Etude Et Dimensionnement D'un Système de Pompage Solaire [PDF]

Zitiervorschau

Université Sultan Moulay Slimane Faculté des Sciences et Techniques Béni Mellal

Filière ingénieurs : Génie électrique Option : Electrotechnique et Electronique Industrielle (EEI)

Rapport de stage technique Effectué au sein de la société

KENDIRA

A El Ksiba Béni Mellal Du 03/08/2020 au 02/10/2020 Sous Thème Etude et dimensionnement d’un système de pompage solaire

Encadré par :

Réalisé par : AARIF L’houssaine

Année universitaire : 2019/2020

Université Sultan Moulay Slimane Faculté des Sciences et Techniques B.P: 523 Béni Mellal Tél : 0523122282

Mohamed ASKOUR

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Remerciement Je tiens à remercier toutes les personnes qui ont contribué au succès de mon stage et qui m’ont aidé lors de la rédaction de ce rapport. Tout d'abord, j'adresse mes remerciements à mon professeur Mr Abdelouahed ABOUNADA qui m'a beaucoup aidé dans ma recherche de stage et m'a permis de postuler dans cette entreprise. Son écoute et ses conseils m’ont permis de cibler mes candidatures, et de trouver ce stage qui était en totale adéquation avec mes attentes. Je tiens à remercier vivement mon encadrant de stage, Mr Mohamed ASKOUR le directeur de la société KENDIRA, pour son accueil, le temps passé ensemble et le partage de son expertise au quotidien. Grâce aussi à sa confiance j'ai pu m'accomplir totalement dans mes missions. Il fut d’une aide précieuse dans les moments les plus délicats. Je présente également ma gratitude à tous les membres de la société KENDIRA qui m’ont aidé à bien s’intégrer au sein de l’entreprise et à concrétiser mes connaissances théoriques acquises. Enfin, Je tiens à remercie tout le corps professoral de la Faculté des Sciences et Techniques de Béni Mellal pour ses conseils précieux ainsi pour leur aide et leur soutien durant toutes les années d’études à l’FSTBM.

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Résumé Ce travail présente les méthodes théorique et avec logiciel PVsys de dimensionnement des systèmes de pompage photovoltaïque. Ces méthodes permettent de dimensionner une installation de pompage photovoltaïque pour satisfaire les besoins en eau d’une consommation bien déterminée. Elles sont basées essentiellement sur l’évaluation des besoins en eau, le calcul de l’énergie nécessaire, la détermination de l’énergie solaire disponible et le choix des composants.

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Liste des figures Figure 1: Installation thermique en circuit fermé ......................................................... 13 Figure 2: pompage solaire ............................................................................................ 14 Figure 3: Organigramme de KENDIRA....................................................................... 14 Figure 4: Analyse spectrale du rayonnement solaire .................................................... 16 Figure 5: Structure typique d’une cellule solaire au silicium ....................................... 17 Figure 6: Les cellules poly cristallines ......................................................................... 18 Figure 7: Cellule photovoltaïque monocristalline ........................................................ 18 Figure 8: Couche mince ............................................................................................... 19 Figure 9:Structure cristalline de la pérovskite .............................................................. 19 Figure 10: Courbe caractéristiques d’une cellule PV ................................................... 20 Figure 11: Schéma équivalent d’une cellule PV .......................................................... 20 Figure 12: Le facteur de forme ..................................................................................... 22 Figure 13: Le modèle simplifié .................................................................................... 23 Figure 14: Le modèle standard ..................................................................................... 23 Figure 15: Le modèle à deux diodes pour une modélisation plus exacte ..................... 24 Figure 16: Fonctionnement des cellules solaires en parallèle ...................................... 24 Figure 17: Ombrage de l’une des trois cellules PV ...................................................... 25 Figure 18: Connexion des cellules PV en série ............................................................ 25 Figure 19: Ombrage partiel d’une cellule PV insérée dans une rangée en série .......... 26 Figure 20: Schéma un GPV élémentaire avec diodes by-pass et diode anti-retour...... 27 Figure 21:Schéma synoptique simplifié de Pompage solaire ....................................... 29 Figure 22: Schéma de l’onduleur triphasé. ................................................................... 30 Figure 23: Représentation de l’utilisation des interrupteurs ........................................ 31 Figure 24: Principe de la modulation ........................................................................... 32 Figure 25: Schéma synoptique de la commande en MLI (triphasé) ............................. 32 Figure 26: Pompe centrifuge ........................................................................................ 33 Figure 27: Caractéristiques Débit-Hauteur d’une pompe............................................ 34 Figure 28: Représentation des enroulements statoriques et rotoriques ........................ 36 Figure 29:Réservoir d’eau ............................................................................................ 40 Figure 30: Coordonnées du site .................................................................................... 40 4

Figure 31:Irradiation solaire mensuelle selon différentes inclinaisons du champ ...... 41 Figure 32: Irradiation annuelle ..................................................................................... 41 Figure 33: irradiation mensuelle selon l’angle d’inclinaison optimal 30° ................... 42 Figure 34: Température moyenne mensuelle ............................................................... 43 Figure 35: Hauteur manométrique................................................................................ 44 Figure 36: choix de type de la pompe .......................................................................... 45 Figure 37: Abaque de la pompe ‘’GRUNDFOS SP’’ ................................................. 46 Figure 38: Abaque de la pompe SP 46 ......................................................................... 46 Figure 39: Pompe GRUNDFOS SP 46-11 ................................................................... 47 Figure 40: caractéristiques techniques des onduleurs ‘VEICHI SI 23’ ........................ 48 Figure 41: VEICHI SI23-D5-022G ............................................................................. 49 Figure 42: Modèle ‘TSM 300 PC 14A’....................................................................... 49 Figure 43: Schéma d'installation PV ............................................................................ 53 Figure 44: Ouverture de PVsys .................................................................................... 55 Figure 45: Création du projet ....................................................................................... 55 Figure 46: Coordonnées du site .................................................................................... 56 Figure 47: Conditions du site ....................................................................................... 56 Figure 48: Paramètres d’entrée ..................................................................................... 57 Figure 49: l’ongle optimal d’inclinaison ...................................................................... 57 Figure 50: Caractéristiques du circuit hydraulique de pompage .................................. 58 Figure 51: Besoins en eau ............................................................................................ 58 Figure 52: Détermination de la pompe ......................................................................... 59 Figure 53: Détermination de panneau solaire et de l’onduleur .................................... 59 Figure 54: simulation du projet .................................................................................... 60

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Liste des tableaux Tableau 1:Caractéristiques du site d'installation _____________________________ 39 Tableau 2: Irradiation mensuelle et journalière ______________________________ 42 Tableau 3: caractéristiques des modèles SP 46-10 et SP 46-11 _________________ 47 Tableau 4: Caractéristiques du GRUNDFOS SP 46-11 _______________________ 47 Tableau 5: Caractéristiques VEICHI SI23-D5-022G _________________________ 49 Tableau 6: Caractéristiques du modèle ‘TSM 300 PC 14A’ ___________________ 49 Tableau 7:Choix de section de câbles _____________________________________ 53

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sommaire Remerciement ................................................................................................................. 2 Résumé ........................................................................................................................... 3 Liste des figures .............................................................................................................. 4 Liste des tableaux ........................................................................................................... 6 sommaire ........................................................................................................................ 7 Liste des abréviations ................................................................................................... 10 Introduction générale .................................................................................................... 11 PRESENTATION DE LA SOCIETE ............................................. 12 I. Présentation de KENDIRA .............................................................................. 13 II. Activités de l’entreprise .................................................................................. 13 III. L’organigramme de la société ....................................................................... 14 GENERATEUR PV ...................................................................... 15 I. Introduction ....................................................................................................... 16 II. Le rayonnement solaire .................................................................................... 16 III. Système photovoltaïque.................................................................................. 17 Structure d’une cellule PV........................................................................ 17 Les principales technologies de cellules photovoltaïques ........................ 17 Courbes et grandeurs caractéristiques : .................................................... 20 La tension de circuit ouvert VC0 ................................................................ 21 Le courant de court-circuit ICC .................................................................. 21 Le point de puissance maximale (PPM) ................................................... 21 Le facteur de forme (FF) .......................................................................... 21 Rendement 𝜼 ............................................................................................ 22 IV. Modélisation électrique d’une cellule photovoltaïque réelle ......................... 22 Modèle à une seule diode ......................................................................... 22 Le modèle à deux diodes : ........................................................................ 23 V. Propriétés des panneaux solaires ..................................................................... 24 Cellules solaires en parallèle ..................................................................... 24 Cellules solaires en série............................................................................ 25 VI. Protections des générateur photovoltaïque ..................................................... 26 7

VII. Conclusion .................................................................................................... 27 MODELISATION DU SYSTEME POMPAGE SOLAIRE ........ 28 I. Introduction ....................................................................................................... 29 II. Constitution d’un système de pompage solaire ............................................... 29 III. Modélisation de chaque élément du système ................................................. 30 Modélisation du convertisseur DC-AC .................................................... 30 Modélisation de la pompe centrifuge ....................................................... 32 Modélisation du Moteur Asynchrone ....................................................... 35 IV. Conclusion ...................................................................................................... 37 DIMENSIONNEMENT D’UN SYSTEME DE POMPAGE SOLAIRE………………. .................................................................................................... 38 I. Introduction ....................................................................................................... 39 II. Cahier de charge .............................................................................................. 39 III. Dimensionnement théorique :......................................................................... 39 Estimation des besoins en eau .................................................................. 39 Détermination des conditions du site ....................................................... 40 Détermination de la hauteur manométrique totale HMT ........................... 43 Calcul de l’énergie et de la puissance hydraulique nécessaire ................. 44 Choix de la pompe et de son moteur électrique : ..................................... 44 Choix de l’onduleur solaire (variateur de vitesse) : .................................. 48 Choix de modèle photovoltaïque : ............................................................ 49 Dimensionnement du champ photovoltaïque ........................................... 49 Compatibilité du champ photovoltaïque avec l’onduleur ........................ 51 Choix de câbles....................................................................................... 52 Choix des éléments de protection ........................................................... 54 IV. Dimensionnement avec le logiciel PVsys ..................................................... 54 Ouverture de PVsys .................................................................................. 55 Création du projet ..................................................................................... 55 Détermination des coordonnées du site .................................................... 56 Détermination des conditions du site ....................................................... 56 Détermination des paramètres d’entrée .................................................... 57 Lancement de simulation : ....................................................................... 60 8

Rapport de simulation .............................................................................. 60 V. Conclusion ....................................................................................................... 62 Conclusion générale ..................................................................................................... 63 Annexes ........................................................................................................................ 64 Références .................................................................................................................... 68

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Liste des abréviations PV : Photovoltaïque. GPV : Générateur photovoltaïque. FF : Facteur de forme. HTM : hauteur manométrique totale, en m. Q: Débit (𝑚3/s). Ω : Vitesse rotorique du moteur (rad/s). Iph: Courant produit par la photopile (A). Isc : Courant de court-circuit de la cellule(A). Is : Courant de saturation de la diode(A). Impp : Courant de point de puissance maximale (A). Vmpp : Tension de point de puissance maximale (V). Voc : Tension en circuit ouvert (V). β𝑜 : Coefficient de température de Voc (V/°C). Rs: Résistance série (Ω). Rsh: Résistance shunt (Ω). ls : les inductances propres du stator. lr : les inductances propres du rotor. Ms : les inductances mutuelles entre deux phases du stator. Mr : les inductances mutuelles entre deux phases du rotor. 𝑅𝑠 : la résistance du stator. 𝑅𝑟 : la résistance du rotor. 𝐻𝑠 : hauteur statique. Hd : somme des pertes linéaires et des pertes singulières. L : Longueur de la tuyauterie (m). g : Accélération de la pesanteur (m/𝑠2). η : Le rendement.

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Introduction générale Actuellement, parmi les défis majeurs au niveau international s’impose la maitrise de l’énergie. En effet, l’énergie pétrolière qui se trouve être la plus utilisée, devient de plus en plus chère et rare. D’autre part, l’utilisation du pétrole comporte des risques qui menacent de détruire notre environnement. Pour économiser l’énergie et de limiter d’émission de gaz à effet de serre, on trouve une grand motivation et à s’orienter vers les énergies dites renouvelables. Telles que le soleil, le vent, l’eau et la biomasse qui sont inépuisable renouvelables et non publiables grâce au cycle naturel. L’énergie solaire est utilisée depuis longtemps pour répondre à un certain nombre d’utilisation pour répondre à des besoins en énergie comme le séchage, la cuisson, l’éclairage, l’eau chaude sanitaire et le pompage d’eau. L'objectif de mon sujet ‘’étude des systèmes de pompage photovoltaïque qui fonctionnent au fil du soleil basé sur un moteur asynchrone entraînant une pompe centrifuge qui aspire l'eau d'un puits et le stocker dans un réservoir’’ est de dimensionner une installation photovoltaïque au village d’OUSAFRO en respectant le cahier de charge. Dans ce contexte j’ai structuré mon travail en quatre chapitres : Dans le premier chapitre, j’ai présenté brièvement la société KENDIRA (organisme d’accueil), ses activités et son organigramme. Le second chapitre est consacré à une présentation du générateur photovoltaïque dans laquelle je présenterai un modèle de la cellule photovoltaïque et les influences des différents paramètres électriques et climatiques sur le comportement du GPV. Le troisième chapitre est dédié à la modélisation de chaque élément de système de pompage solaire photovoltaïque. Dans le dernier chapitre, j’ai dimensionné une installation PV au village d’OUSSAFRO d’une façon bien détaillée sous l’encadrement du Directeur de la société KENDIRA.

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PRESENTATION DE LA SOCIETE

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I.Présentation de KENDIRA : KENDIRA est une société S.A.R.L située à ELKSIBA, créé en 2006 par Monsieur Mohamed ASKOUR et spécialisée dans l’énergie solaire. C’est une société dont l’activité principale est réalisation des installations photovoltaïques. KENDIRA est considérée comme étant la première société d’énergie solaire crée dans la région Beni Mellal Khnefra.

II. Activités de l’entreprise : En 2006 la société KENDIRA a commencé les activités des énergies renouvelables par des installations photovoltaïques pour l’éclairage domestique en tension continue et puis en tension alternative. Deux ans après une autre un autre genre d’installation était ajouté au premier. Il s’agit de l’installation thermique en circuit fermé.

Figure 1: Installation thermique en circuit fermé

Depuis 2012 l’entreprise a commencé à réaliser les travaux de pompage pour les systèmes photovoltaïques soit par contrôleur, onduleur ou convertisseur.

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Figure 2: pompage solaire

Aujourd’hui, le pompage solaire, éclairage solaire et chauffe-eau solaire sont les activités principales de KENDIRA.

III.L’organigramme de la société :

Figure 3: Organigramme de KENDIRA

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GENERATEUR PV

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I.Introduction L’énergie solaire est l’énergie transmise par le Soleil sous la forme de lumière et de chaleur. Cette énergie est virtuellement inépuisable à l’échelle des temps humains, ce qui lui vaut d’être classée parmi les énergies renouvelables. Grâce aux cellules photovoltaïques l’homme a pu transformer l’énergie solaire en énergie électrique exploitable dans les différents domaines. La cellule photovoltaïque utilise l’effet photoélectrique pour convertir les ondes électromagnétiques, émises par le soleil, en électricité. Plusieurs cellules reliées entre elles forment un module solaire photovoltaïque. Plusieurs modules regroupés forment une installation solaire. L’électricité est soit consommée ou stockée sur place, soit injectée sur réseau électrique national. Dans ce chapitre je vais présenter une modélisation d’une cellule photovoltaïque, ainsi que des différents paramètres caractérisant un élément photovoltaïque (cellule, module, string ou champ PV).

II.Le rayonnement solaire Le soleil est l’origine de toute forme d’énergie sur terre. La production d’électricité photovoltaïque dépend de l'ensoleillement du lieu et de la température, autrement dit de sa localisation géographique, de la saison et de l'heure de la journée. Le spectre solaire est similaire à un corps noir à une température de 5800 K qui est Compris dans une bande de longueur d’onde variant de 0,22 à 10 μm. Il se décompose en trois bandes distinctes comme suit :   

9% dans la bande des Ultraviolets (< 0.4 μm). 47% dans la bande visible (0,4 à 0,8 μm). 44% dans la bande des infrarouges (> 0,8 μm).

La densité de la puissance solaire reçue sur terre en dehors de l’atmosphère est estimée à 1370 W/𝑚2... Cependant, en traversant l’atmosphère, cette quantité s’atténue et perd son intensité. A la surface de la terre, la densité de puissance solaire est égale à 1000 W/𝑚2. Elle variera par la suite en fonction de la localisation géographique du site (latitude), la saison, l’heure, les conditions météorologiques (nébulosité, poussière, humidité…).

Figure 4: Analyse spectrale du rayonnement solaire

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III.Système photovoltaïque Le système photovoltaïque est un système capable de capter l'énergie envoyée par le soleil vers la Terre, et de la convertir en courant électrique continu. Cette conversion d’énergie s’effectue par la cellule photovoltaïque ou photopile. Elle est fabriquée avec des matériaux semi-conducteurs qui peuvent convertir la puissance des photons lumineux du soleil directement en puissance électrique.

Structure d’une cellule PV Une cellule photovoltaïque, ou cellule solaire, est un composant électronique à base de semi-conducteur qui, exposé à la lumière, produit de l’électricité grâce à l’effet photovoltaïque. Dans un semi-conducteur exposé à la lumière, un photon d'énergie suffisante arrache un électron à la matrice, créant au passage un « trou ». Normalement, l'électron trouve rapidement un trou pour se recombiner, et l'énergie apportée par le photon est ainsi dissipée. Le principe d'une cellule photovoltaïque est de forcer les électrons et les trous à se diriger chacun vers une face opposée du matériau au lieu de se recombiner en son sein : ainsi, il apparaîtra une différence de potentiel et donc une tension entre les deux faces, comme dans une pile. L'une des solutions, couramment utilisée, pour extraire sélectivement les électrons et les trous utilise un champ électrique au moyen d'une jonction PN, entre deux couches dopées respectivement P et N.

Figure 5: Structure typique d’une cellule solaire au silicium

Les principales technologies de cellules photovoltaïques On distingue trois grandes générations de cellules solaires :   

Première génération : cellules cristallines Deuxième génération : couches minces Troisième génération : Pérovskites

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III.2.A Cellules cristallines Ces cellules, généralement en silicium, ne comprennent qu’une seule jonction p-n. La technique de fabrication de ces cellules, basée sur la production de “wafers ( une tranche ou une plaque très fine de matériau semi-conducteur) ” à partir d’un silicium très pure, reste très énergivore et coûteuse. La limite théorique de rendement de ce type de cellule est de ±27%. Les cellules les plus récentes s’approchent chaque année de plus en plus de cette limite. On distingue deux types de cellules cristallines : 

Les cellules poly cristallines : Le refroidissement du silicium en fusion est effectué dans des creusets parallélépipédiques à fond plat. Par cette technique, des cristaux orientés de manière irrégulière se forment. Cela donne l’aspect caractéristique de ces cellules bleutées présentant des motifs générés par les cristaux.

Figure 6: Les cellules poly cristallines



Les cellules monocristallines : Ces cellules sont constituées de cristaux très purs obtenus par un contrôle strict et progressif du refroidissement du silicium.

Figure 7: Cellule photovoltaïque monocristalline

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III.2.B Cellules à couches minces Dans le cas de “couches minces”, le semi-conducteur est directement déposé par vaporisation sur un matériau support (du verre par exemple). Le silicium amorphe (a-Si) (silicium non cristallisé de couleur gris foncé), le tellurure de cadmium (CdTe), le di sélénium de cuivre indium (CIS) font notamment partie de cette génération. Ce sont des cellules de cette technologie que l’on retrouve dans les montres, calculatrices,… dite solaires !

Figure 8: Couche mince

III.2.C Cellules à Pérovskites Une cellule photovoltaïque à pérovskites est un type de cellule photovoltaïque qui a un élément chimique ayant une structure de pérovskite, le plus souvent un hybride organique inorganique de plomb ou un halogénure d'étain, dans sa couche active.

Figure 9:Structure cristalline de la pérovskite

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Courbes et grandeurs caractéristiques : La courbe caractéristique d’une cellule photovoltaïque correspond bien celle d’une photodiode.

Figure 10: Courbe caractéristiques d’une cellule PV

Il faut noter que comparativement à une photodiode, le sens de la tension est conservé par contre celui du courant est inversé pour préserver la convention génératrice. Le schéma électrique équivalent qui décrit le fonctionnement réel de la cellule PV est présentée en figure 11 :

Figure 11: Schéma équivalent d’une cellule PV

A partir du schéma équivalent présenté en figure 11, l’équation de la courbe caractéristique est donnée comme suit : 𝑉

I = Iph − ID = Iph − Is (𝑒𝑚𝑉𝑇 − 1) Avec :  

Iph: est le photo-courant. Is : le courant de saturation de la diode. 20

(1)

   

m : le facteur d’idéalité compris entre 1 et 2. V : la tension aux bornes de la cellule PV. I : le courant produit par cette dernière. VT: la tension thermique de la diode.

La tension de circuit ouvert VC0 Cette tension est obtenue par la résolution de l’équation (1) pour un courant I nul, Exprimée par la formule suivante : 𝐼𝑠𝑐 Voc = V(I = 0) = m. 𝑉𝑇 𝑙𝑛 ( ) 𝐼𝑠 Il faut noter que la tension du circuit ouvert, 𝑽𝒐𝒄 varie uniquement avec l’intensité d’irradiation.

Le courant de court-circuit ICC Le courant de court-circuit d’une cellule photovoltaïque est défini pour une tension nulle (V=0). Alors l’équation (1) devient: 𝐼𝑠𝑐 = 𝐼𝑝ℎ Ceci montre que le courant de court-circuit n'est en réalité que le photo-courant qui est proportionnel à l’intensité de l’irradiation solaire.

Le point de puissance maximale (PPM) La puissance maximale d’une cellule photovoltaïque éclairée est la grandeur essentielle pour évaluer sa performance; elle est donnée par la relation : Pm = Vm ∗ Im Avec :  

Vm : Tension maximale. Im : Courant maximal.

Le facteur de forme (FF) A l'aide de la caractéristique courant-tension d'une cellule dans l'obscurité et sous éclairement, il est possible d'évaluer les performances et le comportement électrique de la cellule photovoltaïque, donc le facteur de forme (FF) est définit comme le rapport entre la puissance maximale et le produit (𝐼𝑠𝑐 , 𝑉𝑜𝑐 ) d’où il est donne par la relation : 𝐹𝐹 =

𝐼𝑀𝑃𝑃 𝑉𝑀𝑃𝑃 𝑃𝑀𝑃𝑃 = 𝐼𝑠𝑐 𝑉𝑜𝑐 𝐼𝑠𝑐 𝑉𝑜𝑐

Ce paramètre compris entre 0 et 1, on l’exprime en % qualifie la forme plus ou moins rectangulaire de la caractéristique I-V de la cellule solaire. Si celle-ci était carrée le facteur de forme serait égale à 1, la puissance Pm sera égale à (𝐼𝑠𝑐 , 𝑉𝑜𝑐 ). Mais, généralement le facteur de forme prend des valeurs entre 0.6 et 0.85.

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La figure 12 présente le facteur de forme, qui est définit par le quotient de la surface hachurée sur la surface non hachurée.

Figure 12: Le facteur de forme

Rendement 𝜼 Il est définit comme le rapport entre la puissance maximale produite par la cellule et la puissance du rayonnement solaire qui arrive sur la cellule. Si S est la surface de la cellule (en m²) et E est l’éclairement-irradiante (en W/m²). Le rendement énergétique s’écrit 𝜂=  

𝑃𝑚 𝑃𝑖𝑛𝑐 𝑆

𝑷𝒊𝒏𝒄 : Puissance incident. S : surface de la cellule photovoltaïque.

Ou d’après : Pm = FF × Icc × Vco

⇛

𝜂=

Pm = FF × Icc × Vco 𝑃𝑖𝑛𝑐 𝑆

IV.Modélisation électrique d’une cellule photovoltaïque réelle Il existe plusieurs modèles électriques d’une cellule photovoltaïque dont deux modèles sont les plus utilisés :  

Le modèle standard (Modèle à une seule diode). Le modèle à deux diodes.

Modèle à une seule diode Il existe deux modèles à savoir : IV.1.A Le modèle simplifié : Le schéma électrique du modèle simplifié de la figure 13 a été déjà traité.

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Figure 13: Le modèle simplifié

IV.1.BLe modèle standard Le modèle standard, représenté dans la figure 14, décrit d’une façon approfondie les pertes électriques dans une cellule photovoltaïque. La résistance en série Rs modélise les pertes ohmiques dans les contacts avant de la cellule photovoltaïque et à l’interface métal semiconducteur. En revanche, la résistance en parallèle, Rsh décrit les pertes relatives aux courants de fuite sur les bords de la cellule.

Figure 14: Le modèle standard

Pour obtenir les courbes caractéristiques du modèle standard, le courant délivré par une cellule PV devient : I = 𝐼𝐷 – 𝐼𝑃 Ainsi, on détermine le courant à travers la résistance parallèle Rsh : 𝐼𝑃

=

𝑉𝐷 𝑅𝑠ℎ

=

𝑉 + 𝐼𝑅𝑆 𝑅𝑠ℎ

On déduit alors, une équation non linéaire qui décrit les courbes caractéristiques du modèle standard de la cellule photovoltaïque, exprimée par la formule suivante : 𝑉−𝐼𝑅𝑆

I = 𝐼𝑝ℎ − 𝐼𝑠 (𝑒 𝑚𝑉𝑇 − 1) −

𝑉 + 𝐼𝑅𝑆 𝑅𝑠ℎ

Il faut noter que dans l'obscurité, la cellule photovoltaïque fonctionne comme une diode. Elle ne produit pas du courant. Cependant, si elle est connectée à une source externe de tension, un courant Id circule, (Id le courant de la jonction non éclairée).

Le modèle à deux diodes : Dans une cellule photovoltaïque réelle, le phénomène de recombinaison représente des pertes importantes ; lesquelles ne peuvent pas être convenablement modélisées en utilisant le 23

modèle à une diode. La considération de ces pertes conduit à introduire une seconde diode dans le circuit comme le montre la figure 15 :

Figure 15: Le modèle à deux diodes pour une modélisation plus exacte

L’équation de la courbe caractéristique du modèle à deux diodes peut être décrite comme ce qui suit : I = 𝐼𝑝ℎ − 𝐼𝑠1

𝑉−𝐼𝑅𝑆 𝑚 (𝑒 1 𝑉𝑇

− 1) − 𝐼𝑠2

𝑉−𝐼𝑅𝑆 𝑚 (𝑒 2 𝑉𝑇

− 1) −

𝑉 + 𝐼𝑅𝑆 𝑅𝑠ℎ

Avec : Is1 et Is2 sont les courants de saturation inverse de la diode 1 et de la diode 2. Le terme Is2 est introduit pour compenser la perte de recombinaison dans la jonction. Il faut noter que le modèle à une diode est facile à mettre en œuvre, mais moins précis que le modèle à deux diodes.

V.Propriétés des panneaux solaires Les caractéristiques des modules solaires tels que le coefficient de température, le rendement sont principalement déterminées par les cellules photovoltaïques qui les composent. La façon d’interconnecter les cellules influe sur ces caractéristiques. La mise en série et où en parallèle de ces cellules ont des effets différents spécialement en présence des défauts d’ombrage.

Cellules solaires en parallèle Dans la figure 16 nous représentons trois cellules solaires connectées en parallèle. Ce type de raccordement se caractérise par la même tension dans toutes les cellules et la sommation des courants individuels.

Figure 16: Fonctionnement des cellules solaires en parallèle

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D’après la figure 16 on a : 𝑉 = 𝑉1 = 𝑉2 = 𝑉3 I = I1 + I2 + I3 D’après la figure ci-dessus, en fonctionnement normal, la caractéristique I-V globale est obtenue après l’addition des trois courants relatifs aux cellules individuelles pour la même tension. Si une cellule est ombrée trois quart de sa surface efficace, nous pouvons dire que sa tension en circuit ouvert est légèrement affectée alors que son courant de court-circuit se dégrade environ trois quart par rapport à sa valeur sans défaut. La figure ci-dessous illustre l’effet d’ombrage sur la courbe caractéristique d’un module PV.

Figure 17: Ombrage de l’une des trois cellules PV

La mise en parallèle des modules PV réagit d'une manière naturelle à l'ombrage partiel.

Cellules solaires en série

Figure 18: Connexion des cellules PV en série

D’après la figure 18 on a : 25

𝑉 = 𝑉1 + 𝑉2 + 𝑉3 𝐼 = 𝐼1 = 𝐼2 = 𝐼3 Dans cette configuration, la courbe caractéristique globale du panneau PV indiquée sur la figure 18 est obtenue par l’addition les différentes tensions pour les valeurs fixes de courants. On suppose que les trois cellules identiques sont mises en série avec trois quarts de la surface efficace de l’une entre-elles est ombrée comme s’est montrée dans la figure ci-dessous :

Figure 19: Ombrage partiel d’une cellule PV insérée dans une rangée en série

On constate selon la figure 19 que malgré une seule cellule a été ombragée à les troisquarts de sa surface efficace, la puissance du MPP du module a été réduite de près des trois quarts par rapport à la situation sans ombrage.

VI.Protections des générateur photovoltaïque Pour éviter les pannes destructrices liées à l’association des cellules lors d’une installation des panneaux photovoltaïques en cas d’ombrage, le constructeur a intégré deux types de protections dans ces panneaux qu’on va citer ci-dessous : 



La protection en cas de la mise en parallèle de modules PV pour éviter les courants négatifs dans les générateur photovoltaïque (diode anti-retour). Elle est nécessaire quand la charge du module photovoltaïque est une batterie. La protection lors de la mise en série de modules PV permettant de ne pas perdre la totalité de la chaîne (diode by-pass) afin d’éviter les points chauds.

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Figure 20: Schéma un GPV élémentaire avec diodes by-pass et diode anti-retour

VII.Conclusion L’énergie solaire est une énergie propre, inépuisable et disponible partout dans le monde, c’est pour cette raison que l’homme l’exploite en utilisant les panneaux photovoltaïques qui la convertissent en courant électrique continu. La puissance fournie par un panneau varie en fonction de la situation géographique, la position du soleil et la température du panneau.

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MODELISATION DU SYSTEME POMPAGE SOLAIRE

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I.Introduction Actuellement le problème de la demande d’eau est devenu très important, notamment dans les zones rurales et les sites isolés où l’accès à l’énergie électrique classique est difficile. Le pompage de l’eau en utilisant l’énergie solaire photovoltaïque est une solution pratique et économique adoptée pour y remédier à ce problème. Le système de pompage solaire est intéressant vu qu’il est facile à installer, autonome et fiable. Dans ce chapitre je vais donner un aperçu sur le système de pompage solaire. Ensuite, je vais présenter une modélisation de chaque élément du système de pompage.

II.Constitution d’un système de pompage solaire Le système de pompage photovoltaïque est constitué généralement de : 



  

Des panneaux solaires photovoltaïques qui sont destinés à récupérer l'énergie du rayonnement solaire pour la transformer en électricité, interconnectés électriquement pour constituer une unité de production de courant continu. Un onduleur qui est un dispositif d’électronique de puissance qui permet de convertir une tension et un courant continus en une tension et un courant alternatifs. Un groupe électropompe immergé, constitué d’un moteur asynchrone et d’une pompe centrifuge. Un câblage électrique, par lequel transitent l’énergie du générateur au moteur, et les informations relatives aux contrôles de sécurité. Une infrastructure hydraulique qui conduit l’eau du puits, jusqu’aux points de distribution.

Figure 21:Schéma synoptique simplifié de Pompage solaire

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III.Modélisation de chaque élément du système Modélisation du convertisseur DC-AC L’onduleur photovoltaïque est un onduleur convertissant le courant continu de l'énergie photovoltaïque issue d'un panneau solaire en courant alternatif. Il permet fournir à la machine asynchrone des tensions à amplitudes et fréquences réglables à partir d’une source de tension continue. Il est constitué des interrupteurs électroniques en pont commandées par la technique modulation de largeur d’impulsion(MLI).

Figure 22: Schéma de l’onduleur triphasé.

III.1.A Équations électriques Les états des interrupteurs sont modélisés par la fonction logique suivante : 𝐶𝑖 = {

1 𝑠𝑖 𝐾𝑖 𝑐𝑜𝑛𝑑𝑢𝑖𝑡 𝑒𝑡 𝐾 ′ 𝑖 𝑏𝑙𝑜𝑞𝑢é 0 𝑠𝑖 𝐾𝑖 𝑏𝑙𝑜𝑞𝑢é 𝑒𝑡 𝐾 ′ 𝑖 𝑐𝑜𝑛𝑑𝑢𝑖𝑡

Avec 𝑖 = a, b, c. On suppose que la commutation des interrupteurs 𝐾𝑖 est instantanée et la chute de tension est négligeable. Donc pour les tensions de ligne on a : 𝑈𝑎𝑏 = 𝑉𝑎𝑠 − 𝑉𝑏𝑠 = 𝑉𝑑𝑐 (𝐶1 − 𝐶2 ) (1) { 𝑈𝑏𝑐 = 𝑉𝑏𝑠 − 𝑉𝑐𝑠 = 𝑉𝑑𝑐 (𝐶2 − 𝐶3 ) (2) 𝑈𝑐𝑎 = 𝑉𝑐𝑠 − 𝑉𝑎𝑠 = 𝑉𝑑𝑐 (𝐶3 − 𝐶1 ) (3) On fait la soustraction de(1) − (3) , (1) − (2) et (2) − (3) Sachant que le système de charge est équilibré, donc la somme des tensions simples est nulle : 𝑉𝑎𝑠 + 𝑉𝑏𝑠+𝑉𝑐𝑠=0. On trouve les équations suivantes : 𝑉𝑑𝑐 (2𝐶1 − 𝐶2 − 𝐶3 ) 3 𝑉𝑑𝑐 (1) − (2) ⇒ 𝑉𝑏𝑠 = (2𝐶2 − 𝐶1 − 𝐶3 ) 3 𝑉𝑑𝑐 (2) − (3) ⇒ 𝑉𝑐𝑠 = (2𝐶3 − 𝐶1 − 𝐶2 ) { 3 (1) − (3) ⇒ 𝑉𝑎𝑠 =

Les tensions de phases peuvent être exprimées comme suit :

30

𝑉𝑎𝑠 2 −1 −1 𝐶1 𝑉 𝑑𝑐 ( 𝑉𝑏𝑠 ) = (−1 2 −1) (𝐶2 ) 3 𝑉𝑐𝑠 𝐶3 −1 −1 2

III.1.BChoix des interrupteurs L’interrupteur électronique K peut être :   

un transistor de puissance MOSFET qui présente de très bonnes caractéristiques pour les applications à fréquence élevée et le mieux adapté aux basses tensions. un thyristor (GTO) qui bien adapté aux très hautes tensions et très fortes puissances en basses fréquences. un transistor IGBT qui bien adaptés aux moyennes et hautes tensions et elle posséder des temps de commutation beaucoup plus courts par rapport aux GTO.

Figure 23: Représentation de l’utilisation des interrupteurs

III.1.CLa commande en MLI d’onduleur triphasé IV.1.C.1Principe de la modulation de largeur d’impulsion La conversion continue alternative est assurée par les commutations des interrupteurs de l’onduleur qui vont ainsi effectuer des connexions temporaires entre les bornes de la source d’alimentation continue et les lignes de la charge triphasée alternative. Le transfert d’énergie est contrôlé par le rapport entre intervalles d’ouverture et de fermeture (rapport cyclique) de chaque interrupteur, donc par la modulation de largeurs d’impulsions de contrôle de ces interrupteurs (MLI), cette technique est basée sur la comparaison d’un signal de référence appelé aussi modulatrice d’amplitude Ar et de fréquence f, avec un signal appelé porteuse d’amplitude Ap et de fréquence fp très élevée. (Figure 24)

31

Figure 24: Principe de la modulation

IV.1.C.2Caractéristique de la modulation de largeur d’impulsion (MLI) Les paramètres essentiels de la MLI sont : 𝑓𝑝



L’indice de modulation : 𝑚 =



Le coefficient de réglage en tension r : 𝑟 = 𝐴 𝑟

𝑓𝑟 𝐴

𝑝

Avec :   

𝑓𝑟 : est la fréquence de la référence. 𝑓𝑟 : est la fréquence de la modulation. 𝐴𝑟 : Amplitude de la référence.



𝐴𝑝 : Amplitude de la porteuse.

Le schéma synoptique de la commande par modulation triangulaire- sinusoïdale triphasé est donné par la Figure 25 :

Figure 25: Schéma synoptique de la commande en MLI (triphasé)

Modélisation de la pompe centrifuge Une pompe centrifuge est un type de pompe hydraulique qui sert à transformer l’énergie mécanique de la turbine, en énergie cinétique ou de pression d’un fluide incompressible comme l’eau. Donc, la pompe centrifuge convertit cette énergie avec laquelle elle est activée, dans ce cas mécanique, en énergie hydraulique. 32

III.2.APrincipe de fonctionnement et constitution Le principe de base des pompes centrifuges repose sur la mise en rotation du fluide à pomper en le faisant circuler dans une roue tournant à une vitesse plus ou moins élevée. Le fluide est admis au centre de la roue avec une pression dite pression d'aspiration. Lors de sa mise en rotation et de son déplacement vers la périphérie de la roue, sa vitesse et son énergie cinétique augmentent. A la périphérie de la roue, le fluide est canalisé vers la tuyauterie de refoulement par le biais d'une volute. Les pompes centrifuges sont essentiellement constituées de :     

Une roue à aubes tournant autour de son axe Un distributeur dans l'axe de la roue Tubulure d’aspiration Tubulure de refoulement Collecteur à volute

Figure 26: Pompe centrifuge

III.2.BHauteur totale de pompage La hauteur manométrique totale 𝐻𝑇𝑀 d’une pompe est le travail mécanique utile fourni au fluide refoulé par unité de poids. Il est donné par la relation : 𝐻𝑇𝑀 = 𝐻𝑠 + 𝐻𝑑 Avec :   

𝐻𝑇𝑀 : Hauteur totale du pompage. 𝐻𝑠 : hauteur statique ou la distance entre le niveau statique de l’eau dans le puits jusqu’au point le plus élevé auquel l’eau doit être pompée. 𝐻𝑑 : somme des pertes linéaires et des pertes singulières.

III.2.CPertes de charge linéaires Les pertes linéaires sont des pertes d’eau dans la tuyauterie sont données par la formule suivante : Δ𝐻𝑙 = 𝜆 Avec :

𝐿𝑣 2 𝐿 8𝑄 2 =𝜆 2𝑑𝑔 𝑑 𝑔𝑑 4 𝜋 4

𝑣=

𝑄 𝑆

=

33

4𝑄 𝜋𝑑 2

     

λ: Coefficient de pertes de charges linéaires. d : Diamètre de la tuyauterie (m). L : Longueur de la tuyauterie (m). g : Accélération de la pesanteur (𝑚⁄𝑠 2 ). v : Vitesse moyenne du fluide (m/s). Q : Débit (𝑚3 ⁄𝑠).

III.2.DPertes de charge singulières (locales) Les pertes singulières sont dues aux divers changements de section est donnée par l’expression suivante : 𝑣2 8𝑄 2 Δ𝐻𝑠 = 𝜉 =𝜉 4 4 2𝑔 𝑔𝑑 𝜋 Avec : 

𝜉 : Coefficient de pertes des charges locales.

La hauteur dynamique est la somme des pertes linéaires et des pertes singulières. 𝐻𝑑 = Δ𝐻𝑙 + Δ𝐻𝑠 =

8 𝐿 (𝜆 + 𝜉) 𝑄 2 = 𝐾𝑓𝑟 𝑄 2 4 4 𝑔𝑑 𝜋 𝑑

Avec : 

𝐾𝑓𝑟 : constante de canalisation.

La hauteur totale de pompage est :

𝐻𝑇𝑀 = 𝐻𝑠 + 𝐾𝑓𝑟 𝑄 2

III.2.ELa caractéristique Débit-Hauteur de la pompe La hauteur manométrique totale peut être exprimée autrement par la formule suivante : 𝐻𝑇𝑀 = 𝐾0 Ω2 +𝐾1 Ω𝑄 + 𝐾2 Q2 Avec :    

𝐾0 , 𝐾1 𝑒𝑡𝐾2 sont des constants propres de la pompe liées à sa géométrie et qui sont donnés par le constructeur. 𝑄 : débit volumique (𝑚3 ⁄𝑠). 𝐻𝑇𝑀 : hauteur manométrique totale. Ω : vitesse (𝑟𝑑 ⁄𝑠).

Caractéristique de la canalisation

Figure 27: Caractéristiques Débit-Hauteur d’une pompe

34

Le point de fonctionnement d’une pompe indiquée dépend des caractéristiques de la canalisation. Par conséquent une bonne conception et une tuyauterie de bon choix donnent de bons résultats dans le système de pompage. III.2.FLa caractéristique « Couple-Vitesse » de la pompe La pompe centrifuge applique un couple de charge proportionnel au carré de la vitesse de rotation du moteur. 𝑇𝑟 = 𝐾𝑟 Ω2 Avec : 

𝐾𝑟 : le coefficient de proportionnalité 𝑁𝑚⁄(𝑟𝑑 ⁄𝑠)2 avec 𝐾𝑟 =



Ω : la vitesse angulaire de la machine 𝑟𝑑 ⁄𝑠.

𝑝𝑚é𝑐𝑎𝑛𝑖𝑞𝑢𝑒 Ω3

III.2.GCalcul de puissance La puissance utile hydraulique fournie par la pompe est exprimée par : 𝑃𝐻 = ρ g 𝐻𝑀𝑇 Q Avec :    

Q : débit refoulé, en m3 ⁄h. g=9.81 accélération de la pesanteur. 𝜌 = masse volumique, en 𝑘𝑔⁄ m3 . 𝐻𝑀𝑇 : hauteur manométrique totale en m.

La puissance absorbée sur l'arbre de la pompe est donnée par la formule : 𝑃𝑎𝑏 =

𝑃𝐻 𝜂𝑝

Avec : 

𝜂𝑝 : Le rendement de la pompe.

La puissance nécessaire mécanique fournie par le moteur est supérieure à la puissance absorbée par la pompe, en considérant les pertes d’accouplement entre le moteur et la pompe centrifuge.

Modélisation du Moteur Asynchrone Le moteur convertit l'énergie électrique en énergie mécanique pour fournit la puissance nécessaire au pompage. Les moteurs alternatifs asynchrones sont les plus utilisés pour le pompage immergé dans les forages et les puits ouverts parce qu’il présente l'avantage d'être robuste, faible coût, de construction simple et facilité d'entretien. III.3.ALes hypothèses de simplification Pour établir un modèle mathématique on tient compte les hypothèses de simplification suivantes : 35

   

Répartition sinusoïdale du flux dans l'entrefer. Le circuit magnétique n’est pas saturé et a une perméabilité constante. Les effets des encoches sont négligés. On néglige les pertes fer par hystérésis et courants de FOUCAULT, l’effet de peau.

Afin de simplifier la modélisation de la machine asynchrone, l’étude théorique est faite sur une machine bipolaire. Les résultats sont transposables pour une machine multipolaire à condition de multiplier le couple et de diviser la vitesse par p. III.3.BModèle mathématique triphasé Les enroulements statoriques et rotoriques représentés sur la Figure 28. Les phases rotoriques sont court-circuitées et décalé de l'angle électrique θ par rapport à les phases statoriques.

Figure 28: Représentation des enroulements statoriques et rotoriques

III.3.CMise en Équations du moteur asynchrone triphasée IV.3.C.1Equations électriques : Par l’application de la loi des mailles à chaque enroulement les expressions électriques de la machine sont définies comme suit : Au stator :

Au rotor :

𝑉𝑠𝑎 = 𝑅𝑠 𝑖𝑠𝑎 + 𝑉𝑠𝑏 = 𝑅𝑠 𝑖𝑠𝑏 + { 𝑉𝑠𝑐 = 𝑅𝑠 𝑖𝑠𝑐 +

𝑑𝜑𝑠𝑎

𝑉𝑟𝑎 = 𝑅𝑟 𝑖𝑟𝑎 +

𝑑𝑡 𝑑𝜑𝑠𝑏

𝑉𝑟𝑏 = 𝑅𝑟 𝑖𝑟𝑏 +

𝑑𝑡 𝑑𝜑𝑠𝑐

{ 𝑉𝑟𝑐 = 𝑅𝑟 𝑖𝑟𝑐 +

𝑑𝑡

𝑑𝜑𝑟𝑎 𝑑𝑡 𝑑𝜑𝑟𝑏 𝑑𝑡 𝑑𝜑𝑟𝑐 𝑑𝑡

=0 =0 =0

Avec :   

𝑅𝑠 , 𝑅𝑟 sont les résistances du stator du rotor respectivement. 𝑉𝑠𝑎,𝑏,𝑐 𝑒𝑡 𝑉𝑟𝑎,𝑏,𝑐 les tensions simples d’alimentation du stator et du rotor respectivement. 𝑖𝑠𝑎,𝑏,𝑐 𝑒𝑡 𝑖𝑟𝑎,𝑏,𝑐 les courants du stator et du rotor respectivement.

IV.3.C.2Équations magnétiques Les expressions des flux statoriques et rotoriques dans le repère a, b, c sous forme matricielle s’écrit : 36

[𝜑𝑠𝑎,𝑏,𝑐 ] = [𝐿𝑠 ][𝑖𝑠𝑎,𝑏,𝑐 ] + [𝑀𝑠𝑟 ][𝑖𝑟𝑎,𝑏,𝑐 ] [𝜑𝑟𝑎,𝑏,𝑐 ] = [𝐿𝑟 ][𝑖𝑟𝑎,𝑏,𝑐 ] + [𝑀𝑟𝑠 ][𝑖𝑠𝑎,𝑏,𝑐 ] Avec : 

𝑙𝑠 [𝐿𝑠 ] = (𝑀𝑠 𝑀𝑠

𝑀𝑠 𝑙𝑠 𝑀𝑠

𝑀𝑠 𝑀𝑠 ) : La matrice des inductances statoriques. 𝑙𝑠



𝑙𝑟 [𝐿𝑟 ] = (𝑀𝑟 𝑀𝑟

𝑀𝑟 𝑙𝑟 𝑀𝑟

𝑀𝑟 𝑀𝑟 ) : La matrice des inductances rotoriques. 𝑙𝑟

Où :  

𝑙𝑠 𝑒𝑡 𝑙𝑟 les inductances propres du stator et du rotor respectivement. 𝑀𝑠 𝑒𝑡 𝑀𝑟 les inductances mutuelles entre deux phases du stator et du rotor respectivement. IV.3.C.3Équations mécaniques

La puissance électrique instantanée fournie par le moteur asynchrone s’exprime dans le repère (d, q) par : 𝑃𝑒 = 𝑉𝑠𝑑 𝐼𝑠𝑑 +𝑉𝑠𝑞 𝐼𝑠𝑞 𝑃𝑒 = 𝑅𝑠 (𝐼𝑠𝑑 2 + 𝐼𝑠𝑞 2 ) + 𝜔𝑠 (𝜑𝑠𝑑 𝐼𝑠𝑞 2 − 𝜑𝑠𝑞 𝐼𝑠𝑑 2 ) +

𝑑𝜑𝑠𝑞 𝑑𝜑𝑠𝑑 𝐼𝑠𝑑 + 𝐼 𝑑𝑡 𝑑𝑡 𝑠𝑞

Le terme 𝜔𝑠 (𝜑𝑠𝑑 𝐼𝑠𝑞 2 − 𝜑𝑠𝑞 𝐼𝑠𝑑 2 ) correspond à la puissance mécanique : 𝑃𝑚 = 𝜔𝑠 (𝜑𝑠𝑑 𝐼𝑠𝑞 2 − 𝜑𝑠𝑞 𝐼𝑠𝑑 2 ) = 𝜔𝑠

𝐶𝑒 𝑝

Avec p désigne le nombre de paires de pôles de la machine. Donc le couple mécanique s’exprime par : 𝐶𝑒 = 𝑝(𝜑𝑠𝑑 𝐼𝑠𝑞 − 𝜑𝑠𝑞 𝐼𝑠𝑑 )

IV.Conclusion Les systèmes de pompage solaire permettent un approvisionnement en eau à partir d’une source à n’importe quel endroit même si aucune source d’énergie n’est présente sur le site. La source peut être un bassin, un puits, un forage ou une rivière. Dans ce chapitre, nous avons vu comment les pompes solaires sont particulièrement adaptées aux régions isolé et à fort ensoleillement. Ceci est dû à l’autonomie et la longue durée de vie du pompage solaire et la quasi-absence de maintenance. Le pompage solaire fonctionne au fil du soleil en utilisant un réservoir d’eau ce qui exige un dimensionnement précis et une organisation optimale du pompage pour une meilleure efficacité de la production des panneaux solaires.

37

DIMENSIONNEMENT D’UN SYSTEME DE POMPAGE SOLAIRE

38

I.Introduction L’installation photovoltaïque nécessite une méthode de calcul et de dimensionnement de haute précision. L’installation sous dimensionnée est une installation qui manque de fiabilité, tandis qu’une installation surdimensionnée va nous conduire à un coût plus élevé. D’une façon générale, la maîtrise du dimensionnement est basée sur les différentes caractéristiques techniques des sous-systèmes constituants l’installation photovoltaïque (le générateur photovoltaïque, convertisseurs et pompe...etc.) d’un côté, et les méthodes de dimensionnement utiles d’autre coté. Un autre critère très important intervenant sur la fiabilité des installations photovoltaïques, est la disponibilité d’une base de données de gisement météorologique fiable des sites d’installation. Pour la réalisation du système de pompage solaire dans une ferme à OUSSAFRO, nous allons dimensionner chaque sous-système constituants l’installation photovoltaïque, ce qui permet de définir la taille des éléments de notre système, de déterminer le nombre de panneaux nécessaires, pour satisfaire les besoins quotidiens en eau.

II.Cahier de charge La ferme qui fait l’objet de notre étude de dimensionnement est située à OSSAFRO. Dans cette zone la présence d'eau ne pose pas de problème. Le paysan a l'habitude de remplir le réservoir en utilisant une pompe à gaz pour pouvoir arroser ses plantes. Avec cette méthode le remplissage du réservoir est coûteux. Notre objectif est d'implanter un système de pompage assurant un remplissage moins couteux du réservoir dont L'alimentation électrique sera assurée par un système photovoltaïque. Donc voilà les caractéristiques du site d’installation : Tableau 1:Caractéristiques du site d'installation

Débit quotidien en l’eau Capacité de réservoir Distance horizontale du réservoir à la source d’eau Hauteur de refoulement Hauteur d’aspiration Hauteur statique

Q=270m3/j C=275 m3 L=20 m Hr=2m Ha=93m 95m

III.Dimensionnement théorique : Cette étude de dimensionnement permet de savoir les caractéristiques nominales des composants nécessaires pour la réalisation du système de pompage solaire.

Estimation des besoins en eau L’estimation des besoins en eau constitue la base du dimensionnement de système de pompage solaire photovoltaïque. Il s’agit d’un réservoir d’eau, d’une capacité de 275 m3 et un débit de remplissage nominal Q=270m3/j. 39

Figure 29:Réservoir d’eau

Détermination des conditions du site Afin de maximiser la production d'électricité d'une installation photovoltaïque, il convient d'orienter les modules de façon optimale afin de capter un maximum du rayonnement solaire. En effet, la direction du soleil est importante. Cette étape va permettre de choisir les conditions optimales en se basant sur les informations relevées du site suivant : https://re.jrc.ec.europa.eu/pvg_tools/fr/#MR

Figure 30: Coordonnées du site

40

III.2.AIrradiation mensuelle, annuelle et journalière moyenne (Année 2016)

Figure 31:Irradiation solaire mensuelle selon différentes inclinaisons du champ

irradiation anuelle 2016 2500

2000

1500

1000

500

0 0°

15°

30°

45°

60°

75°

90°

irradiation anuelle 2016

Figure 32: Irradiation annuelle

Dans la figure 3 j’avais choisi l’angle de 30° , on remarque que les courbes de l’angle choisi et de l’angle optimal sont confondues. D’autre part Le graphe ci-dessus montre bien que l’angle 30° est l’angle sur lequel l’irradiation annuelle est maximale donc on déduit que l’angle optimal d’inclinaison est 30°.

41

Figure 33: irradiation mensuelle selon l’angle d’inclinaison optimal 30°

La figure ci-dessus montre bien que le mois Novembre est le mois le plus défavorable, la moyenne d’irradiation mensuelle est à son minimum. En se basant sur la figure 33, on calcule la moyenne journalière d’irradiation de chaque mois. Le tableau suivant contient les résultats : Tableau 2: Irradiation mensuelle et journalière

irradiation

Mensuelle (KWh/m2)

journalière (KWh/m2)

157.09 155.74 193.99 200.43 204.95 210.48 216.77 214.98 197.72 183.46 147.70 154.03

5.06 5.37 6.25 6.68 6.61 7.01 6.99 6.93 6.59 5.91 4.92 4.96

mois Janvier Février Mars Avril Mai Juin Juillet Aout Septembre Octobre Novembre Décembre D’après le tableau ci-dessus on a :   

Irradiation journalière maximale : Irrmax=7.01 KWh/m2 Irradiation journalière minimale : Irrmin=4.92 KWh/m2 Irradiation journalière moyenne : Irrmoy=6.1 KWh/m2

Toutes les figures précédentes nous permettent de calculer le nombre d’heures équivalentes d’ensoleillement selon la relation suivante : 𝐼𝑟𝑟𝑚𝑜𝑦 6.1 × 103 𝐻= = ≈ 6ℎ𝑒𝑢𝑟𝑒𝑠 1000 1000 42

La pompe solaire dans notre cas travaille 6 heures en moyen par jour, donc le débit de cette pompe doit égale à : 𝑄ℎ=

𝑄𝑗𝑜𝑢𝑟𝑛𝑎𝑙𝑖𝑒𝑟 270 45 𝑚3 ⁄ℎ = 12.5𝑙 ⁄𝑠 = = 𝐻 6

III.2.BTempérature moyenne mensuelle

Figure 34: Température moyenne mensuelle

D’après la figure ci-dessus on peut extraire les informations concernant la température dans cette région :   

La température moyenne mensuelle maximale : Tmax= 28.5°C La température moyenne mensuelle minimale : Tmin=9.1°C La température moyenne mensuelle moyenne : Tmoy=17.6°C

Détermination de la hauteur manométrique totale HMT La hauteur manométrique est la pression totale que doit fournir une pompe. Elle est exprimée en mètres ou mètres de colonne d’eau. Elle est calculée suivant l'équation suivante : 𝐻𝑇𝑀 = 𝐻𝑠 + 𝐻𝑝𝑐 Avec :  

Hs : hauteur statique Hs=Ha+Hr=95m (Ha, Hr : hauteur d’aspiration et de refoulement respectivement). Hpc: somme des pertes de charges et de la pression utile

Habituellement le calcul de Hpc se fait rapidement par la relation suivante : 𝐻𝑝𝑐 = 0.1 × 𝐿 Avec : 

L : Distance horizontale du réservoir à la source

Autrement dit Hpc est égale à 10% de L. Donc :

𝐻𝑝𝑐 = 0.1 × 20 = 2𝑚 43

D’où : 𝐻𝑇𝑀 = 𝐻𝑠 + 𝐻𝑝𝑐 = 95 + 2 = 97mCE=97m Avec : 

mCE : mètres de colonne d’eau.

L

Figure 35: Hauteur manométrique

Calcul de l’énergie et de la puissance hydraulique nécessaire L’énergie et la puissance hydrauliques nécessaires pour déplacer l’eau du puits au réservoir sont données respectivement par : 𝐸ℎ =

ρ × g × 𝐻𝑀𝑇 × 𝑄𝑗 1000 × 9.81 × 97 × 270 = ≈ 71,367kWh⁄𝑗 3600 3600

𝑃ℎ =

ρ × g × 𝐻𝑀𝑇 × 𝑄ℎ 1000 × 9.81 × 97 × 45 = ≈ 11,895kW 3600 3600

Avec :      

Eh: Énergie hydraulique en kWh/j Qj : débit de la pompe en m3 ⁄j Qh : débit de la pompe en m3 ⁄h g=9.81 (SI) 𝜌 = 1000kg/m3 𝐻𝑀𝑇 : hauteur manométrique totale en mètre

Choix de la pompe et de son moteur électrique : Pour faire un bon choix de la pompe on suit les étapes suivantes :

44

III.5.AChoix du type de la pompe : Afin de choisir le type de la pompe convenable, on doit savoir les caractéristiques du circuit de circulation 𝐻𝑀𝑇 et le débit de l’eau 𝑄𝑗 dans ce circuit. On a déjà déterminé ces caractéristiques :  

𝐻𝑀𝑇 = 97𝑚 𝑄𝑗 = 216 𝑚3 ⁄𝑗

On place le point (𝑄𝑗 , 𝐻𝑀𝑇 ) sur l’abaque suivant :

Figure 36: choix de type de la pompe

D’après la figure 36, notre pompe sera de type centrifuge immergée multi-étages. Il existe plusieurs marques dans ce type de pompe, mais dans notre cas on utilisera la marque ‘’GRUNDFOS SP’’. III.5.BChoix de la série de la pompe : Le choix de la série de la pompe dépend toujours des caractéristiques du circuit de circulation 𝐻𝑀𝑇 et le débit de l’eau 𝑄ℎ dans ce circuit. Les caractéristiques :  

𝐻𝑀𝑇 = 97𝑚 𝑄ℎ = 36 𝑚3 ⁄ℎ

On place le point (𝑄ℎ , 𝐻𝑀𝑇 ) sur l’abaque suivant :

45

Figure 37: Abaque de la pompe ‘’GRUNDFOS SP’’

D’après la figure 37, la série de la pompe sera ‘’SP 46’’. III.5.CChoix du modèle de la pompe : Pour déterminer le modèle convenable on doit refaire la même démarche utilisée dans le choix du type et de la série de la pompe et on choisit la pompe dont la caractéristique se situe immédiatement au-dessus du point (𝑄ℎ , 𝐻𝑀𝑇 ). On place le point (𝑄ℎ , 𝐻𝑀𝑇 ) sur l’abaque suivant :

Figure 38: Abaque de la pompe SP 46

46

On prend alors les deux modèles ‘SP 46-11’ et ‘SP 46-10’ dont les caractéristiques sont au-dessus et au-dessous du point (𝑄ℎ , 𝐻𝑀𝑇 ) et on compare leurs caractéristiques afin de choisir le plus convenable. Le modèle choisi doit satisfaire les conditions suivantes:  

𝐻𝑀𝑇,𝑝𝑜𝑚𝑝𝑒 ≥ 𝐻𝑀𝑇 = 97𝑚 𝑄ℎ,𝑝𝑜𝑚𝑝𝑒 ≥ 𝑄ℎ = 45 𝑚3 ⁄ℎ



𝑃ℎ𝑦𝑑𝑟𝑎𝑢𝑙𝑖𝑞𝑢𝑒,𝑝𝑜𝑚𝑝𝑒 ≥ 𝑃ℎ = 11.895𝑘𝑊



𝑃é𝑙𝑒𝑐𝑡𝑟𝑖𝑞𝑢𝑒,𝑚𝑜𝑡𝑒𝑢𝑟 ≥ 𝑃𝑚é𝑐𝑎𝑛𝑖𝑞𝑢𝑒 =

𝑃ℎ𝑦𝑑𝑟𝑎𝑢𝑙𝑖𝑞𝑢𝑒,𝑝𝑜𝑚𝑝𝑒 𝜌𝑝𝑜𝑚𝑝𝑒−𝑚𝑜𝑡𝑒𝑢𝑟

Tableau 3: caractéristiques des modèles SP 46-10 et SP 46-11

Modèle SP 46-10

SP 46-11

𝐻𝑀𝑇 nominale (m)

87

97

Débit nominal 𝑄ℎ (𝑚3 ⁄ℎ)

46

46

Puissance hydraulique Ph, pompe (kW)

10.9

12.15

Rendement 𝜌𝑝𝑜𝑚𝑝𝑒−𝑚𝑜𝑡𝑒𝑢𝑟

0.75

0.75

Puissance mécanique (kW)

14.54

16.21

Puissance électrique du moteur (kW)

15

18.5

caractéristiques

D’après ce tableau le modèle qui satisfait toutes les conditions précédentes est le modèle : ‘SP 46-11’. Finalement la pompe choisie est : GRUNDFOS SP 46-11 Caractéristiques (voir l’annexe 1) : Tableau 4: Caractéristiques du GRUNDFOS SP 46-11

Type moteur Puissance nominale Fréquence d'alimentation Tension nominale Courant nominal Facteur de puissance Vitesse nominale

MS6000 18.5 kW 50 Hz 3 x 380V 42A 0.85 2860tr/min Figure 39: Pompe GRUNDFOS SP 46-11

47

Choix de l’onduleur solaire (variateur de vitesse) : Un onduleur pour site isolé a pour fonction principale de convertir une tension continuée en une tension alternative semblable à celle du réseau électrique. Afin de faire un bon choix, on s’assure que notre onduleur vérifie les conditions suivantes :   

La tension de sortie de l’onduleur doit être égale à la tension de nominale de notre moteur : 𝑉𝑛𝑜𝑚,𝑜𝑛𝑑𝑢𝑙𝑒𝑢𝑟 = 𝑉𝑛𝑜𝑚,𝑚𝑜𝑡𝑒𝑢𝑟 = 380𝑉 Compatibilité en courant : 𝐼𝑛𝑜𝑚,𝑜𝑛𝑑𝑢𝑙𝑒𝑢𝑟 ≥ 𝐼𝑛𝑜𝑚 = 42𝐴 Compatibilité en puissance : 𝑃𝑜𝑛𝑑 ≥ 𝑃𝑝𝑜𝑚𝑝𝑒

Avec :  𝑃𝑜𝑛𝑑 : la puissance nominale AC de l’onduleur  𝑃𝑝𝑜𝑚𝑝𝑒 : la puissance motopompe  Le ratio de puissance 𝑆𝑅𝑐𝑎 =

𝑝𝑝𝑜𝑚𝑝𝑒 𝑃𝑜𝑛𝑑

avec

0.83 < 𝑆𝑅𝑐𝑎 < 1,25

Il existe plusieurs marques des onduleurs solaires, dans notre cas on choisit la marque ‘VEICHI SI 23’. On utilise la fiche suivante afin de déterminer l’onduleur convenable :

Figure 40: caractéristiques techniques des onduleurs ‘VEICHI SI 23’

On a

0.83 < 𝑆𝑅𝑐𝑎 =

𝑝𝑝𝑜𝑚𝑝𝑒 𝑃𝑜𝑛𝑑

=

18.5 22

= 0.84 < 1.25 (condition vérifiée).

Caractéristiques de l’onduleur choisi (voir l’annexe 2) :

48

Tableau 5: Caractéristiques VEICHI SI23-D5-022G

Marque Courant d’entrée maximal Courant de sortie nominal Tension de sortie nominale Puissance de sortie nominale Puissance maximale d’entrée Tension d’entrée DC max Tension Voc recommandé

VEICHI SI23-D5-022G 𝐼𝑖𝑛,𝑚𝑎𝑥 = 75𝐴 𝐼𝑜𝑢𝑡,𝑛𝑜𝑚 = 45𝐴 𝑉𝑜𝑢𝑡,𝑛𝑜𝑚 = 3 × 380𝑉 𝑃𝑜𝑢𝑡,𝑛𝑜𝑚 = 22𝑘𝑊 𝑃𝑖𝑛,𝑚𝑎𝑥 = 28.6𝑘𝑊 𝑉𝑖𝑛,𝑚𝑎𝑥 = 780𝑉 𝑉𝑜𝑐 𝜖[620 − 750 𝑉] Figure 41: VEICHI SI23-D5022G

Choix de modèle photovoltaïque : Il existe plusieurs types des panneaux solaires qui se diffèrent au niveau de la technologie de fabrication et par conséquence au niveau des caractéristiques. Pour notre installation on choisit des panneaux solaires de marque ‘TRINA SOLAR’ et plus précisément le modèle ‘TSM 300 PC 14A’. Caractéristiques du modèle ‘TSM 300 PC 14A’ (voir l’annexe) : Tableau 6: Caractéristiques du modèle ‘TSM 300 PC 14A’

𝑃𝑚𝑎𝑥 𝑉𝑚𝑝𝑝 𝐼𝑚𝑝𝑝 𝑉𝑜𝑐 𝐼𝐶𝐶 Coefficient de température de 𝑉𝑜𝑐

300𝑊𝑝 36.2𝑉 8.30A 45𝑉 8.7𝐴 𝛽 = −0.32%/°𝐶 Figure 42: Modèle ‘TSM 300 PC 14A’

Dimensionnement du champ photovoltaïque Dans cette étape on doit déterminer le nombre maximal et minimal de modules dans une chaine ainsi que le nombre maximal des chaines. III.8.ANombre maximal et minimal de modules Afin de déterminer ces nombres de modules on utilise les relations suivantes :

 𝑁𝑠_𝑚𝑎𝑥 = 𝐸 − (

𝑉𝑚𝑝𝑝_𝑜𝑛𝑑_𝑚𝑎𝑥

𝑉𝑜𝑐 (𝑇𝑚 =−10∘ 𝐶)

) 𝛽

𝑎𝑣𝑒𝑐: 𝑉𝑜𝑐 (𝑇𝑚 = −10∘ 𝐶) = (1 + (𝑇𝑚 − 25) × 100) × 𝑉𝑜𝑐

 𝑁𝑠_𝑚𝑖𝑛 = 𝐸 + (

𝑉𝑚𝑝𝑝_𝑜𝑛𝑑_𝑚𝑖𝑛 𝑉𝑚𝑝𝑝 (𝑇𝑚 =70∘ 𝐶)

) 𝛽

𝑎𝑣𝑒𝑐: 𝑉𝑚𝑝𝑝 (𝑇𝑚 = 70∘ 𝐶) = (1 + (𝑇𝑚 − 25) × 100) × 𝑉𝑚𝑝𝑝 49

Avec :    

𝑁𝑠_𝑚𝑎𝑥 , 𝑁𝑠_𝑚𝑖𝑛 : Nombre maximal et minimal de modules d’une chaine 𝑉𝑚𝑝𝑝_𝑜𝑛𝑑_𝑚𝑎𝑥 𝑉𝑚𝑝𝑝_𝑜𝑛𝑑_𝑚𝑖𝑛 : Tension maximale et minimale d’entrée de l’onduleur au MPP 𝑉𝑜𝑐 (𝑇𝑚 = −10∘ 𝐶) : tension à vide d’un module à 𝑇𝑚 = −10∘ 𝐶 𝑉𝑚𝑝𝑝 (𝑇𝑚 = 70∘ 𝐶) ∶ 𝑡𝑒𝑛𝑠𝑖𝑜𝑛 𝑑𝑢 𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑒 𝑎𝑢 𝑀𝑃𝑃 à 𝑇𝑚 = 70∘ 𝐶 Données dans notre cas :

 

𝛽 = −0.32%/°𝐶 , 𝑉𝑜𝑐 = 45𝑉 , 𝑉𝑚𝑝 = 36.2𝑉 𝑉𝑚𝑝𝑝_𝑜𝑛𝑑_𝑚𝑎𝑥 = 780𝑉 , 𝑉𝑚𝑝𝑝_𝑜𝑛𝑑_𝑚𝑖𝑛 = 250𝑉 On obtient : −0.32 ) × 45 = 50.04𝑉 100 −0.32 𝑉𝑚𝑝𝑝 (𝑇𝑚 = 70∘ 𝐶) = (1 + (−10 − 25) × ) × 36.2 = 30.98𝑉 100 𝑉𝑜𝑐 (𝑇𝑚 = −10∘ 𝐶) = (1 + (−10 − 25) ×

Donc : 𝑁𝑠_𝑚𝑎𝑥 = 𝐸 − (

𝑉𝑚𝑝𝑝_𝑜𝑛𝑑_𝑚𝑎𝑥 780 ) = 𝐸− ( ) = 𝐸 − (15.6) → 15 ∘ 𝑉𝑜𝑐 (𝑇𝑚 = −10 𝐶) 50.04

𝑁𝑠_𝑚𝑖𝑛 = 𝐸 + (

𝑉𝑚𝑝𝑝_𝑜𝑛𝑑_𝑚𝑖𝑛 250 + ) = 𝐸 ( ) = 𝐸 + (8.06) → 9 𝑉𝑚𝑝𝑝 (𝑇𝑚 = 70∘ 𝐶) 30.98

III.8.BLe nombre maximal des chaines Pour déterminer le nombre maximal des chaines on se base sur la relation suivante : 𝐼𝑚𝑎𝑥,𝑜𝑛𝑑 𝑁𝑝_𝑚𝑎𝑥 = 𝐸 − ( ) 1.25 × 𝐼𝑐𝑐,𝑝𝑣 Avec :  

𝐼𝑚𝑎𝑥,𝑜𝑛𝑑 : courant d’entrée maximum admissible de l’onduleur 𝐼𝑐𝑐,𝑝𝑣 ∶ courant de court-circuit du module

Donc : 𝑁𝑝_𝑚𝑎𝑥 = 𝐸 − (

𝐼𝑚𝑎𝑥,𝑜𝑛𝑑 75 ) = 𝐸− ( ) = 𝐸 − (6.89) = 6 1.25 × 𝐼𝑐𝑐,𝑝𝑣 1.25 × 8.7

III.8.CDétermination de l’énergie électrique L’énergie électrique nécessaire pour soulever une certaine quantité d’eau est calculée à partir de l’équation suivante : 𝐸é𝑙𝑒𝑐𝑡𝑟𝑖𝑞𝑢𝑒 =

𝐸ℎ 𝜌𝑔𝑙𝑜𝑏𝑎𝑙𝑒 50

Avec : 𝜌𝑔𝑙𝑜𝑏𝑎𝑙𝑒 = 𝜌𝑜𝑛𝑑𝑢𝑙𝑒𝑢𝑟 × 𝜌𝑚𝑜𝑡𝑒𝑢𝑟𝑝𝑜𝑚𝑝𝑒 = 0.84 × 0.75 = 0.63 Donc : 𝐸é𝑙𝑒𝑐𝑡𝑟𝑖𝑞𝑢𝑒 =

𝐸ℎ 𝜌𝑔𝑙𝑜𝑏𝑎𝑙𝑒

=

71,367kW ⁄𝑗 = 113.280 kWh ⁄𝑗 0.63

III.8.DDétermination de la puissance crête La puissance crête est calculée à partir de l’équation suivante : 𝑃crête =

𝐸é𝑙𝑒𝑐𝑡𝑟𝑖𝑞𝑢𝑒 0.8 × 𝐻

Avec : H : le nombre d’heures équivalentes d’ensoleillement Donc : 𝑃crête =

𝐸é𝑙𝑒𝑐𝑡𝑟𝑖𝑞𝑢𝑒 113.28 kWh ⁄𝑗 = = 26.97𝑘𝑊𝑐 0.7 × 𝐻 0.7 × 6

III.8.ENombre des panneaux photovoltaïques nécessaires Le nombre des panneaux nécessaires est calculé par : 𝑁𝑝 =

𝑃crête 𝑃𝑚𝑎𝑥

Avec : 𝑃𝑚𝑎𝑥 : Puissance maximale du modèle du panneau choisi Donc : 𝑁𝑝 =

𝑃crête 𝑃𝑚𝑎𝑥

=

26.97𝑘𝑊𝑐 300𝑊𝑝

= 89.90 ≈ 90 Panneaux

Donc la puissance crête devient : 𝑃crête,𝑐ℎ𝑎𝑚𝑝 = 𝑁𝑝 × 𝑃𝑚𝑎𝑥 = 90 × 300 = 27𝑘𝑊𝑐

Compatibilité du champ photovoltaïque avec l’onduleur Pour que le champ photovoltaïque soit compatible avec l’onduleur il faut que : 1. La puissance maximale d’entrée de l’onduleur soit supérieure à celle fournie par le champ photovoltaïque. 𝑃𝑖𝑛,𝑚𝑎𝑥,𝑜𝑛𝑑𝑢𝑙𝑒𝑢𝑟 > 𝑃crête,𝑐ℎ𝑎𝑚𝑝 2. La tension d’entrée maximale de l’onduleur soit supérieure à celle fournie par le champ photovoltaïque. 𝑉𝑖𝑛,𝑚𝑎𝑥,𝑜𝑛𝑑𝑢𝑙𝑒𝑢𝑟 > 𝑉𝑚𝑎𝑥,𝑐ℎ𝑎𝑚𝑝 𝑃𝑉

51

3. La tension à vide du champ photovoltaïque soit inclue dans l’intervalle de tension recommandé de l’onduleur. 𝑉𝑜𝑐,𝑐ℎ𝑎𝑚𝑝 𝑃𝑉 𝜖[620 − 750 𝑉] Vérification : On a : 𝑁𝑠_𝑚𝑎𝑥 = 15 𝑁𝑠_𝑚𝑖𝑛 = 9 ⟹ {𝑁𝑝 = 𝑁𝑝_𝑚𝑎𝑥 × 𝑁𝑠_𝑚𝑎𝑥 = 6 × 15 = 90 𝑁𝑝_𝑚𝑎𝑥 = 6 { 𝑁𝑝 = 90 𝑉𝑚𝑎𝑥,𝑐ℎ𝑎𝑚𝑝 𝑃𝑉 = 15 × 𝑉𝑜𝑐 (𝑇𝑚 = −10∘ 𝐶) = 15 × 50.04 = 750.6𝑉

  1. {

2. {

𝑃𝑖𝑛,𝑚𝑎𝑥,𝑜𝑛𝑑𝑢𝑙𝑒𝑢𝑟 = 28.6𝑘𝑊 ⟹ {𝑃𝑖𝑛,𝑚𝑎𝑥,𝑜𝑛𝑑𝑢𝑙𝑒𝑢𝑟 > 𝑃crête,𝑐ℎ𝑎𝑚𝑝 𝑃crête,𝑐ℎ𝑎𝑚𝑝 = 27𝑘𝑊

𝑉𝑚𝑎𝑥,𝑐ℎ𝑎𝑚𝑝 𝑃𝑉 = 750.6𝑉 ⇒ 𝑉𝑖𝑛,𝑚𝑎𝑥,𝑜𝑛𝑑𝑢𝑙𝑒𝑢𝑟 > 𝑉𝑚𝑎𝑥,𝑐ℎ𝑎𝑚𝑝 𝑃𝑉 𝑉𝑖𝑛,𝑚𝑎𝑥,𝑜𝑛𝑑𝑢𝑙𝑒𝑢𝑟 = 780𝑉

3. 𝑉𝑜𝑐,𝑐ℎ𝑎𝑚𝑝 𝑃𝑉 = 15 × 𝑉𝑜𝑐 = 15 × 45 = 675𝑉 ⇒ 𝑉𝑜𝑐,𝑐ℎ𝑎𝑚𝑝 𝑃𝑉 𝜖[620 − 750 𝑉] On voit que toutes les conditions sont vérifiées alors on déduit que le champ photovoltaïque est compatible avec l’onduleur.

Choix de câbles Les câbles en cuivre souple (multibrin) présentent le meilleur rapport prix-conductivité. La caractéristique multibrin permet d’assurer des connexions de qualité optimale, par suite de minimiser les pertes d’énergie par chute de tension. Les câbles doivent être dimensionnés de telle façon à respecter certains critères primordiaux à savoir :   

Les câbles doivent supporter un courant de 1.25 × courant de court-circuit. Les câbles doivent résister contre les ultra-violets. Adapter la capacité des câbles au transport du courant continu ou alternatif et aux pertes dues aux chutes de tensions.

Pour bien dimensionner un câble, on calcule sa section minimale par la relation suivante : 𝑆𝑐−𝑚𝑖𝑛 = 2 ×

𝐿 × 𝐼𝑐𝑏 × 𝜌 𝜀 × 𝑉𝑚𝑝𝑝 (𝑇𝑚 = 70∘ 𝐶)

Avec :  

𝐿 : la longueur du câble en mètre (m). 𝐼𝑐𝑏 = 1.25 × 𝐼𝑐𝑐 : le courant traversant les câbles. 52

  

𝜌 = 1.7 × 10−8 Ω𝑚 : la résistivité du cuivre. 𝜀 : la chute de tension optimalement égale à 0.02 en Volt. 𝑉𝑚𝑝𝑝 (𝑇𝑚 = 70∘ 𝐶) ∶ 𝑡𝑒𝑛𝑠𝑖𝑜𝑛 𝑑𝑢 𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑒 𝑎𝑢 𝑀𝑃𝑃 à 𝑇𝑚 = 70∘ 𝐶.

Le champ photovoltaïque est constitué de 6 chaines de 15 modules en série.

Figure 43: Schéma d'installation PV

Dans le tableau 7, on a calculé section minimale de chaque câble reliant deux composants de notre système ainsi on a déterminé la section à l’intensité admissible tout en respectant les conditions suivantes : 𝐼𝑎𝑑𝑚𝑖𝑠𝑠𝑖𝑏𝑙𝑒 > 𝐼𝑐𝑏 et 𝑆𝑐−𝑚𝑖𝑛 < 𝑆𝑐 à l’intensité admissible. La détermination de la section à l’intensité admissible et le choix final de la section du câble sont faits en utilisant les documents dans l’annexe4. Tableau 7:Choix de section de câbles

Entre le champ PV et la Boîte de jonction (L1) Entre la Boîte de jonction et le coffret (L2) Entre le coffret et la pompe (L3)

Distance (m)

𝑉𝑚𝑝𝑝 (𝑇𝑚 = 70∘ 𝐶) (V)

𝐼𝑐𝑏 (A)

𝑆𝑐−𝑚𝑖𝑛 𝑚𝑚2

𝑆𝑐 à l’Intensité admissible 𝑚𝑚2

Choix final de 𝑆𝑐

50

464.4

10.87

1.99

2.5

1×2,5

7

464.4

43.5

1.11

6

1×6

105

380

45

21.13

10

4×10

53

Choix des éléments de protection La protection des intervenants (installateurs, exploitants) et du matériel est une nécessite primordiale. Elle se fait par plusieurs éléments : sectionneurs, fusibles, parafoudres… III.11.ASectionneur DC Dans une installation photovoltaïque, il est indispensable de pouvoir couper le courant, afin d'effectuer par exemple des opérations de maintenance. Pour ce faire, plusieurs familles de dispositifs de coupure et de sectionnement sont disponibles. Dans notre cas on doit choisir un sectionneur DC qui permet d’isoler le champ photovoltaïque tout entier de telle façon à vérifier : 𝐼𝑛 ≥ 1.25 × 𝐼𝑐𝑐_𝑃𝑉 𝐼 ≥ 1.25 × 6 × 8.7 = 65.25𝐴 { ⇒{𝑛 𝑈𝑒 ≥ 1.04 × 𝑉𝑜𝑐_𝑃𝑉 𝑈𝑒 ≥ 1.04 × 15 × 45 = 702𝑉 Avec :  

𝐼𝑛 : intensité maximale supporté par les pôles de puissance. 𝑈𝑒 : tension maximale d’isolement entre les pôles de puissance.

III.11.BFusibles DC Les panneaux photovoltaïques doivent être protégés contre les effets des courants inverses qui peuvent se produire si un seul panneau déconnecté ou défectueux. Une surcharge peut provoquer la destruction totale des panneaux. Dans notre cas on va choisir un fusible dont son courant assigné vérifie la relation suivante : 1.45 × 𝐼𝑐𝑐 ≤ 𝐼𝑛 ≤ 𝐼𝑅𝑀 Avec :   

𝐼𝑐𝑐 : courant de court-circuit du modèle photovoltaïque. 𝐼𝑛 : courant assigné du fusible. 𝐼𝑅𝑀 ≈ 2 × 𝐼𝑐𝑐 : courant inverse des modules (donné par le constructeur).

Donc : 1.45 × 𝐼𝑐𝑐 ≤ 𝐼𝑛 ≤ 𝐼𝑅𝑀 ⟺ 1.45 × 8.7 ≤ 𝐼𝑛 ≤ 2 × 8.7 ⟺ 12.61 𝐴 ≤ 𝐼𝑛 ≤ 17.4 𝐴 Donc on va opter des fusibles de 15A pour chaque côté des chaines.

IV.Dimensionnement avec le logiciel PVsys PVSYST est l'un des plus anciens et des plus performants logiciels dédié au photovoltaïque. Il propose des fonctionnalités très poussées telle que son application 3D qui permet de simuler la course du soleil et les ombres portées afin d'optimiser l'implantation des panneaux. Afin de bien dimensionner notre projet on suit les étapes suivantes : 54

Ouverture de PVsys On lance PVsys puis on clique sur « conception du projet », et on choisit le système de pompage en cliquant sur « pompage » comme le montre ma figure 44:

Figure 44: Ouverture de PVsys

Création du projet On crée notre projet sous le nom « installation à OUSSAFRO » puis on clique sur l’icône « loupe » à droite du « fichier site » afin de déterminer les coordonnées du site.

Figure 45: Création du projet

55

Détermination des coordonnées du site Sur la carte géographique montrée dans la figure 46 on détermine l’emplacement de notre installation puis on cliquer sur « importer » pour obtenir les conditions du site.

Figure 46: Coordonnées du site

Détermination des conditions du site Suite à l’étape précédente on obtient toutes les informations concernant notre site (l’irradiation, température…etc.) comme le montre la figure 47.

Figure 47: Conditions du site

56

Détermination des paramètres d’entrée Dans cette étape on doit déterminer tous les paramètres d’entrée (orientation, besoins d’eau, système…etc.) avant de lancer la simulation comme le montre la figure 48.

Figure 48: Paramètres d’entrée

IV.5.ADétermination d’ongle optimal d’inclinaison On clique sur l’icône « orientation » (figure 48) et on obtient la fenêtre montrée dans la figure 49 qui permettra de choisir l’angle d’inclinaison optimal et l’Azmut convenable.

Figure 49: l’ongle optimal d’inclinaison

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IV.5.BDéterminations des besoins en eau Pour remplir tous les champs demandés dans cette étape « besoins d’eau » soit ceux qui concernent le réservoir (volume, diamètre, hauteur de refoulement,…etc.) soit ceux qui déterminent les caractéristiques du puits (hauteur statique, profondeur de la pompe,…etc.) ou soit ceux qui indiquent les caractéristiques du circuit hydraulique on se base sur le cahier de charge dans un premier temps puis sur les informations relevées lors de la première visite du site.

Figure 50: Caractéristiques du circuit hydraulique de pompage

Figure 51: Besoins en eau

58

IV.5.CDétermination de la pompe On clique sur l’icône « système » (figure 48), puis on choisit d’abord une marque de pompe puis un type de caractéristiques convenables a notre projet comme le montre la figure 52.

Figure 52: Détermination de la pompe

IV.5.DDétermination de panneau solaire et de l’onduleur Ensuite, on choisit la marque puis le panneau photovoltaïque qui répond aux exigences de notre projet et finalement on détermine l’onduleur convenable comme le montre dans la figure 53.

Figure 53: Détermination de panneau solaire et de l’onduleur

59

Lancement de simulation : Notre projet maintenant est prêt pour la simulation, on lance la simulation en cliquant sur « lancer la simulation ». (Voir la figure 54)

Figure 54: simulation du projet

Rapport de simulation Apres cette simulation on obtient les résultats suivants :

60

Les résultats du dimensionnement par le logiciel PVsys sont différents à ceux obtenus théoriquement au niveau du choix des composants car ce logiciel ne permet pas de simuler avec les mêmes composants choisis théoriquement. Mais au niveau des puissances on constate que les puissances sont presque les mêmes dans les deux cas.

61

V.Conclusion L'objectif de notre dimensionnement est la réalisation d’un système de pompage photovoltaïque fonctionnant au fil du soleil basé sur une pompe immergée qui aspire l'eau du puits et la refoule dans un réservoir. La réalisation sur un site isolé au village d’OSSAFRO a pour but de satisfaire les besoins quotidiens en eau d’un projet agricole. Le dimensionnement nous a permet de déterminer tous les besoins nécessaires en énergie hydrauliques et électriques et par suite de bien choisir les éléments du système de pompage solaire (pompe, panneaux solaires, onduleur, câbles …etc.) afin de répondre aux exigences citées en cahier de charge.

62

Conclusion générale La demande mondiale en énergie évolue rapidement et les ressources naturelles de l’énergie telles que l’uranium, le gaz et le pétrole diminuent en raison d’une grande diffusion et développement de l’industrie ces dernières années. Pour couvrir les besoins en énergie, des recherches sont conduits à l’énergie renouvelable. Une des énergies renouvelables qui peut honorer la demande est l’énergie solaire photovoltaïque, c’est une énergie propre, silencieuse, disponible et gratuite. Cela explique pourquoi son utilisation connaît une croissance significative dans le monde. Ce rapport de stage a porté sur l’étude d’un système de pompage photovoltaïque. Ce système se présente comme une solution idéale pour l’alimentation de l’eau pour les régions rurales et isolées. Pour améliorer les performances d’un système de pompage photovoltaïque, on est amené à faire le choix convenable de chaque élément de ce système qu’il est composé d’un générateur photovoltaïque, d’un convertisseur et d’une pompe immergée.

63

Annexes Annexe 1 : Les pompes SP

64

Annexe 2 : Les onduleurs veichi si 23

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Annexe 3 : Panneaux photovoltaïques TSM 300 PC 14A

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Annexe 4 : Les câbles

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Références       

http://www.photovoltaique.info/Les-technologies-de-cellules.html https://fr.wikipedia.org/wiki/Cellule_photovolta%C3%AFque https://www.arrosage-distribution.fr/pompe-immergee-comment-ca-marche/ https://www.memoireonline.com/05/09/2066/m_Les-pompe-solaires-Dimensionnement-dune-station-de-pompage-en-zone-maracher0.html http://theses.univ-batna.dz/index.php/theses-en-ligne/doc_download/2454-etudetechnico-economique-dun-systeme-de-pompage-photovoltaique-sur-le-site-de-ouargla http://thesis.essatlemcen.dz/bitstream/handle/STDB_UNAM/22/ING.ELN.Sohaib.pdf ?sequence=1&isAllowed=y http://documentation.2ie-edu.org/cdi2ie/opac_css/doc_num.php?explnum_id=2479

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