂ 420 420 ≤ indice ˂ 640 640 ≤ indice ˂ 920 Indice ˃920

Tuyauterie côté gaz 5/8" 7/8" 1 "1/8 1" 1/8 1" 3/8 1" 5/8

Tuyauterie côté liquide 3/8" 3/8" 1/2" 5/8 " 3/4" 3/4"

IV.7.2. Les raccords REFNET Pour les installations de climatisation à VRV, la détermination des raccords auxquelles les liaisons frigorifiques principales viennent se raccorder les liaisons frigorifiques secondaires et dérivations.

Figure 20: Raccord REFNET [15] Les raccords REFNET sont en fonction des unités intérieures à alimenter ou la somme des indices chez DAIKIN. Tableau 13: Référence REFNET en fonction d’indice des unités [15] Indice cumulé Indice ˂ 200 200 ≤ indice ˂ 290 290 ≤ indice ˂ 640 Indice ˃ 640

Type des raccords KHRQ22M20T KHRQ22M29T KHRQ22M64T KHRQ22M75T

48 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

CHAPITRE V : DIMENSIONNEMENT DES ÉQUIPEMENTS SOLAIRES PHOTOVOLTAÏQUES V.1. Consommation énergétique journalière Dans un système PV, l’énergie produite par le générateur solaire doit être égale ou supérieure à celle de l’énergie consommée par les utilisateurs. Dans ce calcul, on tient compte de la durée d’utilisation et les nombres équipements électriques. (37)

𝐸𝑗 = ∑(𝑃𝑖 × ℎ𝑖 × 𝑛𝑖 × 𝑘𝑖 ) Avec : -

𝐸𝑗 : la somme des énergies journalières consommées [kWh/j] ;

-

𝑃𝑖 : la puissance de l’équipement de type i [h] ;

-

ℎ𝑖 : l’heure de d’utilisation de l’équipement i [h] ;

-

𝑛𝑖 : le nombre d’utilisation de l’équipement i par jour ;

-

𝑘𝑖 : le coefficient de simultanéité de l’équipement i.

Le coefficient de simultanéité 𝑘𝑖 est en fonction du nombre d’équipement « i ». Tableau 14: Coefficient de simultanéité en fonction des nombres d’équipement [19] Nombre équipement 𝐶𝑖

2

3

4-5

6-7

8-10

0,85 0,8 0,75

0,7

0,65

11-15 16-20 0,6

21-30

31-50

51-150

˃150

0,5

0,45

0,4

0,35

0,55

V.2. Détermination de la puissance crête ou maximale La puissance crête d’un panneau solaire est la puissance maximale qu’il délivre sous les conditions standards (rayonnement solaire 1000W/m², température ambiante 25°C). 𝑃𝐶 = Avec :

𝐸𝑗 × 𝑃𝑟 𝑘 × 𝐻𝑖

(38)

- 𝑃𝐶 : la puissance crête en [W] ; - 𝐻𝑖 : l’irradiation solaire journalière du lieu [𝑘𝑊ℎ. 𝑚−2 𝑗 −1 ] ; - 𝑃𝑟 : la puissance radiative dans les conditions standards de test STC (Standard Test Condition), en général 𝑃𝑟 = 1[𝑘𝑊ℎ/𝑚²] ; - 𝑘 : Coefficient qui tient compte des facteurs suivants : le rendement des cycles de charges et décharges de la batterie, le rendement du chargeur et de l’onduleur, et les pertes dans les câbles et les connexions. 49 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

Pour les systèmes PV avec des batteries : 𝑘 = 0,5 à 0,8. V.2.1.

Nombre des panneaux nécessaires

Dans une installation PV de taille moyenne ou grande, les nombres des panneaux installées estiment à partir des nombres de module en série (dans un string) et des nombres de string (panneaux en parallèle). V.2.1.1. Le nombre des modules par string Lorsque on associe 𝑛𝑠 modules PV en série, les tensions des modules s’additionnent et le courant généré par le string est égale au courant d’un module.

-

𝑈𝐶 𝑈𝑚𝑜𝑑 𝑈𝐶 : la tension aux bornes de la charge ;

-

𝑈𝑚𝑜𝑑 : la tenions aux bornes d’un module PV.

(39)

𝑛𝑠 =

V.2.1.2. Le nombre des strings Lorsque on branche en parallèle 𝑛𝑝 des strings, la tension aux bornes de chaque string doit être identique et le courant s’ajoute. 𝑛𝑝 = Avec :

𝑃𝐶 𝑛𝑠 𝑃𝑚𝑜𝑑

(40)

- 𝑃𝐶 : la puissance du champ PV [W] ; - 𝑃𝑚𝑜𝑑 : la puissance du module [W]. Le nombre des modules photovoltaïque es : 𝑁𝑃𝑉 = 𝑛𝑆 . 𝑛𝑝 = 𝑃

𝑃𝐶 𝑚𝑜𝑑

V.2.1.3. Orientation et inclinaison L’orientation du panneau solaire est la direction laquelle il est incliné. Pour les pays du Sud de l’équateur comme dans le cas de Madagascar, il doit être orienté vers le Nord. Mais certains cas montrent des rendements intéressants pour l’orientation Est-Ouest [19]. Concernant l’inclinaison, pour avoir une puissance maximale, les panneaux doivent incliner sur un angle qui dépend fortement de latitude de lieu comme indiqué sur le tableau 15. Tableau 15: Inclinaison des installations du PV en fonction de latitude Source cours Energie solaire GE L3, 2014-2015 Latitude du site L ˂ 10° 10° ˂ L ˂ 20° 20° ˂L ˂ 35° L ˃ 35°

Inclinaison Inc = 10° Inc =L Inc = L + 10° Inc = L + 15° 50

Manatsara Marcellin Alisé Christophe

V.2.2.

Dimensionnement des batteries

Pour avoir un stockage d’énergie solaire satisfaisant aux besoins pendant une durée estimée, la capacité doit être bien calculée afin d’éviter la carence en énergie pendant la nuit ou les jours mauvais ensoleillés. 𝐶𝑇 = Avec :

𝐸𝑗 × 𝑛𝑗 𝐾𝑑 × 𝑈𝑏

(41)

- 𝐶𝑇 : la capacité du parc batterie [Ah] ; - 𝐸𝑗 : la consommation énergétique totale par jour [kWh/j] ; - 𝑛𝑗 : le nombre des jours d’autonomie ; - 𝐾𝑑 : le coefficient qui caractérise la profondeur de décharge (0,5 à 0,8) ; - 𝑈𝑏 : la tension de la batterie [V]. Cette tension est en fonction de la puissance maximale de l’installation PV (tableau 16). Tableau 16: Tension de batterie en fonction des puissances maximales Puissance maximale du système [W]

0 - 200

200 – 1 000

1000 >

Choix de tension de la batterie [V]

12

24

48

V.2.2.1. Nombre des batteries nécessaires Comme dans le paragraphe V.2.1, la détermination des nombres de batteries à disposer se fait à partir de : Nombre d’éléments en série : 𝑁𝑠𝑏𝑎𝑡 = Avec :

𝑈𝑅 𝑈𝑏𝑎𝑡

(42)

- 𝑁𝑠𝑏𝑎𝑡 : le nombre des batteries en série ; - 𝑈𝑅 : la tension de fonctionnement du régulateur [V] ; - 𝑈𝑏𝑎𝑡 : la tension d’un élément de la batterie [V]. Nombre de branches en parallèle : 𝑁𝑝𝑏𝑎𝑡 𝐶𝑇 𝐶𝑏𝑎𝑡 - 𝐶𝑇 : la capacité totale du parc de la batterie [Ah] ; 𝑁𝑝𝑏𝑎𝑡 =

(43)

- 𝐶𝑏𝑎𝑡 : la capacité d’un élément de la batterie [Ah]. Le nombre total d’élément des batteries est décrit par la relation suivante :

51 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

𝑁𝑇 = 𝑁𝑠𝑏𝑎𝑡𝑡 . 𝑁𝑝𝑏𝑎𝑡𝑡 V.2.3.

(44)

Dimensionnement des onduleurs

Pour déterminer les caractéristiques des onduleurs utilisés, tout d’abord on calcule sa puissance apparente. V.2.3.1. Puissance apparente d’onduleur 𝑆0 = Avec :

𝑃𝐶 𝜂𝑜𝑛𝑑 𝐶𝑜𝑠 𝜑0

𝑃𝐶 = 𝜂𝑜𝑛𝑑 × 𝑃0

(45)

(46)

Où : - 𝑆0 : la puissance apparente de l’onduleur [kVA] ; - 𝑃0 : la puissance active de l’onduleur [kW] ; - 𝐶𝑜𝑠 𝜑0 : le facteur de puissance de l’onduleur ; - 𝑃𝐶 : la puissance crête du champ photovoltaïque [kW] ; - 𝜂𝑜𝑛𝑑 : le rendement de l’onduleur. V.2.3.2. Nombre des onduleurs nécessaires Le nombre des onduleurs nécessaires à l’installation est déterminé par la relation suivante : 𝑁𝑜𝑛𝑑 =

𝑆𝑂 𝑃𝑢

(47)

Où : - 𝑁𝑜𝑛𝑑 : le nombre nécessaire des onduleurs ; - 𝑃𝑢 : la puissance unitaire des onduleurs [kVA] ; - 𝑆𝑂 : la puissance apparente des onduleurs [kVA] ; V.2.4.

Dimensionnement des câbles [19]

V.2.4.1. Câbles DC Ce sont des câbles liés les modules entre eux pour former des strings, et les branchements des strings en parallèle. Ces câbles dits câbles solaires (double isolation, protection UV, et ozone, etc.) qui peuvent être utilisés à l’extérieur du local technique ou sur des toitures (IEC 60364-7). Les câbles à CC doivent être dimensionnés en raison de sécurité et d’efficacité énergétique. 𝑆𝐷𝐶 =

𝜌. 𝐿. 𝐼𝑚𝑎𝑥,𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔 𝑅

(48)

Et

52 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

𝐼𝑚𝑎𝑥,𝑆𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔 = 1,25 𝐼𝐶𝐶

(49)

Avec : - 𝑆𝐷𝐶 : la section des câbles de la partie courant continu [mm²] ; - 𝜌 : la résistivité de matériau du câble, pour le cuivre 𝜌 = 1,8 10−8 [Ω. 𝑚] ; - 𝐿 : la longueur du câble en [m] ; - 𝐼𝑚𝑎𝑥,𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔 : le courant maximal par string [A] ; - 𝑅 : la résistance du câble [Ω] - 𝐼𝐶𝐶 : le courant court-circuit dans les conditions standard de test [A]. Détermination de la tension nominale totale 𝑼𝑵 𝑅 = ∆𝑈/𝐼𝑚𝑎𝑥𝑆𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔 = 𝑈𝑁 × 𝑁𝑆 × 𝜀/𝐼𝑚𝑎𝑥𝑆𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔

(50)

Avec : - 𝑈𝑁 : la tension nominale d’un module PV [V] ; - 𝑁𝑆 : le nombre des modules par string ; -

𝜀 : pourcentage de la chute de tension ;

-

∆𝑈 : chute de tension [V].

V.2.4.2. Câbles AC Les câbles à AC sont des câbles qui relient l’onduleur avec les charges ou les dispositifs de protections. Dans notre cas, la détermination de sa valeur se fait dans la partie de l’installation électrique. Le choix de section des câbles sera à la valeur supérieure standard la plus près de la valeur calculée.

53 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

CHAPITRE VI : INSTALLATION ÉLECTRIQUE VI.1. Norme des installations électriques à BT En général, il existe plusieurs normes de l’installation électrique à Basse Tension mais nous citons ce qu’on utilise dans cet œuvre. ▪ CEI 60364 et NF C 15-100 : Installation électrique à basse tension ; ▪ CEI 62305-2 et UTE 15443 : Protection contre la foudre-réseaux de puissance et de communication dans les structures ; ▪ CEI60364-5-54 : Installation électrique des bâtiments – Choix et mise en œuvre des matériels électriques –Mise à la terre, conducteur de protection et conducteur d’équipotentialité de protection ; ▪ CEI 60364-5-52 : Installation électrique des bâtiments – Choix et mise en œuvre des matériels électriques – Canalisation ; ▪ NF C 03-201 et NF C 32 -102.4 : respectivement Schéma électrique et Section des câbles ; ▪ NF C 03 – 207 : Dispositifs de protection ; VI.2. Paramètres de l’installation électrique à BT [30] VI.2.1. Tableau électrique C’est l’ensemble des dispositifs de commande, de protection, de distribution de l'énergie électrique regroupé sur un même support. Il peut être disposé dans une enveloppe telle qu’armoire, coffret. VI.2.2. Coffret électrique C'est l’ensemble fini, constitué d'un tableau et d'une enveloppe, destiné à être monté sur un plan vertical (mur par exemple). VI.2.3. Armoire électrique 2 C'est l’ensemble fini, également constitué d'un tableau et d'une enveloppe, destiné à reposer sur le sol. Sa hauteur est supérieure à celle d'un coffret. VI.2.4. Interrupteur-Sectionneur C’est la combinaison d’un interrupteur et un sectionneur, donc il possède les deux capacités : séparation d’un circuit et capacité de manœuvrer en charge. VI.2.5. Disjoncteur Quel que soit le type de disjoncteur, les rôles communs sont de protéger le circuit contre les surcharges et les surintensités. Les disjoncteurs de branchement installent en amont des appareils

54 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

de commande et différentielle. Et pour les disjoncteurs divisionnaires et moteurs, on les installe sur le tableau de protection après le dispositif différentiel à haute sensible. VI.2.6. Parafoudre La foudre c’est la décharge électrique qui se produit par le temps d'orage entre deux nuages ou entre un nuage et le sol avec un éclair et une détonation (tonnerre). Alors, un parafoudre est un « appareil destiné à protéger des matériels électriques contre les surtensions d’origine atmosphérique, afin de limiter l'amplitude de cette surtension à une valeur faible et non dangereux pour les installations et les appareillages électriques. VI.2.7. Paratonnerre Le paratonnerre protège une structure contre un coup direct de la foudre ou il ramène la foudre directe à la terre. VI.3. Protection des installations électriques à BT Le rôle de protection électrique est d’éviter ou limiter les conséquences destructives et dangereuses des surintensités ou des défauts d’isolement, et de séparer le circuit défectueux du reste de l’installation. Le dispositif de protection est destiné pour éviter tous les dangers et les dégâts inhérents aux risques électriques pour les installations, les récepteurs (disjoncteur, etc.) et les personnes (disjoncteur et interrupteur différentiel, etc.). VI.3.1. Sectionnement Son but est de séparer et d’isoler un circuit ou un appareil du reste de l’installation électrique afin de garantir la sécurité des personnes ayant à intervenir sur l’installation électrique pour l’entretient ou la réparation. Pour les installations électriques à BT, les dispositifs de sectionnement sont : jeu de barre et interrupteur sectionneur. VI.3.2. Régime de neutre Le but de la mise à la terre est d’éliminer en toute sécurité les contacts de défaut à la terre. Si aucune prise de terre n’est présente, un contact de défaut (ou une partie) s’écoulera à la terre par personne qui faisant contact accidentel avec la partie défectueuse de l’installation, avec des conséquences potentiellement fatales. Le nécessité de couper le conducteur neutre est relative à la protection des personnes contre les contacts indirects. Alors, une bonne prise de terre est essentielle pour une installation sûre. La norme NF C 15-100 définit trois régimes de neutres qui sont employés lors de l’installation électrique BT.

55 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

TT : dans ce type de schéma, dit de neutre à la terre.

Figure 21: Neutre à la terre [22] TN : le principe de ce type de schéma dit la mise au neutre qui transforme tous les défauts d’isolement en court-circuit monophasé (phase neutre) comme indique la figure ci-dessous.

Figure 22: Mise à la terre [22] Cette figure montre que le neutre et le conducteur de protection sont confondus pour le régime TN-C et ils sont séparés pour TN-S. IT : dans ce type de schéma, dit à neutre isolé

Figure 23: Neutre isolé [22]

VI.3.3. Parafoudre Ce dispositif est connecté en parallèle sur le circuit d’alimentation des récepteurs qu’il doit protéger. 56 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

Figure 24: Parafoudre 2P,3P et 4P [30] VI.3.3.1. Caractéristiques communes des parafoudres -

𝑈𝐶 : la tension maximale de fonctionnement aux bornes du parafoudre : cette valeur est choisie en fonction de la tension du réseau et du schéma des liaisons à la terre.

-

𝑈𝑃 : le niveau de protection : c’est la tension maximale aux bornes du parafoudre lorsqu’il est passant. Cette tension est atteinte quand le courant qui s’écoule dans le parafoudre est égale à In.

-

𝐼𝑛 : le courant nominal de décharge : c’est la valeur crête d’un courant en forme d’onde pour que le parafoudre capable d’écouler.

VI.3.3.2. Type de parafoudre Il existe trois types de parafoudre à savoir : ▪ Parafoudre de type 1 : ce type de parafoudre est préconisé dans le cas particulier comme des bâtiments tertiaires et industriels qui sont protégés par un paratonnerre. Il est caractérisé par : Iimp ou courant impulsionnel de décharge. ▪ Parafoudre de type 2 : c’est la protection principale des toutes installations électriques à basse tension. Il est installé dans chaque tableau électrique pour éviter la propagation des surtensions dans les installations électriques et de protéger les récepteurs. Il est caractérisé par : Imax ou courant maximale de décharge. ▪ Parafoudre de type 3 : ce type de parafoudre possède une faible capacitée d’écoulement donc on doit installer en complément les parafoudres de type 2 à proximité des récepteurs sensibles. Il est caractérisé par Uoc ou tension en circuit ouvert. VI.3.3.3. Remarque On remarque que le parafoudre de type 1 contre la foudre directe et les types 2 et 3 sont contre le coup indirect. Il existe aussi autre type de foudre qui combine le type 1 et type 2. VI.3.3.4. Choix du parafoudre Le choix de parafoudre se fait par les étapes suivantes :

57 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

Y-a-t-il un parafoudre sur le bâtiment ou dans un rayon de 50 au tour du bâtiment ?

Non

Oui Parafoudre de type 2

Parafoudre de type 1+ type 2 ou type 1+2

Niveau de risque ?

20 kA Faible

40 kA Moyenne

Niveau de risque ?

65 kA Élevé

12,5 kA Faible

25 kA Autre

Figure 25 : Choix de type de parafoudre VI.4. Conducteurs et câbles Les conducteurs sont formés par une âme conductrice entourée par une ou plusieurs gaines de protection de nature différente : PVC, feuillard d’acier…. tandis que les câbles sont constitués d’un ensemble de conducteurs, séparés électriquement par une ou plusieurs gaines de protection commune. La distribution du courant électrique est assurée par des câbles. Ceux-ci partent du tableau de répartition et alimentent les récepteurs à partir des prises électriques, interrupteurs, … VI.4.1. Dénomination des conducteurs et câbles La dénomination des conducteurs et des câbles est définie par la normes européenne CENELEC et aussi l’ancienne norme française UTE (Annexe C). Cette dernière est conservée pour les câbles spécifiques non repris par la norme CENELEC [30]. Exemple : U 1000 R2V 5G2,5 : UTE 1000V PR gaine de protection épaisse 5×2,5 mm2 et H 07 RN F 3G1,5 : Série Harmonie 450/750V caoutchouc polycloroprène souple classe 5, 3×1,5 mm2. VI.4.2. Constitution

Figure 26: Présentation de câble électrique 58 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

VI.5. Bilan de puissance Le bilan de puissance est une étape indispensable dans une installation électrique car il prend en compte la totalité des puissances des appareils installés et leur utilisation. Le but de cette étape est de déterminer la puissance ainsi que l’intensité totale de l’installation. Alors ce paragraphe permet de déterminer tous les dispositifs de protection (les disjoncteurs et les câbles) afin de protéger les récepteurs et les personnes. En triphasé : Puissance active : C’est la puissance qui correspond à une fourniture réelle d’énergie transmise au récepteur et convertible en chaleur ou en travail. Elle est mesurée avec Wattmètre. P = √3 UI cos (φ) [W]

(51)

Puissance réactive : La puissance réactive correspond à la puissance fictive qui caractérise l’échange d’énergie non utilisée pour fournir un travail. 𝑄 = √3 𝑈𝐼 sin (𝜑)[VAR]

(52)

Puissance apparente : La puissance apparente correspond au produit de la valeur efficace du courant et de la tension qui sont mesurée respectivement avec un Ampèremètre et un Voltmètre. 𝑆 = √𝑃2 + 𝑄 2

[VA]

(53)

Monophasé : Pour le réseau monophasé, on enlève le terme √3. Facteur de puissance 𝑐𝑜𝑠𝜑 =

𝑃 √𝑃2

+

(54) 𝑄2

Puissance utile Pu [W] Pu = ∑ ku ∗ ks ∗ Pr

(55)

Avec : - ku : le facteur d’utilisation maximale qui est égale à 1 pour les éclairages et chauffages et 0,8 pour les machines industrielles ; - ks : le facteur de simultanéité (tableau 14) ; - Pr : la puissance du récepteur [W]. 59 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

VI.5.1. Calibre des dispositifs de protection et section des câbles Pour déterminer les calibres des dispositifs de protection et section des câbles, c’est important de connaitre les éléments suivants : - Courant d’emploi Ib Monophasé : 𝐼𝑏 =

𝑃𝑎 𝑉 𝑐𝑜𝑠𝜑

(56)

Triphasé : 𝐼𝑏 =

𝑃𝑎

𝑈 √3 𝑐𝑜𝑠𝜑 - 𝐼𝑏 : le courant d’emploi du circuit ;

(57)

- 𝑃𝑎 : la puissance transportée [W] ; - 𝑉 : la tension simple [V] ; - 𝑈 : la tension composée [V] ; - 𝑐𝑜𝑠𝜑 : le facteur de puissance. •

Courant nominale In

Le courant nominal doit être supérieur au courant d’emploi pour que le disjoncteur est capable de supporter les conditions de service continu des charges électriques : 𝐼𝑛 ≥ 𝐼𝑏 . La valeur de ce courant est déterminée par le courant d’admissible passant dans le conducteur à protéger. •

Courant admissible I’z

La détermination du courant d’admissible dans la canalisation varie selon le facteur de correction (K). Le courant maximale que le câble peut véhiculer en permanence est : 𝐼′𝑧 =

𝐼𝑧 𝐾

(58)

Où Iz la valeur normalisée du courant d’emploi qui est égale au courant nominale pour les disjoncteurs. Facteur de correction K : pour connaitre la valeur de ce facteur, on détermine : • La lettre de sélection : elle choisit en fonction du type de câble et mode de pose, à l’aide du tableau de lettre de sélection (Annexe D). • Facteur de correction K1 : la détermination de ce facteur est en fonction du mode de pose et de la lettre de sélection. • Facteur de correction K2 : il est choisi en fonction de la lettre et type de pose joint ou non. • Facteur de correction K3 : Il est choisi en fonction du type de l’isolation et de la température ambiante. 60 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

Le facteur de correction K est : (59)

𝐾 = 𝐾1 × 𝐾2 × 𝐾3 VI.6. Valeur de la chute de tension

La valeur de la chute de tension est en fonction de la nature du réseau, du courant admissible et de la longueur du câble. Le tableau suivant montre la valeur de la chute de tension maximale en fonction des usages. Tableau 17: Chute de tension admissible en fonction des usages [30] Usages ΔU à BT (%) ΔU à HTA et HTB (%) Éclairage 3 6 Autres usages 4 8

La détermination de cette valeur peut calculer à partir de la relation suivante : (60)

𝛥𝑈 = 𝐼𝑏 × 𝑏 × (𝑅𝑐𝑜𝑠𝜑 + 𝑋 𝑠𝑖𝑛𝜑) - 𝐼𝑏 : le courant d’emploi en [A] ; - 𝑏 : le facteur qui est égale à √3 pour triphasé et 2 pour le monophasé ; - 𝑅 : la résistance en [Ω] ; 𝑅=

𝜌×𝐿 𝑆

(61)

Avec : - 𝜌 : la résistivité du câble [Ω.mm²/m] : 17 [Ω.mm²/m] pour le cuivre et 36,6 [Ω.mm²/m] pour l’aluminium ; - 𝐿 : la longueur du câble [m] ; - 𝑆 : la section du câble [m] ; - 𝑋 : la réactance [mΩ]. (62)

X = λL Où 𝜆 est la réactance linéique [Ω/m]. Tableau 18: Valeur de réactance linéique en fonction de nature du câble [30]

Câbles et poses Câbles multiconducteurs ou câbles monoconducteurs en trèfle Câbles monoconducteurs jointifs en nappe Câbles monoconducteurs séparés de plus d’un diamètre

Réactance linéique ʎ [mΩ/m] 0,08 0,09 0,13

La norme CEI 60364-5-52 recommande à ne pas dépasser la chute de tension à 4% par rapport à la tension de l’installation entre la source de la BT et la charge. Si elle dépasse cette valeur, il faudra surdimensionner la section du câble. Cette chute de tension ne prend pas en considération le cas des moteurs à démarrage créant des chutes de tension transitoire. Pour de n câble, la chute de tension sera divisée par n. 61 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

62 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

Chapitre VII : PRÉSENTATION DU PROJET VII.1. Description du projet Le bâtiment étudié se situe à Antananarivo qui a une latitude de 18,00°Sud, une longitude 47°00 Est et une altitude 1250m. Ce bâtiment contient de trois niveaux avec mezzanine (R+00 ou RDC, R+1, R+2 et R+3). Chaque niveau ou étage contient plusieurs locaux dont suivant le nombre à climatiser : -

12 pour RDC (figure 27) ;

-

07 pour R+01 (figure 28) ;

-

10 pour R+02 (figure 29) ;

-

11 pour R+03(figure 30).

Afin d’effectuer les calculs, nous avons besoin des données suivantes : - La constitution des parois ; - Les conditions climatiques externes et internes du bâtiment ; - Les normes utilisées pour répondre la demande du propriétaire ; - Nombres des occupations par local. VII.2. Les constitutions des parois du bâtiment La plupart des murs mitoyens sont en placo plâtre. Les constitutions des murs du bâtiment sont données par les architectes qui le bâtissaient. Chaque niveau ou étage contient d’un local technique destiné à des appareils de protection électrique qui sont souvent la source d’incendie à cause de mauvais câblage et/ou de surchauffage. C’est pour ce dernier qu’on a besoin de climatiser ce local. VII.2.1. Parois verticales VII.2.1.1. Murs en contact avec l’extérieur R+0 à R +02 Tableau 19: Composition des murs en contact avec extérieur du R+00 à R+02 Conductivité thermique Résistance thermique Parois Épaisseur [mm] [W/ (m. °C)] [m². °C/W] Vitrage interne 15 0,570 0,175 Lame d’air 5 0,030 0,16 Isolant 2,5 0,002 1,6 Vitrage externe 15 0,570 0,175 Béton 200 0,650 0,154 Enduit 2 0,350 0,006

63 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

VII.2.1.2. Murs en contact avec l’extérieur R +03 Tableau 20: Composition des murs en contact avec extérieur R+03 Conductivité thermique Résistance thermique Parois Épaisseur [mm] [W/ (m. °C)] [m². °C/W] Vitrage interne 15 0,57 0,175 Lame d’air 5 0,03 0,16 Vitrage externe 15 0,57 0,175 VII.2.2. Murs mitoyens de l’ensemble du bâtiment Tableau 21: Murs mitoyens en placo plâtre Épaisseur [mm]

Conductivité thermique [W/ (m. °C)]

Résistance thermique [m². °C/W]

Enduit

2

0,35

0,006

Placo plâtre

15

0,30

0,05

Vide d’air

40

0,25

0,16

Placo plâtre

15

0,30

0,05

Enduit

2

0,35

0,006

Parois

Tableau 22: Compositon des murs mitoyens en parpaing Parois Enduit Parpaing Enduit

Épaisseur [mm]

Conductivité thermique [W/ (m. °C)]

Résistance thermique [m². °C/W]

2

0,35

0,006

100

0,30

0,05

2

0,35

0,006

Tableau 23:Compositon des murs mitoyens en vitre Épaisseur [mm]

Conductivité thermique [W/ (m. °C)]

Résistance thermique [m². °C/W]

Vitrage

15

0,086

0,175

Isolation

2,5

0,016

0,16

Parois

VII.2.2.1. Composition des murs horizontaux Tableau 24: Planche du R+00 Épaisseur [mm]

Conductivité thermique [W/ (m. °C)]

Résistance thermique [m². °C/W]

Carreau

15

0,15

0,14

Chape

50

0,15

0,043

Dalle

350

2,50

0,815

Parois

64 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

Tableau 25: Plafond du R+00, planche et plafond du R+01 à R +02, et planche R+03 Conductivité thermique Résistance thermique Parois Épaisseur [mm] [W/ (m. °C)] [m². °C/W] Enduit de finition

1

0,35

0,006

Chappe

50

1,15

0,07

Dalle

200

2,50

0,08

Parquet + mousse

110

0,35

0,12

Parois Étanchéité Chape Dalle Isolation Enduit

Tableau 26: Toiture du R+03 Conductivité thermique Épaisseur [mm] [W/ (m. °C)] 25 0,2 50 1,15 200 2,50 2,5 0,016 2 0,35

Résistance thermique [m². °C/W] 0,125 0,043 0,14 0,16 0,35

VII.3. Conditions climatiques externes et internes du bâtiment VII.3.1. Conditions externes En été :

En hiver :

- Température sèche : +29,01 °C ;

- Température sèche : 10,70°C ;

- Humidité relative : 85% max.

- Humidité relative : 83 %.

VII.3.2. Conditions internes Les conditions internes des locaux à climatiser seront régies soit par les spécifications d’un grand groupe d’immeuble ou soit par les normes de confort thermique dans les bâtiments tertiaires. VII.3.3. Les conditions générales Les normes AFNOR (NF S90-35) et ISO 7730 recommandent la température normalisée pour toute la destination des locaux en hiver comprise entre 20 à 24°C, en été entre 23°C à 26°C avec un taux d’humidité comprise de 45 à 70%. Dans notre cas, on a choisi la température de 23°C dans tous les locaux pendant l’été et 22°C pendant l’hiver. Les apports internes par des éclairages et des machines seront pris par le ratio d’utilisation, et pour les apports par des personnes seront pris par le nombre des personnes destinées à chaque local. Le niveau sonore de confort acoustique dans les locaux est de 35 dB. 65 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

VII.4. Les normes utilisées Pour satisfaire les clients, les entreprises utilisent des normes comme des références de document ou les outils qui améliorent l’efficacité économique, limitent les dysfonctionnements du marché et favorisent les échanges commerciaux dans le but de garder la confiance des clients [04]. Les normes les plus connues au niveau international sont : – International Organizations for Standardization (ISO) ; – Commission Électrotechnique Internationale (CEI) ; – Union Internationale des Télécommunications (UIT) ; Au niveau Européen sont : – Comité Européen de Normalisation (CEN) ; – Comité Européen de Normalisation pour l’Électrotechnique (CENELEC) ; Au niveau français : – Association Française de Normalisation (AFNOR). – Règlement Général pour la Protection du Travail (RGPT) VII.5. Dimensionnement de l’énergie solaire photovoltaïque La détermination de la consommation électrique journalière se fait à partir des appareils climatiseurs à installer suivant les normes UTE (Union des techniciens de l’électricité) et NF EN (ou les normes françaises européennes) concernant l’installation photovoltaïque. VII.6. Dimensionnement des dispositifs de protection d’installation électrique Les protections des matériels à installer dans le bâtiment conforment aux règlements et aux normes CEI, NF, UTE concernant l’installation électrique, comme nous avons vu dans le paragraphe VI.1. Ces règles assurent la sécurité et la précision fonctionnelles pour tous les types d’installation électrique.

66 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

Figure 27: Plan du bâtiment niveau R+00 67 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

Figure 28: Plan du bâtiment niveau R+01 68 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

Figure 29: Plan du bâtiment niveau R+02 69 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

Figure 30: Plan du bâtiment niveau R+03 70 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

CHAPITRE VIII : RÉSULTATS DES ÉTUDES VIII.1. Calcul de bilan thermique VIII.1.1. Donné de calcul D’après le paragraphe VII.3, on considère comme la température maximale externe pendant une année de 29, 01°C. On prend comme la référence de la température intérieure des tous les locaux à climatiser 23°C. Donc, la différence de température externe et interne du bâtiment sera 6,01 °C. VIII.1.2. Les coefficients d’échange en hier et en été D’après les étapes de calculs (paragraphe IV.3.1.1), on trouve les valeurs des coefficients d’échanges suivantes : Tableau 27 : Coefficient d’échange Coefficients d’échange en hiver ℎ𝑖 ℎ𝑖𝑣𝑒𝑟

7,684 [W/ (K.m²)]

ℎ𝑒 ℎ𝑖𝑣𝑒𝑟

36,387 [W/ (K.m²)]

Coefficients d’échange en été ℎ𝑖 é𝑡é

8,00 [W/ (K.m²)]

ℎ𝑒 é𝑡é

13,5 [W/ (K.m²)]

VIII.1.3. Calculs des apports de chaque niveau du bâtiment Coefficient de transmission des parois R+00 à R+02 Tableau 28: Résistivité des parois R+00 à R+02 Composition des parois Vitre interne

Épaisseur (m] 0,015

R [K.m²/W] 0,175

Lame d'air

0,050

0,160

Isolant

0,025

0,160

Vitre externe

0,015

0,175

Parpaing

0,100

0,154

Enduit

0,002

0,006

∑R

0,830

71 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

Calcule U Ashrae : 𝑈 ℎ𝑖𝑣𝑒𝑟 =

1 1 1 + ∑R + ℎ𝑖 ℎ𝑖𝑣𝑒𝑟 ℎ𝑒 ℎ𝑖𝑣𝑒𝑟

𝑈 ℎ𝑖𝑣𝑒𝑟 = 1,013 𝑊/(𝑚2 . 𝐾) D’après la relation (16) : 𝑈 𝐴𝑠ℎ𝑟𝑎𝑒 =

1 1 1 1 1 1 − − + + 𝑈 ℎ𝑖𝑣𝑒𝑟 ℎ𝑖 ℎ𝑖𝑣𝑒𝑟 ℎ𝑒 ℎ𝑖𝑣𝑒𝑟 ℎ𝑒 é𝑡é ℎ𝑖 é𝑡é

On a : 𝑈 𝐴𝑠ℎ𝑟𝑎𝑒 = 1,586 𝑊/(𝑚2 . 𝐾) Coefficient de transmission des parois R+3 Tableau 29: Résistivité des parois R+03 Désignation

Épaisseur (m)

R [K.m²/W]

Vitrage externe

0,01

0,175

Lame d’air

0,005

0,16

Isolant

0,025

1,6

Vitrage interne

0,01

0,175

∑R

2, 11

On a : 𝑈 ℎ𝑖𝑣𝑒𝑟 = 0,44 𝑊/(𝑚2 . 𝐾) 𝑈 𝐴𝑠ℎ𝑟𝑎𝑒 = 0,443 𝑊/(𝑚2 . 𝐾) Les paramètres des apports externes Calcule CorrTemp La valeur du CorrTemp dépend des parois de chaque local, d’après la relation (25), les paramètres à déterminer sont : •

Ts : les murs extérieurs du bâtiment étudié sont en doubles vitres et en bétons : – Pour mur en double vitre, il faut prendre en compte la température entre les deux vitres qui peut être le siège d’un phénomène similaire à l’effet de serre avec une température jusqu’à 50°C. Cette valeur correspond à la température sèche Ts ; – Pour les murs en bétons, la CorrTemp correspond au : Text-((EcarJrnalière/100) *∆T).

•

dT[0] :c’est la différence entre la température sèche (Ts) et la température intérieure (Tint);

•

CltVitr : la détermination de sa valeur est en fonction d’une heure de réfrigérant maximale dans l’ANNEXE B.

72 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

Détermination de la valeur dT D’après l’équation 27, la différence de température dépend de CltVitr et CorrTemp. Pour les murs en contact avec extérieur, dT dépend du CltVitr mais pour les autres sont la différence entre la température extérieure et intérieure du local. Apport par rayonnement La relation (29) est : 𝐴𝑝𝑝𝐸𝑛𝑠 = 𝑆𝐻𝐺𝐹𝐸𝑒𝑛𝑠[𝑀, 𝑂𝑟] ∗ 𝐴𝑓𝑓 ∗

𝐶𝑙𝑓[𝑂𝑟, 𝐻] 𝑆𝑀𝑒𝑛É𝑡é ∗ 𝐿𝑢𝑚𝑖𝑛𝑜𝑠𝑖𝑡é ∗ 100 0,87

Pour chaque local : – SHGFEns sera prise dans le tableau ASHRAE 1985 qui est en fonction du mois le plus élevé de la température. – Clf : dépend de l’orientation du mur en contact avec extérieur du local. – SMenEté : c’est la surface du mur ou de fenêtre ou de porte qui laisse passer les rayons solaires dans le local. Calculs des apports internes ▪

Pour les occupants : l’apport sensible et latent des occupants sont égales à 60W par

personne ; ▪

Pour les éclairages : l’apport est calculé par le ratio de 12 W/m² ;

▪

Pour les machines : le principe est le même avec l’apport par les éclairages avec le ratio

de 25W/m². VIII.2. Orientation des locaux Certaines nominations des locaux dans cet œuvre se font suivants leurs orientations, donc il est nécessaire de montrer l’orientation de chaque local suivant leur niveau. Tableau 30: Orientation des locaux en fonction des numéros du local Orientation NE NO

Niveau 00 11 -

SO

-

NE-NO NO – SO Les locaux l’intérieur équivalents l’orientation 27 SE

-

Numéro des bureaux Niveau 1 Niveau 2 106 210 201, 202, 203, 204 206 205

Niveau 3 307, 308 305 301, 302, 303 306 304

à à

01,02,03,04,05, 06, 07, 08, 09, 12

101,102,103,104,105, 107

207, 208 ,209

309, 310, 311

LT0

LT1

LT2

LT3 73

Manatsara Marcellin Alisé Christophe

VIII.3. Récapitulation des calculs D’après les différentes étapes de calculs qu’on a fait dans le paragraphe précédent, on peut résumer les apports à chaque étage. Tableau 31: Récapitulatif des apports frigorifiques dans le niveau R+00 Local 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 TOTAL

Surface (m²) 9,99 10,41 6,75 7,97 8,14 28,99 15,81 23,23 26,43 7,86 7,74 75,87 229,20

Apport (W) 1 291,73 1 409,13 1 283,33 1 309,98 1 205,68 2 917,73 1 968,07 2 498,99 2 716,59 1 055,49 1 050,48 7 734,67 26 441,70

Ratio (W/m²) 129,33 135,41 190,07 164,35 148,03 100,64 124,50 107,57 102,78 134,29 135,70 101,94 115,37

Tableau 32: Récapitulatif des apports frigorifiques dans le niveau R+01 Local

Surface (m²)

Apport (W)

Ratio (W/m²)

101

15,49

1 868,55

120,61

102

19,34

1 976,50

102,21

103

10,41

1 520,28

146,01

104

15,43

2 224,00

144,16

105

24,23

2 874,75

118,67

106

21,93

2 384,90

108,75

107

115,42

9 915,88

85,91

Total

222,24

22 764,86

102,42

Tableau 33: Récapitulatif des apports frigorifiques dans le niveau R+02 Local 201 202 203 204 205

Surface (m²) 13,64 14,08 14,08 14,08 15,74

Apport (W) 2 117,37 2 451,83 2 451,83 2 451,83 2 473,97

Ratio (W/m²) 155,19 174,19 174,19 174,19 157,14 74

Manatsara Marcellin Alisé Christophe

206 207 208 209 210 Total

56,40 10,18 21,21 9,09 186,09 354,60

8 368,28 1 372,51 3 288,13 1 202,63 25 771,75 51 674,33

148,36 134,88 155,00 132,28 138,49 146,51

Tableau 34: Récapitulatif des apports frigorifiques dans le niveau R+03 Local 301 302 303 304 305 306 307 308 309 310 311 TOTAL

Surface(m²) 15,74 24,54 24,54 40,16 36,43 52,68 23,52 23,52 24,07 28,07 28,07 321,34

Apport (W) 2 312,82 4 205,03 4 205,03 6 045,15 4 955,57 7 681,55 2 229,58 2 950,92 3 240,32 3 239,41 4 406,11 45 471,48

Ratio (W/m²) 146,90 171,36 171,36 150,53 136,02 145,82 94,79 125,46 134,61 115,40 156,97 141,50

VIII.4. Choix des matériels à installer Le système de climatisation à VRV apporte la fraicheur en été et la chaleur en hiver dans les locaux. Il rend plus agréable l’environnement intérieur et contribue à renforcer la prospérité de l’entreprise. VIII.4.1.

Choix des unités intérieures

Le choix des unités intérieures des différents locaux a été fait aux suites de bilan thermique. Auprès du fabricant DAIKIN, les unités intérieures disponibles ont des puissances frigorifiques en allant de 1,5kW à plus de 14kW (Annexe F). Chacun de ces unités intérieures correspond à un indice. Dans cette étude, trois modèles des unités intérieures ont été choisi selon les différents critères : - Type cassette : ce type sera posé dans des locaux ou il existe du faux plafond ; - Type mural : il sera posé dans des locaux où il n’existe pas du faux plafond mais des murs porteurs ; - Type gainable : ce type sera posé dans des locaux où il existe aussi de faux plafond. 75 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

Tableau 35: Choix des équipements installés dans le niveau R+00 Type

Réf

Mural

FXAQ

Cassette FXZQ Gainable FXDQ

Pf [kW] 2,2 2,8 1,5 4,5

Indice 20 25 15 40 TOTAL

Pa rafra [W] 16 22 90 160

Pa chauf[W] 24 27 75 147

Quantité 6 4 2 2 14

Tableau 36: Choix des équipements installés dans le niveau R+01 Type Cassette

Réf FXZQ

Mural

FXAQ

Gainable FXDQ

Pf [kW] 1,5 2,2 2,8 3,6 5,6

Indice 15 20 25 32 50 TOTAL

Pa rafra [W] 90 16 22 27 165

Pa chauf[W] 75 24 27 32 152

Quantité 1 2 3 1 2 9

Tableau 37: Choix des équipements installés dans le niveau R+02 Type Mural

Réf FXAQ

Cassette

FXZQ

Gainable FXDQ

Pf [kW] Indice Pa rafra [W] 2,8 25 25 1,5 15 90 2,2 20 90 2,8 25 90 3,6 32 90 4,5 40 97 7,1 63 181 TOTAL

Pa chauf[W] 22 75 75 75 75 82 168

Quantité 1 2 1 4 2 1 4 15

Tableau 38: Choix des équipements installés dans le niveau R+03 Type Mural

Réf FXAQ

Cassette

FXZQ

Gainable

FXDQ

Pf (kW) 2,8 2,2 2,8 3,6 4,5 5,6 TOTAL

Indice 25 20 25 32 40 50

Pa (W) 25 90 90 150 160 165

Qté 1 4 4 3 2 3 17

Dans chaque niveau du bâtiment, les unités intérieures sont reparties en fonction de leur puissance pour faciliter la maintenance et réduire le risque des pertes de charge dans les tuyauteries. 76 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

Figure 31: Synoptique de l’unité extérieure raccordée avec 8 unités intérieures dans le niveau R+01

Figure 32: Synoptique de l’unité extérieure raccordée avec 8 unités intérieures dans le niveau R+03 VIII.4.2.

Choix des unités extérieures

En système de climatisation à VRV, les choix des unités extérieures à installer sont fortement liés : -

Au bilan thermique ;

-

À la longueur totale de liaison frigorifique ;

-

Au mode de raccordement des unités intérieures.

Selon DAIKIN, dans le système à VRV, la longueur maximale de liaison frigorifique entre l’unité extérieure et l’unité intérieure la plus éloignée est portée à 165m. La longueur maximale cumulée des liaisons frigorifiques ne doit pas passer 1000m. L’emplacement de l’unité extérieure tient compte à la longueur des liaisons frigorifiques : ▪ Si l’unité extérieure est installée au-dessus des unités intérieures, la dénivellation standard est de 50 mètres. Elle peut atteindre à 90 mètres. ▪ Si l’unité extérieure est installée en dessous des unités intérieures, la dénivellation standard est de 40 mètres. 77 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

Plusieurs méthodes peuvent être déterminées la puissance des unités extérieures, dans notre cas, on utilise la méthode DAIKIN. Cette méthode prend en compte les indices de puissance des unités intérieures raccordées avec une même unité extérieure (figure 31 et 32). Tableau 39: Données techniques des unités extérieures installées Niv. Sonore [dB]

Réf

Qté

P.frigorifique [kW]

P.Calorifique [kW]

Pression

Puissance

RXYQ10M

2

28

31,5

58

78

RXYQ12M

4

33,5

37,5

60

80

VIII.5. Efficacité du système Pour caractériser une machine frigorifique, on considère le coefficient de performance frigorifique noté COP ou encore EER. Ce coefficient est défini comme le rapport entre la quantité du froid ( 𝑄𝑓 ) et l’ensemble de l’énergie qu’elle consomme. 𝐶𝑂𝑃 =

𝑄𝑓 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑒 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙𝑒 𝑎𝑏𝑠𝑜𝑟𝑏é𝑒 = 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑒 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙𝑒 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑜𝑚𝑚é𝑒 𝑊

(63)

Tableau 40 : Efficacité énergétique des machines frigorifiques dans chaque niveau Désignation

Réf

Qtés

P. frig [kW]

Machines Frigorifiques (UE)

RXYQ10M

2

RXYQ12M

4

Pa[kW]

COP

Raf

Chauf

Chauf

Raf

28

8,01

7,65

3,5

4,12

33,5

9,16

9,20

3,66

4,08

VIII.6. Les raccords REFNET Le choix des REFNET se fait par le paragraphe IV.7.2. D’après le catalogue de DAIKIN, on choisit les types des raccords REFNET (tableau 13) qui correspondent à la taille des unités intérieures déterminées. Tableau 41: Choix des raccords REFNET à installer Niveau du bâtiment RDC R+01 R+02 R+03 TOTAL

REFNET KHRQ22M20T 8 6 5 9 28

KHRQ22M29T 4 1 7 6 18

78 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

CHAPITRE IX : RÉSULTATS DES ÉTUDES ÉLECTRIQUES IX.1. Potentiel photovoltaïque Pour dimensionner le système photovoltaïque dans un lieu, il est nécessaire de connaitre le glissement, l’irradiation et les données climatiques de l’endroit. Plusieurs logiciels peuvent utiliser pour trouver ces données par exemple PVGis, Solargis, Solar irradiation, ... dans cet œuvre, la seule PVGis est utilisée. IX.2. Le PVGis Le PVGis est un calculateur qui utilise les bases des données météorologiques pour les applications de l’énergie solaire en ligne. D’après le logiciel PVGis, voici les données météorologiques du lieu (latitude de 18,00°Sud, longitude 47°03 Est et altitude 1250m). Tableau 42: Récapitulatif des données par le PVGis Rayonnement solaire quotidien horizontal [kWh/m²/j]

Mois Janvier Février Mars Avril Mai Juin Juillet Août Septembre Octobre Novembre Décembre Rayonnement solaire moyenne annuel

6,73 6,07 6,23 5,57 4,43 3,87 4,50 5,50 6,33 7,40 7,23 7,90 5,98

En se basant sur le tableau précèdent, nous allons considérer 5,98 kWh/m²/j la valeur moyenne de l’ensoleillement du lieu.

79 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

IX.3. Bilan des puissances IX.3.1. Consommation énergétique journalière Le tableau suivant illustre la consommation énergétique journalière en courant alternatif des unités intérieures et extérieures dans chaque niveau du bâtiment. Tableau 43: Consommation électrique des équipements climatiseurs dans le bâtiment Désignation Mural

Cassette

Gainable

UE

Réf

Nb équip

U [V]

Coef ki

P / éqt[W]

h serv [h]

Eij [Wh]

12

0,6

24

4

13 1 5

230 230 230 230

0,6 1 0,75

27 32 90

4 4 4

691,2 842 128 1 350

1

230

1

90

4

360

3

230

0,8

90

4

864

2

230

0,85

90

4

612

1

230

1

97

4

388

3

230

0,8

150

4

1 440

5

230

0,75

165

4

2 475

5

230

0,75

165

4

2 475

4

230

0,75

181

4

2 172

RXYQ10

2

380

0,85

8 100

4

55 080

RXYQ12

4

380

0,75

9 200

4

110 400

FXAQ

FXZQ

FXDQ

ΣEij (Wh)

179 277,60

Les valeurs dans le tableau précèdent sont données par la relation (37) avec la durée d’occupation des locaux entre 8h à 17h. Alors, la consommation d’énergie journalière de tout l’ensemble des équipements climatiseurs à installer est de : 𝐄𝐣 = 𝟏𝟕𝟗, 𝟑 𝐤𝐖𝐡/𝐣𝐫

80 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

IX.3.2. Détermination des équipements photovoltaïques •

Puissance crête :

En connaissant l’énergie consommée journalière, l’irradiation solaire par jour (tableau 42) et le coefficient de l’installation (𝑘 = 0,7), d’après l’équation (38), on peut déterminer la puissance crête. 𝐏𝐜 = 𝟔𝟔, 𝟐𝟒 𝐤𝐖 Comme nous avons vu dans le chapitre VI, la détermination des équipements photovoltaïques dépend de la puissance maximale consommée. Et le calcul de chaque équipement fait selon leur paragraphe dans ce chapitre. En connaissant les valeurs suivantes : 𝐼𝑠𝑒𝑟 = 9, 4𝐴, 𝑈𝑃𝑉 = 32𝑉 𝑃𝑃𝑉 = 0,3 𝑘𝑊 𝑒𝑡 𝑈𝐶 = 450 𝑉 . On trouve : - Nombre des modules par string = 14 ≈

450 32

66,24

- Nombre des strings = 16 ≈ 14×0,3 - Nombre total des modules = 224 = 14 × 16 ≈ •

66,24 0,3

Batterie :

Ub = 48V, jours d’autonomie = 3, Coefficient de décharge batterie = 0,8. D’après la relation 44, on a : 𝐶𝑇 = 14 006 𝐴ℎ Nombre des batteries : choix : une batterie 2V avec C10 = 2030 Ah. Nombre en série = 24 =

48 2

Nombre en parallèle = 7 ≈

14 006 2030

Nombre totale = 168 = 7 ×24 •

Onduleur solaire :

Un onduleur de 𝜂𝑂𝑛𝑑 = 0,98 et cos 𝜑𝑂𝑛𝑑 = 1 D’après la relation 45, on a : 𝑆𝑂 = 67,59 𝑘𝑉𝐴 Pour un onduleur de puissance : 5 kVA, son nombre est : 𝑁𝑂𝑛𝑑 = 14

81 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

•

Câbles :

Cable DC : en cuivre (ρ = 1,8Ω.m) -

Longueur = 10 m ;

En appliquant la relation 48, on a : 𝑆𝐷𝐶 = 3,11 𝑚𝑚² La section du câble normalisé supérieure de 3,11 mm² est de 4 mm². IX.3.3. Récapitulatif des résultats de calcul Le tableau ci-dessous résume les résultats obtenus par le dimensionnement du champ photovoltaïque solaire correspondant aux équipements climatiseurs que nous venons de choisir. Tableau 44 : Récapitulatif des résultats des équipements solaires photovoltaïques Module photovoltaïque Type Puissance crête d’un module [Wc] Nombre des modules PV en série Nombre des strings Nombre total du PV Parc Batterie Nombre de jours d’autonomie [jour] Coefficient de décharge Tension d’une batterie [V] Capacité d’une batterie [Ah] C10 Capacité du parc batterie [Ah] Nombre des batteries en série Nombre des batteries en parallèle Nombre total des batteries Onduleur hybride Facteur de puissance Rendement d’onduleur [%] Puissance d’un onduleur [kVA] Nombre total d’onduleur Section des câbles DC Section par string [mm²]

Monocristallin 300 14 16 224 3 0,8 2 2030 14 006 24 7 168 1 98 5 14 3,11

D’après le tableau précèdent, on remarque que le nombre des onduleurs et les nombres des strings du système photovoltaïque presque identiques, donc la configuration de l’installation des PV se fait en mode chaque string contient un onduleur.

82 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

IX.3.4. Orientation et inclinaison Rappelons maintenant que la latitude et la longitude du lieu où se situe le bâtiment étudié sont de 18,90° Sud et de 47°50 Est. D’après le tableau 15, l’inclinaison des panneaux installés sera égale à la latitude de lieu. Alors l’inclinaison optimale est de 19° vers Nord. Remarque Le système photovoltaïque produit des énergies électriques pendant le jour où il est ensoleillé. En réalité, cette source ne satisfait pas les équipements climatiseurs pendant toutes saisons les moins ensoleillés (hiver). Donc il est nécessaire d’une autre source d’énergie pour résoudre ce problème. IX.4. Groupe électrogène (GE) Le Groupe Électrogène est un dispositif autonome capable de produire de l’électricité. La plupart de ce groupe est constitué d’un moteur thermique qui transforme l’énergie thermique en énergie mécanique et l’alternateur transforme l’énergie mécanique en énergie électrique. On peut classer le groupe électrogène par mode de combustion : -

GE à essence : Il est polyvalent, moins bruyant et le plus utilisé à un usage domestique

surtout monophasé. Mais, sa puissance est limitée à 6 kW. Pour le démarrage, certains modèles présentent un démarreur, et d’autres un lanceur manuel. -

GE diesel : Il est assez puissant et performant pour les grands travaux comme industrie.

En plus, on distingue trois types de ce groupe diesel : le grouppe monophasé, le groupe triphasé et le groupe mixte. Par contre, il est bruyant et un peu lourd. Les GE sont fréquemment intégrés dans le système solaire photovoltaïque afin de sécuriser et d’optimiser la capacité des générateurs exploitant les sources d’énergie renouvelable. Dans notre cas, le groupe électrogène utilise au moment où la source d’énergie principale ne couvre pas la demande en énergie des équipement climatiseurs. 𝑃 [𝐾𝑉𝐴] 𝜂 𝐶𝑜𝑠𝜑 - 𝑆𝐺𝐸 : la puissance apparente du groupe électrogène [kVA] ; 𝑆𝐺𝐸 = 𝐶𝑓

(64)

- 𝑃 : la puissance maximale consommée [W] ; - 𝐶𝑓 : le coefficient de foisonnement entre 1,1 et 1,5 (pour supporter les charges au-delà de la chargés installées) ; - 𝜂 : le rendement du groupe électrogène 0,85 ≤ 𝜂 ≤ 0,92 - 𝑐𝑜𝑠𝜑 : le facteur de puissance. 83 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

Et P𝐶 = 66, 24 kW ; 𝐶𝑓 = 1,1; 𝜂 = 0,92 ; 𝐶𝑜𝑠𝜑 = 0,8 Alors : 𝑺𝑮𝑬 = 𝟗𝟖, 𝟗𝟗 𝒌𝑽𝑨 La puissance apparente du groupe électrogène doit être supérieure ou égale à 89 kVA afin de bien fonctionner les équipements climatiseurs pour avoir le confort thermique pendant la source d’énergie principale cesse de produire de l’électricité pour alimenter les charges. En tient compte le coefficient de foisonnement, en ajoutant de 10% de cette puissance, elle devient de 98,99 kVA. Le choix du groupe électrogène de nouvelle génération lie à plusieurs facteurs : motorisation, insonorisation, dimension, consommation, entretien, émission de C02 et le coût. Après la comparaison des groupes électrogènes suivant les différents critères qu’on vient de citer, on choisit le groupe qui a des caractéristiques suivantes : Tableau 45:Caractéristique technique du groupe électrogène choisi Caractéristique du GE IVECO FPT Modèle

PK110E

Type

Diesel

Puissance nominale [kVA]

100

Puissance secours [kVA]

110

Facteur de puissance

0,8

Tension de sortie [V]

400/230

Fréquence [Hz]

50

Niveau sonore (dB) à 7m

68

Consommation à 100% charge [l/h] Dimension (L × l × H) [mm×mm×mm]

22,0 3000*1030*1675

Vitesse [tour /min]

1500

Avantages : Le GE IVECO PK110E a un bruit conforme au norme 2005/88/CE et cette valeur est inférieure par rapport aux autres groupes car il n’est aucun besoin de protection ou enveloppe additionnelle pour le réduire. En plus, il est facile pour l'entretien et leurs composants sont dans de haute qualités. Actuellement, les groupes électrogènes jouent le rôle non négligeable dans les systèmes hybrides : un système soit alimenté à 100% de l’énergies solaire, il est impératif que le nombre de panneaux solaires soit suffisante surtout pendant les saisons les moins ensoleillées (hiver). Mais, 84 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

l’intégration d’un générateur diesel offre d’énergie rapidement disponible et fiable, qui permet de réduire considérablement la taille de l’installation solaire dans le cas où le système fait en hybride. IX.5. Composition du système Le système étudié est composé des éléments suivants : Panneaux solaires (PS), Groupe Électrogène (GE), Onduleurs hybrides ou réversibles, parc de batterie (P.BAT), Unités intérieures (UI) et Unités Extérieures (UE).

Figure 33 : Système photovoltaïque sécurisé par GE Fonctionnement du système ❖

Lorsque la puissance fournit par les modules photovoltaïques satisfont la demande en

énergie des équipements climatiseurs, les onduleurs hybrides alimentent les équipements climatiseurs et chargent automatique les batteries de la partie excèdent après avoir converti en courant continu le courant alternatif provenant du générateur. ❖

En cas d’insuffisance de l’énergie produite par ces modules, les onduleurs hybrides

convertissent en courant alternatif le courant continu provenant des batteries pour couvrir la source d’énergie. Dans les deux cas, le Groupe Électrogène reste en arrêt. ❖

Si les batteries sont vides et que la production solaire n’était pas suffisante, les onduleurs

prennent le courant sur le Groupe Électrogène pour alimenter les charges ; et les modules photovoltaïques chargeaient les batteries ou en arrêt totale.

85 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

IX.6. PROTECTIONS ÉLECTRIQUES DE L’INSTALLATION La détermination de calibre des dispositifs de protection appropriée se fait à partir des puissances équipements climatiseurs à installer dans chaque niveau du bâtiment comme on montre dans le tableau suivant. Tableau 46: Puissance des équipements climatiseurs dans chaque niveau du bâtiment Désignation FXAQ R+00

FXZQ FXDQ RXYQ12 FXAQ

R+01

R+02

FXZQ FXDQ RXYQ12 FXAQ

FXZQ

FXDQ RXYQ12 FXZQ R+03

FXDQ FXAQ RXYQ10

P fr(kW) 2,2 2,8 1,5 4,5 28 2,2 2,8 3,6 1,5 5,6 33,5 2,8 1,5 2,2 2,8 3,6 4,5 7,1 2,2 2,2 2,8 3,6 4,5 5,6 2,8 28

Qté 6 4 2 2 1 2 3 1 1 2 1 1 2 1 4 2 1 4 2 4 4 3 2 3 1 2

Pr(W) 24 27 90 160 9200 24 27 32 90 165 9200 27 90 90 90 90 97 181 9200 90 90 150 160 165 27 8100

Ku 0,75 0,75 0,85 0,85 1 0,85 0,80 1,00 1,00 0,85 1,00 1 0,85 1 0,8 0,85 1 0,75 0,85 0,75 0,75 0,8 0,75 0,8 1 0,85

Pu (W) 108 81 153 272 9200 40,8 64,8 32 90 280,5 9200 27 153 90 288 153 97 543 15640 270 270 360 240 396 27 13770

S(VA)

11 546

11 421

19 989

18 039

IX.6.1. Dimensionnement des dispositifs de protection La détermination du disjoncteur général dépend des puissances des charges totales dans chaque étage du bâtiment étudié. S = 61,00 kVA Et le courant d’emploi est : Ib = 92,67 A

86 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

Caractéristique des câbles : -

Mode pose : sur chemin de câble, sur simple couche et sur perforé jointif ;

-

Type de câble : monoconducteur ;

-

Isolation : Polyéthylène réticulé ;

-

Température ambiante : 40°C.

D’où : K = 0,746 Calcul du courant admissible D’après la relation (58), l’intensité admissible est de : I’z = 124,19 A D’après le tableau dans l’annexe D, la valeur normalisée du courant admissible supérieure de 124,19 A est de 125A. La section du câble normalisée qui correspond à la valeur de ce courant est de 25mm². IX.6.2. Dispositifs de protection de chaque local Les autres dispositifs de protection sont déterminés par le tableau 46. Le choix des disjoncteurs de branchement à chaque niveau : -

Tension 380 V ;

-

Mode pose : sur chemin de câble sur simple couche sur perforé jointif ;

-

Type de câble : monoconducteur ;

-

Isolation : Polyéthylène réticulé ;

D’où : K = 0,787

Tableau 47:Récapitulatif des résultats manuels des dispositifs de protection à chaque niveau Niveau

S (kVA)

Ib (A)

I’z (A)

Cn (A)

S (mm²)

R+00

11,55

17,54

22,23

25

4

R+01

11,42

17,35

22,04

25

4

R+02

20,00

30,37

38,58

40

6

R+03

18,04

27,41

34,83

40

6

87 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

IX.6.3. Le schéma unifilaire de l’installation électrique Dans notre cas, la source d’énergie électrique est un central photovoltaïque isolé et il n’y a pas de transformateur à installer. Les appareils de protections installés sont venant de disjoncteur général jusqu’aux disjoncteurs divisionnaires. À partit des puissances électriques des charges dans chaque niveau du bâtiment (tableau 46) qu’on peut déterminer les autres dispositifs de protection comme : interrupteurs-sectionneurs, contacteurs, interrupteurs différentiels et les disjoncteurs divisionnaires. Plusieurs logiciels pourront dessiner le schéma de l’installation électrique de façon professionnel, mais la structure et le but sont le même : tout le monde pourrait lire et comprendre. En réalité, les sources d’énergie ont besoin d’un appareil de protection qui est placé en amont de l’onduleur hybride comme indique sur la figure précedente. Et l’organigramme de l’installation se fait comme la figure suivante.

Figure 34:Organigramme de la structure de l’installation électrique dans le TGBT et à chaque LT Cette figure montre la structure de l’installation électrique venant des sources d’énergie jusqu’aux disjoncteurs divisionnaires.

88 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

Chapitre X : DISCUSSIONS X.1. Bilan des dispositifs de protection Le bilan de puissance électrique a un but de dimensionner l’installation (sections des câbles, les protections et les contrôles) afin de bien fonctionner les charges électriques. Pour éviter la surchauffe des câbles et des générateurs, il faut limiter les déséquilibres du courant à 10% de la puissance totale entre les phases. Pour vérifier les résultats de protection électrique, nous avons utilisé le logiciel MyEcodial et on trouve les valeurs dans les deux colonnes du tableau suivant. Tableau 48 : Vérification des résultats manuels avec le logiciel MyEcodial des dispositifs de protection Niveau

Pa (kW)

S (kVA)

U (V)

R+00

9,81

380

R+01 R+02 R+03

9,71 17,00 15,33

11,55 11,42 20,00 18,04

380 380 380

Dimensionnement Manuel Ib (A) I’z (A) 17,54 22,23 17,35 22,04 30,37 38,58 27,41 34,83

Dimensionnement avec le logiciel MyEcodial Ib (A) I’z (A) 17,54 24,2 17,36 30,39 27,40

22,2 39,2 33,0

X.2. Bilan de puissance du système photovoltaïque L’utilisation du système solaire photovoltaïque autonome ne produit aucune émission acoustique autour des locaux techniques. Elle ne présente ni bruit, ni impacte sur la santé humaine et ni sur l’environnement. Alors, la production d’électricité par PV autonome n’émet aucun gaz à effet serre. Donc, l’utilisation de système solaire photovoltaïque comme source d’énergie électrique contribue à la réduction de l’émission des gaz à effet de serre. Pour les résultats des systèmes photovoltaïques, on a comparé les résultats manuels avec le logiciel PVsyst comme nous voyons dans le tableau ci-dessous : Tableau 49 : Vérification des résultats manuels photovoltaïques avec le logiciel Pvsyst Dimensionnement Manuel Module photovoltaïque Puissance crête d’un module [Wc] 300 Module PV en série 14 Nombre des string 16 Nombre 224 Parc batterie Nombre de jours d’autonomie [jour] 3 Coefficient de décharge 0,8 Tension d’une batterie [V] 2

Dimensionnement Pvsyst 300 11 21 231 3 2 89

Manatsara Marcellin Alisé Christophe

Capacité d’une batterie [Ah] C10 Capacité du parc de batterie [Ah] Nombre des batteries en série Nombre des batteries en parallèle Nombre

2030 14 006 24 7 168

1560 14 040 24 9 216

98 5,00 14

93 5,76 10

-

397 448

Onduleur Rendement d’onduleur [%] Puissance d’un onduleur [kVA] Nombre d’onduleur Surface [m²] Surface du cellule Surface totale

D’après le tableau précèdent, on a remarqué que la plupart des résultats obtenus manuellement est supérieur avec celle du logiciel PVsyst. Et on a besoin un terrain de 448m² pour mettre en place tous les éléments du système photovoltaïque d’après le PVsyst. X.3. Bilan du système de climatisation Pour le système solaire photovoltaïque accouplé par un groupe électrogène (GE) entant que secours, à cause de ce groupe, le système produit des gaz à effet serre et des bruits. Nous allons déterminer le CO2 émis par l’installation. X.3.1. Impact environnemental de l’installation climatisation [5], [9] Le TEWI (Total Equivalent Warning Impact) permet de calculer l’impact sur l’effet de serre d’une installation de climatisation. Il prend en compte d’une part l’action du fluide frigorigène rejeté dans l’atmosphère (l’effet direct) et d’autre part le dégagement de CO2 par la source d’énergie électrique consommé durant la vie de l’installation (effet indirect). • Effet direct : – Les fuites ( 𝐺𝑊𝑃100 × 𝑀 × 𝑓 × 𝑁) ; – Les émissions en fin de vie [𝐺𝑊𝑃100 𝑀(1 − 𝑋)]. • Effet indirect : provenant d’une source d’énergie électrique de l’installation : 𝐸 × 𝐴 × 𝑁. D’où : TEWI = GWP100 [M(1 − X) + M × f × N] + E × A × N

(65)

– 𝑇𝐸𝑊𝐼 : la masse de C02 produit pendant la durée de vie de l’équipement (kg) ; – 𝐺𝑊𝑃100 : kg de C02 produit équivalent au rejeté d’un kg de FF ; – M : la masse de FF contenue dans le système [kg]; – f : le taux de fuite annuelle ; – N : la durée de vie de l’installation ;

90 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

– X : l’éfficacité de récuperation lors de mise au rebut (1 si le FF réuperé à la fin d’utilsation de l’installation et 0 si non) ; – E : la consommation annuelle d’électrique (kWh /an) ; – A : l’émission de CO2 par kWh d’énergie électrique produite (kg CO2/kWh). La durée d’occupation des locaux est de 08h à 17h, mais on suppose que les unités intérieures fonctionnent 4h/jour et de même pour les unités extérieures. En plus, le bâtiment est occupé 6 jours par semaine et 52 semaines par an. Alors la consommation est de 55 925 kWh /an. Le FF utilisé est R410A, la masse de ce fluide contenue dans le système est de 6,1 kg, le taux de fuite est de 5% et la durée de vie de l’installation moyenne pour toute installation est de 15 ans. Tableau 50 : Estimation kg de CO2 émis par l’ensemble du système étudié Fuites 10,52 [tonne]

À la fin de vie de l’installation 7,89 [tonne] Sources d’énergies 0% GE & 100% PV 100% GE & 0% PV 0 [tonne] 696,4 [tonne]

Effet direct Effet indirect

MASSE DE CO2 EMIS PAR L'INSTALLATION (tonne)

800

CO2 ÉMIS PAR L'INSTALLAION PENDANT 15 ANS

696

700 600 500 400 300 200 100

8

11

0

Fuites

A la f in de (0%GE, vie 100%PV)

(100%GE, 0%PV)

Source effet Figure 35: Visualisation de CO2 émise par l’installation Le tableau dernier montre que si le système de climatisation est alimenté uniquement par la centrale thermique (diesel, essence, …), l’effet de serre indirect est élevé. Par contre, s’il est alimenté par le centrale photovoltaïque autonome, l’impact environnemental de l’installation est donné uniquement par les fuites liées aux raccordements des équipements à condition que les fluides frigorigènes récupéraient à la fin de vie.

91 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

La climatisation à VRV est un système flexible pour les bureaux de grande surface afin de satisfaire le besoin en climatisation le plus technologiquement fiable, économique et moins impact sur l’environnement. C’est pour cela qu’on a choisi une source d’énergie renouvelable solaire photovoltaïque. Ce travail nous a permis d’obtenir les connaissances plus approfondies sur la climatisation à savoir les différents types du système climatiseur, puis la détermination de la puissance thermique à l’aide d’une méthode un peu plus précis en considérant les caractéristiques du local, et la sélection de ses équipements à l’aide des catalogues de constructeur. À partir de ces éléments sélectionnés qu’on a calculé les différentes composantes solaires photovoltaïques en tenant compte les caractéristiques de lieu. Et pour garantir l’utilisation de ces équipements, nous avons fait le dimensionnement des appareils de protection électrique contre les phénomènes nocifs de l’installation. Par conséquent : - La climatisation à VRV s’adapte parfaitement à toute sorte de local : bureaux, restaurants, hôpitaux. De plus, les coûts énergétiques et les frais de maintenance des bâtiments ont conduit les utilisateurs à exiger d’un système de climatisation bien davantage sur le rafraîchissement ou le chauffage. Alors, ce système répond à toutes les exigences car non seulement, il est capable de produire de l’air frais sans augmenter les coûts de consommation d’énergie mais il est aussi facile à utiliser, fiable et robuste. - L’exploitation des énergies renouvelables comme photovoltaïque permet de diminuer des ressources fossiles et de réduire les émissions de gaz à effet de serre. Madagascar a un potentiel solaire abondant, rentable et intéressant même si elle est encore très peu exploitée. Par contre, à cause de variation climatique, le solaire ne sera pas capable de répondre à toutes les demandes en énergies des équipements climatiseurs, mais le groupe électrogène permet de produire les énergies pendant les mauvais temps ou durant l’entretien de source principale. - La détermination des dispositifs de protection électrique permet de protéger des équipements climatiseurs installés et de sécuriser les personnes dans le bâtiment. Cette étude ouvre alors les portes vers une autre étude serait la conception de l’installation électrique et de la ventilation mécanique contrôlée dans un bâtiment tertiaire.

92 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

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WEBOGRAPHIES [11] http://depositphotos_39195459-stock-photo-window-air-conditioning [12] http://splitsystem_air-air [13]http://Representation-schematique-dun-systeme-de-climatisation-mixte-alimente-par-ungroupe [14] www.cours-gratuit.com--id-11213 [25]www.onduleur-hybride-wattneed.com

94 Manatsara Marcellin Alisé Christophe

ANNEXE A : Comparaison des différents systèmes de climatisation Type des climatiseurs Split system

Avantages

Inconvénients

- Mise en œuvre simple et rapide ; - Entretien facile - Faible coût d’investissement ; - Main d’œuvre abordable.

- Faible durée de vie ; - Inesthétique ; - Cout d’exploitation élevée ; - Consommation électrique élevée ; - Cout élevé de la maintenance. - Cout d’investissement élevé ; - Besoin de personnel qualifié ; - Maintenance difficile et compliquée ; - Grande qualité de fluide.

- Durée de vie élevée ; - EER élevée ; - Nombre limité d’unité VRV extérieures ; - Coût d’exploitation abordable ; - Système à économie d’énergie ; - Installation simple et rapide ; - EER faible ; - Respecte l’esthétique - Réseau encombrant ; - Coût d’investissement et - Baisse du niveau de sécurité ; Monobloc d’exploitation abordables ; - Mise en œuvre techniquement difficile ; - Faible impact environnement ; - Confort non contrôlée individuellement. - Durée de vie élevée. - Possibilité de stockage du froid ; - Coût d’investissement et d’exploitation - Réseau hydraulique non élevée ; Eau glacée encombrant - Beaucoup d’équipements ; - Bon EER ; - Fort impact environnemental ; - Etc. - Etc. Afin mieux appréhender le choix du système, chaque système sera noté en fonction des différents critères. Ces notations vont de 1 à 4, avec respectivement mauvais pour le 1, passable pour le 2, bien pour le 3 et très bien pour le 4. Tableau : Comparaison des systèmes climatiseurs Désignation VRV Eau glacée Split Monobloc Mise en œuvre 3 2 4 1 Confort 4 4 4 1 Esthétique 4 4 1 4 Efficacité énergétique 4 3 2 1 Impact environnemental 3 1 2 4 Coûts d’investissement 2 1 4 3 Coûts d’exploitation 3 2 1 4 TOTAL/28 23 17 18 18 Tous les systèmes ont la moyenne suivant les notations des différents critères. Le système à eau glacée cependant au total le plus faible qui est de 17 sur 28. Viennent par la suite le split system et le système monobloc qui sont à égalité avec un total de 18 sur 28. Le système à VRV est alors le système ayant le total élevé qui est de 23 sur 28.

I

ANNEXE B : Les paramètres des calculs des apports par la méthode ASHRAE CLTD/CLF B.1.

Coefficient d’application de l’écart journalier de la température à l’heure solaire

B.2.

Clf ou facteurs de charge pour les occupants

II

B.3. Clf ou facteurs de charges pour les machines

III

B.4. CLTD pour les murs ensoleillés

B.5. CLTD pour les conductions à travers les vitres

B.6. Correction de CLTD (LmEnset LmOMb)

IV

B.7. Coefficients maximaux d’apports solaires (SHGF) pour les vitres au soleil (W/m²) Latitude de 20°nord

B.8. Facteur de charge Clf pour les vitrages voilage intérieure-latitude nord

V

ANNEXE C : Dénomination des conducteurs et des câbles selon CENELEC et UTE Désignation CENELEC

Signification du symbole

Désignation UTE Symbole

Série harmonique

H

Série harmonique reconnue Série harmonique autre que reconnue

A

300/300 V

03

300/500V

05

450/750V

07

0,6/ 1kV

1

PVC

V R N

Caoutchouc vulcanisé Polyéthylène réticulé

←

Type de la série

→

N

Ruban en acier ceinturant les conducteurs

D

PVC

V

Caoutchouc vulcanisé

R

Polychloroprène

N

Câble rond

←

Souplesse et nature de l’âme ←

←

Cuivre

→ →

Protection Métallique

A

Aluminium

C

Caoutchouc vulcanisé

R

PR

V

PVC

G

Gaine de bourrage

O

Aucun bourrage

2

Gaine de prot. Epaisse

←

Forme du câble

Rigide, massive, ronde

-U×

←

Rigide, câblée, ronde

-R×

-H×

→

→

←

-F×

Enveloppe isolante

Ame souple

Protection non métallique

A

Souple classe 6

1 000 V

←

Aluminium

Souple classe 5

1 000

Gaine d’assemblage

C

-K×

500 V

I

Cuivre

Souple classe 5 pour installation fixe

500

→

H2

-S×

250 V

Bourrage

Câble méplat non divisible

-W×

→

Câble faisant l’objet d’une norme UTE

250

S

H

Rigide, massive, sectorale

Tension nominale

U

symbole

Ame rigide

Câble méplat divisible

Rigide, câblée, sectorale

Signification du

Symbole

Protection métallique

→

Souplesse et nature de l’âme Forme du câble

VI

→

C

Caoutchouc vulcanisé

N

Polychloroprène

V

PVC

P

Gaine de plomb

F

Feuillards acier

R

Câble rond

M

Câble méplat

ANNEXE D : Désignation des paramètres de section des câbles D.1. Lettre des sélections Type des éléments du conducteur Conducteur et Câble multiconducteurs

Câble multiconducteur Câble monoconducteur

Lettre de sélections

Mode de pose ▪ Sous conduit profilé ou goulotte, en apparent ou encastré ; ▪ Sous vide de construction, faux plafond ; ▪ Sous caniveau, moulure, plinthe, chambranle. ▪ En apparent contre mur ou plafond ▪ Sur chemin de câble ou tablettes non pérorées ▪ Sur échelles, corbeaux, chemin de câble perforé ▪ Fixés en apparent, espacés de la paroi ▪ Câbles suspendus

B C E F

D.2. Facteur de correction K1 Lettres de sélection

B

C B, C, E, F

Mode de pose Câble dans des conduits noyés directement dans des matériaux thermiques isolants.

K1 0,70

Conduits noyés dans des matériaux thermiques isolants

0,77

Câbles mono ou multiconducteurs dans les conduits profilés dans ces vides de construction Vide de construction et caniveaux

0,90 0,95 0,95 1

Pose sous plafond Autres cas

D.3. Facteur de correction K2 Lettres de Disposition des câbles jointifs sélections B, C C

E, F

Nombre de circuits ou de câble multiconducteurs 1

2

3

4

5

6

7

8

9

Enfermé 1,00 Simple couche sur les murs ou les planches ou tablettes non 1,00 perforées

0,80 0,70 0,65 0,6

Simple couche au plafond

0,85 0,76 0,72 0,69 0,67 0,66 0,65 0,64

1,00

Simple couche sur des tablettes 1,00 perforées Simple couche sur des échelles à câble, corbeaux, treillis soudé, 1,00 etc.

0,55 0,55 0,50 0,50

0,85 0,79 0,75 0,73 0,72 0,72 0,71 0,70

0,88 0,82 0,77 0,75 0,73 0,73 0,72 0,72 0,88 0,82 0,80 0,80 0,79 0,79 0,78 0,78

VII

D.4. Facteur de correction K3 Température ambiante (°C)

Isolation

10 15 20 25 35 40 45 50 55 60

Élastomère (Caoutchouc) 1,29 1,22 1,15 1,07 0,93 0,82 0,71 0,58 -

PVC 1,22 1,17 1,12 1,06 0,94 0,87 0,79 0,71 0,61 0,50

PR/EPR 1,15 1,12 1,08 1,04 0,96 0,91 0,87 0,82 0,76 0,71

65 70

-

-

0,65 0,58

75 80

-

-

0,50 0,41

D.5. Intensités normalisées en Ampère : 1-2-3-5-10-16-20-25-32-40-50-63-70-80-100-125-160-200-250-320-400-500 Section des câbles

VIII

ANNEXE E : Caractéristiques physiques des composants climatiseurs à installer E.1. Unité intérieure de type cassette

E.2.

Unité intérieure de type Gaignable

IX

E.3. Caractéristiques des unités pour split systèm de type mural

E.4. Reference des unités extérieures en fonction des indices

X

E.5. Unités extérieures

E.6. Choix des UI en BTU/h

XI

ANNEXE F : Caractéristique physique des composants du système PV F.1. Panneau solaire LG 255-300

F.2. Batterie Hoppecke 16OPzV

XII

F.3. Donnée technique de l’Onduleur hybride

XIII

ANNEXE G : Données techniques du groupe électrogène

XIV

ANNEXE H : Récaptilatif des résultats sur les logiciels utilisés H.1.Résultats par le logiciel MyEcodial

XV

H.2.Récaptilatif des résultats par le logiciel PVsyst

XVI

Auteur : MANATSARA Marcellin Alisé Christophe Adresse : Lot VT 62 EA Bis CU Andohanimandroseza Contact : + 261 32 63 696 41 E-mail : [email protected] Thème : « CLIMATISATION À VRV D’UN BÂTIMENT R+3 AVEC ALIMENTATION PHOTOVOLTAÏQUE SÉCURISÉE PAR UN GROUPE ÉLECTROGÈNE DE NOUVELLE GÉNÉRATION » Nombre de pages : 94 Nombre de figures : 35 Nombre de tableaux : 50 RÉSUMÉ L’objectif de ce travail est de climatiser le bâtiment à grande surface avec du système économique, écologique et moins énergivore capable de fonctionner de façon efficace. Dans ce rapport, des systèmes de climatisation ont été identifiés sur les recherches bibliographies et des bilans de puissances aussi ont été comparés afin d’avoir les résultats optimaux. Et le système de climatisation à VRV dimensionné à partir de méthode ASHRAE est retenu pour répondre aux besoins dans ce bâtiment. Afin de garantir la demande énergétique de façon technologique qui réduit de gaz à l’effet serre, nous avons étudié le système solaire photovoltaïque accouplé avec un groupe électrogène pour répondre les besoins à la saison ou au moment le moins ensoleillés. Au niveau environnemental, nous avons comparés l’émission de CO2 de la climatisation à VRV alimentée avec une source d’énergie thermique et solaire photovoltaïque. On constate que la masse de CO2 émis par l’installation alimentée par la centrale thermique ou Groupe électrogène est plus de quatre-cinq fois qu’elle est alimentée par photovoltaïque. Mots-clés : climatisation, confort thermique, COP, impacts environnementaux, solaire photovoltaïque, batterie, irradiation solaire, énergie. ABSTRACT The objective of this work is to air conditioning the large-area building with an economical, ecological and less energy-consuming system capable of operating efficiently. In this report, air conditioning systems have been identified on bibliographic searches and power balances have also been compared in order to obtain optimal results. And the VRV air conditioning system dimensioned using the ASHRAE method is selected to meet the needs in this building. In order to guarantee energy demand in a technological way which reduces greenhouse gas, we studied the photovoltaic solar system coupled with a generator to meet the needs in season or at the least sunny time. At the environmental level, we compared the CO2 emission of VRV air conditioning powered by a photovoltaic thermal and solar energy source. It can be seen that the mass of CO2 emitted by the installation supplied by the thermal power plant or generator set is more than forty-five times that it is supplied by photovoltaics. Keywords : air conditioning, thermal comfort, COP, environmental impacts, photovoltaic solar, battery, solar irradiation, energy. Directeur de mémoire : Docteur Hariniaina RANAIVOSON ANDRIAMBALA